油田处理范文

油田处理范文（精选12篇）

油田处理 第1篇

关键词：杀菌剂,阻垢剂,采出水,钻井污水

近几年, 和谐社会的观念深入人心, 但从开始到现在, 对和谐社会的和谐程度已然提高。和谐体现在诸多方面, 本文重点讲了油田化学剂的运用, 尤其是在处理污水方面, 正确处理油田污水才能做到利益最大化。现金对油田污水的处理存在很多问题, 众所周知, 如不合理处理污水, 不仅会使原有的油田因为污水的回流而遭到破坏, 还有可能影响江河湖泊的水质, 极度不符合可持续发展的观念。因此, 合理有效地利用污水不仅可以解决很多地区的缺水问题, 还可以做到污水回流的多层次运用, 节约资源。

1 油田污水处理的意义

油田的污水中含有多种化学试剂, 类型分为钻井污水、油田采出水等。油田废水常含有石油破乳剂、盐、酚、硫等环境污染物, 由于这些物质是疏水性, 不宜与水相融, 所以无法用水将这些污染物质溶解后去掉。在实际的操作过程中, 往往用多种方法相互结合进行去污, 净化水质。不同的油田的污染程度和周边环境也不一样, 所以在对油田废水的处理中要有针对性, 设计好污水处理方案后再进行操作。

在处理油田污水时, 一般是要将污水中的有害物质以及废物去除, 也就是将污水区别于清水的那些物质转变或过滤掉。油田去污有很多方法, 最常用的是过滤法, 但和过滤法相比, 化学剂添加法是最为有效的, 即通过在污水中投入大量的化学剂来使污水水体发生化学反应, 进而将有害物质转变为有利物质。在理论中, 有经常使用到的几种化学剂, 但是由于农田种植作物的不同, 前期使用化肥种类的不同, 往往在实际处理中, 化学剂的使用量会不尽相同, 一般根据不同油田污水成分来改变用量。现如今, 由于各种新技术的出现, 以及化学剂成分越来越绿色环保, 油田污水处理这一领域已日渐成熟。

2 油田化学剂的应用

对油田污水的处理方式多种多样, 往往要根据油田的生产种类和周边情况来定。油田污水不仅会污染周边环境, 对水管和电路也会产生一定的腐蚀作用, 化学物质积累结垢后也会堵塞管道, 影响通行, 所以常用一些除垢剂、杀菌剂、缓蚀剂和除硫剂等用品来帮助解决油田废水的危害。

2.1 杀菌与缓蚀

除了化学试剂外, 油田废水中还含有许多细菌和寄生物, 这些生物会影响到其他生物的生存, 破坏食物链, 影响到生态平衡。在废水随意排放后, 经过一系列的物理因素和生物化学反应, 一些有毒液体和气体会释放到周围环境中, 影响生态环境。

对废水中的大量细菌和寄生虫最好的处理方式是使用杀菌剂。在使用杀菌剂时, 要分清微生物的类型来进行处理, 一般微生物分为有氧呼吸型和无氧呼吸型, 处理时使用的杀菌剂的类型也因此而不相同。在运用时, 非氧化性杀菌剂效果最好, 对环境污染小, 且杀菌效果明显, 运用广泛, 在处理油田废水时是最好的选择。非氧化性杀菌剂一般分为:含氰化合物类、季铰盐类、杂环化合物类、复合型杀菌剂、季磷类、有机醛类、多功能型杀菌剂等。

缓蚀剂主要运用在对金属物质有腐蚀性的油田污水中, 缓蚀剂一般分为有机型和无机型, 有机性的缓蚀剂具有高效低毒、功能强的特点, 这类缓蚀剂包括有低聚或缩聚型缓蚀剂、多功能型有机缓蚀剂、低毒高效型有机缓蚀剂、铰盐和季胺盐类缓蚀剂、咪哩琳类缓蚀剂、杂环型缓蚀剂等, 相比而言, 无机型的缓蚀剂类型少, 运用的条件也比较苛刻。目前开发应用的环境友好型的无机缓蚀剂是铝酸盐、钨酸盐及稀土化合物。

2.2 絮凝、阻垢及除硫

另外, 在对油田污水处理时还要用到絮凝剂、除垢剂和除硫剂。油田废水中含有的一些可溶性颗粒, 这些物质是疏水性, 不宜与水相融, 所以无法用水将这些污染物质溶解后去掉, 使得在废水排放时, 不溶于水的物质积累起来, 形成垢, 堵塞管道和输水道。这些颗粒包括金属颗粒、悬浮颗粒和化学试剂, 在运用除垢剂时往往会伴随着润滑剂加入, 有利于管道的疏通。絮凝剂的作用在于减少油性物质的产生, 主要分为有机絮凝剂、无机絮凝剂和复合絮凝剂三大种类。常用的是有机絮凝剂, 它有作用时间短、效果好、效率高、无污染的特点, 常被运用到油田的污水处理中, 是现在研究和发展的热点, 有机絮凝剂对污水的处理具有十分大的帮助。

油田生产中的结垢问题是十分常见的, 油田废水的排出量越多, 结垢的现象越明显。结成的垢一般是由多种化学成分组成, 包括钙离子沉淀物、镁离子沉淀物和钡离子沉淀物。结构的危害十分巨大, 垢对管道的堵塞往往会造成油田产量降低、管道裂开、油井生产不理想, 给油田的经济效益带来了一定程度上的损失。解决这个问题最好的方式是阻止垢的产生, 减少油田中化学试剂的使用, 如含磷类化学试剂。

除硫剂的使用往往是除去油田中与部分硫离子结合的有毒物质, 包括硫化氢气体和具有腐蚀性的硫酸和硫酸盐。强烈的腐蚀性会导致钢铁管道穿孔裂开, 从而降低生产量。目前常用的除硫剂分为沉淀型和氧化型, 沉淀型的除硫剂效果比较明显, 通过物理沉淀和化学沉淀来达到除硫的目的, 将硫离子与其他物质反应最终转化成含硫的沉淀物, 然后用除垢剂一同清除。

3 油田污水处理的发展趋势

油田是个“消耗品”, 所以在开采到一定程度后, 油气也会日渐枯竭, 开发手段也相应要改变。在这个时期, 最常使用的手段就是注水, 虽然这种方法效率高, 产量大, 即使在油气开发的后期, 运用此方法也可以得到很大的产量, 但是不好的方面是对水体的破坏力也比其他方法来的更强大, 使得水质净化工作更加艰巨。这是一个持续的破坏过程, 如果不及时用行之有效的方法来解决这个问题, 最终回流的水体会使原本干净的水质遭到破坏, 而且管道堵塞, 管口污垢增多等问题也会相应出现, 影响油气产量。油田污水分为几大类, 其中主要包括, 雨水冲刷油田产生的污水, 油田注水回流水, 地表渗透到油田里的水, 以及为净化水质所向水体中倾倒的化学剂所产生的污水等, 根据第二大类的特点, 还有一种处理污水的方法, 就是废弃回流水, 但这种成本较高, 也不环保, 故不赘述。比较其他的方法, 可以看出, 施用化学剂处理污水是相对安全有效的, 也是切实可行的节约成本的可持续发展行为。

4 结语

对油田污水的处理有利于环境的保护, 对居民的生活也十分有利。开发处理油田污水的技术是目前比较热门的项目, 目的在于减少油田废水带来的危害, 让水质净化, 保护环境。

参考文献

油田污水处理技术分析论文 第2篇

关键词：油田；污水处理；技术

在油田开发行业迅速发展的背景下，油田污水量也在急剧增多，因此，必须加强对油田污水处理问题的关注与重视。油田污水的主要来源包括原油出水、钻井污水以及其他污水，针对不同来源的污水，采取有针对性的污水处理技术，实现对水资源的再回流利用，有利于实现油田经济效益与社会效益的提高。

1、污水处理方法

就现阶段来说，我国对油田碱渣污水进行处理的时候，所采取的方法主要有生物氧化法、化学处理法、直接处理法。首先，直接处理法通常情况下是进行焚烧，这个过程中会产生严重的大气污染，从而导致污染转移，无法得到理想的效益。其次，化学处理法通常情况下是采取湿式空气氧化工艺实现除污，具体来说就是气压在10兆帕以上、温度在150℃—200℃左右的环境中，利用氧化法将油田碱渣污水中存在的硫化物去除，以达到预处理效果[1]。化学处理法对条件的要求较高，只有在高压、高温的条件下，方可得到理想的效果，然而，制造高压、高温环境，又往往需要投入大量的成本。对物氧化法、化学处理法、直接处理法进行比较，生物氧化法具有运行费用、投入成本较低的优势，且处理效果较为可靠、运行简单，因此，可优先选择。

2、油田污水处理技术

油田中所使用的传统污水处理技术，其基本流程如下：隔油→旋流→除油→过滤，主要目的是将污水中的油、漂浮物等杂质去除。在油田企业之中，这种污水处理工艺得到了十分广泛的应用，且取得的效果也较为理想，同时出水水质也符合我国相关标准的要求。

2.1 油田污水处理技术的分类

针对油田污水污染程度、出水水质要求的差异，通常情况下会对污水处理技术进行相应的分级。一级处理为预处理，处理指数仅有百分之三十左右，其目的在于将污水中的固体污染物、悬浮物去除；二级处理为进一步处理，通常情况下可以将污水中百分之九十以上的胶体状污染物、可降解有机物去除，但是，二级处理很难将污水中的高碳化合物、难降解有机物、有毒物质去除，这就需要三级处理。污水处理技术每一级均有着繁多、复杂的工序，但是，经过层层处理，便可以有效确保出水水质[2]。

2.2 膜生物反应器

膜生物反应器是一种新型的污水处理技术，其有机结合了生物处理单元、膜分离单元，主要通过利用膜组件，代替传统生物处理工艺的末端二沉池，能够在生物反应器中有效保持高活性污泥浓度，从而有利于实现生物有机负荷的提高，在很大程度上降低了剩余污泥量，也减少了污水处理面积，因此，具有十分理想的效果与经济效益。相比较于传统污水处理技术，膜生物反应器有着设备占地面积较小、处理效率高、操作简单、出水水质高以及以实现自动化控制等一系列优点，因此，受到了越来越多的关注与重视。虽然就现阶段来说，膜生物反应器尚未得到广泛采纳，但相信随着科技的不断进步，膜生物反应器也会得到不断的改进与完善，并会在油田污水处理中得到越来越广泛的应用。

