辽河油田高采厂： 清水减量替代工程破解“用水难”

截至目前，中国石油辽河油田高升采油厂软化水使用量由1350立方米/天提升至1700立方米/天，节约锅炉清水拉运费用148万元。这一亮眼数据的背后，是该厂清水减量替代工程持续释放的效益红利。2024年底，针对注汽供水量不足的问题，高升采油厂启动清水减量替代工程，通过“污水深度处理扩容+软化水替代+管网优化”三步战略，实现注汽供水系统全面升级。

 5月6日，在高一联4号树脂罐旁，队长王小兵正紧盯仪表数据，记录树脂罐再生处理的运行参数。“去年这时候，单罐再生期间日处理量直接‘掉’了20立方米/小时。”王小兵介绍，“现在有了‘替补队员’，再生期间处理能力也能保持稳定。”作为该厂污水深度处理的“核心车间”，高一联的四台树脂罐日夜运转，将油井采出污水中的钙镁离子“过滤”干净，转化为符合注汽标准的软化水。这些“重生水”经过加热，成为驱动地下原油流动的“热能引擎”。

 今年一季度，该站污水处理量同比增加2.4万立方米，软化水日利用量提升350立方米，每天还能“挤”出300立方米供给压裂作业。如今，前端制水与后端用水终于跳起“平衡舞”，清水减量工程真正实现了“让每一滴污水创造价值”。据悉，年初进行注汽摸排时数据显示，因管网不畅，39口注汽井每年需消耗10万立方米清水，仅罐车拉运费用就达275万元。生产运行部副部长于光亮表示，“有的末端压力不足，有的管线‘单线作战’，软化水根本送不到‘田间地头’。”

 为了打通这“最后一公里”，今年1月高升采油厂开展“四维治理”，在12站、27站启用采暖泵“兼职”供水，解决“水流不动”难题；2台移动增压撬灵活调配，动态提升末端压力；小莲花泡平台消耗气管线实现“高低压切换”，注汽时供高压外来气，平时输低压消耗气；26站加药泵升级为“变形金刚”，注汽时变身2.5兆帕增压泵。“现在软化水可以直达每口‘口渴’的注汽井，再不用靠罐车‘输液’了。”于光亮说。

 “等水来”到“水自来”，这场综合治理不仅打通了物理管网，更连通了效益增长的“神经网络”。在清水减量替代工程中，高升采油厂创新实施“三精”策略提质增效。高18-莲H701井场盘活闲置注汽管线，实现3口井污水直供，节约管线成本19万元；高269平台通过管网多功能改造，7口井年省拆装及清水成本27万元；四个月累计减少补水15井次、保水9井次，运费直降148万元。

 与此同时，高升采油厂以精细化管理为抓手，在清水减量上下足“绣花功夫”，曙150井采用地表水压裂，节约清水量1.2万立方米；水套炉补水改用软化水，日均节水10立方米，张一块区域9口井压裂以软化水替代清水。四个月来，该厂清水用量同比减少3.84万立方米，直接节约成本76.8万元。

 “这就像给全厂装上了‘水效益’倍增器。”新能源项目部副主任冷文学表示，每投入1元改造资金，可产生4元的综合效益。随着软化水在注汽、压裂等环节的逐步替代，高升采油厂正向着“全年节约清水10万立方米”的目标稳步迈进。