注水开发过程中水质二次污染原因及解决方法

武伟男

摘 要：本文通过对注水开发过程中二次污染问题的研究，经检测水体中悬浮固体及各种离子、细菌，发现造成二次污染的主要原因是钙镁结垢、管线腐蚀和细菌滋生等。分析了造成二次污染的物质组成以及产生的过程，提出了相应的防护措施，即定期清理管线、投加杀菌剂和管线防腐的方法。

关键词：注水开发 二次污染 防护

中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）10（a）-0129-02

注水开发是目前油田开发的主要方式，大庆油田绝大部分区块均采用注水开发方式。经过净化处理后油田采出水或开采地下水利用高压泵回注地层弥补地层压力，同时携带油流出，提高采收率。为了保证注水的可持续性以及地层的可利用性，必须保证注水水质达标。由于各油田或区块油藏孔隙结构和喉道直径不同，其相应的渗透率也不相同，注入水水质不同。尽管各地区油田注水水质标准差异很大，但都要符合注水水质的基本要求[1]。本文以大庆某油田注水站为例，通过分析二次污染污染物成分及其变化规律，来确定相应的解决方法，为以后注水开发提供科学依据[2]。

1 注水开发二次污染原因分析

通过分析水样中金属离子、阴离子、细菌、pH、油含量及滤后悬浮固体成分，判断污染水样的组成成分。其中着重分析悬浮固体的成分，是因为悬浮固体是造成污染的主要物质。由于测定含油污水中悬浮固体采用滤膜过滤，而水中含有一定的油，会对测定结果产生干扰，通常采用过滤后用汽油（石油醚）清洗方式提高悬浮固体测定准确性。经测定结果得到，悬浮固体主要组成分为两部分，即有机物和无机物。有机物主要是油和细菌，无机物主要是可溶和不可溶成分，计算了悬浮固体中油含量、细菌含量、无机成分中酸溶物和酸不溶物含量，结果见图1。

从图中可见，在悬浮固体组成中，有机成分大约占了43%，无机成分大约占了57%，其中有45%可溶性成分，不溶性物质大约占了12%。同时通过扫描电镜检测悬浮固体具体成分，最终发现无机成分是造成悬浮固体增加的主要原因[3]，具体结果如下。

（1）钙镁离子沉积结垢。

对水中各离子含量进行了测定，采用饱和指数法对钙镁离子结垢趋势进行了预测。根据行标SY/T0600-1997推荐的方法，计算饱和指数SI，然后进行判断，数据分析：

其中：K为由水中离子强度u决定的修正值。u由下式计算得到：

u

为各离子浓度，mol/L；

为各离子价数。

为浓度（mol/L）负对数：

为溶液中总碱度负对数：

根据最后计算结果，若SI>0，有结垢趋势。对实验过程中测定的数据进行测算，结果见表1。从结果可见，样品中各个节点的SI指数均大于0，在1～2之间，说明具有形成碳酸钙的趋势，管线有结垢可能。

碳酸钙镁垢形成主要是水中的CO2（游离碳酸）严格地与CO32-中的CO2（固定碳酸）保持平衡，当温度升高或压力降低时，CO2即可从水中逸出，为使上述平衡得以保持，溶解在水中的Ca（HCO3）2开始分解[4]，即：

以补充水中的CO2（游离碳酸）。导致其反应发生主要条件是有以下几个：

当溶液中CO2度增加时，反应向左移动，CaCO3垢沉淀减少，相反，CO2浓度降低时，CaCO3和MgCO3垢沉淀增加。在两相系统中，由于溶液中的CO2浓度随系统的压力或气体中CO2浓度的增加而增加，因此系统压力降低或气体中CO2浓度降低时，CaCO3和MgCO3垢沉淀增加。温度升高，CaCO3和MgCO3溶解度减小，沉淀增加。在地面上不结垢的水，注入到井底后由于温度升高则有可能结垢；pH值较高时会产生更多的沉淀。而对于注水系统来说，污水经过高压泵注入地下，在管线流动过程中压力有所降低，导致CO2浓度降低时，CaCO3和MgCO3垢沉淀增加。

（2）腐蚀问题。

铁是影响悬浮固体含量的另一个因素，从电镜扫描结果可见，冲洗水中铁含量最高。其次是硅、铝、钡、钙、镁等成分，可见干线已经有了腐蚀，但是正常运行条件下悬浮固体中铁含量增加不明显，说明正常运行条件下腐蚀形成的铁不能被水流冲刷下来，形成了沉积[5]。

