油田分析

油田分析（共12篇）

油田分析 篇1

0 引言

清洁生产审核, 是指按照一定程序, 对生产和服务过程进行调查和诊断, 找出能耗高、物耗高、污染重的环节, 提出减少有毒有害物料的使用、产生, 降低能耗、物耗以及废物产生的方案, 进而选定技术经济及环境可行的清洁生产方案的过程[1]。

清洁生产方案的产生、筛选和实施是清洁生产审核过程中的一个关键环节, 是为了实现清洁生产目标, 针对企业可能再原辅材料、技术工艺、过程控制、设备、产品、管理、废物产生、员工整体素质等方面存在的问题, 以多种形式、多种渠道产生的无/低费或中/高费方案, 清洁生产方案的质量及可实施性直接关系到企业清洁生产审核的成效。清洁生产的意义在于实现经济、社会和环境效益的统一, 提高企业的市场竞争力, 是企业的根本要求和最终归宿。开展清洁生产将给企业带来不可估量的经济、社会和环境效益[2,3,4,5]。

汇总新疆油田公司已通过中国石油天然气股份有限公司清洁生产验收的某油田作业区实施清洁生产的方案, 从方案的组成、分类、投资、经济效益、环境效益等方面进行了统计分析[6], 表明许多无/低费方案, 资金投入的回报率高, 投资风险少, 有明显的经济效益和环境效益。综合评价了新疆油田公司某油田作业区在清洁生产审核中通过实施方案的应用, 达到了“节能、降耗、减污、增效”的目标, 实现了经济效益、环境效益和社会效益的统一。

1 清洁生产审核工作开展分析

1.1 企业概况

某油田作业区是新疆油田公司下属的一个主营业务单位, 承担着凝析油气田科研、开采、处理与输送工作, 是一个以油气生产作业为主、具有综合配套技术开发能力、培养和输送人才的专业化生产建设基地。该油田作业区原料主要为各井的采出液;主要产品为凝析油和天然气。

1.2 污染物产生及控制

1.2.1 废气产生及排放

对该油田布点进行废气监测, 发现废气中SO2、NO2、TSP的各排放浓度均未超出《环境空气质量标准》GB3095-1996 (二级标准) 标准现值, 符合排放要求。

1.2.2 废水产生及排放

根据现场调查及收集的资料, 废水排放的种类主要为油气处理工艺过程中经油、气、水三相分离后脱出的含油废水;其次为油田生活基地排出的生活污水。针对该油田废水特点, 该油田各单位采取了不同的水污染防治措施。生活污水排入蒸发池 (晒水池) 进行蒸发处理;含油废水采用二级隔油池处理, 最终进入污水蒸发池进行蒸发处理, 不外排, 对外界环境基本不产生影响。

1.2.3 固废产生及排放

工业垃圾主要是极少量含油泥土, 运送到垃圾场。生活垃圾主要是职工日常生活产生的固体废物, 运输到垃圾场进行深度填埋处理。

1.2.4 噪声产生及排放

该油田作业区内油田生产设施噪声影响主要为油气集输队、循环注气站两个单位, 最近的居民区为油田作业区公寓, 距离为3km。除此之外, 周围没有其它人群居住区, 对外界环境影响较小。

1.3 清洁生产审核工作开展情况

为全面开展清洁生产, 从源头减少废弃物产生, 降低能耗, 实现由末端治理向源头预防和全过程控制的根本转变, 根据新疆油田公司的统一安排, 成立新疆油田公司某油田作业区清洁生产审核工作小组。

审核采用企业自我审核加清洁生产审核咨询机构指导审核的复合审核方式。成立了以作业区经理为组长的清洁生产审核领导小组, 负责指导和协调开展清洁生产审核工作。根据清洁生产的程序和咨询机构的建议, 制订较为详细的清洁生产审核工作计划。并对作业区主要领导、各岗位科室负责人、班组长等进行了清洁生产相关内容培训, 并发放《清洁生产宣传手册》到每位员工手中。

2 清洁生产方案汇总

在考察分析的基础上, 首先对方案实施的费用高低、经济可行性等进行初步分析和判断, 然后召集特聘技术专家进行评审, 对汇总后的方案进行集中讨论, 利用简易筛选法从经济可行性、技术可行性、可实施性、对生产的影响以及环境效果等方面确定其可行程度, 经过现场讨论并确定:

1) 10万元以下为无/低费方案;

2) 10万元~50万元为中费方案;

3) 50万元以上为高费方案。

初步筛选出方案14项, 已实施方案10个、正在实施方案1个、未实施方案3个, 其中提出了10个无/低费方案 (包括管理方案) 、4个中/高费方案。

3 方案成效分析

本次清洁生产审核取得了较好的成绩, 初步筛选出清洁生产方案14项, 其中10项无/低费方案 (包括管理方案) 、4项中/高费方案。已实施方案10项、正在实施方案1项、未实施方案3项, 无/低费方案实施了90%, 中/高费方案实施了25%。

3.1 已实施方案对组织的影响分析

通过本次清洁生产审核活动, 改进了原先的操作设备, 使员工认识到清洁生产的重要性, 同时也实现了作业区节能降耗、增产增效的目标, 无/低费方案由于简单可行, 在审核过程中已实施9个, 剩余1个还未实施, 中/高费有1个已经实施完成, 有1个正在实施, 有2个未实施。

3.1.1 已实施的无/低费方案的影响分析

无/低费方案10个, 已实施9个, 共投入19.23万元, 取得的经济效益及环境效益主要体现在:

节省电能消耗量约在12 833.2k W·h/a, 按照1k W·h为0.65元计算, 就此节约经济开支8 341.58元/a;节约原水1 825m3/a, 按照1m3水1.25元计算, 就此节约经济开支2 281.25元/a;节约纯净水1 825kg/a, 按照1kg纯净水1元计算, 就此节约经济开支1825元/a;每年回收污油10t, 产生经济效益2万元;每年节约润滑油6t, 产生经济效益15万元;每年节约乙二醇6t, 产生经济效益10.2万元;共计产生经济效益28.44万元。

3.1.2 已实施的中/高费方案的影响分析

中/高费方案4个, 已实施1个, 共投入约2 000万元, 取得的经济效益及环境效益主要体现在:回收天然气20万m3/d, 按照1m3为0.81元计算, 就此产生经济效益4 860万元/a;可以看到经济效益和环境效益相当可观。

3.2 未实施无低费方案预期效果

本轮清洁生产未实施的无/低费方案1个, 计划近期实施, 共投入约10万元, 取得的经济效益及环境效益主要体现在:每年节约软化水15 000万t, 每年产生效益6万元。

3.3 未实施的中/高费方案预期效果

本轮清洁生产正在实施的中/高费方案1个, 未实施的中/高费方案2个, 计划近期实施, 共投入约1 700万元, 取得的经济效益及环境效益主要体现在:每年回收天然气1 800万m3, 每年多产液化气900t, 每年多产轻烃1 500t, 每年产生效益2 298万元。减少污染物排放:NO2:373.464t;烟尘:229.824 t;CO2:1 6 039.8 t。

4 结论

通过清洁生产审核, 油田生产管理水平得到了进一步提高。从新疆油田公司某油田作业区已实施的清洁生产方案中不难看出, 许多无/低费方案经济效益和环境效益显著, 资金投入的回报率高, 投资风险小。清洁生产审核找出了油田勘探开发生产工艺过程中物耗高、能耗高、不利于生产发展的地方和原因, 有的放矢地提出了解决办法。有利于单位节能、降耗、减污、增效, 有利于单位降低成本, 提高效益。

今后, 新疆油田公司某油田作业区还将继续提升企业管理水平, 完善企业清洁生产机制, 引导油田生产经营活动向可持续轨道发展, 以实现保证环境效益, 收获经济效益, 赢得社会效益的良好局面。

参考文献

[1]王娟, 及德全, 张可新.华北油田第一采油厂清洁生产审核简述[J].油气田环境保护, 2009, 19 (3) :58-59.

