聚驱A注水站注水泵优化调整及认识

何建宇（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

杏四～五区东部于2001年开始聚驱开发，该区域注水系统建设注水站1座，即A注水站，注水建设能力1.92×104m3/d，目前运行的实际泵水量1.2×104m3/d，负荷62.5%。该区域注入系统建设聚合物注入站8座，其中：东部Ⅰ块聚合物注入站4座，稀释用高压水为清水；Ⅱ块建聚合物注入站4座，稀释用高压水为深度处理含油污水。

1 区域注入能耗分析

杏四～五区东部聚驱注入系统包括稀释用高压注水站和聚合物注入站两部分，其中，注入站采取“一泵多井”注入工艺[1]，注入泵采取变频调节，注入泵运行能力与母液需求量匹配性能较好。注水泵由于排量大、转速高、压力高[2]，无变频调节，注水泵压力及排量与开发需求匹配难度较大[3]。

1.1 实际运行情况

1.1.1 A注水站

A注水站设计注水规模为1.92×104m3/d。站内共建有D400-150×10型号的注水泵3台，实际运行中采取运二备一的模式。据统计，该站1#注水泵水质为清水，实际泵水量介于220～240m3/d，运行泵压为17.1MPa，出站管压为16.8MPa，实际泵水单耗达到6.93kWh/m3；3#注水泵水质为深度处理污水，实际泵水量约为300m3/d，运行泵压为16.1MPa，出站管压为15.8MPa，实际泵水单耗6.54kWh/m3，A注水站实际运行数据统计见表1。

表1 A注水站实际运行数据统计

1.1.2 聚合物注入站

杏四～五区东部下游所辖聚合物注入站8座，其中东部Ⅰ块的1#～4#注入站稀释用水为清水，东部Ⅱ块的5#～8#注入站稀释用水为深度处理污水。聚合物注入站运行数据统计见表2。

表2 聚合物注入站运行数据统计

1.2 注水系统耗能分析

1.2.1 注水供需压差大，能耗节流损失高

A注水站1#注水泵平均泵压为17.1MPa，下游对应的东部Ⅰ块1#～4#聚驱注入站注入井的实际注入压力最高为13.3MPa，供需压力之差达到了3.8MPa；A注水站3#注水泵平均泵压为16.1MPa，下游对应的东部Ⅰ块5～8#聚驱注入站注入井实际注入压力最高为13.8MPa，供需压力之差达到了2.3MPa。从注水站泵出口到注入井井口的能耗，一部分为注水站阀组和注水管网损失消耗，另一部分为单井水流量调配阀组消耗[4]。杏四～五区东部Ⅰ块泵水单耗高达6.93kWh/m3，而东部Ⅱ块泵水单耗也达到了6.54kWh/m3，高于全油田平均的5.78kWh/m3。

1.2.2 水量匹配不合理，系统运行低效高耗

杏四～五区东部Ⅰ块的1#～4#注入站稀释用水为清水，东部Ⅱ块的5#～8#注入站稀释用水为深度处理污水。由于稀释用水质的差异，A注水站在运行中需要启运2台注水泵，以满足两个区块两种稀释用水的需求。

杏四～五区东部Ⅰ块所需开发配注水量为7080m3/d，其中稀释用水量4560m3/d；杏四～五区东部II块所需开发配注水量为6570m3/d，其中稀释用水量为4760m3/d。而A注水站3台注水泵额定泵水能力均为9600m3/d，导致泵水能力和稀释用水需求量匹配不合理，注水泵运行负荷率较低，注水泵无法在高效区运行，造成运行泵效偏低[5]。全油田注水泵平均运行泵效为76.8%，而A注水站1#注水泵和3#注水泵的运行泵效只有64.2%和69.5%。

2 系统优化措施

2.1 实施注水泵减级，降低共需压差

供需压差大能量损耗高，主要原因是系统供给压力高，即源头上注水泵运行泵压高。因此，根据下游末端注入井实际需求压力，实施源头降压[6]，即降低注水泵泵压。A注水站1#注水泵原来为10级泵，设计扬程为1500m，实际运行泵压为17.1MPa。将该泵优化减为9级泵，减级后该泵投入运行[7]，平均泵率为66.55%，泵水单耗降为6.63kWh/m3。A注水站1#注水泵减级前后数据情况对比见表3。

