油田注水工程节能技术

油田注水工程节能技术（通用8篇）

油田注水工程节能技术 篇1

一、注水泵的节能降耗

据统计, 注水泵的能量消耗在注水系统能量消耗中占有百分之四十二到百分之五十五的比例, 因此注水泵的节能是注水系统节能减耗的关键措施。目前, 国内注水泵战都是根据最差条件的注水泵流量和扬程范围所配置的, 其所选择的离心泵流量和扬程范围都过大, 而在实际工作中, 注水泵的流量和扬程范围大部分之间内都是远远低于所设置的流量和扬程范围的, 这会导致泵偏离BEP运行。在注水泵运行时, 如果其规格过大性能参数偏离会导致设备运行不稳定, 从而导致如液体流动状态的紊乱等一系列问题。如液体流动状态的紊乱会造成密封件、轴承的损坏甚至轴断裂, 生成的气穴会使轴的径向力和向力增大。这些问题不但会造成安全隐患, 还会使注水系统工作过程中过大的消耗能量, 因此必须对注水泵采取有效的调节措施, 使其适应负荷的变换运行。

根据油田不同时期的生产需求和实际注水量, 科学选用合适的离心式注水泵, 有利于注水系统的节能减耗。目前可供油田使用的高效离心泵有:DF250、DF28、DF300、DF400等, 这些离心泵的实际工作效率为百分之七十七到百分之八十六。油田在开采生产过程中可根据泵的效率, 在加大流量并不以提高效率的情况下, 适当的增加泵的台数, 应用大排量的离心泵从而达到节能达目的。随着低渗透、高压的小断块油田不断开发也为柱塞泵提供了发挥空间, 在高压、低渗透小断块块油田的生产工作中, 可以选用柱塞泵, 这种泵是容积式泵, 其水力性能相对于离心泵较强, 而它的漏水量比离心泵的药效, 柱塞泵的效率也比离心泵的效率高很多, 其实际工作效率达到百分之八十六以上, 同时, 这种泵运行的性较离心泵的好, 调节注水量方便, 节能效果较好。

注水泵各部件的材质性能与能量消耗量有着密切的关系, 可以根据各部件的性能作用以及材质特性, 采用一些节能技术对其处理改进, 达到节能减耗的目的。在泵出口压力高于管道压力同时高出值又不与单极叶轮所产生的压力成整数比时, 可以采取车削叶轮的办法, 但是由于叶轮切削后不能够恢复, 车削量有限, 所以这种办法只能用于泵流量长期不变的工作场合。对于注水系统的节能减耗, 还可通过降低泵水单耗, 控制泵管的压差在合理的范围之内, 从而达到降低注水泵的泵极的目的;在注水泵工作运行过程中, 由于注水水质的差异较大, 其中有些水具有腐蚀性等特点, 会对泵造成腐蚀甚至影响到整个注水系统, 因此在选择注水泵的时候需要考虑其材质是否具有耐腐蚀的特性。

二、注水管网的节能减耗

由于注水管网的管太小, 而流体的流速又很快, 这就会使注水管网的磨损增大, 造成能量消耗的增加, 因此需要合理的选择注水管的管径。同时需要降低管道内壁粗糙程度, 管网的磨损与管道内壁的粗糙程度成正比, 在管道投入使用前, 应对其内壁进行特殊处理, 提高管道内壁的光滑度。由于油田注入水的水质差异较大, 大多数的注入水腐蚀性较强, 在选取注水管网时, 应采用有耐腐蚀材料加工的防腐管网。同时, 应尽可能在管网中少设置三通、变径、弯头、阀件等部件, 减少因部件阻力所造成的管网磨损。而且可在注入污水前, 对注入水通过加入防垢剂、缓蚀剂以及污水过滤等措施减少注入水的水质对管网的损害。

油田应对注水站合理布局, 采取低压供水。如果油田的面积太大, 却又只设置一台注水泵, 这必然会造成高压管线过长, 加大注水管网的损坏, 从而造成能量的损耗。并且如果区块内压力不同时, 泵压造成的损失更加明显。所以注水站应尽量设置在注水管辖区的中心位置, 并且注水泵压力控制在1M Pa以内, 注水半径应在五千米以内。对于边远油田区, 可采用小站注水流程, 减少因高压管线过长引起的沿程阻力所造成的管网损失增大。而且可根据不同注水井的吸水能力不同, 造成注水压力差别较大, 会造成管网的损失, 对待这个问题可以把低压井和高压井区别对待, 对高压井和低压井分别设置管网, 分别使用或共用低压泵供水, 对低压井可增设增压泵。

三、结语

注水系统耗能在油田耗能中占有主要部分, 注水系统的节能减耗是油田最为重视环节之一。注水系统的节能减耗不仅可以为油田企业减少成本, 同时也能够提高其经济效益。随着科学技术的发展和进步, 油田注水节能工程技术也在逐步提高, 并且日益受到重视, 广大科技人员在降低注水耗能、提高注水系统效率等方面也做了大量有效的尝试, 实施了多项优化运行措施和调整该在节能技术, 并且取得了重大的节能减耗效果。随着油田注水节能工程技术的不断发展和进步, 将来的节能工程技术会为油田企业创造更好、更大的经济效益。

参考文献

[1]、孙珀、梁爱国等油田注水系统节能技术研究与应用《中国科技信息·能源》2006年第6期[1]、孙珀、梁爱国等油田注水系统节能技术研究与应用《中国科技信息·能源》2006年第6期

[2]、刘炜光油田离心注水泵站系统效率分析及节能对策《石油机械》2005年第5年[2]、刘炜光油田离心注水泵站系统效率分析及节能对策《石油机械》2005年第5年

[3]、董耀蔚、吕艳丽等吉林油田新民采油厂注水系统节能降耗技术探讨《油气田地面工程》2008年第4期[3]、董耀蔚、吕艳丽等吉林油田新民采油厂注水系统节能降耗技术探讨《油气田地面工程》2008年第4期

浅谈油田注水工艺技术 篇2

【关键词】注水工艺;特点;注意事项

0.引言

注水是利用注水设备把质量合格的水从注水井注入油层，保持油层压力，驱替地下原油至油井，是一种人为地将水注人储油层孔隙中，以水作为驱替剂将更多的原油从油层中驱替出来的一种采油技术。注水可以提高油田开发速度和采收率，经济效益好，因此注水已成为众多油田开发的主要方式。

1.注水概述

目前，我国大部分油田都是非均质多油层砂岩油藏，各类油层在层间、平面内有很大的差异性，通过分不同的开发层系，每口井仍有几个或十几个小层进行开采，各层之间的渗透率仍然存在较大差异，这些差异对注水开发效果有很大影响。

在油田开发当中，到油田开发后期，采收率会急剧下降，产量降低。为了解决这一难题，大部分油田都采用注水的方式来提高产量，增加油田的效益，孤岛采油厂也不例外，在二十多年来的开发实践中，形成了一整套工艺技术，使油田获得了良好的开发效果。注水是保持油层压力，实现油田高产稳产和改善油田开发效果的有效方法。

2.注水的特点和开发

自油田实施注水措施至当前注入油层的总水量，是油田累积注水量，一般在油田天然水体不发育的情况下，为维持油藏总体压力，达到注入量与采出量的平衡，累积注入水量与累计产出液体量接近。在正常油藏的注水开发过程中，当累计注入水量与累计产出量近似相等的情況下，油藏地层压力应保持在原始地层压力附近。但在油藏内部的某些局部，因为开采层(储层)的连通程度为限，有时在靠近注水井的局部区域，注采不平衡，在一定时间内，形成局部高压带。注水采油开发分为两种：（1）人类的注水开发，在某种特殊情况下也可能引起油气渗漏。在油田的注水开发过程中，可能出现局部高压带。若局部高压带与贯穿地表的断层相通，且地层压力足以突破断层对流体的封堵能力，就可能导致地下原油渗漏至地表，发生漏油现象，不过这种情况很少发生。（2）人工注水采油人为地将水注人储油层孔隙中，以水作为驱替剂将更多的原油从油层中驱替出来的一种采油技术。在石油工业发展初期，只能依靠自然驱动的能 量开采原油，通常称为一次采油。随后发明了人工注水开采，又称为二次采油，注水可以提高油田开发速度和采收率，而且经济效益好，因此注水开采已成为众多油田开发的主要方式。（3）人工注水开采根据注水时机和注水方式不同有不同的分类，以时机而言，分为早期注水和晚期注水两类。早期注水是油田投入生产后不久就开始注水，保持注采平衡，使油层压力保持在原始地层压力附近，使油井具有较旺盛的生产能力。晚期注水则是先利用油田 的天然能量(释放油层压力)进行开采，当天然能量消耗到一定程度之后再进行注水。

