油田注水系统控制

油田注水系统控制（共8篇）

油田注水系统控制 篇1

石油与我们的生活息息相关, 在国民经济建设中发挥着重要的作用, 但是, 油田投入开采后, 随着开采时间的增长, 地下油层本身能量将不断被消耗, 因此, 充分发挥己建和再建生产能力, 进一步控制并降低注水损耗, 己成为今后油田生产建设中的重要任务。因而, 深入开展油田注水系统结构优化分析, 优化注水工艺, 对油田注水系统及注水机组进行节能改造和优化控制来达到节约电能、降低注水机组单耗、降低生产成本, 便成为油田节能工作重要的研究课题。

目前, 变频调速是最理想的高效调速节电节能技术。变频调速装置用于交流异步电机的调速, 其性能胜过其他任何一种交流调速方式 (如降压调速, 变极调速, 滑差调速, 交流串级调速等) , 且结构简单, 稳定可靠, 调速范围广, 节能显著, 已成为交流电机调速的最新潮流。

1 控制系统设计思路和要求

在注水站控制室设计一套可编程控制系统通过变频器组成恒压注水系统, 实现对注水压力的自动控制。为了实现上述目标, 变频器根据压力信号达到调节管网的目的, 并且在PLC控制下由变频器依次起动注水泵。在控制系统中注水站压力是系统所需检测和控制的最主要参数, 在恒压注水系统中, 在泵的出口管线上安装一只高可靠性压力变送器, 将实测的压力信号与系统的配注压力相比, 并将其差值送往过程参数调节器即PID控制器进行比例和积分运算, 最后将输出的结果送给PLC。PLC根据接收的PID整定信号, 在满足系统压力的情况下, 系统及时自动调整高压变频器的输出频率, 从而控制变频泵的转速, 泵转速的变化可引起相应的排量变化, 通过频率的变化以达到期望的排量值。

系统的工艺要求为:1) 供水压力要求恒定, 波动一定要小, 尤其在换泵时。2) 三台泵根据压力的设定, 采用先开先停的原则。3) 为了防止一台泵长时间运行, 需设定运行时间。当时间到时, 自动切换下一台泵, 以防止泵长时间不用而锈死。4) 要有完善的保护和报警功能, 并有手动功能。缺相保护缺相时, 三相异步电动机中三相电流很不均匀, 一相电流为零, 另外两相偏大, 严重时会烧坏电动机绕组, 应防止此类情况发生。应在电动机中性点和中线之间接一中间继电器, 当正常时KA中无电流流过。当电路中缺相时, KA通电, 利用其常开触点闭合进行声光报警, 常闭触点断开切断控制电路, 进行缺相保护。

2 系统的工作原理

在油田注水系统中, 注水压力 (指注水井口压力) 的高低, 是决定油田合理开发和地面管线及设备的重要参数。由于变频器具有恒转矩的调速特性。为此, 采用变频调速技术设计以注水压力为被控参数的恒压注水自动控制系统, 可以实现系统闭环控制。从而达到油田注恒压注水的目的。

3 选用型号及性能参数

在本文中, 选用的是西门子的MICROMASTER430系列变频调速器。变频器提供缺水和断带检测功能无需传感器可以通过设定转矩变化范围来对转矩进行监控, 可以识别水泵是否因缺水空转和传动部分的机械故障, 从而对水泵进行全面保护。该变频调速器是用于控制三相交流电动机速度的变频器系列。本系列有多种型号, 额定功率范围从7.5kW到250kW, 可供用户选用。

油田注水系统中使用的压力变送器应适用于石油工业过程压力和液位的测量和控制, 而且可以满足最大测量值是20MPa的要求。麦克传感器有限公司生产的MPM482型压力变送器就可满足此要求, 采用24V直流供电, 可在20-40V DC范围内可靠工作, 输出信号为标准的4-20mA, 其测量范围最大可达40MPa。更重要的一点是, 该型号的产品具有良好的防爆性能, 这对安全生产有了一定保障。

注水泵组电机一般为大型异步电动机其自身的能量损耗可以用电动机效率特性曲线来描述, 本文所采用的注水机组的电机型号为YK2250-2/1180型, 由厂家提供的效率特性曲线量化参数如表3-3所示。当电机进行变频运行时其效率特性还与电源频率有关, 其特性更为复杂。

4 控制系统的PLC设计

4.1 PLC设备选型

本文选用的PLC为西门子S7-200, 所选CPU型号为CPU226, 可用于较高要求的控制系统, 具有更多的输入/输出点, 更强的模块扩展能力, 更快的运行速度和功能更强的内部集成特殊功能, 可完成适应于一些复杂的中小型控制系统。

