王治宁 杜宇东 杜鑫 杨剑（长庆油田分公司第八采油厂）

1 概述

长庆油田采油八厂主要开采的层系主要是三叠系延长组油藏和侏罗系延安组油藏，开发的层系均属于“三低”油藏，油藏物性差，地层能量低[1]。因此，油田注水就显得尤为重要。目前常规注水主要通过注水站利用往复式注水泵将高压水通过管网、配水间及阀组注入地层来补充地层压力[2]。注水站多选用额定压力20 MPa 注水泵，干线压力一般控制在16～19 MPa，受泵机组能量损失、站内回流能量损失、注水干线能量损失、注水阀组能量损失、单井注水管线能量损失的影响，部分距注水站较远区块的注水管线压力下降较为明显，存在注不够或注不进的现象。采油八厂目前共有注水井952口，其中注不够井42 口，注不进井26 口，日欠注约800 m3。

水井欠注不仅影响单井产量，而且对该区块的开发也会造成一定影响。目前常用解决欠注及注不进的主要措施有采取酸化增注措施和建设局部增压橇[3]，一是通过改善或提高地层吸水能力，二是通过提高末端压力来解决欠注、注不进问题。由于酸化增注措施费用较高（20 万元/井次），必须由专业队伍实施，而且施工所用酸腐蚀性较高，且对会对地层造成一定影响，施工后措施液处理难度大等造成该措施实施有一定的局限性。局部增压橇建设还需铺设管线等，建设周期长、费用高（设备费用30 万元/台），且需要安排专人看护，不适用现场的无人值守。因此需要一种能够实现高效增压注水、安装简单、管理方便的注水装置。

采油八厂于2017 年开始与新乡夏烽公司合作研发的螺杆增压装置，经过多次室内外反复试验，现场应用成功，该装置具有占地面积小，智能化程度高，安装简洁，效率高，可有效解决边远井欠注问题。

2 油田地面注水工艺流程

从水源井到注水井，地面注水工艺系统通常包括供水站、注水站（含水处理）、配水间和注水井[4]，油田注水系统见图1。

图1 油田注水系统

1）注水泵站工艺流程。注水泵站主要作用是将来水升压，以满足注水井对压力的要求。工艺流程是来水进站→计量→水质处理→储水罐→进泵加压→输出高压水，注水泵站流程见图2。

图2 注水泵站流程

2）注水井工艺流程。配水间是用来调节、控制和计量注水井的操作间，一般分为单井配水间和多井配水间。主要设施为分水器、正常注水和备用旁通管汇、压力表、流量计，单井阀组流程见图3。

图3 单井阀组流程

3 螺杆增压注水泵

3.1 工作原理

新研发的螺杆增压注水泵，采用大扭矩输出的交流永磁伺服电动机来驱动螺杆泵工作，将高压水通过螺杆泵增至更高压力注入水井，实现增注的效果。螺杆增压装置组成有交流伺服永磁同步电动机、高压动密封装置和螺杆泵及智能控制系统。螺杆增压装置的结构有卧式和立式两种。

卧式螺杆增压装置（图4），可满足2～3 口注水井，不影响注水井测调通道，安装不需要放喷等作业，施工方便。该装置的优点如下。

图4 卧式螺杆增压装置

1） 卧式增压注水装置无需动管柱和起井作业，只需改变进出口的管线即可，施工过程简单方便，可实现单井和多井同时注入。

2）进水口是管线高压来水时，不用泄压，设备可以接力式增压，采用先进的高压密封技术，无泄漏。

3）压力、排量调节方便、范围宽，可设置出口压力值，自动闭环调节，可实现恒压注水。

立式螺杆增压装置（图5）安装在注水井大四通上，与井口直接相连，省略地面安装，安全环保。该装置的缺点：因直接安装在注水井口，无法反洗井，维护、更换设备时需泄压同时无测调通道[4]。

图5 立式螺杆增压装置

3.2 主要特点

3.2.1 安全方面

1）占地面积小，维护简单，操作安全方便。

2）进水口是低压自然供水时，可省去高压远程输送环节的一系列造价昂贵的高压仪表、高压管线、高压阀门、高压泵等设备，大大降低费用，而且高压部分在井下（螺杆泵出口以下），地面无高压，地面配套简单，无安全隐患。

3）进水口是管线高压来水时，不用泄压，设备可以直接增压，采用先进的高压密封技术，无泄漏风险。

4）螺杆泵运行转速可调，泵的出口压力可随泵的级数增加而增加，吸入性能好，流量均匀连续，振动小，噪音低。

3.2.2 节能高效

1）采用永磁同步电动机专用控制器对电动机转子速度、位置以及定子电流进行三闭环控制，精确控制电动机的速度和转矩，柔性平滑驱动电动机，其功率因数达到0.9 以上，大大降低系统损耗，电动机节能高效，实现整个系统综合效率最大化运行[5]。

