一种计算油田注水系统效率的方法

油田基础知识

1、地层静压全称为地层静止压力，也叫油层压力，是指油井在关井后，待压力恢复到稳定状态时所测得的油层中部压力，简称静压。在油田开发过程中，静压是衡量地层能量的标志。静压的变化与注入和采出油、气、水体积的大小有关。 2、原始地层压力：油层在未开采前，从探井中测得的油层中部压力。 3、静水柱压力：井口到油层中部的水柱压力。 4、压力系数：原始地层压力与静水柱压力之比。等于1时，属于正常地层压力；大于1时，称为高异常地层压力，或称为高压异常；小于1时，称为低异常地层压力，或称低压异常。主要是用它来判别地层压力是否异常的一个主要参数。但是有人说用1来做标准就笼统了，不同的区块有不同的常压值，一般油田都是0.8-1.2是正常值，小于则是低压区，大于则是高压区。它对钻井、修井、射孔等工程有重要作用，油层高压异常地层钻井修井过程中要加大压井液的密度，防井喷；低压异常地层钻井修井时，要相应降低压井液的密度，防止井漏，污染地层。地层压力系数也是确定开发层系的一个重要依据，相同压力体系的地层可以用同一套井网开发，不同压力体系的地层需要不同的井网进行开发，否则层间干扰太大，不能有效发挥地层产能，有时可能造成井下倒灌现象的发生。 5、原油体积系数：是指地层条件下单位体积原油与地面标准条件下脱汽体积比值 6、井筒储存效应与井筒储存系数：在油井测试过程中，由于井筒中的流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。描述这种现象大小的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。 7、原油的体积系数：原油在地面的体积与地下体积的比值。 8、微电极电阻率微梯度电阻率与深浅双侧向电阻率的区别（1）深、浅侧向分别测量原状地层、侵入带电阻率，因为存在裂缝时泥浆侵入对深、浅侧向的影响不同，用其幅度差判断裂缝：通常正差异一般为高角度缝，负差异为低角度缝，无幅度差就没缝或者是非渗透层；（2）微电极系测井测量得到微梯度、微电位电阻率，微梯度一般反映泥饼、微电位一般反映冲洗带，二者之差主要用来判断是否为渗透性地层，裂缝发育时地层渗透性较好，从道理上讲是可以用微电极反映出来的。但因为二者测量探测深度都非常浅，对裂缝不够敏感，用得少。（3）如果地层基质物性较好，即使没有裂缝发育，同样会造成深浅侧向差异，因此反映裂缝并不准。通常常规测井曲线判断裂缝很难。

油田注水工艺技术

油田注水工艺技术注水是提高油田开发水平，保持油藏能量的主要手段，是保持油田稳产的主要措施。本部分收集汇编了注水名词、分层配注、分层测试、注水水质、注水井洗井、水质化验、计量仪表及注水井管理等七方面内容。通过本部分的学习，可使采油工了解注水的目的及作用，掌握注水的全过程，懂得注水工艺和有关注水设备的性能，学会日常生产操作以及常见事故的预防、判断和处理，并能充分利用注采关系，进行油水井动态分析，提高幽静挖潜措施。注水井名词 1 什么是注水井？答：用来向油层内注水的井叫注水井。 2 什么是水源？答：在注水过程中，要用大量的水。因此，常用河水、湖水、海水、地下水及含油污水作为注入水的来源，简称水源。 3 什么是谁的净化？答：将地面水或地层水在注入油层以前，必须进行处理，使其符合注入水标准，这种处理水的措施叫水的进化。 4 什么是注水站？答：为了将水源的水或经过水质处理后的水加压外输，以满足注水的压力要求，必须有一套设备，安装这些设备的地方叫注水站。 5 什么是配水间？答：控制和调节各注水井注水量的操作间叫配水间。配水间分为多井配水间和单井配水间。多井配水间可控制和调节两口井以上的注水量；单井配水间只控制和调节一口井的注水量。6 配水间的设备主要有哪些？答：分水器、流量计及辅助设备。 7 分水器有哪几部分组成？答：由总闸门、汇集管、孔板法兰、上流阀门、下流阀门和泵压表组成。 8 有一cyb-150型注水井口，150表示什么？答：表示井口的工作压力是15个兆帕。 Cyb-150井口的实验压力为工作压力的2倍即为30兆帕。 9 什么是试注？答：新井投注或油井转注的实验与工程叫试注。 10什么是转注？答:注水井通过排液和洗井达到井筒清洁并水质合格时，开始转入注水叫转注。 11什么是正注？答:从油管往井内注水叫正注。 12什么叫反注？答:从套管往井内注水叫反注。 13什么叫合注？答:从油管和套管同时往井内注水叫合注。 14什么叫笼统注水？答：在注水井上不分层段，在相同的压力下的注水方式叫笼统注水。 15什么是分层注水？答：在注水井上对包不同性质的油层区别对待，应用封隔器、配水器为主组成的分

