王瑞英1，董 巍1，王 斌1，马星全2，商永滨1，李 言1，程忠钊1，赵大庆1

（1.西安长庆科技工程有限责任公司，陕西西安 710018；2.陕西宇阳石油科技工程有限公司，陕西西安 710018）

0 引言

长庆油田地处鄂尔多斯盆地，东起吕梁山，西抵六盘山、贺兰山，南到秦岭北坡，北达阴山南麓，跨越陕、甘、宁、蒙、晋五省区，生产环境具有地域相对分散、生产战线长的特点，是典型的低渗、低压、低产油藏，主要采取注水方式开发。根据油田生产用电统计，注水系统用电量占油田总用电量的30%，为油田能耗大户。在节能降耗备受关注的形势下，长庆油田公司围绕注水系统效率开展了一些工作，但由于油藏本身的特殊性、地理条件的复杂性和工艺配套的局限性，导致注水系统效率总体指标与中石油平均水平仍有较大差距，比如，安塞油田 （我国最早发现的陆上亿吨级整装特低渗透油田）测试数据显示，平均注水系统效率为34.89%，远低于中石油合格值50%；注水系统单耗7.36 kW·h/m3（注水泵机组能耗平均值为0.521（kW·h/m3）·MPa、注水系统用电单耗 0.705 （kW·h/m3）·MPa）， 远高于 SY/T 6420-2008《油田地面工程设计节能技术规范》中的要求，注水系统能耗见图1。

据油田生产用电统计，原油生产 （机采、注水、集输）用电总量占油田总用电量的81%，其中注水系统的用电量占油田总用电量的30%。因此，在我国大力鼓励企业节能降耗大形势下，如何进一步提高注水系统运行效率、降低注水系统单耗成为提高长庆油田开发效益的关键。

图1 安塞油田注水系统能耗

1 现状分析

长庆油田从20世纪70年代开始注水开发，注水系统在建产初期能够很好地满足油田超前或同步注水要求，及时补充地层能量。但随着油田开发时间的增长以及滚动扩边建产、注采井网的完善，部分老油田注水系统暴露出诸多问题，如：老区块产量逐步递减，部分注水站场所辖注水井的配注量降低、注水井数量减少，导致站场规模相对较大，出现了 “大马拉小车”的现象，能耗浪费严重；油田大规模开发建设很少涉及到老区块老站场的改造，导致了目前运行的很大一部分站场工艺技术相对落后，部分注水管网压降损失大等。注水系统能耗偏高，急需对其采取一系列措施，解决高能耗问题，以达到节能降耗、提高注水系统效率的目的。

2 方案研究

通过分析发现，制约注水系统整体效率的主要因素为用电量和耗水量，主要存在于以下四个环节：注水站、配水间、注水井口及注水管道，下面针对不同类型的损失以安塞油田为例分类介绍其存在的问题及相应的改造方案。

2.1 注水站的改造

2.1.1 改造方案

通过对注水站的现场考察发现，安塞油田存在的问题主要为注水泵效率降低下、注水站回流量大、注水泵功率因数低、注水站自控水平低及需要关停等。针对这些问题，我们提出了相应的改造方案，具体见表1。

表1 注水站存在问题及主要改造方案

2.1.2 实施效果

通过上述改造，效率低下的注水泵得到提高，回流量大的注水站有效消除了回流，功率因数低的注水站得到提高，自控水平低的注水站得到改善，优化了注水站布置，改造后节电量约4099.1万kW·h/a，减少了能耗，有效提高了注水系统效率。

2.2 配水间改造

2.2.1 改造方案

配水间是注水系统的一个重要组成部分，经测试资料和运行统计资料分析，影响配水间效率的关键因素是局部阻力损失大、节点压力下降多和计量误差大。经过长时间运行，配水间腐蚀渗漏严重，计量水表多采用老式干式水表，注水调控复杂，准确度差。从检测的结果来看，配水间节流损失高，严重影响系统效率。

其中安塞油田的杏南、张渠、侯市、招安等区块27座注水站的配水间因长期运行，阀门、管道腐蚀、渗漏严重，局部阻力增大，严重影响注水平稳运行，极大地降低了注水效率。

此27座配水间共辖井197口，本次改造考虑将其更换为66座稳流配水阀组，注污水配水间改为防腐型稳流配水阀组，注清水的配水间改为普通稳流配水阀组。

2.2.2 实施效果

通过对配水间的改造，有效降低了配水间的压降损失，节约电量约30万kW·h/a，减少了能耗，提高了注水管网效率。

2.3 注水井改造

2.3.1 改造方案

安塞油田注水井目前存在的问题主要有两个方面，在改造过程中针对不同方面提出了相应的改造措施。

（1）对腐蚀结垢严重的注水井口装置进行更换或维护。安塞油田有很多注水井口装置，经过长期运行，其阀门、管道腐蚀严重，经多次维修仍不能正常工作。针对这些井口将注采出水的普通井口更换为防腐型注水井口装置，注清水的更换为普通注水井井口装置，共更换250套；对100套阀门、钢圈等配件损坏且注清水的注水井口装置进行维护。

（2）局部注水井口增压。安塞油田有些区块存在个别注水井井口压力较高的现象，此类注水井（见表2）距离注水站较远且注水井口压力较高，迫使各注水站高压运行，造成其他注水井阀组节流损失较大，注水系统单耗较高。可对此井组实施井口增压，即在井场建小型增压装置 （规模30 m3/d或50 m3/d），实施增压注水后，可使所在配水间压力降低1.0～2.0 MPa。

2.3.2 实施效果

通过上述改造，减少了压降损失，节约电量约34.05万kW·h/a，减少了能耗，提高了注水管网效率。

2.4 注水管道改造

2.4.1 改造方案

长庆油田自1970年开发以来，经多年滚动开发，新增注水井直接插接到已建注水干线上，造成注水干线超负荷运行，增加了注水干线压降损失。如安塞油田站外系统部分注水管道建于20世纪90年代，经过长期运行，管道负荷增加，且腐蚀结垢严重，减小了注水管道的有效过流段面，增加了注水管道的压降损失，严重影响了注水系统效率。

表2 压力较高的注水井口

针对压降损失较大且承压能力减小的注水管道，2010年进行了改造，见表3。

表3 注水管道改造一览

2.4.2 实施效果

通过注水管道改造，有效降低了注水干线压降损失，提高了注水管网注水效率，节约电量约333.92万 kW·h/a。

3 整体实施效果

2010年通过对安塞油田注水系统进行优化运行和改造，大大提高了注水系统的运行效率，并降低了能耗，使其注水系统单耗平均值降低至5.29 kW·h/m3（注水泵机组能耗平均值为0.410（kW·h/m3） ·MPa、 注 水 系 统 用 电 单 耗0.565（kW·h/m3） ·MPa）， 满足了规范的要求。

安塞油田注水系统节能改造的成功经验，目前已在吴420等区块注水系统节能改造开发中得到了应用，具有良好的推广和应用前景。

[1]GB 50391-2006，油田注水工程设计规范[S].