摘要：为分析水质达标的处理站回注水在注水管线流动的过程中水质逐渐变差的原因，通过现场实际运行过程，分别获取了水处理站、注水站和注水井底各段的水样，进而测定了各水样的相关水质指标，并且分析了水中悬浮物的元素组成。实验结果表明，回注水在注水管线中引起管线腐蚀，腐蚀产生的Fe2+、Fe3+进一步导致溶解性油含量和悬浮固体的增加，最终得出管线的腐蚀是引起水质变差的主要原因。

近年来，对油气田腐蚀的研究主要集中在引起腐蚀的气体、离子、微生物，对腐蚀过程及产物的影响、模型的建立以及对过程的控制上。结垢是油气田生产过程中的常见问题，会给生产过程带来诸如注水水质恶化、设备损坏等不良影响。垢是含盐水中无机盐的沉积物，常在储水池和生产设备中生成，垢物质的产生和抑制机理已经被很多学者研究。但很少有学者研究腐蚀与结垢对水质的影响。

本实验以辽河油田回注水为研究对象，系统的分析了回注水在回注过程中的水质状况。辽河油田回注水在注水管线中的流程为，水处理站处理后的回注水，经长距离输水管线（最短距离为1km）运输，到达注水站，最后回注到注水井底。在注水的过程中，水处理站出水的含油量、悬浮固体和悬浮颗粒直径中值分别为4.01mg/L、2.5 mg/L和0.024μm，均达到石油天然气行业标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法（SY/T5329-94）》中的B1级标准，但流到注水站出口和注水井底时，相应B1级所列的各项指标都明显超标。本研究将对水质劣化的原因进行分析，并且探讨腐蚀与结垢对回注水水质的影响。

1实验部分

1.1悬浮固体样品的获取

对油田注水管线中水处理站（B1级）出口、注水站（B1级）出口、注水井（B1级）的井口和井底的回注水进行取样，分别量取适量的水样测定其悬浮固体含量，并收集和保存了水处理站（` B1级）出口、注水站（B1级）出口、注水井（B1级）井底的悬浮固体。。

1.2水质分析测定

哈希仪器DR2800和ICP-MS分析测定回注水中的阴、阳离子'红外测油仪MAI-50G测定含油量；HANNA HI98303笔式TDS测定仪测定总矿化度（TDS）；悬浮固体的测定参见石油天然气行业标准（SY/T5329-94），颗粒粒径中值使用Malvern2000测定。

1.3悬浮固体分析测定

X射线能量色散谱分析仪（EDS）测定悬浮固体中各元素的相对含量，结合X射线衍射（XRD）能谱分析仪测定其晶体化合物组成。

2结果分析与讨论

2.1注水管线腐蚀

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