油田采出水处理的发展及展望
编者按:日～10日,中国石油在北京召开了第一次大规模的油气田水处理系统技术交流会。各油气田公司主管水系统的领导、主要技术骨干、水系统专业技术人员的代表参加了会议。技术交流会共征集论文43篇,内容涉及油田污水处理、注水、污泥处理等领域的新工艺、新技术、新设备的应用,以及水处理系统工作取得的成绩和问题等方面,具有很高的学术价值和借鉴意义。为贯彻国家“发展循环经济”、节能减排的方针政策,鼓励科技创新,全面提升油气田采出水处理的工艺技术水平,本刊特选登部分获奖论文,以飨读者。“十五及十一五前三年”,中国石油所属各油气田对采出水处理空前重视。在重力沉降、气浮等传统处理工艺的基础上对新工艺、新设备、高效化学药剂等进行了积极地研发和应用,使采出水达标率不断提高,取得了长足的进步。目前,还有多项新技术正在试验阶段,如大庆油田PVC合金中空纤维膜处理含油污水的试验研究、沉降罐+气浮的试验研究、微生物法解决硫化物的试验研究;辽河油田...&
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在采油过程中需要大量的清水回注到地下油层中,如果对采出水进行处理,并用于回注,则不仅可以满足石油开采过程中注水量日益增长的需要,同时可以节约大量水资源,为油田带来经济效益,且减少排放污水对环境的污染,产生巨大的环境效益。1油田采出水的来源及水质状况油田采出水是伴随采油作业采出的经原油脱水分离后的含油污水,这部分污水不仅含有石油类,还含有固体悬浮物、分散油及浮油、乳化油以及化学药剂等多种成分。由于采油方法、原油特性、地质等条件不同,油田采出水的水质各异,但又有共性。表1为油田采出水的特征[1,2]。1油田采出水的来源及水质状况指标含油量悬浮物矿化度结垢离子有机物微生物特征油含量高,一般在1000mg/L以上悬浮物含量高,颗粒细小,沉降缓慢矿化度高,一般在1000mg/L以上,最高可达含有Ca2+、Mg2+、HCO3-、Ba2+、Cr2+等含有原油及采油过程中的各种化学药剂,CO常见有铁细菌、腐生菌、硫酸盐还原菌等表1油田采2油田采...&
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随着油田开采年代的增长以及石油资源的短缺,大部分油田已经利用注水开发技术提高原油采收率[1]。由于注水开发进程的不断发展,采出水综合含水率逐渐上升。另一方面,采出水中含有大量的悬浮物、油、无机盐以及各种溶解有机物,未经处理对外排放会造成严重的环境污染和水资源浪费。加之石油开发又需要大量的水资源,从与储层物性配伍的角度出发,含油污水经过处理是最佳的回注水水源[2]。因此,经处理后回注地层是采出水最优出路。1油田采出水的特点油田采出水来自于地层深处,其组成与性质十分复杂。因此,各个油田的水质差异较大,甚至同一地区不同区块的油田采出水的水质都不相同[3-6]。总体上讲油田采出水具有以下特点:(1)外排水量大:在油田开发后期,随着采出液含水率逐年上升,采出水及其污染物排放量总体上呈逐年增加的趋势。(2)水温高:油田采出水来源于地层深处,水温高,通常在40~70℃。由于其水量大,在地面停留时间短,经污水站处理后的水温仍然在35~65℃之间...&
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油田采出水处理在油田开发的不同时期,均担当着重要的角色,油田采出水处理总体上可划分为三个阶段。第一阶段:油田开发初期,低含水时的采出水处理阶段,主要满足高渗透油层的注水水质要求。第二阶段:油田由低含水逐步为中含水,井网加密时期的采出水深度处理阶段,主要对经处理后达到高渗透油层注水要求的采出水进行深度处理,以满足中、低渗透油层的注水水质要求。第三阶段:油田开发后期高含水及聚驱开采时期的采出水处理阶段[1-2]。目前我国大部分油田都已进入石油开采的中期和后期,即油田采出水处理的第二和第三阶段,采出的原油含水率已达到70%~80%,有的油田高达90%[3-4]。随着油田原油含水率的逐年提高,伴生的油田采出水水量也不断增加,出于环境保护和节约资源考虑,如何经济有效地处理油田采出水、实现资源化利用,是目前油田可持续发展的关键,也是油田污水处理的一个研究热点[5]。文章主要对油田采出水回注处理技术做了比较详细的总结论述,以期对油田采出水的回...&