油田注水工作总结

油田注水工作总结篇一：油田公司采油厂工作总结工作总结去年这个时候，我还是一个在校大学生，还在准备着自己的毕业论文，还在思考着毕业后的路该如何去走，而如今我已经站在了新的起点上，开始了新的征程。十年寒窗，终于走出了校园，走上了向往许久的工作岗位。我从一个懵懂、迷茫的学生逐步成长为一名勤奋、敬业的员工，在这段工作期间，我不断的努力学习，努力提高自己的各方面能力，尽快的让自己适应企业快节奏、高效率的工作环境。在领导和同事们的指导与帮助下，我完全融入了采油一队这个大家庭中，各方面能力得到了一定的提高，为今后的工作学习打下了良好的基础。首先队里把我安排到了资料室进行学习。当我来到资料室的时候，一切对于我是那么的陌生，对于油水井的流程、数据分析都不太了解。于是师傅先仔细给我讲解了油水井的工作性质和流程，教会我如何看懂油水井报表，使我了解到我们队的油水井工作状态。然后教会我如何使用A2系统上传早数据和油水井报表，在每个月的月底还要做油水井井史。并且告诉我身为资料员最重要的就是细心，在录取油水井报表时应仔细检查输入的内容是否正确，如果有一丝的不认真对其他数据也会有影响。通过在资料室的学习让我对油水井的简单认识到了解的更透彻，让我更具有很强的责任心与认真严谨的态度，如果犯错要及时纠正，不能蒙混过关。之后我又来到了注水井班进行工作，真正的来到了采油厂一线的岗位。注水井是用来向油层注水的井。在油田开发过程中，通过专门的注水井将水注入油藏，保持或恢复油层压力，使油藏有较强的驱动力，以提高油藏的开采速度和采收率。首先跟着师傅熟悉我的井位，然后学习水井报表的

填写，学习如何计算注水量。师傅让我了解到注水井的各项流程，带领我学习每天在巡井过程中必须检查的各项巡回检查项目，特别是不能有松动渗漏的现象。在调节控制阀门时一定要缓慢、侧身操作，严格遵守各项操作规程，严禁发生事故。在每天巡井过程中需要按照配注牌认真调节注水量，并且记录好油压、泵压、套压和注水量各项巡回检查记录。在最初的巡井期间，我真真切切的感受到了一线工人的辛苦，总有想退缩的冲动，但经过一段时间的适应，慢慢的我也开始了认真工作的状态，努力的干好自己的本职工作。转眼间，我已在采油队工作了一年，发现自己变化很大，学习了不少东西。我将进一步强化学习意识，在提高素质能力上下功夫。把学习作为武装和提高自己的首要任务，牢固树立与时俱进的学习理念，养成勤于学习、勤于思考的良好习惯。把参加集体组织的学习与个人自学结合起来，一方面积极参加集中组织的学习活动，另一方面根据形势发展和工作需要，本着缺什么补什么的原则，搞好个人自学，不断吸纳新知识、掌握新技能、增强新本领。进一步树立正确的人生观和价值观，增强事业心和责任感，埋头苦干,奋发进取。我将尽我最大的努力把我的工作做得更好，为我队更加美好的明天做出自已应有的贡献。篇二：唐114注水站2021年工作总结提升工段品质形象建设和谐团队 —注水队唐114注水站2021年工作总结 2021年12月31日提升工段品质形象建设和谐团队—注水队唐114注水站2021年工作总结唐114注水站以“安全运行、精益求精、忠诚敬业、和谐共建” 服务理念开展工段活动，充分发挥激励作用，争创先进团队。在建设工作中不断探索新思路、

