油氣田高含硫廢水的減注達標外排處理方法與流程
2023-05-14 20:11:46
本發明涉及工業廢水處理領域，具體說是一種油氣田高含硫廢水的減注達標外排處理方法。尤指利用負壓脫硫+化學反應脫硫+絮凝沉降+陶瓷膜過濾+高壓反滲透+臭氧催化氧化技術處理油氣田高含硫廢水的減注達標外排方法。
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，油氣田開採量逐年增加。在油氣田的開發中，特別是在氣田開發的中後期，由於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，氣田大力推行排水採氣工藝，使得氣井產出水的水量迅速增加，很多氣井因氣井產出水無法處理而被迫關井，影響了正常的採氣生產。
油氣田採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採過程中產生的大量油氣田採出廢水，該股廢水含有大量硫化氫和硫化物，屬於高含硫廢水。如果得不到有效處理，不僅會對環境產生嚴重汙染，還會對輸水管線產生嚴重腐蝕，存在嚴重安全隱患。
對於油氣田採出廢水的處理，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，目前主要是進行適度處理後回注，在達標外排方面鮮有報導。根據我國現行的回註標準，對於油氣田高含硫廢水來說，主要的處理目標是去除水中的硫化氫、硫化物以及懸浮物。
技術實現要素：
針對現有技術中存在的缺陷，本發明的目的在於提供一種油氣田高含硫廢水的減注達標外排處理方法，採用負壓脫硫+化學反應脫硫+絮凝沉降+陶瓷膜過濾+高壓反滲透+臭氧催化氧化技術，油氣田高含硫廢水經處理後，可有效去除廢水中的硫化物、懸浮物、有機物、氯化物和油，解決油氣田高含硫廢水回注過程中硫含量、懸浮物含量以及油含量過高的問題，有效減少廢水回注量，實現油氣田高含硫廢水的達標外排。
為達到以上目的，本發明採取的技術方案是：
一種油氣田高含硫廢水的減注達標外排處理方法，其特徵在於：包括如下步驟：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，第一步，採用負壓脫硫將高含硫廢水中的大部分硫化氫脫除出來集中焚燒；第二步，採用化學反應將負壓脫硫出水中殘餘的硫化氫形成沉澱；第三步，化學反應脫硫出水進行絮凝沉降；第四步，絮凝沉降出水進入陶瓷膜過濾單元進行陶瓷膜過濾；第五步，陶瓷膜過濾出水進入高壓反滲透單元進行分離濃縮，高壓反滲透濃水進行回注處理；第六步，高壓反滲透產水進行臭氧催化氧化處理，臭氧催化氧化出水達標排放。
在上述技術方案的基礎上，具體包括以下步驟：
步驟1，高含硫廢水經過第一次ph調節後，進入負壓脫硫單元進行脫硫；經過負壓脫硫後產生的硫化氫收集進行焚燒處理；
步驟2，負壓脫硫出水經過第二次ph調節後，進入化學反應脫硫單元進行化學反應脫硫；
步驟3，化學反應脫硫出水經過第三次ph調節後，進入絮凝沉降單元進行絮凝沉降；絮凝沉降渣類經固化後集中外運處理；
步驟4，絮凝沉降出水進入陶瓷膜過濾單元進行陶瓷膜過濾；
步驟5，陶瓷膜過濾出水進入高壓反滲透單元進行分離濃縮；高 壓反滲透濃水進行回注處理；
步驟6，高壓反滲透產水進入臭氧催化氧化單元進行臭氧催化氧化處理，臭氧催化氧化出水達標排放。
在上述技術方案的基礎上，油氣田高含硫廢水的主要水質特徵為：硫化物2000～20000mg/l，總溶解性固體10000～50000mg/l，懸浮物含量500～5000mg/l，油含量100～300mg/l，總硬度(caco3計)1000～1600mg/l，na+5000～15000mg/l，cl-6000～20000mg/l，so42-1000～2000mg/l，cod800～1500mg/l。
