油田水分析方法
油田水质分析资料
油田水质分析资料引言：油田水质分析是研究油田开发过程中地下水和地表水的污染物含量及其对环境的影响的重要工作，对于油田环境保护和水资源管理具有重要意义。
本文将对油田水质分析的方法和技术、常见的污染物以及其对环境的影响进行介绍。
一、油田水质分析的方法和技术1.取样方法：油田水质分析中常采用现场采样和室内采样相结合的方法。
现场采样时，可以使用自动取水器或手动取样器取水。
采样时要注意保持水样的原始状态，避免暴露于空气中，以免引起氧化反应或细菌污染。
2.水样保存：采样结束后，应将水样及时放置在冰箱中冷藏保存，以防止污染物的降解和细菌的繁殖。
同时，还要避免阳光直射和温度过高，以免影响水质分析的结果。
3.分析方法：油田水质分析常用的分析方法包括物理分析、化学分析和生物学分析。
物理分析主要通过对水样的温度、浊度、颜色、浓度等指标的测定来评估水质；化学分析通过对水样中各种化学物质的含量进行测定，如COD、BOD、重金属离子等；生物学分析则主要通过对水样中生物指标的测定来评估水质，如细菌总数、藻类数量等。
4.仪器设备：油田水质分析常用的仪器设备包括光谱仪、离子色谱仪、气相色谱仪、原子吸收光谱仪等。
这些仪器设备可以对不同的污染物进行准确、快速的测定，有助于提高水质分析的精度和效率。
二、常见的污染物及其对环境的影响1.石油及其衍生物：油田开发过程中，石油及其衍生物可能会从井口溢漏或泄漏，导致地下水和地表水的污染。
石油及其衍生物对水体的主要影响包括溶解氧的降低、水体中重金属离子的溶解度的增加、水体表面张力的降低等，从而导致水体的富营养化，影响水生态系统的平衡。
2.化学制剂和添加剂：油田开发过程中，常使用多种化学制剂和添加剂来处理水质问题。
这些化学物质可能会残留在油田水中，对水体生态系统造成潜在风险，如苯、甲醇等有机物和重金属离子等。
3.高盐水：油田开发过程中，常需要注入大量的水来替代从油井中提取的石油。
这些注入水中的盐分可能会超出地表水的承载能力，导致水体盐度升高，影响水生态系统的平衡，严重时可能导致土壤盐渍化。
第一节 油田水分析评价指标
第一节油田水分析评价指标油田水系统水质复杂，涉及到一般天然江河水、地下水、咸水和盐水。
油田采出水中除了一般杂质外，还含有石油类有机物以及开发生产时投加的各种化学药剂。
准确地测定油田水系统的性质，对于油田注水开发、防止对油层的伤害、研究油田生产中的腐蚀结垢以及研究油田污水处理保护环境都有十分重要的意义。
一、有机化学指标1.溶解氧（Dissolved oxygen，简称DO）溶解氧指溶解在水中的分子态氧（O2），简称DO。
水中溶解氧的含量与大气压、水温及含盐量等因素有关。
大气压力下降、水温升高、含盐量增加，都会导致溶解氧含量减低。
溶解氧是表示水污染状态的重要指标之一。
2.化学需氧量（Chemical oxygen demand ，简称COD）化学需氧量是指以重铬酸钾（K2Cr2O7）或高锰酸钾（KMnO4）为氧化剂，氧化水中的还原性物质所消耗氧化剂的量，结果折算成氧的量（以mg/L计）。
水中还原性物质包括有机物和亚硝酸盐、硫化物、亚铁盐等无机物。
化学需氧量反应了水中受还原性物质污染的程度。
基于水体被有机物污染是很普遍的现象，该指标也作为有机物相对含量的综合指标之一，在与水质有关的各种法令中均采用它作为控制项目。
在油田水测定中采用以酸性重铬酸钾法测得的COD值（简称CODCr）。
3.生化需氧量（Biochemical oxygen demand，简称BOD）生化需氧量是指在有溶解氧的条件下，好氧微生物在分解水中有机物的生物化学氧化过程中所消耗的溶解氧量。
同时亦包括如硫化物、亚铁等还原性无机物质氧化所消耗的氧量，但这部分通常占很小比例。
有机物在微生物作用下好氧分解大体上分为两个阶段。
1）含碳物质氧化阶段，主要是含碳有机物氧化为二氧化碳和水；2）硝化阶段，主要是含氮有机化合物在硝化菌的作用下分解为亚硝酸盐和硝酸盐。
约在5-7日后才显著进行。
故目前常用的20℃五天培养法（BOD5法）测定BOD值一般不包括硝化阶段。
油田水分析方法
（一）油田水质常规分析通过水质检验，可以分析出三元复合驱采出液的主要成分。
因此，对三元复合驱采出液中水进行pH 、阴离子含量、阳离子含量和聚丙烯酰胺含量进行测定。
1、三元采出液水中阳离子的测定原子吸收分光光度法测定阳离子含量原子吸收光谱法原理。
