天然气开采污水处理工艺设计
一、摘要
采油或采气过程主要污染物。国内主要采用注水、注汽、注聚合物来提高油田采收率，在这些过程中，常常要加入一些高分子采油助剂和其他化学添加剂。这些化学药剂经过地层的机械作用和热作用后，部分又将残存在采出液中。采出液含水平均在80%以上，因此，油田采出水是采油或采气过程中的主要污染物。此外，采油井周围的落地、注汽锅炉烟气、注水和注汽泵噪声、含油土壤等也是该过程的重要污染物。
采气过程中要产生气田废水，中国四川等地区的气田废水一般矿化度较高、硫化物含量大，如不及时处理，排水采气措施将难以持续进行。气田废水的主要污染物包括：硫化物、石油类、悬浮物等。
二、工艺流程说明
（1）传统的兼氧/SBR对NH3-N 的去除率较低，甚至在处理过程中由于某些含氮**物（如甲基乙二醇胺）的分解而使出水中的NH3-N 含量有所增加。而在成功挂膜的SBBR反应池内可实现同步硝化与反硝化脱氮，与传统SBR 相比，SBBR去除NH3-N 的能力有所增加。因此，设计上考虑取消缺氧池，并采用SBBR工艺替换传统的SBR工艺，简化流程。
（2）在高含硫天然气净化厂中，原料气中的硫去向主要为：产品（占总硫量的99％）、尾气和锅炉烟囱中排放的SO2 （占总硫量的0．1％～0．2％）以及进入产品气中的微量H2S。
但在每年1次～2次的开停工检修及部分关键设备的定期检修过程中，会排出大量的在工艺设备系统中残留的含硫化合物废水以及脱硫脱水药剂废水。通过设置**厌氧反应池，可以培育脱氮硫杆菌，进行同步反硝化脱氮和除硫，从而可以大量去除含硫化合物。同时应注意控制进水中的硫酸盐浓度（检修污水不作预曝气），减少硫酸盐还原菌对产甲烷菌的生长抑制作用。
（3）由于进水COD值变化幅度较大，进水水质调配不均时常对传统工艺造成冲击。因此，强化COD的预处理，使进水COD值恒定地控制在600mg/L以下，对于减轻后续处理的负荷，保证出水水质达标非常重要。因天然气净化厂污水中的冲击负荷主要来自检修污水以及药剂流失，由于操作不当引起药剂流失带来的废水COD 值甚**达10×104 mg/L以上。而UASB反应池能够承受具有较高的进水负荷和冲击负荷，对天然气净化厂污水的COD去除率可达40％～60％以上。
（4）SBBR池反应周期时间为6h，其中进水并曝气2h、单曝气1．5h、沉淀1．5h、排水1h。当周期性水量和水质负荷变化较大时，可根据实际运行效果调节周期时间和各段操作时间。