外围低渗透油田注水系统的提质增效措施分析

杨丽峰（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

针对外围低渗透油田地面系统存在的问题，遵循“三优一简”的原则，着力做好整体系统优化、生产运行优化等方面工作，从而实现地面系统负荷均衡、低成本运行[1]。

1 存在的问题及分析

老油田开发过程中，受井网加密调整，油减水增等影响，注水系统的负荷失衡的问题日益突出[2]，主要表现在站库设备适应性变差和注水井网能力不匹配两方面。

1.1 站库设备适应性变差

A 油田有注水站2 座，其中A 站是联合站，负责北部多个油田的含水油处理、净化油外输等任务，处理后的含油污水由A 站注水系统回注；B 站仅负责该油田北部注水井的注水任务，回注的介质为本站深度处理地下水。2 座注水站的负荷率分别为87%和28%，注水站基本情况见表1。

表1 注水站基本情况

随着产能的相继投产、油井产液、含水升高和压裂液、返排液的进入，A 站的污水处理量大幅增多，而该油田的回注能力有限，因此进行了A 站的注水系统外扩，即将B 站注水系统中的部分注水井挂接至A 站注水系统回注污水。措施实施后，提高了2 个注水系统的连通性，污水回注量得到保证，但也加剧了站场负荷失衡的问题。

1.1.1 站场负荷不均衡

由于118 排以北注水井（低效区块）的大面积关井和部分注水井转注污水等原因，B 站的注水量大幅度下降，注水站的负荷率只有28%，注水泵运二备四，便可满足生产需求。注水站内的机泵设置不匹配及注水泵的长期闲置，导致设备利用率降低，加大了设备的无形磨损，造成资源浪费。

1.1.2 备用泵数量不足

注水系统外扩后，A 站的污水回注量增多，注水站的运行负荷升高，运行的机泵数量增加，备用泵数量相应减少，长期以运六备二的模式运行，注水泵得不到及时的维修维护，导致站内注水泵故障频发，对注水系统的正常运行带来不良影响。

1.2 注水井网能力不匹配

1.2.1 注水井注水压力差别大

注水系统外扩实施后，A 站外的注水井表现出“近站压力低、远站压力高”的特点，为满足注水系统末端的高压注水井的注入压力需求，必须提高A 站的运行压力，导致注水系统能耗上升[3]。A 油田平均注水压力在17.7 MPa，而A 站的运行压力21.7 MPa，单耗为6.85 kWh/m3。A 站注水系统有注水井131 口，分析注水系统中注水井的压力分布可知，距站3.7 km 以内的注水井注水压力低于16 MPa有79 口，占总井数的60%，注水压力高于20 MPa有6 口注水井，占总井数的4%，而距站3.7 km以外有25 口注水井注水压力高于20 MPa，占总井数的19%。为了保证远站段的19%的高压注水井能够正常注水，需提高注水站运行压力，对于近站段的低压注水井就出现能源浪费，A 站管网效率降低。

1.2.2 注水管网压力损失增大

经过多年的加密改造，已建注水系统的供水半径增大、注水量增加，导致已建注水管网的压力损失增大，实际运行过程中，A 站的运行压力为21.7 MPa，而注水管网末端的压力只有16.6 MPa，压力损失达到5.1 MPa，不能满足注水系统末端的高压注水井的压力需求。A 站注水系统中油泵压持平、不能完成配注的注水井有31 口，占总井数的23%，日欠注315 m3。

1.2.3 注水系统压力急需升级

随着注水压力上升，A 站运行压力的持续增高，A 油田已建地面系统的承压能力不能满足生产需求，需要对整个注水系统进行压力升级改造，包括注水站、注水管网、注水阀组等，预计投资5 000 万元。

2 采取地面措施

加强地面工程管理，提高站库设备的匹配程度，优化井网布局是老油田提质增效的主要措施[4]。因此，充分考虑注水井的压力分布及站场设备的匹配进行系统调整，平衡区域间负荷，提高系统负荷率[5]，实现站场布局核心化，井网布局最优化。

2.1 更换注水干线

通过对注水干线扩容，增大管网输送能力，可降低注水管网的压力损失，使注水井的来水压力得到较大提升，对欠注井治理、降低注水单耗均起到明显作用。实施后，注水管网压力损失降低至0.7 MPa，注水量提高至5 467 m3/d，单耗降为6.48 kWh/m3，年可节省电费12.6 万元，注水干线改造前后参数对比见表2。

表2 注水干线改造前后参数对比

2.2 平衡区域负荷

对于低负荷或者超负荷运行的站及设施根据运行时间长短及存在的问题，通过布局调整、负荷转移及流程改造进行系统总体优化调整[6]。

在A 站和B 站注水系统的负荷中心位置的4#站的闲置泵房内，使用B 站闲置注水泵3 台。将A 站注水系统末端的高压注水井从A 站注水系统中分离出来，形成新的注水系统，统一由4#站的注水泵升压回注，区域平衡改造见图1。

图1 区域平衡改造

将A 站注水系统末端的高压注水井从A 站的注水系统分离、由新建的注水站管辖后，可以降低A站的运行压力至18.7 MPa， 年可降低耗电128.5×104kWh，节省运行费用81.8 万元。同时，A 站注水系统内所辖所有注水井平均注水压力降低至17.2 MPa，低于A 站的设计能力，无需进行压力升级改造，可节省改造投资5 000 万元；A 站注水系统末端的高压注水井从A 站注水系统分离出去后，A 站的日注水量降低，减少A 站运行的注水泵数量，保证了足够的备用泵数量，缓解了A 站注水泵的长期高负荷运行带来的生产压力，保证正常的机泵维修维护，降低设备故障频次。使用B 站的闲置注水泵后，增加了设备利用率，提高B 站负荷率至57%，3 座注水站改造前后参数见表3。

表3 3 座注水站改造前后参数

2.3 推进数字化建设

增设注水站后，A 油田形成3 套独立的注水系统，新建的注水系统需设置单独班组进行管理，增加了生产单位的管理难度。通过推行数字化建设，实施站场集中监控、井场无人值守等信息化建设，可实现油田各类生产数据的采集、处理与应用，降低生产管理难度[7]，提高生产效率。

3 结束语

随着油田开发时间的延长，部分已建站库处于低效高耗的运行状况，站库能力、布局均表现出不同程度的不合理性。因此，打破现有站库布局、平衡站库间负荷成为地面系统低成本运行的重要步骤[8]。

1）着力从提高设备资源利用率、调整管网适应性等方面进行地面系统优化、生产运行优化，通过优化资源配置和生产运行降低各项成本费用，促进经营效益和管理水平的提升。

2） 注水系统优化调整要遵循工艺技术要适用、时机选择要适时、调整幅度要适度的原则。只有做好“适时”、“适度”，才能确定既满足油田产量需要，又有利于地面工程系统低成本运行[9]。

3）充分发挥现代信息技术在生产要素配置中的优化集成作用，逐步建成“数字化办公、智能化管理”的数字化油田[10]，实现地面系统建设规模缩减、劳动组织优化、管理效率显著提高，为老油田效益开发、油田企业提质增效提供有力支撑。