油田注水泵房

油田注水泵房（精选3篇）

油田注水泵房 篇1

摘要：油田注水开发即是二次开采油藏, 是我国陆地上油田的主要开采方式, 通过对油田的注水, 能够在保持油层压力的情况下有效提地高石油的开采率, 就我国各大油田的开采模式而言, 油田注水开发占据着主导性, 而如何更精准地开发油田注水设备及完善专业知识, 也将成为我们要不断学习和研讨的方向。

关键词：二次开采,油田注水开发,石油,开采率,注水系统

一、专注油田注水开发研究的必然性

众所周知, 石油的形成需要上百万年, 对于这种非再生资源, 在我们不断努力, 发现可代替资源同时, 必须要加大石油的开采率, 然而在油田投入开发后, 随着开采的时间不断地增长, 开采出来的石油不断地增多, 致使油层本身能量不断被消耗, 油层压力不断下降, 地下原油大量脱气, 粘度的增加使油进产油量大大减少, 有的时候甚至会停产, 造成地下残留大量的死油采不出来。为了保持或提高油层压力, 实现高产量油田, 则必须对油田进行注水, 如此, 对于专业设备注水系统就会有着越来越高的精准性和专业性的要求, 从业专家的知识也在不断地要求提高, 这是一个非常好的良性循环, 综上, 无论从保护石油资源还是发展社会人才的角度来说, 我国专注于油田注水开发有着不可停歇的必然性。

二、油田注水开发的发展性

油田注水方式即是注水系统, 其指注水井在油藏所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。

据我国现有各大油田实践开采中可以分析到, 有以下几种注水方式: (1) 边缘注水, 其分为缘外注水、缘上注水和边内注水三种; (2) 切割注水; (3) 面积注水, 可分五点法注水, 七点法注水, 歪七点法注水, 四点法注水及九点法注水等。

其实, 所谓的油田的注水开发, 相当于油藏的二次采油工程, 是在天然能量第一次采油过后, 运用得最多的一项提高油田采收效率的方法。油田注水开发工作, 在有限的石油资源中, 不断提高了石油的开采率, 不难看出, 研究注水油田及未来的发展方向具有很重要的现实意义。

三、油田注水现阶段的成果及未来方向

大庆油田是我国目前最大的油田, 也是世界上十几个特大油田之一。1959年首先钻开油层, 获得工业油流。紧接着在1976年全油田年产油量已达到设计最高水平, 从1976至1978年已稳产三年。其在开发过程中, 对油田地质情况进行了较为细致的研究, 根据各区不同的地质特征, 分别采用了不同井排距的行列切割注水和面积注水的开发井网。并针对油田具体情况, 研究和采用了“早期分层注水, 保持油层压”的措施。

2005年开始, 我国另一大油田—胜利油田采油工艺研究院开展了“胜利油区主力油田注水开发关键技术研究”。他们完成的多层砂岩油藏集成细分注水技术、定量配水技术以及分层注水技术系列, 为老油田后期精细注水开发提供了有力技术支撑, 其研究成果整体己经达到国际领先水平。

在未来我国油田作业能力必然处于不断提升中, 我们要实现油田开发长期高产和稳产重要的技术, 必须要能够保持油层压力、降低原油递减率, 从而提高了油田的开采效率。在这其中, 注水设备的技术以及注水工艺技术都位列研究首位:

1. 在注水设备方面, 首先, 要详细专研注水设备的设计制造理, 从而提高产品的质量;其次, 要着重关注注水系统效率。把注水管网、配水间、注水井及相邻的注水站结合为一个系统进行研究;接着, 我们必须对注水设备的运行可靠性进行研究。

2. 在注水技术方面, 随着油田开发的不断深入, 很多状况的出现, 研究人员对一些高温、高压、低渗区块不断投入注水开发中, 分层注水技术取得了一定的成果, 并逐渐呈现出向智能化完井技术的方向发展:即智能对进下油气生产信息, 采集进下压力、温度及流量等参数, 并且能够通过这些数据传输系统进行反馈到专业人员手中。

