油田注水车

油田注水车（精选8篇）

油田注水车 篇1

1 任务简述

油田用户需野外使用汽车动力进行油井注水作业，它使用用斯太尔越野车，利用QQ60取力器通过多级齿轮减速器驱动往复泵;QH70取力器连接油泵，通过油管连接液压马达，液压马达通过联轴器与离心水泵相连，驱动离心水泵供水给往复泵。其主要原理图如下：

该车离心水泵由用户自带，需根据其参数进行齿轮泵与液压马达的选型，并进行底板、液压管路与控制元件的设计及安装，要求如下：

1)发动机转速发生变化时液压驱动系统满足往复泵的功率与转速的要求，且运转平稳;

2)对离心水泵液压马达能够实现转速与功率的自由控制与调节;

3)离心水泵型号：LBV603D150L;流量：8.33*10-3m3/s;扬程：50m;电机：三相交流AC，转速：2900r/min;功率：15Kw;转向：从泵轴看，逆时针。

2 针对如上要求，其基本计算及选型过程如下

离心水泵扭矩计算

1)选液压马达：离心水泵扭矩49.4N·m，转速2900 r/m in,

经对比流量初选液压马达为：GM5-20(具体参数见后);

2)选油泵：根据液压马达参数作如下计算：

马达入口处流量：

QH70取力器四档时速比0.96，发动机转速按1600r/m in(经济转速)计算其转速为1667r/min。根据我单位实际情况，初选油泵型号为：CBG2-2050(参数见后);

泵理论流量Q0=1/60*q0*n=1750*10-6m3/s

泵出口流量Q=Q0*ηv=1750*10-6m3/s*0.8=1400*10-6m3/s

泵输出功率P0=p*Q*η=19.6Kw

经校核满足要求。

3 主要选用件基本参数及转速、流量计算

3.1 Q Q 60取力器

额定输出扭矩：600～900N·m

额定输出转速：2600r/min

速比：0.63

3.2 Q H70取力器

额定输出扭矩：686N·m

额定输出转速：2500r/min

速比：0.8

取力器与RT-11509C变速箱匹配，发动机转速1600 r/min时，总速比及输出转速如表一：

3.3 CB2-2050齿轮泵

理论排量：49.9ml/r

额定工作压力：25MPa

驱动功率：46.2～58.2Kw

泵的流量：泵的流量随输入转速及容积效率变化，不同挡位时流量如下表：

3.4 GM5-20液压马达

理论排量：19.9ml/r

额定工作压力：20MPa

额定转速：3100r/min

最低转速：500r/min

理论输出扭矩：63.4N·m

旋向：顺时针

流量：当马达的转速为2900 r/min(弥散泵转速)，理论流量Q0=961.8χ10-6m3/s，考虑到容积效率ηv在0.8-0.92之间，液压马达的实际进口流量为Q=Q0/ηv=Q0n/ηv* (1202.3～1045.4*1010-6m3/s)

液压马达入口液压功率：

Pi=PQ, P=18MPa当Q=1202.3*10-6m3/s时

当Q=1045.4χ10-6m3/s时Pi=18*1045.4=18.8Kw

液压马达出口机械功率：

3.5 ZL20-5A多路换向阀

公称通径：20mm(允许流量100L/min)

压力分级：25MPa

长*宽：450*345mm

重量量：50Kg

3.6

油箱容积320L，设有回油过滤及吸油过滤，冷却装备等

4 操作规程及注意事项

针对该车特点编制了操作规程及注意事项如下：

4.1 Q Q 60取力器的使用

取力器应在车辆停止时使用，使用前取力器处于空载状态;

1)将变速箱处于空挡位置;2)踩下离合器踏板使离合器处于分离状态;3)按动取力器开关，使取力器处于工作状态(断气)，松开离合器踏板，取力器处于工作状态;4)逐渐加载至正常工作状态。

4.2 Q H70取力器的使用

车辆静止时取力器的使用步骤如下：

1)变速箱操纵杆放在低挡区的空挡位置上;2)接通取力器开关使变速箱处于空挡位置;3)接通取力器开关使取力器处于挂挡位置;4)根据需求将变速箱操纵杆扳至低挡区规定挡位(支腿升降作业时放在一挡，驱动水泵时放在三挡)。

