外围低渗透油田注水系统的节能环保措施探讨

2019-05-23杨丽明大庆油田有限责任公司第九采油厂

石油石化节能 2019年4期

杨丽明（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

1 能耗问题

1.1 站场负荷率降低

近年来，注水站的运行负荷率低、设备利用率低的情况日益明显。截至2017年底，某厂负荷率低于50%的注水站有15个，占总注水站数的35%。分析原因主要有2个：部分小区块产能递减快，随着开发调整、注水量降低后，机泵能力与注水量匹配不好[1]，多套机泵闲置，单台在运的机泵仍需打回流；部分油田注水压力上升快，已建注水系统不能满足注水需求，导致欠注问题突出，注水站运行负荷降低。以A油田为例，该油田于2006年投入开发，注水压力上升迅速，6年后欠注井数已达总注水井数的25%，且先后采取酸化、压裂等措施，效果均不明显，欠注井日益增多，欠注水量逐渐加大。目前欠注井数占总井数的44%，多数注水井关井停注，该油田3座注水站平均负荷率只有32%。

随着开发时间的延长，部分站场出现机泵设置不匹配的情况，导致电能损失严重。另一方面，闲置机泵的数量增多，设备利用率降低，加大了设备的无形磨损，造成资源浪费。

1.2 管网适应性下降

1.2.1 注水压力差异大

由于地层物性差、边部注水等原因，各注水井压力各不相同，且相邻井压力差别较大，导致注水阀组截流损失严重。B油田注水压力差异大的问题尤其突出，该油田平均注水压力为17.7MPa，低压注水井的注水压力只有10MPa，而高压注水井的注水压力可达21MPa，甚至同一平台的2口注水井的压差可达到4MPa，低压井需依靠阀门调节来保证正常生产，造成电能浪费[2]。

1.2.2 管道压损增大

部分油田经过多年的加密建设，系统的供水量增加、供水半径增大，导致已建注水管网的压力损失大幅度增加；随着运行时间的延长，注水管网中的杂质和异物增多，管道结垢严重，影响管道的正常通量。以B油田为例，注水系统内的水井井数增加了52口，注水量上升1150m3/d，管网的供水半径增大4.7km，注水管网的压力损失高达4.5MPa，加重了管道压损大的问题，降低了注水管网效率[3]。为了达到部分高压注水井的注入压力需求，就要提高注水站运行压力，导致注水系统能耗上升[4]。

将2016年与2017年同期的能耗指标进行对比，单耗从6.6kWh/m3上升到6.9kWh/m3，耗电量从77.9×104kWh上升到82.8×104kWh。

2 环保问题

外围油田规模小，相对独立的油田较多，污染源分散，所处环境的地形地貌相对复杂，治理和保护难度都比较大，给地面建设及生产运行造成较大的困难。

2.1 穿越环境敏感区

南部油田存在的普遍问题是通井道路两侧边坡下为稻田地和芦苇塘。近年来，随着稻田地的不断扩大，当地新建许多水渠为稻田地进行灌溉，以致已建的工艺管线紧邻或直穿稻田地、灌溉水渠，一旦工艺管线穿孔产生泄漏，原油或含油污水外流势必造成污染。

2.2 资源消耗大

外围油田地处偏远，各油田分布零散，相距至少20km，交通不方便，建设项目在施工过程中的人力、器材、动力等方面的消耗和现场施工的大面积土地占用也会对生态环境造成较大影响。

2.3 含油污水富余

B油田建有联合站1座，该站担负着12个油田区块的含水油处理、净化油外输任务，外输至联合站的产液在站内进行分离处理，处理后的含油污水在本油田的注水系统回注。近年来，随着产液含水升高、注水井欠注等问题的突出，B油田出现含油污水供注不平衡，富余水量靠本油田回注无法完全消耗的状况，一旦含油污水外排会带来环保隐患。

3 能耗方面的改进措施

3.1 取消低负荷注水站

联合站周围的小规模依托注水站多且距离较近，采用联合站低压供水、注水站升压回注的工艺，多存在注水站负荷率低、设备闲置的情况。对于开发潜力有限且管道适应性差的老区块，可以取消注水站运行，采用联合站高压供水回注工艺，闲置设备利旧到其他区块重复使用。提高了联合站的运行负荷率，保证泵效在合理区间范围内，使设备能力得到充分利用，可有效解决设备闲置、资源浪费的问题。