原子吸收光谱法又称原子吸收分光光度法，利用气态基态原子对于同一种原子发射出来的特征光谱辐射具有吸收能力的原理。
原子或者离子外层电子吸收特定波长的光后会发生能级跃迁。
又因为不同原子或者离子的不同的电子跃迁所吸收光的波长不同，所以发射光经过分光以后形成的单色光如果被吸收，则溶液中含有特定的原子或者离子。
吸收的强度可以用来标定溶液的浓度。
原子吸收分光光度法测定阳离子浓度。
配制不同浓度的标准溶液，在原子特征吸收光谱下，根据标准溶液的吸光度值绘制浓度——吸光度标准曲线。
测量液样中相应离子的吸光度，在标准曲线上查得相应离子浓度。
2、三元采出液水中阴离子的测定滴定法测定水中阴离子的含量。
（1）氯离子含量测定。
基本原理：在pH 值为6.0-8.5的介质中，硝酸银离子与氯离子反应生成白色沉淀。
过量的银离子与铬酸钾指示剂生成砖红色铬酸银沉淀，根据硝酸银离子的消耗量计算氯离子含量。
测定方法：用大肚移液管取定体积水样于三角瓶中，加水至总体积为50-60mL ，用硝酸溶液(φHNO 3=50%)调节试样pH 值至6.0-8.5，加1mL 铬酸钾指试剂。
用硝酸银标准溶液滴至生成淡砖红色悬浮物为终点。
用同样的方法做空白实验。
计算氯离子含量公式如下：301-10)/(cl ⨯-=V V V C L mmol C ）（硝硝硝301-1035.45)/(cl ⨯⨯-=V V V C L mg ）（硝硝硝ρ式中：C 硝——硝酸银标准溶液的浓度，mol/L ；V1硝——硝酸银标准溶液的消耗量，mL；V0硝——空白试验时，硝酸银标准溶液的消耗量，mL；V——样品体积(原水水样)，mL；35.45——与1.00mL硝酸银标准溶液(CAgNO3=1.000mol/L)完全反应所需要的氯离子的质量，mg。
油田注水水质指标及分析方法研究论述
油田注水水质指标及分析方法研究论述作者：刘江来源：《中国科技博览》2018年第02期[摘要]本文首先分析了油田注水水质指标，对悬浮固体含量、含油量、粒径中值、坑蚀和均匀腐蚀、细菌指标以及技术的经济分析等多方面的内容进行了详细的阐述，然后总结了油田注水水质检测技术，提供了不同物质进行检测的不同技术标准，旨在为进行油田注水水质的检测工作提供技术支撑，提高油田注水水质质量，促进整个油田生产产业的发展。
[关键词]油田注水；水质；测定技术中图分类号：S463 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）02-0210-01一、油田注水水质指标（一）悬浮固体含量悬浮固体含量的数值在考虑水中固体物质和乳化状态的小油滴对地层的堵塞产生一定的作用的情况下，可以用0.45？m滤膜截留物来表示，主要表示的是地层因为油田注水导致的危害。
（二）含油量利用氯仿这种物质，对滤膜的截留物进行冲洗，最后会留下有机物，这些有机物主要包括乳化油、胶质沥青以及蜡，并且这些物质会导致地层堵塞，但是这些含油量没有将可以溶解的油和可以透过0.45μm滤膜的油，这一数据是进行分析地层堵塞原因的重要条件，但是通过这种方法给出的数值比较低，即得到的水中含油量比较低，相对比较低是相对于GB/T16488-1996和ASTMD3921-2003两种方法所得到的的水中含油量而言，还有一种方法是通过溶剂萃取水测定油的方法进行分析，这种方法最主要的是对水被石油类物质污染的考察。
（三）粒径中值进行水中悬浮固体颗粒直径分布的测定工作时，在进行测定工作开展前，不能将水中的乳化油、胶质沥青以及蜡分离，这些物质应该被包含在最终的测定的数值中，但是因为粒径中值的测定方法不是太完善，所以进行颗粒粒径指标的衡量时可以采用体积平均直径，还有一种表示方式是用所测的水体积中含有的SS的总体积来表示，这两个指标的测试工作不会受仪器变化的影响。
（四）坑蚀和均匀腐蚀水中SS的去除工作级含油量的去除工作时的方式不同于坑蚀和均匀腐蚀在注水处理过程中的控制工艺，坑蚀和均匀腐蚀在注水处理过程中其控制工艺要求相对于较低，处理工艺比较简单，工程投入量较小，同时需要加缓蚀剂或者开展腐蚀的控制工作来控制腐蚀的速度，所以各种指标分级所用到的平均腐蚀率只需要用到一个0.076mm/a，根据这种情况，坑蚀情况的要求也不需要用到分级标准，坑蚀速率可以利用测定时间内的蚀坑最大深度除以测定时间得到。
大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析