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我国大部分油田采用注水方式采油，且目前大都已进入高含水期。尽管近些年来国内油田的水处理技术发展较快，但同国外相比差距仍很大，还不能完全适应国内油田发展的需要。随着我国对污染治理力度的加大，以及人们对油田采出水经处理后作为采油注水具有一系列优点的认识不断提高，油田采出水经深度处理后排放或回注已愈来愈受到人们的重视。1 处理技术现状 尽管国内各油田采出水水质各异，但总体看来一般都具有以下特点：☆ 富含有机物，化学需氧量高；☆ 高矿化度加速了腐蚀速度，同时也给废水生化处理造成困难；☆ 含油量高，远大于各种出路所要求的水质标准；☆ 含大量微生物，细菌大量繁殖不仅腐蚀管线，而且还造成地层严重堵塞；☆ 含有大量生垢离子，采出水中含有HCO3-、Ca2+、Mg2+、Ba2+、Cr2+等生成垢的离子；☆ 悬浮物含量高，颗粒细小，容易造成地层堵塞。另外，部分油田采出水中还含有S2-。1.1 采出水除油方法含油废水中油的存在状态，一般将其分为3类，...&
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1前言对于油田采出水来讲,主要是指在油田采油生产中注入地下的水,经过采油过程随着石油脱出到地面上的剩水。对于这一部分水,出于综合利用的考虑,会有一大部分用于回收利用,主要用于二次注入地下以及锅炉循环利用等。除此之外,还会有一小部分水被直接排放掉。从水质的安全性来说,不管是对油田采出水进行二次利用,还是将采出水进行排放,都需要对采出水进行特殊的净化处理,过滤采出水的杂质、降低其腐蚀性、实现石油和添加剂的分解,从而使油田采出水能够达到二次利用和排放的标准,提高油田采出水的安全,降低油田采出水的危害性,提高油田采出水的综合利用率。基于这种考虑,目前油田采出水在整个处理过程中,应用了多种先进的水处理技术,油田采出水处理技术也经过了多个阶段的发展日趋成熟。从目前油田生产来看,水处理技术在针对油田采出水方面起到了重要作用,不但提高了油田采出水的利用率,也使油田采出水达到了排放条件,降低了油田采出水对环境的危害。所以,我们有必要对油田采出水处...&
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春风油田排6北区产能建设工程
项目类别：石油、天然气
污染类型：废渣&&&噪声&&&废气&&&
项目规模：
项目地址： 新疆&克拉玛依&克拉玛依区&新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内的前山涝坝，东临217国道，位于春光油田以北约30km处，距克拉玛依市约60km
建设单位：中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司新春采油厂（污染次数0次）
环评单位：（违规行为0次）
春风油田排6北区产能建设工程环境影响评价公众参与第二次公示
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　&& 日受中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司新春采油厂的委托，新疆环境保护技术咨询中心承担了春风油田排6北区产能建设工程的环境影响评价工作。目前，我中心完成了《春风油田排6北区产能建设工程环境影响报告书》的初稿。现根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《环境影响评价公众参与暂行办法》(环发[2006]28号)、《环境影响评价技术导则-公众参与(征求意见稿)》和《新疆维吾尔自治区建设项目环境影响评价工作参与管理规定(试行)》新环评价发[号中的相关规定，对该工程环境影响评价进行公众参与第二次公示。公示材料如下
　　1.建设项目情况简述
　　项目名称：春风油田排6北区产能建设工程
　　项目性质：滚动开发
　　建设地点：新疆准噶尔盆地西缘排6北区块，位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内的前山涝坝，东临217国道，位于春光油田以北约30km处，距克拉玛依市约60km。
　　建设规模：春风油田排6北区计划部署45口井(利用老井5口，其中3口水平井，2口直井)，新部署油井40口，其中水平井38口，直井2口。区块第一年产油8.6&104t，预计前三年平均新建产能6.7&104t/a，预计17年累积产油79.4&104t，采出程度26.1%。区块最大年产油为第1年8.6&104t/a。区块开发后第1、2年采用蒸汽吞吐，生产井45口，年注汽量为17.2&104t;第3、4年采用排状+反九点蒸汽驱开发，生产井27口(吞吐3口)，注汽井18口，年注汽量为21.6&104t;第5年以后采用排状蒸汽驱开采，其中第5～8年生产井25口(吞吐3口)，注汽井20口，年注汽量为23.4&104t，第9年以后生产井22口，注汽井20口，年注汽量为22.2&104t。
