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摘要： 针对扶余油田注水系统效率低，全面剖析能效提升的主要制约因素，采取系列针对性技术措施，提高注水系统效率。
关键词： 扶余油田；注水系统效率；优化措施；节能降耗
【中图分类号】TE341【文献标识码】A【文章编号】2236-1879（2018）01-0218-01
一、扶余油田注水系统效率现有水平
1、扶余油田注水地面系统能耗架构：
1.1注水水源。
水源井29口，分布于三座注水站周边，设计日产水能力2.55万方。三座污水处理站，日设计处理能力5.6万方
1.2站内注水系统。
3座注水站共有离心式注水泵机组16套，总装机功率12650KW；注水设计能力日5.71万方；
1.3注水管网。
注水管网总长1106.1Km，其中注水干线76.3Km，支干线92.3Km，单井线937.5Km，管网最大注水半径8.9Km。
1.4站外配水间。
配水间225座，辖注水井2067口，井口平均油压5.2MPa，日配注水量4.9万方。
2、注水机组效率和管网效率。
按照目前月度注水泵运行数据，计算出三座注水站平均机组效率为64.03%，注水管网效率为63.43%。
3、注水系统效率及单耗。
按照注水系统运行数据，计算出平均注水系统效率为40.6%，注水单耗为3.96kwh/m3。
二、注水系统能效提升的主要制约因素
扶余油田注水系统伴随着油田早期注水开发建设而建成，投运时间較长，注水系统效率相对较低，2009年不足38%，较吉林油田公司（45.35%）及国内油田注水系统效率平均水平（47.08%）有较大差距。效率较低的主要制约因素体现在以下几方面：
1.注水量较大，离心式注水泵机组效率相对较低。
离心式注水泵一般注水泵机组效率为63-70%。扶余三座注水站全部为离心式泵，平均不足65%；
2.泵站泵压与注水需求不匹配，存在较大泵管压差。
扶余油田三座注水泵站出口设计压力为9.5-10.0MPa，而出站干线压力需求平均为8.5MPa，泵管压差保持在1.0～1.5MPa之间，无功损耗约为12～16%；
3.注水管线繁多，注水半径大，管线更新及清洗欠账较多，导致管网效率低下。
扶余油田注水管网总长1106.1Km，最大注水半径8.9Km，部分管线能力不足，伴随结垢、污泥、调剖剂造成管线缩径和井筒油层污染。
4.站外水井吸水压力不均衡，少量高压水井抬高泵站压力，加剧管网损耗。
吸水压力在6.5MPa以上的高压力需求井占总井数的7%，分布在管网未端存在欠注问题的水井只占总井数的1.7%。
三、扶余油田注水系统提效优化措施
（一）建立系统节点压力实时监测，全系统动态分析调整的能耗管理模式。
根据系统能耗结构建立四级压力监测节点：
注水站：一级节点：注水泵压；注水干线出站压力.泵管压差。
目的：掌握泵机组的运行效率、泵管压差，计算泵站效率及总体能量输出水平
注水管网：二级节点：干线沿程节点压力；干线分枝点压力；干线末端压力；支干线首末端压力。
目的：掌握注水主干线及其分枝沿程水力损失分布情况
注水间：三级节点。注水间供水压力。
目的：掌握支干线运行负荷，分析其是否存在结垢、污油和泥（杂质）堵塞
注水单井：四级节点：注水井注入压力。
目的：掌握单井管线负荷，分析其是否结垢、污油和泥（杂质）堵塞；计算全厂水井平均注入压力。
（二）围绕四级节点开展的各项节能工作。
1.优化三大注水区块运行参数匹配，整体提高注水系统效率。
扶余油田三座注水站采用联网运行模式，三座注水站所辖三大区块相互之间有5条注水干线相联，相互间可进行水量调节。
2、维持大型注水设备节能的运转时率，降低泵管压差。
