提高油田注水系统效率途径的探讨

【摘 要】本文概述了注水系统现状及存在的问题，详细分析了影响注水系统效率的诸因素，从注水泵电机、注水泵及注水管网三个方面提出了提高注水系统效率的技术措施。

【关键词】注水系统；效率；单耗；合理匹配

1 注水系统现状及存在的问题

胜利油田自投入开发，经历了初期建产能和高速上产阶段。目前油田综合含水率上升到80%以上，油田开发逐渐由主力油层向中低渗、低渗油层转移，注水压力不断升高，注水系统耗电及注水成本高的矛盾日益突出。由于油田属于复杂断块油田，储层非均质严重，注水井压力差异大。开发初期采用滚动方式，造成了一些注水设备选型和管网布局不够合理，设备利用率低、局部注水管网负荷过重等现象，致使油田注水系统效率低、注水单耗高。随着油田进入高含水开发期，注水量大幅度增加，注水耗电大幅度增加，采油成本日趋上升。因此，如何提高注水系统效率，降低注水单耗，意义十分重大。

2 提高注水系统效率的措施

依据注水地面系统效率与注水泵电机平均运行效率、注水泵平均运行效率和注水管网的关系[1]，对提高油田注水系统效率提出如下措施。

2.1 提高电机效率

1）优先选用节能型高效电机。在设计选型上，应注意选择新型高效电机。例如注水泵配用YK2500-2/990型电机，比原来使用的JKZ21600型电机提高效率l%。

2）结合油田实际，选用全封闭式水冷电机。注水站内由于设备、管线腐蚀穿孔等原因，污水经常泄漏。因污水温度高，蒸发快，使空气中含有大量盐份，易侵入电机内使线圈受潮增大电阻，加大了无功损耗，使电机效率降低。因此，设计时应尽量选用全封闭式上水冷电机[2]。

3）功率与负荷合理匹配，避免“大马拉小车”现象出现。注水泵厂家一般出于安全考虑，所配电机功率偏大，造成“大马拉小车”，电机出力不足，无功功率损失大。因此，应根据注水泵运行中所需的最大轴功率，选配合适功率的电动机。

2.2 提高注水泵运行效率

油田注水泵泵效低，平均为65.3%，而国内平均水平为72，先进水平为78%，国外水平为80%～85%[3]。泵效低的原因有以下几个方面：1注水泵厂家产品规格不齐全，采油厂很难选到满足生产实际需要的注水泵。又由于油田属于复杂小断块油田，油层注入压力和地质配注量经常处于变化之中，使注水泵排出量与配注量不匹配，注水泵时常在节流控制下运行，偏离了泵运行的高效区；同时又因阀门节流，增加了能量损耗。老型号水泵泵效低，如6D100-150的泵效只有60%左右。有些注水泵没能及时检修或检修质量差，排量扬程达不到额定数值。根据以上实际情况，提出以下几项提高泵效的措施。

1）增加泵的品种，与生产厂家及有关科研部门合作开发新型泵。例如DFJ260-160x13型超高压离心注水泵，不但解决了原注水泵扬程低无法满足生产需要的问题，而且新型泵泵效高达75%。该泵在注水站安装投产后，日开泵台数比原来减少一台，年节约用电量9.86×106 kW.h，年节约电费479万元。

2）如果资金条件允许，应尽可能淘汰低效泵。在满足流量、压力要求的情况下，应优先选用高效大排量离心注水泵。DF300、DF400、DF500型泵，由于大排量离心泵过流面积大、阻力小，使容积漏损和水力能变换损失小，泵效较小排量泵有显著提高。2006年经局技术检测中心节能检测，这些泵平均运行效率为72%～74%，比6D100―150型高出12%左右。

