天然气开采污水处理方案
一、集输过程中的主要污染物
水驱和汽驱是目前国内普遍采用的采油方式，对于注水或注汽采油而言，采出液是以油水乳化物（通常为水包油型）的形式存在，并从采油井汇入地面集输管网。采出液通过集输管网到联合站后，在联合站经过油水分离后将要形成大量的含油污水，而且在脱水过程中，往往还需加入一定量的各种破乳剂，致使含油污水的**污染物含量偏高。在含油污水处理过程中，也将加入各种化学添加剂，如絮凝剂、气浮剂、破乳剂等，并形成较多的含油污泥。联合站含油污水和含油污泥是集输过程中的主要污染物，包括石油类、COD、氨氮、挥发分等。此外，油罐区、装卸油站台等有挥发烃类污染，污水沉降罐的污油和罐底污泥污染，过滤罐的废滤料污染等。目前国内油田对采油污水经处理后主要用于回注（包括注水采油回注和回灌），油田含油污水外排生化处理已在国内的冀东、大港、河南等油田成功运行，并**了良好的效果，主要的控制指标COD、石油类等均能够达到国家GB 8978—1996规定的污水综合排放二级标准。胜利油田、辽河油田、新疆油田还进行了稠油污水深度处理用于注汽锅炉水的研究和应用。天然气集输脱硫厂的主要污染为尾气。此外还有脱硫工艺过程中产生的废水污染、废脱硫剂污染、烃类逸散形成的大气污染等。
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。