四、油田注水开发的利弊

在早先一些油田作业中, 一些人对于注水认识的不全面, 也使得注水开发面临严峻形势。一些采油人员尽管意识到注水的重要性, 却没有把它放在重要位置。因为注水需要巨额的资金, 并且见效缓慢, 在当时, 成本和产量又是考核各开发单位的主要指标。这样, 说起注水很重要、干起来不重视注水的现象依然存在。个别采油厂有的油井17年都没有动注水管柱, 5年左右不动管柱的情况更是非常普遍。“只要能注水就不管, 谁知道水都跑到哪儿去了?”久而久之, 注水开发在一定程度上形成了恶性循环。在石油开采过程中, 一次提油后, 优秀水质的二次提油也初步完成, 大厚层笼统注水, 造成了高渗透层注入水大面积突进, 水淹现象严重。而低渗透的剩余油富集区无法有效注入, 水驱动用效果差, 储量动用很不均衡。可喜的是, 越来越多的专业意识到问题的严重性, 己逐步规范注水系统的一系列操作, 对自身的专业知识和素养的要求也越来越严格, 如今的中国在石油开采方面, 不断地学习壮大, 己然和世界接轨。同行实践过程中所碰到的瓶颈以及所忽略的问题, 大家都在不断地交流, 学习, 进步, 相关油田注水方面的科研也越来越精准, 这是对社会的负责, 也是对自然的回馈。

综上所述:油田注水开发研究对于我国有限的石油资源来说有着不可替代的重要性, 它所呈现出来的效果是尽可能地在人为努力下, 保护石油基层的同时, 加大石油开采率, 提高石油储存量。为了保证油田注水开发效果的科学性, 合理性和预见性, 我们需要更多的从业人员, 专业而有素养地建立比较科学、全面、系统的科研工作环境。如今我国在油田注水开发方面己取得不小成就, 在与国际接轨的同时, 我们可以看到我们国内, 大到大庆油田、胜力油田;小至不见经传的油田, 都在不断地完善设备技术, 这是值得骄傲的, 在未来发展中, 油田注水作业依然占据主要部分, 对于石油的开采是目前来说最值得研究的, 而我们, 只有在对开发研究准备充分的前提下, 才能以不变应万变。

参考文献

[1]沐永青.注水井生产系统工况分析理论与技术研究[D].中国石油大学2010 (5) :24-25.

[2]杨军.低渗透油藏开发效果综合评判体系新探讨[J].中外能源.2008 (05) .

[3]侯春华, 陈武, 赵小军等.油田注水开发经济评价方法研究[J].西南石油大学学报 (社会科学版) 2013 (4) :35-36.

油田注水设备的优选 篇2

一、离心泵

离心泵的性能范围很广。油田注水采用的离心泵均为多级离心泵, 其扬程在1500m~2500m之间, 最高可达3000m。排量一般较大, 从40m3/h~500 m3/h。轴功率从几百到数千千瓦, 所以一般采用高压电机拖动。

离心泵在设计时, 其效率可根据计算确定, 依其排量和比转数, 效率范围从36~90%。高扬程、排量不高的泵效率一般不是很高。泵内的损失分为机械损失、容积损失和水力损失, 与之相应泵的效率分为机械效率、容积效率和水力效率, 三种损失之和为泵的总损失, 三种效率之积为泵的总效率。

机械效率基本受比转数控制, 机械效率ηm与比转数ns的关系如下:

根据上式估算泵的机械效率见表1。

容积效率ηv受控于泵的泄漏量q, 对于分段式多级泵, 容积效率表示如下:

式中:

q:密封环处泄漏量

q1:轴向力平衡机构处泄漏量

Q:泵的排量

水力效率ηh通常只能用经验公式进行估算。其值与泵的比转数关系不大, 而与泵的大小有关, 可用下式估算:

单级离心泵、混流泵和轴流泵可达到的效率范围与比转数及流量的关系 (图1)

式中:

Q:泵的设计排量 (m3/s)

n:泵的转速 (r/min)

泵的总效率为上述三种效率之积。图1给出了单机离心泵、混流泵和轴流泵与比转数和排量的关系。

由上图可见, 离心泵的效率范围从36%~90%。同一排量的泵, 比转数ns大约在160时, 泵的效率最高。以注入量70L/s, 注水系统压力20MPa为例, 若运转1台泵, 选择单级扬程159m的13级离心泵, 其比转数经计算为64, 查上图可得知其效率为76%, 轴功率计算为1889k W, 电功率为2099k W。若运转2台泵, 则比转数为45, 效率下降到68%。轴功率为2111 k W, 电功率为2345 k W。由上述方法得到的效率为这一性能离心泵效率的上限, 略高于设备说明书的标定效率。离心泵与原动机一般采用键连接传动, 传动效率为100%。所以上述效率既为泵的总效率。

