(注水站)注水水质标准及操作说明
注水试验规程-概述说明以及解释
注水试验规程-概述说明以及解释1.引言1.1 概述概述：注水试验是指在工程领域中常用的一种试验方法，通过注入一定量的水来模拟实际工程中可能发生的水压或渗水情况，以验证工程结构的稳定性和安全性。
在地下工程、水利工程和岩土工程等领域都有广泛的应用。
本文将介绍注水试验的定义、流程和注意事项，通过深入分析和总结，帮助读者更好地理解和掌握注水试验的相关知识，以提高工程设计和施工的质量和安全性。
1.2 文章结构本文主要包括引言、正文和结论三个部分。
引言部分将介绍注水试验的背景和意义，引出本文研究的重点。
正文部分将详细讨论注水试验的定义、流程和注意事项，通过对相关内容的阐述，使读者对注水试验有一个全面的认识。
结论部分将对文章进行总结，总结出注水试验的重要性和应用前景，并对未来的研究方向进行展望，为读者提供思考的角度。
1.3 目的注水试验是为了验证水泵或管道系统的密封性能和耐压性能，以确保在实际运行中不会出现漏水或爆裂等安全隐患。
通过注水试验，可以及时发现和排除系统中的缺陷和问题，保障设备和系统的正常运行，提高工作效率，降低维护成本，延长设备的使用寿命，保障生产安全和设备可靠性。
在进行注水试验时，需要严格按照规程进行操作，确保试验的可靠性和准确性。
通过对试验结果的分析和评估，可以对系统的设计和制造质量进行验证，为系统的调试和运行提供重要参考，从而达到保障设备安全、保障生产的目的。
2.正文2.1 注水试验的定义注水试验是一种常用于工程领域的实验方法，旨在评估某项工程结构或材料在受力作用下的性能和稳定性。
在注水试验中，通过向被测对象注入一定流量和压力的水，观察其受力情况、变形程度和承载能力，从而评估其在实际工程应用中的表现。
注水试验通常应用于地基与基础工程、水利工程、隧道工程等领域，能够为工程设计和施工提供重要参考依据。
通过注水试验可以模拟实际工程中的受力情况，评估工程结构的稳定性和承载能力，为工程设计、施工和运营提供科学依据。
油田注水水质标准
油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。
油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。
因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。
根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。
1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。
在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。
2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源污水处理站注水站注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。
因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。
影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。
3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。
油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。
二、油田注水水质指标1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。
从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。
所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤2、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。
注水站明确本站的水质指标级别
注水站明确本站的水质指标级别1、脱水环节参数控制。
原油脱水的效果是水质达标的前提，目前站点脱水设备是三相分离器。
（1）控制平稳进液。
当设备处理液量在73m3/h以内时(折合1750m3/d，设备额定处理能力为1800m3/d)，设备运行较好且水质达标。
因此制定站点平稳进液管理办法，当进液量过大时将部分站点来液改进沉降罐。
（2）控制合理加温。
油温过低时油水分离不充分，影响设备正常运行，因此控制合理温度为40～50℃。
（3）控制排污周期。
通过长期对三相分离器排污周期的调整，设备排污周期在3～5天，且每年清罐检修时能保证三相分离器脱水水质达标(含油、悬浮物≤50mg/L)。
2、除油环节参数控制。
采出水除油是水质达标的重点，落实每年清罐及每月定期两次排污工作，能有效保证节点水质达标。
3、过滤环节参数控制。
采出水过滤是水质达标的核心。
目前采用的过滤设备是一体化油田水处理装置。