其次是铁细菌。也是一种好氧细菌，就算在含氧量小于0.5mg/L的系统中也能够生长，一般酸性环境对其发育有利。它造成的危害可以分为以下几个方面：第一，将水中的二价铁氧化成三价铁，形成颗粒性沉淀。第二，水中温度、pH、压力等变化也可造成腐蚀，使悬浮固体中铁含量升高。这就是铁含量增加的原因[6]。

（3）细菌和其他增量。

油田污水具有一定温度，pH接近中性，水中含油，有机物含量高，因此细菌容易滋生。

由于无法准确计算细菌重量，因此将其与其他未预见干扰放在一起比较，其对悬浮固体增量贡献为19.77%。导致悬浮固体增量各类物质含量如图2所示。

从图2中可见，悬浮固体增加量中贡献最大的为可溶性离子成分，其次油影响也较大，细菌增长也会导致悬浮固体含量升高。酸不溶物由于有沉积过程，移动缓慢，到达井口时间长，影响相对较小[7]。

2 二次污染控制方法研究

2.1 对于油和不溶性沉积物处理方法

油在管线中是一个累積过程，其在流动过程中从水中溢出移至管线上吸附在管线内壁上，在累积到一定程度后，在水力作用下表层油脱附下来重新进入管线，而在管线内壁上油层会越来越厚。随着冲洗时间的延长，到达井口的油和悬浮固体含量都在升高。说明冲洗干线能够在一定程度上解决管线二次污染问题[8]。

2.2 结垢问题对应的调控方法

对于水质结垢问题，通过化学和物理手段，对回注的污水进行离子的调控，以此达到改善注入水水质，降低出现大量盐类垢风险的目的。物理防垢技术就是利用超声波和电磁波作用于成垢晶核上，这些被声磁电作用过的垢的晶核在水中就将保持弥散或胶体的形式，在后继碰到管线表面时，也很难再长大形成垢。这种方法可以和注水泵、电动潜油泵以及油水聚集的管线处结合使用[9]。endprint

2.3 细菌的解决方法

目前检测结果显示，从注水站出口至注水井井口，由于水质适合细菌滋生，因此其细菌数量都有不同程度增加，细菌滋生增加管线腐蚀，导致悬浮固体含量增加，而细菌本身也是颗粒，也对悬浮固体增加具有贡献。在细菌增量中细菌总量增加明显，因此必须筛选光谱的杀菌剂，提高杀菌效果，同时提高杀菌剂在体系中的用量，保证其进入井口之前水中有一定的残值保证其在管线中效果[10]。

3 结论

（1）该区块存在水质二次污染问题，即随着处理后水在管线运移距离增加，水中悬浮固体含量在升高，水质二次污染明显，井口注水水质难以达标。（2）造成悬浮固体增加原因主要在于有机和无机成分含量增加，有机主要是重质油在水中的累积，细菌在水中生长；无机成分主要是可溶性钙镁离子发生化学反应导致生成不溶物，管线腐蚀导致铁含量增加形成铁物质沉积，酸不溶性物质在管线中逐步累积等。（3）建议采用定期清洗管线、投加高效杀菌剂以及防止管线腐蚀办法控制悬浮固体含量增加。

参考文献

[1] 杨建华，高才松，马新民，等.管线化学清洗硫化氢抑制剂的研究与应用[J].海洋石油，2003，23（4）：44-46.

[2] 吴红军，张铁锴，王寶辉，等.油田回注水水质恶化原因及机理分析[J].油气田地面工程，2005，24（1）：25-27.

[3] 李金林，齐建华，刘中民.国外油田采出水回注处理工程介绍[J].给水排水，2005，34（6）：52-55.

[4] 刘铁军，李秋燕，杜际平.浅谈油田回注水[J].浅谈油田回注水，2005，25（4）：209.

[5] 油田采出水处理设计手册[M].北京：中国石化出版社，2005.

[6] 何国健，杨旭.低渗透油田注水开发注水水质问题研究[J].能源与环境，2005（2）：45-47.

[7] 刘维震.关于油田注水水质标准及水质评价的探讨[J].石油工业技术督，2003，19（7）：3-6.

[8] 王春英，张瑞.工程机械的防腐蚀设计与工艺[J].建筑机械化，2009（9）：41-44.

[9] 何业东，李晓刚，黄伯云.材料腐蚀及防护[M].3版.长沙：中南大学出版社，2009：177-201.

[10] 叶康民.金属腐蚀及防护概论[M].3版.北京：高等教育出版社，1993：116-121.endprint