油田除垢概述
油田集输管线的除垢工艺技术研究
1 前言
近年来，随着经济的迅猛发展，人类对石油的需求量也达到了空前的规模，为满足这种高速增长的需求量，各大油田，尤其是国内的很多油田相继进入到了开发的中后期，有些油田逐步开展了碱驱，三元复合驱等提高采收率的措施，加上本身有些地层水所具有的高矿化度特性，使得油田结垢现象非常突出。
油田结垢问题正严重制约着油田生产的正常运行，并带来巨大经济损失，对油田垢的防治已越来越受到人们的重视。油田垢的危害是多方面的，比如油田垢一旦生成不但会堵塞油层孔隙，减小驱替剂的波及面积，并可加大对油层的伤害[1]，致使原油产量下降。注水井结垢会造成注水压力升高、能耗增大；一旦使管线堵塞，还要增加起下井次数，致使油井免修期缩短；油井结垢后，套环空被垢充满，造成测试工具下不去、无法进行分注点等难题。集输系统一旦结垢会增大管道中的流体阻力、使输送能耗增加。结垢严重时，甚至会造成管道阻塞，影响正常输油和注水等任务。同时，一旦引发垢下腐蚀还可造成管道穿孔。举升（采出）系统结垢后，会造成油井断杆、卡泵[2]，导致油井减产、停产。当油水在管线中混合集输时，环境变化造成的结垢会以物理或化学的方式混溶于原油中，导致粘度增加，管网输送泵压增大，甚至堵塞管网，这种情况当油的初始粘度较高时尤为严重。
新疆油田车89井区水的矿化度高达56169mg/L，水型为CaCl2型，随着油田的不断开发，含水逐渐上升，管网结垢严重，单井管线更换后2个月堵死。2010年新建车89处理站建成投产后，单井采用密闭集输生产方式，随着油田的开发含水上升，管网结垢日益严重，严重影响集输系统正常生产。因此，对车89井区油水混合集输的结垢现状进行分析评价，通过结垢成因分析和变化规律研究，搞清影响混输系统结垢的主要因素，研究有针对性的除垢，防垢技术措施，保证油田的正常生产。
第2章绪论
2.1结垢类型
油田垢的种类是多种多样的，通过对油田垢进行的分析研究表明，油田垢主要是难溶性盐类的结晶物。其主要包括种类如下：CaCO3、MgCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4、FeCO3、FeS、Fe(OH)3、Fe2O3、Mg (OH)2、SiO2、NaCl等。其中，碳酸盐垢（CaCO3、MgCO3等）较易被酸化去除，危害相对较小；硫酸盐垢（CaSO4、BaSO4、SrSO4等）用一般方法很难去除，因此危害很大；而硅垢（SiO2、硅酸盐等）因其结构机理的特异性，也极难除去。油田垢往往以混合垢的形式存在，并以某种难溶盐垢为主。见表1.1。
表1.1 常见油田垢及表状[3]
Table 1.1 The categories and properties of common deposit scale in oilfield 垢物物理性状化学性状
FeS垢坚硬易碎的致密黑色物在酸中慢慢溶解并释放出
H2S气体BaSO4无杂质时，坚硬致密白色或浅
色细粒
不溶于HCl，不易清除垢层
SrSO4、CaSO4混
合垢混有腐蚀物或氧化铁时，褐色
致密；
无杂质时，浅色针状结晶体
常温下不溶于HCl，加热后
部分溶解剩余白色沉淀；
在酸性溶液中可缓慢溶解
CaSO4垢混有腐蚀物或氧化物时，致密
的褐色物常温下不溶于HCl，加热后部分溶解剩余白色沉淀
CaCO3垢
无杂质时，白色细粉
混有MgCO3时，菱形结晶
混有氧化铁或硫化铁时，黑色
或褐色致密物
易溶于酸，有气泡产生
溶解缓慢
易溶于HCl，有气泡生成
2.2 结垢机理
关于油田垢的形成原因，国内外专家学者通过长时间探索，基本形成如下五种观点[4]：
（1）流体不配伍
油田系统使用的水中通常含有杂质，当温度、压力、流速、pH值等条件发生改变时，与水接触的管道表面很容易结垢。如果将两种或两种以上的不同水混
注进地层，或者不同种水在地层中混合，就很可能会在生产井或者注水井种结垢。另外，原油采出时，注入水与采出水化学性质上不相溶，也会生产难溶盐的结晶物附着在接触面上，进而沉积成垢。
（2）热力学条件的变化
难溶盐类（如CaCO3、MgCO3等）溶解于水中，在一定温度、压力、盐度条件下，达到最大浓度。当其伴随水体进入井筒以后，由于环境的变化(如温度、压力下降等)，使其中在水体中的溶解平衡发生变化，于是这些难溶盐类溶解度下降，溶液出现饱和现象，导致沉淀生成。
（3）油井投产流速和生产压差过大
由于某些管道自身存在缺陷，或者在一些管道的转弯处。当油气流经时，自身的流速、压力及密度等会突然发生变化，造成难溶盐类在水体中溶解平衡的改变，因而聚集结垢，从而使管道堵塞。从分子动力学角度考虑，流体流速越大，溶液中离子活度越大、扩散越快，因而增加了成垢离子的碰撞机会，使得沉积成垢几率大大提高。此外，水中CO2的含量对CaCO3垢的形成有极为重要的影响，而这一数值又与空气中CO2分压成正比。如果生产压差过大，就会使水中溶解的CO2量存在很大差异，导致垢的生成。
（4）固液界面压力场吸附及微生物活动
油田作业中，井下温度、压力和水质都时常变化，当出现固液界面压力场吸附及微生物活动时，就会在在油井或地层内生成难溶盐类并聚结成垢。另外，采油伴生水中多含有CO32-、HCO3-等离子，对Ca2+而言，温度升高反而有利于碳酸钙垢生成。如果开采或运输过程中温度过高，就会在管道中形成碳酸钙垢。同时，三元复合驱中的碱剂也会导致体系水溶液的pH值升高，导致驱替剂在油藏环境及采出系统中严重结垢，对整个原油开采产生不利影响。
油田垢的种类多种多样，每种垢物都有自己的形成机理，如何采取有效而经济的方法去破坏垢的形成机制，是人们一直以来积极探索的问题。
2.3 油田除垢的研究现状
针对油田管道设施的结垢问题，常采用的防垢方法主要分为三类：物理防垢法、化学防垢法及工艺防垢法[5-7]。物理防垢法主要指使用某种仪器、设备对垢的形成进行干扰和抑制；化学防垢法指的是通过向注入水中加入某种防垢剂的方法阻止油田水结垢，这种方法有便于操作的优点，目前在实际生产中应用最为广泛；工艺防垢法指通过控制某种工艺条件来达到阻垢目的的方法。
