При разработке месторождений извлекаемая нефть помимо углеводородов всегда содержит в своем составе воду. Часть этой воды имеет естественное происхождение, и связано с перетеканием подземных вод из сообщающихся пластов вследствие особенностей геологического строения месторождений углеводородов. Подземные воды, непосредственно сообщающиеся с нефтегазоносными пластами, разделяют на типы по их совместному положению в пространстве:

• Подошвенные воды лежат ниже нефтегазоносного пласта, распределясь по всей его площади, не исключая свод складки горной породы, вмещающей залежь.
• Нижние краевые воды лежат ниже нефтегазоносного пласта по его внутреннему и внешнему контуру при виде сверху формируют кольцевые формы.
• Верхние краевые воды образуются только в случае, когда флюидопроницаемые породы, содержащие углеводороды имеют сообщение с атмосферой. При этом в пласт возможно поступление атмосферных осадков или поверхностных вод.

Другая часть воды имеет искусственное происхождение и связано с особенностями процесса добычи углеводородов, при этом обводненность нефти изменяется за время эксплуатации месторождения. На первом этапе, длящемся 4-6 лет, приток к скважинам происходит за счет естественного избыточного давления в пласте и содержание воды находится на уровне, не более 4%. На втором этапе для обеспечения притока в добывающие скважины, в условиях падающего естественного давления в пласт через нагнетающие скважины расположенные по периметру месторождения осуществляют закачку воды. При этом обводненность добываемой нефти начинает расти и к концу периода может достигать 50%. На третьем этапе начинают применят методы интенсификации отдачи нефти из пласта, содержание воды вырастает до 80-90%. На четвертом завершающем этапе извлекают остатки нефти, при этом большинство скважин выведены из эксплуатации из-за прорыва воды. Обводненность очень высокая 90-95% и к моменту закрытия добычи может достигнуть 98%.

Для того чтобы предотвратить коррозию трубопроводов, по которым нефть от месторождений доставляется потребителю, проводится первичная переработка для удаления из нее твердых механических примесей, растворенных солей, газов и легких углеводородов и воды. При этом происходит образование значительных объемов стоков, называемых промысловыми водами, непосредственная закачка которых обратно в пласт невозможна без предварительной очистки.

Промысловые воды имеют разнообразное происхождение, следствием чего является непостоянство состава и содержания загрязнителей. Нефть представлена как в нерастворимой форме в виде поверхностной пленки, механических взвесей частиц и устойчивых эмульсий, так и в растворимой (в основном, это низшие соединения ароматического ряда, органические кислоты и их соли). Минеральный состав образован анионами сульфатов, сульфидов, карбонатов, гидрокарбонатов, хлоридов, бромидов, иодидов, боратов и катионами аммония, натрия, калия, лития, кальция, магния, стронция, бария, алюминия, марганца, железа, цинка, также присутствуют свинец, никель, медь, хром, титан, ртуть, мышьяк, серебро, бериллий. Твердые механические взвеси состоят из частиц вмещающей породы, песков и глин, продуктов коррозии, применяемыми для гидроразрыва пласта пропантами. Газы плохо растворимы в воде, и их растворимость снижается по мере роста минерализации, обычное газосодержание составляет 0.2 – 0.5 м³/м³, но может достигать 2 м³/м³, в составе встречаются: метан и его гомологи, азот, углекислый газ, сероводород, гелий, аргон. Микробиологическое загрязнение создают представители архей, бактерий, простейших и грибов. Особо опасны СРБ - анаэробные сероредуцирующие бактерии и археи способные использовать сульфаты как окислитель для своего питания, при этом сульфаты восстанавливаются до сульфидов и сероводорода. СРБ наносят значительный ущерб формируя биообрастание, вызывая коррозию и увеличивая содержание сероводорода в извлекаемой нефти.

