＊段艺 杜国勇,2* 邓春萍,2 张益臣 张琳婧 王永红

（1.西南石油大学化学化工学院 四川 610500 2.油气田应用化学四川省重点实验室 四川 610500 3.中国石油浙江油田公司 四川 646000 4.中石油西南油气田分公司川东北气矿 四川 635000）

某油田污水处理系统试建成于2012年9月，采出水处理设计规模为700m3/d，注水规模为770m3/d。目前实际处理量530m3/d。采出水处理采用“混凝沉降除油＋两级过滤”处理工艺。一般采油污水的悬浮物浓度大、粒径大且含油量较大，不能直接回注[1]，根据其所在区域的地层情况，需要处理后使其水质要求达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-94）中A3指标，处理后的污水全部回注地下。

1.水处理站主要工艺流程如下

三相分离器来水（气处理中心来水）→200m3斜管除油罐→100m3缓冲罐→提升泵→核桃壳过滤器→滤后水罐→喂水泵→注水泵→注水，如图1所示。但经此工艺处理后，回注水水质已经不能达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-94）中A3指标。目前此油田水处理站面临的主要问题：如除油效率低、管道腐蚀、结垢严重等。因此需要从此回注水的水质指标入手，分析其工艺中存在的问题，找出水质不达标的原因，提出适合的解决方案。

图1 回注水处理工艺流程图

2.油田水质指标超标数据分析

根据对某油田回注水的水质指标进行了分析，通过对比《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-94）中A3指标，找到了此回注水中超标严重的三个指标：微生物数量、腐蚀速度、矿化度。并且对其数据超标的原因和造成的影响进行了讨论。

(1)回注水主要水质指标

从表1半年内水处理站微生物数据和腐蚀速度来看，硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）与铁细菌（FB）的个数超标严重，回注水的腐蚀速度也远远高于规定标准。

表1 注入水水质主要控制指标

表2 水处理站半年内微生物及腐蚀速率检测数据

(2)设备运行情况

①斜管除油罐。该设备额定接收能力为700m3/d，主要作用是去除悬浮物和污油，其处理能力如表3所示，但是由于斜管除油罐的清理周期较长（约15个月清理一次），罐内的斜管被油泥污染情况较为严重，可以看到在3月与4月时都有出现悬浮物含量与油含量的去除率都为负值，造成这一结果主要有两个原因。第一个原因是取样误差，在同时对斜管除油罐的进口与出口取样时，在水质不稳定的情况下则可能造成取出的水样不同步，所以在取样时样品应该具有代表性，取样前应以5～6L/min的流速畅流3min后取样。另一个原因则是由于罐内斜罐污染，除油罐除杂效率因此降低，所以去除率为负值。

表3 斜管除油罐的水质指标统计表

②加药装置及加药情况。现场有四台加药装置，分别添加的是破乳剂、缓蚀阻垢剂、净水剂和杀菌剂。实际运行时，打开溶药罐的水阀门后，将药剂倒入溶药罐中，达到一定液位之后关闭进水阀门启动搅拌装置，搅拌均匀后停止搅拌，配置药剂完成。在收球筒出口投放破乳剂，在三相分离器切水总管投放缓蚀剂、净水剂，在滤后水罐进口处投放杀菌剂。

③过滤器。过滤器的处理量为1000m3/d，目前在使用的是3具罐内滤料为核桃壳的过滤器，在设备运行时其中两具过滤器串联连接进行过滤操作，另一具作为反冲洗设备进行使用。核桃壳过滤器主要是利用核桃壳滤料的吸附性来达到去除采出水中含油和悬浮物的目的，滤料的除油、耐腐蚀能力和强度都非常好。但核桃壳过滤器随着使用时间的延长，也暴露出了许多的缺点，如：在上级来水时，若污水中含油量较高，则油污容易在滤料上形成板结，使过滤效果降低；核桃壳滤料的损耗较大，易碎成小颗粒，在设备运行时，易堵塞筛管，导致过滤效果不佳。目前水处理站的过滤器的过滤效果如下表4所示，可以看到过滤器的过滤效果较好，出水水质基本能达到预设水质要求。但过滤器也存在一些问题，其中过滤器中的滤料漏失较为严重，导致反冲洗时小颗粒滤料易被冲走，因此过滤效果变差。

表4 过滤器水质指标统计表

3.存在的问题

经过分析，此水处理站主要有这几个问题：

（1）回注水细菌含量超标。此水处理站目前使用的是杀菌剂杀菌的方法来控制回注水的出水水质。但是经过分析，目前SRB、TGB、FB已经产生耐药性，处理后的水无法达到规定的标准。

（2）回注水腐蚀速率高。由于SRB的氢化酶能在金属表面阴极位置将氢释放出来，而氢原子会对硫酸根产生还原作用，获得硫离子，即硫酸盐在SRB的作用下可以还原成S2-，SRB在这个过程中发挥了阴极去极化的影响，钢铁在其影响下，腐蚀性被加速[2-4]，同时腐生菌的存在也会生成氧浓度差电池腐蚀[4]，使得腐蚀速度加倍。