3、膜生物反应器的优势

对于膜生物反应器来说，可以通过利用膜分离单元有效实现油田污水的固液分离，因此，利用膜生物反应器，可以将油田污水中存在的固态杂质有效去除。其主要优势包括：第一，相比较于以往所采取的沉淀分离固液模式，膜分离方法的固液分离效果更好，同时，分离出来的水可进行直接回流再利用，进行回流的过程中，还能将微生物有效阻隔开来，实现水、污泥之间的彻底分离，且操作也比较灵活[3]。第二，膜生物反应器与传统技术的结合应用，有效避免了传统三级处理的复杂流程，不仅可以大幅度减少对土地的利用，也有利于降低成本。总而言之，采取膜生物反应器来进行油田污水处理，可以有效确保污水处理质量与水平，也更容易实现自动化控制，避免了传统污水处理工艺下繁琐的处理流程，有利于实现污水处理效率以及水资源的回收利用效率的提高。此外，相比较于传统活性污泥处理，膜生物反应器对低废弃污泥量的处理难度虽然较大，但却具有操作弹性较大、排泥周期长的优势，同时，生物膜处理技术可以通过PLC的控制进行设计，因此便于维护，且实现自动化控制也更为容易，不仅缩减了污泥池的占地面积，也具有低臭味、低噪音、低公害的优势，通过利用膜分离技术、生物法有机结合的膜生物反应器，可以实现对油田污水的有效处理，有利于实现污水回收率的提高。

4、结语

综上所述，污水处理在油田中有着十分重要的地位，通过实现污水回收率的提高、加强污水处理效果，不仅有利于实现水资源的节约、提高水资源的利用率，还有利于保护生态环境，实现油田企业经济效益与社会效益的双赢。

参考文献：

油田抽油机常见故障分析及处理方法 第3篇

文献标识码：B文章编号：1008-925X(2012)07-0102-01

摘要:

抽油机是油田应用数量最多、分布最广的采油地面设备，它具有适合大量、连续采油的特点，极大地提高了才有效率。但是，随着抽油机井生产时间的延长，抽油机出现一些故障也在所难免，这严重影响了开采的正常进行。因此，本文将通过对抽油机的技术现状及常见故障分析，提出了应对措施，保障抽油机的正常使用和维护，稳定油田生产的安全、高效进行。

关键词:油田抽油机；现状； 故障分析； 处理方法

【前言】由于具有结构简单、操作及维护方便的特点，使得抽油机在油田采油中被广泛使用。但由于长期野外连续作业，所以对抽油机的耐用性要求很高，本文即对抽油机的常见故障进行分析，提出处理故障的方法，实现抽油机使用寿命的延长，提高其工作效率，保障油田生产。

1抽油机历史现状与发展趋势

1.1抽油机发展历史。

抽油机是有杆抽油系统中最主要举升设备。根据是否有游粱可分为游梁式抽油机和无游梁式抽油机。经过一百多年的实践和不断的改进创新，抽油机在结构形式和使用功能上都产生了很大的变化。特别是近几十年来，世界对原油的需求量不断加大，对油田深度开采的能力有了更进一步的要求，在很大程度上加快了抽油机技术发展的速度，催生出多种类型。

1.2抽油机的发展特点。

近年来，抽油机的发展出现了许多新的特点。它增强了可靠性、经济性和适应性；工作性能得以改善，运转中更加平稳；在实现节能的基础上，工作效率提高；整体性能得以完善，提高了适应性，得以在更大范围内使用；自动化与智能化程度不断提高。

1.3工作原理。

抽油机是开采石油的一种机器设备，俗称“磕头机”，通过加压的办法使石油出井。油井内的机械解堵采油器就是利用油管柱周期性的弹性变形来产生周期性的上下往复运动，从而对地层产生抽吸挤压频繁交替变换的活塞作用。油层内“粘连”的液滴和堵塞颗粒物受到这种频繁地抽吸力和挤压力扰动后，被迫脱离原位，最终，使不易移动的液滴开始流动，使“粘连”的堵塞颗粒物脱离油道，实现疏通油道、扩大油流增加原油产量的目的。套环形油道，使正向单流阀下方区域形成负压区，相当于对地层产生了一个强大的抽吸力。磕头机即游梁式抽油机是油田广泛应用的传统抽油设备，通常由普通交流异步电动机直接拖动。其曲柄带以配重平衡块带动抽油杆，驱动井下抽油泵做固定周期的上下往复运动，把井下的油送到地面。在一个冲次内，随着抽油杆的上升或下降，而使电机工作在电动/发电状态。上升过程电机从电网吸收能量电动运行；下降过程电机的负载性质为位势负载，加之井下负压等使电动机处于发电状态，把机械能量转换成电能回馈到电网。 

2常见故障及原因分析

2.1曲柄销故障。

曲柄销在抽油机中是用来链接曲柄和连杆以传递动力和运动的，它同时受到曲柄锥套的连接力和连杆的拉力。从抽油机大型事故统计来看，曲柄销断裂的事故率较高，其失效形式也包括脱扣、磨损等。导致曲柄销故障发生的有多种原因。首先，抽油机在安装时，由于地基的处理情况各有不同，因而有不同的承压能力，虽然安装时并不存在问题，但是在重力的作用下，地基的水平度不合格，就会导致曲柄销的断裂。其次，抽油机输出轴的安装曲柄的键不在同一条直线上，会造成安装在减速箱的剪应力过大，从而导致曲柄销的受力不均以至断裂现象的发生。与此同时，如果曲柄销的质量不合格、轴承不好，都会导致故障的发生。

2.2减速箱渗漏。

减速箱是抽油机作业中传动系统的主要组成部分，在工作中，减速箱要承受较大的负荷，极易造成减速箱的润滑油渗漏。因为在减速箱的运转时，减速箱内外的压力差会使得齿轮之间的摩擦产生大量热能，导致减速箱内温度升高、压力增大。同时，在减速箱箱体上没有回油孔，且轴头的密封结结构不够好，或是润滑油量过多都会造成漏油的发生。轴头密封是通过压紧而产生作用，随使用时间的增多，密封处的材料会在外力作用下发生变形，从而失去自身作用，致使润滑油发生渗漏，当润滑油量过大时，会积聚在轴封等处，严重时还会造成箱内温度变高，这都会引起润滑油的泄漏。

2.3抽油机偏磨。

发生在抽油机泵以上的偏磨主要可分为单面偏磨和双面偏磨，单面偏磨的油管偏磨面积稍大，受磨损较轻；双面偏磨的油管偏磨面积较小，但是磨损程度较重。井斜使抽油杆受重力作用，在上下沖程的过程中与油管接触便会导致偏磨，加之地层水中含有微量酸性，加重了油管、抽油杆的磨损程度。同时，原油中的含水率使原油变成水包油，使润滑剂的润滑作用减弱，加剧了抽油机的磨损。

3应对措施

3.1定期排查曲柄销。

当曲柄销发生故障时，首先要对故障发生的原因进行准确判断，根据具体故障采取相对应的处理。在检查时需要注意细节检查，如抽油机的剪刀差、纵向及横向的水平率、连杆的长度等。检查完毕后，对于存在问题的项目逐个进行改造，使其严格符合规定。很有必要的处理方式是提前进行相应的预防措施以减少故障的出现。如提高曲柄销和锥套的质量，增加 曲柄销月垫片之间的接触面积，在咱庄曲柄销时注意螺纹的旋向是否正确。

3.2减速箱渗漏的处理方法。

减速箱渗漏要具体问题具体分析，如果轴承端盖和箱体之间因为过于紧密结合而发生泄漏，应制作专门的石棉垫工具并将其毛边适当修整，同时清理干净箱体与端盖的接触部分，确保油孔对齐，避免发生渗漏。当轴套与端盖处发生泄漏的时则是由于密封的失效，回油孔堵塞因而造成泄漏，发生这种情况是，先检查回油孔状态，将其疏通，严重时则要更换密封装置。若是由于减速箱上下箱体之间的密封松紧度问题而造成的渗漏，通常要用对称紧固的方法做出相应处理，及时解决渗漏问题。

3.3抽油机磨损的处理方法。

当前，针对抽油机的偏磨问题国内外研究了很多有效的技术。例如抽油机旋转技术，抽油杆在井下作业时不断旋转，可有效减轻抽油杆在长期固定进行反复运动所造成的磨损；其次可采用抽油杆防偏磨器，通过采用四排小滚轮装置，减少油管所受损伤，从而减低抽油杆所带来的磨损，并且这种金属制成的装置能够承受较大符合，在多种情况下都可以加以采用；再者就是安装抗弯防磨副。它的工作原理是改变抽油杆与油管间摩擦为滑套与摩擦杆之间的摩擦，在抽油杆的运动中滑套能够自主定位于油管的合适位置上，从而与与摩擦杆形成了摩擦副，可以有效降低抽油杆与油管之间的摩擦。并且其耐磨性决定了其较高的使用寿命。

3.4加强设备的日常维护和保养。

抽油机的保养工作是抽油机使用、管理的重要环节，保养的好坏将直接影响抽油机的使用寿命。特别是新抽油机，要严格按说明书中的要求进行操作，保证正常磨合为以后的长期运行打下坚实的基础。杜绝对抽油机的日常保养工作不到位现象的发生。齿轮润滑油的使用及抽油机平衡，直接影响减速器的寿命，要切实保证齿轮润滑油的质量，加强设备的日常养护广利，保障设备的使用寿命和工作效率的提高。

4总结

油田生产中，抽油机发生故障是难以避免的，在实际使用中，要针对具体的问题采用合理的措施解决，掌握好处理常见故障的方法。同时，要提高操作人员的专业素质，加强对抽油机的日常养护管理，科学使用抽油机，加强全面管理，使抽油机在各种环境条件下尽量增加工作效率及使用寿命，保障油田的正常生产。

