摘 要：
海上 M 油田采用注水开发的方式生产，注水来源主要是油田采出液经过海上平台污水系统处理后的生产污水和水源井产出的地层水。地层注入水中的悬浮物超标将可能堵塞地层，严重影响最终的油田采油效率，并带来昂贵的油水井作业费用。本研究针对 M 油田注水水质悬浮物超标的问题，从悬浮物组成等方面着手，同时分析了影响悬浮物处理产生的因素，找出导致注水水质悬浮物超标的主要原因，从而借助现场污水处理流程，使得悬浮物含量降低,最终达到注水指标的要求。
关键词：
油田污水；悬浮物；注水水质；反洗；滤料；化学药剂
海上 M 油田随着开采程度地不断深入，油田采出液逐渐增多，问题也随之出现：生产污水中的悬浮物经过污水处理系统处理仍然超过注水指标的要求。
悬浮物超标的问题如果不及时解决，那么在油田开发过程中，随着生产时间的增加，地层中的各类空隙通道会逐渐被堵塞，这样将严重影响原油的开采和地层能量的补给，堵塞情况持续恶化，最终导致地层堵塞、注水井无法正常生产，需要频繁修井，届时不仅增加了油田作业费用，还影响着油田的开发效果。M 油田的污水处理系统如下图所示：
1 悬浮物的成分组成分析
通过查阅相关资料，以及对悬浮物的组成进行化验分析后发现：地层注入水的悬浮物包括地层颗粒（硅酸盐、淤泥、黏土等）、管垢、腐蚀产物（氧化铁、硫化亚铁等）、细菌及其代谢产物、原油等。就悬浮物元素组成而言：
（1）无论是清水、还是生产污水，悬浮物中均以 C、O元素为主。
（2）清水中悬浮物无机组分元素组成以 Fe、Si、S 为主，其次是 Ca、Al、Mg 元素。 Fe、S 一般是腐蚀产物的主要成分， Si、Al 元素是地层矿物的主要成分， Ca、Mg 元素主要来自碳酸盐垢 。
2 悬浮物的影响因素
从悬浮物的组成成分可知悬浮物的影响因素大概可以分为以下几类：
2.1 污水含油
悬浮物的无机颗粒一般是由黏土、砂岩以及污泥等，原油中的强极性组分在这些无机固体颗粒表面很容易吸附。另外，油相中的蜡可以形成蜡晶或网状结构，聚集在油水界面或吸附在无机固体颗粒表面。通过数据汇总分析可以发现，当 M 油田注水含油大幅超标时，当日的悬浮物含量通常也较高。其他时间注水含油较低时，悬浮物含量也相应偏低，基本与注水含油成正相关关系。
2.2 管垢
污水系统中设备的管垢也是悬浮物组成的一部分，会直接造成悬浮物偏高。过往的经验表明，随着过滤时间的增加，M 油田的双介质滤器和核桃壳滤器内部筛管均出现过结垢、堵塞等现象。双介质滤器筛管上的管垢严重影响的其过滤效果和滤料的再生程度，最终造成悬浮物偏高。因此，核桃壳滤器和双介质滤器结垢对悬浮物的影响巨大。通过对水垢组分化验得知，双介质滤器和核桃壳滤器的垢样主要成分为碳酸钙。而通过对现场的垢样分析比对后，发现原油加热器中的垢样和水垢组分高度相同，因此怀疑部分原油系统中的垢进入污水系统从而导致悬浮物含量偏高。
2.3 含铁
M 油田油水处理系统的设备受到腐蚀作用后产生腐蚀产物，这些腐蚀产物含有 Fe，S 等元素，而油田的生产污水中又富含 Fe2+、Fe3+等元素，这些元素最终和生产污水中存在的 CO32-、OH-，S2-形成化合物，并以沉淀的形式析出。M油田核桃壳过滤器出口的生产水中阴离子为 Cl-与 HCO3-最多，当 HCO3-与 Fe2+相遇后，完全具备产生 FeCO3沉淀的条件。当游离的 HCO3-与 Fe2+进入到下游的双介质滤器后，遇到系统温度较高、压力降低的环境，又极易发生 FeCO3沉积结垢。
2.4 细菌
生产污水中腐生菌和铁细菌的代谢产物会导致污水中的悬浮物含量升高，同时腐生菌的大量分泌物会包裹在悬浮物颗粒表面，使其不容易聚沉，进而使悬浮物含量增加。通过数据汇总分析后发现，当油田的细菌严重超出平台注水水质指标要求时，注水悬浮物含量也会明显上升。
3 采取措施治理悬浮物
3.1 控制注入水的含油。
（1）调整反洗时间和方法。生产污水处理流程中的核桃壳滤器和双介质滤器对于处理污水含油至关重要，每日有效的反洗可以洗去滤料上的污油等杂质，有利于滤料的再生，从而确保滤料能够持续地去除污油和悬浮物。M 油田员工对反洗各节点进行分析优化，从三个维度进行改进：○1 加大了瞬时的反洗水量（瞬时量从 300 方/小时提高到从 350方/小时），○2 增加反洗时间（从 3 分钟提高到 5 分钟），○3每天的反洗频次（从一天一次提高到一天两次），从而增强滤料的再生，提高日常的除油效率。
