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摘要：采出水回注是油田实现节能环保的一项重要措施，为保证注水时在确定的压力和必须的流量条件下所注的水能够自由流经地层而不引起油层孔隙的堵塞，必须提高注水水质。本文以源头、管网、井口、管柱为实施节点进行逐级分类对比，查找制约水质的短板，创新开展4项治理措施，实现提高末端平台注水水质。
主题词：水质；措施；经济效益；注水
近几年，随着油田开采的深入，原油含水率不断升高，采出液量逐渐增大，污水成份日趋复杂，海洋采油厂更加重视注水水质，提高油田注水开发效果。由于海上注水管网的特殊性及相关措施的局限性，造成海上平台、特别是末端平台的注水水质指标悬浮物>10mg/L、含油>30mg/L，严重制约注水效果。如何处理好采出污水，使回注污水满足注水水质要求，才能即有利于环保又节约能源，以获得较高的经济效益。
一、存在问题
1、“源头”中心平台分离污水水质差
海上注水是由中心平台原油分离污水、水源井及陆地联合站回调污水提供水源。陆地联合站和水源井出站水注水水质指标悬浮物<8mg/L且含油<11mg/L，满足水质要求。注水水质主要由原油处理中分离出的污水水质决定的，平台污水处理系统中设备存在问题，致使污水中悬浮物、乳化油及细菌含量较高，使注水水质变差，影响油田注水开发效果。
2、管网系统结垢严重
自污水处理系统开始，流程管线中存在不同程度的结垢问题。因污水中存在细菌含量较高，产生许多钙镁化合物，沉积在管柱内壁上，堵塞管道。
3、井口存在节流现象
在海上注水管网中，平台水井注水管线一般为2寸，造成部分平台注水压力截流严重，注水压力低，流速慢，注入量少影响注水水质。
4、水井管柱沉积现象显著
末端平台注水井压力普遍较低，颗粒状杂质的沉积现象更为明显。管柱内沉积固体颗粒和悬浮物，影响注水水质。
二、采取措施
对策1、优化药剂投加比，加强污水跟踪化验，提高出站水水质
由于海上生产的特殊性，设备改造受空间和施工影响无法立即实施。对油水分离后进行药剂投加成为改善水质的重要手段。中心平台主要从两方面调控药剂的投加：（1）保证分水水质，满足正常的污水回注要求；（2）加大对污水的破乳力度，最大限度的进行油水分离。平台与胜利化工厂人员进行结合，选用不同的破乳剂类型进行投加，同时改变破乳剂的投加浓度，进行优化调控。对中心二号平台生产二层加药撬块进行改造，拆除原加药装置及其附属设备流程，购进模块式加药装置。中心平台安排专门人员对污水进行化验，不定时地对两台三相分离器污水出口、污水接收罐出口、水力旋流器进出口、纤维球过滤器出口、海三调水及注水泵入口进行含油量、悬浮物及三菌化验，及时跟踪注水水质，确保满足污水回注要求。同时对污水接收罐定期收油。污水接收罐及注水罐在对回注水进行沉降过程中，水中所含乳化油会上升浮至水上方，形成一定厚度的油层，达到一定高度时就需对其进行回收，否则回注水中乳化油含量上升，影响油田注水开发效果。对策实施后，中心平台出站水水质效果提升显著。在2014年油田水质检查中，中心平台出站水悬浮物7mg/L且含油<12mg/L，满足相关要求
对策2、积极开展注水海管冲洗工作，做好沿程水质“注好水”。
利用船舶定期开展海管冲洗，通过大排量冲击式的冲洗和携带卷积作用，有效冲洗海管内壁上附着的垢类和悬浮物，提高注水井口水质。截止6月30日共组织冲洗管线21条次，现场施工时采用两条排污管线并行大排量冲洗，过程中采用间歇性冲击式开关闸门对海管进行冲洗，冲洗前后均效果显著。其中CB25C-CB1C海管冲洗后水质含油量由大于50mg/L降至17mg/L以下，悬浮物含量由26mg/L降至16mg/L。积极探索氮气泡沫海管冲洗工艺，经过压缩后的氮气与泡沫液进行混合，形成携带能力强、不产生二次污染的氮气泡沫。通过泵车大排量地将氮气泡沫打入海底管道，能去除管壁附着的油泥沙等污垢，对改善水质有明显的效果。以CB25A-CB25G氮气泡沫海管冲洗为例子，如表6所示
表6 CB25A-CB25G氮气泡沫海管冲洗水样水质化验数据统计表
样品 冲洗前 冲洗1个小时后 冲洗2个小时后 冲洗3个小时后 冲洗4个小时后 冲洗后
