[发明专利]一种油气田高含硫废水的减注达标外排方法

权利要求书

1.一种油气田高含硫废水的减注达标外排方法，其特征在于：

所述油气田高含硫废水的减注达标外排方法具体包括以下步骤：

步骤1，高含硫废水经过第一次pH调节后，进入负压脱硫单元将废水中的大部分硫化氢脱除出来；经过负压脱硫后产生的硫化氢收集进行焚烧处理；

步骤2，负压脱硫出水经过第二次pH调节后，进入化学催化氧化单元进行深度催化氧化脱硫将负压脱硫出水中的残余硫化氢氧化；

步骤3，催化氧化脱硫出水经过第三次pH调节后，进入絮凝沉降单元进行絮凝沉降；絮凝沉降渣类经固化后集中外运处理；

步骤4，絮凝沉降出水进入有机膜过滤单元进行有机膜过滤；

步骤5，有机膜过滤出水进入臭氧催化氧化单元进行臭氧催化氧化处理；

步骤6，臭氧催化氧化出水进入高压反渗透单元进行分离浓缩；高压反渗透浓水进行回注处理，高压反渗透产水达标排放；

所述油气田高含硫废水的主要水质特征为：硫化物2000~20000 mg/L，总溶解性固体10000~50000 mg/L，悬浮物500~5000 mg/L，油含量0~100 mg/L，总硬度 (CaCO₃计) 1000~1600 mg/L， Na⁺ 5000~15000 mg/L，Cl^- 6000~20000 mg/L，SO₄^2-1000~2000 mg/L，COD800~1500 mg/L；

经步骤1～6处理后的油气田高含硫废水，高压反渗透浓水硫含量<0.5mg/L，油含量＜5mg/L，悬浮物＜1mg/L，满足油气田回注水标准；高压反渗透产水 COD＜100mg/L，Cl^-＜300mg/L，满足排放标准；

所述负压脱硫单元设置循环泵进行废水循环，回流比为2~5:1；

步骤1中，负压脱硫单元的废水停留时间为20~30min；

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，所述深度催化氧化脱硫是将硫离子催化氧化为硫酸根离子；

所述化学催化氧化单元的氧化剂为双氧水，催化剂为硫酸亚铁；

氧化剂用量为100~300mg/L，催化剂用量为40~120mg/L；

步骤4中，有机膜过滤单元的过滤形式为戈尔过滤；

步骤5中，所述臭氧催化氧化单元的运行条件为：进水pH 6~9，进水温度15~45℃，停留时间1~3h，臭氧浓度10~50mg/L；

步骤6中，所述高压反渗透单元采用碟管式反渗透膜组件，膜组件形式为多个碟片式膜片串联在一个中心管上构成碟片式膜柱；

高压反渗透单元的运行条件为：操作压力为9~12MPa，进水pH 6~9，进水温度15~45℃。

2.如权利要求1所述油气田高含硫废水的减注达标外排方法， 其特征在于：步骤1中，第一次pH调节所用的调节剂为盐酸、硫酸 或硝酸中的一种；

高含硫废水经过第一次pH调节后，pH范围为4~6。

3.如权利要求1所述油气田高含硫废水的减注达标外排方法，其特征在于：步骤2中，第二次pH调节所用的调节剂为盐酸、硫酸或硝酸中的一种；

负压脱硫出水经过第二次pH调节后，pH范围为3~4。

4.如权利要求1所述油气田高含硫废水的减注达标外排方法，其特征在于：步骤3中，第三次pH调节所用的调节剂为氢氧化钠；

催化氧化脱硫出水经过第三次pH调节后，pH范围为8~9。

5.如权利要求1所述油气田高含硫废水的减注达标外排方法，其特征在于：步骤3中，絮凝沉降单元的助凝剂为阴离子型聚丙烯酰胺，分子量500万~800万；

絮凝沉降单元的助凝剂用量为2-5mg/L；

絮凝沉降时间为10~20 min。

6.如权利要求1所述油气田高含硫废水的减注达标外排方法，其特征在于：步骤4中，有机膜过滤单元的膜材料为聚四氟乙烯，膜孔径0.1~0.25μm；

有机膜过滤单元的膜通量控制在300～500 L/m²·h。