董 越，魚 濤，張 歡，王 特，馬嵐婷，胡海杰

（1.延長油田股份有限公司開發(fā)部，陜西延安 716000；2.西安石油大學 陜西省油氣田環(huán)境污染控制與儲層保護重點實驗室，陜西西安 710065；3.渭南師范學院化學與材料學院，陜西渭南 714099；4.陜西致遠思源環(huán)?？萍加邢薰?，陜西榆林 718600）

隨著油田開采的愈發(fā)深入，其采出液中水的含量急速增加[1]，并且含油污水中具有大量的腐蝕性離子、懸浮物、細菌和油[2-3]，如果未處理便直接排放，不僅會造成資源的浪費，還會導致排放當?shù)丨h(huán)境的污染，間接導致當?shù)厝说呢敭a(chǎn)安全受到危害[4]，嚴重時，甚至會威脅到人類的生命健康，為國家以及油田企業(yè)帶來諸多不便及損失[5-6]。因此，采出水回注處理便引起了廣泛關注，而對于回注水的水質(zhì)要求也是隨之增加[7]，若是注水的水質(zhì)太差，未能達到注水的標準，不僅會使注水的系統(tǒng)壓力上升，從而導致?lián)p耗的增加，同時也會使得油田的采收率下降[8]。污染物過多的采出水進行回注之后同樣會導致油田周圍環(huán)境的惡化。因此，采出水回注前的水質(zhì)便需要嚴格把控，達到標準之后才可進行回注[9-10]。

本文針對墩洼聯(lián)合站中高含硫采出水回注處理工藝，采用了水質(zhì)分析及工藝評價，其中針對懸浮物含量、含油量、含硫量以及細菌含量進行詳細的分析，以期找出該站目前存在的問題并找到最優(yōu)的解決辦法。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

樣品取自于墩洼聯(lián)合站的油田采出水，水樣呈黃色，有絮體，底部有少量沉淀，伴隨刺激性氣味。

主要試劑：氫氧化鈉，硝酸銀，鉻酸鉀，酚酞，甲基橙，鹽酸，氯化鋇，鈣羧酸，氯化鉀，三乙醇胺，鹽酸羥胺，鄰菲羅啉，乙酸銨，冰醋酸，乙酸鈉，無水碳酸鈉，乙酸鋅等，均為分析純。

主要實驗儀器：循環(huán)水式多用真空泵（SHZ-D（Ⅲ））；電熱恒溫干燥箱（101-2SB）；紫外可見分光光度計（T2600）；箱式電阻爐（SX-25-12）等。

1.2 實驗方法

采出水水質(zhì)分析按照SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標及分析方法》[11]、SY/T 5523—2006《油田水分析方法》[12]、HJ 495—2009《水質(zhì)采樣方案設計技術規(guī)定》等標準進行[13]。

2 實驗結果與分析

2.1 采出水的水質(zhì)分析

對墩洼聯(lián)合站進行取樣，取樣點分別為緩沖罐出水、過濾前、過濾后、站外42593 注水井配水間。水樣外觀見圖1。

圖1 來自不同取樣點的水樣

由圖1 可以看出，墩洼聯(lián)合站經(jīng)過站點工藝處理后的水樣色度較差，呈現(xiàn)黃色；水體中含有大量的硫化物，有臭雞蛋味，表明該站點現(xiàn)有的處理工藝難以除硫，導致處理后水質(zhì)穩(wěn)定性較差。同時，對各工藝段水樣進行連續(xù)5 d 的水質(zhì)分析，實驗結果見表1～表5。

表2 墩洼聯(lián)合站-注水站水質(zhì)分析結果（2021.7.29）

表3 墩洼聯(lián)合站－注水站水質(zhì)分析結果（2021.7.30）

表4 墩洼聯(lián)合站-注水站水質(zhì)分析結果（2021.7.31）

表5 墩洼聯(lián)合站－注水站水質(zhì)分析結果（2021.8.1）

通過對墩洼聯(lián)合站站點不同構筑物出水水樣進行水質(zhì)分析可知，該站點來水相對穩(wěn)定，來水水樣的pH值在8.0～8.5，呈弱堿性，屬于碳酸氫鈉水型，礦化度在7 000.00～15 000.00 mg/L。其中CO32-、HCO3-含量較大，分別在300.00～700.00 mg/L、3 000.00～4 000.00 mg/L，Cl-含量較大，在5 000.00 mg/L 左右，F(xiàn)e2+、Fe3+含量在0～2.00 mg/L，SO42-含量在300.00～500.00 mg/L，成垢離子Ca2+、Mg2+含量較小，在3.00～20.00 mg/L。來水經(jīng)過該站點的處理工藝處理后，水樣的pH 值仍在8.0～8.5，呈弱堿性，礦化度在7 000.00～15 000.00 mg/L。經(jīng)處理后水樣的成垢離子含量會相對降低。而該聯(lián)合站來水中的硫化物含量嚴重超標，從加藥沉降到過濾沉降后S2-含量均在100.00 mg/L 以上，出水S2-含量未能達到延長油區(qū)注水實用水質(zhì)標準。因此，該站點水樣在后期處理時，還需對來水進行除硫處理，以免引起嚴重的腐蝕問題。