在上述技術方案的基礎上，經過步驟1～6處理後的油氣田高含硫廢水，高壓反滲透濃水硫含量<0.5mg/l，油含量＜5mg/l，懸浮物含量＜1mg/l，滿足油氣田回注水標準，臭氧催化氧化出水cod＜100mg/l，cl-＜300mg/l，滿足排放標準。
在上述技術方案的基礎上，步驟1中所述第一次ph調節所用的調節劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種；
高含硫廢水ph調節範圍為4～6。
在上述技術方案的基礎上，步驟2中所述第二次ph調節所用的調節劑為鹽酸、硫酸、硝酸、氫氧化鈉中的一種；
負壓脫硫出水ph調節範圍為5.5～6.5。
在上述技術方案的基礎上，步驟3中所述第三次ph調節所用的調節劑為氫氧化鈉；
化學反應脫硫出水ph調節範圍為8～9。
在上述技術方案的基礎上，所述負壓脫硫單元設置循環泵進行廢水循環，回流比為2～5:1。
在上述技術方案的基礎上，步驟1中，負壓脫硫單元的廢水停留時間為20～30min；
負壓脫硫單元的進水溫度為35～45℃，運行負壓為-0.04～-0.07mpa。
在上述技術方案的基礎上，步驟2中，所述化學反應脫硫是將廢水中的硫化氫或溶解性硫化物反應生成硫化亞鐵沉澱；
化學反應脫硫單元的反應劑為硫酸亞鐵；
反應劑硫酸亞鐵用量為30～100mg/l。
在上述技術方案的基礎上，步驟3中，所述絮凝沉降單元的絮凝劑為聚合氯化鋁，助凝劑為陰離子型聚丙烯醯胺，陰離子型聚丙烯醯胺的分子量500萬～800萬；
絮凝劑用量為50～150mg/l，助凝劑用量為2-5mg/l；
絮凝沉降時間為10～20min。
在上述技術方案的基礎上，步驟4中，所述陶瓷膜過濾單元採用多孔道陶瓷膜過濾，陶瓷膜孔徑為0.1～0.15μm；
陶瓷膜過濾單元的運行方式為微錯流過濾；
陶瓷膜過濾單元的運行條件為：膜面流速0.6～1.2m/s，進水ph6～9，進水溫度15～45℃。
在上述技術方案的基礎上，步驟5中，所述高壓反滲透單元採用碟管式反滲透膜組件，膜組件形式為多個碟片式膜片串聯在一個中心管上構成碟片式膜柱；
高壓反滲透單元的運行條件為：操作壓力為9～12mpa，進水ph6～9，進水溫度15～45℃。
在上述技術方案的基礎上，步驟6中，所述臭氧催化氧化單元的運行條件為：進水ph6～9，進水溫度15～45℃，停留時間1～3h，臭氧濃度10～50mg/l。
本發明所述油氣田高含硫廢水的減注達標外排處理方法，採用負壓脫硫+化學反應脫硫+絮凝沉降+陶瓷膜過濾+高壓反滲透+臭氧催化氧化技術，油氣田高含硫廢水經處理後，可有效去除廢水中的硫化物、懸浮物、有機物、氯化物和油，解決油氣田高含硫廢水回注過程中硫含量、懸浮物含量以及油含量過高的問題，並有效減少廢水回注量，實現油氣田高含硫廢水的達標外排。
本發明所述油氣田高含硫廢水的減注達標外排處理方法，解決了現有處理技術設備龐大、工藝複雜、效率較低、環境適應性差、運行費用高、難於維護等缺點，實現油氣田高含硫廢水中硫化物、懸浮物、 油、氯化物深度脫除的目的，同時實現了油氣田高含硫廢水的減注達標外排目標。
附圖說明
本發明有如下附圖：
圖1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，本發明所述的油氣田高含硫廢水的減注達標外排處理方法，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，第一步，採用負壓脫硫將高含硫廢水中的大部分硫化氫脫除出來集中焚燒；第二步，採用化學反應將負壓脫硫出水中的殘餘硫化氫形成沉澱；第三步，化學反應脫硫出水進行絮凝沉降；第四步，絮凝沉降出水進入陶瓷膜過濾單元進行陶瓷膜過濾；第五步，陶瓷膜過濾出水進入高壓反滲透單元進行分離濃縮；高壓反滲透濃水進行回注處理；第六步，高壓反滲透產水進行臭氧催化氧化處理，臭氧催化氧化出水達標排放。具體包括以下步驟：