　　工程组成：本工程组成包括排6块北区45口油井的集输、注汽及与之配套的水处理、供配电、消防给排水、自控、通信、结构、道路、防腐等工程。
　　主要工程包括实施部署井45口，在春风二号联合站预留位置新建2座5000m3储油罐，在井区内新建主干道4.0km，新建由主干道接至各站场道路8.6km。新建集油管线8.93km，单井出油管线6.63km，高温注汽管线12.6km，输电线13.5km。
　　工程总投资12643万元。
　　2.建设项目对环境可能造成影响的概述
　　油田开发对环境的影响主要表现在建设开发期和运营期。
　　(1)开发期对环境的影响概述
　　建设期对环境的影响主要表现在生态影响，主要体现在站场、道路、管线建设阶段，如占用土地、施工对地表植被的影响、土壤扰动等。
　　①占地
　　排6北区块开发油区面积为7.05km2，在此范围内进行钻井、站场建设、管线敷设、道路建设等。根据估算，各项工程的永久性占地面积为12.39hm2，临时占地面积30.12hm2，工程占地类型均为林地。
　　②开发期污染源分析
　　&&废气污染源
　　开发期废气污染源主要是钻井期间柴油机、发电机产生的燃烧烟气，主要废气污染物为SO2、NOx、CO、总烃等。排6北区规划开发总井数45口，则整个钻井期间向大气中排放CO 9.26t， NO2 42.4 t，烃类15.76t，SO22.7t。钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。
　　&&废水污染源
　　钻井期产生的废水主要有钻井废水和生活污水。
　　钻井期间产生的废水主要为钻井废水，包括机械冷却废水、冲洗废水、钻井液流失废水和其他废水。钻井废水中的主要污染物的含量分别为：SS 1580mg/L、COD 4500mg/L、石油类80mg/L、挥发酚0.15mg/L。钻井废水中的主要污染物排放量分别为：SS 19.97t、COD56.88t、石油类1.02t、挥发酚0.002t，钻井废水均排入各井场防渗的泥浆池中。
　　45口井钻井期间共排放生活污水为699.67m3，生活污水主要污染物为COD、BOD5、氨氮、SS等。钻井期间废水中各污染物的产生量为COD 0.25t、BOD5 0.12t、氨氮 0.002t、SS：0.02t。生活污水集中在钻井队临时生活区化粪池内进行处理，大部分蒸发，少部分用于厂区内的绿化。
　　&&固体废物污染源
　　开发期产生的固体废物主要有废弃泥浆和岩屑和生活垃圾。该工程钻井总数45口，废弃钻井泥浆和钻井岩屑是钻井作业过程中产生的主要固体废物。每口井所产生的废弃泥浆约为136m3，钻井岩屑约47.72 m3，产生废弃钻井泥浆6120m3，钻井岩屑。
　　45口井钻井过程生活垃圾共计6.75t，清运至128团的生活垃圾填埋场处理。
　　&&噪声污染源
　　钻井期间，噪声产生于钻机、柴油机、发电机、泥浆泵等，声强一般在90-105dB(A)。
　　(2)运营期环境影响概述
　　运营期间油田开发建设对环境影响主要表现在废水、废气、固体废弃物、噪声等污染源对环境产生的影响。
　　①废水
　　排601北区、中区、南区、排6南区和排6北区最大含油污水量为9038m3/d，而春风联合站含油污水处理系统设计规模10000m3/d，该站污水处理能力可满足新增区块污水处理需求。联合站出水依托已建的污水资源化利用工程处理至满足注汽锅炉进水水质要求后用于注汽用水;资源化利用产生的副产品水经过混合处理满足回注用水水质标准后进入回注系统进行回注。
　　排6北区块SS、COD、石油类、挥发酚和NH3-N的年产生量分别为18.1t、1845.1t、28.6t、0.06t和24.7t。
　　全年生活污水产生量共计365m3。其中主要的污染物为COD、SS和NH3-N等，其浓度分别为200mg/L、300mg/L和60mg/L，则COD、SS和NH3-N的年排放量分别为0.072t、0.11t和0.02t。生活污水排入地埋式一体化污水处理系统处理，处理达到《污水综合排放标准》二级标准后，可研推荐回注地层，环评推荐夏季用于浇灌灌木林地，冬季储存于污水净化池内用于夏季灌溉。
　　井下作业废水产生是临时性的，平均每次修井排放废液45 m3，井下废水集中收集进入联合站内采出水处理系统，再经资源化处理站深度处理后回用于注汽锅炉，多余部分回注地层.
