杏北油田注水系统节能措施分析

王中专（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

杏北油田注水系统节能措施分析

王中专（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

杏北油田注水系统受开发水量变化等因素影响，存在注水泵额定运行压力较注水井网需求压力过高、注水泵供水能力不能实时动态匹配需求水量等问题，造成注水系统压力、水量供需不平衡，使系统能耗偏高。针对这些问题，采取了注水系统管网优化、降压、单点调速技术改造等措施，泵水单耗从“十二五”初期的6.02 kWh/m3下降到了目前的5.70 kWh/m3以下，实现注水系统的提效降耗。同时，提出一些认识和建议，为今后注水系统优化运行和调整提供借鉴。

注水系统；注水压力；注水量；优化调整

为适应不同开发阶段对水质的要求，杏北油田逐步形成了普通水注水系统、深度水注水系统及三采注水系统3套注水系统。据统计，杏北油田注水系统耗电量约占地面系统总耗电的60%，注水系统节能降耗工作成为地面系统节能降耗重点。

1 影响注水系统优化运行的因素

1.1 区域内井网少部分注水井需求压力高

杏北油田注水压力整体分布呈纯油区低、东西过渡带高的规律，纯油区局部区域少数注水井压力需求较高。为满足整体注水井开发需求，注水站的出口压力保持在较高的水平，对多数注水井来说，系统供水压力过高，只能通过配水阀组控压节流，导致注水系统整体压力损失增大，造成泵水能耗升高。如杏四、杏五区中部聚驱区块，57口注入井最低破裂压力为12.5 MPa，最高破裂压力14.7 MPa，相差2.2 MPa；最低实际注入压力9.8 MPa，最高注入压力14.7 MPa，相差4.9 MPa；最高注入单井需求压力高于平均注入压力约1.3 MPa，造成注水站来水压力整体提高，能耗损失大。

1.2 注水量发生动态变化

受钻关、周期注水、冬季生产调整等因素影响，注水井网注水量发生较大变化，平均日注水量最高达到20.19×104m3，最小注水量仅为16.32×104m3，波动量达到3.87×104m3，且水量变化区域比较分散。仅靠注水泵阶梯状静态运行能力的调节，无法适应开发水量需求的动态变化，造成泵水单耗波动较大，系统无法持续高效运行。2011年杏北油田注水系统注水量、水泵单耗变化情况如图1所示。

图1 杏北油田注水系统水量、单耗变化曲线

1.3 新井产注差异造成注水泵供水不足

随着产能区块新井陆续投产，地面注、产差呈增大趋势。新产能区块注水站在污水供水不足、清水无法大量补充的情况下，只能控制闸门运行，使泵管压差较大，注水效率降低。杏二中西块二次加密井和杏一～三区西部高浓度聚驱井陆续投产后，区域内注水量增加，由于该区域注、产差增大，杏十九联注水站供水不足，为保证机泵合理运行工况采取控制闸门运行，平均运行泵压为15.9 MPa，平均运行管压为13.8 MPa，新产能区块注水系统效率降低，运行单耗上升。而且，深度注水系统其他区域平均运行泵、管压力分别为15.1 MPa和14.8 MPa，杏一～三区局部管网压力偏低，同时显现出注水管网连通性差的问题。

1.4 局部注水站运行能力供过于求

由于开发层系调整，地面水质进行适应性调整，部分普通注水井调整到深度注水管网，普通注水井网规模减小，井网分布发生较大变化，部分区域井数明显减少。普通注水系统各注水站所属区域管网压力分布差异性较大，杏一～三区管网压力偏高，区域压差达到0.7 MPa。普通注水系统注水泵运行能力为4.8×104m3/d，实际井网需求能力只有4.64×104m3/d，系统内供过于求矛盾突出；而且，杏一～三区东、西部井网密度较小，需求水量少，尤其是杏一～二区东部3条注水干线和东部联络线仅挂接46口注水井，受管网疏导能力限制，杏一～三区东、西部所辖注水站平均出站管压较高，注水站运行效率偏低，泵水单耗较高。

