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摘 要：英台采油厂方2接转站1986年建设投产。随着油田开发的不断深入，原油产量逐年递减，污水处理量呈递增趋势。为解决制约生产问题，实现安全清洁生产。通过研究试验，实施降低产液量、提高外输排量、调改污水系统流程等措施，实现方2接转站污水零排放，停运污水处理一体化装置，实现安全、清洁、高效生产。
关键词：环 保 高 效 安全生产 中水减排
0 引言
英台油田方2辖区四方坨子油田属天然水驱油藏，开发层系为高台子油层，该区块含油面积小、油水界面复杂，采出液含水率高，随着开发的不断深入，产出污水量逐年增多，为解决采出污水问题，03年方2接转站建设生化沉降池1座，日排放污水3000方左右。由于分离后污水不符合公司对外排及回注水质指标要求，2006年建设污水处理站，投运污水处理一体化装置1套，投运后实现处理后污水含油达到5mg/L以下。
1方2站污水系统存在问题
随着产量的逐年递减，方2站外排污水量呈逐步递增趋势，近年来每逢汛期沉降池液面过高，环保生产压力较大。同时，由于方2辖区采出液温度高、易腐蚀结垢的特性，污水处理一体化装置投运后腐蚀、结垢严重，设备故障率高，严重影响注水、外排水质及污水系统正常生产。
依据国家安全环保生产政策，为树立油田公司良好企业形象，实现安全清洁生产，研究实施方2辖区中水减排工作。
2方2站概况及中水减排规划思路
2.1方2接转站概况
污水处理系统包括500方缓冲罐1座；一体化处理装置1台；生化沉降池1座；具体流程为：3000方沉降罐水出口 → 500方污水缓冲罐 → 污水处理一体化装置 → 生化沉降池和1000方注水罐。
注水系统包括1000方注水罐1座，注水泵2台，所辖注水井10口，日注水能力1296方，现配注生产井5口，日注水量约250方。
2.2 规划治理思路
为实现安全清洁生产，降低系统能耗。结合方2辖区生产实际现状，可通过提高外输能力、降液、增注等措施，达到中水零排放的目的。
2.2.1提高外输能力
方2接转站外输泵额定排量为100 m3/h，由于外输干线使用年限较长，承压能力不足，多处漏失，实际运行排量为50 m3/h，根据机泵效率及运行情况每小时外输排量可存在20 m3左右的提升空间，日增加外输量480 m3。
2.2.2 科学合理降液
方2区块油井采出液普遍含水较高，辖区内高产液油井38口（高产液井指日产液超过30方的油井，其中日产液30至100方油井26口，100方以上油井12口）、高产液油井同时均存在含水较高的现象，含水率均超过98%。针对以上油井根据原油产量及实际生产情况，在保障同环油井正常生产的前提下，合理选择进行措施堵水或关停，以实现降低产液量的目的。
2.2.3 油井转注
通过地质研究，计划实施方2油井转注，实施非产层注水，日排污能力可达100m3左右。
2.2.4 启运外输炉
2.2.5 停运污水处理一体化装置
污水处理一体化装置08年以来故障频繁，维修及更换附件后运行情况仍无明显改善，严重影响污水处理系统正常生产，不能保障注水水质。同时，500方缓冲罐无收油流程，致使前端水质指标过高。可通过对缓冲罐进行改造，提高罐出口水质，实现停运污水处理一体化装置。
3试验及实施过程
3.1提高外输排量、改造污水系统
3.2恢复外输炉
利用厂内投资，更新盘管炉出入口工艺管线，恢复正常运行，并对2台锅炉进行清洗除垢施工，试运行后两台锅炉效率均能达到85%以上。
3.3降低产液量
根据方2区块原油物性及萨尔图油藏、高台子油藏原油粘壁温度经验公式
为保障高产液油井关停后同环井正常生产，按照单井回油温度高出粘壁温度5℃以上的原则，选择试验关停部分油井。运行平稳后，参考试验油井所得正常生产最低回油温度及日产液量，确定降液油井措施后含水及产液量，以保障降液后油井正常生产。
通过理论计算，配合试验运行实现成功关停油井11口，日降液1078方。实施6口高产液电泵油井堵水转抽作业，其中3口堵水、3口堵水后补孔更换产层，措施后6口油井日降液878方。
以上油井关停、降液后，站总回油温度由53℃将低至42℃，经试运外输排量超过45m3/h后可常温外输，现正常外输排量为65m3/h左右，高出安全运行排量，实现原油外输不耗气。
3.4 油井转注增加污水回注量
方2油井转注，实施非产层注水，实现日注水120方。结合地质要求，提高生产注水井配注量，日增加注水量70方。
3.5 通过深入研究，合理降液，在确保正常生产的前提下将产量影响降到最低，日影响产油量4吨，最终实现方2辖区污水“零”排放。同时，停运生化沉降池及污水处理一体化装置，实现安全清洁生产。
污水处理系统停运后，年可节约一体化装置设备运行及维护费60万元，生化沉降池年维护费用70万元，合计降低运行成本130万元/年。
参考文献：