参考文献

［1］王宝荣 董吉新 油田用抽油机常见故障及合理应用 ［J］ 科技资讯 2010年 第24期

油田钻井废水深度处理技术 第4篇

针对废水的特点,本工作采用化学混凝-铁炭微电解-电渗析技术对废水进行了深度处理实验,取得了较为满意的效果。

1 实验部分

1.1 试剂、材料和仪器

氢氧化钠溶液:质量分数为15%;浓硫酸:质量分数为98%,分析纯;重铬酸钾、硫酸亚铁铵:分析纯;聚合氯化铝溶液:质量分数为12%,工业级;聚丙烯酰胺:配制后质量分数为0.1%～0.2%,工业级。

铁屑:取自某机械加工车间铣削铁屑,粒径3～4 mm;活性炭:80～120目,四川天一科技股份有限公司。

D120-2F型电动搅拌机:杭州仪表电机有限公司;微型电渗析膜分离器:浙江千秋环保水处理有限公司;DR/4000型分光光度仪:美国哈希公司;sension1型便携式pH测量仪:美国哈希公司。

1.2 废水水质

废水取自四川广元市旺苍县龙16井的钻井浆水池,废水呈黑褐色,废水水质见表1。

该钻井过程采用了磺化泥浆,因此废水中除含有粘土、油类和无机盐外,还含有多种难降解的有机物,如磺化褐煤(SMC)、磺化酚醛树脂(SMP)等。

1.3 实验方法

1.3.1 化学混凝

先用吸油棉对废水中的油类进行预处理,然后用NaOH和H2SO4将废水的pH调至6.5～7.5,快速加入适量的聚合氯化铝溶液,搅拌均匀后(产生细小矾花后),再加入适量已配制好的聚丙烯酰胺溶液(质量分数为0.2%)快速搅拌1 min,再缓慢搅拌均匀,静置30 min,分层后取上层清液测定其各项指标。

1.3.2 铁炭微电解

取9 L经化学混凝预处理后的废水于15 L的反应桶内,用H2SO4调节pH,按照文献[8]的方法称取300～500 g铁屑用稀硫酸活化后放入反应桶内,再称取150～200 g活性炭加入废水中,搅拌均匀后,室温下反应一定时间,每隔10～20 min搅拌一次。反应结束后,用NaOH溶液将废水pH调至8～9,静置1 h,分层后取上层清液进行分析。

1.3.3 电渗析

铁炭微电解处理后,废水中的Cl-浓度还不能满足GB8978—1996《污水综合排放标准》和DB51/190—1993《四川省污水排放标准》三级排放标准的要求,因此需采用电渗析装置对铁炭微电解处理后的废水进行除氯处理。

1.3.3.1 直流式出水

实验用淡水和浓水的Cl-初始浓度相同,电渗析出水采用直流式,考察进水流量、操作电压对Cl-去除效果的影响。淡水和浓水出水分别进入相应的储水池待分析,极水采用自来水循环。

1.3.3.2 循环式出水

淡水和浓水的进水Cl-初始浓度相同,淡水出水循环进入淡水室进行除Cl-处理,而浓水则进入浓水室进行浓缩循环,极水依然采用自来水循环。

2 结果与讨论

2.1 化学混凝

化学混凝后的废水呈淡黄色,其水质为pH 6.51,SS 34 mg/L,COD 645.42 mg/L,ρ(Cl-)1 737.211 mg/L,ρ(NH+4-N)6.57 mg/L,ρ(石油类)4.6 mg/L。

2.2 铁炭微电解

2.2.1 废水pH对铁炭微电解处理效果的影响

在废水处理时间为60 min,其他条件(见第1.3.2节)不变的情况下,考察废水pH对铁炭微电解处理效果的影响,实验结果见图1。

COD; COD去除率

由图1可看出,随pH的增大,铁炭微电解系统对COD的去除率逐渐降低。这是因为,酸性条件下,氧的标准电极电位较高,而在接近中性和中性介质中降低,因此在较低的pH下,氧的电极电位提高可加大铁炭微电解反应系统的电位差,促进反应的正向进行,同时,pH较低时水中溶解新生态的H和Fe2+含量也会增加,能够促进氧化还原反应和后续絮凝反应的进行,从而提高COD的去除率[9]。由图1还可看出,铁炭微电解系统最佳的pH为1～2。

2.2.2 反应时间对铁碳微电解处理效果的影响

在废水pH为1.5,其他条件(见第1.3.2节)不变的情况下,考察反应时间对铁炭微电解处理效果的影响,实验结果见图2。

COD; COD去除率

由图2可见:随反应时间的延长,COD去除率逐渐提高;当反应时间为120 min时,COD去除率为50%左右;反应时间大于120 min后,COD去除率变化不大。因此,选择反应时间为120 min。

2.3 电渗析

2.3.1 直流式出水

2.3.1.1 进水流量对Cl-去除率的影响

在极水流量大于3 L/h、操作电压20 V、处理时间15 min的条件下,考察进水流量对Cl-去除率的影响,实验结果见表2。

由表2可见,随进水流量加大,Cl-去除率反而越来越低。虽然降低进水流量可提高Cl-去除率,但盲目地降低进水流量会造成电流密度增大,形成浓差极化,出现沉淀和结垢。综合考虑,本装置最佳的进水流量选择为15～20 L/h。

2.3.1.2 操作电压对Cl-去除率的影响

在淡水和浓水进水流量为20 L/h、极水进水流量为8 L/h、处理时间15 min的条件下,考察操作电压对Cl-去除率的影响,实验结果见表3。

由表3可见:随操作电压的增大,Cl-去除率增加;当操作电压达到20 V以上时,Cl-去除率达70%以上。因此,适当增大操作电压对电渗析系统除Cl-有良好的作用,但必须考虑增大电压会导致电流的增大,高于极限电流密度将会导致系统膜的极化,反而影响除Cl-效果。

2.3.2 循环式出水

在淡水和浓水的进水流量为20 L/h、操作电压为30 V,淡水和浓水的容量均为6 L、处理时间为120 min的条件下进行实验,运行开始后每隔20 min取一次样进行分析。

2.3.2.1 实验现象与分析

装置运行45 min后,发现操作电压从30 V增至34 V,而电流却从最初的0.50 A降至0.38 A,但并未随时间持续降低。这是由于浓水室和淡水室中的Cl-浓度和渗透压达到一定的平衡后,相对电压趋于稳定。另外,浓水流量和淡水流量也都有一定程度的降低,淡水达到16 L/h,浓水达到18 L/h,造成此现象的原因是膜间压力加大,使得水流速度降低,流量变得不稳定,且浓水室和淡水室之间Cl-浓度差加大,膜的渗水量(淡水反渗)也加大,这种结果不利用于脱Cl-。因此,在实验中要定时对进水流量进行人工调节,尤其是在反应进行到1 h后,将淡水流量调至20 L/h,浓水流量为18 L/h,以避免浓差渗透造成的除Cl-效果下降。

2.3.2.2 运行时间对Cl-去除率的影响

运行时间对Cl-去除率的影响见图3。

淡水中ρ(Cl-); Cl-去除率

由图3可知:随运行时间的延长,电渗析系统对废水中Cl-的去除率逐渐增大;当运行60 min后,废水中的Cl-低于350 mg/L,达到DB51/190—1993《四川省污水排放标准》中的三级排放标准。同时,在电渗析处理过程中,淡水出水的pH不断降低,大约在80 min时,pH低于6。从节约能耗和提高Cl-去除率两方面考虑,电渗析的运行时间应控制在45～70 min。

3 结论

采用化学混凝-铁炭微电解-电渗析技术对钻井废水进行处理。化学混凝后的废水呈淡黄色,其水质为pH 6.51,SS 34.00 mg/L,COD 645.42 mg/L,ρ(Cl-)1 737.211 mg/L,ρ(NH+4-N)6.57 mg/L,ρ(石油类)4.6 mg/L。

铁炭微电解和电渗析实验结果表明:废水pH和反应时间是影响铁炭微电解处理效果的重要因素,当废水pH为1.5、反应时间为120 min时,COD的去除率为50%。在电渗析除Cl-过程中,采取直流式出水时,在进水流量为20 L/h,操作电压为30 V、运行时间为15 min的条件下,Cl-去除率可达75%;而采取循环式出水时,运行时间是影响电渗析除Cl-效果的主要因素,当运行时间超过60 min后,出水中Cl-的质量浓度低于350 mg/L,达到DB51/190—1993《四川省污水排放标准》中的三级排放标准。

摘要：采用化学混凝-铁炭微电解-电渗析技术对钻井废水进行了深度处理实验。实验结果表明:废水pH和反应时间是影响铁炭微电解处理效果的重要因素,当废水pH为1.5,反应时间为120min时,COD去除率为50%;在电渗析除Cl-过程中,采取直流方式出水时,在进水流量为20L/h、操作电压为30V、运行时间为15min的条件下,Cl-去除率可达75%;而采取循环方式出水时,运行时间是影响电渗析除Cl-效果的主要因素,当运行时间大于等于60min时,出水中Cl-的质量浓度低于350mg/L,达到DB51/190—1993《四川省污水排放标准》中的三级排放标准。

关键词：钻井废水,混凝,铁炭微电解,电渗析,氯离子

参考文献

[1]北京水环境技术与设备研究中心,北京市环境保护科学研究院,国家城市环境污染控制工程技术研究中心.三废处理工程技术手册(废水卷).北京:化学工业出版社,2000.178

