1. 油田污水如何处理
注水是油田开发的一种十分重要的开采方式，是补充地层能量，保持油层能量平衡，维持油田长期高产、稳产的有效方法。注入水的水源主要是地面淡水、地下浅层水及采出原油的同时采出的油层水。为了节约地球上的淡水资源，目前注入油层的水大部分来自从开采原油中脱出的水，习惯上称之为污水。大体已经占了全国注水总量的80%。污水未经处理时含有大量的悬浮固体、乳化原油、细菌等有害物质。水注入油层就像饮用水进入人体一样，如果人喝了未经处理的水，人的身体就会受到伤害，发生各种病变；同样，油层注入了未经处理的污水，油层也会受到伤害。这种伤害主要体现在大量繁殖的细菌、机械杂质以及铁的沉淀物堵塞油层等问题上，引起注水压力上升，注水量下降，影响水驱替原油的效率。因此，必须对注入油层的水进行净化处理。
由于污水是从油层采出的，所以油田回注污水处理的主要目的是除油和除悬浮物。概括地讲可分为两个阶段：1.除油阶段。该阶段是利用油、水密度差及药剂的破乳和絮凝作用，将油和水分离开来。2.过滤阶段。该阶段是利用滤料的吸附、拦截作用，将污水中悬浮固体、油和其他杂质吸附于滤料的表面而不让其通过滤料层。除油阶段要根据含油污水中原油的密度、凝固点等性质的不同而采用相应的处理方法。目前国内外除油阶段主要采用的技术方法有：重力式隔油罐技术、压力沉降除油技术、气浮选除油技术、水力旋流除油技术等。
1.重力式隔油罐技术，就是靠油水的相对密度差来达到除油的目的。含油污水进入隔油罐后，大的油滴在浮力的作用下自由地上浮，乳化油通过破乳剂（混凝剂）的作用，由小油滴变成大油滴。在一定的停留时间内，绝大部分原油浮升至隔油罐的上部而被除去。其特点是：隔油罐体积大，污水停留时间长。即使来水有流量和水质的突然变化，也不会严重影响出水水质。但其占地面积大，去除乳化油能力差。
2.压力沉降除油技术是在除油设备中装填有使油珠聚结的材料，当含油污水经过聚结材料层后，细小油珠变成较大油滴，加快了油的上升速度，从而缩短了污水停留时间，减小了设备体积。其特点是：设备综合采用了聚结斜板技术，大大提高了除油效率。但其适应来水水量、水质变化能力要比隔油罐差。
3.气浮选除油技术，是在含油污水中产生大量细微气泡，使水中颗粒粒径为0.25～25微米的悬浮油珠及固体颗粒黏附到气泡上，一起浮到水面，从而达到去除污水中的污油及悬浮固体颗粒的目的。采用气浮，可大大提高悬浮油珠及固体颗粒浮升速度，缩短处理时间。其特点是处理量大，处理效率高，适应于稠油油田含油污水以及含乳化油高的含油污水。
4.水力旋流除油技术，是利用油水密度差，在液流高速旋转时，受到不等离心力的作用而实现油水分离。其特点是设备体积小、分离效率高。但其对原油相对密度大于0.9的含油污水适应能力差。过滤阶段采用的过滤技术根据滤后水质的要求不同，分为粗过滤、细过滤和精细过滤。根据水质推荐标准，悬浮物固体含量为1.0～5.0毫克/升，颗粒直径为2.0～5.0微米。过滤的核心技术是滤料的选择与再生。在油田污水处理中，目前国内外主要采用的滤料有石英砂、无烟煤、陶粒、核桃壳、纤维球、陶瓷膜和有机膜等。滤料的再生方法主要有热水反冲洗、空气反吹等。
2. 油田污水回注要求是什么
我记得是对COD要求不高，但对总固形物及腐蚀率要求比较高。这个是有行标的，或者各石油管理局标准，你可以查一下。
3. 什么是油田污水
钻井污水成分也十分复杂，主要包括钻井液、洗井液等。钻井污水的污染物主回要包括钻屑、石油、粘答度控制剂(如粘土)、加重剂、粘土稳定剂、腐蚀剂、防腐剂、杀菌剂、润滑剂、地层亲和剂、消泡剂等，钻井污水中还含有重金属
4. 污水回注对分层测试影响及解决方法:油污水的分层
