2陕北石油开采废水回注污染防控技术规范编制说明陕西省环保厅.doc

《陕北石油开采废水回注污染防控技术规范》
编制说明
（征求意见稿）

《陕北石油开采废水回注污染防控技术规范》编制组
二○一七年十月

目 录
1 项目背景 1
2 规范编制的目的意义和编制原则 2
3 编制工作过程 3
4 规范中相关问题说明 4

1 项目背景
1.1任务来源
根据陕西省环保厅和陕西省技术质量监督局下达的标准编制任务。陕西省环境工程评估中心组织相关单位，开展陕北石油开采废水回注污染防控技术规范编制工作。
1.2编制依据
1.2.1主要法律依据
《中华人民共和国环境保护法》
《中华人民共和国环境影响评价法》
《中华人民共和国清洁生产促进法》
《中华人民共和国森林法》
《中华人民共和国草原法》
《中华人民共和国土地管理法》
《建设项目环境保护管理条例》
《基本农田保护条例》
《自然保护区条例》
《中华人民共和国水污染防控法》
《水污染防控行动计划》
《土壤污染防控行动计划》
1.2.2主要技术依据
GB 50253-2014 输油管道工程设计规范
GB/T 31033-2014 石油天然气钻井井控技术规范
HJ/T 91-2002 地表水和污水监测技术规范
HJ 2041-2014 采油废水治理工程技术规范
DB 61/308-2003 石油开采废水排放标准
SY/T 5329-2012 碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法
SY/J 4039-2003 石油工程建设基本术语
SY/T 0082-2006 石油天然气地面工程初步设计内容规范
SH 3093-1999 石油化工企业卫生防护距离
SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程
SY 5270-2000 高压注水管路配件设计技术规定
GB/T 8923.1-2011 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级
SY/T 0600-2009 油田水结垢趋势预测
SY/T 5523-2016 油田水分析方法
NACE RP 0775-2005 油、气田生产中腐蚀挂片的准备、安装、分析及实验数据的解释
SY 6186-2007 石油天然气管道安全规程
2 规范编制的目的意义和编制原则
2.1目的意义
对陕北石油开采废水进行处理并回注是油田实现可持续开发和提高油田经济效益节约成本的一个重要途径。规范石油开采废水回注污染防控是实现石油行业环境友好发展的重要抓手，也是避免石油废水环境污染的基本要求。
2.2编制原则
本规范编制主要遵循以下原则：
1.使我省陕北石油开采废水回注污染防控工作与国民经济发展、采油行业发展及生态建设的总体目标相适应。
2.使我省陕北石油开采废水回注污染防控工作与我省环保工作的发展趋势相适应。
3.结合我省环境保护工作重点，是规范在具有实用性的基础上更加具有前瞻性和可操作性。
4.使该规范针对我省的地域、自然条件和不同采油工程的特点，对我省的石油开采废水污染防控工作具有指导意义。
3 编制工作过程
第一阶段：2017年6月底完成，搜集、整理、调研国内有关石油开采废水回注污染防控工作的相关资料。
资料收集包含，国内外、省内外、市、企业全部的相关法律法规、技术规范、政策要求、标准、导则和相关论文文献和工程技术、环境现状等方面的资料。
调研包含省市县环境保护管理部门的要求、需求，已经发现掌握的相关环境污染问题具体情况，采油废水回注涉及的环境敏感点情况等；还包括主要企业采油废水回注污染防控具体工作现状、未来计划打算和研究前沿等。
第二阶段：2017年8月底完成，完成规范“初稿”编制。
