油田水分析方法
油田水质分析资料
油田水质分析资料引言：油田水质分析是研究油田开发过程中地下水和地表水的污染物含量及其对环境的影响的重要工作，对于油田环境保护和水资源管理具有重要意义。
本文将对油田水质分析的方法和技术、常见的污染物以及其对环境的影响进行介绍。
一、油田水质分析的方法和技术1.取样方法：油田水质分析中常采用现场采样和室内采样相结合的方法。
现场采样时，可以使用自动取水器或手动取样器取水。
采样时要注意保持水样的原始状态，避免暴露于空气中，以免引起氧化反应或细菌污染。
2.水样保存：采样结束后，应将水样及时放置在冰箱中冷藏保存，以防止污染物的降解和细菌的繁殖。
同时，还要避免阳光直射和温度过高，以免影响水质分析的结果。
3.分析方法：油田水质分析常用的分析方法包括物理分析、化学分析和生物学分析。
物理分析主要通过对水样的温度、浊度、颜色、浓度等指标的测定来评估水质；化学分析通过对水样中各种化学物质的含量进行测定，如COD、BOD、重金属离子等；生物学分析则主要通过对水样中生物指标的测定来评估水质，如细菌总数、藻类数量等。
4.仪器设备：油田水质分析常用的仪器设备包括光谱仪、离子色谱仪、气相色谱仪、原子吸收光谱仪等。
这些仪器设备可以对不同的污染物进行准确、快速的测定，有助于提高水质分析的精度和效率。
二、常见的污染物及其对环境的影响1.石油及其衍生物：油田开发过程中，石油及其衍生物可能会从井口溢漏或泄漏，导致地下水和地表水的污染。
石油及其衍生物对水体的主要影响包括溶解氧的降低、水体中重金属离子的溶解度的增加、水体表面张力的降低等，从而导致水体的富营养化，影响水生态系统的平衡。
2.化学制剂和添加剂：油田开发过程中，常使用多种化学制剂和添加剂来处理水质问题。
这些化学物质可能会残留在油田水中，对水体生态系统造成潜在风险，如苯、甲醇等有机物和重金属离子等。
3.高盐水：油田开发过程中，常需要注入大量的水来替代从油井中提取的石油。
这些注入水中的盐分可能会超出地表水的承载能力，导致水体盐度升高，影响水生态系统的平衡，严重时可能导致土壤盐渍化。
第一节 油田水分析评价指标
第一节油田水分析评价指标油田水系统水质复杂，涉及到一般天然江河水、地下水、咸水和盐水。
油田采出水中除了一般杂质外，还含有石油类有机物以及开发生产时投加的各种化学药剂。
准确地测定油田水系统的性质，对于油田注水开发、防止对油层的伤害、研究油田生产中的腐蚀结垢以及研究油田污水处理保护环境都有十分重要的意义。
一、有机化学指标1.溶解氧（Dissolved oxygen，简称DO）溶解氧指溶解在水中的分子态氧（O2），简称DO。
水中溶解氧的含量与大气压、水温及含盐量等因素有关。
大气压力下降、水温升高、含盐量增加，都会导致溶解氧含量减低。
溶解氧是表示水污染状态的重要指标之一。
2.化学需氧量（Chemical oxygen demand ，简称COD）化学需氧量是指以重铬酸钾（K2Cr2O7）或高锰酸钾（KMnO4）为氧化剂，氧化水中的还原性物质所消耗氧化剂的量，结果折算成氧的量（以mg/L计）。
水中还原性物质包括有机物和亚硝酸盐、硫化物、亚铁盐等无机物。
化学需氧量反应了水中受还原性物质污染的程度。
基于水体被有机物污染是很普遍的现象，该指标也作为有机物相对含量的综合指标之一，在与水质有关的各种法令中均采用它作为控制项目。
在油田水测定中采用以酸性重铬酸钾法测得的COD值（简称CODCr）。
3.生化需氧量（Biochemical oxygen demand，简称BOD）生化需氧量是指在有溶解氧的条件下，好氧微生物在分解水中有机物的生物化学氧化过程中所消耗的溶解氧量。
同时亦包括如硫化物、亚铁等还原性无机物质氧化所消耗的氧量，但这部分通常占很小比例。
有机物在微生物作用下好氧分解大体上分为两个阶段。
1）含碳物质氧化阶段，主要是含碳有机物氧化为二氧化碳和水；2）硝化阶段，主要是含氮有机化合物在硝化菌的作用下分解为亚硝酸盐和硝酸盐。
约在5-7日后才显著进行。
故目前常用的20℃五天培养法（BOD5法）测定BOD值一般不包括硝化阶段。
油田水分析方法
（一）油田水质常规分析通过水质检验，可以分析出三元复合驱采出液的主要成分。
因此，对三元复合驱采出液中水进行pH 、阴离子含量、阳离子含量和聚丙烯酰胺含量进行测定。
1、三元采出液水中阳离子的测定原子吸收分光光度法测定阳离子含量原子吸收光谱法原理。
原子吸收光谱法又称原子吸收分光光度法，利用气态基态原子对于同一种原子发射出来的特征光谱辐射具有吸收能力的原理。
原子或者离子外层电子吸收特定波长的光后会发生能级跃迁。
又因为不同原子或者离子的不同的电子跃迁所吸收光的波长不同，所以发射光经过分光以后形成的单色光如果被吸收，则溶液中含有特定的原子或者离子。
吸收的强度可以用来标定溶液的浓度。
原子吸收分光光度法测定阳离子浓度。
配制不同浓度的标准溶液，在原子特征吸收光谱下，根据标准溶液的吸光度值绘制浓度——吸光度标准曲线。
测量液样中相应离子的吸光度，在标准曲线上查得相应离子浓度。
2、三元采出液水中阴离子的测定滴定法测定水中阴离子的含量。
（1）氯离子含量测定。
基本原理：在pH 值为6.0-8.5的介质中，硝酸银离子与氯离子反应生成白色沉淀。
