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1、中石油煤层气有限责任公司中石油煤层气有限责任公司二二 一三年十一月一三年十一月目目 录录一、国内外煤层气采出水处理概况二、山西某煤层气田采出水现状三、水处理工艺比选及成本分析四、结论一、国内外煤层气采出水处理概况1.煤层气采出水的含义及特点 煤层气采出水主要是指通过排采设备排出的地下水。煤层气采出水与油煤层气采出水主要是指通过排采设备排出的地下水。煤层气采出水与油田采出水有很大不同，其不含烃类、苯酚，不含酸，含盐较高。水样澄清田采出水有很大不同，其不含烃类、苯酚，不含酸，含盐较高。水样澄清后清亮透明，与煤矿抽排水无本质不同。在煤层气勘探开发的后清亮透明，与煤矿抽排水无本质不同。在煤层气勘探开发
2、的钻探钻探、钻完钻完井储层改造井储层改造和和生产生产三个阶段，采出水质的影响因素有所不同，具体水质特三个阶段，采出水质的影响因素有所不同，具体水质特点如下：点如下：2.煤层气采出水水质一、国内外煤层气采出水处理概况 澳大利亚井场采出水 国内某煤层气田采出水 在生产阶段、煤层气采出水在生产阶段、煤层气采出水全盐量全盐量一般偏高，含有较多的一般偏高，含有较多的钙、镁、钠、钙、镁、钠、钾、氯离子、碳酸氢盐钾、氯离子、碳酸氢盐等，具有较强的导电性。水中等，具有较强的导电性。水中全盐量全盐量高会加剧土地高会加剧土地盐碱化，使植被、农作物遭受损伤；水中氯化物含量高时，会损害金属管盐碱化，使植被、农作物遭受
3、损伤；水中氯化物含量高时，会损害金属管道和构筑物。不同煤层气田水质差别较大，以下分别是澳大利亚和国内煤道和构筑物。不同煤层气田水质差别较大，以下分别是澳大利亚和国内煤层气田井场和水蒸发池采出水情况。层气田井场和水蒸发池采出水情况。澳大利亚采出水蒸发池国内某煤层气田采出水蒸发池3.国外煤层气采出水处理工艺现状一、国内外煤层气采出水处理概况 由于煤层气采出水的水质、水量在勘探开发阶段是无法预测的，因此很难对后续的地面水处理设计提供可靠依据，美国、澳大利亚煤层气采出水的处理做法一般是先修建大型水池存储采出水，当排采一段时间弄清楚该煤层气田的水量水质后，再根据排水需求再进行针对性的处理。处理方式有以下
4、几种：在国外，地面排放及蒸发是主要采出水处理方式，工厂处理有逐渐增多的趋势，但工厂处理规模和采出水产量并不是一一对应关系，这一点尤为重要。工厂水处理工艺方案（核心是脱盐）及成本统计表应用最广泛（海水淡化）技术成熟澳大利亚Spring Gully煤层气田水处理工艺gathering gathering networknetworkpond（池）（池）RO permeate（反渗透）（反渗透）membranemembranefiltrationfiltrationpotable potable waterwaterconstructionconstructionirrigationirrigati
5、on 我国煤层气行业尚无既实用又经济的低成本技术及设备，目前采出水以直排为主，相应的研究主要参考煤矿矿井水处理方法及工艺，通过调研，国内其他煤层气产区采出水水质水量如下：山西沁水盆地南部潘庄区块单井初期平均产水量10m3/d，甘肃庆阳西峰矿区（鄂尔多斯盆地陕北单斜西南侧）5口单井初期平均产水量为26m3/d。山西鄂尔多斯东缘煤层气田保德区块平均产水量21m3/d。山西沁水盆地某煤层气田生产阶段排水水化学类型主要为NaHCO3型；矿化度：1100-2200mg/L；CODCr：10-130mg/L；Cl-2000mg/L。山西省晋城地区煤层气采出水中含有多种无机离子，其中阳离子以K+和Na+为主
