申请日2015.11.12
公开(公告)日2017.05.24
IPC分类号C02F9/04; C02F103/10
摘要
本发明涉及一种油气田高含硫废水的深度脱硫方法，包括如下步骤：利用油气田高含硫废水在酸性条件下废水中的硫化物以硫化氢形式存在的特性，首先，采用负压脱硫技术将废水中的大部分硫化氢脱除出来集中焚烧;其次，采用化学催化氧化技术将负压脱硫单元出水中的残余硫化氢氧化，最终实现油气田高含硫废水中硫化物深度脱除的目的，出水硫含量满足油气田回注水标准。本发明所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，可有效去除废水中的硫化物，解决油气田高含硫废水回注过程中硫含量过高的问题，解决现有处理技术设备庞大、工艺复杂、效率较低、环境适应性差、运行费用高、难于维护等缺点。
权利要求书
1.一种油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于，包括如下步骤：利用油气田高含硫废水在酸性条件下废水中的硫化物以硫化氢形式存在的特性，
首先，采用负压脱硫技术将废水中的大部分硫化氢脱除出来集中焚烧;
其次，采用化学催化氧化技术将负压脱硫单元出水中的残余硫化氢氧化，最终实现油气田高含硫废水中硫化物深度脱除的目的，出水硫含量满足油气田回注水标准。
2.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：油气田高含硫废水经过第一次pH调节后，进入负压脱硫单元进行脱硫。
3.如权利要求2所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：第一次pH调节所用的调节剂为盐酸、硫酸或硝酸中的一种;
pH调节范围为4～6。
4.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：负压脱硫单元出水经过第二次pH调节后，进入化学催化氧化单元进行深度催化氧化脱硫。
5.如权利要求4所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：第二次pH调节所用的调节剂为盐酸、硫酸或硝酸中的一种;
pH调节范围为3～4。
6.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：化学催化氧化单元出水经过第三次pH调节后，进入絮凝沉降单元进行絮凝沉降;
絮凝沉降单元出水集中进行其他处理，絮凝沉降渣类经固化后集中外运处理。
7.如权利要求6所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：第三次pH调节所用的调节剂为氢氧化钠;
pH调节范围为8～9。
8.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：油气田高含硫废水的主要水质特征为：硫化物2000～20000mg/l，总溶解性固体10000～50000mg/l，悬浮物500～5000mg/l。
9.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：絮凝沉降单元出水硫含量<0.5mg/L，满足油气田对回注水含硫量的限制标准。
10.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：负压脱硫单元设置循环泵进行废水循环，回流比为2～5:1。
11.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：负压脱硫单元的废水停留时间为20～30min。
12.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：负压脱硫单元的进水温度为35～45℃，运行负压为-0.04～-0.07MPa。
13.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：化学催化氧化单元的氧化剂为双氧水，催化剂为硫酸亚铁;