油田注水工艺技术指标

油田注水工艺技术指标一、油田注水工艺技术指标 1、配注合格率配注合格率是指注入水量与地质配注相比较，注入地层水量合格井数与注水井开井总井数之比。 ①单井月平均注水量不超过配注量的5％，不低于配注量的10％的注水井算合格井。 ②月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。 2、分层配注合格率分层配注合格率是指分层注水井注入水量与地质配注相比较，注入地层水量达到地质配注要求的层段数与油田分注井实际注水总层段数之比。 ①分层段的注水量不超过层配注量的±10％的层段为合格层段。 ②分注井每个季度进行一次调配注，月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。 3、注水系统单耗注水系统单耗是指每向地层注入一方水的耗电量。 4、注水系统效率注水系统效率是指注水系统电机效率、注水泵运行效率与注水管网平均运行效率之积。二、注水井分层注水工艺 1、油套分注工艺技术优点：操作简单、施工容易缺点：一是只能分注两层，且井下封隔器失效后地面不易判断；二是如果注入水质易结垢很可能导致下次起钻卡钻，必须动管柱洗井；三是由于套管环空注水是一个动态的注入过程，对套管的损伤大。 2、双管分注工艺技术优点：可以实施两层分注、易调配控制水量。缺点：一是只能分两个层段注水,如果超过了两个层段,则无法进行分层注水；二是注水井无法进行每月一次的维护性洗井管理,井筒内的垢、铁锈、杂质等脏物无法冲洗出来,容易造成脏物堵塞油层,对于结垢严重者,易发生井内工具及管柱被卡,造成大的事故。 3、单管封隔器、配水器多层段注水优点：可以实施两级或三级以上分注、可以定期洗井、可以任意调配更换水咀、封隔器密封好、管窜设计合理，管理方便。缺点：调配前必须洗井，必须使用专门的调配工具，且调配工作量大，为防止水井结垢必须定期洗井，生产管理难度大。封隔器材质要求：中心管35CrMn、洗井阀13Cr、接头40Cr。制作工艺要求：采取热处理调质、镀铬、镍锌复合镀。封隔器施工方式坐封：打开套管闸门,从油管内憋压额定坐封压力（内外压差15MPa），封隔器即可坐封，此时，由于封隔器的自锁结构作用，放压后，封隔器不能自动解封。洗井：油套环空进液，经封隔器洗井通道，至油管鞋单流阀从油管内通道返出地面,完成反循环洗井。解封：作业时，卸去井口，缓慢上提油管柱约半米，正转油管12～15圈，封隔器即可解封