第三阶段：2017年9月底完成，组织内部讨论审核。分别于9月1日、9月13日、9月28日，先后三次召开内部讨论审核会议，反复修改规范“初稿”。
第四阶段：2017年10月底完成，公开征求意见，进一步修改规范。
第五阶段：完成规范编制并发布。
4 规范中相关问题说明
4.1适用范围
本规范规定了陕北碎屑岩油田石油开采过程中产生的各类废水的收集、处理和回注过程中的污染防控原则和一般要求。
本规范适用于陕北石油开采废水污染防控的全过程，可作为石油开采项目环境影响评价、环境保护设施设计与施工、建设项目竣工环境保护验收及建成后运行与管理的技术依据。
4.2规范性引用文件
引用了与本规范密切相关的法规、规范、标准。主要分为三类：一是油田开采废水回注需要符合的水质要求；二是工程设计和工程建设中需要符合的一些技术要求；三是工程验收和运行管理中需要符合的一些重要的技术要求。
现行的废水治理及工业企业环保类标准，是制定本标准的法律依据，其中有关条文是本规范的技术基础，引用此类文件，使规范具有合法性和权威性。工程中关于工艺、设备、材料等方面的规定引用了现行的国家及部级标准和技术规范。
4.3术语和定义
本规范在重点参考引用《油田采出水处理设计规范》（GB50428）和《采油废水治理工程技术规范》（HJ2041）中相关术语的基础上，规定了石油开采废水回注污染防控技术规范所涉及到的有关术语及定义。根据本规范的技术内容，给出了石油开采废水、石油开采废水处理、敏感区（特殊敏感区、一般敏感区）、石油开采用材料等共4个术语，并进行了定义或解释。
4.4一般要求
4.4.1 选址选线
本规范从石油开采废水处理工程选址、回注管线选线、回注井选址和一般敏感区内总体要求四个方面，结合相关法律、法规和技术政策，规定了石油开采废水回注过程选址选线的原则性要求。
（1）石油开采废水处理工程选址应符合采油废水治理工程技术规范（HJ2041）和石油天然气工程总图设计规范（SY/T0048）的有关规定。
（2）回注井选址禁止在特殊敏感区内布设，优先利用已有井场布置。距居民饮用水供水井不小于100m。不得建于河流最高水位以下，并满足防洪要求。回注井选择应考虑回注层位与供水意义含水层的空间结构关系和水力联系，防止回注层废水越流进入供水意义含水层。
（3）回注管线选线应避开特殊敏感区、地质灾害（泥石流、滑坡、流沙、溶洞等）易发区和潜在淹没区。同时管线距居民饮用水供水井不小于100m（参照《分散式饮用水水源地环境保护指南》，分散式水源井保护区范围为30-50m，并在水井周边100m范围设立隔离防护设施），距大中型水库不小于250m（参照《饮用水水源保护区划分技术规范》，河流型水源地一级保护区陆域距离河岸水平距离不得小于50m，二级保护区陆域距离一级保护区边界不得小于200m）。穿越季节性积水地段，应先排水后挖沟，并按设计挖足深度并采取严格的防腐措施；穿越常年积水地段（无法排水者）应优先考虑低架铺设。
（4）注水井应符合下列规定：转注井应测井质量合格，要求其固井水泥返高不低于区域内有供水意义含水层；新打井一开和二开固井水泥均返至地面；井筒推荐使用新型防腐阻垢材料；
（5）工程设计及施工要求必须优化一般敏感区内的石油开采废水处理系统、回注管线和回注井的整体布局，控制占地范围和建设规模，降低地下水环境影响风险、减少自然生态系统扰动。
4.4.2工程设计施工要求
本规范从石油开采废水收集、处理工程、回注管线工程和回注全过程五个方面，结合相关法律、法规、技术政策和油田生产实际，规定了石油开采废水回注工程设计施工的原则性要求。
4.4.3运行管理要求
（1）加强废水收集系统、水处理设施、集输管网的巡视、监测与维护，对污水集输管路、注水管路进出口压力、流量进行实时监测防止油田生产废水泄漏。