6、（占94%-95%）；阴离子以HCO3-和Cl-为主（90%）。该区煤层气采出水以弱碱性为主，个别稍显酸性，pH值为6.5-8.5。4.国内煤层气采出水现状一、国内外煤层气采出水处理概况一、国内外煤层气采出水处理概况 煤层气排水采气是该资源的固有特点，通过几年的实践活动，我们总结出煤层气采出水的一些特性：a、多变性：煤层气采出水初期水量大，后期水量少，高产水期集中在排采期前5年内，采出水水量变化大、矿化度变化大、COD变化大，煤层气采出水不适于作为一类稳定的水源来发展下游规模利用。b、多样性：煤层气采出水水质受井下作业措施的影响也大，排采初期的水质分析报告不能准确表达整个生产期的水质变化情况。
7、c、含气性：采出水中含有水相气，且含气量与排采设备及排采进程有直接关系，具有较强的不确定性。d、含粉性：采出水中含有固相，多为煤粉及其它颗粒物等，其含量和产出时间受地质及井下作业影响很大，具有不确定性。5.认识总结 （1 1）国外：先修建大型水池，集中存储采出水，以自然蒸发为主。）国外：先修建大型水池，集中存储采出水，以自然蒸发为主。当排采一段时间，获得比较准确的该煤层气田的水量、水质数据后，再根当排采一段时间，获得比较准确的该煤层气田的水量、水质数据后，再根据排水需求选择合适的处理工艺。目前应用较多的是采用据排水需求选择合适的处理工艺。目前应用较多的是采用“过滤过滤+脱盐脱盐”技术以达到地表
8、水要求。为了延长使用期限，在建设上采用模块化橇装技技术以达到地表水要求。为了延长使用期限，在建设上采用模块化橇装技术。术。（2 2）国内：以井场直排或拉运外排为主。）国内：以井场直排或拉运外排为主。一、国内外煤层气采出水处理概况6.调研结论目目 录录一、国内外煤层气采出水处理概况二、山西某煤层气田采出水现状三、水处理工艺比选及成本分析四、结论采气树井场水管线当前采出水集输管线早期车载拉运沉降、蒸发池1.采出水集输工艺受黄土高原地形限制，成本高、风险大、可靠性差，已淘汰二、山西某煤层气田采出水现状2.采出水水质 从直观上，该煤层气田采出水从井口刚产出后水质是清澈纯净的，少从直观上，该煤层气田采出
9、水从井口刚产出后水质是清澈纯净的，少数井的采出水底部含有少量黑色煤粉沉淀，而后水质由清变黄，经静置沉数井的采出水底部含有少量黑色煤粉沉淀，而后水质由清变黄，经静置沉淀后又由黄变清。淀后又由黄变清。二、山西某煤层气田采出水现状3.采出水水质分析 为研究该气田采出水水质变化原因以及水质变化规律，2012年，筛选了该煤层气田六个井组的12口井，开展了为期一年的采出水连续水质分析研究，水质报告结果如下：二、山西某煤层气田采出水现状参考标准：GB 8978-1996 污水综合排放标准GB 5084-2005 农田灌溉水质标准 GB20426-2006 煤炭工业污染物排放标准 可以看出，全盐量、氯化物、铁
10、是主要超标项，针对这三项超标项，2012年对取样的12口井（图中用12种符号表示，均为2010年后新钻井）进行了连续跟踪分析，结果如下：全盐量变化趋势图二、山西某煤层气田采出水现状 氯化物含量变化趋势图二、山西某煤层气田采出水现状 铁含量变化趋势图二、山西某煤层气田采出水现状在一年期的跟踪分析中，可以看出：（1）全盐量除2口井有随时间下降趋势外，其余10口井变化不 大；（2）采样前期氯离子浓度值较高，随后氯离子浓度值随时间呈现 出下降趋势；（3）铁离子含量较为稳定，一年的排采周期内其含量变化不大。二、山西某煤层气田采出水现状根据2012年、2013年该煤层气区块106口（北部65口，南部41口
