注水体系（精选7篇）
注水体系 篇1
随着油田开采程度的不断加深, 老油田稳油控水及治理的难度和矛盾越来越大。一方面是老油田井间、层间、平面储量动用程度逐渐提高, 剩余油分布更加零散, 治理难度加大;另一方面是含水上升速度加快, 保持油田稳产所需的注水量、产液量以及调整工作量增大, 生产规模扩大与操作成本削减的矛盾日益突出。
1 多元化注水经济评价方法和评价指标
1.1 现金流量法主要是通过计算多元化注水
开发项目计算期内各年的现金收支 (现金流入和现金流出) , 及各项动态和静态评价指标, 进行项目盈利分析的方法。
注水项目的经济评价方法从总体思路上讲, 可以规范为现金流量的动态经济评价方法。但由于该项目的投入产出不同于一般类型的建设项目, 其经济评价方法也有所差别。注水项目通过改善水驱效果, 并利用油田原有资产和资源, 以增量调动存量, 用一定的新增投入取得一定的新增效益。其经济方法原则上可以归属于石油工业的“改扩建”项目, 根据“有无项目对比法”, 先计算“有多元注水项目”和“无多元注水项目”两种情况下的效益和费用, 再通过效益和费“有”“无”的差额 (即增量效益与增量费用) , 进一步计算增量的财务内部收益率、财务净现值、投资回收期、投资利润率、投资利税率等财务评价指标。
1.2 多元化注水经济评价评价指标
财务分析的主要评价指标包括内部收益率、财务净现值、投资回收期、总投资收益率、资本金净利润率、利息备付率、偿债备付率和资产负债率等[3]。
(1) 财务净现值 (NPV) 是在基准收益率或给定折现率下, 多元注水投资方案在项目评价期内各年净现金流量的现值之和, 是考察项目在评价期内盈利能力的动态评价指标。反映项目在经济寿命期内的获利能力, 如果项目净现值大于或等于零, 说明多元注水项目可行。
表达式如下:
式中:
RNPV——后评价净现值;
R C I——根据实际情况重新预测的项目的年现金流入;
RCO——根据实际情况重新预测的项目的的现金流出;
(RCI-RCO) t——第t年净现金流;
i0——行业基准折现率;
(2) 内部收益率 (IRR) 是指在整个评价期内, 各年的净现金流量累计等于零的折现率。它反映项目所占用资金的盈利率, 是反映项目盈利能力的评价指标。当内部收益率大于或等于基准收益率时, 多元注水投资方案可行。
表达式如下:
式中:
RIRR——后评价内部收益率。
(3) 项目投资回收期是指以项目净收益回收项目投资所需要的时间, 一般以年表示, 项目投资回收期越短, 则项目投资回收越快, 抗风险能力越强。
其表达式为:
式中:
pt——投资回收期
(CI-CO) t——第t年的净现金流量。
(4) 总投资收益率 (ROI) 系指项目运营期内年平均息税前利润与项目总投资的比率, 总投资收益率越高, 反映项目盈利能力越强。
2 经济效益评价
2.1 评价参数
经济评价参数主要包括投资类估算参数、销售收入估算参数、成本估算参数、税金估算参数及财务分析综合参数和基础参数。
(1) 投资估算参数包括建设投资估算、流动资金估算及建设利息计算的有关参数, 按照中国石油天然气集团公司颁布的有关指标、费用定额、取费标准等执行。
(2) 销售收入估算参数主要包括原油价格、副产品价格和天然气价格, 根据中国石油天然气集团公司定期发布数据确定。
(3) 成本估算参数包括折耗摊销年限、修理费率、人员费用、其他管理费用、营业费用等, 按照中国石油天然气集团公司颁布的有关规定计取。
(4) 税金估算参数包括增值税、城市维护建设税、教育附加、资源税、矿产资源补偿费、石油特别收益金、所得税等, 根据国家有关税法规定确定。
(5) 财务分析综合参数包括财务基准收益率和资本金比率, 按照中国石油天然气集团公司有关规定计取。
