论文部分内容阅读
摘要：油田注水开发是我国陆地油田开发的一种重要方式，注水系统耗能也相对很大，随着油田综合含水率的上升，注水能耗还将逐步上升，因此，开发油田注水系统节能技术是当前工作的重点。
关键词：油田注水;节能降耗;注水单耗;系统效率
1、注水系统概况
现河采油厂注水系统在建各类注水泵站38座（42个系统）（其中离心泵站8座、柱塞泵站30座），配水间149座，地面增压泵60台，系统压力等级主要有7.5MPa、16MPa、32MPa、40MPa四类。
总设计供水能力97970m3/d，实际供水量74251m3/d。在装143套注水机组中，离心泵装机功率共计31490kw，柱塞泵装机功率共计18336kw，共计49826kw，年耗电为16676.78*104kw.h，注水单耗为6.68kw.h/m3.
2、注水系统存在问题
2.1、注水泵机组老化严重，泵效低，影响注水单耗。
（1）离心泵机组：在装25套，其中使用年限小于10年的有21套，占比84%;超过10年的有4套，占比16%;其中大修过的有15套，占比60%，大修后平均累计运行时间8800h/台，大修次数超过3次的有4套，占比16%。
（2）柱塞泵机组：在装118套，其中使用年限小于10年的有62套，占比52.5%;超过10年的有56套，占比47.5%;其中大修过的有58套，占比49.2%，大修后平均累计运行时间6300h/台，大修次数超过3次的有11套，占比9.3%。
2.2部分注水干线口径偏小，管线缩径，系统效率低。
根据调查，全厂在用注水干（支）线117条，总长度81.7km，平均管损1.04MPa/km，流速分布状况调查如下：
流速<1m/s：共94条，总长度64.2km，年穿孔69次，平均管损1.03MPa/km。其中使用年限超过15年的有8条、总长度4.02km、年穿孔14次、平均管损1.28MPa/km。
流速1-2m/s：共21条，总长度11.1km，年穿孔7次，平均管损1.21MPa/km。其中使用年限超过10年的有3条、总长度0.38km、年穿孔4次、平均管损0.63MPa/km。
流速>2m/s：共2条，总长度6.4km，使用年限小于10年，年穿孔1次，平均管损0.9MPa/km。
2.3注水电机方面：部分机泵不匹配，导致打回流现象，磨损严重，机组效率低、单耗高。
3、改进措施及方案
针对部分注水站机组能耗偏高、泵干压差大，供需不匹配、部分注水管网沿程压损大、管网效率偏低等问题，注水用电项目组将加大注水站机泵优化和注水管网调整改造力度，努力提高泵效，降低单耗，减少管损，提高系统效率，努力實现节能降耗的工作目标。具体措施如下：
3.1离心泵站
3.1.1河二注水站
注水概况：主要管辖郝家油田的河4、河11、河39等区块，日开注水井39口，开井配注3330m3/d，实注3211m3/d。
注水站设计压力等级16MPa，实际运行泵压12.9MPa、干压12.1MPa，泵干压差0.8MPa;平均配水间来水压力11.9MPa，干线损失0.2MPa，配水间注水压力8.8MPa，阀控损失3.1MPa，管网效率68.2%。
优化方案：
（1）缩小泵干压差
2台DFJ180型离心泵的高压出口管线内径均为DN150mm，瞬时流量141m3/h，流速达到2.3m/s，不合理，需要扩径。
下步对2台离心泵的高压出口管线进行扩径改造，管径由DN150mm调整为DN200mm，流速降低为1.3m/s，则泵干压差可控制在0.5MPa以内。
效果预测：管网效率提高至69.5%
（2）实行削峰填谷注水
将该系统注水受效较差的河11断块水井6口实行动态注水，河二注注水泵7：00-21：00运行排量为130m3/h运行，运行电流94A，21：00-7：00运行排量调整为170m3/h，运行电流102A。
效果预测：全天在电量不变的情况下，节约电费380元/天。
3.1.2、河三注水站
注水概况：主要管辖现河庄油田的河31、河43等区块，日开注水井98口，开井配注12875m3/d，实注12961m3/d。
注水站设计压力等级16MPa，实际运行泵压13MPa、干压12.8MPa，泵干压差0.2MPa;平均配水间来水压力11.5MPa，干线损失1.3MPa，配水间注水压力8.8MPa，阀控损失2.7MPa，管网效率67.7%。
优化方案：
（1）降低干线损失
①河三注至5队注水干线的前端有一段管线内径为DN200mm（出站外约长10m），瞬时流量415m3/h，流速达到3.7m/s，不合理，需要扩径。
下步对该段管线进行扩径改造，管径由DN200mm调整为DN275mm，流速降低为1.9m/s，则可将干线损失控制在0.5MPa以内。