　　②废气
　　本工程运营期大气污染物主要为油气集输过程中散逸的烃类气体。排6北区块属于稠油开发，稠油处理及集输均采用密闭流程，井口密封并设紧急截断阀，可有效减少烃类气体的挥发量。类比国内外稠油开发烃类挥发数据，稠油集输过程烃类气体泄漏率可控制在0.05&以内。排6北区块原油最大产量为6.7&104t/a，烃类气体无组织排放量为3.35t/a。
　　③固体废物
　　根据类比调查，一般每口井每年产生含油污泥0.1t，排6北区块共钻井45口，预计年回收油泥4.5t。含油污泥属危险废物，统一由新疆锦恒利废矿物油处置有限公司处理。
　　该工程年产生生活垃圾约1.83t，生活垃圾集中收集后清运至128团垃圾填埋场填埋。
　　④噪声
　　排6北区块的主要噪声源是井场、增压泵站的机泵等设备噪声，噪声级为85～100dB(A)。
　　3.预防或减轻不良环境影响的对策和措施的要点
　　该工程的主要环境保护措施如下
　　(1)废气污染防治措施
　　①采用了技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烃类机泵采用无泄漏屏蔽泵。
　　②在油气集输过程中，为减轻集输过程中烃类的损失，油田开发采用密闭集输流程，非甲烷总烃无组织排放达到《大气污染物综合排放标准》(GB)中无组织排放监控浓度限值。一旦发生泄漏事故，紧急切断油、气源，实施关井，从而最大限度地减少油气集输过程中烃类及油的排放量。
　　③对各站场的设备、阀门等进行定期的检查、检修，以防止跑、冒、滴、漏的发生。定期对油气集输管线进行巡检，以便及时发现问题，消除事故隐患，防止油气泄漏进入大气环境。
　　(2)废水污染防治措施
　　①采出水和井下作业废水处置措施
　　采出水和井下作业废水进入联合站污水处理系统处理达标后依托已建的污水资源化利用工程处理至满足注汽锅炉进水水质要求后作为注汽用水;资源化利用产生的副产品水经过混合处理满足回注用水水质标准后进入回注系统进行回注。
　　为防止污水回注过程中污染表层地下水，要确保回注井套管无破损，固井质量合格，在污水回注的过程中，要加强对注水压力的监控，发现井口压力突然下降应立即停止回注，检查回注井壁套管是否破损。
　　②生活污水处置措施及环境影响分析
　　采用地埋式一体化污水处理系统处理生活污水，处理达到《污水综合排放标准》二级标准后夏季用于浇灌灌木林地，冬季储存于污水净化池内用于夏季灌溉。
　　(3)固体废物污染防治措施
　　①油泥
　　为了使油田污泥转化为再生资源，本次稠油开采产生的油泥委托新疆锦恒利废矿物油处置有限公司进行处理。
　　②生活垃圾
　　集中堆放、定期送到对于产生的生活垃圾，在站场垃圾收集点集中堆放，定期送往128团垃圾填埋场处置。生活垃圾处置要求要符合《生活垃圾填埋场污染控制标准》(GB)。
　　4.环境影响报告书提出的环境影响评价结论的要点
　　本工程属于《产业结构调整指导目录(2011本)(2013修正)》中&石油、天然气勘探及开采&鼓励类项目，工程的选址、选线符合国家的相关法律法规，符合国家的产业政策和相关规划，项目建成后所在区域的环境功能不会发生改变，对环境敏感目标的影响属可接受的范围，从环境现状监测结果和环境空气、地表水环境、地下水环境、生态环境和声环境预测及评价结果看，在严格执行国家和自治区的环境保护要求，切实落实报告书中提出的各项环保措施的前提下，评价区域内的环境质量不会因为本工程的建设而有较大改变，从环境保护的角度看，该工程建设是可行的。
　　5.公众索取信息的方式和期限
　　(1)公众索取信息的方式
　　公众可以在相关信息公开后，到环评单位、建设单位查阅报告书简本，以电子邮件、信函方式向环评单位及建设单位咨询。
　　(2)公示期限：日至日
　　(3)项目的委托单位的名称和联系方式
