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[摘 要]注水系统是油田开发中的重要组成部分，是耗电大户。注水系统耗电量占油田总耗电量的40%左右。提高注水系统效率对应对低油价新常态至关重要。本文在介绍注水系统存在的问题的基础上，阐述了提高注水系统效率的对策。
[关键词]注水；存在问题；系统效率；对策
中图分类号：U261.153 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0336-01
0 引言
注水地面工程系统是以高压注水泵站为中心，由注水干线、支干线、配水间、单井管线、注水井口构成的一个网络状的地面工程体系，随着油田注水开发的不断深入、细化而逐步发展完善。注水地面工程系统是耗电大户，它是一个将高压注水泵站提供的能量，由地面工程网络输送，分配到各注入井点，满足油层驱替能量需要的能量分配体系，因此不断提高注水地面工程系统的工艺、装备及管理水平是油田注水开发的客观要求。
1 当前注水系统存在的问题
1.1 低效泵比例仍较高
目前油田的低效泵主要是DG系列型泵、6HDZ系列型泵和6D系列型泵。这些型泵的最大问题是泵效低，实际运行效率低。DG型泵与DF型泵相比，在同样的电压、干压条件下，其允许最大电流可相差10安培以上；而6DHZ系列型泵和6D系列型泵，其实际运行效率只能达到58%左右，属于高耗低效型设备。另外从调查数据看，由于生产管理、检修不及时、设备老化等因素，还存在部分高效泵实际运行效率达不到其额定运行效率现象。
1.2 注水设备老化比较严重
注水机泵设备存在的主要问题仍是资金问题，由于资金不足，部分注水机泵不能按期执行规定大、中、小修的管理规定，其运行效率不可能达到指标要求，增大注水能耗；部分注水泵的配套电机和低压配电系统长期得不到更新，只能依靠频繁的检修满足注水需要；部分柱塞泵服役期长，注水泵老化严重，磨损大，漏失量大，泵效低。
2.3 冷却水源不合格
油田注水站电机均为大型水冷式电机，主要面临的问题是由于冷却水源均采用自来水，结垢严重，电机冷却水箱内铜管因结垢缩径甚至完全堵塞的现象十分普遍，导致冷却水箱过流量减少，严重影响冷却效果，严重威胁注水电机的运行安全，需抓紧采取措施，对冷却水源进行软化处理。
2.4 存在大回流现象
低渗选油田的注水开发，仍有不少注水站存在打回流现象，对系统节能降耗增加难度。随着低渗油田的注水开发，注塞泵高压增注注水独立区块增多。由于柱塞泵受区块能力影响，打回流现象严重，影响了系统效率和单耗及成本费用，给系统节能降耗工作增加了难度；另外由于柱塞泵站振动大，进出口压力表、水表和电表损坏严重，难以对注水泵运行状态准确检测，易造成维修不及时，增加注水泵损耗等问题：
2.5 运行调节能力低
部分注水站系统运行调节能力低，目前仍有部分离心泵注水站未实行计算机自动化监控，注水泵运行调节管理仍采用人工方式，资料录取、参数调控、保护监护、技术分析等操作方法简单，科学化程度低，造成资料准确度差，系统运行不稳定、能耗高、故障率高：无法对系统运行参数进行优化，严重制约着注水站的管理水平和系统效率及经济指标的提高。
2.6 站点布局和管网结构不完善
部分站点布局和管网结构不完善，部分系统运行参数不匹配，管网效率低。站点布局不完善主要表现在：一是地理位置上的站点布局不合理，供水半径过长；二是供水负荷上的不合理，系统压力偏低，影响注水生产；三是管网布局和运行结构不合理，干线压力损失大；四是管线负荷不匹配，流速大；五是局部管网系统不完善，管损大；六是系统负荷不匹配，系统偏离合理优化的运行状态；七是注水井压力利用率低，部分注水系统由于油田地质非均质性严重，层间差异大，造成注水井吸水压力差异大；八是部分注水干线由于设计不合理，沿程损失大。