注水知识点

注水的目的：油田投入开发以后，随着开采时间的增长，就要不断地消耗油层本身的能量，油层压力就会不断下降，使地下原油不断地脱气，粘度增加油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地下残留大量的死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持提高油层的压力，实现油井稳产高产，获得较高的采收率必须对油田注水注水方式：所谓注水方式就是注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间排列关系。目前国内外的注水方式主要有边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水，我们采油厂目前的注水方式以面积注水为主。油田水：是一种深埋地下的地下水，常与油、气在一起，或者离油气较近，同存于封闭环境中。油田水按含水层和含油层的相对位置，可分为油层水和外来水两类，油层水分为边水、底水、层间水，外来水分为上部外来水、下部外来水、构造水和人工引入水。油田水的相对密度一般大于1，随含盐量的增加而增大；其粘度比水大，随含盐量的增加而增大；油田水因含有各种离子，能导电，所含离子越多，电阻率越低，导电性越强。水的总矿化度：水中各种离子、分子和化合物的总含量，一般用每升毫克数来表示；苏联学者苏林按水中几种主要离子的当量比例为指标划分水型，即以Na+/Cl-、(Na+-CL-)/SO42-、(CL- -Na+)/Mg2+成因系数，把天然水划分出四个基本类型：硫酸钠型、重碳酸钠型、氯化镁型、氯化钙型。硫酸钠型、重碳酸钠型属于大陆环境中的主要水型，氯化镁型存在和形成于海洋环境，氯化钙型是地壳内部深成环境中的主要类型。油田水的性质 1)密度油田水由于溶解盐类比较多，所以矿化度也较高，密度变化较大，一般均大于1。如四川油田三叠系石灰岩气藏水密度为1.001～1.010， 2)粘度油田水因含有盐分，粘度比纯水高，一般都大于1mPa·s。 3)颜色和透明度油田水一般不透明，而呈混浊状，并常带有颜色。含氯化氢时呈淡青绿色；含铁质时呈淡红色、褐色或淡黄色。 4)嗅味和味道当油田水混入少量石油时，往往具有石油或煤油味；含硫化氢时，常有一股刺鼻的臭鸡蛋味；溶有岩盐的油田水为咸味；溶有泻利盐的油田水为苦味。油田水的化学性质主要有： 5)油田水的离子元素：油田水的化学成分非常复杂，所含的离子元素种类也很多，其中最常见的离子为：阳离子：Na+、K+、Ca2+、Mg2+；阴离子：Cl-、SO42-、HCO2-、CO32-。油田水中除上述离子外，还含有一些特有的微量元素，其中有碘、溴、硼、锶、钡等。它们与油、气没有直接关系，但它们若含量甚高，则表明是油、气保存的有利地质环境，所以作为找油、气的间接标志。油田开发阶段指整个油田开发过程按产量，含水、开发特点等变化情况划分的不同开发时期，按产量变化可分为产量上升阶段（开发准备到全面投产阶段）、高产稳产阶段、产量递减阶段、低产收尾阶段。按开发方法可分为一次采油（利用天然能量弹性开采）、二次采油（人工注水注气）、三次采油（注入化学药剂提高驱油效率及热力采油等）。按含水变化可分为无水开发阶段，低含水开发阶段，中含水开发阶段，高含水开发阶段和特高含水开发阶段。无水开发阶段从油田全面投产至综合含水5%叫无水开发阶段，这个阶段的油田开发特点是油井基本未见水，地层压力较高，油井生产能力旺盛，油田产量稳定上升。低含水开发阶段含水在5%～25%为底含水开发阶段，这个阶段的油田开发特点是：油田注水见效较好，地层压力逐渐恢复，产量逐步上升，含水上升率缓慢，只有主力层见水，见水层比较集中。中含水开发阶段从底含水开发阶段结束至综合含水75%叫中含水开发阶段。这个阶段，注水全面见效。主力油层充分发挥作用，地层压力较高，工艺措施效果明显，这一阶段是油田开发的主要阶段，产量达到最高水平，大部分可采储量在这一阶段采出。在这一阶段中大多数油井多层见水，主力油层进入高含水开采，经过各种增产及调整措施，中底渗透层充分发挥作用，含水上升率加快，阶段后期使产量逐步进入递减阶段。

注水系统管理办法

（注水）系统节点管理办法为进一步提高采油厂注水系统管理水平，努力实现注足水、注好水和精细注水的目标，夯实以油田注水为核心的稳产基础，特制订注水系统管理办法。本办法中规定的节点和指标仅是注水系统最基本的控制要求，采油厂可根据实际情况在此基础上进一步细化和完善。一、工作目标注水系统是冷线工作，长期以来，一直存在成本投入不足的问题，采油厂必须保证成本的合理分配及足额投用，才能抓好注水泵站管理、注水井管理工作，实现要求的管理目标。 1、注水系统效率≥54％； 2、注水标准单耗≤0.370kw.h/m3.MPa； 3、注水井开井数不低于**口，注水井综合利用率≥84.4％； 4、注水层段合格率≥71％； 5、注水维修维护费不低于**万元。二、工作职责（一）组织机构组长：采油厂主管领导副组长：主管注水首席、副总或注水科长成员：注采科、设备科、计划科、财务科、地质所、工艺所、监测大队、采油矿分管领导及科员下设办公室在注采科，注水科员任联系人，联系电话：邮箱：（二）成员职责分工：组长，全面负责注水系统管理工作，提出注水系统管理方向任务、目标，监督实施情况。