(6) 基础参数包括评价年限、利率、汇率等。
2.2 经济效益评价
根据多元注水开发方案的产量预测剖面和开发指标, 依据目前经济条件对未来若干年的产量、投资、成本和效益进行预测, 编制现金流量表, 计算财务内部收益率、净现值等经济评价指标。
3 应用
将多元注水评价方法与指标运用到项目的方案评价中, 实例证明该方法和指标体系具有较强的适用性。
××油田进入高含水、高采出程度的“双高期”后, 制约注水开发效果的四大矛盾 (平面、层内、层间、油品性质) 仍然突出, 油田开发形势开始恶化。通过对油藏分区、分层、分方式评价, 找出不同油藏影响开发效果的主要矛盾和同一油藏不同区块、不同层段面临的问题及潜力。
依据该区块的多元注水方案, 对该区块的经济效益进行经济效益评价。
该区块的新增投资28500万元, 其中新钻井投资18900万元, 地面投资9600万元。该区块的增油量56万吨, 项目期内累积营业收入156408万元 (油价按照60美元/桶) , 单位操作成本850元/吨。
经济评价结果:项目的财务财务净现值17133万元, 内部收益率20.94%, 投资回收期4.78年。
4 结论
通过对多元注水经济效益评价方法研究, 建立了多元注水经济效益评价体系, 能够满足多元注水经济效益评价的需要, 并在多元注水的实践中取得良好的应用效果, 为老区油田的注水的管理和建设反馈了信息, 增强了项目实施的经济可行性, 提高了投资项目管理水平, 为注水油田的投资决策提供了科学的依据, 提高注水油田经济评价的准确性。
降低注水泵注水单耗 篇2
1 影响单耗因素
注水单耗是单位时间所耗费的用电量除以相同时间注水泵所输出的水量。
公式:DH=W/V,
式中:DH--KW·h/m3;W--KW·h;V--m3。
公式表明, 注水单耗与注水泵所注入的水量和所消耗的电量有直接关系, 消耗同等电量所注入的水量与泵的效率有直接关系, 效率越高注水量越多, 单耗越少。
2 原因分析
结合现场实际情况, 针对影响注水单耗问题进行分析。
(1) 泵管压差波动。判断标准:及时调整0.5Mpa以下。某注水站在管网末端, 管网压力不平稳, 造成泵管压差波动大, 人为很难及时控制到泵最佳工况点, 造成注水泵负荷增大。
(2) 注水泵效低。判断标准:机组运行在合理工况区。现注水机组泵压高造成泵管压差大, 机组匹配不合理, 使泵效降低, 增加注水单耗。
(3) 机组老化。判断标准:机组正常运行。注水站多是老站, 设备磨损严重, 维修单位对机泵修保质量高
(4) 管阀渗漏。判断标准:漏失量在合理范围内大。在三保维修时建议直接更换机械密封装置, 降低泄漏量, 泵的效率比以往提高。
(5) 生产数据不准。判断标准:仪表准确定期校验。定期对计量仪表进行检查、校验, 保证资料数据准确。
(6) 制度管理。判断标准:定期检查维修保养。加大奖金考核力度, 值班人员能够按时检查和保养, 及时对数据进行分析。
(7) 管网压力高。判断标准:按规定要求进行注水。钻控关井管线压力升高, 机组向管网注不进水, 使泵出口排量减小, 耗电量增加。
根据原因分析, 最终确定以下三个因素为影响使用量主要原因:泵管压差波动大、注水泵效低、管网压力高。
3 对策实施
3.1 制定对策
根据上述分析, 结合生产实际, 制定出了具体的对策。
(1) 泵管压差波动大。对策:及时准确调节泵管压差;目标:合理控制泵管压差;措施:在某注水站安装智能阀门控制器, 降低泵管压差。
(2) 机组匹配不合理。对策:对注水泵叶轮进行涂膜、减级;目标:降低节流损失;措施:当泵管压差为单级叶轮压力的1.1-1.2倍时可减去1级。
(3) 管网压力高。对策:高、低压管网加装连通装置;目标:平衡管网压力;措施:注水站泵房内, 在高、低压出口管线之间加装连通管线并有阀门控制。