4.3 调速

1)行程调速：控制多路换向阀操纵手柄行程，可改变进入支撑油缸及液压马达的流量，达到调速的目的。2)减少油泵转速：减少油泵转速即可减少定量泵的流量，例如发动机转速800r/min变速操作杆挂一挡，泵的流量为258.25*10-6 (15.5l/min)当支腿行程为500mm时，下降时间大于18.4s，上升时间大于6.1s。

4.4 往复水泵运行及控制

4.4.1 开泵

1)开泵前必须先灌泵;2)开泵时必须关闭排出阀。

4.4.2 运转

1)可短时间;2)管路堵塞时泵不至损坏。

4.4.3 流量调节

1)调节排出阀;2)调整变速箱操纵手柄;3)水泵旁路截流。

4.4.4 工作压力调整

1)泵流量大压力低，反之必高;2)泵转速高压力大，反之必低。

4.4.5 停泵

停泵前先关闭排出阀。

4.5 液压系统使用维护

4.5.1 液压油

低温液压油YC-N32(冬季)，YC-N46(夏季)。

4.5.2 日常检查项目

1)指示表压力是否正常，运行中噪声震动是否正常;2)泄露;3)油位、油温，当油温超过60℃，最高70℃时要用水冷却;4)螺钉、接头每月一次;过滤器、空气滤清器每月一次。

摘要：对大庆油田订货的某型注水车设计进行了简单描述, 通过计算确定了主要总成的选型, 叙述了其基本工作过程及结构布置, 提出了操作注意事项。

关键词：油田注水车,取力器,齿轮泵,液压马达,多路换向阀

低渗透油田有效注水工艺研究 篇2

摘 要：随着科技这一因素的不断进步与发展，为了取得高质量的资源质量，对低渗透油田进行有效的注水开发，是具有重要的意义的，不仅可以减少油田的含水量，而且有利于在油田在开采过程中获取高质量的资源。长庆油田是属于典型的三低油藏，受到诸多因素的干扰，将注水工艺技术应用到油田的开发中有利于提高油田的开发效率，因此本文就以长庆油田的开发为主，通过对低渗透油田有效注水工艺进行相关的分析，为油田的发展提供参考依据。

关键词：低渗透油田；注水；工艺

新的发展时期带来新的机遇与挑战，社会中各个行业基本上很多都是需要得到相应的能源才能够得以发展的。油田作为存储资源的重要载体，很多资源都是蕴含在其中，我国著名的油田有大庆油田、胜利油田、长庆油田等，而随着油田开发程度的不断加深，有一个明显的问题出现在人们的视野中，那就是油田的含水率越来越高，井况越来越差，油田开发所得的资源质量也日渐下降。这一问题的存在严重阻碍了油田资源的开发，如何进行有效的控制，成为关注的重点。由于我国的长庆油田属于典型的三低油藏，其地势较为复杂，所处的生态环境较为脆弱，也就导致了开发难度的加大，因此，长庆油田在解决油田的含水率高这一问题时，结合自身的发展情况，经过多年的研究，已经摸索到一套有效的低渗透油田注水工艺技术，通过具体问题具体分析，来促进油田得以更好的开发，能够获得高质量的资源。

1 低渗透油田及长庆油田的基本特征

1.1 长庆油田的基本特征

我国的长庆油田位于鄂尔多斯盆地，该油田的主要特点有三个方面，即油田的渗透性是较低的，压力系数是较低的，同时产量也低。尽管长庆油田的分布数量是较多，但是出油量却很少，再加上长庆油田在地质方面位于黄土高原附近，地面高度相差较大，地形破碎较为严重，有些地方根本不存在地下水资源，所处的自然环境较为恶劣。

1.2 低渗透油田的特点

本文所提到的低渗透油田，其主要的两大特点，分别为物理特征和地质动态特征。第一，物理特征，首先，低渗透油田有着变化程度较大的孔隙度，根据孔隙度的不同，可以将低渗透油田分为高低之分，高孔隙度的低渗透油田是由砂岩、白空土和粉砂岩所共同组成的，其显著的特点就是具有非常大的孔隙和十分浅的埋藏深度，但是低孔隙低渗透油田的孔隙度很低，油田主要由分布在油田储层中的微溶孔组成。其次，低渗透油田具有非均匀性，出现这一显著特点的原因是含有的石油具有纵横相向道德物理属性，所处的岩层和岩石具有非稳定性等方面，使得非均匀性成为低渗透油田的主要特征之一。第二，地质动态特征，低渗透的油田不仅仅是渗透能力很弱，而且油层的厚度、物理性质都达不到理想的状态，导致油田的自然开采率比较低下，低渗透油田会受到地质、地貌的影响，在开采的过程中往往出现油水同现的不良状况，从而为油田、油井的开发增加了不少的难度系数。