3.注水方式和效果

注水方式指注水井在油藏所处的部位和注水井与生产井之间的一种排列关系，又称注采系统。目前应用的注水方式有：（1）边缘注水：是将注水井布在油田边缘含水区内或油水过渡区或含油边界以内不远的地方，均称为边缘注水。（2）切割注水：是利用注水井排将油藏切割成若干区块，每个区块作为一个独立的开发单元进行注水开发。（3）面积注水：是指将注水井和油井按一定几何形状和密度均匀布置在整个开发区上进行注水和采油的系统，实质上是把油层分割成许多小单元进行注水开采。（4）点状注水：通常应用于一些地质条件复杂或小断块油田，视油砂体分布状况、断层的位置及构造形态布井，注水井与生产井之间没有规则的排列关系。

为使采油井充分收到注水效果，达到所需要的采油速率和所要求的油层压力，还需确定各井间的距离(井距)。确定井距时，以大多数油层都能受到注水的作用为原则，同时以经济效益为中心，所确定的井距不能小于经济极限井距。

4.注意事项

注水井排方向要注意地应力的研究，原则上注水井排方向应与最大主应力方向一致。 油田中注水井和油井的井数比例与分布形态称为井网，例如面积注水方式的井网即有四点系统(注水井与生产井的比例为1：2)、五点系统(比例为1：1)、反九点系统(比例为1：3)等。

注水管理人工注水开采的油田管理的日常工作最重要的是根据油田的动态变化(压力、产量、油气比、 含水量等)搞好配产配注，也就是在一个阶段内对注水井和采油井确定好各口井及各个层段合理的注水量和产油量，以取得较好的开发效果。同时，还要注意提高注水利用率和水质处理。首先：（1）选择最佳开始注水时间和保持油层压力水平。要注意充分利用天然能量，以实现最简便、最经济的方法开发油田。同时要使油藏保持的压力足以满足一定采油速率的要求，还要使油、气、水在地下的运动状态有利于提高采收率。一般认为在能达到要求的采油速率时，以油层压力降至饱和压力附近开始注水较为适宜。（2）调整吸水剖面，提高注人水利用率。注水过程要经常调整注水井的吸水剖面，改造吸水少的中、低渗 透层，控制影响其他层吸水的特高吸水层，使更多油层按需要吸水，以提高注人水的波及系数，采油井也要定期监测产油剖面以便采取措施。水动力学方法调整是平面上提高注人水的利用率，从而提高注人水波及系数的方法，如对非均质性严重或带有裂缝性的油层，将连续注水改为周期性注水，对高含水地区改变注水井的分布，从而改变水驱油的液流方向等，均可减少注人水的采出量，提高注人水的驱油效率。（3）控制注人水的水质和污水回注。注人油层中的水如含有机械杂质，易使油层堵塞；含腐蚀物质，易使注水设备和注水管柱损坏；腐蚀物的堆积易使井底油层堵塞；水中含有细菌和具有细菌生存条件，会加剧腐蚀和结垢。这些都会妨碍注水工作顺利进行。其次，必须依据油田的孔隙结构、矿物成分、地下水性质等，对注人水进行过滤、除铁、杀菌、脱氧以及加缓蚀剂、防膨剂等处理，以保证注入水的水质。生产井排出的含油污水， 一般应脱油后，按注人水质要求进行处理，再回注油层，以保护环境、节约用水。

【参考文献】

［１］马斌.浅析油田注水系统腐蚀原因及防腐措施.中国新产品.2011,(14).

［２］李生.敖古拉油田注水开发效果评价.管理观察.2010,(17).

关于油田注水工程节能技术的探讨 篇3

油田注水技术在油田开采过程中占重要地位, 具有提高石油采出率和补充地层能量的作用。油田注水技术受地质因素 (如油田渗透性) 、注水方式等的影响, 延长油田陕北区块位于陕西北部, 在我国油田储量位居前列, 属于低渗透性油田, 油田开采难度大, 如何快速高效的进行开采, 是一个亟待解决的问题。

随着现代化生产技术水平的提高, 采用节能的注水技术开采低渗透性的延长油田陕北区块成为社会广泛关注的问题。本文从优化注水设备效率、优化注水系统的运行软件两个方面出发研究油田注水工程节能技术。

1 优化注水设备效率

传统的油田注水技术可以通过优化注水系统的管网以及整体提高注水系统的注水效率, 对于注水系统联系不紧密的系统效率较低, 具有能耗大、注水管网整体的降压明显、单井增压明显的缺点[1]。

注水泵、变频器、调节阀、注水管网、配水间、注水井等组成注水系统, 注水系统的总能耗主要由注水泵、变频器消耗, 因此对于优化注水设备效率主要从注水泵、变频器、液力偶合器的优化三个方面进行研究[2]。

1.1 优化注水泵效率

优化注水泵站系统控制节能技术能够提高油田的产出量, 对于低渗透性的延长油田陕北区块具有重要的意义。据统计, 油田总用电量的33%~56%是注水耗电, 而注采系统总能耗的70%~80%由注水站产生。进一步说明优化注水泵站系统控制节能技术在油田开采中的重要[3]。

结合油田实际情况提高注水泵的效率, 最重要的就是注水泵的选型。不同地质条件下, 注水泵的选择有明显的差异。对于低渗透性的延长油田陕北区块可以选用利于施加较高压力的柱塞泵, 这是因为离心泵在低渗透性的延长油田陕北区块漏失量较大、水力性能较差, 最终导致离心泵的泵效显著下降, 而柱塞泵对于低渗透性的延长油田陕北区块具有很强的灵活性。

此外, 提高注水泵的效率还要结合注水泵的排量、转速比, 以及注水泵的水力部件等方面进行合理选择, 保证注水泵快速、高效的运行。离心注水泵从早期的注水量较小过渡到现在的较大注水量, 这些都是基于离心注水泵的排量增大、转速比提高。注水泵的水力部件对于注水泵的性能有着重大的影响, 注水泵的水力部件包含泵的级数、腐蚀材料、表面光洁度、叶轮以及与导翼等。通过选择合适的泵级数、耐腐蚀的材料、新型材料来提高表面光洁度都能大幅度提高注水泵的效率。

最后, 注水泵的运行效率也是影响注水泵效率的一个重要因素, 注水泵的运行效率是指注水泵在运行期间的效率。主要从泵的搭配、泵的排量与实际注水量的匹配等方面来考虑, 从而提高注水泵的运行效率, 最终达到优化注水泵的效率, 减少能量输出, 增加产出的作用。

1.2 优化变频器效率

电动机是变频器运转的重要环节, 变频器调节电动机和注水泵入口处的增压泵, 使变频器整体具有电流的双向可调性的特点, 因此变频器运转过程中很容易达到负荷平衡点, 使得整个注水技术高速有效地进行。

此外, 选用电机要结合油田和注水泵情况, 尽量选用高效节能型, 这样可以大大提高电机的效率。在污水注入温度高的条件下应选用封闭型的电机, 这是由于污水注入的温度高导致盐分的蒸发速率上升, 使得空气具有较强的腐蚀作用[4]。

