辽河油田注水区块共有87个, 分布在欢采、锦采、曙采、沈采、高采、兴采、茨采、金马、冷家、浅海、辽兴等十一个采油单位管辖区域内, 中高渗透层占56.3%, 低渗透层占43.7%。
全油田注水井总数2442口、开井1578口。已建注水站52座 (在用45座) , 配水间451座, 注水管线1712km。现有注水泵431台, 电机总功率100612k W, 其中, 注水站大型注水泵170台, 电机总功率86115k W, 单井增注泵261台, 电机总功率14497k W。
设计注水量20.53×104m3/d, 实际注水量10.26×104m3/d。
(1) 典型注水流程:
注水罐→ (喂水泵) →注水泵→干线管网→配水间→单井管线→注水井
(2) 分压注水流程:
(3) 小环注水流程:
2015年, 辽河油田注水系统效率平均为44.74%, 注水单耗平均为6.77k Wh/m3, 均低于中国石油股份公司注水系统效率平均值54.18%, 注水单耗平均值5.86k Wh/m3。
辽河油田开发已达40多年, 部分注水地面工艺设施老化、陈旧。没有达到股份公司要求:离心泵泵效≥75%, 柱塞泵泵效≥85%。
虽然通过多年的注水专项治理工程, 已更换了部分低效泵。但是, 仍有大部分注水泵效达不到规定要求, 尤其单井增注泵, 采用“管道式”离心增压泵, 额定泵效仅在50%左右, 实际泵效仅在35%左右。
受注水量变化较大的影响, 部分注水泵匹配不合理, “大马拉小车”现象普遍存在, 严重浪费能源, 影响注水系统效率。
受注水井压力不均衡、管道结垢严重等因素影响, 普遍存在“系统注水压力不合理”的问题, 造成节流损失严重, 降低了注水系统效率。
(1) 注水地面工艺系统, 紧密围绕“泵效合格、匹配合理、压力适宜”三个重点要求, 在全油田整体工艺普查、分析的基础上, 制定工艺优化改造方案。
(2) 以注水站及管辖区块为单元, 统筹解决“注水泵老化泵效低、注水泵流量及压力不匹配、区域注水压力差别过大”的重点问题。
(1) 大型注水站“低泵效”问题优先解决 (柱塞泵效≤75%, 离心泵效≤65%) , 对低效泵进行淘汰更换, 保证大型注水泵泵效较高 (柱塞泵效≥85%, 离心泵效≥75%) ) 。
(2) 将单井增注泵由“管道式”离心增压泵更换为效率高的柱塞泵。
(3) 采取多种技术措施, 解决注水泵不匹配的问题。采取“离心泵增减级、柱塞泵调整柱塞、注水泵配置变频器”等工艺方式。
(1) 整体降压、局部增压
注水区块中只有少数井压力高时, 可将注水站压力整体降压运行, 对个别压力高的井实施单井增注, 从而降低整个系统的能耗。
(2) 整体系统分压注水
整个注水区域内出现两种压力等级的注水井, 同时注水量相当, 可采用高、低压合理配置注水泵, 整体分压注水, 提高管网效率。
注水干支线采用空穴射流清洗技术, 定期对管线进行清洗, 减少管线的阻力, 同时改善了注水水质。
本文所述的提高油田注水系统方案的措施十分有针对性, 具有投资相对较少、节能显著、容易实施的优点, 目前已在辽河油田已陆续开展实施, 并取得了较好的效果。全油田实施改造完成后预计注水动力费将下降3000万元/年, 注水系统效率将提高至55.61%, 注水单耗将降至5.51k W.h/m3。
摘要：针对辽河油田影响注水地面工艺系统效率的主要因素, 重点解决“设备老化低泵效、工艺系统分压注水”的实际问题。经过工艺改造、强化工艺管理, 油田注水泵效可得到显著提高, 注水动力费将下降3000万元/年, 注水系统效率将提高至55.61%, 注水单耗将降至5.51kW.h/m3。
关键词：辽河油田,注水,提效方案
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