注水系统效率（共7篇）
注水系统效率 篇1
注水是油田保持地层压力的主要措施之一。目前我国油田大多处于高含水期, 注水量大导致注水投入占油田生产投入比例较高。因此, 通过提高注水系统效率进而降低油田生产成本非常重要。正因为如此, 本文以实例分析为基础, 对油田注水系统效率提升进行深入的研究与分析。
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
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[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.
[3]詹建东, 黄巍, 高青丽, 付红亮.提高中原油田注水系统效率途径的探讨[J].内蒙古石油化工, 2008, (9) :45-46.
马寨油田提高注水系统效率研究 篇2
关键词：马寨油田,注水系统,系统效率
马寨油田隶属于中原油田分公司采油三厂, 位于河南省濮阳市东北柳屯镇境内, 区域构造位于东濮凹陷西斜坡北部。马寨油田含油面积6.7km2, 地质储量1237×104t, 目前标定可采储量401×104t, 采收率32.42%。经过多年注水开发已进入高含水期, 为取得较好的开发效果, 注水系统能力逐年增加, 配注方案愈加精细。但受注水设备、管网匹配等方面影响, 注水系统效率较低, 注水单耗较高, 严重影响开发效益。
1 注水系统效率的计算
注水系统效率是指注入到注水井中的总能量占注水泵电动机消耗总能量的百分比。可分为三大部分:第一部分是电动机效率, 用于描述注水泵电动机消耗的能量;第二部分是注水泵平均运行效率, 用于描述注水泵消耗的能量;第三部分是管网效率。管网效率是指注水井口输入的有效功之和与注水泵输出的总有效功的比值, 或注水井口平均注水压力与注水泵平均泵压的比值。注水系统效率计算可用下式表示:
2 马寨油田影响注水系统效率的主要因素
2.1 大部分注水泵站存在大马拉小车的现象, 通常为满足注采平衡要求, 不得不通过回流将多余流量返回来水管线, 致使注水系统注水单耗非常高, 效率低下, 造成大量的电能损失。
2.2 注水泵使用年限较长, 泵体磨损严重, 密封性变差导致泵效偏低。
2.3 油层注入压力和地质配注量处于变化之中, 使注水泵排量与配注量不匹配, 导致泵管压差, 注水长时间处于节流状态下运行, 白白损失一部分能量。
2.4 注入水站能力、干线能力分布与注水井点分布不协调。注水能力增加主要是依靠老站改造, 其次才是新建注水站, 因而造成局部注水井铺设的管线过长, 加之管线结垢、腐蚀从而使管线的沿程磨阻损失增加。
2.5 由于油层非均质性, 注水井注水压力差别大, 以一个注水压力系统满足多层系注水, 势必造成配水间单井阀门控制节流损失过大。
3 提高注水系统效率的主要措施
3.1 选择节能高效电机, 降低电动机能耗。
3.2 安装变频装置, 根据配注量变化, 调整电动机转速, 保证泵排量与配注量匹配, 减少泵出口回流阀节流损失, 还能实现电机软启动, 延长电机使用寿命。
3.3 对使用年限较长, 泵体磨损严重, 漏失量大的增注泵, 强制更换, 同时做好日常维护保养。
3.4 定期冲洗流程, 对结垢严重的管线流程定期冲洗, 防止管线内沉积物增加, 以减少管网上的能量损耗。
