渤海油田油井酸化返排液处理新工艺

酸化作为油田增产增注的重要措施,对油田的高产稳产起到了重要作用。但是渤海油田受平台设备、管线等条件的限制,酸化返排液易对平台油气水处理系统的正常运行造成严重的影响,使得海上油井酸化作业的实施一直受限。针对海上平台设备的特殊性,提出了一种适合海上油井酸化返排液处理的新思路,即"一井解堵,多井受益"酸化液返排新工艺,该工艺占地小、易操作,可有效地解决渤海油田酸化返排液处理难的问题,保证酸化作业的有效实施。     

油田返排液处理技术研究与应用

在油田生产中,返排液处理问题亟待解决。基于此,本文分析了油田返排液处理技术的应用,从油田措施废液成分分析、油田返排液处理工艺、油田返排液处理工艺优化等方面进行了探析。     

油、水井酸化作业返排液处理技术

油、水井酸化作业返排液成分复杂,处理难度大。提出在井口就地处理、就地回用回注的思路。对11口油、水井酸化返排液进行了分析,确定了沉降预分离—多功能处理系统—多级过滤工艺,优选了中和剂、氧化剂、絮凝剂和污泥浓缩剂,研制了撬装处理设备,现场实施15井次,处理后返排液pH 6～8,油和悬浮物质量浓度均低于10mg/L,实现了就地回用回注。     

油田压裂返排液处理技术研究及应用

针对井场产生的压裂返排液对环境存在潜在的生态风险,在明确井场废液废固危险特性的基础上,开展针对井场废液的集中化处理,通过高效气浮+催化氧化+接触式膜生物组合工艺,实现废液无害化处理与资源化利用。     

油田压裂返排液处理技术研究进展探究

以压裂返排液的危害为切入点,系统性阐述压裂返排液具有危害土壤、处理难度高、成分复杂的特点,如果将其直接排放与环境中,会严重污染土壤、水体,以此为基础,提出压裂返排液处理技术及创新发展方向,从而为相关工作者提供参考。     

蓬莱19-3油田酸化返排液难处理原因探究

针对蓬莱19-3油田酸化返排液难处理问题展开研究,实验发现,该油田酸化返排液脱水困难,油相含水率偏高,乳化状态稳定。对可能导致返排液乳化稳定的物质进行了分离并鉴定,初步确定该物质主要成分为Fe S。经验证,对除去Fe S后的酸化返排液破乳,油水顺利分离。据此判定,导致蓬莱19-3油田酸化返排液乳化状态稳定且油水分离困难的物质主要为Fe S。     

论返排液处理技术在压裂酸化中的应用

油田生产中采用裂化与酸化处理可以增加产量,但是带来的返排液污染问题也随即产生,因此需要采用有效且经济性高的技术对返排液进行净化,这样才能在增产的同时控制污染程度,达到国家标准。     

油田压裂返排液的无害化处理研究

在开采油田中会出现不少废液和废物,而废液和废物在修井和钻井中又会产生添加剂、无机物和固体悬浮物,一方面在处理上有一定的难度,另一方面会对环境造成污染。在我国健康生态文明的目标下,必须要加强研究无害处处理油田压裂返排液的技术,实现合理利用资源,保护环境的目的。文章主要介绍了油田压裂返排液的主要成分和特征,介绍了压裂返排液的常用处理方法,并探究无害化处理压裂返排液的新技术。     

消泡-吸收法处理酸化返排液技术研究及应用

酸化返排液中伴有大量氯化氢及泡沫,现场处理难度较大。采用消泡、填料塔吸收、碱液喷淋中和等技术对其处理,开展了吸收塔设计选型,优化了喷淋时间、喷淋量等工艺参数,并针对返排液泡沫量大等问题进行了消泡剂优选、消泡反应时间优化等。研究表明：当GX-2消泡剂用量为125 mg/L,反应时间为1.4 min,碱液喷淋时间为1.2 min,喷淋量为7.5 m³/h时,处理效果较好。现场试验结果表明：当酸化返排液中氯化氢含量为300～720 mg/m³时,可调节消泡剂用量为100～125 mg/L,喷淋量为6.5～9.5 m³/h,处理后酸化返排液中氯化氢含量降低至5.7 mg/m³以下,处理效果较好。该技术在现场完成了14 000 m³酸液处理,处理后液体回用率为95%,具有良好的环保效应。     

海上压裂返排液处理设备小型化试制

为解决海上平台面积限制、逐渐推广成熟的海上大规模压裂产生的大量返排液处理需求、海域排放标准严格等问题,对现有的压裂返排液处理工艺进行优化,高效缩短了处理工序并试制了适合海上平台摆放的小型化压裂返排液处理设备。现场试验结果表明：整套设备占地面积100 m²,最大设备重量9.53 t,满足海上平台吊装能力。经过预处理、电絮凝、一级裂解、二级裂解、多介质过滤、超滤和RO膜过滤后,COD值由6 109 mg/L降到112 mg/L,满足海上生产水COD≤300 mg/L的排量标准。同时各设备具备独立的加药系统、电机系统,电磁流量计,取样口等,能根据返排的压裂液的COD值、处理平台面积进行组合使用。为后续海上大规模压裂提供技术保障。     