摘 要：注水开发油田是通过向油层注入水来保持、供给地层压力，达到水压驱油的一种有效手段。某油田属于非均质性油层，孔隙度、渗透率高度不均，剩余油高度分散。分层注水采用的水多为地下采出液经系统处理后直接向油层回注。水质问题直接影响到注水驱油的全过程及最终效果。从五大方面剖析污水概况、存在的问题及对测试工作带来的影响和对策，为进一步提高注采率，完善联合站与注水井两者之间的协调关系提供了建议。
关键词：污水回注；分层测试；分层注水；解决方法
中图分类号： U664 文献标识码： A 文章编号：
某油田已经入特高含水期，综合含水率已达到95%以上，采出液含水量远远大于采出油量。当这部分水经过系统处理回注入油层时，极大的解决了高成本采油，同时提高了采油速度、避免了污染环境等问题，是目前各大油田普遍应用的一种驱油方式。然而虽然水源需求量大，但仍应就地取水，降低生产成本。建设水驱精细开发示范厂，油层从单一的笼统注水方式转变为现在的精细分层注水。根据不同层段的实际吸水能力，分层配注水量，达到以水驱油的目的。但由于目前污水水质严重超标等问题，污水回注入地层后，部分井无法进行正常的注水调配工作，增加了测试的难度。在测试过程中经常会遇到管柱结垢测试仪器下不去等情况，增加了作业工作量，降低了注水层段合格率，影响了开发效果。
一、污水的来源、组成及危害
1.1地下采出液
即和原油一块儿从油层采出到地面的含油水。其特点为水溶液矿化度高、含原油、含有部分的溶解气和细菌。
（1）矿化度。为水溶液中溶解矿物盐类的总量。其总量的大小直接影响水的腐蚀性。当这些盐类在水中的实际溶解度大于溶液达到平衡时的溶解度时，多余的部分将会有固体盐晶体析出，并沉积于金属表面形成水垢。这部分水垢具有很强的腐蚀性。目前最常见的水垢为CaSO4、CaCO3、BaSO4等。 由于CaCO3的浓度随水溶液中溶解CO2气体浓度的增大而不断增大。因此，经过一系列的化学反应后便会有大量的CaCO3固体沉淀下来变为水垢。
（2）含有原油。地下采出液含有一定数量的原油。某矿平均10吨水能出一吨油。回注前的污水需要进行细致的油水分离，综合指标应达到回注水质标准，以减少注入过程中堵塞地层，水量驱入不均，渗透率差异变大，产生指进等现象。
（3）溶解的气体。污水中主要含有O2、CO2和H2S气体，这些气体加速金属腐蚀和结垢的过程。在回注前进行气液分离，可降低含氧量，减缓对污水处理系统和回注过程中对金属腐蚀和结垢的速率。由于压力的因素，当液体从井下被采出过程中地层压力低于饱和压力时，会有部分的气体析出。但仅此过程不能完全去除水中的有害气体。二氧化碳是强酸气体，遇到水即生成碳酸。碳酸经过分解后使水中H＋的数量增加，PH值下降，酸性增强。水溶液呈现酸性特征，加强了对金属的腐蚀。
（4）多种细菌。污水中的细菌以硫酸盐还原菌、铁细菌和粘细菌为主体。这些细菌加速了对管线与井下工具的腐蚀速率，腐蚀物进一步堵塞地层，井下设备穿孔严重，注水井提供给所对应的油井注水量需求不够，油井产量下降。应严格控制其在水中的含量。
1.2洗井水
另一种污水为洗井水，由于洗井效果变差，不能达到水质标准，水中的固体悬浮物容易堵塞滤网，使得管路压力上升，注水井的水量下降。难以达到注水合格率，给测试工作增加了难度。
二、净化水指标及联合站污水处理工艺流程
（1）净化水指标。油田开发产生的含油污水通过采油井采集经过中转站到达联合站进行油水分离和污水深度处理。经过深度处理后的污水变为净化水分散输送至所辖的配水间回注入油层。要求回注污水中固体悬浮物颗粒粒径中值≤2µm,含油量≤8㎎／L，含悬浮物≤3㎎／L 。
（2）工艺流程。见图1。
图1污水处理系统流程
三、污水回注对分层测试影响
（1）测试仪器情况。油层回注的污水由于杂质处理不干净，矿化度很高，易于腐蚀管网和堵塞井下管柱。同时，出砂的井在注水井工作筒内堆积细砂，堵塞工作筒，使测试仪器很难下入井底，影响正常调试工作。
