杏北油田注水系统降压运行方案与效果分析

2015-10-26胡志伟大庆油田有限责任公司第四采油厂

石油石化节能 2015年3期

胡志伟（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

杏北油田注水系统降压运行方案与效果分析

胡志伟（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

杏北油田普通注水系统存在部分注水站泵水单耗高、注水系统压力损失较大的问题，针对这一问题，对普通网注水井压力进行了分析，制定了注水系统降压运行方案。通过采取优化注水站布局、注水泵减级等多种技术措施实行降压运行，并对比降压前后的单耗、电量、压力等变化来分析降压后取得的节能效果。

油田注水系统降压注水泵

1　注水系统管网压力问题

1.1压力分布与所需的压力不匹配

通过调查采油厂二区三排、四区三排、六区三排3条注水干线的193口普通网注水井，得出井口实际注水压力是东西过渡带最高、油田中部压力最低，但是油田地面注水系统的压力分布却与油田开发的需要不匹配，见图1。

图1　破裂压力及注水压力示意图

从图1可以看出，油田开发需要注水压力高的地区，地面注水管网的压力不是最高，而油田开发需要注水压力低的地区，地面注水管网的压力却很高。如果把部分注水井干线压力降到14.0MPa就能够满足该地区油田开发的需要，但是受注水站和注水管网布局的影响，地面注水管网的压力需保持较高的压力水平。

1.2系统总压差较大

通过调查，全厂普通水注水泵平均泵压16.5 MPa，注水站平均出站管压为16.2MPa，井口平均注水压力11.71MPa，井口节流损失3.6MPa，从注水泵到井口注水压力共损失4.79MPa，占泵出口压力的29%，特别是井口节流损失大，占泵出口的21.2%。系统压力及压力损失统计见表1。

表1　普通注水系统压力及压力损失情况统计

2　普通水注水系统优化调整方案

2.1优化注水站布局

通过对全厂注水井的压力分析，全厂注水井压力呈东西高、中部低的分布特点，根据开发预测（表2），油田普通水注水量呈逐年下降趋势，按照目前注水设计能力，普通水负荷率和系统运行效率逐年降低。为此取消位于油田中部的杏一注、杏二注和杏三注3座注水站，调整各站注水出线及供水管道。

2.2注水泵减级

在优化注水泵启泵台数和布局后，对全厂7台普通水注水泵出口压力进行分析，普通注水系统管网总压差在4MPa以上，平均泵水单耗为5.80kWh/m3，具有降压潜力。决定全厂7座普通水注水站运行的6台注水泵均由11级减至10级，使系统压力进一步降低。

油田注水是能耗大户，杏北油田注水系统耗电量占生产总耗电量的30%左右。由于纯油区注水井和过渡带注水井间注水压力相差较大，注水系统为满足部分高压注水井注水压力的需求而运行在较高压力下，因此普通注水系统有较大的节能潜力。

表2　一般水注水负荷预测

3　降压效果分析

通过优化注水站布局、注水泵减级等措施，使在用的注水泵出口水量均有所增加，注水泵憋压状况得到有效改善。普通注水管网的压力分布与注入压力需求分布相互匹配，有效降低了注水管网压力损失，提高了系统的运行效率。为此，从以下几方面对降压效果进行全面分析。

3.1注水量情况

注水系统普通网降压前后注水量没有发生太大变化，与降压前5.2×104m3/d注水量基本持平，达到了预期效果，具体见图2。

图2　注水量变化曲线

3.2用电情况

降压前普通网注水耗电量为29.539×104kWh/d，降压后用电量为 27.979×104kWh/d，日节电1.56×104kWh（图3），年节电可达570×104kWh，每年可节省用电费用313.5万元。

图3　用电量变化曲线

3.3压力情况

杏北油田普通水注水系统通过减级，使普通水注水压力达到较好水平。减级前平均泵压达到了16.8MPa，管压16.38MPa。全厂7座一般水注水站的7台10级注水泵全部投入运行后，平均泵压降到了15.53MPa，管压降到15.30MPa，泵压下降了1.27MPa，管压下降了1.08MPa。降压前全厂普通水井网有注水井809口，大约20%的注水井井口闸门是全部打开的，剩余80%的水井均是依靠井口闸门控制压力。降压后井口闸门的全开率达到了50%，提高了30%，有效缓解了靠井口闸门控制配注压力的现象，使超压运行的管道大大降低，延长了管道、设备的运行年限，消除了安全隐患。泵压、管压变化曲线见图4。