2.3.1 物理除垢方法
物理防垢技术是利用某些物理仪器设备作用于成垢晶核上，这些被声磁电作用过的垢的晶核在水中就保持弥散或胶体的形式，在后续碰到管体表面时，很难
再长大形成垢，使油田水系统暂时失去结硬垢能力。油田常用的物理防垢技术主要有超声波处理技术和磁处理技术。
（1）超声波除垢防垢
超声波在溶液中传播时，可引起液体分子间距离的变化，使分子内聚力大大减小[8]，缩短了成垢盐的结晶诱导期，从而增大其成核速率。同时，超声波可使溶液介质内部产生空穴，其破裂时产生的强大压力峰能够将已析出的成垢盐晶体粉碎成细小的颗粒悬浮于介质中，易于随液流流走[9-10]。另外，随着溶液介质的变化，超声波的传播会产生一定的速度差，从而在界面上形成剪切应力，导致晶体分子与界面间结合力的减弱，防止成垢盐晶体附着在设备管路的壁上。
超声波的除垢作用主要是由超声空化作用以及因此而产生的高速微射流冲击作用引起的。由于超声波的机械效应，增加了固、液界面的湍流程度，固体表面上已有的垢受到侵蚀，物理形状得到改变，从而变软、变疏松，容易清洗甚至自行脱落下来。同时，高速微射流使振动气泡表面处在很高的速度梯度和粘滞应力（达到100Pa 以上）下，这种应力也足以破坏固体表面的垢层而使其脱落。（2）电磁防垢除垢
外加强磁场可影响水中离子间的吸引力，改变无机盐结晶，适用于含盐<3000mg/L的水溶液[11]。具体作用表现在：在高频电磁场作用下，水体中极性水分子受到交变电场的作用，产生偶极矩，作为偶极子的水分子被极化产生扭曲、变形、反转和振动，并可能与外加电磁场产生共振。水分子在正负电荷周期性振动和在磁矩方向的振荡下，形成了稳定的活性水。对于水中的溶解盐类，在高频电磁场作用下，也受到和水分子相同的作用。含有溶解盐的流体流经电磁场时产生电子激发，影响盐类的析出并改变结晶形态和成长速度。实验证明[12-13]，特定的能场能够有效抑制方解石的形成，产生纹石结晶，不再具有高强度的晶形排列，而只是松散的聚集。高频电磁场使CaCO3结晶析出后，并立即被活性水分子包围[14]，这些受极性水分子影响的CaCO3微晶，成为分散的小晶体悬浮在水中，抑制了微晶进一步生长成为水垢晶体，使CaCO3溶解度增大，同时，在电场力的作用下，Ca2+排列发生变化，难于趋向管壁积聚[15]，因而增加了水的水合能力和溶垢能力，达到防垢阻垢的目的。
高频电磁场的除垢机理：水体经高频电磁场处理后，水的物理性质如密度、黏度、渗透能力、表面张力、气溶性、离子水合作用、胶体的ζ电位等将发生变化。活性水对管壁垢层的渗透力增强，表面张力、密度、溶解度增大，活性水能溶解部分垢层；电磁场激发作用下生成的活性水中还含有活性氧，会影响到原有垢层分子间的电子结合力，进而改变晶间分子结构，使老垢由坚硬变得疏松。在各种因素的综合作用下，最终导致垢层松动、脱落[16]。
（3）电子防垢
电子防垢技术是以电子技术为基础，通过信号发生器产生一种极性、振幅和频率高速变化的电流，该电流又在管道中产生快速变化的磁场，对水中的钙、镁离子产生一种离子干扰作用，可以改变这些离子的电化学特性和物理特性，降低Ca2+、Mg2+、CO32-、SO42-之间的吸附能力，从而阻止这些离子之间结合成垢，达到管网防垢的目的。
2.3.2 化学法防垢
化学法的防垢机理是应用化学药剂的某些特性阻止无机盐在溶液和流体通道壁上结晶沉淀。采用的方法主要是离子交换、化学加药或阶段性酸洗等。
（1）酸洗防垢
在油田通常采用加酸或注CO2等使pH 值控制在6.5～7.2，来处理集输管线的碱性垢。而钡锶垢坚硬难溶，采用酸洗无效。另外，“酸处理工艺”处理垢的弊端也不容忽视，主要表现：(1)当垢被酸溶解后，随酸度下降，造成二次结垢；(2)酸除垢方法处理频繁、成本高；(3)油水井频繁酸洗会腐蚀油管、井筒、井泵等配套设备，缩短使用寿命，频繁酸化压裂会伤害油层；(4)频繁酸洗，造成产量下降；(5)酸洗废液排放，造成环境污染。
（2）加防垢剂
防垢剂是指加入到水中，能抑制垢生成的一类化学药剂。防垢剂技术就是在合适的管线部位和时机，如在管线的上游或抽油泵的下部，压裂或挤注作业时等，将防垢剂注入或放入，通过防垢剂的低限抑止机理或晶格畸变机理破坏和毒化已形成的垢晶体，达到抑止垢生长的目的。也可通过防垢剂的螯合作用使其和游离的钙、镁离子结合，形成稳定的可溶于水的五元化合物或六元化合物，减少水中的钙、镁离子浓度。所以即使水中有很多碳酸根离子或硫酸根离子，盐类垢也不再容易形成。
自20 世纪30 年代以来，防垢剂经历了从无机物到有机物，从小分子到高分子聚合物的发展历程。不同类型的垢所适用的有机物防垢剂的功能基团也不相同，三元复合驱垢适用的防垢剂一般含有羧基、羟基、膦基、磺酸基、氨基等功能基团，多种功能基团并存于同一分子中，不同分子量聚合物共存于同一产品中发挥其协同防垢作用。防垢剂可分为缩聚磷酸盐、膦酸盐、氨基多羧酸盐、表面活性剂和聚合物 5 个类型。近年来，国内外主要以有机膦酸型防垢剂和聚合物型防垢剂为主[17-18]，及其他各类型防垢剂复配使用。化学防垢剂因其具有成本低、对钙垢和钡、锶垢均有效等优点，被国内外油田普遍采用。
2.3.3 工艺法防垢
工艺法的防垢机理是改变或控制某些作业工艺条件来破坏或减少垢的生成机会。具体工艺防垢措施有：
（1）选择与地层水配伍的注入水，选择性封堵地层产出水
（2）控制油气井投产流速和生产压差，以免加快垢物生长
（3）提高流速，使井中油水混合液处于紊流状态