过量的银离子与铬酸钾指示剂生成砖红色铬酸银沉淀，根据硝酸银离子的消耗量计算氯离子含量。
测定方法：用大肚移液管取定体积水样于三角瓶中，加水至总体积为50-60mL ，用硝酸溶液(φHNO 3=50%)调节试样pH 值至6.0-8.5，加1mL 铬酸钾指试剂。
用硝酸银标准溶液滴至生成淡砖红色悬浮物为终点。
用同样的方法做空白实验。
计算氯离子含量公式如下：301-10)/(cl ⨯-=V V V C L mmol C ）（硝硝硝301-1035.45)/(cl ⨯⨯-=V V V C L mg ）（硝硝硝ρ式中：C 硝——硝酸银标准溶液的浓度，mol/L ；V1硝——硝酸银标准溶液的消耗量，mL；V0硝——空白试验时，硝酸银标准溶液的消耗量，mL；V——样品体积(原水水样)，mL；35.45——与1.00mL硝酸银标准溶液(CAgNO3=1.000mol/L)完全反应所需要的氯离子的质量，mg。
油田注水水质指标及分析方法研究论述
油田注水水质指标及分析方法研究论述作者：刘江来源：《中国科技博览》2018年第02期[摘要]本文首先分析了油田注水水质指标，对悬浮固体含量、含油量、粒径中值、坑蚀和均匀腐蚀、细菌指标以及技术的经济分析等多方面的内容进行了详细的阐述，然后总结了油田注水水质检测技术，提供了不同物质进行检测的不同技术标准，旨在为进行油田注水水质的检测工作提供技术支撑，提高油田注水水质质量，促进整个油田生产产业的发展。
[关键词]油田注水；水质；测定技术中图分类号：S463 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）02-0210-01一、油田注水水质指标（一）悬浮固体含量悬浮固体含量的数值在考虑水中固体物质和乳化状态的小油滴对地层的堵塞产生一定的作用的情况下，可以用0.45？m滤膜截留物来表示，主要表示的是地层因为油田注水导致的危害。
（二）含油量利用氯仿这种物质，对滤膜的截留物进行冲洗，最后会留下有机物，这些有机物主要包括乳化油、胶质沥青以及蜡，并且这些物质会导致地层堵塞，但是这些含油量没有将可以溶解的油和可以透过0.45μm滤膜的油，这一数据是进行分析地层堵塞原因的重要条件，但是通过这种方法给出的数值比较低，即得到的水中含油量比较低，相对比较低是相对于GB/T16488-1996和ASTMD3921-2003两种方法所得到的的水中含油量而言，还有一种方法是通过溶剂萃取水测定油的方法进行分析，这种方法最主要的是对水被石油类物质污染的考察。
（三）粒径中值进行水中悬浮固体颗粒直径分布的测定工作时，在进行测定工作开展前，不能将水中的乳化油、胶质沥青以及蜡分离，这些物质应该被包含在最终的测定的数值中，但是因为粒径中值的测定方法不是太完善，所以进行颗粒粒径指标的衡量时可以采用体积平均直径，还有一种表示方式是用所测的水体积中含有的SS的总体积来表示，这两个指标的测试工作不会受仪器变化的影响。
（四）坑蚀和均匀腐蚀水中SS的去除工作级含油量的去除工作时的方式不同于坑蚀和均匀腐蚀在注水处理过程中的控制工艺，坑蚀和均匀腐蚀在注水处理过程中其控制工艺要求相对于较低，处理工艺比较简单，工程投入量较小，同时需要加缓蚀剂或者开展腐蚀的控制工作来控制腐蚀的速度，所以各种指标分级所用到的平均腐蚀率只需要用到一个0.076mm/a，根据这种情况，坑蚀情况的要求也不需要用到分级标准，坑蚀速率可以利用测定时间内的蚀坑最大深度除以测定时间得到。
大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析
ICSQ/SY DQ0605-2006代替Q/SY DQ0605-2000大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法Indexes and analytical method of injected water quality in reservoir water flooding in daqing oil field2006-05-30 发布2006-06-30 实施中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司发布中国石油天然气股份有限公司企业标准大庆油田有限责任公司前言本标准代替Q/SY DQ0605-2000《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》。
本标准与Q/SY DQ0605-2000相比主要变化如下：——修改了Q/SY DQ0605-2000中不含聚合物注入水水质控制指标；——修改了Q/SY DQ0605-2000中含聚合物注入水水质控制指标。
本标准内有关信息是保密的，其版权属于大庆油田有限责任公司（以下简称油田公司）所有。
未经油田公司质量安全环保部的许可，该标准的任何一部分均不得泄露给第三方，或复制、或储存于可检索系统，也不允许以任何形式或任何方法（电、机械复制、抄录）传播……。
标准使用的管理权属油田公司，用户分两类：a) 油田公司和所属单位在其管理、科研、生产和经营活动中有权使用本标准；b）承包商/分包商、制造厂/供方，以上述第一类组织的名义，为达到下述目的也可被授权使用本标准：——为项目做准备或被授权使用本标准；——确实为这些组织执行任务。
