目前,M油田注水开发的作业区都存在不同程度的结垢和腐蚀现象。尤其是C作业区,结垢和腐蚀极其严重,悬浮物含量大量超标,导致管道注水阻力增加甚至堵塞,注水管线经常性的发生刺漏,严重影响了油田的注水生产。针对C、D两个作业区的油田污水及不同的污水处理工艺,从检测、分析油田污水的组成入手,对结垢和腐蚀问题进行了系统研究,并且结合现场实际,提出了实用的防治措施。研究发现,C作业区溶解氧含量高、水温高,是导致注水管线严重腐蚀的主因。对注水管线垢的XRD分析结果显示,C作业区注水系统垢样中含有大量的铁垢、CaCO₃垢、硫磺等。不同取样点垢样的具体成分和含量能与现场工况相吻合,并与结垢趋势预测结果一致。C作业区CaCO₃结垢严重是因采出污水本身就有CaCO₃结垢特征,与区块采出液配伍无关。D作业区清水管线腐蚀是由铁细菌含量严重超标造成的。XRD分析显示D作业区垢样以BaSO₄和SrSO₄垢为主,与结垢趋势预测结果一致。D作业区清污水混注时,不会因配伍性问题导致水体性质发生变化,但配注工艺对出站悬浮物影响较大。悬浮物四组分分析发现,C作业区盐酸可溶组分含量高,D作业区不溶于酸的无机组分含量高。采用模拟油田污水,研究了影响油田污水腐蚀的因素。结果表明,溶解氧和温度对腐蚀速率的影响最大,Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃-、Cl-等无机离子,对腐蚀速率的影响不大。实验还关注了腐蚀产物对水质的影响,研究发现,在有溶解氧存在条件下,腐蚀和结垢情况越严重,溶液越浑浊（吸光度增加）,溶液中Fe³⁺含量越高,悬浮物含量也越高。说明腐蚀和结垢现象不但损害设备和管线,而且能导致水质悬浮物不达标及二次污染问题。在系统分析结垢、腐蚀及悬浮物超标原因的基础上,结合现场污水处理工艺,提出以下措施:对C作业区污水缓冲罐增设隔氧浮床,短期内可用“只进不出”的流程来减轻溶解氧腐蚀和缓冲罐内脏水进入注水管线。现场研究发现,C作业区杀菌剂兼具有除硫作用,必须连续添加。对于出站水质不稳定的C作业区,也可以使用铁离子稳定剂使水质输送稳定,其中3#铁离子稳定剂加量约为70 mg·L^-1时,4#铁离子稳定剂加量为80mg·L^-1时,都可以起到较好的稳定效果。D作业区需要先清理缓冲罐和注水管线,交替使用杀菌剂,再采取冲击加药结合连续加药方式加药,方能彻底杀菌。D作业区清污水混注时,应由污水缓冲罐处混合改在注水阀撬处混合,以避免出站水质波动。现场按照上述方案调整后,结垢和腐蚀情况明显减轻,悬浮物合格率达到95%以上。