注水知识培训材料

注水知识培训材料一、采油污水（一）来源一般而言，采油厂都是各油田的用水大户和废水排放大户，其中主要是采油污水，这是因为从井中采出的原油一般都含有一定数量的水，而原油含水多了会给储运造成浪费，增加设备，多耗能；原油中的水多数含有盐类，加速了设备、容器和管线的腐蚀；在石油炼制过程中，水和原油一起被加热时，水会急速汽化膨胀，压力上升，影响炼厂正常操作和产品质量，甚至会发生爆炸。

因此外输原油前，需进行脱水，使含水量不超过0.5%。

采出水指随原油和油田气一起从地下开采出来的、经沉降和电化学脱水等油水分离工艺而分离出来的污水。

它只有经污水处理站处理合格后，才能注入油层。

其基本包括与原油共存于地层的伴生水和注水井注入的水。

（二）采油污水污染、回注及处理现状我国大部分油、气田处于水资源短缺地区，而石油企业又是用水及排污大户。

我国各主力油田已进入后期开发，平均含水已达80％以上。

目前，各油田的采油污水基本上进行联合调度，先回注地层，只有当不能回注时，才进行外排处理。

（三）特性采油污水和洗井水来源于地层深处，成分非常复杂。

尽管各油田水质不同，甚至在同一地区不同区块的水质也有很大差异，但这些含油废水均有如下特点（见表1）。

表1 杏子川采油厂采油废水几个取样口水质监测结果离子种类坪46杏237郝21郝24坪270坪300 pH 7 6.5 6 6.5 6.5 8 Cl-/mg/L 1254 28189 23799 60101 74133 36062.5 CO32-/mg/L / / / / / 71.74 HCO3-/mg/L 182 258 108 164 236 135.4 Ca2+/mg/L 429 10637 1719 974 25791 11418.7 Mg2+/mg/L 61 236 382 709 104 138.4 SO42-/mg/L 5435 2013 206 1016 3434 86.9 Na+/K+/mg/L 2877 6696 12883 37090 20141 10283 总矿化度/g/L10.24 48.03 39.1 100.1 124.9 58.6 水型Na2SO4CaCl2CaCl2CaCl2CaCl2CaCl21. 外排水量大随着油田进入开发后期，采出液含水率将逐年上升，由此造成了污水量增加，注水难度增大，再加上低渗透区块和特殊开采工艺（注蒸汽开采）无法实施污水回注，利用清水配注聚合物的“三次采油”影响了污水回注，采油污水及其污染物排放量总体上呈逐年增加的趋势。

2. 水温高采油污水和洗井水来源于地层深处，水温非常高，通常在40～70℃。

由于水量大，在地面停留时间短，经污水站处理后的水温仍然在35～65℃之间。

3. 矿化度高长庆油田采出水总矿化度高达8×l04～14×l04mg/L，最高可达30×l04mg/L；延长油田采出水总矿化度为2×l04～10×l04mg/L；最高达20×l04mg/L。

4. 油、水密度差值小有些油田稠油密度非常大相对密度为0.9884，与污水的密度相差很小，由此造成水中油难以上浮，油、水分离困难。

5. 有机物含量高、种类多油田采出水中本身含有多种有机物，如挥发酚、硫化物、石油类等。

为保证油水分离，防止腐蚀、结垢，采出水中添加了大量化学药剂，造成采出水成分非常复杂。

6. 细菌含量高在适宜的条件下，大多数细菌在污水系统中都可以生长繁殖，其中危害性最大的为硫酸盐还原菌（SRB）、粘泥形成菌（也称腐生菌或细菌总数，TGB）以及铁细菌（FB）。

（四）原水中的主要污染物未经任何处理的含油污水称为含油污水原水，简称原水，其中所含污染物的性质、种类与原油油质、油层性质等因素密切相关，属含固体杂质、液体杂质、溶解气体和溶解盐类的较为复杂的多相体系。