副组长，协助组长安排、落实注水管理工作，确保注水系统各项工作安全、顺利进行。同时，抓好新老区产能建设配套工程及注水地面改造方案的编制审核管理，促进注水地面系统优化运行、节能降耗；组织建立完善注水井开关井、水量预警机制，逐步改善井下技术状况、推动注水井工况步入良性循环，做好稳产基础投入方案的编制审核管理、夯实稳产基础；强化新工艺新技术集成应用，提高采油工程技术对油田开发的贡献率。成员职责： 1、泵站管网管理负责人：注水科员各相关单位分管领导及科员（1）注水泵机组运行节点。负责注水设备更新、维修、保养工作的考核与监督，做好注水泵匹配优化工作，泵效达到预定指标，单耗控制在指标以内。（2）泵站计量仪表维护节点。负责计量仪表更新、维修、维护、校验工作的考核与监督，3年内淘汰低精度计量仪表，实现单泵计量。（3）配电系统优化节点。负责配电系统、变频系统的更新、维修、匹配优化、管理、考核工作。（4）管网优化调整维护节点。负责注水管网调制优化及更新改造、维修工作，注水管网效率达到预定指标。（5）注水干压优化节点。负责干压优化及稳定工作，保障管网效率达到预定指标。 2、注水井管理负责人：注水科员各相关单位分管领导及科员（1）单井注水仪表节点。负责计量仪表更新、维修、维护、校验工作的考核与监督，3年内淘汰低精度计量仪表。

油田注水开发工艺技术研究

油田注水开发工艺技术研究发表时间：2019-02-13T17:08:18.657Z 来源：《知识-力量》2019年4月下作者：徐杰[导读] 油田注水是一项复杂且难度很大的工艺技术，必须根据复杂的客观条件，做好充分的准备工作，才能保证其正常发挥。本文在对油田注水工艺技术概述的基础上，阐述了其具体的工艺研究。（中石化节能环保工程科技有限公司，湖北省武汉市 430000）摘要：油田注水是一项复杂且难度很大的工艺技术，必须根据复杂的客观条件，做好充分的准备工作，才能保证其正常发挥。本文在对油田注水工艺技术概述的基础上，阐述了其具体的工艺研究。关键词：油田；注水；开发；技术一、油田注水工艺技术概述基于有效的处理油田开发的矛盾问题，可以采取注水开发与人为补充能量的措施，增加油井的产能，从而实现油田开发的目标。大量的油田在采取注水开发的措施后，均增加了油田的产量。然而在注水开发时间不断增加的情况下，还应该对注水量进行有效的控制，以此来避免高渗透层较早的见水。使得油井的含水率得到合理的控制，防止出现高含水，造成油田生产动能损耗的情况。注水是稳定油层压力的举措，能够带来油田开发的良好效果，给油层补充产能。注水方式包括把水井当作油层的注水体系，也即笼统注水，还能够进行分层定量注水，实现分层开发的效果。笼统注水的管柱架构较为单一，包括油管与喇叭口等，无法实现分层与全井注水的目标。分层注水的工艺技术措施，是利用封隔器和配水器，将井下的油层部位分成若干个层位实施分层注水。二、当前油田开发中的问题阐述现阶段油田开发存在一系列的问题，具体如下：在油田开发的最后阶段渐渐出现油田注水补能的问题，此外油田注水管道由于长时间的施工而出现腐蚀现象，大量的油井注水变得越发困难，并且大量的油井因为机械杂质的影响而出现了分柱级别减小的现象，其在很大程度上给油田的注水开发工艺带来了不良的影响。通过开展长时间的注水施工，出现了油田的注采工艺矛盾，造成油田井网系统遭到破坏，在开发中储能效果变差，其是因为油管堵塞而开放底层的渗透性降低而造成所开发油井效果变差。由于开发油层间的非均匀特点的影响，而造成油井的水淹差异性增大，以此导致油井开发的动性水平变低。三、注水开发工艺技术的研究基于提高油田的采油效率，应该对油田的注水工艺和油田注水的技术措施进行全面的改进，以此来达到已开发油田的二次采油目标。另外，还应该大规模的提高油田单井的高压注水效果，达到油井分层的管理目标，以此才可以有效的满足油层的科学分配要求，满足相关的规范性要求。与此同时，还应该促进对油井堵塞问题的处理，以此来增加油田的经济效益。（一）采取多脉冲加载压裂的措施来改进油田注水开发工艺采取这一技术能够促进油田注水井的压力降低，对井内加注灌水，能够大大的减小底层的破裂压力，以此实现对地层的破裂态势有着合理的控制。其在深石油井的开发与作业上有着非常大的优势。这一技术能够为石油井的酸化压缩带来良好的地层条件。由于多脉冲加载压裂技术的使用，使得地层的压裂作用时间得到大大的延长，此外，还使得油层的能产生很多不受地层限制和约束的裂痕，进而延长了裂痕体系，大幅度的增强了地层的渗透导流的能力。这一技术有着非常高的施工效率，能够让已经开发完成的油井发挥出非常好的增产作用。（二）采取化学调驱技术来改进油田注水开发工艺基于让油田的吸水剖面得到有效的调节，且进一步提高油田在含水期的油层开发水平，让石油的产量处于递减的水平中，增强石油的综合采收水平。在油层注水的过程中，其中被注入的水通常是顺着高渗透层开裂的走向来窜进，而造成油井不同层面的受力不均衡。而小剂量的化学调驱的封堵半径比较小，使得后期所注入的水绕过了封堵的屏障，进而大大的缩短了石油开采的工期。（三）采取压裂解堵手段来完善油田注水开发工艺这一技术能够促进油层的整改与增产。在油层酸化效果不明显的地方展开压力增注的实验研究，能够采取这一技术的主药剂反应，在高温高压气体的作用下，促使油层出现裂痕。这一技术能够促进不同堵塞井的完善，同时还可以觉得堵塞井的欠注问题以及注水不成功等问题，在实践的应用中起到了良好的采收效果。（四）采取堵水配套性工艺来完善油田注水开发工艺现阶段，在石油的开发中已出现了围绕具备隔层条件的高含水井展开的注水开发工艺，其能够有效的处理采油堵水问题，该项工艺包括一次性管柱和机械化寻找管柱等工艺。这一系列技术能够促进那部分高含水层等有效的实现机械封堵，还能够对油层高含水层中的液体产量实现合理贷款通知，促进油层低含水量与液体量得到进一步的提高。实践证明通过堵水配套工艺技术来改善油田注水开发工艺不单单可以降低含水量，还可以使得油层的采油量大大增强。（五）采取强化注水技术来完善油田注水开发工艺这一项技术能够制定科学合理的压力驱动系统来对注水强度与注水比进行合理的分析，以此得到地层与注水间的联系，进一步促进油田注水开发技术的发展和完善。结语综上所述，油田的注水开发工艺技术可以有效地提高油井的出油量，保证油田开采的顺利进行，因此要不断创新油田的开发技术，通过科学合理有效的新技术、新工艺来为油田开发保驾护航。参考文献 [1]胡佳杰,马福昊.浅谈油田注水开发方面后期提高采油率的有效方法[J].化工管理, 2013(12):86-86. [2]侯春华,陈武,赵小军.油田注水开发经济评价方法研究[J].西南石油大学学报（社会科学版）,2014, 16(2):1-6. [3]李广斌,赵玲甫.适应油田开发后期的油田注水模式研究[J].化工设计通讯,2017, 43(11)

