申請日2015.06.18
公開(公告)日2016.12.28
IPC分類號C02F9/04; F23G7/06
摘要
本發(fā)明涉及工業(yè)廢水處理技術領域，尤其涉及一種油氣田高含硫廢水的處理方法，該方法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，采用負壓脫硫技術將廢水中的硫化氫脫除出來，實現(xiàn)油氣田高含硫廢水中硫化物脫除的目的。本發(fā)明采用負壓脫硫技術處理油氣田高含硫廢水，可有效降低廢水中的硫含量，解決油氣田高含硫廢水后續(xù)處理過程中硫含量過高的問題，其技術設備簡單、自動化程度高、運行維護容易、環(huán)境適應能力強、占地面積少，脫硫效率高、可實現(xiàn)撬裝化處理、運行成本大大降低。
摘要附圖
權利要求書
1.一種油氣田高含硫廢水的處理方法，其特征在于，包括以下步驟：
1)采用pH調(diào)節(jié)劑將高含硫廢水的pH調(diào)節(jié)為4～6;
2)將經(jīng)過pH調(diào)節(jié)后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單元進行脫硫處理。
2.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的處理方法，其特征在于：步驟2中，所述負壓脫硫單元設有用于廢水循環(huán)的循環(huán)泵。
3.如權利要求2所述的油氣田高含硫廢水的處理方法，其特征在于：所述循環(huán)泵的回流比為2～5∶1。
4.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的處理方法，其特征在于：步驟2中，所述負壓脫硫單元中廢水的停留時間為20～30min。
5.如權利要求1所述的油氣田高含硫廢水的處理方法，其特征在于：步驟2中，所述負壓脫硫單元中進水溫度為35～45℃，負壓側(cè)運行負壓為-0.04～-0.07MPa。
6.如權利要求5所述的油氣田高含硫廢水的處理方法，其特征在于：步驟2中所述負壓脫硫單元中負壓側(cè)的負壓采用干式真空泵形成。
7.如權利要求1-6任一項所述的油氣田高含硫廢水的處理方法，其特征在于：步驟1中所述pH調(diào)節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸。
8.如權利要求1-6任一項所述的油氣田高含硫廢水的處理方法，其特征在于：步驟1中，所述高含硫廢水的主要水質(zhì)特征為：硫化物2000～20000mg/L，總?cè)芙庑怨腆w5000～50000mg/L，懸浮物500～5000mg/L。
說明書
一種油氣田高含硫廢水的處理方法
技術領域
本發(fā)明涉及工業(yè)廢水處理技術領域，尤其涉及一種油氣田高含硫廢水的處理方法。
背景技術
隨著社會經(jīng)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，特別是在油氣田開發(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(chǎn)或水淹停產(chǎn)，為維持天然氣的穩(wěn)定生產(chǎn)，氣田大力推行排水采氣工藝，使得氣井的產(chǎn)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(chǎn)。油氣田采出廢水在給油氣田生產(chǎn)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(chǎn)生的大量含硫廢水。該廢水含有大量硫化物。如果得不到有效處理，不僅會對環(huán)境產(chǎn)生嚴重污染，還會對輸水管線產(chǎn)生嚴重腐蝕，存在嚴重安全隱患。
對于油氣田采出廢水處理方式，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，目前主要采用適度處理后回注，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氣井產(chǎn)出水中的硫化物以及懸浮物。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，但所采用的介質(zhì)不同，吹脫采用氣體，汽提采用蒸汽;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量和廢渣量較大，因此不適用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，因此也不適用處理硫含量較高的廢水。
