CN109293001A - 一种微生物降解总石油烃的方法 - Google Patents

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赵阳
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Abstract

一种微生物降解总石油烃的方法，首先将废弃油基钻井液底部沉积物经鼓风机风干，然后调节pH值到6～8，含水量不超过10％；在每千克固相沉积物中分别加入SQ‑1工程菌0.2～0.5g、SQ‑2工程菌0.1～0.4g、SQ‑3工程菌1～5mL，再加水使湿度达到20％；最后加入0.1～0.4g NH4NO3和0.1～0.3g KH2PO4，之后在24℃～31的温暖环境下处理50～60天，期间通过加水使固相沉积物的湿度维持在30％～40％。本发明通过三种工程菌的协同作用，达到快速降解油基钻井液石油烃的效果，克服现有技术存在的适用温度范围苛刻、菌剂耐盐差、降解组分少、多种降解菌互相抑制等不足。

Description

一种微生物降解总石油烃的方法
技术领域
本发明属于石油烃微生物降解技术领域，具体涉及一种微生物降解总石油烃的方法。
背景技术
目前，在石油领域，废弃油基钻井液污染带来的严重危害，越来越引起国家的重视，中国环境保护部、公安部等部门已经将石油烃污染物列入《国家危险废物名录》。现在国内处理废弃油基钻井液的污泥主要依靠物理方法与化学方法，具体包括热处理法、热蒸馏法，溶剂萃取法、超临界流体抽提法、汽提法、坑内密封掩埋法等。这些方法施工工艺成熟，但是在处理废弃油基钻井液时存在处理成本较高、经济效益不理想的问题，加上废弃油基泥钻井液中含有多环芳烃、苯系物、蒽芘类物质，对人体健康也有潜在的危险，而且多环芳烃、苯系物、蒽芘类物质在国外也已经被证明有使人致癌、致畸、致突变的风险；另外，物理方法、化学方法处理废弃油基钻井液不能从根本上解决环境污染隐患问题，有二次污染的风险。
石油烃微生物降解技是一种绿色环保、高效、无残毒、低成本、可彻底降解污染物、不会对环境造成二次污染的可持续技术，在全世界范围被广泛研究与应用。在目前公开的微生物降解废弃油基钻井液沉积物的方法中，大多数还处于筛选驯化选育石油烃降解菌的起步阶段，选育的石油烃降解菌使用条件较为苛刻，主要表现在(1)一种降解菌只能在特定的温度下才有较好的降解率，(2)选育的降解菌对盐度有较高的要求，盐度过高或者过低都有可能大幅度降低石油烃降解菌对石油烃的降解率，(3)一种石油烃降解菌只能有效降解石油烃中少量的几种组分，不会降解石油烃中全部的组分，例如，某种石油烃降解菌只能降解石油中的饱和烃、而不能芳香芬和胶质；(4)如果将几种石油烃降解菌混合在一起，降解菌之间会相互抑制；每种降解菌适应的温度、耐盐度和PH不一样，几种石油烃降解菌混合在一起没有协同作用。至今为止，还没人提出使用混合工程菌组进行降解废弃油基钻井液沉积物的实验研究，而利用混合工程菌各菌种之间的协同降解作用，不仅能加快降解速度，同时也具有较好的现场应用前景。
发明内容
本发明的目的是提供一种微生物降解总石油烃的方法，通过三种工程菌的协同作用，达到快速降解油基钻井液石油烃的效果，克服现有技术存在的适用温度范围苛刻、菌剂耐盐差、降解组分少、多种降解菌互相抑制等不足。
本发明采取的技术方案是：
一种微生物降解总石油烃的方法，包括以下步骤：
(1)固相油基钻井液预处理
废弃油基钻井液底部沉积物经过鼓风机风干后得到固相沉积物，在该固相沉积物中加入pH调节剂，使其pH值在6～8之间，同时，含水量不超过10％；
(2)在每千克步骤(1)的固相沉积物中分别加入SQ-1工程菌0.2～0.5g、SQ-2工程菌0.1～0.4g、SQ-3工程菌1～5mL，之后在24℃～31℃的温暖环境下处理50～60天，期间通过加水使固相沉积物的湿度维持在30％～40％。
一种微生物降解总石油烃的方法，包括以下步骤：
(1)固相油基钻井液预处理
废弃油基钻井液底部沉积物经过鼓风机风干后得到固相沉积物，在该固相沉积物中加入pH调节剂，使其pH值在6～8之间，同时，含水量不超过10％；
(2)在每千克步骤(1)的固相沉积物中分别加入SQ-1工程菌0.2～0.5g、SQ-2工程菌0.1～0.4g、SQ-3工程菌1～5mL，再加水使其湿度达到20％；
(3)在每千克步骤(2)的固相沉积物中分别加入0.1～0.4g NH4NO3和0.1～0.3gKH2PO4，之后在24℃～31℃的温暖环境下处理50～60天，期间通过加水使固相沉积物的湿度维持在30％～40％。
进一步的，SQ-1工程菌、SQ-2工程菌和SQ-3工程菌以及NH4NO3和KH2PO4均以水溶液的形式喷施于固相沉积物中。
进一步的，SQ-1工程菌选自芽孢杆菌属、芽孢乳杆菌属、梭菌属、脱硫肠状菌属或芽孢八叠球菌属之一；SQ-2工程菌为酵母菌属；SQ-3工程菌选自藤黄微球菌、玫瑰色微球菌、变异微球菌。
本发明的优点及积极效果为：
以废弃油基钻井液的底部沉积物为处理对象，以具有除油功能的工程菌SQ-1、能高效降解芳香族化合物的工程菌SQ-2及能加快石油类物质生物降解速度的工程菌SQ-3组成的混合工程菌，以NH4NO3和KH2PO4为营养物质，在较容易控制的30～40％湿度、pH为6～8、24℃～31℃的温暖环境下，8周时间废弃油基钻井液底部沉积物的TPH降解率达到了42.99％。综合对环境友好、经济有效，气候条件等多个方面考虑，混合工程菌在降解固相石油污染物的工程应用方面具有广阔的应用前景。
