注水质量提升方案

注水质量提升方案一、站内系统（一）水处理系统存在的问题及对策1、源水含油有超标现象，对滤罐造成污染（1）2011年厂中心化验室监测联合站放水含油72站次，有5站次超标，造成过滤设备污染，主要原因是电脱水器运行不稳及硫化物影响电脱水器平稳运行。表5 1-12月脱水站放水含油量检测数据表序号联合站控制指标放水含油，mg/L实际指标1宋一联含油100mg/L18.06-44.652徐三联含油70mg/L18.33-73.9711月份含油超标3升一联含油100mg/L10.74-64.424宋二联含油150mg/L24.01-105.125肇一联含油100mg/L29.41-112.142月份含油超标6永一联含油70mg/L20.54-221.762、3、11月份含油超标（2）清淤时外运的污水硫化物含量高，细菌滋生严重。2010年三矿清淤外运的污水未经任何处理，由肇2卸油点收集后进入肇一脱水站，造成肇一联系统硫化物爆发，一直影响到现在。2011年全厂59座水罐清淤共外运污水6094m3，分别进入相应的联合站，硫化物及细菌严重影响联合站放水指标。对策一：严格控制脱水站放水指标各脱水站放水指标控制在70 -150mg/L以内，对源水含油超过控制指标的联合站油系统进行考核。同时要求矿里建立相应的考核制度，明确考核相关负责人。表6 联合站外输水含油控制指标序号矿别联合站联合站外输水指标阶段性原因矿负责人1一矿宋一联含油100mg/L刘显库2一矿徐三联含油70mg/L刘显库3二矿升一联含油100mg/L气田水处理期间邱玉欣4三矿宋二联含油150mg/L硫化物影响刘 磊5三矿肇一联含油100mg/L刘 磊6四矿永一联含油70mg/L杨 明对策二：对老化油进行技术处理计划在2012年对肇一联的老化油单独处理，目前已经和施工单位签订了技术服务合同。对策三：开展连续收油工艺试验，控制源水含油量针对沉降罐收油槽固定，不易调控液位收油的问题，2008年在永一联开展浮动收油现场试验。从现场运行情况来看，浮动连续收油工艺自2009年3月运行到目前，罐内没有形成老化油层，且连续收油时，油系统电脱水器运行稳定。浮动收油工艺效果较好，但回转机构安装受沉降罐内部结构影响，不是每座罐都能应用该工艺，因此，2012年准备在肇一联开展绳式收油工艺试验，该项试验不受罐内液位高低影响，可实现连续收油。实施后根据运行效果，在其它站推广应用（负责人：王新刚）。2、沉降系统存在的问题（1）含油污水站沉降罐收油和排泥难以控制6座污水站中有3座站采用大罐沉降工艺，沉降罐主要通过调节堰板控制液位，使液位保持在收油槽以上、溢流高度以下才能实现收油。由于收油槽和溢流口之间高度只有100-200mm，控制难度较大，同时随着运行时间延长,由于长时间不调控，部分调节堰板锈蚀而不能调节。沉降罐排泥工艺有两种，穿孔管和吸泥盘负压排泥，排出的污泥经过浓缩后排至储泥池。由于浓缩后的污泥含水量仍然很高，每座站单罐排泥量超过100m3以上，干化速度慢，同时部分污水站站外储泥池没有做防渗处理，不符合环保要求，因此沉降罐排泥工艺没有投产运行。表7 各污水站排泥工艺及污泥处理装置应用情况表序号站名称排泥工艺污泥浓缩工艺运行情况储泥池备注建设时间运行情况规格建设情况1宋一联2004未投运未投运5000m3在站外有防渗2011年建污泥减量化装置2徐三联2006正常排泥/1250m3在站内有防渗3升一联2005未投运未投运800m3在站内无防渗2011年建污泥减量化装置4宋二联2003未投运未投运200m3在站外无防渗5肇一联2005未投运未投运1500m3在站内有防渗2011年建污泥减量化装置6永一联20032004年试运后没有正式投运500m3在站外无防渗试运后一直未运行对策一： 应用新型调节堰板，实现定期收油针对老式调节堰不易调节的问题，2010-2011年，应用老式调节堰板的3座污水站（永一联、宋二联、升一联污水站）已全部应用新型调节堰（10套），其密封部分采用聚四氟乙烯材料逐层密封，防止卡死，耐腐蚀；出水管与堰板之间采用法兰连接，维修和更换时不用清罐、不用动火，调整液位收油更加方便。同时完善水质管理办法，各站制定适宜的收油周期，对不按要求收油，且外输水质超标的站进行考核。