降低吴起油田注水系统能耗研究

降低吴起油田注水系统能耗研究王　斌１，毛泾生１，赵大庆１，贾旭娟２

（１．西安长庆科技工程有限责任公司；２．长庆技术监测中心，陕西西安　７１００１８）

摘　要：吴起油田经过多年开发建设，注水系统出现了站场回流大、站外注水管网压损大、采出水利用率低、注水系统能耗高等问题。针对注水系统存在的问题，合理确定注水系统节能降耗措施，通过消除站点回流、优化注水管网、有效利用采出水等措施，降低注水系统能耗，提高注水系统效率。关键词：长庆油田；注水系统；节能降耗；措施 中图分类号：ＴＥ３５７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１４）０３—００１５—０３

石油石化行业通过采用先进的生产技术、生产设备，降低生产过程中的能耗，使企业达到低投入、高产出的目标。本次研究通过对长庆油田注水系统能耗分析，找出造成注水系统能耗高、效率低的原因，针对各种原因提出合理的节能降耗措施，有效的降低注水系统能耗、提高注水系统效率。１　注水系统建设现状１．１　建设现状截止２０１２年底，吴起油田共建有注水站６１座，配水间２２１座，注水泵１６９台，注水井１７６３口，开井１６９１口，总配注量４４６９１ｍ３／ｄ，单井平均注水量２６．４ｍ３／ｄ；井口注水压力６．０～１７．０ＭＰａ。已建注水管网总长１５６０．８ｋｍ，其中清水管线１１８０．６ｋｍ，采出水管线３８０．２ｋｍ。１．２　建设特点１．２．１　注水系统地面工艺技术模式多、站场类型多随着长庆油田的滚动开发，注水系统地面建设模式不断发展，注水工艺流程不断进步和完善，吴起油田共有三种注水工艺流程（即单干管小支线多井配水，活动洗井注水工艺流程；树枝状单干管稳流阀组配水，活动洗井注水工艺流程；井－站直接配水注水工艺流程），分别建设有注水站、配水间、稳流配水阀组、橇装注水站等各类设施。１．２．２　各井区中的注水站相互联通，环网注水相邻注水站间注水干线管网连通，注水站的水量可以相互调配，能够很好地满足油田超前注水或同步注水的要求，及时补充地层能量，提高原油采收率。２　注水系统存在问题长庆油田属（超）低渗透油藏，单井配注量较小。部分站场的运行年限已接近设计年限，站场设备能耗高、效率低。根据节能监测结果，长庆油田注水系统平均注水系统效率仅为３９．６０％

，远低于中石油

注水系统效率的要求指标（５０％）。

吴起油田注水系

统主要存在如下问题。２．１　

注水站站场回流量大，出现“大马拉小车”现象

随着油田滚动开发，老井区生产能力下降，注水井数量减少，配注量降低，注水站高压回流量增大，出现了“大马拉小车”的现象，造成注水系统单耗增加，效率降低。目前，吴起油田的６座注水站总回流量高达３９３０ｍ３／ｄ

。

２．２　

注水半径长，管网损失大

随着油田滚动开发建设，部分已建注水干线管网不断延伸，导致部分井区出现注水半径过长、管网损失过大等问题。为满足注水开发需要，不断提高注水系统运行压力，导致注水系统运行单耗增加，耗电量增大，注水系统效率降低。２．３　

采出水利用率低，水资源浪费较大

油田开发进入中后期，原油含水率逐渐上升，采出水量不断增大，部分站场采出水处理后无效回注，水资源浪费较大。３　

注水系统节能措施研究

吴起油田注水系统通过以下几项节能措施可以有效降低注水系统能耗，提高注水系统效率。３．１　

消除站点回流———节约电耗

３．１．１　

应用变频调速装置消除回流

吴起油田６座注水站总回流量高达３９３０ｍ３

／ｄ，

占总注水量的３７．８５％

。针对注水站场回流量大、

能耗高的问题，结合油田自身发展的特点，采用变频调速控制技术，实现流量平稳调节，减少电力负荷变化对电网的冲击；消除（减少）站场回流，降低注水系统运行单耗。清污分注站清、污水注水泵各设１台