[2]原国家环境保护局.石油石化工业废水治理.北京:中国环境科学出版社,1992.25~107

[3]叶雅文.国外钻井废泥浆处理水平调查.油气田环境保护,1993,3(1):48~56

[4]邓皓,肖遥,叶雅文.钻井污水COD去除的研究.石油与天然气化工,1994,23(2):128~130

[5]叶燕.钻井废水的处理.油气田环境保护,1994,4(2):22~24

[6]邓皓,肖遥,叶雅文等.江苏油田钻井污水处理室内实验.江汉石油学院学报,1996,18(3):67~70,74

[7]宋莉晖,金文标,谢萍.用微生物絮凝剂治理钻井污水的探讨.钻采工艺,1996,19(5):79~80

[8]万里平,赵立志,孟英峰等.油田酸化废水COD去除方法的研究.石油与天然气化工,2001,30(6):318~321

油田污水处理技术浅析论文 第5篇

摘 要：随着油田开发进程的加快，油田废水日益增多，严重地污染了生态环境。油田废水水质复杂，含有石油破乳剂、盐、酚、硫等污染环境物质。简述石油化工行业高浓度碱渣污水的来源及成分，高浓度碱渣污水处理工艺方案和工艺流程的选择，并着重介绍工程设计实例以及设计改造过程中的工艺特点和应用情况，供广大同行借鉴和参考。

关键词：高浓度污水;处理;IRBAF处理工艺

油田污水主要包括原油脱出水(又名油田采出水)、钻井污水及站内其它类型的含油污水。油田污水的处理依据油田生产、环境等因素可以有多种方式。当油田需要注水时，油田污水经处理后回注地层，此时要对水中的悬浮物、油等多项指标进行严格控制，防止其对地层产生伤害。石油生产单位大部分集中在干旱地区，水资源严重缺乏，如何将采油过程中产生的污水变废为宝，具有十分重要的现实意义。

油田处理 第6篇

关键词：油田钻井;废弃泥浆;固化处理技术;配方;探讨

当前，针对油田钻井废弃泥浆所带来的生态环境问题，固化处理技术逐渐被广泛运用于废弃泥浆的处理中。这是基于在油田开采作业的过程中，钻井废弃泥浆中含有这大量的金属与碱等污染物，在雨水的冲刷下这些污染物会随之对周边的水体以及土壤等带来严重的污染，而在这一污染物的处理上难度相对较大。因此，在贯彻落实可持续发展战略与保护环境基本国策的过程中，则就需要借助固化处理技术的完善运用来解决油田钻井废弃泥浆所带来的污染问题。

一、当前油田钻井废弃泥浆在处理上的发展状况

在当前油田行业中，借助钻井进行石油开采时，积极将固控技术进行了运用，以此来实现对废弃钻井液排放量的有效控制与降低。而在这一行业领域中，石油开采会受到诸如地理环境以及水文地质特点等的影响，进而使得在实际开采的过程中，钻井废弃泥浆呈现出了分散性的特点，污染点极多。而为了避免废弃泥浆因渗漏而带来污染问题，则会基于钻井场的周围，实现存储坑的设置，针对这一存储坑的坑底与四周，使用有机土进行铺垫，在此基础上，需要铺设一层塑料膜，然后再在这一塑料膜上铺垫一层有机土。从废弃泥浆的成分看，主要包含了岩屑、碳酸钙以及丙烯酸甲等，以半流状液体形式存在，呈现出的主要特点为含水量较高，但是脱水较难，同时级配差，隶属于碱性混合液。

二、油田钻井废弃泥浆固化处理技术的具体运用分析

目前，针对这一废弃泥浆的处理，主要采用的处理技术手段较多，如回填技术、坑内密封技术.MTC转化技术以及生物降解技术等，而随着科学技术的不断发展，为了最大程度实现无公害处理，固化处理技术随之诞生，并被广泛运用于该项工作中。在实际运用固化处理技术的过程中，需要在明确固话处理技术内涵的基础上，抓住该技术的要点，以实现对钻井废弃泥浆的有效处理。

（一）化学固化处理技术

在油田钻井作业下，相应废弃泥浆液存在着固相性质，因此，这就为采用化学固相处理技术提供了基础，在实际运用这一技术的过程中，需要添加固化剂，且要控制好添加的量，进而促使其余泥浆发生相应的物理化学反应，得到抗水固体，且具备这良好的稳定性与强度。在这一抗水固体中，将原来废弃泥浆中的有害物质进行包裹，在此基础上，借助过滤的方式来避免污染物进行扩散。在固化作业中，关键在于固化剂的选择与使用，要掌握固化剂的添加量与具体搅拌方法，在此基础上，通过一定时间的放置后，实现固化处理。

（二）实现固化剂的科学选择

在针对这一废弃泥浆进行无公害固化处理时，要想充分实现固化处理技术的优势，则就需要实现固化剂的合理选择[1]。一般情况下，固化剂主要分为两种：一是无机固化剂，二是有机固化剂;其中，与无机固化剂相比而言，有机固化剂的性能优势凸显，其不仅具备了良好的固化效果，同时，在添加这一固化剂的过程中相应扩散范围相对较广，但是不足在于采用有机固化剂的成本偏高，同时也可能会带来二次污染问题。而采用无机固化剂，不仅能够降低成本投入，同时，在实际施工的过程中，也表现出了方便易行的优势特点，此外，无机固化剂的解毒固结性较好，且具备了低融、低渗透性。

（三）基于固化处理技术下相应的固化机理分析

在HN固化剂中，相应阳离子沉淀剂含有磷酸盐，这一无机物的存在能够促使泥浆中的重金属离子实现良好的沉淀，进而实现对重金属活性的有效控制[2];而其中的阴离子沉淀物，能够将泥浆中所包含的污染物进行转化，得到相应的不容物，以实现对泥浆毒性的有效降低，同时还能够对废弃物PH值的调节;而通过阴阳离子的融合后，还呈现出了一定的破乳作用。同时，在固化剂中，吸附剂占有量大，能够将泥浆中所包含的有机物以及金属离子等进行有效吸附;而在硬化剂的作用下，在化学反应的作用下形成无机聚合物，进而实现对泥浆中污染物的有效包裹，此种情况下，在外力的作用下，污染物的迁移能力被弱化，相应处理效果提升[3]。此外，在固化处理后，相应泥浆粘土的强度提升，且还呈现出了良好的水稳定性，在转化处理后，钻井废弃泥浆变成诸如土壤样的固体，或是具备较强胶结度的固体，为有效控制废弃泥浆所带来的生态环境污染问题奠定了基础。而在进行固化封存后，废弃物可达到国家排放标准，进而避免了生态环境的污染，同时固化处理后所得到的固体土壤物质，能够满足耕种要求。

三、总结

综上，针对油田钻井废弃泥浆所带来的生态环境污染问题，借助化学固化处理技术的运用，能够实现对这泥浆污染物的无公害处理，实现对所带来污染问题的有效解决。在此过程中，为了充分发挥出固化处理技术的优势，则需要实现固化剂的科学选择与合理运用，并确保处理后所得到的固体满足各项标准要求。

参考文献：

[1]尹亚君，谢海燕，王博远，肖乐.塔河油田钻井废弃泥浆无害化处理技术研究[J].环境科学与管理，2014，01：90-93.

[2]赖大钊.刍议废弃钻井泥浆固化处理技术[J].科技风，2015，10：21.

油田钻井废液处理工艺的探讨 第7篇

目前国内油田对钻井废液的处理一般采用终端集中处理的模式, 就是钻井完井工作后, 对钻井产生的废物和废水进行收集和集中处理。但是, 这个方式存在较大的弊端, 尤其是泥浆坑池对油井周边生态及地下水资源的污染。由于陕北地区油井井位普遍分散、偏僻, 受当地特殊地理环境影响, 现场钻井废液一般采用日光自然曝晒蒸发, 蒸发后形成的废泥浆进行常规固化处理再填埋。近几年, 我国对环境污染的监管力度逐年增加, 《“十二五”科技发展规划》、《国家中长期科技术发展规划纲要》均提出优先发展环境保护技术及相关的装备。此文从处理工艺及其成套设备方面, 介绍了一种适合陕北水资源缺乏地区, 泥浆不落地无害化处理、随钻钻井废液在线处理及处理后水质达标排放的工艺设备。该工艺设备能够将常规钻井废液进行固液分离, 固相物固化处理后可集中深埋或作为道路的填层, 液相物进行无害化处理后可重复利用或达到排放标准后进行外排。

1 油田钻井废液处理设备工艺

油田钻井废液处理设备的基本工艺为:钻井废液收集→破胶固液分离→液相加药混合→沉降处理→气浮处理→滤料过滤处理→膜过滤处理→生产用水再利用或达标外排。

钻井废液由井场废液收集模块 (废泥浆罐代替泥浆坑池) 进行集中储存, 污水泵将钻井废液输送到破胶混凝模块, 自动控制加药模块根据钻井废液特性添加破胶剂。钻井废液与破胶剂充分混合反应后进行沉淀分层, 形成上部为液相的浑清液和下部为固相的污泥, 分层后形成的污泥等杂质通过板框压滤设备进行固液分离, 其固相物添加固化剂进行固化处理后可集中深埋或作为道路的填层, 液相物与分层后形成的浑清液进入水处理设备进行无害化处理。

浑清液进入管道混合器, 自动控制加药模块根据水质取样添加p H调节剂, 并按比例加入适量的凝缩PAC和PAM等药剂。各种药剂在管道混合器中与浑清液充分混合后进沉降处理模块进行自然沉降, 经沉降分离后的浑清液依次进入气浮处理模块、滤料过滤模块和膜过滤模块, 处理后的水质达到生产用水标准可再次利用或达到外排标准进行外排。

2 设备基本组成及主要功能

2.1 废液收集模块

废液收集模块主要收集钻井过程中产生的废水、废泥浆及随钻产生的泥沙及岩屑等废水和废物, 其主体结构为瓦楞钢板结构, 并设有进出水口及排污口, 同时罐体上部设有搅拌机, 对罐内钻井废液进行初步的药剂添加处理, 单个模块的收集最大容量为50m3。

2.2 破胶混凝模块

该模块主要部分由药剂接入部分和破胶混凝沉淀分离部分组成。药剂接入部分可将药剂通过与加药模块相连的快插式加药管道加入混凝罐进行混合反应。混合后的钻井废液沉淀分层, 分层后的钻井液分为上下两种状态:上部为比重较小的浑清液, 下部为比重较大的絮凝状污泥。上层浑清液通过出水管路进入水处理设备, 下层污泥通过污泥管路进入板框压滤模块固液分离。