（2）对斜板除油器内部结构进行改造。斜板除油器作为污水系统第一级处理设备，它的除油效率对于整个污水系统的处理效果影响巨大。M 油田员工利用斜板除油器清罐的机会，对斜板除油器内部结构进行测量、统计，并进一步分析，发现斜板除油器混合室内部的收油槽设计不合理，以及清水室缺少收油装置，导致内部聚集大量污油，频繁造成液位计的卡堵。之后油田员工对斜板除油器内部结构进行改造：降低混合室收油槽的堰板高度，并增加清水室收油装置。改造后的斜板除油器投用后，出口污水含油有 180ppm 降到了 12ppm，除油效率提高了 30%，效果喜人。
（3）对污水罐增加自制收油装置。核桃壳滤器和双介质滤器的反洗污水进入污水罐之后，经过一段时间的静置，再有污水泵打到污水处理系统。为了降低污水泵出口污水的含油量，M 油田员工自制收油装置，每次反洗结束后对污水罐进行收油，从而确保污水罐中的污水含油量较低，避免污油进入到污水处理系统，提高处理效果。
（4）加强污水系统底部排污。生产污水中不可避免地带有各种杂质，在污水处理过程中杂质逐级沉淀，最终在注水缓冲罐中堆积，演变成为注水悬浮物的一部分。M 油田员工又将焦点转移到了这些沉淀上，决定白夜班各对污水系统底部排放一次，以期降低污水系统中的各种杂质沉淀。
3.2 更换滤料
（1）双介质滤器更换滤料。双介质滤器作为污水处理系统最后一级处理设备，它的处理效果直接决定了注水水质的好坏。为摸索双介质除悬浮物效果，M 油田员工将双介质过滤器 2 号罐的滤料由核桃壳、石英砂更换为无烟煤、石英砂，但更换后不能有效降低悬浮物指标，悬浮物含量并未改善，仍然维持在 8ppm 以上。之后又将双介质滤器的滤料更换为石英砂、石榴石（石英砂的特点：滤速快，出水水质稳定，不堵不结块。石榴石的特点：不含有机物、破碎矿物和酸溶组分。）填充方式和填充量均与之前保持一致，通过观察更换滤料前后一个月悬浮物含量的变化及更换后双介质的反洗流量可知，双介质能达到较好的除悬效果及反洗效果，对于降低悬浮物有较大作用：悬浮物含量降到了 5ppm 以下，反洗流量也提高了 50方/小时。
（2）核桃壳滤器更换滤料。核桃壳滤器内部填料共分为三层，从底部开始，分别是：陶粒、砾石和核桃壳。随着核桃壳滤器使用时间的增加，核桃壳滤料表面逐渐附着上油污等杂质，过滤效果逐渐变差，并且在反洗过程中，部分核桃壳滤料随着大量反洗水的高速冲洗进入到污水罐中，导致核桃壳滤器中的滤料也逐渐减少，进一步地削弱了过滤效果。M 油田员工定期对核桃壳 2 号罐滤料进行更换，更换后的滤料种类、填装量以及填装方式均与投产初期相同。
3.3 调整化学药剂
（1）清水剂。清水剂经常用于油田的污水处理系统中，原有的清水剂对悬浮物的作用效果并不明显，于是重新对清水剂选型评价。对 3 种备选的清水剂评选之后发现，清水剂-10 清水效果最好，但不利于原油脱水，不符合现场要求；而清水剂-388 絮凝作用过强，导致大量絮状物堵塞流程，需要现场员工定期对双介质滤器的筛管进行酸洗清洁，才能保证了双介质过滤器的正常运行。而清水剂-08 降低外输原油和处理污水两个方面综合考虑，最终成为最佳选型。
（2）杀菌剂。M 油田员工对生产流程进行分析讨论，认为原有的杀菌剂注入点在注水缓冲罐之前，药剂作用时间短，效果不明显。于是将杀菌剂注入点前移，在气浮机前加注杀菌剂，并对不同浓度进行试验进而选择最优的注入浓度 40ppm。短时间内取得了令人满意的效果，但随后细菌出现了一定的抗药性。于是 M 油田员工对杀菌剂进行选型评价，最终选用杀菌剂-08E。药剂注入量明显下降，药剂费用大幅减少，同时注入水中的硫酸盐还原菌含量也控制在 0 个/mL。
4 结束语
治理注入水悬浮物含量是一个系统性的工程，方方面面都必须做好，如果未严格执行管理制度，就可能对水质产生严重影响，比如滤料不合格；化学药剂注入量不足；不及时收油、排污等。
为解决注水中细菌的繁殖，需要定期做好细菌含量检测，早发现早治理，采用合适的杀菌剂，根据菌群特性对症下药，才能真正发挥药效。
原标题：地层注入水悬浮物含量偏高原因分析与治理
原作者：陈 磊
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