油田除了以上使用的防垢除垢方法以外，潘爱芳[19]等人提出了油田水源混配防垢法，该方法主要是通过采用地层水或油田污水与注入水在地表提前以最佳比例混配，使其混合后所含的成垢阴、阳离子能够完全反应而沉淀。避免地层水和注入水在油层内相遇而结垢，达到保护油层的目的。该防垢方法最大的特点是把地层水或油田污水作为除垢的沉淀剂，不受温度、压力等因素的限制，大大降低了采油成本，并适用于任何油田。针对注入泵阀的导向套或导向杆表面产生锈蚀和结垢的现象，陈仕宇[15]等人还提出了高分子防垢技术，就是通过对阀进行改造，在导向杆表面涂镀一层高分子复合材料，在导向套内高压压注一层高分子复合材料。高分子复合材料使导向套和导向杆表面的润湿角增大，垢无法在表面附着，防止了结垢。同时，高分子复合材料具有耐磨、耐高温、自润滑、耐腐蚀、强度高的特性，增加了阀的耐磨性，明显延长阀的使用寿命。
第3章车89井区油水混合液结垢机理研究
3.1 油水混合集输管线垢样成分分析
3.2 结垢影响因素研究
3.2.1 结垢的主要影响因素
油水混合集输管线的结垢影响因素很多，不仅与油水混合体系的物理性质、化学状态有关，而且与注采系统内岩石的组成、存在状态及地层中盐离子浓度、压力、温度等诸多因素有关，下面就几个主导因素加以阐述。
1．温度的影响
温度对结垢的影响主要是改变易结垢盐类的溶解度。盐类垢中以碳酸盐为主，当温度升高时，Ca(HCO3)2分解，产生CaCO3结垢[20]。
Ca(HCO3)2 CaCO3 +CO2 +H2O
该反应为吸热反应，温度升高，平衡向右移动，有利于CaCO3的析出。对于以CaSO4、BaSO4和SrSO4为主的盐类垢，主要是因为介质中的SO42-与Ca2+、Ba2+、Sr2+结合而生成难溶解沉淀。由于这些反应大部分也是吸热反应，随着温度升高，沉淀析出将会更多。温度也会影响细菌的繁殖速度和钢铁电化学反应的速率。各类细菌对温度的要求不同，大部分细菌的最佳适宜温度为2-40℃左右，随着管道输送介质温度的变化，细菌的繁殖率也会变化，对管道的腐蚀也就随之而变，从而影响腐蚀垢的生成速率。
2．压力的影响
压力对CaCO3、CaSO4、BaSO4结垢均有影响。CaCO3结垢有气体参加反应，压力对其影响相对较大。压力降低，成垢反应向生成难溶物的方向进行，可以促进结垢。在管道输送过程中，压力一般都是降低的，因此结垢呈上升的趋势。
3．流速对结垢的影响
对于各类污垢，污垢增长率随着流体速度增大而减小。这可解释为，虽然流速增大可以增加污垢沉积率，但是，流速增大所引起的剥蚀率的增大更为显著，因而造成总的增长率减小。流速降低时，介质中携带的固体颗粒和微生物排泄物沉积概率增大，集输管线结垢的概率也明显加大，特别是在结构突变的部位。流速的突变也可以解释为压力的变化，如果流速突然加大，引起局部脱气，使CO2
分压降低，从而引起CaCO3结垢。
4．含盐量的影响
含盐量除了影响注采系统的腐蚀外，还对集输管线的结垢有影响。当NaCl 浓度比较低时，CaCO3在NaCl 水溶液中的溶解度随NaCl 浓度的增高而增大；当NaCl 浓度达到一定程度(120mg/L)时，CaCO3的溶解度达到最大；然后随着NaCl 浓度的提高，CaCO3的溶解度又开始下降。所以含盐量对CaCO3垢的影响很大。
5．酸碱度的影响
采出水、回注水及地表水均不同程度地含有HCO3-离子。根据电离平衡原理可知，在高pH 值范围内只有CO32-，而HCO3-离子在中等值pH 范围内占绝对优势。因此，水的pH 值较高时就会产生更多的CaCO3沉淀。
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3 车89井区除垢工艺探究
3.1 油气集输管线结垢机理
3.2 结垢类型分析
3.3 除垢器除垢的特点优势
3.4 除垢器介绍及除垢原理
3.5 除垢工艺条件的优化
4 现场应用效果评价
4.1 现场应用除垢效果分析
4.2 整个除垢工艺的经济效益评价
5 总结
中原油田回注水结垢问题分析
收稿日期:2003-02-24;修稿日期:1004-02-12。作者简介:蔡爱斌,男,1988年毕业于西安石油学院化学工程与工艺专业,工程师。一直从事油田污水处理技术工作。 中原油田回注水结垢问题分析 蔡爱斌 吴建军 侯德霞 刘红霞 (中国石化股份有限公司中原油田分公司,河南范县457532) 摘要:油田回注水结垢不但会造成井筒堵塞,严重时会影响油气产量。回注水中Ca 2+,Mg 2+含量高以及外界条件变化(温度、压力、流速、p H 值等)是引起结垢的主要因素。中原油田原采用注入石灰乳的方法解决回流水的腐蚀问题,但会使系统Ca 2+浓度上升并使污泥量增加,因此最有效的办法是注入化学阻垢剂,同时要保证污水处理系统平稳操作。 关键词:油田 回注水 结垢机理 阻垢剂 污水处理 中图分类号:TE357.61 文献标识码: B 文章编号:1007-015X(2004)02-0062-03 油(气)田生产过程中,水的结垢问题已受到广大石油科技工作者的广泛关注。目前国内油田主要是采用注水开发,注水是为保证地层压力,提高原油采收率。油田注入水常有两种来源:一种是清水,即油田地下水或地表水;另一种是污水,即与原油同时采出的油层水。清水和污水经加药、絮凝、沉降处理后回注地层。 1 结垢危害与结垢部位 如果注入水的水质不合格或与油层水的水型不吻合以及盐含量过高都会引起结垢和腐蚀。结垢可以在地面管线和井筒内发生并造成堵塞。管线因结垢可能被堵死,即使不被堵死也会使管线阻力增加,造成能源浪费,甚至严重影响生产。结垢也可以在地层内发生,造成近井地带堵塞,使油层渗透率降低,井的吸水能力下降,直接影响到油气 生产,结垢还会引起腐蚀。油田管线结垢往往是致密的层状垢,为厌氧菌提供了繁殖的温床,一些厌氧菌(如硫酸盐还原菌等)在垢下大量繁殖,造成局部点蚀穿孔。 通过对地面注水系统的调查,易结垢部位多为管线下部、弯头处、闸门等流速发生突变或温度较高部位。 2 结垢原因 中原油田回注水中的主要成垢物质是碳酸钙。水中Ca 2+和Mg 2+含量高,Ba 2+和Sr 2+含量较低,矿化度在70000~140000mg/L 。这些离子与水中C O 32-及SO 2-4反应易产生CaC O 3,CaSO 4,BaSO 4,Sr SO 4垢。