破胶混凝模块设有泥浆液位指示控制、搅拌破胶监控、泥浆加压输送、电气自动控制等设备, 可随时监测处理状况。

2.3 管道混合反应+斜管沉降处理模块

管道混合器与斜管沉降处理模块采用一体化设计, 结构紧凑。管道混合器采用多级串联的方式组合, 可以在很宽的雷诺数范围内与需要添加的各种药剂进行流体混合反应, 能满足进入斜管沉降处理模块的液体进行充分的絮凝反应。

斜管沉降处理模块主要采用斜管分离技术, 该技术属于物理法处理方式, 利用水中不同物质的密度差进行重力分离。采用斜管技术可以大大提高絮凝物沉降速度和分离效率, 加药反应后的污水经过斜管沉降以后, 大颗粒形成淤泥由污泥泵提升至板框压滤模块形成泥饼, 方便集中处理, 而带有小颗粒的浑清液由流程泵进入气浮处理模块。

2.4 气浮处理+滤料过滤模块

气浮处理模块和滤料过滤模块采用集成一体结构。气浮处理模块就是通过向液体中通入大量空气产生气泡, 使得水中的乳化油、细小悬浮物和固体颗粒附着在气泡上, 随气泡上升浮至水面被刮除, 从而达到固液分离的目的。为增加分离效果, 同时防止上级流程形成的悬浮物被破坏分散, 该模块选用了MAF-A型旋切式浮选机, 其采用旋切式叶轮结构高速旋转产生真空作用, 吸入空气及回流水, 并完成有效的汽水混合相的切割, 可产生0.5µm微细气泡, 从而优化浮选效果。

滤料过滤模块采用核桃壳和改性纤维球相结合的方式, 通过加压使得滤料过滤后的水样清澈透明, 水质更为稳定。该模块设有反冲洗流程, 可以使滤料再生利用, 延长使用寿命。

2.5 加药模块+膜过滤模块

加药模块设备由破拆、液位指示与控制、溶解、加量控制、输送以及电气自动控制设备组成, 该模块均采用变频加药泵组成, 可根据水质状况随时控制加药量的多少, 能实现连续配药和加药的要求。

膜过滤模块为水质的深度精细处理, 其采用具有选择效果的高精度面膜材料, 按照机械筛分原理, 通过滤芯与物料系统的精确匹配达到实现料液中不同组分的分离和浓缩, 并采用错流过滤方式从而达到解决膜组的堵塞问题。

2.6 设备的运输及装卸

针对陕北地区油井所处地区偏远, 坡度陡峭, 个别地区甚至遇到转弯半径过大的车辆时要提前使用推土机开路的状况, 该设备在设计时选用集装式橇装结构。选定运载车辆为该地区较为常见的6×4槽子车进行运输。考虑到道路运输时郊区居住地往往有居民私自拉扯的电缆等障碍物的通过性问题, 各功能模块为集装式框架结构, 其长度不超过9000mm, 宽度和高度均不超过2100mm, 框架起吊方式为上下吊装, 运输过程中框架结构与运输车辆通过固定绳索联接, 以防止设备在运输过程中可能出现的滑移现象。在现场使用时, 装卸及井场布局工作可通过一辆15t以内的吊车及6辆运输车辆完成。

3 现场应用及结论

设备开发完成后, 按照破胶、沉降、气浮、过滤和固化等处理流程, 先后在陕北靖边及青海花土沟矿区配合20余口井的钻探作业和完井作业。现场使用效果较良好, 其中钻井液中杂质泥浆等大比重固相物成型稳定, 脱水率85%以上, 且方便集中运输。对处理后的水质进行检测, 发现p H值、碱度、硬度、总铁、总盐、浊度、色度和COD等指标均满足再次利用和外排的要求, 减少污染的同时节约了大量用水成本。 (见表1)

综上所述, 可以得到以下结论:

⑴研制的油田钻井废液处理工艺及设备在使用过程中, 钻井液分离效果理想, 经破胶沉淀后, 大比重固相形成的淤泥进入板框压滤模块后可形成易运输的成型固体, 方便集中处理。带有小颗粒的浑清液液相进入污水处理系统, 处理效果较好, 且效率较高。

⑵设备采用模块化结构, 各模块外形结构尺寸均保持统一, 设计均以鄂尔多斯地区运输实际情况出发。同时通过优化起吊方式方便吊装作业, 能够满足山区环境使用。

油田回注水处理新技术 第8篇

且随着我国油田开采进入中后期, 采出的原油含水率越来越高, 有的油田已高达90%, 其中大庆油田平均每年油田采出水高达3×108t。因此, 在水资源严重短缺的现状下, 采油污水回用于注水伴采系统, 既可解决水资源短缺问题, 又可消除采油污水外排的环保问题, 是采油污水的最佳出路;但回注水水质是影响整个油田注水开发效果的最根本因素, 也影响着整个注水处理系统的运行和使用寿命。

1 油田回注水传统处理技术

油田现有的回注水处理工艺系统。主要的工艺流程为:污水来水→游离水→沉降罐→污水泵→一次过滤罐→二次过滤罐→净化水罐→注水泵→注水井。其辅助流程包括:加药系统、污泥回收、污油回收等。

但目前采出水回注处理工艺处理后水质只能达到低渗透油田回注水的“8.3.2” (含油量≤8mg/L、悬浮物固体含量≤3mg/L、悬浮物粒径中值≤2μm) 标准, 尚不能达到特低渗透油层要求标准[5]。因此, 国内外的众多学者针对上述情况进了了大量的研究, 特别是膜分离法处理工艺, 正在引起越来越多的重视, 逐渐从实验室研究走向实际应用阶段。

2 油田回注水膜分离发处理技术

膜分离技术是S.Sourirajan开拓并在近20年迅速发展起来的一种高新技术, 被认为是“21世纪的水处理技术”。它是利用膜的选择透过性进行分离和提纯的技术, 过程的推动力主要是膜两侧的压差, 膜从溶液中分离溶解的成分是依据溶质的尺寸、荷电、形状及与膜表面间的分子相互作用而决定的。膜分离技术是一种极具发展潜力的含油污水处理方法, 近20年来, 使用膜分离去除固体颗粒技术得到了迅速发展, 目前可应用于油田回注水处理的主要有有机膜和陶瓷膜两种。

2.1 有机膜分离技术

有机膜包括聚烯烃类聚合物制成的疏水膜和具有亲水基团的高分子聚合物制成的亲水膜, 具有机械强度高和较好的破乳效果。但用此膜处理含油污水时, 油和其它杂质会留在膜表面, 产生浓差极化, 使膜被严重污染;另外, 油分子容易在膜内聚结而阻止水通过, 使膜通量急剧下降;因此, 采用有机膜进行油田污水污水处理时, 必须进行预处理, 以降低膜污染, 延长膜使用寿命。

大庆油田第某采油厂朝阳沟油田某某联采用高抗污染聚偏氟乙烯 (PVDF) 中空纤维超滤膜进行了处理量为500m3/d的现场工业化中试, 系统采用恒定出水流量和错流过滤的方式, 实现连续自动运行, 系统回收率大于95%, 工艺流程为:

来水→除硫装置→衡压浅层气浮→海绿石过滤低渗透→油层

双层膨胀滤芯过滤→中空纤维膜超滤出→水特低渗透油层

图1有机膜处理工艺流程

含油污水经此工艺处理后, 油含量从100mg/L左右下降至5mg/L以下, 悬浮物从40mg/L下降至1mg/L以下, 粒径中值从4μm下降至1μm以下, 完全达到了特低渗透油田回注水的要求;但预处理工艺较为复杂, 除硫装置先将低价态的硫、铁、锰氧化沉淀去除, 衡压浅层气浮装置将来水中油去除97%以上, 悬浮固体去除60%以上, 然后再通过海绿石过滤和双层膨胀滤芯过滤, 进一步去除水中的油和悬浮固体, 以达到中空纤维超滤膜的进水要求。

2.2 陶瓷膜分离技术

陶瓷膜的研究和应用始于19世纪40年代, 主要用于铀的富集, 后经过几十年的发展, 特别是到20世纪80年代中期, 陶瓷膜的制备技术有了新的突破, 当时Twente大学的Burggraf等人, 采用溶胶-凝胶 (Sol-Gel) 技术研制出具有多层不对称结构的微孔陶瓷膜, 孔直径可以达到3nm以下。溶胶-凝胶 (Sol-Gel) 技术的出现, 将是陶瓷膜的研制推向一个新的高潮, 并迅速在水处理、乳制品、饮料等工业中占据一席之地。

大庆石油某采油厂某联合站采用陶瓷膜进行了处理量为150m3/d的现场工业化中试, 含有污水不经过预处理, 直接进入陶瓷膜处理, 且系统回收率大于99%。

含油污水经陶瓷膜处理后, 油含量从74mg/L下降至5mg/L以下, 固体含量从37mg/L下降至1mg/L以下, 粒径中值从3.45μm下降至1μm以下, 完全达到了A1级特低渗透油层要求标准, 并且出水水质十分稳定, 但经济指标比较高。

3 油田回注水处理技术展望

随着我国低渗透油田开发比例的增大, 对传统油田回注水处理工艺进行改造也提上日程, 以达到A1级特低渗透油层要求标准。从大庆油田进行的中试实验效果来看, 膜技术处理后的水质可以完全达到级特低渗透油层要求标准, 基本上达到了工业化推广的要求, 但不管是有机膜技术, 还是陶瓷膜技术, 都还存在一定的问题;有机膜的耐污染能力差, 需要预处理工艺, 工艺流程较复杂, 且有机膜的寿命较短, 制约也其进一步的推广和应用;陶瓷膜则存在工程造价高, 运行成本较高等缺点;但从长远的发展来看, 膜技术的优势已经在油田回主水处理中体现, 必将会取代传统的处理工艺, 引发油田回注水处理工艺的革命性变化。