②河三注末端河31区块注水干线（采油11队）管径为168*13-1.0km，流速为1.7m/s，稍偏高。
下步对该段管线进行扩径改造（目前已完工），管径由168mm调整为245mm，流速降低至1.5m/s，经济合理。
效果预测：通过以上两项措施，管网效率提高至68.0%
（2）稳定污水量运行
目前河三注水站日供水量12900m3/d左右，运行1台DF500型扩容离心泵刚好匹配。 下步需要将河三注供水量稳定在12900m3/d以内运行，如果污水来水量增加，则需要由河二、史南两个系统进行增注调节。
3.2柱塞泵站
3.2.1梁13注水站
注水概况：主要管辖史南油田的梁13低渗透区块，日开注水井6口，开井配注325m3/d，实注322m3/d。
注水站设计压力等级32MPa，实际运行泵压31MPa、干压31MPa，配水间来水压力31MPa，平均注水压力17.1MPa，阀控损失14.1MPa，管网效率55.2%。
优化方案：
所开2台泵中，有一台泵能力富余。方案新上1台5ZB型柱塞泵（机动部门已安排），单泵额定排量由目前的9.7m3/h提高至16m3/h，运行功率有原来的110*2=220kw，压减为180*1=180kw。
效果预测：预计单耗下降0.7kw.h/m3，日节电235kw.h
3.2.2、河50注水站
注水概况：主要管辖现河庄油田的河50、河74等区块，日开注水井27口，开井配注2600m3/d，实注2665m3/d。其中：
16MPa系统：运行泵压13MPa、干压13MPa，配水间平均干压12MPa，干线损失1MPa，平均注水压力8.9MPa，阀控损失3.1MPa，管网效率70.2%。
32MPa系统：运行泵压30MPa、干压30MPa，配水间平均干压29MPa，干线损失1MPa，平均注水压力15.3MPa，阀控损失13.7MPa，管网效率51%。
优化方案：
合理匹配32MPa系統供需关系
转上1台5ZB-20/43型柱塞泵（河148注水站），替换现有的5ZBII37/170型柱塞泵，单泵额定排量由目前的16.7m3/h提高为25m3/h，则只运行1台泵即可满足需求。
效果预测：预计单耗下降2kw.h/m3，日节电1000kw.h
4 结束语
通过以上措施，全厂注水单耗由6.21kw.h下降至6.11kw.h，下降0.1个百分点，日节电约4500kw.h。
下步注水系统需强化注水泵站、管网四化预警模型应用，合理设置阈值，优化运行参数，降低注入单耗，不断满足低碳环保的要求。
关键词：油田注水;节能降耗;注水单耗;系统效率
1、注水系统概况
现河采油厂注水系统在建各类注水泵站38座（42个系统）（其中离心泵站8座、柱塞泵站30座），配水间149座，地面增压泵60台，系统压力等级主要有7.5MPa、16MPa、32MPa、40MPa四类。
总设计供水能力97970m3/d，实际供水量74251m3/d。在装143套注水机组中，离心泵装机功率共计31490kw，柱塞泵装机功率共计18336kw，共计49826kw，年耗电为16676.78*104kw.h，注水单耗为6.68kw.h/m3.
2、注水系统存在问题
2.1、注水泵机组老化严重，泵效低，影响注水单耗。
（1）离心泵机组：在装25套，其中使用年限小于10年的有21套，占比84%;超过10年的有4套，占比16%;其中大修过的有15套，占比60%，大修后平均累计运行时间8800h/台，大修次数超过3次的有4套，占比16%。
（2）柱塞泵机组：在装118套，其中使用年限小于10年的有62套，占比52.5%;超过10年的有56套，占比47.5%;其中大修过的有58套，占比49.2%，大修后平均累计运行时间6300h/台，大修次数超过3次的有11套，占比9.3%。
2.2部分注水干线口径偏小，管线缩径，系统效率低。
根据调查，全厂在用注水干（支）线117条，总长度81.7km，平均管损1.04MPa/km，流速分布状况调查如下：
流速<1m/s：共94条，总长度64.2km，年穿孔69次，平均管损1.03MPa/km。其中使用年限超过15年的有8条、总长度4.02km、年穿孔14次、平均管损1.28MPa/km。
流速1-2m/s：共21条，总长度11.1km，年穿孔7次，平均管损1.21MPa/km。其中使用年限超过10年的有3条、总长度0.38km、年穿孔4次、平均管损0.63MPa/km。
流速>2m/s：共2条，总长度6.4km，使用年限小于10年，年穿孔1次，平均管损0.9MPa/km。
2.3注水电机方面：部分机泵不匹配，导致打回流现象，磨损严重，机组效率低、单耗高。
3、改进措施及方案