本系统所选变频器型号为西门子的MICROMASTER 430系列6SE6430-2UD27-5CA07.5KW的变频器, 利用变频器的两个可编程继电器输出端口RO1和RO2进行功能设定。

5 结束语

油田注水是石油开采中的一个重要环节, 提高油田注水系统的效率、降低生产能耗具有重大的实际价值。本课题将传统的开环注水控制方式改造成闭环调节方式, 调节器采用新型积分分离PID控制算法, 实现了对注水压力的精确控制。采用了先进的变频调速方式, 大大降低了电机能耗。另外所有水泵电机起动由变频器来控制, 避免了起动大电流给水泵电机带来的危害, 延长了电机使用寿命。所以说基于S7-200的变频调速恒压供水系统可靠性高, 经济性强。

参考文献

[1]周文革, 喻卫革等.实现注水系统节能的新方法.西南石油学院学报, 2004 (11) .

[2]李华德.交流调速控制系统.北京:电子工业出版社, 2002.

[3]贾德胜.PLC应用开发实用子程序.北京:人民邮电出版社, 2006.

油田注水系统控制 篇2

各位领导好，我是**工区**联合站的实习生**。我*年*月*号正式分配到***，一年多以来一直在水站实习。现在向各位领导就我这一年以来的工作情况做一个汇报。

**联合站是咱们厂的标杆站，我在站里实习一年以来，技术方面和思想方面都受到了很大的触动。

从具体工作来讲，我们水站主要负责整个工区的污水处理、回注工作。我工区油块主要靠注水补充驱油能量，因此我们水站的工作在整个工区生产中起着很重要的作用。目前，水站设有注水岗和污水岗两个岗位。注水岗主要负责将污水回输给各小站，为各井提供注水动力。污水岗主要负责污水处理，保证回注水水质符合注水标准（含油≤10mg/l,悬浮物≤2mg/l）。我们站目前建有1000 方沉降罐（隔油罐）一具，700方调节罐一具，500方、700方注水罐（除油罐）各一具，700方清水罐一具，700方、1000方消防罐各一具；共有生产设备28台，其中喂水泵6台、高压柱塞泵10台、多功能污水过滤器2台、地下泵2台、收油泵2台、供水泵2台、清水消防泵2台、泡沫消防泵2台。一般日常运转喂水泵2-3台，柱塞泵6-7台，多功能过滤器1台，供水泵1台，其它设备视具体情况启停。工作一年来，通过积极学习，认真请教，我已经能够熟练顶岗，面对一些突发状况，也能做到正确应对。我对高压柱塞泵、离心泵、多功能过滤器的操作规程已经能够熟练掌握，能够独立完成污水水质化验，对收油流程、隔油罐、调节罐、注水罐、清水罐的清罐流程，消防罐的加水流程都有了深入了解，能够配合大班师傅完成以上工作。

回顾一年来的实习经历，我认为自己最大的收获就是学会了以更加审慎的态度对待工作。我们站的老师傅经常讲一句话：“上班时间越长，胆子越小”，这句话我深以为然。我从刚上班时的愗愗懂懂，到开始顶岗时的“不过就是这样”，再到现在的“原来我不知道的还有这么多啊！”,我觉得自己一直在接触新的知识，每当自己以为已经了解、清楚某件事的时候，很快就会发现后面还有更多不懂、需要懂的事，我一直在适应、在学习，而且我深切的体会到我还会继续学习下去。熟悉自己的岗位后，我一直在思考怎样把工作做得更好。事实上，我觉得要提高水站的工作，其实主要就是针对两个部分做工作：一是提高注水效率，一是提高注水水质。提高注水效率，途径很多。例如提高注水泵泵效，增加泵的实际排液能力，节省启泵台数，达到节能降耗的目的。以2012年第一季度的生产数据，核算目前我站注水泵机械效率为：，较柱塞泵机械效率常规值80%-86%低个百分点，容积效率为%，与设计容积效率相比低个百分点。这说明我站柱塞泵设备老化严重，应积极尝试改进泵效的方法.以上是我在工作中发现的一些问题和建议，我的实习总结就是这些，回顾一