[2]龚莉娟.清洁生产方案实施成效分析[J].油气田环境保护, 2010, 20 (1) :8-9.

[3]栾玉湖, 郭健, 张福兰, 等.清洁生产方案实施状况分析[J].油气田环境保护, 2006, 16 (3) :4-5.

[4]袁晓娟, 王成.某公司清洁生产效益分析[J].工业安全与环保, 2006, 32 (2:58-60.

[5]冯倩, 李多松.煤矿清洁生产审核中/高费方案的经济分析[J].能源技术与管理, 2007 (4) :58-59.

[6]陈陆建, 甄建, 马良, 等.风城油田清洁生产审核成效分析[J].油气田环境保护, 2010, 20 (增刊) :75-76.

油田分析 篇2

关键词：油田；污水处理；技术

在油田开发行业迅速发展的背景下，油田污水量也在急剧增多，因此，必须加强对油田污水处理问题的关注与重视。油田污水的主要来源包括原油出水、钻井污水以及其他污水，针对不同来源的污水，采取有针对性的污水处理技术，实现对水资源的再回流利用，有利于实现油田经济效益与社会效益的提高。

1、污水处理方法

就现阶段来说，我国对油田碱渣污水进行处理的时候，所采取的方法主要有生物氧化法、化学处理法、直接处理法。首先，直接处理法通常情况下是进行焚烧，这个过程中会产生严重的大气污染，从而导致污染转移，无法得到理想的效益。其次，化学处理法通常情况下是采取湿式空气氧化工艺实现除污，具体来说就是气压在10兆帕以上、温度在150℃—200℃左右的环境中，利用氧化法将油田碱渣污水中存在的硫化物去除，以达到预处理效果[1]。化学处理法对条件的要求较高，只有在高压、高温的条件下，方可得到理想的效果，然而，制造高压、高温环境，又往往需要投入大量的成本。对物氧化法、化学处理法、直接处理法进行比较，生物氧化法具有运行费用、投入成本较低的优势，且处理效果较为可靠、运行简单，因此，可优先选择。

2、油田污水处理技术

油田中所使用的传统污水处理技术，其基本流程如下：隔油→旋流→除油→过滤，主要目的是将污水中的油、漂浮物等杂质去除。在油田企业之中，这种污水处理工艺得到了十分广泛的应用，且取得的效果也较为理想，同时出水水质也符合我国相关标准的要求。

2.1 油田污水处理技术的分类

针对油田污水污染程度、出水水质要求的差异，通常情况下会对污水处理技术进行相应的分级。一级处理为预处理，处理指数仅有百分之三十左右，其目的在于将污水中的固体污染物、悬浮物去除；二级处理为进一步处理，通常情况下可以将污水中百分之九十以上的胶体状污染物、可降解有机物去除，但是，二级处理很难将污水中的高碳化合物、难降解有机物、有毒物质去除，这就需要三级处理。污水处理技术每一级均有着繁多、复杂的工序，但是，经过层层处理，便可以有效确保出水水质[2]。

2.2 膜生物反应器

膜生物反应器是一种新型的污水处理技术，其有机结合了生物处理单元、膜分离单元，主要通过利用膜组件，代替传统生物处理工艺的末端二沉池，能够在生物反应器中有效保持高活性污泥浓度，从而有利于实现生物有机负荷的提高，在很大程度上降低了剩余污泥量，也减少了污水处理面积，因此，具有十分理想的效果与经济效益。相比较于传统污水处理技术，膜生物反应器有着设备占地面积较小、处理效率高、操作简单、出水水质高以及以实现自动化控制等一系列优点，因此，受到了越来越多的关注与重视。虽然就现阶段来说，膜生物反应器尚未得到广泛采纳，但相信随着科技的不断进步，膜生物反应器也会得到不断的改进与完善，并会在油田污水处理中得到越来越广泛的应用。

3、膜生物反应器的优势

对于膜生物反应器来说，可以通过利用膜分离单元有效实现油田污水的固液分离，因此，利用膜生物反应器，可以将油田污水中存在的固态杂质有效去除。其主要优势包括：第一，相比较于以往所采取的沉淀分离固液模式，膜分离方法的固液分离效果更好，同时，分离出来的水可进行直接回流再利用，进行回流的过程中，还能将微生物有效阻隔开来，实现水、污泥之间的彻底分离，且操作也比较灵活[3]。第二，膜生物反应器与传统技术的结合应用，有效避免了传统三级处理的复杂流程，不仅可以大幅度减少对土地的利用，也有利于降低成本。总而言之，采取膜生物反应器来进行油田污水处理，可以有效确保污水处理质量与水平，也更容易实现自动化控制，避免了传统污水处理工艺下繁琐的处理流程，有利于实现污水处理效率以及水资源的回收利用效率的提高。此外，相比较于传统活性污泥处理，膜生物反应器对低废弃污泥量的处理难度虽然较大，但却具有操作弹性较大、排泥周期长的优势，同时，生物膜处理技术可以通过PLC的控制进行设计，因此便于维护，且实现自动化控制也更为容易，不仅缩减了污泥池的占地面积，也具有低臭味、低噪音、低公害的优势，通过利用膜分离技术、生物法有机结合的膜生物反应器，可以实现对油田污水的有效处理，有利于实现污水回收率的提高。

4、结语

综上所述，污水处理在油田中有着十分重要的地位，通过实现污水回收率的提高、加强污水处理效果，不仅有利于实现水资源的节约、提高水资源的利用率，还有利于保护生态环境，实现油田企业经济效益与社会效益的双赢。

参考文献：

油田修井作业技术研究与分析 篇3

关键词：油田；修井作业技术；石油企业；采油；油井

中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）33-0143-02

1 概述

修井作业在油田开发与采油的过程中，处于至关重要的一个环节。在修井作业过程中，常常会次生大量的废弃物，如油水混合液和落地油等，这些废弃物都导致环境受到严重的污染，这一切都源于由于不完善的油田修井作业技术以及管理失控等因素，所以为了能使情况有所改观，本文将引进绿色、复合、清洁的新型修井

技术。

2 我国油田修井作业现状以及存在的问题

2.1 修井作业现状

近几年来，随着我国石油企业的迅猛发展，由于获取经济利益的促使，油田开发的过程中将更新和加强工艺技术的问题抛之脑后，许多问题开始涌现出来，激烈的油井开发竞争使得油田开发的压力也变得异常巨大，为了紧跟时代的发展，我国加快了开发的进度，然而，我国油井半数都已经进入中后期，随着开采年限不断变长，开采作业次数不断增多，事故井的现象也逐年在增加，而且变得愈来愈复杂化，修井的工作量及其相关费用都是不小的难题，改进我国的油田修井作业技术是实现油田增产的必要措施。

我国的修井技术还处在一个相对薄弱的环节，近几年来，一些较为特殊的井相继出现，例如水平井的修井无论在哪里都是一道技术难关，鉴于这些井的特殊性，确实是对我国修井技术的一种考验，在这方面，我国石油企业还处于弱势，因此，油田修井作业技术有待提高和研究，这是提高修井作业效率和效益的关键所在。

2.2 我国修井作业存在的问题

2.2.1 未重视科技工作。受一定历史因素影响，油田修井作业系统在科技研究及创新推广方面一直未受到正确重视，加上自身对这方面的认识不足，导致技术能力受到束缚，使一些新技术、新工艺未被引进，不愿与外界进行技术沟通，导致我国科技工作处于相对落后的状态。