2 以长庆油田为代表低渗透油田注水中存在的问题

研究低渗透油田有效注水工艺技术之前，要先明确在这其中存在的问题，只有结合问题去看待这项技术工艺时，才能更好地结合当地油田的发展情况去采取有效的措施，本文从长庆油田出发，分析其存在的问题，从而引申开来看待整个地区油田开发存在的问题。

2.1 孔喉过小，非均匀性强

长庆油田由于位于黄土高原附近，其地势层次起伏，导致有些油田位于的区域非均匀性加强，为注水工艺带来一定的困难，再加上长庆油田在开发过程中的孔喉半径太小，根本满足不了注水的要求，受到诸多因素的干扰，基本上没有自然产油的功能，由此可以看出，长庆油田的自然产油功能较低，对其进行有效的注水工艺是极其有必要的。

2.2 注水技术存在问题

现阶段，长庆油田所选择的注水技术方面还存在诸多的问题，满足不了整体的发展，这一现象的存在就会导致计量与分注等工作的难度系数加大。

2.3 注入水难以与地层水相配

长庆油田所注的水性一般情况下都是为Na2So4或者是NaHCO3，由于地下所含水源含有丰富的诸多离子，在这样的一种情况下就会产生相应的化学反应，就很容易形成很难清理的硫酸钡垢。

3 低渗透油田有效注水工艺

在对低渗透油田有效注水工艺技术研究过程中，主要结合长庆油田的发展来展开论述，由于长庆油田发展至今陆续发现了马岭、安塞、靖安、姬塬等主力大油田，因此，对低渗透油田有效注水工艺研究，结合长庆姬塬油田的实际情况进行相关的研究。

3.1 长庆姬塬油田的注水工艺

长庆姬塬油田的主要含油层为侏罗系延9油层组，该油田的渗透率为0.66-4.17md，在2002年进行大规模的注水开发，使得油田的注水工艺得到进一步发展。长庆姬塬油田注水开发基本上是参照西峰油田的注水开发模式，主体的流程就为树枝状的单干管智能稳流阀组配水工艺，在结合长庆姬塬油田的实际发展情况，在整体的工艺流程上改进原有的单一注入介质的工艺流程，以此来解决存在于油田中不同时期清污水量的平衡问题，从而进一步达到优化工艺流程的目的。

3.2 注水工艺的具体流程

由于长庆姬塬油田在注水的开发时期，清水的需求量是较高的，随着社会进步与发展，所需用的资源越来越多，油田受到这一因素的影响得以迅速地开发，在油田迅速开发之下，采出水量也在不断加大中，清水的需求量也会相对应的有所减少。在长庆姬塬油田开发过程中，为了解决不同时期的清水需求量与污水需求量平衡的问题，将原来注水的站内单一介质流程改为以清污水分注为主的工艺流程，以这样的工艺流程运作在长庆姬塬油田开发过程中，与以往采用的纯清水注水流程或污水回注流程相比，以清污水分注为主的工艺流程更加具有适应性强，能够节省投资等特点，有利于长庆姬塬油田的清污水量得以平衡。

4 结束语

对低渗透油田进行有效的注水工艺，能够有效提升低渗透油田的开采率，与此同时要注意存在的问题，具体问题具体分析，从而提高资源开采的质量。

参考文献：

[1]王吉岩，田宽.低渗透油田注水技术研究[J].化工管理，2013.

[2]韩刚.低渗透油田注水开发工艺技术分析[J].科技创新导报，2015.

油田注水开发分析 篇3

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) .

浅谈油田注水管理 篇4

1.1 注水处若想达到注水井对灌入压强的要求则必定要把来水的压强增大。

其工作程序则是先是来水进入做出计量, 经过有效的水质加工而把它储存在储水罐里面, 进而再经过入泵的升压把高压水体运送出去。通常一座注水处需安排两座以上的存水大罐, 它的总容积需依照在最多用水量时间段的可连续供应四至六小时来规划。

1.2 备水处普遍分成单井备水处与多井备水处两类。

备水处的设置是为了调整、控制与测量注水井入水量的操纵处, 重要设备有分水器、日常注水与通水待用管处、压力计与流量表。多井备水处工作程序亦分成附带清洁井旁通和没有旁通两大类。附带清洁井旁通, 则装配大一号直径清洁井测量水表。方法则是用水泵做好注水工作进而经过分水器把水体灌入每个注水主线与分支管中, 再经过备水处加工则到了注水单井里面。