油田注水系统控制 篇3

油田的污水是从各个生产环节对于原油进行的比较简单的三相即油、水、气进行分离之后直接产生的。如果将这种油田的污水, 不经过处理直接的排放到地面上, 这就会造成比较严重的环境污染, 如果直接将污水回注到地层, 既容易腐蚀用来进行回注的机器设备, 同时也是很容易对于油层和地下水造成比较大的污染和破坏的。为了妥善的处理好污水问题, 其工作流程如下:

1. 加入适当比例的破乳剂

由于污水中是含有少量的原油的, 所以如果单单是通过物理的方法进行处理, 是很难达到彻底将油除净。因此, 这就需要在提升泵的入口的地方, 加入合适比例的破乳剂, 一次来将原油从水细胞中分离出来, 然后再通过油水的分离, 就可以很好的将污水中的原油除净。

2. 酸性污水进行中和

有些地区的油田所产生的污水是属于比较偏酸性的污水, 这样的污水由于是属于酸性的, 就会容易对管道的设备产生严重的腐蚀作用, 从而对设备进行一定的破坏, 所以这就要求在进行污水处理时, 在反应罐中加入复合碱从而提高PH值。

3. 对于固体杂质颗粒的处理

监测水质是否符合标准, 主要是通过监测污水中的固体杂质颗粒是否达标, 这些杂质颗粒是污水呈现混浊状态的最主要原因, 它们一般是漂浮在水中的, 一般通过在反应罐中添加进入絮凝剂, 就可以使这些杂质结成絮状物, 从而沉淀下来, 这样就可以使得水质得到比较大的改善。

4. 平衡盐分比例

通常我们为了使得水中的各种盐分比例得到平衡, 从而进一步来改善产出时的水质, 这就需要投入一定量的离子调整剂。

从以上几个流程可以看出, 为了包管投入药剂的效果, 必须要保证在反应罐的进口, 来水量的不变性, 在反应罐前要增添污水的调储罐, 同时还要在反应罐进口添加污水的提升泵, 同时由体系来发生一系列连锁的调控, 来调理储罐的液位以及提升泵的排量, 从而来确保流量的不变。

二、油田联合站注水体系的构造及优化

1. 注水体系的构造

油田的注水体系是一个范围比较复杂, 布局也比较复杂的非线性的体系, 注水体系实际上是一个相对大型的水力学的网络系统, 在注水体系中, 注水站可以称为“源”, 而注水井或者是配水间, 则可以称之为“阱”。

2. 需要优化的问题

油田站的注水体系的优化, 是指在某一条件下, 选择一定的表征的优化生产过程的质量的方针函数, 尔后确定的一个或者一组过程的最优值, 使得方针函数达到极大值或者极小值。在进行油田注水体系的过程中, 必须要管理好两个优化的地方。这两个地方分别是使得配注的偏差到达最小, 另外则是使得注水能耗达到最小。这两个问题是有关联的, 但是两者的侧重点不同, 一个是侧重在于减小误差, 从而来保证能够准确无误的实施注水, 进而为了提高采油的速度和效率;另一个则是侧重于节能, 但是也不能因此使得误差过大。

三、注水体系优化的方法:注水系统分解

对于一个比较复杂和庞大的注水系统, 从理论上可以引进“分解”和“协调”的这两种优化的原则, 从小的部分入手, 解决大的注水控制的优化问题。

注水的体系的分化可以根据“压力谷”分化成为子系统, 每一个“压力谷”都构成了一个子系统。注水站供给了压力源, 通过管网的消耗从而流到配水间, 从注水站到配水间的压力就能够慢慢的降低。从压力的总体散布来看, 形成了各个注水站的压力的高峰值, 依照这种山谷形, 因此将山谷形压力散布成为“压力谷”。

利用分解的理论和“压力谷”的概念, 我们可以将注水站从注水的系统中分离出来, 从而组成注水的子系统。

四、油田联合站注水体系计划

1. 系统组成

注水体系的中间控制系统是由控制主机、工控机、PLC、高压变频器、企业网、无线网等根本的部分组成的。

2. 系统方案设计

注水系统所需要控制的最主要的参数是注水站的压力, 在恒压的注水系统中, 在泵的出口处安装一个压力的变送器, 将实际的压力信号和系统的配注压力的差值, 送往变频器中的PID控制器进行一定比例的运算, 然后再将模拟量输出给变频器进行调频, 最后再输出给PLC。

(1) PLC选型

在这里选用的PLC是西门子的S7-200, 它的CPU以及各个组成都可以用在要求比较高的控制系统中, 它具有更多的输入 (输出) 点, 更加强大的模块的扩展能力, 同时还具有更快的运行速度以及更加强劲的内部集成功能, 能够比较好的适用于一些比较复杂的中小型的控制系统中去。

