S油田注水站站场改造和工艺优化整合效果研究

梁柱 陈阳

1大庆油田有限责任公司第二采油厂工艺研究所

2大庆油田建设集团路桥公司

为了提高油田综合开发效益，S油田通过优化站场数量，提升了区域负荷率、降低了运行成本，在提质增效工作方面取得了一定成效。结合未来开发形势，统筹考虑建设时间、设备老化程度和运行负荷率等问题，对注水站站场和工艺进行优化调整，打破水聚驱注水界限，核减相邻负荷率低的注水站，将其负荷调整至周边注水站，实施区域优化合并；将多座站场进行合并，减少高能耗设备的运行数量，在节省改建、扩建、既有改建也有扩建的投资和维修保养运行等费用的同时，缓解了该油田用工紧张的问题。

1 地面建设现状

截至2023 年年底，S 油田已建注水站32 座，其中运行超过10 年、且未经改造的注水站有15座。注水站建设和改造情况统计见表1。

表1 S油田注水站建设和改造情况统计Tab.1 Statistics of construction and reconstruction of water injection stations in S Oilfield

S油田每年将根据注水站老化严重程度、生产管理需要和投资框架计划情况，结合产能建设或者老区改造项目安排改造。

2 注水系统能力分析

S油田水驱普通污水注水系统、水驱深度污水注水系统和化学驱深度污水注水系统可满足开发要求，个别化学驱区块陆续进入后续水驱阶段，注入水质从注深度污水调整为注普通污水，已建化学驱普通污水注水系统能力不能满足未来开发需求，将根据开发安排进行调整，注水系统未来5年运行负荷率预测见表2。

表2 S油田注水系统未来5年运行负荷率预测Tab.2 Prediction of operation load rate of water injection system in S Oilfield in the next 5 years

S 油田区域间注水站负荷不均衡造成能耗偏高[1]，总注水能力为62.38×104m3/d，总负荷率较低仅为51.64%，注水泵还严重存在单耗大的问题[2]，虽然当前可以满足开发需求，但是各类注水站运行负荷率偏低。由于其具备注水站站场改造和工艺优化整合条件，应结合产能建设及老区改造规划，对S油田进行合理优化改造[3]。

3 南十注和新南十注优化效果

2016年对两站距离不超过400 m、注水管网压力损耗影响小、建成时间长和设备腐蚀老化严重的南十注水站和新南十注水站进行站场改造及工艺优化整合，整体核减注水泵机组1套，冷却水泵机组1 套，储水罐1 座，冷却水罐1 座，注水泵房和配套生产辅间1座，整合前后平面布局见图1。

图1 南十注水站和新南十注水站整合前后平面布局图Fig.1 Layout plan of Nanshi Water Injection Station and New Nanshi Water Injection Station before and after integration

南十联注水站已建成投运6年，目前为普通污水和深度污水双水质注水站，将南十注和新南十注优化合并为南十联注水站，平均运行负荷率由75.7%提高到87.3%，可节约投资900 万元。南十联注水站减少建筑面积220 m2，岗位定员缩减为10人，年可节省人工成本150万元。注水系统工艺流程实施优化简化，对降低注水系统能耗、提高油田经济效益、实施低成本开发战略意义重大[4]，整合前后卫星截图见图2。

图2 南十注水站和新南十注水站整合前后卫星截图Fig.2 Satellite screenshots before and after the integration of Nanshi Water Injection Station and New Nanshi Water Injection Station

4 注水站优化

4.1 优化潜力分析

统计分析全厂注水站建设年限、设备腐蚀老化情况、建设位置、注水类型、设计规模、负荷率、来水方向和供水去向等，确定有南A注等6座注水站具备优化整合条件，具备整合条件注水站位置示意图见图3。

图3 具备整合条件注水站位置示意图Fig.3 Location diagram of water injection stations with integration conditions

4.2 预期优化效果

注水是保障油田稳产高产的重要手段，目的是发挥注水驱替和补充地层能量的双重作用，促使油井产出更多原油[5]。注水站作为油田地面工程的重要组成部分，其规划会在较大程度上影响地面工程建设成本[6]。注水站经过相关系统优化，可以充分发挥其功能，减少资金投入[7]。

注水站是油田的能耗大户，注水系统耗电量高[8]，萨南油田8 座注水站站场和工艺优化整合为4 座注水站，预期将可核减注水泵机组8 套、储水罐11 座、冷却水罐4 座、冷却水泵机组10 套、罐间阀室5 座、注水泵房和辅间4 套，减少建筑面积900 m2，减少岗位员工40 人，年节约人工成本600 万元，一次性节约建设投资3 600 万元，注水站优化整合平均运行负荷率从61.2 %提高到85.2%，在保证注水系统稳定运行的前提下，降低了S油田注水系统整体能耗，对系统的优化与节能具有十分重要的意义[9]。

5 结束语

（1）在聚驱开发初期，为解决聚驱采出液处理问题，采取水、聚驱系统分开建设模式，采用分系统、分水质建站，导致注水站数量多、运行负荷低。目前，水驱系统已普遍含聚，“十四五”期间，将陆续有20 座聚驱注入站进入后续水驱，为分系统、分水质注水站优化合并创造客观条件。

（2）优化整合需要具备一定的边界条件，例如近距离两站改造可降低变电所给注水泵电机供电线路损耗，低负荷率注水站提高负荷率的空间大，具备两种或两种以上供水工艺的注水站优化整合后效益显著。注水站改造后平均运行负荷率从61.2%提高到85.2%。

（3）国际油价持续走低，多举措挖掘提质增效措施越发紧迫[10]，对具备优化整合条件、站场设备设施老化严重的注水站进行改造，不但减少注水站和相应设施的数量、节约土地面积、节省后期站场改造费用，还可减少岗位用工数量，进一步缓解S油田用工紧张的问题。

（4）该项研究对油田公司其他采油厂完成注水站站场改造和工艺优化整合工作具有重要的借鉴意义。