1.3 水体净化技艺往往包含地下靠近地表层水体加工技艺与含油污水加工技艺。

靠近地表层水体加工是经过除却铁的净化器后一层石英砂净化器, 在更大程度上除却水体里面的漂浮物质, 如此便能够实现清洁水注入其中的水质要求。对于含油污水的加工时需经过除油罐与溶气气浮除却油污这两种加工技艺。除却油污罐这一工艺比较容易并且性价比较高, 而气浮分隔除却油污这种加工工艺则较为繁杂关键包含溶气环节、药剂投放环节与气浮分隔罐。

1.4 注水工作程序中仍有明晰的规范要求:

第一需弥合油田注水工艺对灌入水的水体质量、压强与水量的标准;再者需实现管理便利、维护量少、较易达到自动化的目的;第三需节约钢原料与资金投入、作业量少;第四要求重视的是要可以灌入清洁水体与含油污水, 不仅能够独立注入并且能够组合而成灌入。

2 油田注水的重要设施与管理

2.1 油田注水的重要设施是柱塞泵, 它是注水的重要发动力。

一般常用的是横柱塞泵, 可分成横式3柱塞与横式5柱塞, 但架构与运作机理一致。柱塞泵关键是动力部分与液体部分, 有皮带、止回开关、安全开关等, 动力部分包含曲轴、托;液体部分包含泵头、密闭函、柱塞、入液开关与出液开关。

2.2 在设施的统筹管控上需严格完成好维护与管理项目:

反复泵在运作进程中严禁闭合排出开关, 因为液态物质一般是不能够被压缩的, 所以在开动或运作中假若闭合排出开关, 会让泵抑或是管道崩溃, 甚至会导致电机被烧毁。

3 油田注水水质提高策略实探

3.1 注水站运转情况

某注水站从2011年投产, 规划处理水体1000立方米每天, 事实上处理680立方米每天。管控两道注水主线以及河流下面注水井58个, 开井58个, 每天标注855立方米, 每天实际注入680立方米, 平均为12立方米。

3.2 注水情况

3.2.1 技术情况。

水处理的过程:水源井入水到罐中, 通过增压泵运送, 由过滤器做好加工, 清除水体的各种杂质, 让它变成油田合格的注水水质, 进而再储存, 通过喂水泵运送到注水泵, 增压后再进行注水。

3.2.2 设施情况。

当前有喂水泵3个、注水泵3个, 各种储存水体的器具3个, 精密过滤仪3个。并且它们均能够满足日常生活需求。

3.2.3 原水水质提高策略

3.2.3.1 清水罐, 要实现的目标:

杂质小于等于4毫克/升, 铁质小于等于4毫克/升。可以考虑通过清水罐每5天排污1次, 需要各次排污量不少于5立方米。

3.2.3.2 纤维球过滤器输出处, 要实现的目标是:

杂质小于等于1毫克/升, 铁质小于等于0.5毫克/升.可以考虑通过严密实施5天1次的反冲刷, 进而确保压强差距小于0.2mpa, 并且每3个月维护1次过滤器。

3.2.3.3 烧结管过滤器输出处, 要实现的目标:

杂质小于等于1毫克/升, 铁质小于等于0.5毫克/升.可以考虑通过变换过滤材料, 并且实施每5天反吹扫工作, 保证压强差距小于0.2mpa。

3.2.3.4 原水罐输出处, 要实现的目标:

杂质小于等于1毫克/升, 铁质小于等于0.5毫克/升。可以考虑通过原水罐每5天实行排污处理, 需要每次输出污染物质不少于5立方米。

3.3 巩固方略

3.3.1 加强培训, 安排对单位技术职工、站长做好水质管控训练, 对设施运转指数与水质加工标准做好清晰化管理;并且安排对值班职员的培训, 需要他们清楚运行的各项指数, 每隔8小时呈报各环节设施运作的压强、气温、水体状况, 水质不符合要求时呈报生产科技部门。

3.3.2 加药规划。增强药品管控, 每10天对化学药剂中心库存状况做好检验核实工作。

3.3.3 水体质量检测。注水站每天对各节点水体质量进行抽样化验, 把结果上交生产科技室;施工区生产科技室不定时对各环节水体质量做好抽样检查, 对各环节管控程序做好监管, 对水体质量未合格, 为严谨贯彻各环节运转指数的, 做好考核工作。

4 结语

油田注水工作技艺是提升油田发展水准, 保证油藏能源的重要方式, 并且亦是保证油田相应产量的主要方式。油田采油中, 强调注水工作技艺与管理是不容怀疑的。油田从业人员应当重视油田注水工作技艺的研讨与技能的引入, 在大油田的统筹管控中, 做好注水工作的各方面管理, 为油田的更好发展贡献力量。

参考文献

[1]罗国强浅谈油田注水工艺技术《科技致富向导》2012年02期.

