杏北油田注水系统注水泵启停布局优化方法

姜怀

（大庆油田有限责任公司第四采油厂规划设计研究所）

1 注水系统运行现状及存在问题

杏北油田共建有17座注水站、64台注水泵，负责6 048口注水井的供水工作。随着开发程度的不断深入、油田规模不断扩大，注水井实注水量发生变化。2018年底，杏北油田实际运行注水泵27台，日均泵水量为20.5×104m3。

1.1 注水井水量变化幅度较大

受钻关、管道维修、开发调整和管道保运等因素的综合影响［1］，杏北油田注水量波动较为明显见表1，2018年普通注水管网水量波动范围为4.8×104～6.3×104m3/d，深度注水管网水量波动范围为7.6×104～9.6×104m3/d，三采注水管网水量波动范围为3.4×104～6.1×104m3/d。为确保系统供需平稳，需要调整注水泵启停布局，满足生产需求。

表1 2018年杏北油田注水系统注水量变化情况 单位：104m3/d

1.2 注水系统缺少连续调节能力

杏北油田建有2台D200型注水泵、17台D250型注水泵、37台D300型注水泵、8台D400型注水泵，具备±4 800 m3/d、±6 000 m3/d、±7 200 m3/d和±9 600 m3/d四种梯度的排量调节能力。当下游注水井水量发生变化时，由于离心泵无连续调速技术，只能采取大小泵启停的方式，实现水量的阶梯式调节，无法实现供需关系的连续同步调整，致使某些水量变化区间系统供过于求，管网压力及运行能耗阶段升高［2］。

由表2可以看出，2018年，杏北油田普通注水网日注水量由年初的6.3×104m3下降至年底的4.8×104～4.9×104m3。由于上游注水泵能力固定不变，造成系统供过于求，管网压力从15.6 MPa上升至16.2 MPa，为缓解这一问题，需要探寻注水泵启停布局优化方法。

表2 2018年杏北油田普通注水系统注水量与管网压力变化情况

2 注水泵启停布局优化思路及实施效果

2.1 优化思路

结合上下游水量需求，杏北油田采取“大排量、低扬程、高负荷”的思路，优化调整注水泵启停布局，控制注水泵运行台数，提高注水泵运行负荷。在满足开发水量需求和压力需求的基础上，降低管网运行压力，控制注水能耗，节约运行成本。

2.2 调整措施

2.2.1 启运大排量注水泵，控制注水泵运行数量

离心泵的效率与运行工况密切相关，在额定工况范围内，排量越高，效率越高，这是由其结构的固有特性决定的［3］。根据《油田生产系统节能监测规范》（GB/T 31453—2015）规定，排量低于100 m3/h的注水泵，泵效限定值大于53%；排量在400 m3/h以上的注水泵，泵效限定值大于72%见表3。

表3 《油田生产系统节能监测规范》注水离心泵监测指标

杏北油田不同规格注水泵的运行参数差异较大见表4，注水泵排量越低，泵水单位耗电量越高。D400型注水泵平均单位耗电量为5.80 kW·h/m3，D200型注水泵平均单位耗电量为6.49 kW·h/m3，后者是前者的1.1倍。因此，启运大排量注水泵有利于降低运行能耗。

表4 不同规格注水泵运行参数对比

杏二十二注水站原运行3台注水泵，区域泵水量为21 090 m3/d，平均单位耗电量为6.21 kW·h/m3。为降低运行能耗，优化注水泵运行方式，其停运了1台D250型注水泵和1台D300型注水泵，启运了1台D400型注水泵，多余的水量由系统分担。布局调整后，杏二十二注水站区域单位耗电量下降至5.56 kW·h/m3见表5，日均节电3×104kW·h，运行成本得到显著下降。

表5 杏二十二注水站注水泵调整前后能耗变化

2.2.2 启运低扬程注水泵，降低管网运行压力

杏北油田建有普通注水井1 978口，主要向基础和一次加密井网注入水质指标为“双20”的普通污水，平均实注压力为10.9 MPa；建有深度注水井3 007口，主要向二、三次加密井网注入水质指标为“双5”的深度污水，平均实注压力为11.6 MPa见表6。