（2）堵塞水咀。回注的污水水质较差，固体悬浮物较多，容易使偏心配水管柱配水器堵塞器内的水咀堵塞结垢。使油压迅速上升，注水量下降，注水合格率降低，难以达到测试合格率标准。
（3）堵卡水表。测试时因地层堵塞，水量压力波动大，地面水表读值精度低，与井下流量计取值存在较大误差。有时甚至堵卡严重，使水表停转，影响测试最终成果，复测工作量增大。
（4）泵压低。由于地势高低差异和注水管线内污水杂质较多的影响，在管线内壁上容易被腐蚀结垢，使得污水流经阻力变大。流量、压力不稳定，从配水间分水器上测量出来的泵压过低，不便进行调试工作，影响测试进程。2010-2011年影响分层测试进程的各类原因：测试仪器不能下入，640井次；堵塞水咀，930井次；水表坏，190井次；泵压低，123井次。
四、解决方法
（1）净化处理。加强注入水水质的监测和净化处理, 减少井下油管、工具结垢的时机。在井壁结垢时可以采取酸化洗井除垢，还可以在油管内壁上涂上涂层，隔绝气体避免腐蚀油管。
（2）固体悬浮物。减少固体悬浮物含量，可增加絮凝剂。使小粒径悬浮物变成大粒径悬浮物，增加其自身重力沉降去除固体杂质。防止堵塞水咀，导致油层吸水能力下降，并经常拔出清洗。
（3）原油等杂质。减少含油含固体悬浮物的污水含量，防止对地层的污染堵塞。保持水量压力平稳，对水表进行定期的清洗、校验，条件允许的情况下可及时更换新水表。
（4）流速。由于流体的流速决定了矿物盐结垢的速度，溶解在水中的矿物盐含量与压力有关。当压力降低时，溶解度下降。使得水溶液处于过饱和状态，晶体析出沉积在金属管壁上。因此注水站至配水间应按要求做好稳定泵压连续均匀地泵送注水量。泵压保持在14.0MPa以上方可进行正常测试。注水管线要经常冲洗。
（5）其它方法。此外，我矿联合站应严格执行污水回注水质处理标准。污水站深度做好杂质处理、油水分离和油气分离的工作。控制水中氧的溶解度，避免水中杂质与气体接触发生化学反应生成大量铁锈等物质。腐蚀、结垢堵塞地层及注水管线和注水井相关设备。同时CO2和H2S气体的含量也不容忽视，尽量做到减少其在水中的溶解度。另外联合站应对污水处理系统定期进行认真细致的检查，逐一处理每个环节导致影响水质的因素。可通过以下几个方面解决：沉降罐内常年储存、沉积、漂浮物杂质，应经常进行清洗，减少淤积杂质较多，形成重复污染；化学药剂根据实际要求情况配量，但如果水质仍难达标也可增加剂量。使用的药剂不应是过期变质的；对于操作人员应熟练掌握系统从上游到下游的处理过程。加强技能培训、水量操作控制平稳，使注水系统平稳，注水井能够很好的分配注水量。
五、结论
（1）某油田已进入二次、三次采油阶段，突出挖掘剩余油潜力。二次采油即水驱开采，以水为驱油介质。回注的净化水能有效的补充地层能量，保持地层水量压力平稳。分层测试工作可以时时掌握井下注水情况，根据实际测试出来的数据，及时调整配注方案，满足各层段需水量。
（2）由于水驱开采对水的需求量大，水质要求标准高，以注水方式开发的油田长时间注水，联合站与测试队配合环节上容易出现问题，给测试工作带来诸多困难。联合站的污水处理系统能力和效果直接影响到分层测试和分层注水的注水合格率及实现提高油层的动用程度。因此只有通过沟通、配合和及时处理，才能不断改善工作环境、完善提高注水质量和注水效果，最终提高采收率。联合站应做好采出水处理和同测试队衔接配合的工作，保障回注水质的高标准。为顺利完成精细分层测试、分层配注工作，及时掌握取全取准资料提供有力保障。
（3）水驱开发效果的成败决定于分层测试和分层注水的注好水、注够水，注入水的水质问题不容忽视。
参考文献：
[1]冯叔初，郭揆常.油气集输与矿某加工[M].东营:中国石油大学出版社，2006.
