油田注水系统能耗损失原因分析与对策

张鹏（吐哈油田公司技术监测中心节能监测站）

注水是油田开发后期维持地层压力、提高原油采收率的重要举措。目前吐哈油田大部分油井都是采用注水开发方式，以提高油藏的采收率，保证油田的高产稳产；同时，油田注水系统也消耗着大量的电能，油田注水耗电约占油田生产总电量的40%左右，因此，搞好油田注水节能工作意义重大。截至今年4月底的统计数据显示，油田公司共有注水井1053 口，开井625 口，平均单井日注水量34 m3，年累计注水量约709.1× 104m3。面对如此严峻的油气生产形势，油田公司今年在精细注水、注好水、有效注水方面做足了文章，但是摸清油田注水系统效率及各个环节的能耗损失是关键，对降低能耗十分重要。因此，我们对油田公司部分注水系统进行了测试分析与评价，为油田公司科学注水、精细注水和节能降耗提供技术保障。

1 注水系统的构成

注水系统是由注水站、注水管网、配水间和单井等组成的网状系统。水源水经过水泵提升后，液体出泵压力升高, 液体由泵出口进入汇管到出站口，经注水干线、支干线到配水间（或阀组）及井口阀组后输送到注水井口，注入井底。整个注水过程就是一个能量不断消耗的过程，从总的供入能量中扣除系统的各种损失后，就是系统的有效能量，该有效能量与系统输入能量之比，称为注水系统的系统效率。注水系统各种设备会对液体传输造成能量损失，液体从站出口开始，传输到注水单井控制阀前会产生压力和流量的下降，造成液体能量损失，损失的液体能量与系统输入能量之比称作注水管线损失率。注水站内泵出口到站出口之间会产生站内阀组能量损失，注水单井控制阀也会产生单井阀组能量损失，两种能量损失之和叫注水阀组能量损失，注水阀组能量损失与系统输入能量之比称作注水阀组损失率。注水管线损失率加上注水阀组损失率称作注水管网损失率。

2 注水系统现状

此次分析评价了五个采油厂的22个注水站、26个注水系统、61台注水泵机组、745口注水单井，分别是鲁克沁采油厂、三塘湖采油厂、吐鲁番采油厂、鄯善采油厂、温米采油厂。应用标准SY/T6275—2007《油田生产系统节能监测规范》和SY/T5264—2006《油田生产系统能耗测试和计算方法》测试分析得出 平均功率因数0.86，平均泵机组效率79.12%，注水泵总流量918.85 m3；注水站平均效率66.89%，平均注水阀组损失14.59%，平均注水管线损失3.20%，平均注水管网损失17.79%，平均注水系统效率51.74%，单井总注水量881.06 m3/h，平均注水单耗9.49 kWh/m3。测试功率因数合格率67%，泵机组效率合格率90%，综合合格率65%；可视为“节能监测节能运行设备”的有30台，达标率49%。测试26套注水系统，系统效率合格率73%；达到节能运行状态的注水系统有15套，达标率57.7%，公司注水系统整体运行情况良好，但也存在一定问题（表1～表4）。

表1 注水系统测试结果与评价指标比对

3 注水系统能耗损失原因分析

通过此次测试分析，注水能耗损失主要发生在三塘湖采油厂、鲁克沁采油厂、鄯善采油厂和吐鲁番采油厂的连木沁注水站。

3.1 设备管理

1）部分泵站计量器具配备严重缺失，尤其是流量计量有待完善。

2）测试注水泵机组61台，设备综合合格台数40 台，综合合格率65%，达到节能经济运行30台，节能运行达标率49%，主要是功率因数不合格数量较多。

3）三塘湖采油厂设备功率配备不合理，存在严重的“大马拉小车”现象，造成注水站效率和注水系统效率较低，站内回流量较大，总回流量高达29.91 m3/h，平均注水单耗高达11.36 kWh/m3。特别是西峡沟注水站，注水单耗为36.01 kWh/m3，北小湖注水站注水单耗42.52 kWh/m3，能耗损失严重。

4）吐鲁番采油厂连木沁注水站泵排量4.5 m3/h，打回流量2.21 m3/h，单井注水量2.29 m3/h，注水单耗11.31 kWh/m3，造成极大的能量损失。

