(注水站)注水水质标准及操作说明

注水试验规程-概述说明以及解释1.引言1.1 概述概述：注水试验是指在工程领域中常用的一种试验方法，通过注入一定量的水来模拟实际工程中可能发生的水压或渗水情况，以验证工程结构的稳定性和安全性。

在地下工程、水利工程和岩土工程等领域都有广泛的应用。

本文将介绍注水试验的定义、流程和注意事项，通过深入分析和总结，帮助读者更好地理解和掌握注水试验的相关知识，以提高工程设计和施工的质量和安全性。

1.2 文章结构本文主要包括引言、正文和结论三个部分。

引言部分将介绍注水试验的背景和意义，引出本文研究的重点。

正文部分将详细讨论注水试验的定义、流程和注意事项，通过对相关内容的阐述，使读者对注水试验有一个全面的认识。

结论部分将对文章进行总结，总结出注水试验的重要性和应用前景，并对未来的研究方向进行展望，为读者提供思考的角度。

1.3 目的注水试验是为了验证水泵或管道系统的密封性能和耐压性能，以确保在实际运行中不会出现漏水或爆裂等安全隐患。

通过注水试验，可以及时发现和排除系统中的缺陷和问题，保障设备和系统的正常运行，提高工作效率，降低维护成本，延长设备的使用寿命，保障生产安全和设备可靠性。

在进行注水试验时，需要严格按照规程进行操作，确保试验的可靠性和准确性。

通过对试验结果的分析和评估，可以对系统的设计和制造质量进行验证，为系统的调试和运行提供重要参考，从而达到保障设备安全、保障生产的目的。

2.正文2.1 注水试验的定义注水试验是一种常用于工程领域的实验方法，旨在评估某项工程结构或材料在受力作用下的性能和稳定性。

在注水试验中，通过向被测对象注入一定流量和压力的水，观察其受力情况、变形程度和承载能力，从而评估其在实际工程应用中的表现。

注水试验通常应用于地基与基础工程、水利工程、隧道工程等领域，能够为工程设计和施工提供重要参考依据。

通过注水试验可以模拟实际工程中的受力情况，评估工程结构的稳定性和承载能力，为工程设计、施工和运营提供科学依据。

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、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。

注水站明确本站的水质指标级别1、脱水环节参数控制。

原油脱水的效果是水质达标的前提，目前站点脱水设备是三相分离器。

（1）控制平稳进液。

当设备处理液量在73m3/h以内时(折合1750m3/d，设备额定处理能力为1800m3/d)，设备运行较好且水质达标。

因此制定站点平稳进液管理办法，当进液量过大时将部分站点来液改进沉降罐。

（2）控制合理加温。

油温过低时油水分离不充分，影响设备正常运行，因此控制合理温度为40～50℃。

（3）控制排污周期。

通过长期对三相分离器排污周期的调整，设备排污周期在3～5天，且每年清罐检修时能保证三相分离器脱水水质达标(含油、悬浮物≤50mg/L)。

2、除油环节参数控制。

采出水除油是水质达标的重点，落实每年清罐及每月定期两次排污工作，能有效保证节点水质达标。

3、过滤环节参数控制。

采出水过滤是水质达标的核心。

目前采用的过滤设备是一体化油田水处理装置。

（1）严控反洗周期。

结合水质监测结果，当一体化装置反洗周期≤26h时，滤后水质达标。

因此规定每天定时反洗。

（2）严控运行压力。

当设备压力＞0.1MPa时，滤料易板结，悬浮物、含油持续上升。

因此落实压力定点监测，当压力接近0.1MPa 时，加密反洗。

（3）保障排污效果。

一方面是罐顶排污口连续排污；另一方面落实罐底每天排污1次。

4、回注环节参数控制。

为了巩固末端水处理效果，主要强化加药、储罐维护、管线冲洗及洗井等工作的落实。

（1）完善加药制度，制定注水站加药指导卡。

（2）采出水回注井定期取样监测、对比水质，定期检串洗井并对比管柱腐蚀结垢等情况。

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。

（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）》Ⅱ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 Ⅰ级≤1.0Ⅱ级1.0～10Ⅲ级10～50Ⅳ级50～100Ⅴ级≥100控制指标悬浮物含量, 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,个/ml ≤10腐生菌, 个/ml ≤102铁细菌, 个/ml ≤102辅总铁量, mg/L ≤0.5助指标pH值 6.5～7.5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 -1.0～1.0四、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。