[2]邹根宝.采油工程[M].北京:石油工业出版社，1998.
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。
5. 中石化胜利油田如何实现管线“零腐蚀”
一边是水驱开发需要大量污水回注，另一边则是集输管网腐蚀严重，胜利油田通过从严药剂管理、提高回注污水水质破解这一困局
中国石化新闻网讯（记者赵士振 通讯员田真）每天8点，胜利油田东辛采油厂永一联合站化验班班长胡冬梅都会准时来到加药泵房，把反相破乳剂、缓蚀剂和防垢剂等污水处理“三防药剂，认真加到相应的药剂灌里。之后，两小时一巡检，看液位、记压力、观察运转都要记录在案，每8小时还要核对一下药剂余量，活不重却极其讲究责任心。胡冬梅说，只要能稳住腐蚀率，我们多跑几趟、多盯几次算啥？
据了解，自今年上半年规范了药剂添加，永一联合站污水平均腐蚀率由最高0.440毫米/年，降为0.026毫米/年。胡冬梅认为，这要得益于胜利油田今年初实施的水质“零腐蚀”工程。
胜利油田采油工程处集输管理科副科长朱信刚解释说，“零腐蚀”是理论意义上的，就是把平均腐蚀速率控制在国家行业标准以内，即小于每年0.076毫米。
据了解，在胜利油田，水驱开发产量占总产量的70%左右。随着油田进入中高含水开发阶段，用于注水开发的污水回注在油田持续稳产、保护生态环境方面发挥着重要作用。
但是，一边是水驱开发需大量污水回注，另一边则是集输管网腐蚀严重。究其原因，是污水水质腐蚀超标严重，造成油气处理设施、地面管网和井下管柱腐蚀加剧，严重影响地面及井下设施的使用寿命，安全形势日趋严重，制约了勘探开发的质量和效益。
今年年初，胜利油田采取措施从严污水水质管理，开始实施水质“零腐蚀”工程，通过加大“三防”药剂的费用管理，科学优化药剂配方，着力破解困局。
据朱信刚介绍，检验采油污水合格的主要指标分悬浮物固体含量、粒径中值、含油量和平均腐蚀速率，前三个指标各采油厂都控制的比较好，唯有平均腐蚀速率差一些，主要原因是“三防”药剂投加不到位。
为保证污水系统平均腐蚀速率达标，采油工程处、财务资产处等多部门在污水站治理和药剂投加方案优化的基础上，加大污水站水质达标率、井口水质合格率的考核力度，考核指标细化到每个污水站、300条井口水质考核线。
具体工作中，他们加大“三防”药剂费用投入，按照“计划单列，专款专用，超支不补，节约回收”的使用原则，强化“三防”药剂的计划审批、采购配送、现场投加及结算的运行管理，进一步提高水质综合达标率，降低管网腐蚀，延长设备使用寿命。数据显示，2014年共安排“三防”药剂费2.34亿元，同比增加3325万元。同时，他们科学优化药剂投加配方，按照两年优化原则，组织设计院、检测中心、采油院等单位专家对油田分公司各污水站现有配方进行筛选优化，做到药剂配方科学合理。
此外，他们还严格污水站加药管理，强化现场监督考核，目前各开发单位已经全部建立了污水“三防”药剂检验、污水站接收及投加记录台账，油田定期组织相关部门进行检查，分月度进行指标考核，确保“三防”药剂投加到位。
截至目前，自实施水质“零腐蚀”工程以来，胜利油田污水水质达标率由2013年的89.5%上升到目前的91.2%，平均腐蚀速率达标率由2013年底的92.6%上升到目前的93.8%，东辛厂、河口厂、临盘厂等8个单位实现了水质“零腐蚀”。