ICSQ/SY DQ0605-2006代替Q/SY DQ0605-2000大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法Indexes and analytical method of injected water quality in reservoir water flooding in daqing oil field2006-05-30 发布2006-06-30 实施中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司发布中国石油天然气股份有限公司企业标准大庆油田有限责任公司前言本标准代替Q/SY DQ0605-2000《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》。
本标准与Q/SY DQ0605-2000相比主要变化如下：——修改了Q/SY DQ0605-2000中不含聚合物注入水水质控制指标；——修改了Q/SY DQ0605-2000中含聚合物注入水水质控制指标。
本标准内有关信息是保密的，其版权属于大庆油田有限责任公司（以下简称油田公司）所有。
未经油田公司质量安全环保部的许可，该标准的任何一部分均不得泄露给第三方，或复制、或储存于可检索系统，也不允许以任何形式或任何方法（电、机械复制、抄录）传播……。
标准使用的管理权属油田公司，用户分两类：a) 油田公司和所属单位在其管理、科研、生产和经营活动中有权使用本标准；b）承包商/分包商、制造厂/供方，以上述第一类组织的名义，为达到下述目的也可被授权使用本标准：——为项目做准备或被授权使用本标准；——确实为这些组织执行任务。
本标准的提供程序是在获得充分的保密保证后才予以提供，并且是永不更改的须知程序，被授权使用本标准的单位，有责任安全保管并保证标准不被用于油田公司之外的目的。
油田公司将寻访这些组织，以确认他们是如何执行这些要求的。
本标准由大庆油田有限责任公司开发部提出。
本标准由大庆油田有限责任公司批准。
本标准由大庆油田有限责任公司开发地质专业标准化技术委员会归口。
油田水矿化度分析(六项离子分析)2015培训
油田水矿化度分析------六项离子分析1、油井含水情况分析注水开发油田，或油层有底水时，油井生产一段时间后就会出水，油井见水后，要做好以下几方面的分析工作。
（1）分析水源。
油井中的水一般包括两类，即地层水和注入水，判断方法如下：①油层有底水时，可能是油水界面上升或水锥造成。
②离边水近时，可能是边水推进或者是边水舌进造成。
这种情况通常在边水比较活跃或油田靠弹性驱动开采的情况下出现。
③水层窜通，夹层水或上下高压水层，由于套管外或地层因素引起的水层和油层窜通。
④注水开发油田，可能是注入水推至该井。
⑤油井距边水、注入水都较近时，总矿化度长期稳定不变是边水，总矿化度逐渐降低是注入水。
⑥油井投产即见水，可能是误射水层，也可能是油层本身含水（如同层水或主要水淹层）。
（2）分析主要见水层。
（3）含水率变化分析。
2、原油中为什么会含水：原油中水分进入，主要有以下三种途径。
第一种是：油层中原始原油本身就含有水。
第二种是：为了保持油层压力，向油层内注入的水。
第三种是：原油在贮存和运输中受气温的变化，石油容器罐内交替排出气体或吸入空气，由于空气的不断吸入，水蒸气不断进入，使原油中的水分子增加等原因。
油井见水是指采出液中由刚开始的纯油变为油水混合了，指采出液出现水的那一时刻，但含水率不一定多高。
水淹指从注水井到生产井形成了一个注水通道，注入的水全部顺这个通道流到生产井，生产井采出液绝大部分或全部都是水。
3、原油化验含水的目的意义（1）原油化验含水的目的是为了计算纯油量，给地质人员提供资料，以采取有效措施保证原油生产。
（2）根据油层连通情况，结合原油含水资料，可判断来水方向，进一步了解地下情况，控制和改造地层。
4、油样中的水有几种方式存在？油样中的水有四种方式存在：包括游离水、悬浮水、乳化水和溶解水。
其中，游离水是指用倾斜方法就能分离出来的水；悬浮水是指一微小的颗滴散碎在原油中成机械混合的水；乳化水是指油和水均匀地乳化在一起的水；溶解水是指根据水在原油中溶解的能力而溶解在原油里的水，其数值甚小。
油田注水水质检测与分析