（2）污水运输车辆禁行饮用水源保护区内道路，防止污水运输车辆行驶过程中污水泄露污染水源保护区。
（3）做好注水井筒的防护与监测工作，防止井筒因磨损、腐蚀和断裂等原因发生刺漏或管外窜槽污染地下水。
（4）做好注水管线内流量和压力的日常监测工作，及时反映注水管线是否泄漏。
（5）设立地下水水位、水质检查井，加强对注水开发区域地表水和地下水水质的监控，建议每月至少取样监测一次，防止回注过程对地表水和地下水造成污染；一旦发现监测结果异常，立即停注。
（6）建立突发事故废水收集系统，事故废水应全部收集后采用石油开采废水处理系统进行集中处理。
4.4.4回注水水质标准
本规定回注水水质标准主要参考《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T 5329）第四章规定执行，同时参考了《长庆油田采出水回注技术指标（试行）》和《延长油田股份有限公司油田注水水质标准》，并结合陕北地区油田主要开发层位（延安组和延长组）及其储层特征，确定了石油开采废水回注水水质的基本原则性要求，规定了与地下水保护相关性最高的悬浮固体含量、含油量和平均腐蚀率三个控制指标限值和推荐指标限值，便于统一应用和管理。
4.5工艺技术要求
4.5.1 处理工程
4.5.1.1采出水处理可行工艺
目前，采出水回注处理的主要工艺主要有以下5种：
（1）重力沉降处理工艺。重力沉降处理工艺主要有以下两种，图1为胜利油田传统的重力式除油流程。
①油站来水→一次除油罐→粗粒化罐→缓冲罐→外输泵→斜板除油罐→过滤→回注
②油站来水→一次除油罐→斜板除油罐→缓冲罐→外输泵→过滤→回注

图1 重力式混凝沉降除油流程
（2）压力沉降处理工艺。压力沉降处理工艺主要有以下两种：
①油站来水→一次除油罐→二次除油罐→缓冲罐→外输泵→压力滤罐→回注
②油站来水→自然除油罐→混凝除油罐→缓冲罐→压力滤罐→回注
图2为自然除油—混凝除油—压力过滤流程，目前在国内各油田普遍采用。图3为传统的压力式除油流程。

图2 自然除油一混凝除油一压力过滤流程

图3 压力式粗粒化斜管除油流程
（3）沉降除油和气浮工艺。沉降除油和气浮工艺一般为：油站来水→一次除油罐（接收罐）→气浮选机→缓冲罐→过滤→回注。
（4）水力旋流工艺。水力旋流工艺一般为：油站来水→水力旋流器→回注。采用该工艺的联合站来水经水力旋流处理后，水中含油可由500mg/L降至30mg/L以下，装置运转状况良好，有少量污水事故性外排。
（5）深度处理工艺。深度处理工艺一般常用的工艺为油站来水→一、二级沉降除油→气浮→混凝沉降→过滤→离子交换柱→回用。该工艺在我国北方某些油田应用较多。
地处陕北的长庆、延长油田位于鄂尔多斯盆地，油层包括三叠系和侏罗系两大含油层系。目前主要开发油层：延安组为延6、延8、延9与延10油层组；延长组主要为长2、长4+5、长6、长8油层组。从地层水来看，延安组地层水型为NaHCO3和Na2SO4水型，其总矿化度为9200 mg/L～27200mg/L；延长组地层水型为CaCl2，其总矿化度为4000 mg/L～94000mg/L。延长油田注入水质标准见表1。

表1 延长油田注水水质指标（2012年3月份起试行）
水质指标
标准分级及注入层平均空气渗透率10-3μm2
Ⅰ级≤1.0
Ⅱ级1.0～10
Ⅲ级10～50
Ⅳ级50～100
Ⅴ级≥100
控
制
指 标
悬浮固体含量(mg/L)
≤2
≤3
≤5
≤8
≤10
悬浮物颗粒直径中值(μm)
≤2
≤2
≤3
≤3
≤5
含油量(mg/L)
≤3
≤5
≤8
≤10
≤20
平均腐蚀率(mm/a)
≤0.076
硫酸盐还原菌(个/mL)
≤10
腐生菌(个/mL)
≤102
铁细菌(个/mL)