　　建设单位：中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司新春采油厂
　　单位所在地：乌鲁木齐市世纪花园胜利油田办事处，邮编： 830063
　　联系人姓名：刘先生 联系人电话：
　　(4)环境影响评价机构的名称和联系方式
　　评价单位：新疆维吾尔自治区环境保护技术咨询中心
　　通讯地址：乌鲁木齐市南湖西路215号，邮编：830063
　　联系人：刘女士 联系电话：;(传真)
　　邮箱：
　　6、公众参与程序和方案
　　1、接受建设单位委托后7日内在项目所在地进行第一次信息公开。
　　2、在环评报告编制过程中，收集公众提出的意见。
　　3、环评报告基本完成报送自治区环保厅审批前以信息公告的形式在政府网站进行第二次信息公开。
　　4、发放并收集公众参与调查问卷。在信息公示、收集公众参与调查问卷基础上，统计分析公众意见，并进行信息反馈。
　　5、自治区环境保护厅在环评报告受理、审批前和审批后对建设项目有关信息进行公示。
　　7、征求公众意见的范围和主要事项
　　征求范围：受本项目直接影响或间接影响的单位和个人以及关注本工程的单位和个人。主要事项：①对本工程建设的意见和建议;②对本报告书提出的环境保护对策的意见和建议;③对本报告环境影响评价结论的意见。
　　8、征求公众意见的具体形式
　　自公告之日起10个工作日内，社会公众可以通过以上联系方式，向建设单位或环评单位工作人员以口头建议、发送信函、传真、电子邮件等方式，发表对本工程及环评工作的意见及看法。
　　新疆维尔自治区环境保护技术咨询中心
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员工培训教材(油田采出水处理工艺)详解.ppt83页
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（二）部分站点脱水系统运行不正常，影响到原油脱水及油水分离效果。 1、个别区块的原油脱水剂选型单一。 长庆原油特点：原油整体物性相似，但部分区块存在一定差异。主要是部分区块的地面原油密度、原油粘度、沥青质含量均相对偏高，脱水相对困难。 代表区块：主要表现在近年开发的三叠系油藏，如白于山、杏河等。 问题：原油破乳剂选型单一，加上部分区块原油物性的特殊，造成这类区块原油脱水较为困难。 2、部分站点脱水温度的确定不合理。 少数站大罐沉降脱水温度高达50℃以上，基本接近原油的初溜点，造成沉降罐内油气损耗较高。个别站脱水温度又过低，达不到脱水的基本条件。 3、部分站破乳剂的投加浓度过高，甚至高达300mg/l以上，药剂成本过高。 原因：①受破乳剂的质量影响；②少数操作工存在认识误区，误认为加药量越多越有利于脱水。 造成问题：溢流沉降罐原油出现乳化现象，油水分离效果变差，。 4、破乳剂的投加地点选择不当。 部分站点既在站外加药又在站内二次加药，脱水效果不好时在大罐上再次投加药剂，存在着多次重复加药的情况。现有的破乳剂投加点的布局有待于进一步的优化。 5、部分站点的溢流沉降罐来液不稳定。 有些区块因输油条件所限，进站液量不能平稳，溢流沉降罐来液不稳定，对沉降罐内处于相对静止状态的净化油层产生破坏作用。而部分站来液量较多，沉降罐体积较小，沉降时间缩短，致使油水分离效果变差。 6、溢流沉降罐的油水层界面高度控制不合理。 正常情况下，应将油水层界面控制在4.5m左右，很多站没有控制到这个范围，少数站甚至达到了6.0m以上，污水罐内停留时间过长。 7、部分作业方式影响原油脱水效果。 近年
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油田污水处理现状