参考文献

吴起油田采出水处理技术研究 第9篇

关键词：吴起油田,污水处理,防腐,除油,配伍性

油层压力低, 渗透率低, 单井产量低, 埋藏浅是陕北低渗透油藏典型的特点, 油田自然能量不足, 就需要依靠注水补充能量, 这对提高油田采收率和效益至关重要, 吴起油田处于黄土高原腹地, 水资源不足成为油田注水开发工作中面临的主要问题[1]。因此, 吴起油田在进行注水开发时常采用清污回注来解决水源不足的问题, 近几年来, 吴起油田在污水处理和排放方面基本上已经达到了“零排放”的标准, 但是在油田污水处理方面还存在一些问题, 值得我们思考和解决。

1 油田污水处理的意义

随着油田勘探开发和石油化工的快速发展, 造成油田污水越来越多, 给油田污水的排放和处理带来很大的困难, 一些老油田已经进入开发的中、后期, 采出液中的含水量为60~80%, 有的油田甚至高达90%。如果这些含油污水未经处理直接排放, 将造成严重的环境污染, 也是水资源的极大浪费, 为了有效利用油田采出的污水, 对污水进行处理回注是既经济又实用的办法, 所以油田水处理技术是发展我国石油生产的一项重要的新技术。

2 吴起油田污水处理技术的现状

油田污水处理是去除水中的油、悬浮物以及其它有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分, 延长油田根据自身的实际情况, 采用絮凝和絮凝与防垢、杀菌、防腐相结合的方法。

2.1 杀菌防腐技术

根据现场水质的检测数据, 延长油田注入水中普遍含有100~2500mg/L的S042-离子, 有利于腐生菌和硫酸盐还原菌生长, 它们含量比较高, 是影响水质的主要因素[2]。先后引进了SQ-8、1227、WC-85等多种杀菌剂, 在现场注水系统周期性、段塞式投加, 一般交替投加2~3种杀菌剂, 添加的浓度为100~80mg/L, 添加的周期1次/5天, 对腐生菌和硫酸盐还原菌的杀灭率可达99%~100%。

2.2 采出水预氧化处理技术

电化学预氧化工艺是通过电解富含NaC的水, 对水中的还原性成份进行氧化处理, 水驱常规油田开发产生的高矿化度、高腐蚀性 (矿化度大于2×104m g/l、腐蚀速率大于0.5mm/a) 含油污水, 能除去水中Fe2+、S2-, 杀灭水中菌体, 对低浓度的Fe2+、S2-去除率低, 起到控制腐蚀、稳定水质。

3 吴起油田污水处理存在的问题及对策

通过上述水质处理技术, 对吴起油田的采出水进行处理, 基本上能够达到污水回注的要求, 但是在某些部分仍然存在如下的问题。

3.1 水体配伍问题分析

吴起油田各井场采出液经支线输送到转油点, 再经干线输往联合站, 沉降分离净化处理回注各油层, 目前吴起油田输液干线水体结垢, 站点净化污水注入地层, 仍然存在伤害油层等问题。现场采集水样, 进行配伍性实验, 结果如表1。

表1中“刘坪混”为剔除吴八转后其它站点按产水量比例混合后的水样。结果表明, 目前刘坪站出水回注长2时与油层水体不配伍, 存在油层明显结垢现象, 回注侏罗系Y9、Y10油层时结垢轻微, 基本配伍。吴八转水型为MgCl2与CaCl2比较接近, 回注Y9如176-5时结垢严重, 不配伍。表1中实验数据说明, 剔除吴八转来水后其余采出水混合处理后, 与三叠系的长2如旗14-8油层水配伍良好, 可见吴八转采出水单独处理是解决结垢与配伍问题的关键。

3.2 预处理除油效果差

处理工艺中缺少必要的除油工艺或现有除油工艺除油效果差, 含油和悬浮物较高的污水进入后续的过滤设备, 使过滤阶段的负荷严重超限, 导致出水效果变差、过滤压力升高、反洗频率增加、处理能力下降, 严重时将对滤料造成不可恢复的污染、滤料严重堵塞或板结, 最终使过滤设备瘫痪[3]。目前仍沿用以重力沉降罐为主的除油方式, 不能有效地去除低含油量, 也就不能满足过滤器的工作条件, 最终导致水质不合格, 应该采用旋流除油、聚结式溶气气浮除油等新工艺技术。

4 对未来油田污水处理技术的探究

4.1 生物处理技术

大家普遍认为生物处理技术是未来最有效的污水处理技术, 一直受到专家的关注和重视。近几来, 伴随着基因工程技术的发展, 以质粒育种菌和基因工程菌为代表的高效降解菌种的特性研究和工程应用是今后污水生物处理技术的发展方向。

4.2 膜分离技术的研究

随着科技的不断发展, 膜分离技术已经应用于很多的领域, 而且取得了成功, 但是在油田污水处理方面, 还处于工业性试验阶段, 难以大规模工业推广使用, 其主要原因是膜的代价太高和污染比较严重[4]。因此, 今后的研究重点是:廉价环保新材料膜的研发, 减少膜污染的方法, 清洗方法的优化以及清洗剂的开发。

参考文献

[1]李秋实, 吴汉宁, 张金功, 等.陕北特低渗油田工业油流标准确定及意义[J].西北大学学报 (自然科学版) , 2004, 34 (3) :345-348

[2]李秋实.陕北浅层低渗透油藏管理的特点及对策[D].西北大学, 2006

[3]张艳.低渗透油田注水水质评价处理技术[J].石油钻探技术, 2002, 3 (30) :52-541

油田钻井废液的处理技术进展 第10篇

1 钻井废液处理技术的研究现状及发展趋势

近年来,国内外主要集中在对废弃泥浆的处理方面,对混合液处理的研究较少。国外在20世纪50年代就开始并加强对废弃泥浆的处理,开发和采用了一系列无害化处理技术。同时,很早就开始对泥浆处理剂和各种泥浆体系进行生物降解实验和生物毒性评价实验,积极研究泥浆体系可能对环境造成的污染和相应的治理办法。美国环境保护暑(EPA)从环境保护的角度出发,在1982年就针对墨西哥海湾上水基泥浆制定了严格的排放标准(NPDES),为处理和排放废弃泥浆提供了环境法律基础。

我国对废弃泥浆的处理比国外研究稍晚些,但通过引进、消化和自主创新,在许多油田上陆续应用了一系列处理技术,同时积极研究具有适合国情的各类废弃泥浆处理技术。目前,国内外发展应用的处理技术主要包括以下几方面:就地排放、注入安全地层、回填处理、MTC转化技术、固液分离法、土地耕作、化学固化处理、干燥焚烧、生物降解等处理方法[3,4,5,6,9],下面将这些方法作简要的介绍。

1.1 回注安全地层

该方法是将废弃泥浆通过井眼注入地层中或保留在井眼环空中。为了地下水和油层不被污染,关键是选择合适的安全地层(注入层通常是压裂梯度较低,地层渗透性差的地层,而上下盖层必须致密、强度高)。国外很多钻井公司采用此法来处理钻井废物,如美国废泥浆回注服务公司提出一种“CUTWIP”回注工艺[7],此法提供了完善的系统性方案设计、评价,以及机械化现场施工回注处理的全套服务,再如THUMS公司每年通过回注法处理钻井废液近90000桶[8]。存在的问题是:这种处理费用约为28~35美元/m3,处理成本较高,且仍有可能污染地下水和油层,在美国和加拿大的应用受到严格限制。另外,这种方法对设备的要求比较高,且受注入层的限制,不能被普遍采用。

1.2 填埋处理

1.2.1 回填处理

回填处理法[9]是目前各国在石油勘探开发生产初期普遍采用的方法,先将泥浆在大土池里沉降分离的废弃泥浆上部的水澄清(必要时加入絮凝剂),达到规定指标后,就地排放。剩下的污泥,待其自然干燥到一定程度后,在其上面加土填埋。废弃泥浆顶部保持1.0~1.5 m厚的土层,再恢复地貌。该方法是一种花费较少而又普遍采用的方法,处理费用为1.9美元/m3,适用于含盐量少的水基泥浆。该处理方法随着人们对环境的关注,被限制用于淡水基钻井液产生的钻屑和废钻井液的处理,根据1985年美国石油组织API对所填埋的淡水基废钻井液的固体浸出毒性对环境影响的调查结果表明,淡水钻井泥浆中盐和有机成分的浓度低,对储存坑周边环境污染的可能性很小,其浓度在可接受的水平,未超过健康水质标准。其特点是处理费用低,对泥浆大土池周围的地下水污染的可能性小,其浸出液浓度可以控制在可接受的限制范围内。

1.2.2 坑内密封法

此法实质上是一种特殊的填埋处理法。通常是先在储存坑的底部和四周铺垫一层有机土,然后在其上面铺一层厚度为0.57 mm 的塑料膜衬层,再盖一层有机土(以防塑料膜破裂)或使废钻井液在底部和四周固化形成不渗透性隔层。生产时将废弃物直接排入坑内,完井后将封层包裹严实,上层用土壤恢复原状。必要时可对泥浆进行适当的处理,如进行固液分离,固化后在对其进行填埋。此法常用于处理毒性较大的泥浆(如盐水基或油基钻井废液),其环保效果较好,但在回填工作完成之后,仍占用场地不能完全复耕,不能达到永久无害化,而且要在埋填处留有专门的标志。

1.3 MTC转化技术

MTC(Mud To Cement)[10]转化技术是利用废弃泥浆较好的降滤失性和悬浮性,通过加入廉价的高炉水淬矿渣(BFC)和其它外加剂,将钻井液转化为完全可以与油井水泥浆相媲美的固井液,从而变废为宝,既消除了泥浆外排所造成的污染,又赋予废弃泥浆新的用途。经过CLB测试,固井质量、固井成功率、封固井质量合格率均为100%[11,12]。

国外五十年代开始研究MTC技术,九十年代初随着良好的分散剂和有机促凝剂的开发和应用,形成了以Wilson为代表的波特兰水泥转化技术和以Cowan为代表的矿渣转化技术,使MTC技术具有工业应用价值。

