小集油田注水系统节能降耗对策分析

2011-06-01李智慧高维刚李莉

资源节约与环保 2011年3期

李智慧高维刚李莉

(大港油田公司采油工艺研究院天津 300280)

1 小集油田注水系统能耗现状

1.1 注水系统生产现状

小集油田注水系统建有注水泵站3座，注水泵34台，在用23台，运行功率3805kW。配水间8座，注水干线20.25km，单井注水管道46.2km，目前共有注水井117口，开井75口，注水量7741m3/d。目前注水单耗为8.74kW·h/m3，系统效率为52.06%。与2009年大港油田平均注水单耗8.01kW·h/m3相比，小集注水系统每年多耗电206×104kW·h。

图1 小集油田注水系统示意图

1.2 影响注水单耗的因素分析

根据公式：注水系统效率=电机效率×泵效×管网效率

影响系统效率的因素有三个，其中电机效率一般为95%左右，因此提高系统效率应从提高泵效和提高管网效率两个方面着手进行分析。

1.2.1 泵效分析

注水系统在用的机泵分为注水泵和增注泵两种。

（1）注水泵泵效分析：

各站在用机泵泵效及注水单耗如下表：

表1 小集油田注水站生产情况

由上表可以直观的看出，较低的泵效导致注水单耗的升高，小一注的注水泵泵效较低，这是由于小一注投产时间较长，在用的注水泵有22台运行时间已达20000小时以上，有的甚至接近50000小时,机泵效率下降，与柱塞泵额定泵效（85%）相比存在较大差距。尤其是老三柱泵房的7台泵，泵效仅为72%，且腐蚀严重，可利旧价值很小。

（2）增注泵泵效分析

部分水井由于地层压力高需要增压注水，目前小集油田有离心式增注泵7台，负责18口水井的增压注水。

表2 增注泵应用情况

部分增压泵由于长期处于高压运行状态，泵效下降，达不到离心泵正常泵效（75%左右），平均每台泵每天多耗电约426度，并且泵轴的机械密封部位漏失、损坏频繁，运行一年左右就需要进行大修处理，维护费用较高。

1.2.2 管网效率分析

根据公式：管网效率 ηn=（N井口/N泵出）×100%

其中 N泵出=（P泵出-P泵入)·Q泵

因此，降低泵出口压力，可有效提高管网效率。影响泵出口压力的原因主要有注水泵与所辖水井压力不匹配。

另外N泵出=N管损+N井口

因此，降低管损，可有效提高管网效率。影响管损的因素有两个：注水工艺环节多流程长和管道结垢严重。

（1）注水泵与所辖水井压力不匹配

随着注水开发的调整，注水系统所辖区块注水井压力相差较大，以小一注为例：

小一注注水系统分为25MPa和35MPa两个等级，其中25MPa等级注水井目前有34口，总注水量为4823 m3/d，平均注水单耗为8.55kW·h/m3。其中单井注水压力小于20MPa的井有26口，占总井数的76%，注水量为3914 m3/d，占总注水量的81%。

注水泵与所辖水井压力的差距较大，造成泵的输出功率升高，因此能耗升高、管网效率降低。小一注的管网效率仅为61.4%。

（2）注水工艺流程长环节多

小集油田注水系统模式为注水泵站--配水间--注水单井的三级布站模式，共建有注水泵房3座，配水间8座，注水井117口，注水系统干线20.25km，单井注水管道46.2km。由于输送过程中流程长环节多，存在配水间节流、管道距离长摩阻较大等问题，从而增加了从注水站到井口的压力损失。

（3）部分管道结垢严重

小集油田污水矿化度较高（1.8×104mg/L），管网普遍存在结垢现象，管网压损过大。为了满足下游水井的正常执配，只能提高泵站的运行压力，因此造成了系统的无功损耗增加，管网效率降低。注水站泵压平均上升 1.8MPa，每年多耗电 141.3×104kW·h。

据统计，该油田结垢较严重的注水管道有17条共14.7km，占总管道长度的22%。这些结垢的注水管道实际管损达到了2.2MPa，是正常管损的3.4倍。大大超出了《油田注水系统经济运行》（SY/T6569-2003）标准中关于“注水站出口至最远点注水井井口的管网阻力损失应控制在1.0MPa内”的规定。

表3 部分注水管道基础数据

图2 注水干线结垢照片

2 节能对策及效益分析

2.1 节能对策

通过以上分析，提出以下节能对策：

2.1.1 采用高效柱塞泵

将小一注7台3H-8/450II型低效柱塞泵更换为5ZB-12/42型注水泵。

2.1.2 更新低效增注泵

优选柱塞式液力平衡增压注水泵，对泵效低的增压泵进行更换，同时配套完善变频控制。小4站离心增压泵更新为1台3ZY-4/37型增压注水泵；小8站离心增压泵更新为2台3ZY-7/40型增压注水泵；小13站需要增压注水的两口井在注水工艺中进行了工艺调整，T接进小六注至小13站35MPa注水干线生产，增注泵可以取消。

2.1.3 将小一注进行高低压系统分离改造：

不同系统负责相应压力等级注水井的注水任务，各系统独立运行。分为 20MPa、25MPa、35MPa三个系统。

根据不同压力等级的注水量需求，配备注水泵，其中利用旧泵19台，新建7台。20MPa等级注水量为 3914m3/d；25MPa等级注水量为 909 m3/d；35MPa等级注水量为1553m3/d。

其中压力等级为20MPa的注水泵15台；压力等级为25MPa的注水泵6台；压力等级为35MPa的注水泵5台。

2.1.4 简化注水工艺

对小集油田的注水系统进行优化简化，工艺流程由原来的注水单井--配水间--注水泵站三级布站方式简化为注水泵站直接对应注水单井的两级布站方式生产，简化掉注水系统中的配水间环节，注水井直接与注水干线T接或与临近的注水井串接。为此需新建系统管道延伸1.7km （Φ159×18mm管道 0.7km，Φ114×13mm 管道 0.8km，Φ89×10mm 管道0.2km），单井注水管道2.72km（其中Φ76×9管道0.86km，Φ60×11mm 管道 0.21km，Φ60×7mm 管道1.65km），配套在线远程监控装置117套，取消8座配水间，注水单井管线总长度减少11.13km。

2.1.5 对管道进行除垢

采用射流除垢工艺对管道进行除垢：采用多元复合物理清管技术，利用压力喷射除垢原理，有效解决了之前物理通球方法极易卡堵和化学清洗技术产生大量有害气体的问题，除垢实际效果非常理想。

注水干线：对小一注至小4站注水干线的后段、小一注至小9站35MPa注水干线、小一注至小9站25MPa注水干线实施除垢，除垢长度4450m；

单井注水管道：对小 10-14、小 12-18、小 13-12、小 10-10、小 11-7、小 11-9、小 11-7-4、小 11-17、小 13-20、小 14-19、小 9-5-2等注水井的单井管道实施除垢，累计长度7400m。

2.2 节能效益预测

小集注水系统节能对策投资1472万元，具体如下表：

表4 节能对策投资估算

通过对小集油田注水系统实施各项节能对策，注水单井管线总长度减少11.13km，减少8座配水间，预计可减小管道沿程压力损失1.8MPa，年减少耗电量280×104kW·h，节约电费202万元。减少8座配水间的更新改造，节省工程改造投资400万元，节约维护修理费25万元，减少因管线漏失发生的污染赔偿费用10万元。投资回收期为2.3年。