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、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。

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、油分注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。

（一）水质基本要求1、水质稳定，与油层流体配伍性好，不产生沉淀。

2、水注入油层后，不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊。

3、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。

4、对注水设备及管线腐蚀性小。

5、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。

6、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：1、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。

2、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。

3、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。

4、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。

5、水的pH值应控制到7±0.5为宜。

6、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。

1、水质标准执行《油田注入水实用水质标准》四、水质监测制度1、注水站化验室每天必须取样化验：悬浮物、含铁、溶解氧；含油量（清水不做）二氧化碳。

2、取样位置：水处理设备出口、配水间、井口。

对污水处理厂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。

3、厂中心化验室每月分析注水井、站水样：悬浮物、粒径、含油量（清水不做）、铁、氧、硫化物、PH值。

注水取样操作规程注水取样是一项常用于环境监测、水质检测及科研实验中的操作技术。

它的目的是通过采集水样来研究水体特性、分析其中的物质成分，并判断水体的质量和环境状况。

为了保证取样的可靠性和准确性，有必要制定一套规范的操作规程。

下面是一份符合标准要求的注水取样操作规程，供参考：一、安全措施1. 在进行任何实验操作之前，必须穿戴适当的实验服和防护眼镜，确保安全。

2. 在进行取样操作时，应将容器放在稳固的实验台上，以防止意外倾倒。

3. 需要操作至其他装置或设备时，务必确保它们已经处于关闭状态，以免造成意外溢流和水体污染。

二、设备准备1. 准备所需的取样容器，选择符合标准要求的玻璃或塑料容器，确保其无污染。

2. 检查取样容器的密封性能，以确保在取样过程中不会发生泄漏。

3. 准备合适的采样器具，如取样瓢、取样管等，确保其清洁无异物。

三、样品采集1. 根据采样点的位置和水体质量要求，选择合适的采样器具。

2. 将采样器具完全浸入水中，以保证取样的真实性和代表性。

3. 快速取样，避免样品暴露在空气中过久，以防止样品中的溶解氧流失。

4. 根据需要，采集充分的样品重复测定，以提高抽样的准确性。

四、样品处理1. 使用干净无异物的漏斗和滤纸将水样过滤，去除其中的固体颗粒。

2. 如有需要，对固体样品进行干燥或其他预处理，以便进行后续分析测试。

五、标签和保存1. 在取样瓶或容器上附上标签，标明采样的地点、日期和时间等必要信息。

2. 将样品保存在符合标准要求的环境中，避免阳光直射和污染。

3. 如无法立即进行分析测试，应在保存过程中保持样品的稳定性和代表性。

六、清洗和回收1. 取样器具必须在取样后立即进行清洗，避免产生交叉污染和样品残留。

2. 在清洗过程中，使用清洁剂或酒精对器具进行消毒，确保其完全无残留物。

七、记录和分析1. 对每个采样点的操作过程和结果进行全面、准确的记录，包括样品编号、取样时间、采样地点、采样深度等信息。

2. 对样品进行及时的分析测试，在实验室中按照标准方法进行样品分析。

第五章注水注水（water injection）是通过注水井，向油层注入满足一定水质标准的清水或污水，以补充油层能量，保持一定油层压力，使油井长期高产稳产的一项重要技术措施，也是油田提高原油采收率的二次采油方法。

我国大多数油田通过早期注水，甚至超前注水开发，取得了很好的开发效果，在油田中高含水期稳油控水技术的研究、开发与应用方面，已经走在了世界的前列。

本章主要介绍注水水质设计、水处理、注水井吸水能力、注水工艺设计与增注措施等基本问题。

第一节注水水质指标设计水质(water quality)是水和其杂质共同表现的综合特性，它又是描述水体质量的指标。

水质标准是指某一水质的强制性指标体系。

水质指标(water quality specifications)设计必须根据油层配伍性要求，必须从注入水油层防堵、注水系统防腐和防垢的机理出发，根据大量的流动试验评价结果，提出配伍性注水水质方案。

