污水水质差，影响注水、注聚开发效果，怎么办?几年来，中国石化胜利油田孤东采油厂不断加大污水治理力度，把水质治理工作提升到弥补和催生地层能量的战略地位，注水水质符合率逐年提高，使注水井(注聚井)喝上了地地道道的“健康饮品”。
孤东油田经过多年的高速高效开发，主力油田普遍进入特高含水、原油产量递减阶段，原油产量递减幅度明显加快，面临着减产的严峻形势。老油田开发后期，油田企业已经把注水工作提升到弥补和催生地层能量的战略地位，力求达到油田和谐开发的新高度。然而，注水水质不达标已经成为老油田改善开发效果的主要问题之一，注入的水质不达标，起不到注水应有的作用，还伤害了地层的“健康”。
“十一五”末，胜利油田孤东采油厂注水水质符合率下达指标为59%，实际完成65%，比计划提高6个百分点；2011年以来，孤东采油厂进一步加大水质管理力度，水质符合率指标达到76.3%；2012年以来，孤东采油厂全面展开水质专项治理攻坚战，水质符合率提高到81.6%，创出复杂断块油田水质管理的高水平。
水质攸关油田开发大局
2012年8月，中石化科技部组织专家组对胜利油田孤东采油厂承担完成的“胜利油田采油污水配聚合物节水技术研究”项目进行了技术鉴定。该项目研究了油田采出污水对聚合物溶液粘度的影响因素和影响程度，研制开发了SC系列综合快速的污水改性处理剂和具有稳黏、保黏作用的保黏剂；开发了生物杀菌、除油等作用的生化处理工艺技术；实现了采出污水替代清水配注聚合物溶液的目标，并进行了综合水质改性处理剂产品的系列化研究和试生产。
随着油田开发时间的延长，因品位低、效益差而搁置一边的低渗透区块逐步走向“前台”，并成为延缓老油田递减的有力补充。
围绕复杂断块油田的开发问题，该厂在注水问题上颇费脑筋。一方面，低渗透区块本身就难以把水注进去；另一方面，有些区块即使能注进水去，往往很难达到预期的注水效果。该厂所属的孤东、垦东、新滩三个主力油区，年产污水量达2680万立方米，下设有6座污水处理站，设计污水日处理能力10.08万立方米，日处理污水7.2万立方米，如果水质不达标势必影响注水效果。
油田水质主要有含油、悬浮物、SRB还原菌、腐蚀率等4项考核指标，随着老油田开发的需要，油层对水质的要求也越来越高，对指标的要求也不断提高。
经验在实践中积累
突破水质，就能突破复杂断块油田注水开发，就能提高老油田地层能量、提升油田采收率。
注水过程中，注入水必然要与储层岩石、流体接触，并发生各种物理化学作用，导致储层渗透率恶化，使地层受到伤害，不合格的注入水还会引起集输系统和井筒的腐蚀与结垢，大大降低了注水效果。为了避免和减少这些不利因素，必须加强注入水水质，才能保证注入水的质量，达到保护油气层、提高采收率的目的。
近年来，该厂不断加快水质治理先导试验，为污水水质净化探索出诸多技术管理措施。针对水质净化难度大的实际情况，他们加快系列水质净化工艺技术试验研究及现场推广应用步伐，新型微孔陶瓷滤料过滤技术、悬浮污泥法深度处理技术、金刚砂二级污水过滤技术等现场试验得到逐步推广，为水质管理提供有力的技术支撑。
新型微孔陶瓷滤料工艺的应用，使采油厂在降低日常污水处理费用的前提下，实现了水质质量的大幅度提高，为以常规二级过滤实现水质达标升级探索出新路子。2006年，新型微孔陶瓷滤料工艺技术试验研究项目荣获胜利油田科研项目二等奖，注水管网不用进行大规模调整，就能满足中低渗区块的注水需求。
污水除油罐处理效果差一直是困扰人们的难题。为此，孤东采油厂在污水除油罐内部结构除油改造上下工夫，相继对东一联污水处理站的1座5000立方米污水沉降罐、2座2000立方米罐和东三联合站2座1000立方米罐进出水结构方式进行改造，由原来的上下配水结构改为侧进侧出配水结构，水质处理效果显著改善，每升污水含油量从50毫克下降到30毫克以下，悬浮物也从45毫克下降至30毫克以下。
