陸梁油田注水系統(tǒng)優(yōu)化研究

桂文宇何馮清熊小琴李本雙

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院；2.新疆油田公司工程技術研究院方案規(guī)劃研究所）

陸梁油田注水系統(tǒng)優(yōu)化研究

桂文宇1何馮清2熊小琴2李本雙2

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院；2.新疆油田公司工程技術研究院方案規(guī)劃研究所）

陸梁油田陸9井區(qū)存在注水能力不滿足地質配注需求、管網壓損較大、兩套注水壓力系統(tǒng)分布失衡、注水系統(tǒng)效率低等問題。針對這些問題分別對注水系統(tǒng)的站區(qū)和油區(qū)進行優(yōu)化。優(yōu)化后提高了注水能力，降低了管網壓損，達到了提高注水系統(tǒng)效率，降低注水單耗的目的，滿足了油藏開發(fā)“注夠水”的地質需求，為低滲透油田穩(wěn)產、增效起到了重要作用。

陸梁油田；注水能力；管網壓損；注水系統(tǒng)效率；優(yōu)化

陸梁油田于2001年投入規(guī)模注水開發(fā)，建成新世紀新疆油田第一個百萬噸整裝沙漠油田，至今已有15年，其主力油藏均屬薄層邊底水油藏，已進入“雙高”（高含水、高采出程度）開采階段。為保持油田穩(wěn)產，持續(xù)采取了以水平井開發(fā)為核心的一系列注采結構立體調整措施，導致注水量迅速增加，原有的注水系統(tǒng)已不能滿足多層系、多井網地質配注需求，注水單耗偏高，注水系統(tǒng)整體效率偏低。如何對注水系統(tǒng)進行合理的優(yōu)化，進一步優(yōu)化系統(tǒng)配置，提高注水系統(tǒng)效率，實現(xiàn)注水系統(tǒng)既能最大限度滿足油田注水地質需求，又能達到節(jié)能降耗，降低水驅油田開發(fā)生產成本，具有重要的指導意義[1]。

1 注水系統(tǒng)存在主要問題

陸梁油田陸9井區(qū)設有高、低壓2座注水泵房，分別承擔著陸9井區(qū)呼圖壁河組油藏和頭屯河組油藏、西山窯組油藏及陸22井區(qū)的注水任務。該井區(qū)注水系統(tǒng)存在的問題有：高、低壓系統(tǒng)的設備注水能力滿足不了地質配注需要；由于油田不斷地加密，油水井數(shù)不斷增多，地質配注量逐年上升，設備注水能力不足地質配注的70%；局部注水管網口徑偏小，管輸能力不能滿足地質配注需求。油田注水是一個不斷調整的動態(tài)過程，隨著注水井數(shù)量、配注量的不斷增加，原來設計的注水管網結構以及管徑大小等已經不能很好的適應油田注水開發(fā)的需要，導致目前注水管網效率偏低，兩套壓力系統(tǒng)注水壓力分布失衡。陸9井區(qū)自開發(fā)以來實施分壓注水，但隨著油田的不斷開發(fā)，低壓系統(tǒng)欠注井增多，注水壓力大于8 MPa的水井占低壓系統(tǒng)總井數(shù)的18%；高壓系統(tǒng)大部分井注水壓力偏低，小于8 MPa的注水井占高壓系統(tǒng)總井數(shù)的74%，導致節(jié)流損失大，能耗高；注水系統(tǒng)效率低，高壓系統(tǒng)注水效率低至29.8%，注水單耗高至8 kWh/m3。

2 系統(tǒng)優(yōu)化

對于注水開發(fā)油田來說，提高注水系統(tǒng)效率應從提高注水泵站和注水管網效率入手，這兩方面是相互聯(lián)系、相互影響的[2]。因此，需要分別對注水泵站和油區(qū)管網兩方面進行優(yōu)化，提高注水系統(tǒng)效率，達到降本增效的目的。

2.1 注水站區(qū)系統(tǒng)