表1列举了中原油田几个污水处理站污水处理前后的分析数据。 表1 污水处理站污水处理前后分析数据 站名主要离子含量/mg L -1 K +Na +Ca 2+Mg 2+Cl SO 42-HCO 3 CO 32-矿化度/ mg L -1pH 值水型文三污来水 3629761865496728837342270114336 6.5CaCl 2滤后2495544238536835019270160794498.0濮三污来水4082725945916976733251760119280 6.5CaCl 2滤后38300241262562011391401871074507.0胡二污 来水4631545238698021417461860133746 6.5CaCl 2 滤后 45733 4247762788331663 394 171744 8.5 在给定的物理条件下,水中各种以离子状态存在的化学物质的溶解度是一定的。一旦外界条件发生变化,这些化学物质就可能成为固体而沉 经验交流 石油化工腐蚀与防护 Corrosion &Protection in Petrochemical Industry 2004, 21( 2) 62
油田注水水质标准
创作编号： GB8878185555334563BT9125XW 创作者：凤呜大王* 油田注水水质标准 一、油田注水水质标准 不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。 1、注入性 油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。 2、腐蚀性 油田注水的实施经历以下过程： 注水水源污水处理站注水站注
水井 在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。 影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。 3、配伍性 油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。 油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。 二、油田注水水质指标 1、悬浮物 一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上
新型高效油田回注水处理剂配方研究
常进行．本研究旨在研制新型复合水处理剂处理油田回注水，降低污水平均腐蚀率，使水质指标达到回注水标准．2 实验部分 ２．１试剂和仪器 试剂：混合碱ＳＨ－１￣４系列、助凝剂ＣＨ－１￣３系列、混凝剂ＡＮ－１￣４系列、稳定剂ＹＮ－１￣２系列． 仪器：ＳＺＤ－１型散射浊度仪，上海棱谱仪器仪表有限公司；ＳＣ－９５６型六联絮凝试验仪，湖北潜江市仪器厂；ＢＧ－１型微孔薄膜过滤器，无锡石油仪器设备有限公司；扫描电镜（Ｓ－５３０ＨＩＴＡＣＨＩＪａｐａｎ）；ＲＣＣ－Ｉ型旋转挂片金属腐蚀测试仪，山西新元自动化仪表有限公司；常规分析用仪器等．２．２ 筛选试验 实验采用含油２８．７ｍｇ／ｌ、ｐＨ＝６．５、水温４５￣５０℃、２００ｍｌ污水水样，投加不同的混合碱、助凝剂、混凝剂和稳定剂，采用六联变速搅拌器，以５０ｒ／ｍｉｎ、８０ ｒ／ｍｉｎ、１２０ｒ／ｍｉｎ、１６０ｒ／ｍｉｎ 搅拌不同时间，进行混凝试验，混凝搅拌后，根据矾花大小与沉降快慢，分别测定水浊度与渣体积，筛选出合适的药剂配方［３］． ２．３混凝工艺流程 结合污水现行处理工艺、水质特点及处理药剂的实验结果，通过对污水的ｐＨ值调节、温度、各种药剂组合配伍试验、药剂加入量及加入顺序、不同药剂间隔时间等实验操作，采用四步混凝法污水处理工艺技术，确定最佳处理流程方案［４］，如图１． 3 结果与讨论 ３．１混合碱的筛选 在ｐＨ＝８．５水质中，投入不同的混合碱及相同的助凝剂和絮凝剂的前提下，其处理水浊度和渣体积如图２所示．从图中可以看出，使用ＳＨ－３混合碱，具有较好的水处理效果． 图２ 不同的ＳＨ系列对处理效果的影响 （ｐＨ＝８．５） Vol.28No.5 M ay 2012 赤峰学院学报（自然科学版）Journal of Chifeng University （Natural Science Edition ）第28卷第5期（下） 2012年5月1油田污水概况油田采出污水绝大部分经处理后回注地层，起到补充地下水亏空及驱油的作用．油田回注水处理是石油生产工业中的重要环节，油田污水矿化度高，游离ＣＯ２含量高，呈酸 性，ｐＨ值偏低，总铁离子含量高，存在ＨＣＯ３－、Ｃｌ－ 、ＳＯ４２－等离 子，对油井造成腐蚀结垢［１－２］．产出污水水质分析如表１，水中含油、 腐蚀率、ＳＳ、∑Ｆｅ、细菌等主要指标均大大高于部颁标准，腐蚀结垢严重，细菌滋生，严重影响油田注水工作的正新型高效油田回注水处理剂配方研究 方正辉，龙 革 （岳阳职业技术学院，湖南 岳阳414000） 摘要：实验探讨出一种适合于矿化度高的油田污水处理的低磷配方.该配方使用后悬浮固体SS 量、水质总铁含量、含油量分别达到0.06mg/L 、2.0mg/L 和1.4mg/L ，SR B 、TGB 均为102个细菌/mL ，浊度降到0.2Ntu ，并且水质稳定. 关键词：水处理剂；低磷；油田回注水中图分类号：Ｘ７４１ 文献标识码：A 文章编号：1673-260X （2012）05-0052-02 项目pH 总铁(mg/l)悬浮固体(mg/l)含油 (mg/l)平均腐蚀率 (mm/a)SRB (个/ml)TGB (个/ml)游离CO 2 (mg/l)浊度 (Ntu)水质 6.5 7.8112.328.7 1.0751*******.31 111.4 部颁标准 0.5 ≤4.0 ≤1.0 <0.076 <102 102 注：平均腐蚀率为静态挂片结果 表１ 油田水质 图１污水处理工艺流程 ５２－－