对于变频器效率的优化主要在于生产过程中技术水平和管理水平, 生产充分考虑注水系统的稳定性利用变频器的变频调速保证注水压力恒定, 最终达到高效的机械自动化。机械自动化对于自动化的管理水平有着较高的要求, 机械不能完全替代人工, 例如, 变频调速装置虽然有比较完善的故障检测和应急功能, 但是仍然需要人工进行辅助, 以保证变频器工作处于恒定负载状态, 达到优化变频器效率的目的。

1.3 优化液力偶合器效率

在电动机与水泵的间隙中的液力偶合器, 是以液体为介质具有传动的功能的装置, 存在着巨大的能量消耗。液力偶合器可以使电动机转速处于恒定状态, 同时调节给水泵的转速, 最终起控制大负载、降低对电网的冲击的作用。传递功率的整体范围已经高达27 000 k W, 调速的范围与精度在与与机泵匹配的条件下, 达到5:1的差量, 此外液力偶合器的传动的品质有了跨时代的进步[3]。

2 优化注水系统的运行软件

优化注水设备效率基于传统的油田注水技术的能耗大、注水管网整体的降压明显、单井增压明显的缺点, 从注水泵、变频器、液力偶合器的优化三个方面进行研究。优化注水系统的运行软件也是优化注水技术的一个重要环节[3]。

注水系统的运行软件是基于注水系统的基础数据形成的适宜于油田的运行软件。注水系统的基础数据主要包括以下两点[3]:

(1) 管网的静态数据。

①站、阀池、配水间、注水单井的GPS坐标;②管线的长度、管径、壁厚;③注水泵的铭牌参数。

(2) 注水泵测试数据。

为了保证注水系统运行软件的后期投入, 往往需要基于这些基础数据进行模拟。

以低渗透性的延长油田陕北区块为例, 需要对延长油田陕北区块的每台注水泵进行监测, 其中每台注水泵按照规范要求至少应该有6个异同的流量检测点, 检测的内容包括电网的输入功、电动机的效率、注水泵的输出压力、注水泵的效率。最后利用注水系统运行软件得到运行期间内的生产数据站内单泵耗电量、泵出口水量、泵出口压力、汇管压力, 以及站外注水井中单井注入量、注入压力以及分水器上的压力。

低渗透性的延长油田陕北区块的油田注水系统也存在或多或少的问题, 利用注水系统的运行软件对基础数据进行模拟, 可以达到实时对比的作用, 通过模拟值与实测值的差异, 来指导油田开采工作, 达到提高采出效率, 增大油田采出量。

3 结语与建议

油田注水技术受地质因素 (如油田渗透性) 、注水方式等的影响, 对于油田储量较大、低渗透性的延长油田陕北区块的开采问题, 是一个亟待解决的问题。

本文从优化注水设备效率、优化注水系统的运行软件两个方面出发研究油田注水工程节能技术。我们可以结合油田实际情况, 从注水泵的选型、注水泵的排量、转速比、注水泵的水力部件、变频器的变频调速, 以及合理选择注水系统的运行软件等方面进行合理选择, 保证注水泵快速、高效的运行。

参考文献

[1]齐春民, 李丹丹, 王旭.关于低渗透油田注水工程节能技术的探讨[J].中国新技术新产品, 2013 (2) :92.

[2]马庆龙.扶余油田注水系统节能降耗技术研究[D].东北石油大学, 2015.

[3]刘靖瑞.注水系统节能降耗技术研究[J].内蒙古石油化工, 2013, 39 (2) :79~81.

[4]王红丽, 王奎升.浅谈国内注水系统的节能措施[J].石油矿场机械, 2002, 31 (5) :7~10.

[5]工振民.关于油田注水工程节能技术的探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2011, 31 (11) :164.

对油田注水节能降耗技术的探讨 篇4

1 油田注水技术的现状

在油田企业中, 原油、天然气、电能、煤炭等, 为主要的能源消耗, 而其中在总能耗中所占的比例最大的是电能, 大约占能源消耗的50%, 因此油田企业的用电成本占总成本的三分之一。电能的高消耗使国家的能源极度浪费, 造成巨大的能源损耗。油田企业是一个大型的综合性企业, 用电系统很多, 用电系统复杂, 对电力的需求各个系统都有很大的差别。于是, 在一些不必要的系统中时常出现能源浪费。油田的主要用电设备是水泵、抽油机、风机、照明、电焊机, 起重机等, 根据我们对系统的检验和分析, 泵站的耗电量是最大的, 而目前一些泵站系统中存在设备老化、效率低等问题。这样就加剧了用电成本高的问题, 并直接影响企业成本和效益。因此, 油田泵站改造的问题亟待解决。

例如, 某油田现在共有A注水站和B注水站同步运行的, A注水站有10口注水井, B注水站121口注水井, 并且其中一队注水站是应用了柱塞泵低压变频技术, 所以这两个小站的注水单耗都在比较理想的范围内。只有A站和B站联网的这个大管网辖380多口注水井, 两个站每天的出水量大约都在一万立方, 而且站内的泵都不具备节能设备, 需要人们的经验来调整泵出口的阀门, 从而控制出口水量和泵的压力, 为此通过现场的调查研究与分析我们项目组把主要目标集中在了这个大管网上, 首先是根据实际生产数据进行归纳。新民联合站, 站日出水量6942m3/h, 站出口压力14, 6M PA, 站单耗6.25K W H/m3。民七队注水站, 站日出口水量3514 m3/h, 站出口压力14.84 M PA, 站单耗4.78KWh/m3, 平均单耗6.15Kwh/m3。

通过上述生产数据得出结论:该油田A站的泵单耗过高, 达到了6.25Kwh/m3, 超过了其他油田注水的平均单耗。

从上述得知, 该油田注水系统的单耗相比附近油田的单耗量是偏高的, 超过了其他油田注水单耗的平均值, 就单耗来说, 离国家节能减排目标仍有很大的距离。从这些数据可以看出, 对该油田注水系统进行节能技术的开发和应用是势在必行的。

2 面对以上问题, 我们研究出以下方案

首先, 降低注水能耗就一定要降低泵压。为了提高注水效率, 我们要以注水系统节能降低消耗放在首要地位, 想办法降低水泵压力。

2.1 提高注水泵效率, 电机合理配备

要想合理使用高效率大排量离心注水泵, 大排量离心泵的阻力小、过流面积大、水力效率和容积效率也较小的优点, 造成排量泵效率明显有所提高。所以, 要想提高注水泵的效率, 选择大排量泵是最有效的途径之一。油田开发的初期, 注水量比后期小, 多选用排量较小的注水泵, 该泵运行效率通常不大于63.9%, 耗电指标也远远高于国家的政策要求。伴随着油田进入中后期的开发, 不断上升的注水量, 小泵很难适应该需求。因此, 用高效大排量注水泵是根据注水系统的需求。

2.2 要完善配套工艺

(1) 应用分压注水技术, 按照不同水井的注水压力不同, 合理、有效地分配, 使得各个系统保证压力稳定的同时, 电能损耗达到最少。该技术运用了精确度高、可靠性强的传感电磁机构控制和传感技术, 利用电脑对注水站的全面监管控制, 还可以对注水站、水电机、润滑系统等多个参数进行集中监测。

(2) 在注水井中安装磁化器增注技术。

(3) 研究表明, 通过磁场处理的水, 其张力与润滑性对比起没有经过磁场处理的水有明显的改善, 磁场可吸附铁屑等杂质, 从而达到净化水质的目的。

(4) 更换电机和泵芯, 令泵叶轮流道加大, 从而让泵的排量增大。这样不仅能节省了换泵的巨额费用, 还能提高原来的泵效。

(5) 利用化学药剂处理污水油田注水的水源主要是从油层中抽取出来的, 含较多的杂质。如果能降低污水中杂质的含量, 对油田注水的效果有非常明显的作用。

2.3 做好注水的规划设计, 坚守管网的损失要以局部增压、整体降压、分区分压、

合理搭配原则。想要使注水站泵压与所辖范围内的注水井井口压力有一个比较经济合理的匹配值提高管网效率是每一个设计者需要考虑的问题, 要使其的沿线压力达到损失最小, 又能满足注水压力的要求。由于油层与油田或区块吸水性能不同, 造成注水压力差别十分明显, 此时应分析注水井吸水压力, 对大部分中低压井采取整体降压, 少数高压井采取局部增压和分区分压的注水工艺, 将会收到明显的节能效果。