[2]张培泽;张晓东浅析油田注水系统结垢及治理措施《科技风》2011年第06期.

大洼油田注水调整研究 篇5

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

油田注水系统能耗监测分析 篇6

1 注水系统现状

吉林油田公司共有9个采油厂，辖注水站63个，注水间811座，泵机组177台，注水井3926口。本文对9个采油厂中的长春、前大、红岗、新木、新民等5个采油厂注水系统进行了耗能分析;5个采油厂共辖注水站20个，注水间312座，运行的泵机组34台，注水井1241口;运行的34台泵机组中离心泵机组8台、柱塞泵机组26台。

2 注水系统数据分析

注水系统节能监测主要考核注水泵电动机平均功率因数、泵机组平均效率、油田平均注水系统效率三项指标。三项考核指标中，注水泵电动机平均功率因数0.91，电动机功率因数合格21台，合格率为61.76%;泵机组平均效率66.29%，泵机组效率合格18台，合格率为52.94%;油田平均注水系统效率41.65%，区块注水系统效率合格12个，合格率为70.59%。统计的34台泵机组平均效率达到了66.29%，运行效率较高;8台离心泵机组平均运行效率只有62.11%，运行状况较差;26台柱塞泵机组平均效率达到了78.48%，运行状况较好，见表1、表2、表3。

3 主要节能改造措施

1)从公司、采油厂、站队节能节水管理人员，对整个注水管网分布、设备的运行情况及注水资料能够详细掌握，能够了解、分析注水系统存在的问题，并积极设法解决。

2)近几年，吉林油田公司投入资金对单耗较高的注水站进行了更新改造，积极推广应用变频控制技术，改造高能耗、低效率的注水泵，对系统进行精确控制，提高了注水泵效率，使注水能耗明显下降。

3)对离心泵加装了软启动装置，降低了设备的冲击，减少设备的故障，保证了注水系统压力的稳定，提高了注水系统效率。

4 影响注水系统效率的主要因素

4.1 注水管网

1)注水管线及阀组结垢。油田设备中注水系统由于注水井的注入水组成复杂而容易发生复杂的物理和化学变化，产生复杂多样的水垢。这种结垢现象往往频繁出现而且具有相当大的危害性。水垢主要包括由难溶性碳酸盐和硫酸盐组成的表面化合盐类垢、腐蚀导致的水垢以及注入水中夹带的固体颗粒和水中微生物排泄物形成黏泥等。它们主要集中在注水井附近的地层、注水井底部、井筒壁、管道弯头和阀门等处，导致管损增加，最终形成注水机泵出口压力上升，相应注水单耗增加，对注水系统效率产生较大影响。

2)泵管压差较大。随着低渗透油田的注水开发，新转注井的注水压力较高，注水区块实际注水量的变化，造成原设计注水量与实际不匹配，泵管压差大，截流现象严重，注水单耗增加。

3)老油田部分注水区块供水半径较长，压力损失大，使注水系统效率降低。

4.2 注水泵

本文统计的离心泵机组效率均较低，都未达到合格指标，注水泵机组单耗相对较高，能量损失较大。有部分柱塞泵机组电动机功率因数不达标的情况。

4.3 注水井

由于单井节流比较普遍，使用阀门控制，节流损耗较大。有阀门串、漏阻现象，造成能量损耗,使注水系统效率降低。有一部分注水井为合注井，油田注水效果不明显，造成水资源浪费。

4.4 注水压力

个别区块水井注水压力参差不齐，干线压力不匹配，或供水半径长，压力损失大，区块需要较高的注入压力时，造成注不进去水。个别单位注水井井口超压运行，存在事故隐患，影响了油田正常运行。