本发明混合工程菌的协同降解原理为：
除油工程菌SQ-1的基因组存在4-羟基苯双加氧酶、联苯-2，3-二醇1,2-双加氧酶、萘/联苯双加氧酶大亚基、邻苯二酚2,3-双加氧酶和龙胆酸1,2-双加氧酶在内的多种多环芳烃降解开环加氧酶，这些加氧酶能够大幅度提高SQ-1工程菌的降解能力；工程菌SQ-2中存在almA和ladA长链烷烃降解基因，能够显著提高SQ-2工程菌对废弃油基钻井液底部沉积物中长链烷烃的有效降解，SQ-3工程菌中存在烷醛单加氧酶、龙胆酸1,2-双加氧酶、双加氧酶、2-聚异戊二烯基-6-甲氧基苯酚羟化酶和相关的FAD依赖性氧化还原酶，为参与直链烷烃和支链烷烃降解的基因，以上的三种工程菌所存在的降解基因以及外加的营养物质能有效降解废弃油基钻井液的底部沉积物中的支链烷烃、直链烷烃和多环芳烃，从而能够达到协同降解的目的。
而作为营养物质的氮源和磷源是微生物生长繁殖的限制因子，氮元素和磷元素的不足将会影响微生物的正常代谢，进而影响微生物对固相废弃油基钻井液中TPH的降解，通过外加氮源和磷源，能增强微生物细胞表面的疏水性，从而有效的促进微生物对柴油的降解。
附图说明
图1为温暖环境下营养物质在常规方法和本发明方法中的降解作用对比图；
图2为环境温度对降解的影响。
具体实施方式
下面结合附图及具体实施例对本发明作进一步描述。
实施例1
一种微生物降解总石油烃的方法，包括以下步骤：
(1)固相油基钻井液预处理
废弃油基钻井液底部沉积物经过鼓风机风干后得到固相沉积物，在该固相沉积物中加入pH调节剂，使其pH值在6～8之间，同时，含水量不超过10％；
(2)在每千克步骤(1)的固相沉积物中分别加入SQ-1工程菌0.2g、SQ-2工程菌0.1g、SQ-3工程菌1mL，之后在24℃的温暖环境下处理50～60天，期间通过加水使固相沉积物的湿度维持在30％～40％。
实施例2
一种微生物降解总石油烃的方法，包括以下步骤：
(1)固相油基钻井液预处理
废弃油基钻井液底部沉积物经过鼓风机风干后得到固相沉积物，在该固相沉积物中加入pH调节剂，使其pH值在6～8之间，同时，含水量不超过10％；
(2)在每千克步骤(1)的固相沉积物中分别加入SQ-1工程菌0.2g、SQ-2工程菌0.1g、SQ-3工程菌1mL，再加水使其湿度达到20％；
(3)在每千克步骤(2)的固相沉积物中分别加入0.1g NH4NO3和0.1g KH2PO4，之后在24℃的温暖环境下处理50～60天，期间通过加水使固相沉积物的湿度维持在30％～40％。
实施例3
一种微生物降解总石油烃的方法，包括以下步骤：
(1)固相油基钻井液预处理
废弃油基钻井液底部沉积物经过鼓风机风干后得到固相沉积物，在该固相沉积物中加入pH调节剂，使其pH值在6～8之间，同时，含水量不超过10％；
(2)在每千克步骤(1)的固相沉积物中分别加入SQ-1工程菌0.2g、SQ-2工程菌0.1g、SQ-3工程菌1mL，再加水使其湿度达到20％；
(3)在每千克步骤(2)的固相沉积物中分别加入0.1g NH4NO3和0.1g KH2PO4，之后在2℃的低温环境下处理50～60天，期间通过加水使固相沉积物的湿度维持在30％～40％。
实施例1～3中，SQ-1工程菌、SQ-2工程菌和SQ-3工程菌以及NH4NO3和KH2PO4均以水溶液的形式喷施于固相沉积物中；其中，SQ-1工程菌为芽孢杆菌，SQ-2工程菌为酵母菌属，SQ-3工程菌为藤黄微球菌。
实施例4
一种微生物降解总石油烃的方法，包括以下步骤：
(1)固相油基钻井液预处理
废弃油基钻井液底部沉积物经过鼓风机风干后得到固相沉积物，在该固相沉积物中加入pH调节剂，使其pH值在6～8之间，同时，含水量不超过10％；
(2)在每千克步骤(1)的固相沉积物中分别加入SQ-1工程菌0.5g、SQ-2工程菌0.4g、SQ-3工程菌5mL，再加水使其湿度达到20％；
(3)在每千克步骤(2)的固相沉积物中分别加入0.4g NH4NO3和0.3g KH2PO4，之后在31℃的温暖环境下处理50～60天，期间通过加水使固相沉积物的湿度维持在30％～40％。
其中，SQ-1工程菌为脱硫肠状菌，SQ-2工程菌为酵母菌属，SQ-3工程菌为变异微球菌。
为了对比本发明混合工程菌的降解效果，以柴油作为固相沉积物的TPH物质，分别对比了常规方法、是否添加营养物质、不同温度环境条件下的降解效果。
图1对比了常规方法、实施例1和实施例2的结果，可以看出，无论是常规方法还是本发明的方法，添加适量的营养物质对降解固相沉积物中的TPH具有明显的促进作用，而本发明的混合工程菌，无论是否添加营养物质，降解作用均强于常规方法。
图2对比了实施例2和实施例3的结果，可以看出，在温暖环境(24℃～31℃)下，混合工程菌的降解效果比低温环境(-1℃～15℃)下更为理想。
以上结果表明，本发明的混合工程菌能够适应较广的温度范围，24～31℃能够满足大部分时间生产需求(全国大部分地区一年有大部分时间在这个温度范围内)，使用的三种工程菌能够在该温度范围内保持较高的降解率；选择的三种工程菌有较大的耐盐度，在盐浓度较高的情况下仍然有较高的降解率；本混合工程菌使用的三种工程菌能够有效降石油烃中的饱和烃、芳香芬和胶质含量；本混合工程菌使用的三种工程菌之间有很好的协同作用，在降解过程中不会相互抑制，协同作用能加快降解速度。

