刘晨
（大庆油田有限责任公司第一采油厂试验大队实验中心 163000）
摘要：近年来，油田开采中污水含量逐年上升，怎样将含油污水进行有效处理后回注成为相关工作人员主要工作方向。在具体工作中，需要首先了解回注水水质波动的原因，才能有针对性的采取措施进行改进。基于此，本文重点探究油田回注水水质波动原因分析及改进措施。
关键词：油田；回注水；水质波动；原因；改进措施
现阶段在进行低渗透油田开采时，对于含油污水进行回注仍然是主要的工作，能够有效降低污水外排，保证油田产率。常见的回注水有原油脱出水、钻井污水、站内其它类型含油污水等，将其进行处理后回注，不仅对地下水亏空有显著的帮助，还能驱油。油田回注水大多有着极为复杂的成分，且会受到外界多种因素影响，水质较容易出现波动现象，出现腐蚀结垢等，蕴含大量的悬浮物与乳化油。而长期不合格的水质注入不仅会对地层造成伤害，还会降低原油开采率，影响油田开发，因此，分析油田回注水水质波动原因尤为关键。本文以大庆油田某污水处理站为例，分析水质波动原因并提出改进措施。
一、实验准备工作
样本选取：大庆油田各节点回注水。
实验仪器与设备：pH测试仪、超纯水器、紫外可见分光光度计、鼓风干燥箱、电子天平、循环水式多用真空泵、混合纤维微孔滤膜、各种玻璃仪器、原子吸收分光光度计等。
二、实验方法
采用紫外分光光度法对含油量进行测定；采用微孔滤膜过滤法对回注水中的悬浮物含量进行检测；采用碘量法对硫化物含量进行检测；按照《SY/T 5329-1994碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》对细菌与各离子含量进行检测。
三、结果
1、回注水水质物理性状
位于不同节点的回注水，其水质各不相同。表1显示的是各节点回注水物理性状，按照回注水工艺流程顺序进行汇总。可以看出，在所有节点中，水质颜色最深的是“油岗来水”和“单井”，其次则是“二沉后”、“注水站前后”，均为浑浊，在“二滤后”、“外输”则较为清澈。悬浮物形态呈现与水质颜色变化规律相近，颜色越深，数量越大。水温则按照回注水工艺流程顺序变化呈现出逐渐降低趋势；气味均为臭鸡蛋气味，主要是含有硫化氢气体，且在“油岗来水”中气味最重。
表1 各节点回注水物理性状
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2、各节点水质细菌含量
油田回注水中常见的细菌有硫酸还原菌、铁细菌、腐生菌三种，对各节点进行细菌含量检测结果见表2，可以看出，三种细菌含量均较高的是“油岗来水”，在经过回注水相关处理措施后，除了硫酸还原菌仍旧高于标准之外，铁细菌、腐生菌含量均以达标，表明水质合格。如果水中含有较多的硫酸还原菌，会使得水中的高价硫被还原，形成硫化物或单质硫，而硫化物则是水质出现臭鸡蛋气味的主要原因。研究还发现，回注水硫化物含量与硫酸还原菌变化情况基本一致，可见该细菌是形成硫化物的主要原因。
硫酸还原菌的形成对油田开采有十分不良的影响，但是大多的回注水水质有十分益于该细菌生长，形成大量硫化物，出现沉淀现象，对管线造成腐蚀，严重危害油田，影响回注水开发效果。除此之外，在经过注水站后，腐生菌与铁细菌的含量有所升高，表明从“外输”到“单井”之间的输水管线有利于这两种细菌的生长。
表2 各节点回注水细菌含量
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3、各节点回注水成垢预测
实验发现，大庆油田中的主要回注污水是NaHCO3，矿化度大约为每升6000毫克，且其中含有Ca2+、Mg2+，会有形成CaCO3的可能，在受到外界因素影响，像是温度、含盐量、pH值以及二氧化碳分压等，结成污垢。对各节点回注水成垢倾向进行研究数据见表3。当输水管线出现结垢现象后，管内表面会凹凸不平，很容易附着其他物质，像是油物、悬浮物、细菌，从而对水质造成污染。如果长时间没有处理结垢，还会影响到回注水处理设备，影响处理进程。
表3 各节点回注水成垢倾向（mg/L）
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四、结论
通过实验结果分析可得，回注水中会出现大量的悬浮物，大多是水中本身所蕴含的油物、细菌等，与管线壁污垢、尘土等无机颗粒融合形成，其原因主要有以下几点：第一，水中有较高的含油量，使得处理系统承受较高的压力，密度较小的油很容易与水中的其他杂质相融合，并在管线壁面上附着，导致水质受到污染；第二，回注水的酸碱度与温度均适宜细菌的繁殖与生长，从而产生大量的硫化物，对管线造成腐蚀，还会与腐蚀物融合形成新的悬浮物，与水流一同运输，造成水质污染；第三，在回注水的处理工程中，会对水造成不同程度的压力，其温度也会随之发生变化，这些因素均会对原本水中所蕴含物质的形态造成影响，破坏原本的平衡。而在反复的冲洗处理过程中，管壁内的残留物质会随着冲洗重新溶解，在水经过时进入管道，造成水质污染。
针对以上问题，首先需要解决的就是水含油量超标的问题，减少悬浮物形成，并最大程度降低悬浮物数量，从而减小处理系统压力；其次，对水中的细菌与硫化物也要及时清除，一般会采用紫外线照射的方式，或是直接加入杀菌剂对细菌进行消杀，定期对管线及罐体进行冲洗，以尽可能规避水质污染发生。
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