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摘 要：研究论证油区联合站污水及注水系统扩建增效的可行性。对技术可实施性、经济合理性方面进行论證。方案结合油区生产建设规划，在保证原油生产的正常运行的基础上，最大限度降低工程投资，达到降低成本，增加效益的目的。
关键词：污水处理;注水系统;扩建
1 生产现状分析
1.1现状综述
该油区联合站设计污水日处理能力为400方，目前实际污水处理量460方，预测10年内最大污水量为605方。目前站内污水处理系统中精细过滤装置的日处理量为400方，目前已不满足水量处理需求;同时联合站注水系统现状注水规模为280方，5年内最大预测日注水量可达到450方，污水处理及注水系统均不能满足生产现状，为保证站内水处理及注水工作的正常运行，现对联合站污水处理及注水系统扩建做可行性研究分析。
1.2 工艺流程现状
（1）目前工艺流程如下：
油罐来水→一次除油罐→二次除油罐→污水缓冲罐→提升泵→水处理装置→注水罐→喂水泵→注水泵→站外注水井
（2）污水回收系统
站内除油罐、缓冲罐的溢流放空污水接至站内污泥池，经污泥池沉淀后的上部油水混液通过管线回到已建污水池内，由污水回收泵提升至一次除油罐。
（3）反洗水回收系统
水处理装置的反冲洗回收水接入站内污泥池内，经污泥池沉淀后的上清液通过连通管线回到已建污水池内，由已建污水回收泵提升至一次除油罐。
2 存在问题分析
2.1 精细过滤装置处理能力不足
根据油区发展规划，10年内预测最大污水量超过设计水量，精细过滤装置处理能力与预测水量不匹配，站内精细过滤无法保证污水处理工作的正常运行。现有的精细过滤装置能力无法满足新增污水量的处理需求。
2.2注水泵注水能力不足
目前备用注水泵泵流量偏小，若现有注水泵损坏或维修时无法保证正常的注水需求。
2.3卸油泵结蜡严重，无法正常运行
站内卸油泵运行年限较长。由于站内原油含蜡较高、结蜡严重，泵效较低，故障率高，维修频繁，卸油时间每天长达12个小时，劳动强度大，已严重影响到联合站正常运行。
3 建设必要性
3.1 保证污水处理能力，确保站内正常连续生产
由于预测未来最大污水量超过设计水量，精细过滤装置处理能力与预测水量不匹配，站内现有精细过滤无法保证污水处理工作的正常运行。
3.2保证注水能力，实现原油生产稳定
站内注水泵注水能力与预测注水量不匹配，站内2台泵其中1台连续运行。同时，注水泵备用泵注水能力较低，一旦注水泵维修时无法保证正常的生产需求。通过方案实施，能够有效解决注水泵注水能力不足等问题，提高系统运行的可靠性，保证注水工作正常运行，提高注水开发效果，保证原油的稳产，减少停产损失。
4 方案思路设计
4.1参数设计
4.1.1水量及注水系统压力参数
根据预测指标，未来5年来最大水处理量为575方/天，因此确定污水处理最大水量取600方/天。根据油藏工程开发生产指标预测，未来最大的注水量为450方/天。根据地质相关资料，注水设计压力等级25MPa。
4.1.2 污水处理设计
为满足未来注水需求，解决站内精细过滤装置及注水泵能力不足的问题，需要对站内过滤器及注水泵进行改造。改造内容如下：
（1）水处理间内原核桃壳过滤器更换为金属膜过滤器，与现有精细过滤器并联运行，并配套提升泵及反冲洗泵。
（2）注水泵房内3柱塞注水泵注水泵更换为5柱塞注水泵。
4.1.3工艺流程设计
对站内流程进行优化
油罐来水→一次除油罐→二次除油罐→污水缓冲罐→提升泵→核桃壳过滤器→核精细过滤器+金属膜过滤器→注水罐→喂水泵→注水泵（新建）→站外注水井
4.2 结构及设备设计
（1）拆除基础
拆除原过滤器基础;拆除原有注水泵基础;拆除原有卸油泵基础。
（2）新建基础
新建1座过滤器基础; 新建2座污水提升泵基础; 新建2座反冲洗水泵基础;新建1座注水泵基础; 新建2座卸油泵基础。新建基础均采用现浇混凝土独立基础。
（3）卸油泵设计
根据《油田油气集输设计规范》输送泵的总流量宜按设计液量的1.1倍确定，出口压力宜按照输油系统计算总水头的1.1倍确定。选择泵的额定流量和压力时，应同时考虑油田的开发发展要求，及液量的动态变化较大等因素。同时，通过对各种类型的卸油泵进行对比及现场及使用经验，方案卸油泵选用螺杆泵。经计算选择2台卸油泵的技术参数为100m3/hr，扬程60m。
5 方案投资估算
通过对方案内功，估算投资为272万元（不含税），其中工程费用为212万元，其他费用为40万元，预备费20万元。费用包含建设、设备及相关设计、专项评价费用。
6 方案总析及结论