对策二：应用污泥减量化装置，完善污泥处理工艺为了使沉降罐、回收水池内的污泥能够彻底排出，避免污泥在系统内恶性循环，近几年来，我厂每年安排污水沉降罐及净化水罐清淤，有效改善了出水水质。在2011年计划中已安排宋一联、肇一联、升一联、徐三联建设污泥减量化处理工艺。排出的污泥可送到含油污泥处理站进一步处理，使污泥得到无害化和资源化利用，该项目目前正在改造。待改造完成后，投运前编制运行操作规程，其中要明确岗位设置、设备结构原理、安全注意事项及故障处理等；同时试运沉降罐（池）的排泥工艺、污泥浓缩工艺及污泥减量化处理工艺，看是否达到正常运行，若存在问题进一步改造完善。（2）伴热盘管长期在污水中浸泡，易腐蚀穿孔全厂3座污水站共建有10座沉降罐，一般采用无缝钢管盘管伴热，在运行35年，最长运行7年以后，均出现穿孔现象，清罐维修周期长，影响正常生产。表8 沉降罐伴热盘管运行年限统计表站名称罐投运时间数量（座）穿孔年限运行年限（年）宋二联199822005；20107；5200222005；20113；6升一联200022005；20106；5永一联199922004；20095；5200222005；20103；5对策：更换伴热盘管，采用不锈钢波节管，提高耐腐蚀性能2010年宋二联、永一联改造项目中，已将污水沉降罐内伴热盘管更换成不锈钢波节管（其中永一联1座、宋二联2座污水沉降罐没有施工完）。升一联污水站2座污水沉降罐在2011年更换了新的伴热盘管。3、过滤系统存在的问题截至目前，我厂6座含油污水站共建有滤罐75座，在用56座，（宋一联污水站11座未运、宋二联污水站8座滤罐间歇运行）。其中22座集污斗式过滤罐，5座双路反洗过滤罐，其余29座为常规过滤罐。运行过程中主要存在以下三方面的问题：一是常规滤罐顶部一般采用筛管或筛框的配水工艺，运行一段时间以后，筛管缝隙容易堵塞，造成滤罐憋压，结构损坏。二是从近几年的滤罐开罐检查情况看，滤料油浸、污染变质是过滤段的主要问题。2011年开罐检查206座，问题滤罐48座，其中油浸、板结、滤料污染的滤罐33座，滤料缺失10座，结构损坏5座，从现场运行情况来看，常规反洗不能使滤料截污能力得以完全恢复。表9 开罐检查计划及完成情况统计表序号问题类型数量（座）采取措施1油浸、污染33定期专业清洗；站内用洁滤液在线清洗2滤料缺失10填补滤料或整罐更换3结构损坏5列入生产维修项目及时维修三是个别站自动变频反冲洗装置故障率高，电动蝶阀损坏或失效。对策一：定期组织开罐检查。每年对滤罐进行专业清洗，提高滤料再生效果近几年，每年请专业厂家对在运的所有污水站的滤罐进行清洗。2012年计划清洗滤罐64座， 针对滤料变质、缺失、破碎、油浸及滤罐结构破损的情况，及时列入生产维修项目。对策二：应用双路反洗过滤罐，探索高效污水处理工艺双路反洗过滤器与常规滤罐相比，做了以下三方面的技术改进。一是在滤罐顶部安装排污管，定时排污，及时排出罐上部积油；二是滤罐采用变强度反洗；三是罐内安装机械搅拌器，加速油污与滤料分离，排污更彻底。2010年在宋一联改造中采用双路反洗过滤器，2011年8月开始正常运行，初期效果较好，近期厂监测数据悬浮物在3mg/L左右，达到了指标要求。下一步继续摸索运行参数和效果。对策三：改变传统滤罐结构和反洗方式，提高水处理效果集污斗式滤罐的上部结构设计成圆锥状敞口形式，全面收集反洗时分离出的污物，排污干净彻底，避免滤料再次污染；反洗时应用气水联合反洗技术，使油污与滤料彻底分离。从升一联初期应用的4座情况看，滤罐出水悬浮物含量达到了指标要求。2009年在永一联改造中应用10座滤罐，2011年升一联污水站扩建中应用8座滤罐，待污水站投运后，摸索运行参数。对策四：将已损坏的变频和59个电动阀列入维修计划4、污油回收系统存在的问题污油回收工艺流程是将沉降罐上部的污油排到回收油罐，再通过收油泵回收到脱水站。污油回收存在以下问题：一是回收油罐容积一般为60m3，罐高4.2m，而回收油罐伴热盘管安装在距罐底0.6-0.8m，上部伴热效果不好，罐内的污油未待回收便凝固，回收困难。二是污油粘稠，流动性较差，收油泵进口过滤器经常堵塞，收油过程中需要频繁清理泵前过滤器。三是污油中杂质及硫化物含量较高，回收到油系统造成电脱水器运行不稳。