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摘要：油田污水主要包括原油脱出水（又名油田采出水）、钻井污水及站内其它类型的含油污水。油田污水的处理依据后回注地层，此时要对水中的悬浮物、油等多项指标进行严格控制，防止其对地层产生伤害。如果处理后排放，则根据当地环境要求，将污水处理到排放标准。本文对技术人员通过研究解决二次污染问题进行接介绍。
关键词：联合站 污水 外输
1 现状
油田污水主要包括原油脱出油田生产、环境等因素可以有多种方式。当油田需要注水时，油田污水经处理水（又名油田采出水）、钻井污水及站内其它类型的含油污水。油田污水的处理依据后回注地层，此时要对水中的悬浮物、油等多项指标进行严格控制，防止其对地层产生伤害。如果处理后排放，则根据当地环境要求，将污水处理到排放标准。
2 研究内容
2.1 沿程水质分析及腐蚀结垢趋势预测
2.1.1注水站及注水井井口水质监测数据
试验期间对注水站及注水井井口水质进行定期取样监测，并将化验分析结果汇总如表1所示。
2.1.2注水站及注水井井口水质腐蚀速率分析
为深入研究注水站及注水井井口的水质腐蚀速率情况，选取了同一注水线路上的调储罐前、后，净化水、注水站、以及注水井井口作为腐蚀速率测定点。测定得到腐蚀速率如表2所示。
从测定结果来看，加入水处理药剂前后，水体的腐蚀速率没有明显变化，说明目前药剂本身没有腐蚀性，不影响处理后的水质腐蚀速率。
2.1.3 水质结垢趋势分析
为准确预测从联合站至注水井整条线路上的结垢趋势，选取联合站出口、注水站以及注水井作为取样点，通过化验分析预测水质结垢趋势。
通过水质分析结果可以看出，该水样属于CaCl2型，所以不存在不配伍的情况。
通过模拟现场情况进行了水结垢试验，并依据行标《油田水结垢趋势预测（SY/T 0600-2009）》分析了该型水的结垢可能性。
针对井口注入水水样，实验室内分别分析室温、50℃、120℃下的结垢试验，通过对钙离子的减少量，计算出结垢量。
2.2 沿程水二次污染治理方案
基于前期对沿程水的水质分析结果及腐蚀速率、结垢趋势趋势预测，提出了适用于沿程水的污染治理方案。
2.2.1 现有阻垢剂筛选
收集市面常用的各种类型阻垢剂，在50℃、120℃条件下，测定其对井口注入水的阻垢率，对药剂进行筛選 （50℃加药量150ppm， 120℃加药量300ppm）。
从筛选结果上看，市面上常用阻垢剂对于联合站高矿化度污水均没有良好的阻垢效果，因此针对联合站高矿化度污水，研制出一种新型的阻垢剂配方，对于高矿化度污水可以起到良好的阻垢效果。
2.2.2 新型阻垢剂阻垢性能测定
新型阻垢剂在50℃时，不同加药量对阻垢率的影响如图1所示。
从实验结果看，针对联合站高矿化度水质，阻垢剂的加药量越大，阻垢率越高。在加药量为200ppm时，阻垢率即可达95%以上。可见新型阻垢剂对联合站的水质具有显著的阻垢效果，阻垢性能优良。
2.2.3 酸洗剂的筛选及性能试验
目前常规酸洗工艺用的酸液体系主要为盐酸类，但是该类型酸洗液与联合站水配伍性不是很好，同时存在反应速度快，不能深入管道垢体、泥污内部深层清洗的缺点。新型的复合缓速酸价格较为高昂，挥发速度较快。针对采油厂的水型特点，通过大量的室内试验，优化了酸液体系，并进行了配伍实验，优选出适合该厂的酸液体系。
由以上实验结果可看出，在20℃、同样用量的条件下，复合泡沫酸型清洗剂溶蚀率达到80%以上。可见， 新型清洗剂与以往化的复合酸类相比， 不仅清洗效率高、而且不用加热， 所以无论是在安全性、实用性或节能等方面， 都领先同类型产品。
为确定新型酸洗剂的用量和使用时间，进行了相关的室内试验，实验结果见下表。
由试验结果可以看出，清洗剂浓度在 25ppm 以下时， 腐蚀速率上升缓慢， 而高于25ppm后， 增加较快。实用中浓度不能太低， 否则除垢速度太慢。所以应用时控制在 25～35ppm之间比较合适。
由试验结果看出， 腐蚀速率随着时间的延长， 反而趋于平稳。说明该型清洗剂采用的新型缓蚀剂对设备具有高效的保护性能， 实际应用也证明新型清洗剂对管线本身具有较高的安全性。
2、结论
针对延程二次污染问题，实验室内筛选出合适的阻垢剂、杀菌剂。根据实验室数据，阻垢剂的加药量为100ppm，需要常年添加。杀菌剂加药量为30ppm，需要周期添加，一个周期为3个月。按要求添加阻垢剂、杀菌剂，可以改善井口水质指标，根治延程污染。
作者简介