[1]《油田油气集抽设计技术手册》编写组.油田油气集输设计技术手册（下册）.石油工业出版社（北京），1995 ，p5～6，p40～43，p267～272。
作者简介：
宋树臣（1979.09-），男，助理工程师，长期从事油田开发技术工作。
关键词：环 保 高 效 安全生产 中水减排
0 引言
英台油田方2辖区四方坨子油田属天然水驱油藏，开发层系为高台子油层，该区块含油面积小、油水界面复杂，采出液含水率高，随着开发的不断深入，产出污水量逐年增多，为解决采出污水问题，03年方2接转站建设生化沉降池1座，日排放污水3000方左右。由于分离后污水不符合公司对外排及回注水质指标要求，2006年建设污水处理站，投运污水处理一体化装置1套，投运后实现处理后污水含油达到5mg/L以下。
1方2站污水系统存在问题
随着产量的逐年递减，方2站外排污水量呈逐步递增趋势，近年来每逢汛期沉降池液面过高，环保生产压力较大。同时，由于方2辖区采出液温度高、易腐蚀结垢的特性，污水处理一体化装置投运后腐蚀、结垢严重，设备故障率高，严重影响注水、外排水质及污水系统正常生产。
依据国家安全环保生产政策，为树立油田公司良好企业形象，实现安全清洁生产，研究实施方2辖区中水减排工作。
2方2站概况及中水减排规划思路
2.1方2接转站概况
污水处理系统包括500方缓冲罐1座；一体化处理装置1台；生化沉降池1座；具体流程为：3000方沉降罐水出口 → 500方污水缓冲罐 → 污水处理一体化装置 → 生化沉降池和1000方注水罐。
注水系统包括1000方注水罐1座，注水泵2台，所辖注水井10口，日注水能力1296方，现配注生产井5口，日注水量约250方。
2.2 规划治理思路
为实现安全清洁生产，降低系统能耗。结合方2辖区生产实际现状，可通过提高外输能力、降液、增注等措施，达到中水零排放的目的。
2.2.1提高外输能力
方2接转站外输泵额定排量为100 m3/h，由于外输干线使用年限较长，承压能力不足，多处漏失，实际运行排量为50 m3/h，根据机泵效率及运行情况每小时外输排量可存在20 m3左右的提升空间，日增加外输量480 m3。
2.2.2 科学合理降液
方2区块油井采出液普遍含水较高，辖区内高产液油井38口（高产液井指日产液超过30方的油井，其中日产液30至100方油井26口，100方以上油井12口）、高产液油井同时均存在含水较高的现象，含水率均超过98%。针对以上油井根据原油产量及实际生产情况，在保障同环油井正常生产的前提下，合理选择进行措施堵水或关停，以实现降低产液量的目的。
2.2.3 油井转注
通过地质研究，计划实施方2油井转注，实施非产层注水，日排污能力可达100m3左右。
2.2.4 启运外输炉
2.2.5 停运污水处理一体化装置
污水处理一体化装置08年以来故障频繁，维修及更换附件后运行情况仍无明显改善，严重影响污水处理系统正常生产，不能保障注水水质。同时，500方缓冲罐无收油流程，致使前端水质指标过高。可通过对缓冲罐进行改造，提高罐出口水质，实现停运污水处理一体化装置。
3试验及实施过程
3.1提高外输排量、改造污水系统
3.2恢复外输炉
利用厂内投资，更新盘管炉出入口工艺管线，恢复正常运行，并对2台锅炉进行清洗除垢施工，试运行后两台锅炉效率均能达到85%以上。
3.3降低产液量
根据方2区块原油物性及萨尔图油藏、高台子油藏原油粘壁温度经验公式
为保障高产液油井关停后同环井正常生产，按照单井回油温度高出粘壁温度5℃以上的原则，选择试验关停部分油井。运行平稳后，参考试验油井所得正常生产最低回油温度及日产液量，确定降液油井措施后含水及产液量，以保障降液后油井正常生产。
通过理论计算，配合试验运行实现成功关停油井11口，日降液1078方。实施6口高产液电泵油井堵水转抽作业，其中3口堵水、3口堵水后补孔更换产层，措施后6口油井日降液878方。
以上油井关停、降液后，站总回油温度由53℃将低至42℃，经试运外输排量超过45m3/h后可常温外输，现正常外输排量为65m3/h左右，高出安全运行排量，实现原油外输不耗气。
3.4 油井转注增加污水回注量
方2油井转注，实施非产层注水，实现日注水120方。结合地质要求，提高生产注水井配注量，日增加注水量70方。
3.5 通过深入研究，合理降液，在确保正常生产的前提下将产量影响降到最低，日影响产油量4吨，最终实现方2辖区污水“零”排放。同时，停运生化沉降池及污水处理一体化装置，实现安全清洁生产。
污水处理系统停运后，年可节约一体化装置设备运行及维护费60万元，生化沉降池年维护费用70万元，合计降低运行成本130万元/年。
参考文献：
[1]《油田油气集抽设计技术手册》编写组.油田油气集输设计技术手册（下册）.石油工业出版社（北京），1995 ，p5～6，p40～43，p267～272。
作者简介：
宋树臣（1979.09-），男，助理工程师，长期从事油田开发技术工作。