欠注井治理新技术推广应用总结报告
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为了避免滤罐反洗后初滤水进入注水系统影响水质，借助前60区块污水系统改造，对新建污水系统增加反洗后初滤水排污流程，减少了对注水水质的二次污染，有效提高了注水水质。
1.2油层改造降压技术
1.2.1酸化增注技术
增注机理
针对地质原因欠注原因分析，制约地层导流能力主要是地层岩性致密，堵塞物复杂，油田所应用的增注剂主要有三种类型：以解无机类堵塞为主的药剂，其主要成分以盐酸、土酸为主，对油层中存在的碳酸岩垢类、亚铁垢类可以有效溶解，同时对岩层中的硅质、泥质成分具有一定的溶蚀作用；解有机类堵塞的解堵剂，其主要成分为有机酸、有机溶剂油、氢质油等，这些成分可有效溶解油层孔道中的胶质、蜡质、沥青质沉淀物；复合型解堵剂，此种解堵剂兼顾有机解堵剂和无机解堵剂的性能经过前期对油藏物性研究，优选增注药剂。
1.2.2正水击增注技术
增注机理
冲击波对油层岩石的的造缝作用，在冲击载荷作用下，材料的断裂强度和疲劳强度明显小于静态。由于长期的地质力学作用和成井时的射孔、压裂作用，存在着断层、裂缝、层理和微裂隙，是非连续介质。当冲击力峰值压力超过岩石的疲劳强度时，就会造成新的微裂缝或宏观裂缝。各项同性的冲击波能够贯通没有孔喉联系的空隙和扩展孔喉道。新生裂缝、贯通的空隙和扩展了的孔喉道将有力提高油层渗透率。
1.4实施分区分压注水技术
1.4.1注水站改造技术
联合站更新一台排量为250 m3/h离心泵，安装一台排量为250 m3/h离心泵，实现开四备一运行；将更换下来的一台排量为160m3/h离心泵安装到四站，实现开一备一运行。
八站调改更新2台泵：每台42m3/h，共计84m3/h。
1.4.2分区分压注水技术
进行干线支干线冲洗50条，平均干压提升0.3Mpa，解决欠注井6口，日增注120方，日增油0.9吨，共计施工8口井，有效7口井，有效率87.5%，日增注170方，日增油1.2吨，累计增油438吨。
3.百度文库.3解决设备运行状况差影响欠注
2013年8站注水泵改造后，干线提压到12Mpa，解决欠注井15口，日增注水248方，日增油1.5吨，累计增油547.5吨。
按照注水站调改计划完成后，八站不在与联合站混供注水，这样八站控制注水管网面积扩大，能力可以满足注水开发要求；同时再重新批分四站注水管网，由联合站为采油四队一部分区域注水，按照四站注水能力缩小四站注水管网，使其满足注水开发需求；联合站注水能力提升后，整体注水能力得到满足，老区欠注井可以基本解决。
1.5增注泵增压技术；
欠注井节点分析及治理
新技术推广应用总结报告
中国石油吉林油田公司新木采油厂
中国石油吉林油田公司
新技术推广应用总结报告
项目名称：欠注井节点分析及治理技术推广与应用
组织验收部门：吉林油田公司科技与信息与信息处
承担单位：吉林油田公司新木采油厂
项目负责人：（签字）刘殿峰
报告编写人：吴艳峰
参加人：邵立新、韩越、张磊、费爱辉、谢洪星、郭平平、李冬雪
1.5.1ZYZSB-D型离心式增压泵技术
针对管网末端及储层物性差的欠注井，应用增压泵开展端点增注，过程中实现了增注泵优化选型，通过单泵多井、单泵两井、单泵单井及利旧增注泵的合理应用及调整，高压注水技术的提出,我厂主要采纳单泵多井增压技术
