新疆油田随着油田开发难度的不断加大，油田注水是油田实现长期稳产高产的基础，也是提高油田采收率的有效途径。虽然，新疆油田推广应用“离子调整旋流反应法处理技术” [1]对油田污水的离子进行调整，可实现水质净化和稳定, 使外输水质合格率迈向一个新台阶。但是，确保注水井口回注水水质长期达标是件非常困难的事，究其原因有以下两方面因素：①长输管网存在二次污染现象，导致出站合格水在输送过程中遭到污染，注水井口处水中悬浮物、油、细菌等参数含量超标；②外输水水质存在不稳定性，水中还有易氧化的还原性离子和存在较严重的碳酸盐自结垢趋势[2]。针对上述问题，国内研究人员做了大量的工作，也提出了较好的应对措施，但真正从根本上解决好上述问题，特别是确保低渗透非均质油藏的合格注水，尚没有成熟的处理技术可以借鉴。合理的处理工艺和配套的新型药剂配方体系的开发仍然是有效解决污水回注井口稳定达标技术研究的重点。
通过多年现场调研结果，新疆油田部分区块注水井口回注水水质长期不达标原因如下。
(1) 污水系统来液不稳定影响。无论是新建站还是运行多年的“老站”，原油系统运行平稳是决定下游污水系统运行质量稳定的关键。原油系统运行不稳定造成污水系统来液水质恶化(含油超标)，将给配套药剂体系性能的发挥带来影响，最终导致净水水质稳定性变差，出站水质出现不达标现象。
(2) 站内回掺水的影响。多数处理站存在污泥池结构设计不合理，不利于污泥的浓缩沉降，加之现场压泥机不能正常运行时，污泥池内富集污泥无出路，只能随着上部出水“翻入”到澄清池，继而又重新进入污水系统首端重力罐，这将导致系统内回掺水水质恶化，长时间运行将增大污水系统中各段处理设施运行负荷。同时，也影响药剂体系性能的正常发挥，最终给净水水质稳定达标带来负面影响。
(1) 注水管网存在二次污染现象。这种现象易在“老站”和“老区块”出现。一般情况下，出站合格水在输送过程中遭到“不干净”管网的二次污染，往往造成注水井口处水中悬浮物、油、细菌等参数含量超标。
(2) 外输水水质稳定性较差。个别油田含油污水中含有易氧化的还原性离子和存在较严重的碳酸盐自结垢趋势，这些因素的存在，将导致外输水在回注过程中易氧化成难溶于水的新生态的氧化产物和生成新生态的碳酸盐垢产物，这些产物的形成往往导致合格水中悬浮物含量呈现超标现象。
针对一个运行较平稳的原油系统来说，按照惯例，每年的5~10月是原油上产的黄金季节，期间油田增产措施井的增多和日产液量的提高，给系统的正常运行带来一定的压力。加上大量的用于增产措施的化学药剂进入到采出液中，给原油脱水带来一定的影响，常常表现出油水分离效果变差，污水系统前段来液含油“意外升高”，超出现用药剂的净化能力，快速破坏污水净化系统已建立的良好环境体系，在一定程度上影响处理后水质，特别是冬季水温偏低易影响药剂的处理性能，造成处理后水质无法保证长期稳定。
据现场考证，由于污水回掺量的增加和回掺水质量(水中污泥量增加)下降，回掺水进入内循环后给污水系统正常运行带来的影响是显而易见的。这是因为大量回掺水中富集的“机杂”均为“老泥”，颗粒表面呈电中性，其形态多为极细小颗粒，极易高度分散在系统来水中，降低了混凝药剂的电中和性能，给含油污水的“脱稳”带来影响，净水水质不理想，往往表现在反应罐出口水中漂浮大量黑色颗粒，水中悬浮物、含油超标，水色灰暗。但是，经过后段的沉降处理(大量“机杂”可通过重力沉降得到有效去除)，外输出口水色较清亮，水中含油较少。
