油田注水系統能耗損失原因分析與對策

張鵬（吐哈油田公司技術監測中心節能監測站）

注水是油田開發后期維持地層壓力、提高原油采收率的重要舉措。目前吐哈油田大部分油井都是采用注水開發方式，以提高油藏的采收率，保證油田的高產穩產；同時，油田注水系統也消耗著大量的電能，油田注水耗電約占油田生產總電量的40%左右，因此，搞好油田注水節能工作意義重大。截至今年4月底的統計數據顯示，油田公司共有注水井1053 口，開井625 口，平均單井日注水量34 m3，年累計注水量約709.1× 104m3。面對如此嚴峻的油氣生產形勢，油田公司今年在精細注水、注好水、有效注水方面做足了文章，但是摸清油田注水系統效率及各個環節的能耗損失是關鍵，對降低能耗十分重要。因此，我們對油田公司部分注水系統進行了測試分析與評價，為油田公司科學注水、精細注水和節能降耗提供技術保障。

1 注水系統的構成

注水系統是由注水站、注水管網、配水間和單井等組成的網狀系統。水源水經過水泵提升后，液體出泵壓力升高, 液體由泵出口進入匯管到出站口，經注水干線、支干線到配水間（或閥組）及井口閥組后輸送到注水井口，注入井底。整個注水過程就是一個能量不斷消耗的過程，從總的供入能量中扣除系統的各種損失后，就是系統的有效能量，該有效能量與系統輸入能量之比，稱為注水系統的系統效率。注水系統各種設備會對液體傳輸造成能量損失，液體從站出口開始，傳輸到注水單井控制閥前會產生壓力和流量的下降，造成液體能量損失，損失的液體能量與系統輸入能量之比稱作注水管線損失率。注水站內泵出口到站出口之間會產生站內閥組能量損失，注水單井控制閥也會產生單井閥組能量損失，兩種能量損失之和叫注水閥組能量損失，注水閥組能量損失與系統輸入能量之比稱作注水閥組損失率。注水管線損失率加上注水閥組損失率稱作注水管網損失率。

2 注水系統現狀

此次分析評價了五個采油廠的22個注水站、26個注水系統、61臺注水泵機組、745口注水單井，分別是魯克沁采油廠、三塘湖采油廠、吐魯番采油廠、鄯善采油廠、溫米采油廠。應用標準SY/T6275—2007《油田生產系統節能監測規范》和SY/T5264—2006《油田生產系統能耗測試和計算方法》測試分析得出 平均功率因數0.86，平均泵機組效率79.12%，注水泵總流量918.85 m3；注水站平均效率66.89%，平均注水閥組損失14.59%，平均注水管線損失3.20%，平均注水管網損失17.79%，平均注水系統效率51.74%，單井總注水量881.06 m3/h，平均注水單耗9.49 kWh/m3。測試功率因數合格率67%，泵機組效率合格率90%，綜合合格率65%；可視為“節能監測節能運行設備”的有30臺，達標率49%。測試26套注水系統，系統效率合格率73%；達到節能運行狀態的注水系統有15套，達標率57.7%，公司注水系統整體運行情況良好，但也存在一定問題（表1～表4）。

表1 注水系統測試結果與評價指標比對

3 注水系統能耗損失原因分析

通過此次測試分析，注水能耗損失主要發生在三塘湖采油廠、魯克沁采油廠、鄯善采油廠和吐魯番采油廠的連木沁注水站。

3.1 設備管理

1）部分泵站計量器具配備嚴重缺失，尤其是流量計量有待完善。

2）測試注水泵機組61臺，設備綜合合格臺數40 臺，綜合合格率65%，達到節能經濟運行30臺，節能運行達標率49%，主要是功率因數不合格數量較多。

3）三塘湖采油廠設備功率配備不合理，存在嚴重的“大馬拉小車”現象，造成注水站效率和注水系統效率較低，站內回流量較大，總回流量高達29.91 m3/h，平均注水單耗高達11.36 kWh/m3。特別是西峽溝注水站，注水單耗為36.01 kWh/m3，北小湖注水站注水單耗42.52 kWh/m3，能耗損失嚴重。

4）吐魯番采油廠連木沁注水站泵排量4.5 m3/h，打回流量2.21 m3/h，單井注水量2.29 m3/h，注水單耗11.31 kWh/m3，造成極大的能量損失。