3）对低效泵进行技术改造。全油田现有一部分注水泵还是老式低效泵，因受资金限制，不能很快全部更换。可根据采油区块的注水实际需要，改造旧泵。其主要方法如下。打光泵流道，提高叶轮和导叶流道的表面光洁度，减少磨擦损失；在大修时，采用风砂轮打光、水力抛光等方法，可明显提高泵效。将叶轮换成不锈钢的新型叶轮，修改原来叶轮和导叶的几何尺寸，提高泵的水力性能。

4）离心注水泵的运行特性要与管网状态相匹配，使泵在高效区运行。当泵压高于注水干线的压力时将泵适当拆级使用，从而降低泵内漏损和泵管压差控制损失。采用变频调速技术，实现离心注水泵恒压变量供水，满足油田注水开发需要。泵电机转速由变频器控制，采用泵控泵技术，实现了根据干线的压力自动调节水泵的工作点，达到恒压变量供水，使泵排量与需水量匹配，减少节流能耗，提高注水泵运行效率。该项目投产后，注水泵运行效率平均为74%，比改造前提高了7个百分点。注水站泵管压差由2MPa降为0.5MPa，注水单耗比改造前降低了0.78kW.h/m3，年节电230×104kw・h，当年收回投资，节能效果显著。

5）对注水量小、注水压力高的小采油区，宜选用高效柱塞泵。如3H-8/450型柱塞泵，泵效达85%以上。柱塞泵与离心泵相比不仅泵效高，而且运行灵活，节能效果明显。

2.3 提高注水管网效率分析油田注水管网效率，发现管网能量损失主要有以下几个方面

泵出口阀的节流损失。这主要是由于配注量与泵排量不匹配造成的。管线阻力损失。早期投产的老油区，随着油田滚动开发，管线敷设不断延长，管线结垢、腐蚀严重，摩阻增加。注水管线长6.6km，管径为U245mm，平均流速≥1.8m/s，管线沿程损失就达2.0MPa。配水间的节流损失，经统计油田内配水间节流损失平均在2～4MPa之间。为提高注水管网效率，降低管网能耗，可采取以下措施。根据注水需要，合理选择注水泵，使注水泵与管网运行特性相匹配，避免节流控制；也可采用变频调速技术，实现注水站微机巡控，将泵管压差控制在0.5MPa以内。注水站应尽量布置在所辖注水区块的中心位置，缩小注水半径，将注水站出口至最远点注水井口的管网阻力损失控制在1MPa内，一般辖井范围半径不应超过5km。对现有不合理的注水管网进行调整改造，调整局部注水井与注水站的隶属关系，使之负荷均匀，减少配水控制点。1/4若系统内注水井吸水压力差大于1.5MPa，可采用分压注水方式，以减小配水间节流损失。对于区块中个别高压注水井可采用局部增压注水方式。2005～2006年对文南和卫城油田实施注水系统分压注水改造，经节能检测，配水间节流损失平均降至0.4MPa。1/2对注水管网及注水井应定期及时清洗，以减少管网阻力损失。例如，采油四厂南二注水干线2003年3月经化学酸洗后，管损由原2.0MPa降为1.0MPa，同时水质也得到了较大改善。3/4降低管道内摩阻。注水管线可采用高压注水玻璃钢管，根据濮城油田的应用情况，在相同的流速下，其摩损可降低10%～20%。

3 结束语

实际应用证明，本文所述的提高油田注水系统效率的措施是十分有效的，具有投资相对较少、节能显著、容易实施的优点。这些措施在油田正在陆续实施，并取得了较好的效果。此外，这些措施具有较强的适用性，对其他油田也有借鉴作用。

【参考文献】

[1]王仁博，罗英俊.采油技术手册（第二分册）[M].修订本.北京：石油工业出版社，1992：241-251.

[2]丰国斌.油田注水系统节能[J].石油规划设计，1996，7（2）：7-9.

[3]中国石油天然气总公司基建工程局规划设计总院编.国内外石油地面工程设计技术水平调查报告[R].1992.