程忠釗，董巍，王紹平

1.西安長慶科技工程有限責(zé)任公司，陜西西安710018

2.長慶油田第二采油廠，甘肅慶陽745100

姬塬油田降低注水管網(wǎng)管損技術(shù)

程忠釗1，董巍1，王紹平2

1.西安長慶科技工程有限責(zé)任公司，陜西西安710018

2.長慶油田第二采油廠，甘肅慶陽745100

當(dāng)注水系統(tǒng)管網(wǎng)末端的管損超出一定范圍時，不僅會造成管網(wǎng)效率偏低，更嚴(yán)重的是會造成注水井欠注，制約采油井的正常生產(chǎn)。介紹了姬塬油田JS注水站注水管網(wǎng)末端管損偏大的問題，分析了地形條件、注水管徑、注水半徑、干線水量的分布、管道局部壓力損失等對管損的影響，提出了敷設(shè)注水復(fù)線、更換部分注水管道、注水量二次調(diào)配等技術(shù)改造措施，并論述了措施實(shí)施的效果。實(shí)踐表明，針對管損影響因素經(jīng)過了一系列的管網(wǎng)改造后，注水管網(wǎng)管損平均降低了2.8 MPa，姬塬油田平均注水單耗下降為0.6 kW·h/m3，注水井配注合格率達(dá)到了99%。

隨著姬塬油田的不斷滾動開發(fā)，目標(biāo)油藏的滲透率越來越低，開發(fā)難度越來越大，部分區(qū)塊因地面注水管網(wǎng)系統(tǒng)管損偏大而造成注水井注水不夠或注不進(jìn)的情況比較突出。根據(jù)現(xiàn)場反饋的注水系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況，姬塬油田JS注水站注水管網(wǎng)末端的管損高達(dá)4.2 MPa，造成末端部分注水井存在不同程度的欠注，嚴(yán)重影響了油田注水井配注的合格率。因此，必須采取針對性的技術(shù)措施來降低注水管網(wǎng)的管損。

1 管損影響因素分析

通過對姬塬油田地面注水系統(tǒng)運(yùn)行現(xiàn)狀的研究分析，結(jié)合歷年注水系統(tǒng)的調(diào)整改造經(jīng)驗，認(rèn)為影響管損的因素除地形條件外，還包括以下幾個方面。

1.1 注水管徑

注水管徑對注水管網(wǎng)管損的影響相當(dāng)大，從管損計算公式（1）可以看出，注水管網(wǎng)的管損與管徑的4.7次方成反比，管徑越小，管網(wǎng)管損越大。

式中h——管網(wǎng)的管損/MPa；

Δ——常量系數(shù)；

d——注水管徑/m。

注水管徑是在注水站外管網(wǎng)系統(tǒng)最初設(shè)計時，通過注水管道工藝計算得出的設(shè)計參數(shù)。隨著滾動建產(chǎn)，配注量不斷調(diào)整，新建產(chǎn)能注水井采用直接插接原注水管網(wǎng)的方式注水，造成管網(wǎng)配注水量大幅增大；相對而言，已建的注水管道管徑就偏小，因而管損大幅增大，直接影響了注水管網(wǎng)的效率。同時，隨著注水管道運(yùn)行年限的延長，注水管道因腐蝕結(jié)垢等原因使管徑變小，這也造成了管網(wǎng)管損的增大。

從JS注水站站外管網(wǎng)的改造可知，已建注水干線組合為20-89×9-4.0km+20-76×8-2.5km，轄注水井25口，總配注量500 m3/d，末端水力損失高達(dá)4.1 MPa。將管道組合更換為20-114×9-4.0 km +20-89×9-2.5 km，總配注量不變，末端水力損失則降低為1.2 MPa。從計算結(jié)果可以看出，管徑大小對管網(wǎng)損失的影響相當(dāng)明顯。

1.2 注水半徑

注水半徑是注水系統(tǒng)地面工程設(shè)計的一個關(guān)鍵參數(shù)[1]，主要是由區(qū)塊注水井的部署情況以及該區(qū)塊的節(jié)能指標(biāo)來決定的。注水系統(tǒng)設(shè)計之初，注水半徑往往就決定了整個注水系統(tǒng)的井站布局規(guī)模。姬塬油田地面注水管網(wǎng)輸送距離長，管轄半徑5～10 km，注水管損大，系統(tǒng)效率低。

1.3 干線水量的分布情況

注水量對注水管網(wǎng)管損影響比較大，從管損計算公式（2）可以看出，注水管網(wǎng)管損h與注水量Q的2次方成正比，注水量越大，管網(wǎng)管損越大。

式中Q——干線的注水量/（m3/d）。

注水量的分布情況是由注水站的選址位置決定的，注水站選址必須考慮的因素有區(qū)域注水井的分布情況以及后期滾動建產(chǎn)的大致方向，當(dāng)注水站站址確定后，整個注水管網(wǎng)布局也就基本定型。但是，由于存在著油藏勘探的未知性，原油富集區(qū)往往和地質(zhì)解釋成果存在偏差，這就造成地面集輸和注水系統(tǒng)將會根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行調(diào)整，最終造成注水站偏離了注水負(fù)荷中心，注水干線的水量分布不均，見表1。

