一种油气田高含硫废水脱硫方法及系统技术方案

本发明专利技术涉及一种油气田高含硫废水脱硫方法及系统。该脱硫方法包括以下步骤：1)向废水中加入pH调节剂和消泡剂进行水质改性，以抑制废水发泡并将废水中的硫化物转化为硫化氢，得到预处理废水；2)将预处理废水进行气提脱硫处理，即得。本发明专利技术提供的油气田高含硫废水脱硫方法，根据高含硫废水的来水特性，通过水质改性，使废水中的硫化物以硫化氢的形式存在，并通过消泡剂抑制油、缓蚀剂和单质硫等物质的发泡倾向，增强气提脱硫过程中的气液相传质，进而提高气提脱硫效果。而提高气提脱硫效果。而提高气提脱硫效果。

【技术实现步骤摘要】
一种油气田高含硫废水脱硫方法及系统


[0001]本专利技术属于含硫废水的处理领域，具体涉及一种油气田高含硫废水脱硫方法及系统。

技术介绍

[0002]含硫油气田的开采过程中会产生大量高含硫废水，高含硫废水以NaHCO3水型为主，pH值在8以上，其中90％以上的硫化物以HS-、S
2-形态存在。高含硫废水中挥发出的硫化氢(H2S)会对操作人员造成巨大危害，废水中的高硫化物含量也会对管线和设备造成腐蚀，引发安全隐患。对高含硫废水进行高效脱硫处理是后续水处理和安全生产的重要前提。
[0003]高含硫废水的脱硫处理一般采用气提脱硫工艺，在气提塔中进行的气提脱硫是基于亨利定律，即在一定温度下，某种气体在溶液中的浓度与液面上该气体的平衡压力成正比，气提时，通过气提气置换气提塔内的硫化氢，降低气提塔内硫化氢的分压，进而降低溶液中硫化氢的浓度。然而，当废水pH值较高时，废水中硫化物以HS-、S
2-形态存在，气提塔无法对离子态硫化物进行脱除。
[0004]公告号为CN104803425B的中国专利公开了一种高含硫油田采出水脱除硫化氢的方法，该方法是以天然气为气源，采用气提法脱硫，首先确定含硫油田采出水中硫化氢的含量，调节采出水的pH值为3-4，使采出水中的硫以硫化氢的形式存在，最后使天然气和采出水在气提塔中逆流接触，通过气液分离作用脱除硫化氢。
[0005]该现有技术通过调节产出水的pH为3-4，使硫以硫化氢的形式存在，以便于气提脱硫的进行。利用该方式对高含硫废水的实际处理过程中，气提后废水中硫化物含量仍在600mg/L以上，实际脱硫效果较差。
[0006]如果气提后废水的含硫量仍处于较高水平，会加重后续水处理工艺中氧化除硫的工艺负荷，导致氧化剂用量过多，过多氧化剂的应用会造成除硫后水中溶解氧或氧化还原电位高，导致水处理及回注系统腐蚀严重，同时提高废水处理成本。

