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一種油氣田高含硫廢水的處理方法.pdf

摘要
申請專利號:

CN201510341240.2

申請日:

2015.06.18

公開號:

CN106256782A

公開日:

2016.12.28

當前法律狀態:

實審

有效性:

審中

法律詳情: 實質審查的生效IPC(主分類):C02F 9/04申請日:20150618|||公開
IPC分類號: C02F9/04; F23G7/06 主分類號: C02F9/04
申請人: 中國石油化工股份有限公司; 中國石油化工股份有限公司北京化工研究院
發明人: 張新妙; 彭海珠; 欒金義; 盧姝
地址: 100728 北京市朝陽區朝陽門北大街22號
優先權:
專利代理機構: 北京衛平智業專利代理事務所(普通合伙) 11392 代理人: 符彥慈;董琪
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法律狀態
申請(專利)號:

CN201510341240.2

授權公告號:

|||

法律狀態公告日:

2017.01.25|||2016.12.28

法律狀態類型:

實質審查的生效|||公開

摘要

本發明涉及工業廢水處理技術領域,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,實現油氣田高含硫廢水中硫化物脫除的目的。本發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、環境適應能力強、占地面積少,脫硫效率高、可實現撬裝化處理、運行成本大大降低。

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調節劑將高含硫廢水的pH調節為4~6;
2)將經過pH調節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的循環泵。
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調節劑為鹽酸、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特征為:硫化物2000~20000mg/L,
總溶解性固體5000~50000mg/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

本發明涉及工業廢水處理技術領域,尤其涉及一種油氣田高含硫廢水的處
理方法。

背景技術

隨著社會經濟發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。在油氣田的開發中,特別是在油氣田開發的中后期,
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
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,給自然環境造成
了巨大的壓力,尤其是西南礦區高含硫油氣田開采過程中產生的大量含硫廢水。
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
不能實現達標外排。根據我國現行的回注標準,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
環境適應性差,并且處理效率有待提高。中國專利申請號為201410444573.3名
稱為一種高濃度含硫廢水的處理工藝,該專利將廢水pH調節至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,但硫化氫為易燃危化品,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。

發明內容

本發明所要解決的技術問題在于克服上述現有技術之不足,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,實現油氣田高含硫廢水中硫化物脫除的目的。

本發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調節劑將高含硫廢水的pH調節為4~6;

2)將經過pH調節后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單元進行脫硫處理。

其中,經過負壓脫硫后產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特征為:硫化物2000~20000mg/L,
總溶解性固體10000~50000mg/L,懸浮物500~5000mg/L。

步驟1中,所述pH調節劑為鹽酸、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的循環泵,且循環泵的回
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的負壓采用干式真空泵形成。

本發明與現有技術的實質性區別在于:本發明采用負壓脫硫技術處理油氣
田高含硫廢水。首先,采用pH調節劑調節油氣田高含硫廢水的pH;之后,經
過pH調節后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單元進行脫硫處理。經過負壓脫硫后產
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
本發明實現了油氣田高含硫廢水的高效、快捷、低成本脫硫。與現有技術相比,
本發明的解決了現有技術中吹脫和汽提技術設備龐大、工藝復雜、效率較低、
環境適應性差、運行費用高、難于維護等缺點,而本發明涉及的技術設備簡單、
運行維護容易、環境適應能力強、脫硫效率高、可實現撬裝化處理、運行成本
大大降低。對于油氣田高含硫廢水,本發明涉及的技術更為經濟、合理、可行。

采用本發明的方法進行油氣田高含硫廢水的脫硫處理,可以實現油氣田高
含硫廢水的深度脫硫。經過本發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、與現有的吹脫和汽提脫硫技術相比,本發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、環境適應能
力強、占地面積少,脫硫效率高、可實現撬裝化處理、運行成本大大降低;本
發明尤其適用于場地和配套設施不完善地區的高含硫廢水處理。

2、本發明的負壓脫硫單元通過采用循環泵進行廢水循環,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。

附圖說明

圖1為本發明的工藝流程圖。

具體實施方式

以下結合附圖對本發明作進一步詳細說明。

如圖1所示,本發明的油氣田高含硫廢水的處理方法,具體包括以下步驟:

1)采用鹽酸、硫酸或硝酸將高含硫廢水的pH調節為4~6;本發明的負壓脫
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。

2)將經過pH調節后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單元進行脫硫處理,負壓脫
硫的操作條件:進水溫度為35~45℃,負壓側運行負壓為-0.04~-0.07MPa,廢
水的停留時間為20~30min;經過負壓脫硫后產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、環境適應能力
強、占地面積少,脫硫效率高、可實現撬裝化處理、運行成本大大降低;本發
明尤其適用于場地和配套設施不完善地區的高含硫廢水處理。