预防上述现象的发生，认为有以下几种措施较好，可进一步改善处理后水质。
(1) 预处理工艺技术的应用。现场实践经验表明，预处理工艺技术的应用不仅给后端污水处理减轻压力，而且新增药剂的单位处理费用较低。配套预处理药剂的性能和投加工艺的选择是预处理工艺技术成功应用的关键。
(2) 提高净水药剂的抗风险性能。所用药剂配方体系，应考虑在来水含油较高的情况下，能够增强絮体在流动过程中的抗剪切能力、加剧絮体的沉降速度。
(3) 提高污泥质量。通过优化药剂配方和运行工艺参数，进一步提高污水系统净化过程中所形成的絮体密实性和沉降速度以及缩短泥水分离时间，在此基础上，还应减少污泥的产生量以及对污泥池的加强维护。
目前，能够有效去除油田水中Fe2+、S2-的实用措施包括物理、化学方法，需根据污水特性选用。
通过在污水中投加一定量的化学氧化剂，使S2-、Fe2+得到充分氧化，形成S、Fe3+，在净化过程中随污泥排出系统。该方法优点：见效快、成本较低，对二价铁、硫化物均有效；缺点：加药量的精确控制困难，污水中S2-、Fe2+浓度变化大时，难以实现按需加药。过量投加不仅会产生腐蚀，还会使絮体变得松散；加量不足，则去除不彻底。
通过在污水中投加碱，使Fe2+形成Fe(OH)2，在净化过程中随污泥排出系统，只对二价铁有效。该方法优点：方法简便，对硫酸盐还原菌有杀灭作用；缺点：水中碱度(碳酸氢根)也消耗碱，碱量大，要彻底去除Fe2+，pH值必须控制在10以上，导致结垢加重。
通过射流曝气装置，将空气引入到污水中，利用空气中的氧气将水中S2-、Fe2+氧化成S、Fe3+。该方法优点：操作简便、成本低廉，适应浓度范围宽，兼有除油作用。因气体溶解度小，氧气不易大量过量，并易被微生物消耗；缺点：前期需投入一定资金购置相应的设备；对罐内沉降环境有一定干扰，曝气口位置的选择是关键。
新疆油田含油污水结垢产物多以碳酸盐产物为主，要抑制CaCO3的结垢，有几种基本的途径，即：降低结垢离子的含量、投加阻垢剂、进行pH值控制、磁化处理等，其中最彻底的是去除结垢离子。
投加阻垢剂或防垢剂是油田控制结垢通常的做法，可以延长反应的诱导期，并且降低晶核生长的速率，在一定程度上阻止结垢的发生，并可以改变结垢物的形态，使之不形成硬垢。对注水系统和井下结垢的控制是有效的，但不能消除结垢反应的化学推动力，产生的结垢产物会增加注入水的悬浮物含量，堵塞低渗注入层。该方法优点：操作简便、成本较低；缺点：结垢的抑制作用是有限的和有条件的。
对碳酸盐结垢是有效的，在工业循环水系统广泛应用。该方法优点：操作简便、成本较低；缺点：产生额外的腐蚀，必须采取措施加以控制。
室内利用ScaleChem结垢软件，模拟地层条件，考察不同浓度的CO2条件下，含油污水中碳酸盐的结垢趋势。室内试验结果见图 1。
上述实验结果表明，利用水中碱度，适量加酸进行pH值调节，产生86 mg/L CO2，污水碳酸钙结垢量从138 mg/L降为0。
在污水中投加复合碱，破坏污水中的化学平衡，使HCO3-不断地离解为CO32-和H+，CO32-与Ca2+反应生成CaCO3，Fe3+和部分Fe2+与OH-生成Fe(OH)3和Fe(OH)2, 在净化过程中与污水中的悬浮颗粒一同形成污泥排出系统。该方法优点：操作简便、成本较低，从源头上控制系统结垢量并可减少水中Fe2+浓度。使污泥沉降速度大大加快，兼有对硫酸盐还原菌的抑制和对腐蚀的控制作用；缺点：污水罐结垢加重(需要采取措施加以控制)、系统泥量加大、脱除效率易受污水含油影响。室内试验结果见图 2(利用结垢软件进行碳酸钙和硫酸钙的室内模拟结果)。