(2) 变频器选型

在这里我们选用的是西门子的MICROMASTER430系列6SE6430-2UD27-5CA0 7.5KW至250KW。它能够按照设计的要求, 同时还可以适用内部功能互联技术, 具有比较高的可靠性以及灵活性。进行节制的软件可以实现多泵切换、节能运行方法等功能。

(3) 压力变送器选型

在油田联合站注水系统中使用的压力的变送器为MPM48型LCD数字显示压力变送器, 它的性能比较稳定, 同时也比较可靠, 是十分适合石油工业过程中的压力和液体的测量和控制的。

总结

在石油开采的过程中, 产生的工业的污水, 如果没有经过处理或者只是经过比较简单的一些处理环节, 就将它们排放到工业现场的话, 对环境造成的破坏是很大的, 同时这也就造成了资源浪费。根据本文所提到的对于污水处理的流程, 我们应该在对于污水处理时提高注意, 这样我们就可以在保护我们的环境的同时, 还可以节约能源, 不使得能源浪费, 从而来实现可持续发展。

油田的注水开发, 是我国在陆上进行油田开发的一种重要方式, 但是由于注水系统的耗能比较大, 通过本文介绍了油田联合站的注水系统的结构以及优化, 同时也提出了一定的关于油田联合站注水系统的设计方案, 在一定程度上能够更加合理的进行开采, 同时也能减少能源的消耗。相信我国的石油工业可以在不断进步的技术中, 实现更加科学全面的健康发展。

摘要：在石油开采的过程中, 产生的工业的污水, 如果没有经过处理或者只是经过比较简单的一些处理环节, 就将它们排放到工业现场的话, 对环境造成的破坏是很大的, 同时这也就造成了资源浪费。油田的注水开发, 是我国在陆上进行油田开发的一种主要方法, 可是因为注水体系的耗能比较大, 因此对于油田注水体系仍是需要进行控制和完善设计的。本文将主要讲述对于油田的污水处理以及对于注水系统的控制和设计。

关键词：油田,联合站,污水处理,注水控制,系统设计

参考文献

[1]高建民.油田联合站污水处理及注水控制系统设计[D].长江大学, 2012.

[2]张程, 翁惠辉, 汤国强.油田联合站污水处理自动控制系统设计[J].石油化工自动化, 2007, 01:31-33.

油田注水系统能耗监测分析 篇4

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

油田注水系统效率提升探讨 篇5

1中原油田注水系统效率提升实例分析

我国的中原油田在经历了高速上升阶段以后, 其综合含水率达到了百分之八十, 油田开发也由原有的主力油层开始向中低渗、低渗油层进行转移。中原油田注水压力提高、注水系统耗电以及注水成本增高所带来的问题越来越突出。从中原油田的实际情况来看, 该油田属于复杂断块油田, 储层非均质严重, 具有注水井压力差异大的特点。加之在该油田的开发初期所应用的滚动方式, 导致油田的一些注水设备选型和管网布局存在着不合理的情况, 使得设备的利用率低、局部注水管网负荷重等问题的存在, 进而注水系统效率低。

中原油田根据自身注水系统效率低的实际情况, 确定了提高电机效率、提高注水泵运行效率以及提高注水管网效率的措施。在提高电机效率方面, 中原油田采取的是优选节能型高效的全封闭式水冷电机的方式, 将电机的功率和负荷进行合理匹配, 进而确定电动机的合理功率。在提高注水泵运行效率方面, 中原油田从导致问题的原因出发, 确定了与生产厂家及有关科研部门合作开发新型泵的放肆增加泵的品种, 同时对低效泵进行技术改造或者淘汰低效泵, 通过应用离心注水泵的运行和管网状态的合理匹配, 来提升泵在工作效率等措施。从中原油田提高注水管网效率的层面来看, 以注水需要为基础确定如何进行注水泵的选择, 通过注水泵和管网运行特性的合理相匹配来进行节流控制。除此以外, 中原油田对自身现有的注水管网进行调整优化, 调整局部注水井和注水站之间的隶属关系, 进而实现负荷能够均匀, 减少配水控制点。对于油田区块中存在的个别高压注水井通过局部增压注水方式的应用来达到优化的效果, 同时还对油田的注水管网与注水井应定期进行清洗, 通过清洗来降低管网在阻力所存在的损失。通过这些提高油田注水系统效率的措施的应用, 中原油田的注水系统效率得到了大幅度的提升, 其优化后的注水系统具有投资少、节能显著且易实施的优点, 对其他油田注水系统效率的提升也有一定借鉴意义。