扶余油田目前共有PCP节能机组6套，切削与减级节能机组5套，基本形成了以PCP泵机组为主体，叶轮切削、减级泵为辅助的良性节能设备搭配格局，节能型机组占有率达62.5%。
3.改造负荷较大注水主干线，降低管网水力损耗。
通过压力监测分析和管网能力校核计算，及时发现负荷过大的注水主干线，根据欠注井分布特点，我厂编制调整方案，争取到公司投资，近三年来先后对东3、西2、东4三条注水干线局部低效管段进行调整，累计新增注水主干管线7.4km ，局部管网效率提高约3%。
4.开展注水管线及井筒冲洗工作，降低管网水力损耗。
自制管线冲洗设备，成立冲洗班，满足管线冲洗需求，冲洗后平均泵压上升0.3Mpa。
5.综合治理高启动压力井，降低泵站能量输出，挖掘系统节能潜力。
1）节能潜力。
站外水井吸水压力不均衡，对极小部分高吸水压力水井采取“降压增注”与“提压增注”措施，可降低泵站出站压力，降低系统无功损耗，在扶余采油厂有很大的挖潜空间。
2）治理措施。
①结合检管作业开展挤酸，“降压增注”治理井筒和近井地带污染高压井。
主要措施：结合周期检管进行检管作业+挤酸，治理井筒污染和近井地带污染欠注井共18口，日增注水量177方，有效率65%。
②在储层物性差井相对集中的水间，安装增压泵进行“升压增注”。
应用效果：19口欠注井全部得到解决，日增注水量225方。经过近5个月的增注油压平均下降1.1MPa，改善了油层的注水环境。
③分布较零散的储层物性差的高压井，采用清水压裂措施进行“降压增注”实施2口，增注41方，有效率100%。
四、十二五期间注水系统节能整体效果评价
注水系统效率由38.48%提高至40.6%；
注水单耗由4.23下降至3.96kwh/m3；
泵管压差由1.3Mpa下降至0.6Mpa；
平均注入压力由5.4 Mpa下降至5.2 Mpa。
近五年注水系统累计节电2700万度，创效1485万元。
作者简介：陈东 现吉林油田扶余采油厂注水科，从事石油工程方面的技术研究工作。
关键词： 扶余油田；注水系统效率；优化措施；节能降耗
【中图分类号】TE341【文献标识码】A【文章编号】2236-1879（2018）01-0218-01
一、扶余油田注水系统效率现有水平
1、扶余油田注水地面系统能耗架构：
1.1注水水源。
水源井29口，分布于三座注水站周边，设计日产水能力2.55万方。三座污水处理站，日设计处理能力5.6万方
1.2站内注水系统。
3座注水站共有离心式注水泵机组16套，总装机功率12650KW；注水设计能力日5.71万方；
1.3注水管网。
注水管网总长1106.1Km，其中注水干线76.3Km，支干线92.3Km，单井线937.5Km，管网最大注水半径8.9Km。
1.4站外配水间。
配水间225座，辖注水井2067口，井口平均油压5.2MPa，日配注水量4.9万方。
2、注水机组效率和管网效率。
按照目前月度注水泵运行数据，计算出三座注水站平均机组效率为64.03%，注水管网效率为63.43%。
3、注水系统效率及单耗。
按照注水系统运行数据，计算出平均注水系统效率为40.6%，注水单耗为3.96kwh/m3。
二、注水系统能效提升的主要制约因素
扶余油田注水系统伴随着油田早期注水开发建设而建成，投运时间較长，注水系统效率相对较低，2009年不足38%，较吉林油田公司（45.35%）及国内油田注水系统效率平均水平（47.08%）有较大差距。效率较低的主要制约因素体现在以下几方面：
1.注水量较大，离心式注水泵机组效率相对较低。
离心式注水泵一般注水泵机组效率为63-70%。扶余三座注水站全部为离心式泵，平均不足65%；
2.泵站泵压与注水需求不匹配，存在较大泵管压差。