2.2.2 技术人员短缺。技术人员短缺是导致我国油田修井作业技术力量相对薄弱的主要原因。油田修井技术人员技术偏低，与此同时，经验丰富的专家们由于老龄化严重、身体素质下降等因素而退休，近几年来，修井作业人员大部分为年轻的技术人员，对作业技术不求最精，这使得修井技术势必面临技术人员短缺的难关，所以，我国对解决当前生产难题、掌握创新技术的相关技术人员的需求，已变得越来越严重。

3 修井作业技术的新工艺

3.1 油水井测试技术

关联测试设备，再正确连接油井，将测试仪器置于相应的测试位置，根据底端连续性测试顺序。例如：在水注入井曲线测试时，在特定的测试过程进行减压试验，可以得到各不相同的喷射压力注水剖面情况，这有利于小层流量的分析以及指数曲线分级，如果在各种不同的喷射压力相关测试中，就可以得到依赖的曲线，从而表示该曲线与真实指示曲线以及起始压力和其他参数，并判断出各相应层的吸收能力。

3.2 补贴修井实体膨胀技术

补贴修井实体膨胀技术主要是基于冷挤压和扩张的原则，实行的是将特殊的实体膨胀管材料放置到目标层，并能为实现冷的原则，通过加压挤大的作用扩大挤压，并且扩张所需尺寸的内径，以便于使它可以被安装在套管内壁上，而对密封结构的内侧壁的上端和下端进行处理，从而达到了套筒良好的密封效果。

3.3 套管修复、水泥堵漏修井技术

对于老油田开发过程中不断突出的套管变形、错位等情况进行修复的修井技术，这种技术的原理很简单，像这种正在开发的老油田和破坏正常的套管提供重要的技术支撑。其主要的方法是，在治疗第一个工具补贴之前，加固套管，用铣锥处理损坏或变形套管井段，通过井筒套管刮削器以及铣锥磨铣段清洁，预处理损坏的套管后，在座椅损坏的套管封隔器的下方，注入泥浆封堵漏点，钻塞后回收。

3.4 采集与分析数据的要点

远程数据传输技术通常被描述为主要依靠计算机网络为载体，实现收集和监测过程，同一时间内，井下修井技术可以更好地实现监测和技术指导。结合先进的分析应用表格操作软件以及压裂、酸化、试油测试技术能够更好地发挥其实质性的作用。通过各种先进的软件和先进的技术，井下修井技术更快、更好地提升了工程技术管理和施工现场数据分析的能力水平。

4 新型修井技术

4.1 修井之“复合”技术

当进行修井作业时，由于原始打捞工具较简单，为了实现该打捞结果，工作人员常常使用一些自制的工具来帮助作业。例如，在裸眼井工作时，他们所使用的开窗捞筒等工具。这些工具的设计，遵循的是简单、实用的原则，与此同时，根据实际情况对其进行改善，从而达到理想的效果。之前的工作人员再次入井，首要的任务是要改变引鞋，这是因为引鞋是螺旋状的，扩大了开口部的倒角，使得捞筒变短。第三次入井之前，因为它增加窗舌的强度，增加了窗舌的数量，该结构可以被成功地完成。此外，当工作人员处理裸眼井时，他们会用研磨的方法，视情况而定井，用多只磨鞋。当进入小井眼，而且还改变了引鞋的形状和尺寸，以适应实际情况。当打捞工作，捞杯也可能更改成梅花捞杯。所以，“复合”在修井作业中扮演了非常重要的角色。

4.2 修井之“清洁”技术

4.2.1 重油井管内腔清洁技术，可清洁更高浓度的油，它创造了一个地面泵，由离心泵和活塞泵的组合构成。当打开泄油器，清洗液将进行填充，它可以用在离心泵，也可以添加所需的粘合剂，从而提高了效率、降低了工作时间。清洗液处理后，就可以开始清洗活塞泵，但一定要保持良好的清洁效果。高压柱塞泵上限是16兆帕的，当它进行清洗时，可以替换水泥车油管

试压。

4.2.2 连续循环冲砂，除砂装置及连续洗砂设备一起工作，洗砂过程中可以提高泵的效率，可连续工作不休息，冲砂在设备连续循环，冲沙而回的液体可循环使用，但有些方面是必不可少的，如旋流冲泥，冲砂完成后，洗涤液将被自动处理停止，最后可以用机械的方式将砂池中地泥砂排放干净。

4.3 修井之“绿色”技术

修井时，利用相关技术和工具在低压下进行操作，对表面井口和流体进行有效的控制，从而达到环境密封构造和定向排放控制技术，被称之为绿色修井技术。

修井过程以前总会出现各种问题，如井筒的原油或石油被带到地面工作或排放到地面，污染地面；未能选择正确的压井液或洗井，修井处理不当，造成油污染，破坏环境。绿色修井技术研究的意图是：在修井作业时，工作液及原油不出井筒；修井设备和工作人员没有粘液；防止地面污染等。

例如：近年来，因为开发方式的变化，一些油田的开发，造成汽油在汽油井的比例已经扩大，并形成上升的压力，所以当新井工作时，往往会导致喷井这种情况的产生，设备将产生的油泄漏。本装置安装在泵缸中并固定凡尔的中间，所述装置的底部被关闭，因此，液体不会当其被注入到管道时喷井。

5 结语

修井技术是一种高科技技术，因为它需要一个复杂的情况为基准，不断变换升级。本文将引进绿色、复合、清洁的新型修井技术，结合国外的先进技术经验，保证修井作业的质量和效率。这是一项紧迫的任务，因此，必须严格防范和控制，在源头抓起工作。

参考文献

[1] 徐成均.井下作业修井技术现状及新工艺的优化[D].东北石油大学，2010.

[2] 范广振.油田修井作业技术探究[J].中国石油和化工标准与质量，2012，（4）.

[3] 樊晓君.油田修井作业技术思考[J].科技传播，2012，（20）.

[4] 孙支林，高忠礼，朱金平.绿色修井技术发展状况分析[J].石油化工应用，2009，（5）.

油田注水开发分析 篇4

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) .

油田分析 篇5

原油脱水、污水输送的各种动力机泵对原油集输以及处理系统而言是重要的电力耗费设施。原油、渗水、燃气加热炉成为了原油集输和处理系统的天然气重要耗费设备。所以必须使用良好的节能措施，以免产生能源耗费。

1原油集输系统的耗能

1.1机泵

在原油集输处理当中，最主要的用电负荷则为输水及输油泵，所以，想要节电，则需对其进行控制。当前，联合站生产选取的泵，大部分是离心泵，其耗电量和输送量、输送压降构成正比，与泵效构成反比。对离心泵效率构成影响的重要因素为：首先，由于扬程、吸程管道在配置方面不够合理，且管道的阻力较大，令离心泵在运转过程中，耗费较大的能量。其次，选取泵需偏离正常工况，构成较大的富余量，令水泵效率过低[1]。

1.2生产工艺

对于油田的低、中含水阶段的开发过程而言，大部分联合站通过两段脱水的方式进行。这一流程虽然对提升油气分离、脱水速度与效率十分有利，可是需耗费较多热能。在油田处于特高含水开发期之后，因为原油液量较大、含水量较大，如果依旧使用井场高含水原油进站后进行直接加热升温、沉降等方式，不只会令加热炉加大热负荷，还会有较大一部分热能耗费于污水加热升温之中，形成庞大不必要的能源耗费。所以，这一技术工艺已经无法良好的顺应当前油田高效生产模式的所需。

1.3加热炉

加热炉成为了油气集输工艺内无法或缺的专用设施。原油脱水以及外输、渗水、冬季取暖乃至管线伴热等流程都要通过加热炉提温加热，所以，其也变成了联合站最重要的耗气设备。加热炉的耗气量主要和被加热介质的量、加热前后的温差以及加热炉的效率相关[2]。原油脱水以及外输加热炉、采暖伴热炉中的加热介质乃至加热前后的温度是依照油井在产量方面、处理工艺方面乃至实际生产方面的所需进行判断，虽然其调整余地过小，可是透过具有针对性的技术改造来提升炉效以及灵活掌控运转时间，依旧具有良好的节能余地。