注水系统能耗影响因素分析与对策

注水系统能耗影响因素分析与对策前言：油田注水是采油生产中最重要的工作之一，它可以有效地补充地层能量，提高开发速度，对提高原油采收率，确保油田高产、稳产起到了积极作用。但是，注水本身消耗了大量的能量，并且随着油田综合含水率的上升，注水能耗还将增大，增加了油田开发成本。因此，通过提高注水系统效率进而降低油田生产成本对于提高油田的经济效益具有重要的意义。本文以海外河油田注水系统为研究对象，从新型节能技术应用、现有设备改建和节能方案编制等多方面对油田注水系统效率提升进行深入的研究与分析，为油田开发建设经济效益提供可靠保证。 1 优化注水系统，降低能耗注水系统能耗是一项反映油田注水系统地面工程综合性经济技术指标，注水系统能耗的高低直接影响着原油生产能耗高低。图1 注水工艺流程图注水系统能量的消耗大致可分为以下三个部分：第一部分为注水站能耗损失，主要包括注水泵和配用电机损耗能量；第二部分就是注水管网中各管段的摩阻损失和管网中间的各种控制阀件和弯头等造成的能耗损失；第三部分为注水井将水从井口注入地层所需能量。图2 注水能耗构成图通过对注水系统能耗进行全面检测，注水站损耗、管网造成的能量损失在整个系