扶余油田三座注水泵站出口设计压力为9.5-10.0MPa，而出站干线压力需求平均为8.5MPa，泵管压差保持在1.0～1.5MPa之间，无功损耗约为12～16%；
3.注水管线繁多，注水半径大，管线更新及清洗欠账较多，导致管网效率低下。
扶余油田注水管网总长1106.1Km，最大注水半径8.9Km，部分管线能力不足，伴随结垢、污泥、调剖剂造成管线缩径和井筒油层污染。
4.站外水井吸水压力不均衡，少量高压水井抬高泵站压力，加剧管网损耗。
吸水压力在6.5MPa以上的高压力需求井占总井数的7%，分布在管网未端存在欠注问题的水井只占总井数的1.7%。
三、扶余油田注水系统提效优化措施
（一）建立系统节点压力实时监测，全系统动态分析调整的能耗管理模式。
根据系统能耗结构建立四级压力监测节点：
注水站：一级节点：注水泵压；注水干线出站压力.泵管压差。
目的：掌握泵机组的运行效率、泵管压差，计算泵站效率及总体能量输出水平
注水管网：二级节点：干线沿程节点压力；干线分枝点压力；干线末端压力；支干线首末端压力。
目的：掌握注水主干线及其分枝沿程水力损失分布情况
注水间：三级节点。注水间供水压力。
目的：掌握支干线运行负荷，分析其是否存在结垢、污油和泥（杂质）堵塞
注水单井：四级节点：注水井注入压力。
目的：掌握单井管线负荷，分析其是否结垢、污油和泥（杂质）堵塞；计算全厂水井平均注入压力。
（二）围绕四级节点开展的各项节能工作。
1.优化三大注水区块运行参数匹配，整体提高注水系统效率。
扶余油田三座注水站采用联网运行模式，三座注水站所辖三大区块相互之间有5条注水干线相联，相互间可进行水量调节。
2、维持大型注水设备节能的运转时率，降低泵管压差。
扶余油田目前共有PCP节能机组6套，切削与减级节能机组5套，基本形成了以PCP泵机组为主体，叶轮切削、减级泵为辅助的良性节能设备搭配格局，节能型机组占有率达62.5%。
3.改造负荷较大注水主干线，降低管网水力损耗。
通过压力监测分析和管网能力校核计算，及时发现负荷过大的注水主干线，根据欠注井分布特点，我厂编制调整方案，争取到公司投资，近三年来先后对东3、西2、东4三条注水干线局部低效管段进行调整，累计新增注水主干管线7.4km ，局部管网效率提高约3%。
4.开展注水管线及井筒冲洗工作，降低管网水力损耗。
自制管线冲洗设备，成立冲洗班，满足管线冲洗需求，冲洗后平均泵压上升0.3Mpa。
5.综合治理高启动压力井，降低泵站能量输出，挖掘系统节能潜力。
1）节能潜力。
站外水井吸水压力不均衡，对极小部分高吸水压力水井采取“降压增注”与“提压增注”措施，可降低泵站出站压力，降低系统无功损耗，在扶余采油厂有很大的挖潜空间。
2）治理措施。
①结合检管作业开展挤酸，“降压增注”治理井筒和近井地带污染高压井。
主要措施：结合周期检管进行检管作业+挤酸，治理井筒污染和近井地带污染欠注井共18口，日增注水量177方，有效率65%。
②在储层物性差井相对集中的水间，安装增压泵进行“升压增注”。
应用效果：19口欠注井全部得到解决，日增注水量225方。经过近5个月的增注油压平均下降1.1MPa，改善了油层的注水环境。
③分布较零散的储层物性差的高压井，采用清水压裂措施进行“降压增注”实施2口，增注41方，有效率100%。
四、十二五期间注水系统节能整体效果评价
注水系统效率由38.48%提高至40.6%；
注水单耗由4.23下降至3.96kwh/m3；
泵管压差由1.3Mpa下降至0.6Mpa；
平均注入压力由5.4 Mpa下降至5.2 Mpa。
近五年注水系统累计节电2700万度，创效1485万元。
作者简介：陈东 现吉林油田扶余采油厂注水科，从事石油工程方面的技术研究工作。