3.2 对策实施
实施一:安装智能阀门控制器。
(1) 实现对注水泵出口阀门的开闭度进行无级同步调速, 同时通过对注水泵输出流量、扬程、泵电机电流等参数的监测、计算、优化, 控制注水泵在高效区运行, 从而提高控制精度, 保证泵管压差小于0.5MPa, 杜绝了因调整不及时以及注水站操作人员人为减少阀门开度, 减少截流损失, 降低了注水单耗。
(2) 实施效果。该装置可连续自动控制泵出口泵管压差, 耐用可靠、精度高、抗高压差, 使注水泵出口的自动化程度提高。
实施二:注水泵叶轮进行减级、涂膜。
(1) 注水站在运行过程中, 不同时期不同阶段注水量和压力值都在发生变化。根据不同阶段的注入压力对注水泵及时调整, 使注水泵始终保持在最优工况下运行。注水泵是多级离心泵, 相当于多台单级泵串联工作, 小组建议对泵减去1级, 不影响泵的排量, 只改变泵的扬程, 同时将泵体、叶轮进行涂膜处理, 增强抗腐蚀能力, 减少节流损失, 从而提高注水泵的效率。
(2) 实施效果:16台注水泵已经有7台进行了减级、涂膜措施, 注水泵效增加, 单耗明显下降。
实施三:高、低压出口管线之间加装连通管线并有阀门控制。
(1) 注水井注水方案变动较大, 受注水井管井、洗井、钻控等因素影响不同时期不同阶段注水量和注水压力都发生变化, 泵的能力是一定的。在运行的过程中, 及时在全厂范围内调配注水压力与配注量, 目前已对三个注水站实施了高、低压运行系统连通改造, 根据生产需要可在不停泵的情况下进行调整, 还可以预防管网因停泵造成管阀冻裂现象发生。见图1, 图2。
(2) 实施效果。已经对3座注水站进行了改造, 节能效果显著, 年节约电量32.3×104KW·h。
4 效果分析
(1) 目标值。通过以上几项措施, 目前平均注水单耗为5.8 kw·h/m3, 达到比去年注水平均单耗降低单耗目标0.5kw·h/m3的目标值。
(2) 效益估算。经济效益:注水量×每立节约单耗量=5031527×0.5=252×104K W h, 取得经济效益14.36万余元, 减去投入设备费用1.2万元, 节约13.16万元。社会效益:降低了员工的劳动强度, 机组设备性能得到了整体提高。
5 结束语
加强泵管压差的检查和控制, 定期检测机组单耗运行状况。2010年, 注水队圆满完成了“降低注水泵注水单耗”的工作任务减少了减少耗电量, 有效实现了节约生产成本, 节能降耗的活动目标。
参考文献
注水体系 篇3
1. 注水管网现状
采油八队注水系统目前有桩106北注供水干线1条。注水干线16条。有单井管线79条:管径DN65mm单井管线10条,管线材质为玻璃钢。D76mm单井管线69条,管线材质为20#钢。
2. 注水井井下管柱现状
采油八队目前共有水井77口,其中笼统注水井50口,分层注水井27口。分层注水井中常规双管分注注水井17口,油套分注井1口,同心注水井5口,智能测调一体化4口。
二、注水系统存在问题与治理
在注水井生产过程中,由于地面设备、管网、井下管柱质量、地层、日常管理维护、水质等因素,影响了注水井的注水效果,甚至造成注水井的停产停注。
1.106北注水站高低压分注,节能降耗
(1)桩106北注低压系统供水。
2011年2月15日与桩106北注高压系统实施高低压分注,系统压力12.5Mpa,为804配、810配、811配、老163配、老168井台配等5座配水间供水,设计供水压力12.5Mpa,供水量2100m3/d,运行5ZB-20/43高压柱塞泵1台,5ZB-12/42高压柱塞泵1台,标准单耗0.331 kw.h/m3 Mpa。预测日注水用电8688kw.h。
(2)桩106北注高压系统供水。