ZYZSB-D型离心式增压泵已列入国家星火计划，自主研发的无磁、防腐叶轮及承载装置获得了国家4项专利，其原理为电机通过泵轴带动叶轮旋转，对液体做功，使水压逐级递增至要求压力。使用中发现该增压泵结构简单，动力部分不易发生故障，密封性好，盘根自安装后至今未更换；增压泵出口压力最高可达到18/25MPa，并且进口、出口设有压力传感自动保护装置，可使增压泵保持在设置的最高压力下运行，安全系数高；增压泵均配备变频控制柜，可根据需求调整水量；注水量稳定，噪音小无脉冲；治理欠注井效果明显。该增压泵安装在系统末端计量间，末端提压不影响整个系统平稳运行并且可把整个计量间注水井整体提压，一台泵可解决多口欠注井。
加药效果：注水水质含油、悬浮物明显降低，基本能达到公司2012年的水质标准（含油小于15mg/l，悬浮物小于18mg/l），但2013年公司将我厂指标提高到，含油小于12mg/l，悬浮物小于8mg/l，因联合站缓冲空间小，加药效果不能达到理想状态，因此完成2013年指标有些难度。
1.1.2实施电解盐杀菌技术
1.3除垢降压技术
1.3.1井筒除垢降压技术
①注热水：主要用于污染初期的改造，针对油层吸水较好，短期因返油、结蜡，导致注入压力升高欠注井，通过高温热水迅速融化油及蜡，实现解堵降压注水
②注洗油剂：针对污染，注热水无效的井，开展注洗油剂工作。针对返油、结蜡严重，井筒堵塞加剧欠注井，应用注热水+洗油剂解堵。
由于采油十一队污水水质腐蚀问题比较严重，污水系统2007年7月投产，到 2008年5月运行不到一年，滤罐进出口管线就因为漏失严重不得不更换。通过水质分析发现系统腐蚀主要是菌腐蚀，为此引进电解盐水杀菌技术对污水进行杀菌处理。
原理：现场生产杀菌剂，即利用电解槽对稀盐水通以直流电，电解产生次氯酸钠溶液
NaCL+H2O→NaCLO+H2
次氯酸钠水解产生次氯酸
NaClO + H2O → HClO + NaOH
次氯酸不稳定，分解生成新生态氧，它的极强氧化性使菌体蛋白质等物质变性，失去复制和生存的能力，从而达到杀菌的目的。
1.1.3研究清洗滤料 恢复效果
在正常生产中，过滤器一般每24h反冲洗1次，这时滤料吸附和截留的原油、悬浮物等污染物大部分被水流带走，部分与滤料表面结合较紧密的硫化物、垢和一些原油，经过一定时间的积累，滤料表面被污染。由于硫化物的亲油性大大高于滤料的亲油性，并且硫化物颗粒之间的粘附力也较强，导致污染后的滤料颗粒间亲合力大大增强，因此反冲洗效果会越来越差，致使滤罐过滤效果变差。
（2）油层改造认识及增注技术还有待提高。
（3）设备高效运行、管网匹配合理是保证注水井“注够水”的基础。
（4）增压泵增注技术，是解决系统末端注水井欠注的好办法。
4.2经济效益
主要是以新木低渗透油藏的特点与近几年现场治理经验相结合为出发点，建立分区分压管网调整以及管网末端增压技术与物理化学增注措施相结合治理体系，从而形成一套行之有效的注水井欠注问题的解决对策以及评价方法。
第二章
新木油田自76年投入开发，随着勘探开发程度的不断加深，注水井数逐年增加，开发层系主要有扶余油层、扬大城子油层，木头油田属复杂的断块油田，储层物性差异大，油田平均孔隙度在8～26％，平均18.32％；渗透率在0.8～200×10-3μm2左右，平均44.7×10-3μm2；含油饱和度为48%～60%左右。低渗透区块占66.7%。