注水系统节能潜力及措施研究

梁玉艳（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

随着油田开发的不断深入，“注水”已成为是油田开发的基础和关键，由于注水量和耗电量的大幅度上升，提高注水系统效率、降低注水能耗已成为节能降耗的主要任务[1]。结合注水系统实际运行情况，对系统运行设备进行能耗测试，分析注水系统各种能耗指标，查找注水系统能耗高原因，研究注水系统节能潜力及节能措施，从而达到注水系统节能降耗的目的[2]。

1 注水系统能耗现状

截至目前为止，某厂共建成注水站22座，注配间50座，安装注水泵319台，变频装置74套。采集能平衡测试数据，全厂日注水23 094 m3，注水单耗7.95 kWh，其中集中注水系统日注水19 244 m3，日耗电149 141 kWh，注水单耗7.75 kWh；分散注水系统日注水3850 m3，日耗电34 457 kWh，注水单耗8.95kWh，其中某分散注水区块日注水3070 m3，日耗电29 104 kWh，注水单耗9.48 kWh/m3，注水单耗较高，具有一定的节能潜力，见表1。

2 注水系统存在的问题及节能潜力

2015年节能监测中心对注水系统运行设备进行测试，共测试注水泵105台。根据SY/T 6275—2007《油田生产系统节能监测规范》中的规定，机泵节能监测合格指标情况[3]见表2。

表1 注水站能耗现状统计

2.1 泵机组运行效率低

测试平均机组效率为68.84%，比监测指标72%低3.16%，合格数量为48台，合格率为48.05%。其中注配间内注水泵机组效率较低，机组效率低于50%有10台泵，占测试泵的10%，主要由于注配间内电动机效率和泵效较低造成的。

表2 机泵节能指标检测情况统计

2.2 注水系统电动机功率因数较低

测试平均功率因数为0.79，比标准监测指标0.84低6%，合格数量为63台，合格率为53%。其中，注配间注水泵测试的功率因数均低于监测指标0.84，这主要由于间内所辖注水井注水量小于预测水量，泵的实际流量小于额定流量，导致电动机输出功率较低所造成的。

2.3 泵井压差过大且分布不均匀

全厂2790口水井，开井1490口，平均泵压19.42 MPa，平均油压15.52 MPa。泵井压差达到3.9 MPa，注水压力最高达到22 MPa，最低小于1 MPa（表3）。

表3 采油八厂注水井注入压力分级统计

2.4 注水工艺不适应性

采集能平衡测试数据发现，分散注水工艺经济运行指标均高于集中注水工艺指标，另外该工艺注配间内小排量柱塞泵多，维修工作量大、维修费用高；以及分散工艺管理点多，管理难度大且用工成本高，注配间需要专人操作维护，而配水间无需专人操作（表4）。

3 注水系统节能措施及效果

3.1 提高注水泵机组运行效率

维修更换腐蚀老化低效注水泵，提高泵效进而提高运行泵机组效率。根据能平衡测试及现场运行情况，2015—2016年，对全厂注水站泵效低于且损坏严重的注水泵进行维修更换，两年共计更换低效注水泵6台，年节电134.55×104kWh（表5）。

表5 注水泵换泵情况统计

合理匹配注水泵排量。在注水站维修改造时，结合本站生产实际情况，合理匹配大小排量注水泵，减少大排量注水泵运行时回流量，提高运行设备的机组效率[4]。站8内离心泵泵效低，平均泵效仅有26.5%，且排量与区块水量不匹配，站内存在回流300 m3/d，导致系统能耗较高。因此，对离心泵进行改造，应用高效柱塞泵替代低效离心泵，同时配套安装变频调速装置，改造后注水单耗下降了57.1%，年节电193.5×104kWh。

加强变频器日常管理，做好设备维护工作，提高变频器利用率，减少注水系统回流量，减少系统能耗损失[4]。目前全厂注水站共有变频装置数量51套。近两年全厂共计更换损坏变频5套，年节电25.81×104kWh（表6）。

