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摘要：水驱油藏开发，注水是关键。水质不合格会导致地层渗透率下降，最后水注不进、油采不出，管网腐蚀结垢。污水站设计水质为C3级，在油田开发初期取得较好的注水效果。近年来，油田实施大规模的细分层系开发综合调整.油田开发对象逐渐由中高渗为主向中低渗为主油层转移，根据油田一体化治理的总体布署安排，油田开发要求注水水质需提高到B2级标准，另外，污水在外输的过程中，水质的稳定性差，腐蚀、结垢严重，到达注水井口腐蚀速率超出标准近10倍。注水水质不达标，影响注水开发效果并造成注水成本增高。因此有必要尽快对污现有污水处理流程进行改造，水质达到油田一体化治理注水要求。
关键词：水驱油藏；注水水质；开发效果；流程改造；一体化治理
针对污水腐蚀速率高、水质不达标的现状，按油田一体化治理工作水质改造的目标，某污水站通过制定合理的治理工艺方案，采用“电化学预氧化+混凝沉降+过滤”工艺，治理后水质达到B2级，确保了污水站水质长期稳定，为水质达标奠定了坚实的基础，最大限度地满足了所在区块油田注水开发和长期稳产之需要。
1治理前水质概况
（1）污水水性分析
从污水站外输水离子分析表中可以看出，污水的矿化度、Cl-、HCO3-含量高，PH值低，污水腐蚀性强；Ca2+、Mg2+等成垢离子含量高，容易结垢；Fe2+含量高，易造成沿程水质不稳定。
（2）水质沿程变化状况
从表中检测的污水站来水及外输水沿程水质变化情况可以看出，污出站水水质达不到B2级标准，外输水至注水井口的悬浮物及平均腐蚀率发生了很大的变化，特别是腐蚀速率最高超出了标准近10倍，到注水井口水质已远远达不到B2级。
2存在问题
（1）原设计水质标准不满足油藏开发水质要求。某污水站2002年改造，设计水质是按照C3级设计，满足中高渗油藏开发需要。目前油田B级以上的注水量占总日配注水量的68.9%，C3级水质已不能满足目前油藏细分开发需要。为满足中低渗油层注水水质要求达到B2级标准。（2）污水处理工艺无法达到B2级标准。目前污水处理流程中只设一级陶瓷过滤器，过滤精度无法达到B2级。另外，采用“自然除油+混凝沉降+过滤”配套“三防”的污水处理工艺技术，该站水性较常规污水稳定性差，腐蚀性强，现有的污水处理工艺技术经过多年的运行实践和近年来的多次现场试验证明，现有工艺流程无法解决水质不稳定及腐蚀结垢问题，因此急需对现有的污水处理工艺进行改造。（3）主要处理构筑物损坏严重，无法保障水质提高。
3水质治理措施
3.1工艺流程
根据实际情况，制定了“电化学预氧化+混凝沉降+过滤”工艺治理方案，即：在一次除油罐后增加电化学预氧化装置同时完善污水过滤环节、污泥处置系统以及改造一次除油罐及混凝沉降罐的集水、配水系统及排泥系统等。工艺流程如下：油站来水→除油罐→提升泵（新建）→预氧化处理装置（新建）→二次罐（改造）→外输罐→提升泵→陶瓷滤料过滤器→全自动金刚砂复合滤料过滤器（新建）→注水站。
3.2电化学水处理技术原理
电化学法充分利用油田污水本身富含大量NaCl等可溶性无机盐的特点，通过电化学设备使水中发生电化学反应，产生所需的强氧化性物质（勿需加入任何药剂），彻底杀灭水中细菌，并在较低pH值条件下将二价铁离子氧化成具有凝聚作用的三价铁离子，成为对污水净化有益的组分，将水中的H2S、FeS等硫化物氧化成单质硫，在絮凝剂的共同作用下，打破污水中存在的CO2-HCO3--CO32-弱酸弱碱缓冲体系和胶体平衡，将地面条件下容易产生腐蚀、结垢的成份如H2S、CO2等，在污水处理过程中分离去除，从而使水质得以净化，实现杀灭细菌、控制腐蝕、抑制结垢和水质稳定达标的目的。
3.3主要工作量
电化学预氧化装置3台，3.0米混合反应器2台、3.6米全自动陶瓷过滤器6台、3.6米全自动金刚砂过滤器10台、500立方米反冲洗水罐1座，加药装置5套、箱式压滤机1台、各类泵9台，改造3000立方米一次除油罐2座、2000立方米混凝沉降罐2座，配套自控、电力、管网、土建等。
4治理效果及分析
该工程试运行投产后，经过调试，运行效果良好，达到了设计标准。（1）彻底解决了污水腐蚀速率长期超标的问题。通过采用电化学预氧化装置，污水腐蚀速率得到控制，降低到0.076mm/a以下，满足了注水水质要求。（2）污水站出口水质整体达标。某污水站外输污水达标率均为100%，实现了污水站出口水质整体达标。
5结束语
（1）污水站来水在含油≤210mg/L、悬浮物≤110mg/L的情况下，经一次除油罐沉降后，水中含油和悬浮物可分别降至70mg/L和60mg/L，然后经混凝沉降罐沉降、外输缓冲后，含油量和悬浮物均可分别控制在24-25mg/L左右，最后外输回注水由过滤器把关，使外输水含油小于10mg/L，悬浮物小于4mg/L。（2）通过采用预氧化装置来改善污水水质，有效抑制污水水质腐蚀性，从而达到保证污水外输得腐蚀率达到注水要求，降低到0.076mm/a以下。可见，无论是沉降除油罐和混凝沉降罐以及预氧化装置在污水处理过程中都起到了很好的作用。