本标准的提供程序是在获得充分的保密保证后才予以提供，并且是永不更改的须知程序，被授权使用本标准的单位，有责任安全保管并保证标准不被用于油田公司之外的目的。
油田公司将寻访这些组织，以确认他们是如何执行这些要求的。
本标准由大庆油田有限责任公司开发部提出。
本标准由大庆油田有限责任公司批准。
本标准由大庆油田有限责任公司开发地质专业标准化技术委员会归口。
油田水矿化度分析(六项离子分析)2015培训
油田水矿化度分析------六项离子分析1、油井含水情况分析注水开发油田，或油层有底水时，油井生产一段时间后就会出水，油井见水后，要做好以下几方面的分析工作。
（1）分析水源。
油井中的水一般包括两类，即地层水和注入水，判断方法如下：①油层有底水时，可能是油水界面上升或水锥造成。
②离边水近时，可能是边水推进或者是边水舌进造成。
这种情况通常在边水比较活跃或油田靠弹性驱动开采的情况下出现。
③水层窜通，夹层水或上下高压水层，由于套管外或地层因素引起的水层和油层窜通。
④注水开发油田，可能是注入水推至该井。
⑤油井距边水、注入水都较近时，总矿化度长期稳定不变是边水，总矿化度逐渐降低是注入水。
⑥油井投产即见水，可能是误射水层，也可能是油层本身含水（如同层水或主要水淹层）。
（2）分析主要见水层。
（3）含水率变化分析。
2、原油中为什么会含水：原油中水分进入，主要有以下三种途径。
第一种是：油层中原始原油本身就含有水。
第二种是：为了保持油层压力，向油层内注入的水。
第三种是：原油在贮存和运输中受气温的变化，石油容器罐内交替排出气体或吸入空气，由于空气的不断吸入，水蒸气不断进入，使原油中的水分子增加等原因。
油井见水是指采出液中由刚开始的纯油变为油水混合了，指采出液出现水的那一时刻，但含水率不一定多高。
水淹指从注水井到生产井形成了一个注水通道，注入的水全部顺这个通道流到生产井，生产井采出液绝大部分或全部都是水。
3、原油化验含水的目的意义（1）原油化验含水的目的是为了计算纯油量，给地质人员提供资料，以采取有效措施保证原油生产。
（2）根据油层连通情况，结合原油含水资料，可判断来水方向，进一步了解地下情况，控制和改造地层。
4、油样中的水有几种方式存在？油样中的水有四种方式存在：包括游离水、悬浮水、乳化水和溶解水。
其中，游离水是指用倾斜方法就能分离出来的水；悬浮水是指一微小的颗滴散碎在原油中成机械混合的水；乳化水是指油和水均匀地乳化在一起的水；溶解水是指根据水在原油中溶解的能力而溶解在原油里的水，其数值甚小。
油田注水水质检测与分析
第一篇：水质检测第一章：碎屑岩油藏注水水质推荐指标第一节：注水水质的基本要求在油田注水中水质必须符合以下几方面的要求1、水质稳定，与油层水相混不产生沉淀。
2、水注入油层后不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊。
3、水中不得携带大量悬浮物，以防堵塞注水井渗滤端面及渗流孔道。
4、对注水设施腐蚀性小。
5、当采用二种水源进行混合注水时，应首先进行室内实验，证实二种水的配伍性好，对油层无伤害才可注入。
6、评价注水水源，确定注水水质应按第二篇，第二章的要求进行。
第二节：推荐水质主要控制指标推荐水质主要控制指标见下表注：1、1≤n≤10。
2、清水水质指标中去掉含油量。
第三节：注水水质辅助性指标注水水质辅助性指标，包括溶解氧、硫化氢、侵蚀性二氧化碳、铁、ＰＨ值等。
规定注水水质辅助性指标主要是由于以下几方面的原因。
1、水质的主要控制指标已达到注水要求，注水又较顺利，可以不考虑辅助性指标，如果达不到要求，为查其原因可进一步检测辅助性指标。
2、采出水中溶解氧浓度最好是小于0.05mg/L，不能超过0.10mg/L。
清水中的溶解氧要小于0.50 mg/L。
3、侵蚀性二氧化碳含量等于CaCO3达到溶解平衡所需的量时此水稳定；大于溶解平衡所需的量时此水可溶解碳酸钙并对注水设施有腐蚀作用；小于溶解平衡所需的量时有碳酸盐沉淀出现。
4、系统中硫化物增加是细菌作用的结果。
硫化物过高的水也可导致水中悬浮物增加。
清水中不应含硫化物，油层采出水中硫化物浓度应小于2.0mg/L。
5、水的ＰＨ值应控制到7±0.5为宜。
6、水中含亚铁时，由于铁细菌作用可将二价铁转化为三价铁而生成氢氧化铁沉淀。
当水中含硫化物（Ｓ２－）时，可生成ＦeＳ沉淀，使水中悬浮物增加。
第四节：标准分级及使用说明1、从油层的地质条件出发，将水质指标按渗透率小于0.1、0.1~0.6、大于0.6um2分为三类。
由于目前水处理站的工艺条件和技术水平有差异，对标准的实施有困难，所以又将每类标准分３级要求。
大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析报告