，现有注水井1488口，开井1202口，关井289口，注水开发区块57个，含有面积133.35km2，地质储量6696.92万吨，出现欠注区块31个，欠注井数132口，注水井开井数13.78%，欠注水量1756m3/d 随着注水井数增加欠注水井逐年上升，导致水驱开发效果变差，对于欠注井，近几年只是片面的采取了增压增注措施，部分增注井受到注水管网、井口等地面措施的制约，效果不明显，2012年通过欠注井综合治理项目的研究初步找到了治理欠注井的手段，并且形成了一套治理欠注井的技术系列，在2013年的推广应用过程中也取得了很好的效果。针对联合站内水质提升，开张水质精细处理技术；针对污染区例如让47、前101等区块开展酸化、正水击增注技术；针对G块、69块、前101块、让46-47区块开展除垢降压技术；针对采油八队开展分区分压注水技术；针对渗透率低的前48区块、庙130区块、木118区块开展增注泵增压技术。
第
3.1现场推广应用情况
3.1.1解决油藏物性影响欠注
2013年实施两项技术，酸化降压增注实施2口井，有效2口井；正水击油层改造技术实施7口井，有效4口井；共计实施9口井，有效6口井，有效率66.7%，日增注136方，日增油0.9吨，累计增油328.5吨。
3.1.2解决油田外来污染影响欠注
2013年注增油剂2口井，有效1口井；日增注水50方，日增油0.3吨，
2013年通过欠注井治理技术推广，治理欠注水井53口，平均日增注水900方，日增油5.5吨，年累增注32.85万方，年累增油2007.5吨以上，年创效384.49万元以上。并且水井实现正常注水，及时补充地层能量，创造的效益是长远的。
《欠注井节点分析及治理技术推广与应用》为四级科技项目，项目期限为一年（2013.1-2013.12）。
该项目针对新木采油厂注水井的欠注现象日益严重，井组开发形式日益变差，近几年实施的增压效果效果不明显、有效期较短的技术难题，结合欠注水井原因分析、形成了欠注水井综合治理技术对策，通过项目推广，实现新技术的生产应用，解决实际生产中存在的欠注井问题。
3.1.4解决地面管网压力损失大影响欠注
2013年引进增压泵，累计安装6台，解决欠注井21口，日增注水346方，日增油2.1吨，累计增油766.5吨。
3.2费用发生情况
酸化、正水击、增油剂施工发生费用54万元，安装增压泵发生费用为240万元，共计发生费用为294万元。
第四章
4.1取得认识
（1提升各个节点的水质合格率，是注水井“注好水”的基础，同时也是缓解注水井欠注的根本。
报告审核人：（签字）
二○一三年十二月十二日
摘要
随着近年来油藏精细描述，地质认识向精细化发展，对注水井分层要求逐年加细。但是我厂注水开采已经30多年，低孔低渗区块由于本身低渗透性再加上多年水质严重超标，欠注井逐年增多，剩余油分散，水驱效果差，制约老井上产。再加上注水系统外网不完善，各干线压力分布满足不了配注要求，为克服地面与地下复杂的现实状况，实现正常分注，对欠注井技术推广与应用研究尤为重要。
③周期检管：针对井筒结垢结蜡严重，吸水指数下降，测试遇阻的欠注井，结合检管作业治理。
1.3.2管线除垢降压技术
除垢机理：①化学药剂预处理：采用JH-851等系列高效除垢剂，对CaCO3、Fe2O3等垢质进行有效处理。首先用前置除垢剂对管线内部垢质进行初步清洗处理；然后用主体除垢剂对处理段管线进行浸泡12小时—24小时，然后进行物理法清垢处理。②物理处理: 主要采用不同外径尺寸的软体清管除垢器对管道进行刮削处理。
（3）系统收油研究与收油系统维护