化学催化氧化是将硫离子催化氧化为硫酸根离子。
14.如权利要求13所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：氧化剂用量为100～300mg/L，催化剂用量为40～120mg/L。
15.如权利要求6所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：絮凝沉降单元助凝剂为阴离子型聚丙烯酰胺，分子量500万～800万。
16.如权利要求15所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于：助凝剂用量为2-5mg/L;絮凝沉降时间为10～20min。
说明书
一种油气田高含硫废水的深度脱硫方法
技术领域
本发明涉及工业废水处理领域，具体说是一种油气田高含硫废水的深度脱硫方法。尤指一种利用负压脱硫+化学催化氧化技术处理油气田高含硫废水的深度脱硫方法。
背景技术
随着社会经济发展和人民生活水平的不断提高，对能源需求量日益加大，油气田开采量逐年增加。在油气田的开发中，特别是在气田开发的中后期，由于地层水可沿断层及构造裂隙侵入气藏，进入井底，使气藏能量损失增大，井口压力降低，带水能力变差，造成气井减产或水淹停产，为维持天然气的稳定生产，气田大力推行排水采气工艺，使得气井的产水量迅速增加，很多气井因采出水无法处理而被迫关井，影响了正常的采气生产。
油气田采出废水在给油气田生产造成难题的同时，所引起的社会问题也显露无疑，给自然环境造成了巨大的压力，尤其是西南矿区高含硫油气田开采过程中产生的大量含硫废水。该股废水含有大量硫化氢和硫化物。如果得不到有效处理，不仅会对环境产生严重污染，还会对输水管线产生严重腐蚀，存在严重安全隐患。
对于油气田采出废水处理，目前主要有回注地层、综合利用和处理达标外排三种方式。就现有的处理工艺来说，目前主要是进行适度处理后回注，还不能实现达标外排。根据我国现行的回注标准，对于油气田高含硫废水来说，主要的处理目标是去除油气田高含硫废水(尤指气井产出水，即气田高含硫废水)中的硫化氢、硫化物以及悬浮物。
目前，含硫废水的处理方法主要有物理法、化学法和生物法。其中，物理法主要包括吹脱和汽提，吹脱和汽提原理相同，不同的是，吹脱是采用气体，汽提是采用蒸汽;化学法主要包括化学氧化法和混凝沉淀法;生物法主要包括好氧生物法和厌氧生物法。三种方法中，物理法最为简单，化学法由于发生了化学反应，废水硫含量较高时药剂消耗和渣量较大，因此不适用于处理硫含量较高的废水;生物法是通过微生物将硫化物氧化除去，由于微生物的耐受局限性，处理硫含量较高的废水时效率较低，因此也不适用于处理硫含量较高的废水。
实际工程实践中，由于气田场地的局限性，处理气田高含硫废水中硫化氢和硫化物主要采用吹脱工艺。吹脱是让废水与气体直接接触，使废水中的挥发性有毒有害物质按一定比例扩散到气相中去，从而达到从废水中分离污染物的目的。鉴于场地条件有限，目前主要采用天然气进行吹脱，由此消耗大量的天然气，这就大大提高了该方法脱硫的运行成本。此外，该方法所需设备体积大、安装维护运行复杂，对气井所处环境适应性差，并且处理效率有待提高。
中国专利201410444573.3就涉及了一种采用吹脱去除高浓度含硫废水的处理工艺。该专利将废水pH调节至3～4，之后进行吹脱，吹脱残夜中的硫化物通过加入硫化亚铁进行化学反应去除。
中国专利200710010393.4也涉及一种含硫废水的处理方法，该专利采用空气曝气去除调酸后废水中的硫化物，其原理和吹脱原理相同。使用空气曝气的问题在于，硫化氢为易燃危化品，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。
中国专利200910201614.5涉及一种采用催化湿式氧化处理含硫废水的方法，该专利将COD 2000～200000mg/L，硫重量含量小于70g/L的工业废水在反应温度230～300℃，反应压力3～10MPa，液体空速0.5～2.5h-1，气液原料标准状态下体积比为70～300：1的条件下，通过采用催化湿式氧化将废水中的有机物除去，将废水中的硫全部转化为硫酸根离子。催化湿式氧化的反应条件苛刻，投资、运行及维护费用较高，并且设备庞大，对场地要求较高。催化湿式氧化主要用于去除高COD、难于生物降解的废水体系。
