CN105064970A - 一种油气井压裂返排液处理方法 - Google Patents
一种油气井压裂返排液处理方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105064970A CN105064970A CN201510517189.6A CN201510517189A CN105064970A CN 105064970 A CN105064970 A CN 105064970A CN 201510517189 A CN201510517189 A CN 201510517189A CN 105064970 A CN105064970 A CN 105064970A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing
- liquid
- solid
- discharge opeing
- processing method
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 18
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 34
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 18
- 238000003672 processing method Methods 0.000 claims description 16
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 12
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 claims description 11
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 claims description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical group [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 9
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 9
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 9
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 9
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims description 8
- JBIROUFYLSSYDX-UHFFFAOYSA-M benzododecinium chloride Chemical group [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 JBIROUFYLSSYDX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 8
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 6
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 claims description 4
- 239000001164 aluminium sulphate Substances 0.000 claims description 4
- 235000011128 aluminium sulphate Nutrition 0.000 claims description 4
- BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H dialuminum;trisulfate;hydrate Chemical compound O.[Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 4
- 239000011790 ferrous sulphate Substances 0.000 claims description 4
- 235000003891 ferrous sulphate Nutrition 0.000 claims description 4
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- MOVRNJGDXREIBM-UHFFFAOYSA-N aid-1 Chemical compound O=C1NC(=O)C(C)=CN1C1OC(COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C(NC(=O)C(C)=C2)=O)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C(NC(=O)C(C)=C2)=O)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C(NC(=O)C(C)=C2)=O)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)COP(O)(=O)OC2C(OC(C2)N2C3=C(C(NC(N)=N3)=O)N=C2)CO)C(O)C1 MOVRNJGDXREIBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 claims description 3
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 3