（1）严控反洗周期。
结合水质监测结果，当一体化装置反洗周期≤26h时，滤后水质达标。
因此规定每天定时反洗。
（2）严控运行压力。
当设备压力＞0.1MPa时，滤料易板结，悬浮物、含油持续上升。
因此落实压力定点监测，当压力接近0.1MPa 时，加密反洗。
（3）保障排污效果。
一方面是罐顶排污口连续排污；另一方面落实罐底每天排污1次。
4、回注环节参数控制。
为了巩固末端水处理效果，主要强化加药、储罐维护、管线冲洗及洗井等工作的落实。
（1）完善加药制度，制定注水站加药指导卡。
（2）采出水回注井定期取样监测、对比水质，定期检串洗井并对比管柱腐蚀结垢等情况。
注入水质标准和水质监测
采油厂注入水质标准和水质监测一、水质基本要求（一）水质稳定，与油层流体配伍性好，不产生沉淀。
（二）水注入油层后，不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊。
（三）水中不应携带可见悬浮物，以防堵塞注水井渗滤端面及渗流孔道。
（四）对注水设备及管线腐蚀性小。
（五）当采用两种水源进行混合注水时，应首先进行室内实验，证实两种水的配伍性好，对油层无伤害才可注入。
（六）评价注水水源、确定注水水质指标计算方法应按《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》SY/T5329-94的要求进行。
二、注水水质辅助性指标（一）水质的主要控制指标已达到注水要求，注水又较顺利，可以不考虑辅助性指标。
如果达不到要求，为查其原因可进一步检测辅助性指标。
包括溶解氧、硫化氢、侵蚀性二氧化碳、铁、pH值等。
（二）水中有溶解氧时可加剧腐蚀。
当腐蚀率不达标时，应首先检测溶解氧，油层采出水中溶解氧浓度最好小于0.05mg/L，不能超过0.10mg/L。
清水中的溶解氧要小于0.50mg/L。
（三）侵蚀性二氧化碳含量等于零时，此水稳定；大于零时，此水可溶解碳酸钙并对注水设施有腐蚀作用；小于零时，有碳酸盐沉淀出现。
侵蚀性二氧化碳：-1.0mg/L<CO2<1.0mg/L。
（四）系统中硫化物增加是细菌作用的结果。
硫化物过高的水也可导致水中悬浮物增加。
清水中不应含硫化物，油层采出水中硫化物浓度应小于2.0mg/L。
（五）水的pH值应控制到7±0.5为宜。
（六）水中含亚铁时，由于铁细菌作用可将二价铁转化为三价铁而生成氢氧化铁沉淀。
当水中含硫化物(S2-)时，可生成FeS沉淀，使水中悬浮物增加。
三、水质标准注入水质指标按照《2011年延长油田注水水质标准（试行）》Ⅱ级执行。
2011年延长油田注水水质标准（试行）水质指标标准分级及注入层平均空气渗透率，1×10-3m2 Ⅰ级≤1.0Ⅱ级1.0～10Ⅲ级10～50Ⅳ级50～100Ⅴ级≥100控制指标悬浮物含量, mg/L ≤2 ≤3 ≤5 ≤8 ≤10 颗粒直径中值,um ≤2 ≤2 ≤3 ≤3 ≤5 含油量, mg/L ≤3 ≤5 ≤8 ≤10 ≤20 平均腐蚀率, mm/a ≤0.076硫酸盐还原菌,个/ml ≤10腐生菌, 个/ml ≤102铁细菌, 个/ml ≤102辅总铁量, mg/L ≤0.5助指标pH值 6.5～7.5溶解氧, mg/L ≤0.05（油层水）、≤0.5（清水）硫化物, mg/L 清水0、油层水≤2.0配伍性良好（岩心伤害率≤30% ）侵蚀性二氧化碳, mg/L -1.0～1.0四、水质监测制度（一）注入水取样位置：水处理设备出口、配水间、井口。
油田注水水质标准
油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。
油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。
因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。
根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。
1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。
在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。
2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源污水处理站注水站注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。
因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。
影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。
3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。
油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。