对策：2012年计划增加回收油罐伴热，改进泵前滤网工艺设计，快速清理截留杂物，计划随改造项目实施。另外准备在1座污油罐罐顶试验增加喷淋工艺，在罐外留头接热洗车，随时将污油罐内老化油化开。该项工作已由规划设计研究所2012年科研立项。5、污水回收系统存在的问题 滤罐反洗水及各类水罐溢流进入回收水池，经沉降回到系统前端处理。回收水系统存在以下两方面问题：（1）回收水池收油、排泥困难回收水池排泥工艺与沉降罐排泥工艺相同，池底采用负压排泥。由于环保问题，无法定期排泥，因此每年人工清淤一次。回收水池顶部盖板多采用整体设计，清淤时操作难度大，施工周期长，影响正常运行。清淤时回收水池底部污泥厚度超过1m。（2）回收水池有效容积小，污水有效沉降时间短截至2011年底，建有回收水池5座。随着运行时间延长，池内污泥和污油的存在使回收水池的有效空间变小，回收污水沉降时间短，重新进入污水处理前端，加重了系统运行负荷。现场调查，除肇一污水站外，其它各污水站均是边反冲边回收，或分段反洗，回收水没有得到充分沉降又进入污水处理系统。表10 回收水池运行情况统计表污水站名称回收水池规格（m3）有效容积（m3）回收水量（m3）污水沉降缓冲时间（h）宋一联18183.04002410分段反洗升一联116.02.5130140分段反洗宋二联2192.1350350没有沉降时间，边反洗边回收肇一联18182.74002270充分沉降永一联12122.5280400没有沉降时间，边反洗边回收对策：针对回收水池容积小，沉降缓冲时间短，不易清淤等问题，目前已在宋一联、徐三联、永一联应用回收水罐，原来的回收水池用于站内溢流排污；宋二联将随改造实施。2012年计划将永一联的1座回收水池上部盖板进行改造，总结经验后在其它站应用。6、加药系统存在的问题（1）物理杀菌工艺紫外线杀菌工艺用于污水处理系统杀菌效果好，但存在以下两方面问题：一是对进水水质要求高，不能含滤料、砂粒等机械杂质。杀菌装置多安装在滤后，如果前端滤料流失，易打碎灯管。二是灯管运行1000012000小时，光强下降至85%以下，杀菌效率降低，需要更换灯管。更换费用与化学杀菌工艺对比，基本持平。（2）化学加药工艺化学杀菌方法具有杀菌点灵活，药效持续作用时间长的优点，但同时也存在受水量波动影响大，必须定期轮换药剂类型，药剂费用高等缺点。对策一：为防止滤料、砂粒等进入杀菌装置打碎灯管，需要将装置进出水改为“下进下出”的工艺连接形式，且在进水前加装筛网，以有效去除来水携带的砂粒等，保证装置安全稳定运行。我厂有9座水处理站存在上述问题，准备列入2012年老区改造项目。对策二：建议厂里每年投入一定资金，定期更换紫外线灯管。对策三：按照油田公司2012年重点工作安排，准备在我厂三矿宋II-1注水站开展井口硫酸盐还原菌达标试验，准备在宋II-1注水站外输水进口加装具有强氧化性的二氧化氯杀菌装置。7、化验系统存在问题目前全厂在运23座水质站普遍存在化验仪器老化更新不及时、化验耗材（不包含化验汽油）由采油矿采购进货周期长或根本无法购进的问题，严重影响日常水质监测。对策：经初步测算，扣除已列入2012年小型机具计划的仪器外，维持2012年各站化验运行需要资金67.6万元。另外对于各矿无法购进的耗材，建议厂中心化验室统一购货，由财务资产部将费用从各矿成本中拨给地质大队，2012年预计耗材费用12.9万元。（二）管理措施1、水质考核指标2012年厂内水质三项指标达标率分别为100%、92%、92%。分解三项考核指标见下表。 2、实施节点管理（1）源水控制各脱水站放水指标控制在70 -150mg/L以内，对源水含油超过控制指标的联合站油系统进行考核。同时各矿建立相应的考核制度，油田管理部随机抽查，水质不合格考核相关负责人。 （2）沉降段管理收油：调整污水沉降罐堰板高度，实现定期收油，油层厚度控制在0.3米以下。清淤：没有排泥装置和设施的污水站，各类储水罐必须每年人工清淤一次，有排泥装置和设施的水质站定期排泥，各容器排泥前的淤泥高度不得超过0.5米。排泥完成后把排泥情况记入站史。（3）过滤段管理优化滤罐反洗参数各水质站建立本站优化方案，开展反冲洗参数优化工作，每座站根据工艺和水质特性，摸索确定本站的反冲洗参数。过滤罐开罐检查油田管理部每年四、五月份组织各矿进行开罐检查。