ICSQ/SY DQ0605-2006代替Q/SY DQ0605-2000大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法Indexes and analytical method of injected water quality in reservoir water flooding in daqing oil field中国石油天然气股份有限公司企业标准大庆油田有限责任公司2006-05-30 发布2006-06-30 实施中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司发布前言本标准代替Q/SY DQ0605-2000《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》。
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油田公司将寻访这些组织，以确认他们是如何执行这些要求的。
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油气藏动态分析： 油田水物性分析
NaNaK K Cl Cl 1
1
Cl CNla NKa K Mg 2 Mg 2 1
1
Cl CNla NKa K Mg 2 Mg 2 1
1
氯 化氯钙化型钙 型 氯 化氯镁化型镁 型
深 层深封层闭封环闭境环 境 海 洋海环洋境环，境海，水海 水
1.1.3油田水物性分析
④地层水的压缩系数随水的矿化度升高而降低。
1.1.3油田水物性分析
谢谢欣赏
二、油田水的化学组成
3.地层水的硬度
定义：指地层水中钙、镁等二价阳离子含量的大小。
在使用化学驱时,若水的硬度太高,注入化学剂会产生沉淀而影响驱替效 果。所以，在油田生产中必须对地层水的矿化度、硬度有清楚的认识。
1.1.3油田水物性分析
三、油田水的类型
分类分思类路思：路根：据根水据中水Na中+N（a包+（括包K+括）K和+）Cl和-的C当l-的量当比量，比利，用利水用中水正中负正离负子离的子化的合顺 序，化以合水顺中序某，种以化水合中物某出种现化的合趋物势出而现命的名趋水势型而。命名水型。
1.1.3油田水物性分析
四、油田水的高压物性
3.天然气在地层水中的溶解度
定义：指在地层压力、温度条件下,单位体积地面水所溶解的天然气体 积,单位是m3/m3。
天然气在地层水中的溶解度远远小于在地层油中的溶解度。
1.1.3油田水物性分析
四、油田水的高压物性
4.地层水的体积系数
定义：地层水的体积系数是地层水在地层条件下的体积与其在地面条件下的体积比。
四种水型：
四种水型：
当 量当比量 比
苏 林苏成林因成系因数系划数分划水分型水 型
成 因成系因数系 数 水 水型 型
油田水质化验分析及误差控制措施
油田水质化验分析及误差控制措施摘要:在对油田进行开发之前，首先需要进行的常规工作就是对油田水进行化验，对油田水的指标数据进行测定，从而确定出最佳的油田开发方案。
然而在开展化验工作时依然存在着不足，这也是目前化验过程中不可避免的问题。
在进行化验工作时，各种因素的共同作用使得误差出现，唯有对误差进行有效控制，才能够从根本上提升油田开发工作的质量，不然就会对油田开发工作产生- -定程度的影响，对此，需要采取有效的措施对这些化验问题进行应对。
关键词：水质化验；分析；控制引言：在油田开采中进行水质化验分析具有重要意义，通过进行六项离子含量检测等，分析油田水变化情况，从而指导科学找油。
此外，进行氯离子含量检测和pH值检测、矿化度检验等，辅助油田水位监测。
但是受到多因素影响，水质化验结果较易产生误差，有效控制误差、提高数据精度对于油田高效率、安全开采油矿具有积极意义1、分析过程当中的质量控制在油田水质化验的过程中对其检验的质量进行控制,是油田水质化验分析所需要进行的工作,如果不能在化验过程中采取良好的控制措施,那么会直接导致化验结果的不准确，也就将整个的化验过程全盘否定，所以在化验分析过程中-定要仔细分析各个因素,确保化验质量。
1.1平行样分析法的应用一般情况下,在进行水样采集过后的测试中,都可以采用平行样分析法进行水质的分析控制。
而针对不同的水质状况，检测结果会产生不同的偏差,具体体现为,如果水样品不具备良好的额均匀性以及稳定性，那么结果会出现较大的偏差,进行分析时也应该将偏差的限值放宽。
而如果采集的水样本具有良好的均匀性和稳定性,检测结果出现的偏差会很小,分析时也要严格按照其标准的偏差限值。
根据上文分析可以得出,平行样测定结果会在相对的标准偏差限值被允许的范围内会体现出一定的差异性。
1.2对留存样本进行复核检测进行水质样品的检测前,检测人员会对样品进行副样的保存,在进行完水质监测之后,就会对保存的副样进行一次复查检测，以保证检测的准确性、科学性。
油田水质细菌的分析与研究
2017年04月油田水质细菌的分析与研究孟晓威（大庆油田第四采油厂试验大队,黑龙江大庆163511）摘要：油田注水系统之中存在许多的细菌，这些细菌不仅仅对水的质量产生隐患，同时，对注水系统、主水管道以及油管等都能造成很强的腐蚀以及堵塞，本文主要针对油田水质中的细菌进行分析，了解其分布，并对相应的处理措施进行研究。
关键词：油田注水系统；细菌；研究在油田注水系统中细菌生长的条件和新陈代谢物质的不同，会对油田的注水系统产生不同程度的影响。
这些细菌在注水系统中大量繁殖，不仅严重污染水质，更有可能腐蚀设备，污染油管等。