3.5 平衡管网压力。马寨油田注水井的注水压力高低不等, 为减少低压注水井的节流能量损失, 对有条件的注水站实行分系统注水, 将压力相近的注水井并入同一注水系统, 提高管网效率。
4 结语
浅谈如何提高油田注水系统的效率 篇3
关键词：油田注水系统,降低能耗,提高效率
1 油田注水系统能耗节点的分析
在分析油田注水系统所消耗的能量时, 我们通常都将其分为以下五大部分:首先是注水泵所消耗的能量, 通常在描述这部分能耗时我们都会采用注水泵的效率曲线, 在效率曲线中我们能够看到在水泵所输出流量不断变化的情况下, 注水泵的效率也是在变化的, 其平均运行的效率通常约为77%, 也就是说我们每注入1立方米水的情况下, 约有五分之一能量是被消耗掉的;其次是注水泵的驱动电机所消耗的能量, 同样的我们也采用电机的效率曲线来描述这部分能量, 其是随着电机轴功率的变化而变化的, 一般情况下, 其平均的运行效率为95%, 也就是说我们每注入1立方米的水时, 所消耗的能量为5%左右;接着是管网的不断摩擦所损失的能量, 通常我们用管网的效率来描述这部分能量;然后是将水注入到油层中所需要的能量, 油层的动态、储油层的性质以及保证油层正常状态所需的压力等因素共同决定了这部分的能量消耗;最后是配水阀组所损失的那部分能量, 具体的油田注水系统能量分布图如下。可见, 油田注水系统所消耗的能量是非常巨大的, 其平均的耗电量也已经超过了油田总用电量的40%, 所以, 要想真正的降低油田企业的生产成本, 提高企业的经济效益, 那么就应进一步的开发油田注水系统的节能设备和节能技术, 提高油田注水系统的运行效率。根据以往各大油田的生产及实践, 总结并提出了几点提高油田注水系统效率的措施。
2 提高油田注水系统效率的方法和对策
2.1 提高注水泵的运行效率
首先在选择注水泵时, 我们应充分参考所需注水量的大小这一参数, 从而选择最为合适的注水泵;其次, 我们应保证注水泵的工作状态是始终处于效率较高的区域的, 对于石油的开采企业来说, 本身可以选用的注水泵的类型就不多, 如果选择的注水泵不合理, 还会经常出现泵的排量与注水量不匹配的问题, 而这样注水泵的工作状态就不是处于效率较高的区域了, 大大的影响了注水泵的运行效率。另外, 在油田注水系统运行的过程中, 通常都是若干台注水泵并联作业的, 运行的注水泵的台数越多, 那么每一台注水泵的排量就越小, 其也会不在高效区工作。最后, 对于那些技术上较为落后的老泵, 应对其进行技术改造或是将其淘汰。一般情况下, 主要有以下三种技术改造的措施: (1) 尽可能的选用抗腐蚀性能较强的材料, 油田企业进行回注的作业时, 油水通常都是会伴有污水一起回注的, 而污水的腐蚀材料的性能又是较强的, 材料被污水腐蚀, 其容积效率就会降低, 从而降低注水泵的运行效率, 可见, 选择抗腐蚀性能强的材料对于提高泵的效率是有着积极的作用的; (2) 降低泵压, 通常我们会采用降低泵压的方法为车削叶轮外径或是降低泵的级数; (3) 减少因摩擦阻力所带来的能量损失, 在进行涂刷作业时, 建议选择环氧树脂工程塑料, 既能够降低摩擦损失, 同时也起到了防腐蚀的作用, 另外还应进一步的打光泵的流道, 从而提高导叶流道以及叶轮的表面光滑度。
2.2 提高电动机的运行效率
