馬金旭 解統(tǒng)平 鐘富萍 李春保

（1.青海油田公司鉆采工藝研究院；2.青海油田公司采油三廠）

當(dāng)油田進(jìn)入開采后期時(shí)，水驅(qū)采油已經(jīng)成為保持地層壓力，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)、保產(chǎn)目標(biāo)的有效措施。注水量大幅度增加，注水費(fèi)用在原油生產(chǎn)成本中所占的比例日趨增高，注水系統(tǒng)也逐漸成為油田地面工程中能耗最大的系統(tǒng)。

通過對(duì)花土溝油田注水系統(tǒng)現(xiàn)狀及存在問題調(diào)研，對(duì)花土溝油田注水系統(tǒng)改造后節(jié)能效果進(jìn)行全面評(píng)價(jià)，探索花土溝油田注水系統(tǒng)進(jìn)一步節(jié)能提效的潛力，為花土溝油田注水系統(tǒng)提效工作提供較明確的思路和目標(biāo)，對(duì)油田其它新建、改建等注水系統(tǒng)方案的優(yōu)化也具有較好的指導(dǎo)作用[1-2]。

1 花土溝油田注水系統(tǒng)現(xiàn)狀

1.1 花土溝油田注水系統(tǒng)工藝現(xiàn)狀

花土溝油田現(xiàn)有1座注水站，包括北泵房和南泵房共有注水泵機(jī)組10臺(tái)，主要存在設(shè)備老化，機(jī)械損失大，機(jī)組負(fù)載率低等問題。

花土溝油田建有較為完善的注水管網(wǎng)，自1992年建設(shè)以來(lái)，花土溝油田注水管網(wǎng)隨著油田產(chǎn)能建設(shè)發(fā)展，經(jīng)歷了多次的調(diào)整改造，注水管網(wǎng)形成以南山、北山及溝口3個(gè)方向的3條注水主干線的枝狀管網(wǎng)。存在腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重、泄漏頻繁等問題。

花土溝油田實(shí)際日注水能力2900m3/d，實(shí)際年注水能力105.85×104m3/d。向北山和溝內(nèi)注水的北泵房實(shí)際注水壓力18.5MPa，向南山注水的南泵房實(shí)際注水壓力19MPa。

1.2 花土溝油田注水系統(tǒng)能耗現(xiàn)狀

花土溝油田注水系統(tǒng)改造前運(yùn)行泵機(jī)組6臺(tái)，機(jī)組效率平均值為68.60%，合格2臺(tái)，合格率為16.6%。花土溝油田注水泵機(jī)組效率評(píng)價(jià)[3-4]見表1。

表1 花土溝油田往復(fù)式注水泵機(jī)組效率評(píng)價(jià)

花土溝油田改造前共有注水系統(tǒng)2套，系統(tǒng)效率平均值為37.65%，單位壓力注水量耗電0.76kWh/m3·MPa，注水系統(tǒng)效率未達(dá)到GB/T31453—2015《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測(cè)規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)大于或等于40%的要求，花土溝油田注水系統(tǒng)效率評(píng)價(jià)見表2。距離青海油田注水系統(tǒng)效率46.5%及中石油平均水平55.46%還有較大差距[5-6]。

表2 花土溝油田注水系統(tǒng)效率評(píng)價(jià)

2 改造項(xiàng)目

1）注水泵機(jī)組改造。將北山、溝底和南山注水壓力統(tǒng)一調(diào)整為25MPa，停用南注水泵房，將泵房?jī)?nèi)1臺(tái)泵搬遷至北泵房，另外1臺(tái)報(bào)廢。北泵房?jī)?nèi)更新注水泵（Q=24.3m3/h，p=25MPa，N=185kW）5臺(tái)，原注水泵利舊1臺(tái)。

2）注水管網(wǎng)改造。更換花土溝油田注水站至北山、溝底和南山的DN125注水支干線8.8km，材質(zhì)為熱塑性塑料內(nèi)襯玻璃鋼復(fù)合管[7-8]。

3）配水間改造。在H80配水間處增設(shè)利舊注水增壓撬（Q=10m3/h，p=25MPa，N=30kW）1座，新建十井式配水間（PN25MPa）2座，更換注水閥組（PN25MPa）8套。

3 注水系統(tǒng)改造節(jié)能效果評(píng)價(jià)