在开罐检查过程中，对每座罐及时跟踪，水质站岗位人员打开滤罐以后，如果发现滤料有变质、缺失、破碎、油浸及滤罐结构有破损的情况，及时与上级相关部门汇报，管理人员与技术人员进行现场调查，并针对每种情况提出相应解决措施和办法。具体要求：一是在开罐之前，必须按要求进行反冲洗后，才能开罐。二是对于缺料20%以上的滤罐，必须掏出全部滤料，检查滤罐结构损坏情况。三是对于污水处理站滤罐上部的污染物，由采油矿送到厂化验室分析主要成分。四是采油矿必须在准备开罐前一天通知油田管理部、规划设计所地面工程管理室，现场检查核实。（4）加药及物理杀菌管理加药管理各水质处理站加药量、加药周期、加药点以规划设计参数为准。一是对化学药剂实行费用专项化管理，由厂油田管理部统一调配，监督实施运行，确保水质药剂加到规定数量。二是在药剂的选用、进货、储存、检测等环节统一规范，确保药剂质量。三是对进厂每批药剂，厂中心化验室全部检测，合格的使用，不合格退货，连续三次不合格，取消生产厂家的供货资格。四是含油污水站絮凝剂、杀菌剂采用连续投加方式，有机絮凝剂理论加药浓度为50mg/L，无机絮凝剂理论加药浓度25mg/L；杀菌剂理论加药浓度80mg/L，各站要根据水质情况，摸索合理的加药浓度；没有物理杀菌设备的地下水处理站正常运行过程中连续投加杀菌剂。五是月度规划设计研究所地面工程管理人员对全厂水质站加药情况进行监督检查，油田管理部组织不定期抽查。物理杀菌一是超声波+磁场、紫外线杀菌等物理杀菌设备每2h检查一次；紫外线杀菌设备每天清洗一次石英套管，光强低于标准85%、清洗不能恢复时，委托专业清洗队伍进行化学在线清洗；紫外线杀菌装置灯管运行12000h、镇流器运行20000h后应进行更换。二是应用物理杀菌设备的地下水处理站冲击投加杀菌剂，理论加药浓度为100mg/L，连续投加24小时，每月投加13次。（5）取样化验管理要求所有在运的地下水处理站，每4小时检测外输出口水质悬浮物一次，如果不合格要检测锰砂出口、精滤出口等节点水质，根据实际情况，采取加药或反冲洗处理，直至水质合格为止。含油污水站每天化验一次油岗来水、一沉、二沉、滤罐单罐、的含油及悬浮物，每4小时化验一次外输口的含油及悬浮物，发现问题及时与油岗协调并逐级汇报，化验数据填写在日报表上；每季度进行一次除油罐和滤罐出口监测，化验含油及悬浮物，发现问题及时维修处理。注水站每4小时检查来水一次，如果水质不合格，应及时反馈到水质站。查明原因进行处理直至水质合格为止。锰砂滤罐、核桃壳、纤维球滤罐每4小时排气一次。各站化验仪器按标准配备，并按照有关规定周期检定，并粘贴管理标签，不允许互用或用不符合精度要求的仪器。地质化验室每月月初取样化验6座污水站来水和外输出口水质，化验在运所有地下水处理站外输出口水质，发现不合格点实施改进措施后再次取样复测。1025二、供注水管线污水管线物理清洗废液量大，含大量细菌及悬浮物的污水通过卸油点直接进油系统，对联合站放水指标控制留下隐患。2011年我厂清洗62条污水供注水管线114.516km，共产生1513m3废液，都直接进入了卸油点。对策一：对收集池进行改造，并配套预处理工艺。管线清洗时产生的污水全部进收集池，经过预处理再到污水处理系统。目前正在编制方案。对策二：准备在污水注水站增设加药装置12套及配套工艺。改造内容已列入2012年水质专项治理工程，目前正在编制改造方案。对策三：每年6-10月份完成污水供注水干线、支线及单井线的物理清洗工作。我厂现有污水供注水管线1038km，如果每年清洗500km，污水管线两年才能清洗一遍。根据资金情况，2012年计划清洗184km，费用325万元。对策四：每年6-8月份完成清水供水干线及支线压风机大排量冲洗工作。2012年计划冲洗191km，清水管线只冲洗干线及支线一次即可保证注水井水质悬浮物指标达标。对策五：准备开展2项试验： 污水站水质检测及技术方案优化： 我厂联系设计院水化室对6座污水站来水、一沉出口、二沉出口、一滤出口、二滤出口、外输等处理环节7项指标分段检测，主要检测含油量、悬浮固体、粒径中值、硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌、硫化物、滤料污染程度等指标984项次，费用34.56万元。