≤102
辅
助
指
标
总铁量(mg/L)
≤0.5
pH
6.5～7.5
溶解氧(mg/L)
≤0.05（油层水）、≤0.5（清水）
硫化物(mg/L)
清水0、油层水≤2.0
配伍性
良好（岩心伤害率≤30％）
侵蚀性CO2(mg/L)
-1.0～1.0
延长油田污水处理站场分为固定站和橇装站两类，根据对采油厂提供的资料和调研统计分析，目前延长油田固定站污水处理工艺大致分为重力沉降、气浮处理、微生物处理、水质改性处理等6类、橇装污水处理工艺大致分为气浮、过滤等5类。
从污水处理工艺归纳来看，其主要处理工艺可以分除油、粗过滤、精（超）滤三个控制单元。
对延长典型水处理工艺运行的稳定性与处理后水质指标进行了分析，所选点位见表2。

表2 水质稳定性评价站点
采油厂
设计规模(m3/d)
实际处理量(m3/d)
处理工艺
处理水源
青化砭
1200
600
微生物＋膜过滤
长2
甘谷驿
1000
600
除油罐＋水质改性＋核桃壳＋纤维球
主要长6,部分长2、长4+5、措施废水
蟠龙
1800
1600
隔油池＋均质罐＋气浮池＋核桃壳＋石英砂＋纤维球＋PE
长2
靖边
1800
600
除油罐＋喷射气浮＋核桃壳＋纤维球
长2
定边
1200
800
除油罐＋沉降罐＋油水分离器＋纤维球＋PEU
延长组
吴起
1650
1400
除油罐＋沉降罐＋缓冲罐＋二级气浮（氮气）＋核桃壳＋双滤料（现改为石英砂）
延7、延8
永宁
550
430
除油罐＋气浮＋核桃壳＋纤维球＋PG-25
长6
子北
3200
1680
除油罐＋旋流除油器＋卧式沉降罐＋多层滤料＋改性纤维球＋PE
长2、长6
采用《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）和《油气田水分析方法》（SY/T5523-2016）对各项水质指标进行分析，主要包括悬浮性固体（SS）、油含量、CODCr、粘度、硫化物、矿化度及主要离子组成（Ca2+、Mg2+、OH-、HCO3-、CO32-、SO42-、Cl-）、总铁含量和腐蚀速率等。分析采样点分别为：进水，主要处理装置出水，过滤器出水，注水泵进水，井口等。
从油田污水处理工程经验来看，对于油水密度差大于0.05g/cm3的污水处理，重力沉降工艺处理效果具有耐冲击性强、运行管理方便、出水水质稳定等特点。延长油田原油密度大多在0.83g/cm3～0.87g/cm3，属于轻质原油，油水密度差较大，目前主力油田尚未开展三次采油。从重力沉降工艺处理效果来看，一次除油罐除油效果达到90％以上，说明重力沉降工艺对处理延长油田污水处理效果好、适应性强，同时也能较好的适应目前油田生产运行工况实际。
从气浮处理效果来看，处理后含油量平均为18.09mg/L、悬浮固体含量平均为81.78mg/L，除油率为49.43％，悬浮物去除率为27.71％，延长油田污水为高矿化度、偏酸性水质，仅有1个站场采用氮气作为气浮气源，其他均采用空气气源，从水质检测数据分析采用气浮工艺的污水站平均腐蚀率较高。与其他油田类似工程相比，气浮技术应用效果并不十分理想。
从水质改性技术处理效果、工艺流程、现场调研来看，其出水含油量除含油量平均为3.78mg/L（1.0 mg/L～8.40mg/L），悬浮固体含量平均为24.54mg/L（1.00mg/L～57.00mg/L），出水水质也没有达到设计 “3、2、2”注水水质标准。整个工艺运行过程水质波动较大，水质沿程恶化明显，污水处理产生的污泥量也增加，但水质改性在加强运行管理、优化药剂体系后，有其优点。
综合上述研究结果并结合国内污水处理技术的发展现状，将已有工艺的优点凸显出来，尽量控制其缺陷，在优化药剂、加强管理的基础上，推荐以下几种处理工艺：
