郭喜陽

【摘要】火燒山油田注水開發(fā)至今已有28年之久，為了解決注水系統(tǒng)效率偏低的問題，通過計算注水系統(tǒng)機泵效率和管網(wǎng)效率，結合節(jié)點分析法，確定了注水系統(tǒng)效率偏低的主要原因為管網(wǎng)效率偏低。通過對管網(wǎng)效率進行節(jié)點分析，提出了開大離心泵出口閘門、注水干支線清洗和更換、注水系統(tǒng)整體降壓的同時局部增壓和個別單井酸化共計4條措施來提高管網(wǎng)效率，從而提高注水系統(tǒng)效率。

【關鍵詞】系統(tǒng)效率;機泵效率;管網(wǎng)效率;紊流

火燒山油田注水開發(fā)已有28年之久，注水系統(tǒng)進行了4次大的改造。目前注水能力為4500m3/d，注水泵壓為13.0MPa。火燒山油田注水系統(tǒng)共有注水干線4條，配水間39座，水井161口，2017年產(chǎn)油量為21.25×104噸，年注水量為181×104m3，日注水量4959m3，注水單耗6.0KW·h/m3。

1 系統(tǒng)效率測算結論

（1）火燒山油田注水系統(tǒng)效率偏低，為36%，低于最低值46%;

（2）通過計算結果來看，離心泵與柱塞泵同啟時，離心泵效率偏低，達不到標準泵效70%，實際泵效為64.8%，單啟時實際泵效為70.2%;

（3）相對機泵效率來說，影響系統(tǒng)效率偏低的主要原因是管網(wǎng)效率偏低。

必須對火燒山油田注水系統(tǒng)效率進行分析，找出其影響因素，提出針對性措施，從而提高注水系統(tǒng)效率。

2 火燒山油田注水系統(tǒng)效率偏低的原因分析

2.1機泵效率分析

結合火燒山油田注水系統(tǒng)效率測算結果和火燒山油田注水泵參數(shù)，再根據(jù)《石油工業(yè)節(jié)能技術》闡述：一般情況下，離心泵的流量越大，效率越高。建議注水量在180m3/h（離心泵額定流量）以下時，單啟離心泵，保證機泵效率穩(wěn)定在較高水平。

2.2管網(wǎng)效率分析

2.2.1整體性分節(jié)點分析

2.2.1.1離心泵出口到聯(lián)合站分水器管網(wǎng)效率分析

從離心泵出口到聯(lián)合站分水器，壓力從14.9MPa下降到136MPa，壓降為1.3MPa，管網(wǎng)效率為91.3%。而離心泵出口到聯(lián)合站分水器，管線長度僅為20m，但管損高達1.3MPa。

根據(jù)聯(lián)合站分水器的參數(shù)設定來看，其規(guī)定分水器壓力值為（13.5±0.3）MPa，原因是通過關小離心泵出口閘門造成節(jié)流，從而保證分水器壓力在設定范圍內，但隨著火燒山油田注水量和年調剖量的增大，火燒山油田注水井油壓逐年升高，以往的分水器壓力設定值不能滿足正常注水，致使注水井欠注和注不進，并且造成了較大的管損。

2.2.1.2聯(lián)合站分水器到計量配水間分水器管網(wǎng)效率分析

聯(lián)合站分水器到計量配水間分水器，壓力從13.6MPa下降到12.7MPa（對水量的加權平均值），壓降為0.9MPa，管網(wǎng)效率為93.4%。

通過各支干線理論壓力計算結果和實測壓力對比，幾乎所有計量配水間實測壓力值小于理論值，差值最高可達1.25MPa，平均差值為0.48MPa。

火燒山油田注水支干線使用年限和2012年注水干線更換時的腐蝕結垢情況以及2012年更換過的注水干線于2017年打開時的情況來看，管線內結垢嚴重，建議對剩余的2km注水干線和1921km注水支線進行更換，對已更換過的13.6km注水干線進行清洗。

2.2.1.3計量配水間分水器到注水井井口管網(wǎng)效率分析

從計量配水間分水器到注水井井口壓力從12.7MPa下降到759MPa（對水量的加權平均值），壓降為5.11MPa，管網(wǎng)效率為59.6%。

在此節(jié)點上管網(wǎng)效率偏低的原因有兩點，一是火燒山油田單井注水管線的管損，考慮到單井注水量低和管線較短以及單井注水管線每年均進行沖洗，故而相比原因二，可知其管損較小，不作具體分析;二是火燒山油田采用的是單管多井配水流程，在配水間分配計量后進行注水，分水器通過控制下排閘門來調節(jié)每一單井的配注量，故而在此節(jié)流損失最大，對管網(wǎng)效率影響最大。

2.2.2各干線分析

從注水1號干線、2號干線、3號干線和4號干線所屬水井兩年以來正常工況下的最高油壓分布情況來看，可以看出1號干線、2號干線和4號干線無特殊的壓力分布規(guī)律，3號干線特征很明顯，僅有一口水井油壓在10MPa以上。

針對3號注水干線特殊的壓力分布情況，建議在酸化H1113水井降低油壓的前提下，切換聯(lián)合站注水工藝流程，采用離心泵給1號、2號、4號線供水，柱塞泵單獨給3號線注水。對比離心泵與柱塞泵同時給1號、2號、3號、4號線注水，柱塞泵出口壓力可以從13.6～11.1MPa，輸入功率為原功率的0.81倍，預計年節(jié)約電量11.6×104kW·h。

措施后，管網(wǎng)效率由措施前的50.8%提高到措施后的62%，系統(tǒng)效率由措施前的36.2%提高到措施后的43.5%。

3 效益分析

在逐年對使用年限在20年以上的注水干支線進行批次更換的基礎上，對3處局部增壓點相應管線進行敷設，局部增壓點所用的柱塞泵和注水自控儀表等全部利舊;對4口水井進行單井酸化。

預計年節(jié)約電費92.13萬元，實施后15個月收回成本。

4 結論及建議

4.1 根據(jù)配注量搭配注水泵開關。

4.2 柱塞泵單獨給3號線注水時，關閉聯(lián)合站分水器3號線上下排閘門，出口壓力控制11.1MPa。

4.3 可適當開大離心泵出口閘門，降低離心泵出口到聯(lián)合站分水器的壓降，壓差控制在0.5MPa，管網(wǎng)效率控制在96.6%。

4.4 從聯(lián)合站分水器到計量配水間分水器，注水干支線平均壓差控制在0.46MPa，管網(wǎng)效率控制在96.6%：

（1）火燒山油田注水支線和剩余的2km注水干線進行更換;

（2）已更換的13.6km注水干線進行投球清洗，降低管損。

4.5 將11MPa以上的井通過酸化或者局部增壓的方式來處理，降低管損，從計量配水間分水器到注水井井口壓差控制在421MPa，管網(wǎng)效率控制在64.3%。

4.6 實施后，管網(wǎng)效率由措施前的50.8%提高到措施后的62%，系統(tǒng)效率由措施前的36.2%提高到措施后的43.5%，高于油田公司平均值39.4%。