高含水油田注水系统节能改造对策及分析

2019-07-30高蕊霍夙彦中国石油大港油田分公司采油工艺研究院

石油石化节能 2019年6期

高蕊霍夙彦（中国石油大港油田分公司采油工艺研究院）

1 注水系统现状

羊三木油田所辖注水井64 口，建有注水站1座，注水系统设计压力等级16 MPa，运行压力为11.5 MPa，日注水量7 600 m3。

1.1 注水管网

羊三木油田注水系统建有注水干线4 条（图1）。其中，羊2#、5#注水干线给羊一区块供水，单井平均油压6.7 MPa，日注水量为4 100 m3；羊1#、4#注水干线给羊三区块供水，单井平均油压6.1 MPa，日注水量为3 500 m3。羊三木油田注水管道情况见表1。

图1 羊三木油田注水管道分布示意图

1.2 注水站

羊注水站建有高压柱塞泵8台，其中1#～4#柱塞泵供给2#、5#注水干线，3运1备；5#～8#柱塞泵供给1#、4#注水干线，3 运1 备。机泵平均进口压力为0.43 MPa，出口压力为11.5 MPa，注水泵机组平均效率为71.07%。注水泵情况见表2。

表1 羊三木油田注水管道情况

1.3 携排砂井生产情况

油田有2口携排砂井，动力液需水量160 m3/d，平均压力10.5 MPa，均引用注水系统水源作为供给水源。携排砂井生产情况见表3。

1.4 注水系统能耗

羊三木油田日注水量为7 600 m3，注水标耗为0.64 kWh/(m3·MPa)，注水系统效率为43.62%，均远低于油田平均值，节能潜力较大。

2 存在问题

1）注水系统效率低，单井注水压力差异大。经计算，羊三木油田注水泵机组效率为71.07%，注水系统效率仅为43.62%，远低于油田平均值，注水系统效率低；注水标耗为0.60 kWh/(m3·MPa)，高于平均水平15%。目前注水系统仅有4 口注水井，因地层原因需高压注水，占总井数的6.25%，注水系统压力就高不就低，整体偏高，能量损失大。

表2 注水泵情况

表3 携排砂井生产情况

2）携排砂动力液压力需求高，要求压力不低于10.5 MPa。携排砂井动力液由注水管网供水，为满足举升工艺压力需求，导致注水系统压力高。

3）管道结垢造成压损大。经统计，该油田供注水管道存在结垢、压损高的有9 条，累计5.2 km。其中，供注水干线3 条，长度4.2 km，最高管损达2.8 MPa；单井注水管道6 条，共计1.0 km，平均管道压损达1.5 MPa，注水管网效率低。

管道内壁结垢，管道压损增大。为满足开发需求，只能提高注水泵站运行压力或实施局部地面增压增注，注水系统能耗攀升。

3 节能技术

3.1 高低压系统分离工艺

1）由于油田或区块的不同，油层吸水能力的不同，造成注水压力差别较大，对大部分中低压井采取整体降压，对少数高压井采取局部增压和分区分压的注水工艺，优选注水泵的参数，使其额定排量、扬程与水井实际注水量、压力相匹配，降低节流压力损失。通过整体降压、分区分压、局部增压等措施，提高管网效率[1-2]。

2）自2011 年，第三采油厂先后在官三注、小六注、官六注、自一注、自六注5 座注水站实施“高低压分离”改造（图2），日节电8 477 kWh。以自一注为例，对自一注23 MPa 注水系统实施“高低压分离”改造，分为22 MPa 和14 MPa 2 个压力系统。实施后，自一注注水单耗由7.4 kWh/m3降至5.2 kWh/m3，实现日节电2 600 kWh，年节电62.4×104kWh。

图2 自一注“高低压分离”改造示意图

3.2 注水系统管道除垢工艺

1）油田注水管道内壁腐蚀与结垢现象普遍存在，造成注水系统管道结垢严重，管道压损大，系统效率低，影响注水井配注，产生二次污染，并出现超压隐患问题[3-4]。

气脉冲法管道物理除垢技术，对管道进行物理清洗，将压缩气体和水送入脉冲震荡发生器，在振腔中产生共振后，水气流通过出口，以脉冲方式喷入充满流水的管道中；随着压缩气体的急速膨胀和气泡的爆裂，管道中的水流突然加速，猛烈地冲刷管束内壁，在强劲剪切力的作用下，油泥及垢层疲劳、松动、脱落，并随水流走[5-6]。

2）2015年12月，第五采油厂X1注6#注水干线应用气脉冲法管道物理除垢技术进行清洗。清洗后管道压损由1.14 MPa降低到0.34 MPa，有效解决了管道结垢对回注水产生的二次污染。

4 节能对策及经济效益

4.1 节能对策

羊三木油田注水压力为11.5 MPa，规划采用“高低压分离”、“系统降压+局部增注”的工艺进行节能改造。对9口高压单井实施单井增注，配套增压注水泵6台。

1）注水系统“高低压分离+整体降压”节能优化。羊三木油田注水系统羊1#、2#、4#、5#干线整体降压，其中以羊2#、5#注水干线为系统，注水压力由11.5 MPa下降至10 MPa，注水压力下降1.5 MPa；以羊1#、4#注水干线为系统，注水压力由11.5 MPa下降至9.5 MPa，注水压力下降2.0 MPa。

2）局部增压节能改造。注水系统整体降压后，为满足高压井注水需求，实施局部增压节能改造，在5 个井区分别配套增压泵各1 台（150 m3/d、5 MPa、18.5 kW 型1 台；200 m3/d、5 MPa、22 kW型2台；300 m3/d、5 MPa、18.5 kW型1台；400 m3/d、5 MPa、22 kW 型1 台），配套单井注水管道及相关配套。

针对携排砂井，在羊3H19、羊3H22 井区配套增注泵1 台（300 m3/d、5 MPa、37 kW 型），为羊3H19、羊3H22 携排砂井增加动力液压力，配套单井注水管道及相关配套。

3）对于供水管道1.8 km、注水干线2.4 km、单井注水管道1.0 km，共计5.2 km进行气脉冲除垢清洗，达到降低压损、减少二次污染的目的。管道除垢工作量见表4。

表4 管道除垢工作量

4.2 节能效益预测

预计节能优化改造后，羊三木油田注水系统年可节电174.5×104kWh。

“高低压分离+局部增注”节能工艺实施后，预计年节电147.6×104kWh。羊2#、5#注水系统压力降低1.5 MPa，注水量约4 100 m3/d；羊1#、4#注水系统压力降低2.0 MPa，注水量约3 500 m3/d，预计年节约用电175×104kWh。井场增压新上增注泵6台，预计压力平均升高2.0 MPa，总水量为1 030 m3/d，经计算，预计年增加用电27.4×104kWh。

注水管道除垢工艺实施后，预计年可节电27×104kWh。总计约1 100 m3/d的水量，可实现降低运行压力1.1 MPa，预计年节电16.1×104kWh；总计约10 200 m3/d 的水量，可实现降低运行压力0.08 MPa，预计年节电10.9×104kWh。