采油厂注入水质标准和水质监测
一、水质基本要求
(一)水质稳定,与油层流体配伍性好,不产生沉淀。
(二)水注入油层后,不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊。
(三)水中不应携带可见悬浮物,以防堵塞注水井渗滤端面及渗流孔道。
(四)对注水设备及管线腐蚀性小。
(五)当采用两种水源进行混合注水时,应首先进行室内实验,证实两种水的配伍性好,对油层无伤害才可注入。注入
(六)评价注水水源、确定注水水质指标计算方法应按《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》SY/T5329-94的要求进行。
二、注水水质辅助性指标
(一)水质的主要控制指标已达到注水要求,注水又较顺利,可以不考虑辅助性指标。如果达不到要求,为查其原因可进一步检测辅助性指标。包括溶解氧、硫化氢、侵蚀性二氧化碳、铁、pH值等。
(二)水中有溶解氧时可加剧腐蚀。当腐蚀率不达标时,应首先检测溶解氧,油层采出水中溶解氧浓度最好小于0.05mg/L,不能超过0.10mg/L。清水中的溶解氧要小于0.50mg/L
(三)侵蚀性二氧化碳含量等于零时,此水稳定;大于零时,此水可溶解碳酸钙并对注水设施有腐蚀作用;小于零时,有碳酸盐沉淀出现。侵蚀性二氧化碳:-1.0mg/L<CO2<1.0mg/L
(四)系统中硫化物增加是细菌作用的结果。硫化物过高的水也可导致水中悬浮物增加。清水中不应含硫化物,油层采出水中硫化物浓度应小于2.0mg/L
(五)水的pH值应控制到7±0.5为宜。
(六)水中含亚铁时,由于铁细菌作用可将二价铁转化为三价铁而生成氢氧化铁沉淀。当水中含硫化物(S2-)时,可生成FeS沉淀,使水中悬浮物增加。
三、水质标准
注入水质指标按照《2011年延长油田注水水质标准(试行)》级执行。
2011年延长油田注水水质标准(试行)
水质指标
标准分级及注入层平均空气渗透率,1×10-3m2
1.0
Ⅱ级 1.010
Ⅲ级 1050
Ⅳ级 50100
Ⅴ级 100
悬浮物含量, mg/L
≤2
3
≤5
≤8
10
颗粒直径中值, um
≤2
2
≤3
≤3
5
含油量, mg/L
≤3
5
≤8
≤10
20
平均腐蚀率, mm/a
≤0.076
硫酸盐还原菌,/ml
≤10
腐生菌, /ml
≤102
铁细菌, /ml
≤102
总铁量, mg/L
≤0.5
pH
6.57.5
溶解氧, mg/L
≤0.05(油层水)、≤0.5(清水)
硫化物,  mg/L
清水0、油层水≤2.0
配伍性
良好(岩心伤害率≤30%
侵蚀性二氧化碳,  mg/L
-1.01.0
四、水质监测制度
(一)注入水取样位置:水处理设备出口、配水间、井口。对联合站还要取二级沉降罐出口水样,分析沉降效果和二级过滤出口水样,分析过滤效果。
(二)注入水质要求联合站1取样化验1次,注水站1取样化验1次,监测井点1月取样化验1次,并建立水质化验档案。发现水质不合格时要增加化验次数,随时进行监测,同时联合站、注水区队要及时通知石化院进行停注整改,及时采取处理措施,直至水质达标。
(三)悬浮物、含铁、溶解氧、含油量、PH值、硫化物、颗粒直径中值7个主要项目,联合站1天化验1次,其它注水站点1周化验1次。平均腐蚀率、细菌2个项目各站点1季度分析化验1次,配伍性11次。采油井水型分析化验11次。
(四)勘探开发研究所定期到各采油大队(联合站)监测抽查水质情况,进行分析。
(五)注入水质主要控制指标严重超标时,各注水站点必须立即停注,通知石化研究院进行整改,直至水质达标。停注后,凡发现违规注水的,按照规定,严肃处理相关责任人员。造成损失的,追究处理相关人员责任并使之承担损失。
(六)采油大队为各注水站点调运的污水,含油不得大于500mg/L,污水撬装站不得大于300mg/L
(七)采油大队、联合站要定期及时清理沉降池或污油池、储水罐内的油污、泥沙;定期及时清理注水井口过滤器、注水泵栏式过滤器;定期及时清理注水井口配水器、单井流量计。尤其是清水罐要保持清洁干净无油污。
五、注水站供水水源要求
(一)采油厂注水站供水水源包括:油井产出水、地下水、河水。
(二)采油大队按照《注入水源调配方案》合理安排污水调运,保障注水站点供水的连续性、稳定性,杜绝有水注无水停、水量忽多忽少等脉冲注水的现象发生。
(三)原则上各注水站点不得清污混注,如污水满足不了该站点生产所需,需清水补充时,必须进行配伍性实验,水质配伍合格后方可注入。
(四)严禁将未做处理的压裂液、洗井液等生产废液直接排放至注水站点。凡发现违规排放
的,严肃处理相关责任人员。造成水处理设备损坏、故障的,追究处理相关人员责任并使之承担损失。
(五)部分使用联合站处理后的水为水源的站点,必须有联合站当天的水质化验单,化验合格后的水方可注入。严禁将不合格水注入地层。
    (六)水源不足的站点,打水源井或打大口井。无地下水源的,经批准审核后建水处理厂,保证注水水量。

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