组织和安排反冲洗参数优化；依据现场取样在试验室内进行的化验分析与评价，出具分析评价报告，分析评价我厂水质治理存在的问题，并提出相应的改进措施。水质二次污染治理专项试验：2011年10月份油田公司给我厂下达水质二次污染治理专项资金，由于下达计划较晚，需要在2012年实施。主要工作量：清罐10座、滤罐清洗12座、管线清洗53.75km、更换阀门、动态监测、化验等。干线清洗要求：一是各注水干支线在扫线前2-3天,提高供水水质站杀菌剂加药量至平时2倍，以提高井点水质合格率，防止二次污染。二是各矿严格按照时间组织扫线，多个配注间在一条线上时，必须在末端注配间放水。各矿注水管理人员严格现场监督扫线质量，在扫线结束前收取扫线水样，记录干（支）线扫线名称、现场监督人姓名、扫线日期、扫线时间，送油田管理部。三是油田管理部、规划设计所地面工程管理室人员抽查扫线质量。三、注水井洗井洗井存在的问题及对策1、按照目前设备能力，按照公司要求70%工作量差1057井次洗井能力。对策：加强现有设备运行管理，实行弹性工作制，挖掘有效工作时间，将节假日轮休到雨雪等无法出车天气，提高车组利用率外。针对设备能力不足问题，可采取以下两种方式：方案一：洗井工作量外包若采取洗井外包方式，和关联交易单位康泰公司签订洗井合同，所需费用如下：水罐车按照价格定额标准8.54元/吨小时计算，洗一口井4个小时，罐车费用：8.54元/吨小时15吨4小时4台=2050元；水泥车没有查找到相关价格定额标准，经测算按1口井1745元计算。洗井班另需洗井工2名，人工费用：15.35元/小时4小时2=123元。预计单井洗井费用：2050+1745+123=3918元。按70%完成洗井工作量，将1057井次工作量外包，所需费用为3918元1057井次=414.1万元。方案二：补充设备采油矿管理增加6套洗井车组补充到各采油矿，其中一、三矿各两套，二、四各1套。设备费用：水泥车： 6台79万元=474万元，罐车：27台55万元=1485万元（含待分3台循环洗井车配套罐车）。需要购置设备费用1959万元。建议采用方案一。2、注水井洗井需要热水站供应热水，部分热水站能力不足对策：对能力不足热水站进行改扩建 经现场调查及与各矿结合，目前一、二、三矿热水站均可以满足日常用水量。四矿热水站加热炉投产于1997年，分别为2台1.0MW水套炉，能力不足。由于投产时间较长，存在炉体内淤积量大，炉体、烟道、盘管均有不同程度腐蚀等问题。2013年老改项目中规划将热水站异地重建。另外，2012年这两台水套炉安排在清淤计划中。3、需要进一步摸索循环洗井车的适用条件对策：针对循环洗井车试验中存在的问题，加大试验力度，及时对设备进行改进，摸索药剂的适应性和洗井规律。循环洗井车洗井液在泵车内沉降加药后在井筒循环洗井，洗井过程需要加入快速絮凝剂和杀菌剂，预计单套车组年洗井120井次，8套车组年洗井960井次，共需药剂费用161.28万元。4、洗井监督须进一步加强对策：针对部分井洗井水量达不到要求，影响洗井效果的问题，一是加强洗井监督力度，完善厂、矿、队三级监督体系，要求厂、矿、队的监督比例达到5%、20%和100%；二是要求洗井加水在加水站有加水记录，卸水时在卸油点有卸水记录；三是建议在洗井车上安装GPS定位系统，跟踪车辆运行状态。18套车组共有车辆66台，需安装GPS定位设备66套，每套设备初装费1800元，预计需要初装费：66套0.18万元/套=11.88万元；每套设备运行费720元/年，年需运行费：66套0.072万元/套=4.752万元；2012年费用合计16.632万元。5、通井路对洗井工作的影响我厂井排路多为土路，一到雨季，道路泥泞，施工车辆无法通行，另外部分井道路损坏严重，正常天气车辆都无法进入。对策：按照属地管理原则，对辖区内破损严重的通井路进行垫路等简单维护，达到通车条件。四、作业及措施1、2011年注水井作业情况2011年，在加强注水井技术管理，研究攻关分层注水工艺、测调工艺技术的同时，针对水井测试遇阻、不密封等问题，采取多种措施，注水井维护性重配率9.2%，层段密封率98.2%。