具体来说, 主要有以下四个办法: (1) 选择高效节能电机。对于能耗较大的电机产品, 我国有关部门在定期的时间范围内就会将其淘汰, 所以在设计油田注水系统时, 就应选用更为先进的高效并且节能的电机; (2) 电机与注水泵应是合理匹配的。应根据实际所需要的功率来确定电机的功率, 严禁出现电机出力不足和无功功率损失过大的情况; (3) 根据油田的实际情况, 来选择电机的类型。注水站是要经常排放污水的, 而其蒸发的速度又是很快的, 这就导致了空气中存在着大量的盐分, 有很强的侵蚀性, 电机线圈就容易受到腐蚀, 从而增大其无功损失, 因此, 为避免这类问题的出现, 建议选用封闭式的电机; (4) 对电机进行及时并且必要的改造。在实际的工作中, 常见的改造项目有轴承结构改造、电动机绝缘处理改造、通风冷却系统改造以及增容改造等, 在改造的过程中, 如果发现了电动机存在电刷火花、噪声、三相不平衡以及振动等故障问题, 应采取有针对性的解决措施。
2.3 提升注水管网的运行效率
为了充分的提高注水管网的运行效率, 我们主要应采取以下技术方案: (1) 对注水管网进行优化设计的工作。优化设计主要有以下两个方面的工作:首先是优化设计管网的参数, 在保证前期所确定的注水方法能有高效、顺利实施的情况下, 应合理的设计注水管网各管段的壁厚和管径等参数, 也要充分的考虑到运行的成本;其次是优化地面管网系统的布局, 对布局进行优化设计的主要目的就是确定注水井的最优的隶属关系, 同时还能确定地面管网系统中的配水间、注水井以及注水站之间的最佳的连接形式, 这样在充分保证注水功能要求的前提下, 尽量的做到较粗管线以及最粗管线的长度最短, 从而获得最佳的地面管网的布局设计。 (2) 确保注水管网与注水泵是相互匹配的。建议采用变频调速技术, 保证泵和管的压力差是小于0.5MPa的, 如果发现了高于干线压力的注水井, 那么应采用单井增注的方法。
2.4 综合提高注水系统的运行效率
(1) 机动间歇注水技术。作为一个投资规模较大的系统, 油田的注水系统对于那部分高产量油田是很值得的, 但是对于一些如低渗透油田和低丰度油田来说, 它们的产量和注水量都较低, 如果仍与高产量的油田一样采用常规的注水技术, 那么势必就会出现高投入、低回报的问题, 因此, 建议采用机动间歇注水技术, 这种技术降低的高压注水的实现难度, 同时在实现的过程中也不再需要高压注水泵和高压管网了; (2) 做好对注水系统的运行管理工作。作为一个复杂并且庞大的系统, 注水系统是由地面管网、注水泵站、配水间以及上千口水井共同组成的, 而地下的情况又是瞬息万变的, 要想提高系统的运行效率, 就必须做好注水系统的运行管理工作。首先, 应做好对注水泵的巡回检查工作, 采用注水站巡控技术, 对注水泵进行定期的保养和维修, 确保其安全、稳定的运行。其次, 也要对相应的注水设备进行实时的监控, 对设备进行及时的维修和保养, 及时的更换配件并且延长密封填料函的使用寿命, 从而真正的提高注水系统的容积效率和总体效率。
结束语
综上所述, 在油田注水开发的过程中, 提高注水系统的整体效率, 对于提升油田的工作效率以及降低能耗都是有着重要的作用的, 其作业一项庞大的系统工程, 我们应详细的分析资金的投入和使用情况, 结合影响注水系统运行效率的几大因素, 从而制定出科学合理并且更具针对性的技术方案, 提高油田注水系统的运行效率, 降低石油生产企业的生产成本。
参考文献
[1]丰国斌.浅谈油田注水系统的节能[J].石油规划设计, 2006.
[2]南洋.浅谈油田注水系统节能技术[J].内蒙古石油化工, 2006.