外围油田各区块分布集中的相对少，采取这项措施具有一定的局限性，但对于开发潜力有限的老区块是一项有力措施，能够减少设备有形磨损和无形磨损，降低运行投资。

3.2 管线冲洗

定期做好注水干线冲洗工作，清除注水管网中的杂质、异物，以减少管网阻力损失[5]。

3.3 分离高压注水系统

外围油田的各油田独立且分布零散，注水管网的连通性差。因此，综合考虑各油田欠注井的分布和压力需求情况，遵循整体降压和局部增压合理搭配的原则，使注水站泵压与所辖范围内的注水井井口压力合理匹配，达到提高管网效率的目的[6]。

3.3.1 增压注水

对于局部高压井的注水压力需求超过设计能力的情况，优先考虑局部增压注水工艺。

A油田注水系统是注水压力上升快、已建系统设计能力不足的典型地区，欠注井分布零散，难以进行区域性治理；因此，实施局部增压注水，并配合数据远传功能，将生产数据传输至调度进行统一管理。以单台排量30m3/d、增压范围5MPa的增压泵为例，稳定运行228天可累计增注4546m3，耗电3.0×104kWh，运行费用为1.95万元；注水站降压运行后，年节省运行费用43.9万元。

3.3.2 分压注水

随着加密、改造措施的陆续实施，老油田注水系统的适应性下降，管网压力匹配程度下降，优先考虑注水管网优化，进行分压注水。

B油田的注水系统运行时间近20年，供水半径增大，注水量增多，已建注水管网的介质流速快，水力损失大，不利于注水系统的经济、高效运行。因此，对已建注水系统实行分压运行，可降低高压系统注水量1898m3/d，年可节省电费60万元。

4 环保方面的改进措施

考虑到生态影响具有涉及范围广、影响程度大、时间长、不可逆性的特点，在油田地面建设过程中，坚持预防优先、治理为辅的原则，优化选址选线方案，合理避让生态敏感区，将项目建设的影响程度降至最低。

4.1 合理避让敏感地区

近年来，逐步安排环保项目来解决河流水域穿越问题。对于道路周边地形是稻田地、水渠等情况，进行规划可行性论证，综合考虑生态敏感性及经济合理性，优先选择生态影响最小的方案。

管道工程重视选线方案，以沿路敷设为主，尽量避开环境敏感区。对于管道必须从积水地区穿越的情况，采用钢过桥穿越或水平定向钻的方式进行处理，穿越管道采用钢管，外加防护套管。

对于蓄洪区等敏感地区的管理，配备相应的环境风险事故处理装备，如防渗布、围油栏、铁锹等。巡检发现油水泄漏时，及时找出泄漏点，在周围铺上防渗布，用土围好，防止污油、污水扩散，必要时用装满土的编织袋打围堰，防止污染面扩大；同时加强日常巡检，特别加强汛期巡检，发现问题及时处理，杜绝环境污染事故的发生。

4.2 推广应用撬装设施

外围各油田区块分布零散且偏远，采用撬装设施后，在施工现场只需要进行设备安装和线路连接即可，可以大大减少现场施工人员及器材、物资等多方面的消耗，缩小施工范围，将临时占地面积控制在最低限度，尽可能少地破坏地表植被和土壤，降低资源的消耗和土地占用对生态环境的影响。另外，撬装设施具有结构紧凑、重复利用性强且投资相对低的特点，有很好的经济性和环保优势[7]。

4.3 优化调配富余污水

某厂自2011年起陆续对B油田富余污水进行优化调配，通过采取系统调整、技术改造等措施，对富余污水进行转注、外输，最终实现油田间污水相互调用[8]。

4.3.1 转注污水

优先采取注水系统内部调整，将本油田某井区的部分注水井（注清水）转注污水后，B油田富余的含油污水在本油田内部可以完全消耗。

4.3.2 转输污水

由于B油田某井区渗透率低，可以回注污水的注水井有限，在富余污水量持续增大的情况下统筹规划，建设B油田至C油田、D油田2条外输线，共计45.8km，将B油田富余的含油污水外输至C油田和D油田回注。新的污水供应网络形成后，实现了含油污水的优化调配，日可增注污水1416m3，使得富余的污水资源得到了很好的利用。另一方面，C油田和D油田由注清水改为回注污水后，可节约等量的地下水资源，年可节约304.94万元。

在外输管道的设计选线过程中，尽量避开农田、林地、地表水体等，途经沟渠处以钢过桥的方式穿越，减少土地占用、植被破坏等带来的生态影响，实现油田生产与区域经济的协调发展。