二、油田注水水质指标1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。
从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。
所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤2、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。
注水油气田开发相关讲座1(注水系统与水源水质)
工艺流程：
来水进站
计量
水质处理
储水罐
泵出
1.4注水系统
注水站的主要设施：
储水罐：具有储备作用、缓冲作用、分离作用 高压泵组：给注入水增压
流量计：计量水量 分水器：将高压水分配给各配水间
注水站的规模主要依据管辖范围内注水井的总日注量。
日注水量：Qw
BC
Qo
Bo
o
1
fw
fw
注 注入方式 水 方 式 注水要求
正注：油管注入 反注：套管注入 合注：笼统注水 分注：分层注水
1.2、水质要求
注水水质基本要求：
（1）在运行条件下注入水不应结垢； （2）注入水对水处理设备、注水设备和输水管线腐蚀 性要小； （3）注入水不应携带超标悬浮物、有机淤泥和油； （4）注入水注入油层后，不使粘土发生膨胀和移动； （5）如果油田含油污水与其他供给水（如地下水、地 面污水和地面水等）混注时，必需具备完全的可混性，否 则必须进行必要的处理后方可混注； （6）考虑到油藏孔隙结构和喉道直径，要严格控制水 中固体颗粒的粒径。
对于高渗地层水行深度处理，以除去更细的固 体颗粒。
1.3、注入水处理技术
4.采出污水处理
污水回注优点： ① 污水中含表面活性物质，能提高洗油能力； ② 高矿化度污水回注后，不会使粘土颗粒膨胀而降低渗透率；③ 污 水回注保护了环境，提高了水的利用率。
1.地面淡水：江河水、湖泊水、水库水
优点：矿化度低，廉价。 缺点：水质随着季节变化很大、高含氧高，江河水携带大量悬浮物 和各种微生物。
2.海水
高含氧和盐、腐蚀性强、悬浮的固体颗粒随季节变化大，一般在海 底钻浅井，过滤机械杂质。
油田注入水水质基本要求及水质标准
腐生菌, 个/ml
≤2
≤3
≤5
≤8
≤0.076
≤10
≤102
≤5 ≤20
铁细菌, 个/ml
≤102
总铁量, mg/L
≤0.5
辅
pH
助
溶解氧, mg/L
6.5～7.5 ≤0.05（油层水）
指
硫化物, mg/L
油层水≤2.0
标
配伍性
良好（岩心伤害率≤30% ）
侵蚀性二氧化碳, mg/L
-1.0～1.0
一、水质基本要求：1、与油层水配伍。水质稳定，与油层水相混不产生沉淀；2、与 油层配伍。注入水注入油层后不应产生敏感性伤害；3、当注入水水源、处理工艺或注入层 发生改变时，须进行注入水与油层（水）配伍性评价试验，证实注入水与油层（水）配伍性 好，对油层无伤害才可注入。
≤3
制 平均腐蚀率, mm/a
指
硫酸盐还原菌,个/ml 标
腐生菌, 个/ml
≤2
≤3
≤5
≤8
≤0.076
≤10
≤102
≤5 ≤20
铁细菌, 个/ml
≤102
总铁量, mg/L
≤0.5
辅
pH
助
溶解氧, mg/L
6.5～7.5 ≤0.5
指 硫化物, mg/L
0
标
配伍性
良好（岩心伤害率≤30% ）
侵蚀性二氧化碳, mg/L
油田注入水水质基本要求及水质标准
1、水质基本要求 （1）水质稳定，与油层水相混不产生沉淀； （2）水注入油层后不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊； （3）水中不得携带大量悬浮物，以防堵塞注水井渗滤 端面及渗流孔道； （4）对注水设施腐蚀性小； （5）当一种水源量不足，需要第二种水源时，应首先 进行室内试验，证实两种水的配伍性好，对油层无伤害时才 能采用。
油田注水水质实用标准
油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。
油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。
因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。
根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。
1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。
在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。
2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源污水处理站注水站注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。
因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。
影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。