系统压力为14.5Mpa,桩106北高压注水系统运行5ZB-20/43高压柱塞泵3台,5ZB-12/42高压柱塞泵1台,注水压力14.5Mpa,供水量5100m3/d,日注水用电24847kwh。注水单耗4.87kw.h/m3,标准单耗0.336kw.h/m3 Mpa。
桩106北注高低压系统分压运行后,在注水压力、供水量相等的情况下,比投产前日节电3630kwh,日节约成本0.21万元,年节约成本76.6万元。
2. 日常生产管理维护中存在问题
(1)洗井不通
原因:主要表现为洗井进、出口均无水量。
(2)洗井短路
原因:主要有三种:萝卜头密封圈刺漏,油管漏失,配水器腐蚀刺漏失效。
对策:作业检管更换密封圈、换管及配水器。
(3)洗井操作中存在问题
水井注水不正常时,我们首先采取的措施就是洗井,洗井后达不到预期的效果,要对影响水井洗井成功的主要原因进行简单分析。
三、下步工作建议及措施
通过对注水系统存在问题的原因分析,地面设备故障、管线及流程结垢、井下管柱堵、地层低渗出砂及日常管理不合理等是造成注水井不能正常生产的原因。为了提高注水井的有效率,保障注水井的健康生产,有以下几点下步工作建议及措施:
1. 设备管理方面
加强地面设备管理,对泵类存在问题及时整改处理。
2. 现场管理方面
(1)水井无反洗井流程井数较多,既造成许多不必要的洗井成本,又严重影响了系统的注水效率,下步建议对这些水井安装反洗井流程,并做好处理后的效果跟踪。
(2)分层注水中油套分注占10%,油套分注很容易对套管造成损害,影响以后水井的正常生产。因此,建议将两口油套分注水井上作业改成双管分注。
3. 水质监测方面
水质是注水系统中一个至关重要的节点,下步建议对注水水质加强监管力度,严格落实定期化验制度,取水样按照标准进行操作,及时对沿程水质不合格的点进行分析进而改善,保证注入水质量。
摘要：本文重点通过对桩106北注水站2014-2015年注水系统现状及问题解剖情况进行分析,查找出影响水井注水的原因,针对注水系统方面存在的问题,采取相应的解决办法,提高水井有效率。
注水体系 篇4
乌33井区26口注水井中, 直井3口、定向井23口。定向井倾角在1.21°~42.19°间。其中, 倾角20°~30°有3口, 30°~40°有15口。造斜点在520~978m间【1】。
由于受井斜的影响, 旋转扭矩很难传递到封隔器上, 不能正常换轨道坐封, 造成坐封困难和难以坐封, 限制了常规直井机械压缩式封隔器的应用;井斜的作用, 致使封隔器坐封时胶筒受力不均, 胶筒肩部应力集中, 导致胶筒密封性能下降, 分注管柱的寿命缩短。
因此, 定向注水井分注管柱应满足;封隔器居中、能承受交变载荷时的密封和提高密封有效期;分层水量调配测试仪器串的下放与上提可靠。
2 定向井分层注水工艺的研究
根据以上分析, 筛选出偏心配水分层注水工艺, 对封隔器进行扶正居中改进, 进行偏心配水器及相应测试工艺改进, 满足定向井分层注水需求。
2.1 封隔器的改进
为解决定向井中管柱严重偏向套管的一边、封隔器坐封时胶筒受力不均问题, 在封隔器主体结构上增加扶机构正以克服管柱正压力造成的密封性能下降。封隔器受力分析及计算[2]。
钢球扶正时的受力分析如下图:
1-中心管, 2-钢球, 3-套管, Nb-中心管钢球扶正锥体斜面对钢球的支反力, N-套管对钢球的支反力, F-活塞对钢球的综合总推力。
通过室内试验及力学计算, 对封隔器居中扶正结构的设计, 满足了其在定向井内的坐封要求。下井应用近3年, 基本未发生失封现象。
1-坐封头2-扶正钢球3-坐封活塞
2.2 配水器的改进