6. 油田污水的综合处理技术研究 a2o污水处理工艺原理
【摘 要】油田污水中含有许多机械杂质悬浮物，以及油水分离后的残余油珠。这种水如果直接进入回注系统，会导致过滤器很快堵塞或降低效率。进入地层后可能形成“乳化塞段”导致注水能力降低。
【关键词】油田污水；注水系统；处理技术
要搞好油田注水系统必须有一个系统的综合的考虑。如，水源的选择、水处理系统技术的发展和完善，做好系统的监控方案、考虑到各类药剂之间的相互匹配等等。油田水的化学处理仅仅是处理技术的一个方面，有时它还需要其它技术的配合，才能达到更好的防腐、防垢、防菌等效果。即有时仅仅依靠化学药剂处理还不能完全解决问题，而需要采用其它技术或方法加以辅助，例如采用而蚀金属材料或非金属材料等。尤其需要考虑到下列因素：
（1）为了保护全流程，防腐、防垢、杀菌等药剂一般须在进水处理站时投加。但这样投加的药剂将通过滤池，而滤也具有较强的截留能力，一般10微米左右的颗粒，包括固体或非水液体将被截留从而影响药剂效果。因此，如果采用了一部分耐蚀材料，那么在此基础上缓蚀剂等可考虑在过滤器后投加。
（2）水处理站内有些设备和部位中水的流速很低，这时仅反用缓蚀剂其保护效果是不够理想的，有些水处理站内的备用构筑物采用缓蚀剂防腐效果也是有限的。
（3）在水处理站采用部分而腐蚀材料后，可少加或不加缓蚀剂，或对缓蚀剂的要求及投加量可以降低。由于上述原因，要搞好注水系统，必须有一个系统的观点和综合考虑问题的方法。
一、水源的选择
选择水源应从水量和水质两个方面进行考虑。首先，水源必须提供足够的水量，以达到设计上所要求的最大注入量。有关水源选择方面需考虑的问题，现归纳如下：
1）水的腐蚀与结垢趋势。在可能的情况下，应尽量事先测定所用水源水的腐蚀性，即使不能精确测定，也应在了解水的PH值、溶解气体和含盐量的情况下，粗略的估计推测一下水的相对腐蚀性，而且最好是用新鲜水在现场进行测定。
2）水的可混性。如果必须两种或多种水混合使用，则应作结垢计算与可混性试验。一般情况下，由于接触的范围有限，因此注入水的可混性在注水方面产生的问题可能不大，但当注入水突然进入生产井时，就会出现这方面的问题，因此也必须进行注入水和油层水可混性试验，以便确定在生产井见水后会出现什么问题。
3）悬浮固体和含油量。水中固体的浓度、颗粒大小及其分布、固体的性质及其组分等都对水的堵塞有重要的影响，如果进行过滤操作，这些参数对过滤器的选择也有很大的影响。此外任何可能选来作为注水用的采出水，都必须测定其含油量，因为水中含油后一般都会导致注入能力降低，并在地层中可能形成“乳化塞段”，而且原油对某些悬浮物如硫化铁等是很好的粘结剂，它能使过滤器很快失效或效率降低。至于水中含油量的测定则可采取用清洁溶剂从水样中把油萃取出来，原油可使溶剂着色，其含油量就可用特定的原油配制的标准样品与之比较来确定，因为颜色的深浅与水中萃取出来的含油量是成正比的。
二、处理系统的类型
油田水处理系统一般分为两种类型，即封闭系统与开式系统，在进行以上各项水处理技术时，应充分考虑到这两类系统的不同特点。现将分别处理地面水和地下水时的开式和闭式两种系统示意如下：
1）地面水开式系统
水源→清除固体→储罐→注入泵→井
2）地面水闭式系统