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 claims description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 16
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 abstract description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005352 clarification Methods 0.000 abstract description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 6
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 5
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 3
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 colourity Substances 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000005446 dissolved organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical compound CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000010808 liquid waste Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Abstract
本发明涉及一种油气井压裂返排液处理方法，经油井井口返排出来的压裂返排液进入到缓存罐中进行氧化处理，向经过氧化处理过的压裂返排液中加入调节剂，将氧化处理后的压裂返排液的PH调节到7.5-9，经提升泵将调节后的压裂返排液送入到反应器中，向反应器中的压裂返排液加入处理药剂，使其充分混合反应并生成絮状物，再将反应后的混合物泵入到固液分离装置中经行固液分离，分离后的固相直接排出固液分离装置，分离后的液相进入精细化处理装置，进一步去除悬浮物、色度、大颗粒离子，实现出水的达标排放与重新利用，完成压裂返排液的处理，高效连续实现油田油、气井压裂返排液的絮凝沉降、固液分离及过滤澄清，能重复利用、达标排放、回注地层目的。
Description
技术领域
本发明属于油气井环保工程技术领域，具体地，本发明公开了一种油气井压裂返排液处理方法。
背景技术
在油田开发特别是低渗透油藏开发过程中，气井、油井压裂施工过程中会产生大量废液返排至地面，废液中既有从地层深处带出的粘土颗粒和岩屑，也有原油及压裂液中的添加剂等污染物，其中主要成分是固体悬浮物（包括地层微粒、压裂砂、破胶残渣及水不溶物）、原油、溶解性有机物、细菌、无机盐等，是一种稳定、复杂的多相分散体系，达标处理难度很大。近年来，随着油田水平井体积压裂开发力度的不断加大，压裂作业用水量大与压裂废液产生量大且无法外排这一矛盾进一步凸现了出来，水平井分段压裂已成为提高低渗透油气田产量的主要手段，分段压裂、体积压裂技术的应用使压裂液用水量显著提高。页岩气、致密油气的开发进一步提高了压裂液用水量。压裂返排液中含有成份复杂且性能稳定的污染物，一旦进入生态循环就会污染土壤和水资源环境。因此，若能将压裂返排液加以处理后再利用于油气田生产作业，对于减少废水总量和降低作业成本都具有重要意义。
目前，油气田压裂废液主要采用的处理措施是排放至井场污水池自然蒸干、倒入废弃井场填埋、转运回注、车拉到污水站或较少油田进行回收处理，这些措施使得废液处理不及时而产生恶臭，影响井场周围环境和当地居民健康，对农作物及地表水系统造成污染。由于整个井下作业产生废液总量很大，采用车拉成本高，且废液对集输和注水系统有严重腐蚀性，影响地面系统使用寿命，对采出水回注系统的正常运行带来很大压力。目前能达到排放标准或者能循环回用的极少，提出的处理工艺流程比较繁复，现场实际使用不便且成本非常高。近年尝试采用絮凝、沉降的处理方法在井场直接处理压裂返排液。处理时间长：单次处理絮凝沉降时间至少6小时；设备占用量大：单次处理量与占用的压裂液罐有关。必须要有足够的压裂液罐放置返排液，否则单次处理量受限；处理后水质差，难以重新利用：单纯的靠絮凝、沉降处理后的返排液很难达到重新配制的压裂液满足施工要求。
发明内容
为了克服上述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供一种可高效连续实现油田油、气井压裂返排液的絮凝沉降、固液分离及过滤澄清，能满足油田现场压裂施工重复利用、达标排放、回注地层目的。减少挖泥浆池作业，节省土地，保护环境的油气井压裂返排液处理方法。
为了达到上述目的，本发明采取的技术方案为：一种油气井压裂返排液处理方法，经油井井口返排出来的压裂返排液进入到缓存罐中进行氧化处理，向经过氧化处理过的压裂返排液中加入调节剂，将氧化处理后的压裂返排液的PH调节到7.5-9，经提升泵将调节后的压裂返排液送入到反应器中，向反应器中的压裂返排液加入处理药剂，使其充分混合反应并生成絮状物，再将反应后的混合物泵入到固液分离装置中经行固液分离，分离后的固相直接排出固液分离装置，分离后的液相进行精细化处理回收利用或直接排放，完成压裂返排液的处理。
所述的调节剂是氢氧化钠。
所述的处理药剂包括以下成份：氧化剂、絮凝剂、助凝剂、杀菌剂；所述的处理每方压裂返排液的加药量为：氧化剂1～2kg/方，絮凝剂2～10kg/方，助凝剂1～3kg/方，杀菌剂0.05～0.1kg/方。
所述的氧化剂为双氧水、次氯酸钠中的任一种。
所述聚合氯化铝、碱式硫酸铝、硫酸亚铁中的任一种。
所述的助凝剂为聚丙烯酰胺。
所述的杀菌剂为十二烷基二甲基苄基氯化铵。
所述的固液分离装置是离心分离器。
所述的精细化处理包括三种方式：
1）过滤加吸附，用活性炭加纤维维素进行过滤，过滤掉液相中的悬浮物，吸附掉其中溶于水的有害离子；