（五）采油污水的危害1. 较高的油藏伤害性细菌大量繁殖会造成地层的严重堵塞。

油层伤害是指油层渗透能力因某种原因造成了人们不期望的下降。

油层伤害有机械颗粒伤害，粘土膨胀伤害，油水乳化伤害，石蜡、胶质、沥青、树脂沉积伤害，化学结垢沉淀伤害，油水界面张力（毛管力）变化伤害，岩石润湿性变化伤害，生物细菌堵塞伤害等。

防止油层伤害最基本的方法是做入井流体与油层、原油、油层水配伍性试验，避免油层发生不期望的变化；作业压井液的密度要选择适当，避免漏入大量压井液，伤害油层。

2. 较强的腐蚀性矿化度高的水电导率高，加速电化学反应，使腐蚀速度加快。

另外这些采油废水中还溶解了一些气体，如氧气、硫化氢、二氧化碳等，其中氧气是很强的氧化剂，容易造成电化学腐蚀，酸性气体和氧气共同作用会使腐蚀速度成倍增长；且油田采出水中含有丰富的有机物，又有适宜的水温，是硫酸盐还原茵（SRB）、腐生菌（TGB）繁殖的场所。

大部分采出水中细菌含量为102～104个／ml，有的高达108个／ml。

细菌大量繁殖也会腐蚀管线，见图1和2可知其腐蚀的严重性。

图1 腐蚀穿孔的注水管图2 注水系统中的腐蚀性测试挂片（棒）3. 一定的结垢性高矿化度废水中还含有大量的HCO3－、Ca2＋、Mg2＋、Ba2＋等离子，当水温、水压或pH 值发生变化时，极容易产生碳酸盐沉淀；当Ba2＋与SO42－相结合时，会产生硫酸盐沉淀，影响生产。

（五）采油污水污染、回注及处理现状目前，各油田的采油污水基本上进行联合调度，先回注地层，只有当不能回注时，才进行外排处理。

二、油田注水水质指标（1）悬浮物悬浮物（固体）通常是指在水中不溶解而又存在于水中不能通过过滤器的物质。

在测定其含量时，由于所用的过滤器的孔径不同，对测定的结果影响很大。

标准规定：油田注水中的悬浮固体是指采用平均孔径0.45um 的纤维素脂微孔膜过滤、经汽油或石油醚溶剂洗去原油后，膜上不溶于油、水的物质。

悬浮物（固体）的含量以及粒径大小与注入水的注入性密切相关。

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。

不同的储层，对注水水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小要求也不同。

悬浮物颗粒直径和储层喉道直径成什么比例才能使水顺利注入储层，报道说法不一。

通常认为：悬浮物颗粒直径小于储层孔隙喉道直径的l/10，没有堵塞作用；在l/l0～1/3时对地层堵塞最大；如果大于l／3时，在注水井井壁表面造成堵塞、但容易解堵。

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、处理成本也就大大增加。

所以，注入水中悬浮物（同体）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虑。

（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。

（3）平均腐蚀率注水开发过程是一个庞大的系统工程，涉及到的金属材质的设备、管网、油套管等数量众多，投资巨大。

所以，注入水的腐蚀性直接影响着油田注水生产的正常运行和运行成本。

国内外注水开发油田实践表明。

减缓注入水的腐蚀性，对于提高油田注水开发的经济效益意义重大。

影响注入水腐蚀性的因素较多。

如溶解氧、二氧化碳、硫化氢、细菌、pH 值以及水温等。

见表3（4）溶解氧在油田产出水中本来仅含微量的，但在后来的处理过程中，与空气接触而含氧。

浅井中的清水、地表水含有较高的溶解氧。

油田水中的溶解氧在浓度小于0.1mg/L 时就能引起碳钢的腐蚀。

室温下，在纯水中碳钢的腐蚀速率小于0.04 mm/a ；如果水被空气中的氧饱和后，腐蚀速率增加很快、其初始腐蚀速率可达0.45mm/a氧气在水中的溶解度是压力、温度及含盐量的函数，氧气在盐水中的溶解度小于在淡水中的溶解度。

