摘 要：目前，大部分油田陆续进入高含水开发期，为保持油田稳产，注水量迅速增加，注水耗电量也随着含水率的上升而急剧增长。保证油田地面注水系统高效平稳运行是油田注水生产过程中的重要任务之一。由于油田地面注水系统庞大复杂，全凭经验难以保证配注和节能的要求。为此，需要对油田地面注水系统进行水力、热力全面动态模拟计算，实现注水系统运行工况的仿真模拟，以指导油田地面注水系统的高效运行，提高油田注水系统工程的管理水平。
　　关键词：注水;优化;含水
　　一、前言
　　锦州采油厂井区存在注水能力不满足地质配注需求、管网压损较大、两套注水压力系统分布失衡、注水系统效率低等问题。针对这些问题分别对注水系统的站区和油区进行优化。优化后提高了注水能力，降低了管网压损，达到了提高注水系统效率，降低注水单耗的目的，满足了油藏开发"注够水"的地质需求，为低渗透油田稳产、增效起到了重要作用。该井区注水系统存在的问题有：高、低压系统的设备注水能力满足不了地质配注需要;由于油田不断地加密，油水井数不断增多，地质配注量逐年上升，设备注水能力不足地质配注的70%;局部注水管网口径偏小，管输能力不能满足地质配注需求。油田注水是一个不断调整的动态过程，随着注水井数量、配注量的不断增加，原来设计的注水管网结构以及管径大小等已经不能很好的适应油田注水开发的需要，导致目前注水管网效率偏低，两套压力系统注水压力分布失衡。
　　二、主要研究内容
　　欢三联污水常规处理站于1990年建成投产，设计规模15000m3/d，目前运行规模11000m3/d，出水用于常规注水，注水水质需满足含油≤10mg/L，含悬浮物≤30mg/L。因水中含有聚合物影响，过滤罐滤料污染严重，过滤效果差，需频繁清洗滤罐，实际出水含油≤10mg/L，含悬浮物41mg/L，严重时含悬浮物400-500mg/L。2017年3月，因污水外排厂主体工艺未能实现达标，按照油田公司要求将“最好的水给外排厂”，欢三联常规污水处理站由处理稠油污水变为处理稀油水驱含聚污水，而常规污水处理站不具备处理含聚污水工艺，导致污水处理无法满足要求。
　　随着锦16块水驱部分污水中的含聚浓度不断升高，目前已达30-70mg/L，不断的增加药剂浓度，污水处理的难度依然很大。
　　2.1污水处理站情况
　　锦采现有常规、深度、锦16化学驱等3座污水污水处理站，1座污水外排厂，年处理污水1205万方，处理后的污水用于注汽锅炉、注水、污水外排等，污水处理综合达标率95.52%。
　　2.2、污水水量平衡情况
　　稠油采出液经处理后，进入深度污水处理站，主要用于锅炉注汽和污水外排等。稀油采出液经处理后，进入常规污水处理站，主要用于开发注水和无效注水等。化学驱来液经处理后，进入二元驱污水处理站，主要用于配聚合物和边水保压等。污水处理保持进出平衡。
　　2.3、注水站处理情况
　　锦采现有欢三联、锦90等2座注水站，18台单井增注点，日注水13534方，年注水 493.9万方。注水水质达标率92.37%，井口水质达标率90.5%，存在沿程污染的主要原因是注水水质中含有30-50mg/L的聚合物，加剧悬浮物粘附在管壁上。
　　2.4、注水管网与注水泵情况
　　共有注水干线5条共27.47km，单井管线148km，配水间18座。各类注水泵24台，运行15台。日注水量最大的欢三联常规注水站，对应注水干线3条，2台高压离心泵同时运行，日均注水量1.061万方，日均耗电6万度，注水单耗5.67kwh/m3。
　　三、解决方案
　　3.1、2017年5月开始启动锦16块聚/表复合驱扩大工程，计划建设48注75采地面工程。采用软化清水配聚、聚驱和水驱原油集输、污水处理等分开处理等模式。针对常规污水处理站已经含聚需升级改造、采用软化清水配聚会增加2000m?/d注水量等矛盾，结合水量平衡现状，按照油田公司副总经理卢时林提出的建议，锦16块聚驱、水驱集油和污水处理系統合并处理，进行了方案优化设计。目前常规污水处理站生化池已完成底板浇筑，预计2020年9月投入使用，出水水质满足含油和含悬浮物均≤15mg/L。
　　3.2、目前正在实施2#注水泵变频一拖二改造，将2#注变频器跨接到1#注水泵上，可以实现了3台泵使用变频器。每降低1台泵使用工频注水，每日可减少约6000度电，降低注水单耗0.6kwh/m3
　　四、结论
　　为确保做好地面注水工艺优化工作，将以下两项工作列为采油厂重点督办项目，每双进行项目进度通报，顺利完成后注水水质、注水单耗将有很大改观。
　　参考文献
　　[1] 丰国斌. 对油田注水系统节能降耗的探讨[J]. 油气田地面工程，1996，15（1）：17-18.
　　[2] 范云敏，崔本敬，黄健，等. 提高注水系统效率的研究与实践[J].河南石油，2003，8（17）：34-35.