油田采出水处理工艺概述
油田采出水处理工艺概述 摘要：我国油田广泛采用采出水有效回注对油田进行高效开采，因此，油田采出水处理技术的发展对油田的再开发和可持续发展意义重大。本文概述油田采出水处理的发展历程，并对油田采出水处理的现状和水处理存在的问题进行阐述，并提出建议，以期为油田水处理的发展提出帮助。 关键词：油田采出水水处理现状及问题 一、概述 我国大部分油田采用注水开发方式，随着油田的不断开发，油井采水液的含水率不断上升，一些区块的含水率已达80%以上，对采出水进行处理、有效回注成为解决油田污水既经济又实用的途径[1，2]。目前，含油采出水已成为油田主要的注水水源，尤其是在延长油田等缺水油区。随着油田外围低渗透油田和表外储层的连续开发，为保证油田的高效注采开发，对油田注水水质的要求不断提高。因此，油田水处理技术已成为我国石油生产中一项重要技术。 二、采出水处理工艺 1.采出水处理现状 油田采出水成分比较复杂，含油量及油在水中存在形式有差异，且常与其它污水混合处理，单一采出水处理设备处理效果不佳；在实际应用中，通常是两三种水处理设备联合使用，才能确保出水水质达到回注标准。另外，不同油田的生产方式、环保要求及净化水的用途等不同，造成油田采出水处理工艺技术的差别比较明显。 2.采出水处理的发展历程 在油田采出水处理工艺中，通常采用“预处理+深度处理”方式处理。进入深度处理设备前的一系列处理方法称为预处理，包含一级处理与二级处理。常见的一级处理有重力分离、浮选及离心分离，主要除去浮油及颗粒固体；二级处理主要有过滤、粗粒化、化学处理等，主要是破乳和去除分散油。深度处理有超滤、活性炭吸附、生化处理等，主要去除溶解油。 采出水处理工艺具有明显的时代特征，主要分四个阶段： 2.1沉降除油+石英砂过滤 油田开发初期（1978～1985年），原油脱水采用两段电化学处理流程；污水处理工艺采用自然浮升、混凝沉降、压力过滤等流程，采出水主要以排放为主。
油田含油污水处理工艺
油田含油污水处理工艺 目前我国很多陆地油田都属于渗透性油藏，在油田生产开采中后期阶段，这种情况下都会采取注水开发工艺，而注水工艺的水源主要是来自油田含油污水处理后的净化水，而少量经过生化处理后的水进行外排，但是根据相关水质标准要求，油田含油污水外排一定要达到污水综合排放相关排放标准的具体要求。这就要求油田企业必须要针对污水处理工艺进行不断改进，这样才能满足生产实际需求。 1 污水处理工艺改进 1.1 增加预脱水器 由于目前油田生产规模在不断扩大，导致来液量急剧增加，联合站的原油脱水处理工艺流程经常会处在超负荷运行状态下。针对这种现象，可以通过现有的脱水系统进行扩建改造，在其中引入与脱水器，来针对来液进行预处理，这样就能够有效提升油田脱水处理系统出口处的含油标准，保证整个生产系统实现正常运行。 易脱水处理主要具有以下一些优点：首先，预脱水技术采用了范围相对比较大的油水液面调节技术，从而使得预脱水器实际的分离适应力得到有效提升，能够完全满足油田在不同生产开采阶段油水分离的实际需求。其次，充分运用了中间层洗涤技术。根据来液物性的差异，针对中间层的厚度进行合理控制，以此来充分保证油水实现有效分离。最后，通过设置水力排砂机构，针对脱水器进行定期冲砂处理，这样就能够充分保证实现正常运转。 1.2 污水处理系统改进 在实际进行污水处理的过程中，通常情况下都会采取多个核桃壳过滤器并联运行的方式，并且在每个核桃壳过滤器把顶部设置了相应的加油口，而且在核桃壳过滤器的进出口位置要分别设置相应的取样点。当整个过滤系统在投产使用后，由于进入过滤器内部的油污以及一些胶质物质会对核桃壳滤料产生较大的影响，从而导致滤料出现被污染现象，甚至出现板结或者滤速降低、水质变化等现象，在经过过滤后，水质不能满足实际要求。他这种情况在一些联合站超负荷运行状态下表现得尤为明显，如果来液中含有大量的杂质、乳化液、油污，就会导致在整个处理过程中整体处理质量，甚至在一些情况下经过过滤后的污水水质出现变坏现象。
油田注水水质标准
油田注水水质标准 一、油田注水水质标准 不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。 1、注入性 油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。 2、腐蚀性 油田注水的实施经历以下过程： 注水水源污水处理站注水站注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。
影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。 3、配伍性 油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。 油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。 二、油田注水水质指标 1、悬浮物 一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。 从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤 2、油分
次氯酸钠消毒系统在油田回注水处理领域的应用