表24 2006-2011年注水井作业情况统计表年份总井口分注口分注率%重配率%免修期天作业井数口验封井数口不密封井数口层 段密封率%2006133698874.0 11.59412133281097.020071512113575.111.1989243284397.920081762134076.0 10.41023276321497.820092082163378.4 9.41011238312598.420102206174779.2 9.31036329303598.320112359193982.29.21042504399798.22011年，共实施动管柱作业504井次，其中维护性重配111井次，更换管柱164井次，综合调整130井次，措施后55井次，长关井开井44井次。表25 2011年注水井动管柱作业情况表 项目维护性重 配更换管柱综合调整措施后重 配长关井开 井合计工作量，井次11116413055445042、存在的问题及解决办法（1）部分井压力高或完不成配注对策：针对压力高或完不成配注井实施解堵和压裂措施，提高差层吸水强度。2011年实施解堵90口，有效井87口，措施有效率96.7%，初期平均单井压力下降4.6MPa，平均单井日增注10m3，累计增注49830m3，2012年计划实施水井解堵85口。2011年实施水井压裂20口，初期油压降低4.5MPa，平均单井日增注6.8 m3，累计增注9949 m3。2012年计划实施压裂35口。（2）加强作业及大修管理目前，压力高待作业井14口井（综合调整），待大修井10口（带病维持生产井8口，待大修关2口）需要及时实施作业维护对策：一是加强问题井管理，及时发现问题井，发现后及时进行处理；二是对测试遇阻井依据洗井操作说明进行处理，对处理过程进行跟踪监督，避免无功作业；三是采油矿上报注水井测试遇阻要有处理记录，不密封井要有二次验封资料；四是对测试队伍要控制仪器掉卡率，全年仪器掉卡井总数不能超过分层测试井数的1%；五是针对待大修井，及时编制施工方案，根据施工队伍情况实施大修，预计2012年注水井大修30口。（3）加强管柱工艺管理对策：一是针对部分长期服役管柱，对封隔器密封性能和洗井机构性能进行排查，对测试过程中发现的遇阻井或不密封井进行更换。2010-2011年，实施了管柱更换243口井。2012年计划更换80口井。二是在老井重配和新井试配应用公司推广的桥式偏心工艺；三是在新井应用同心开关防遇阻工艺，减少新井投捞遇阻；四是随作业逐年将Y141-114封隔器更换为Y341-114型双密封封隔器；五是针对老井油管腐蚀结垢问题，对腐蚀结垢井全井更换油管，2012年计划更换油管30万米。（4）完善井口工艺我厂目前在用的井口型号多，管理不方便。对策：一是随作业更换简易采油树。2009-2011年，已更换简易采油树240套，目前仍有716套，按计划随作业逐年更换，计划每年更换200套，预计单套费用0.85万元，年需费用170万元。二是部分井需要安装套管闸门。套管无放空阀，洗井时泄压困难，需要安装套管闸门及相关配件，应开井缺少981套，预计每套费用0.15万元，需费用147.15万元。3、2012年作业工作量安排2012年，重配率计划控制在7.0%以下，注水井密封率保持在98%以上。预计维护性重配168井次，更换管柱80井次，综合调整120井次，措施后重配82井次，长关井开井50井次，合计500井次。表27 2012年注水井措施及作业工作量安排表项目计划工作量，井次费用情况酸化解堵85按措施计划压裂35按措施计划浅调剖20按措施计划维护性重配168随作业计划更换管柱80随作业计划综合调整120按措施计划措施后重配82按措施计划长关井开井50按措施计划更换井口200随井下材料计划表28 2012年注水井洗井及井口工艺完善待落实费用表项目循环洗井药剂GPS系统安装井口工艺完善合计单位口套套/数量96066981/单价，万元0.1680.2520.15/费用，万元161.2816.632147.15325.062五、注水井测试及日常管理不断提高注水质量，是油田开发三基工作的重要组成部分。根据我厂注水状况，剖析开发矛盾，研究治理对策，依靠精细注水管理和技术进步，系统推进“注够水、注好水、精细注水、有效注水”的油田注水工作，有效推进我厂163万吨硬稳定。强化基础管理，进一步完善注水保障机制，建立相关规章制度，做到规章制度完备、技术规范科学、组织保障健全、考核体系严密。