陈国泉，男，工程师，大学本科，2009年毕业于中国地质大学（武汉），长期从事油田化学研究工作。
中石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦
关键词：联合站 污水 外输
1 现状
油田污水主要包括原油脱出油田生产、环境等因素可以有多种方式。当油田需要注水时，油田污水经处理水（又名油田采出水）、钻井污水及站内其它类型的含油污水。油田污水的处理依据后回注地层，此时要对水中的悬浮物、油等多项指标进行严格控制，防止其对地层产生伤害。如果处理后排放，则根据当地环境要求，将污水处理到排放标准。
2 研究内容
2.1 沿程水质分析及腐蚀结垢趋势预测
2.1.1注水站及注水井井口水质监测数据
试验期间对注水站及注水井井口水质进行定期取样监测，并将化验分析结果汇总如表1所示。
2.1.2注水站及注水井井口水质腐蚀速率分析
为深入研究注水站及注水井井口的水质腐蚀速率情况，选取了同一注水线路上的调储罐前、后，净化水、注水站、以及注水井井口作为腐蚀速率测定点。测定得到腐蚀速率如表2所示。
从测定结果来看，加入水处理药剂前后，水体的腐蚀速率没有明显变化，说明目前药剂本身没有腐蚀性，不影响处理后的水质腐蚀速率。
2.1.3 水质结垢趋势分析
为准确预测从联合站至注水井整条线路上的结垢趋势，选取联合站出口、注水站以及注水井作为取样点，通过化验分析预测水质结垢趋势。
通过水质分析结果可以看出，该水样属于CaCl2型，所以不存在不配伍的情况。
通过模拟现场情况进行了水结垢试验，并依据行标《油田水结垢趋势预测（SY/T 0600-2009）》分析了该型水的结垢可能性。
针对井口注入水水样，实验室内分别分析室温、50℃、120℃下的结垢试验，通过对钙离子的减少量，计算出结垢量。
2.2 沿程水二次污染治理方案
基于前期对沿程水的水质分析结果及腐蚀速率、结垢趋势趋势预测，提出了适用于沿程水的污染治理方案。
2.2.1 现有阻垢剂筛选
收集市面常用的各种类型阻垢剂，在50℃、120℃条件下，测定其对井口注入水的阻垢率，对药剂进行筛選 （50℃加药量150ppm， 120℃加药量300ppm）。
从筛选结果上看，市面上常用阻垢剂对于联合站高矿化度污水均没有良好的阻垢效果，因此针对联合站高矿化度污水，研制出一种新型的阻垢剂配方，对于高矿化度污水可以起到良好的阻垢效果。
2.2.2 新型阻垢剂阻垢性能测定
新型阻垢剂在50℃时，不同加药量对阻垢率的影响如图1所示。
从实验结果看，针对联合站高矿化度水质，阻垢剂的加药量越大，阻垢率越高。在加药量为200ppm时，阻垢率即可达95%以上。可见新型阻垢剂对联合站的水质具有显著的阻垢效果，阻垢性能优良。
2.2.3 酸洗剂的筛选及性能试验
目前常规酸洗工艺用的酸液体系主要为盐酸类，但是该类型酸洗液与联合站水配伍性不是很好，同时存在反应速度快，不能深入管道垢体、泥污内部深层清洗的缺点。新型的复合缓速酸价格较为高昂，挥发速度较快。针对采油厂的水型特点，通过大量的室内试验，优化了酸液体系，并进行了配伍实验，优选出适合该厂的酸液体系。
由以上实验结果可看出，在20℃、同样用量的条件下，复合泡沫酸型清洗剂溶蚀率达到80%以上。可见， 新型清洗剂与以往化的复合酸类相比， 不仅清洗效率高、而且不用加热， 所以无论是在安全性、实用性或节能等方面， 都领先同类型产品。
为确定新型酸洗剂的用量和使用时间，进行了相关的室内试验，实验结果见下表。
由试验结果可以看出，清洗剂浓度在 25ppm 以下时， 腐蚀速率上升缓慢， 而高于25ppm后， 增加较快。实用中浓度不能太低， 否则除垢速度太慢。所以应用时控制在 25～35ppm之间比较合适。
由试验结果看出， 腐蚀速率随着时间的延长， 反而趋于平稳。说明该型清洗剂采用的新型缓蚀剂对设备具有高效的保护性能， 实际应用也证明新型清洗剂对管线本身具有较高的安全性。
2、结论
针对延程二次污染问题，实验室内筛选出合适的阻垢剂、杀菌剂。根据实验室数据，阻垢剂的加药量为100ppm，需要常年添加。杀菌剂加药量为30ppm，需要周期添加，一个周期为3个月。按要求添加阻垢剂、杀菌剂，可以改善井口水质指标，根治延程污染。
作者简介
陈国泉，男，工程师，大学本科，2009年毕业于中国地质大学（武汉），长期从事油田化学研究工作。
中石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