次氯酸钠消毒系统在油田回注水处理领域的应用 摘要：随着我国油田开采业的发展，多数油田进入采油后期，油田回注水产量 巨大。回注水中含有较多的细菌，对管道及环境产生不利影响。次氯酸钠消毒系 统是采用电解食盐水或海水的方式生产次氯酸钠溶液，所产生的溶液具有强氧化性，使回注水中的细菌受到不可逆的损害，从而起到灭菌作用。次氯酸钠消毒系 统根据现场的实际需求进行系统设计，具有杀菌效果好、无人值守化程度高、绿 色经济等特点，是油田回注水消毒技术的重要发展方向。 关键词：回注水；次氯酸钠；电解食盐；绿色环保 1.油田回注水 油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身能量将不断地被消耗，致使油层压力 不断地下降，地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地 下残留大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力， 实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水[1]。 图一油田注水系统 Fig 1 Oilfield water injection system 采出水的作用是保持油层的压力，原油在注入的高压水的压力下向一侧移动，最终原油 和水一同被采出，随着我国油田开采程度的不断深入，采出液中含水率也在不断升高，高含 水后期开采阶段采出液含水率可高达90%以上，采出水在油田污水总量的占比最大，如处理 不当，将会造成注水管路的腐蚀结垢，对油田所在地的地下土壤、水体产生污染[2]。 油田采出水中含有大量的有机物、悬浮物及微生物，容易引发管道大面积的堵塞和腐蚀，将对采油系统产生负面的影响，因此需要对采出水进行合理处理，以达到可回注的条件[3]。 回注水消毒杀菌技术从作用方式上可以分为物理法和化学法[4]。物理法包括紫外线照射、超声波处理、脉冲杀菌等；化学方法包括常见的TS-789A、1227、790药剂消毒等[5]。目前 化学杀菌剂在我国油田回注水消毒杀菌领域应用非常广泛，但药剂对环境产生的潜在污染风 险和细菌对药物的抗药性的不断增加等问题逐渐暴露出药剂类杀菌的弊端。 现场制备次氯酸钠系统作为一种利用食盐水为原料直接制备消毒药剂的高性能的消毒工艺，已在广泛的应用于火电、核电、自来水厂及沿海炼油企业的冷却水杀菌系统中，具有高效、稳定、安全等优势，此技术逐渐受到广大读者的重视并在油田回注水中推广。 2.次氯酸钠消毒系统 2.1 消毒原理 现场制备次氯酸钠消毒系统原理为采用电解食盐水制备次氯酸钠技术，其反应机理为：阳极反应：2C1--2e→Cl2 阴极反应：2H++2e→H2↑ 水解反应：Cl2+H2O→HClO+HCl
油田水处理(在用)
第一节油田污水的来源 水是石油生成、运移和储集过程中的主要天然伴生物。 石油的开采经历了三次采油阶段： 一次采油:油藏勘探开发初期，原始地层能量将部分油气水液体驱 向井底，举升至地面，以自喷方式开采. 采出液含水率很低 二次采油有注水开发和注气开发等方式。高压水驱动原油。存在问题：经过一段时间注水后注入水将随原油采出，且随开发时间的延长，采出油含水率不断上升。 三次采油注聚合物等驱油。 油田含油污水来源 原油生产过程中的脱出水:原油脱水站、联合站内各种原油储罐的罐底水、含盐原油洗盐后的水。 洗井水为提高注水量、有效保护井下管柱，需定期对注水井进行洗井作业。 为减少油区环境污染，将洗井水建网回收入污水处理站。钻井污水、井下作业污水、油区站场周边工业废水等全部回收处理净化，减少污染，满足环保要求。 原水:未经任何处理的油田污水。 初步净化水:经过自然除油或混凝沉降除油后的污水。 滤后水:经过过滤的污水。 净化水:凡是经过系统处理后的污水都叫净化水。 第二节污水处理利用的意义 1、含油污水不合理处理回注和排放的影响 油田地面设施不能正常运作造成地层堵塞而带来危害造成环境污染，影响油田安全生产 2、油田注水开发生产带来的问题 注入水的水源 油田注水开发初期，注水水源为浅层地下水或地表水（宝贵的清水），过量开采清水会引起局部地层水位下降，影响生态环境。 对环境的影响 随着原油含水量的不断上升，大量含油污水不合理排放会引起受纳水体的潜移性侵害，污染生态环境。 二、腐蚀防护与环境保护 油田含油污水特点： 矿化度高溶解有酸性气体腐蚀处理设施、注水系统溶解氧 三、合理利用污水资源 水源缺乏的办法之一：提高水的循环利用率油田污水经处理后代替地下水进行回注是循环利用水的一种方式。若污水处理回注率100％，即油层中采出的污水和地面处理、钻井、作业过程中排出的污水全部处理回注，则注水量只需要补充由于采油造成地层亏空的水量，因而节约大量清水资源和取水设施的建设费用，提高油田注水开发的总体技术经济效益。 第三节水质标准 一、油田开发对注水水质的要求 油田注水的服务对象：致密岩石组成的油层 要求：保证注水水质，达到“注得上，注得进，注得够” 。 对净化采出水的具体要求:化学组分稳定，不形成悬浮物；严格控制机械杂质和含油；有高洗油能力；腐蚀性小；尽量减少采出水处理费用。 油层条件对注水水质的要求：低渗透油田注水水质标准。 目前，陆上低渗透油藏为35％左右，且每年新探明的石油地质储量中低渗透油层所占的比重越来越大。 二、净化污水回注水质标准 1、注水水质基本要求注水水质确定：根据注入层物性指标进行优选。 具体要求： 对水处理设备、注水设备、输水管线腐蚀性小； 不携带超标悬浮物、有机淤泥、油； 与油层流体配伍性良好，即注入油层后不使粘土发生膨胀和移动。 2、注水水质标准 由于各油田或区块油藏孔隙结构和喉道直径不同，相应的渗透率也不相同，因此，注水水质标准也不相同。下表为石油天然气行业标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》SY／T5329－94水质主控指标。 3、注水水质辅助性指标 辅助性指标包括： 溶解氧水中溶解氧时可加剧腐蚀。腐蚀率不达标时，应首先检测氧浓度。 油田污水溶解氧浓度<0.05mg/l，特殊情况不超过0.1mg/l；清水中溶解氧含量要小于0.5 mg/l。 硫化氢硫化物含量过高，说明细菌增生严重，引起水中悬浮物增加。油田污水中硫化物含量应小于2.0 mg/l。 侵蚀性二氧化碳=0，稳定 侵蚀性二氧化碳含量>0，可溶解CaCO3垢，但对设施有腐蚀