3.2 注水系统运行

1）鄯善采油厂的注水系统效率较高，平均为72.09%；其次是温米采油厂系统效率59.62%；吐鲁番采油厂系统效率51.32%；鲁克沁采油厂系统效率46.20%；三塘湖采油厂系统效率29.49%。测试26个注水系统，有7个注水系统的注水系统效率未达到标准评价限定值要求，其中最低为三塘湖采油厂的西峡沟注水站，系统效率仅为6.11%，北小湖注水站系统效率仅为10.21%，能效偏低。

2）测试平均注水管网损失率最高为鲁克沁采油厂30.47%，主要表现在注水阀组损失上，损失较大。尤其是鲁克沁采油厂的鲁2站和玉西接转站阀组损失分别高达35.05%和31.27%；玉果7站阀组损失高达30.75%。由于用配水间阀门调节单井注水量，为了控制注水量在配注范围内，低压注水井的高压来水的剩余压力主要被配水阀门节流了，造成阀组损失较大。例如 鲁克沁采油厂的玉东204-18井，出站压力30.5 MPa，到井口下降到8.0 MPa；玉东203井和鲁8-2井出站压力28.5 MPa，到井口下降到10.0 MPa。

表2 注水泵机组效率合格及达标情况汇总

表3 测试期间各厂系统效率及损失情况测试汇总

表4 测试期间运行设备及参数情况测试汇总

3）从监测数据看，从泵出口到单井的流量损失较严重，损失水量37.79 m3/h，除打回流的32.39 m3/h水量外，还有5.40 m3/h的水量在注水管线延程流失。此次测试评价了4 个注水站，7 套注水系统，测试注水泵20台，喂水泵3台，注水单井343口。注水泵总流量363.975 m3/h，单井总注水量359.95 m3/h，损失水量4.02 m3/h，注水单耗9.32 kWh/m3。

4）高低压力井混注，节流损失大；注水站能力、干线分布与注水井分布不协调。

4 对策

1）强化计量管理。油田公司注水系统的计量器具有待完善，尤其是泵站流量计量缺失造成注水计量不准，注水站出水量与单井实注水量无法矫正。

2）加强设备现场管理。提高操作人员技术素质，懂设备性能及原理，对设备及时进行维护和保养，提高设备综合合格率。

3）三塘湖采油厂应避免放回流做无用功。对大功率机泵进行更换调整，大小兼备。根据实际注水需求设置机泵负荷，杜绝打回流现象发生，提高注水站效率和注水系统效率，努力降低注水单耗，吐鲁番采油厂连木沁站存在同样问题。

4）针对鄯善采油厂管路流量损失较大的现象，应强化管线检测，查找原因，避免管线泄漏。

5）降低注水管网损失率。注水管网中一般普遍存在管线结垢，可采取注水管网内壁涂料防腐，不仅增加管网使用寿命，而且减少结垢，降低粗糙系数。

6）鲁克沁采油厂应减少配水间的节流损失和单井管线管损。为了控制注水量在配注范围内造成阀组损失较大，管压差宜控制在0.5 MPa以下。

7）合理布置注水站和配水间。注水管线的压力损失与管径有关，还与管线长度成正比，管线越长，压力损失越大。泵站到井口的压力损失应降低到最低限度，注水站出口至最远注水井井口的管网损失应控制在1.0 MPa内。

8）应综合治理注水水质，加强注水水质的化验分析。避免不同水质混注后结垢或产生菌类，对管线造成腐蚀。

9）合理优化注水管网。对不合理的注水管网及时进行调整改造，调整局部注水井与注水站的隶属关系，使之负荷均匀，减少配水控制点，应杜绝高低压井混注现象。

5 经济效益分析

通过监测分析评价得知，泵机组输出总水量为918.85 m3/h，实际单井注水量881.06 m3/h，损失水量37.79 m3/h，其中仅打回流的无效注水量就有32.12 m3/h，相当于现有1.5台功率为185 kW的注水泵，以25 MPa的压力、19 m3/h的流量在接近满负荷运行做无效功。若对现有运行状态加以优化调整，杜绝打回流现象的发生和管路损失，加强计量管理，按年330天计算，年可节约电量219.78× 104kWh；按每度0.72元电费计算，年节约电费158.24万元。

6 认识与建议

1）强化计量器具配备，完善的计量是做好注水工作的基础。

2）提高员工素质，加强设备日常维护，是做好注水工作的关键。

3）加强注水系统能效监测，对注水系统能耗做出准确的、科学的分析与评价。

4）及时调整和优化注水管网，降低注水能耗。

5）建议推广应用注水系统自动化远传及监控系统，实现智能化控制，提高注水系统管理水平。