技术实现思路

[0007]本专利技术的目的在于提供一种油气田高含硫废水脱硫方法，以解决现有方法对高含硫废水的脱硫效果差的问题。
[0008]本专利技术的第二个目的在于一种与上述方法相适应的油气田高含硫废水脱硫系统。
[0009]为实现上述目的，本专利技术的油气田高含硫废水脱硫方法所采用的技术方案是：
[0010]一种油气田高含硫废水脱硫方法，包括以下步骤：
[0011]1)向废水中加入pH调节剂和消泡剂进行水质改性，以抑制废水发泡并将废水中的硫化物转化为硫化氢，得到预处理废水；
[0012]2)将预处理废水进行气提脱硫处理，即得。
[0013]高含硫废水中往往含有油、缓蚀剂和单质硫等物质，这些物质在气提脱硫过程中容易产生泡沫或乳状液体，导致气提脱硫的效果变差。本专利技术提供的油气田高含硫废水脱
硫方法，根据高含硫废水的来水特性，通过水质改性，使废水中的硫以硫化氢的形式存在，并通过消泡剂抑制油、缓蚀剂和单质硫等物质的发泡倾向，增强气提脱硫过程中的气液相传质，进而提高气提脱硫效果。
[0014]当废水pH值较高时，废水中硫化物以HS-、S
2-形态存在，气提塔无法对离子态硫化物进行脱除；选取水处理现场常用的盐酸作为pH值调节剂，将水质pH值调整为酸性条件，可将高含硫废水中硫化物转换为H2S。其特征方程式为：
[0015]S
2-+2H
+
→
H2S；
[0016]HS-+H
+
→
H2S。
[0017]作为对废水水质pH调节效果的优选，步骤1)中，预处理废水的pH为5.0-5.5。现有技术中调节废水水质pH为3-4，也是基于一定抑制发泡效果的考虑，但采用该种方式会导致气提后出口水质pH值过低，需要加碱液进行回调，工艺繁琐，也加大了系统腐蚀速率。综合H2S、HS-、S
2-在不同pH值条件下的分布规律、实验验证及SY-T6881-2012<高含硫气田水处理及回注工程设计规范>的相关规定，pH值5时，H2S为100％；pH为5.0-5.5时，95％的硫以H2S形式存在，利于气提，且气提出口水质pH值在6.5～7.5间，无须再加碱液回调，工艺简化且气提效果较好。
[0018]高含硫废水来水中含有油、缓蚀剂和单质硫等易导致水质发泡，抑制了气液相的传质，导致气提效果变差，可通过优选出与pH调节剂配伍性好的消泡剂进行投加，对废水进行消泡处理。
[0019]消泡性、pH调节剂与废水的配伍实验方法可参考相关现有方法，该部分操作可参考以下步骤：
[0020]a)依据高含硫废水水质的pH值，确定pH值调节剂的加注浓度和用量V1；
[0021]b)依据高含硫废水来水的物化特性，选取适用的消泡剂，适用的消泡剂为市售的聚醚类消泡剂(如德田X-1047、新万成YE-1及鑫海达XHD203等)和有机硅类消泡剂(如新万成S-336、鑫海达XHD101及中原油田分公司石油工程技术研究院FX-120等)，并确定消泡剂加注浓度和用量V2；
[0022]c)根据以上步骤中确定的pH值调节剂、消泡剂的加注浓度和用量混合制备废水水质改性剂；
[0023]d)对c)步骤中制备的废水水质改性剂开展配伍性测试，根据有无絮状物和分层、流动性和对废水的消泡性能的测试结果，确定与pH值调节剂配伍性好的消泡剂。
[0024]为进一步提高水质改性效果，降低pH调节剂和消泡剂的用量，优选的，步骤1)中，水质改性时，先向废水中加入pH调节剂混匀，再加入消泡剂混匀。
[0025]为进一步提高消泡剂在上述酸性条件下的配伍性，优选的，步骤1)中，所述消泡剂为聚醚消泡剂、有机硅消泡剂中的至少一种。消泡剂的加入量能够有效抑制气提脱硫的起泡即可，可通过每100mL气提后废水中泡沫的体积量进行评价，控制泡沫体积量不大于5mL即可，在获得良好抑泡效果的基础上，从降低消泡剂的用量方面考虑，优选的，每立方米废水中，消泡剂的加量为0.6-3L。
[0026]根据确定的pH值调节剂和消泡剂的种类、加注浓度和用量，在高含硫废水中投加，经管线混合器混合均匀后即可进入气提塔进行气提脱硫。
[0027]高含硫废水经前端水质pH值调节后，废水中的硫化物从HS-、S
2-的离子形态转换为
H2S分子形态，通过废水提升泵提升至气提塔顶部进入气提塔内，废水经前端消泡处理后，与气提气在塔内充分接触并进行气液交换，将废水中的H2S气体脱出，有效地提高气提塔对高含硫废水的脱硫处理效果。
[0028]从成本及脱硫效率方面综合考虑，优选的，步骤2)中，气提脱硫处理时，工作压力为150-200kPa，气提气和预处理废水的体积比为(8-10):1。从气提气成本及气提效果方面综合考虑，优选的，步骤2)中，气提脱硫处理时的气提气为天然气或氮气。
[0029]利用上述方法进行气提脱硫，可显著提高气提塔的气提脱硫效果，同时减轻水处理工艺中氧化除硫负荷，降低水处理及回注系统腐蚀及废水的处理成本本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种油气田高含硫废水脱硫方法，其特征在于，包括以下步骤：1)向废水中加入pH调节剂和消泡剂进行水质改性，以抑制废水发泡并将废水中的硫化物转化为硫化氢，得到预处理废水；2)将预处理废水进行气提脱硫处理，即得。2.如权利要求1所述的油气田高含硫废水脱硫方法，其特征在于，步骤1)中，预处理废水的pH为5.0-5.5。3.如权利要求1所述的油气田高含硫废水脱硫方法，其特征在于，步骤1)中，水质改性时，先向废水中加入pH调节剂混匀，再加入消泡剂混匀。4.如权利要求1所述的油气田高含硫废水脱硫方法，其特征在于，步骤1)中，所述消泡剂为聚醚消泡剂、有机硅消泡剂中的至少一种。5.如权利要求1所述的油气田高含硫废水脱硫方法，其特征在于，步骤1)中，每立方米废水中，消泡剂的加量为0.6-3L。6.如权利要求1-5中任一项所述的油气田高含硫废水脱硫方法，其特征在于，步骤2)中，气提脱硫处理时，工作压力为150-200kPa，气提气和预处理废水的体积比为(8-10):1。7.如权利要求1-5中任一项所述的油气田高含硫废水脱硫方法，其特征在于，步骤2...

【专利技术属性】
技术研发人员：张分电，刘方检，苏国丰，韩玉坤，吴新梅，刘二喜，欧天雄，王星越，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司中原油田普光分公司，
类型：发明
国别省市：