1油田水中常见的细菌种类及分布1.1硫酸盐还原菌硫酸盐还原菌是一种能够使硫酸盐还原成硫化物，通常情况下会附着在注水系统的内壁上进行繁殖。
这种细菌主要分布在油田的所有污水处理系统中。
1.2腐生菌腐生菌通常会在管道上形成一种粘稠层，叫做粘液形成菌。
在有氧的情况下繁殖速度较快，主要分布在生化污水处理站之中。
1.3铁细菌铁细菌属于自养性细菌，在生长和繁殖的过长当中会形成大量的黏性物质。
铁细菌的分布主要与腐生菌相同，主要分布在注水系统和注水层中。
2细菌对油田注水系统的影响油田的水质与油田注水系统中含菌量有着极大的关系，由于对水的需求量很大，低温层则会在注水井之中自动形成。
这低温层恰好适合细菌的生长，加之经过长期不间断的注水，会把细菌所需要的营养物质都带进来，为水中的这些常见细菌开始进行大肆的繁殖提供了良好的基础。
2.1油层的损害喜氧细菌和厌氧细菌在底层能够相互供给营养，产生新陈代谢的物质后并快速繁殖，并会在低沉之中产生沉淀，堵塞油质的渗透，因此产油量也就会被降低。
当多孔的介质含在残油之中，就会因为附着的细菌而被重新的被吸附并夹带其他物质，这样会使其整体结构变得更加的复杂，地层的渗油率就会降低，注水井也会受到相应的影响[1]。
细菌能够生成多糖这种物质，其具有粘着性，与其他物质相结合后就会形成生物膜，能够将流入的固体颗粒以及油滴进行吸附并产生堵塞，这样积少成多，很快就产生了巨大的沉积，沉积到达相应数量，就会开始产生腐蚀的效果。
应用离子色谱进行油田水分析的新技术
应用离子色谱进行油田水分析的新技术【摘要】油田水中常量离子一直采用重量法、原子吸收法、比色法等常规化学分析方法进行分析。
这些传统方法测试过程繁琐，被分析离子间相互干扰严重，准确度不高，且一价阳离子不能直接测得，而是通过计算方法求得。
通过实验，运用离子色谱仪对油田水进行分析，开发了高精度离子色谱油田水分析技术。
分析应用结果表明，高精度离子色谱通过更换色谱柱和淋洗液，可以同时分析油田水中常见的阳离子和阴离子，离子色谱灵敏度高，分析速度快，被分析离子可以有效分离，离子间的相互干扰少，水预处理简单，可以直接测得一价阳离子的含量，也可测定原子吸收光谱法不能测定的阴离子。
该方法技术的问世，完全可以取代石油系统中沿用多年、操作繁琐的传统化学分析方法。
【关键词】离子色谱精度分析技术油田水分析离子色谱（ion chromatography，简称ic）是高效液相色谱（high performance liquid chromatography，简称hplc）的一种，由于其应用广泛，已经成为一个独立的大类，是用于分离能在水中解离成有机和无机离子的一种液相色谱方法。
现在已成为水溶液中阴、阳离子的重要分析手段。
1 离子色谱方法的特点对离子型化合物的测定是经典分析化学的主要内容。
对阳离子的分析已有一些快速而灵敏的分析方法，如原子吸收、离子体发射光谱和 x射线荧光分析等。
对于阴离子的分析长期以来缺乏快速灵敏的方法，一直沿用经典的容量法、重量法和光度法等，这些方法操作步骤冗长费时费力，灵敏低且易受干扰。
而发展起来的离子色谱克服了以上缺点，具有快速、灵敏度高、选择性好、可同时测定多组分的优点。
可以说，离子色谱对阴离子的分析是分析化学中的一项新突破。
1.1 快速、方便对 7 种常见阴离子（f-、cl-、br-、no3-、no2-、so42-、po43-）和六种常见阳离子（li+、na+、nh4+、k+、mg2+、ca2+）的分析时间小于10min。
油田地下水地化特征及分析方法
油田地下水地化特征及分析方法摘要:油田地下水与油气共存于同一地质环境,具有不同于一般地下水的特征。
本文从油田地下水的地化特征、分类方法、形成过程与影响因素和分析方法等方面论述了油田地下水的特征。
结果表明:由于受到油田特有沉积环境影响,油田地下水通常在矿化度、离子分异和d函数上表现出明显特征;对油田地下水的分析应针对其特征选用合适的方法。
本文对油田地下水的研究分析具有一定指导作用。
关键词:油田地下水地化特征分类影响因素分析方法中图分类号:te133+.2 文献标志码:a 文章编号:1674-098x(2011)06(c)-0076-01油田地下水与油气生成、运移、聚集和保存的关系非常密切,它们共存于同一地质沉积环境并相互接触和交换,地下水的地球化学特反映了油气形成的整个过程[1～5]。
本文从油田地下水的地化特征角度阐述其分类、形成与影响因素及分析方法。
有助于认识油气生成和分布规律、确定有利储层,进一步加深对水驱油规律认识,更有效地为油田开发服务。
1 地化特征油田地下水无机组分特征类似深层地下水水性特征,表现为矿化度、离子分异和d函数等方面。
1.1 矿化度油田地下水较一般地下水矿化度为高,海相油田地下水矿化度稍高于陆相油田,但后者变化幅度比前者略大。
油田水矿化度变化规律为:(1)水交替缓慢、封闭性好的还原环境下矿化度较高,且矿化度由周围向中心呈增高趋势;(2)水交替良好且有渗入水补给地区,矿化度明显降低;矿化度高低与埋深成正比。
油田水比一般地下水矿化度高是由原始沉积水在相对封闭环境中经受的深部高温蒸发浓缩作用造成的。
1.2 离子分异海相和陆相油田水在离子组分方面离子分异现象表现既有相同之处也存在差异。
其同样表现为cl-和na+占优势;差异在于陆相油田水富集hco3-,而海相油田水ca2+和mg2+相对富集。
