管理·实践/Management&Practice2013年第6期石油石化节能注水是油田开发后期维持地层压力、提高原油采收率的重要举措。目前吐哈油田大部分油井都是采用注水开发方式，以提高油藏的采收率，保证油田的高产稳产；同时，油田注水系统也消耗着大量的电能，油田注水耗电约占油田生产总电量的40%左右，因此，搞好油田注水节能工作意义重大。截至今年4月底的统计数据显示，油田公司共有注水井1053口，开井625口，平均单井日注水量34m3，年累计注水量约709.1×104m3。面对如此严峻的油气生产形势，油田公司今年在精细注水、注好水、有效注水方面做足了文章，但是摸清油田注水系统效率及各个环节的能耗损失是关键，对降低能耗十分重要。因此，我们对油田公司部分注水系统进行了测试分析与评价，为油田公司科学注水、精细注水和节能降耗提供技术保障。1注水系统的构成注水系统是由注水站、注水管网、配水间和单井等组成的网状系统。水源水经过水泵提升后，液体出泵压力升高,液体由泵出口进入汇管到出站口，经注水干线、支干线到配水间（或阀组）及井口阀组后输送到注水井口，注入井底。整个注水过程就是一个能量不断消耗的过程，从总的供入能量中扣除系统的各种损失后，就是系统的有效能量，该有效能量与系统输入能量之比，称为注水系统的系统效率。注水系统各种设备会对液体传输造成能量损失，液体从站出口开始，传输到注水单井控制阀前会产生压力和流量的下降，造成液体能量损失，损失的液体能量与系统输入能量之比称作注水管线损失率。注水站内泵出口到站出口之间会产生站内阀组能量损失，注水单井控制阀也会产生单井阀组能量损失，两种能量损失之和叫注水阀组能量损失，注水阀组能量损失与系统输入能量之比称作注水阀组损失率。注水管线损失率加上注水阀组损失率称作注水管网损失率。

2注水系统现状此次分析评价了五个采油厂的22个注水站、26个注水系统、61台注水泵机组、745口注水单井，分别是鲁克沁采油厂、三塘湖采油厂、吐鲁番采油厂、鄯善采油厂、温米采油厂。应用标准SY/T6275—2007《油田生产系统节能监测规范》和SY/T5264—2006《油田生产系统能耗测试和计算方法》测试分析得出：平均功率因数0.86，平均泵机组效率79.12%，注水泵总流量918.85m3；注水站平均效率66.89%，平均注水阀组损失14.59%，平均注水管线损失3.20%，平均注水管网损失17.79%，平均注水系统效率51.74%，单井总注水量881.06m3/h，平均注水单耗9.49kWh/m3。测试功率因数合格率67%，泵机组效率合格率90%，综合合格率65%；可视为“节能监测节能运行设备”的

油田注水系统能耗损失原因分析与对策张鹏（吐哈油田公司技术监测中心节能监测站）

摘要：随着吐哈油田开发的不断深入，尤其是近几年油田原油产量的逐年递减，注水量逐年增加和注水系统工艺流程的不断调整，现有的注水系统发生了很大变化。吐哈油田大部分油井都是采用注水开发方式，以提高油藏的采收率，保证油田的高产稳产；同时，油田注水系统也消耗着大量的电能，油田注水耗电约占油田生产总电量的40%左右。通过新标准、新技术、新方法的应用，对公司所属部分注水系统能耗损失进行了测试分析与评价，找出能耗损失具体原因，提出对应的治理措施，努力降低能耗，取得较好的经济效益和社会效益。关键词：注水系统能耗分析对策

DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2013.006.024

作者简介：张鹏，2008年毕业于重庆科技学院（电气工程与自动化专业），从事节能监测与评价工作，E-mail：pm398740692@qq.com，地址：新疆鄯善火车站镇吐哈油田公司技术监测中心，838202。

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管理·实践/Management&Practice有30台，达标率49%。测试26套注水系统，系统效率合格率73%；达到节能运行状态的注水系统有15套，达标率57.7%，公司注水系统整体运行情况良好，但也存在一定问题（表1~表4）。表1注水系统测试结果与评价指标比对测试项目测试数量功率因数机组效率系统效率评价指标限定值：≥0.84限定值：≥72%节能评价值：≥78%限定值：≥49%节能评价值：≥54%温米采油厂100.8577.4259.62鲁克沁采油厂90.8577.8046.20吐鲁番采油厂150.8474.7351.32三塘湖采油厂70.8681.6429.49鄯善采油厂200.8983.8272.09平均值610.8679.0851.743注水系统能耗损失原因分析通过此次测试分析，注水能耗损失主要发生在三塘湖采油厂、鲁克沁采油厂、鄯善采油厂和吐鲁番采油厂的连木沁注水站。3.1设备管理1）部分泵站计量器具配备严重缺失，尤其是流量计量有待完善。2）测试注水泵机组61台，设备综合合格台数40台，综合合格率65%，达到节能经济运行30台，节能运行达标率49%，主要是功率因数不合格数量较多。3）三塘湖采油厂设备功率配备不合理，存在严重的“大马拉小车”现象，造成注水站效率和注水系统效率较低，站内回流量较大，总回流量高达29.91m3/h，平均注水单耗高达11.36kWh/m3。特别是西峡沟注水站，注水单耗为36.01kWh/m3，北小湖注水站注水单耗42.52kWh/m3，能耗损失严重。4）吐鲁番采油厂连木沁注水站泵排量4.5m3/h，打回流量2.21m3/h，单井注水量2.29m3/h，注水单耗11.31kWh/m3，造成极大的能量损失。3.2注水系统运行1）鄯善采油厂的注水系统效率较高，平均为72.09%；其次是温米采油厂系统效率59.62%；吐鲁番采油厂系统效率51.32%；鲁克沁采油厂系统效率46.20%；三塘湖采油厂系统效率29.49%。测试26个注水系统，有7个注水系统的注水系统效率未达到标准评价限定值要求，其中最低为三塘湖采油厂的西峡沟注水站，系统效率仅为6.11%，北小湖注水站系统效率仅为10.21%，能效偏低。2）测试平均注水管网损失率最高为鲁克沁采