针对部分注水站机组能耗偏高、泵干压差大，供需不匹配、部分注水管网沿程压损大、管网效率偏低等问题，注水用电项目组将加大注水站机泵优化和注水管网调整改造力度，努力提高泵效，降低单耗，减少管损，提高系统效率，努力實现节能降耗的工作目标。具体措施如下：
3.1离心泵站
3.1.1河二注水站
注水概况：主要管辖郝家油田的河4、河11、河39等区块，日开注水井39口，开井配注3330m3/d，实注3211m3/d。
注水站设计压力等级16MPa，实际运行泵压12.9MPa、干压12.1MPa，泵干压差0.8MPa;平均配水间来水压力11.9MPa，干线损失0.2MPa，配水间注水压力8.8MPa，阀控损失3.1MPa，管网效率68.2%。
优化方案：
（1）缩小泵干压差
2台DFJ180型离心泵的高压出口管线内径均为DN150mm，瞬时流量141m3/h，流速达到2.3m/s，不合理，需要扩径。
下步对2台离心泵的高压出口管线进行扩径改造，管径由DN150mm调整为DN200mm，流速降低为1.3m/s，则泵干压差可控制在0.5MPa以内。
效果预测：管网效率提高至69.5%
（2）实行削峰填谷注水
将该系统注水受效较差的河11断块水井6口实行动态注水，河二注注水泵7：00-21：00运行排量为130m3/h运行，运行电流94A，21：00-7：00运行排量调整为170m3/h，运行电流102A。
效果预测：全天在电量不变的情况下，节约电费380元/天。
3.1.2、河三注水站
注水概况：主要管辖现河庄油田的河31、河43等区块，日开注水井98口，开井配注12875m3/d，实注12961m3/d。
注水站设计压力等级16MPa，实际运行泵压13MPa、干压12.8MPa，泵干压差0.2MPa;平均配水间来水压力11.5MPa，干线损失1.3MPa，配水间注水压力8.8MPa，阀控损失2.7MPa，管网效率67.7%。
优化方案：
（1）降低干线损失
①河三注至5队注水干线的前端有一段管线内径为DN200mm（出站外约长10m），瞬时流量415m3/h，流速达到3.7m/s，不合理，需要扩径。
下步对该段管线进行扩径改造，管径由DN200mm调整为DN275mm，流速降低为1.9m/s，则可将干线损失控制在0.5MPa以内。
②河三注末端河31区块注水干线（采油11队）管径为168*13-1.0km，流速为1.7m/s，稍偏高。
下步对该段管线进行扩径改造（目前已完工），管径由168mm调整为245mm，流速降低至1.5m/s，经济合理。
效果预测：通过以上两项措施，管网效率提高至68.0%
（2）稳定污水量运行
目前河三注水站日供水量12900m3/d左右，运行1台DF500型扩容离心泵刚好匹配。 下步需要将河三注供水量稳定在12900m3/d以内运行，如果污水来水量增加，则需要由河二、史南两个系统进行增注调节。
3.2柱塞泵站
3.2.1梁13注水站
注水概况：主要管辖史南油田的梁13低渗透区块，日开注水井6口，开井配注325m3/d，实注322m3/d。
注水站设计压力等级32MPa，实际运行泵压31MPa、干压31MPa，配水间来水压力31MPa，平均注水压力17.1MPa，阀控损失14.1MPa，管网效率55.2%。
优化方案：
所开2台泵中，有一台泵能力富余。方案新上1台5ZB型柱塞泵（机动部门已安排），单泵额定排量由目前的9.7m3/h提高至16m3/h，运行功率有原来的110*2=220kw，压减为180*1=180kw。
效果预测：预计单耗下降0.7kw.h/m3，日节电235kw.h
3.2.2、河50注水站
注水概况：主要管辖现河庄油田的河50、河74等区块，日开注水井27口，开井配注2600m3/d，实注2665m3/d。其中：
16MPa系统：运行泵压13MPa、干压13MPa，配水间平均干压12MPa，干线损失1MPa，平均注水压力8.9MPa，阀控损失3.1MPa，管网效率70.2%。
32MPa系统：运行泵压30MPa、干压30MPa，配水间平均干压29MPa，干线损失1MPa，平均注水压力15.3MPa，阀控损失13.7MPa，管网效率51%。
优化方案：
合理匹配32MPa系統供需关系
转上1台5ZB-20/43型柱塞泵（河148注水站），替换现有的5ZBII37/170型柱塞泵，单泵额定排量由目前的16.7m3/h提高为25m3/h，则只运行1台泵即可满足需求。
效果预测：预计单耗下降2kw.h/m3，日节电1000kw.h
4 结束语
通过以上措施，全厂注水单耗由6.21kw.h下降至6.11kw.h，下降0.1个百分点，日节电约4500kw.h。
下步注水系统需强化注水泵站、管网四化预警模型应用，合理设置阈值，优化运行参数，降低注入单耗，不断满足低碳环保的要求。