油田污水处理方法
油田污水处理方法 随着各种科学技术的出现以及发展，我国在油田的开采上已经出现了许多种可以提升油田的采收率的方法。在技术不断更新的过程中，我国对油田的采收率确实是有了一定的提升，但是应用的技术所产生的聚合物污水也随着采收率的提升而增加。何为污水呢?污水又被称为采出水，而且污水根据不同的属性也存在不同的分类，即就其储层来分的话，则为侏罗系污水以及三叠系污水，再者由于这两种污水的油层物性的不同，因此在对这两种污水进行处理的时候不同使用同层回注的方法，否则很可能会导致地层出现结垢或者被堵塞的现象。而且也因为各种开采技术的运用，如今油田的采出水大部分都具有黏度较大、油滴粒径小等特点，增加了处理难度。为了更好的发挥出油田污水的价值，在对油田注水的时候，在对污水的处理上要务必达到处理标准。 一、国内外研究现状 目前，国内外皆对油田的开采非常重视，特别是对其采出液，也就是污水进行了大量的研究，为了更好的解决污水问题。据研究表明，如今大部分油田的采出液除了都含有聚合物外，还包含了其他的原油、三元复合的盐溶液以及矿物质等，特别是聚合物污水，这种污水中由较高的矿物质含量、多种细菌以及化学成分。就污水中的聚合物来分析，大部分的污水中的聚合物一般分为悬浮、分散、乳化以及溶解这四种，其中最难处理的就是乳化类的聚合物。通过一定处理后的污水去向有以下几种，其一，聚合物污水达到污水排放标准后，将其进行排放处理;其次，对其进行二次利用，作为驱油实验的水资源;再者就是当聚合物污水中的离子量达到一定的含量后，可以将其注入到油田储层中。以上后续处理措施中，就如今建设环保社会理念来说，对污水实现二次利用是可以在很大程度上改善油田采出液现状的一个措施。 二、油田注水工艺的基本概述 为了进一步提升油田的采收率，有效的对油田进行开发，采用油田注水的开采方法是较为稳妥的方法。为了保证开采出的油田的质量，防止出现渗透、水窜的现象出现，在开采过程中对油田进行注水的时候可以采取中渗透层注水或者低渗透层注水的方式，使用此种方式可以有效的避免整体性注水的状况发生。分层注水工艺可以很大程度上使得油田的注水率得到提升，进而提高油田的采收率，为整个社会的油田开采进度的提高有着促进作用。 三、油田污水的概况及处理方法 3.1 污水特点 由于油田的属性与平常的水质有差别，因此油田产生的污水与日常中产生的污水也有一定的不同，相比于一般的污水，油田污水中含有的成分种类较为繁多，比如原油、固体颗粒、盐类、化学试剂等，而且在对油田开发的过程中每一道工序都会产生污水，所以说油田污水的来源也是很复杂的。再者因为我国的油田分布的地理位置以及地质有相对的差异性，所以不同位置的油田在开采过程中使用注水方式、改造方式等开采工艺不同，进而就造成了污水愈来愈复杂，越来越难处理的现象出现。污水的复杂性可以从以下几方面来分析：其一，就污水的高油量来说，油田产生的污水中的含油量较高，其中原油，主要的存在性质就有四种，即溶解油、分散油、漂浮油以及乳化油;其二，就污水中的土体颗粒来说，污水中的颗粒的直径一般是2—101um大小的，而且多以细小沙粒状、粉砂以及黏土颗粒几种形式存在;其次就是污水中的盐类了，污水中含有的盐量较高;最后则是污水中有许多的微生物，这些微生物大多是腐生菌，或者硫酸盐还原菌。而且，目前的油田开采中的现象显示，我国的油田产生的污水量已经远远的超过了其注水量，而且还有逐渐上升的趋势，很大程度上阻碍了油田的注水效率，也不利于油田采收率的提高，所以对油田污水采取一定措施进行处理解决刻不容缓。
油田注水水质及处理技术分析
油田注水水质及处理技术分析 摘要：油田工程作业流程复杂，工序繁多，涉及众多专业化内容。油田注水作 为油田工程中的重要组成，注水水质直接影响到油田开采质量。若油田企业不重 视水质问题，不只对地层产生巨大危害，还会降低出油率，使油田企业面对巨大 的经济损失，对油田企业在新时期的健康发展产生不利影响。如此，本文探究油 田企业常规水处理流程，提出油田水质处理技术。 关键词：油田；水质；处理技术 我国油田开发已经进入后期阶段，注水开发工作对原油污水进行科学的回收 及处理，对油田社会效益及经济效益具有重要意义。但在水回注前，工作人员应 当采取有效的措施处理污水，保证回收及排放的水达到对应标准，如此才能保证 油田生产工作顺利开展。工作人员需要对油田注水水质进行分析，采取科学的处 理技术让保证注水安全，对此，本文针对油田注水水质及处理技术展开分析。 一、水处理流程 油田工作中水处理划分为两种方案，第一种方案是高压水站注水，在多井配 水计量方式下完成注水工作。第二中方法是高压水站在若干支线配水阀组处理下 完成注水。 （一）清水及污水系统 清水系统利用柴油密封及胶膜隔氧方法完成密闭注水，在水处理过程中，若 发现含氧量较高的区域，可利用化学除氧方法对含有阳离子的区域完成机械真空 脱氧。此外，油田工作人员也可利用纤维球过滤及PEC燃烧过滤净化水质。针对 周期性注水工作，可采取段赛式投入杀虫剂的方法，消灭细菌的同时，抑制细菌 增长速度，也可利用连续投加防垢剂方法避免地层快速结垢。自整体上看，完整 的水质处理技术，有利于缓解腐蚀速度，实现稳定注水。 污水系统在井口给药或者大罐溢流沉降等方式完成脱水，在净化及过滤过程中，对污水有效处理，将处理后的污水重新灌注到地层。油田工作人员还需应用 先进的精细过滤技术及膜技术，持续性改善水质，自根本上提升油田注水质量。 （二）污水处理进展 第一，离子交换技术。现代化技术高速发展，污水处理技术也同样在不断革新，比如，离子交换技术，该技术将沉淀后的污水去除油污，污水被排放到高效 氮气气浮池后，使得油污分散，进一步处理乳化油，使污水中的含油量控制在 20/L以下。 第二，膜超滤技术。该技术中的膜装置是滤水的主要工具，其中增加一定压 力后，可结合多孔材料的拦截功能以物理方法将污水中的菌体及有机分子、颗粒 物拦截，从而达到筛分污水组分的目标。膜超滤技术可达到固液分离及无相态变 化效果，维护过程较为便利，近几年在油田企业污水处理中应用广泛。 第三，纳滤技术。油层中含有大量的钡离子，容易导致地层快速结垢，使得 油气开发面对阻碍，油田产量降低，在结垢的地层中注水压力随之提升。纳滤技 术是自水质源头进行处理的技术，该技术有利于去除污水当中的杂质，从而解决 油井及储层持续结垢的问题。 二、油田水质处理技术 油田污水处理过程中，还需利用处理剂及杀菌剂等工艺展开处理，此类处理 技术较为便捷、效果明显，但在处理剂及杀菌剂使用过程中还要注意一定的问题。 （一）处理剂