優選地,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。

進一步地,步驟2中負壓脫硫單元設有用于廢水循環的循環泵,且循環泵
的回流比為2~5∶1。本發明的負壓脫硫單元通過采用循環泵進行廢水循環,加速
高含硫廢水中的硫化氫溢出,縮短廢水脫硫時間,提高脫硫效率。

實施例1

本實施例處理油氣田高含硫廢水的主要水質特征為:硫化物2000mg/L,總
溶解性固體10000mg/L,懸浮物500mg/L。

本實施例的油氣田高含硫廢水的處理方法如下:首先,采用硫酸將高含硫
廢水的pH調節為6;其次,將經過pH調節后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單元
進行脫硫處理,負壓脫硫的操作條件為:進水溫度35℃,運行負壓-0.04MPa,
水力停留時間20min,循環泵的回流比為5∶1;最后,經過負壓脫硫后產生的硫
化氫收集進行焚燒處理。

經過上述方法處理后的油氣田高含硫廢水,出水硫含量≤30mg/L,因此,負
壓脫硫單元的出水集中進行其他處理。

實施例2

本實施例處理油氣田高含硫廢水的主要水質特征為:硫化物5000mg/L,總
溶解性固體20000mg/L,懸浮物1500mg/L。

本實施例的油氣田高含硫廢水的處理方法如下:首先,采用硫酸將高含硫
廢水的pH調節為4.5;其次,將經過pH調節后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單
元進行脫硫處理,負壓脫硫的操作條件為:進水溫度40℃,運行負壓-0.05MPa,
水力停留時間25min,循環泵的回流比為4∶1;最后,經過負壓脫硫后產生的硫
化氫收集進行焚燒處理。

經過上述方法處理后的油氣田高含硫廢水,出水硫含量≤40mg/L,因此,負
壓脫硫單元的出水集中進行其他處理。

實施例3

本實施例處理油氣田高含硫廢水的主要水質特征為:硫化物10000mg/L,總
溶解性固體30000mg/L,懸浮物3000mg/L。

本實施例的油氣田高含硫廢水的處理方法如下:首先,采用硫酸將高含硫
廢水的pH調節為5;其次,將經過pH調節后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單元
進行脫硫處理,負壓脫硫的操作條件為:進水溫度45℃,運行負壓-0.06MPa,
水力停留時間30min,循環泵的回流比為3∶1;最后,經過負壓脫硫后產生的硫
化氫收集進行焚燒處理。

經過上述方法處理后的油氣田高含硫廢水,出水硫含量≤70mg/L,因此,負
壓脫硫單元的出水集中進行其他處理。

實施例4

本實施例處理油氣田高含硫廢水的主要水質特征為:硫化物20000mg/L,總
溶解性固體50000mg/L,懸浮物5000mg/L。

本實施例的油氣田高含硫廢水的處理方法如下:首先,采用硫酸將高含硫
廢水的pH調節為5.5;其次,將經過pH調節后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單
元進行脫硫處理,負壓脫硫的操作條件為:進水溫度45℃,運行負壓-0.07MPa,
水力停留時間30min,循環泵的回流比為2∶1;最后,經過負壓脫硫后產生的硫
化氫收集進行焚燒處理。

經過上述方法處理后的油氣田高含硫廢水,出水硫含量≤100mg/L,因此,
負壓脫硫單元的出水集中進行其他處理。

實施例5

本實施例處理油氣田高含硫廢水的主要水質特征為:硫化物8000mg/L,總
溶解性固體40000mg/L,懸浮物4000mg/L。

本實施例的油氣田高含硫廢水的處理方法如下:首先,采用硫酸將高含硫
廢水的pH調節為4;其次,將經過pH調節后的高含硫廢水輸入負壓脫硫單元
進行脫硫處理,負壓脫硫的操作條件為:進水溫度40℃,運行負壓-0.07MPa,
水力停留時間30min,循環泵的回流比為3∶1;最后,經過負壓脫硫后產生的硫
化氫收集進行焚燒處理。

經過上述方法處理后的油氣田高含硫廢水,出水硫含量≤100mg/L,因此,
負壓脫硫單元的出水集中進行其他處理。

本說明書中未作詳細描述的內容屬于本領域專業技術人員公知的現有技術。

以上所述實施方式,只是本發明的較佳實施方式,并非來限制本發明實施范圍,
故凡依本發明申請專利范圍所述的構造、特征及原理所做的等效變化或修飾,均應包
括本發明專利申請范圍內。

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