2.7 注水水质差
部分注水水质差，造成配水间内流程、闸门、水表以及注水管线和工艺流程腐蚀、渗漏严重，管网检修、补漏等维修工作量大，既影响了油田注水生产，又造成管网效率降低。
3 提高注水系统效率的对策
3.1 搞好注水站供水能力与系统负荷匹配
针对泵干压差大及系统压力高的问题，进行注水站供水能力与系统负荷的合理匹配。根据注水系统注水量的实际需求合理调配，降低供水量，从而降低系统运行干压，减少配水间控制损失，提高供水能力，提高系统干压，降低泵干压差。匹配的手段在目前的技术水平下，依靠不同排量泵型合理配置，组合开泵进行供水量调节：
3.2 对柱塞泵注水站继续推广应用变频调速运行技术
通过应用变频调速运行技术实现供注匹配泵站综合效率的提高，避免打回流現象。目前油田仍有部分住塞泵注水泵站系统动态调整频繁，产注水量变化大，存在打回流现象。
3.3 对离心泵注水站继续推广应用计算机自动监控技术
通过应用计算机自动监控技术解决长期以来离心泵注水站运行工况依靠人工操作和调节，注水机组生产调节不及时，注水泵偏离最佳工况点，设备维修预知性差，系统运行效率低，润滑系统、冷却系统以及温度、压力监控方面设施老化、故障频繁等问题；实现注水站生产运行的实时自动检测，生产运行状况的自动调节和预警功能，有效地满足了生产状态的自动检测与工况的自动调控要求，提高了泵站的系统运行效率和经济运行质量，有效的避免了注水泵排量大，供水量调节困难所造成的注水站供水能力与站外负荷不匹配，系统压力大幅度波动，泵干压差大，注水泵节流运行，机组偏离高效运行区等问题：
3.4 继续开展注水泵拆级改型，实现压力等级匹配
根据注水生产实际需要，通过拆级降低机泵扬程，通过增加泵的容量，增加泵的排量。同时通过注水站的技术改造，完善供水能力配置，实现供注与注入系统的能力平衡。如将某注水站4台DF350型泵中的2台更换为DF250型泵，开泵1台，备用1台，可实现能力平衡：
3.5 开展技术改造
对投入运行年限时间长，设备老化的注水泵站继续开展技术改造。推广应用智能式注水能量计量仪表替代原有的计量仪表；对注水泵站机组润滑系统和冷却系统进行更新改造，确保机组的安全良好运行，减少注水站内的节流损失，避免泵站的跑、冒、滴、漏现象的发生
3.6 加强对注水管网的更新和维护，提高注水管网效率
对油田注水管线使用年限长，管线腐蚀严重、维修频繁的旧管线进行更新技术改造，增加有效供水量，提高注水管网效率。
3.7 加强注水水质处理，推广应用水质精细过滤装置
通过应用水质精细过滤装置使污水固体悬浮物含量、含油量符合水质要求，避免对地层的伤害和注水压力的上升，确保注水效果和系统效率。
3.8 加强注水泵站的运行管理和维护，确保注水泵站在高效区内运行
一是提高泵修质量及配件质量，加强运行维护管理，强化注水系统运行质量；二是建立泵站岗位泵效运行记录，每天按时记录泵效、耗电等数据，同时加强运行参数分析，及时提出改进措施；三是合理调度，科学制定开泵台数，有效避免多台泵在低效下并联运行；四是建立科学的用电管理制度，实行“避峰填谷”，通过采取用电高峰期减少开泵台数或降低注水泵运行电流，在用电谷期增加开泵台数或提高注水泵运行电流等用电管理措施，降低注水单耗
4 结束语
提高注水系统效率，精细化管理至关重要，要制订科学的《注水泵站经济运行管理办法》等管理制度，对大型离心泵站系统的运行泵台数、出站干压、运行泵组合、注水单耗进行具体规定，并采取措施督促实施；要加强技术交流，推广应用注水系统好的管理经验和做法。
参考文献
[1] 潘爱芳等.油田注水开发防垢现状及新技术研究[M].北京：石油工业出版社，2009.