将水质改性技术的优点与絮凝沉降技术的优点结合起来，当污水日处理量超过300方、且处理水质差异不十分大时，宜选择建设固定站，污水处理流程适宜选择沉降、絮凝处理、过滤流程，其处理工艺为：来水→污水pH调节剂（pH=7.5）→除硫除铁剂→无机絮凝剂→有机絮凝剂→反应罐（混合罐）→沉降罐→一级过滤→二级过滤→外输回注。
上述流程的基本特点在于：污水处理流程对污水量、无水水质的变化特别是突然变化具有良好的容耐性；污水处理过程相对稳定，对操作人员的要求相对较低；污水的进水水质相对稳定，可实现自动化操作。缺点是：占地面积较大，污水处理过程会产生一定量的污泥，且污泥排泥有一定的难度。
当污水日处理量低于300方、污水池与注水井距离较近（200米以内）、地处在偏远地区不适宜建站的情况时，宜选择撬装站进行处理，推荐选用污水的沉降、旋流、过滤处理流程，具体为：来水→复合处理药剂→旋流反应罐一级过滤→二级过滤→外输回注。
该类型属于撬装站，适合于在偏于地区不适宜建站的情况。
该流程的优点在于：占地面积小、处理过程相对稳定；缺点是不能够有效控制污水的腐蚀、结垢等。
基于上述研究工作，特提出采出水处理推荐工艺。
4.5.1.2 油田作业废液可行处理工艺
由于压裂返排液成分复杂，处理工艺复杂、成本高，设备投资大。国内早期将压裂返排液作为油气田废液处理，返排液处理目的不同，处理工艺也不相同。国内的压裂返排液处置的方式分外排、回注、回灌和回用4种。其中外排是将返排液处理到各项指标达到国家或地方要求的排放标准，目前的外排水质指标共有69项，达标后的水可直接排放到环境中，这个难度最大，成本最高；回注和回罐在技术层面没有任何区别，回注是将返排液处理到油气田注水标准，回注标准指标只有7项，达标后的水直接注到储层，用于采油或采气；而回灌将处理后的水直接注到非油气储层，与采油采气无关，仅仅是找个吸水性较好的地层，专门处置污水，这种方法曾在北美广泛应用；回用是将处理后的水用于下一次压裂液配制，可充分利用返排液中的有用成分，这是最理想的处置方式，但目前没有配制压裂液的水质标准，只有《（SY/T 6376-2008）压裂液通用技术条件》可参考。各大油气田压裂返排液的处理普遍是达标后回注。
国外对压裂返排液回用技术研究起步早，技术较为成熟，如Barnett，Marcellus页岩气田的压裂返排液主要处置方式是回收重复利用，中国石化华北分公司、中国石油集团西南油气田公司及延长石油集团等单位对压裂返排液重复利用开展了相应研究，并取得了一定效果。国内外对油田压裂返排液处理的要求主要是达标排放和回注利用。目前国内处理压裂废液的技术方法主要有：1）物理处理法。2）固化法。3）吸附法。4）气浮法。5）化学处理法。6）中和法。7）化学混凝法。8）化学氧化法。9）高级氧化法。10）光催化氧化法。11）生物法。12）多种处理技术联合使用。
鉴于压裂废液粘度高、絮体聚集难度大、沉降慢的特征，酸化废液pH低、含铁（硫）高的属性，建议采用作业废液化学氧化+絮凝处理工艺，即首先对作业废液进行pH调节，使其在酸性条件下用化学氧化方式降低其粘度（酸化废液除铁、除硫），继而在絮凝药剂的作用下实现悬浮物、油的有效去除，同时降低其结垢量与腐蚀速率。
具体流程为：来水→污水pH调节（弱酸性）→氧化剂→无机絮凝剂→有机絮凝剂→反应罐（混合罐）→沉降罐→一级过滤→二级过滤→外输回注。
处理后水回注时，要达到油田回注水水质指标。
4.5.2管线工程
（1）鄂尔多斯盆地油田集输管道背景