3 该油田注水系统通过以上方法调整改造后效益预算

调整改造预算及工程量。B队注水站增加一台大容量的柱塞泵, 根据水量的需求可选择5S175A-75.2/16型柱塞泵, 正常情况下柱塞泵开三 (一台大泵、两台小泵) , 保证某队注水站每天4000方左右的供水量, 当某队注水站的供水能力扩充后, 民联注水站每天保证6000多方的供水量即可满足要求, 现有的离心泵开二备二, 都能保证运行的两台离心泵在高效区范围内运行。

4 结论总结以及应用前景展望

首先我们项目组在该油田注水系统中的工作是有效果的见成效的。通过一年的工作让油田注水的效率提高了4%, 单耗下降了0.5K w h/m3。第三通过软件的仿真优化运行可以得出注水系统现阶段的状况, 轻易的分析出站的注水半径、注水井压力差识别、管线经济流速等信息参数。第三通过软件来优化出最优的站出口水量, 通过调整注水站的出口水量达到节能降耗的目的。

5 结束语

通过所做的试验可以看出, 利用更换大排量泵等方法能有效降低系统能耗, 是一种操作简便、科学的方法。在该油田应用的结果上, 可以推广和应用。

摘要：对于油田注水系统优化与各注水站优化的关系, 系统优化运行于系统中设备技术改造的关系注水系统各部分的相关性与密切性等问题进行了一些列的研究。认为:注水系统中各个部分是相互关联和影响的;各注水站的优化应在系统优化的统一目标下进行, 而从能耗及地面效率公式的分析出发, 提高了注水泵效率、合理配置电机、确定泵压、优化井站布局、减少管网损失等措施, 这些是注水系统节能的主攻方向, 从而达到降低注水耗电的目的。

关键词：注水,节能,泵压泵效

参考文献

[1]常玉连, 高胜, 郭俊忠, 刘合, 袁国英, 白振国.油田注水系统生产过程[J].系统仿真学报, 1999, (06) [1]常玉连, 高胜, 郭俊忠, 刘合, 袁国英, 白振国.油田注水系统生产过程[J].系统仿真学报, 1999, (06)

[2]常玉连, 刘万辉.基于生产运行仿真的油田注水管网改造专家系统[J].大庆石油学院学报, 2003, (03) [2]常玉连, 刘万辉.基于生产运行仿真的油田注水管网改造专家系统[J].大庆石油学院学报, 2003, (03)

油田注水工程节能技术 篇5

1 存在的问题

1.1 无功损耗增加，系统效率降低

由于注水管道结垢压损大，管道末点压力低，为保证配注泵站需提高运行压力，因此造成注水系统无功损耗增加，系统整体效率降低。另外，由于管道结垢压损大，造成部分水井采取单井增注，能耗增加，管理及维修工作量增加。

1.2 水质二次污染严重

多年来，只重视污水处理系统表面的运行，对污水处理系统的运行过程控制及日常管理不到位，储罐定期清砂、排污的制度没有形成，大部分储罐沉砂、积油，造成水质严重的二次污染(表1)。

1.3 形成安全隐患

由于管道结垢，压损增大，系统运行压力升高，造成地面注水设施承压升高，形成安全隐患。

2 除垢技术研究与应用

为了解决南部油田注水管道结垢问题，对不同管道、不同垢质进行了深入细致的研究分析，制定出不同的技术方案，优选了3种除垢技术即注水管道通球除垢技术、化学清洗除垢技术、“射流”(物理)除垢技术，解决了南部油田注水管道结垢问题，取得可观的经济及社会效益。

2.1 通球除垢技术及现场应用效果

2.1.1 除垢器（球）除垢技术原理

聚氨酯软体除垢器是由优质进口聚氨酯原料和独特的发泡工艺制造而成，经过特殊的加工工艺，对于垢质较硬的管道，可在软体除垢器的基础上，加上带有高强度的钢钉组成加强型软体除垢器。除垢过程中，除垢器在压力的作用下，对管道内壁的垢进行刮削，达到除垢的目的。此种方法简单易行，安全环保，投资低(图2、图3)。

2.1.2 除垢器的特点

通过能力强，可通过1.0 D弯头，用于结垢较厚、结垢不规则的管线，其最大变形大于等于50%，当卡阻时可通过提高输送压力将其涨碎而不会堵塞管线。安装方便，通球过程中容易控制，操作简便、安全，可实现白天通球、晚上继续注水的间断方式，不影响正常注水。

2.1.3 注水管道通球除垢情况及效果分析

1）除垢工作量完成及效果

自2006年开始应用新型注水管道除垢器技术以来，总计对29条注水干线、25条单井注水管道实施了通球除垢。29条系统干线除垢后，平均压损由3.5 MPa降至1.1 MPa，净降压损2.4 MPa;25条单井注水管道除垢后，平均压损由4.0 MPa降至1.2MPa，净降压损2.8 MPa。

2）节能效果分析

注水泵的输出功率为

在井口压力不变时，泵输出功率只与克服管道摩阻消耗能量有关，即

在流量不变的情况下，通过管道除垢降低泵出口压力，可以达到节能降耗的目的。其节能效果如下：

◇注水管道实施通球除垢后，有4个注水站因除垢而实现降压运行，平均降低压力2.6 MPa，实现年节电157.2×104kWh;

◇共停运2台增压泵，有16台在用增注泵因进口压力升高而降低了增注压力，实现年节电338.7×104k Wh;

◇注水管道除垢后因末点压力升高，注水井实现正常配注，从而取消了增加12台增注泵的计划，实现年间接节电326.9×104k Wh。

注水系统通球除垢年节电822.8×104kWh，投资246.5万元，投入产出比1∶2.6，投资回收期4.6月(表2)。

3）有效解决注水井欠注问题

注水管道实施通球除垢后，由于管道压损降低，末点压力上升，解决欠注井28口，增加注水量870 m3/d。

4）有效降低水质的二次污染

注水管道实施通球除垢后，有效地解决了管道结垢对回注水产生的二次污染(表3)。

2.2 化学清洗除垢技术及现场应用效果

2.2.1 技术原理

派迪清洗液主要由有机络合物(母本载体)和水系统运行除垢清洗液组成。根据配位场化学最新理论：金属离子的d轨道在某些配位化合物静电场影响下可发生分裂而形成能量不同的轨道。当配位体给出的孤对电子与中心金属元素形成α键时，若该配位体分子中存在空的π分子与轨道或空的pd分子轨道，且对称时，中心元素d轨道上的孤对电子可与配位体形成反馈π键，从而形成稳定配位化合物——络合物。基于以上原理，首先选用能使Ca2+、Mg2+d轨道发生能级分裂，且有π分子轨道的化合物作为π接受配位体，当这些化合物与钙、镁水垢作用时，可与Ca2+、Mg2+形成稳定的化合物，从而破坏结垢化合物的分子结垢，将垢中含Ca2+、Mg2+的物质溶解;其次选用油污清洗剂溶解各种油污、灰泥等污垢(图4)。

2.2.2 技术特点

派迪清洗的技术特点为：溶解垢、油污彻底，不燃不爆，无毒、无腐蚀，对于垢质坚硬、通球无法解决的管道，该技术可轻易解决，适于所有结垢管道。

在清洗施工过程中，针对化学反应产生H2S气体造成的安全隐患，利用酸碱中和原理及活性碳吸收特性，改进了H2S气体处理设备。经过现场应用和检测，排放气体指标均在安全允许范围之内(图5)。