对偏心配水器进行减小各变径间的过渡倒角;提高相邻件的对正精度和减小其间隙;关键件如扶正体和主体之间增加定位结构;消除主体和支架间的间隙做到准确定位;降低投捞器及堵塞器所经过的各内孔的粗糙度, 以减小摩擦阻力;各内孔镀膜以减小摩擦阻力。 (如下图)
堵塞器主体φ22毫米台阶坐于工作筒主体φ20毫米偏孔上端面, 凸轮卡于偏孔φ25毫米扩孔段内, 堵塞器外侧出液槽上、下两组胶圈密封于主体偏孔出液口处, 注入水经滤罩、水嘴、堵塞器出液槽、工作筒偏孔出液槽进入油套环空间, 之后过套管射孔炮眼进入注水层段地层。
改进后的配水器适用于定向注水井分层水量的测试与调配, 投捞堵塞器能准确到位, 没有发生仪器掉卡事故。
2.3 调配测试工艺的改进
地面测控仪通过电缆指挥综合测调仪对井下可调式堵塞器的进行调配, 同时在地面测控仪显示调配流量等参数, 缩短了测调时间 (测调三层井一般仅用2-3小时) 。测控仪可选用调控器与电磁双流量计组合或调控器与超声波流量计组合。应用电缆直读测调工艺进行分层水量测试调配, 可减少测试工作量三分之二, 减少仪器下放频次, 减小仪器遇卡风险。
3 应用情况
运用改进后的偏心配水分层注水工艺在乌33井区实施定向注水井分层注水23口, 满足了乌33井区大斜度注水井分层注水要求, 分注率达100%;分层注水量达到地质配注要求。2009~2011年, 进行分层水量测试调配207井次, 合格率达83%;封隔器验封37井次, 失封率6%。仪器掉卡事故率为零。
1-扶正体2-导向体
结语
改进Y341封隔器, 增加钢球扶正机构, 使其达到了在大斜度定向井筒内居中扶正、均匀胀封、密封可靠的目的。
在偏心配水器主体上端新设计一插入扶正体的台阶, 使其主体与扶正体同轴度好, 保证了堵塞器投捞成功率。
定向井偏心配水分层注水工艺管柱结构简单, 满足了乌33井区大斜度注水井分层注水要求。
摘要：新疆油田公司乌尔禾油田乌33井区注水井为大斜度定向井, 井斜度在26～40°, 造斜点在520～978m间。常规直井上使用的机械压缩式封隔器, 在斜井中旋转扭矩很难传递到封隔器上, 造成坐封困难和难以坐封。将配水器导向体部分加以改进, 增大了配水器可操作空间。改进后的斜井分注工艺满足了定向注水井分层注水要求。
关键词：注水井,定向井,分层注水,偏心配水
参考文献
[1]张传新, 石善志.《乌尔禾油田乌33井区克下组油藏采油工程方案》2008.2.
注水体系 篇5
关键词：钻孔简易注水试验,滑管式装置,静压法,渗透系数
0 引言
当前，在我国沿海平原岩土工程勘察中，普遍采用现场钻孔简易降水头注水试验方法确定土层的渗透性，以满足广泛的基坑设计和施工需要。即预钻孔后下套管并用干海带、泥球等隔水材料或设置隔水气囊等手段（设隔水材料/设施法）将试验段与非试验段隔开后进行试验；或在钻孔中将套管击入一定深度，使试验段与非试验段隔开，再用芯管将下部试验段掏空的套管隔水法。众多的成孔和止水方法受工艺、设备、劳务技术等因素限制，测试数据往往可靠性较低，测试精度较差。笔者所在单位就此研制了专门的孔内测试装置——滑管式注水试验装置，配合相应的成孔方法，以期操作简单，数据可靠。
1 静压滑管式注水试验装置及工作原理
使用该装置不必进行预钻孔，可用静探机或钻机静压方法，将注水管送达试验土层深度，同时助套管解决试验时隔水问题。
1.1 滑管式注水试验装置
该设备由5部分组成，包括锥形导头（外径Φ63.5mm）、密封圈、多孔注水管（外径Φ42mm）、滤网和注水管护管（外径Φ63.5mm），该套试验装置已申请专利[注]。详见图1。
其中渗水管长度为2m，外包滤网，其底部与锥形导头连接。非工作（下压）时，注水管置于护管内，其顶部设置止退肩。底部锥形导头设置6道密封圈。注水管护管上部用套管接头与上部套管连接。
1.2 试验井形成
试验井的形成可按以下4个步骤（图2）:
(1）采用外径Φ63.5mm套管与静压滑管式注水试验装置中的注水管护管连接，利用液压静力触探机下压套管。也可用有施压装置钻机借人力或油压压入。
(2）待锥形导头压入至拟进行试验土层试验段底部，停止下压。
(3）孔内注水至套管顶面后，提升套管2m，使注水管完全暴露，通过测绳检查确保注水管与套管分离。
(4）静置1.5h左右，待注水段扰动土体蠕变基本稳定后，开始注水试验。
1.3 装置工作特点
该方法因采用连续静压施工成井，使套管壁和非注水段土层紧密结合，保证良好的隔水效果。装置中包有滤网的注水管置于护管内，且护管底部紧抵锥形导头，使前者在下压过程中得到理想的保护，锥头前置密封装置可确保在下入过程中四周侧土和地下水不进入注水管内，也避免注水管堵塞。当锥形导头到达注水试验段底部时，用液压机上提套管2m，内侧注水管完全裸露，保证试验井完好。只需稳定1.5h即可进行注水试验。为测试质量提供了良好的保证。
该装置一次静压完成，操作简单，成孔技术难度低，无需成孔后再下套管、洗孔、设置隔水材料等繁琐步骤，施工速度快，大大提高外业施工效率，且绝大部分装置材料可重复使用，试验成本相应降低。
2 测试效果检验
2.1 对比试验
为了检验静压滑管式注水试验效果，邀请了上海市多家（综合）甲级勘察单位参加对比试验。参与的比较方法除用静压滑管式装置外，还有预钻孔后下套管加置干海带、粘土球等隔水材料或充气囊止水、击入套管隔水并用芯管水冲成井试验等多种方法。试验地点选择浦东新区某建筑场地和果园镇附近等二个场地。试验土层有al-mQ43 (2) 3层砂质粉土、mQ42流塑状态 (4) 层淤泥质粘土、al-m Q41软塑状态 (5) 1层粘土和可塑状态 (5) 3层粉质粘土。
为便于对比试验新装置的测试效果，还实施以下重点质量控制措施：
(1）组织各参与单位作业人员统一学习注水试验操作技术方法，重点强调保证测试井的止水质量。
(2）同一场地，各种试验方法都在同一深度试验段进行，各试验孔间距保持在20m左右，既避免相邻孔注水的影响，又避免孔距过大时土性的变化差异。
(3）降水头注水试验观测时间，至少至试验水头下降到初始水头的0.3倍以上，观测时间6～10h（上海规范规定总观测时间不应小于4h）[4]，连续观测20个点左右。
(4）采集现场测试土层相应深度、位置的原状土样同步进行室内土工试验，测定常规物理力学性质指标和渗透系数Kv、Kh。
(5）岩土工程师参与现场成井、测试全过程。
实际完成对比试验工作量及渗透系数K计算值见表1。
注：表中分子为测试次数，分母为渗透系数，单位（cm/s）。
2.2 试验资料整理分析
本次试验深度分别为7～9m深度的al-mQ43 (2) 3层砂质粉土层、14～16m深度的mQ42 (4) 层淤泥质粘土层、17～19m深度的al-mQ41 (5) 1层粘土层和32～34m深度 (5) 3层粉质粘土层，均为水平层状分布土层。按试验井结构特点（图2），均可视为非完整井中的降水头注水试验，对此情况有关规范规定中均有相同（相似）的试验成果整理方法和土层渗透系数K值的计算公式[1,2,3,5,6]。上海岩土工程勘察设计研究院有限公司编制了相应的计算机处理软件，将各测点测试有关参数输入获得“钻孔降水头注水试验成果表”和相应土层的渗透系数K值。图3为其中之一。各次测得土层渗透系数K值见表1。
综合比较各测试结果可见，同一层土采用不同方法测得的渗透系数K值基本接近，均在经验值范围内。唯有mQ42 (4) 层淤泥质黏土和al-mQ41 (5) 3层粉质粘土钻孔套管隔水法结果偏大，分析原因可能是该成井工艺过程中套管晃动导致隔水效果较差，注水试验过程中部分注入水沿套管外壁间隙渗失所致。本次对比试验操作比较规范，故试验结果比较理想，也证明采用静压滑管法的试验结果是可靠的，兼该法操作简单、成井速度快、基本上不受操作人员技术素质影响，且经济性高等特点，故在上海地区及地层结构相似的我国沿海平原软土分布地区，采用静压滑管法替代其它试验井成井方法进行降水头注水试验是可行的。