含油量（mg/l） 56 46 22 12 9 9
悬浮物含量（mg/l） 第一次 32 36 34 28 26 22
第二次 40 38 54 36 50 32
平均 36 37 44 32 38 27
对策3、开展注水井 “测调+酸化”解堵工作，实现水井“注准水、注足水”。
2014年通过优化施工工序、加强洗井、改进测调仪器等措施，加强分层测试调配技术攻关，已完成CB25G、CB6B、CB251C等井组18口井的相关流量测试及CB20A-4等9口水井的分层调配工作，分注井层段合格率由年初的31.6%提高到40.8%，提高了9.2%。其中CB20A-4井，酸化措施后日注仅70m3，通过投捞测试，实现日增注195m3。管理区共开展新井投产调配、统层复算调配及动态注采矛盾调配103井次、分层调配8井次，分注井层段合格率提高了3.2%。达到了水井动态化管理和“注足水、注好水、注准水”的管理目标。同时，组织了海洋采油厂第一口测调一体化管柱水井开展分层酸化施工。针对CB25GC-6井酸化有效期较短（有效期21天），笼统酸化效果差的问题，积极与油田开发研究所沟通，对该井进行流量测试，根据测试解释结果，组织实施了分层酸化施工，酸化后上层吸水达到97m3，及时进行测调，上下两层均实现合格注水。
表7 CB25GC-6井配化测调前后对比表
分注层位 配注量 调配前实注水量 调配后实注水量
分层 全井 分层 全井 分层 全井
Ng1+23.4 70 95 0 60 72 97
Ng3334 25 60 26
三、今后工作的建议
（1）继续推广“注水节点管理”运行模式，提高水井管理水平
海洋采油厂在2014年9月制定《注水系统水质管理办法》，提高管理水平。成立注水项目运行小组，围绕着“三大目标”把“注水节点系统工程”分为一级节点13项，二级节点25项，三级节点33项，目标明确，责任到人，逐渐形成了从地面配套工艺到井下工艺逐级排查的管理模式，有效解决注水管理难点问题。
图3 注水节点管理法
（2）制定更加完善的海管冲洗以及水井洗井管理规定
为保证管网和管柱的水质，采油厂规定注水海管不少于1次/年，水井洗井不少于1次/年。通过加强管理，提高水质。
水质是关系到油田长远开发效果的重要问题，随着注水系统调控实现远程控制，使注水系统完善，实现精细调控注水，合格注水，生产实现高效有序的进行。
主题词：水质；措施；经济效益；注水
近几年，随着油田开采的深入，原油含水率不断升高，采出液量逐渐增大，污水成份日趋复杂，海洋采油厂更加重视注水水质，提高油田注水开发效果。由于海上注水管网的特殊性及相关措施的局限性，造成海上平台、特别是末端平台的注水水质指标悬浮物>10mg/L、含油>30mg/L，严重制约注水效果。如何处理好采出污水，使回注污水满足注水水质要求，才能即有利于环保又节约能源，以获得较高的经济效益。
一、存在问题
1、“源头”中心平台分离污水水质差
海上注水是由中心平台原油分离污水、水源井及陆地联合站回调污水提供水源。陆地联合站和水源井出站水注水水质指标悬浮物<8mg/L且含油<11mg/L，满足水质要求。注水水质主要由原油处理中分离出的污水水质决定的，平台污水处理系统中设备存在问题，致使污水中悬浮物、乳化油及细菌含量较高，使注水水质变差，影响油田注水开发效果。
2、管网系统结垢严重
自污水处理系统开始，流程管线中存在不同程度的结垢问题。因污水中存在细菌含量较高，产生许多钙镁化合物，沉积在管柱内壁上，堵塞管道。
3、井口存在节流现象
在海上注水管网中，平台水井注水管线一般为2寸，造成部分平台注水压力截流严重，注水压力低，流速慢，注入量少影响注水水质。
4、水井管柱沉积现象显著
末端平台注水井压力普遍较低，颗粒状杂质的沉积现象更为明显。管柱内沉积固体颗粒和悬浮物，影响注水水质。
二、采取措施
对策1、优化药剂投加比，加强污水跟踪化验，提高出站水水质