５１　２０１４年第３期

内蒙古石油化工

＊

收稿日期：２０１３－１１－１５

作者简介：王斌，男，陕西富平人，工程师，２００６年毕业于西安石油大学石油工程系，现主要从事油田注水设计工作。变频调速装置，单一介质注水站设１台变频器，变频调速装置采用一托一的运行方式。采用变频调速装置，减少注水站高压回流量约３６００ｍ３／ｄ，年节约用电量约８４２．６２×１０４ｋＷ·ｈ／ａ，年节约电费约５５６．２万元。３．１．２　优化站场设备消除回流１＃联合站回注量１７０ｍ３／ｄ，安装３１７５Ｐａ－Ａ３型三柱塞注水泵（Ｑ＝５００ｍ３／ｄ、Ｐ＝２０ＭＰａ、Ｎ＝１６０ｋＷ）泵２台，高压回流量约３３０ｍ３／ｄ，存在“大马拉小车”现象。优化注水站场设备，将２台３１７５Ｐａ－Ａ３型三柱塞注水泵（Ｑ＝５００ｍ３／ｄ、Ｐ＝２０ＭＰａ、Ｎ＝１６０ｋＷ）更换为２台３１７５Ｐａ－Ｄ３型注水泵（Ｑ＝２００ｍ３／ｄ、Ｐ＝２０ＭＰａ、Ｎ＝７５ｋＷ），同时，配套变频调速装置１套，消除高压回流，年节约用电量约５０．４×１０４ｋＷ·ｈ／ａ，年节约电费约３３．３万元。３．２　优化注水管网———降低管网压损针对注水管网半径大、注水管线流速高、管网压力损失大等问题，通过以下几项措施降低注水系统能耗，提高注水系统效率。３．２．１　

连通注水站间的注水干线，形成环状注水管

网，使注水站间的水量能够灵活调配，减少站场高压回流，降低注水系统运行压力，提高注水系统效率和生产运行可靠性。３．２．２　

根据配注量和注水半径，局部铺设注水干线

复线，降低干线介质流速，减少干线压力损失，降低注水系统运行压力，从而降低注水系统能耗，提高系统效率。对吴起油田站外注水管网进行优化调整，降低注水系统能耗，年节约用电量约２４９．８１×１０４ｋＷ·ｈ／ａ

，

年节约电费约１６４．９万元。优化注水管网措施及效果评价见下表。

表１注水管网优化措施及效果评价序号改造项目存在问题改造内容效果评价

１１＃注水站站外管网优化１＃注水站所辖吴１０井区干线长１４．５ｋｍ，配注量大（４００ｍ３／ｄ），末端压力达５．０ＭＰａ。扩建２＃注水站，连通两座注水站注水管网，缩短注水半径。降低１＃注水站注水系统运行压力１ＭＰａ

，降低注水系统能。

２３＃注水站站外管网优化

３＃注水站所辖１＃注水干线配注量大（１４００ｍ３／ｄ），流速高达２．４２ｍ／ｓ，末端压损达９．０６ＭＰａ。自１＃注水站新铺注水干线与已建１＃注水干线连通，由１＃注水站和３＃注水站共同负担１＃注水干线配注量。１＃注水干线流速降至１．０７ｍ／ｓ，末端压损降至１．４２ＭＰａ；降

低１＃、３＃注水站运行压力１．

５ＭＰａ，降低了注水系统能耗。

３吴１区站外管网优化

３＃注水支线流速高达２．４７ｍ／ｓ，末端压损８．２１ＭＰａ；４＃注水支线流高达速３．０３ｍ

／ｓ，末端

压损８．０６ＭＰａ；５＃注水干线注水半径１０．０ｋｍ

，目前配注量

１２００ｍ３／ｄ，流速２．１ｍ／ｓ，末端

压损５．０ＭＰａ

。

３＃注水支线：铺设复线Φ１１４×１１－４．５ｋｍ；４＃注水支线：铺设复线Φ１１４

×１１和Φ８９×９各１ｋｍ；

５＃注水干线：铺设注水复线Φ１４０×１４×５ｋｍ

。

３＃注水管线流速降至０．７６ｍ

／

ｓ，末端压损降至０．７６ＭＰａ；４＃注水管线流速降至１．０７ｍ

／ｓ，

末端压损降至０．８１ＭＰａ

；使

４＃注水站系统运行压力下降１ＭＰａ；５＃注水干线流速降至１．０６ｍ／ｓ，末端压损降至１．１５ＭＰａ；５＃注水站系统运行压力降低２．０ＭＰａ

。

３．３　

有效利用采出水———节约水资源

油田开发进入中后期，采出水量不断增加，已建站场水处理能力不能满足新增采出水量需要，采出水处理水质不达标，有效回注率降低，水资源浪费较为严重。结合长庆油田发展特点，对不符合要求的采出水处理及回注系统进行改造，提高水处理质指标，满足有效回注要求，有效利用采出水，从而节约水资源。４　效果评价通过对长庆吴起油田采取消除站点回流、优化注水管网、有效回注采出水等节能技术措施后，消除高压回流３９３０ｍ３／ｄ，节约用电量１４４１．５５×１０４

ｋＷ·ｈ

／

ａ（４８０５．１ｔ标准煤），年节约电费９５１．４万元，节约水资源４６．２×１０４　ｍ３／ａ

。节能降耗指标计算见下表。

５　

结束语

节能降耗是企业实现经济效益最大化的一种手段，是实现降本增效的重中之重，注水系统节能降耗是油田开发过程中一项长期工作，结合现场实际运行情况，通过对吴起油田注水系统降低能耗研究，准确掌握影响油田注水系统能耗的瓶颈，合理确定节

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