2.3 经济效益分析比较
静压滑管法成井进行注水试验其隔水效果理想、测试成本低。
静压滑管式注水试验装置每套单价约2000元，几乎均为钢质材料，可重复使用，而简捷的易于操作的成井结构装置大大减少现场施工成井劳务费用。若按测试孔深30m，粘土球止水法中注水管材料按一次性使用PVC管，其余试验方法按重复利用钢质套管折旧考虑，可得到不同成井方法注水试验成本差异（表2）。
从表2可以看出，相比多种传统试验方法，每个试验段可节约1585～2450元，采用静压滑管式注水试验装置每段成本约为传统注水试验的50%～60%。以上海市轨道交通12号线地铁为例，共有62个工点，约需进行600～700次注水试验，即可节约约120万元。这仅仅是直接的经济效益。
3 结论
(1）静压滑管法注水试验操作方便、止水效果理想、施工速度快、测试成本低，有利于改变当前劳务化后的现场勘察队伍良莠不齐导致试验结果失真的状况。在上海地区及沿海软土地区适宜推广使用。
(2）受试验装置材料及静压设备能力限制，静压滑管法降水头注水试验适宜的深度为软土中60m左右，当40m以下存在中密以上的砂土层时宜中止。
(3）该注水装置系由静压力压入土中，理论上存在挤土和形成泥皮等影响正常渗水问题，但在对比试验比较中似不明显，宜作进一步研究比较。
参考文献
[1]中华人民共和国水利行业标准水利水电工程注水试验规程SL345-2007[S]
[2]中华人民共和国行业标准注水试验规程YS5214-2000[S].
[3]上海市工程建设规范岩土工程勘察规范DGJ08-37-2002[S].
[4]上海市工程建设规范岩土工程勘察外业操作规程DG/T08-1001-2004[S].
[5]手册编写委员会工程地质手册[M]北京:中国建筑工业出版社2007.
注水体系 篇6
1.1 一、二类区块裂缝较发育
研究表明主要裂缝的分布方向为近东西向, 即NE85o, 同时在近南北向存在次要裂缝, 几何形态为垂直裂缝。
1.2 A油田储层非均质严重, 层间矛盾突出
从密闭取芯井C井的岩心各油层渗透率和含油饱和度统计表中可看出, 层间及层内渗透率差异较大, 导致水洗程度不同。, Ⅰ类油层动用好, 韵律底部驱油效率高, Ⅱ油层动用较差, Ⅲ类油层未动用。C井Ⅰ、Ⅱ类油层水洗有效厚度比例分别为32.4%、10.2%, 水洗段平均驱油效率9.8-27.1%, Ⅰ类油层水洗程度较高, 但内部水洗差别也较大, 韵律段下部高渗透段水洗程度高, 上部低渗透段未水洗, 韵律段底部驱油效率最高达50.8%, 顶部驱油效率为0%。
1.3 渗析作用明显
B区块岩心可动流体统计表中看出, 该储层小于孔喉流动下限的孔喉区间的可动油占可动油的30.31%, 主要依靠渗吸作用采出。说明可充分利用渗吸作用, 来提高原油采收率。对A井的10块岩心进行动态渗吸研究, 结果各储层普遍存在渗吸作用。A井渗吸采出程度为2.553%到4.52%, 平均为3.71%, 占总采出程度百分比为5.835%到9.788%, 平均为6.99%。
2 周期注水机理
周期注水就是周期性的改变注入量, 使不同渗透性的介质以不同的速度发生压力重新分配, 由于压力重新分配的差异性, 使地层低渗透带与高渗透带之间、裂缝与基质之间建立起可以引起流体流动的压力梯度;在此过程中, 毛管力的平衡受到破坏, 加上亲水油层的微观非均质性, 产生了油水逆向同时流动的毛细管对流条件。以上因素影响下, 地层中的油水不断重新分布和交换。