滤罐收油改造：油气处理站一二组系统八座滤罐收油原流程进入反冲洗回收水罐，由于回收罐沉降时间短，另外收油效果不好，大部分污油又被回收到污水缓冲罐，重复处理，影响水质。改造后将八座滤罐收油改接到放水罐进口。解决了回收油直接进反洗回收水罐造成污油循环的问题
（4）增加滤罐反洗后初滤水排污流程
1.1.4改善处理流程 提高水质处理质量
（1）缓冲罐来水水质控制管理与研究
改造游离水沉降罐放水管线：原放水管线细（DN350)，需要与罐底部抽空管线一起使用，造成沉降罐底部沉淀物被带入污水系统，影响水质。改造后（DN500）游离水沉降罐放水含悬浮物由原来的80mg/l左右降到50mg/l左右。
（2）滤罐出口水质提升管理与研究
经充分论证，2011年对油气处理站二组系统核桃壳滤罐改造：该滤罐存在问题：滤料搓洗工艺效果差、跑滤料、反洗压力高，自2002年投运未能正常运行。改造：搅拌反洗，增加正洗排污，反洗程序上进行调整，改原来的直接搅拌反冲为 反洗前排油--搅动滤料—排污—反冲—正洗排污—正常过滤，目前看运行良好，出口含油由60mg/l降到32mg/l 含悬浮物由32mg/l降到16mg/l。
原理：絮凝目的是使悬浮小颗粒凝结成大颗粒，便于过滤，排泥目的是将系统沉降出来的悬浮物从系统内彻底清除，避免恶性循环。
排泥器是一种利用负压真空原理工作的设备，由喷嘴、混合管、扩散管、引泥室、吸盘等组成，当工作液通过喷嘴时，产生高速射流，使引泥室内形成真空，罐底污泥从引泥室两侧下面的吸盘被吸入，与高速射流在混合管中混合，随扩散管排出。
关键词：欠注井，新技术、开发效果、实际生产
第一章
1.1水质精细处理技术
1.1.1添加絮凝剂 减少悬浮物
油气处理站回注污水悬浮物在25mg/l左右，严重超过公司给定的≤8mg/l的标准，经分析一方面是因为污水过滤系统处理效果达不到设计指标，另一方面污水系统无法排泥，沉降出来的杂质始终在系统内恶性循环。为此引进污水絮凝、排泥技术。
1.2油层改造降压技术
1.2.1酸化增注技术
增注机理
针对地质原因欠注原因分析，制约地层导流能力主要是地层岩性致密，堵塞物复杂，油田所应用的增注剂主要有三种类型：以解无机类堵塞为主的药剂，其主要成分以盐酸、土酸为主，对油层中存在的碳酸岩垢类、亚铁垢类可以有效溶解，同时对岩层中的硅质、泥质成分具有一定的溶蚀作用；解有机类堵塞的解堵剂，其主要成分为有机酸、有机溶剂油、氢质油等，这些成分可有效溶解油层孔道中的胶质、蜡质、沥青质沉淀物；复合型解堵剂，此种解堵剂兼顾有机解堵剂和无机解堵剂的性能经过前期对油藏物性研究，优选增注药剂。
1.2.2正水击增注技术
增注机理
冲击波对油层岩石的的造缝作用，在冲击载荷作用下，材料的断裂强度和疲劳强度明显小于静态。由于长期的地质力学作用和成井时的射孔、压裂作用，存在着断层、裂缝、层理和微裂隙，是非连续介质。当冲击力峰值压力超过岩石的疲劳强度时，就会造成新的微裂缝或宏观裂缝。各项同性的冲击波能够贯通没有孔喉联系的空隙和扩展孔喉道。新生裂缝、贯通的空隙和扩展了的孔喉道将有力提高油层渗透率。
1.4实施分区分压注水技术
1.4.1注水站改造技术
联合站更新一台排量为250 m3/h离心泵，安装一台排量为250 m3/h离心泵，实现开四备一运行；将更换下来的一台排量为160m3/h离心泵安装到四站，实现开一备一运行。
八站调改更新2台泵：每台42m3/h，共计84m3/h。
1.4.2分区分压注水技术