5 提高注水系统效率措施及建议

1)改善水质或采取预防管线结垢的技术措施，可以在一定程度上防止注水管线水垢的生成，减缓结垢速度。如采取注入污水处理技术、防垢剂技术、管道表面涂层处理技术等。

2)积极推广应用变频控制技术，改变注水泵流量调节的方式，即改变泵的特性，来适应管路特性，以减小泵管压差。

3)有计划、有步骤对破损、腐蚀严重的管线、阀组进行改造。局部改造注水管网，降低管网注水压力，对个别的注水井进行增注，降低管网损失。采用分质、分压注水。

4)对由于节流损失造成管网损失增加、系统效率降低的注水系统，应结合生产实际要求和有关注水泵运行状况，对系统进行综合治理，实施分压分注，进行系统降压，单井增压，减少管网能耗损失。

5)对泵效相对较低的泵机组应加强设备维修保养，注意合理调整运行参数。对功率因数相对较低的泵机组，应加强对注水泵电动机的无功补偿，减少不必要的能耗损失，提高功率因数。

6 结束语

注水系统效率指标的组成因素中，影响注水系统效率的主要因素是注水泵机组效率和管网效率。两种效率之间关系密切，反映了注水泵与注水管网之间的匹配合理程度[1]。当匹配合理程度较高时，系统能耗较低;反之系统能耗较高[1]。一般而言，为降低系统能耗，总是遵循以下两条路线，一是通过系统运行的优化调度，二是调整注水管网系统的结构[1]。一个油田注水管网系统的注水能力，不管如何充分利用，都是有一定限度的。随着油田增储上产，新增注水井的数量不断增长，注水范围不断扩大，现有系统愈来愈不能完全满足油田生产的要求，调整注水管网系统的结构，改造扩建现有的注水管网系统将势在必行[1]。

摘要：根据吉林油田部分采油厂注水系统节能监测成果,以数据表的形式对注水系统做了初步评价和分析。分析了影响注水系统效率的主要4种因素,并提出9项合理改进措施及建议,以寻求最佳节能途经,为吉林油田注水系统改造提供了有力的技术支撑。注水系统有着较大节能潜力,只要做到有的放矢,注水系统将获得较好的节能效果。

关键词：注水系统,注水泵,注水系统效率,节能技术,吉林油田

参考文献

油田注水车 篇7

长庆油田经过近几年的数字化建设, 形成了以设备控制、运行监控为核心的注水站控系统, 系统实现了注水站实时数据采集与自动监控, 在生产管理中发挥了重要的作用, 但是不能满足实际生产中对数据集中管理与注水系统分析、优化方面的需求。因此, 我们构建了长庆油田注水站自动注水决策分析系统, 并加以实施和应用, 有效提高了油田注水系统自动化程度及注水站自动注水方面的科学决策水平。

长庆油田自动注水决策分析系统的构建

以站控系统自动采集的数据为基础, 将注水站进行统一管理, 实现数据集中管理、数据提取、数据分析与展现等方面的基础功能, 构建了集水源井、注水站、阀组及注水井等节点于一体的实时监控、辅助决策、措施评价、效果分析综合平台。系统构建从海量实时数据中进行有效数据的提取与分析, 并采用数据仓库构建方式, 从多个维度挖掘数据的关联性, 同时将站控系统与中石油A2系统进行了整合, 充分发挥了数字化前段与后端的优势, 实现了数据与系统的整合和统一管理。

系统结构

系统从基础数据采集与查询入手, 将水源井、注水站、注水井、阀组数据进行统一管理与应用, 系统结构见图1。

软件体系架构

参考目前先进的软件体系, 总体结构分为五层:客户端、表示层、业务层、数据访问层、资源层, 采用基于Microsoft®.NET的网络支撑体系。

本系统采用B/S结合C/S架构, B/S采用ASP.NET 2.0开发, C/S采用.NET开发。

Web服务器:Windows2003 Server+IIS+Dotnet Framework2.0+ORACLE客户端。

数据库服务器:Windows2003 Server。

关系型数据库采用:ORACLE 10g。

长庆油田自动注水决策分析系统的实现

本系统基于站控监测的实时数据, 按照中石油数字化建设技术规范, 提供注水动态分析、平衡注水分析、注水系统能耗分析、水井宏观控制图分析、注水节点分析等决策分析功能, 并辅助注水井增注措施经济技术评价、措施效果分析。主要模块的基本功能如下。