2.2.3 注水管道化学清洗及效果分析

1）清洗工作量及效果

自2006年开始应用新型注水管道化学清洗技术以来，总计对29条单井注水管道实施了化学清洗除垢，平均压损由5.9 MPa降至0.8 MPa，净降压损5.1 MPa。

2）节能效果分析

注水管道除垢后因末点压力升高，注水井实现正常配注，从而取消了增加7台注水泵的计划，实现年间接节电194.6×104kWh。

单井注水管道化学清洗除垢年节电194.6×104kWh，投资121万元，投入产出比1∶1.25，投资回收期9.6月(表4)。

3）有效解决注水井欠注问题

注水管道实施化学清洗除垢后，由于管道压损降低，末点压力上升，共计解决欠注井27口，增加注水量843 m3/d。

2.3 射流（物理清洗）除垢技术及现场应用效果

2.3.1 技术原理

清洗仪器上设计安装了内振系统和射流喷嘴，将清洗仪器投入管道中，在水力的推动下旋转行进，水流自尾翼压入内振系统，猛烈收缩又急剧膨胀，生成无数空泡，汇入喷嘴后，在清洗仪器周围形成爆破性冲击射流，击打前方的管垢，然后与冲击清洗下来的碎垢一道汇聚成湍流，向前窜动，直达排污口(图6)。

2.3.2 技术特点

射流除垢是物理清洗过程，施工过程中不产生任何有毒气体，安全可靠;操作简便，一旦清洗仪器卡阻，用泵车反打水，一般情况下清洗仪器能顺利退出，不会卡堵管道;通过能力强，可通过1.0D弯头;管道除垢较彻底，除垢率达90%以上。

2.3.3 注水管道射流除垢及效果分析

1）除垢工作量及效果

截至目前，总计对18条注水干线、81条单井注水管道实施了通球除垢。18条系统干线除垢后，平均压损由3.0 MPa降至1.0 MPa，净降压损2.0MPa;81条单井注水管道除垢后，平均压损由2.5MPa降至0.6 MPa，净降压损1.9 MPa(图7)。

2）节能效果分析

停运增压泵1台，取消增注泵1台，有3台在用增注泵因进口压力升高而降低增注压力，实现年节电82×104kWh。

注水管道实施射流除垢年节电82×104kWh，投资180万元，投入产出比1∶0.36，投资回收期2年10个月(表5)。

3）有效解决注水井欠注问题

注水管道实施通球除垢后，由于管道压损降低，末点压力上升，共计解决欠注井8口，增加注水量570 m3/d。

4）有效降低水质的二次污染

注水管道实施通球除垢后，有效解决了管道结垢对回注水产生的二次污染(表6)。

3 主要成果及认识

3.1 注水系统整体效果及经济效益

2006年至今，南部油田注水管道通过采取通球、化学清洗、射流(物理清洗)等除垢技术，共完成除垢管道187条，除垢总长度144 650 m。

注水系统年节电1 099.4×104kWh，年节电费857.5万元，投资547.5万元，投入产出比1∶1.57，投资回收期7.7月(表7)。

3.2 技术创新点

1)通球除垢技术、化学除垢技术、射流除垢技术的应用有效解决了不同注水管道除垢难的问题，实现了注水管道实施除垢的技术新突破，达到了节能降耗的目的。

2)化学清洗技术能够有效清除管道结垢，效果较好，但因存在产生硫化氢气体的安全隐患，需进一步改进。

3)从结垢的严重程度和垢质成分方面考虑，对于垢质较软、结垢厚度小于管道内径30%～40%的管道可采用费用较低的通球技术;而垢质较硬、结垢厚度超过管道内径50%的管道则以射流除垢技术为主。

注水开发油田节能降耗方法探讨 篇6

1 有效注水, 控制低效无效循环

从油田开发角度讲, 节能的主要途径是减少低效无效循环注水, 提高注入水的利用效率, 控制低效无效产液。

1.1 注水井节能措施

注水井节能措施主要包括调剖、控水、低注井冬停夏注、周期注水。通过对注水井采取一系列措施, 取得了以下效果:

(1) 细分控制注水, 通过细分注水层段, 控制高含水层注水量, 减少低效无效循环。在高含水井区细分控水31口井, 日实际注水减少561 m3, 累计控制无效注水20.476 5×104m3, 井区连通的采油井累计少产水7.592 5×104t[1]。

(2) 通过开展周期注水, 调整平面矛盾, 减少无效注水。2005—2008年在作业区基础井网开展周期注水8口井, 累计少注水78.768 6×104m3, 井区油井累计增油1.875 4×104t。

(3) 注水井浅调剖, 调整层间矛盾, 减少无效注水。对5口基础井网注水井实施了浅调剖, 累计控制无效注水0.438×104m3, 井区连通的采油井累计少产水0.584×104t。

(4) 对低注井冬停夏注, 共实施23口井, 累计少注水1.25×104m3。

1.2 采油井节能措施

采油井节能措施主要包括堵水、封窜、转注、关井、调参、间抽。通过对采油井采取一系列措施, 取得了以下效果:

(1) 油井堵水, 油井堵水是控制无效、低效产液的一项直接而有效的措施。在高含水高产液层段以及聚驱开采层段, 水驱采油井堵水7口, 累计少产水7.052 8×104m3。

(2) 对参数较高的低沉没度采油井, 调小参数。共调小参数23口井, 平均单井沉没度上升59m, 泵效上升2.5%。

2 采用新工艺、新技术、新设备进行节能技术改造

2.1 更换节能电动机

2008年, 全区更换节能电动机4台, 其中永磁节能电动机2台。更换前后对比, 装机功率由50 kW降至37 kW, 下降了13 k W;平均消耗功率由15.76kW降至12.61 kW, 下降了3.15 kW;平均系统效率由52.41%升至66.55%, 上升了14.14个百分点;平均百米吨液耗电由0.54 kW·h降至0.43 k W·h, 下降了0.11 kW·h, 日节电151.2 k W·h。

更换双功率电动机2台。更换前后对比, 装机功率由45 kW降至40 kW, 下降了5 k W;平均消耗功率由10.71 kW降至10.00 kW, 下降了0.71 kW;平均系统效率由30.89%升至32.99%, 上升了2.10个百分点;平均百米吨液耗电由0.61 kW·h降至0.52 kW·h, 下降了0.09 kW·h, 日节电34.1 kW·h。详见表1。

2.2 更换节能控制箱

针对角星转换降压技术利用率低的问题, 经理论计算及现场试验总结出角星转换降压技术选井方法, 即抽油机井应满足ML max≤0.3 Mmax、Imax<0.58 IΔ、βI<1三个条件。2008年, 全区调换角星转换控制箱28面, 平均消耗功率由6.62 kW降至6.21 kW, 下降了0.41 kW;平均系统效率由25.53%升至27.24%, 上升了1.71个百分点;平均百米吨液耗电由1.81 k W·h降至1.72 k W·h, 下降了0.09 k W·h, 日节电277 kW·h[2]。详见表2。

2.3 电泵转成螺杆泵

电泵转螺杆泵1口井 (堵水后转螺杆泵) 。前后对比表明, 消耗功率由54.34 kW降至9.34 kW, 下降45 k W;系统效率由32.52%上升至35.11%, 上升了2.59个百分点;百米吨液耗电由0.69 k W·h降至0.67 kW·h, 下降了0.02 k W·h。

2.4 抽油机转成螺杆泵

抽油机转螺杆泵1口井。前后对比表明, 消耗功率由22.04 kW降至9.88 kW, 下降了12.16 kW;系统效率由36.09%升至52.34%, 上升了16.25个百分点;百米吨液耗电由0.75 kW·h降至0.52 k W·h, 下降了0.23 kW·h。