so42-在两种油田水中含量都较少,但陆相中比海相中稍多,且变化较大。
1.3 d函数佩尔托用d函数用以反映阳离子或阴离子之间的比率关系,d函数值小表示某个组分占优势,如大庆油田阳离子d函数值为2.78,其中na+占绝对优势。
油水井动态分析内容及方法
油水井动态分析内容及方法第一节油水井动态分析一、油、水井动态分析的目的油水井动态分析的目的，就是通过对油、水井在生产过程中注水，产液（油）、含水和压力等情况的变化,经过对比分析，发现问题,找岀原因并提出解决问题的措施。
通过不断的注采调整，保证油、水井在产油、注水、含水和压力在相对稳定的情况下进行生产，从而合理地开发油藏。
单井分析将地下、井筒、地面看作一个有机的整体;地下分析与生产管理相结合，循着先地面、再井筒、后地下的分析程序逐步深入地搞好分析；油、水井分析与经济效益相结合，通过分析，提出经过优选的措施方案，最大限度地提高油井产能，达到少投入、多产出，提高经济效益的H的。
二、采油井动态分析的主要内容及分析方法地下的原油通过釆油井采出地面，要通过两个互相衔接的阶段，即油流在一定压力差的驱动下，经过油层岩石的孔隙，从油井井底周围的油层流向井底的油层渗流阶段和油流从井底通过井筒流向井口的举升阶段，而后再输送到集油站。
所以，油井生产过程中的动态变化，主要表现在油层、井筒.地面三个阶段的动态变化，单井动态分析亦应包括三部分内容。
（一）地面管理状况的分析油井地面管理状况的分析主要包括热洗、清蜡制度及合理套压的选择等。
1、热洗、清蜡制度其总的要求是保证油流畅通，自喷井无蜡阻、抽油机井示功图和电泵井电流卡片无结蜡显示。
在此前提下，使清蜡热洗次数达到最少（即为热洗、清蜡周期合理）。
2、合理套压的控制合理总的来讲，也影响着泵效的大小。
套压高低直接影响着动液面的高低，的套圧应是：能使动液面满足于泵的抽汲能力达到较高水平时的套压值（或范圉）。
套压太高，迫使油套环形空间中的动液面下降，当动液面下降到深井泵吸入口时，气体窜入深井泵内，发生气侵现象，使泵效降低，油井减产，严重时发生气锁现象。
发生这种情况时，应当适当地放掉部分套管气，使套压降低，动液面上升，阻止气体窜入泵内。
对于一口抽油机井来讲，该不该放套管气，首先取决于套管气是否影响深井泵工作。
油田注水水质及处理技术分析
油田注水水质及处理技术分析摘要：油田工程作业流程复杂，工序繁多，涉及众多专业化内容。
油田注水作为油田工程中的重要组成，注水水质直接影响到油田开采质量。
若油田企业不重视水质问题，不只对地层产生巨大危害，还会降低出油率，使油田企业面对巨大的经济损失，对油田企业在新时期的健康发展产生不利影响。
如此，本文探究油田企业常规水处理流程，提出油田水质处理技术。
关键词：油田；水质；处理技术我国油田开发已经进入后期阶段，注水开发工作对原油污水进行科学的回收及处理，对油田社会效益及经济效益具有重要意义。
但在水回注前，工作人员应当采取有效的措施处理污水，保证回收及排放的水达到对应标准，如此才能保证油田生产工作顺利开展。
工作人员需要对油田注水水质进行分析，采取科学的处理技术让保证注水安全，对此，本文针对油田注水水质及处理技术展开分析。
一、水处理流程油田工作中水处理划分为两种方案，第一种方案是高压水站注水，在多井配水计量方式下完成注水工作。
第二中方法是高压水站在若干支线配水阀组处理下完成注水。
（一）清水及污水系统清水系统利用柴油密封及胶膜隔氧方法完成密闭注水，在水处理过程中，若发现含氧量较高的区域，可利用化学除氧方法对含有阳离子的区域完成机械真空脱氧。
此外，油田工作人员也可利用纤维球过滤及PEC燃烧过滤净化水质。
针对周期性注水工作，可采取段赛式投入杀虫剂的方法，消灭细菌的同时，抑制细菌增长速度，也可利用连续投加防垢剂方法避免地层快速结垢。
自整体上看，完整的水质处理技术，有利于缓解腐蚀速度，实现稳定注水。
污水系统在井口给药或者大罐溢流沉降等方式完成脱水，在净化及过滤过程中，对污水有效处理，将处理后的污水重新灌注到地层。
油田工作人员还需应用先进的精细过滤技术及膜技术，持续性改善水质，自根本上提升油田注水质量。
（二）污水处理进展第一，离子交换技术。
现代化技术高速发展，污水处理技术也同样在不断革新，比如，离子交换技术，该技术将沉淀后的污水去除油污，污水被排放到高效氮气气浮池后，使得油污分散，进一步处理乳化油，使污水中的含油量控制在20/L以下。
油田含水变化规律分析方法
七、油田含水变化规律在油藏注水开发过程中，随着注水工作的不断深入，油井逐渐见水，且含水率将不断升高，含水上升必然影响油田的产量和有关的开发技术政策，给油田开发带来一系列这样或那样的问题，因此研究含水上升规律，根据含水上升规律和特点，控制或延缓含水上升速度，对于保持油田稳产、降低开采成本非常重要。
(一)理论变化分析 1、理论特征3-7-1含水率的变化受多种因素影响，如岩石的润湿性、储层的非均质性、原油性质、油藏类型、注采井网和注采条件等等，因而实际油藏含水率的变化非常复杂，只能进行宏观分析。
⑴油藏类型影响：不同的油藏类型，含水上升规律不同。