总之，项目的实施确保了某污水站水质长期稳定，为水质达标奠定了坚实的基础，最大限度地满足了油田注水开发和长期稳产之需要，标本兼治地解决了油田污水的严重腐蚀问题。
关键词：水驱油藏；注水水质；开发效果；流程改造；一体化治理
针对污水腐蚀速率高、水质不达标的现状，按油田一体化治理工作水质改造的目标，某污水站通过制定合理的治理工艺方案，采用“电化学预氧化+混凝沉降+过滤”工艺，治理后水质达到B2级，确保了污水站水质长期稳定，为水质达标奠定了坚实的基础，最大限度地满足了所在区块油田注水开发和长期稳产之需要。
1治理前水质概况
（1）污水水性分析
从污水站外输水离子分析表中可以看出，污水的矿化度、Cl-、HCO3-含量高，PH值低，污水腐蚀性强；Ca2+、Mg2+等成垢离子含量高，容易结垢；Fe2+含量高，易造成沿程水质不稳定。
（2）水质沿程变化状况
从表中检测的污水站来水及外输水沿程水质变化情况可以看出，污出站水水质达不到B2级标准，外输水至注水井口的悬浮物及平均腐蚀率发生了很大的变化，特别是腐蚀速率最高超出了标准近10倍，到注水井口水质已远远达不到B2级。
2存在问题
（1）原设计水质标准不满足油藏开发水质要求。某污水站2002年改造，设计水质是按照C3级设计，满足中高渗油藏开发需要。目前油田B级以上的注水量占总日配注水量的68.9%，C3级水质已不能满足目前油藏细分开发需要。为满足中低渗油层注水水质要求达到B2级标准。（2）污水处理工艺无法达到B2级标准。目前污水处理流程中只设一级陶瓷过滤器，过滤精度无法达到B2级。另外，采用“自然除油+混凝沉降+过滤”配套“三防”的污水处理工艺技术，该站水性较常规污水稳定性差，腐蚀性强，现有的污水处理工艺技术经过多年的运行实践和近年来的多次现场试验证明，现有工艺流程无法解决水质不稳定及腐蚀结垢问题，因此急需对现有的污水处理工艺进行改造。（3）主要处理构筑物损坏严重，无法保障水质提高。
3水质治理措施
3.1工艺流程
根据实际情况，制定了“电化学预氧化+混凝沉降+过滤”工艺治理方案，即：在一次除油罐后增加电化学预氧化装置同时完善污水过滤环节、污泥处置系统以及改造一次除油罐及混凝沉降罐的集水、配水系统及排泥系统等。工艺流程如下：油站来水→除油罐→提升泵（新建）→预氧化处理装置（新建）→二次罐（改造）→外输罐→提升泵→陶瓷滤料过滤器→全自动金刚砂复合滤料过滤器（新建）→注水站。
3.2电化学水处理技术原理
电化学法充分利用油田污水本身富含大量NaCl等可溶性无机盐的特点，通过电化学设备使水中发生电化学反应，产生所需的强氧化性物质（勿需加入任何药剂），彻底杀灭水中细菌，并在较低pH值条件下将二价铁离子氧化成具有凝聚作用的三价铁离子，成为对污水净化有益的组分，将水中的H2S、FeS等硫化物氧化成单质硫，在絮凝剂的共同作用下，打破污水中存在的CO2-HCO3--CO32-弱酸弱碱缓冲体系和胶体平衡，将地面条件下容易产生腐蚀、结垢的成份如H2S、CO2等，在污水处理过程中分离去除，从而使水质得以净化，实现杀灭细菌、控制腐蝕、抑制结垢和水质稳定达标的目的。
3.3主要工作量
电化学预氧化装置3台，3.0米混合反应器2台、3.6米全自动陶瓷过滤器6台、3.6米全自动金刚砂过滤器10台、500立方米反冲洗水罐1座，加药装置5套、箱式压滤机1台、各类泵9台，改造3000立方米一次除油罐2座、2000立方米混凝沉降罐2座，配套自控、电力、管网、土建等。
4治理效果及分析
该工程试运行投产后，经过调试，运行效果良好，达到了设计标准。（1）彻底解决了污水腐蚀速率长期超标的问题。通过采用电化学预氧化装置，污水腐蚀速率得到控制，降低到0.076mm/a以下，满足了注水水质要求。（2）污水站出口水质整体达标。某污水站外输污水达标率均为100%，实现了污水站出口水质整体达标。
5结束语
（1）污水站来水在含油≤210mg/L、悬浮物≤110mg/L的情况下，经一次除油罐沉降后，水中含油和悬浮物可分别降至70mg/L和60mg/L，然后经混凝沉降罐沉降、外输缓冲后，含油量和悬浮物均可分别控制在24-25mg/L左右，最后外输回注水由过滤器把关，使外输水含油小于10mg/L，悬浮物小于4mg/L。（2）通过采用预氧化装置来改善污水水质，有效抑制污水水质腐蚀性，从而达到保证污水外输得腐蚀率达到注水要求，降低到0.076mm/a以下。可见，无论是沉降除油罐和混凝沉降罐以及预氧化装置在污水处理过程中都起到了很好的作用。
总之，项目的实施确保了某污水站水质长期稳定，为水质达标奠定了坚实的基础，最大限度地满足了油田注水开发和长期稳产之需要，标本兼治地解决了油田污水的严重腐蚀问题。