统中所占比例较大，因此应从这两方面入手提出降低油田注水系统能耗的技术方案和整改措施。根据生产实际科学合理选用注水泵很多油田在早期由于注水量较小，大多使用小排量注水泵，虽然能满足注水量但是运行效率较低。在油田开采后期，油田注水量需要量激增，单个小排量的注水泵已不能满足油田的正常运作。但是，用几台小排量注水泵并联使用又存在能量损耗大，运行效率不高的现象，从开发成本及长期发展的角度来看，对于注水量需求大的油田，可科学选用大排量的离心泵。大排量离心泵密封可靠、无泄漏、功率大、容积损失和水利损失小，因此整体泵效高，可以很大程度上降低能耗。根据油田不同发展时期的实际注水量和生产需求，科学选用选择合适的离心式注水泵，有利于有效降低能耗。此外，根据离心注水泵特性，离心注水泵排量Ｑ越小，泵出口压力越高，受站外管网承压限制，由泵出口控制闸门节流，导致泵效降低。柱塞泵水力性能较离心泵好，漏水量比离心泵小，其泵效比离心泵高得多，实际运行效率高达85%以上。因此对于注水量小、注水压力高的小油田或低渗透油田，应选择高效柱塞泵。 2 优化注水系统管理以提高运行效率、降低能耗 2.1 注水系统科学调度对于无法进行设备升级或改造的注水单位，利用现有注水站内缓冲水罐为枢纽，通过科学调度罐内水位，实现注水泵间歇启停，也能起到较好的节能效果。2007年以来，随着海外河油田含水上升，产水量增加，需要投运3台注水泵，但是受进液量波动影响，经常出现“大马拉小车”现象。2012年，海外河注水站采取了产水多时进入1#罐，水少时排除1#罐污水，平衡水量的方法，实现间停1台注水泵，达到生产运行平稳和节能降耗目的。 2.2注水系统的数字化管理根据注水井工艺流程，在配水间安装智能电子流量计，通过预先设定的配注量参数，根据实际流量大小自动调节阀门开度，实现注水井实际注入量与配注量的一致，避免人工调节时超注和欠注问题的发生。同时，在注水井井口安装压力监测设备，通过传感器将现场的压力变化量转换为电信号传送给控制中心，对注水井实际注入压力进行实际监控，使注水井注入压力在安全区域之内，确保注水井平稳运行。