2 注水系统优化调整措施

2.1 结合注水开发需求采取分压、降压措施，降低系统运行压力

针对杏北油田因部分注水井需求压力高而整体运行压力较高的问题，根据油田注水压力分布特点，制定个性化降压措施[1]，提高系统效率，降低注水能耗。

2.1.1 普通注水系统实施全局降压

杏北油田普通注水系统主要由纯油区的基础井网和部分一次加密井组成，开发层渗透率高，整体注水压力较低。对此，在普通注水系统对普通注水泵进行减级改造[2]，实现全局降压。降压后，系统平均泵、管压力分别下降了1.27 MPa和1.08 MPa，平均注水单耗由减级前的 5.84 kWh/m3下降到5.6 kWh/m3，下降了0.24 kWh/m3，每天节电1.25× 104kWh。

2.1.2 深度注水系统实施分压、降压和局部增压

根据深度注水井网压力分布特点，对于过渡带高压区域，保留注水站机泵的高压运行能力；对于纯油区低压区域，采取注水泵减级改造措施，实施整体降压；同时，为了满足低压区域局部高压井的注水需求，采取局部或单井增压注水措施[3]。

通过采取分压、降压和局部增压措施，提高了系统运行效率，降低系统运行能耗。杏北油田深度注水系统平均泵压下降了0.69 MPa，平均管压下降了0.79 MPa，系统泵水单耗下降了0.17 kWh/m3，取得了较好的节能效果。

2.2 系统运行优化、单点技术改造，提高系统运行效率

针对注水井网注水量动态变化、注水泵静态运行能力无法连续匹配导致注水系统能耗波动较大的问题，采取优化运行和技术改造的措施，增强适应开发水量变化的调节能力，保证注水系统高效低耗运行。

2.2.1 优化水聚并网运行方式，提高系统间能力互用

三采区块不同开发阶段注水量变化较大，阶段性出现供过于求情况，为此，增加三采注水站与水驱管网的连通管线。将杏二十四和杏二十五注水站出站管线与深度网注水干线和普通网注水干线连通，在“三采水补水驱水”的原则下，实现三采注水井网与水驱注水井网的并网运行，将三采注水系统闭环内的剩余注水能力转移到水驱系统，实现能力互用，提高系统运行效率，降低泵水单耗。全年三采注水系统累计转移富余注水能力591×104m3，水驱注水系统减少启泵2台，三采注水系统泵水单耗降低0.06 kWh/m3。

2.2.2 加强调速技术的应用推广，调高系统连续匹配能力

在普通注水系统和深度注水系统进行多点前置变频技术改造[4]。普通注水系统压差降低0.18 MPa，泵水单耗下降0.09 kWh/m3；深度注水系统压差降低0.33 MPa，泵水单耗下降0.04 kWh/m3。

在三采注水系统进行单点斩波内馈调速技术改造[5]。杏十注水站通过技术应用，实现泵水单耗由6.03 kWh/m3下降到5.34 kWh/m3，下降0.69 kWh/m3。

2.3 结合产能新增水量需求平衡供、注、需关系，降低注水能耗

针对杏二区中部和西部过渡带北块二次加密及杏一～三区西部高浓度聚驱产能投产后，注水系统整体呈现注产差增大趋势，而区域内局部表现出供水量不足的情况，多措并举，保障系统优化运行。

2.3.1 增加清水补充管线，保证区域供水平衡

目前，杏北油田能够补充清水的注水站仅有新杏九注、杏二十注、杏二十四注、杏十二注、杏十八注及杏十注6座站。为提高注水站运行效率，按照“三采区块集中补清水、水驱区块平衡污水”的原则，为三采杏二十五联注水站增加清水补水管线，一方面将污水平衡至水驱杏十九联注水站，改变该站勒闸控水运行方式，提高注水效率，降低泵水单耗；另一方面提高三采系统聚合物溶液稀释黏度，保证聚驱开发效果。图2显示了清水管线增加位置。