3.1 注水泵機(jī)組測(cè)試結(jié)果

改造完成后，對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行了全面測(cè)試。本次共測(cè)試采油三廠花土溝油田注水泵機(jī)組5臺(tái)。機(jī)組效率平均值為86.7%，按照GB/T31453—2015《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測(cè)規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的注水泵機(jī)組效率大于或等于78%節(jié)能評(píng)價(jià)值要求，5臺(tái)注水泵機(jī)組均為節(jié)能監(jiān)測(cè)節(jié)能運(yùn)行設(shè)備[9-10]?；ㄍ翜嫌吞锿鶑?fù)式注水泵機(jī)組效率評(píng)價(jià)見表3。

表3 花土溝油田往復(fù)式注水泵機(jī)組效率評(píng)價(jià)

3.2 注水系統(tǒng)測(cè)試結(jié)果

此次測(cè)試花土溝油田注水系統(tǒng)效率為43.55%，達(dá)到了GB/T31453—2015《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測(cè)規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)中注水系統(tǒng)效率限定值大于或等于40%的要求，未達(dá)到GB/T31453—2015《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測(cè)規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn)中注水系統(tǒng)效率大于或等于45%的節(jié)能評(píng)價(jià)值要求。管網(wǎng)效率50.17%，注水單耗6.17kWh/m3，注水單位壓力注水量耗電平均0.62kWh/m3·MPa。

3.3 注水系統(tǒng)節(jié)能效果評(píng)價(jià)

3.3.1 系統(tǒng)效率對(duì)比

改造后系統(tǒng)效率由34.32%提高至43.55%，提高9.32%；機(jī)組效率86.81%，提高18.2%，全部達(dá)到節(jié)能評(píng)價(jià)值要求（≥78%）。管網(wǎng)效率50.17%，沒有明顯改善；注水單耗由7.96kWh/m3降低至6.17kWh/m3。

3.3.2 能耗對(duì)比

改造后站內(nèi)損失率降低20%，能量利用率提高10%，管網(wǎng)損失率增加10%，管網(wǎng)效率沒有達(dá)到改善。能耗細(xì)分對(duì)比，機(jī)組能量損失減少191.75kW，電動(dòng)機(jī)輸入功率減少210.83kW，管線摩阻及節(jié)流能量損失變化不大。花土溝油田注水系統(tǒng)改造前后能耗細(xì)分對(duì)比見圖1。

圖1 花土溝油田注水系統(tǒng)改造前后能耗細(xì)分對(duì)比

3.4 機(jī)組節(jié)能效果評(píng)價(jià)

機(jī)組節(jié)能效果評(píng)價(jià)分別從電動(dòng)機(jī)負(fù)荷率、柱塞泵機(jī)械效率、柱塞泵容積效率等方面進(jìn)行對(duì)比。改造后機(jī)組效率全部達(dá)到節(jié)能評(píng)價(jià)值要求（≥78%），提高18.2%。

電動(dòng)機(jī)負(fù)荷率：改造前S2、N3電動(dòng)機(jī)存在大馬拉小車現(xiàn)象，改造后電動(dòng)機(jī)均處于高效工作區(qū)。

機(jī)械效率：改造前除S2泵機(jī)組，其余泵機(jī)組機(jī)械效率均未達(dá)到78%，改造后所有泵機(jī)組機(jī)械效率均高于83%。

容積效率：改造前所有注水泵機(jī)組容積效率低于80%，改造后機(jī)組平均容積效率92%，處于高效工作區(qū)。

3.5 管網(wǎng)節(jié)能效果評(píng)價(jià)

影響管網(wǎng)效率的因素主要有管道水頭損失、泵管壓差損失、回流損失、配水間節(jié)流損失和井口節(jié)流損失等。改造后管網(wǎng)效率50.17%，沒有明顯改善，管網(wǎng)損失率占比增加10%。

從能耗變化分析，改造后管網(wǎng)摩阻損失降低18.48kW，節(jié)流損失增加14.56kW，管網(wǎng)總能耗沒有明顯改善，雖然通過更換支干線，管網(wǎng)摩阻損失降低，節(jié)約的能量全部消耗在井口節(jié)流損失中?；ㄍ翜嫌吞镒⑺到y(tǒng)改造前后能耗對(duì)比見表4。

表4 花土溝油田注水系統(tǒng)改造前后能耗對(duì)比單位：kW

3.6 經(jīng)濟(jì)效果評(píng)價(jià)

依據(jù)SY-T6473—2012《石油企業(yè)節(jié)能技措項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)方法》中，以單耗降低計(jì)算節(jié)能量的計(jì)算公式為：