11、）取样井全盐量（矿化度）的水质分析数据，得出以下结论：（1）该区块南部的地层水全盐量（矿化度）（主要在800-1500mg/L之间）明显低于北部（2000 mg/L）；（2）该区块地层水水中主要阴阳离子为（Cl-，HCO3-，Na+K+，Ca2+、Mg2+），按照苏林分类法，本区的煤层气井产出水主要为NaHCO3型，这是地下水长期在地层内循环、水岩长期相互作用和高度浓缩的结果。而南部地区地层水矿化度较低，说明地下水较活跃。矿化度直方图4.矿化度（全盐量）区域分布 依据GB 8978-1996 污水综合排放标准、GB 5084-2005 农田灌溉水质标准和GB20426-2006 煤炭工业污染物
12、排放标准（以下分别简称污水、农田、煤炭）和12口井的水质检测报告，结果如下：（1）铅、镉、锌、砷、汞、硒、铬等重金属离子以及苯类、石油类有机物、硫化物、氰化物均未检出；（2）pH值、氟化物、COD、BOD均符合农田、煤炭、污水（一级）标准；（3）悬浮物、氨氮基本符合农田、煤炭、污水（一级）标准，其中悬浮物井口检测不超污水（一级）标准、但进入露天水池静置后部分水样超污水（一级）标准；（4）铁离子、全盐量、氯化物普遍超煤炭和农田标准。5.保德区块水质分析结论二、山西某煤层气田采出水现状6.保德区块水质分析结论 通过检测结果可以看出，该区块煤层气采出水的总体水质是无毒且较为纯净的，但水中铁离子、全盐
13、量、氯化物含量较高，结合煤层气排采特点对水中超标项的成因及变化规律分析如下：（1）目前该区块水质发黄的原因主要是采出水中铁离子超标煤炭标准，刚从井口采出的水中含亚铁离子，亚铁离子遇空气氧化后形成棕黄、黄褐色的铁的氧化物，并产生棕红色沉淀。但进入露天水池后，由于铁的氧化物的形成以及外来物的进入会引起超标，铁离子含量较为稳定，一年的排采周期内其含量变化不大。（2）全盐量主要是地层水所含的含无机盐分，国外煤层气采出水处理的核心也是处理全盐量。二、山西某煤层气田采出水现状（3）氯化物超农田标准最多，通过连续跟踪分析，采样前期Cl-浓度值较高，原因可能是前期作业时压裂液等中氯化钾含量较高造成。随后氯离子
14、浓度值随时间呈现出下降趋势，其原因可能是由于地层水中残留的钻井液、泥浆、压裂液等诸多污染物随着排采过程而逐渐排除造成的。2012年中国地质大学和吐哈油田对沁水盆地中联煤枣园区块8口井进行分析也得出类似结论。另外，该区块全盐量（矿化度）组分中的阳离子以钾离子和钠离子为主（与晋城煤层气采出水较为类似），且全盐量（矿化度）分布呈现北部高、南部低的趋势，一方面北部矿化度高说明本地区地下水交替弱，具有深层循环、封盖良好的承压水特征，有利于煤层气的保存，与该区块目前的产气情况相符。另一方面说明采出水的特性需经过排采之后才能获得准确数据，进而采取针对性的措施，这在开采初期是很难准确判断的，这一特点与煤层气采