2主要的节能技术及措施

2.1选择高效的加热炉

影响加热炉效率的原因有很多，比如说加热炉的类型、燃烧器的类型、排烟的温度、空气的系数、炉体散热情况等。随着众多新技术的涌现，推出了各类全新产品，例如分体变相加热炉、真空加热炉等。就分体变相加热炉来讲，在热效率方面能够达到90%以上。在这一系统中水成为最重要的介质，在于外界处在隔离状态时，耗费程度最低，系统长时间透过无氧的`形式进行工作，方能延长其使用的时间。蒸气发生器和换热器透过重力可以让水在蒸发后回落，并再次进行蒸发。由于炉体的蒸汽较高，极大降低了换热器的体积，令运转时的动力情况适当减少，从而起到减少成本的目的。在运用真空加热炉时，经由真空状态将中间介质进行气化，并将热盘管内的水、油进行同时加热。

2.2降低热损失

为了达到减少原油损耗的目的，在散热过程中可以安装不同辅助设备，比如伴热盘管或伴热管线等。如此才能够令温度维持在适当范围中，并且还能够避免管线产生凝油的现象。在各种储油罐的输送设施乃至水罐收油罐线中，需要具备伴热流程。对联合站节能降耗而言，降低损失提升效率成为关键。应当将各种输油管线的保温工作做好，把散热量降至最低。并且，需降低排烟中加热炉的热损耗。排烟温度越高，排烟量则越大，损耗越多。并且，在加热炉处于运行状态时，空气过剩系数应当处于适宜的状态，一旦此系数过大，就会直接提高出口温度，从而降低加热的效率，造成严重的热损失。正确判断空气过剩系数，能够有效提升效率，燃料耗费明显下降。当负荷变化处于明显的状态时，将空气量以及工况进行迅速调节，以此减少排烟的损耗[3]。就未来工作方向而言，在持续开发油田的情况下，井口采出液在含水率方面不断提高，使得处理环节更加复杂，为油田集输系统在处理油水时造成阻碍，并且，在通过节能提升效率方面也更加艰难。由于油水比例不断变动，不能顺应目前的状况，设施老化，速度迟缓，无法匹配等等，令正常的生产工作受到严重的影响。而且在新研发的工艺甚至油藏的产生方面，造成了原本油水在性质方面产生严重的变化，令集输系统在分离脱水方面的难度系数不断加大。由于使用了较多化学制品、化学药剂，不仅令企业的生产成本随之加大，而且也为环境带来了恶劣的影响。

3结束语

综上所述，只有通过创建全新的原油集输地面工程，通过改造老站的工艺，加强全新、高效的化学剂研发，通过全新的节能设备，推广废物资源化的技术，不断加强生产运转在管理方面的能力，才能够为油田原油集输系统的节能技术获取较好的前景。

参考文献:

[1]谢飞，吴明，王丹，等.油田集输系统的节能途径[J].管道技术与设备，2010（1）：57-59.

[2]李建，梁婷，刘伟，等.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程，2010（1）：28-29.

分析油田地面工程节能技术的运用 篇6

前言：科技的进步，经济的发展，虽然是我国建设的首要问题，但是，近年来，在发展经济的同时，对环境的破坏日益严重，资源的紧缺以及不合理的使用浪费也对我国的可持续发展产生了很多不良影响。石油工业作为我国经济的基础产业，是我国经济的命脉所在。因此石油经济发展必然会带领我国的经济走向更高的程度。

一、油田生产能耗分析

1.资源分为：不可再生资源和可再生资源两种。石油是一种不可再生的资源，也就是说，石油的数量是一定的，不合理的开采和浪费，只会加速石油枯竭的速度。近年来，我国油田的产油量日益下降。开发新的油田是必然的，这样一来，工程对于各种能源的消耗就又会增加。工程的产油量是工作的首要问题，为了保证油田的产油量，地面开采设备会随之增多，能量消耗也必然增加。油田在开发的过程中，外围油田所产生的消耗也在不断的增加，由于外围油田的开采难度较大，地面工程设施经多年使用，已经老化，因此不能最大限度的利用资源，降低了资源的利用率。

2.耗气分析

由于大庆油田主要采用的是掺水保温、单井计量的密闭集油流程，油田中的生产耗气以天然气为主，其消耗主要集中在油气集输系统的转油站和脱水站上。二者相比，转油站的耗气量较大，大约占80%。通过对地面工程的生产状况分析，造成耗气量增加主要有以下几方面原因：由于长年开采，油田地面工程在老区几经加密，而外围油田的产油量较低，都造成了产油效率的下降；此类油井井口的出油温度偏低，为了对其进行保温，增加了集输吨油耗气；随着产油量的减少，与产油量相关的地面设备长期处于低负荷运行状态；油田地面工程中老化和技术落后的设备较多，由于长年疏于维护且尚未更新，造成这些地面设备效率较低，耗气量偏大，导致能耗加剧。

3.耗电分析

在油田施工中，地面工程对于电能的消耗不可避免。其中消耗电量最高的是石油开采。其次是油田注水耗电，再次是集输耗电，相对较低的是线路损耗以及天然气耗电。但由于油田对于产油量要求的不断提高，导致集输和吨油处理的耗电量不断的提高；根据具体的工程施工情况减少生产能量的消耗。要合理加热，加压，提高热能以及电能的利用率，在油气集输过程中，密封输送，避免与大气接触而产生逸散，降低损耗。还要在油田中进行对油气的初加工处理，回收易挥发气体，并加以利用。使其物尽其用。

二、油田地面工程节能的措施

1.不加热集输处理技术

现在我国油田的形势是，大多数油田处于高含水后期开发阶段，其中以大庆油田最具有代表性，它含水率高达90%，这种情况非常不利于加热输送，会导致土质的疏松，土质不够坚实，原油粘度下降以及输送管壁结蜡量的降低。在这种情况下，我们就要运用不加热集输处理技术，降低供热时对气的损耗。提高整体的经济效益。

1.1单管深埋集油工艺

该工艺主要用于多井串联进入集油阀组间，管线埋入约2m深，从而确保在冻土层以下。通过在转油站及集油阀组间建设采暖管道，在解决阀组间采暖的同时保证了集油干线的输运，降低了掺水所需的电能，使得能耗大幅降低。

1.2“丛式井干管”集油工艺

以丛式井为主的区块单元，在井组至计量站之间可以采用单干管掺水热洗或单干管集油的工艺流程。在产量较高时或夏季可以采用双管出油或不加热集油。采用这种方法可以有效减少管线的用量，从而起到节能降耗的效果。

1.3单管通球工艺

该工艺技术可以应对高寒地区大产液量、高含水率、大黏度、高含蜡量的油井不加热集输需求，从而可以大幅节省耗电量和耗气量，有效提高经济效益。其主要类型包括单井单管通球、单管多井树状通球和单管多井串接通球。

1.4采出液处理技术

通过采用不加热的集油破乳剂、变强度反冲洗和气水反冲洗的污水处理技术和油管解堵技术，使得采出液的处理后温度下降到原油凝固点温度附近，适用于高寒地区的高凝原油采出液集输处理。

2.注水节能技术

注水系统节能降耗的主要手段是提高注水机泵的效率以及注水管网的效率，主要采取以下技术：

2.1变频技术

通过调整水泵的转速，可以改变水泵的工作特性，选择合理的工作点以适应不同工况下流量、扬程及功率的需求，从而降低泵管内的压差，减少由于节流所产生的电能损耗。

2.2前置泵变频技术。其基本方式是将现有的多级离心水泵拆解，在其进口处新建1台与之流量相同、固定扬程的前置水泵，之后再与拆解后的多级离心泵连接。此时，仅需对前置水泵进行变频调整转速，即可达到在不同进口工况下其出口流动满足多级离心泵的工作需求。

