南海WN 油田滿足配注量優化思路及實施效果

楊威

（中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

1 注水系統目前現狀簡介

南海WN 油田位于北部灣海域，油藏埋藏較淺、物性較好，為了提高采油速度和經濟采收率，油田采用電潛泵采油、同步注水開發方式[1～2]。海水經過粗、細過濾器過濾掉98%大于0.3μm 的固體顆粒，再通過脫氧殺菌，最后由注水增壓泵加壓后注入地層。

油田注水系統歷經新增注水C 泵、注水泵“兩用一備”、高低壓管匯分注改造。目前有注水A/B/C 臺泵用于注水。注水系統在2018年改造后，分高低壓注水管匯：高壓管匯包括A13 井，低壓管匯包括A9、A10、A11、A16。通過改造后實現A13井（包括后續A20 井）和其他4 口井分開注水。

因為注水C 泵的電壓和頻率，為了能夠使用，對注水泵增加了變頻器，改造后，變頻器只能一對一使用，不具備轉工頻功能，所以3 臺泵有以下四種運行模式（見表1）：

表1 WN 油田注水泵運行模式表

2 配注量與設備和井的匹配度

2.1 油田注水處理能力

根據油藏注水項目提供的數據，未來幾年，潿洲11-1N 的注水量會大幅增加，2021年之后穩定在2500 m3/d。目前油田注水系統正常運行，年最大注水處理能力理論值為：90（水質處理設備最大處理量）×24×350=75.6 萬m3。實際注水量受注水泵設備能力、注水井啟動壓力、設備狀態等限制，年最大實際注水量不超過70 萬m3。由此可以看出，2019年開始的注水指標與目前油田實際注水量缺口較大，油田注水系統經過連續幾年挖潛改造，注水能力已達極限，注水水質處理能力、注水泵排量均無法滿足未來幾年注水量任務。

2.2 注水井單井注入量匹配程度

根據注水量預測，現有注水井日注入量不同程度提高，同時新增一口注水井（A20），具體情況詳見表2。

表2 各井注水量預測(2020年數據為實際值(實際井口注入壓力))

由表2 可以看到：

1） 注水C 泵注入壓力不滿足低壓井A11 配注量：

①A9、A10、A16 井目前實際注入量基本達到配注量要求；

②A11 井吸水指示曲線計算，配注量對應的井口注入壓力為15.57MPa。超過注水C 泵最高出口壓力14MPa。

2)注水A/B 泵注入壓力不滿足A13 井配注量。

A13 井目前井下配水器堵塞，配注量與實際注入量差值較大（421m3），等待注水調配。

3 注水能力提升改造優化思路

3.1 目前主要瓶頸設備

3.1.1 注水細過濾器

在細過濾器的進口加絮凝劑和聚合物為了增加細過濾器的過濾效率，在化學藥劑的配合下，當海水通過細過濾器內的過濾介質時，其中的懸浮顆粒滯留在過濾介質上，使海水中98%直徑大于或等于5μm 的顆粒被去除。主要結構：上部配水管系、濾床、下部集水管系。濾床由三層濾料組成：底層為粗石榴石，中間為細石榴石，上層為無煙煤。在反洗時，反洗海水和反洗鼓風也由下部集水管系進入細過濾器。

3.1.2 注水脫氧塔

當海水在脫氧塔的內部從上部經過填料向下流動時，在填料的表面形成一層薄膜，海水中的溶解氧在真空條件下從薄膜的表面分離出來。同時，利用脫氧塔是增壓泵的穩定供給罐，海水在罐內有一定的滯留時間，在其內加入脫氧劑，使海水在罐內滯留期間與脫氧劑發生化學反應，加速溶解氧的分離，達到注水水質的要求。海水中的溶解氣體在真空條件下從海水中分離出來。使海水中氧的含量達到注水工藝要求。

上部配水管系可抑制海水產生泡沫。1m2近60 個分配點，可防止流體在上部填料床形成流道。在設計條件下，脫氧塔進口噴嘴的壓力最大不超過0.35bar（絕對值）。上部填料床由聯合支撐架支撐，流體通過流體封隔板上的兩個管道進入下一段。