导读：油田污水处理现状，1油田含油污水的来源，油田污水主要包括原油脱出水(又名油田采出水)、钻井污水及站内其它类型的含油污水，全国大部分油田的开发井都采用的是注水开发方式，稠油油田开发则是从油井向地层注入高压水蒸汽，东部各油田的采油含水率已经超过了85%，大庆油田的采油含水率更是高达90%以上，我国大部分油田相继进入了三次采油阶段，与一般采油污水相比，三次采油污水具有以下特点:(1)组成上除含有石油
油田污水处理现状
1油田含油污水的来源
油田污水主要包括原油脱出水(又名油田采出水)、钻井污水及站内其它类型的含油污水。
在油藏勘探开发初期，通常情况下原始地层能量可将部分油、气、水驱向井底，并举升至地面，以自喷方式开采，称为一次采油，一次采油采出液含水率很低。但是如果油藏圈闭良好，边水补充不足，原始地层能量迅速递减，一次采油的方式就难以维持。为了增加采收率，需要向地层补充能量，实施二次采油。二次采油有注水开发和注气开发等方式，全国大部分油田的开发井都采用的是注水开发方式，即注入高压水驱动原油使其从油井中开采出来。经过一段时间的注水后，注入水将随着原油一起被带出，称为采出水。稠油油田开发则是从油井向地层注入高压水蒸汽，注入一段时间后，水蒸气将稠油减粘，原油与水蒸气冷凝水混合在一起从油井中采出，这种水也成为采出水。随着开发时间的延长，采出原油含水率不断上升。东部各油田的采油含水率已经超过了85%，大庆油田的采油含水率更是高达90%以上。
近些年来，我国大部分油田相继进入了三次采油阶段，主要采用的三次采油技术是聚合物驱和三元复合驱，目前在大庆、大港和胜利得到了大面积的推广。与一般采油污水相比，三次采油污水具有以下特点: (1)组成上除含有石油烃类、固体颗粒、无机盐和细菌等常规采油污水含有的物质外，还含有大量残余的聚合物PAM，质量浓度高时可达到500 mg/L以上，PAM是一种难生物降解的高分子物质,污水中PAM的相对分子质量为2×106~5×106；(2)污水的黏度大,污水的黏度主要由PAM引起，并随其浓度的增加而增大，45℃下,当PAM质量浓度从80mg/L增大到520 mg/L时，污水黏度从0.8 mPa?s增加到3.5 mPa?s，水驱采油污水的黏度一般为0.6mPa?s；（3)污水中油滴的初始粒径小,油滴粒径中值为3～5μm,粒径小于10μm的占90%以上，水驱采油污水中油滴的初始粒径中值为
34.57μm，油滴粒径小不利于其聚并和浮升,油水分离难度增大； (4)污水乳化程度高，污水中的PAM集中在油水界面上，与乳化剂一起形成强度较大、弹性良好的复合膜，破乳困难。从上述特点可以看出三次采油污水是一种黏度较大、乳化程度较高、难生物降解的有机污水。
此外，油井开采过程中，完井、洗井、酸化压裂等施工过程中也会产生大量的含油污水。
原油从油井采出后会被输送至油气集输联合站，进行油水分离之后外输，合格的原油含水率仅为0.5%以下，脱出的含油污水则经过污水处理站，处理之后返排作为油田回注水重新注入地层或者达标排放。
1.2钻井污水
钻井污水是钻井过程中产生的污水，成分也十分复杂，主要包括钻井液、洗井液等。随着钻井工艺的不断进步和钻井区域的不断扩大，钻井废水的排放量也越来越大，据统计,钻井过程中,每钻进1m将产生约2~3m3的污水。
钻井废水主要来源于:①废钻井液的散落；②储油罐、机械设备的油料散落；③岩屑冲洗、钻井设备冲洗；④钻井过程中的酸化和固井作业产生的大量废水；⑤钻井事故(特别是井喷)产生的大量废水；⑥天然降雨以及生活废水排入废液池等。
钻井污水的污染物主要是钻井泥浆、油类及泥砂,包括钻屑、石油、粘度控制剂(如粘土)、加重剂、粘土稳定剂、腐蚀剂、防腐剂、杀菌剂、润滑剂、地层亲和剂、消泡剂等，钻井污水中还含有重金属。泥砂一般都能在废液池中很快沉降下来，在废水中较稳定存在的则是由粘土、钻屑、加重材料、化学添加剂、无机盐、油组成的多相稳定悬浮液，pH 值较高，污染环境的有害成分为油类、盐类、杀菌剂、某些化学添加剂、重金属(如汞、铜、铬、镉、锌、铅等)、高分子有机化合物生物降解之后产生的低分子有机化合物和碱性物质。