3.2 注水系統運行

1）鄯善采油廠的注水系統效率較高，平均為72.09%；其次是溫米采油廠系統效率59.62%；吐魯番采油廠系統效率51.32%；魯克沁采油廠系統效率46.20%；三塘湖采油廠系統效率29.49%。測試26個注水系統，有7個注水系統的注水系統效率未達到標準評價限定值要求，其中最低為三塘湖采油廠的西峽溝注水站，系統效率僅為6.11%，北小湖注水站系統效率僅為10.21%，能效偏低。

2）測試平均注水管網損失率最高為魯克沁采油廠30.47%，主要表現在注水閥組損失上，損失較大。尤其是魯克沁采油廠的魯2站和玉西接轉站閥組損失分別高達35.05%和31.27%；玉果7站閥組損失高達30.75%。由于用配水間閥門調節單井注水量，為了控制注水量在配注范圍內，低壓注水井的高壓來水的剩余壓力主要被配水閥門節流了，造成閥組損失較大。例如 魯克沁采油廠的玉東204-18井，出站壓力30.5 MPa，到井口下降到8.0 MPa；玉東203井和魯8-2井出站壓力28.5 MPa，到井口下降到10.0 MPa。

表2 注水泵機組效率合格及達標情況匯總

表3 測試期間各廠系統效率及損失情況測試匯總

表4 測試期間運行設備及參數情況測試匯總

3）從監測數據看，從泵出口到單井的流量損失較嚴重，損失水量37.79 m3/h，除打回流的32.39 m3/h水量外，還有5.40 m3/h的水量在注水管線延程流失。此次測試評價了4 個注水站，7 套注水系統，測試注水泵20臺，喂水泵3臺，注水單井343口。注水泵總流量363.975 m3/h，單井總注水量359.95 m3/h，損失水量4.02 m3/h，注水單耗9.32 kWh/m3。

4）高低壓力井混注，節流損失大；注水站能力、干線分布與注水井分布不協調。

4 對策

1）強化計量管理。油田公司注水系統的計量器具有待完善，尤其是泵站流量計量缺失造成注水計量不準，注水站出水量與單井實注水量無法矯正。

2）加強設備現場管理。提高操作人員技術素質，懂設備性能及原理，對設備及時進行維護和保養，提高設備綜合合格率。

3）三塘湖采油廠應避免放回流做無用功。對大功率機泵進行更換調整，大小兼備。根據實際注水需求設置機泵負荷，杜絕打回流現象發生，提高注水站效率和注水系統效率，努力降低注水單耗，吐魯番采油廠連木沁站存在同樣問題。

4）針對鄯善采油廠管路流量損失較大的現象，應強化管線檢測，查找原因，避免管線泄漏。

5）降低注水管網損失率。注水管網中一般普遍存在管線結垢，可采取注水管網內壁涂料防腐，不僅增加管網使用壽命，而且減少結垢，降低粗糙系數。

6）魯克沁采油廠應減少配水間的節流損失和單井管線管損。為了控制注水量在配注范圍內造成閥組損失較大，管壓差宜控制在0.5 MPa以下。

7）合理布置注水站和配水間。注水管線的壓力損失與管徑有關，還與管線長度成正比，管線越長，壓力損失越大。泵站到井口的壓力損失應降低到最低限度，注水站出口至最遠注水井井口的管網損失應控制在1.0 MPa內。

8）應綜合治理注水水質，加強注水水質的化驗分析。避免不同水質混注后結垢或產生菌類，對管線造成腐蝕。

9）合理優化注水管網。對不合理的注水管網及時進行調整改造，調整局部注水井與注水站的隸屬關系，使之負荷均勻，減少配水控制點，應杜絕高低壓井混注現象。

5 經濟效益分析

通過監測分析評價得知，泵機組輸出總水量為918.85 m3/h，實際單井注水量881.06 m3/h，損失水量37.79 m3/h，其中僅打回流的無效注水量就有32.12 m3/h，相當于現有1.5臺功率為185 kW的注水泵，以25 MPa的壓力、19 m3/h的流量在接近滿負荷運行做無效功。若對現有運行狀態加以優化調整，杜絕打回流現象的發生和管路損失，加強計量管理，按年330天計算，年可節約電量219.78× 104kWh；按每度0.72元電費計算，年節約電費158.24萬元。

6 認識與建議

1）強化計量器具配備，完善的計量是做好注水工作的基礎。

2）提高員工素質，加強設備日常維護，是做好注水工作的關鍵。

3）加強注水系統能效監測，對注水系統能耗做出準確的、科學的分析與評價。

4）及時調整和優化注水管網，降低注水能耗。

5）建議推廣應用注水系統自動化遠傳及監控系統，實現智能化控制，提高注水系統管理水平。