强化技术进步，细化研究单元，不断完善注采关系，提高水驱控制程度，加强细分注水，优化措施挖潜，提高分注率和水质达标率，实现精细有效注水，油田开发形势不断向好。1、基本情况及现状截至2011年底，我厂有注水井2359口，其中分层井1939口，分注率82.2%，开井1208口，方案关井1055口，应开井1304口，利用率92.6%，分层注水合格率78.5%，现场资料全准率94.1%，共有测试班组37个，班组月分层调试7.2井次。表29 2011年注水指标统计表单位总井数（口）应开井（口）实开井（口)方案关（口）利用率（%）合格率（%）全准率（%）一矿66133931032291.4 78.394.3二矿40524022516593.8 78.897.2三矿92052048040092.3 78.393.2四矿37320519316894.1 78.798全厂235913041208105592.6 78.594.12、目前存在的主要问题及对策一是测试班组不足，待调井井数较多，影响合格率进一步提高。预计2012年我厂分层调试3455井次、投捞450井次，验封600井次，折合成分层调试3805井次，现有班组无法完成。另外今年要完成85%的合格率指标，现有队伍无法控制待调井数量。表30 2012年分层调试预测工作量表 单位：井次月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年资料到期工作量178 157 159 151 180 157 220 205 213 187 180 193 2180 压力波动及问题井待调工作量92 78 79 76 78 110 103 107 93 90 97 113 1116 扫线井26 74 39 -139 0 新井75 34 109 待调井150150小计420235 238 253 332 306 323 312 307 277 282 170 3455对策：为了缓解队伍不足的影响，2012年初在作业大队又组建了3个测试班组，计划外协康泰公司分层调试工作量450井次，投捞450井次（其中康泰公司测试队负责一矿102队、104队、106队、三矿301、303、304队约450井次分层调试工作量和450井次投捞工作量，外协费用421.65万元），预计增加班组8个，剩余工作量折合成分层调试工作量3205井次，由作业大队负责，其中36个班组负责工作量完成，另外4个班组负责配合地质大队和采油矿开展打检配现场监督工作，可以有效降低待调井对合格率的影响，使分层注水合格率达到85%，其中单干管井分层注水合格率达到 80%以上。预计2012年正、待调井平均每月影响合格率11个百分点。表31 2012年班组测试能力分月运行表月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年资料到期工作量178 157 159 151 180 157 220 205 213 187 180 193 2180 压力波动及问题井待调工作量92 78 79 76 78 110 103 107 93 90 97 113 1116 扫线井26 74 39 139 0 新井75 34 109 小计270 235 238 253 332 306 323 312 307 277 282 170 3305 班组能力270 240 330 330 320 280 270 290 340 350 300 130 3450 待调井150 145 55 0 12 38 91 113 79 6 0 40 61 正调井水平49 44 60 56 58 51 49 53 62 64 52 47 54 合计影响井次199 189 115 56 71 89 140 165 141 70 52 88 115 影响合格率（%）19 18 11 5 7 8 13 16 13 7 5 8 11 按照2011年分月问题井影响合格率水平，结合目前开关井及问题井发生情况，编制了2012年问题井影响分层注水合格率的预测表。由于冬季扫线关井原因问题井数较少，3月份以后由于扫线开井的影响，问题井井数增加。每月问题井平均在62井次左右，影响合格率6个百分点。