一、注水过程中油层堵塞机理注水引起油层堵塞的主要是由于注入水与油层岩石及流体不配伍或配伍性不好所致。

主要体现在以下几个方面1．注入水与油层水不配伍主要指注水过程中，注入水由于压力及温度变化或注入水与油层水直接接触后，由于富含成垢离子而生成沉淀物，如CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4。

2．注入水与油层岩石矿物不配伍由于注入水矿化度或pH值与油层水不同，容易造成水敏/盐敏伤害，引起油层中敏感性粘土矿物（如蒙脱石、伊/蒙混层）膨胀/收缩、分散/剥脱与运移而堵塞油层，从而导致油层渗透率下降。

3．注入水中悬浮物造成的油层堵塞注入水中所含悬浮物主要包括悬浮固相颗粒、油及其乳化物、系统腐蚀产物、细菌及其衍生物。

其中悬浮固相颗粒和乳化油影响最大。

注水系统中的腐蚀性介质主要来源于注入水中的溶解气（如溶解氧、H2S和CO2）以及细菌对金属的腐蚀产物，通过对系统腐蚀的控制和杀菌处理，由腐蚀产物和细菌引起的堵塞可以得到很好的控制。

4．注入条件变化⑴流速的影响。

一、测量水样三价铁（Fe3+）含量（硫氰酸盐法）所需器皿25mL比色管2只；1mL微量移液管1只；10mL滴定管1只；吸液球1只；量杯及洗瓶（250mL）各1只；比色纸；试管刷；所需试剂1:1盐酸；0.5%高锰酸钾；20%硫氰化钾；蒸馏水；标准铁（Fe3+）液0.01mg/mL；操作步骤1、取两只25mL的比色管，用试管刷清理干净，再用蒸馏水反复冲洗1-3次，保持清洁；2、取水样10mL放于25mL比色管中，加入1：1盐酸10滴，摇匀；再加入0.5%的高锰酸钾摇匀，至溶液量微红色，30秒不褪色为止；再加入20%的硫氰化钾5滴，摇匀；3、取蒸馏水10mL放于25mL比色管中，加入1：1盐酸10滴，摇匀；再加入0.5%的高锰酸钾摇匀，至溶液量微红色，30秒不褪色为止；再加入20%的硫氰化钾5滴，摇匀；再用1mL 微量移液管加入0.01mg/mL的标铁，边加边与水样对比直至与水样颜色一致为止，记下加入的标铁（Fe3+）的用量；代入公式，Fe3+＝Vt*Tt/Vw×1000Vt—标铁差值，mLTt—标铁浓度，0.01mg/mLVw—水样的容量，10mLFe3+—总铁含量，mg/L二、测量水样机杂含量所需器皿及试剂：50mL比色管1支；50mL标准机杂对比液样6支；移液管1-5支（根据需要）；蒸馏水；笔，计算器，记录纸。

操作步骤：（1）取水样50mL放入50mL比色管中，并分别用不同的标准液进行同时振荡、摇匀，待无气泡出现后，再进行目测比浊。

（2）若水样内悬浮物颗粒的数量与某一标准液的颗粒数量相同，标准液的含量即为水样悬浮物的含量的，单位为mg/L （3）若水样内悬浮物颗粒的数量比所有标准液的颗粒数量都多时，要进行稀释。

如：取10mL水样放入50mL比色管中，用蒸馏水稀释到满刻度，如果其颗粒数量与3mg/L的标准液相同，则水样悬浮物含量为：水样悬浮物含量=50mL/10mL*3mg/L=15mg/L（4）如水样内悬浮物颗粒的数量比所有标准液颗粒数量大时，稀释一次扔超出所有标准液范围时，可以取适量水样用蒸馏水进行二次或三次稀释，计算公式同上。