1.3其他类型含油污水
其它类型污水主要包括油污泥堆放场所的渗滤水、洗涤设备的污水、油田地表径流雨水、生活污水以及事故性泄露和排放引起的污染水体等。
1.4狭义的油田含油污水
随着石油工业的飞速发展，油田原油含水率也在不断上升，油田采出水的量远远超过了钻井污水和其他作业污水的产生量，成为油田含油污水的主要来源，因此，狭义的油田含油污水主要指油田采出水。
2油田污水处理和利用的意义
2.1我国油田污水概况
我国油田分布广阔，遍及东北、华北、中南、西南、华中及东南沿海各地。目前，大部分油田已进入石油开采的中期和后期，采出原油的含水率已达
70%~80%，有的油田甚至高达90%，油水分离后产生大量的含油污水。含油污水如果不经处理而直接排放，不仅会造成土壤、水源的污染，有时甚至会引起污油着火事故，威胁人民的生命安全，造成国家的经济损失，同时也会危害油田自身的利益。因此，如何开发出适合我国油田实际情况、高效经济的油田含油污水处理及回用技术，达到节能、降耗、保护环境、重复利用水资源的目的，成为油田水处理站改造和建立的重要问题。
2.2 油田污水的处理意义
油田采油污水是一种量大而面广的污染源。据统计大庆油田每天采出的含油污水达到 142.5×104m3，全国每年大约有十几亿方油田采油污水需要处理，这些污水在处理达标以后，大部分要作为开采注入水回注地层，一小部分向自然环境中排放。
在石油的二次开采中，注水开发是主要的开发方式。目前我国各油田绝大部分开发井都采用注水开发。伴随着油田注水开发生产的进行，出现了两大问题，一是注入水的水源问题；二是注入水和油田采出水的处理及排放问题。注水开发初期的注水水源是通过开采浅层地下水或地表水来解决的，但大量开采浅层地下水会引起局部地层水位下降，而地表水资源又很有限。因此，采油污水处理后用于油田回注水为各大油田所采用。但是如果污水未达到回注水的要求（主要是含
油量、悬浮物超标），仍然回注到地下，这将导致堵塞地层出油通道，降低注水效率和石油开采量；因此污水处理是否达标将直接影响注水采油的效率。
另外，随着原油含水量的逐渐上升，油田采出水水量越来越大，由于注水井的布局及注入量的不均衡、现有技术设备的处理局限等因素，一部分油田污水不能够做为回注水使用，而需排到环境中去。因此，必须考虑污水的达标排放问题。如果这些污水不经处理或处理后未达标而排放，将会造成环境污染、破坏水体、土壤、影响生态平衡，造成重大的经济损失。
如果油田处理回注率为100%，即不管原油含水率多高，从油层中采出的污水和地面处理、钻井、作业排出的污水全部处理回注，那么注水量中需要补充由于采油造成地层亏空的水量便可以了,这样不仅可以节省大量清水资源和取水设施的建设成本。而且，使得油田污水资源变废为宝，实现可持续发展，提高油田注水开发的总体经济效益。
因此，油田污水的处理回用对于保护、节约水资源，保护生态平衡促进可持续发展，具有重大的意义。
2.3 油田含油污水处理后的出路
从国内外油田生产情况来看，油田含油污水经处理后的出路一般有三种：
（1）回注：代替清水资源直接回注地层或配制聚合物后回注地层。
（2）回用：处理后作为热采锅炉的给水。
（3）外排：处理后达到国家污水排放标准，直接排放。
油田污水的处理依据油田生产、环境等因素可以有多种方式。当油田需要注水时，油田污水经处理后回注地层，此时要对水中的悬浮物、油等多项指标进行严格控制，防止其对地层产生伤害。如果是作为蒸汽发生器或锅炉的给水，则要严格控制水中的钙、镁等易结垢的离子含量、总矿化度以及水中的油含量等。如果处理后排放，则根据当地环境要求，将污水处理到排放标准。
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