泵的排量需进行调节, 可以通过调节阀、回流和调节电机转速来实现。用回流调节将造成大量的能量浪费, 一般不宜采用。通过调节阀调节 (泵恒转速) 与变频调速的运行参数对照见表2。

表2中电机效率按90%计算。由上表可见, 增加变频调速之后, 节电百分率从3.2%~6.8%, 按注水量匀速递减考虑, 平均节电百分率为5.64%。按电机平均运行功率1800k W计算, 年平均节电89万度。曾加变频调速的工程费用约330万元 (其中变频器和变频用变压器设备费300万元, 配专用变频电机设备增加费20万元, 施工费10万元) , 按电费0.5元/度计算, 投资回收期为7.2年, 内部收益率5%, 财务净现值-341.37万元, 经济上不可行。经计算电费高于0.62元/度时, 经济上可行。变频调速投资较大, 节电效果不是很明显, 不推荐采用, 用调节阀调节流量即可满足生产需要。

二、柱塞泵

柱塞泵是容积式泵, 其性能特点是在设计工况范围内排量与排出压力无关, 为一常数。一般适用于输送高粘度、大比重的液体, 排出压力较高而排量相对不大。排出压力为20MPa时排量一般不大于30m3/h, 排出压力25MPa时排量一般不大于24m3/h。轴功率一般不超过200k W, 采用低压电机拖动。

近年来, 开始出现大排量的高压柱塞泵, 重庆水泵厂生产的3D9-105/22型柱塞泵, 额定排出压力22MPa时, 排量可达105m3/h。其轴功率达到750k W以上, 采用高压电机拖动。大港油田中成机械制造有限公司生产的最大型的柱塞泵, 额定排出压力20.7MPa时, 额定排量为42 m3/h, 配低压电机功率为315k W。

柱塞泵在设计时, 其效率用计算方法很难确定, 只能用试验方法确定。传动方式有皮带传动和键连接传动两种。电动泵的效率范围是η=60%~90%。用于油田注水的柱塞泵效率一般较高, 计算传动损失在内的泵效可达80%甚至85%以上。大港油田中成机械制造有限公司生产的柱塞式注水泵采用皮带传动, 效率均在85%以上, 重庆水泵厂生产的柱塞式注水泵采用键连接传动, 效率最高达89%。

柱塞泵的排量调节方法有2种, 一种是通过回流调节, 另一种是通过变频调节。

柱塞泵的设备价格, 重庆水泵厂生产的3D9-83/22型三柱塞泵, 额定排出压力22MPa, 额定排量83 m3/h, 配高压电机功率630k W, 设备报价80万元。大港油田中成机械制造有限公司生产的5ZB-20/43型五柱塞泵报价45万元。根据牛圈湖油田的注水量及其变化特点, 选用排量相对较小的5ZB-20/43型五柱塞泵, 对注水量变化适应性较强, 其所配低压电机便于变频调速。

三、两种泵型的比较

柱塞泵与离心泵相比, 运行效率至少高10个百分点, 年节电量近15%。以注入量70L/s, 注水系统压力20MPa为例进行比较, 结果见表3。

运行柱塞泵, 泵效高, 单台排量较小, 使用比较灵活, 可选择1~2台变频运行, 变频设备投资不高, 节能效果较好, 便于控制。但设备数量多, 需厂房面积较大, 易损件较多, 维修工作量较大。

运转离心泵, 设备数量少, 维修工作量小。但由于单台设备较大, 排量调节不是很灵活, 电机变频设备投资较大, 不经济。

大洼油田注水调整研究 篇3

1 油藏地质概况

大洼油田构造位于辽河断陷盆地, 中央凸起南部倾没带大洼断层西侧, 清水洼陷东部。主要含油层系为东营组马圈子油层。局部有沙一、沙三段油层和中生界潜山油层。探明含油面积15.30 km2, 探明地质储量2 390.0×104 t, 动用含油面积14.20 km2, 动用地质储量2 202×104 t, 标定采收率25.66%, 技术可采储量565×104 t。大洼油田断层发育, 断块破碎, 共发育组合断层39条, 主干断层北东向发育, 次级断层北西向羽状展布。从上至下主要发育两期断裂系统。整体构造形态为西南倾斜的断鼻构造。d21顶构造高点位于洼11-38井附近 (1 330 m) , 构造幅度570 m左右, 地层倾角5°左右。