注水系统效率 篇4
关键词：油田注水,工艺流程,注水能耗,节能技术
1 注水工艺流程现状
一套注水压力工艺流程:注水站出口 (25.0MPa) →配水间 (25.0MPa) →井口 (25.0MPa) 。
中间提压注水工艺流程:注水站出口 (25.0MPa) →配水间入口 (25.0MPa) →配水间出口 (35.0MPa) →井口 (35.0MPa) 。
2 注水系统存在问题
2.1 同一座注水站供注单井吸水压力不均单井节流损耗高
为保证吸水压力高的单井完成配注, 注水站出站压力必须高于最高单井吸水压力。如河间东营油田单井最高吸水压力15.4MPa, 最低吸水压力3.3MPa, 单井之间的节流压差12.1MPa, 但出站压力必须在16.0MPa以上, 造成注水能耗浪费。
2.2 注水管线结垢严重压力损失增大能耗提高
如高14井于2004年1月转注回灌污水, 其单井注水管线D114*13-4.2km, 初期出站压力2.0MPa, 井口压力0, 注水能力1200m3/d。到2010年4月, 出站压力上升到11.68MPa, 井口压力3.0MPa, 注水能力650m3/d, 管线压力损失达到8.68MPa, 能耗大大增加。通过现场解剖管线发现, 在距离站外1.8km以内基本无垢, 1.8km以后结垢逐渐严重, 到井口附近结垢厚度达6mm以上。经化验垢的主要成分为铁垢, 也就是水在管中流动时间的延长, 二价铁离子逐渐变成三价铁离子沉淀在管壁中形成垢。
2.3 注水设备能力与实际需要不匹配造成无功功耗增加
如留17注水泵额定排量20m3/h, 实际配注560m3/d。运行1台泵排量480m3/d, 不能满足实际注水需要, 运行2台泵排量960m3/d, 大于实际注水400m3/d。为满足注水需要必须启2台泵, 但其中400m3/d多余水量只能通过回流平衡, 41%的能量做了无功损耗。
3 针对工艺能耗高采取的节能技术对策及现场应用
3.1 针对吸水压力不均, 节流压差大的注水系统采取高、低压分注工艺
工艺原理:将注水泵出口工艺系统由1套分成2套。如河间油田河一联注水站将原1套16.0MPa出口系统, 分成25.0MPa和16.0MPa2套出口注水系统。25.0MPa注水系统供吸水压力在14MPa以上的注水井, 泵出口压力根据需要控制在16.0MPa;16.0MPa注水系统供吸水压力在6MPa以下的注水井, 出口压力控制在6.0MPa。这样既满足单井完成配注需要, 又能减小节流压差实现节能降耗。
2007~2014年, 先后对6座注水站实施高低、压分注工艺技术。低压井一般为污水无效回灌井, 启泵敞注, 不需控制泵出口排量, 污水回灌到罐安全液位即可停泵。措施实施后节能效果十分明显, 以强一联为例进行效果对比。
3.2 针对管线结垢压力损耗高采取管线除垢清洗技术
3.2.1 技术特点
3.2.1. 1 清管器结构独特
不卡不堵微爆射流清管除垢。
清管器整体呈橄榄球状, 由叠压式叶片组成;中部设计安装了多级内振系统和独立的旋流通道;前端安装了射流喷嘴。当干线带支线一起清洗时, 清管器前方还连接一个牵引仪。
3.2.1. 2 具备“冷杀菌”技术
清管器内振腔产生的空泡在爆裂瞬间, 还产生高达5000℃左右的“瞬时高温”, 能够杀灭管道中的铁细菌、腐生菌和硫酸盐还原菌等微生物, 这种物理杀菌技术又叫“冷杀菌”。
3.2.1. 3 通过能力强
过弯管:球形清管器只有外圈一个圆与管壁接触, 所以最易通过弯管, 即使是弯管的曲率半径小于1D也能顺利通过, 且没有数量限制。
过管线变形段:如果管线变径、变形和金属卡点不超过管线内径的1/5, 清管器依靠自身结构优势, 通过伸长收缩能够顺利通过;如果管线变径、变形和金属卡点超过管线内径的1/5, 清管器可以自行解体强行通过, 散件最终全部到达管线尾端出口。
3.2.1. 4 具备防堵技术