中国专利201110273016.6涉及一种油气田的含硫废水处理方法，该专利主要是通过加入pH调节剂和脱硫剂，进行化学反应将废水中的硫除去，脱硫剂采用硫酸亚铁，由于化学反应产生的渣量较大，因此本专利的方法适用于处理硫含量不高的废水，该专利明确限定了进水的硫含量≤3000mg/L。
中国专利201210567540.9也涉及一种化学氧化法脱除工业废水中硫化物和有机物的方法，该专利采用氯气作为氧化剂。该专利也明确限定本专利适用于处理COD浓度2000～20000mg/L，硫化物含量200～2000mg/L的废水。
中国专利201210210210.4也涉及一种油气田含硫废水处理方法，该专利也是通过化学氧化将废水中的硫除去，脱硫剂采用过硫酸盐，并采用硫酸亚铁作为催化剂。
中国专利01118462.0也涉及一种化学氧化法脱除废水中的硫和氨的方法，与专利201110273016.6相同，由于化学反应产生的渣量较大，这些专利均适用于处理硫含量不高的废水。
发明内容
针对现有技术中存在的缺陷，本发明的目的在于提供一种油气田高含硫废水的深度脱硫方法，采用负压脱硫+化学催化氧化技术，对油气田高含硫废水进行深度脱硫。
为达到以上目的，本发明采取的技术方案是：
一种油气田高含硫废水的深度脱硫方法，其特征在于，包括如下步骤：利用油气田高含硫废水在酸性条件下废水中的硫化物以硫化氢形式存在的特性，
首先，采用负压脱硫技术将废水中的大部分硫化氢脱除出来集中焚烧;
其次，采用化学催化氧化技术将负压脱硫单元出水中的残余硫化氢氧化，最终实现油气田高含硫废水中硫化物深度脱除的目的，出水硫含量满足油气田回注水标准。
在上述技术方案的基础上，油气田高含硫废水经过第一次pH调节后，进入负压脱硫单元进行脱硫。
在上述技术方案的基础上，第一次pH调节所用的调节剂为盐酸、硫酸或硝酸中的一种;
pH调节范围为4～6。
在上述技术方案的基础上，负压脱硫单元出水经过第二次pH调节后，进入化学催化氧化单元进行深度催化氧化脱硫。
在上述技术方案的基础上，第二次pH调节所用的调节剂为盐酸、硫酸或硝酸中的一种;
pH调节范围为3～4。
在上述技术方案的基础上，化学催化氧化单元出水经过第三次pH调节后，进入絮凝沉降单元进行絮凝沉降;
絮凝沉降单元出水集中进行其他处理，絮凝沉降渣类经固化后集中外运处理。
在上述技术方案的基础上，第三次pH调节所用的调节剂为氢氧化钠;
pH调节范围为8～9。
在上述技术方案的基础上，油气田高含硫废水的主要水质特征为：硫化物2000～20000mg/l，总溶解性固体10000～50000mg/l，悬浮物500～5000mg/l。
在上述技术方案的基础上，絮凝沉降单元出水硫含量<0.5mg/L，满足油气田对回注水含硫量的限制标准。
在上述技术方案的基础上，负压脱硫单元设置循环泵进行废水循环，回流比为2～5:1。
在上述技术方案的基础上，负压脱硫单元的废水停留时间为20～30min。
在上述技术方案的基础上，负压脱硫单元的进水温度为35～45℃，运行负压为-0.04～-0.07MPa。
在上述技术方案的基础上，化学催化氧化单元的氧化剂为双氧水，催化剂为硫酸亚铁;
化学催化氧化是将硫离子催化氧化为硫酸根离子。
在上述技术方案的基础上，氧化剂用量为100～300mg/L，催化剂用量为40～120mg/L。
在上述技术方案的基础上，絮凝沉降单元助凝剂为阴离子型聚丙烯酰胺，分子量500万～800万。
在上述技术方案的基础上，助凝剂用量为2-5mg/L;絮凝沉降时间为10～20min。
本发明所述的油气田高含硫废水的深度脱硫方法，采用负压脱硫+化学催化氧化技术，对油气田高含硫废水进行深度脱硫。采用本发明的方法处理油气田高含硫废水，可有效去除废水中的硫化物，解决油气田高含硫废水回注过程中硫含量过高的问题，解决现有处理技术设备庞大、工艺复杂、效率较低、环境适应性差、运行费用高、难于维护等缺点。