由图 2可以看出，采用脱钙预处理后的净化水与未投加脱钙剂的净化水相比，在常压、20~80 ℃条件下，碳酸钙结垢趋势明显得到改善。与现场来液相比，投加100 mg/L脱钙剂预处理净化水，在30 ℃条件下，水中碳酸钙结垢量降低约为150 mg/L，其碳酸钙脱除率约为60%。这一结果进一步验证了上述理论依据的科学性。
目前，部分油田新建污水处理站均采用“电解食盐水”杀菌方式。经室内分析研究，只要控制水中余氯在0.3~0.8 mg/L，即可保证出站水细菌达标，且不会显著增加腐蚀。但此杀菌技术的应用有很多技巧，如果加药位置的选择、余氯的浓度控制不当，不但会影响杀菌效果，还会带来如下一些负面影响。
(1) 水中还原性物质会消耗大量的有效氯，油田水中主要为Fe2+、硫化物以及部分缓蚀剂和阻垢剂等，应避免在污水中直接投加。根据室内研究结果，10 mg/L的Fe2+或5 mg/L硫化物可将水中10 mg/L的有效氯完全消耗，导致杀菌失败。
(2) 余氯浓度过高将加重设备的腐蚀。如果在反应器前投加，还会对絮体的密实性产生不良影响，使絮体变得松散；严重时，甚至无法絮凝，影响后段絮体的沉降和过滤效果，最终影响到外输水悬浮物含量和含油量的达标。
(3) 杀菌效率随温度升高而增加，随pH值升高而降低。
按照原油处理系统以防为主的总体思路，结合室内评价结果，原油系统以投加阻垢剂的方式控制结垢的发生。为了尽可能扩大阻垢剂的受益面，减小原油处理系统的整体结垢程度，阻垢剂的投加点前移，最好设在原油系统来液端(分线的管汇处)，并采用连续投加的方式，加药浓度按来液量控制在10~15 mg/L，现场实施时可采用从高到低的方式逐渐优化加药浓度。具体实验结果见表 1。
从评价结果可以看出，PBTCA阻垢剂在不同温度下均能表现出良好的阻垢效果。恒温72 ℃可将碳酸钙结垢量从146.52 mg/L减小到34.32 mg/L。
新疆油田多数区块含油污水量大，而且结垢程度较严重。根据室内多次研究结果，通过投加一定量的脱钙剂，可有效控制碳酸盐结垢现象的发生。一方面，通过再次投加少量工业盐酸，不仅可降低水中HCO3-浓度，从而获取一定量CO2，进一步抑制碳酸盐结垢化学反应推动力，而且还可使外输水质的pH值变化较小。另一方面，在污水沉降罐中安装曝气预处理装置，不仅可进一步消除和降低污水系统来液中Fe2+和S2-浓度，而且还具有良好的除油、控油性能，可有效控制来液水质的稳定性，减轻药剂体系的抗风险性，为后段水质净化提供良好的来水水质。
针对某处理站混合污水中等偏下Ca2+浓度(280~300 mg/L)和高HCO3-浓度(900~1 000 mg/L)的水质特点，通过在净水过程投加脱钙剂的办法，将净水与脱钙有机地结合在一起，有效降低Ca2+浓度，从而减小结垢的化学推动力，减少碳酸钙垢的生成量。其试验结果见表 2。
表 2结果表明，投加不同浓度的脱钙剂后，净化后水中的Ca2+、Mg2+及HCO3-浓度有明显的降低趋势，净化后水中主要成垢离子以碳酸钙、氢氧化镁形态沉淀在污泥中并排出污水系统，促使系统后段水中成垢离子含量得到有效地降低，从根本上降低系统后段注水管网中结垢因子的化学推动力，在一定程度上确保污水地面系统水质长期稳定。
现场采用射流曝气装置在某采油厂污水系统进行了现场脱硫中试，外输泵出口污水中硫去除率由60.8%上升到了94.9%，净水水质的稳定性得到提高[6]。其现场中试装置见图 3，具体试验效果见图 4及表 3。