清管器前端喷射出的“微爆射流”将垢击打成了粉末, 没有垢块, 所以清下来的垢不会堵住通道;清管器上设计安装了独立的旋流通道, 液流会透过清管器, 在前方形成龙卷风式的强烈旋流, 挟带着清洗下来的垢末一同旋转前行, 直达排污口, 垢末随下随走, 不会堆积。
3.2.2 技术原理
主要采用“微爆射流”效应进行清垢。投入管道中的清管器, 在水力的推动下旋转行进。水流自尾翼压入内振系统, 猛烈收缩又急剧膨胀, 反复振荡, 生成无数空泡, 从喷嘴射出后, 空泡猛然爆裂, 出现密集的“微爆射流”。“微爆射流”强力击打管垢, 清洗效果干净彻底, 没有残垢积留。
2011年11月, 对高14井4.2km注水管线实施除垢清洗措施, 措施后出站压力由13.5 MPa降到5.7MPa, 措施效果十分显著。
3.3 针对注水泵出口排量不平衡打回流现象应用变频调速技术
自2005年以来, 完善全厂21座注水泵变频调速技术。利用变频调速技术控制电机转速及注水泵柱塞运行速度, 从而达到控制泵出口排量, 避免打回流。
技术原理:注水泵出口排量的控制是由变频器通过变送器的回馈压力值, 与事先预设在变频器中的压力值?进行比较, 变频器中的pid调节器自动根据差值进行运算调节控制变频器变频调速运行;同时, 变频器的运行参数通过内部计算机接口可以随时检测和控制系统运行压力、电动机转速、输入/输出电压、输入/输出电流等参数, 实现系统自动节能运行。
采用变频调速技术使注水泵出口压力可高可低, 排量可大可小。即:利用压力闭环或流量?闭环控制注水的压力或流量。将出站压力设定为恒值, 通过变频技术控制电机转速, 同时保证泵柱塞运行频率不变, 以实现自动调节泵出口流量。确保出站压力及注水量恒定不变。
而泵出口阀门敞开, 使泵的压差减至为零。既节约了能耗, 又减少了阀门的维护费用。
通过现场测试, 变频系统运行频率控制在28~36HZ, 节能效果最佳。
以路36注水站为例进行效果对比。 (图4)
4 结语及建议
随着油田的深入开发, 注水是必不可少的重要开发手段, 但其能耗也是不可忽视的问题。因注水压力高, 地面管网流程复杂, 设备功率大, 注水系统能耗占油田总能耗的40%~60%, 因此节能潜力大。如可以对高、低压井站归类合并, 进行高、低压分注工艺及采用节能电机技术等挖掘节能潜力。另外随着清水资源的匮乏及水价提升, 部分注清水站可以通过地面工艺调整改早注污水。如将其它站剩余污水通过增建调水干线调注污水, 既减少污水无效回灌压力, 减少回灌费用, 又可节约清水资源。
参考文献
[1]化工设备技术网.
[2]李超.油田注水泵变频调速应用及节电效果分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (2) .
注水井储层注水效率评价方法研究 篇5
1 注水井注水效率分析系统
1.1 吸水指数
吸水指数是指单位注水压差下注水井的日注水量[2]。它反映了注水井注水能力与油层的吸水能力的大小。
式中, Iw——吸水指数, m3/ (d·MPa) ;piws——注水井地层压力, MPa;piwf——注水井流动压力, MPa;qiw——注水井日注水量, m3/d。
1.2 理论吸水指数
由达西定量可得出油层注水量的数学表达式为[3]:
式中, Bw——注入水体积系数;hoe——油层有效厚度, m;kw——水相对渗透率, μm2;
pw——井底流压, MPa;——注水层平均压力, M P a;wq——油层注水量 (吸水量) , m3/d;re——影响半径, m;rw——井径, m;S——表皮系数, 无因次;µw——水的粘度, m Pa·s。
理论吸水指数被定义为油井钻成后、井眼为裸眼井、储层没有受到伤害情况下理想的吸水指数[3], 用Iw I表示。
1.3 实际吸水指数
