摘要：為分析水質(zhì)達標的處理站回注水在注水管線流動的過程中水質(zhì)逐漸變差的原因，通過現(xiàn)場實際運行過程，分別獲取了水處理站、注水站和注水井底各段的水樣，進而測定了各水樣的相關(guān)水質(zhì)指標，并且分析了水中懸浮物的元素組成。實驗結(jié)果表明，回注水在注水管線中引起管線腐蝕，腐蝕產(chǎn)生的Fe2+、Fe3+進一步導(dǎo)致溶解性油含量和懸浮固體的增加，最終得出管線的腐蝕是引起水質(zhì)變差的主要原因。

近年來，對油氣田腐蝕的研究主要集中在引起腐蝕的氣體、離子、微生物，對腐蝕過程及產(chǎn)物的影響、模型的建立以及對過程的控制上。結(jié)垢是油氣田生產(chǎn)過程中的常見問題，會給生產(chǎn)過程帶來諸如注水水質(zhì)惡化、設(shè)備損壞等不良影響。垢是含鹽水中無機鹽的沉積物，常在儲水池和生產(chǎn)設(shè)備中生成，垢物質(zhì)的產(chǎn)生和抑制機理已經(jīng)被很多學者研究。但很少有學者研究腐蝕與結(jié)垢對水質(zhì)的影響。

本實驗以遼河油田回注水為研究對象，系統(tǒng)的分析了回注水在回注過程中的水質(zhì)狀況。遼河油田回注水在注水管線中的流程為，水處理站處理后的回注水，經(jīng)長距離輸水管線（最短距離為1km）運輸，到達注水站，最后回注到注水井底。在注水的過程中，水處理站出水的含油量、懸浮固體和懸浮顆粒直徑中值分別為4.01mg/L、2.5 mg/L和0.024μm，均達到石油天然氣行業(yè)標準《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法（SY/T5329-94）》中的B1級標準，但流到注水站出口和注水井底時，相應(yīng)B1級所列的各項指標都明顯超標。本研究將對水質(zhì)劣化的原因進行分析，并且探討腐蝕與結(jié)垢對回注水水質(zhì)的影響。

1實驗部分

1.1懸浮固體樣品的獲取

對油田注水管線中水處理站（B1級）出口、注水站（B1級）出口、注水井（B1級）的井口和井底的回注水進行取樣，分別量取適量的水樣測定其懸浮固體含量，并收集和保存了水處理站（` B1級）出口、注水站（B1級）出口、注水井（B1級）井底的懸浮固體。具體參見http://www.szhmdq.com更多相關(guān)技術(shù)文檔。

1.2水質(zhì)分析測定

哈希儀器DR2800和ICP-MS分析測定回注水中的陰、陽離子'紅外測油儀MAI-50G測定含油量；HANNA HI98303筆式TDS測定儀測定總礦化度（TDS）；懸浮固體的測定參見石油天然氣行業(yè)標準（SY/T5329-94），顆粒粒徑中值使用Malvern2000測定。

1.3懸浮固體分析測定

X射線能量色散譜分析儀（EDS）測定懸浮固體中各元素的相對含量，結(jié)合X射線衍射（XRD）能譜分析儀測定其晶體化合物組成。

2結(jié)果分析與討論

2.1注水管線腐蝕

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