申請日2015.11.12
公開(公告)日2017.05.24
IPC分類號C02F9/04; C02F103/10
摘要
本發(fā)明涉及一種油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，包括如下步驟：利用油氣田高含硫廢水在酸性條件下廢水中的硫化物以硫化氫形式存在的特性，首先，采用負壓脫硫技術將廢水中的大部分硫化氫脫除出來集中焚燒;其次，采用化學催化氧化技術將負壓脫硫單元出水中的殘余硫化氫氧化，最終實現(xiàn)油氣田高含硫廢水中硫化物深度脫除的目的，出水硫含量滿足油氣田回注水標準。本發(fā)明所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，可有效去除廢水中的硫化物，解決油氣田高含硫廢水回注過程中硫含量過高的問題，解決現(xiàn)有處理技術設備龐大、工藝復雜、效率較低、環(huán)境適應性差、運行費用高、難于維護等缺點。
權利要求書
1.一種油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于，包括如下步驟：利用油氣田高含硫廢水在酸性條件下廢水中的硫化物以硫化氫形式存在的特性，
首先，采用負壓脫硫技術將廢水中的大部分硫化氫脫除出來集中焚燒;
其次，采用化學催化氧化技術將負壓脫硫單元出水中的殘余硫化氫氧化，最終實現(xiàn)油氣田高含硫廢水中硫化物深度脫除的目的，出水硫含量滿足油氣田回注水標準。
2.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：油氣田高含硫廢水經過第一次pH調節(jié)后，進入負壓脫硫單元進行脫硫。
3.如權利要求2所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：第一次pH調節(jié)所用的調節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種;
pH調節(jié)范圍為4～6。
4.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：負壓脫硫單元出水經過第二次pH調節(jié)后，進入化學催化氧化單元進行深度催化氧化脫硫。
5.如權利要求4所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：第二次pH調節(jié)所用的調節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種;
pH調節(jié)范圍為3～4。
6.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：化學催化氧化單元出水經過第三次pH調節(jié)后，進入絮凝沉降單元進行絮凝沉降;
絮凝沉降單元出水集中進行其他處理，絮凝沉降渣類經固化后集中外運處理。
7.如權利要求6所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：第三次pH調節(jié)所用的調節(jié)劑為氫氧化鈉;
pH調節(jié)范圍為8～9。
8.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：油氣田高含硫廢水的主要水質特征為：硫化物2000～20000mg/l，總溶解性固體10000～50000mg/l，懸浮物500～5000mg/l。
9.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：絮凝沉降單元出水硫含量<0.5mg/L，滿足油氣田對回注水含硫量的限制標準。
10.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：負壓脫硫單元設置循環(huán)泵進行廢水循環(huán)，回流比為2～5:1。
11.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：負壓脫硫單元的廢水停留時間為20～30min。
12.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：負壓脫硫單元的進水溫度為35～45℃，運行負壓為-0.04～-0.07MPa。
13.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：化學催化氧化單元的氧化劑為雙氧水，催化劑為硫酸亞鐵;
化學催化氧化是將硫離子催化氧化為硫酸根離子。