与理论吸水指数不同在于实际吸水指数定义为在存在井底附近储层和井底完井情况下的实际吸水指数[3], 用Iw R表示。实际吸水指数可以通过测试或理论模拟得到。
式中:S——表皮系数, 无因次。
对于同一口注水井, 理论吸水指数和实际吸水指数的区别就在于是否考虑了储层污染等因素对注水量及注入水流动状况的影响。
2 注水井储层注水效率
注水井效率是指同一工作制度下, 储层实际吸水指数与理论吸水指数的比值[3], 即:
式 (6) 可以表明, 注水井的储层效率与S及re有关, 所以认为注水井的表皮系数S是影响注水井吸水能力的主要因素。
3 注水井储层注水效率评价方法
通过以上建立的理论数学模型, 可计算得出区块内各井注水效率。基于大量分析注水井的储层注水效率的计算结果, 借助概率分布方法, 将注水储层分布概率60%, 70%, 80%的注水效率值来作为标准, 详细评价方法见表1。
注水效率潜力是指实际注水效率与极限注水效率的差值, 即
式中, 极限注水效率是指目前完井条件下, 未考虑储层污染情况下的注水效率。根据所计算极限注水效率, 结合已计算的实际注水效率, 可以评价单井的注水效率提升潜力, 并以此作为依据进行储层改造。
3.1 极限注水效率
极限注水效率定义为极限吸水指数与理论吸水指数的百分比, 用ηU表示。
式中, Iw U——极限吸水指数, m3/ (m·d·MPa) ;SPF——完井方式引起的表皮系数, 无因次;ηU——极限注水效率, 百分数。
3.2 实际注水效率
根据前面所述, 注水效率可用下式表示:
3.3 注水效率潜力
联立 (7) 、式 (8) 及式 (9) 即可得到极限注水效率的表达式为:
4 结论
本文研究了储层注水效率分析系统, 阐述了理想吸水指数、实际吸水指数及储层吸水效率、注水效率潜力等基本概念, 并给出了各个定义的数学表达式。本文还提出了一种新的注水效率评价标准, 用储层实际吸水指数与理论吸水指数之比评价注水效率。基于概率分布的理论方法, 本文建立了一套注水井储层效率的评价方法来衡量单井注水效率提高潜力, 并以此为依据来指导储层改造。
参考文献
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[2]蒋远征, 金拴联, 杨晓刚, 王博, 孙武鹏.特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价法[J].西南石油大学学报 (自然科学版) , 2009, 06:63-65+209
改善水驱开发效果提高注水效率 篇6
1 有效注水，加大注水井节能措施
1.1 精细地质方案编制，加大高含水井区控水调整力度
为控制水驱高含水产液量的增长，控制无效注水，对某区块继续加大细分调整技术的应用力度，合理调整井间、层间注水结构。全年共对矛盾突出的236口注水井的264个层段实施了控水调整。调整后，日配注水下降2 900 m3，日实注水减少3 410 m3，累计减少注水13.73×104m3。井区连通469口未措施采油井，调整前后对比，日产水下降966 t，综合含水下降0.20个百分点。
1.2 加强测试管理，努力提高注水质量
一是提高调配合格率，保证注水合格率，首先保证可调层调配合格率达到100%，同时做到可调层调配既合格又合理，保证注水质量。二是加大测试现场跟踪力度，实行测试现场三级监督制度，保证注水合格率。三是加强注水井管理，保持注水管网压力稳定，提高测试资料使用周期，保证单井注水平稳，加大洗井力度，确保注水井测试前洗井。
通过实施精细测试，缩短测调周期，大幅度提高注水方案符合率，使水驱分层注水率由2010年的89.6%提高到2011年的90.7%，分层注水合格率由2010年的86%提高到2011年的89.5%，减少超误差注水时间，严格控制了高含水井、层的注入量，增加了低含水井、层的注入量，提高了注水利用效率，减缓含水上升速度，整体上减少了无效注水和无效产出，在源头上实现了节能节水。