进行干线支干线冲洗50条，平均干压提升0.3Mpa，解决欠注井6口，日增注120方，日增油0.9吨，共计施工8口井，有效7口井，有效率87.5%，日增注170方，日增油1.2吨，累计增油438吨。
3.百度文库.3解决设备运行状况差影响欠注
2013年8站注水泵改造后，干线提压到12Mpa，解决欠注井15口，日增注水248方，日增油1.5吨，累计增油547.5吨。
按照注水站调改计划完成后，八站不在与联合站混供注水，这样八站控制注水管网面积扩大，能力可以满足注水开发要求；同时再重新批分四站注水管网，由联合站为采油四队一部分区域注水，按照四站注水能力缩小四站注水管网，使其满足注水开发需求；联合站注水能力提升后，整体注水能力得到满足，老区欠注井可以基本解决。
1.5增注泵增压技术；
欠注井节点分析及治理
新技术推广应用总结报告
中国石油吉林油田公司新木采油厂
中国石油吉林油田公司
新技术推广应用总结报告
项目名称：欠注井节点分析及治理技术推广与应用
组织验收部门：吉林油田公司科技与信息与信息处
承担单位：吉林油田公司新木采油厂
项目负责人：（签字）刘殿峰
报告编写人：吴艳峰
参加人：邵立新、韩越、张磊、费爱辉、谢洪星、郭平平、李冬雪
1.5.1ZYZSB-D型离心式增压泵技术
针对管网末端及储层物性差的欠注井，应用增压泵开展端点增注，过程中实现了增注泵优化选型，通过单泵多井、单泵两井、单泵单井及利旧增注泵的合理应用及调整，高压注水技术的提出,我厂主要采纳单泵多井增压技术
ZYZSB-D型离心式增压泵已列入国家星火计划，自主研发的无磁、防腐叶轮及承载装置获得了国家4项专利，其原理为电机通过泵轴带动叶轮旋转，对液体做功，使水压逐级递增至要求压力。使用中发现该增压泵结构简单，动力部分不易发生故障，密封性好，盘根自安装后至今未更换；增压泵出口压力最高可达到18/25MPa，并且进口、出口设有压力传感自动保护装置，可使增压泵保持在设置的最高压力下运行，安全系数高；增压泵均配备变频控制柜，可根据需求调整水量；注水量稳定，噪音小无脉冲；治理欠注井效果明显。该增压泵安装在系统末端计量间，末端提压不影响整个系统平稳运行并且可把整个计量间注水井整体提压，一台泵可解决多口欠注井。
加药效果：注水水质含油、悬浮物明显降低，基本能达到公司2012年的水质标准（含油小于15mg/l，悬浮物小于18mg/l），但2013年公司将我厂指标提高到，含油小于12mg/l，悬浮物小于8mg/l，因联合站缓冲空间小，加药效果不能达到理想状态，因此完成2013年指标有些难度。
1.1.2实施电解盐杀菌技术
1.3除垢降压技术
1.3.1井筒除垢降压技术
①注热水：主要用于污染初期的改造，针对油层吸水较好，短期因返油、结蜡，导致注入压力升高欠注井，通过高温热水迅速融化油及蜡，实现解堵降压注水
②注洗油剂：针对污染，注热水无效的井，开展注洗油剂工作。针对返油、结蜡严重，井筒堵塞加剧欠注井，应用注热水+洗油剂解堵。
由于采油十一队污水水质腐蚀问题比较严重，污水系统2007年7月投产，到 2008年5月运行不到一年，滤罐进出口管线就因为漏失严重不得不更换。通过水质分析发现系统腐蚀主要是菌腐蚀，为此引进电解盐水杀菌技术对污水进行杀菌处理。
原理：现场生产杀菌剂，即利用电解槽对稀盐水通以直流电，电解产生次氯酸钠溶液
NaCL+H2O→NaCLO+H2
次氯酸钠水解产生次氯酸
NaClO + H2O → HClO + NaOH