表3 A注水站1#注水泵减级前后数据情况对比

对比该泵减级前后运行参数，该泵泵压下降1.05MPa，供需压差同步等量降低单日平均耗电量下降4585kWh，注水泵平均泵效提高2.33%，泵水单耗下降0.30kWh/m3。

A注水站1#注水泵实施减级措施后，虽然该泵运行泵压取得一定幅度下降，但泵水单耗降幅较小，泵水单耗仍达到6.63kWh/m3，且泵效依然较低。由此看出，注水泵减级措施能够有效降低注水站泵管压差，降低泵水单耗[8]，但对于开发需求水量与注水泵泵水能力差异过大的区块，节能降耗效果有限。

2.2 优化启泵台数，提高运行效率

由于聚驱开发不同阶段注入量变化较大[9]，而且开发对水质要求不一致，导致注水泵运行能力与开发需求能力无法连续匹配[10]，出现该区域两个区块两种水质，两套流程运行导致注水泵供过于求问题突出。经与地质开发单位详细结合，鉴于四～五区东部Ⅱ块污水稀释聚合物效果较好，结合现场实际情况，将东部Ⅰ块、Ⅱ块稀释用水质统一为深度处理含油污水，实现一套流程运行。

杏四～五区东部Ⅰ块所需开发配注水量为7080m3/d，稀释用水量为4560m3/d；杏四～五区东部Ⅱ块所需开发配注水量为6570m3/d，稀释用水量为4760m3/d。杏四～五区东部整个聚驱区域实际稀释用水量合计为9320m3/d，A注水站1台DF400的注水泵额定泵水能力为9600m3/d，一套流程运行后注水泵负荷率提高到97.2%，平均泵效提高到84.66%，既满足该区域实际稀释用水需求，又实现了高效运行。

2.3 运行保障措施

根据往年运行规律，区域内各聚驱注入站所辖注入井冬季实注水量会有10%～15%的上升幅度，届时，A注水站单台注水泵泵水能力将无法满足区域稀释用水需求，同时启运2台注水泵又将造成供需水量和供需压力的较大差异，进而导致系统泵水水单耗大幅增加。为此，经与开发结合，杏四～五区东部Ⅱ块所辖的8#注入站即将进入后续水驱，地下开发层段渗透率较高，因此规划将该注入站供水方向进行调整，就近挂接到普通水注水干线[11]，避免A注水站在冬季启运一台DF400注水泵无法满足开发稀释用水需求的矛盾，进而降低泵水单耗，节约耗电。

3 应用效果

将杏四～五区东部Ⅰ块、Ⅱ块稀释用水质统一为深度处理含油污水后，A注水站停运了1台DF400注水泵，只运行减级的1#注水泵，A注水站优化后运行数据见表4。

表4 A注水站优化后运行数据

通过注水泵减级和水质统一等措施，该站平均泵压由16.60MPa下降为15.42MPa，降幅为1.18MPa，平均管压由16.30MPa下降为15.06MPa，降幅为1.24MPa，，平均泵效由66.85%提高到84.66%，升幅17.81%，泵水单耗由6.73kWh/m3下降到5.24kWh/m3，降幅达到1.49kWh/m3，年节电506×104kWh，节能降耗效果显著。

4 结论及认识

地面工程系统运行服务开发，保障生产，通过对杏四～五区东部聚驱区块注水站的优化运行措施及效果可以看出，及时有效与地质开发部门结合，通过合理调整不同开发阶段水量和注入水质，实现地上地下的一体优化，才能使优化优化效果最佳。

注水系统机泵排量大、功率高、能耗高，在实际运行过程中由于多种原因导致注水系统机泵泵水能力和泵水压力与开发井网的实际需求匹配不合理，存在供过于求的情况，导致运行低效高耗。通过注水泵减级降压和优化注水泵启泵数量等措施，可有效改善注水系统水量和压力供需关系，有效降低注水系统能耗。