大洼油田主要为单纱体油层, 无统一的油水界面, 具有含油井段长 (800~1 200 m) , 油层层数多 (10~50层) , 单层厚度薄 (1~3 m) 的特点。油藏类型为层状构造-岩性油气藏。平面上油层叠加连片, 主要分布在构造高部位和主体块, 厚度一般20~40 m。其中以d2段油层最为发育, 大面积分布, 厚度较大。沉积微相以水下分流河道和河口砂坝微相为主, 物源来自中央凸起, 方向为北东向。大洼油田储层为高孔-中渗储层, 平均孔隙度为25.99%, 平均渗透率720×10-3μm2。孔隙类型以中高渗细喉中孔较均匀孔隙类型为主。大洼油田油品性质较好, 具有统一温压系统。随着油层埋深增加, 原油物性变好, 密度、粘度减小, 含蜡量、凝固点增大。油藏温度66~100℃, 地温梯度3.51℃/100m。

2 存在的问题

(1) 注采井网不完善。由于该块埋藏较浅, 储层胶结疏松, 出砂严重, 导致井况变差。统计油井井况, 洼51块共有套损、落物井61口, 其中带病生产30口, 影响关井或捞油井25口。水井套损落物井22口, 影响关井2口, 其他井均为带病生产。油水井井况复杂, 使得回采难度大。井况变差导致注采井网不完善, 注采不对应, 为下步的二次开发调整带来困难。以洼12-26井为例, 该井目前生产层位产液能力变弱, 通过分析后认为原生产井段具一定潜力, 可进行捞封回采, 但由于井内1 690 m处落物, 且下有三套封隔器, 井况较为复杂, 作业难度大。

(2) 边部薄层无法确定主力层。洼51块d21段连通情况较好, 油井受效快, 边部油井含水均有上升趋势, 部分油井水淹严重, 如洼11-27井, 措施含水上升较快, 目前含水已接近100%。其对应水井洼12-25井8号层为主力吸水层, 单层吸水量达70.2%, 但由于该井隔层较薄, 无法确定主力吸水层位, 注水效果难以改善。

(3) 非均质严重, 油层动用不均。油藏含油井段一般200~500 m, 而且层数多, 层间渗透率级差1.9~18.8倍, 注水井还有43%~23.3%层不吸水, 油层未曾得到有效动用;平面上河道主流线部位油层厚度大, 物性好, 河道边部油层变薄, 物性变差, 水淹具有明显的方向性和条带性, 油层动用严重不均;层内渗透率级差2~400倍, 变异系数大于0.7的占66%, 层内非均质性严重。

3 主要做法

(1) 注采井网完善。大洼油田埋藏较浅, 地层胶结疏松, 随着油田开发程度的加深, 出砂情况日益严重。从油田地质体认识入手, 首先落实断层边部位置, 重新认识了边部部分油水井的油水关系以及含油边界。在块内通过侧钻和加深技术, 有效利用现有老井, 共实施侧钻12口。通过重新规划井网, 油井转注5口。在此基础上, 该块基本完成了注采井网对应关系。

(2) 开展测井相描述, 确定主力层。以高分辨率三维地震资料精细解释为基础, 利用自然伽马、自然电位曲线划分沉积相带及储层, 建立了自然伽马、自然电位划分储层的下限标准, 有效地评价了特低渗透储层沉积微相带及储层类型, 建立油田各类储层的沉积模式, 在精细小层对比的基础上, 细分沉积微相研究。最终确定了水下分流河道微相为主力层, 这套层物性最好, 渗透率高, 采出多吸水量大, 水淹最重;河道侧翼微相物性稍差, 吸水量少, 水淹弱, 是剩余较为富集的微相 (图1) 。

(3) 利用调剖改善层间矛盾。通过测井相的划分绘制出沉积相平面图, 认为平面上物性变化受沉积微相的控制, 水下分流河道的物性最好, 平均孔隙度30.5%, 渗透率1 691×10-3μm2, 河道侧翼稍差, 平均孔隙度25.8%, 渗透率710×10-3μm2。纵向上众多小层相带的变化, 造成层间非均质性差异大, 渗透率级差在1.7~15.8倍;层内非均质程度较强, 变异系数一般在0.7~1.3之间, 大于0.7的就占66%, 渗透率级差在4~300倍不等。根据以上研究成果, 认为分流河道为主的砂岩组能通过化学堵水封堵出水通道, 配合注水井的深部调驱, 有效改善吸水状况, 缓解层间矛盾, 提高注水效果。

4 结论与认识