水源→清除固体→除氧→储罐→注入泵→井
3）地下水开式系统
水源→曝气→清除固体→储罐→注入泵→井
4）地下水闭式系统
水源→清除固体→储罐→注入泵→井
由上所示，可见两种系统各有不同的特点：
闭式系统是一种设计要求完全隔绝氧气的系统，由于氧气常是引起腐蚀等障碍的主要原因之一，因此如果经济允许，闭式系统是一种理想的方法。它习惯上只用于原先就不含空气的水系统，因为，从系统外加入系统的组分越多，就越是难以将氧气隔绝在系统之外，所以从饱和系统中排除气氛在经济上往往是不合算的。但对海水注入系统是例外的，未处理的海水一般是被氧饱和的，而且腐蚀性严重，实践证明，把溶解氧排除是控制腐蚀有效和合算的方法之一。因此近年来，国外大型海水注入系统的设计越来越普遍，在海上油田和靠近海边的陆上油田大都采用此法。
开式系统则一般未使系统与氧隔绝，因此当原来就将被氧饱和的地面水作为注入水源时，可选用开式系统。此外当需要通气以去除H2S或CO2时，采用开式系统也是合适的。由于开式系统腐蚀一般将加剧，因此，在开式系统除采用化学药剂处理外，大多数情况需用涂料、非金属材料等来帮助控制腐蚀问题。
三、水质的监控
在系统建成并开始注水后，应着手建立系统的监控方案，以观察水处理的实际效果，以便在发现有关问题后可分析原因和采取措施，及时加以纠正。检查和分析水样，最好是沿着水处理流程从水源开始，经过整个水处理系统的各个阶段直至注水井，对选定的取样点进行取样测量，并取得如下有关数据：图表（略）
1）含铁量——表示腐蚀的程度；2）含钙量——表示形成水垢的趋势；3）SO4?2-——如果发现水中SO4?2-降低，则可能有BaSO4等沉积；4）H2S——如果经过水处理系统H2S含量增加，则可能有硫酸盐还原菌的存在。5）腐蚀速度。在闭式系统腐蚀速度的增加，可能意味着有氧气进入系统。
四、药剂的匹配
由于在整个水处理系统中，缓蚀剂、阴垢剂、杀菌剂和净化剂等多种药剂几乎同时投加使用，因此应当十分注意药剂相互之间的匹配问题。根据有关实践经验，在选用药剂时应考虑下列原则：
1）注意药剂的水溶性和药剂之间的互溶性。首先应做到投加的各类化学药剂的水溶性好，使所用化学药剂能与水互溶。有些药剂如果在浓盐水中会产生沉淀或发生“盐析”现象，应当尽可能避免出现上述情况。此外使用的杀菌剂最好能与缓蚀剂、防垢剂等互溶，彼此之间也不产生沉淀和降效等有利影响。
2）注意药剂的抗药性。这个问题在杀菌剂的选择中必须考虑。细菌有一种较强的适应能力，某种杀菌剂被使用一个时期后，细菌会对它产生抗药性。因此，最好选择两种杀菌剂交替使用，当细菌开始对第一种杀菌剂产生抗药性时，就改换用第二种杀菌剂，以避免和解决抗药性的问题。
3）注意药剂的毒性和经济性。尽管油田对周围环境的要求不象人口密集的城市对有关工厂排放水的要求那样严格，但是如果使用的药剂毒性太大，对操作工人的健康和周围环境终将产生不良影响。因此在选用药剂上应尽可能采用低毒、无公害的药剂，但有的从国外引进的杀菌剂中还有剧毒的有机锡化合物等，从环境保护角度是不可取的。此外，药剂的成本和价格直接影响到经常性的运行费用，因此从经济上考虑，药剂的费用应尽可能降低。
参考文献
[1]许保玖.给水处理.中国建筑工业出版社,（1979）
[2]汤鸿霄.用水废水化学基础.中国建筑工业出版社,（1980）