2）用反渗透膜进行过滤，过滤掉液相中的悬浮物和有害离子；
3）用离子置换树脂过滤，用离子置换方法去除有害离子。
本发明采用以上技术方案，具有以下优点，高效连续实现油田油、气井压裂返排液的絮凝沉降、固液分离及过滤澄清，能满足油田现场压裂施工重复利用、达标排放、回注地层目的，减少挖泥浆池作业，节省土地，保护环境；连续不间断处理返排液：较传统需要众多罐体存储返排液的方法减少缓冲的存储罐，罐的占用率降低，返排液循环利用路线：返排液物理沉降后配制压裂液，返排液通过综合处理技术，水质达到排放标准或重新配制压裂液标准，返排液处理后有效回注。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明进行详细的描述。
实施例1
一种油气井压裂返排液处理方法，经油井井口返排出来的压裂返排液进入到缓存罐中进行氧化处理，向经过氧化处理过的压裂返排液中加入调节剂，将氧化处理后的压裂返排液的PH调节到7.5-9，经提升泵将调节后的压裂返排液送入到反应器中，向反应器中的压裂返排液加入处理药剂，使其充分混合反应并生成絮状物，待絮状物不在增加时，再将反应后的混合物泵入到固液分离装置（离心分离器）中经行固液分离，分离后的固相直接排出固液分离装置，分离后的液相进行精细化处理回收利用或直接排放，完成压裂返排液的处理；所述的精细化处理包括三种方式：
1）过滤加吸附，用活性炭加千维素进行过滤，过滤掉液相中的悬浮物，吸附掉其中溶于水的有害离子；
2）用反渗透膜进行过滤，过滤掉液相中的悬浮物和有害离子；
3）用离子置换树脂过滤，用离子置换方法去除有害离子。
根据结果进行精细化处理，主要去除水中的各种离子和悬浮物、色度、COD，经精细化处理后的液体检测离子含量，确定处理的有效性，再添加胍胶粉，交联剂，助排剂，粘土稳定剂，调节剂等配置压裂液，处理后的返排液配置的压裂液不仅性能优良，与清水配置压裂液的性能相当，也可节约化学品材料，达到降本增效，节能减排，达到资源化合理利用的目的。
实施例2
在实施例1的基础上，所述的调节剂是氢氧化钠；所述的处理药剂包括以下成份：氧化剂、絮凝剂、助凝剂、杀菌剂；所述的处理每方压裂返排液的加药量为：氧化剂1～2kg/方，絮凝剂2～10kg/方，助凝剂1～3kg/方，杀菌剂0.05～0.1kg/方，采用本实施例中的药剂实现快速絮凝沉降，10min即可完成95%以上的絮凝沉降过程。在10分钟的絮凝沉降时间后，其处理的结果可以达到传统化学处理剂6小时处理效果的80%以上。过滤残渣，将不容固相过滤掉，即进行固液分离，对液相进行离子检测，根据结果进行精细化处理，主要去除水中的各种离子和悬浮物、色度、COD。经精细化处理后的液体检测离子含量，确定处理的有效性，再添加胍胶粉，交联剂，助排剂，粘土稳定剂，调节剂等配置压裂液，处理后的返排液配置的压裂液不仅性能优良，与清水配置压裂液的性能相当，也可节约化学品材料，达到降本增效，节能减排，达到资源化合理利用的目的。
实施例3
在实施2的基础上，处理药剂为双氧水、聚合氯化铝、聚丙烯酰胺、十二烷基二甲基苄基氯化铵，没立方压裂返排液中按照以下加药量进行加入，双氧水1kg/方、聚合氯化铝2kg/方、聚丙烯酰胺1kg/方、十二烷基二甲基苄基氯化铵0.05kg/方，在完成反应后色度（稀释倍数）为30，悬浮物SS为50，化学需氧量80mg/L，石油类5。
实施例4
在实施例2的基础上，处理药剂为次氯酸钠、碱式硫酸铝、聚丙烯酰胺、十二烷基二甲基苄基氯化铵，没立方压裂返排液中按照以下加药量进行加入，次氯酸钠1.5kg/方、碱式硫酸铝5kg/方、聚丙烯酰胺2kg/方、十二烷基二甲基苄基氯化铵0.08kg/方，在完成反应后色度（稀释倍数）为40，悬浮物SS为40，化学需氧量60mg/L，石油类3。
实施例5
在实施例2的基础上，处理药剂为次氯酸钠、硫酸亚铁、聚丙烯酰胺、十二烷基二甲基苄基氯化铵，没立方压裂返排液中按照以下加药量进行加入，次氯酸钠2kg/方、硫酸亚铁10kg/方、聚丙烯酰胺3kg/方、十二烷基二甲基苄基氯化铵0.1kg/方，在完成反应后色度（稀释倍数）为50，悬浮物SS为30，化学需氧量50mg/L，石油类2。
以下是本发明处理后的返排液达到的排放标准与污水排放标准的对比表：
压裂返排液重新配液对水质要求的重点是去除影响交联性能的离子和悬浮物：
达到污水排放标准，则去除的重点是色度、悬浮物、COD和石油类污物以及降低含盐度（矿化度）：
通过以上表格的对比可以看出，本发明提供的压裂返排液处理方法处理后得到的污水的指标远远小于污水排放的标准指标，因此可以看出，本发明中压裂返排液的处理方法能满足油田现场压裂施工重复利用、达标排放、回注地层目的，减少挖泥浆池作业，节省土地，保护环境；连续不间断处理返排液：较传统需要众多罐体存储返排液的方法减少缓冲的存储罐，罐的占用率降低，返排液循环利用路线：返排液物理沉降后配制压裂液，返排液通过综合处理技术，水质达到排放标准或重新配制压裂液标准，返排液处理后有效回注。
现场压裂完后进行返排时，在现场预置有缓冲存储罐，返排液从井口返排出来后注入缓存罐，在缓存罐中加入氧化剂并调节返排液PH值，使其处于7.5～9之间，用提升泵将返排液泵入反应器同时通过定量泵将药剂罐中的药剂注入，在反应器中进行充分混合，混合后的液体经过反应器及管道后泵入专用固液分离装置，将不溶固相除去，液相部分经过滤澄清装置进行精细化处理，处理完后的水注入清水罐或者运到下一口作业井配置压裂液。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种油气井压裂返排液处理方法，其特征在于，经油井井口返排出来的压裂返排液进入到缓存罐中进行氧化处理，向经过氧化处理过的压裂返排液中加入调节剂，将氧化处理后的压裂返排液的PH调节到7.5-9，经提升泵将调节后的压裂返排液送入到反应器中，向反应器中的压裂返排液加入处理药剂，使其充分混合反应并生成絮状物，待絮状物不在增加时，再将反应后的混合物泵入到固液分离装置中经行固液分离，分离后的固相直接排出固液分离装置，分离后的液相进行精细化处理进一步去除悬浮物、色度、大颗粒离子。