[关键词]注水；存在问题；系统效率；对策
中图分类号：U261.153 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）05-0336-01
0 引言
注水地面工程系统是以高压注水泵站为中心，由注水干线、支干线、配水间、单井管线、注水井口构成的一个网络状的地面工程体系，随着油田注水开发的不断深入、细化而逐步发展完善。注水地面工程系统是耗电大户，它是一个将高压注水泵站提供的能量，由地面工程网络输送，分配到各注入井点，满足油层驱替能量需要的能量分配体系，因此不断提高注水地面工程系统的工艺、装备及管理水平是油田注水开发的客观要求。
1 当前注水系统存在的问题
1.1 低效泵比例仍较高
目前油田的低效泵主要是DG系列型泵、6HDZ系列型泵和6D系列型泵。这些型泵的最大问题是泵效低，实际运行效率低。DG型泵与DF型泵相比，在同样的电压、干压条件下，其允许最大电流可相差10安培以上；而6DHZ系列型泵和6D系列型泵，其实际运行效率只能达到58%左右，属于高耗低效型设备。另外从调查数据看，由于生产管理、检修不及时、设备老化等因素，还存在部分高效泵实际运行效率达不到其额定运行效率现象。
1.2 注水设备老化比较严重
注水机泵设备存在的主要问题仍是资金问题，由于资金不足，部分注水机泵不能按期执行规定大、中、小修的管理规定，其运行效率不可能达到指标要求，增大注水能耗；部分注水泵的配套电机和低压配电系统长期得不到更新，只能依靠频繁的检修满足注水需要；部分柱塞泵服役期长，注水泵老化严重，磨损大，漏失量大，泵效低。
2.3 冷却水源不合格
油田注水站电机均为大型水冷式电机，主要面临的问题是由于冷却水源均采用自来水，结垢严重，电机冷却水箱内铜管因结垢缩径甚至完全堵塞的现象十分普遍，导致冷却水箱过流量减少，严重影响冷却效果，严重威胁注水电机的运行安全，需抓紧采取措施，对冷却水源进行软化处理。
2.4 存在大回流现象
低渗选油田的注水开发，仍有不少注水站存在打回流现象，对系统节能降耗增加难度。随着低渗油田的注水开发，注塞泵高压增注注水独立区块增多。由于柱塞泵受区块能力影响，打回流现象严重，影响了系统效率和单耗及成本费用，给系统节能降耗工作增加了难度；另外由于柱塞泵站振动大，进出口压力表、水表和电表损坏严重，难以对注水泵运行状态准确检测，易造成维修不及时，增加注水泵损耗等问题：
2.5 运行调节能力低
部分注水站系统运行调节能力低，目前仍有部分离心泵注水站未实行计算机自动化监控，注水泵运行调节管理仍采用人工方式，资料录取、参数调控、保护监护、技术分析等操作方法简单，科学化程度低，造成资料准确度差，系统运行不稳定、能耗高、故障率高：无法对系统运行参数进行优化，严重制约着注水站的管理水平和系统效率及经济指标的提高。
2.6 站点布局和管网结构不完善
部分站点布局和管网结构不完善，部分系统运行参数不匹配，管网效率低。站点布局不完善主要表现在：一是地理位置上的站点布局不合理，供水半径过长；二是供水负荷上的不合理，系统压力偏低，影响注水生产；三是管网布局和运行结构不合理，干线压力损失大；四是管线负荷不匹配，流速大；五是局部管网系统不完善，管损大；六是系统负荷不匹配，系统偏离合理优化的运行状态；七是注水井压力利用率低，部分注水系统由于油田地质非均质性严重，层间差异大，造成注水井吸水压力差异大；八是部分注水干线由于设计不合理，沿程损失大。
2.7 注水水质差