2双河油田注水系统效率提升实例分析

双河油田进入高含水的开发后期后, 其注水规模呈扩大的发展趋势, 注水的耗电量也越来越高。从影响双河油田注水系统效率的因素来看, 包括电机效率、注水泵效率以及注水管网效率。因而在确定双河油田注水系统效率的途径中针对这三个要素进行确定。具体内容包括通过离心式注水泵拆级改造技术、离心泵车削叶轮改造技术、注水泵型匹配组合技术、更换高效泵以及注水泵变频调速技术的应用, 在应用过程中针对油田的实际情况进行合理的确定。除此以外, 还通过将注水设备的注水能力和实际注入量的协调配合, 来降低注水泵出口节流, 促使注水回流量的减少的方式提高注水管网的效率;通过分压注水工艺的应用, 确保高压与低压的合理配置, 起到配水间节流的减小;通过经济流速的优化来提高注水管网的效率;同时对不同压力等级的注水井井网的合理调整, 来实现进的注水压力和注水系统压力之间的合理匹配。

双河油田通过以上措施的推广, 取得了较好的节能效果的同时, 也提高了该油田的注水系统效率, 注水泵效率与地面管网效率成提高的发展趋势。

3华北油田注水系统效率提升实例分析

2010年华北油田从自身的实际情况出发, 在提高注水系统效率的管理目标的要求下, 将全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制“三全”管理的内涵运用到油田的精细注水管理中。通过开泵组合与注水管网的调整优化, 将别古庄油田古一注、古二注高压离心泵更换为柱塞泵, 实现了注水系统效率的提升。华北油田针对琥一站、泉44站以及中岔口站注水系统截流损耗严重, 管网效率低, 通过研究确定了符合该特点的注水系统效率模型, 确定了一站一策改造方案。调整优化以后, 年可节电900万千瓦小时, 注水系统效率由43%提高至62%。

综上说述, 油田在提高注水系统效率中, 应从自身的实际情况出发, 结合已有的注水系统效率理论与技术, 确定出成本低、节能性强且易实施的方案。方案在具体的实施过程中影根据油田的情况不断的调整, 进而促进注释系统效率的不断提升。

摘要：油田保持底层压力时经常应用到注水系统。以中原油田、双河油田以及华北油田为例, 对油田注水系统效率的提升进行探讨。其对我国油田注水系统效率的提升有一定的理论与实践方面的借鉴意义。

关键词：油田,注水系统,效率提升

参考文献

[1]陈领君.提高油田注水系统效率理论与技术研究[D].中国石油大学, 2010, (4) .

[2]杜宁波, 李俊成, 朱名昭.提高靖安油田注水系统效率技术研究与应用[J].石油化工应用, 2010, (7) :39-42.

油田注水系统改造工程优化设计 篇6

某厂油田东区、西区、中区各自建有地面注水系统,三座联合站各自建有注水站及站外注水管网,三座注水站之间建有联络干线以平衡各站之间压力和水量。均以净化污水作为注水水源,不足部分补充清水。

随着油田的开发发展,预测全厂最大日注水量将不断增加,东区、西区注水能力严重不足,而中区注水能力较为富余。站外部分注水管网注水能力不足。

一、设计难点

结合总体规划及某厂油田注水系统现状,在注水系统改造工程中,中区注水站及站外管网能力富余较大,无需改造,而东区及西区改造存在诸多难点。

1. 东区

东区联合站注水站建有注水罐2座,建有注水泵房1座,内安装注水泵3台及增压泵3台,清水过滤间内建有注水泵1台。东区联合站注水站已经满负荷运行。随着注水量的增加,东区注水站能力严重不足,注水罐罐容及清水能力亦将不足,需要扩建。经实地考察,站内已建设施布局紧凑,空间狭窄,扩建余地小,征地困难。工程的改造建设既要满足扩建规模的需求,又要满足各建构筑物之间的安全距离以及设备日常维护管理操作空间。这些都给注水站的扩建带来了困难。东区站外注水管网为枝状管网,建有注水干线4条。1#干线管径φ219x11,注水半径3.8公里,管网末端压力6.5MPa;2#干线管径φ159x8,注水半径3.1公里,管网末端压力7.0 MPa;3#干线管径φ219x11,注水半径4.6公里,管网末端压力6.0 MPa;4#干线首段为φ273x14,后段为φ219x11并设有φ159x8复线,注水半径8.9公里,管网末端压力5.7 MPa。东区注水管网注水负荷大、注水半径大,投产年限长,管线腐蚀严重,经常漏失,管网压力损失较大,末端管线注水压力低,部分注水井欠注或注不进,其中最为严重的为东4#注水干线,注水能力严重不足。东4#注水干线,全长8.9公里。随着开发需求,注水管线能力明显不足。东2#、东3#注水干线也都存在管线负荷增大,管网压力损失增加,局部管线能力不足的问题,需要扩充其能力。另外东区部分注水管网穿越城区、耕地、道路,或被民房占压。这些都给注水管网的调改带来了困难。