2.根据权利要求1所述的一种油气井压裂返排液处理方法，其特征在于，所述的所述调节剂是氢氧化钠。
3.根据权利要求1所述的一种油气井压裂返排液处理方法，其特征在于，所述的处理药剂包括以下成份：氧化剂、絮凝剂、助凝剂、杀菌剂；所述的处理每方压裂返排液的加药量为：氧化剂1～2kg/方，絮凝剂2～10kg/方，助凝剂1～3kg/方，杀菌剂0.05～0.1kg/方。
4.根据权利要求3所述的一种油气井压裂返排液处理方法，其特征在于，所述的氧化剂为双氧水、次氯酸钠中的任一种。
5.根据权利要求3所述的一种油气井压裂返排液处理方法，其特征在于，所述絮凝剂为聚合氯化铝、碱式硫酸铝、硫酸亚铁中的任一种。
6.根据权利要求3所述的一种油气井压裂返排液处理方法，其特征在于，所述的助凝剂为聚丙烯酰胺。
7.根据权利要求3所述的一种油气井压裂返排液处理方法，其特征在于，所述的杀菌剂为十二烷基二甲基苄基氯化铵。
8.根据权利要求1所述的一种油气井压裂返排液处理方法，其特征在于，所述的固液分离装置是离心分离器。
9.根据权利要求1所述的一种油气井压裂返排液处理方法，其特征在于，所述的精细化处理包括三种方式：
1）过滤加吸附，用活性炭加纤维素进行过滤，过滤掉液相中的悬浮物，吸附掉其中溶于水的有害离子；
2）用反渗透膜进行过滤，过滤掉液相中的悬浮物和有害离子；
3）用离子置换树脂过滤，用离子置换方法去除有害离子。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510517189.6A CN105064970B (zh) | 2015-08-21 | 2015-08-21 | 一种油气井压裂返排液处理方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510517189.6A CN105064970B (zh) | 2015-08-21 | 2015-08-21 | 一种油气井压裂返排液处理方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105064970A true CN105064970A (zh) | 2015-11-18 |
| CN105064970B CN105064970B (zh) | 2018-08-10 |
Family
ID=54494450
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510517189.6A Active CN105064970B (zh) | 2015-08-21 | 2015-08-21 | 一种油气井压裂返排液处理方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105064970B (zh) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106746368A (zh) * | 2017-02-20 | 2017-05-31 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种压裂返排液循环利用处理方法 |
| CN107235580A (zh) * | 2017-05-16 | 2017-10-10 | 方明环保科技(漳州)有限公司 | 油气田钻井压裂返排液处理方法及设备 |
| CN107858143A (zh) * | 2017-11-01 | 2018-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种压裂返排液直接回收再利用的方法 |
| CN111499040A (zh) * | 2020-04-26 | 2020-08-07 | 克拉玛依翎昊科技有限责任公司 | 一种油田压裂返排液回注处理方法 |
| CN112520888A (zh) * | 2020-11-18 | 2021-03-19 | 三桶油环保科技(宜兴)有限公司 | 一种同步处理压裂返排液和含油污泥的方法 |
| CN112898988A (zh) * | 2020-12-30 | 2021-06-04 | 陕西科技大学 | 一种油气田压裂返排液黄原胶制备的固沙剂及其制备方法和应用 |
| CN114031205A (zh) * | 2021-08-31 | 2022-02-11 | 鄂尔多斯市昊鑫瑞源科净工程有限公司 | 油气田压裂返排液高硬废水处理方法 |
| CN115259470A (zh) * | 2022-08-18 | 2022-11-01 | 延安圣洋环保有限公司 | 一种压裂返排液的处理方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2556357A1 (en) * | 2005-08-19 | 2007-02-19 | David C. Burt | Portable oil field waste water treatment and recycling system |
| CN204039176U (zh) * | 2014-08-22 | 2014-12-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种水基压裂返排液的循环利用处理装置 |
| CN104310628A (zh) * | 2014-08-22 | 2015-01-28 | 中国石油化工集团公司 | 一种水基压裂返排液再利用方法 |
-
2015
- 2015-08-21 CN CN201510517189.6A patent/CN105064970B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2556357A1 (en) * | 2005-08-19 | 2007-02-19 | David C. Burt | Portable oil field waste water treatment and recycling system |