鄂尔多斯盆地内石油、天然气等资源丰富。盆地内的除了中石化大牛地气田和壳牌公司外，两大主要油气生产实体---长庆油田和延长石油油气产量在2014年已超过5000万吨。注水是目前鄂尔多斯盆地各油田开发所采用的最为广泛的开发措施，大量注水必然会产出大量的产出水。因此油区内就涉及大量的注水、采出液集输管网等，然而鄂尔多斯地面沟壑纵横，采出水矿化度度高，注水技术的广泛应用实现石油资源合理利用的同时却导致地面工程设备频频出现结垢、腐蚀现象，这不仅大大缩短了注水管线的使用寿命，而且还给油井的正常生产造成了严重影响。
（2）地面工艺流程及管线特征
陕北地区现已形成“单、短、简、小、串”地面工艺流程，它是一整套最简化最适用的地面工艺流程。“单”即单井单管(丛式井阀组双管)不加热密闭集输工艺单干管、小支线、井口阀组串管注水、活动洗井工艺等。“短”即短流程，“丛式井口——接转站——集中处理站”二级布站。“简”即简化工艺、简化设备、简化操作。“小”即“小装置、小工艺、小设备、小设施、小仪表”。“串”即多口油水井、多座站共用一条管线完成集供输目的，即油井串油井、注水井串注水井、阀组串阀组、接转站串接转站等。
鄂尔多斯盆地在役油田集输管道服役运行小于5年管道占46.39%；5~10 年管道占32.02%，10~15 年管道占15.32%，超过15年管道占6.27%。分析发现，大部分管道都是在10年内投用，这段时间正好是盆地油田大开发时期，管道使用寿命基本处于可控阶段。
通过对近5年盆地内集输管道泄漏情况进行统计，腐蚀穿孔泄漏占97.30%、第三方破坏泄漏占1.09%、盗油打眼泄漏占0.82%、地质灾害拉断泄漏占0.78%，腐蚀穿孔是导致集输管道破漏的主要因素。
鄂尔多斯盆地油田集输管道在投用前做了外防腐处理以及盆地土壤干燥，外腐蚀较轻，管道腐蚀以内腐蚀穿孔为主。统计管道腐蚀穿孔部位，主要发生在管体内中下部，部分管道发生在焊缝或焊缝附近，由内向外逐步腐蚀。通过统计出油管道、集油管道、输油管道、伴生气管道、采出水管道和清水管道腐蚀穿孔情况发现，含水较高的出油管道、采出水管道和清水管道腐蚀穿孔频次较高。
总的来说，水管道的腐蚀穿孔频次高于油管道（鄂尔多斯盆地油田集输（油）管道年平均腐蚀穿孔频次为0.015次/km，出油管道为0.018次/km、集油管道为0.014次/km、输油管道腐蚀较轻，基本发生在服役时间超过10年的管道）；采出水管道服役寿命比较短，更换周期应缩短；服役时间越长集输管道腐蚀穿孔频次越高；采出水管道腐蚀频次远远高于清水管。
（3）管材防护措施
1）耐蚀材料
根据管线腐蚀的影响因素，选用抗腐蚀性强的管材可有效降低腐蚀，但特殊管线的成本较高，所以要兼顾防腐效果和开采成本选择合适的管线材料。如低合金钢的价格是普通碳钢的1.5倍左右，但其腐蚀效果优于普通碳钢3倍以上，这些特殊材料在低渗透油井注水开采中具有广阔的应用前景。
2）化学药剂
目前，利用缓蚀剂来抑制油田注水过程中的金属腐蚀是较为简单经济、实可行的方法之一，然而，由于注水管线腐蚀的复杂性与多样性，单纯加注缓蚀剂是远远不够的，常常需要将其与阻垢剂、杀菌剂配伍使用，才能取得令人满意的腐蚀效果。
防腐阻垢剂价格一般比较低廉，所以可以广泛地应用到石油的开发和利用过程之中。但防腐阻垢剂的使用必须要结合油田注水管道的材料特质来使用，根据不同的管道涂料以及管道的厚度来配备适量的防腐阻垢剂，只有这样防腐阻垢剂才能够真正发挥其作用，所以在使用时要根据实际情况来对症下药，不可以不加选择盲目地使用。
3）涂镀层
涂镀层也是一直非常有效的油田管道防腐技术，国内常用的涂镀包括环氧粉末涂料、H87环氧耐温涂料、新型环氧改性聚氨酯防腐涂料、8701环氧树脂涂料等。
4）采用环氧耐温涂料
环氧耐温涂料是一种新型的涂料，在油田注水管道中配合使用环氧耐温涂料是防止油田注水管道受到腐蚀的一种有效方法。
环氧耐温涂料具备隔热和耐热的特性，还具备耐水和耐油的特性，所以在油田注水管道中使用一些环氧耐温涂料可以有效地减少水分对油田注水管道的腐蚀，防止石油中的一些化学元素与油田注水管道发生反应。