1.4 固液分离法

固液分离原理是将含水率较高的钻井废液用旋流分离器[13]分离后,对分离的液体达标排放,固相进行掩埋或固化处理。它是在化学混凝-催化氧化法基础上发展起来的,结合机械方法进行的先进的处理方法[14]。这种方法施工比较简单,所需的设备不多,在钻井施工现场应用较广。其缺点是絮凝剂和凝聚剂用量较大,且絮凝效果有待提高;固液分离装置昂贵,操作复杂,在山区、丘陵地区搬运不方便。

固液分离过程中分离出的污水一般还不能达到排放标准,还需要采用污水处理装置或设备进一步处理使其达标,对分离出的污泥目前也不能进行简单的填埋,也需要进行固化处理后才能填埋。

1.5 土地耕作法

土地耕作法是指水基废泥浆去除部分水分后,将泥浆大土池中的污泥和钻屑直接喷撒到土壤表以下厚度约100 mm(具体情况视水基废泥浆的毒性而定),再利用土壤耕作机械将其与土壤混合,利用土壤自身的净化特性如吸附、吸收、生物降解水基废泥浆中的污染物,从而达到无害化处理废泥浆的目的。

土地耕作法在20世纪60年代中期在美国及加拿大进行了小范围应用。但是由于该方法的局限,没有在世界各国推广开来。主要原因是水基废泥浆中含有一部分可溶性盐如氯盐。其氯离子被土壤吸收后,能降低土壤的肥效;对农作物生长造成一定的危害从而使土壤失去使用价值。在雨淋的条件下,土壤中的重金属离子及可溶有机盐和一些有机物发生迁移污染地下水源,并且其中的重金属离子被植物吸收,造成其向其它生物系统转移。从而对人类的生活环境造成更严重的危害,因此土地耕着法没有被大规模的应用。

1.6 化学固化处理法

化学固化方法[15]是基于水基废泥浆中含有一定数量的固相,加入一定量数量的固化剂与泥浆发生的一系列复杂的物理、化学反应生成具有一定强度的稳定的抗水固体。因而将水基废泥浆中的有害成分如重金属、高聚物和油类等封闭包裹在其中,从而降低其滤失性,防止重金属、高聚物和油类向环境扩散的一种对水基废泥浆的处理方法。固化作业的过程是直接将固化剂加入泥浆池中,搅拌使之充分混合均匀,再放置一定时间让其固化。废泥浆固化处理是一种比较成熟的方法。但由于泥浆的物理化学性质的不同,对其进行固化处理时必须根据自身的特点进行专项研究。钻井废液固化所得固结物主要有以下几种处理方法:(1)固化后直接填埋覆土耕种;(2)用于井场简易路的铺建;(3)固化制砖;(4)固化成条石用于建筑材料。

1.7 干燥焚烧法

该方法是用特制的装置干燥或焚烧废弃的泥浆[31],是一种高温热处理技术,即以一定的过剩空气量与被处理的有机废物在焚烧炉内进行氧化燃烧反应,废物中的有害有毒物质在高温下氧化、热解而被破坏,是一种可同时实现无害化、减量化、资源化的处理技术。干燥焚烧法对处理水基废泥浆里面的油分及有机物有很好的效果。但是由于焚烧过程往往需要高温进行,处理成本较高,处理能力有限,很难实际应用于井场废弃泥浆的处理。

1.8 生物降解法

借助微生物的作用降解水基废泥浆中的有机物,处理时间长。一般不能作为一种单独的处理方法,因为不能解决水基废泥浆中的重金属及油类的污染问题。由于没有专门用于水基废泥浆微生物处理的微生物菌种,所以,生物降解法技术不成熟。钻井液(如盐水基或油基废钻井液等),其环保效果仅次于安全焚烧法。

2 钻井废液处理技术的发展趋势

(1)开发新的环保型钻井液和钻井液添加剂

目前,国内外都在开发各种新型环保钻井液和环保型钻井液添加剂以代替毒性较大的钻井液及其添加剂,从根本上解决废弃钻井液对环境的污染问题,确保环境不受伤害。

(2)加强固控,减少废弃物的排放

固控可以改善钻井液的性能,从根本上减少废弃物。固体含量的不同对钻井液性能有很大的影响,如流变性、粘度、动切力、密度等。通过固控,改善钻井液的性能,使得钻井液性能按要求的方向转变,一方面可以加快钻进速度,减少钻井液的用量。另一方面可以减少废弃物的排放量。

(3)开发综合利用新技术

钻井废弃物的综合利用还具有一定的潜力。应该利用现有的科学和技术在废弃钻井液处理时向综合利用出发,这样既保护了环境又开发了资源。如焚烧钻井废弃物后留下的灰烬,根据其特点经过适当的加工后,变成可利用的建筑材料(当然,这只能是适用于钻井废弃物集中处理的场所)。

(4)降低成本,优化环境

废弃钻井液处理成本高一直是困扰石油工业发展的一个重要因素。如何降低成本,优化环境工程,提高效益,仍然是一个有待解决的问题。这里值得注意的问题是要综合考虑其成本和效益,不能从单方面去考虑。

(5)加强井场废弃物的管理

国外对井场废弃物的管理要求非常严格,制定了一系列的方针、政策和措施,并且按要求执行,同时加强了环境和作业的监控、监督和评估,确保环境稳定。中国在这方面做了大量的工作,取得了很好的效果,但国外的许多技术和经验还是值得学习和借鉴的。

摘要：钻井废液是石油及天然气开采过程中产生的主要污染物之一,成分复杂,应对其进行无害化处理或综合利用。本文综述了钻井废液处理技术的研究及应用进展,并其处理技术的发展趋势进行了展望。

油田处理 第11篇

关键词含油污水;气浮技术;曝氧生物滤池;含油量;固体悬浮物含量

中图分类号TE925.1文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)081-0123-01

1油田洗井水、作业水处理技术现场试验及效果分析

随着聚合物驱和三元复合驱等三次采油技术开发面积的不断扩大,污水处理所面临的形势将更加严峻。因此,探索高效的洗井水、作业水处理技术,已是一项紧迫的课题。下面对气浮技术与曝氧生物滤池技术的现场小试,并根据现场试验所取得的数据对其处理效果进行了分析。

1.1气浮技术处理含油污水现场试验

1.1.1现场试验概况

试验设备:溶气气浮污水处理装置。

1.1.2溶气气浮污水处理装置原理及试验流程

工艺原理:污水通过加药反应器后,进入溶气浮选机,与溶气水混合,通过设置在浮选机腔中的斜板与水分离后,上浮到浮选机的表面,被自动刮渣机刮走,浮选机底部沉淀物由底部的刮渣机刮至排污阀排走。出水通过特殊设计的流道,溢流出浮选机。浮选机出水的一部分,通过一个单级离心泵进行再循环,循环水切向射入倾斜布置的压力母管,与其中的压缩空气快速混合,溶解直至饱和,溶气的压力水通过浮选机的底部的释放器,均匀地释放出气泡。

1.1.3现场试验数据分析及处理效果评价

气浮装置在工艺组合中以串联形式投入运行,试验数据见表1所示。

1)处理后污水中指标含量。从原水水质化验表可见,来水含油量及固体悬浮物含量分别在184.20mg/L~3498.77mg/L和305.60mg/L~713.4mg/L之间,经串联运行工艺处理后,污水含油量和悬浮物含量均能达到“双十”标准,含油量最低可达0.14mg/L。2)药剂投加费用。串联运行工艺药剂投加费用为0.20~0.34元/m3。3)气浮工艺的技术特点及适应性评价。经串联运行工艺处理后的污水含油量最低可达0.14mg/L。

1.2曝氧生物滤池技术处理含油污水现场试验

1.2.1现场试验概况

处理介质:洗井水、污水站外排水。

试验设备:曝氧生物滤池处理装置。

1.2.2曝氧生物技术机理及试验流程

工作机理:含油污水中的溶解性有机物透过专性细菌的细胞壁被细菌所吸收,固体和胶体等不溶性有机物先是附着在细菌体外,由细菌所分泌的一种特殊酶分解成可溶性物质,再渗入细胞体内,从而细菌通过自身的生命过程—氧化、还原、合成等把复杂的有机物降解成简单的无机物(CO2和H2O等),放出的能量一部分作为自身生存与繁殖的生命之源。在适宜的条件(15℃~40℃)下微生物便以有机物为营养,实现生命的新陈代谢,达到净化废水的目的,对环境无二次污染。

1.2.3现场试验数据分析及处理效果评价

曝氧生物滤池以单台形式投入运行,从处理后污水中污油、悬浮固体含量和去除率两个方面评价该技术的处理效果。

1)处理后污水中指标含量。从化验数据看出,原水最高含油量为3370.50mg/L,最低含油为47.00mg/L,平均含油1186.13mg/L,处理后出水含油量平均为0.06mg/L,基本为痕迹。来水悬浮物最高含量为193.00mg/L,悬浮物最低含量为56.00mg/L,平均含量109mg/L,处理后出水悬浮物含量平均为7.88mg/L。2)药剂投加费用。根据现场试验投加菌量和营养剂计算,药剂投加费用为0.14~0.24元/m3。3)技术特点及适应性评价。曝氧生物技术具有除油彻底、除悬浮物率高、抗冲击性强、有效抑制SRB在系统内繁殖的特点,出水含油量基本为痕迹,能达到“双十”的回注水标准。

2经济评价

2.1社会效益

运用气浮技术提高了原水中原油的回收率,运用微生物技术处理后的泥渣不含油泥成分,对环境无二次污染。

2.2运行费用分析

运用曝氧生物滤池技术,工程建设投资约为5800万元,药剂投加费用为0.14~0.24元/m3,动力费用为0.34元/m3,吨水运行费用0.48~0.58元/m3。