14.如權利要求13所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：氧化劑用量為100～300mg/L，催化劑用量為40～120mg/L。
15.如權利要求6所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：絮凝沉降單元助凝劑為陰離子型聚丙烯酰胺，分子量500萬～800萬。
16.如權利要求15所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于：助凝劑用量為2-5mg/L;絮凝沉降時間為10～20min。
說明書
一種油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法
技術領域
本發(fā)明涉及工業(yè)廢水處理領域，具體說是一種油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法。尤指一種利用負壓脫硫+化學催化氧化技術處理油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法。
背景技術
隨著社會經濟發(fā)展和人民生活水平的不斷提高，對能源需求量日益加大，油氣田開采量逐年增加。在油氣田的開發(fā)中，特別是在氣田開發(fā)的中后期，由于地層水可沿斷層及構造裂隙侵入氣藏，進入井底，使氣藏能量損失增大，井口壓力降低，帶水能力變差，造成氣井減產或水淹停產，為維持天然氣的穩(wěn)定生產，氣田大力推行排水采氣工藝，使得氣井的產水量迅速增加，很多氣井因采出水無法處理而被迫關井，影響了正常的采氣生產。
油氣田采出廢水在給油氣田生產造成難題的同時，所引起的社會問題也顯露無疑，給自然環(huán)境造成了巨大的壓力，尤其是西南礦區(qū)高含硫油氣田開采過程中產生的大量含硫廢水。該股廢水含有大量硫化氫和硫化物。如果得不到有效處理，不僅會對環(huán)境產生嚴重污染，還會對輸水管線產生嚴重腐蝕，存在嚴重安全隱患。
對于油氣田采出廢水處理，目前主要有回注地層、綜合利用和處理達標外排三種方式。就現(xiàn)有的處理工藝來說，目前主要是進行適度處理后回注，還不能實現(xiàn)達標外排。根據(jù)我國現(xiàn)行的回注標準，對于油氣田高含硫廢水來說，主要的處理目標是去除油氣田高含硫廢水(尤指氣井產出水，即氣田高含硫廢水)中的硫化氫、硫化物以及懸浮物。
目前，含硫廢水的處理方法主要有物理法、化學法和生物法。其中，物理法主要包括吹脫和汽提，吹脫和汽提原理相同，不同的是，吹脫是采用氣體，汽提是采用蒸汽;化學法主要包括化學氧化法和混凝沉淀法;生物法主要包括好氧生物法和厭氧生物法。三種方法中，物理法最為簡單，化學法由于發(fā)生了化學反應，廢水硫含量較高時藥劑消耗和渣量較大，因此不適用于處理硫含量較高的廢水;生物法是通過微生物將硫化物氧化除去，由于微生物的耐受局限性，處理硫含量較高的廢水時效率較低，因此也不適用于處理硫含量較高的廢水。
實際工程實踐中，由于氣田場地的局限性，處理氣田高含硫廢水中硫化氫和硫化物主要采用吹脫工藝。吹脫是讓廢水與氣體直接接觸，使廢水中的揮發(fā)性有毒有害物質按一定比例擴散到氣相中去，從而達到從廢水中分離污染物的目的。鑒于場地條件有限，目前主要采用天然氣進行吹脫，由此消耗大量的天然氣，這就大大提高了該方法脫硫的運行成本。此外，該方法所需設備體積大、安裝維護運行復雜，對氣井所處環(huán)境適應性差，并且處理效率有待提高。
中國專利201410444573.3就涉及了一種采用吹脫去除高濃度含硫廢水的處理工藝。該專利將廢水pH調節(jié)至3～4，之后進行吹脫，吹脫殘夜中的硫化物通過加入硫化亞鐵進行化學反應去除。
中國專利200710010393.4也涉及一種含硫廢水的處理方法，該專利采用空氣曝氣去除調酸后廢水中的硫化物，其原理和吹脫原理相同。使用空氣曝氣的問題在于，硫化氫為易燃�；罚c空氣混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高熱能引起燃燒爆炸。
中國專利200910201614.5涉及一種采用催化濕式氧化處理含硫廢水的方法，該專利將COD 2000～200000mg/L，硫重量含量小于70g/L的工業(yè)廢水在反應溫度230～300℃，反應壓力3～10MPa，液體空速0.5～2.5h-1，氣液原料標準狀態(tài)下體積比為70～300：1的條件下，通過采用催化濕式氧化將廢水中的有機物除去，將廢水中的硫全部轉化為硫酸根離子。催化濕式氧化的反應條件苛刻，投資、運行及維護費用較高，并且設備龐大，對場地要求較高。催化濕式氧化主要用于去除高COD、難于生物降解的廢水體系。
