污水处理基础术语：什么是采出水

采出水（Produced Water），是指将从地下开采出的含水原油（采出液）经油、气、水分离工艺后得到的油田污水。按其来源追溯，通常包括油藏中原有的地层水，以及开发中后期为维持地层压力而注入油层进行驱油的注入水 [1] [3]。

1992年，15个东北大西洋国家及欧盟签署《奥斯陆巴黎保护东北大西洋海洋环境公约》(OSPAR)，要求减少石油与天然气行业的排放物，规定非陆地含油污水排放标准为40mg/L（分散油）。1998年，挪威发布第58号白皮书，要求在2005年前大幅减少污油和有害化学品排放，实现“零环境危害排放”；并规定自2006年起，海上石油天然气勘探开发过程中生产排放污水的含油量需低于30mg/L（分散油）。在此法规推动下，相关公司投入研发，至2003年，北海挪威海域外排采油污水中的平均含油量已下降至16.9mg/L [1] [3]。

2002年，中国发布《污水综合排放标准》（GB8978-2002），规定外排水含油浓度一级、二级、三级最高允许值分别为10mg/L、10mg/L和30mg/L。2015年，中国发布《油田采出水处理设计规范》（GB 50428-2015），明确要求油田采出水处理工程应与原油脱水工程同时设计、同时建设、同时投入运行，并对进入处理站的原水含油量提出了具体要求 [1] [3]。

近年来，采出水处理技术持续发展，处理目标从满足回注或排放标准，向资源化、低成本、高效率方向深化 [1] [3]。例如，2018年，中国石化在元坝气田建成了国内首座高含硫气田采出水资源化站，实现采出水的循环利用 [4]。胜利油田通过“生化双膜”等高效生化处理技术，将处理后水质提升至优于自来水标准，用于热采锅炉，实现了显著的经济和环境效益 [5-6]。吐哈油田等也在页岩油开发中探索并应用了采出水混掺回用压裂的技术模式，以节约水资源和成本 [7]。这些实践标志着采出水处理从单纯的环保达标向水资源循环利用和降本增效的综合目标迈进 [1] [3]。

油田采出水具有废水量大、成分复杂、水质水量波动大等特点。具体表现在：含油量高，采出水中的含油量高达1000~2000mg/L，并以悬浮油(>100μm)、分散油(10~100μm)、乳化油(0.1~10μm)和溶解油（粒径可小至几纳米）等形式存在。采出水中还含有硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）和铁细菌（FB）等具有腐蚀性的细菌，这些细菌的大量繁殖会加剧设备腐蚀。此外，化学驱、聚驱、三元复合驱等强化采油手段，使得采出水中含有大量的药剂、聚合物等，也进一步增加了采出水的处理难度 [1] [3]。

特别是油气开采中产生的压裂返排液，具有高悬浮物、高含油量、高化学需氧量、高盐度、高毒性的特点，处理难度大、成本高，是行业绿色发展的关键瓶颈。

油田采出水的水质指标受油田地质条件、开采时期及现场条件等因素的影响 [1]。其成分包含固体悬浮物、原油、溶解物、微生物、有机物成分（如絮凝剂、破乳剂和驱油剂）以及复杂的离子组分（如硫酸盐或氯根），并具有区域性差异 [12]。

为防止污染并促进资源化利用，存在严格的法规和标准要求。《油田采出水处理设计规范》(GB 50428-2015)要求处理工程同步设计建设 [1] [3]；《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求适宜回注的应处理达标后回注，鼓励稠油开采回用于注汽锅炉 [13]。GB8978-2002规定外排水含油浓度最高允许值 [1] [3]。地方环保部门如庆阳市生态环境局的审批意见也明确要求采出水处理达标后回注，不得外排 [10-11]。国际上，如欧盟OSPAR公约、挪威的“零环境危害排放”目标等，均对采出水排放提出了严格限制 [1] [3]。

胜利油田每天产生的78万吨采出水中，除了65.1万吨循环回注地下，剩余12.9万吨剩余采出水也通过生化新技术被资源化利用起来。应用反渗透工艺使处理后水的矿化度由19000毫克每升降低到110毫克每升，硬度由1450毫克每升降为0毫克每升，各项指标均优于自来水。 [5]

