CN106256782A

CN106256782A - 一种油气田高含硫废水的处理方法

Info

Publication number: CN106256782A
Application number: CN201510341240.2A
Authority: CN
Inventors: 张新妙; 彭海珠; 栾金义; 卢姝
Original assignee: Sinopec Beijing Research Institute of Chemical Industry; China Petroleum and Chemical Corp
Current assignee: Sinopec Beijing Research Institute of Chemical Industry; China Petroleum and Chemical Corp
Priority date: 2015-06-18
Filing date: 2015-06-18
Publication date: 2016-12-28

Abstract

本发明涉及工业废水处理技术领域，尤其涉及一种油气田高含硫废水的处理方法，该方法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，采用负压脱硫技术将废水中的硫化氢脱除出来，实现油气田高含硫废水中硫化物脱除的目的。本发明采用负压脱硫技术处理油气田高含硫废水，可有效降低废水中的硫含量，解决油气田高含硫废水后续处理过程中硫含量过高的问题，其技术设备简单、自动化程度高、运行维护容易、环境适应能力强、占地面积少，脱硫效率高、可实现撬装化处理、运行成本大大降低。

Description

一种油气田高含硫废水的处理方法

技术领域

本发明涉及工业废水处理技术领域，尤其涉及一种油气田高含硫废水的处理方法。

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，特别是在油气田开发的中后期，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。该废水含有大量硫化物。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方式，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，目前主要采用适度处理后回注，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气井产出水中的硫化物以及悬浮物。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，但所采用的介质不同，吹脱采用气体，汽提采用蒸汽；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量和废渣量较大，因此不适用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，因此也不适用处理硫含量较高的废水。

实际工程实践中，由于油气田场地的局限性，处理油气田高含硫废水中硫化物主要采用吹脱工艺。吹脱是先让硫化物以硫化氢的形式存在，然后让废水与气体直接接触，使废水中的硫化氢及挥发性有毒有害气体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。中国专利申请号为201410444573.3名称为一种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，吹脱残液中的硫化物通过加入硫化亚铁进行化学反应去除。中国专利号为200710010393.4名称为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，但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，存在严重的安全隐患。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于克服上述现有技术之不足，提供一种油气田高含硫废水的处理方法，该方法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，采用负压脱硫技术将废水中的硫化氢脱除出来，实现油气田高含硫废水中硫化物脱除的目的。

本发明提供的一种油气田高含硫废水的处理方法采用的主要技术方案为，具体包括以下步骤：

1)采用pH调节剂将高含硫废水的pH调节为4～6；

2)将经过pH调节后的高含硫废水输入负压脱硫单元进行脱硫处理。

其中，经过负压脱硫后产生的硫化氢收集进行焚烧处理，负压脱硫单元的出水集中进行其他处理。

本发明提供的一种油气田高含硫废水的处理方法还采用如下附属技术方案：

步骤1中，所述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。

步骤1中，所述pH调节剂为盐酸、硫酸或硝酸。

步骤2中，所述负压脱硫单元设有用于废水循环的循环泵，且循环泵的回流比为2～5∶1。

步骤2中，所述负压脱硫单元的废水的停留时间为20～30min。

步骤2中，所述负压脱硫单元的进水温度为35～45℃，运行负压为-0.04～-0.07MPa。

步骤2中，所述负压脱硫单元中负压侧的负压采用干式真空泵形成。

本发明与现有技术的实质性区别在于：本发明采用负压脱硫技术处理油气田高含硫废水。首先，采用pH调节剂调节油气田高含硫废水的pH；之后，经过pH调节后的高含硫废水输入负压脱硫单元进行脱硫处理。经过负压脱硫后产生的硫化氢收集进行焚烧处理，负压脱硫单元的出水集中进行其他处理。通过本发明实现了油气田高含硫废水的高效、快捷、低成本脱硫。与现有技术相比，本发明的解决了现有技术中吹脱和汽提技术设备庞大、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，而本发明涉及的技术设备简单、运行维护容易、环境适应能力强、脱硫效率高、可实现撬装化处理、运行成本大大降低。对于油气田高含硫废水，本发明涉及的技术更为经济、合理、可行。