注水生产动态分析

根据注水监控系统实时采集的数据和A2注水井生产数据, 计算各注水站的注水指标, 主要有注水任务完成率、注水合格率、注水单耗等。

注水动态监控

每天汇总统计注水情况, 分析当日实际注水量与配注量的超欠情况, 分析开关井情况, 并自动分析超欠的原因和关井原因。如图2为某注水站注水动态监控界面。

注水压力监控

根据注水站的数字化系统, 实施采集压力相关数据, 采用直观形象的图表和曲线, 分清水和污水系统, 分别汇制当前的压力柱状图和历史运行曲线。

注水指标分析

根据注水站的数字化系统, 实施采集相关数据, 并计算注水核心运行指标:注水完成率、注水合格率、注水单耗, 采用直观形象的历史运行曲线进行展示。

系统能耗分析

根据注水监控系统实时采集的数据计算注水系统以及各个节点 (电机、注水泵、管网等子系统) 工作效率及能耗, 分析影响注水系统效率的主要环节和因素, 以便制定合理的节能、增效措施。

按照长庆油田公司企业标准 (Q/SYCQ3403-2010低渗透油田注水系统能耗分析指标与测试计算方法) , 依据注水监控系统实时采集的数据计算注水站 (包括电机和注水泵) 、注水干线、配水间 (稳流阀组) 、单井管线等的能耗, 将之与行业规范、或者行业内先进水平、或者历史平均数据进行对比, 分析影响注水系统效率的主要环节和因素, 并制定提高系统效率的可行措施。

平衡注水分析

根据注水监控系统实时采集的利用泵出口、分水器各干线、及所辖水井的实时流量数据, 对比各节点数据总和与泵出口流量之间的关系, 判断是否达到平衡注水, 若相差大, 分析原因并给出初步结果。并以此做为流量计标定、泵启停、井口放水预警、管线漏失等现象的识别依据。

水井宏观控制图

利用采集的注水量、注水压力, 每天定时生成宏观控制图, 针对正常区以外的井号进行报警, 并生成报警日报表和累积报表, 以便实时掌握单井配注完成情况, 有针对性的采取调配措施。

应用情况

长庆油田注水站自动注水决策分析系统于2012年在庆二注水站投入运行, 水井数据全部来源于阀组的数字化仪表, 站内泵、干线等数据均来源于站控系统, 结合一拖多变频电机的应用, 完全杜绝了注水回流, 整体系统效率提高2%, 节能降耗效果明显。

油田公司专业处室、采油厂、作业区三个层面均可通过系统平台随时了解每日、月度、年度生产总体动态、注水任务完成率、配注、分注合格率以及注水时率, 及时掌握注水生产总体动态及各项指标生产运行情况, 快速了解水井生产总体变化情况及主要原因, 为各级技术人员制定水井措施提供精确依据, 成为油田公司精细注水的有力决策平台。

结语

长庆油田注水站自动注水决策分析系统的投用, 将数字化站控系统、A2生产系统等数据资源整合, 充分发挥了数字化前端的数据实时性优势。系统构建抓住了注水生产的主要矛盾, 针对注水量、注水指标、注水能耗、注水合格率等重点指标, 将实时采集的数据进行及时处理和应用, 重点关注注水生产运行中水量影响因素, 使阶段注水影响因素一目了然, 并提供实时监控、按标准报警, 加快问题发现的及时性, 减少注水事故发生, 提供注水效率和注水质量。在系统的应用与推广过程中不断提高长庆油田注水站生产监控的精细化管理和注水站自动注水的科学决策水平, 为长庆油田公司注水管理方面提供了科学、高效的数字化平台。

浅谈油田注水开发效果 篇8

1 研究油田注水开发的意义

在中国大多数的油田采用注水开发的方式开发油田, 在多年的开发过程中, 进行了各种各样的实验, 也进行了大量的研究工作, 同时也积累了丰富的经验, 对于油田的注水开发有了一个比较清楚的认识和了解。因为水具有供应量充足、廉价、驱油效率高的优点, 所以把注水开发作为油田开发的主要的方式。在将来的很长的一段时间内, 注水开发将仍然是油田开发的主要的方式。这对于从事油田的开发的人员来说, 研究注水开发的效果具有很重要的意义。

注水开发的效果的评价的目的在于通过开发效果的评价, 可以知道影响开发效果的因素是什么, 还存在着什么样的问题, 然后再进一步的研究, 解决问题, 采取相应的措施, 从而改善开发的效果, 进一步提高效益。

