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大港油田注水工艺系统节能降耗效果显著

2008-05-04　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

[大港油田公司网　2008年4月29日]现阶段，大港油田的注水工程正在高效稳步推进，作为耗电大户的注水系统，其耗电量约占油田总耗电量的30%。近年来，大港油田在提高注水系统效率、降低注水能耗、实现高效注水开发等方面做了大量卓有成效的尝试，实施了多项节能降耗技术，效果显著。通过多年的发展，大港油田注水系统规模逐步扩大，注水单耗显著下降，年节约电费3537万元。

新型高效泵优选为油田注水提升效率。注水系统效率由电动机效率、注水泵效率和注水管网效率三部分组成。提高注水泵效率是提高注水系统效率、降低注水能耗的重要手段。为此，采油工艺研究院“双管齐下”，一方面优选高效离心泵，淘汰低效离心泵；另一方面优选高效柱塞泵替代低效离心泵。该技术共在5座低效运行的离心泵站进行了实施，取得了良好的节能降耗效果,年节约电费954万元,投资回收期25个月。

高低压系统分离为油田注水“量体裁衣”。大港油田断块破碎复杂，部分注水泵站管辖区块注水压力相差较大，为了完成配注，注水泵压不得不保持在较高水平，这样就造成了低压注水井系统效率低，电能浪费严重。为此，采油工艺研究院系统部署进行科研攻关，对周清庄注水系统等7座注水站进行改造，年节约电费470万元，投资回收期9个月。

注水站联网优化运行为油田注水“系统思考”。对部分注水压力基本相同的注水站，大港油田实施联网运行、整体规划，从而提高了整体的系统效率，形成了“一盘棋”的良好态势。目前大港油田实施联网运行的注水系统有两个，分别为港东注水系统和港西注水系统。这两个联网共投资100万元，实施后年节约电费595万元，投资回收期3个月。

注水管线除垢技术使油田注水安全高效。由于南部油田回注污水矿化度高、温度高，造成注水系统管线结垢严重，无功损耗大，系统效率低，影响水井配注，并造成超压隐患。为此，采油工艺研究院优选采用了物理方法清管除垢技术，主要采取GC系列高频高能水处理器和管线通球除垢技术，这两种方法除垢效果好，简单易行，安全环保，投资低。

应用变频技术为油田注水提高系统效率。随着注水开发的不断调整，油田区块配注水量也随之发生变化，因此提高管网效率也是提高系统效率、降低注水能耗的重要环节。大港油田注水流量损失较严重的系统为柱塞泵站注水系统。为此，工艺院引进应用了恒压变频调速技术，使注水泵的排量与动态的水井实际注水量得到了很好的匹配。目前，共在62座注塞泵站实施应用了该技术，提高了管网效率，杜绝了高压水打回流现象，实际节电率达到了12%，年节约电费1293万元。

单井增压注水技术为注水系统降低运行压力。在大港油田，为了使少数注水井完成配注而提高整个注水系统的注水压力，不仅增加注水的能耗，还存在严重的安全隐患，影响开发效益。为此，研究和推广应用了单井增压注水技术，目前已在114口注水井上进行应用，满足了地层配注需求，并取得了良好的开发效果。通过开展了联网运行、高效泵代替低效泵、注水系统的高低压分离改造、单井增压注水、注水管线除垢技术及变频调速等多项节能降耗技术，油田注水单耗下降了13.2%,有效降低了注水能耗，年节约电费3537万元，为油田降低开采成本做出了贡献。但由于受自身地质特点的影响，大港油田的注水单耗与股份公司标准还有一定差距。据悉，该油田下步将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。

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