很多人通常不会将水与地下石油和天然气的生产联系起来。采出水既非能源，也无销售价值，那么其分离、处理和排放还重要吗？
石油天然气行业以外的人普遍认为地下油藏中含有大量的碳氢类化合物（烃），而实际上碳氢化合物存在于多孔的岩石层中，而且上面覆盖着一层不透水的岩层或页岩。
沉积的砂岩和石灰岩是两种主要的含油岩石。这些岩石为多孔结构，孔径在亚微米到几十微米之间。有些微孔是相通的，流体可以通过。图1显示出，油藏中不仅含有石油，还有天然气和水。石油中的水通常被称作“原生水”或“地层水”。两种水来源不同，原生水是在岩层的形成过程中被截留在岩层中的，其成分可能会变化。地层水就是在岩层中形成的，然后被不透水的冠岩截留在碳氢化合物中。
图1. 油藏示意图（图片提供：Petroleum Engineers）
油水的分离
当油藏中的流体（天然气/石油/水）上升到地表进行分离和处理时，压力会下降，从而形成不溶性的固体。简单来说，就是压力的降低导致可溶的碳酸盐转变为碳酸根离子，同时释放出二氧化碳气体。
2HCO3－ → CO32－ + CO2↑ + H2O
碳酸根离子可以与钙离子结合，形成不溶性的碳酸钙。这不仅会导致流速下降（产量损失），还会对系统完整性带来不利影响。这一问题必须解决。向油藏中添加抑制性化学试剂可以抑制碳酸钙的形成，同时保持高压。
石油和其他组分进行分离的第一阶段通常采用三级卧式分离器（图2），其尺寸要保证石油和水具有最长的停留时间。石油、天然气和水的采出过程中有时会产生固体，因此还要考虑固体的去除和处理。天然气/石油/水/固体的分离过程遵守斯托克斯定律。
图2. 典型的石油生产用分离器
（图片致谢：Cameron Process Systems）
油水分离之后流出的水不可能是“干净的”，其中含有部分渣油，以小液滴的形式分散在水中；也有可能含有部分固体。
这些水中还溶解有少量的烃和气体，例如腐蚀性的二氧化碳和轻质烃，以及用于提高石油产量而添加的水溶性化学物质。这些水既没有用也没有价值。那么为什么要对它们进行处理？
首先，水通常会从海上油气开采平台直接排入海洋环境之中的，或从地上生产系统中排入当地的河流之中，或者从炼油厂排入河流入海口和近海水域。在环境法规的压力之下，这些可能含有污染物的水必须得以处理。其次，这些水中确实含有部分烃，可以将其回收出来并送回到主生产系统中。
采出水的去油
在早期的处理工艺中，系统多以矿物处理技术为基础，但只能去除较大的油滴，对于小油滴则无能为力。采出水中分散油滴的去除技术有下列几种发展方向：
a）增大油滴的尺寸（结合法）（图3）；
b）使油滴吸附在气泡上，改变油滴的比重（图4）；
c）增加分离过程的重力，例如水力旋流器（图5）和离心机（图6）。
图3. 油滴的相互结合（图片致谢：Opus Plus）
图4. 溶气浮选装置（图片提供：Siemens Water）
图5. 液/液水力旋流器（图片提供：Cyclotech）
图6. 典型的海上平台用离心机（图片提供：Westfalia）
这些降低采出水中残留烃的技术通常可以将水中的石油浓度控制在40 mg/l。在早些年，这一数据足以满足英国相关法规的排放要求。但最近这一法规对于海上采油平台运营商的要求有所提高，即降低烃的年排放总量。最低标准为：石油的排放总量必须比2001年低15%。对于烃排放超标的企业，必须支付每千克（超标排放量）108英镑的罚款。所有新建油气田均无宽限，采出水量增多的老油田也不例外。排放的采出水中，石油的最大含量规定为30 mg/l。因此，为了满足新的法规要求，一些运营商必须采取更严格的处理标准。有些运营商已经提出了采出水零排放的目标。
地上平台的排放由相关的环境保护机构监督，其排放标准中可能规定了重金属和溶解烃的最高浓度。
其他的水
从图1可以看出，随着石油的采出，压力下降，会产生另外两种作用：气顶膨胀和油水界面的升高。气顶膨胀是我们不希望发生的，因为压力的降低会使溶解在石油中的天然气逸出溶液。由于天然气比石油的流动性更强，因此它会优先流向油井。这一情况是我们非常不希望发生的，因为采出的石油会改道而遗留在油藏中。