部分注水水质差，造成配水间内流程、闸门、水表以及注水管线和工艺流程腐蚀、渗漏严重，管网检修、补漏等维修工作量大，既影响了油田注水生产，又造成管网效率降低。
3 提高注水系统效率的对策
3.1 搞好注水站供水能力与系统负荷匹配
针对泵干压差大及系统压力高的问题，进行注水站供水能力与系统负荷的合理匹配。根据注水系统注水量的实际需求合理调配，降低供水量，从而降低系统运行干压，减少配水间控制损失，提高供水能力，提高系统干压，降低泵干压差。匹配的手段在目前的技术水平下，依靠不同排量泵型合理配置，组合开泵进行供水量调节：
3.2 对柱塞泵注水站继续推广应用变频调速运行技术
通过应用变频调速运行技术实现供注匹配泵站综合效率的提高，避免打回流現象。目前油田仍有部分住塞泵注水泵站系统动态调整频繁，产注水量变化大，存在打回流现象。
3.3 对离心泵注水站继续推广应用计算机自动监控技术
通过应用计算机自动监控技术解决长期以来离心泵注水站运行工况依靠人工操作和调节，注水机组生产调节不及时，注水泵偏离最佳工况点，设备维修预知性差，系统运行效率低，润滑系统、冷却系统以及温度、压力监控方面设施老化、故障频繁等问题；实现注水站生产运行的实时自动检测，生产运行状况的自动调节和预警功能，有效地满足了生产状态的自动检测与工况的自动调控要求，提高了泵站的系统运行效率和经济运行质量，有效的避免了注水泵排量大，供水量调节困难所造成的注水站供水能力与站外负荷不匹配，系统压力大幅度波动，泵干压差大，注水泵节流运行，机组偏离高效运行区等问题：
3.4 继续开展注水泵拆级改型，实现压力等级匹配
根据注水生产实际需要，通过拆级降低机泵扬程，通过增加泵的容量，增加泵的排量。同时通过注水站的技术改造，完善供水能力配置，实现供注与注入系统的能力平衡。如将某注水站4台DF350型泵中的2台更换为DF250型泵，开泵1台，备用1台，可实现能力平衡：
3.5 开展技术改造
对投入运行年限时间长，设备老化的注水泵站继续开展技术改造。推广应用智能式注水能量计量仪表替代原有的计量仪表；对注水泵站机组润滑系统和冷却系统进行更新改造，确保机组的安全良好运行，减少注水站内的节流损失，避免泵站的跑、冒、滴、漏现象的发生
3.6 加强对注水管网的更新和维护，提高注水管网效率
对油田注水管线使用年限长，管线腐蚀严重、维修频繁的旧管线进行更新技术改造，增加有效供水量，提高注水管网效率。
3.7 加强注水水质处理，推广应用水质精细过滤装置
通过应用水质精细过滤装置使污水固体悬浮物含量、含油量符合水质要求，避免对地层的伤害和注水压力的上升，确保注水效果和系统效率。
3.8 加强注水泵站的运行管理和维护，确保注水泵站在高效区内运行
一是提高泵修质量及配件质量，加强运行维护管理，强化注水系统运行质量；二是建立泵站岗位泵效运行记录，每天按时记录泵效、耗电等数据，同时加强运行参数分析，及时提出改进措施；三是合理调度，科学制定开泵台数，有效避免多台泵在低效下并联运行；四是建立科学的用电管理制度，实行“避峰填谷”，通过采取用电高峰期减少开泵台数或降低注水泵运行电流，在用电谷期增加开泵台数或提高注水泵运行电流等用电管理措施，降低注水单耗
4 结束语
提高注水系统效率，精细化管理至关重要，要制订科学的《注水泵站经济运行管理办法》等管理制度，对大型离心泵站系统的运行泵台数、出站干压、运行泵组合、注水单耗进行具体规定，并采取措施督促实施；要加强技术交流，推广应用注水系统好的管理经验和做法。
参考文献
[1] 潘爱芳等.油田注水开发防垢现状及新技术研究[M].北京：石油工业出版社，2009.