采用本发明的方法进行油气田高含硫废水的脱硫处理，可以实现油气田高含硫废水的深度脱硫。经过本发明方法处理后的油气田高含硫废水，出水硫含量≤100mg/L，满足油气田对回注水含硫量的限制标准。

本发明的油气田高含硫废水的处理方法的有益效果在于：

1、与现有的吹脱和汽提脱硫技术相比，本发明采用负压脱硫技术处理油气田高含硫废水，其技术设备简单、自动化程度高、运行维护容易、环境适应能力强、占地面积少，脱硫效率高、可实现撬装化处理、运行成本大大降低；本发明尤其适用于场地和配套设施不完善地区的高含硫废水处理。

2、本发明的负压脱硫单元通过采用循环泵进行废水循环，加速高含硫废水中的硫化氢溢出，缩短废水脱硫时间，提高脱硫效果。

3、本发明的负压脱硫单元通过运行负压和废水pH之间的匹配和高效耦合，在降低废水脱硫成本的同时，最大效率的去除废水中的硫化氢。

附图说明

图1为本发明的工艺流程图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明作进一步详细说明。

如图1所示，本发明的油气田高含硫废水的处理方法，具体包括以下步骤：

1)采用盐酸、硫酸或硝酸将高含硫废水的pH调节为4～6；本发明的负压脱硫单元通过运行负压和废水pH之间的匹配和高效耦合，在降低废水脱硫成本的同时，最大效率的去除废水中的硫化氢。

2)将经过pH调节后的高含硫废水输入负压脱硫单元进行脱硫处理，负压脱硫的操作条件：进水温度为35～45℃，负压侧运行负压为-0.04～-0.07MPa，废水的停留时间为20～30min；经过负压脱硫后产生的硫化氢收集进行焚烧处理，负压脱硫单元的出水集中进行其他处理。本发明采用负压脱硫技术处理油气田高含硫废水，其技术设备简单、自动化程度高、运行维护容易、环境适应能力强、占地面积少，脱硫效率高、可实现撬装化处理、运行成本大大降低；本发明尤其适用于场地和配套设施不完善地区的高含硫废水处理。

优选地，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。

进一步地，步骤2中负压脱硫单元设有用于废水循环的循环泵，且循环泵的回流比为2～5∶1。本发明的负压脱硫单元通过采用循环泵进行废水循环，加速高含硫废水中的硫化氢溢出，缩短废水脱硫时间，提高脱硫效率。

实施例1

本实施例处理油气田高含硫废水的主要水质特征为：硫化物2000mg/L，总溶解性固体10000mg/L，悬浮物500mg/L。

本实施例的油气田高含硫废水的处理方法如下：首先，采用硫酸将高含硫废水的pH调节为6；其次，将经过pH调节后的高含硫废水输入负压脱硫单元进行脱硫处理，负压脱硫的操作条件为：进水温度35℃，运行负压-0.04MPa，水力停留时间20min，循环泵的回流比为5∶1；最后，经过负压脱硫后产生的硫化氢收集进行焚烧处理。

经过上述方法处理后的油气田高含硫废水，出水硫含量≤30mg/L，因此，负压脱硫单元的出水集中进行其他处理。

实施例2

本实施例处理油气田高含硫废水的主要水质特征为：硫化物5000mg/L，总溶解性固体20000mg/L，悬浮物1500mg/L。

本实施例的油气田高含硫废水的处理方法如下：首先，采用硫酸将高含硫废水的pH调节为4.5；其次，将经过pH调节后的高含硫废水输入负压脱硫单元进行脱硫处理，负压脱硫的操作条件为：进水温度40℃，运行负压-0.05MPa，水力停留时间25min，循环泵的回流比为4∶1；最后，经过负压脱硫后产生的硫化氢收集进行焚烧处理。