（3）管道结垢。回注水中的矿化度较高，该水处理站的地层水为CaCl2类型，采油污水矿化度高，其含有大量的Ca2+、Mg2+、HCO-、SO42-等离子，它们在压力温度变化时会生产大量的碳酸钙、碳酸镁沉淀[5]。尤其是水中的钙离子会与回注水反应在注水管道内壁生成大量的沉淀，堵塞注水管道。地下水中的铁常以二价铁的形式存在[6]，被还原的硫酸盐就与水中的铁离子反应生成FeS黑色沉淀，导致注水井堵塞。在氧气的存在下，铁细菌会将水中的亚铁离子氧化成氢氧化铁，然后在铁细菌胶质中生产结瘤，结瘤的生成会形成氧浓差电池，同时其腐蚀性也会变强[7]。

（4）设备清理更换不及时。对于斜管除油罐，目前的清理周期（15个月）较长，导致除油罐处理含油污水时会产生负增长的效果，并且此水处理站使用的核桃壳过滤器，滤料漏失情况也较为严重。

4.解决方案

（1）细菌控制。杀菌工艺主要有杀菌剂杀菌、紫外线杀菌、电解杀菌3种杀菌工艺。但对于紫外线杀菌技术，它的紫外线杀菌灯极易被含油悬浮物污染，从而影响杀菌效果；电解杀菌的经济成本较高，工艺较为复杂；杀菌剂的长期使用会使得细菌产生耐药性，从而影响杀菌效果。目前油田常常使用多种杀菌技术结合的方法对回注水进行杀菌处理。例如，余龙江、何峰等人[8]使用交变电磁场杀菌装置与化学杀菌方法相结合，现场试验证明此套装置可以快速高效的杀灭SRB与腐生菌；某采油注水站使用高级氧化的方法，即紫外氧化技术、电化学技术及光催化氧化等技术结合的方法，对回注水进行杀菌处理，经过处理之后回注水的微生物指标完全达到了要求[9]；邵享文等人[10]使用电解法与次氯酸钠除硫相结合的方法进行杀菌试验，处理后细菌与硫化物均能达到油田回注水标准。所以建议使用两种及两种以上的杀菌方法相结合来对回注水进行杀菌处理，在兼顾经济效益与处理效果的情况下，优选出最适合此油田回注水杀菌的方法。

（2）管道结垢。建议通过加注阻垢剂和作业清洗的方法来解决管道结垢的问题。造成管道结垢的其中一个原因是由于水中矿化度较高，并且钙镁离子含量、碳酸根、硫酸根离子含量直接影响结垢性质[11]。结垢后容易造成管道的垢下点蚀，进而加速腐蚀进程。因此，需要优选或研究适合此水处理站的阻垢剂，预防和减少垢的生成。

例如，王吉等人[12]使用丙烯酸、烯丙基聚乙二醇等制备了碳酸盐阻垢剂，在现场应用后发现管道结垢情况得到了有效的抑制，阻垢性能优异；李艳琦[13]通过对阻垢剂聚天冬氨酸（PASP）等阻垢剂进行阻垢性能评价，优选出了聚天冬氨酸（PASP）阻垢剂，它能有效地抑制和减缓回注水系统结垢的问题。因此，需要优选或研究适合此水处理站的阻垢剂，预防和减少垢的生成。同时应加强回注水处理站的各项设备及管道的清理工作，定期清洁管道中结垢物质，解决管道结垢的问题。

（3）管道腐蚀。目前针对油气田设备和管线的防腐蚀措施主要有3种：选择耐腐蚀材料、加入缓蚀剂和使用内壁涂层或衬里，而缓蚀剂由于其经济效益好、工艺简单等优点被广泛使用[14]。例如，魏晓静等人[15]通过将杀菌剂双癸基二甲基氯化铵与多D-氨基酸复配制备了一种杀菌缓蚀剂，它可以作为缓解高矿化度油田回注水水管腐蚀的添加剂使用；郭伟等人[16]采用苯乙酮、苯甲醛、有机胺、氯化苄为原料制备缓蚀剂SH-1来保护管道，实验证明加入此缓蚀剂后管线钢的腐蚀速率明显减低。张朔等人[17]在合成了一种新型吡啶季铵盐的基础上，添加炔醇、碘化钾等助剂进行复配，得到一种新型高温酸化缓蚀剂HTCI-1，实验证明此缓蚀剂在高温条件下能达到防护金属的目的。因此，需要优选出一种适合此油田的缓蚀剂，减缓回注水的管道腐蚀问题。

5.结论与建议

某油田水处理站的回注水微生物及矿化度超标严重，通过对各处理单元的水质指标进行数据分析同时对各项设备的运行情况进行了现场调研与核实，提出了解决这些问题的解决方案：对于细菌问题，建议使用多种杀菌技术结合的方法对回注水进行杀菌处理。对于管道结垢的问题，建议添加阻垢剂等药剂，并且定期对管道进行清理工作。对于管道腐蚀的问题，建议添加缓蚀剂来解决此问题。