然而，在含盐量较高的水中溶解氧对碳钢的腐蚀将出现局部腐蚀，腐蚀速率可高达 3～5mm/a 。

（5）二氧化碳在大多数天然水中都含有溶解的CO 2气体。

油田采出水中CO 2主要来自三个方面：①由地层中地质化学过程产生；②为提高原油采收率而注入CO 2气体；③采出水中HCO 3-减压、升温分解.CO 2在水中的溶解度与压力、温度以及水的组成有关，压力增加溶解度增大，温度升高溶解度降低。

当水中有游离CO 2存在时，水呈弱酸性。

CO 2分压及温度对水的pH 值都有影响。

相同温度下，CO 2分压越大水的 pH 值越低；同一压力下，温度越低水的pH 值也越低。

游离CO 2在水中产生的弱酸性反应为：-++→+322HCO H O H CO 。

从腐蚀电化学的观点看，游离CO 2腐蚀就是含有酸性物质引起的氢去极化腐蚀。

当温度升高时、碳酸电离度增大，腐蚀速度增加，CO 2分压增大，腐蚀速度也增大当水中同时含有O 2和CO 2时，由于CO 2使水呈酸性，破坏氧化产物所形成的保护膜，此时，钢材的腐蚀就更加严重，这种腐蚀的特征是金属表面没有腐蚀产物，腐蚀速度很快。

（6）硫化氢硫化氢在常温常压下是一种较易溶于水的气体。

在油田水中往往含有硫化氢，它一方面来自含硫油田伴生气在水中的溶解， 另一方面来自硫酸盐还原菌分解。

含硫化氢的水具有一定的腐蚀性，而含硫化氢的盐水腐蚀性更强。

硫化氢的腐蚀产物为硫化亚铁，其溶度积很小，是一类难溶沉淀物，有大量悬浮的硫化亚铁的水称为“黑水”。

（7）细菌在适宜的条件下，大多数细菌在污水系统中都可以生长繁殖，其中危害最大的为硫酸盐还原菌（SRB ）、粘泥形成菌（也称腐生菌或细菌总数）以及铁细菌。

1）硫酸盐还原菌硫酸盐还原菌是一类在厌氧条件下能将硫酸盐还原成硫化物的细菌。

硫酸盐还原菌生长的pH 值范围很广，一般为5.5～9.0，最佳为7.0～7.5。

该细菌的生长温度随品种而异、分中温及高温两种。

中温型的为20～40 ℃，最适宜的温度为25～35℃，高于45 ℃停止生长。

绝大多数注水开发的油田集输系统中均存在硫酸盐还原菌（SRB ），硫酸盐还原菌的繁殖可使系统H 2S 含量增加，腐蚀产物中有黑色的 FeS 等存在，导致水质明显恶化，水变黑、发臭，不仅使设备、 管道遭受严重腐蚀，而且还可能把杂质引入油品中， 使其性能变差。

同时，FeS 、Fe （OH ）3等腐蚀产物还会与水中成垢离子共同沉积成污垢而造成堵塞，此外、硫酸盐还原菌菌体聚集物和腐蚀产物随注水进入地层还可能引起地层堵塞。

造成注水压力上升，注水量减少，直接影响原油产量。

2）粘泥形成 （腐生菌）在某些特定环境下、很多细菌都可以形成黏膜附着在设备或管线内壁上，也有些悬浮在水中，凡是能够形成黏膜的细菌我们都称为粘泥形成菌。

该菌类为好气菌，国内习惯叫腐生菌。

一般认为腐生菌总数低于104个/ml 不会引起大的问题。

大多数污水系统中都能满足该菌类对温度及营养的要求，因此出现这类菌的现象很普遍。