2.5 抽油机机型调整

调整老化淘汰机型5口井, 可对比4口井 (1口液面在井口) , 平均装机功率、平均消耗功率增加的同时, 平均日产液提高7 t, 系统效率提高了6.1个百分点, 平均百米吨液耗电降低了0.21 kW·h。

3 完善制度, 挖潜节能管理措施

该作业区节能数据实现了网上共享, 建立节能工作月度分析及节能工作月度汇报制度, 体现出计划、实施、分析、检查、考核的闭环管理模式。

3.1 推进节能示范工程

精细调整抽油机井平衡率。调平衡352井次, 平衡率由95.9%上升到98.1%, 上升了2.2个百分点;“节能平衡率”井数由54口增加到176口, 占统计井数47.19%, 平均消耗功率降低了0.48 kW, 系统效率提高0.41个百分点[3]。

合理调整皮带及盘根松紧度。制定出单井皮带及盘根松紧度调整范围, 将皮带及盘根松紧度纳入抽油机井月度检查点项, 作业区专人检查调整情况, 月底进行评比通报。

3.2 开展“双低”抽油机井治理工作

通过检泵、解堵等提液措施, 提高了低效井的系统效率;通过调小参数及互换电动机措施有效提高了电动机利用率。治理前后对比表明, 系统效率低于10%的井数由2007年的81口减至2008年的49口, 减少32口;平均系统效率提高7.36个百分点, 电动机利用率低于20%的井数由76口减至61口, 减少15口;平均电动机利用率提高3.45个百分点[4]。

3.3 加大低液面井间抽力度

选取30口沉没度较低、严重供液不足井开展间抽试验, 通过试验发现, 日关井7 h, 日产液低于10 t、泵效低于25%、含水低于90%的抽油机井间抽前后对比产液量、产油量稳定, 能耗降低。2008年, 间抽井120口, 其中, 每日关井4 h间抽46口、每日关井7 h间抽74口。间抽前后对比表明, 日产液由1 877 t下降到1 779 t;日产油由126 t下降到117 t;平均消耗功率由7.16 k W下降到7.01 kW;日节电3 529 kW·h, 累计节电58.18×104kW·h。

3.4 全天连续洗井试验

抽油机井平均热洗周期184 d, 同比延长16 d。为提高热洗炉有效利用率, 减少提温及降温的天然气损耗, 开展了油井昼夜连续热洗试验。全区实施油井昼夜连续热洗管理方法, 实施前后对比表明, 平均每天每队热洗井数由1.8口增加到4.2口, 累计每月少使用热洗炉912 h, 平均每月节约天然气3.5×104m3。

4 优化集输工艺流程, 加大不加热集油力度

结合各转油站系统的管理面积、集输半径, 所带井数, 产液、含水及周边自然环境等四个层面, 试验摸索不加热集油管理模式。

4.1 努力克服工艺流程缺陷, 实现低温集输

(1) 针对中转站无单独热洗炉, 热洗时掺水流程与热洗流程无法分开, 冬季无法实现低温集输和高温热洗同时进行的问题, 采取了热洗时除热洗计量间外其余计量间走抽三合一底水流程, 热洗结束再恢复低温集输, 加密单井检查, 如发现油压超高井, 立即通过计量间热洗流程进行管线冲洗。

(2) 中计管线长在1 000 m以上的计量间, 所带井数少, 并且单井产量低, 正常控制掺水量时计量间与转油站压差达到0.5 MPa以上, 温差达到5～10℃, 单井运行困难, 若放大单井掺水量, 又将造成系统压力大幅下降, 不利于低温集输;须进行流程改造。将不同计量间单井串联, 将中计管线、单井管线扫线后封死, 并将计量间内所有容器、管线放空, 门、窗全部封闭。虽为单独热洗流程, 但出口无伴热, 冬季须连续启运。热洗泵排量为25m3/h, 转油站无热洗时用热洗泵为计量间供掺水以平衡掺水温度和压力, 保证整个系统平稳、安全、低温集输。

(3) 由于低温集输和放宽常温集输界限后, 部分井冬季套管结冻速率加大, 井口套管易冻, 影响油气生产和资料的录取, 作业区自行研制了套管保温套, 应用于261口井。保温套分两种类型:一是利用掺水在环形空间运行为套管保温, 见图1;二是利用双管冷输的副管产液量在环行空间运行为套管保温, 见图2, 解决了冬季套管易冻的问题。

4.2 加强集输管理, 实现低温集输

(1) 合理实施油井热洗和管线冲洗。以易于操作及热洗流程的高效利用为目的, 实行各站每月集中3～5 d热洗的方式, 更合理地满足低温集输和热洗的双重需要。同时, 冬季针对油、套压升高较快的单井加密油压录取, 视情况制定不同录取周期, 若升值超过《采油二厂不加热集油实施方案》规定范围, 立即结合其他井热洗实施管线冲洗。另外, 为减少提温次数, 在热洗时将油、套压上升较快的井一并冲洗。

(2) 对破损或覆土浅影响低温集输的过渠管线保温层重新覆土。全区共计69条过渠管线, 其中21条保温层存在不同程度破损, 且有8.6 km管线因穿越泡子或地势原因管线覆土较浅, 增加了低温集输的难度, 因此入冬前组织人力对这部分过渠管线重新进行了保温, 并利用挖沟机、推土机对可重新覆土的5.4 km管线进行了重新覆土, 保证冬季低温集输的顺利实施。

(3) 严格控制单井掺水量, 确保掺水系统压力平稳。单井掺水量大小对转油站掺水系统压力、自耗气量及集输系统的平稳运行起着至关重要的作用。为合理控制单井掺水量, 对有掺水、热洗流量计的转油站的掺水量实施定期检查和随时抽查, 并建立了《掺水量巡检记录本》, 小队、作业区时时监控;对无掺水、热洗流量计的转油站, 其单井掺水量进行井口抽查;同时, 结合各站的井数、掺水泵型号、集输半径等因素为各站制定了掺水启泵台数和掺水压力控制范围, 定期检查、不定期抽查, 确保单井掺水量控制在0.7 m3/h以内。

(4) 强化掺水变频器使用, 优化运行方式。进入夏季实施季节冷输后, 部分队掺水井数仅有20余口, 按单井掺水量0.7 m3/h以内控制后, 管压达到2.5 MPa以上, 管线穿孔率明显上升, 若使用掺水变频器则可通过变频调节将掺水压力控制在1.8MPa左右来降低管压, 因此需强化掺水变频器的使用。夏季, 站掺水变频器使用输出频率在44～47 Hz范围内, 平均单台变频器日节电220 kW·h左右。另外, 在洗井启热洗泵时掺水和热洗压力会更高, 因此当热洗泵能够同时满足掺水和热洗要求时, 停掉掺水泵, 只启运1台热洗泵, 同时保证热洗和掺水。按热洗6 h计算, 每洗1次井停掺水泵可节省电量375 k W·h, 同时该时间段内所有掺水井为高温运行, 可以同时冲洗管线, 在节气的同时也降低了集输用电单耗。

5 几点认识

(1) 注水开发油田的节能潜力十分巨大, 它涉及到开发地质、注水工艺、地面流程、井下作业及注采管理等方方面面, 是一个系统工程。

(2) 做好注水开发油田中的节能工作, 既符合国家节能降耗的一系列政策, 又有利于增加企业的效益。

(3) 注水开发油田节能的关键在于是否能有效注水、有效采油, 从注入到采出再到集输, 每一个环节都不能忽视。

参考文献

[1]方凌云, 万新德.砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京:石油工业出版社, 1998.

[2]俞伯炎, 吴照云, 孙德刚.石油工业节能技术[M].北京:石油工业出版社, 2009.

[3]李金华, 华伟棠, 李铁.游梁式抽油机节能新技术探讨[J].石油机械, 1999 (12) :42-45.

