9月2日8时30分，华北采油四厂别古庄作业区古一注化验员田友群，对各水质处理点进行取样、化验，并将数据填写到水质化验记录本上。技术人员随即进行数据分析，如有异常立即调整。
在当前油田开发工作中，精细注水已成为提高采收率和开发效益的最经济有效的方式，而注水水质是源头因素。水质不高，会对管线和井筒造成腐蚀、结垢，影响分注工艺的推广应用，增加油田开发运行成本。
近年来，华北油田通过创新工作机制、提升管理水平、工艺标准化等措施，使水质达标率提高到97.3％，为油田开发夯实了基础。
问题导向 抓住关键补短板
为进一步提高注水水质，华北油田开展水质大调查，分析影响水质的主要因素。经过调查发现，采出水处理工艺落后、设备老化、达不到低渗透、特低渗透油藏水质要求、注水管线未及时清洗清垢造成井口二次污染，是主要问题。
知悉症结，也就抓住了问题的关键。紧接着，一个个举措出台，为提高水质开出治理药方。首先，完善工作机制。华北油田按照股份公司管理规定制定了《华北注水开发油田水处理和注水系统地面生产管理暂行办法》，增加工区、站场职责，细化水质化验项目、节点管理指标、监督与考核等内容。各油气生产单位完善厂级《注水管理办法》《注水专业内审考核细则》《化学药剂使用实施细则》等相关文件，根据年度工作目标对考核指标进行动态调整。同时，补充制定《微生物反应池污水处理操作规程》《紫外线杀菌装置操作规程》等操作规程23项。其次，采取年度定期专项检查、日常抽查、公布考核结果相结合的管理方式；油气生产单位编制月度报表，开展季度内审，召开“厂长注水办公会”，有序推进水质工作。
标准化工艺 破题解困提效益
以往，油田采出水处理工艺流程一般为沉降+过滤+回注，俗称“老三套”，主要是去除废水中的油和悬浮物。但随着油田深入开发，采出液水质特性发生很大变化，同时岩性油藏低渗透油田对水质要求进一步提高，老的采出水处理工艺已不能满足回注水要求。
为此，华北油田在2011年启动水质改善工程，成立水质改善项目部，制定3年规划。目前，按照油藏渗透率已形成五大系列采出水处理标准化工艺，即对特低渗透油藏，采用沉降+微生物+超滤膜工艺；对低渗透油藏，采用沉降+微生物+两级精细过滤工艺；对中低渗透油藏，采用沉降+气浮+过滤工艺或沉降+过滤工艺；对高渗透油藏，采用过滤或沉降罐除油工艺；对特高渗透油藏，采用隔油罐收油工艺。
同时，针对水质管理工作实际，华北油田设计并形成注水“水质节点”管理方法。地质工作人员以“油区来水、沉降、过滤、注水站出口、注水井井口”5个节点为依据，结合现场实际确定合理的节点管理单元，实施逐级管理，并制定检测频次、责任人、不达标原因分析、治理措施等事项，实际运行中如果某级水质不达标，现场管理人员就根据相应原因分析表及时采取“两调一清”“两定一调”“控、调、换”等对应措施保证每个节点达标。
为保障节点管理工作有效推进，华北油田制定节点水质标准、考核政策，配齐化验仪器，加强员工培训，定期组织检查，形成注水全系统闭环管理。相关管理部门以此为抓手，对各采油厂进行监督、检查、考核，以每年定期检查和日常抽查相结合的方式，形成水质管理新常态。目前，这个公司水质工作管理趋向量化、数字化、可视化，不仅大大减轻了注水管理的难度，而且最大限度避免了管理的模糊性，推动注水管理向精细化、标准化迈进。
优化设计 节能降耗显成效
设计优化是最大的节约。油田在水质工作各个节点不断优化设计，提高注水系统效率、改善水质的同时，实现降本增效。
华北油田创新形成“管网优化设计，仿真优化软件，图形仿真技术，井筒、储层效率分析，注水系统效率测试技术，注水站能效在线分析系统”6项核心技术。其中，仿真优化技术在油田推广应用，先后对18座注水站实施技术改造，注水系统效率平均提高5.1个百分点，注水单耗下降到6.01千瓦时/立方米，累计节电7325万千瓦时。
采用物理生化采出水处理技术，大幅降低药剂量。11座站采用生物工艺，30座站应用紫外线杀菌装置，3座站采用超滤膜工艺；改善后，14座站不加任何药剂。
加快小断块一体化集成装置的应用，提高建设水平。通过多年研究应用，已形成第一级、第二级、第三级等不同水质标准的采出水一体化集成装置，已应用23套。随着工艺日益成熟，小断块就地处理回注，节约清水、拉运费已成为有效降本增效方法，并提高采收率。油田有4座站已应用采出水一体化集成装置，预计将节约运费、电费220万元。
处理工艺要不断创新完善
华北油田1976年勘探开发，从潜山油藏、砂岩油藏到复杂小断块开发，先后经历了快速建产、高速开发、战略调整和持续发展4个阶段。近些年，砂岩及复杂小断块油藏成为开发主力，精细注水无疑成为稳油增油的重要措施。而实施精细注水措施过程中，一个不容忽视的问题就是：传统“沉降+过滤+回注”的采出水处理工艺已不能满足低渗透、特低渗透油藏水质要求，影响了开发效果。采出水处理工艺必须不断创新、完善。
为此，华北油田结合2011年启动的水质改善工程，组织机关专业部门、采研院、油气生产单位等27名专业人员组成专家组，覆盖地质、工程各专业，包括生产现场到开发研究等相关单位，结合实际，突出华北特色来开展攻关工作。
为系统解决问题，华北油田带着问题邀请全国的水处理厂商进行工艺技术交流、现场考察，明确了不同油藏应采用不同处理工艺的原则。专家组从工艺先进性、适应性、投资运行成本等方面综合评价。针对特低渗油藏水质悬浮固体含量小于1毫克/升的严格要求，应采用超滤膜技术，而保证超滤膜长期稳定最佳预处理是微生物工艺；针对低渗油藏水质悬浮固体含量小于2毫克/升的要求，可以采用相对低成本的微生物+两级石英砂精细过滤工艺，达到水质要求；针对中渗油藏水质要求，传统的两级多功能过滤器或气浮+过滤等工艺已成熟，可直接推广应用。
另外，华北油田复杂小断块多采用拉油的开采方式，占产量1/4，不能集中注水，严重影响开发效果。华北油田采取近井集中处理、采出水就地回注的方法，并根据不同油藏渗透率研制一体化集成膜处理、三级除油两级过滤的采出水一体化集成装置等橇装水处理工艺。
通过研究应用，华北油田依照油藏渗透率形成5类采出水处理标准化工艺。近5年来，通过水质改善工程，油田在41座站采用标准化采出水工艺，水质全部达标，同时优先采用物理生化工艺降低加药量、清改污、关停无效回注井等措施，年节约成本5300万元以上。
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