步驟1，高含硫廢水經過第一次ph調節後，進入負壓脫硫單元進行脫硫；經過負壓脫硫後產生的硫化氫收集進行焚燒處理；
步驟2，負壓脫硫出水經過第二次ph調節後，進入化學反應脫硫單元進行化學反應脫硫；
步驟3，化學反應脫硫出水經過第三次ph調節後，進入絮凝沉降單元進行絮凝沉降；絮凝沉降渣類經固化後集中外運處理；
步驟4，絮凝沉降出水進入陶瓷膜過濾單元進行陶瓷膜過濾；
步驟5，陶瓷膜過濾出水進入高壓反滲透單元進行分離濃縮，高壓反滲透濃水進行回注處理；
步驟6，高壓反滲透產水進入臭氧催化氧化單元進行臭氧催化氧 化處理，臭氧催化氧化出水達標排放。
採用上述方法對油氣田高含硫廢水進行處理，實現了油氣田高含硫廢水中硫化物、懸浮物、有機物、氯化物和油深度脫除的目的，同時實現油氣田高含硫廢水的減注達標外排。
經過步驟1～6處理後的油氣田高含硫廢水，高壓反滲透濃水硫含量<0.5mg/l，油含量＜5mg/l，懸浮物含量＜1mg/l，滿足油氣田回注水標準，臭氧催化氧化出水cod＜100mg/l，cl-＜300mg/l，滿足排放標準。
在上述技術方案的基礎上，步驟1中所述高含硫廢水(油氣田高含硫廢水)的主要水質特徵為：硫化物2000～20000mg/l，總溶解性固體10000～50000mg/l，懸浮物含量500～5000mg/l，油含量100～300mg/l，總硬度(caco3計)1000～1600mg/l，na+5000～15000mg/l，cl-6000～20000mg/l，so42-1000～2000mg/l，cod800～1500mg/l。
在上述技術方案的基礎上，步驟1中所述第一次ph調節所用的調節劑為鹽酸、硫酸或硝酸中的一種；
高含硫廢水ph調節範圍為4～6。
在上述技術方案的基礎上，步驟2中所述第二次ph調節所用的調節劑為鹽酸、硫酸、硝酸、氫氧化鈉中的一種；
負壓脫硫出水ph調節範圍為5.5～6.5。負壓脫硫出水ph滿足5.5～6.5時，可無需二次ph調節。
在上述技術方案的基礎上，步驟3中所述第三次ph調節所用的調節劑為氫氧化鈉；
化學反應脫硫出水ph調節範圍為8～9。
在上述技術方案的基礎上，所述負壓脫硫單元設置循環泵進行廢水循環，回流比為2～5:1。
在上述技術方案的基礎上，步驟1中，負壓脫硫單元的廢水停留時間為20～30min；
負壓脫硫單元的進水溫度為35～45℃，運行負壓為-0.04～-0.07mpa。
在上述技術方案的基礎上，步驟2中，所述化學反應脫硫是將廢水中的硫化氫或溶解性硫化物反應生成硫化亞鐵沉澱；
化學反應脫硫單元的反應劑為硫酸亞鐵；
反應劑硫酸亞鐵用量為30～100mg/l。
在上述技術方案的基礎上，步驟3中，所述絮凝沉降單元的絮凝劑為聚合氯化鋁，助凝劑為陰離子型聚丙烯醯胺，陰離子型聚丙烯醯胺的分子量500萬～800萬；
絮凝劑用量為50～150mg/l，助凝劑用量為2-5mg/l；
絮凝沉降時間為10～20min。
在上述技術方案的基礎上，步驟4中，所述陶瓷膜過濾單元採用多孔道陶瓷膜過濾，陶瓷膜孔徑為0.1～0.15μm；
陶瓷膜過濾單元的運行方式為微錯流過濾；
陶瓷膜過濾單元的運行條件為：膜面流速0.6～1.2m/s，進水ph6～9，進水溫度15～45℃。
在上述技術方案的基礎上，步驟5中，所述高壓反滲透單元採用碟管式反滲透膜組件，膜組件形式為多個碟片式膜片串聯在一個中心管上構成碟片式膜柱；
高壓反滲透單元的運行條件為：操作壓力為9～12mpa，進水ph6～9，進水溫度15～45℃。
在上述技術方案的基礎上，步驟6中，所述臭氧催化氧化單元的運行條件為：進水ph6～9，進水溫度15～45℃，停留時間1～3h，臭氧濃度10～50mg/l。
本發明與現有技術的實質性區別在於：針對現有技術的技術缺陷，本發明採用負壓脫硫+化學反應脫硫+絮凝沉降+陶瓷膜過濾+高壓反滲透+臭氧催化氧化技術處理油氣田高含硫廢水。通過採用該技術，實現了油氣田高含硫廢水的高效、快捷、低成本減注達標外排處 理。和現有技術相比，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，技術經濟性好。對於油氣田高含硫廢水，本發明涉及的減注達標外排處理技術更為經濟、合理、可行。其有益效果是：