次氯酸不稳定，分解生成新生态氧，它的极强氧化性使菌体蛋白质等物质变性，失去复制和生存的能力，从而达到杀菌的目的。
1.1.3研究清洗滤料 恢复效果
在正常生产中，过滤器一般每24h反冲洗1次，这时滤料吸附和截留的原油、悬浮物等污染物大部分被水流带走，部分与滤料表面结合较紧密的硫化物、垢和一些原油，经过一定时间的积累，滤料表面被污染。由于硫化物的亲油性大大高于滤料的亲油性，并且硫化物颗粒之间的粘附力也较强，导致污染后的滤料颗粒间亲合力大大增强，因此反冲洗效果会越来越差，致使滤罐过滤效果变差。
（2）油层改造认识及增注技术还有待提高。
（3）设备高效运行、管网匹配合理是保证注水井“注够水”的基础。
（4）增压泵增注技术，是解决系统末端注水井欠注的好办法。
4.2经济效益
主要是以新木低渗透油藏的特点与近几年现场治理经验相结合为出发点，建立分区分压管网调整以及管网末端增压技术与物理化学增注措施相结合治理体系，从而形成一套行之有效的注水井欠注问题的解决对策以及评价方法。
第二章
新木油田自76年投入开发，随着勘探开发程度的不断加深，注水井数逐年增加，开发层系主要有扶余油层、扬大城子油层，木头油田属复杂的断块油田，储层物性差异大，油田平均孔隙度在8～26％，平均18.32％；渗透率在0.8～200×10-3μm2左右，平均44.7×10-3μm2；含油饱和度为48%～60%左右。低渗透区块占66.7%。，现有注水井1488口，开井1202口，关井289口，注水开发区块57个，含有面积133.35km2，地质储量6696.92万吨，出现欠注区块31个，欠注井数132口，注水井开井数13.78%，欠注水量1756m3/d 随着注水井数增加欠注水井逐年上升，导致水驱开发效果变差，对于欠注井，近几年只是片面的采取了增压增注措施，部分增注井受到注水管网、井口等地面措施的制约，效果不明显，2012年通过欠注井综合治理项目的研究初步找到了治理欠注井的手段，并且形成了一套治理欠注井的技术系列，在2013年的推广应用过程中也取得了很好的效果。针对联合站内水质提升，开张水质精细处理技术；针对污染区例如让47、前101等区块开展酸化、正水击增注技术；针对G块、69块、前101块、让46-47区块开展除垢降压技术；针对采油八队开展分区分压注水技术；针对渗透率低的前48区块、庙130区块、木118区块开展增注泵增压技术。
第
3.1现场推广应用情况
3.1.1解决油藏物性影响欠注
2013年实施两项技术，酸化降压增注实施2口井，有效2口井；正水击油层改造技术实施7口井，有效4口井；共计实施9口井，有效6口井，有效率66.7%，日增注136方，日增油0.9吨，累计增油328.5吨。
3.1.2解决油田外来污染影响欠注
2013年注增油剂2口井，有效1口井；日增注水50方，日增油0.3吨，
2013年通过欠注井治理技术推广，治理欠注水井53口，平均日增注水900方，日增油5.5吨，年累增注32.85万方，年累增油2007.5吨以上，年创效384.49万元以上。并且水井实现正常注水，及时补充地层能量，创造的效益是长远的。
《欠注井节点分析及治理技术推广与应用》为四级科技项目，项目期限为一年（2013.1-2013.12）。
该项目针对新木采油厂注水井的欠注现象日益严重，井组开发形式日益变差，近几年实施的增压效果效果不明显、有效期较短的技术难题，结合欠注水井原因分析、形成了欠注水井综合治理技术对策，通过项目推广，实现新技术的生产应用，解决实际生产中存在的欠注井问题。