式中：Dq、Dh為技措前、后單耗，kWh/m3；；Qh為技措后的年產(chǎn)量（工作量），kWh/a。

計(jì)算得出：按注水量92.48×104m3/a，年節(jié)約電量165.53×104kWh。以國(guó)家統(tǒng)計(jì)局每度電折0.404kg(標(biāo)煤)，作為電力折算標(biāo)準(zhǔn)煤系數(shù)，折合668.7t(標(biāo)煤)。

預(yù)計(jì)今后按項(xiàng)目提供的改造方案進(jìn)行調(diào)整，管網(wǎng)效率可以達(dá)到61%，提高10%，系統(tǒng)效率可以達(dá)到52%，再提高9%，單耗5.26kWh/m3，再降低0.91kWh/m3。

4 存在的問題及潛力分析

4.1 存在的問題

花土溝油田注水系統(tǒng)通過節(jié)能改造，更新了5臺(tái)柱塞注水泵，對(duì)2臺(tái)利舊注水泵柱塞進(jìn)行更換，機(jī)組效率大幅提高，從68.6%提高到86.8%。更換了南1、南2、北1、北2等4條注水支干線8.8km，支干線的管網(wǎng)摩阻損失降低18.48kW，但是管網(wǎng)效率沒有改善。主要問題是節(jié)約的這部分能量由于系統(tǒng)內(nèi)注水井吸水壓力嚴(yán)重不均勻而消耗在節(jié)流損失中。

4.2 原因分析

花土溝油田注水系統(tǒng)管網(wǎng)效率只有50.17%，嚴(yán)重制約了花土溝油田注水系統(tǒng)效率進(jìn)一步提升和精細(xì)注水的要求。通過對(duì)23個(gè)配水間161口注水井井口壓力對(duì)比分析，有125口井的井口壓力與配水間壓力相差5MPa以上，為滿足其余36口高壓井注水需要，注水泵壓19MPa，而對(duì)于吸水壓力低于10MPa的井產(chǎn)生了大量節(jié)流損失，導(dǎo)致系統(tǒng)能耗高，管網(wǎng)效率低。

4.3 進(jìn)一步調(diào)整方案

針對(duì)上述情況提出總體降壓注水，局部增壓、部分井單井增壓或酸化處理的方案。

1）花土溝注水站出口壓力調(diào)整為14MPa，能夠滿足N6-24等11個(gè)配水間60口注水井的注水要求。

2）N7-20等8個(gè)配水間10口注水井進(jìn)行酸化處理，仍然達(dá)不到配注要求的可進(jìn)行單井增壓，其余42口注水井均可在14MPa泵壓下吸水。

3）在S4-15配水間增加一臺(tái)注水增壓泵，對(duì)井實(shí)施增壓注水，泵壓16MPa。S3-1-2下、新S3-1-3、新S4-153口低壓注水井移至S3-3配水間注水。

4）在S6-17配水間增加一臺(tái)注水增壓泵，對(duì)井實(shí)施增壓注水，泵壓15MPa。

5）在N2-3-4配水間增加一臺(tái)注水增壓泵，對(duì)井實(shí)施增壓注水，泵壓15MPa。

5 結(jié)論及建議

1）花土溝油田注水系統(tǒng)通過節(jié)能改造，系統(tǒng)效率有較大的提升，由34.32%提高到43.55%。機(jī)組效率提升明顯，運(yùn)行的5臺(tái)泵機(jī)組效率平均值86.7%，全部達(dá)到了GB/T31453—2015《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測(cè)規(guī)范》評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，屬于節(jié)能運(yùn)行設(shè)備。

2）提高注水系統(tǒng)效率需從地面設(shè)備、注水管網(wǎng)及井下地層吸水能力等各方面綜合考慮，制定提高注水系統(tǒng)效率的方案。

3）油田注水系統(tǒng)效率是一個(gè)隨著油田的開發(fā)不斷變化的參數(shù)，需根據(jù)油田地質(zhì)配注需求變化及注水井注入壓力的變化及時(shí)進(jìn)行調(diào)整改造，才能有效減少注水管網(wǎng)能量損失，提高注水系統(tǒng)運(yùn)行效率。

4）項(xiàng)目研究制定的對(duì)策、注水效率目標(biāo)值和節(jié)能潛力，為今后花土溝油田注水系統(tǒng)提效工作提供了較明確的思路和目標(biāo)，對(duì)油田其它新、擴(kuò)建注水系統(tǒng)方案的優(yōu)化也具有較好的指導(dǎo)作用。