油水界面高度的提升也是我们不希望发生的，因为，这会导致采出水水位随着石油而提升。这一情况会导致两大问题：石油产量的减少和大量采出水需要处理。这些情况如何避免，或者如何在油田达到最大效益之前尽量避免？
油田注水是石油生产过程的重要一环。注水有两个目的：第一，将油藏的压力保持在一定水平，防止天然气逸出；第二，将石油推向油井。据预测，水的注入可以将烃类的采收率平均提高40%。
可用于含油层注水的水的类型包括
◆ 海水（海上平台）；
◆ 采出水；
◆ 地层水（容易取得的情况下）；
◆ 河水或江水；
◆ 家庭或工业废水
所有的水都必须在安全连续地注入含油岩层前经过一定形式的处理。
注入水的处理
迄今为止，最常用的注入水是海水，当前针对注入水的处理工艺也围绕海水展开。
海水中含有悬浮固体、细菌和溶解氧，会对油藏承受注入水的能力和接触注入水的材料寿命带来不利影响。这些材料包括管道、注入井的相关设备和用于输送水的地下金属设备。
由于海水还具有其他功用，例如冷却，因此首先必须满足冷却水水质的要求。也就是说，必须去除海水中的细菌、海洋生物和大型悬浮固体。细菌可以采用杀菌剂（通常是次氯酸钠）来去除 。大型悬浮固体（例如硬壳类海洋生物和浮游生物）可以采用粗滤工艺去除。
完成冷却使命之后，这些水可能需要作进一步的过滤，方能注入含油岩层。关于这个问题，目前有两种不同的思想流派：一种认为过滤可以防止油藏孔隙的堵塞；另一种则认为冷的海水进入热的岩层会导致岩层碎裂，从而导致海水（和固体）四处流动。如果要进行二级过滤，通常会采用双介质高速过滤器（图7）。去除了固体和大部分细菌之后，就需要去除溶解氧了。
图7. 双介质海水过滤器
（图片提供：Cameron Process Systems）
碳化钢是高压注水的首选材料，而它很容易受到水中氧气的腐蚀，因此溶解氧的去除不容忽视。海水除氧的常用技术是真空排气系统，该系统包含一个具有多级真空的立式容器（图8），可以将海水中的氧气浓度从8 mg/l降低至50 礸/l以下。残留的溶解氧通过亚硫酸盐来去除。
图8. 真空脱气塔
（图片致谢：Eta Process Plant）
SO3²- + O2 → SO4²-
不同等级的真空度由液环真空泵来完成，较低的真空度需要借助气体喷射器。泵的密封/冷却水通常是冷的粗滤海水，在进入注水井之前需要增压。
随着脱气装置从好氧向下游的厌氧状态的转变，可能会为厌氧微生物提供生长条件，从而对碳钢系统造成严重损坏。
微生物腐蚀通常可以通过非氧化性有机生物杀灭剂得以缓解。这些物质不像氯气一样具有腐蚀性。化学生物杀灭剂包括醛（戊二醛和甲醛）、季铵盐和一些特殊类型的季磷盐，可以单独添加，也可混合加入。有机生物杀灭剂价格昂贵，通常每周添加1-2小时，添加浓度最高为1000 mg/l。真正的添加频率、时长和速度要根据下游水质的检测结果进行调整。
当注入水的温度或压力升至油藏温度或压力时，或者与之混合的海水和地层水化学不相容时，可能会形成不溶性固体。
向注入水内添加阻垢剂可以解决这一问题。例如，如果地层水中的碱金属（特别是钡和锶）浓度较高，注入海水的硫酸盐含量达到2700 mg/l，就很有可能形成不溶性硫酸钡和硫酸锶。这些水垢的数量对于高效的化学阻垢系统来说可能太多了。让海水先流经一排纳米过滤器可以去除大部分的二价离子，例如硫酸根。如此，处理过的海水就可以安全地注入油藏。
注入水的处理是一个重要过程。但是，对于所有系统来讲，最重要的一点是让运营、操作团队在设计阶段就参与进来。
结束语
水的处理是石油和天然气生产中非常重要的一部分。水处理系统的设计失败或未进行操作优化，都可能导致石油生产系统的停机。而一旦停机，就必须在故障解决之后才能启动，从而造成利润的重大损失。
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