2.3注水泵涂膜

要对水泵的叶轮、壳体等表面涂抹耐腐蚀、耐老化、抗高温、摩擦系数小的保护膜，起到减小流动阻力，提高水泵使用寿命的目的。

2.4系统仿真

在油田开采过程中，对水泵进行注水系数的防震检测，根据具体的施工情况以及水泵的特性，选择最合适的施工地点，确定工程中水泵的实际转速，以达到最完美的使用效果。

3.综合节电技术

1.无功补偿是根据实际电网中无负荷的情况选择合理的补偿方式，提高电网运行功率因数，减少无功的功率在电网中的流动损耗，起到节电的目的。

2.对电网的结构优化调整是通过改变现有电网中的开关状态，改变网络结构及运行方式，从而可以根据需要选择合理的网络结构，降低电网的自身损耗。

结论

综上所述，若能在实际开采过程中，加强开采技术的创新，加大管理的力度，实施合理科学节能技术，就能大大减少在开采过程中各种能源的消耗。使油田地面工程可以持续健康的发展下去，为生态资源的可持续发展提供保障，也能为国家资源的保护尽一份绵薄之力。

参考文献

[1]林庆扬，刘丽萍等.城区软土地下电缆顶管工程造价与控制[J].电力与电工，2010（3）：28-30.

[2]谭方.电力工程造价与控制措施[J].沿海企业与科技，2010（4）：111-112.

[3]贾璐，迟琳等.清单模式下的工程造价控制[J].黑龙江科技信息，2010（14）：186.

油田储罐安全技术分析 篇7

1 油田储罐常见安全事故

1.1 雷电袭击

由于玻璃钢储罐等类型储罐在生产设计时未给出对应的防雷标准要求, 加之储罐各项雷电防护措施实施不到位, 防护技术效果差等原因, 使得雷电袭击在油田储罐安全防护中尚未得到有效的控制。而且, 许多油田储罐直击雷防护技术不符合相关标准规定, 接地装置、避雷针安装也不够完善[1]。一旦发生直击雷袭击, 就会造成油田储罐袭击部位产生上千甚至上万摄氏度的高温, 并产生强电电流, 使储罐发生熔化、油田泄露等危险情况。

1.2 火灾

造成油田储罐发生火灾的原因主要包括两方面, 即雷击和可燃物、助燃物引发的火灾。如上所述, 雷击会造成油田储罐局部温度过高, 进而引起油田泄露燃烧。而可燃物、助燃物引起的火灾则主要是因为油田储罐一次密封、二次密封不严实, 造成油气大量挥发, 密封圈内油气浓度较大[2]。当存在于两种密封结构之间的可燃气体浓度达到其爆炸下限时, 一旦遇见火源就会发生火灾。

2 油田储罐安全技术

2.1 雷电防护措施

安装接地装置。对于金属储罐和玻璃钢储罐安装接地装置可以参照金属储罐安全标准来进行, 一般应用在油田储罐防雷方面的接地装置应按照沿着罐周对称或均匀分布的原则来进行设计, 对于上述两种材质储罐而言宜设置成环形形状, 且接地点不少于2处, 环形接地体与罐壁的距离高于3m, 接地电阻不大于10Ω, 罐壁周长不超过18m。为保证接地线切实发挥防雷作用, 应在距离油田储罐罐壁30cm至1m之间安装断接卡[3]。若油田储罐安装有独立避雷针, 需要对独立避雷针安装独立接地装置, 且与防雷接地装置之间距离满足有关标准要求。

防雷电波侵入措施。防雷电波侵入措施也是油田储罐雷电防护中一个不可缺少的有效措施。实施防雷电波侵入需要使用金属配线管, 并在使用前将配线管埋地敷设, 敷设好之后将其穿入到油田储罐上安装的液位监控仪表、自动火灾报警装置和温度监控仪表等线路中, 并将配线管的下端与接地装置连接, 上端与油田储罐顶部进行电气连接。在这一环节中, 需要注意配线管的埋设长度应保证在50m以上。

2.2 火灾防护措施

在油田储罐火灾防范方面, 近年来国内兴起了一种用软密封结构来替换机械密封结构一次密封的方法, 这种方法虽然在一定程度上提高了油田储罐的安全性能, 但就一次密封、二次密封技术而言, 无论采用什么形式的密封结构都无法做到完全与储罐接触, 即油田储罐中的油气还是会挥发出来, 一次密封与罐壁发生放电闪络的可能性还是存在。

因此, 要想将油田储罐火灾发生可能性有效控制起来, 就需要从火灾发生的内因与外因两方面来控制。外因主要是针对雷电袭击的防护, 由于雷电袭击会造成油田储罐浮盘上积聚大量雷电, 导致储罐发生过电压等事故, 因而需要对油田储罐采取多种有效防雷措施。对于油田储罐雷击这一外因的防护上文已有提到, 这里不再赘述。内因主要是指油田储罐区容易出现的可燃物、易燃物、助燃物等物品, 如纸张、棉花、木材以及可燃性气体等的控制, 通过降低油田储罐密封圈内的氧气浓度、可燃气体浓度, 来将油田爆炸极限控制在最低程度内。目前, 我国较为有效的油田储罐火灾防护技术主要有浮顶油罐密封圈通风抑爆技术等, 但这种技术能够增加安全隐患, 因而存在一定局新性。

某大型油田在国家石油储备中心的委托下, 开展了油田储罐主动安全防护措施, 并研制出了大型石油储罐主动安全防护系统, 该系统是目前油田储罐安全防护技术中应用最为普遍的一种方法。即在油田储罐一次密封和二次密封空间处安装取样器和气体喷头, 并在防火区域外安装不锈钢材质的防护机房, 机房内安装有氧气分析仪、电控装置、取样泵。可燃气体分析仪、安全监控组件等火灾防护用装置。

3 结语

通过上文分析可知, 油田储罐安全技术最为主要的两方面是雷击与火灾的防护, 并且雷击防护包含在火灾防护范畴内。虽然现有油田储罐雷击防护技术与火灾防护技术还存在较多缺点, 存在一定局限性, 但随着研究的不断深入与安全技术水平的不断提高, 相信油田储罐防雷技术与火灾防护技术效果会得到大幅的提升。

参考文献

[1]李杰训, 吕伟, 韦振光.20万m~3储罐技术发展的重要意义及研究内容[J].石油规划设计, 2012, 03:1-3+50.

[2]刘建新, 袁则名, 任韶然, 盛梁.胜利油田立式常压储罐的腐蚀分析及检测技术[J].腐蚀与防护, 2008, 11:703-705.