中國專利201110273016.6涉及一種油氣田的含硫廢水處理方法，該專利主要是通過加入pH調節(jié)劑和脫硫劑，進行化學反應將廢水中的硫除去，脫硫劑采用硫酸亞鐵，由于化學反應產生的渣量較大，因此本專利的方法適用于處理硫含量不高的廢水，該專利明確限定了進水的硫含量≤3000mg/L。
中國專利201210567540.9也涉及一種化學氧化法脫除工業(yè)廢水中硫化物和有機物的方法，該專利采用氯氣作為氧化劑。該專利也明確限定本專利適用于處理COD濃度2000～20000mg/L，硫化物含量200～2000mg/L的廢水。
中國專利201210210210.4也涉及一種油氣田含硫廢水處理方法，該專利也是通過化學氧化將廢水中的硫除去，脫硫劑采用過硫酸鹽，并采用硫酸亞鐵作為催化劑。
中國專利01118462.0也涉及一種化學氧化法脫除廢水中的硫和氨的方法，與專利201110273016.6相同，由于化學反應產生的渣量較大，這些專利均適用于處理硫含量不高的廢水。
發(fā)明內容
針對現(xiàn)有技術中存在的缺陷，本發(fā)明的目的在于提供一種油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，采用負壓脫硫+化學催化氧化技術，對油氣田高含硫廢水進行深度脫硫。
為達到以上目的，本發(fā)明采取的技術方案是：
一種油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其特征在于，包括如下步驟：利用油氣田高含硫廢水在酸性條件下廢水中的硫化物以硫化氫形式存在的特性，
首先，采用負壓脫硫技術將廢水中的大部分硫化氫脫除出來集中焚燒;
其次，采用化學催化氧化技術將負壓脫硫單元出水中的殘余硫化氫氧化，最終實現(xiàn)油氣田高含硫廢水中硫化物深度脫除的目的，出水硫含量滿足油氣田回注水標準。
在上述技術方案的基礎上，油氣田高含硫廢水經過第一次pH調節(jié)后，進入負壓脫硫單元進行脫硫。
在上述技術方案的基礎上，第一次pH調節(jié)所用的調節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種;
pH調節(jié)范圍為4～6。
在上述技術方案的基礎上，負壓脫硫單元出水經過第二次pH調節(jié)后，進入化學催化氧化單元進行深度催化氧化脫硫。
在上述技術方案的基礎上，第二次pH調節(jié)所用的調節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種;
pH調節(jié)范圍為3～4。
在上述技術方案的基礎上，化學催化氧化單元出水經過第三次pH調節(jié)后，進入絮凝沉降單元進行絮凝沉降;
絮凝沉降單元出水集中進行其他處理，絮凝沉降渣類經固化后集中外運處理。
在上述技術方案的基礎上，第三次pH調節(jié)所用的調節(jié)劑為氫氧化鈉;
pH調節(jié)范圍為8～9。
在上述技術方案的基礎上，油氣田高含硫廢水的主要水質特征為：硫化物2000～20000mg/l，總溶解性固體10000～50000mg/l，懸浮物500～5000mg/l。
在上述技術方案的基礎上，絮凝沉降單元出水硫含量<0.5mg/L，滿足油氣田對回注水含硫量的限制標準。
在上述技術方案的基礎上，負壓脫硫單元設置循環(huán)泵進行廢水循環(huán)，回流比為2～5:1。
在上述技術方案的基礎上，負壓脫硫單元的廢水停留時間為20～30min。
在上述技術方案的基礎上，負壓脫硫單元的進水溫度為35～45℃，運行負壓為-0.04～-0.07MPa。
在上述技術方案的基礎上，化學催化氧化單元的氧化劑為雙氧水，催化劑為硫酸亞鐵;
化學催化氧化是將硫離子催化氧化為硫酸根離子。
在上述技術方案的基礎上，氧化劑用量為100～300mg/L，催化劑用量為40～120mg/L。
在上述技術方案的基礎上，絮凝沉降單元助凝劑為陰離子型聚丙烯酰胺，分子量500萬～800萬。
在上述技術方案的基礎上，助凝劑用量為2-5mg/L;絮凝沉降時間為10～20min。
本發(fā)明所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，采用負壓脫硫+化學催化氧化技術，對油氣田高含硫廢水進行深度脫硫。采用本發(fā)明的方法處理油氣田高含硫廢水，可有效去除廢水中的硫化物，解決油氣田高含硫廢水回注過程中硫含量過高的問題，解決現(xiàn)有處理技術設備龐大、工藝復雜、效率較低、環(huán)境適應性差、運行費用高、難于維護等缺點。