第一篇：水质检测第一章：碎屑岩油藏注水水质推荐指标第一节：注水水质的基本要求在油田注水中水质必须符合以下几方面的要求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、当采用二种水源进行混合注水时，应首先进行室内实验，证实二种水的配伍性好，对油层无伤害才可注入。
6、评价注水水源，确定注水水质应按第二篇，第二章的要求进行。
第二节：推荐水质主要控制指标推荐水质主要控制指标见下表注：1、1≤n≤10。
2、清水水质指标中去掉含油量。
第三节：注水水质辅助性指标注水水质辅助性指标，包括溶解氧、硫化氢、侵蚀性二氧化碳、铁、ＰＨ值等。
规定注水水质辅助性指标主要是由于以下几方面的原因。
1、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。
2、采出水中溶解氧浓度最好是小于0.05mg/L，不能超过0.10mg/L。
清水中的溶解氧要小于0.50 mg/L。
3、侵蚀性二氧化碳含量等于CaCO3达到溶解平衡所需的量时此水稳定；大于溶解平衡所需的量时此水可溶解碳酸钙并对注水设施有腐蚀作用；小于溶解平衡所需的量时有碳酸盐沉淀出现。
4、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。
5、水的ＰＨ值应控制到7±0.5为宜。
6、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。
第四节：标准分级及使用说明1、从油层的地质条件出发，将水质指标按渗透率小于0.1、0.1~0.6、大于0.6um2分为三类。
由于目前水处理站的工艺条件和技术水平有差异，对标准的实施有困难，所以又将每类标准分３级要求。
大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析报告
ICSQ/SY DQ0605-2006代替Q/SY DQ0605-2000大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法Indexes and analytical method of injected water quality in reservoir water flooding in daqing oil field中国石油天然气股份有限公司企业标准大庆油田有限责任公司2006-05-30 发布2006-06-30 实施中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司发布前言本标准代替Q/SY DQ0605-2000《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》。
本标准与Q/SY DQ0605-2000相比主要变化如下：——修改了Q/SY DQ0605-2000中不含聚合物注入水水质控制指标；——修改了Q/SY DQ0605-2000中含聚合物注入水水质控制指标。
本标准内有关信息是保密的，其版权属于大庆油田有限责任公司（以下简称油田公司）所有。
未经油田公司质量安全环保部的许可，该标准的任何一部分均不得泄露给第三方，或复制、或储存于可检索系统，也不允许以任何形式或任何方法（电、机械复制、抄录）传播……。
标准使用的管理权属油田公司，用户分两类：a) 油田公司和所属单位在其管理、科研、生产和经营活动中有权使用本标准；b）承包商/分包商、制造厂/供方，以上述第一类组织的名义，为达到下述目的也可被授权使用本标准：——为项目做准备或被授权使用本标准；——确实为这些组织执行任务。
本标准的提供程序是在获得充分的保密保证后才予以提供，并且是永不更改的须知程序，被授权使用本标准的单位，有责任安全保管并保证标准不被用于油田公司之外的目的。
油田公司将寻访这些组织，以确认他们是如何执行这些要求的。
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（一）油田水质常规分析
通过水质检验，可以分析出三元复合驱采出液的主要成分。
因此，对三元复合驱采出液中水进行pH 、阴离子含量、阳离子含量和聚丙烯酰胺含量进行测定。
1、三元采出液水中阳离子的测定
原子吸收分光光度法测定阳离子含量
原子吸收光谱法原理。
原子吸收光谱法又称原子吸收分光光度法，利用气态基态原子对于同一种原子发射出来的特征光谱辐射具有吸收能力的原理。