一是地层低渗透带与高渗透带之间发生油水交换。在油藏开始注水时, 高渗透带油层压力恢复速度快, 压力较高;而低渗透带压力恢复速度慢, 压力较低。在高、低渗透带之间形成附加的正向压差, 油水从高渗透带被驱向低渗透带。当停注时, 高渗透带压力下降速度快, 压力较低, 而低渗透带压力下降速度慢, 压力较高, 油水由低渗透带向高渗透带窜流。
二是裂缝与基质之间的油水交换。在常规注水开发过程中, 注入水沿裂缝窜流, 在裂缝附近的基质内水淹程度高, 而裂缝发育差的基质内部受不到水驱。周期注水后, 在停注初期, 弹性力起主要作用, 裂缝压力下降快, 基质压力下降慢, 基质中的油流向裂缝;到二者的压力基本达到平衡后, 毛管力吸渗作用起主要作用, 裂缝含水高, 基质含水低, 裂缝与基质之间、基质内部孔隙之间发生油水交换, 有效地采出基质中的剩余油, 提高注入水在油层中的波及效率。
周期注水就是通过裂缝与基质之间、基质内部孔隙之间发生油水交换, 从而有效地采出基质中的剩余油, 扩大注入水波及体积。
3 周期注水方式及参数确定
A油田储层非均质性强, 裂缝较发育。为了定量研究平面及层间上的非均质性对周期注水效果的影响, 以及裂缝的发育方向与砂体发育方向的关系对周期注水效果的影响, 应用数值模拟方法进行了理论计算。
根据A油田东西向裂缝发育的特点, 模拟过程中设置东西向裂缝, 裂缝渗透率为基质渗透率的5倍、10倍、20倍3种情况。建立透镜状砂体周期注水模型、成片变差砂体周期注水模型、条带状砂体周期注水模型、河道砂体周期注水模型以及层间非均质模型5种砂体模型, 在反九点面积井网和线性注水井网两种井网条件下考虑在含水30% (含水最高井含水) 、50%、70%时开始实施周期注水, 采取不同周期注水方式, 预测开发效果。
4 周期注水应用效果
A油田2000年以来累计应用1288井次, 合计当年累积增油4.12×104t, 当年累积降水6.26×104m3。
周期注水主要应用于一类区块, 2000年以来累计应用568井次, 占全厂周期注水工作量的50%, 合计当年累积增油1.29×104t, 当年累积降水2.77×104m3。为一类区块的开发效果改善发挥了重要作用。通过周期注水调整, 有效地控制了一类区块的自然递减及含水上升速度。目前一类区块综合含水50.34%, 采出程度22.71%, 与室内岩心实验数据相比, 在相同采出程度下, 一类区块含水明显低于实验数据。应用甲型水驱特征曲线与威布尔预测模型计算, 2000年时预测采收率为25.9%, 目前预测采收率为28.7%, 采收率提高了2.7个%, 增加可采储量95.9×104t。
5 总结
一是根据不同井网和周期注水的机理, 确定不同的周期注水方式。
二是分层井层段累积注水差异减小, 层段间注方式向全井间注发展。分层井经过长期的层间调整, 各类层段间的累积注水量差异很小, 对含水上升井的影响以多层段为主, 这使得近几年层段周期注水比例下降明显。
摘要：A油田是一个受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型低渗透油藏, 油层非均质性严重, 裂缝较发育, 渗吸作用明显。从1997年开始周期注水试验后, 周期注水技术在A油田不断完善, 应用规模逐年扩大, 已经成为中高含水期油田开发的主要调整手段。通过实施周期注水, 有效地控制了井区的含水上升速度, 产量递减减缓。
关键词：周期注水,非均质性,渗透带
参考文献
[1] (金毓荪巢华庆赵世远等编著) .《采油地质工程》石油工业出版社, 2003.7
注水体系 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。