底水或边水活跃的油藏，在稳定开采、保持合理采油速度的情况下，无水采油期长、含水上升慢，但油井一旦见水，含水上升就比较快；人工切割注水开发的油藏，因受注采井距大小、油藏非均质性、注水和采油强度等多种因素影响，往往无水采油期短、早期含水上升速度要明显大于底水或边水活跃的油藏。
⑵原油性质不同，含水上升规律不同：多数层状砂岩油藏，因原油性质的差异，油水粘度比不同，含水上升规律表现出不同的特点，一般来说都符合以上所描述的三种模式或者介于它们之间。
⑶含水率与含水上升率的关系：含水率变化规律也就是随着地层中含水饱和度的增加，油井产水率的变化情况。
含水上升率则指每采出1%的地质储量含水率变化的幅度。
判断一个油藏在某一含水阶段开发效果的好坏，通过评价含水上升率指标是油藏开发中常用的方法之一。
通常的做法是应用相对渗透率曲线求得油藏的含水上升率理论曲线，然后与油藏的实际含水上升率比较，如果实际的含水上升率小于理论含水上升率，则认为油藏开发效果好，反之则认为开发效果不理想。
理论含水上升率计算方法如下：根据油田测得的相渗曲线，应用分流量方程计算含水率。
owKw Ko o Ko w Kw w Kw Qo Qw Qw fw μμμμμ⋅+=+=+=11///实际工作中为了便于应用，将油水相对渗透率的比值表示为含水饱和度的函数。
油水井动态分析内容及方法
油水井动态分析（地质部分）油水井动态分析基础知识1、地质油藏基础知识（1）油田地质基本知识包括地质构造、储层特性、流体性质、油藏驱动类型、储量等基本概念和应用，具体可参考石油工人技术等级培训教材。
（2）油田开发基本知识包括开发方式、注水方法、配产配注、试井、注水开发三大矛盾等基本概念和应用。
（3）油水井资料录取标准①油井的油压、套压、流压、静压、产量、气油比、含水、分层产量和分层压力录取标准；②水井的注水量、油压、套压、泵压、分层注水量、洗井录取标准；③油水井地层压力、生产测井、聚合物浓度监测、示踪剂检测、水质化验等资料录取方法和应用。
2、有关指标的计算包括日产液量、日产油量、油气比、综合含水率、日注水量、注采比、采油速度、采出程度、自然递减率、综合递减率、含水上升率、油（水）井资料全准率等指标的计算方法和具体意义。
3、配套图表绘制与应用常用的图表有：构造井位图、油水井连通图、单层平面图、开发现状图、油井生产数据表、注水井生产数据表、动态监测及分析化验数据表、水质分析化验数据表、单井开采曲线、井组注采曲线。
二、油水井动态分析思路方法1、油水井动态分析思路油水井动态分析的原则是立足于单井、着眼于注采井组，围绕注水开发存在的三大矛盾，明确开发中存在的问题，提出针对性的开发对策。
油水井动态分析的程序是先收集资料，并将其整理填入表格，绘制曲线，进行对比，分析变化原因，最后找出存在问题，并提出下一步的调整措施。
2、油水井动态分析方法（1）资料的收集和整理①静态资料所处油藏的地质特征、油井的生产层位和水井的注水层位②动态资料油井动态资料：产能资料，包括油井的日产液量、日产油量和日产水量，这些资料可以直接反映油井的生产能力。
压力资料，现在一般用动液面和静液面表示，它们可以反映油层内的驱油能量。
水淹状况资料，指油井所产原油的含水率和分层的含水率，它可直接反映剩余油的分布及储量动用状况。
原油和水的物性资料，是指原油的相对密度和粘度、油田水的氯离子、总矿化度和水型。
大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析
ICSQ/SY DQ0605-2006代替Q/SY DQ0605-2000大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法Indexes and analytical method of injected water quality in reservoir water flooding in daqing oil field2006-05-30 发布2006-06-30 实施中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司发布中国石油天然气股份有限公司企业标准大庆油田有限责任公司前言本标准代替Q/SY DQ0605-2000《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》。
本标准与Q/SY DQ0605-2000相比主要变化如下：——修改了Q/SY DQ0605-2000中不含聚合物注入水水质控制指标；——修改了Q/SY DQ0605-2000中含聚合物注入水水质控制指标。
本标准内有关信息是保密的，其版权属于大庆油田有限责任公司（以下简称油田公司）所有。
未经油田公司质量安全环保部的许可，该标准的任何一部分均不得泄露给第三方，或复制、或储存于可检索系统，也不允许以任何形式或任何方法（电、机械复制、抄录）传播……。
标准使用的管理权属油田公司，用户分两类：a) 油田公司和所属单位在其管理、科研、生产和经营活动中有权使用本标准；b）承包商/分包商、制造厂/供方，以上述第一类组织的名义，为达到下述目的也可被授权使用本标准：——为项目做准备或被授权使用本标准；——确实为这些组织执行任务。