朝阳沟油田注水泵站节能潜力分析 篇7

1 能耗现状及分析

1.1 能耗现状

注水系统多数选取注水单耗、注水泵效、注水系统效率为能耗指标, 但是主力区块 (不包括H注水站) 所属的8座注水站管网相互连通, 不能形成以站为单位的独立注水系统, 考虑到数据的准确性, 结合采油十厂的实际情况, 采用泵水单耗、注水泵效作为主要指标依据。通过对注水泵站的精细管理[1], 2014年上半年该厂平均泵效65.9%, 泵水单耗7.5 k Wh/m3, 其中主力区块泵效64.8%, 泵水单耗7.6 k Wh/m3, 外围区块泵效76.6%, 泵水单耗6.1 k Wh/m3 (估算值) , 达到制定的注水系统能耗指标要求。2014上半年注水系统能耗情况见表1。

注:泵效采用流量法进行计算;无单独电表, 泵水单耗为理论计算值。

1.2 能耗分析

根据开发部门提供全厂各矿注水情况及各注水站日常能耗状况, 对2014年上半年全厂平均日注水量和各注水站平均能耗情况进行汇总, 见表2、表3。

注:泵效采用流量法进行计算。

由表3可知, 泵水单耗最高的站为D注水站, 指标为9.5 k Wh/m3, 依次是F注水站 (指标为9.3k Wh/m3) 、A注水站 (指标为8.5 k Wh/m3) 等;泵水单耗最低的站为C注水站, 指标为4.8 k Wh/m3, 依次是B注水站 (指标为5.1 k Wh/m3) 、H注水站 (指标为5.7 k Wh/m3) 等。主要原因分析:D、F、A等注水站使用的注水泵, 均为离心注水泵, 而C、B和H注水站使用的注水泵均为五柱塞注水泵, 由于机泵本身内部结构特点决定, 离心注水泵的泵效低于五柱塞注水泵, 其泵水单耗高于五柱塞注水泵;并且D、F和A注水站使用的注水泵投产运行时间均超过18年, 泵内部叶轮等部件腐蚀、磨损严重, 导致D、F和A注水站泵效较低, 泵水单耗较高。此外, 受站外调水等因素影响, G注水站冬季运行2台注水泵, 需采用阀门控制回流水量, 回流量在300~1200 m3/d之间, 造成能耗损失[1]。

由于该厂外围区块注水系统计量仪表不齐全, 只能结合主力区块柱塞泵应用情况和以往机泵测试情况, 通过公式M=3 IU cosϕ/Q计算单耗, 其单耗计算值为6.1 k Wh/m3。此外, 外围区块注水量仅占全厂注水量的12%, 对全厂注水系统能耗指标影响较小。因此, 只对影响全厂注水系统能耗指标的主要因素——主力区块的能耗指标进行对比分析。

结合2014年上半年全厂注水系统能耗相关情况和开发部门预测全年注水量723.66×104m3等影响因素, 按目前已有节能措施水平, 预计2014年全厂全年平均泵效为65.9%, 注水单耗为7.9 k Wh/m3。

2 注水泵优化运行可行性及效果分析

2.1 管理措施

1) 提高高效泵的运行时率, 实现节能降耗。A联地区所辖B和A两座注水站, 其中B注水站共有8台五柱塞泵, 设计注水能力4100 m3/d;A注水站共有4台离心泵, 设计注水能力7200 m3/d。该地区站外注水管网互为连通, 其能耗状况见表4。

注:泵效采用流量法进行计算。

由表4可知, 2014年上半年, B注水站泵效为89.3%, 泵水单耗5.1 k Wh/m3;A注水站泵效为59.3%, 泵水单耗8.5 k Wh/m3。与应用小排量离心泵的A注水站相比, B注水站由于应用五柱塞高效泵, 其泵效较高, 泵水单耗较低。此外, B注水站设计规模达4100 m3/d, 实际注水量为1179 m3/d, 负荷率为29%, 负荷率较低。结合主力区块注水管网连通性和B注水站五柱塞泵的高效性, 建议优化两座注水站的开泵数量, 将A注水站开泵数量由2台优化为1台;同时提高B注水站负荷率, 由2014年上半年的29%提高到80% (表5) , 实现该地区注水系统优化运行, 预计年节电约244×104k Wh。

2) 对外围区块注水站安装计量电度表, 保证计量的准确性。外围区块注水站均无独立的电度表, 影响能耗指标衡量。针对以上问题, 对其安装可计量有功、无功和功率因数等数据的多功能电能表, 确保能耗指标数据准确性, 该措施已列入节能规划。

2.2 技术措施

1) 对腐蚀老化严重的注水泵进行更新改造, 具有较大节电潜力。注水系统使用高压离心注水泵15台, 泵水单耗平均为8.2 k Wh/m3, 泵效61.8%, 其中12台注水泵运行时间超过18年, 泵内部叶轮等部件腐蚀、磨损严重, 导致部分注水泵泵效较低, 泵水单耗较高;而应用的柱塞泵泵水单耗为5.2 k Wh/m3, 泵效85.2%, 能耗相对较低, 但柱塞泵排量较小, 满足不了主力区块注水需求。针对以上问题, 2014年已安排对A注水站和D注水站共6台腐蚀老化严重、泵效低的机泵, 进行更新改换, 均更新为DF100-150×11型离心泵。采取改造措施后泵效可以达到65%, 预计年节电约140×104k Wh。

2) 对G注水站注水泵进行高压变频技术改造, 减少节流损失。针对G注水站注水泵运行控制方式不完善, 造成能耗损失的问题, 规划2015年对其注水泵进行变频技术改造, 采用一托二方式运行, 预计年节电75×104k Wh。

2.3 效果分析

按年注水量723.66×104m3考虑, 通过对A联地区实施注水泵优化, 对腐蚀老化严重的注水泵进行机泵更新改造, 以及对G注水站采取高压变频技术改造等优化运行措施后, 预计节电约459×104k Wh, 全年平均泵效为67.1%, 注水单耗为7.4 k Wh/m3。

3 认识及建议

1) 通过对朝阳沟油田注水泵站进行能耗分析, 表明该环节仍然具有较大的节能潜力。依靠提高高效泵的运行时率, 对A注水站和D注水站腐蚀老化严重的注水泵进行更新改造, 对G注水站注水机泵进行高压变频技术改造等节能管理和技术手段, 注水单耗可降低0.5 k Wh/m3, 实现节能降耗。

2) 地面注水系统是一个规模大、环节多的动态能耗系统。注水泵站机泵参数配置是影响注水系统能耗的主要因素, 应结合主力区块注水管网连通性特点, 加大各注水机泵参数配置技术研究, 从根本上消除小排量离心注水机泵单耗高等能耗问题, 实现注水系统区域平衡, 突破注水系统能耗瓶颈问题。

摘要：朝阳沟油田注水系统耗电量约占油田生产总耗电量的32%, 因此, 注水系统节能降耗问题在整个油田系统节能方面起着举足轻重的作用。通过注水泵站能耗现状进行调查和分析, 从节能管理和节能技术两方面, 挖掘其节能潜力, 提出了注水泵站优化运行措施, 并进行可行性及效果分析, 预计措施实施后, 注水单耗可降低0.5 k Wh/m3, 实现节能降耗。

关键词：朝阳沟油田,注水泵站,泵水单耗,节能

参考文献

油田注水工程节能技术 篇8

1.1 注水系统生产现状

小集油田注水系统建有注水泵站3座, 注水泵34台, 在用23台, 运行功率3805kW。配水间8座, 注水干线20.25km, 单井注水管道46.2km, 目前共有注水井117口, 开井75口, 注水量7741m3/d。目前注水单耗为8.74kW·h/m3, 系统效率为52.06%。与2009年大港油田平均注水单耗8.01kW·h/m3相比, 小集注水系统每年多耗电206×104kW·h。