1.3 扩大周期注水应用规模，减少低效循环注水
周期注水是在现有井网条件下周期性地改变注入量，使地层中油水不断地重新分布和层间交换[1]。造成对油层的脉冲作用，在油层中建立不稳定的压力场。从而导致高、低渗透层段间产生一个附加压力差，通过油水交渗效应，改变油水垂向分布，促使原来未被注水波及到的低渗透储层、层带投入开发，提高了非均质储层的驱油效率，是层状非均质油层提高采收率的一种经济有效的方法。为减缓区块产量递减速度，控制低效注水量的增长，大庆油田第二采油厂自2003年开始进行周期注水可行性研究，先后对水驱3个区块78口基础井网注水井实施了周期注水调整，有效控制了基础井网的低效注水量，控制含水上升速度和产量递减速度，区块开发效果得到改善。累积少注水7.48×104m3，累积增油1.05×104t。
1.4 加大深、浅调技术应用力度，控制高含水井区产液增长速度
注水井浅调剖作为机械细分注水的补充，在一定时期内可有效地缓解注水层段内的层间矛盾，控制低效无效注水。针对含水上升较快井区、钻停恢复井区的注水井以及停注层恢复注水井，开展化学浅调剖工作。共计实施57口井，对比38口调剖注水井，调剖前后平均单井日注水量由95 m3稳定到91 m3，注水压力由9.21 MPa上升到10.04 MPa，视吸水指数由9.48 m3/MPa下降到9.13 m3/MPa。
根据吸水剖面计算，目的层日注水量由5 210 m3减少到2 435 m3，日减少无效注水1 165 m3，年均将累计控制低效注水13.5×104m3。
水驱深度调剖是另一项高含水开发后期改善油田开发效果的有效措施，它通过注入调剖剂，实现油层内部液流转向，从而减少无效循环，扩大注水波及体积。它相对于浅调剖具有调剖半径大、有效期持续时间长、改善剖面效果好等特点。
共计实施6口注入井，注入油层孔隙体积0.019 PV，与调剖前正常时期对比，日产液降54 m3，日产油增4.2 t，含水下降0.9个百分点。
2 搞好采油井节能降耗措施
通过对采油井采取调参、转注、堵水等一系列措施，控制低产低效井从而达到节能降耗的目的。
2.1 调小参数改善供排关系
调小参数是以降低生产能耗和设备损耗[2]，以及调整开发状况为目的的调整措施，针对供液不足、沉没度和泵效都较低的井，可通过调小参数来改善供排关系，达到供采协调。统计调小参数井51口，平均单井沉没度上升78.13 m，调参后其检泵周期已延长42 d，泵效上升1.7%。
2.2 转注改善水驱状况
采用不规则转注的注采系统调整方式，转注井7口，调整后油水井数比为1.2∶1，增加可采储量1.23×104t，水驱控制程度提高19.7%，最终采收率提高3.1%，能够较好的改善水驱状况的调整效果。
2.3 堵水改善差油层动用程度
对全井含水率较高且层间(或层内)差异较大的井采取堵水措施，改善差油层动用程度，控制无效注采，提高利用率。通过对5口采油井进行堵水措施后，平均单井日降液18 t，日产油平稳，含水率下降1.2%，累计少产水5.14×104m3。
3 结论
1)通过对注水系统采取有效的节能节水措施收到的实效，表明注水系统节能节水仍有很大的空间。通过一系列措施适时调整区块的注采系统，可提高系统的效率，降低系统的耗能耗水。
2)油田开发节能降耗要从源头抓起，实现稳油控水，减少低效注入和高含水产出，提高采收率。对于不同特性的地层，有针对性地采取适合的措施，有效的控制无效水循环，在节能节水方面贡献明显。
3)油田注水开发中的节能节水是一项重要工作，要从油田地质开发、地面工艺、采油工程、井下作业等全方位予以考虑。
参考文献
[1]洪海.周期注水改善水驱开发效果[J].石油石化节能,2011,1(5):13-15.
注水系统效率 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。