1、本發明採用負壓脫硫技術處理油氣田高含硫廢水，和吹脫、汽提脫硫技術相比，本發明涉及的技術設備簡單、自動化程度高、運行維護容易、環境適應能力強、佔地面積少，脫硫效率高、可實現撬裝化處理、運行成本大大降低，本發明採用的負壓脫硫技術尤其適用於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採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，提高了脫硫效果；
3、本發明的負壓脫硫單元通過負壓和廢水ph之間的匹配，在降低廢水脫硫成本的同時，最大效率的去除了廢水中的硫化氫；
4、本發明通過負壓脫硫技術和化學反應脫硫技術的高效耦合，在採用負壓脫硫技術去除廢水中的大部分硫離子的基礎上，又採用化學反應脫硫技術深度去除廢水中殘留的少量硫離子，使得廢水中的硫離子含量降到最低，同時減少了藥劑消耗和廢渣量，運行成本大大降低；
5、本發明通過採用多孔道陶瓷膜過濾，解決了含油量高的油氣田廢水的過濾問題，克服了有機膜處理油氣田高含油廢水的局限；
6、本發明採用高壓反滲透，實現了油氣田高濃廢水的深度濃縮，最大限度的減少了油氣田廢水的回注量；
7、採用本發明的方法進行油氣田高含硫廢水的減注達標外排處理，解決了油氣田高含油廢水的減注達標外排問題。
以下為若干具體實施例。
實施例1
油氣田高含硫廢水的主要水質特徵為：硫化物2000mg/l，總溶解性固體10000mg/l，懸浮物含量500mg/l，油含量100mg/l，總 硬度(caco3計)1000mg/l，na+5000mg/l，cl-6000mg/l，so42-1000mg/l，cod800mg/l。
處理步驟如下：
第一步，高含硫廢水採用硫酸第一次調節廢水的ph到6，之後進入負壓脫硫單元進行脫硫，負壓脫硫的操作條件為：進水溫度35℃，運行負壓-0.04mpa，廢水停留時間20min，循環泵的回流比為5:1；
第二步，負壓脫硫出水採用硫酸第二次調節廢水的ph到6.5，之後進入化學反應脫硫單元進行化學反應脫硫，化學反應劑為硫酸亞鐵，用量為30mg/l；
第三步，化學反應脫硫出水採用氫氧化鈉第三次調節廢水的ph到8，之後進入絮凝沉降單元進行絮凝沉降，絮凝劑為聚合氯化鋁，助凝劑為陰離子型聚丙烯醯胺，分子量500萬，絮凝劑用量為50mg/l，助凝劑用量為2mg/l，絮凝沉降時間為10min；
第四步，絮凝沉降出水進入陶瓷膜過濾單元進行微錯流過濾，陶瓷膜孔徑為0.15μm，膜面流速0.6m/s，進水ph6，進水溫度15℃；
第五步，陶瓷膜過濾出水進入高壓反滲透單元進行分離濃縮得到反滲透產水和反滲透濃水，運行條件為：操作壓力為9mpa，進水ph6，進水溫度15℃；
在此條件下，高壓反滲透的回收率80％以上；
第六步，高壓反滲透產水進入臭氧催化氧化單元進行臭氧催化氧化處理，運行條件為：進水ph6，進水溫度15℃，停留時間1.5h，臭氧濃度10mg/l。
經過上述步驟處理後的油氣田高含硫廢水，高壓反滲透濃水硫含量<0.5mg/l，油含量＜5mg/l，懸浮物含量＜1mg/l，滿足油氣田回注水標準，臭氧催化氧化出水cod＜100mg/l，cl-＜300mg/l，滿足排放標準。
經過負壓脫硫後產生的硫化氫收集進行焚燒處理，絮凝沉降渣類經固化後集中外運處理。
實施例2
油氣田高含硫廢水的主要水質特徵為：硫化物5000mg/l，總溶解性固體20000mg/l，懸浮物含量1500mg/l，油含量150mg/l，總硬度(caco3計)1100mg/l，na+8000mg/l，cl-9000mg/l，so42-1300mg/l，cod1000mg/l。