15、出水的多变性、多样性相符，这也是新能源煤层气的开发特点。6.保德区块水质分析结论二、山西某煤层气田采出水现状目目 录录一、国内外煤层气采出水处理概况二、山西某煤层气田采出水现状三、水处理工艺比选及成本分析四、结论1.采出水处理涉及标准 国内目前没有专门针对煤层气采出水制定排放标准，这与国家支持新能源的政策是不相符的，在这种情况下目前煤层气采出水主要参考以下两个工业排放标准：（1）煤炭工业污染物排放标准 GB20426-2006；（2）污水综合排放标准 GB8978-1996。在缺水地区如果排采水作为灌溉水源则应达到农田灌溉水质标准 GB5084-2005，这是比较高的要求。三、水处理工艺比选及
16、成本分析2.采出水处理工艺比选三、水处理工艺比选及成本分析通过表格可以看出，尽管实现的方式不同，但煤层气采出水处理工艺都包通过表格可以看出，尽管实现的方式不同，但煤层气采出水处理工艺都包含了沉淀、过滤两个预处理过程。但前三种工艺受水质、环境、地质等限制因含了沉淀、过滤两个预处理过程。但前三种工艺受水质、环境、地质等限制因素较多，而建设水处理厂处理采出水习惯性被大多数人接受。素较多，而建设水处理厂处理采出水习惯性被大多数人接受。工厂化处理主要分为工厂化处理主要分为沉淀、过滤、脱盐沉淀、过滤、脱盐三个过程，其中成本最高的环节是三个过程，其中成本最高的环节是脱盐的处理。以脱盐的处理。以3000m30
17、00m3 3/d/d处理量为例，如果只处理除全盐量之外的不达标物，处理量为例，如果只处理除全盐量之外的不达标物，“混凝沉淀混凝沉淀+吸附过滤吸附过滤+锰砂除铁锰砂除铁”工艺投资估算约工艺投资估算约520520万元，而增加脱盐的反万元，而增加脱盐的反渗透工艺后直接投资约渗透工艺后直接投资约32003200万元。万元。三、水处理工艺比选及成本分析(1)“混凝沉淀+吸附过滤”工艺 作用效果：悬浮物（包含铁的氧化物）、氨氮、COD、BOD5。工艺流程：通过投药装置投加混凝药剂PAC（聚合氯化铝），在管道静态混合器中使PAC与采出水充分混合，与PAC充分混合后的采出水进入斜管沉淀池中进行混凝沉淀；由于主
18、要超标因子是悬浮物、有机物及氨氮，因此在斜管沉淀池后设计两级沸石过滤器；采出水处理站及斜管沉淀池的进入污泥干化池进行自然干化，干化后的污泥外运至填埋场进行填埋处置，填埋需另外增加费用。三、水处理工艺比选及成本分析污水排放标准污水排放标准污水排放标准污水排放标准“混凝沉淀+吸附过滤”工艺（3000m3/d处理能力）的直接投资估算约为375万元，水处理直接成本约为1.27元/m3。若增加除铁工艺后，总投资约520万元，水处理直接成本约为1.76元/m3。经过工艺（1）后，可去除直观上能看到的所有污染物，包括煤粉、棕黄色的铁锈等，水质品相会有很大改观，处理后水质是清澈的，水质可达到污水综合排放一级标
19、准；增加除铁工艺后，除直观上的所有污染物外还可以去除水中的铁离子、锰离子，防止水经过过滤变清后再次变黄，水质可达到污水综合排放一级标准和煤炭工业污染物排放标准。以上两工艺均无法解决全盐量超标问题，水中含盐量、氯化物不会变化，仍会伤害农作物、植被、钢材、建筑物以及导致土地盐碱化，达不到农田灌溉水质标准的要求。三、水处理工艺比选及成本分析(1)“混凝沉淀+吸附过滤”工艺(2)反渗透工艺 反渗透工艺是目前国内外较为成熟的技术，可以有效地去除水中的溶解盐、胶体、有机物、细菌、微生物等杂质，在海水淡化方面已有广泛应用，具有能耗低、无污染、工艺先进等优点，但反渗透装置投资高、对进水有严格的水质要求，需增设