油田注水系统能耗监测分析 篇8

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

油田自动化管理分析 篇9

1 油田自动化管理

现今我国正处在能源紧缺的发展形势下, 而油田则是能源开发最重要的环节, 其地位是非常重要的, 并且也非常受国家以及相关部门的重视。对于油田的开发, 一直都有相对比较固定的管理形式, 其主要的形式就是为了完成开采工作, 会选择很多技术人员、监督管理人员、安全技术人员等进入到开采工作当中, 这使得整个开采现场特别拥挤, 并且还会加大主体管理的难度, 为油田管控工作带来不必要的麻烦等, 因此油田企业在开展管理工作时, 要有效的运用自动化管理技术, 不断提升管理人员的专业技术, 根据油田实际情况选择相应的管理形式, 这样才能更好的促进油田自动化管理工作的良好开展, 更好的促进油田企业稳定发展。

2 油田自动化管理的主要作用

2.1 具有一定的技术保障

在油田自动化管理当中, 良好的技术保障是提升其管理水平的重要部分, 其主要是对施工设备、站控系统以及网络系统等方面, 进行相应的技术保障。

首先, 对于设备技术的保障, 就是对油田生产和管理时, 所运用的设备进行维修的技术保障工作;在开展油田施工时, 经常会因技术或相关问题出现设备故障或损耗等问题, 而对于设备维护工作来说, 也就是寻找设备问题并解决问题, 这样才能有效的保障设备损耗率和故障率的降低。

其次, 网络保障部分, 对于油田自动化管理系统运行时, 必须运用网络系统才能有效完成, 其中对于自动化管理系统、温度采集系统、管道压降监测系统、水管流量检测系统以及运行参数采集控制系统等, 都必须在网络技术的帮助下才能开展相应的工作内容。但是如果在工作当中过度的运用网络技术, 会给网络带来一定的压力, 严重的还会导致网络受阻的现象出现, 对网络数据的传授带来影响;但是在油田施工中进行有效的网络保障, 不仅能够对网络环境进行净化, 还能强化网络数据传授的安全性, 保障网络运行的通畅性, 更好的为油田自动化管理提供有利保障, 提升油田自动化工作整体效率。

2.2 具有良好的管理保障

在油田自动化管理中, 管理保障是完善其工作过程的关键部分, 也是完善管理体系的重要部分, 因此必须制定完善的管理制度, 这样才能更好的推动油田企业未来稳定发展。

其一, 对于油田企业高层来说, 必须提升对油田自动化管理的重视, 并且要认识到油田自动化管理的发展, 是会对油田企业生产发展带来影响的关键部分, 所以管理人员必须提升对油田自动化管理的重视, 将自动化管理当做油田企业发展的重要方向, 之后根据自身实际情况, 制定科学合理的、综合性的管理体系, 建立完善的监督、检查、指导体系, 并将传统的油田自动化管理发展形式进行转变, 统一企业思想、完善管理体制, 更好的促进油田企业良好发展。

其二, 要对员工开展专业培训, 增强员工的专业素质和综合能力, 对于油田自动化管理形式的发展来分析, 主要是以数字化管理方针为主, 因此要将数理化管理理念有效的传达下去, 让所有员工都具备良好的数字化管理理念, 并且要不断提升员工数字化技术的操作能力, 保障员工能够具有熟练的操作能力, 实现自动化管理全面实施, 更好的提升整体管理水平。

其三, 建立完善的管理体系, 保障油田自动化管理工作能够全面有效的开展, 要从油田开采、作业、生产等环节来建立管理制度, 明确管理内容, 提升管理力度, 更好的促进油田企业未来稳定发展。

3 对于油田自动化管理的实时数据应用形式分析

3.1 借助Web形成自动化实时数据库

对于所有的企业发展来说, 都需要数据库的支撑与帮助, 这样才能保障企业更好的生产与发展, 油田开发也是相同的, 在进行相关工作时必须要将其数据进行有效的储存, 对信息进行及时的采集和记录, 在将流程参数等相关数据进行处理与存储, 这一工作是非常重要的, 在数据库当中的信息内容, 是油田自动化管理工作进行服务站统计和查询以及分析等工作中的关键部分, 在企业管理工作中数据库系统的实时数据对其管理工作起着至关重要的作用。从当前油田自动化管理工作发展情况来看, 已经逐渐实现无人值守的形式方向发展, 并能够有效的实现全机械操作的重要形式, 这对数据库的使用也提出较大要求, 所以基于Web自动化实时数据库管理系统, 是保障油田生产工作和管理发展的关键部分。

3.2 利用实时数据库建立全厂ERP信息平台系统

ERP信息平台主要就是借助先进的管理思想与信息技术进行结合, 在利用数据库所供的信息, 经ERP信息平台进行有效的处理, 进而实现企业资源的整体利用性, 更好的发挥企业现有资源, 并得到更多的经济回报, 为油田企业发展奠定坚实基础。对于ERP信息平台的运用, 是以实时数据库为基础, 进而有效的完成计量统计工作, 质量管理与分析工作以及Web系统和windows系统的管理体育维护等工作, 并在相关系统和设备下更好的完成油田自动化管理工作, 更好的实现油田自动化管理工作中的可视化推动, 对设备故障进行全面的诊断、实现增产和产能的优化等, 进而更好的对各项系统和工作环节当中出现的数据与信息进行整合, 更好的实现油田自动化生产, 推动油田企业未来良好发展。

3.3 实现油田动态地理信息系统的构建要以数据库为基础

所谓油田动态地理信息系统, 主要是通过运用先进的GIS技术来实现的, 并且在以实时数据库为基础的同时, 还应该拥有以下几点才能保障油田动态地理信息系统的完整, 进而提升其性能、功能以及在线实用性等特点。首先, 对于系统自动生成与管理要拥有拓扑关系。其次, 增强管理时效性特点, 保障其显示空间能够显示大量数据, 还能自动生成质量相对较高的图件。再次, 还拥有不同空间的数据, 实现在线录入与输出工作。最后, 还有保障能够有效对空间网络、数据以及三维模型等部分进行快速的查询。对于油田动态地理信息系统来说, 其实时性能相对比较强大, 对于其生产与工作等过程都会实现实时更新, 对于这些优势来说能够有效地保障油田自动化管理工作有效进行, 并且还能保障其工作更好方便快捷, 具有一定效率, 对促进油田企业健康稳定的发展也有着加大的促进作用。

4 结束语

油田企业必须提升对自动化管理的重视, 明确油田自动化管理的主要作用, 并制定明确的自动化管理措施, 将其重要作用发挥出来的同时, 保障油田自动化管理工作能够更好的促进油田企业未来良好发展, 为我国未来社会经济发展奠定坚实有利的基础。

参考文献

[1]张晓东.油田自动化管理探析[J].中国管理信息化, 2014, (14) :43-44.

[2]孙宾.自动化在油田管理中的应用分析[J].科技与企业, 2015, (14) :49.

油田污水常用处理技术分析 篇10

关键词：油田污水,常用处理技术,分析

0引言

随着科技发展,油田的开采目前在各国都成为一项热门技术,要促进油田开采工作的发展,需要提升油田污水的处理有效性,为此,各个国家也在致力于研究新的油田污水处理技术。开采出来的油田中,所含污水主要有油田采出水、钻井污水、及其他类型的含油污水;根据开采的技术及生产目的不同,污水的处理方式也不一样。当前国内与国外均采用俗称“老三套”的油污处理技术,这项技术中除油方法分别是重力、压力、浮力和水力旋转。同时根据油和水的熔沸点不同,可以采用API和CPI油水分离器、诱导气浮等设施,气浮后可以获得用于回注地层的净化水。这样可快速实现油和水的分离,又可以得到干净的净化水,实现了水源再利用;但是这种技术对于乳化严重的采出水和稠油污水处理效果不佳,还需更一步改进。目前,物理法、化学法和生物法是油田污水常用的处理方法,但随着科技的创新,膜分离法、磁吸附分离法和高级氧化法成为各个国家的研究方向。

1物理处理法

1.1膜分离处理法

膜分离法是利用特殊膜所具有的选择透过性,对污水中某些微粒或离子性物质进行分离和浓缩的方法。随着化学实验成果的应用,膜处理技术已经在油田污水处理中得到了广泛的应用,并且在王村等地方已经取得了相对大的成效,利用这种技术不仅可以将油和水分离开来,还可以进行深度处理,且处理好的水质能够达到标准回注水水质指标。如果结合各种膜的处理方法及各自的特性将其组合在一起成为复合膜,研究出更先进的分离技术,可以让我国石油污水处理技术得到更加迅速的发展。

1.2吸附处理法

为了提升油田污水的深度处理效果,研究人员研发出了油田污水吸附法。将油污吸附在多孔性和较大比表面积的吸附剂上,将油污溶解到吸附剂中,这样即可达到油水分离的目的。这种方法高效、经济实用,广泛被各个石油开采产业所利用,节约了成本和时间。随着技术的发展,新的处理方法也相继出现,由郑学海新研究出采用炼钢厂排放的烟气和气溶胶凝聚物,通过静电除尘后的“红土”状细粉作磁性物质载体处理含油污水是其中的典型代表,这种方法更为先进,但是需要消耗大量的人力物力资源。