滨南采油厂与石油工程技术研究院合作开展的采出水资源化利用技术研究取得进展。稠油开发主要采用蒸汽吞吐热采工艺，运用采出水资源化利用技术，用处理后的采出水代替清水作为锅炉用水，剩余的浓缩水可用于低渗透油藏回注，实现采出水循环使用。 [6]

吐哈油田在吉木萨尔页岩油开发中已实现混掺回用采出水11294方，直接节约购水费、处理水回注费共计约42.6万元。 [7]

国内外对采出水的处理方式主要有3类，即回注、简单处理后回用及处理至达标。页岩气采出水的处理方式主要与当地法规政策、开采环境条件、采出水水质特点及处理成本有关。 [8]

元坝气田新建采出水资源化站项目正式开工建设。该工程采用“电解催化氧化+高低压反渗透+后置生化”的处理工艺，可将元坝气田现有采出水资源化利用工艺的流程缩短，并降低吨水处理成本，减少元坝气田净化厂生产用地表水的消耗量。 [4]

油田采出水余热保温技术的应用。油田污水中含有一定数量的油，且水温较高（50℃～80℃之间），如将其中的热升高其温度加以利用，对控制大气污染，保护环境，建设节能型的现代化油田具有一定意义。 [9]

采出水成分复杂，若未经处理直接排放，会造成土壤和水源的污染，甚至可能造成空气污染或引发火灾事故 [2] [12]。直接排放或无效处置会造成水资源的浪费，对其进行有效处理并回用，可以实现水资源的循环利用和原油的回收 [2]。

未经处理或处理不合格的采出水回注油层，可能导致细菌繁殖、机械杂质及沉淀物堵塞油层，引起注水压力上升，影响注水驱油效果和原油采收率，同时也会加重脱水、水处理站等生产设施的负担 [2] [12]。

从当前国内外采出水处理后常见的用途或去向，不外乎达标排放周围环境（含地表水体或海域）、回注地层、回用作热采锅炉原料水、进入储存设施（局限于干旱地区如沙漠、戈壁地区）等几种。 [1]

对采出水进行有效处理，是防治污染、保护环境、节约水资源、保障油田安全生产和提高原油采收率的关键环节 [2]。

相比之下，国内近十多年来在除油、除悬浮固体单元技术方面鲜有显著突破。在低碳减排的要求下油气田开发降本增效和环保形势日趋严格要求含油悬浮物分离净化指标大幅提升的双重压力下，迫切需要自主研发新型高效的采出水处理技术与设备。 [1] [3]

近年来，微生物处理技术不断得到应用。 [13]胜利油田聚焦石油微生物技术，利用微生物的特性和功能，实现绿色处理。科研人员筛选出高效菌种，通过生化工艺，将原油等有机物降解为二氧化碳和水，再结合超滤和反渗透膜技术，实现采出水的深度净化。2019年，工艺进一步升级，形成一种先进的采出水处理工艺——生化双膜技术。胜利油田滨南采油厂管理六区单14注水站的生化+双膜工业化处理流程日处理油田采出水200立方米，稳定运行已超3年。经处理的水矿化度由19000毫克/升降低到110毫克/升，硬度由1450毫克/升降为0，各项指标均优于自来水，完全符合锅炉用水的标准。 [6] [14]

针对高处理成本问题，研发了低成本精细处理技术。中原油田自主研发东濮老区油田采出污水低成本处理技术，创新建立“气液固”多相水质净化反应机理，并建立多参数水质监测系统和药剂自动反馈调节投加技术。新技术应用后，在保障水质达标的前提下，采出水处理的综合成本下降近1/5，残渣的产生量减少逾1/3。 [14]

前沿探索也在拓展采出水的资源化利用途径。东福研究院与长庆油田油气工艺研究院联合开展了“气田采出水无纯化电解制氢现场试验”项目阶段性现场试验，这也是“海水无淡化原位直接电解制氢技术”首次应用于工业废水制氢领域。该试验为未来探索将海水直接制氢技术拓展到节能环保领域，为石化废水、炼钢废水等工业废水制氢提供了路线参考。 [15]