2.2 采出水的穩(wěn)定性評價

2.2.1 懸浮物含量與含油量對采出水的穩(wěn)定性影響墩洼聯(lián)合站水樣懸浮物含量與含油量的變化趨勢見圖2、圖3。

圖2 墩洼聯(lián)合站5 d 內(nèi)不同取樣點懸浮物含量變化

圖3 墩洼聯(lián)合站5 d 內(nèi)不同取樣點含油量變化

近年來，在油氣田采出過程中由于采出水中的懸浮物含量與含油量過高造成了保護膜不能形成或保護膜不完整而導致局部腐蝕、微生物的繁殖加快、垢下腐蝕、促進細菌的腐蝕、沉積物積聚導致管井和地層的堵塞等一系列危害[14]，因此，有必要對水樣中的懸浮物含量與含油量進行評估，以期在油氣田采出水的處理過程中控制由于懸浮物與油污帶來的危害。

由圖2 可知，墩洼聯(lián)合站水樣懸浮物含量在緩沖罐中以及過濾前后出現(xiàn)先下降后上升的趨勢，并在回注井取樣時達到最低，處理后回注于地層的懸浮物含量在30 mg/L，但其懸浮物含量仍高于注水標準的最高值15 mg/L。該站的水樣經(jīng)過不同工藝段處理后懸浮物含量有較大的波動，其中過濾后懸浮物含量大于過濾前的懸浮物含量，產(chǎn)生這一現(xiàn)象可能是因為濾料長期未更換導致。同時，過濾后水到配水間懸浮物含量減少，處理后回注于地層的懸浮物含量仍高于注水標準。其原因可能是注水管線長期未得到清洗或停電導致加壓泵停用，導致污水倒吸，造成污染?？梢?，水樣中的懸浮物含量主要是由于水樣中的腐蝕產(chǎn)物、泥沙、細菌代謝產(chǎn)物、乳化物及機械雜質(zhì)含量較大導致，因此，在后期處理中應嚴格控制水樣中的各種懸浮物含量，確保水質(zhì)達標。

由圖3 可知，墩洼聯(lián)合站水樣含油量在緩沖罐中以及過濾前后均呈現(xiàn)出下降的趨勢，并在回注井取樣時達到最低，處理后回注于地層的含油量在5 mg/L 左右，但其含油量仍高于回注標準。該站的水樣經(jīng)過不同工藝段處理后含油量有較大的波動，其中過濾后含油量大于過濾前的含油量，產(chǎn)生這一現(xiàn)象可能是因為濾料長期未更換導致。同時，過濾后水到配水間含油量減少，處理后回注于地層的含油量仍高于注水標準，可能是因為注水管線長期未清洗或停電導致加壓泵停用，導致污水倒吸，造成污染。因此，在后期處理中應定期清洗注水管線且及時更換濾料，確保水質(zhì)達標。

2.2.2 硫含量對采出水的穩(wěn)定性影響 墩洼聯(lián)合站水樣硫含量的變化趨勢見圖4。

圖4 墩洼聯(lián)合站5 d 內(nèi)不同取樣點硫含量變化

近年來，在油氣田采出過程中由于采出水中的硫含量過高造成了鋼材的局部腐蝕以及氫脆現(xiàn)象等一系列危害，因此，有必要對水樣中的硫含量進行評估，以期在油氣田采出水的處理過程中控制由于硫化物帶來的危害。

通過圖4 可以看出，5 d 內(nèi)不同工藝段硫含量變化趨勢，從緩沖罐出水到過濾前硫含量較大，均大于100 mg/L，遠高于回注水標準。不同工藝段硫化物含量波動較大，整體工藝對硫化物的去除效果較差。其原因可能是現(xiàn)場除硫劑的加量與藥劑種類不合適或者與站點的除硫工藝、來水水質(zhì)等因素有關，最終到達配水間的硫含量較大。因此，在后續(xù)對該站點進行工藝改造時，應著重考慮水樣中硫化物的去除，確保處理后水樣中硫化物含量達標。