實際工程實踐中，由于油氣田場地的局限性，處理油氣田高含硫廢水中硫化物主要采用吹脫工藝。吹脫是先讓硫化物以硫化氫的形式存在，然后讓廢水與氣體直接接觸，使廢水中的硫化氫及揮發(fā)性有毒有害氣體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。中國專利申請?zhí)枮?01410444573.3名稱為一種高濃度含硫廢水的處理工藝，該專利將廢水pH調(diào)節(jié)至3～4，之后進行吹脫，吹脫殘液中的硫化物通過加入硫化亞鐵進行化學反應去除。中國專利號為200710010393.4名稱為一種含硫廢水的處理方法，該專利采用空氣曝氣去除調(diào)酸后廢水中的硫化物，其原理和吹脫原理相同，但硫化氫為易燃�；�，與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，存在嚴重的安全隱患。
發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明所要解決的技術問題在于克服上述現(xiàn)有技術之不足，提供一種油氣田高含硫廢水的處理方法，該方法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，采用負壓脫硫技術將廢水中的硫化氫脫除出來，實現(xiàn)油氣田高含硫廢水中硫化物脫除的目的。
本發(fā)明提供的一種油氣田高含硫廢水的處理方法采用的主要技術方案為，具體包括以下步驟：
1)采用pH調(diào)節(jié)劑將高含硫廢水的pH調(diào)節(jié)為4～6;
2)將經(jīng)過pH調(diào)節(jié)后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單元進行脫硫處理。
其中，經(jīng)過負壓脫硫后產(chǎn)生的硫化氫收集進行焚燒處理，負壓脫硫單元的出水集中進行其他處理。
本發(fā)明提供的一種油氣田高含硫廢水的處理方法還采用如下附屬技術方案：
步驟1中，所述高含硫廢水的主要水質(zhì)特征為：硫化物2000～20000mg/L，總?cè)芙庑怨腆w10000～50000mg/L，懸浮物500～5000mg/L。
步驟1中，所述pH調(diào)節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸。
步驟2中，所述負壓脫硫單元設有用于廢水循環(huán)的循環(huán)泵，且循環(huán)泵的回流比為2～5∶1。
步驟2中，所述負壓脫硫單元的廢水的停留時間為20～30min。
步驟2中，所述負壓脫硫單元的進水溫度為35～45℃，運行負壓為-0.04～-0.07MPa。
步驟2中，所述負壓脫硫單元中負壓側(cè)的負壓采用干式真空泵形成。
本發(fā)明與現(xiàn)有技術的實質(zhì)性區(qū)別在于：本發(fā)明采用負壓脫硫技術處理油氣田高含硫廢水。首先，采用pH調(diào)節(jié)劑調(diào)節(jié)油氣田高含硫廢水的pH;之后，經(jīng)過pH調(diào)節(jié)后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單元進行脫硫處理。經(jīng)過負壓脫硫后產(chǎn)生的硫化氫收集進行焚燒處理，負壓脫硫單元的出水集中進行其他處理。通過本發(fā)明實現(xiàn)了油氣田高含硫廢水的高效、快捷、低成本脫硫。與現(xiàn)有技術相比，本發(fā)明的解決了現(xiàn)有技術中吹脫和汽提技術設備龐大、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，而本發(fā)明涉及的技術設備簡單、運行維護容易、環(huán)境適應能力強、脫硫效率高、可實現(xiàn)撬裝化處理、運行成本大大降低。對于油氣田高含硫廢水，本發(fā)明涉及的技術更為經(jīng)濟、合理、可行。
采用本發(fā)明的方法進行油氣田高含硫廢水的脫硫處理，可以實現(xiàn)油氣田高含硫廢水的深度脫硫。經(jīng)過本發(fā)明方法處理后的油氣田高含硫廢水，出水硫含量≤100mg/L，滿足油氣田對回注水含硫量的限制標準。
本發(fā)明的油氣田高含硫廢水的處理方法的有益效果在于：
1、與現(xiàn)有的吹脫和汽提脫硫技術相比，本發(fā)明采用負壓脫硫技術處理油氣田高含硫廢水，其技術設備簡單、自動化程度高、運行維護容易、環(huán)境適應能力強、占地面積少，脫硫效率高、可實現(xiàn)撬裝化處理、運行成本大大降低;本發(fā)明尤其適用于場地和配套設施不完善地區(qū)的高含硫廢水處理。
2、本發(fā)明的負壓脫硫單元通過采用循環(huán)泵進行廢水循環(huán)，加速高含硫廢水中的硫化氫溢出，縮短廢水脫硫時間，提高脫硫效果。
3、本發(fā)明的負壓脫硫單元通過運行負壓和廢水pH之間的匹配和高效耦合，在降低廢水脫硫成本的同時，最大效率的去除廢水中的硫化氫。