Для поддержания дебета добывающих скважин и более полного извлечения нефти требуется поддерживать пластовое давление, наиболее часто для этого используют воду, водные растворы полимеров, имеющие большую вязкость и способность к вытеснению нефти и водосодержащие мицеллярные растворы. Во всех случаях в воду могут вводиться ингибиторы коррозии и отложений, а также биоциды, препятствующие развитию микроорганизмов, разрушению и блокированию проходимости добывающего оборудования и нефтегазоносных пластов. Существует ряд требований к инжектируемой для поддержания давления воде для сохранения проницаемости вмещающих нефть пород-коллекторов пласта. В зависимости от проницаемости породы-коллектора чтобы избежать блокировки капиллярных каналов вводится ограничение на содержание и размеры механических примесей. Исследуется наличие химических соединений в инжекционной и пластовой воде способных в результате реакции образовывать нерастворимые взвеси, например гидрокарбонат железа, который при контакте с кислородом образует нерастворимый гидрат окиси. Проверяется стабильность (отсутствие отложение солей при изменении физических условий) для инжекционной воды. Ограничивается содержание кислорода, способного окислять содержащиеся в пласте углеводороды. Проводится обеззараживание, чтобы не допустить заражение сероредуцирующими бактериями. Для воды, используемой в приготовлении полимерных растворов, дополнительно выдвигают требования к отсутствию свободных радикалов и кислорода, ионов железа, сероводорода так как они разрушают молекулярные связи полимеров и снижают вязкость растворов, приводят к разрывам слабых связей, образованных полимером и снижению вязкости используемого агента. При приготовлении раствора из воды с высокой минерализацией требуется увеличивать расход полимера, а также такая вода разрушает мицеллярный раствор.

Сложный состав и высокие концентрации загрязнителей, повышенные требования к качеству воды для инжекции требуют использования различных технологий очистки в многостадийном процессе.

На первой стадии используется отстаивание, при котором нерастворимые примеси под действием гравитационных сил оседают на дно если их удельная плотность больше, чем у воды, а с меньшей всплывают на поверхность. Для повышения эффективности используют отстойники тонкого слоя с пакетом наклонных пластин, на морских платформах используют центрифуги и гидроциклоны, в которых отстаивание происходит под действием центробежных сил, обладающих большей по сравнению с гравитацией интенсивностью. Также находят применение фильтра оснащенные коалесцирующему пакетами близко расположенных элементов. Не смотря на внешнее сходство с тонкослойными отстойниками, принцип работы иной – при прохождении воды через узкие пространства нефть контактирует с элементами прилипая к ним и собираясь в более крупные капли, благодаря чему удается отделять не только механические взвеси, но и нефтяные эмульсии. Пластины в коалесцерах имеют небольшую толщину, и часто корругированную форму, что не только увеличивает число столкновений частиц взвесей, но и создает вибрацию, способствующую самоочищению элементов.

На второй стадии для дополнительного снижения содержания нефтепродуктов и взвешенных веществ используется флотация, основанная на удалении гидрофобных частиц за счет их прилипания к газовым пузырькам и выноса их на поверхность очищаемой воды, откуда они удаляются вместе с пеной.

Третья стадия очистки традиционно использует фильтра с зернистой загрузкой. После чего воду пропускают через фильтр адсорбер с загрузкой активированного угля для удаления ароматических и легких углеводородных соединений. Для удаления всех крупных механических частиц способных блокировать поры пород-коллекторов, применяют картриджи из полипропиленового волокна, с требуемым рейтингом фильтрации. Для удаления растворимых в воде органических соединений помимо активированного угля могут применятся полимерные адсорбенты, обладающие более высокой емкостью, а также способностью к регенерации без нагрева до высоких температур. Альтернативным методом очистки от нефти при ее содержании в исходной воде менее 1 мг/л, является коалесцирующая фильтрация через зернистую загрузку смолы с олеофильными свойствами способную собирать нефть в более крупные капли, удаляемые последующим отстаиванием. Другим методом является микрофильтрация через мембраны с размерами пор 0,1-10 мкм, что позволяет удалять механические частицы и микроорганизмы, или ультрафильтрация через мембраны с размерами пор 0,005-0,05мкм которые способны удалять не только взвеси, но и эмульсии, а также растворенные органические вещества.

При необходимости снижения минерализации используются мембранные методы обратного осмоса и нанофильтрация. Если требуется только снижение жесткости чтобы избежать рисков отложения карбонатов или сульфатов кальция, магния, бария и стронция используют ионообменные смолы катиониты с макропористой структурой, имеющие достаточно высокую эффективность работы в воде с высокой минерализацией.

Наибольшую эффективность в борьбе с микробиологическим заражением при использовании в условиях месторождения проявляют введение в воду бактерицидных препаратов неокисляющего типа. В отличии от физических методов обработки, таких облучение ультрафиолетом они обеспечивают пролонгированный бактерицидный эффект, а в отличии от препаратов окислителей, основанных на активном хлоре, не проявляют коррозионной активности по отношению к промысловому оборудованию. В состав таких препаратов входят индивидуальные вещества или смеси из формальдегида, глутарового альдегида, бензалкония хлорида, дибромнитрилопропионамида, тетракис гидроксимметилфосфония сульфата, додецилдипропилен триамина, додецилдиметиламмония хлорида и ряда других соединений.