Claims (4)

1.一种微生物降解总石油烃的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)固相油基钻井液预处理
废弃油基钻井液底部沉积物经过鼓风机风干后得到固相沉积物，在该固相沉积物中加入pH调节剂，使其pH值在6～8之间，同时，含水量不超过10％；
(2)在每千克步骤(1)的固相沉积物中分别加入SQ-1工程菌0.2～0.5g、SQ-2工程菌0.1～0.4g、SQ-3工程菌1～5mL，之后在24℃～31℃的温暖环境下处理50～60天，期间通过加水使固相沉积物的湿度维持在30％～40％。
2.一种微生物降解总石油烃的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)固相油基钻井液预处理
废弃油基钻井液底部沉积物经过鼓风机风干后得到固相沉积物，在该固相沉积物中加入pH调节剂，使其pH值在6～8之间，同时，含水量不超过10％；
(2)在每千克步骤(1)的固相沉积物中分别加入SQ-1工程菌0.2～0.5g、SQ-2工程菌0.1～0.4g、SQ-3工程菌1～5mL，再加水使其湿度达到20％；
(3)在每千克步骤(2)的固相沉积物中分别加入0.1～0.4g NH4NO3和0.1～0.3g KH2PO4，之后在24℃～31℃的温暖环境下处理50～60天，期间通过加水使固相沉积物的湿度维持在30％～40％。
3.如权利要求1或2所述的一种微生物降解总石油烃的方法，其特征在于，所述的SQ-1工程菌、SQ-2工程菌和SQ-3工程菌以及NH4NO3和KH2PO4均以水溶液的形式喷施于固相沉积物中。
4.如权利要求1或2所述的一种微生物降解总石油烃的方法，其特征在于，SQ-1工程菌选自芽孢杆菌属、芽孢乳杆菌属、梭菌属、脱硫肠状菌属或芽孢八叠球菌属之一；SQ-2工程菌为酵母菌属；SQ-3工程菌选自藤黄微球菌、玫瑰色微球菌、变异微球菌。
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