克拉玛依油田提高多源注水系统效率方法

2015-10-31赵美刚曲江涛新疆油田公司采油二厂

石油石化节能 2015年11期

赵美刚　李　建　曲江涛　叶　洋（新疆油田公司采油二厂）

克拉玛依油田提高多源注水系统效率方法

赵美刚李建曲江涛叶洋（新疆油田公司采油二厂）

克拉玛依油田西北缘区块油藏层系多、非均质严重且相互层叠，各层系注水压力需求差异很大。地面系统依托统一系统压力注水，系统各环节的能力与需求不能实时匹配、系统工况调节能力差、运行能耗高。通过研发具备模拟、诊断、预测功能的注水系统数值模拟软件，将多源复杂大型管网系统分解为若干个相对独立的子系统，分析影响注水系统效率的因素。优化使用PCP技术、分压注水等措施，实现高（25 MPa）、中（16 MPa）、低（10 MPa）三套合理地面注水体系。实现地面配注满足率、系统效率提高，注水单耗降低。

注水效率多源分压

注水开发是陆上稀油油田开发的主要开采方式，通过注水开发可有效补充地层能量，对提高原油采收率，确保油田高产、稳产起到了积极作用。当油田进入中高含水开发期后，为保持油田稳产，注水量增加迅速，耗电量也随含水上升率的上升而增长。当含水率超过70%时，注水系统用电超过整个油田总用电量的40%，在油田地面工程各系统能耗中最高。

克拉玛依油田西北缘区块共有49个开发层系注水，注水井点广、需求量大。由于油藏层系较多、非均质严重且相互层叠，单井间注水量与注水压力差别大。随着油藏加密调整、二次开发和滚动开发等不断调整，逐步形成各泵站相互连通、统一系统压力注水的注水系统，系统运行工况十分复杂。据统计，2008年以前该油区注水系统效率为38.6%～40.6%，注水单耗为6.7～7.1 kWh/m3，系统效率低、能耗高，与国内外相比差距大。

1　建立注水系统效率模型

根据SY/T 5265—1996《油田注水地面系统效率测试和单耗计算方法》规定，地面注水系统效率由电动机效率、泵效和管网效率组成，即V=η1η2η3。其中η1、η2均为注水泵站内参数，两者可作为整体统一分析；η3为地面流程管网效率。

注水模拟系统中需要建立模型的节点单元，主要有注水泵、管线及管网、配水间管汇及注水井。

1）运行参数分析。模拟计算现场生产工况，计算出对比工况下（设备、管线等处于优化运行状态下）的运行数据，找出系统运行不合理的部位和环节。主要包括泵站运行参数、管线运行参数、系统效率等。

2）方案设计及模拟。根据需要进行虚拟方案的制定，并模拟计算出虚拟方案的运行工况，为人工制定的调整改造方案进行工况预测。通过模拟计算对多个方案进行对比，并根据单耗、效率、注水井配注满足率等评价参数，优选系统改造调整方案。

应用注水系统数值模拟软件进行工况模拟，计算出连通干线上的压力，将多源复杂大型管网系统分解为若干个相对独立的子系统。通过注水系统模拟软件进行工况模拟，各泵站效率值如表1。

2　注水泵站效率影响因素

1）机泵效率。注水站主要设备为离心泵，离心泵的泵效除与设备本身的状况有关外，影响泵效的最主要因素是实际工况点是否在高效区运行，实际工况点越靠近额定工况点，泵效越高。

2）站内管网效率。站内管线通常距离较短，管线沿程损失较少，所以站内管网效率取决于泵出口阀门的节流损失。离心泵站中3座注水泵站的站内管网效率最低，是由于注水泵配用电动机的功率低于注水泵需求输入功率，需通过关小泵出口阀门的方法来限制注水泵排量，以防止电动机超负荷运行，这样泵的实际排量只能达到泵额定排量的72%～90%，使注水泵的能力得不到充分发挥，而且造成泵出口阀门的节流损失过大（泵管压差高达2～4 MPa），泵站运行效率低下。