经过上述方法处理后的油气田高含硫废水，出水硫含量≤40mg/L，因此，负压脱硫单元的出水集中进行其他处理。

实施例3

本实施例处理油气田高含硫废水的主要水质特征为：硫化物10000mg/L，总溶解性固体30000mg/L，悬浮物3000mg/L。

本实施例的油气田高含硫废水的处理方法如下：首先，采用硫酸将高含硫废水的pH调节为5；其次，将经过pH调节后的高含硫废水输入负压脱硫单元进行脱硫处理，负压脱硫的操作条件为：进水温度45℃，运行负压-0.06MPa，水力停留时间30min，循环泵的回流比为3∶1；最后，经过负压脱硫后产生的硫化氢收集进行焚烧处理。

经过上述方法处理后的油气田高含硫废水，出水硫含量≤70mg/L，因此，负压脱硫单元的出水集中进行其他处理。

实施例4

本实施例处理油气田高含硫废水的主要水质特征为：硫化物20000mg/L，总溶解性固体50000mg/L，悬浮物5000mg/L。

本实施例的油气田高含硫废水的处理方法如下：首先，采用硫酸将高含硫废水的pH调节为5.5；其次，将经过pH调节后的高含硫废水输入负压脱硫单元进行脱硫处理，负压脱硫的操作条件为：进水温度45℃，运行负压-0.07MPa，水力停留时间30min，循环泵的回流比为2∶1；最后，经过负压脱硫后产生的硫化氢收集进行焚烧处理。

经过上述方法处理后的油气田高含硫废水，出水硫含量≤100mg/L，因此，负压脱硫单元的出水集中进行其他处理。

实施例5

本实施例处理油气田高含硫废水的主要水质特征为：硫化物8000mg/L，总溶解性固体40000mg/L，悬浮物4000mg/L。

本实施例的油气田高含硫废水的处理方法如下：首先，采用硫酸将高含硫废水的pH调节为4；其次，将经过pH调节后的高含硫废水输入负压脱硫单元进行脱硫处理，负压脱硫的操作条件为：进水温度40℃，运行负压-0.07MPa，水力停留时间30min，循环泵的回流比为3∶1；最后，经过负压脱硫后产生的硫化氢收集进行焚烧处理。

本说明书中未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。

以上所述实施方式，只是本发明的较佳实施方式，并非来限制本发明实施范围，故凡依本发明申请专利范围所述的构造、特征及原理所做的等效变化或修饰，均应包括本发明专利申请范围内。

Claims

1.一种油气田高含硫废水的处理方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)采用pH调节剂将高含硫废水的pH调节为4～6；

2.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的处理方法，其特征在于：步骤2中，所述负压脱硫单元设有用于废水循环的循环泵。

3.如权利要求2所述的油气田高含硫废水的处理方法，其特征在于：所述循环泵的回流比为2～5_∶1。

4.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的处理方法，其特征在于：步骤2中，所述负压脱硫单元中废水的停留时间为20～30min。

5.如权利要求1所述的油气田高含硫废水的处理方法，其特征在于：步骤2中，所述负压脱硫单元中进水温度为35～45℃，负压侧运行负压为-0.04～-0.07MPa。

6.如权利要求5所述的油气田高含硫废水的处理方法，其特征在于：步骤2中所述负压脱硫单元中负压侧的负压采用干式真空泵形成。

7.如权利要求1-6任一项所述的油气田高含硫废水的处理方法，其特征在于：步骤1中所述pH调节剂为盐酸、硫酸或硝酸。

8.如权利要求1-6任一项所述的油气田高含硫废水的处理方法，其特征在于：步骤1中，所述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5000～50000mg/L，悬浮物500～5000mg/L。