1.2 影响注水单耗的因素分析

根据公式:注水系统效率=电机效率×泵效×管网效率

影响系统效率的因素有三个, 其中电机效率一般为95%左右, 因此提高系统效率应从提高泵效和提高管网效率两个方面着手进行分析。

1.2.1 泵效分析

注水系统在用的机泵分为注水泵和增注泵两种。

(1) 注水泵泵效分析:

各站在用机泵泵效及注水单耗如下表:

由上表可以直观的看出, 较低的泵效导致注水单耗的升高, 小一注的注水泵泵效较低, 这是由于小一注投产时间较长, 在用的注水泵有22台运行时间已达20000小时以上, 有的甚至接近50000小时, 机泵效率下降, 与柱塞泵额定泵效 (85%) 相比存在较大差距。尤其是老三柱泵房的7台泵, 泵效仅为72%, 且腐蚀严重, 可利旧价值很小。

(2) 增注泵泵效分析

部分水井由于地层压力高需要增压注水, 目前小集油田有离心式增注泵7台, 负责18口水井的增压注水。

部分增压泵由于长期处于高压运行状态, 泵效下降, 达不到离心泵正常泵效 (75%左右) , 平均每台泵每天多耗电约426度, 并且泵轴的机械密封部位漏失、损坏频繁, 运行一年左右就需要进行大修处理, 维护费用较高。

1.2.2 管网效率分析

根据公式:管网效率ηn= (N井口/N泵出) ×100%

其中N泵出= (P泵出-P泵入) ·Q泵

因此, 降低泵出口压力, 可有效提高管网效率。影响泵出口压力的原因主要有注水泵与所辖水井压力不匹配。

另外N泵出=N管损+N井口

因此, 降低管损, 可有效提高管网效率。影响管损的因素有两个:注水工艺环节多流程长和管道结垢严重。

(1) 注水泵与所辖水井压力不匹配

随着注水开发的调整, 注水系统所辖区块注水井压力相差较大, 以小一注为例:

小一注注水系统分为25MPa和35MPa两个等级, 其中25MPa等级注水井目前有34口, 总注水量为4823 m3/d, 平均注水单耗为8.55kW·h/m3。其中单井注水压力小于20MPa的井有26口, 占总井数的76%, 注水量为3914 m3/d, 占总注水量的81%。

注水泵与所辖水井压力的差距较大, 造成泵的输出功率升高, 因此能耗升高、管网效率降低。小一注的管网效率仅为61.4%。

(2) 注水工艺流程长环节多

小集油田注水系统模式为注水泵站--配水间--注水单井的三级布站模式, 共建有注水泵房3座, 配水间8座, 注水井117口, 注水系统干线20.25km, 单井注水管道46.2km。由于输送过程中流程长环节多, 存在配水间节流、管道距离长摩阻较大等问题, 从而增加了从注水站到井口的压力损失。

(3) 部分管道结垢严重

小集油田污水矿化度较高 (1.8×104mg/L) , 管网普遍存在结垢现象, 管网压损过大。为了满足下游水井的正常执配, 只能提高泵站的运行压力, 因此造成了系统的无功损耗增加, 管网效率降低。注水站泵压平均上升1.8MPa, 每年多耗电141.3×104kW·h。

据统计, 该油田结垢较严重的注水管道有17条共14.7km, 占总管道长度的22%。这些结垢的注水管道实际管损达到了2.2MPa, 是正常管损的3.4倍。大大超出了《油田注水系统经济运行》 (SY/T6569-2003) 标准中关于“注水站出口至最远点注水井井口的管网阻力损失应控制在1.0MPa内”的规定。

2 节能对策及效益分析

2.1 节能对策

通过以上分析, 提出以下节能对策:

2.1.1 采用高效柱塞泵

将小一注7台3H-8/450II型低效柱塞泵更换为5ZB-12/42型注水泵。

2.1.2 更新低效增注泵

优选柱塞式液力平衡增压注水泵, 对泵效低的增压泵进行更换, 同时配套完善变频控制。小4站离心增压泵更新为1台3ZY-4/37型增压注水泵;小8站离心增压泵更新为2台3ZY-7/40型增压注水泵;小13站需要增压注水的两口井在注水工艺中进行了工艺调整, T接进小六注至小13站35MPa注水干线生产, 增注泵可以取消。

2.1.3 将小一注进行高低压系统分离改造:

不同系统负责相应压力等级注水井的注水任务, 各系统独立运行。分为20MPa、25MPa、35MPa三个系统。

根据不同压力等级的注水量需求, 配备注水泵, 其中利用旧泵19台, 新建7台。20MPa等级注水量为3914m3/d;25MPa等级注水量为909 m3/d;35MPa等级注水量为1553m3/d。

其中压力等级为20MPa的注水泵15台;压力等级为25MPa的注水泵6台;压力等级为35MPa的注水泵5台。

2.1.4 简化注水工艺

对小集油田的注水系统进行优化简化, 工艺流程由原来的注水单井--配水间--注水泵站三级布站方式简化为注水泵站直接对应注水单井的两级布站方式生产, 简化掉注水系统中的配水间环节, 注水井直接与注水干线T接或与临近的注水井串接。为此需新建系统管道延伸1.7km (Φ159×18mm管道0.7km, Φ114×13mm管道0.8km, Φ89×10mm管道0.2km) , 单井注水管道2.72km (其中Φ76×9管道0.86km, Φ60×11mm管道0.21km, Φ60×7mm管道1.65km) , 配套在线远程监控装置117套, 取消8座配水间, 注水单井管线总长度减少11.13km。

2.1.5 对管道进行除垢

采用射流除垢工艺对管道进行除垢:采用多元复合物理清管技术, 利用压力喷射除垢原理, 有效解决了之前物理通球方法极易卡堵和化学清洗技术产生大量有害气体的问题, 除垢实际效果非常理想。

注水干线:对小一注至小4站注水干线的后段、小一注至小9站35MPa注水干线、小一注至小9站25MPa注水干线实施除垢, 除垢长度4450m;

单井注水管道:对小10-14、小12-18、小13-12、小10-10、小11-7、小11-9、小11-7-4、小11-17、小13-20、小14-19、小9-5-2等注水井的单井管道实施除垢, 累计长度7400m。

2.2 节能效益预测

小集注水系统节能对策投资1472万元, 具体如下表:

通过对小集油田注水系统实施各项节能对策, 注水单井管线总长度减少11.13km, 减少8座配水间, 预计可减小管道沿程压力损失1.8MPa, 年减少耗电量280×104kW·h, 节约电费202万元。减少8座配水间的更新改造, 节省工程改造投资400万元, 节约维护修理费25万元, 减少因管线漏失发生的污染赔偿费用10万元。投资回收期为2.3年。

注水系统优化调整后, 预计注水单耗可降低0.82kW·h/m3, 系统效率可提高7.6%。

3 结论

3.1通过对影响小集油田注水系统能耗的因素进行分析, 制定切实可行的节能对策, 预计对策实施后, 注水单耗可下降0.82 kW·h/m3, 系统效率可提高7.6%。

3.2下步应在更广阔范围内继续有针对性的规模推广成熟的节能降耗技术, 使动态变化的注水系统长期保持在较为高效、合理的运行状态, 以更进一步降低注水能耗。

摘要：注水单耗是衡量注水系统能耗的重要指标, 提高注水系统效率是降低注水单耗的基本途径。目前小集油田注水单耗为8.74kW·h/m3, 系统效率为52.06%, 耗电量约占该油田总耗电量的43%。作为股份公司注水工程的示范区块, 降低运行能耗, 提高系统效率, 在小集油田注水系统开展节能降耗工作具有十分重要的意义。本文首先对影响注水能耗的因素进行分析, 然后针对这些影响因素提出切实可行的节能对策, 预计各项对策实施后, 小集油田注水单耗可下降0.82kW·h/m3, 系统效率可提高7.6%, 可实现注水系统的节能降耗。

关键词：节能降耗,系统效率,注水单耗

参考文献

[1]《油田生产系统能耗测试和计算方法》SY/T5264-2006