3）注水管网效率。油区注水井压力分布如图1所示。高、中、低压力井在地理位置上没有明显的划分界限，高压力注水井从西到东贯穿了整个辖区，在平面上呈点状、狭长条状分布（深蓝色为主）；中压井部分呈片状分布，部分与高压力井相互穿插，也呈狭长条状分布（蓝绿色为主）；低压区基本呈片状分布（红色为主）。

从图1可以看出，现存在注水泵压条件下，出现部分高压区欠注严重；部分低压区水井节流损失较大，注水单耗相对较高的问题。

表1　2008年注水系统运行工况数据

3　提高注水系统效率

通过注水系统数值模拟软件模拟工况对注水系统效率影响因素分析，从注水泵站、注水管网2方面进行提高系统注水效率。

图1　采油二厂东部油区注水井压力分布图

3.1泵控泵技术

泵控泵（PCP）技术原理是在原有大功率多级离心泵（主泵）前串联一个具有较宽工作范围的小功率前置泵，由变频调速电动机带动前置泵，为主泵提供前置压力，并以主泵出口的压力或流量作为前置泵电动机变频的调控信号，达到调控主泵出口压力排量的目的。

扩容节能，要先进行主泵减级，降低主泵运行功率，改造后的工况及特性曲线变化见图2。

图2　PCP技术应用后的工况和特性曲线变化

如图2所示，在注水泵进行减级后，注水泵的特性曲线下调，需要由前置泵进行能量补充，根据注水泵出口反馈的压力或流量控制信号，前置泵电动机进行自动变频，直到满足出口排量和扬程需求。

以泵站同输出HC扬程进行比较，减级并加入PCP技术改造后，前置泵在最低频率下（25～30 Hz）的工况为点E，此时系统输出的扬程为HC，排量为Q2，在工频（50 Hz）下的工况点为F，此时系统输出的扬程为HC，排量为Q3，Q2、Q3均大于改造前的Q1，实现了泵站的扩容。

3.2泵站节能改造对比

根据泵站改造需求及节能改造条件，结合生产实际。对更换为2000 kW大功率电动机、电动机增容至1800 kW并注水泵减1级（10级）、泵控泵技术改造并注水泵减2级（9级）3个方案，应用注水系统模拟软件进行工况预测，见表2。

702泵站井口平均压力低，辖区注水井井口压力差异大，欠注水量小，未来需求水量较大。801泵站高压力井比例大，未来需求水量小。802泵站辖区注水井井口压力较为平均，欠注水量最大，未来需求水量也最大。确定702、801注水泵站进行泵控泵并减2级（9级）改造，802泵站进行更换大功率电动机改造。

3.3系统分压注水

对于注水系统这种多源复杂管网系统来说，单个设备、泵站或者区块运行效率的提高，并不能保证整个系统的效率提高，需系统考虑注水系统的优化调整。

以现有注水系统为依托，根据压力区域划分情况，对存在欠注井严重区域进行新建高低压系统，形成高中低多套注入系统。达到提高高压区注水量及满足率；降低低压区注水单耗，降低高压区单位压力单位注水量能耗。

表2　泵站改造多方案工况及能耗预测

4　实施效果

2008—2012年进行了702、801注水泵站泵控泵技术改造，802注水泵站更换大功率电动机改造。六区低压系统，八区克上、530井区高压分压注水。项目实施后系统效率由2008年的40.2%提高到2012年的42.9%，注水单耗由6.55 kWh/m3下降到6.13 kWh/m3。

1）能耗效果。702、801泵站泵控泵技术改造后单泵排量分别提高了500～800 m3/d，泵站效率提高了2%～3%。802泵站改造后单泵排量提高了1000～1200 m3/d，效率提高了3%～4.5%。高压系统解决老井欠注及高压新井注水4100 m3/d，系统配注满足率提高了9.2%。六区分压改造后，系统效率由原来的25%提高到44.2%，注水单耗由原来的6.4kWh/m3下降到3.8 kWh/m3。

2）效益分析。702、801泵站泵控泵技术改造后，年节电约306×104kWh，年节约电费226万元。六区地面系统分压注水改造后，年节电218× 104kWh，年节约电费163万元。八区克上及530井区高压系统分压注水改造后，提高高压水井注水量4100 m3/d。