本标准的提供程序是在获得充分的保密保证后才予以提供，并且是永不更改的须知程序，被授权使用本标准的单位，有责任安全保管并保证标准不被用于油田公司之外的目的。
油田公司将寻访这些组织，以确认他们是如何执行这些要求的。
本标准由大庆油田有限责任公司开发部提出。
本标准由大庆油田有限责任公司批准。
本标准由大庆油田有限责任公司开发地质专业标准化技术委员会归口。
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（一）油田水质常规分析
通过水质检验，可以分析出三元复合驱采出液的主要成分。
因此，对三元复合驱采出液中水进行pH 、阴离子含量、阳离子含量和聚丙烯酰胺含量进行测定。
1、三元采出液水中阳离子的测定
原子吸收分光光度法测定阳离子含量
原子吸收光谱法原理。
原子吸收光谱法又称原子吸收分光光度法，利用气态基态原子对于同一种原子发射出来的特征光谱辐射具有吸收能力的原理。
原子或者离子外层电子吸收特定波长的光后会发生能级跃迁。
又因为不同原子或者离子的不同的电子跃迁所吸收光的波长不同，所以发射光经过分光以后形成的单色光如果被吸收，则溶液中含有特定的原子或者离子。
吸收的强度可以用来标定溶液的浓度。
原子吸收分光光度法测定阳离子浓度。
配制不同浓度的标准溶液，在原子特征吸收光谱下，根据标准溶液的吸光度值绘制浓度——吸光度标准曲线。
测量液样中相应离子的吸光度，在标准曲线上查得相应离子浓度。
2、三元采出液水中阴离子的测定
滴定法测定水中阴离子的含量。
（1）氯离子含量测定。
基本原理：在pH 值为6.0-8.5的介质中，硝酸银离子与氯离子反应生成白色沉淀。
过量的银离子与铬酸钾指示剂生成砖红色铬酸银沉淀，根据硝酸银离子的消耗量计算氯离子含量。
测定方法：用大肚移液管取定体积水样于三角瓶中，加水至总体积为50-60mL ，用硝酸溶液(φHNO 3=50%)调节试样pH 值至6.0-8.5，加1mL 铬酸钾指试剂。
用硝酸银标准溶液滴至生成淡砖红色悬浮物为终点。
用同样的方法做空白实验。
计算氯离子含量公式如下：
301-10)/(cl ⨯-=V V V C L mmol C ）（硝硝硝
301-1035.45
)/(cl ⨯⨯-=V V V C L mg ）（硝硝硝ρ
式中：C 硝——硝酸银标准溶液的浓度，mol/L ；
V1硝——硝酸银标准溶液的消耗量，mL；
V0硝——空白试验时，硝酸银标准溶液的消耗量，mL；
V——样品体积(原水水样)，mL；
35.45——与1.00mL硝酸银标准溶液(CAgNO3=1.000mol/L)完全反应所需要的氯离子的质量，mg。
（2）碳酸根、碳酸氢根、氢氧根离子含量测定。
基本原理：用盐酸标准溶液滴定水样，依次用酚酞和甲基橙溶液为指示剂，用两次滴定所消耗盐酸标准溶液的体积，计算碳酸根、碳酸氢根和氢氧根离子的含量。
测定方法：用大肚移液管取50g水样于三角瓶中，加2-3滴酚酞指示剂。
若水样出现红色，则用盐酸标准溶液滴至红色刚消失，所消耗的盐酸标准溶液的体积(mL)记作V l盐。
再加3-4滴甲基橙指示剂，水样呈黄色，则继续用盐酸标准溶液滴至溶液由黄色突变为橙红色，所消耗的盐酸标准溶液的体积(mL)，记作V2盐。
若加酚酞指示剂后水样呈无色，则继续加甲基橙指示剂至水样呈黄色，用盐酸标准溶液滴定至橙红色为终点。
3、三元采出液水中聚合物含量的测定
实验室内采用淀粉-碘化镉法测定水中聚丙烯酰胺的浓度。
基本原理：聚丙烯酰胺的降解效果采用酰胺基的去除表示，酰胺基的测定采用淀粉-碘化镉比色法。
采用淀粉-碘化镉比色法测定HPAM浓度，分析实验体系的HPAM的含量。
该方法是利用霍夫曼重排的第一步反应，用溴与酰胺基作用生成N-溴代酰胺，多余的溴用还原剂掩蔽剂除去。
生成的N-溴代酰胺水解产生次溴酸，相互间能保持平衡，次溴酸能定量的将碘离子氧化成碘，碘遇淀粉变蓝，根据420nm下的吸光度进行定量分析。
测定方法：
（1）相关药品溶液的配制：
聚丙烯酰胺溶液：称取0.2g部分水解HPAM粉末在搅拌情况下加入800mL 蒸馏水中，待完全溶解后移入1000mL容量瓶中，用蒸馏水稀释至刻度。
缓冲溶液：称取25g三水合醋酸钠溶于800mL的蒸馏水中，加入0.5g水合硫酸铝，用冰醋酸调节pH值至 4.0，倒入1000mL容量瓶中，稀释至刻度备用。
淀粉-碘化镉试剂：称取11g碘化镉溶于400mL蒸馏水中，加热煮沸10min
后稀释至800mL，在加入 2.5g可溶性淀粉，煮沸2min，用滤纸过滤，倒入1000mL容量瓶中，稀释至刻度备用。
还原-掩蔽剂：称取良好未变质的七水合硫酸亚铁40g和氟化氢铵40g，溶于1000mL的蒸馏水中，转入洁净塑料瓶中备用（配10g比例，保质期6-7天）。
（2）聚丙烯酰胺浓度的测定：配制100mg/L聚丙烯酰胺标准溶液，取10个25mL比色管，加入缓冲溶液 2.5mL，并依次加入0、0.5、1.0、1.5、2.0、2.5、3.0、3.5、4.0、5.0mL的标准溶液，用蒸馏水分别稀释至10mL刻度线，混匀后加入2mL3%的溴水，反应8min后加入2.5mL澄清的还原-掩蔽剂，反应2min后加入5mL淀粉-碘化镉试剂，用蒸馏水稀释至刻度，6min后用722型光栅分光光度计，以空气作参比，（1cm）比色皿在波长420nm处测定吸光度，记录并读数。