表2注水泵机组效率合格及达标情况汇总测试单位温米采油厂鲁克沁采油厂吐鲁番采油厂三塘湖采油厂鄯善采油厂平均值测试数量1091572061功率因数0.850.850.840.860.890.86合格率/%505660718567机组效率/%77.4277.8074.7381.6483.8280.82合格率/%80789310010090综合合格台数54951740综合合格率/%504460718565节能评价台数44141730节能评价合格率/%40446.7578549

表3测试期间各厂系统效率及损失情况测试汇总测试单位温米采油厂鲁克沁采油厂吐鲁番采油厂三塘湖采油厂鄯善采油厂平均值功率因数0.850.850.840.860.890.86机组效率/%77.4277.8074.7381.6483.8280.82注水站效率/%77.7676.1770.1936.5773.7566.89阀组损失率/%15.0426.1315.769.956.0514.59管线损失率/%1.754.343.162.873.863.20管网损失率/%16.8030.4718.9212.829.9117.78系统效率/%59.6246.2051.3229.4972.0951.74

表4测试期间运行设备及参数情况测试汇总测试单位温米采油厂鲁克沁采油厂吐鲁番采油厂三塘湖采油厂鄯善采油厂平均值注水泵功率/kW1449.671099.761652.55654.283277.548133.80喂水泵功率/kW73.0729.439.4141.2677.51230.68增压泵功率/kW40.8840.88泵流量/（m3·h-1）158.35109.60195.4791.46363.97918.85回水流量/（m3·h-1）0.000.002.4829.910.0032.39注水单井流量/（m3·h-1）158.18108.71192.9861.24359.95881.06注水单耗/（kWh·m3）9.8910.398.6111.369.329.54

56管理·实践/Management&Practice2013年第6期石油石化节能油厂30.47%，主要表现在注水阀组损失上，损失较大。尤其是鲁克沁采油厂的鲁2站和玉西接转站阀组损失分别高达35.05%和31.27%；玉果7站阀组损失高达30.75%。由于用配水间阀门调节单井注水量，为了控制注水量在配注范围内，低压注水井的高压来水的剩余压力主要被配水阀门节流了，造成阀组损失较大。例如：鲁克沁采油厂的玉东204-18井，出站压力30.5MPa，到井口下降到8.0MPa；玉东203井和鲁8-2井出站压力28.5MPa，到井口下降到10.0MPa。3）从监测数据看，从泵出口到单井的流量损失较严重，损失水量37.79m3/h，除打回流的32.39m3/h水量外，还有5.40m3/h的水量在注水管线延程流失。此次测试评价了4个注水站，7套注水系统，测试注水泵20台，喂水泵3台，注水单井343口。注水泵总流量363.975m3/h，单井总注水量359.95m3/h，损失水量4.02m3/h，注水单耗9.32kWh/m3。4）高低压力井混注，节流损失大；注水站能力、干线分布与注水井分布不协调。4对策1）强化计量管理。油田公司注水系统的计量器具有待完善，尤其是泵站流量计量缺失造成注水计量不准，注水站出水量与单井实注水量无法矫正。2）加强设备现场管理。提高操作人员技术素质，懂设备性能及原理，对设备及时进行维护和保养，提高设备综合合格率。3）三塘湖采油厂应避免放回流做无用功。对大功率机泵进行更换调整，大小兼备。根据实际注水需求设置机泵负荷，杜绝打回流现象发生，提高注水站效率和注水系统效率，努力降低注水单耗，吐鲁番采油厂连木沁站存在同样问题。4）针对鄯善采油厂管路流量损失较大的现象，应强化管线检测，查找原因，避免管线泄漏。5）降低注水管网损失率。注水管网中一般普遍存在管线结垢，可采取注水管网内壁涂料防腐，不仅增加管网使用寿命，而且减少结垢，降低粗糙系数。6）鲁克沁采油厂应减少配水间的节流损失和单井管线管损。为了控制注水量在配注范围内造成阀组损失较大，管压差宜控制在0.5MPa以下。7）合理布置注水站和配水间。注水管线的压力损失与管径有关，还与管线长度成正比，管线越长，压力损失越大。泵站到井口的压力损失应降低到最低限度，注水站出口至最远注水井井口的管网损失应控制在1.0MPa内。8）应综合治理注水水质，加强注水水质的化验分析。避免不同水质混注后结垢或产生菌类，对管线造成腐蚀。9）合理优化注水管网。对不合理的注水管网及时进行调整改造，调整局部注水井与注水站的隶属关系，使之负荷均匀，减少配水控制点，应杜绝高低压井混注现象。