處理步驟如下：
第一步，高含硫廢水採用鹽酸第一次調節廢水的ph到4.8，之後進入負壓脫硫單元進行脫硫，負壓脫硫的操作條件為：進水溫度40℃，運行負壓-0.05mpa，廢水停留時間27min，循環泵的回流比為4:1；
第二步，負壓脫硫出水的ph為5.5，因此無需二次調節ph，直接進入化學反應脫硫單元進行化學反應脫硫，化學反應劑為硫酸亞鐵，用量為40mg/l；
第三步，化學反應脫硫出水採用氫氧化鈉第三次調節廢水的ph到8，之後進入絮凝沉降單元進行絮凝沉降，絮凝劑為聚合氯化鋁，助凝劑為陰離子型聚丙烯醯胺，分子量600萬，絮凝劑用量為70mg/l，助凝劑用量為2mg/l，絮凝沉降時間為10min；
第四步，絮凝沉降出水進入陶瓷膜過濾單元進行微錯流過濾，陶瓷膜孔徑為0.1μm，膜面流速0.8m/s，進水ph7，進水溫度25℃；
第五步，陶瓷膜過濾出水進入高壓反滲透單元進行分離濃縮得到反滲透產水和反滲透濃水，運行條件為：操作壓力為10mpa，進水ph7，進水溫度25℃；
在此條件下，高壓反滲透的回收率70％以上；
第六步，高壓反滲透產水進入臭氧催化氧化單元進行臭氧催化氧化處理，運行條件為：進水ph7，進水溫度25℃，停留時間1h，臭氧濃度30mg/l。
經過上述步驟處理後的油氣田高含硫廢水，高壓反滲透濃水硫含量<0.5mg/l，油含量＜5mg/l，懸浮物含量＜1mg/l，滿足油氣田回注水標準，臭氧催化氧化出水cod＜100mg/l，cl-＜300mg/l，滿足 排放標準。
經過負壓脫硫後產生的硫化氫收集進行焚燒處理，絮凝沉降渣類經固化後集中外運處理。
實施例3
油氣田高含硫廢水的主要水質特徵為：硫化物10000mg/l，總溶解性固體30000mg/l，懸浮物含量3000mg/l，油含量200mg/l，總硬度(caco3計)1200mg/l，na+10000mg/l，cl-11000mg/l，so42-1400mg/l，cod1200mg/l。
處理步驟如下：
第一步，高含硫廢水採用硝酸第一次調節廢水的ph到5，之後進入負壓脫硫單元進行脫硫，負壓脫硫的操作條件為：進水溫度45℃，運行負壓-0.06mpa，廢水停留時間30min，循環泵的回流比為3:1；
第二步，負壓脫硫出水的ph為5.7，因此無需二次調節ph，直接進入化學反應脫硫單元進行化學反應脫硫，化學反應劑為硫酸亞鐵，用量為60mg/l；
第三步，化學反應脫硫出水採用氫氧化鈉第三次調節廢水的ph到8.5，之後進入絮凝沉降單元進行絮凝沉降，絮凝劑為聚合氯化鋁，助凝劑為陰離子型聚丙烯醯胺，分子量700萬，絮凝劑用量為100mg/l，助凝劑用量為3mg/l，絮凝沉降時間為20min；
第四步，絮凝沉降出水進入陶瓷膜過濾單元進行微錯流過濾，陶瓷膜孔徑為0.1μm，膜面流速1.0m/s，進水ph7，進水溫度35℃；
第五步，陶瓷膜過濾出水進入高壓反滲透單元進行分離濃縮得到反滲透產水和反滲透濃水，運行條件為：操作壓力為11mpa，進水ph7，進水溫度35℃；
在此條件下，高壓反滲透的回收率60％以上；
第六步，高壓反滲透產水進入臭氧催化氧化單元進行臭氧催化氧化處理，運行條件為：進水ph7，進水溫度35℃，停留時間2h，臭氧濃度40mg/l。
經過上述步驟處理後的油氣田高含硫廢水，高壓反滲透濃水硫含量<0.5mg/l，油含量＜5mg/l，懸浮物含量＜1mg/l，滿足油氣田回注水標準，臭氧催化氧化出水cod＜100mg/l，cl-＜300mg/l，滿足排放標準。
經過負壓脫硫後產生的硫化氫收集進行焚燒處理，絮凝沉降渣類經固化後集中外運處理。
實施例4
油氣田高含硫廢水的主要水質特徵為：硫化物20000mg/l，總溶解性固體50000mg/l，懸浮物含量5000mg/l，油含量250mg/l，總硬度(caco3計)1600mg/l，na+15000mg/l，cl-20000mg/l，so42-2000mg/l，cod1500mg/l。
