一種油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法與流程

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導(dǎo)航： X技術(shù)> 最新專利>環(huán)保節(jié)能,再生,污水處理設(shè)備的制造及其應(yīng)用技術(shù)

本發(fā)明涉及工業(yè)廢水處理領(lǐng)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(fù)壓脫硫+化學(xué)催化氧化技術(shù)處理油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法。

背景技術(shù)：

隨著社會經(jīng)濟(jì)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?cái)鄬蛹皹?gòu)造裂隙侵入氣藏，進(jìn)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(guān)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(chǎn)生嚴(yán)重污染，還會對輸水管線產(chǎn)生嚴(yán)重腐蝕，存在嚴(yán)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(dá)標(biāo)外排三種方式。就現(xiàn)有的處理工藝來說，目前主要是進(jìn)行適度處理后回注，還不能實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)外排。根據(jù)我國現(xiàn)行的回注標(biāo)準(zhǔn)，對于油氣田高含硫廢水來說，主要的處理目標(biāo)是去除油氣田高含硫廢水(尤指氣井產(chǎn)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(xué)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(xué)法主要包括化學(xué)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(xué)法由于發(fā)生了化學(xué)反應(yīng)，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(shí)際工程實(shí)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(zhì)按一定比例擴(kuò)散到氣相中去，從而達(dá)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(jìn)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(yùn)行成本。此外，該方法所需設(shè)備體積大、安裝維護(hù)運(yùn)行復(fù)雜，對氣井所處環(huán)境適應(yīng)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(diào)節(jié)至3～4，之后進(jìn)行吹脫，吹脫殘夜中的硫化物通過加入硫化亞鐵進(jìn)行化學(xué)反應(yīng)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(diào)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?；?，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。

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(yīng)溫度230～300℃，反應(yīng)壓力3～10MPa，液體空速0.5～2.5h^-1，氣液原料標(biāo)準(zhǔn)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(jī)物除去，將廢水中的硫全部轉(zhuǎn)化為硫酸根離子。催化濕式氧化的反應(yīng)條件苛刻，投資、運(yùn)行及維護(hù)費(fèi)用較高，并且設(shè)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(diào)節(jié)劑和脫硫劑，進(jìn)行化學(xué)反應(yīng)將廢水中的硫除去，脫硫劑采用硫酸亞鐵，由于化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)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(jìn)水的硫含量≤3000mg/L。

中國專利201210567540.9也涉及一種化學(xué)氧化法脫除工業(yè)廢水中硫化物和有機(jī)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(xué)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(xué)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(xué)反應(yīng)產(chǎn)生的渣量較大，這些專利均適用于處理硫含量不高的廢水。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

針對現(xiàn)有技術(shù)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(fù)壓脫硫+化學(xué)催化氧化技術(shù)，對油氣田高含硫廢水進(jìn)行深度脫硫。

為達(dá)到以上目的，本發(fā)明采取的技術(shù)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(fù)壓脫硫技術(shù)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(xué)催化氧化技術(shù)將負(fù)壓脫硫單元出水中的殘余硫化氫氧化，最終實(shí)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(biāo)準(zhǔn)。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，油氣田高含硫廢水經(jīng)過第一次pH調(diào)節(jié)后，進(jìn)入負(fù)壓脫硫單元進(jìn)行脫硫。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，第一次pH調(diào)節(jié)所用的調(diào)節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種；

pH調(diào)節(jié)范圍為4～6。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，負(fù)壓脫硫單元出水經(jīng)過第二次pH調(diào)節(jié)后，進(jìn)入化學(xué)催化氧化單元進(jìn)行深度催化氧化脫硫。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，第二次pH調(diào)節(jié)所用的調(diào)節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種；

pH調(diào)節(jié)范圍為3～4。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，化學(xué)催化氧化單元出水經(jīng)過第三次pH調(diào)節(jié)后，進(jìn)入絮凝沉降單元進(jìn)行絮凝沉降；

絮凝沉降單元出水集中進(jìn)行其他處理，絮凝沉降渣類經(jīng)固化后集中外運(yùn)處理。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，第三次pH調(diào)節(jié)所用的調(diào)節(jié)劑為氫氧化鈉；

pH調(diào)節(jié)范圍為8～9。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，油氣田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。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)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(biāo)準(zhǔn)。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，負(fù)壓脫硫單元設(shè)置循環(huán)泵進(jìn)行廢水循環(huán)，回流比為2～5:1。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，負(fù)壓脫硫單元的廢水停留時間為20～30min。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，負(fù)壓脫硫單元的進(jìn)水溫度為35～45℃，運(yùn)行負(fù)壓為-0.04～-0.07MPa。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，化學(xué)催化氧化單元的氧化劑為雙氧水，催化劑為硫酸亞鐵；