杏北油田建有普通注水泵21台，其中7台处于运行状态，主要向普通注水管网供水，平均泵出口压力为16.1 MPa，出站管线压力为15.8 MPa，注水井阀组压力为14.9 MPa，阀组损失压力为3.8 MPa；建有深度注水泵30台，其中12台处于运行状态，主要向深度注水管网供水，平均泵出口压力为15.9 MPa，出站管线压力为15.4 MPa，注水井阀组压力为14.6 MPa，阀组损失压力为3.0 MPa见表7，各环节压力损失较大［4］。

为降低供给压力，提高能源利用率，杏北油田先后在24台注水泵开展减级。由表8可以得知，与非减级泵对比，减级后注水泵区域泵出口压力下降了0.4 MPa，管线压力下降了0.3 MPa。因此，启运低扬程注水泵有利于控制系统压力，减少压差损失。

表6 杏北油田普通和深度注水井实注压力分级 单位：口

表7 杏北油田普通和深度注水系统各节点压力损失情况 单位：MPa

表8 各种规格注水泵减级前后效果对比 单位：MPa

2.2.3 提高系统负荷，降低运行能耗

注水系统管网压力与泵水单位耗电量均随系统负荷变化而变化，由表9可以得知，当系统运行负荷提高至107%时，管网压力为15.1 MPa，运行单位耗电量为5.8 kW·h/m³，即注水负荷越高，管网压力越低，泵水单位耗电量越低。因此，提高系统负荷有利于降低运行能耗。

表9 2018年杏北油田注水系统主要参数变化

提高系统负荷的措施主要有两点：

一是优化供注关系，增强井网联通。

杏一～三区西部三采区块进入后续水驱阶段，所需水由深度水转为普通水［5］。为缓解普通注水系统供过于求的问题，将该区块所辖的三采注水站和进入后续水驱的注入站的高压来水管道分别与普通管网开放式连通，增加普通网用水需求。管网连通后，停运了1台D300型注水泵，普通网负荷从86%提高至94%，注水单位耗电量从5.96 kW·h/m3下降至5.85 kW·h/m3见表10，供需问题得到有效缓解。

表10 杏北油田普通注水系统管网连通前后参数变化

二是高含水关井控液，避免注水泵集中布局。

杏一～三区西部开发区块管辖各类注水站3座，分别是杏七注水站、杏十九注水站和杏二十五注水站，该区块运行注水泵5台，注水泵布局较为集中。通过开展站间调水高含水关井等方法，停运杏二十五注水站1台D200型注水泵，区域负荷从94%提高至100%，单位耗电量从5.85 kW·h/m3下降至5.78 kW·h/m3见表11。

表11 西部开发区块注水泵布局调整前后运行情况

3 结论

3.1 确定了注水系统注水泵启停布局优化方法

2018 年，杏北油田通过启运大排量注水泵，在杏二十二注水站区块减少1台注水泵运行，有效控制了注水泵运行数量；通过启运低扬程注水泵，使注水站平均泵出口压力下降了0.4 MPa，管线压力下降了0.3 MPa，有效降低了系统压力；通过优化管网连通、均衡区域布局的方式，在杏一～三区块减少2台注水泵运行，累计提高运行负荷14%，注水系统运行能耗显著降低。综上所述，“大排量、低扬程、高负荷”的注水泵布局优化方法，可以在满足油藏开发水量需求和压力需求的基础上，优化系统运行，降低生产能耗。

3.2 产生了显著的经济效益

2018 年，杏北油田推行“大排量、低扬程、高负荷”的注水泵启停布局方法，与2017年同期对比，注水系统全年累计减少3台注水泵运行，累计节电2 489×104kW·h，按照工业电费0.638元/（kW·h）计算，年节约运行费用1 588×104元，该方法可行，且效益可观。

4 注水系统下一步优化方向

优化匹配注水泵排量，增强系统调节能力。针对普通注水系统注水泵额定排量较高、下游注水需求相对较低的矛盾，杏北油田下一步将对各注水站注水泵规格进行调整，增加小排量注水泵比例，根据下游注水需求匹配注水泵运行见表12。

表12 杏北油田普通注水系统注水泵配备情况

应用变频调速技术，精细调控运行参数。原注水泵运行方式难以满足后续水驱精细开发的注水需求，需要引进高压变频调速技术，根据下游需求调整注水泵排量。此外，为配套变频技术，杏北油田正在开发注水系统仿真优化运行软件，通过水力计算，给出当前注水量下各注水泵的最佳运行排量，为后续注水系统精细管理提供科学的指导依据。