2.1.1 適應性分析

陸9井區(qū)高、低壓系統(tǒng)未來5年注水需求量預測及能力平衡見表1。

表1 陸9井區(qū)高、低壓系統(tǒng)未來5年注水需求量預測及能力平衡

由表1可知，高、低壓注水系統(tǒng)從2016年開始就無法滿足地質配注需求，高、低壓系統(tǒng)的設備注水能力均不足。

2.1.2 系統(tǒng)優(yōu)化

提高注水泵效率是提高注水系統(tǒng)效率、降低注水能耗的重要手段。從注水泵運行泵效高低的情況來看，柱塞泵泵效較高，平均泵效81.2%，基本處于較高水平；離心泵泵效較低，只有65.4%，基本處于較低水平。在實際生產中，一般離心泵的額定揚程都高于實際注水干線的回壓，并通過節(jié)流閥門進行注水壓力和水量的調節(jié)。如果泵型選擇的不合理，泵的實際排量與額定排量相差較大，使泵不能在高效工況區(qū)運行，造成實際運行泵效低，同時也加大了節(jié)流損失，降低了管網效率。柱塞泵具有排量小、泵效高、注水壓力高的特點，通過對注水量較少、節(jié)流損失大、注水壓力較高的低效離心泵站實施高效柱塞泵進行代替離心泵的技術改造，以提高泵站運行泵效及管網效率[3]。由于該區(qū)塊注水量較大，只采用柱塞泵，則臺數(shù)會很多，只采用離心泵，泵效會較低。因此，采用離心泵+柱塞泵的方式運行，優(yōu)先開啟離心泵，使離心泵滿負荷運行，離心泵運行完余下的水量由柱塞泵來打，柱塞泵采用變頻控制。

站區(qū)具體改造措施：低壓系統(tǒng)增設3臺排量為280 m3/h的離心泵，高壓系統(tǒng)新增設2臺排量為250 m3/h的離心泵和4臺排量為42 m3/h的柱塞泵；同時新建2座2000 m3注水罐和4座分水器。

2.2 油區(qū)注水系統(tǒng)

2.2.1 注水井優(yōu)化

陸9井區(qū)自開發(fā)以來有高、低壓兩套壓力系統(tǒng)注水，但隨著油田的不斷加密，高、低壓系統(tǒng)的壓力分布存在著問題，高壓系統(tǒng)注水壓力小于8 MPa的注水井占高壓系統(tǒng)總井數(shù)74%，低壓系統(tǒng)因欠注而注水壓力大于8 MPa的注水井占低壓系統(tǒng)總井數(shù)18%。迫切需要對高、低壓系統(tǒng)注水壓力相差較大的井進行優(yōu)化，以便解決高壓系統(tǒng)部分水井節(jié)流損失大、低壓系統(tǒng)欠注的問題。

具體調整改造措施：將高壓系統(tǒng)注水壓力小于8 MPa的17口注水井就近接入低壓系統(tǒng)，將低壓系統(tǒng)因欠注而注水壓力大于8 MPa的25口注水井就近接入高壓系統(tǒng)，無法依托且相對集中的井就近新建配水間。

2.2.2 注水管網優(yōu)化

2.2.2.1 適應性分析

陸9井區(qū)有高、低壓2套注水管網，分別建有7、8條注水干線，其中有4條干線均是油田開發(fā)初期建設的。隨著油田的開發(fā)，注水量迅速增加，部分干線的管輸能力不足，管網壓損增大。

采用PipePhase軟件模擬計算高、低壓注水系統(tǒng)的注水情況，模擬出高壓系統(tǒng)2016年管網壓損范圍為0.33～3.75 MPa，其中A、C線壓損均超過了3 MPa；低壓系統(tǒng)2016年管網壓損范圍為0.19～1.12 MPa，其中C、D線壓損均超過1 MPa；2021年管網壓損范圍為0.32～2.8 MPa，其中B、C、D線壓損均超過了1 MPa，最大壓損為2.8 MPa。因此，高、低壓系統(tǒng)管輸能力不足的干線需進行優(yōu)化。

2.2.2.2 注水管網

利用PipePhase軟件模擬調整高、低壓注水系統(tǒng)注水管網，模擬出需要新建干、支線，增大管徑，合理優(yōu)化各條干線所帶配水站。

1）注水干線。具體優(yōu)化改造措施：高壓系統(tǒng)新建注水A、D線的復線A-1、A-2、D-1，均采用DN150的非金屬管線，將11、17號站接入新建A-1注水干線上，將10、13號站、新建1號（10）站接入新建A-2注水干線上，將2（2-1）、3（3-1）號站、22、新建2號（5）站接入新建D-1注水干線上；新建1條注水線I至19號站附近，采用DN100非金屬管線，將15、16、19、20號站接入新建的注水干線上。

低壓系統(tǒng)新建注水B、C、I線的復線B-1、C-1、I-1，分別采用DN200、DN150、DN150的非金屬管線，將6（6-1、6-2）、22-1、5（5-2）號站接入新建B-1注水干線上，將2（2-1）號站接入新建C-1注水干線上，將13（13-1）、11號站接入新建I-1注水干線上。