1.3浮选处理法

目前各个国家都非常注重浮选法的创新研究,在装备设施、工艺美观等角度都进行着改进。气浮法一般与絮凝法结合使用,它不仅利用充氧的功效,同时能提高微生物的生化降解性能,为生化法提供便捷的除污方式。

2化学处理法

2.1化学氧化法

随着化学技术的改善,各种催化剂相继出现,利用化学氧化可以将污水中存在的可溶解无机物或者有机物氧化成微毒或无毒物质,进而改善水质问题,即使排入地下水再利用,也不会污染正常的生活用水,该种方式实现了水资源的循环再利用,有效提升了它的可生化性。为此,这一高效快速的技术应用让超临界水氧化技术在科研上得到了广泛认可。

2.2化学絮凝法

为了使化学絮凝法与气浮法得到联合使用,达到更好更深入的油污处理效果,我国研究团队研制出一系列絮凝剂,包括无机絮凝剂、有机絮凝剂和复合絮凝剂,这种絮凝剂不仅处理效率高,节约大量成本,更重要的是超高速度的降解作用让油污处理更加便捷,有效提高了油田油质,随着研发技术的发展,油污处理技术将会得到进一步的发展。

3生物处理法

生物技术的创新发展,让难降解的大分子有机物在水解菌的作用下,将有机物内部肽链及链环分解成可降解的小分子有机物,直接处理了油田污水,并且有效减少了油污处理的环节,加快石油提取速度。生物界王新刚等一批专业人士利用水解酸化来处理含有高盐分的污水,将污水的可生化性提高了10.2%,成效非常理想。

4结语

油田污水的处理是一个难题,在未来阶段,我们要创新处理工艺,注重水力旋流、气浮除油工艺、生化法、膜处理法、高级氧化法等处理技术的研究,从中研究更优的进步空间,此外,还要加强对射流气浮机、动态水力旋流器及聚结器等小型污水处理设备的研发,让处理器不仅用在油污处理方面,还可以应用于日常生活中的污水处理,提升水的净化标准。在多种处理技术中,可以采用联合分级使用法,建立专业有能力的科研团队,研究新型处理机器,不仅在效率上更快捷,又可以实现专一、多功能的使用。随着蒸汽驱稠油开采技术、复合驱技术的发展,需要进一步加强聚合物驱采油污水及稠油污水的处理技术和工艺的研究。

参考文献

[1]马兆峰,李嘉,李波,等.南堡油田加气浮选器改造措施研究及应用[J].工业水处理,2016(3).

[2]夏福军,隋向楠.含油污水处理工艺中的污泥及污油回收技术改进措施[J].油气田环境保护,2011(4).

[3]刘承婷,韩洪升,刘保君.油田污水在新型油水分离器中的实验研究[J].科学技术与工程,2011(19).

低渗透油田注水开发工艺技术分析 篇11

关键词：低渗透 油田 注水工艺 技术

中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）06（b）-0000-00

前言：目前随着石油的不断开采，我国低渗透油田数量不断增加，这种油田不仅油层储层渗透率较小、丰度少，而且单井产能较低。我国低渗透性油田具有多样性的特点，油气多，油气藏种类多，面积分布大，陆相油气兼有和海相含气、上气下油等，所以在我国油气开发工作中具有十分重要的位置。同时各油田也加强了开发低渗透油田的力度，提高采收率，从而保证社会效益和经济效益的最大化，确保我国的油田能够更加健康、持续的进行发展。

1低渗透油田的特征

1.1 物理特征

1.1.1 孔隙结构

低渗透油田其孔隙度的变化范围较大，但通常都会处于5%～30%这个范围内，所以针对孔隙度的不同通常会将低渗透油田分为低孔低渗油田和高孔低渗油田两种。这其中低孔低渗透油田具有极低的孔隙度，油田储层中组成成分多以微溶孔为主。而高孔低渗油田由于其孔隙度多为百分之二十至百分之三十之间，埋层深度较浅，其岩石也主要以极细砂岩、白空土及粉砂岩为主。

1.1.2 非均质性

低渗透油田非均质性非常明显，而且其所蕴含的石油在纵横方向上的特理性质也具有较相异性，岩性和产层厚度缺乏稳定性，有时在极短距离内岩性和岩相都极有可能会出现变化，这给井间对比工作带来了较大的难度。

1.2 地质-动态特征

1.2.1 油田渗透能力较低。对于低渗透油田，由于其油层厚度较小，井点平均空气渗透率较低，有效孔隙度平均值也均处于15%左右，油层物理性能较差，这就导致油田自然产能达不到标准，所以需要对低渗透油田进行压裂改造，然后才能确保其产油量。

1.2.2 低渗透油田的油层多呈现裂缝发育，这样就导致注水开发过程中水会沿定向裂缝快速的推进，从而导致注水过程中含水上升较快，注水效果较差，从而产量递减速度较快，产量处于较低水平。

1.2.3 低渗透油田在断层、岩性和构造等诸多因素的影响下，会形成复合型的油田，油水分布在纵向和平面上都较为复杂，油井中油水同现的现象较为常见，这就给油田开发带来了较大的难度。

2低渗透油田注水开发技术

2.1 注水与采油同时执行，提高采收率

低渗透油田一般都具有天然能量小、导压性能差等缺点，因此需要注水和采油工作的同时执行，从而降低渗透率，减少损失程度，确保地层压力在同一个水平。以一区块的采油井为例，采用同步注水或者超前注水，油井在投产半年后的产量减少率为28.9%～31.4%，实际采油强度为0.65～0.49t/（d.m）。滞后注水半年后，油井的产量减少率为43.5%～51.5%，实际采油强度为0.4～0.32t/（d.m）。

2.2 初期实行高注采比注水，强化油井生产力和地层压力

以某油田试验区北块为例，从2011起采取长达24个月的注水措施，平均每个月的注采比上升至0.16，直至2013年底，地层压力恢复常规水平，单井产量由原来的2.5t/d提升至4.2t/d。由此可知，低渗透油田通过采用注水开发技术，使得油井生产力得到明显增加。

2.3 初期实行分层注水法，减少含水升高率，增强油田储量动用力

低渗透油田的油层间渗透性存在着一定的差异性，这样就使吸水剖面的各层之间存在矛盾，所以在开发低渗透油田的初期，需要采取分层注水法，这样可以有效的实现对含水率进行控制，有利于油田储量动用能力的增强。利用分层注水法来进行低渗透油田初期的开发具有较多的优点。

（1）注水井套管如果出现损坏，那么就需要采用卡距少、体积小、承压强的封隔器，从而使密封率得到提高。

（2）采取同步分层注水法。开采新投注井时，需要及时做好注采调转井的分层，从而减少低层间产生矛盾。与此同时还需要考虑新投注井初期的注水强度和砂岩的吸水性，从而才能根据砂体的连通状况和发育规模有效的进行分层，最终提高油田的采收率。

（3）以老分层井层间的矛盾为依据，增强细分层的注水力度，使差油层能够充分的发挥其实际效用。如果油井已经完成了分层，则需要根据附近的动态特征，对厚度大、层段少、层段吸水差异显著的油井进行细分注水，从而提高油田的采收率。

2.4 调整井网密度，减少注采井间距增大

低渗透油田的开发效果和井网水驱的控制力度密切相关。油田若使用同步注水的方法，那么井网水驱控制水平一定可以得到提高，从而保证了油层的能量。如果全面的掌握且了解了砂体的分布面积，那么井网水驱控制水平的高低则由注采井数量比和注采井间距决定，适当的减少注采井间距或者增加注采井数量比可以使井网水驱的实际控制力度得到显著的提高。