| CN204039176U (zh) * | 2014-08-22 | 2014-12-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种水基压裂返排液的循环利用处理装置 |
| CN104310628A (zh) * | 2014-08-22 | 2015-01-28 | 中国石油化工集团公司 | 一种水基压裂返排液再利用方法 |
Non-Patent Citations (7)
| Title |
|---|
| 中国化工经济技术发展中心: "《1997年中国化学工业发展指南》", 31 December 1996 * |
| 卫秀芬: "压裂酸化措施返排液处理技术方法探讨", 《油田化学》 * |
| 李兰 等: "油气田压裂返排液治理技术研究现状", 《环境工程》 * |
| 李和平 等: "《精细化工工艺学》", 31 August 1997 * |
| 杜贵君: "油田压裂返排液处理技术实验研究", 《油气田环境保护》 * |
| 王青涛: "《油田污水处理站运行与管理》", 30 April 2013 * |
| 韩长日 等: "《精细有机化工产品生产技术手册 上》", 30 June 2010 * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106746368A (zh) * | 2017-02-20 | 2017-05-31 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种压裂返排液循环利用处理方法 |
| CN107235580A (zh) * | 2017-05-16 | 2017-10-10 | 方明环保科技(漳州)有限公司 | 油气田钻井压裂返排液处理方法及设备 |
| CN107858143A (zh) * | 2017-11-01 | 2018-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种压裂返排液直接回收再利用的方法 |
| CN107858143B (zh) * | 2017-11-01 | 2020-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种压裂返排液直接回收再利用的方法 |
| CN111499040A (zh) * | 2020-04-26 | 2020-08-07 | 克拉玛依翎昊科技有限责任公司 | 一种油田压裂返排液回注处理方法 |
| CN112520888A (zh) * | 2020-11-18 | 2021-03-19 | 三桶油环保科技(宜兴)有限公司 | 一种同步处理压裂返排液和含油污泥的方法 |
| CN112520888B (zh) * | 2020-11-18 | 2023-01-06 | 三桶油环保科技(宜兴)有限公司 | 一种同步处理压裂返排液和含油污泥的方法 |
| CN112898988A (zh) * | 2020-12-30 | 2021-06-04 | 陕西科技大学 | 一种油气田压裂返排液黄原胶制备的固沙剂及其制备方法和应用 |
| CN114031205A (zh) * | 2021-08-31 | 2022-02-11 | 鄂尔多斯市昊鑫瑞源科净工程有限公司 | 油气田压裂返排液高硬废水处理方法 |
| CN115259470A (zh) * | 2022-08-18 | 2022-11-01 | 延安圣洋环保有限公司 | 一种压裂返排液的处理方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105064970B (zh) | 2018-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105064970B (zh) | 一种油气井压裂返排液处理方法 | |
| CN101318748B (zh) | 一种用于油气田钻采废液集中处理的工艺 | |
| US8529763B2 (en) | Waste water treatment method | |
| CN102126799B (zh) | 一种电子工业含氟含氨氮废水的处理方法 | |
| CN106315903A (zh) | 一种页岩气压裂返排液处理方法 | |
| CN105255474B (zh) | 压裂返排液选择性处理与再利用方法 | |
| CN105347542A (zh) | 一种利用瓜胶压裂返排液水处理后重复利用工艺 | |
| CN104176881B (zh) | 一种压裂返排液达标排放及复配压裂液的处理工艺 | |
| CN101948215A (zh) | 垃圾渗滤液的处理工艺 | |
| CN105967401B (zh) | 一种油田措施井筒返排液处理后用于钻井液配液的方法 | |
| CN104003545B (zh) | 一种油田集中式压裂废水处理工艺 | |
| CN204958596U (zh) | 一种压裂返排液高效处理装置 | |
| CN101597108A (zh) | 一种降低油田采油集输系统与地层结垢的方法 | |
| CN105254065A (zh) | 一种钢铁废水多途径、低能耗回用系统 | |
| CN102826695B (zh) | 白钨选矿废水处理工艺 | |
| CN204079666U (zh) | 一种应用于页岩气回流水循环回收处理装置 | |
| CN104787923A (zh) | 油田污水可移动撬装式处理方法 | |
| CN105461118A (zh) | 煤矿污水处理与回用工艺 | |
| CN208916977U (zh) | 一种瓜胶体系压裂返排液的处理后回用系统 | |
| CN103351072A (zh) | 油砂油开采污水的处理工艺与处理系统 | |
| CN203307152U (zh) | 一种油气田采出水处理及回用系统 | |
| CN102086071A (zh) | 一种新的聚磺钻井废水回注处理方法 | |