由于海上生产的特殊性，设备改造受空间和施工影响无法立即实施。对油水分离后进行药剂投加成为改善水质的重要手段。中心平台主要从两方面调控药剂的投加：（1）保证分水水质，满足正常的污水回注要求；（2）加大对污水的破乳力度，最大限度的进行油水分离。平台与胜利化工厂人员进行结合，选用不同的破乳剂类型进行投加，同时改变破乳剂的投加浓度，进行优化调控。对中心二号平台生产二层加药撬块进行改造，拆除原加药装置及其附属设备流程，购进模块式加药装置。中心平台安排专门人员对污水进行化验，不定时地对两台三相分离器污水出口、污水接收罐出口、水力旋流器进出口、纤维球过滤器出口、海三调水及注水泵入口进行含油量、悬浮物及三菌化验，及时跟踪注水水质，确保满足污水回注要求。同时对污水接收罐定期收油。污水接收罐及注水罐在对回注水进行沉降过程中，水中所含乳化油会上升浮至水上方，形成一定厚度的油层，达到一定高度时就需对其进行回收，否则回注水中乳化油含量上升，影响油田注水开发效果。对策实施后，中心平台出站水水质效果提升显著。在2014年油田水质检查中，中心平台出站水悬浮物7mg/L且含油<12mg/L，满足相关要求
对策2、积极开展注水海管冲洗工作，做好沿程水质“注好水”。
利用船舶定期开展海管冲洗，通过大排量冲击式的冲洗和携带卷积作用，有效冲洗海管内壁上附着的垢类和悬浮物，提高注水井口水质。截止6月30日共组织冲洗管线21条次，现场施工时采用两条排污管线并行大排量冲洗，过程中采用间歇性冲击式开关闸门对海管进行冲洗，冲洗前后均效果显著。其中CB25C-CB1C海管冲洗后水质含油量由大于50mg/L降至17mg/L以下，悬浮物含量由26mg/L降至16mg/L。积极探索氮气泡沫海管冲洗工艺，经过压缩后的氮气与泡沫液进行混合，形成携带能力强、不产生二次污染的氮气泡沫。通过泵车大排量地将氮气泡沫打入海底管道，能去除管壁附着的油泥沙等污垢，对改善水质有明显的效果。以CB25A-CB25G氮气泡沫海管冲洗为例子，如表6所示
表6 CB25A-CB25G氮气泡沫海管冲洗水样水质化验数据统计表
样品 冲洗前 冲洗1个小时后 冲洗2个小时后 冲洗3个小时后 冲洗4个小时后 冲洗后
含油量（mg/l） 56 46 22 12 9 9
悬浮物含量（mg/l） 第一次 32 36 34 28 26 22
第二次 40 38 54 36 50 32
平均 36 37 44 32 38 27
对策3、开展注水井 “测调+酸化”解堵工作，实现水井“注准水、注足水”。
2014年通过优化施工工序、加强洗井、改进测调仪器等措施，加强分层测试调配技术攻关，已完成CB25G、CB6B、CB251C等井组18口井的相关流量测试及CB20A-4等9口水井的分层调配工作，分注井层段合格率由年初的31.6%提高到40.8%，提高了9.2%。其中CB20A-4井，酸化措施后日注仅70m3，通过投捞测试，实现日增注195m3。管理区共开展新井投产调配、统层复算调配及动态注采矛盾调配103井次、分层调配8井次，分注井层段合格率提高了3.2%。达到了水井动态化管理和“注足水、注好水、注准水”的管理目标。同时，组织了海洋采油厂第一口测调一体化管柱水井开展分层酸化施工。针对CB25GC-6井酸化有效期较短（有效期21天），笼统酸化效果差的问题，积极与油田开发研究所沟通，对该井进行流量测试，根据测试解释结果，组织实施了分层酸化施工，酸化后上层吸水达到97m3，及时进行测调，上下两层均实现合格注水。
表7 CB25GC-6井配化测调前后对比表
分注层位 配注量 调配前实注水量 调配后实注水量
分层 全井 分层 全井 分层 全井
Ng1+23.4 70 95 0 60 72 97
Ng3334 25 60 26
三、今后工作的建议
（1）继续推广“注水节点管理”运行模式，提高水井管理水平
海洋采油厂在2014年9月制定《注水系统水质管理办法》，提高管理水平。成立注水项目运行小组，围绕着“三大目标”把“注水节点系统工程”分为一级节点13项，二级节点25项，三级节点33项，目标明确，责任到人，逐渐形成了从地面配套工艺到井下工艺逐级排查的管理模式，有效解决注水管理难点问题。
图3 注水节点管理法
（2）制定更加完善的海管冲洗以及水井洗井管理规定
为保证管网和管柱的水质，采油厂规定注水海管不少于1次/年，水井洗井不少于1次/年。通过加强管理，提高水质。
水质是关系到油田长远开发效果的重要问题，随着注水系统调控实现远程控制，使注水系统完善，实现精细调控注水，合格注水，生产实现高效有序的进行。