2.5 注水

注水时，水顺着油田裂缝推井，油田内的油向两侧进行移动，从而使油藏的裂缝水平得到提升。某油田区块呈现裂缝发育的状态，裂缝向东西方向散步，采用反九点井网开发技术，使裂缝和井排方向间的夹角不超过11.5°。注水完成后，水沿着油井内的裂缝快速的进行推荐，严重增加了开发平面内的矛盾，同时使低渗透油田的实际采收率也受到严重影响。另外，若水驱油藏内含有不同程度的裂缝，一般会安装注采井点在裂缝系统上，从而保证注入水是沿着裂缝向生产井蔓延的，导致油井出现过早见水或者暴性水淹的情况。所以在注水过程中，需要将注水井合理在裂缝系统上进行安设，驱油工作往裂缝两侧进行，这样才能够顺利的完成注水工作，同时有效的延长水线，提高注入水系数和注入水波，对油田注水开发效益的实现具有极为重要的意义。

3 结语

在低渗透油田开采过程中，利用注水开发技术有利于油田经济效益和社会效益的实现。但在具体实施过程中需要对油田的地质动态特点进行充分掌握，这样才能更好的发挥出注水开发技术的实际效用，确保油田采收率的提高。

参考文献

[1] 陈敏国.内外低渗透油田开发技术现状[J].中国石油和化工标准与质量，2012，（01）.

[2] 高建，吕静，王家禄，等.低渗透油藏注水开发存在问题分析[J].内蒙古石油化工，2009，（12）.

油田钻井井位测量方法分析 篇12

1在现阶段井位测量模块中, 影响其坐标系统稳定运行的因素是非常多的, 这需要进行辩证的分析, 进行实测井位平面位置的优化, 进行平面坐标差的控制。保证不同井位的相对平面位置的误差的控制, 更有利于井位高程的实测, 保证其高程位置互差的优化控制。这也需要进行井场数口井的相对高程位置的控制, 进行允许误差的优化, 保证井位测量工作的良好开展。这需要进行井架的遮挡影响的控制, 更有利于进行井口坐标的测量, 保证井场的GOS控制点的控制及其优化。比较常见的方法是井口坐标的测出、高程及其大门方位的测出。这需要进行多模块的测量方法的更新。

在当下工作模块中, 为了满足技术需要, 进行井场附近的控制点的分析是必要的, 这需要进行RTK参考站的建设, 进行流动站的建设, 进行控制点的测出。为了更好的进行误差的控制, 每一个RTK成果都需要进行不同数量的测量平均值的分析, 进行不同测量的结果的分析。通过对RTK测量模块的应用, 更有利于提升井场控制点的坐标效益, 更有利于进行高程的控制, 也避免了传统的事后处理模块的应用。但是该环节的应用也存在缺点。该模块的运作需要多人操作, 才能更好的满足当下井场工作的需要。《石油物探测量规范》 (7.6.2 a﹚之规定:流动站距参考站的距离一般不超过20 km;我们使用Trimble 5700 GPS-RTK进行测量, GPS控制点必须在井位20 km范围以内。由于井位大多在荒原, 地表起伏大, 周围控制点稀少且不易找到, 20 km以内难以接收到数据链信号, 还需架设中继站, 所以此方法仅适用于地形平缓、开阔的地域。

2在当下工作模块中, 进行GPS静态测量方法的应用是必要的, 这需要进行观测的同步模块的优化, 进行井场控制点的引入, 避免单纯化的数据连接输入问题, 从而实现井位及其控制点的距离控制。所以这种方法成为我们测井应用的主要方法。我们在井场测量两个距离在30 m左右的点, 作为井位测量的控制点。通过对几口井测量试验及结果比对, 认为该方法省时省力精度可靠。

3在常规测量模块中, 进行控制点的井场布设是必要的, 从而进行钻井平台体系的健全, 保证井口坐标及其高程的控制, 进行不同控制点的设站, 保证井口的水平角、立角、距离等的控制, 进行井口的坐标及其高程的优化, 保证平均值的应用, 保证其大门方位的方向标识的应用, 保证相关工作模块的优化。所以我们只要测出钻井平台的大门所处的平台边沿的方位 (即大门左右角进行测量) , 就可以计算出大门方位。我们用同样的测量方法, 测出大门左右角的坐标, 取平均坐标值反算其方位, 加90度后即可得到大门方位, 这种测量方法多了一个检核条件, 从而保证了测量精度。

二、作业模块的优化

1在井位测量过程中, 为了有效解决麻烦, 进行GPS静态模块及其测量模块的应用是必要的, 从而进行控制点的破坏问题的控制, 进行更合适的控制点的优化。保证井位地域跨度的控制, 这需要引起相关外业操作人员的重视, 保证业内数据的处理, 进行相关资料的提供, 保证周期的控制。这就需要进行井位测量工作效率的优化, 进行作业成本的控制, 保证大规模的试验方案的控制, 进行生产实际的结合, 保证试验数据的分批次处理, 保证结果的对比及其控制, 保证作业方法的可行性的分析及其论证。在公司办公大楼楼顶相对开阔、稳定的地方建立一个基准点, 并安装了强制对中器。利用长垣周围高等级的控制点, 布设GPS控制网, 解算出该点的三维坐标, 作为井位测量的固定基准站。对新基站进行了可靠性检验, 主要检验距离对点位的影响, 并得出不同距离对接收时段的要求, 依据SY/T5171-2003《石油物探测量规范》及试验对比, 我们确定了GPS静态测量时段长度要求。

2在当下工作模块中, 进行基站测量模块的优化是必要的, 这需要进行架设环节、看护环节等的协调, 更好的进行井位测量调度模块的优化, 保证野外测量数据的优化, 进行相关业内处理模块的优化。这需要一两个人进行配合, 保证作业效率的提升, 进行成本的节约及其控制。更好的满足当下工作的需要。GPS静态测量采用TGO软件进行基线解算及平差, 得到井场的两个控制点成果, 为了便于计算, 我们编写了井位测量计算软件。通过该软件, 可计算出该井的大门方位, 井口的三度带、六度带平面坐标及大地坐标, 井口的地面高程、补心高程。经检核无误后, 向甲方提交成果。

3在当下工作模块中, 精密单点定位模式也是比较常见的, 该模式需要进行全球IGS跟踪站数据的应用, 进行精密卫星轨道参数的计算, 进行卫星钟差的分析, 利用单台接收机及其观测仪器进行非差定位处理模块的控制, 提升定位技术的效益。它作为一项成熟的技术已经在很多地区和部门应用, 与传统的GPS其它作业方式相比具有许多优势, 单机作业无需与其它组配合或者架设基准站, 作业方便, 数据处理简单, 使用范围广等优点, 可以大大地提高测量作业的效率。

为了满足当下工作的需要, 进行传统的单点定位技术的优化是必要的, 这需要进行精度的提升, 保证石油物探行业的稳定运行, 这也需要进行试验结果的优化, 保证物探测量效益的提升, 保证测井工作中的可行性的分析。我们使用上述井位测量方法对部分老井场进行复测, 通过测量成果对比, 完全满足井位测量的要求, 并获得了甲方的认可。这种测量方法不但保证了井位测量的精度, 而且提高了井位测量的作业效率。

结语

在当下井位测量模块中, 进行相关检测模块复测模块的优化是必要的, 从而更有效进行井位测量作业效率的提升。

参考文献

[1]徐绍铨, 张华海, 杨志强, 等.GPS测量原理及应用[M].武汉:武汉大学出版社, 2004:125-143.

[2]胡新玲, 肖松尼.鄂尔多斯盆地GPS井位测量控制网的建立和评估[J].石河子大学学报 (自然科学版) , 2007 (03) .