原子或者离子外层电子吸收特定波长的光后会发生能级跃迁。
又因为不同原子或者离子的不同的电子跃迁所吸收光的波长不同，所以发射光经过分光以后形成的单色光如果被吸收，则溶液中含有特定的原子或者离子。
吸收的强度可以用来标定溶液的浓度。
原子吸收分光光度法测定阳离子浓度。
配制不同浓度的标准溶液，在原子特征吸收光谱下，根据标准溶液的吸光度值绘制浓度——吸光度标准曲线。
测量液样中相应离子的吸光度，在标准曲线上查得相应离子浓度。
2、三元采出液水中阴离子的测定
滴定法测定水中阴离子的含量。
（1）氯离子含量测定。
基本原理：在pH 值为6.0-8.5的介质中，硝酸银离子与氯离子反应生成白色沉淀。
过量的银离子与铬酸钾指示剂生成砖红色铬酸银沉淀，根据硝酸银离子的消耗量计算氯离子含量。
测定方法：用大肚移液管取定体积水样于三角瓶中，加水至总体积为50-60mL ，用硝酸溶液(φHNO 3=50%)调节试样pH 值至6.0-8.5，加1mL 铬酸钾指试剂。
用硝酸银标准溶液滴至生成淡砖红色悬浮物为终点。
用同样的方法做空白实验。
计算氯离子含量公式如下：
301-10)/(cl ⨯-=V V V C L mmol C ）（硝硝硝
301-1035.45
)/(cl ⨯⨯-=V V V C L mg ）（硝硝硝ρ
式中：C 硝——硝酸银标准溶液的浓度，mol/L ；
V1硝——硝酸银标准溶液的消耗量，mL；
V0硝——空白试验时，硝酸银标准溶液的消耗量，mL；
V——样品体积(原水水样)，mL；
35.45——与1.00mL硝酸银标准溶液(CAgNO3=1.000mol/L)完全反应所需要的氯离子的质量，mg。
（2）碳酸根、碳酸氢根、氢氧根离子含量测定。
基本原理：用盐酸标准溶液滴定水样，依次用酚酞和甲基橙溶液为指示剂，用两次滴定所消耗盐酸标准溶液的体积，计算碳酸根、碳酸氢根和氢氧根离子的含量。
测定方法：用大肚移液管取50g水样于三角瓶中，加2-3滴酚酞指示剂。
若水样出现红色，则用盐酸标准溶液滴至红色刚消失，所消耗的盐酸标准溶液的体积(mL)记作V l盐。
再加3-4滴甲基橙指示剂，水样呈黄色，则继续用盐酸标准溶液滴至溶液由黄色突变为橙红色，所消耗的盐酸标准溶液的体积(mL)，记作V2盐。
若加酚酞指示剂后水样呈无色，则继续加甲基橙指示剂至水样呈黄色，用盐酸标准溶液滴定至橙红色为终点。
3、三元采出液水中聚合物含量的测定
实验室内采用淀粉-碘化镉法测定水中聚丙烯酰胺的浓度。
基本原理：聚丙烯酰胺的降解效果采用酰胺基的去除表示，酰胺基的测定采用淀粉-碘化镉比色法。
采用淀粉-碘化镉比色法测定HPAM浓度，分析实验体系的HPAM的含量。
该方法是利用霍夫曼重排的第一步反应，用溴与酰胺基作用生成N-溴代酰胺，多余的溴用还原剂掩蔽剂除去。
生成的N-溴代酰胺水解产生次溴酸，相互间能保持平衡，次溴酸能定量的将碘离子氧化成碘，碘遇淀粉变蓝，根据420nm下的吸光度进行定量分析。
测定方法：
（1）相关药品溶液的配制：
聚丙烯酰胺溶液：称取0.2g部分水解HPAM粉末在搅拌情况下加入800mL 蒸馏水中，待完全溶解后移入1000mL容量瓶中，用蒸馏水稀释至刻度。
缓冲溶液：称取25g三水合醋酸钠溶于800mL的蒸馏水中，加入0.5g水合硫酸铝，用冰醋酸调节pH值至 4.0，倒入1000mL容量瓶中，稀释至刻度备用。
淀粉-碘化镉试剂：称取11g碘化镉溶于400mL蒸馏水中，加热煮沸10min
后稀释至800mL，在加入 2.5g可溶性淀粉，煮沸2min，用滤纸过滤，倒入1000mL容量瓶中，稀释至刻度备用。
还原-掩蔽剂：称取良好未变质的七水合硫酸亚铁40g和氟化氢铵40g，溶于1000mL的蒸馏水中，转入洁净塑料瓶中备用（配10g比例，保质期6-7天）。
（2）聚丙烯酰胺浓度的测定：配制100mg/L聚丙烯酰胺标准溶液，取10个25mL比色管，加入缓冲溶液 2.5mL，并依次加入0、0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0、5.0mL的标准溶液，用蒸馏水分别稀释至10mL刻度线，混匀后加入2mL3%的溴水，反应8min后加入2.5mL澄清的还原-掩蔽剂，反应2min后加入5mL淀粉-碘化镉试剂，用蒸馏水稀释至刻度，6min后用722型光栅分光光度计，以空气作参比，（1cm）比色皿在波长420nm处测定吸光度，记录并读数。