2.2.3 平均腐蝕速率對采出水的穩(wěn)定性影響 墩洼聯(lián)合站水樣平均腐蝕速率的變化趨勢見圖5。

圖5 墩洼聯(lián)合站2 d 內(nèi)不同取樣點平均腐蝕速率變化

近年來，在油氣田采出過程中由于采出水的腐蝕造成了回注管線腐蝕嚴重、腐蝕開采設備、大幅增加油田的開采成本等一系列危害，因此，有必要對水樣中的平均腐蝕速率進行評估，以期在油氣田采出水的處理過程中控制由于腐蝕帶來的危害。

由圖5 可知，墩洼聯(lián)合站水樣平均腐蝕速率在緩沖罐中以及過濾前后呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢，并在回注井取樣時達到最低，但其平均腐蝕速率仍然遠高于回注水標準的0.076 mm/a。其中過濾前后平均腐蝕速率明顯下降，其原因可能是各類腐蝕因子被過濾掉了。來水經(jīng)過緩沖罐處理后，水樣的平均腐蝕速率高達0.2 mm/a 左右，經(jīng)過沉降過濾后水樣的平均腐蝕速率變化不大。可見，水樣中的平均腐蝕速率主要是由于水樣中的硫化物含量較大導致的，因此，在后期處理中應嚴格控制水樣中的硫化物含量，確保水質(zhì)達標。

2.2.4 細菌含量對采出水的穩(wěn)定性影響 墩洼聯(lián)合站水樣細菌含量的變化趨勢見圖6、圖7。

圖6 墩洼聯(lián)合站不同取樣點細菌含量變化（2021.7.28）

圖7 墩洼聯(lián)合站不同取樣點細菌含量變化（2021.8.1）

近年來，在油氣田采出過程中由于采出水中的細菌造成了加速腐蝕過程、增大管道設備氫脆破壞、注水井腐蝕和堵塞、局部腐蝕等一系列危害，因此，有必要對水樣中的細菌含量進行評估，以期在油氣田采出水的處理過程中控制由于細菌帶來的危害。

由圖7 可以看出，墩洼聯(lián)合站水樣中細菌含量在緩沖罐出水、過濾后以及回注井三個取樣點中，腐生菌（TGB）含量呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢，鐵細菌（FEB）含量在0～3 個/毫升，硫酸鹽還原菌（SRB）含量一直維持不變且含量極低。3 種細菌含量在各個階段都達到了注水要求，因此，無需加入殺菌劑。

2.3 水處理工藝現(xiàn)狀及存在的問題

2.3.1 處理工藝現(xiàn)狀 墩洼聯(lián)合站來水通過管線集輸和罐車運輸兩種方式進入沉降罐進行初步沉降，之后進入除油罐和緩沖罐進行進一步除油沉降，來水在沉降前加入破乳劑，方便油水分離；隨后水樣進入氣浮處理單元進行氣浮處理，再進行三級過濾處理后進入清水罐備用，送至站內(nèi)配水間通過分水器，分配到站外各井配水間進行回注。工藝流程見圖8。

圖8 墩洼聯(lián)合站工藝流程圖

2.3.2 存在的問題 通過對墩洼聯(lián)合站不同構筑物前后水樣進行水質(zhì)分析及處理現(xiàn)狀分析可知，該聯(lián)合站處理水樣來水相對穩(wěn)定單一，處理工藝主要為沉降+氣浮+過濾，其主要存在的問題如下：

（1）來水儲存罐和管線均腐蝕嚴重；這主要是由于水樣中的硫化物含量較大，導致水體腐蝕嚴重；

（2）站點處理工藝對于高含硫污水的處理效果較差，處理后水的硫化物含量仍嚴重超標；

（3）站點內(nèi)罐區(qū)污泥清理周期較長，導致水質(zhì)二次惡化；

（4）站內(nèi)處理污水后水質(zhì)到達注水點后會進一步惡化，這是因為注水管線未清洗或停電導致加壓泵停用，導致污水倒吸，造成污染。

3 結論

（1）水樣中的硫化物含量較大，可達200 mg/L 以上，長時間放置會有硫析出，呈現(xiàn)沉淀物；水樣礦化度含量相對較低，為20 000 mg/L 左右，懸浮物含量及含油量相對較低，水樣的穩(wěn)定性較差；

（2）該站點所處理的采出水屬于高含硫污水，經(jīng)該站點處理后水樣中的硫含量不能達到回注標準；

（3）站外配水間水樣中的含油量在5 mg/L 左右，仍然高于回注標準；

（4）來水中腐蝕、成垢離子較多，導致其對管線的腐蝕較嚴重。

通過以上結論并結合目前現(xiàn)場高含硫污水的處理工藝，分析了處理工藝存在的問題，最后結合現(xiàn)場及水處理工藝構筑物提出建設性評價與意見，對后期水處理系統(tǒng)優(yōu)化完善具有指導意義，可為陜北含硫采出水的回注處理工藝提供理論依據(jù)。