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摘 要：本文主要针对钟市油田改造前后生产情况和地面工程现状，对钟市油田污水及注水系统改造前后进行对比研究分析，发现问题，解决问题，满足油田生产开发发展要求，与时俱进。
关键词：改造；污水处理；水质；能耗
1 概况
钟市油田是江汉油区的主力油田之一，于1973年开始滚动开发。开发单元动用地质储量845×104t，累计产油353.42×104t。现有生产油井98口，水井60口；日产油140t，综合含水82.5%。储层物性较好，平均孔隙度23%，平均渗透率302×10-3μm2；原油性质较好，密度 0.862g/cm3、粘度9-67.2mPa.s、含硫1.34%、凝固点26.3℃。
钟市注、污水处理站，主要担负着钟市油田原油开采伴生污水的处理和回注任务。拥有机泵、过滤器等大小设备30余台套，设计污水处理回注量1600m3/d。钟寺污水站目前日处理水量在1600m3左右，污水来源于压气站、监测队、本队系统水、站内地面污水及站外洗井污水，截止到2013年二季度水质达标率66.67%。
污水站2013年8月以前实际处理水量为1290m3/d。处理流程为：除油器→除油罐→一级缓冲罐→沉降罐→二级缓冲罐→TCLW过滤器
当时除油器、过滤器、钢罐等设施老化，腐蚀穿孔严重，处理后的水质不达标，无法满足地质注水要求。
注水站2013年8月以前实际注水量1315m3/d。注水流程为：
注水罐→离心注水泵→东、西注水干线→注水、回灌井
2 存在问题及原因分析
钟市注水系统由于水处理不彻底，水质难达标，使注入地层的水造成地层伤害；地层渗透率下降，注水井注水压力上升，注水困难：
2.1 污水来源复杂
2.1.1 部分作业井、洗井水、溢流井水的排放。该水又黑又臭，含有大量的机械杂质，且措施井偏酸性，这些不合格水进入污水池后对系统水质造成了很大影响。
2.1.2 污水池容量过小，有效容量只有30m3，站内罐排污、过滤器反洗水及进站污水沉降时间过短，在没有充分沉降的情况下又进入系统造成恶性循环，反复污染。
2.2 污水处理系统时间停留短
2.2.1 2012年二季度清罐时发现除油罐和沉降罐罐内结垢，一级提升泵进出口管线结垢，由于施工周期长，简化流程注水，相应降低了污水的沉降时间。
2.2.2 沉降时间不够：除油罐有效停留3.4小时，沉降罐有效停留3.17小时，共计有效停留时间6.57小时。
2.3 污水站现场设备存在问题多
2.3.1 抗冲击能力差；
2.3.2 设备腐蚀，工作不正常；
2.3.3 加药系统不完善；
2.3.4 排泥及污泥处理系统不完善：甚至各罐均无排泥装置；
2.3.5 自动化程度低。
2.4 注水站存在问题多
2.4.1 注水泵设备老化，故障频繁，系统能效低；
2.4.2 注水罐内壁、注水管线腐蚀严重；
2.4.3 注水站水质达标率2013年二季度与2011年四季度相比下降16.66%，与计划72.0%相比低5.33%。
3 注水系统改造内容及效果
3.1 污水站处理改造及效果
3.1.1 流程更改：采用调储→重力除油→一级缓冲→混凝沉降→二级缓冲→双滤料过滤流程→精细过滤装置；
3.1.2 选用高效率的一、二级提升机泵；
3.1.3 投用一千方调储罐、充分利用各罐的高差，污水自流进入各级构筑物，节约了能耗；
3.1.4 投用双滤料过滤器装置、超精细过滤器装置、各罐增设全自动负压排泥装置、污水池收油、收污泥装置；提高注水水质；
3.1.5 加药系统采用流量比例投加方式，有效避免了对药剂、水等不必要的浪费。
3.1.6 沉降时间增加：除油罐有效停留5.8小时，沉降罐有效停留3.8小时，调储罐有效停留时间4.2小时，共计停留13.8小时，充分沉降污水的悬浮物；
3.1.7 选用耐腐蚀的玻璃钢管道和玻璃钢储罐；
3.1.8 液碱的投加由手动改为自动，加药量由来水流量和pH值控制；其他药剂投加量由来水流量控制，通过加药自控系统有效避免了对药剂、水等不必要的浪费。
3.2 注水站处理改造及效果
3.2.1 将低效的离心式注水泵更换为高效柱塞泵，并配备变频器，使注水站机组效率达到85%以上，耗电量也大大降低；
3.2.2 注水站水质监测指标。
钟市联合站2013年四季度水质监测达标率由三季度的66.67%下降至45.45%。
水质下降原因分析：
①由于站内工艺改造及管网进行清洗，部分容器未投入使用，如除油罐、沉降罐，从而造成水中含油量有所上升。
②污水处理站加药管线进行更换，部分药品（液碱、缓阻剂）从污水池进行投加，加药不连续，加药不匀均。
③外来水突然增加，如外输排水，井站有措施井等对水质及系统的影响。
④由于站内改造及部分水未经处理进入2#注水罐、且罐使时间长，罐内脏水质差。
到2014年二季度水质达标率达到了83.3%，除悬浮物不达标外，其他均符合指标。
4 结论
4.1 2013年8-12月注水站总耗电量为1027200度，平均月耗电量为205440度，对比改造前后月节电106565.5度；电价按0.65元/度计算，年电费节省831216元；