该厂对孤东油田产出污水进行水质状况调查，发现东三注污水矿化度、钙、镁离子和COD含量低，水质明显优于其它注水站，于是建设了注聚专用污水干线，让注聚井吃上了“小灶”，从而改善了注聚污水水质。同时，与石油大学合作，研制开发了综合快速的污水改性处理剂和具有稳黏、保黏作用的保黏剂，于2011年9月在孤东9#-1注聚站开展了污水配聚现场试验，解决了结垢等技术难题，每天消化污水360多立方米。
经过一年多的试验表明，矿场聚合物浓度2200mg/L条件下，污水配聚合物、污水混注粘度达35毫帕/秒，粘度不但没有下降，反而比清水配聚合物、污水混注聚合物溶液粘度高出5毫帕/秒，多消化污水近9万立方米，注水井吃上了地地道道的“绿色饮品”。
近年来，孤东采油厂以污水腐蚀、来液含聚等问题为重点，积极组织进行药剂配伍试验，筛选成本低、见效好的药剂配方，合理调整加药点，加强药剂质量以及投加过程的监确保药剂保质保量投加。积极协调药剂和污水处理设备厂家根据各站污水性质进行污水处理试验，整合推广，在污水排泥技术和含聚污水处理工艺方面取得新突破，为改善污水水质提供了强大技术支撑。
把深化水质治理作为一项系统工程来实施
水质改造的日益推进，让孤东人看到了希望。2012年初，该厂对注水水质进行系统思考，水质治理坚持做到了油藏和地面相结合，综合系统管理与分工负责相结合，技术创新和管理创新全面深化。
加强药剂，提高水质质量。过去由于受成本投入的制约，药剂的投放往往达不到水质处理需求。去年，该厂把药剂足量投放作为改善水质的第一环节，把有限的资金用到刀刃上，实现了污水站日常运行管理、规范加药和水质化验监控、提高污水缓冲罐水位、加强收油管理的“四位一体”。他们还按照工序的要求，逐个环节、逐台设备分析水质状况，及时发现问题，及时调整治理方案，水质质量稳步提升。
深化防腐试验，污水处理技术水平全面提升。孤东油区注入水腐蚀性强，大多数水井管柱及套管由于腐蚀损坏不能运行，造成水井维护措施频繁。调查显示，该油田注水井管柱8个月就穿孔，一年就开始报废，水井套管腐蚀严重，大量水井报废，水井检管周期仅有8个月，平均腐蚀速率达到0.4毫米/年以上，点蚀率达到4-6毫米/年，严重影响油田注水开发效果。为此，他们选择电化学预氧化和化学混凝相结合的污水处理技术，不仅突破了腐蚀的难题，还降低了产生的污泥量，水质质量明显改善。
自2011年5月在东二联合站采用磁性活化器+波纹板除油罐+纤维球过滤器构成的二段式除油工艺现场试验取得成功以来，目前已在其它3座联合站推广应用，处理水量达12立方米/小时。来液污水含油在1000毫克/升左右，出水含油量稳定的控制在30毫克/升以下，去除率98.48%，机械杂质含量控制在30毫克/升以下，去除率72.74%，处理后机械杂质含量低于33.3毫克/升，去除率63%，处理后的污水含油在25-35毫克/升之间，去除率96.4%。通过试验研究和现场推广应用，对含聚污水及相关处理技术有了新的认识，确定的工艺技术较好的了含聚污水的处理问题，达到了预期目的。
孤东采油厂还加强现场运行质量管理，充分发挥技术优势，严格现场污水处理的每一道工序，对各流程设备运行情况和污水处理效果进行严密监控，强化过程质量控制，把好污水处理质量关，对进出水水质指标进行定期分析，对采集水样进行现场室内实验，并据此及时调整工艺参数，加强污水处理设备维护，了采油污水达标排放。保证了污水处理站流出水与注水站、管线、井井底水质的一致，就能让地层喝上“健康水”，就能更好地开发油田。来源：《石油知识》杂志 作者：赵华