[发明专利]一种页岩气压裂返排液达标外排处理工艺方法及其系统

说明书

本发明公开了一种页岩气压裂返排液达标外排处理工艺方法及其系统，涉及污水处理技术领域，包括依次连接的如下单元：气浮单元、有效软化单元、有效混凝沉降单元、活性炭颗粒吸附单元、超滤单元及反渗透单元。通过该系统及工艺方法能有效降低返排液中的浊度、成垢离子(钙等)，提升膜进水水质，并将膜浓盐水处理成达到工业盐标准的结晶盐。

技术领域

本发明涉及污水处理技术领域，具体的涉及一种页岩气压裂返排液达标外排处理工艺方法及其系统。

背景技术

随着我国能源结构调整步伐的加快，页岩气已成为重要的能源接替源之一。页岩气田开采寿命可达30～50年，开发利用价值大，已成为油气资源领域重要组成部分。水力压裂作为一种广泛应用于页岩气开采的水力加压钻井技术，主要原理是在加压条件下向井内注入压裂液，破环岩层紧密结构形成裂缝，使页岩气从岩缝中释放出来。在页岩气压裂作业过程中将产生大量压裂返排液，其含有大量污泥、悬浮物、油、有机物和溶解性盐类等复杂成分，还含有各种复杂的添加剂。中石油西南油气田公司在2019年～2025年间计划的页岩气井钻井数约为2180口，每口页岩气井产生压裂返排液约为1～1.5万方，预计产生的返排液总量为2180～3270万方。

目前，中石油西南油气田公司页岩气压裂返排液的主要处置方式是处理后回用，重庆地区返排液处理后回用率在90％以上，剩余部分返排液处理后达标外排，四川地区返排液处理后回用率在85％以上，其余部分用于回注和处理后达标外排。因回注井一般较偏，运输距离长，导致回注费用高，且回注层和回注井评选较严，所以回注井选址难；当页岩气井进入采气阶段后，压裂液需求将明显降低，返排液处理后回用量将急剧减少，且压裂液公司对回用水质要求越来越高，这些将导致返排液回注及处理后回用均受限，则返排液处理后达标外排将是未来发展的新趋势。

目前，页岩气压裂返排液处理后达标外排工艺主要为预处理+膜法脱盐，其中预处理主要包括药剂软化+混凝，即通过添加如软化药剂(石灰+纯碱)降低水硬度，软化加药量一般通过前期个别样品室内实验结果确定加药量，其次通过添加药剂(混凝、絮凝剂)沉淀去除悬浮物，大颗粒物质、大分子有机物及无机垢等，混凝加药量一般也通过前期个别样品室内实验结果确定加药量，最后通过膜处理去除可溶性、小分子有机物及无机离子，最终出水达标外排。

上述现有的工艺存在诸多问题，比如软化及混凝加药量一般是凭前期个别样品室内实验结果确定，这将造成加药量不准确，这是因为页岩气压裂返排液水质随时间变化较大，不同水质最优的软化加药量不同，若石灰添加量过多或者过少均将导致残余硬度过高，若碳酸钠添加量过少将导致出水硬度过大，若碳酸钠添加过量将导致出水碱度过高，这些均为后端膜脱盐增加负担，如膜浓水侧发生无机垢结垢，产生膜污染，在混凝沉淀过程中，若混凝～絮凝剂添加量过少将导致出水浊度增大，若添加量过多将浪费药剂甚至也会导致出水浊度增大，这些也会增大后端膜污染的风险，甚至导致膜出水达不到外排标准，此外，不适宜的前处理出水进入膜处理单元后，产生的浓盐水成分复杂，一般含有大量成垢离子(钙、盐含量一般在70000mg/L以上，此种浓盐水处镁、钡、锶、碳酸根)、有机物及其他杂质，且置较困难。

发明内容

本发明的目的在于：针对现有的页岩气压裂返排液达标外排处理技术的不足，尤其是针对预处理技术的不足，如不同水质的压裂返排液预处理药剂投加量不准确，导致不能稳定、有效降低水质变化的页岩气压裂返排液的浊度、成垢离子(钙等)，以及无法产生水质较好、成分较单一(主要含氯化钠)的膜浓盐水的问题，本发明提供一种页岩气压裂返排液达标外排处理工艺方法及其系统，通过该系统及工艺方法能有效降低返排液中的浊度、成垢离子(钙等)，提升膜进水水质，并将膜浓盐水处理成达到工业盐标准的结晶盐。

本发明采用的技术方案如下：

一种页岩气压裂返排液达标外排处理工艺方法，包括如下步骤：