油田注水系统优化运行方法

潘永伟（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

1 注水系统状况

1.1 区域供过于求的矛盾较为突出

注水系统按照供水对象不同，划分为普通、深度及三采共3套注水管网，其中普通网上游主要承接三采产液脱后普通污水，下游主要向基础井网、一次加密井网以及后续水驱井网供水。近几年，随着三采开发规模的不断扩大，地层压力逐渐升高，使三采产液量不断升高，注入水量逐渐减少，最终导致上游水源过剩，下游注入困难，系统供过于求，管网压力升高的问题[1]。与2015年初对比，普通网注水量由47 523 m3下降至35 877 m3，管网压力从14.94 MPa上升至15.98 MPa，系统供过于求的问题较为突出（表1）。

表1 某油田普通注水系统主要参数变化情况

1.2 注水井水量变化幅度较大

某油田生产注水井6016口，受钻关、管道维修、冬季保管道等因素影响，注水量季节性波动明显，冬季最大注水量为21.3×104m3/d，夏季最小注水量为19.2×104m3/d，差幅达2.1×104m3/d。由于注水泵无变频等连续调速技术，只能采取大、小泵启停泵的方式实现水量的阶梯式调节，难以保障供需能力连续匹配，导致部分阶段系统管压及单耗显著升高[2]（表2）。

表2 2017年某油田注水系统注水量变化情况

1.3 部分注水泵单耗长期超标

某油田共建设注水泵机组64台，部分注水泵单耗超指标范围，主要原因有以下三个方面：

1）泵水能力与管网压力不匹配造成单耗超标。随着管网压力逐渐升高，注水泵泵水阻力相应加大，部分机组泵水能力与管网压力不匹配导致单耗超标。其中，某1注水站2#注水泵投产于2015年，型号为D300-150×11。从表3可以看出，该泵在管压小于15.8 MPa时，泵水单耗可控制6.0 kWh/m3以内，但随着管网压力升高，机组泵水能力与管网压力不匹配，导致单耗超标。

表3 某1注水站2#注水泵单耗与管压关系变化情况

2）注水泵机组老化低效造成泵水单耗超标。注水泵长期运行，其转动部分、传动部分、电动机部分以及润滑、冷却等系统均可受腐蚀老化影响造成设备运转不良，泵效降低，单耗升高。其中，某2注水站1#注水泵投产于2001年，型号为D400-150×10。该泵设计日供水能力9600 m3，实际供水能力6646 m3，最大运行电流仅172 A（同规格其他泵在200 A以上），泵水单耗6.15 kWh/m3（指标要求小于5.8 kWh/m3），运行泵效73.64%（指标要求大于78%），机泵单耗高、泵效低、泵水能力差，无法满足生产需求[3]（表4）。

表4 某2注水站1#注水泵生产参数变化情况

3）注水泵自身高耗低效造成单耗超标。部分注水泵由于机泵安装、调试、电动机匹配以及其他自身因素影响，使泵水单耗长期处于超标状态，该类泵在不同管压下泵水单耗长期超标，其数值不随管压变化而变化。其中，某3注水站4#注水泵投产于2012年，型号为D200-150×11。从表5可以看出，该泵在不同管压下单耗持续超标，且无明显变化趋势。

表5 某3注水站4#注水泵单耗与管压关系变化情况

2 思路及措施

2.1 优化运行思路

针对上述问题，围绕“增加用水需求，引入高压变频，治理高耗设备”的方法开展系统优化，从源头上控制管压，过程中优化运行，节点上控制单耗。

2.2 优化调整措施

2.2.1 优化供注关系，增强井网联通

按照开发安排，2017年6月A区西部全面进入后续水驱阶段，为缓解普通注水系统供过于求的问题，将上述后续水驱注入站高压来水管道与普通管网做开放式连通，增加普通系统注水需求，缓解供需矛盾。

通过优化供水关系，系统泵压下降0.47 MPa，管压下降0.46 MPa，系统泵水能力提升1748 m3/d，泵水单耗下降0.1 kWh/m3，供需问题得到缓解，日降低注水用电1.24×104kWh（表6）。

表6 某油田普通注水系统管网调整前后参数变化情况

2.2.2 实施高压变频，增强调节能力

针对注水井水量变化幅度较大，机泵调节能力差的问题，引进高压注水泵变频调速技术，利用变频调速技术，根据下游注水量的变化实时调整机泵排量，满足系统的供需平衡。措施后管网压力下降1.0 MPa，泵水单耗下降0.33 kWh/m3，系统稳定性得到增加，日降低注水用电1.38×104kWh（表7）。

表7 高压注水泵变频调速技术对比情况

2.2.3 治理高耗设备，降低注水能耗

针对注水泵泵水单耗超标的机组，开展以下治理工作，在满足生产需求基础上，降低生产能耗。

1）实施注水泵减级。将某1注水站2#注水泵由D300-150×11减级至D300-150×10，改造后泵水单耗将减少0.24 kWh/m3。按照现排量计算，日节电0.35×104kWh[4]。

2）更新高耗注水泵。鉴于某2注水站1#注水泵低效、高耗问题，将该泵机组整体更新，更新后设备泵水单耗下降0.15 kWh/m3。按照泵水量9600 m3/d计算，日节电0.14×104kWh。

3）实施注水电动机改造。对某3注水站4#注水泵实施电动机改造，改进电动机绕组线圈连接方式，使其适用于特定负载和工况，提升注水泵与电动机匹配性能，提高机组整体效率[5]。电动机优化后，泵水单耗下降0.4 kWh/m3。按照泵水量4800 m3/d计算，调整后日可节电0.19×104kWh。

通过以上三方面工作，注水系统稳定性得到增强，日注水耗电下降3.3×104kWh。按照工业电费0.638 1元/kWh计算，年可节约运行费用768万元。

3 结论

1）随着油田进入高含水开发后期，注水系统开井数及注水量持续下降，加之注水站缺少逐级、连续调节能力，导致注水泵泵压、管压及注水单耗显著上升。

2）为缓解系统供过于求，管网压力升高的矛盾，增加井网连通性，促进全局供需平衡；引入高压变频调速技术，使注水泵排量与注水需求实现连动；加强高单耗注水泵治理力度，控制注水单耗维持较低水平，保障系统低耗高效运行。

[1]王中专.杏北油田三次采油注水系统优化措施分析[J].石油规划设计，2016，27（04）：44-47.

[2]王锋.杏北油田注水系统优化调整措施与潜力分析[J].油气田地面工程，2013，32（09）：36-37.

[3]张涛.注水泵的优化[J].石油石化节能，2016，6（1）：18-19.

[4]胡志伟.杏北油田注水系统降压运行方案与效果分析[J].石油石化节能，2015，5（3）：39-40.

[5]张炳义，郑军铭，冯桂宏，等.大型异同步电动机再制造成自起动永磁同步电机技术研究[J].节能技术，2017，35（4）：344-348.