图2 杏北油田清水补充点

2.3.2 优化注水管网连通性，保证系统压力平衡

针对局部出现的供水不足、注水压力偏低的现象，优化注水管网连通性，将杏1-3排和杏1-丁2排萨大路东西两段注水干线连通，将杏3-4排和杏4-3排注水干线与西部联络线连通，提高系统内注水能力的连通互用，解决局部压力偏低问题。

2.4 聚驱后注入管网优化调整，缓解普通注水系统局部供需矛盾

针对杏一～三区普通注水管网压力偏高问题，根据普通注水系统供需关系，结合开发要求，将杏一～二区东部5座聚驱后续水驱阶段注入站供水管线调整到普通网杏1-3排主线、1-3排复线和杏2-1排主线。调整后普通系统注水量增加3302 m3/d，普通注水系统运行能力为4.8×104m3/d，井网需求水量增加到4.94×104m3/d，可以满足注水需求。该措施有效缓解杏一～三区局部供需矛盾[6]，提高系统运行效率，降低系统运行单耗。

2.5 研究开发重点能耗设备动态控制图，提高节能管理水平

杏北油田针对地面系统重点能耗设备运行情况，研究开发能耗控制图软件，实现系统能耗设备的对标管理和梯度管理。通过应用该软件，一方面快捷的实现注水系统注水泵运行压力、水量和单耗等参数的统计，便于系统和单站及单泵分析；另一方面，该软件对不同类型注水泵进行分类统计分析，制定标准区域，提示低效高耗区域注水泵运行状态，指出低效高耗原因及降低能耗的措施，为注水泵优化运行提供指导。

3 结论及认识

“十二五”期间，杏北油田注水系统加强节能管理力度，通过优化启泵运行、注水泵减级降压、注水泵单点调速技术改造、管网优化调整等措施，实现了注水系统整体压差由5 MPa下降至4 MPa，系统泵水单耗由6.02 kWh/m3下降至5.70 kWh/m3的节能效果。

1）周期注水、钻关、新井投产及油井转注等因素，导致注水系统井网需求水量发生动态变化，注水泵静态运行能力无法连续匹配动态变化，造成供需不平衡。因此，地面注水系统的优化运行，要以满足开发变化需求，增强水量变化的调节能力为目的。

2）从近几年的运行情况分析，在新建区块注水泵的扬程选择上，可适当进行降低。杏北油田从2007年开始采用注水泵减级措施，目前已经对23台注水泵进行了减级，其中普通注水系统全部运行10级注水泵，能够满足开发需求。

3）三采开发区块，不同开发阶段注水量发生较大变化，按照注入前期以“水”补“聚”，中期以“聚”补“水”，后期“水聚并网”的思路，采取站内连通或站外并网的模式建设，既能降低注水站设计规模，又便于运行过程中系统间富余能力转移互用。

[1]齐振林.大庆油田地面工程优化简化工艺技术[M].北京：中国科学技术出版社，2010：191-197.

[2]马宏福.油田注水站节能措施[J].油气田地面工程，2013，32（7）：115.

[3]大庆油田有限责任公司，大庆油田地面工程建设设计规定：Q/SY DQ0639—2015[S].大庆：大庆油田有限责任公司，2015：13-14.

[4]吴九辅.泵控泵（PCP）自动化注水泵站系统[M].北京：石油工业出版社，2007：208-209.

[5]徐国民.高含水后期油田节能新技术[M].北京：石油工业出版社，2014：100-107.

[6]王中专.杏北油田三采注水系统优化措施分析[J].石油规划设计，2016，27（4）：44-47.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.03.010

2016-11-09

（编辑 巩亚清）

王中专，工程师，2009年毕业于中国石油大学（华东）（石油工程专业），从事油田地面工程规划与技术管理工作，E-mail：wangzhongzhuan@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆市第四采油厂规划设计研究所，163511。