花土溝油田注水系統改造節能效果評價

馬金旭 解統平 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）

當油田進入開采后期時，水驅采油已經成為保持地層壓力，實現穩產、保產目標的有效措施。注水量大幅度增加，注水費用在原油生產成本中所占的比例日趨增高，注水系統也逐漸成為油田地面工程中能耗最大的系統。

通過對花土溝油田注水系統現狀及存在問題調研，對花土溝油田注水系統改造后節能效果進行全面評價，探索花土溝油田注水系統進一步節能提效的潛力，為花土溝油田注水系統提效工作提供較明確的思路和目標，對油田其它新建、改建等注水系統方案的優化也具有較好的指導作用[1-2]。

1 花土溝油田注水系統現狀

1.1 花土溝油田注水系統工藝現狀

花土溝油田現有1座注水站，包括北泵房和南泵房共有注水泵機組10臺，主要存在設備老化，機械損失大，機組負載率低等問題。

花土溝油田建有較為完善的注水管網，自1992年建設以來，花土溝油田注水管網隨著油田產能建設發展，經歷了多次的調整改造，注水管網形成以南山、北山及溝口3個方向的3條注水主干線的枝狀管網。存在腐蝕結垢嚴重、泄漏頻繁等問題。

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

1.2 花土溝油田注水系統能耗現狀

花土溝油田注水系統改造前運行泵機組6臺，機組效率平均值為68.60%，合格2臺，合格率為16.6%。花土溝油田注水泵機組效率評價[3-4]見表1。

表1 花土溝油田往復式注水泵機組效率評價

花土溝油田改造前共有注水系統2套，系統效率平均值為37.65%，單位壓力注水量耗電0.76kWh/m3·MPa，注水系統效率未達到GB/T31453—2015《油田生產系統節能監測規范》標準大于或等于40%的要求，花土溝油田注水系統效率評價見表2。距離青海油田注水系統效率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效率評價

2 改造項目

1）注水泵機組改造。將北山、溝底和南山注水壓力統一調整為25MPa，停用南注水泵房，將泵房內1臺泵搬遷至北泵房，另外1臺報廢。北泵房內更新注水泵（Q=24.3m3/h，p=25MPa，N=185kW）5臺，原注水泵利舊1臺。

2）注水管網改造。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，材質為熱塑性塑料內襯玻璃鋼復合管[7-8]。

3）配水間改造。在H80配水間處增設利舊注水增壓撬（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 注水系統改造節能效果評價

3.1 注水泵機組測試結果

改造完成后，對系統進行了全面測試。本次共測試采油三廠花土溝油田注水泵機組5臺。機組效率平均值為86.7%，按照GB/T31453—2015《油田生產系統節能監測規范》標準規定的注水泵機組效率大于或等于78%節能評價值要求，5臺注水泵機組均為節能監測節能運行設備[9-10]。花土溝油田往復式注水泵機組效率評價見表3。

表3 花土溝油田往復式注水泵機組效率評價

3.2 注水系統測試結果

此次測試花土溝油田注水系統效率為43.55%，達到了GB/T31453—2015《油田生產系統節能監測規范》標準中注水系統效率限定值大于或等于40%的要求，未達到GB/T31453—2015《油田生產系統節能監測規范》標準中注水系統效率大于或等于45%的節能評價值要求。管網效率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 注水系統節能效果評價

3.3.1 系統效率對比

改造后系統效率由34.32%提高至43.55%，提高9.32%；機組效率86.81%，提高18.2%，全部達到節能評價值要求（≥78%）。管網效率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 能耗對比

改造后站內損失率降低20%，能量利用率提高10%，管網損失率增加10%，管網效率沒有達到改善。能耗細分對比，機組能量損失減少191.75kW，電動機輸入功率減少210.83kW，管線摩阻及節流能量損失變化不大。花土溝油田注水系統改造前后能耗細分對比見圖1。

圖1 花土溝油田注水系統改造前后能耗細分對比

3.4 機組節能效果評價

機組節能效果評價分別從電動機負荷率、柱塞泵機械效率、柱塞泵容積效率等方面進行對比。改造后機組效率全部達到節能評價值要求（≥78%），提高18.2%。

電動機負荷率：改造前S2、N3電動機存在大馬拉小車現象，改造后電動機均處于高效工作區。

機械效率：改造前除S2泵機組，其余泵機組機械效率均未達到78%，改造后所有泵機組機械效率均高于83%。

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

3.5 管網節能效果評價

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

從能耗變化分析，改造后管網摩阻損失降低18.48kW，節流損失增加14.56kW，管網總能耗沒有明顯改善，雖然通過更換支干線，管網摩阻損失降低，節約的能量全部消耗在井口節流損失中。花土溝油田注水系統改造前后能耗對比見表4。

表4 花土溝油田注水系統改造前后能耗對比單位：kW

3.6 經濟效果評價

依據SY-T6473—2012《石油企業節能技措項目經濟效益評價方法》中，以單耗降低計算節能量的計算公式為：

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

計算得出：按注水量92.48×104m3/a，年節約電量165.53×104kWh。以國家統計局每度電折0.404kg(標煤)，作為電力折算標準煤系數，折合668.7t(標煤)。

預計今后按項目提供的改造方案進行調整，管網效率可以達到61%，提高10%，系統效率可以達到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通過節能改造，更新了5臺柱塞注水泵，對2臺利舊注水泵柱塞進行更換，機組效率大幅提高，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，支干線的管網摩阻損失降低18.48kW，但是管網效率沒有改善。主要問題是節約的這部分能量由于系統內注水井吸水壓力嚴重不均勻而消耗在節流損失中。

4.2 原因分析

花土溝油田注水系統管網效率只有50.17%，嚴重制約了花土溝油田注水系統效率進一步提升和精細注水的要求。通過對23個配水間161口注水井井口壓力對比分析，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，而對于吸水壓力低于10MPa的井產生了大量節流損失，導致系統能耗高，管網效率低。

4.3 進一步調整方案

針對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整為14MPa，能夠滿足N6-24等11個配水間60口注水井的注水要求。

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

3）在S4-15配水間增加一臺注水增壓泵，對井實施增壓注水，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配水間增加一臺注水增壓泵，對井實施增壓注水，泵壓15MPa。

5）在N2-3-4配水間增加一臺注水增壓泵，對井實施增壓注水，泵壓15MPa。

5 結論及建議

1）花土溝油田注水系統通過節能改造，系統效率有較大的提升，由34.32%提高到43.55%。機組效率提升明顯，運行的5臺泵機組效率平均值86.7%，全部達到了GB/T31453—2015《油田生產系統節能監測規范》評價標準，屬于節能運行設備。

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

3）油田注水系統效率是一個隨著油田的開發不斷變化的參數，需根據油田地質配注需求變化及注水井注入壓力的變化及時進行調整改造，才能有效減少注水管網能量損失，提高注水系統運行效率。

4）項目研究制定的對策、注水效率目標值和節能潛力，為今后花土溝油田注水系統提效工作提供了較明確的思路和目標，對油田其它新、擴建注水系統方案的優化也具有較好的指導作用。