化學(xué)催化氧化是將硫離子催化氧化為硫酸根離子。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，氧化劑用量為100～300mg/L，催化劑用量為40～120mg/L。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)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(shù)方案的基礎(chǔ)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(fù)壓脫硫+化學(xué)催化氧化技術(shù)，對油氣田高含硫廢水進(jìn)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(shù)設(shè)備龐大、工藝復(fù)雜、效率較低、環(huán)境適應(yīng)性差、運(yùn)行費(fèi)用高、難于維護(hù)等缺點(diǎn)。

附圖說明

本發(fā)明有如下附圖：

圖1本發(fā)明的工藝流程圖。

具體實(shí)施方式

以下結(jié)合附圖對本發(fā)明作進(jìn)一步詳細(xì)說明。

如圖1所示，本發(fā)明所述的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(fù)壓脫硫技術(shù)，利用負(fù)壓脫硫單元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(xué)催化氧化技術(shù)，利用化學(xué)催化氧化單元將負(fù)壓脫硫單元出水中的殘余硫化氫氧化，最終實(shí)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(biāo)準(zhǔn)。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，油氣田高含硫廢水經(jīng)過第一次pH調(diào)節(jié)后，進(jìn)入負(fù)壓脫硫單元進(jìn)行脫硫。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，第一次pH調(diào)節(jié)所用的調(diào)節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種；

pH調(diào)節(jié)范圍為4～6。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，負(fù)壓脫硫單元出水(負(fù)壓脫硫出水)經(jīng)過第二次pH調(diào)節(jié)后，進(jìn)入化學(xué)催化氧化單元進(jìn)行深度催化氧化脫硫。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，第二次pH調(diào)節(jié)所用的調(diào)節(jié)劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種；

pH調(diào)節(jié)范圍為3～4。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，化學(xué)催化氧化單元出水(催化氧化脫硫出水)經(jīng)過第三次pH調(diào)節(jié)后，進(jìn)入絮凝沉降單元進(jìn)行絮凝沉降；

絮凝沉降單元出水集中進(jìn)行其他處理，絮凝沉降渣類經(jīng)固化后集中外運(yùn)處理。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，第三次pH調(diào)節(jié)所用的調(diào)節(jié)劑為氫氧化鈉；

pH調(diào)節(jié)范圍為8～9。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)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(biāo)準(zhǔn)。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，負(fù)壓脫硫單元設(shè)置循環(huán)泵進(jìn)行廢水循環(huán)，回流比為2～5:1。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，負(fù)壓脫硫單元的廢水停留時間為20～30min。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，負(fù)壓脫硫單元的進(jìn)水溫度為35～45℃，運(yùn)行負(fù)壓為-0.04～-0.07MPa。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，化學(xué)催化氧化單元的氧化劑為雙氧水，催化劑為硫酸亞鐵；

化學(xué)催化氧化是將硫離子催化氧化為硫酸根離子。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，氧化劑用量為100～300mg/L，催化劑用量為40～120mg/L。

在上述技術(shù)方案的基礎(chǔ)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(shù)方案的基礎(chǔ)上，助凝劑用量為2-5mg/L；絮凝沉降時間為10～20min。

本發(fā)明與現(xiàn)有技術(shù)的實(shí)質(zhì)性區(qū)別在于：針對現(xiàn)有技術(shù)中采用吹脫和汽提法處理油氣田高含硫廢水設(shè)備龐大、工藝復(fù)雜、效率較低、環(huán)境適應(yīng)性差、運(yùn)行費(fèi)用高的問題，本發(fā)明采用負(fù)壓脫硫+化學(xué)催化氧化技術(shù)處理油氣田高含硫廢水。首先，高含硫廢水經(jīng)過第一次pH調(diào)節(jié)后，進(jìn)入負(fù)壓脫硫單元進(jìn)行脫硫；其次，負(fù)壓脫硫單元出水經(jīng)過第二次pH調(diào)節(jié)后，進(jìn)入化學(xué)催化氧化單元進(jìn)行深度催化氧化脫硫；最后，化學(xué)催化氧化單元出水經(jīng)過第三次pH調(diào)節(jié)后，進(jìn)入絮凝沉降單元進(jìn)行絮凝沉降。其中，經(jīng)過負(fù)壓脫硫后產(chǎn)生的硫化氫收集進(jìn)行焚燒處理，絮凝沉降單元出水集中進(jìn)行其他處理。