2）可进行超高压力增注，地面增压泵增注一般不会超过35 MPa，该技术可在井下增加来水压力25 MPa。例如来水压力为15 MPa，井下可增压至40 MPa，而且井口只需要25 MPa 压力等级井口。

3.2.3 智能方便

注水系统压力、排量调节方便、范围宽，可设置出口压力值，自动闭环调节；实现全数字化操作以及GPRS 远程实时监控功能，便于集中化管理；控制器具备过流、过载以及出口压力异常等保护功能，可实现无人值守。

4 现场应用

芦29-108 井为王盘山长8 油藏注水井，采用菱形反九点法注水，对应的油井共5 口，分别是芦29-107、芦28-109、芦28-108、芦30-108、芦30-107。该井由樊学作业区学六注水站注水，注水管线长度4 km。王盘山长8 油藏注水压力为17 MPa，原始地层压力17.5 MPa，因此，大部分水井欠注严重，影响地层压力保持水平。该注水井于2012 年8 月8 日 投注，配注20 m3，日注10 m3左右，投注后即注不进，已多次实施酸化增注措施，平均有效期不足3 个月[6-7]。

4.1 第一次试验

2017 年7 月12—16 日，在定边采油作业区芦29-108 井第一次试验运行，其中，转速150 r/min，日注水14 m3。运行24 h 后井口压力从0 MPa 达到19.5 MPa。试验效果很好，但是运行几天后，高压旋转密封（盘根）失效。

盘根承压能力强，但密封效果差，需要漏失一定的水散热，并且盘根预压松，漏水多，预压太紧，则电流大发热厉害。

4.2 第二次试验

针对第一次实验出现盘根刺漏的问题，分别实验了橡胶+盘根的复合密封结构、聚四氟乙烯密封结构，均因承压能力（10 MPa）和耐久性差无法正常运行，最终借鉴了磁力泵的原理将容易泄露的动密封结构转化为零泄漏的静密封结构（图6），彻底解决了泄露导致压力无法达到要求的问题[8-10]。

图6 磁力泵结构

4.3 第三次试验

2018 年8 月10 日完成第三代样机生产及室内实验，运行正常后到达现场安装。运行转速为300 r/min，电流为1.6 A，日注水量19 m3，进口压力15.8 MPa，出口压力19.2 MPa。

2019 年8 月19 日， 在 定 边 采 油 作 业 区 元307-189 注水井扩大试验第二套装置，运行转速为223 r/min，电流为7.2 A，瞬时流量0.83 m3/h，每天注入19.92 m3，进口压力14.5 MPa，出口压力19.4 MPa，设备运行平稳。

表1 螺杆增压注水运行情况

设备使用效果评价：第三代产品现场试验满足配注要求，试验取得成功。电流只有1.6 A，实际运行功率2.35 kW，节能效果显著。采用了闭环控制，以压力为控制点，避免停水后螺杆泵干磨等情况发生，降低了运行风险。可在手机APP 上直接远程监控、启停、调排量等操作，操作简单，管理方便。

4.4 扩大应用情况

2019 年7 月至2020 年6 月，我厂共计安装末端螺杆增压装置8 套，均运行正常，单日消减欠注量164 m3，螺杆泵增压注水运行情况见表1。

5 效益评价

螺杆增压注水装置，费用38 万，可带1～3 口井，整泵质保2 年；单井日耗电量平均35 kWh，年累计耗电12 775 kWh，电费约0.83 万元。水井增注措施费用20 万元/井次，常规酸化增注有效期2～6个月，年措施费用约40 万元。一年可收回投资成本，投资回报率100%。

1）采用了闭环控制，设备进出口均以压力为控制点，避免来水不足或系统停水后螺杆泵干磨，延长了设备使用寿命。

2）满足无人值守运行，可满足场站系统监控和手机APP 远程控制，可以远程直接操作，能做到监控，启动，停止，调排量等操作，操作简单，管理方便。

3）设备结构简单，无需安装高压管线，现场无高压刺漏的安全环保风险。

6 结论

1）该设备的成功运行，解决了油田注水系统末端注水井因压力损耗造成的欠注和注不进问题，现场试验运行满足油田注水配注要求，效果良好，是一种值得推广的末端注水装置。

2）该装置结构简单，安装简便；无需单独安装分水器和铺设高压注水管线，降低投资的同时减少现场安全风险。

3）该装置控制系统采用闭环控制，以压力为控制点，避免停水后螺杆泵干磨。其远程控制功能可以在手机APP 可以直接操作，能做到监控、启停和调排量等操作，该功能操作简单，管理方便，同时可按照用户要求进行针对性的设计。