2 怎样评价注水开发的效果

如果想要全面的、系统的、科学的评价油田的注水开发的效果, 就应该从四个方面来考虑:第一, 从油田的开发方案或者是对于开发效果的调整方案这个角度来评价这个油田的开发的效率, 从而反映出来开发方案和调整方案的课实施性和先进性, 进而看出相关开发人员的技术水平;第二, 从油田的地质条件来分析这个油田是否适合进行注水开发, 从横向上、纵向上的角度分析水驱推进的均匀程度, 从而预测如果这个油田采用最先进的开发技术, 它能达到的注水开发的驱油效率;第三, 从油田的开发方案或者是调整方案的角度来分析油田注水开发中的一些人为因素, 比如注采的强度、注水的方式、开发的速度等一些人为的控制因素的合理性和先进性;第四, 从油田的开发的方案或者开发过程中的调整方案的实施的效果的角度来分析注水开发效果的改善的程度, 比如注水强度和注水结构的调整、增产增注的工艺、开发速度的调整、堵水调剖的工艺等一些调整的措施实施后注水开发的改善的程度。

3 影响注水开发效果的因素

影响油田注水开发效果的因素可以分为人为控制因素和地质特征因素。

3.1 影响油田注水开发效果的人为控制因素

一个油田的注水开发效果很大程度上取决于开发技术人员的技术水平。不同的人为控制因素, 注水开发的效果也不同。影响注水开发的效果的人为因素有很多, 可以分为六类:开始注水的合理时间、注水的方式和开发的强度、井网的密度、注采的强度、开发层系的划分、注采井网的布置。一共十六个指标:压力比值、渗透率比值、注水方式和注采的井数比等。

3.2 影响油田注水开发效果的地质特征因素

一个油田的注水开发的效果, 不仅取决于人为控制因素, 还取决于地质特征因素。一个油田的地质条件很大程度上决定了注水开发的效果。影响注水开发的效果的地质特征因素有很多, 可以分为七类:储层敏感性因素、储层渗流性因素、储层能量指标及原油物性因素等, 十六个地质特征参数:敏感性、渗透率、岩石有效孔隙度、岩石颗粒粒度等。

4 注水开发存在的问题及对策

一些油田中的原油埋藏的比较深、原油稠、渗透率高, 在采用注水开发的时候, 注入水和原油的流度比较大, 水窜很严重, 注入水的波及的体积比较小, 严重影响了注水开发的效果。针对这个问题, 可以采取剂量深部调剖的措施, 增加油藏深部的动用程度, 从而大大的改善注水开发的效果。

5 结语

一个油田的地质条件很大程度上决定了这个油田注水开发的效果, 油田的地质条件是很多地质特征参数的集合体, 也就是说它是一个综合的概念。影响注水开发效果的地质特征因素有:储层敏感性因素、储层渗流物性因素、岩石孔隙结构因素、储层能量指标及原油物性因素、颗粒结构因素、含油气砂体分布因素。

一个油田的注水开发的效果不仅取决于地质特征因素, 还取决于人为因素, 也就是开发人员的技术水平。影响油田注水开发的效果的人为因素有很多, 有注水的时间、开发的速度、井网的密度、注水方式和注水结构、老井措施。

从开发的方案或者实施的一系列的调整方案分析油田开发的效率, 注水开发的效果的七个指标就是:能量保持水平和利用程度、含水率和含水上升率、剩余可采储量采油的速度、采收率、产油量自然递减率和综合递减率、存水率和广义存水率、水驱储量控制程度和水驱储量动用程度。

反映油田的开发效果的改善程度的指标就是:年注入量响应值、年产油量响应值、可采储量响应值、存水率响应值、增产倍比相应值、产量的递减率缓值等等。

总之, 注水开发是油田开发的主要方式, 对于注水开发的研究具有重要的价值。了解影响注水开发的因素, 存在的问题, 进而解决问题, 合理的、科学的、系统的评价注水开发的效果。

摘要：与其他的一些驱替剂相比, 水具有来源充足、廉价、驱油的效率高的优点。也是因为这个原因, 大多数的油田把注水开发作为油田开发的最佳方式。可以推断, 在相当长的一段时间内, 注水开发仍然是油田开发的主要的方式。对于从事油田开发的相关工作人员来说, 研究油田的注水开发效果就具有很重要的意义和价值。因此研究注水开发具有很重要的价值, 发现其中存在的问题, 影响注水开发的因素, 解决这些问题, 改善注水开发的效果, 科学、合理、系统的评价注水开发的效果。

关键词：注水开发,开发意义,影响因素,效果

参考文献

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