20、一系列预处理设备，且反渗透的膜的寿命较短，平均3-5年，反渗透工艺还会产生大约四分之一的浓水，需建立一定面积的浓水干化场，反渗透工艺的运行、操作、维护与管理均需要与环境工程专业相关的专业人员。三、水处理工艺比选及成本分析三、水处理工艺比选及成本分析 由于反渗透系统对进水水质要求较高，因此需要增设一系列预处理单元。经测算，该工艺（3000m3/d处理能力）的直接投资估算约3200万元。水处理直接成本约为4.73元/m3。该工艺吨水直接成本为3.0025.034元/m3，处理成本与进水水量呈正相关关系，随着水量的降低而增加。(2)反渗透工艺除以上已有成熟应用的工艺外，结合煤层气采出水水质较好、产水
21、量递减等独有的特点，中石油煤层气公司也开展了低成本煤层气采出水处理的研究，尝试研发了一种新型煤层气采出水处理试验装置涡流蒸发装置。涡流蒸发装置是中石油煤层气公司自主研发的一种采出水处理试验装置，该装置的原理通过提高物理蒸发速率实现采出水的快速蒸发，由于该技术不直排液体水，具有重要的环保意义。优点是：结构简单、维护方便（无人值守）、无需预处理运行成本低；缺点是：受季节、气候影响较大，冬季使用困难。(3)涡流蒸发工艺三、水处理工艺比选及成本分析装置选用专利技术的旋流塔板结构，通过外部作用改变气液平衡条件，从而加快蒸发速率。解决了高湿度和无飞沫两个技术难题。蒸发过程既不需要预处理也不添加任何药剂，减
22、少对采出水的二次污染，从而达到保护环境的目的。三、水处理工艺比选及成本分析(3)涡流蒸发工艺 100m3/d模块涡流蒸发工艺主要设备一览表 涡流蒸发装置目前尚处于测试阶段，吨水耗电量为7度/m3，利用井口产气自发电（除去政府对煤层气发电的补贴）吨水耗电费用为2.45元/m3，吨水直接成本为2.45元/m3。涡流蒸发装置设计采用模块化设计，可以按照需求拼接。三、水处理工艺比选及成本分析(3)涡流蒸发工艺目目 录录一、国内外煤层气采出水处理概况二、山西某煤层气田采出水现状三、水处理工艺比选及成本分析四、结论 1.总体来讲，煤层气采出水水质较为纯净，与石油化工污水有本质的区别。2.采出水处理是一个综
23、合性问题，从地质选区布井、钻井、压裂到排采控制与地表集输需要统筹考虑，随着环保标准的逐渐提高，每一个环节都必须制定相应的措施，而不是仅仅依靠后端的处理。3.新能源需要新的政策扶持，按照国家先采气后采煤的要求，排污指标也应优先向煤层气企业倾斜，同时国内制造业也应针对煤层气采出水的处理研发新的低成本工艺。4.煤层气采出水处理应借鉴国外的经验分步实施：先建水池收集、弄清楚产水量，后根据需要来建设相应的深度处理的办法。由于煤层气采出水呈现逐年下降的趋势，产水期一般为5年左右，所以水处理装置应小型化、可搬迁、可重复使用，从而延长工作年限和降低成本。四、结论 5.鉴于煤层气采出水具有多样性、水质较为纯净、
24、产水量递减等一系列独有的特点，煤层气采出水的处理应力求简约简单、特别是尽量减少化学药剂的使用以避免二次污染，工艺的选择应建立在详细分析该气田的水质、水量情况的基础上，具体情况具体对待：全盐量较低、水质较为纯净的采出水优先考虑寻找合适的收纳水体地表排放，但排放过程需连续监测。水质不好、产水量不大、地势平坦的煤层气田优先选择建设大型蒸发池对采出水进行蒸发处理，蒸发池底部应敷设防渗布以防止水体对土壤的污染，当自然蒸发无法满足要求时可采用强制蒸发。工厂处理选择方案时应结合下游需求筛选经济适用的工艺，由于煤层气采出水水量呈逐年递减趋势，因此水处理装置的规模应充分考虑后期的水量变化。四、结论谢谢大家！谢谢大家！