为了确保注入水井口细菌含量达标和减轻站内污水处理工艺设施及注水管网腐蚀程度，电解杀菌剂投加点的设置依据：①避免因杀菌剂的投加影响水中絮体的形态；②减小杀菌剂因水质恶化带来的消耗；③若采用电解杀菌集输，可将余氯投加点分别设置在污水系统前端和喂水泵入口处，一方面利用其强氧化性，除去系统来水中的还原性离子，另一方面则避免无谓的消耗，在较低的浓度下发挥良好的杀菌性能。考虑到余氯在长输管线应用中的局限性，可投加少量的季铵盐杀菌剂，以避免因管网二次污染导致细菌“复活”现象的发生。
缓蚀剂投加点的设置依据：考虑到水中余氯对系统管网的侵害性，为尽可能避免和减轻上游管网的腐蚀程度，把其加药点后移，这样既可以不影响水质的净化效果，又可以保障注水系统水质的稳定性。具体试验结果见表 4。
上述试验结果表明，装置运行平稳期间，控制出口水中ρ(余氯)维持在0.5~0.7 mg/L，水中细菌基本上被杀死。试验期间注水站出口水中余氯略有降低，水中细菌含量略有增加，但基本达标。
目前，新疆油田采出水处理中常采用的过滤器主要有双滤料过滤器和改性纤维球过滤器。其中，双滤料过滤器一般用做一级过滤，按填装的滤料分，有“无烟煤+石英砂”和“核桃壳+石英砂”，前者除悬浮物能力强，后者除油效果较好，但是控制颗粒粒径能力差。一级过滤精度基本可以达到ρ(悬浮固体)≤3.0 mg/L、悬浮物粒径中值≤3.0 μm。改性纤维球过滤器由于过滤精度高，一般用做二级过滤，过滤精度可达2 μm及以下。具体试验结果见图 5、图 6。
上述试验结果表明，现场净化水通过2级精细过滤，可将水中粒径控制在1 μm级左右，而且具有良好的除油效果。室内分析表明，过滤器出口水中均未检出含油。
新疆油田自主创新研发并不断改进的辐流式污泥浓缩池具有较好的污泥浓缩效果，可以将含水99%的污泥体积浓缩为原来的一半甚至更少，使底泥含水37%~48%，现场管理方便。对于浓缩池底部含水97%的底泥，尚需使用机械干化。目前，新疆各油田污泥处理一般采用脱水干化法，其工艺为：系统排除污泥→浓缩池→脱水工艺→泥饼→外运填埋。油田常用的有离心脱水机、板框压滤机[7]。现场污泥检测结果见表 5。
污泥比阻小于0.4×109 s2/g为易脱水污泥，从以上分析结果可以看出，处理站现场污泥比阻大于0.4×109 s2/g，属于难脱水污泥，需要在脱水前投加污泥脱水剂，降低比阻，以利于脱水。污泥脱水剂加量为20~50 mg/L。
总之，采用离心脱水机，通过加药调质，可使污泥中的固体颗粒压实，一般可将污泥含水率降低到75%，使污泥体积缩减为原来的4%。
目前，新疆油田经净化处理的含油污水均100%回注地层, 影响水质稳定性的主要因素是水质具有严重的碳酸盐结垢趋势、水中含有还原性金属离子(S2-、Fe2+)以及管网的二次污染等。这些因素的存在，往往使注水井口水中的悬浮固体颗粒、细菌含量严重超标，注水管网中结垢腐蚀现象较严重。为了提高、改善注水水质稳定性，现场采用原油处理系统投加阻垢剂，污水系统采用源头脱钙预处理净化技术，优化电解杀菌和腐蚀控制工艺参数，一级、二级污水过滤技术以及污泥脱水减量化技术，为油田长期稳定注水进而提高注水开发效果提供技术保障。
2014, Vol. 43 Issue (6): 693-699
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