5）内衬复合管
在油田采油的中后期采用注水技术开采的过程中，通常采用普通碳钢/不锈钢复合管（如20#碳钢/304不锈钢）作为注水管线，并采用污水净化回注和掺淡水混注等技术减少环境污染，但这种防腐技术只能延缓腐蚀的速度，并不能从根本上改变腐蚀的状况。实际上经过处理后的污水仍有含油和硫酸盐还原菌不达标等现象，导致注水管线和设备出现腐蚀和结垢。
所以，油田注水管线的防腐蚀措施重点是选择具有优良耐蚀性能的内衬材料。管道的内衬技术主要有：内衬塑料管、内衬不锈钢、内衬玻璃钢等。为了保证注水管线的耐蚀性和经济性要求，复合管内衬材料的选择必须考虑其在工况污水水质中的耐腐蚀性能。
6）高压柔性复合管
使用柔性复合管的有两大有效，一是经济方面：与焊接钢管相比，安装时间可缩短30-60%，安装成本降低35-65%；质量轻，节约人力和安装设备的成本；无需焊接、场地弯管、防腐涂层及探伤测试等费用；无需后期运行维护成本；管线使用周期内成本降到最低。二是技术方面：改善施工安全并减少对环境的破坏；100%无腐蚀；超低摩擦系数，减少长距离压头损失；不结垢和结蜡，流通效率更高；连续长度长达数公里且接头较少；标准化简单可靠的连接系统；设计使用寿命更长，不少于30年；柔软性能好，实际铺设过程中不受地形、地貌的限制，施工方便。
7）其他保障
管道壁厚可根据GB 50350—2015《油气集输设计规范》中油气管道直管段计算，选择原则为向上圆整至标准壁厚，腐蚀裕量按照较严重腐蚀环境设计确定。
4.6石油开采用材料
油田开发过程中所涉及的各种化学试剂和材料，包括钻井、采油、集输、油水处理等环节所有处理剂。
依据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国水污染防控法》、《危险化学品目录（2015版）》、《城镇排水与污水处理条例》、《中国履行斯德哥尔摩公约国家实施计划》（关于持久性污染物的描述）以及国标中所规定的关于水污染物排放系列标准，如GB 31570-2015石油炼制工业污染物排放标准、GB 31573-2015无机化学工业污染物排放标准、GB 30484-2013电池工业污染物排放标准、GB 16171-2012炼焦化学工业污染物排放标准等可分为禁止使用类和推荐使用类。
4.7运行期污染防控
注水和采出液输送管道会因管线腐蚀、结垢、自然及人为等因素而发生污水泄漏，会造成生产中断、大面积污染、高压水伤害等事故；建（构）筑物直接占压及不符合安全距离占压的注水管道泄漏，会对居住人员及附近人员的生命、房屋等财产构成威胁；敏感水体区域发生泄漏，会因大面积泄漏造成严重环境污染事故。
为有效防控油田废水在回注过程中因管线泄漏等对环境造成污染，通过管线选址、管线选材、管线运行管理、环境污染事故的应急启动、应急响应、管线更换和报废后期管理等一系列综合措施，可将有效预防污染事故的发生、降低事故所造成的危害程度。同时，为采取可靠有效应急措施以及判断应对措施是否能有效阻止污染，还需进行现场检测和实验室应急检测、以及事后的跟踪验证检测。
4.8应急管理
鄂尔多斯盆地内各类在役油气管道30000多条，长度70000多公里。加之地貌复杂，南部黄土高原，北部沙漠荒原，山大沟深、沟壑纵横、梁峁交错，一旦集输管道发生泄漏，应急抢险施工难度增大。油区集输管网具有点多、线长、面广、分布区域高度分散的特点，同时与水系纵横交错，环境敏感，生态脆弱，一旦集输管道泄漏期未及时预警，泄漏扩大造成地表水环境污染和地下水环境污染风险，应急抢险规模和投入成本增大。新环保法的实施，提升了法律制裁和舆论监督的力度，从法律和标准层面对油区管道安全管理和环境保护提出了更高的要求。
4.9规范实施
规定了《规范》适用范围、执行日期和判定方法。