3.1.4解决地面管网压力损失大影响欠注
2013年引进增压泵，累计安装6台，解决欠注井21口，日增注水346方，日增油2.1吨，累计增油766.5吨。
3.2费用发生情况
酸化、正水击、增油剂施工发生费用54万元，安装增压泵发生费用为240万元，共计发生费用为294万元。
第四章
4.1取得认识
（1提升各个节点的水质合格率，是注水井“注好水”的基础，同时也是缓解注水井欠注的根本。
报告审核人：（签字）
二○一三年十二月十二日
摘要
随着近年来油藏精细描述，地质认识向精细化发展，对注水井分层要求逐年加细。但是我厂注水开采已经30多年，低孔低渗区块由于本身低渗透性再加上多年水质严重超标，欠注井逐年增多，剩余油分散，水驱效果差，制约老井上产。再加上注水系统外网不完善，各干线压力分布满足不了配注要求，为克服地面与地下复杂的现实状况，实现正常分注，对欠注井技术推广与应用研究尤为重要。
③周期检管：针对井筒结垢结蜡严重，吸水指数下降，测试遇阻的欠注井，结合检管作业治理。
1.3.2管线除垢降压技术
除垢机理：①化学药剂预处理：采用JH-851等系列高效除垢剂，对CaCO3、Fe2O3等垢质进行有效处理。首先用前置除垢剂对管线内部垢质进行初步清洗处理；然后用主体除垢剂对处理段管线进行浸泡12小时—24小时，然后进行物理法清垢处理。②物理处理: 主要采用不同外径尺寸的软体清管除垢器对管道进行刮削处理。
（3）系统收油研究与收油系统维护
滤罐收油改造：油气处理站一二组系统八座滤罐收油原流程进入反冲洗回收水罐，由于回收罐沉降时间短，另外收油效果不好，大部分污油又被回收到污水缓冲罐，重复处理，影响水质。改造后将八座滤罐收油改接到放水罐进口。解决了回收油直接进反洗回收水罐造成污油循环的问题
（4）增加滤罐反洗后初滤水排污流程
1.1.4改善处理流程 提高水质处理质量
（1）缓冲罐来水水质控制管理与研究
改造游离水沉降罐放水管线：原放水管线细（DN350)，需要与罐底部抽空管线一起使用，造成沉降罐底部沉淀物被带入污水系统，影响水质。改造后（DN500）游离水沉降罐放水含悬浮物由原来的80mg/l左右降到50mg/l左右。
（2）滤罐出口水质提升管理与研究
经充分论证，2011年对油气处理站二组系统核桃壳滤罐改造：该滤罐存在问题：滤料搓洗工艺效果差、跑滤料、反洗压力高，自2002年投运未能正常运行。改造：搅拌反洗，增加正洗排污，反洗程序上进行调整，改原来的直接搅拌反冲为 反洗前排油--搅动滤料—排污—反冲—正洗排污—正常过滤，目前看运行良好，出口含油由60mg/l降到32mg/l 含悬浮物由32mg/l降到16mg/l。
原理：絮凝目的是使悬浮小颗粒凝结成大颗粒，便于过滤，排泥目的是将系统沉降出来的悬浮物从系统内彻底清除，避免恶性循环。
排泥器是一种利用负压真空原理工作的设备，由喷嘴、混合管、扩散管、引泥室、吸盘等组成，当工作液通过喷嘴时，产生高速射流，使引泥室内形成真空，罐底污泥从引泥室两侧下面的吸盘被吸入，与高速射流在混合管中混合，随扩散管排出。
关键词：欠注井，新技术、开发效果、实际生产
第一章
1.1水质精细处理技术
1.1.1添加絮凝剂 减少悬浮物
油气处理站回注污水悬浮物在25mg/l左右，严重超过公司给定的≤8mg/l的标准，经分析一方面是因为污水过滤系统处理效果达不到设计指标，另一方面污水系统无法排泥，沉降出来的杂质始终在系统内恶性循环。为此引进污水絮凝、排泥技术。