运用气浮技术,工程建设投资约为2000万元,药剂投加费用为0.20~0.28元/m3,动力费用为0.22元/m3,吨水运行费用0.42~0.50元/m3。

3认识及结论

油田钻井废水处理技术与研究 第12篇

实验部分

1 钻井废水的来源

试验用钻井废水取自普光气田堆渣场渗滤池,其钻井废水颜色为黄色。

2 水质分析

对采集的钻井废水的分析结果如表1。其中未达到GB 8978-1996污水综合排放一级标准的指标为:p H值、CODCr、色度、挥发酚。

3 实验仪器

723分光光度计、便携式p H计、红外分光测油仪、电子天平、电热鼓风干燥箱、定时电动搅拌器。

4 各监测项目的分析方法

均采用《地表水和污水监测技术规范》HJ/T 91-2002。

5 混凝剂与助凝剂等试剂的选用

分别采用试剂为:聚合硫酸铝、聚合氯化铝铁、聚合硫酸铁、Fenton试剂(硫酸亚铁、双氧水)、助凝剂聚丙烯酰胺PAM(1234)。

6 混凝沉降试验

(1)试验方法

采用常规混凝试验方法即烧杯试验法,在定时变速六联搅拌机上进行,试验程序为废水-加药-快搅-慢搅-静置沉淀-取样分析,其中水样每次取500ml,快速搅拌1min,转速120r/min,慢速搅拌10min,转速60r/min,静置沉淀30min,取样为上层清液。

先投加不同加量的聚合硫酸铝、聚合氯化铝铁、聚合硫酸铁,投加配制好的聚丙烯酰胺溶液的助凝剂进行试验比对,具体实验步骤如下:

●各烧杯中取原废水500m L的水样,不调整p H值,以原水p H值为准。

●取不同的絮凝剂,分别加入到各烧杯中,转速为120-160r/min,搅拌30s后加入(高速搅拌是为了尽快地使絮凝剂获得均匀分散),一旦混匀之后分别投加同加量的已配制好助凝剂聚丙烯酰胺溶液PAM0.5%(m/m),继续搅拌1-2min。

●转速降到50-60r/min,慢速搅拌10-20min。(混匀后之后,即应尽快降低搅拌速度以助于絮体的成长)。

●停止搅拌,并小心地提出搅拌液,以免破坏已形成的絮体。

●立即观察并记录絮体的大小状态,注意其沉降速度、沉降时间。静止大约1个小时,比较污泥沉降效果。

(2)结果与讨论

从混凝沉降试验结果可以看出,聚合氯化铝铁混凝剂沉降速度最快,所需沉降时间也最短(约10min),浊度小、絮体颗粒较大,絮凝效果最好。针对混凝后的钻井废水的主要污染物进行监测,除CODCr以外,其他水质监测指标均符合污水综合排放一级标准,相比之下,聚合氯化铝铁絮凝剂的除色率、CODCr去除率、除油率、挥发酚、悬浮物等去除率均高于其他两种絮凝剂,当聚合氯化铝铁在投加0.5g/L时,效果最好,继续增加投加量,效果并不明显;因此针对聚合氯化铝铁絮凝剂并用此投加量对CODCr进行深入讨论。

7 混凝沉降效果

(1)影响絮凝剂混凝沉降效果的几个因素

●p H值的影响。针对同一钻井废水,调整不同的p H值时对CODCr去除效果的影响见图1。

由图1可知CODCr去除率随p H值的增大而缓慢增加,超过一定值后,去除效果降低,最佳p H值在7.5-8.5之间,去除率可达到80.9%左右,p H值过低、过高,都会造成CODCr去除效果的明显降低,钻井废水实测p H值为9.86,需用酸调整至最佳p H值范围内,因此,确定需要调整原水的p H值在7.5-8.5之间,方可进行混凝处理。

●沉降时间的影响。从图2中可确定最佳时间为30min,之后变化不大,考虑在实际操作过程中应选择30min。

●聚丙烯酰胺PAM为0.5%(m/m)投加量的影响。

由图3可知,PAM最佳投加量为8ml/L,CODCr下降为269mg/L,去除率达最大值81.7%,CODCr去除率随投加PAM的增加而提高,当PAM增加到8ml/L,去除效果最佳,但当继续增大PAM的投加量时,CODCr去除率变化不大,故确定PAM最适投加量为8ml/L。

(2)小结

当p H值7.5-8.5,投加聚合氯化铝铁0.5g/L时,PAM投加量为8ml/L,沉降时间为30min时,CODCr下降到269mg/L,去除率为81.7%,但仍未达到国家一级污水排放标准,因此进一步采用芬顿试剂氧化实验。

Fenton试剂氧化试验(2,5)

1 氧化试验方法

Fenton试剂(硫酸亚铁、双氧水),本实验采用的废水为经过前面一级处理絮凝后的废水,其CODCr应为269mg/L,p H为8。

室温下,在一定量的污水中加入一定量硫酸亚铁,搅拌混合均匀后用酸调节p H值至预定值,然后加入H2O2进行氧化,待氧化反应一定时间后用氢氧化钠溶液中和酸度,使Fe3+以沉淀形式沉降分离。静止一定时间后取上层清液分析。

2 结果与讨论

(1)p H值对CODCr去除率的影响

Fenton试剂是在酸性条件下发生作用的,在中性和碱性条件下,Fe3+不能催化H2O2产生OH-,由图4可所示。p H值在3~4之间时CODCr的去除率可达85%以上。当p H值大于6时废水中CODCr去除率很低。其主要原因为,p H值升高不仅抑制了OH-的产生,而且使溶液中的Fe2+以氢氧化物的形式沉淀而失去催化能力,当p H值低于3时,溶液H+浓度过高,反应(Fe3++H2O2-Fe2++HO2-+H+)受到抑制,Fe3+不能顺利地被还原为Fe2+,催化反应受阻,即p H值的变化直接影响到Fe2+、Fe3+的络合平衡体系,从而影响到Fenton试剂的氧化能力。

(2)H2O2投加量的影响

调节水样p H为3~4,研究H2O2用量对CODCr去除率的影响,从图5可以看出H2O2的浓度在0.012mol/L左右时CODCr去除率最高。其主要原因是在H2O2的浓度较低时,H2O2的浓度增加,OH-量增加;当H2O2的浓度过高时,过量的H2O2不但不能通过分解产生更多的自由基,反而在反应一开始就把Fe2+迅速氧化为Fe3+,而使氧化在Fe3+的催化下进行,这样既消耗了H2O2又抑制了OH-的产生,并且过量的H2O2未完全反应,从一定程度上增加了水中的CODCr值。

(3)催化剂Fe2+浓度对CODCr去除率的影响

Fe2+是催化产生自由基必要条件。当Fe2+的浓度过低时,反应(Fe2++H2O2-Fe3++OH-+·OH)速度极慢,降解过程受到抑制;当Fe2+的浓度过量时,它还原H2O2且自身氧化为Fe3+,消耗药剂的同时增加出水色度,从图6可以看出,当Fe2+的浓度小于1.2×10-3mol/L时,随着Fe2+浓度的增加CODCr去除率增大;而当Fe2+的浓度高于1.2×10-3mol/L时,随着Fe2+浓度的增加CODCr去除率不再增加,反而有减小的趋势。

(4)反应时间对CODCr去除率的影响

图7表明加入H2O2前30min,CODCr去除率随时间的延长而增大,而且基本上维持一种线形关系。当时间超过30min以后,CODCr去除率基本上稳定。

(5)正交实验。

从试验结果可以看出H2O2/CODCr(g/g)是影响CODCr去除率的主要因素。在p H值为3时,H2O2/CODCr(g/g)=1.5,氧化30min后,CODCr去除率达到了95.1%。CODCr值为72mg/L,达到国家污水综合排放一级标准。

效果检查

将堆渣厂渗滤液经过混凝氧化处理后检查水质指标;具体处理措施为:

(1)调节p H值为7.5-8.5,投加聚合氯化铝铁0.5g/L,PAM 8ml/L,沉降时间为30min后,取上清夜进行下步实验。

(2)调节p H值为3,投加H2O2浓度为0.012mol/L,Fe2+的浓度1.2×10-3mol/L,沉降时间为30min后,取上清夜进行指标检测,结果如表4。

结论

(1)渗滤池废水经上述工艺处理后,水质达到污水综合排放标准(GB 8978-1996),尤其是CODCr得到有效去除从1.47×103mg/L降低到100mg/L以下。

(2)聚合氯化铝铁混凝剂沉降速度最快,所需沉降时间也最短(约10min),浊度小、絮体颗粒较大,絮凝效果最好。

(3)通过三种混凝剂投加量的对比,选出了效果最明显的混凝剂聚合氯化铝铁,调整原钻井废水p H值在7.5-8.5之间时,聚合氯化铝铁相对最佳投加量为0.5g/L。聚丙烯酰胺PAM(质量浓度为0.5%),其投加量在8m L/L范围内,CODCr去除率为81.7%,处理效果最佳。

(4)Fenton试剂对浓度高的CODCr难降解的油田污水的处理效果较好,在p H值为3时,H2O2/CODCr(g/g)=1.5,H2O2浓度为0.012mol/L,Fe2+的浓度1.2×10-3mol/L,氧化30min后CODCr去除率达到了95.1%。

摘要：针对油气田钻井产生大量的固体废弃物渗滤池中钻井废水处理的问题,利用化学混凝沉降兼氧化还原法处理固废渗滤液进行了实验研究[6]。实验结果表明,经过调整渗滤液pH值,加入聚合氯化铝铁及助凝剂PAM,进行絮凝沉降,再用芬顿试剂氧化,可以处理高浓度废水,特别是对CODcr、色度等指标的控制,达到污水综合排放标准。

关键词：钻井污水,污水处理,混凝实验,混凝效果,环境保护

参考文献

[1]李秀金,Goran Nasser,康佳丽等.油田钻井废水的物化组合处理技术[J].北京化工大学学报2005,32(4):19～23.

[2]王春敏,吴少艳,王维军.Fenton试剂处理苯酚废水的研究[J].当代化工2006,35(1):26～28.

[3]薛笑莉,李瑞丰,张瑞士.聚硅酸铝铁、聚合氯化铝、聚合硫酸铁絮凝效果的比较[J].天津化工2005,19(4):40～42.

[4]诸爱士,倪文斌.改性聚合硫酸铁的制备及性能研究[J].浙江科技学院学报,2004,16(1):20～23.

[5]李涛,李凡修,胡三清.Fenton试剂法降解油田污水CODcr的技术研究[J].化学与生物工程,2004,(1):45～46.