表6 注水泵变频更换情况统计

3.2 提高注水系统电动机功率因数

一是提高自然功率因数，合理选择电动机容量，减少电动机无功消耗、避免设备空载运行、合理安排和调整工艺流程，改善电动机运行状况。二是采用人工补偿无功功率。在现场允许情况下安装电力电容器。

3.3 降低泵井压差过大及油压分布不均匀

一是降低高压井注入压力。对高压注水井采取压裂、酸化、解堵等治理措施，提高薄差油层吸水能力，降低注水井压力；对油压高吸水能力差注水井，采取周期注水，统计全厂正常生产1490口注水井，高于15 MPa有766口，占总井数51.4%。与开发部门结合，对部分压力高注水井进行酸化，对不适合酸化且地层吸水能力差的油压高于20 MPa的部分注水井采取周期注水，2016年共调整180口，水量下调945 m3/d，累计减少注水12.54×104m3，年节电88.79×104kWh。

表4 2016年注水系统经济运行指标

二是提高低压井注入压力。对于封隔器失效、井下水嘴刺大、层段窜槽等原因造成的压力低于区块平均注水压力的低压井，可通过作业提高井口油压，避免低效、无效注水，减少系统能耗损失[5]。

三是调整来水压力。采取增压泵对部分井进行增压；调整单井支线走向，将高压注水井接至高压注水干线，将低压注水井接至低压注水干线；安装水力调压泵，部分来水增压后为高压注水井供水，部分来水降压后为低压注水井供水[5]。

3.4 改造分散注水工艺，降低系统单耗

某地区供注水系统建于1998年，采用集中低压供水、分散注水工艺，建成含油污水深度处理站1座、地下水深度处理站1座[6]、注配间13座，安装柱塞泵48台，管辖注水井167口，实际注水量2010 m3/d，注水单耗9.48 kWh/m3，与集中注水工艺相比，某地区分散注水工艺年多耗电80.7×104kWh。目前，由于柱塞泵运行时间长，设备腐蚀老化严重，维修工作量大、费用高。

通过研究分析某注水区块能耗指标及注水工艺现状，对该区块供注水系统进行管网优化调整，将分散注水工艺改为集中注水工艺。在A区块新建注水站一座，由B水质站和C水质站供水，将15座注配间改为配水间，拆除柱塞泵52台，新建注水站至15座配水间高压注水管道道19 km，管道为钢管，压力等级25 MPa。

沙漠绿岛石西油田

改造后，某区块注水单耗由9.48 kWh/m3下降为为7.42 kWh/m3，年节电168.7×104kWh，节省费用104.6万元。某区块15座注配间年维修费用为105万元，实施后年维修费用为20.4万元，年节省维护费用84.6万元。

通过对注水系统进行能平衡测试，确定造成系统效率低、能耗高的主要影响因素，提出并实施了合理的节能技术改造措施，共计年节电611.4×104kWh。

4 结论及建议

一是对于分散注水改集中注水改造，应在改造前具体分析现场的实际情况，综合考虑能耗、投资、生产管理等方面，优化改造措施。

二是在新建站及老站维修改造时，合理匹配注水泵泵型，减少系统回流损失，提高注水泵机组效率，降低系统能耗损失。

三是对于能耗高的注水区块，可以从油藏工程和地面工程协作，采取综合治理措施，达到节能降耗的目的。

[1]梅雪松，李兴科，刘学武，等.仿真优化PCP技术在扶余油田注水系统中的应用[J].钻采工艺，2008，31（6）：142-145.

[2]高跃龙.油田注水系统节能降耗分析[J].中国石油和化工标准与质量，2013（17）：40.

[3]白时艳.超声波防除垢技术应用效果浅析[J].中外能源，2014，19（5）：86-88.

[4]金鑫.电动机变频调速技术在油田注水泵中的应用[J].中国设备工程，2013（5）：70-71.

[5]孙冰，陈曦.注水井措施优先对节能效果的影响[J].油气田地面工，2008，27（5）：37-38.

[6]孙殿国.外围油田注水工艺技术[J].油气田地面工程，2007，26（12）：24-25.