降低喇嘛甸油田注水系统能耗技术探讨

王东明（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

喇嘛甸油田注水系统分为普通水高压、低压、深度水和聚驱水等三个系统四套管网。2013年注水系统耗电5.88×108kWh，占全厂总耗电的44.3%。目前，全厂注水单耗偏高，尤其是聚驱水注水系统能耗超标严重。聚驱水注水系统20台注水泵有9台泵注水单耗超标，有9台泵泵管压差超过0.5MPa，213口注入井168km单井管线压降大于0.5MPa。普通水系统和深度水系统也不太程度存在注水泵排量不匹配、泵出口压力高、泵水单耗高等现象。因此开展喇嘛甸油田注水系统节能潜力分析及对策技术研究，有效降低注水系统能耗已刻不容缓。

1 现状

截止2013年底，喇嘛甸油田共有注水站24座，注水泵84台，平均日运行38.96台，注水量1.036×108m3，注水耗电5.88×108kWh，注水单耗5.68kWh/m3，注水泵平均泵效为78.1%。注水系统分普通水高压、低压注水系统、深度水注水系统和聚驱水注水系统等三个系统四套管网，主要工艺流程为环状配水管网多井。普通水注水系统有17座注水站、46台注水泵，为环状管网，泵水单耗为5.56kWh/m3；深度水注水系统有8座注水站、18台注水泵，为整体树状局部环状管网，泵水单耗为5.66kWh/m3；聚驱水注水系统有5座注水站、20台注水泵，为支状管网，泵水单耗为6.02kWh/m3，见表1。

表1 注水系统现状统计

2 存在问题

目前，喇嘛甸油田注水系统注水单耗偏高。主要表现在以下方面：

1）在系统上，普通水系统存在高低压管网压力区分不明显、局部管网压力高、部分污水无效循环、区域供注不均衡等现象；深度水系统存在泵管压差大、注水泵排量单一等现象；聚驱水系统存在注水泵排量不匹配、泵出口压力高、泵水单耗高等现象，见表2。

2）在区域上，喇嘛甸油田现有4个采油矿，四个采油矿区域内污水量、注水站供水量与配水间注入水量不匹配。其中，第一油矿和第四油矿区块注水量过剩，第二油矿和第三油矿区块供水量不足。

表2 2013年各矿污水量、注水量统计

3）在能耗节点上，注水系统84台注水泵有25台泵注水单耗超过大庆油田5.8kWh/m3的技术管理指标；有7台泵泵管压差超过1.5MPa，超过0.5 MPa的规范要求[1]；有970口注水井单井管线压降大于0.5MPa，超过公司《油田注水管理规定》单井压降控制在0.4MPa以内要求。

3 优化措施

针对注水系统存在的能耗偏高的问题，开展相应技术措施，优化注水系统，降低系统能耗。

1）在系统上优化注水站布局，合理匹配注水泵，见表3。

表3 注水系统现状统计表

通过对喇嘛甸油田注水系统现状统计，发现处理水质单一的注水站有15座，有2座注水站泵水单耗已超过油田公司5.8kWh/m3技术考核指标；处理2种水质的注水站有9座，有5座注水站泵水单耗超标。在注水井开关井、注水量方案调整、钻孔等因素改变注水量需求时，注水泵尤其是1台注水泵不能较好的平衡供注水量，容易造成注水量减少、管网压力升高、泵效降低、单耗上升等耗能现象。

2）在区域上优化注水管网，降低管网压力。

在注水系统的三个子系统中，聚驱水系统为支状管网，管网压力受注入井油压、开关井数、注水站注入水量等因素影响；深度水系统为整体树状局部环状管网；普通水系统为环状管网，2个注水子系统管网压力除受上述因素影响外，还受环状管网影响。

3）在能耗节点上优化参数，降低注水单耗。

由注水泵的特性曲线可知，当注水泵运行在高效区时，注水泵的排量上升、压力下降，注水泵的单耗降低[2]。因此，保证注水泵高效低耗运行，需优化注水系统能耗节点参数，见图1。

图1 注水泵性曲线图

3 结论及认识

1）注水系统布局合理是节能的基础。注水站的布置、管网的结构组成、注水泵的排量和级数匹配等不同，对注水系统的整体能耗水平起到决定作用，合理的布局可以使供水半径变小、处理水量灵活、管网压力降低，在满足不同供水需求时，均能保证单耗不超标、电能消耗较少。

2）注水系统能耗节点的参数优化是节能的关键。注水泵出口压力、泵管压差、管网压降及阀门的开启度等能耗节点参数变化，直接影响注水泵的泵水单耗及注水泵效率。

3）注水系统低耗运行管理是节能的保障。受地质开发需求、产量、钻控、开关井、管线结垢、设备老化等因素影响，注水系统启泵台数、管网压力、处理水量等数据都会发生变化，为了确保系统始终处于低耗运行状态，需不断加强运行管理，使启泵台数、系统压力和水量均合理。

[1]成庆林,王学文.石油企业能源综合利用技术导则[M].北京:石油工业出版社,2008:2.

[2]刘东升.油田注水生产系统节能技术[M].北京:石油工业出版社,2010:12-15.