處理步驟如下：
第一步，高含硫廢水採用鹽酸第一次調節廢水的ph到5.5，之後進入負壓脫硫單元進行脫硫，負壓脫硫的操作條件為：進水溫度45℃，運行負壓-0.07mpa，廢水停留時間30min，循環泵的回流比為2:1；
第二步，負壓脫硫出水的ph為6.1，因此無需二次調節ph，直接進入化學反應脫硫單元進行化學反應脫硫，化學反應劑為硫酸亞鐵，用量為80mg/l；
第三步，化學反應脫硫出水採用氫氧化鈉第三次調節廢水的ph到9，之後進入絮凝沉降單元進行絮凝沉降，絮凝劑為聚合氯化鋁，助凝劑為陰離子型聚丙烯醯胺，分子量800萬，絮凝劑用量為150mg/l，助凝劑用量為5mg/l，絮凝沉降時間為20min；
第四步，絮凝沉降出水進入陶瓷膜過濾單元進行微錯流過濾，陶瓷膜孔徑為0.1μm，膜面流速1.2m/s，進水ph8，進水溫度40℃；
第五步，陶瓷膜過濾出水進入高壓反滲透單元進行分離濃縮得到反滲透產水和反滲透濃水，運行條件為：操作壓力為11mpa，進水ph8，進水溫度40℃；
在此條件下，高壓反滲透的回收率40％以上；
第六步，高壓反滲透產水進入臭氧催化氧化單元進行臭氧催化氧化處理，運行條件為：進水ph8，進水溫度40℃，停留時間3h，臭氧濃度40mg/l。
經過上述步驟處理後的油氣田高含硫廢水，高壓反滲透濃水硫含量<0.5mg/l，油含量＜5mg/l，懸浮物含量＜1mg/l，滿足油氣田回注水標準，臭氧催化氧化出水cod＜100mg/l，cl-＜300mg/l，滿足排放標準。
經過負壓脫硫後產生的硫化氫收集進行焚燒處理，絮凝沉降渣類經固化後集中外運處理。
實施例5
油氣田高含硫廢水的主要水質特徵為：硫化物20000mg/l，總溶解性固體50000mg/l，懸浮物含量5000mg/l，油含量300mg/l，總硬度(caco3計)1600mg/l，na+15000mg/l，cl-20000mg/l，so42-2000mg/l，cod1500mg/l。
處理步驟如下：
第一步，高含硫廢水採用鹽酸第一次調節廢水的ph到4，之後進入負壓脫硫單元進行脫硫，負壓脫硫的操作條件為：進水溫度45℃，運行負壓-0.07mpa，廢水停留時間30min，循環泵的回流比為3:1；
第二步，負壓脫硫出水採用氫氧化鈉第二次調節廢水的ph到5.5，之後進入化學反應脫硫單元進行化學反應脫硫，化學反應劑為硫酸亞鐵，用量為100mg/l；
第三步，化學反應脫硫出水採用氫氧化鈉第三次調節廢水的ph到8.5，之後進入絮凝沉降單元進行絮凝沉降，絮凝劑為聚合氯化鋁，助凝劑為陰離子型聚丙烯醯胺，分子量800萬，絮凝劑用量為150mg/l，助凝劑用量為5mg/l，絮凝沉降時間為20min；
第四步，絮凝沉降出水進入陶瓷膜過濾單元進行微錯流過濾，陶瓷膜孔徑為0.1μm，膜面流速1.2m/s，進水ph9，進水溫度45℃；
第五步，陶瓷膜過濾出水進入高壓反滲透單元進行分離濃縮得到反滲透產水和反滲透濃水，運行條件為：操作壓力為12mpa，進水ph9，進水溫度45℃；
在此條件下，高壓反滲透的回收率40％以上；
第六步，高壓反滲透產水進入臭氧催化氧化單元進行臭氧催化氧化處理，運行條件為：進水ph9，進水溫度45℃，停留時間3h，臭氧濃度50mg/l。
經過上述步驟處理後的油氣田高含硫廢水，高壓反滲透濃水硫含量<0.5mg/l，油含量＜5mg/l，懸浮物含量＜1mg/l，滿足油氣田回注水標準，臭氧催化氧化出水cod＜100mg/l，cl-＜300mg/l，滿足排放標準。
經過負壓脫硫後產生的硫化氫收集進行焚燒處理，絮凝沉降渣類經固化後集中外運處理。
以上所述僅為本發明的較佳可行實施例，並非因此局限本發明的專利範圍，故凡是運用本發明說明書及附圖內容所作的等效變化，均包含於本發明的保護範圍。
本說明書中未作詳細描述的內容屬於本領域專業技術人員公知的現有技術。