2. 西区

西区联合站注水站建有注水罐2座,建有注水泵房1座,内安装注水泵5台。根据开发预测,西区联合站注水站注水能力不足。经实地考察,西区注水站与污水站合建,地下管线密布、错综复杂,调改困难,而地上建筑设施布局紧凑、空间狭小,已经没有扩建余地。

二、优化设计

在某厂油田注水系统改造工程设计中,针对东区及西区改造存在的诸多难点,经过研究对注水系统改造总体布局和工艺设计进行了优化设计。

1. 优化总体布局

针对东区注水能力不足,站外管网压力损失大,东4#注水干线负荷过大、注水半径过长,以及西区注水能力不足这几个主要难题,经过研究和优化,确定了合理的注水系统改造总体布局方案。即:扩建改造东区联合站注水站,东4#注水干线区块新建注水小站、西区注水能力不足依靠联络干线进行补给,站外管网扩充调整负荷过大的注水支、干线,以减小管线压力损失。

(1)东区注水站扩建改造:为满足未来东区注水量增加需求,对东区注水站进行扩建改造,并改造高压注水阀组,降低注水干线出站压力损失。(2)东4#注水干线区块新建注水站:东4#注水干线区块距离联合站5公里左右,注水半径较大。根据开发需求,该区块主体开发方式为热水驱油方式。为满足未来该区块热水驱注水量增加要求,解决该区块注水半径过大的问题,同时减小东4#注水干线负荷,降低东4#注水干线压力损失,在该区块新建注水站1座,站外新建注水管网。(3)西区注水能力补给:受西区注水站场地制约,西区注水站扩建非常困难。而中区注水站在满足自身注水需求前提下,富余能力较大,可以通过中区至西区之间联络干线为西区进行补给,以满足未来西区注水量增加需求。既解决了西区注水能力不足的问题,又避免了西区注水站扩建,减少工程量,节省投资。

2. 优化工艺设计

(1)优化东区注水站扩建改造

在东区联合站注水站内新建注水泵房、注水泵、注水罐及水源井,提高注水能力,以适应未来东区开发需求。新建高压注水阀组,改造注水泵进出水汇管,提高东区注水能力,降低注水干线出站压力损失。

设计中对站内平面布局进行了优化:合理利用东区注水站内有限空间,利旧已建厂房和配套设施,节省占地。将已建500 m3清水罐和200 m3回收水罐拆除并在北侧另建,将已建高压阀组间及仪表值班室拆除,在该位置新建注水泵房1座,泵房内新建注水泵2台,并将清水过滤间内已建1台注水泵移至新建注水泵房内(最终开5台注水泵,备用1台注水泵),新建稀油站1座,新建冷却水泵2台。将已建3台增压泵拆除,将该泵房改建成仪表值班室,并新建DN250高压注水阀组。拆除已建稀油站冷却水泵房,在该处新建高压配电室1座。在已建污水泵房西侧空地新建2000 m3注水罐1座。站外新建水源井1口(水量50 m3/h)。

通过以上优化设计,东区联合站注水站扩建后,平面布局紧凑合理,减少占地,节省投资,既满足生产需求,又满足各建构筑物之间的安全距离以及日常维护管理空间。

(2)优化东4#注水干线区块新建注水站

在东4#注水干线区块新建注热水站1座,由于东区联合站净化污水温度为28℃,为节约热能,将东区联合站净化污水作为注水水源。站外新建注热水管网。

结合该区块注水井分布状况、油藏开发所需要的注入参数,设计从降低热损失,优化工艺设备出发,进行了地面工艺技术研究,对注热水系统布局、注水管网保温技术、注热水站工艺流程及加热技术,以及其它配套技术方面进行了优化设计。