表1 JS注水站注水干線的水量分配情況

以姬塬油田JS注水站各干線配注量分布情況為例，54.5%的配注量分布在1#干線，32.8%的配注量分布在2#干線，3#干線的配注量僅占總配注量的12.7%，大部分配注量分布在1#、2#干線上，所占比例為87.3%，配注量分布嚴(yán)重不均衡，造成1#、2#干線注水管網(wǎng)負(fù)荷重，干線管損高。

1.4 管道局部壓力損失

注水管道局部壓力損失大小往往由管路路由、管路漏失、腐蝕穿孔等因素決定，大部分情況下，隨著注水管道運(yùn)行年限的逐漸延長，注水管道均存在著不同程度腐蝕結(jié)垢、破漏穿孔情況，管道內(nèi)壁光滑度的下降，造成管道局部壓力損失成倍地增大。

2 技術(shù)改造措施

針對姬塬油田地面注水系統(tǒng)存在的問題，以JS注水站為例，通過對管損的影響因素進(jìn)行分析，結(jié)合姬塬油田近年來地面注水系統(tǒng)的改造措施案例，對不同因素造成的管損偏高問題，提出了有針對性的技術(shù)措施。

2.1 敷設(shè)注水復(fù)線

針對注水管損集中的管道，選擇合適的管段敷設(shè)注水復(fù)線，整體降低該管段的管損。

JS注水站2#干線末端管損高達(dá)3.8 MPa，繪制的2#干線壓降分布情況見圖1。

從圖1可以看出，大部分壓降分布在配注水量比較集中的主管段內(nèi)，例如2#干線20-89×9管道的前4.0 km管段，在該管段敷設(shè)注水復(fù)線，將P2、P3、P8～P11共6座閥組與復(fù)線連通后，管損從原來的3.8 MPa降至1.2 MPa。

圖1 JS注水站2#干線敷設(shè)注水復(fù)線示意

2.2 更換部分注水管道

針對注水管徑偏小、注水管道腐蝕嚴(yán)重、運(yùn)行年限超長、管損比較高的部分注水支干線進(jìn)行更換，更換后末端管損最大降低1.8 MPa，見表2。

表2 JS注水站1#、2#注水支干線管道更換情況

2.3 注水量二次調(diào)配

注水量二次調(diào)配前，1#、2#、3#干線的配注量分別占總配注量的54.5%、32.8%、12.7%。針對注水干線配注水量分布失衡情況，采取以下技術(shù)措施，解決了局部注水負(fù)荷偏重的問題，見圖2。

圖2 干線注水量二次調(diào)配情況

（1）重新分配干線與配水閥組的歸屬關(guān)系，將配水閥組與干線的歸屬關(guān)系進(jìn)行優(yōu)化，歸入新建復(fù)線。

（2）末端新建注水系統(tǒng)，例如移動式的注水橇，緩解了局部注水負(fù)荷過重問題。

新建注水系統(tǒng)除了緩解局部注水負(fù)荷之外，也減小了JS注水站的注水半徑，降低了因注水半徑過長而造成的沿程壓力損失。

3 實(shí)施效果

截止目前，通過對姬塬油田JS注水系統(tǒng)進(jìn)行改造，注水管網(wǎng)管損平均降低了2.8 MPa，姬塬油田平均注水單耗為0.6 kW·h/m3，JS注水站轄注水井151口，末端注水井26口，總配注量為520 m3/d，運(yùn)行7個月累計節(jié)約電能600.6萬kW·h，節(jié)能效果顯著。

注水系統(tǒng)運(yùn)行平穩(wěn)，減少了注水系統(tǒng)的維護(hù)費(fèi)用，降低了運(yùn)行成本，注水井配注合格率達(dá)到了99%，保證了原油生產(chǎn)對注水壓力的需求，及時補(bǔ)充了地層能量，為油井增產(chǎn)增效打下了堅實(shí)的基礎(chǔ)。

[1]GB 50391-2006，油田注水工程設(shè)計規(guī)范[S].

Techniques for Reducing Pipeline Pressure L oss in Jiyuan Oilfield

CHENG Zhongzhao1，DONG Wei1，WANG Shaoping2
1.Xi’an Changqing Technology Engineering Co.，Ltd.，Xi’an 710018，China
2.Changqing Oilfield No.2 OilProduction Plant，Qingyang 745100，China

When the pressure loss at the end of a water injection pipeline network is out of range，it not only causes lower pipeline network operation efficiency，but also makes the injection well getting inadequate water amount，leading to abnormal and unstable operation.This paper introduces the too much pressure loss at the end of water injection pipeline network at JS water injection station of Jiyuan Oilfield，analyzes the effects of landform，water injection pipeline diameter，water injection radium，water volume distribution in trunk pipeline and local pressure loss on the pipeline pressure loss，puts forward the reformation measures such as laying double line，replacing partial water injection pipeline，secondarily dispatching water injection volume，and discusses the measures implementation results.After a series of reformations，the average pressure loss of the water injection pipeline drops 2.8 MPa and the average energy consumption reduces to 0.6 kW·h/m3，the qualified operation rate of water injection reaches 99%.

Jiyuan Oilfield；water injection pipeline network；pipeline pressure loss；pipeline network reformation

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.06.008

程忠釗（1982-），男，湖北黃石人，工程師，2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)主要從事油田地面工程設(shè)計與研究工作。

2015-05-06

姬塬油田；注水管網(wǎng)；管損；管網(wǎng)改造