4.2 加药系统采用流量比例投加方式，有效避免了对药剂、水等不必要的浪费。
4.3 改造后水质待继续观察。
关键词：改造；污水处理；水质；能耗
1 概况
钟市油田是江汉油区的主力油田之一，于1973年开始滚动开发。开发单元动用地质储量845×104t，累计产油353.42×104t。现有生产油井98口，水井60口；日产油140t，综合含水82.5%。储层物性较好，平均孔隙度23%，平均渗透率302×10-3μm2；原油性质较好，密度 0.862g/cm3、粘度9-67.2mPa.s、含硫1.34%、凝固点26.3℃。
钟市注、污水处理站，主要担负着钟市油田原油开采伴生污水的处理和回注任务。拥有机泵、过滤器等大小设备30余台套，设计污水处理回注量1600m3/d。钟寺污水站目前日处理水量在1600m3左右，污水来源于压气站、监测队、本队系统水、站内地面污水及站外洗井污水，截止到2013年二季度水质达标率66.67%。
污水站2013年8月以前实际处理水量为1290m3/d。处理流程为：除油器→除油罐→一级缓冲罐→沉降罐→二级缓冲罐→TCLW过滤器
当时除油器、过滤器、钢罐等设施老化，腐蚀穿孔严重，处理后的水质不达标，无法满足地质注水要求。
注水站2013年8月以前实际注水量1315m3/d。注水流程为：
注水罐→离心注水泵→东、西注水干线→注水、回灌井
2 存在问题及原因分析
钟市注水系统由于水处理不彻底，水质难达标，使注入地层的水造成地层伤害；地层渗透率下降，注水井注水压力上升，注水困难：
2.1 污水来源复杂
2.1.1 部分作业井、洗井水、溢流井水的排放。该水又黑又臭，含有大量的机械杂质，且措施井偏酸性，这些不合格水进入污水池后对系统水质造成了很大影响。
2.1.2 污水池容量过小，有效容量只有30m3，站内罐排污、过滤器反洗水及进站污水沉降时间过短，在没有充分沉降的情况下又进入系统造成恶性循环，反复污染。
2.2 污水处理系统时间停留短
2.2.1 2012年二季度清罐时发现除油罐和沉降罐罐内结垢，一级提升泵进出口管线结垢，由于施工周期长，简化流程注水，相应降低了污水的沉降时间。
2.2.2 沉降时间不够：除油罐有效停留3.4小时，沉降罐有效停留3.17小时，共计有效停留时间6.57小时。
2.3 污水站现场设备存在问题多
2.3.1 抗冲击能力差；
2.3.2 设备腐蚀，工作不正常；
2.3.3 加药系统不完善；
2.3.4 排泥及污泥处理系统不完善：甚至各罐均无排泥装置；
2.3.5 自动化程度低。
2.4 注水站存在问题多
2.4.1 注水泵设备老化，故障频繁，系统能效低；
2.4.2 注水罐内壁、注水管线腐蚀严重；
2.4.3 注水站水质达标率2013年二季度与2011年四季度相比下降16.66%，与计划72.0%相比低5.33%。
3 注水系统改造内容及效果
3.1 污水站处理改造及效果
3.1.1 流程更改：采用调储→重力除油→一级缓冲→混凝沉降→二级缓冲→双滤料过滤流程→精细过滤装置；
3.1.2 选用高效率的一、二级提升机泵；
3.1.3 投用一千方调储罐、充分利用各罐的高差，污水自流进入各级构筑物，节约了能耗；
3.1.4 投用双滤料过滤器装置、超精细过滤器装置、各罐增设全自动负压排泥装置、污水池收油、收污泥装置；提高注水水质；
3.1.5 加药系统采用流量比例投加方式，有效避免了对药剂、水等不必要的浪费。
3.1.6 沉降时间增加：除油罐有效停留5.8小时，沉降罐有效停留3.8小时，调储罐有效停留时间4.2小时，共计停留13.8小时，充分沉降污水的悬浮物；
3.1.7 选用耐腐蚀的玻璃钢管道和玻璃钢储罐；
3.1.8 液碱的投加由手动改为自动，加药量由来水流量和pH值控制；其他药剂投加量由来水流量控制，通过加药自控系统有效避免了对药剂、水等不必要的浪费。
3.2 注水站处理改造及效果
3.2.1 将低效的离心式注水泵更换为高效柱塞泵，并配备变频器，使注水站机组效率达到85%以上，耗电量也大大降低；
3.2.2 注水站水质监测指标。
钟市联合站2013年四季度水质监测达标率由三季度的66.67%下降至45.45%。
水质下降原因分析：
①由于站内工艺改造及管网进行清洗，部分容器未投入使用，如除油罐、沉降罐，从而造成水中含油量有所上升。
②污水处理站加药管线进行更换，部分药品（液碱、缓阻剂）从污水池进行投加，加药不连续，加药不匀均。
③外来水突然增加，如外输排水，井站有措施井等对水质及系统的影响。
④由于站内改造及部分水未经处理进入2#注水罐、且罐使时间长，罐内脏水质差。
到2014年二季度水质达标率达到了83.3%，除悬浮物不达标外，其他均符合指标。
4 结论
4.1 2013年8-12月注水站总耗电量为1027200度，平均月耗电量为205440度，对比改造前后月节电106565.5度；电价按0.65元/度计算，年电费节省831216元；
4.2 加药系统采用流量比例投加方式，有效避免了对药剂、水等不必要的浪费。
4.3 改造后水质待继续观察。