表32 2012年分月问题井影响合格率表月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年问题井（井次）32 32 53 85 85 85 63 53 53 63 85 53 62 影响合格率（%）33588865568562011年剩余150口待调井，影响井数较多，另外由于天气、道路等问题影响，月度班组测调能力不均衡，待调井井数月度波动较大。导致合格率波动较大，一季度、三季度合格率水平偏低在80%左右，二季度、四季度水平较高在85%左右，全年平均83%，力争年底达到85%以上。表33 全年合格率水平预测月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年问题井影响（%）3358886556856正待调影响（%）19 18 11 5 7 8 13 16 13 7 5 8 11 合格率78 79 84 87 85 84 81 79 82 87 87 87 83 班组分配安排班组增加后数量达到48个，比去年增加11个班组，其中作业大队增加3个，康泰公司增加8个。组织上继续采取分片承包，同步测试的方式，提高测试效率。场监督需要测试队伍配合， 2011年由于测试班组不足，采油矿分层调试现场监督不到10%，地质大队现场监督不到3%。对策：抽调作业大队4个班组开展测试现场监督工作，计划通过打检配的方法加强测试质量监督，使采油队、采油矿、地质大队现场监督比例分别达到100%、20%和5%的目标，提高测试资料准确率，目前针对测试工作管理及考核办法已经编制完成，从2月份开始执行。通过抓三级监督（直接监督、地质工艺队监督、采油小队监督）提高测试资料全准率。三是现场资料全准率还需进一步提高，单干管注水井管理还需加强。对策：今年要坚持执行注水问题井月度例会制度，明确分类问题的负责单位、负责人和完成期限，通过月度例会讲评考核，实施问题井销项管理，提高问题井处理效率，保证注水相关设备完好，使现场资料全准率达到95%以上，其中单干管井现场资料全准率达到90%以上，注水井应开井利用率达到95%以上。3、方案实施过程中的管理措施和管理办法应用目标管理提高分层注水合格率，应用对标管理提高现场资料全准率。一是分析影响分层注水合格率的主控因素：按照分层注水合格率85%的目标实施目标管理，分别确定待调井、正调井、问题井管理目标，确定负责人和指标控制计划。二是把待调井控制的关键点分为月度调试计划的制定、同步测试率过程控制、分层调试现场监督和资料把关验收等方面，通过提高测试效率，控制待调井比例。每月在月度注水例会上讲评月度工作量完成情况、现场监督执行情况，提出考核意见。三是开展问题井销项管理。通过问题井销项管理和月度注水例会考核讲评，控制问题井数量。确定各类问题的负责单位和整改时限，实施月度讲评和考核，使注水管理制度化、规范化，具体的考核办法已经制定完成。4、考核奖惩办法开展分矿、分小队的年终指标考核。按照目前的管理现状，制定全年分矿、分小队的指标计划，实施年终对标管理，奖励达标矿、小队，考核未达标矿、小队。六、优选2个重点试验区块为了提升水质指标，缓解注水压力上升趋势，保证油田注好水、注够水、有效注水，改善油田开发效果，选择两个区块进行水质改善试验研究，在方案的实施过程中，测试、洗井、管线清洗等工作量要按照公司及厂有关要求，给予保障。（一）区块的选择在保证来水水质合格的前提下，按照投产时间长短各优选1个试验区块。1、永56-96区块永56-96区块位于永乐油田东北部，区域构造上位于松辽含油气盆地中央拗陷区三肇凹陷模范屯鼻状构造西翼向永乐向斜倾斜的斜坡上，区块内断层发育，属于构造岩性油藏。区块于1998年10月投入开发，同年12月投注。初期采用300300m反九点注水井网，葡萄花油层一套层系开发。注水初期共有采油井57口，注水井19口，2011年4月该区块进行加密。截至2011年底，区块共有油井67口，开井24口，平均单井产液3.8t，产油0.8t，含水78.4%，液面1167m；水井27口（老井转注8口），开井12口，平均单井泵压21.5MPa，油压15.0MPa，配注14m3/d，实注14m3/d。累积产油21.49104t，采油速度0.30%，采出程