花土沟油田注水系统改造节能效果评价

马金旭 解统平 钟富萍 李春保

（1.青海油田公司钻采工艺研究院；2.青海油田公司采油三厂）

当油田进入开采后期时，水驱采油已经成为保持地层压力，实现稳产、保产目标的有效措施。注水量大幅度增加，注水费用在原油生产成本中所占的比例日趋增高，注水系统也逐渐成为油田地面工程中能耗最大的系统。

通过对花土沟油田注水系统现状及存在问题调研，对花土沟油田注水系统改造后节能效果进行全面评价，探索花土沟油田注水系统进一步节能提效的潜力，为花土沟油田注水系统提效工作提供较明确的思路和目标，对油田其它新建、改建等注水系统方案的优化也具有较好的指导作用[1-2]。

1 花土沟油田注水系统现状

1.1 花土沟油田注水系统工艺现状

花土沟油田现有1座注水站，包括北泵房和南泵房共有注水泵机组10台，主要存在设备老化，机械损失大，机组负载率低等问题。

花土沟油田建有较为完善的注水管网，自1992年建设以来，花土沟油田注水管网随着油田产能建设发展，经历了多次的调整改造，注水管网形成以南山、北山及沟口3个方向的3条注水主干线的枝状管网。存在腐蚀结垢严重、泄漏频繁等问题。

花土沟油田实际日注水能力2900m3/d，实际年注水能力105.85×104m3/d。向北山和沟内注水的北泵房实际注水压力18.5MPa，向南山注水的南泵房实际注水压力19MPa。

1.2 花土沟油田注水系统能耗现状

花土沟油田注水系统改造前运行泵机组6台，机组效率平均值为68.60%，合格2台，合格率为16.6%。花土沟油田注水泵机组效率评价[3-4]见表1。

表1 花土沟油田往复式注水泵机组效率评价

花土沟油田改造前共有注水系统2套，系统效率平均值为37.65%，单位压力注水量耗电0.76kWh/m3·MPa，注水系统效率未达到GB/T31453—2015《油田生产系统节能监测规范》标准大于或等于40%的要求，花土沟油田注水系统效率评价见表2。距离青海油田注水系统效率46.5%及中石油平均水平55.46%还有较大差距[5-6]。

表2 花土沟油田注水系统效率评价

2 改造项目

1）注水泵机组改造。将北山、沟底和南山注水压力统一调整为25MPa，停用南注水泵房，将泵房内1台泵搬迁至北泵房，另外1台报废。北泵房内更新注水泵（Q=24.3m3/h，p=25MPa，N=185kW）5台，原注水泵利旧1台。

2）注水管网改造。更换花土沟油田注水站至北山、沟底和南山的DN125注水支干线8.8km，材质为热塑性塑料内衬玻璃钢复合管[7-8]。

3）配水间改造。在H80配水间处增设利旧注水增压撬（Q=10m3/h，p=25MPa，N=30kW）1座，新建十井式配水间（PN25MPa）2座，更换注水阀组（PN25MPa）8套。

3 注水系统改造节能效果评价

3.1 注水泵机组测试结果

改造完成后，对系统进行了全面测试。本次共测试采油三厂花土沟油田注水泵机组5台。机组效率平均值为86.7%，按照GB/T31453—2015《油田生产系统节能监测规范》标准规定的注水泵机组效率大于或等于78%节能评价值要求，5台注水泵机组均为节能监测节能运行设备[9-10]。花土沟油田往复式注水泵机组效率评价见表3。

表3 花土沟油田往复式注水泵机组效率评价

3.2 注水系统测试结果

此次测试花土沟油田注水系统效率为43.55%，达到了GB/T31453—2015《油田生产系统节能监测规范》标准中注水系统效率限定值大于或等于40%的要求，未达到GB/T31453—2015《油田生产系统节能监测规范》标准中注水系统效率大于或等于45%的节能评价值要求。管网效率50.17%，注水单耗6.17kWh/m3，注水单位压力注水量耗电平均0.62kWh/m3·MPa。

3.3 注水系统节能效果评价

3.3.1 系统效率对比

改造后系统效率由34.32%提高至43.55%，提高9.32%；机组效率86.81%，提高18.2%，全部达到节能评价值要求（≥78%）。管网效率50.17%，没有明显改善；注水单耗由7.96kWh/m3降低至6.17kWh/m3。

3.3.2 能耗对比

改造后站内损失率降低20%，能量利用率提高10%，管网损失率增加10%，管网效率没有达到改善。能耗细分对比，机组能量损失减少191.75kW，电动机输入功率减少210.83kW，管线摩阻及节流能量损失变化不大。花土沟油田注水系统改造前后能耗细分对比见图1。

