摘要：為分析水質達標的處理站回注水在注水管線流動的過程中水質逐漸變差的原因，通過現場實際運行過程，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水質指標，并且分析了水中懸浮物的元素組成。實驗結果表明，回注水在注水管線中引起管線腐蝕，腐蝕產生的Fe2+、Fe3+進一步導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，對腐蝕過程及產物的影響、模型的建立以及對過程的控制上。結垢是油氣田生產過程中的常見問題，會給生產過程帶來諸如注水水質惡化、設備損壞等不良影響。垢是含鹽水中無機鹽的沉積物，常在儲水池和生產設備中生成，垢物質的產生和抑制機理已經被很多學者研究。但很少有學者研究腐蝕與結垢對水質的影響。

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B1級所列的各項指標都明顯超標。本研究將對水質劣化的原因進行分析，并且探討腐蝕與結垢對回注水水質的影響。

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.northcarolinalenders.com更多相關技術文檔。

1.2水質分析測定

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，結合X射線衍射（XRD）能譜分析儀測定其晶體化合物組成。

2結果分析與討論

2.1注水管線腐蝕

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