【摘要】目前大多数油田实现了污水的回注，但污水采出量却满足不了本油田注水量的需要，须注入部分清水，但清污水混注会产生严重的腐蚀、结垢和细菌繁殖等问题，造成了水处理设备及注水管线过早的报废，注水井堵塞频繁等严重后果。本文从油田注水开发的现状出发，进行了清污水混注研究。通过对混注时清、污水混合比例、防垢、杀菌、防腐、水处理药剂配方的室内实验，并经现场试验，得出了该油田清污水混注时最佳混和比例，水处理剂配方等。
　　
【关键词】注水 混注 清污水
　　
根据国内外清污水混注的经验，清水中具有高的溶解氧，污水具有高矿化度、高有机物及高细菌含量，这样就会产生严重的腐蚀、结垢和细菌繁殖等问题，对注水开发造成严重后果。通过试验，确定混注时清、污水混合的适宜比例，然后在室内进行防垢、杀菌、防腐及水处理药剂配方的确定，在简化因污水在注水系统的引入造成繁琐的注水工艺流程、降低腐蚀、预防结垢等方面必将产生可观的经济效益，并具有非常广泛的应用前景。
　　
1 清水与污水混合比例的确定
　　
由表1看出清水与污水按2：1混合后其腐蚀率、细菌含量及结垢量相对较低。
　　
2 腐蚀因素的测定分析
　　
用腐蚀快速测定仪测定2：1的清污水混合水样的主要腐蚀因素。
　　
2.1 pH值对腐蚀率的影响
　　
用0.4mol/L的HCl和NaOH溶液调整水样的pH值，pH值在6.5-7.5之间腐蚀率最小，因此我们应严格控制清污水混注时的pH值。
　　
4 清污水混合后的阻垢及缓蚀试验
　　
在50℃的条件下恒温24小时，对2：1的清污水混合水加入不同的阻垢缓蚀剂，用滴定法测出钙离子的浓度进行阻垢试验。在不加其它水处理剂的情况下，TZ-610B在50ppm浓度下阻垢率99.5%、缓蚀率66.11%，阻垢缓蚀效果较佳；TS-760B在50ppm浓度下的阻垢率为89.56%、缓蚀率为71.14%，TZ-A在50 ppm浓度下阻垢率为94.82%、缓蚀率为65%，效果也表现良好。
　　
5 结论和建议
　　
通过实验的完成，我们取得了如下结论：
　　
（1）清水与污水的混合最佳比例为
　　
2：1。
　　
（2）清污水按2：1混合后产生腐蚀的主要因素为游离氧、Cl-、细菌含量的超标。因此我们在水处理过程中必须严格控制游离氧及细菌的含量，对游离氧含量通过真空脱氧控制在0.1ppm以下；对细菌含量的超标可加入TZ-838水处理剂控制；对腐蚀作用可加TZ-610B或TS-760B水处理剂抑制。
　　
（3）混合水的pH为7.5，S2-含量为0ppm，因此对pH与S2-引起的腐蚀不予考虑，但在水处理过程中，一定要将注入水的pH控制在6.5-7.5之间，并严防SRB的超标，否则SRB会将水中SO42-中的S+6还原为S2-，引起腐蚀及对地层的堵塞问题。
　　
参考文献
　　
[1] 张宁生. 油田污水回注中环境控制技术综述[J]. 西安石油学报（自然科学版），1995，10（2）：25-28
　　
[2] 刘德绪.油田污水处理工程[M].北京：石油工业出版社，1版，2001：1112
　　
[3] 陆柱.油田水处理技术[M].北京：石油工业出版社，1990：138-144
　　
[4] SY/T5329-94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》[S].北京：中国标准出版社，2002
　　
[5] SY/T5523-2006《油田水分析方法》[S]. 北京：中国标准出版社，2002