油田水处理存在的现状及存在的问题浅析
油田水处理存在的现状及存在的问题浅析 发表时间：2018-12-19T15:58:51.203Z 来源：《基层建设》2018年第31期作者：杨莎莎李素娟王永斌[导读] 摘要：近年来我国石油开采量和使用量不断增加，我国石油大多数采用注水式开采，并且进入高含水期，开采石油造成的污水量非常大，这就造成了采油污水难处理的问题。 中原油田采油四厂采油管理三区河南濮阳 457000摘要：近年来我国石油开采量和使用量不断增加，我国石油大多数采用注水式开采，并且进入高含水期，开采石油造成的污水量非常大，这就造成了采油污水难处理的问题。本文主要从油田水处理技术和设备出发，分析油田水处理的现状；并浅析油田水处理存在的一些问题。 关键词：油田水；现状；技术；设备；问题前言：油田水主要为油田采出水，主要污染物为石油类。这部分废水的量较大，若直接外排将对环境造成很大影响，因此国内外对采油废水的处理方法主要是采用隔油、过滤等措施，处理达标后再回注地层。这既减缓了污染，也降低了开发成本。目前，处理含油污水的设备有多种，主要包括自然除油罐、斜板除油罐、粗粒化除油罐、压力除油罐、组合除油装置、压力滤罐和单阀滤罐等。为了达到理想的处理效果，根据原水水质和净化水水质的要求，由上述各种设备及相关辅助设施可组合成多种污水处理工艺流程，如自然除油混凝除油压力过滤流程、粗粒化混凝除油单阀滤罐过滤流程和自然除油粗粒化压力除油压力过滤流程等。在采油废水用作低渗透油田注水的处理工艺研究中，目前已有许多较成熟的单元处理技术，如各种精细过滤技术及设备、膜分离技术等，且在许多低渗透油田的采油废水处理过程中得到了一定范围的应用。但由于低渗透油田地层条件的千差万别，以及环保、经济等方面的问题，各油田的处理技术和目的要求也有较大不同，主要表现在技术设备选取和处理后采油废水的去向等方面。 一、油田水处理技术现状 随着科技的发展、油田水治理专家的不断努力、政府的支持，解决石油水问题技术不断创新和发展，处理方式不断成熟，处理效率和质量不断提高。经过大致归类，可以分为传统型和新型处理法。 1、传统型： 物理法物理法就是把油田水中的悬浮类杂质和某些矿物质等清除，从而使得废水和污水得到更好的处理。物理处理法大致包括过滤法、过滤分离法、离心分离法、粗粒化法、蒸馏法、膜分离法等。 化学法化学法一般是指去除油田水中利用物理法或者化学法等不能去除的某些胶体或一些溶解性物质，尤其是污水或废水中含有油的乳化油，只能利用化学法才可以除掉。这样就可以使污水和废水中的污染物得到清除，水质得到更好的改善。化学法主要包括中和法、混凝沉淀法、化学破乳法、化学氧化法生物法生物法是使用生物的生化作用把油田水中比较复杂的有机物进行分解，变成简单的物质；把污水中含有毒的物质分解转化为无毒的物质，最终使得废水和污水得到更好的净化。生物法基于是否需要氧气可以归为两类，即好氧生物处理法和厌氧生物处理法。 物理化学法物理化学法其实就是把物理法和化学法结合起来，进而使油田水得到净化，改善水质。物理化学法大致包括两种，即气浮法和吸附法。物理化学法综合物理法和化学法可以使得废水和污水的净化的相对更加彻底，水质更加健康。 新型处理法现在，随着科技的发展和专业人员的努力，新的处理油田水方法增加了几种，虽然不太成熟，但是处理效率和彻底性较传统的更好。滤膜技术就是把油田水通过筛网状过滤介质膜的“筛分”作用进行分离，这样就可以彻底地过滤、去除污水中的悬浮物质等。PAC絮凝一膜分离法是使用微滤技术对油田中悬浮物质的过滤和絮_PAC对油田污水和废水中乳化油和胶体稳定性的破坏作用，这样可以极大地去除油田污水中的含油量、悬浮物质等。电解盐水杀菌技术，即利用电解饱和盐水产生次氯酸钠与细菌发生化合作用，进而更好的杀菌，这个技术杀菌的效果相当好，并且还有成本低廉和操作简单等特点。电絮凝处理技术，即通过电解油田中的含油污水和废水，进而达到去除水中的重金属、固体悬浮物、乳化有机物和一些其它的污染物，从而使得水质得到净化。 二、油田水处理存在的问题 油田水虽然经过了污水和废水处理站的处理，但是仍然存在着一些问题。如果油田水不好好处理的话，会直接对水资源，对环境造成极大的影响。因此，对于油田水处理存在的问题研究有很大的意义，通过分析油田水存在的问题，尽力达到最理想的油田水处理结果，从而进一步加强我们的环境建设。 1、处理成本较高 污水和废水处理的成本较高，这主要表现在两个方面。一个是系统的故障较多，检修的难度比较大，耗费时间较长，并且系统的保障性能差；另一个是需要不断添加的杀菌剂等各种药剂的处理费用较高。 2、水质达标率低 由于过滤设备和一些管线的内部腐蚀比较严重，设备里的某些零件也损次数较多，这样就造成一些滤料漏失。还有就是存在着一些管线腐蚀的穿孔问题，某些阀门不能正常的使用。最终导致水质不达标，含铁量和悬浮物质的含量较高。 3、除油单元效率达不到预期效果 如今，压力沉降除油罐和重力沉降除油罐是完成除油的主要设备。重力沉降除油率和压力沉降除油率较低，与设计的80一95%有相比有较大的差距。油田水处理存在的问题，除了以上提到的五个以外，还有悬浮物含量高、含聚污水没有有效处理工艺、系统抗冲击能力低和配套设施不齐全等问题，需要我们进一步的解决。解决油田水问题，最重要的是利用高科技，所以，大力推动科技的发展是至关重要的。