注水系统能耗挖潜研究与应用

注水系统能耗挖潜研究与应用

刘泽坤

大港油田第三采油厂

摘　要：针对大港油田采油三厂注水系统能耗高的问题，通过技术分析查找能耗潜力，提出了在管网效率和井口压差两个方向潜力点，并通过泵站分压、系统联网、管道通球和泵管压差的控制等四方面着手，实现了采油厂注水能耗的控制。

关键字：注水系统　高低压分离　通球除垢　优化调改

第一部分 现状介绍

油田投入开发后，随着开采时间的增加，油层本身能量将不断地被消耗，为了弥补原油采出后造成的地下亏空，应用了注水工艺来驱替原油和补充能量，最终实现油田的长期高产稳产。目前的注水工艺采取的是泵站集中供水，水井串、T接干线，离心泵局部增压。

目前，大港油田采油三厂有23座注水泵站，167台注水泵，530公里注水管道，正常注水井约520口，日注水量约3.8万方，日耗电约30万度，约占全厂总耗电的27.3%，是除采油外最大的耗电系统，节能潜力表现为以下两方面：

一是井口压差大：在长期注水过程中，水井注入量的动态调整，使得部分水井高低压混注，其中注水井压差超过10MPa的水井128口，占采油厂总井数的24.5%。

二是管网压损大：530公里注水管道，最长投用时间达到了30年，在高矿化度的环境中长期服役造成了管道存在不同程度的结垢，平均每公里管道压降1.7MPa，部分管道更高。

第二部分 技术分析

为了查找能耗潜力点，把系统耗电量转化为系统效率进行分析，通过公式推导，进一步简化标准公式，形成了定性分析公式，并得出四个重要措施点：

机泵效率：影响大，主要由机械磨损、阀座漏损和回流损失构成，依靠日常管理能够控制。

电机效率：取决于自身的无功能耗，受设备机型和质量优劣影响大，需要更换节能电机。

管网效率：管道长530km，阀门、弯头等配件的局部损失，管道的沿程摩阻，如管道结垢。

井口压差：注水系统与注水井的压差，同一区块注水井压力差越大效率越低。

通过四项参数分析可得，降低系统能耗的重点即为提升管网效率和降低井口压差。

1、管网效率提升方面

A、优选注水工艺流程

针对不同渗透率的区块，根据注水压力不同，采用分压注水工艺。

针对同一区块内少部分低渗透层的注水井，采用局部井口增压工艺。

B、确定合理注水半径

注水半径过大，会导致注水管网末端压降过高。

C、定期清理注水管道

通过分析压损和管道输送能力，选择适宜的管道进行射流除垢。

2、井口压差控制方面

针对个别单井采取低压供水管道供水方式。

及时调整增压泵运行，针对系统能够满足注水的井及时调出增注系统。

第三部分 典型效果

一、官二注系统分压注水

通过对官104区块的注水情况调查分析，发现有4口井的压力远低于系统泵压，注水量较高，且在一条系统上，完全满足了泵站分压注水条件，实施后日节电2900度。

二、段一注系统联网运行

针对段一注两条同压系统频繁出现低频运行状态的问题，为了提升注水时率、保障注水压力平稳，新上Φ159*23-60m，实施了2座注水泵房的连通，减少机泵运行1台，运行泵房1座 ，减少岗位1个，系统单耗降低0.10度/方，日节电约130度。

三、高压损管道通球除垢

其技术特点为物理清洗，施工过程中不产生任何有毒气体，安全可靠；操作简便，一旦清洗仪器卡阻，用泵车反打水，一般情况下清洗仪器能顺利退出，不会卡堵管道；通过能力强，可通过1.0D弯头，依据条件筛选的管道中目前已完成4条系统干线，13条单井注水管道，有效降低了注水管道压损，日节400电度，下图为通球装置和管道的除垢效果对比情况照片。

四、优化水井管道泵管压差

一方面，投资回收期较短的注水管道进行调改，把小六注、家一注等10条注水单井管道从高压系统调整到低压系统，日节电2400度，另一方面，加强注水系统压力运行监控，根据注水水量情况，动态调整注水泵、增注泵出口压力，平均日节电800度。

通过各项措施的实施，在经济效益方面，采油三厂注水系统单耗从9.40Kw.h/m3下降到9.27Kw.h/m3，下降了0.13Kw.h/m3，系统效率提升0.6%，预计全年降单耗节电181万度。在社会效益方面，夯实老油田稳产基础、控制电费成本支出至关重要，实现了向管理要效益的转变，提升了注水管理水平。