该区块热水驱地面工艺优化设计,简化工艺流程,创新加热方式,完善辅助配套技术,降低热量损失,减小运行费用、节约投资,为热水驱地面工程配套提供了经验。

(3)站外管网优化改造

经过现场实地调研,东区注水管网存在负荷大、损失大、局部管网结构不合理、管线腐蚀严重、经常漏失、部分干线支干线能力不足等诸多问题。设计对注水管网进行优化改造,调整布局,通过管线管径及压力损失计算,对问题最突出的4处注水管网敷设复线扩充能力,减轻负荷,降低其压力损失;对腐蚀严重的管线进行更换,对局部管网结构不合理进行了调整。

①东2#注水干线出站至8队18-00注水阀池段φ159x8干线1.5Km,水量超过4700 m3/d,沿程水力损失1.7MPa,本次工程在该段敷设φ219x11复线1.5Km;

②东4#注水干线18#间至10#间φ159x8注水干线1.5Km,水量超过2400m3/d,本次工程在该段敷设φ159x8复线1.5Km,扩充其能力,保证东11队14个水间正常注水;

③3#注水干线老21队附近φ159x8支干线400m能力不足,本次工程将该段支干线向西侧干线延伸并衔接,扩充其能力;

④3#注水干线所辖10队5#间、12#间φ127支干线水量超过1000 m3/d,末端注水压力较低,本次工程在3#注水干线末端新建φ114x6支干线1.0公里至12#间,减轻10队支干线负荷,降低其压力损失。

通过以上优化设计,东区注水管网能力提高了,管线压力损失降低了,满足未来生产需求。由于在设计中,对管线布局、管径及压力损失进行了合理的计算,管网改造降低了工程投资。

结束语

某厂油田注水系统改造工程设计优化了总体布局及工艺设计,合理利用有限空间,节省占地,管网调改经济合理,降低了工程投资。改造后,注水系统能力得到了有效提升,站外管网的能力提高了、压力损失降低了,能够适应未来开发需求,为油田建设做出了贡献。

摘要：随着吉林油田的开发发展,某厂最大日注水量将不断增加,其注水系统能力严重不足,需要扩建改造。本文通过对注水系统改造工程的研究,优化了注水系统总体布局及工艺设计,解决了已建注水站扩建改造困难及站外注水管网注水半径大、压力损失严重等难题,为油田地面工程配套技术提供了经验。

关键词：注水,总体布局,工艺设计,站外管网

参考文献

[1]殷桂琴;张公社;刘志军;许涛;李星;;树枝状注水管网布局优化设计方法研究[J];断块油气田;2006年05期

[2]檀松涛;;提高油田注水系统效率的方法研究[J];中国石油和化工标准与质量;2012年02期

[3]张磊;;胜利油田地面注水系统工程现状及注水技术浅析[J];内蒙古石油化工;2011年01期

[4]雷杨;李自力;刘静;项玉婷;何英明;侯蕾;;注水管网拓扑布局优化面临的问题及发展趋势[J];石油矿场机械;2011年03期

油田注水系统降低能耗对策研究 篇7

关键词：油田注水,单耗,标耗,注水效率,能耗,对策

1 注水系统概况

1.1 污水处理现状

联合站日接收污水约4200 m3, 现共有两套污水处理装置, 单套污水处理量约2800 m3/d, 目前运行两套污水处理装置, 处理量4200 m3/d (图1) 。

联合站注水系统有离心式注水泵5台, 功率1250 k W, 扬程为2160 m, 其中1台排量100 m3/h, 另外4台排量120 m3/h。单台注水泵供水能力2400~2750 m3/d。目前联合站两台注水泵工频运行, 出口压力为23 MPa, 单台注水泵实际注水量约1900 m3/d。

1.2 注水现状

注水系统有两条注水干线, 实际运行压力18.5 MPa。1#干线负责7口注水井和3口污水回灌井, 注水和回灌量约2300 m3/d, 2#干线负责3口注水井和2口污水回灌井, 注水和回灌量约1500 m3/d。地质注水井配注量1000 m3/d, 实际注水约800 m3/d, 污水回灌井合计回灌量约3000 m3/d。

部分注水井和回灌井参数见表1。

2 注水系统能耗计算

1) 注水泵输入、输出功率计算:

输入功率按以下公式计算:

式中:N1为单台注水泵输入功率, k W;W为注水泵用电量, k Wh;H为泵的运行时间, h。

输出功率按以下公式计算:

式中:N2为单台注水泵的输出功率, k W;P1为注水泵出口压力, MPa;P2为注水泵进口压力, MPa;G为注水泵的流量, m3/h。

注水泵机组平均效率[1]= (∑N2/∑N1) ×100%

2) 注水系统单耗和标耗计算:

平均井口油压=∑ (单井井口油压×单井注水量) /∑单井注水量

注水系统单耗[1]=注水系统总耗电量/总注水量

注水系统标耗[1]=注水系统单耗/平均井口油压

3) 注水系统效率计算:

注水系统效率[1]=[ (平均井口油压×∑单井注水量-注水泵进口平均压力×∑单个注水泵进口流量) / (3.6×∑单个注水泵电动机输入功率) ]×100%

3 注水系统高能耗原因分析

经计算, 注水系统平均注水泵效43.6%, 注水单耗14.84 kWh/m3, 注水标耗1.14 kWh/ (m3·MPa) , 注水系统效率23.07%。

分析注水系统高能耗原因如下:

1) 联合站注水泵额定功率1250 k W、额定排量120 m3/h, 工频运行。联合站日处理污水约4200 m3, 注水井日配注量1000 m3。因此, 如果启运1台注水泵则无法满足全部污水回注或回灌要求;如果启运2台注水泵则出现注水泵给水量不足, 需要频繁启停1台注水泵现象, 注水泵运行工况与现实要求不匹配。

2) 由于不同时期油田开发配注量的调整以及洗井等原因, 使油层注入压力和注入量处于变化中。为了适应注水量变化的需求, 一般通过人工调整注水泵运行数量和调节注水泵出口阀门开度来控制流量, 注水泵出口压力为23 MPa, 而干线压力为18.5 MPa, 因此注水泵机组在严重节流状态下运行, 使得注水泵运行偏离了高效区, 且阀门处于节流状态加快了阀门的冲蚀。根据注水系统单耗计算公式, 当注水泵的排出量减少, 而耗电量不变的情况下, 必然造成能耗的升高。

3) 注水井和回灌井共用注水管网, 井口注水压力差别大。油田开发初期产水量小, 没有污水回灌情况。随着油田开发程度的不断深入, 综合含水率上升, 产水量远大于注水需求, 为了保护环境需消耗多余的污水, 因而增加污水回灌井。由于塔中四油田地处偏远, 为降低成本, 将污水回灌管网直接串接在注水管网上, 使得注水井和回灌井共用一套注水管网。注水井井口注水压力高, 回灌井井口回灌压力低, 注水与回灌压差约8 MPa, 综合计算注水系统平均注水油压低。根据注水系统标耗和效率计算公式, 当注水系统井口平均油压降低时, 注水系统标耗升高、效率下降。

4 降低注水能耗对策

通过原因分析可知, 要降低注水系统能耗, 主要应从以下三方面入手:注水泵要适应目前的运行工况;减少管泵压差;提高平均井口注水压力, 保证注水系统平稳运行。

4.1 注水泵变频改造

为了适应目前的运行工况, 改变启运2台注水泵工频运行不节能的局面, 考虑对注水泵进行变频改造。变频器是通过参数调节改变频率, 从而改变泵的转速来控制泵排量, 离心泵的转速改变带来的功率消耗是原转速情况下的立方比关系, 所以可以降低大量能量消耗。联合站5台注水泵, 选择其中2台泵实施变频改造, 根据注水量需求组合变频泵与工频泵启运数量, 可满足不同注水工况下的注水量要求, 降低了能耗。

4.2 更换小排量注水泵

目前油田注水量约4000 m3/d (170 m3/h) , 预测未来5~10年内不会有大的变化, 因此, 更换2台注水泵 (额定排量为60 m3/h) 可满足正常注水需求, 避免因阀门节流而增大注水泵管压差。

4.3 优化注水管网

塔中油田已建立了完整的注水井洗井水回收管网, 所有注水井、回灌井均有洗井流程将洗井水全部回收到联合站污水蒸发池。经过工艺流程改造, 利用洗井管网低压输水至污水回灌井井口, 再通过井口增压进行污水回灌, 实现注水和回灌分离, 同时满足注水井洗井需求。

塔中油田注水井井口平均油压17.2 MPa, 回灌井井口平均油压9.3 MPa, 整个注水系统平均井口注水压力12.03 MPa。因此, 如果将注水井与回灌井分开注水, 则注水系统平均井口压力将增大约5.17 MPa。根据能耗计算公式可计算得出注水标耗将降至0.86 k Wh/ (m3·MPa) , 注水系统效率将增加到30.12%。与目前现状相比, 注水能耗减少约24.56%, 注水系统效率增加约30.56%。

参考文献

油田注水系统控制 篇8

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。