3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。
油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。
二、油田注水水质指标1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。
从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。
所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤2、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。
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4.2 总铁含量 4.2.1 方法原理
硫氰酸盐比色法
4.2.2 器材
4.2.3 试剂
硫氰酸钾、硫酸或盐酸、高锰酸钾、硫酸高铁铵以上药品均为分析纯。
蒸馏水2000mL 。
4.2.4 试剂配制
1.20%硫氰酸钾溶液：称取20克分析纯KCNS 溶于100毫升蒸馏水中。
2.盐酸（1:1）1份分析纯HCl 同1份蒸馏水混合。
3.KMnO 4（0.5%）
：取0.5克KMnO 4溶于100毫升蒸馏水中。
n
n CNS Fe nCNS Fe O
H MnO Fe MnO H Fe --+-
+-++→+++→++3323342])([2
4.铁标准溶液：称0.8634克硫酸高铁铵于烧杯中，加少量水溶解，再加硫酸（1:1）3-5点，或HCl(1:1)至溶液透明，最后将溶液移入1升容量瓶中，用蒸馏水稀释至刻度，此溶液为含铁0.1mg/mL标准液。
4.2.5 分析步骤
1.取两支50mL比色管，用蒸馏水冲洗三遍，其中一支再用水样冲洗三遍，然后用该试管取水样25mL，另一支取蒸馏水25mL。
2.两管同时加盐酸（1:1）10滴，KMNO4（0.5%）1滴，若水样中含铁过高，加入KMNO4后退为无色，应继续加KMNO4，不断摇动，直到呈红色为止，然后再加KCNS（20%）5滴。
3.用移液管取标准铁液在盛蒸馏水的比色管中进行滴加，直到两比色管颜色完全相同为止，读出标准铁液的消耗体积。
4.当含铁量超过0.5mg/mL，可少取水样用蒸馏水稀释后再做，所得含铁量乘以稀释倍数即为水样实际含铁量。
4.2.6 计算公式
C=V1·T/V2×1000
式中：C—水样中铁的含量mg/L；
V1—标准铁液消耗体积mL；
T—标准铁液使用浓度mg/mL；
V2—水样体积mL。
4.3 WGZ系列浊度计（便携式）使用方法
（1）开机：按左则白色小按扭开机，开机后预热30秒；（2）校准：每次测试前必须先校准。
首先用零浊度试样（蒸馏水）校0.00，放入零浊度试样瓶后扭转左边的调节键调至屏幕显示0.00。
再用标准液(100NTU) 校100.00，放入标准液试样瓶后扭转右边的调节键调至屏幕显示100.00。
反复以上两个操作步骤直至零浊度试瓶放入屏幕显示0.00，标准液试瓶放入显示100.00为止校准成功。
直接测定水样浊度，将装有水样的试瓶放入，待数字稳定不变时读数，记录为本次所测水样的浊度。
注：
①标准液的配制比列为1：3，1为：400NTU标准液体；3为：蒸馏水；
②将试样或标准液装入试瓶时，不得超过或低于白色“十”字刻度横线；
③放入试样瓶时应将白色刻度线端对准孔糟；
④取放试样瓶时，尽量抓瓶盖处，以保持瓶身洁净，如有污印应及时用纸巾或干毛巾擦干净，以免影响测试结果；
⑤本方法系简便操作，详细内容请参照WGF系列浊度计使用说明。
4.4.2 JB-607溶氧仪操作规程
1、将电极插头插入仪器的插口内。
新电极、24小时以上不进行使用的电极或更换电解液的电极，电极需30~60分钟通电极化时间，电极离开仪器或关机1小时内需5~25分钟通电极化时间，极化后方可进行校准测量。
2、将溶解氧电极放入5%新鲜配制的亚硫酸钠溶液中，在仪器处于溶解氧测量工作状态下，按“模式”键，仪器即进入“零氧校准”工作状态，带读数稳定后，按“确定”键，贮存电极当前的零氧值，零氧校准结束。
3、把电极从溶液中取出，用水冲洗干净，用滤纸小心吸干薄膜表面水分，并放入盛有蒸馏水容器靠近水面的空气上或者放入空气中，但电极表面不能沾上水滴，在一起处于“零氧校准”工作状态下，按“模式”键，仪器即进入“满度校准”工作状态，带度数稳定后，按“确定”键，贮存电极当前的满度值，满度校准结束。
4、反复2~ 3操作。
5、在仪器处于“满度校准”工作状态下，按“模式”键，仪器即进入盐度设置工作状态。
此时仪器显示当前设置的盐度值，可以按“▲”键或“▼”键修改盐度值。
按“确定“键，贮存仪器修改后盐度值，完成盐度设置。
注：一般情况下，不需要进行盐度校准，仪器预设值为0.0g/L。
6、再按“模式”键，仪器进入“溶氧浓度测量”工作状态进行测量。
注：测量时应保证水样对电极恒定的流速。
7、仪器使用完毕后，需清洁仪器、打扫桌面卫生并填写仪器使用记录。
延长油田注水水质指标。