ClO2催化氧化处理油田酸化返排压裂液

以某油田压裂厂排出的酸化返排压裂液为对象,初步研究了用二氧化氯催化氧化法处理该种有机废水时各影响因素的作用机制,并通过正交和单因素试验确定了各种影响因子的最佳操作条件。结果表明,对50 mL废水,二氧化氯的用量为2.5 mL、Cu-Mn催化剂的用量为0.35 g、反应体系的pH为2、反应时间为20 min。在此条件下,废水的COD去除率达到92%、颜色澄清透明,达到国家工业污水排放二级标准。     

油田压裂返排液处理药剂筛选

对于东北龙凤地区压裂返排液进行分析,同时结合公司开发的絮凝剂与助凝剂、杀菌剂和缓蚀剂来处理达到注回液的标准。实验研究表明：絮凝剂KD-11-C与助凝剂CPAM-1的组合使用,絮凝效果最佳,其中悬浮物去除率达到92.48%,含油量去除率达到96.03%;杀菌剂KD-24-2和KD-24-3,在投加浓度为300 mg/L,都能完全杀灭废水中的FB、TGB、SRB细菌;缓蚀剂KD-32-3在45 mg/L的投加量下管道的平均腐蚀率达到最低点。     

页岩气压裂返排液回用处理技术研究与应用

在页岩气的开发过程中,对页岩气压裂返排液进行无害化处理具有一定的难度。主要分析了页岩气压裂排液中影响回用的主要成分,根据实验对比研究了影响压裂排液回用的主要原因,同时也介绍了页岩气压裂返排液回用所用的处理技术和利用这种处理技术组成的装置应用。     

油气田压裂返排液生物处理技术研究进展

在对压裂返排液污染物的组成及来源分析的基础上,对目前国内外以生物处理为核心的压裂返排液处理工艺进行了归纳,综述了活性污泥法、好氧颗粒污泥法和生物膜法等处理压裂返排液的研究进展;指出高盐度和返排液中存在的部分难降解及有毒有机物是制约生物法处理压裂返排液的关键因素;并提出未来压裂返排液处理的研究方向,为压裂返排液处理技术的...     

油气田压裂返排液生物处理技术研究进展

在对压裂返排液污染物的组成及来源分析的基础上,对目前国内外以生物处理为核心的压裂返排液处理工艺进行了归纳,综述了活性污泥法、好氧颗粒污泥法和生物膜法等处理压裂返排液的研究进展;指出高盐度和返排液中存在的部分难降解及有毒有机物是制约生物法处理压裂返排液的关键因素;并提出未来压裂返排液处理的研究方向,为压裂返排液处理技术的研发提供思路和参考。     

油田压裂返排液组合深度处理工艺研究进展

油田压裂返排液具有高黏度、高浊度、高COD、高稳定性的特点,采用单一工艺技术无法实现达标处理。针对此,文章综述了目前油田压裂返排液组合深度处理工艺,分析并指出了各组合工艺的技术特点、适用条件及存在问题,并展望了未来压裂返排液处理技术的潜在发展方向。     

压裂返排液高效回用处理技术研究与应用

系统分析了四川地区不同页岩气压裂返排液的水质情况,明确了返排液中超出回用水质标准的关键指标,通过室内实验系统研究不同工艺对压裂返排液的处理效果,提出了能适应不同水质返排液的回用处理技术,并在现场开展应用。研究结果表明,返排液经软化-混凝-絮凝-杀菌处理后出水达到回用水质标准,其最优条件为：升高pH至10,混凝剂投加量(Y₁)满足Y₁=0.46X₁+39(X₁为混凝前悬浮物浓度),絮凝剂投加量(Y₂)满足Y₂=0.004 1X₂-0.9(X₂为絮凝前悬浮物浓度),杀菌剂投加量、杀菌pH和时间分别为200 mg/L、6和30 min。根据最优条件制造了能自动加药的回用处理装置。应用结果表明,自动加药处理出水水质比手动加药的出水水质更优且能达到回用水质标准,其药剂费比手动加药低35%,自动加药处理出水配成的滑溜水性能优于原水及手动加药处理出水配成的滑溜水性能,且能达到滑溜水性能要求。     

氧化法处理油田压裂返排液技术研究

压裂作业技术是油气田开采过程中油气井增产增注的主要措施之一,压裂作业结束后有大量的压裂废液返排至地面,成为当前油田水体的主要污染源之一。此类污水具有黏度高、高、悬浮物高等特点,若不经过处理而直接外排,将会对周围环境造成严重污染。本研究在对压裂返排液进行了成分分析的基础上,针对其中的污染物开展了去除工艺研究,形成了破胶氧化-中和-混凝-过滤的处理工艺,处理后出水pH为7.4,含油量为1.0mg·L~(-1),悬浮物为4.6mg·L~(-1),黏度为1.2m Pa·s,处理后出水各项指标均达到回注标准。     

致密气田返排液处理回用工艺研究

压裂作业产生的返排液是致密气开采过程中最主要的污染源,大规模的压裂作业中配置压裂液需要的清水及运输费用高,提高了气田开发成本。本文以回配压裂液为目标,采用“去除离子-离心分离-溶气气浮工艺”对压裂返排液进行回用处理,胍胶胶体挑挂试验表明,回用水中总铁浓度≤4mg/L、钙镁离子浓度≤1 200 mg/L时,调节至中性或弱酸性即可用于回配胍胶体系压裂液。