通過采用該技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了油氣田高含硫廢水的高效、快捷、低成本深度脫硫。和現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明涉及的技術(shù)設(shè)備簡單、運(yùn)行維護(hù)容易、環(huán)境適應(yīng)能力強(qiáng)、脫硫效率高、可實(shí)現(xiàn)撬裝化處理、運(yùn)行成本大大降低，技術(shù)經(jīng)濟(jì)性好。對于油氣田高含硫廢水，本發(fā)明涉及的深度脫硫技術(shù)更為經(jīng)濟(jì)、合理、可行。

本發(fā)明所述的油氣田高含硫廢水的深度脫硫方法，其有益效果是：

1、本發(fā)明采用負(fù)壓脫硫技術(shù)處理油氣田高含硫廢水，和吹脫、汽提脫硫技術(shù)相比，本發(fā)明涉及的技術(shù)設(shè)備簡單、自動化程度高、運(yùn)行維護(hù)容易、環(huán)境適應(yīng)能力強(qiáng)、占地面積少，脫硫效率高、可實(shí)現(xiàn)撬裝化處理、運(yùn)行成本大大降低。本發(fā)明采用的負(fù)壓脫硫技術(shù)尤其適用于場地和配套設(shè)施不完善地區(qū)的高含硫廢水處理；

2、本發(fā)明的負(fù)壓脫硫單元通過采用循環(huán)泵進(jìn)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，提高了脫硫效果；

3、本發(fā)明的負(fù)壓脫硫單元通過負(fù)壓和廢水pH之間的匹配，在降低廢水脫硫成本的同時，最大效率的去除了廢水中的硫化氫；

4、本發(fā)明中化學(xué)催化氧化單元由于生成了鐵鹽的膠體，因此無需加入絮凝劑，只需加入少量助凝劑就可實(shí)現(xiàn)絮凝沉降；

5、本發(fā)明通過負(fù)壓脫硫技術(shù)和化學(xué)催化氧化技術(shù)的高效耦合，在采用負(fù)壓脫硫技術(shù)去除廢水中的大部分硫離子的基礎(chǔ)上，又采用化學(xué)催化氧化技術(shù)深度去除廢水中殘留的少量硫離子，使得廢水中的硫離子含量降到最低，減少了單純采用化學(xué)氧化所需的藥劑消耗和廢渣量，運(yùn)行成本大大降低；

6、采用本發(fā)明的方法進(jìn)行油氣田高含硫廢水的脫硫處理，有效克服了現(xiàn)有吹脫和汽提工藝脫硫的弊端，解決了采用吹脫和汽提工藝脫硫的技術(shù)難題。

以下為若干具體實(shí)施例。

實(shí)施例1

油氣田高含硫廢水的主要水質(zhì)特征為：硫化物2000mg/l，總?cè)芙庑怨腆w10000mg/l，懸浮物500mg/l。

處理步驟如下：首先，高含硫廢水采用硫酸第一次調(diào)節(jié)廢水的pH到6，之后進(jìn)入負(fù)壓脫硫單元進(jìn)行脫硫，負(fù)壓脫硫的操作條件為：進(jìn)水溫度35℃，運(yùn)行負(fù)壓-0.04MPa，水力停留時間20min，循環(huán)泵的回流比為5:1；其次，負(fù)壓脫硫出水采用硫酸第二次調(diào)節(jié)廢水的pH到3，之后進(jìn)入化學(xué)催化氧化單元進(jìn)行深度催化氧化脫硫，氧化劑為雙氧水，用量為100mg/L，催化劑為硫酸亞鐵，用量為40mg/L；最后，催化氧化脫硫出水采用氫氧化鈉第三次調(diào)節(jié)廢水的pH到8，之后進(jìn)入絮凝沉降單元進(jìn)行絮凝沉降，助凝劑為陰離子型聚丙烯酰胺，分子量500萬，助凝劑用量為2mg/L，絮凝沉降時間為10min。