2）注水支線。高壓系統(tǒng)注水支線大部分采用DN65非金屬管線，遠遠不能滿足新增注水需求，需要對口徑小流量大的支線進行更換。新建DN80注水支線4.17 km，新建DN100注水支線4.07 km，均采用非金屬管線。

低壓系統(tǒng)部分配水間的配注量達到了400 m3/d以上，加上多個配水橇共用1條注水支線，現(xiàn)有的DN80注水支線不能滿足注水需求。新建DN80注水支線0.77 km，DN100注水支線6.03 km，新建DN150注水支線1.5 km，均采用非金屬管線。

3 優(yōu)化效果

1）合理改造注水站，增加高、低壓系統(tǒng)的注水設備，解決了陸9井區(qū)注水系統(tǒng)配注能力不滿足地質配注需求的問題。改造后，高壓系統(tǒng)注水能力由原來的4300 m3/d提升至9000 m3/d，低壓系統(tǒng)的注水能力由原來的8600 m3/d提升至18 000 m3/d，能較好地滿足陸梁油田未來5～10年的注水增量需求，具有較強的適應性。

2）注水井的優(yōu)化，解決了高壓節(jié)流損失、低壓欠注的問題。

3）合理優(yōu)化油區(qū)注水管網，增加注水干、支線，解決了管輸能力不足、管網壓損大的問題。優(yōu)化后管網壓損控制在1 MPa以內，滿足注水規(guī)范要求。

4）通過對站區(qū)和油區(qū)的優(yōu)化，提高了注水系統(tǒng)效率，降低了注水單耗。注水系統(tǒng)優(yōu)化前后效率對比見表2。

表2 注水系統(tǒng)優(yōu)化前后效率對比

由表2可知，優(yōu)化后高壓系統(tǒng)的注水系統(tǒng)效率由29.8%提高至40.72%，注水單耗由8 kWh/m3降至5.4 kWh/m3；低壓系統(tǒng)的注水系統(tǒng)效率由44.9%提高至45.2%，注水單耗由4.2 kWh/m3降至3.9 kWh/m3。

4 結論

油田注水系統(tǒng)的高耗能問題，一直是制約我國油田開采效率的重要影響因素[4]，油田注水是開發(fā)的基本方式，是維持油田高產穩(wěn)產的重要手段，而注水耗電一般要占油田總用電的33%～45%[5]；因此，根據油田開發(fā)形勢的變化及注水需求，適時對注水系統(tǒng)進行優(yōu)化，既可滿足高含水階段穩(wěn)產，又可節(jié)能降耗。陸梁油田注水系統(tǒng)優(yōu)化改造后，可日節(jié)電2.6×104kWh，年節(jié)約電費647萬元，新增注水量1576 m3/d，解決了54口井欠注的問題，預計每天增油15 t，年增油4500 t。

注水系統(tǒng)優(yōu)化應充分考慮注水規(guī)模、壓力需求及注水區(qū)域位置分布等相關因素，選定合理的設備及注水工藝，加大新技術、新工藝的研究，力爭做到在滿足油田生產的前提下，達到節(jié)能降耗，提高油田開發(fā)經濟效益之目的[6]。

[1]豐國斌.對油田注水系統(tǒng)節(jié)能降耗的探討[J].油氣田地面工程，1996，15（1）：17-18.

[2]范云敏，崔本敬，黃健，等.提高注水系統(tǒng)效率的研究與實踐[J].河南石油，2003，8（17）：34-35.

[3]顧曉，竇守進，李國生.注水系統(tǒng)節(jié)能降耗技術應用[J].資源節(jié)約與環(huán)保，2008，24（3）：49-53.

[4]高鵬.關于油田注水系統(tǒng)節(jié)能降耗途徑的研究[J].化工管理，2016（2）：157.

[5]余剛.油田注水系統(tǒng)節(jié)能降耗潛力及措施分析[J].河北企業(yè)，2016（1）：116.

[6]王乙福.注水系統(tǒng)節(jié)能降耗技術[J].油氣田地面工程，2007，26（8）：34.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.06.014

2017-04-12

（編輯 王艷）

桂文宇，中國石油大學（華東）石油工程學院在讀，E-mail：2962790366@qq.com，地址：山東省青島市黃島區(qū)中國石油大學（華東）石油工程學院，266580。