经初步论证，该方案设计具有较好的经济效益和社会效益。通过改造站内精细过滤装置及注水泵等设备，提高较大污水处理能力，满足污水处理工作的需求，又能提高注水能力，保证注水系统安全、连续、高效、高质量生产，提高开发效果，保证原油的稳产，保障油区有序可持续开发。
关键词：污水处理;注水系统;扩建
1 生产现状分析
1.1现状综述
该油区联合站设计污水日处理能力为400方，目前实际污水处理量460方，预测10年内最大污水量为605方。目前站内污水处理系统中精细过滤装置的日处理量为400方，目前已不满足水量处理需求;同时联合站注水系统现状注水规模为280方，5年内最大预测日注水量可达到450方，污水处理及注水系统均不能满足生产现状，为保证站内水处理及注水工作的正常运行，现对联合站污水处理及注水系统扩建做可行性研究分析。
1.2 工艺流程现状
（1）目前工艺流程如下：
油罐来水→一次除油罐→二次除油罐→污水缓冲罐→提升泵→水处理装置→注水罐→喂水泵→注水泵→站外注水井
（2）污水回收系统
站内除油罐、缓冲罐的溢流放空污水接至站内污泥池，经污泥池沉淀后的上部油水混液通过管线回到已建污水池内，由污水回收泵提升至一次除油罐。
（3）反洗水回收系统
水处理装置的反冲洗回收水接入站内污泥池内，经污泥池沉淀后的上清液通过连通管线回到已建污水池内，由已建污水回收泵提升至一次除油罐。
2 存在问题分析
2.1 精细过滤装置处理能力不足
根据油区发展规划，10年内预测最大污水量超过设计水量，精细过滤装置处理能力与预测水量不匹配，站内精细过滤无法保证污水处理工作的正常运行。现有的精细过滤装置能力无法满足新增污水量的处理需求。
2.2注水泵注水能力不足
目前备用注水泵泵流量偏小，若现有注水泵损坏或维修时无法保证正常的注水需求。
2.3卸油泵结蜡严重，无法正常运行
站内卸油泵运行年限较长。由于站内原油含蜡较高、结蜡严重，泵效较低，故障率高，维修频繁，卸油时间每天长达12个小时，劳动强度大，已严重影响到联合站正常运行。
3 建设必要性
3.1 保证污水处理能力，确保站内正常连续生产
由于预测未来最大污水量超过设计水量，精细过滤装置处理能力与预测水量不匹配，站内现有精细过滤无法保证污水处理工作的正常运行。
3.2保证注水能力，实现原油生产稳定
站内注水泵注水能力与预测注水量不匹配，站内2台泵其中1台连续运行。同时，注水泵备用泵注水能力较低，一旦注水泵维修时无法保证正常的生产需求。通过方案实施，能够有效解决注水泵注水能力不足等问题，提高系统运行的可靠性，保证注水工作正常运行，提高注水开发效果，保证原油的稳产，减少停产损失。
4 方案思路设计
4.1参数设计
4.1.1水量及注水系统压力参数
根据预测指标，未来5年来最大水处理量为575方/天，因此确定污水处理最大水量取600方/天。根据油藏工程开发生产指标预测，未来最大的注水量为450方/天。根据地质相关资料，注水设计压力等级25MPa。
4.1.2 污水处理设计
为满足未来注水需求，解决站内精细过滤装置及注水泵能力不足的问题，需要对站内过滤器及注水泵进行改造。改造内容如下：
（1）水处理间内原核桃壳过滤器更换为金属膜过滤器，与现有精细过滤器并联运行，并配套提升泵及反冲洗泵。
（2）注水泵房内3柱塞注水泵注水泵更换为5柱塞注水泵。
4.1.3工艺流程设计
对站内流程进行优化
油罐来水→一次除油罐→二次除油罐→污水缓冲罐→提升泵→核桃壳过滤器→核精细过滤器+金属膜过滤器→注水罐→喂水泵→注水泵（新建）→站外注水井
4.2 结构及设备设计
（1）拆除基础
拆除原过滤器基础;拆除原有注水泵基础;拆除原有卸油泵基础。
（2）新建基础
新建1座过滤器基础; 新建2座污水提升泵基础; 新建2座反冲洗水泵基础;新建1座注水泵基础; 新建2座卸油泵基础。新建基础均采用现浇混凝土独立基础。
（3）卸油泵设计
根据《油田油气集输设计规范》输送泵的总流量宜按设计液量的1.1倍确定，出口压力宜按照输油系统计算总水头的1.1倍确定。选择泵的额定流量和压力时，应同时考虑油田的开发发展要求，及液量的动态变化较大等因素。同时，通过对各种类型的卸油泵进行对比及现场及使用经验，方案卸油泵选用螺杆泵。经计算选择2台卸油泵的技术参数为100m3/hr，扬程60m。
5 方案投资估算
通过对方案内功，估算投资为272万元（不含税），其中工程费用为212万元，其他费用为40万元，预备费20万元。费用包含建设、设备及相关设计、专项评价费用。
6 方案总析及结论
经初步论证，该方案设计具有较好的经济效益和社会效益。通过改造站内精细过滤装置及注水泵等设备，提高较大污水处理能力，满足污水处理工作的需求，又能提高注水能力，保证注水系统安全、连续、高效、高质量生产，提高开发效果，保证原油的稳产，保障油区有序可持续开发。