| CN215161851U (zh) | 一种压裂返排液资源化处理系统 | |
| CN104261587B (zh) | 一种用于页岩气井压裂作业返排压力液的再利用处理装置 | |
| CN203419798U (zh) | 油砂油开采污水的处理系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20211213 Address after: 730000 No. 593, zhangsutan, high tech Industrial Development Zone, Lanzhou City, Gansu Province Patentee after: HAIMO TECHNOLOGY (GROUP) CO.,LTD. Address before: 710000 floor 28, unit 2, Haijing International Building 2, Fengcheng Second Road, Weiyang District, Xi'an City, Shaanxi Province; Patentee before: SHAANXI HAIMO OILFIELD SERVICE Co.,Ltd. Patentee before: LANZHOU HAIMO TECHNOLOGIES Co.,Ltd. Patentee before: LANZHOU CHENGLIN OIL DRILLING EQUIPMENT CO.,LTD. |
|
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20211223 Address after: Room 02, 3rd floor, building 2, Sitan Industrial Park, No.22, Keji 5th Road, high tech Zone, Xi'an, Shaanxi 710000 Patentee after: SHAANXI HAIMO OILFIELD SERVICE Co.,Ltd. Patentee after: HAIMO TECHNOLOGY (GROUP) CO.,LTD. Patentee after: LANZHOU CHENGLIN OIL DRILLING EQUIPMENT CO.,LTD. Address before: 730000 No. 593, zhangsutan, high tech Industrial Development Zone, Lanzhou City, Gansu Province Patentee before: HAIMO TECHNOLOGY (GROUP) CO.,LTD. |
|
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right | ||
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: A treatment method of fracturing flowback fluid in oil and gas wells Effective date of registration: 20220106 Granted publication date: 20180810 Pledgee: Export Import Bank of China Gansu Branch Pledgor: SHAANXI HAIMO OILFIELD SERVICE Co.,Ltd.|LANZHOU CHENGLIN OIL DRILLING EQUIPMENT CO.,LTD.|HAIMO TECHNOLOGY (GROUP) CO.,LTD. Registration number: Y2022620000001 |
|
| PC01 | Cancellation of the registration of the contract for pledge of patent right | ||
| PC01 | Cancellation of the registration of the contract for pledge of patent right |
Date of cancellation: 20230106 Granted publication date: 20180810 Pledgee: Export Import Bank of China Gansu Branch Pledgor: SHAANXI HAIMO OILFIELD SERVICE Co.,Ltd.|LANZHOU CHENGLIN OIL DRILLING EQUIPMENT CO.,LTD.|HAIMO TECHNOLOGY (GROUP) CO.,LTD. Registration number: Y2022620000001 |
|
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right | ||
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: A treatment method for fracturing flowback fluid of oil and gas wells Effective date of registration: 20230111 Granted publication date: 20180810 Pledgee: Export Import Bank of China Gansu Branch Pledgor: SHAANXI HAIMO OILFIELD SERVICE Co.,Ltd.|LANZHOU CHENGLIN OIL DRILLING EQUIPMENT CO.,LTD.|HAIMO TECHNOLOGY (GROUP) CO.,LTD. Registration number: Y2023620000006 |