图1 花土沟油田注水系统改造前后能耗细分对比

3.4 机组节能效果评价

机组节能效果评价分别从电动机负荷率、柱塞泵机械效率、柱塞泵容积效率等方面进行对比。改造后机组效率全部达到节能评价值要求（≥78%），提高18.2%。

电动机负荷率：改造前S2、N3电动机存在大马拉小车现象，改造后电动机均处于高效工作区。

机械效率：改造前除S2泵机组，其余泵机组机械效率均未达到78%，改造后所有泵机组机械效率均高于83%。

容积效率：改造前所有注水泵机组容积效率低于80%，改造后机组平均容积效率92%，处于高效工作区。

3.5 管网节能效果评价

影响管网效率的因素主要有管道水头损失、泵管压差损失、回流损失、配水间节流损失和井口节流损失等。改造后管网效率50.17%，没有明显改善，管网损失率占比增加10%。

从能耗变化分析，改造后管网摩阻损失降低18.48kW，节流损失增加14.56kW，管网总能耗没有明显改善，虽然通过更换支干线，管网摩阻损失降低，节约的能量全部消耗在井口节流损失中。花土沟油田注水系统改造前后能耗对比见表4。

表4 花土沟油田注水系统改造前后能耗对比单位：kW

3.6 经济效果评价

依据SY-T6473—2012《石油企业节能技措项目经济效益评价方法》中，以单耗降低计算节能量的计算公式为：

式中：Dq、Dh为技措前、后单耗，kWh/m3；；Qh为技措后的年产量（工作量），kWh/a。

计算得出：按注水量92.48×104m3/a，年节约电量165.53×104kWh。以国家统计局每度电折0.404kg(标煤)，作为电力折算标准煤系数，折合668.7t(标煤)。

预计今后按项目提供的改造方案进行调整，管网效率可以达到61%，提高10%，系统效率可以达到52%，再提高9%，单耗5.26kWh/m3，再降低0.91kWh/m3。

4 存在的问题及潜力分析

4.1 存在的问题

花土沟油田注水系统通过节能改造，更新了5台柱塞注水泵，对2台利旧注水泵柱塞进行更换，机组效率大幅提高，从68.6%提高到86.8%。更换了南1、南2、北1、北2等4条注水支干线8.8km，支干线的管网摩阻损失降低18.48kW，但是管网效率没有改善。主要问题是节约的这部分能量由于系统内注水井吸水压力严重不均匀而消耗在节流损失中。

4.2 原因分析

花土沟油田注水系统管网效率只有50.17%，严重制约了花土沟油田注水系统效率进一步提升和精细注水的要求。通过对23个配水间161口注水井井口压力对比分析，有125口井的井口压力与配水间压力相差5MPa以上，为满足其余36口高压井注水需要，注水泵压19MPa，而对于吸水压力低于10MPa的井产生了大量节流损失，导致系统能耗高，管网效率低。

4.3 进一步调整方案

针对上述情况提出总体降压注水，局部增压、部分井单井增压或酸化处理的方案。

1）花土沟注水站出口压力调整为14MPa，能够满足N6-24等11个配水间60口注水井的注水要求。

2）N7-20等8个配水间10口注水井进行酸化处理，仍然达不到配注要求的可进行单井增压，其余42口注水井均可在14MPa泵压下吸水。

3）在S4-15配水间增加一台注水增压泵，对井实施增压注水，泵压16MPa。S3-1-2下、新S3-1-3、新S4-153口低压注水井移至S3-3配水间注水。

4）在S6-17配水间增加一台注水增压泵，对井实施增压注水，泵压15MPa。

5）在N2-3-4配水间增加一台注水增压泵，对井实施增压注水，泵压15MPa。

5 结论及建议

1）花土沟油田注水系统通过节能改造，系统效率有较大的提升，由34.32%提高到43.55%。机组效率提升明显，运行的5台泵机组效率平均值86.7%，全部达到了GB/T31453—2015《油田生产系统节能监测规范》评价标准，属于节能运行设备。

2）提高注水系统效率需从地面设备、注水管网及井下地层吸水能力等各方面综合考虑，制定提高注水系统效率的方案。

3）油田注水系统效率是一个随着油田的开发不断变化的参数，需根据油田地质配注需求变化及注水井注入压力的变化及时进行调整改造，才能有效减少注水管网能量损失，提高注水系统运行效率。

4）项目研究制定的对策、注水效率目标值和节能潜力，为今后花土沟油田注水系统提效工作提供了较明确的思路和目标，对油田其它新、扩建注水系统方案的优化也具有较好的指导作用。