3.2 提升優化思路

3.2.1 細過濾器

A:細過濾器填料和相關給水管路更換，流量擴容是否可行；B: 增加第三臺細過濾器，“兩用一備”運行[3]。

3.2.2 注水脫氧塔

A: 校核計算目前最大處理能力是否滿足要求；B:更換脫氧塔配水管系和填料床，流量擴容是否可行；C:更換大容量脫氧塔。

3.2.3 注水A/B 泵

改造或者更換高壓注水泵。額定排量不小于70m3/d（三口高壓注入井所需水量），出口壓力不低于A13 井最低注入壓力（待注水調配后落實）。

3.2.4 注水流程

A11 井改為高壓注水，新流程為高壓注水泵A/B 注A11、A13、A20 三口井；低壓注水C 泵注A9、A10、A16 三口井。

4 提升優化改造實施效果

4.1 注水井調配作業實施效果

4.1.1 A13 井更換配水器

2020年11 月，A13 井完成流一段上層配水器更換，更換后2 小層吸水情況明顯改善。目前注入量為570 m3/d，對應的井口壓力為6.62MPa。根據最新的吸水指示曲線計算，完成1100m3注入量所需的井口壓力僅為11MPa 左右。以此可知不需要更換或改造高壓水泵。

4.1.2 A11 井和A13 井注水流程對調

A11 井2020年12 月開展測壓和配水作業，作業前后的吸水指數沒有明顯變化，要滿足該井配水量，需要改為高壓流程注水；同時由于A13井配注作業后，吸水指數大大改善，目標井口壓力將為11MPa。綜合油田高低壓注水流程存在高壓力（16MPa）低排量（56 m3/h）、低壓力（13MPa）高排量（110 m3/h）的現狀，將A11 井由原來低壓流程改到高壓流程，滿足高壓力需求，同時降低高壓泵排量（47m3/h 減小到10 m3/h）；A13 井改為原A11井低壓注水流程，低壓注水C 泵完全滿足增加的近40 m3/h 的水量。

4.2 注水設備提升優化效果

4.2.1 細過濾器反洗鼓風流程優化

細過濾器反洗過程中會有海水滲漏到鼓風機內，造成鼓風機滑油進水，冷卻效果下降；海上環境長期有冷凝水，鼓風機、電機、支架、管線等銹蝕嚴重，導致鼓風機和電機的連接皮帶經常發生脫落，影響鼓風效率和細過濾器反洗效果，導致細過濾器壓差高、注水系統處理量下降。

面對難題，油田創新思路，采用工廠風作為反洗鼓風來源，徹底啟用傳統鼓風機模式。用儀表管將公用氣引入鼓風管路，同時增加手動和自動控制電磁閥，實現注水PLC 邏輯控制，同時根據反洗效果增加減壓閥并調整到合適位置，工廠風壓力與海水壓力基本一致，徹底解決反洗滲漏海水到鼓風流程的問題。

4.2.2 細過濾器濾芯填料更換

注水水質處理的好壞和能否達到額定排量，細過濾器填料起到重要性作用，一方面注水量逐年增加，另一方面由于鼓風等原因反洗效果時好時壞，造成細過濾器填料的處理能力和處理量逐漸萎縮。為滿足注水量需求，不得不減小細過濾器反洗間隔，由原來的24h 改為8～12h，加劇了細過濾器控制閥門的磨損和反洗鼓風的故障率，形成一種惡性循環。

4.2.3 脫氧塔噴嘴定期清洗

海水通過上層的配水管系進入脫氧塔，管線在塔頂會進過一個圓錐形的噴射配水器，配水器上規則分布著由內到外的小圓錐狀擴散噴頭，達到海水均勻噴灑進入效果。因噴頭直徑較小（大端40mm 左右,小端10mm 左右）且結構特殊，海蠣子等海生物較易附著，導致噴嘴堵塞，長時間造成脫氧塔進水量顯著下降。為避免如此不利情況，需要監控細過濾器實際排量顯著降低后，及時清洗脫氧塔噴嘴，清楚海生物附著，恢復細過濾器實際處理排量。目前每季度定期清洗，再未發生過脫氧塔流量下降問題。

5 結論與認識

1)優化方案設計由易到難，兼顧經濟性和可行性，方案實施具體依據注水井配注量和調配情況決定。

2) 細過濾器和脫氧塔為水處理核心設備，必須保證其工況滿足注水配注量要求。脫氧塔頂層配水噴嘴定期清洗、細過濾器反洗工廠風流程投用和濾芯填料更換完畢恢復后，測試細過濾器流量90m3時，進出口壓差不超過100KPa，24h 反洗周期完全滿足使用要求。

3）根據注水井具體情況，合理優化高低壓對應注水井流程，可以最大限度發揮現有泵的能力，同時避免不必要的設備更新和改造投資。