浅谈油田注水开发技术

浅谈油田注水开发技术发表时间：2019-07-18T10:00:25.713Z 来源：《科技尚品》2019年第1期作者：王旭梅[导读] 现如今，我国的经济水平不断地在提高，因此油田企业也得到了很大的发展，产业规模也在不断的延伸。对于油田企业来说，注水系统在开发和提高采油效率上都有着十分重要的作用和地位，对能源的开采又着直接性的影响，怎样才能更好的提高注水系统效率的发展水平，是很多油田企业当前正在考虑的问题。对此，本文主要对当前注水效率的发展情况进行分析和研究，其目的在于提高我国石油企业的注水开发技术。工作单位:延长油田股份有限公司吴起采油厂前言：在经济发展的驱动下,油田开发程度不断深入,油层的动用程度也在不断提高；为进一步实现油田采收的可持续发展,需要在油井挖潜的同时利用注水设备把质量合乎要求的水从注水井注入油层为油田进行水驱,油田注水工艺是以保持油层压力的方式来避免造成地下亏空；注水井管理技术水平的高低决定着油田开发效果的好坏，同时也决定着油田开发寿命的长短。对于油田注水井来说,需要从"注好水"、"注够水"、"平稳注水"三个方面重点加强。 1. 采油工程中注水所存在的问题和原因1.1注水井的管道容易受到损坏在油田采油注水技术的过程中，往井内进行注水的主要管道是注水技术中重要的连接通道和运输通道，但是在开采的过程中注水管道很容易出现泄漏，变形以及会爆裂的现象出现，出现这种现象的原因有很多。首先，因为钻井的原故，在对油田进行钻井处理时，就是在钻井和打井处理时影响到主水管的正常运行，严重的时候会损坏到注水管；其次，井下的一矿物质由于具有腐蚀性的特征，因此也会对注水管道造成损坏。井下还含有很多地下水资源，由于地下水资源中含有很高的矿物质，这些矿物质也会给底下注水管道造成一定程度的腐蚀影响。 1.2注水的井在出砂方面的问题通过给油井进行注水处理，地下油井的油井层一般都不会出现出砂的现象，但还是由一些液体向井外冒出，由于有的油井开发的时间比较长，对其有防腐蚀以及防老化的设备都有会造成影响，会有注水的泵停止运转或者注水的管线都被穿孔等现象。如果出现这些现象，油田就会被迫被叫停，如果在半途中停下对油田的注水工作，但是注水泵因此会产生很大的波动，这样一来就会使注水的量出现很大程度的变化，因此也会存在注水的井出现出砂的现象。 1.3影响石油注水的外界因素随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，影响油田注入水水质达标的主要指标为粒径中值、悬浮物含量、油田注水管道腐蚀、总矿化度、二氧化碳和总铁含量。各油区影响其水质达标的指标各不相同；如：注水站处理过程中影响注入水水质的主要因素为来水含油量较高, 给后面的水处理流程和设备带来极大的压力和危害[1]；罐容量小, 则会缩短有效的沉降时间, 使悬浮物含量和粒径中值难以达到所要求的水处理效果; 同时不合理的清罐方式造成许多注水站的注水罐二次污染; 导致所使用的水处理剂效果较差或基本无效；油田井下管柱和输油管线的腐蚀、结垢、造成硫酸盐氧化还原菌不断增多，穿孔问题等都是一直困扰油气开采和输送的顽症，所造成的严重损失难以估量。 2. 有效的加强石油注水效果的优化措施2.1加强水质监测，优化罐体设计通过结合油田实际，运用现代自动化的网络科技加强油田注入水水质监测与管理工作，通过水质进行在线监测控制系统，对水源、注水站、配水间、注水井口、注水井场及注水管道进行水质监测, 快捷、全面、系统和层次分明的实现水质的实时检测和实时调控, 以加强对水质的科学管理, 切实保证注入水质量的提高[2]。同时做好注水地面系统整体规划建设、动态优化提效工作，围绕不同类型油藏对注水能力及压力的需求，进行科学合理的罐体等硬件的设计,并进一步强化地面工程配套，实施注水地面压力及负荷调整；强化技术集成推广应用，保障有效注水。 2.2针对注水的井出砂现象的处理2.2.1加大管理为了有效的保证注水管道的运行情况，就应该加强对注水管道的日常维护与管理，让相关的工作人员对注水井管道进行清洗管理，而且每桌要对管道的压力和注水的总量进行记录，并与同期的数量进行比较处理，总结注水管在吸水方面的变化，如果吸入水的量超过所定的标准值，那么就需要对管道的进行排除或者是检查处理[3]。 2.2.2确定情况通过对注水井中水管的纪录对比，并作出相应的对比测试，有效的结合管内部的压力的变化，分析注水水管是否有运行异常的情况。 2.2.3加深相关数据方面的分析与汇总报告影响注水井正常工作的因素有很多方面，如：井内的相关资源以及原始数据都会对其正常运行产生影响。工作人员在检测和维修的过程中，就要对这些数据做出相应的对比与汇总分析，将所有的情况都考虑进去，将会出现怎么样的后果以及危害的程度降到最低。 2.3加强人员培训及管理队伍建设针对新上岗技术人员和进行岗位培训，通过对注水井管理、注水井测调等方面知识的认识，使其尽快适应新岗位；针对基层技术人员进行进一步的技能培训，将分注工艺与测调技术紧密结合，使其更好的掌握测调一体化分层注水技术，实现井下多级细分，达到节约测调时间，提高分注可靠性的目标；建立科学、全面、有效的管理体系和规章制度，树立"管理就是责任,责任重于泰山"的思想，坚持理论、制度、机制、科技创新,提高企业整体管理水平；从"硬件"和"软件"两方面保障采收率[4]。 3.结束语作为一种战略性资源，石油行业关乎到国计民生。为了满足社会经济发展对石油用量的要求，使油田采收得到更好的开发，必须要在现有基础上对开采技术进行研究分析，在注水井生产运行、管理以及技术方面狠下工夫，通过不断的完善和创新，提高油田注水工艺。参考文献：

油田注水系统能耗损失原因分析与对策_张鹏

管理·实践/Management& Practice 注水是油田开发后期维持地层压力、提高原油采收率的重要举措。目前吐哈油田大部分油井都是采用注水开发方式，以提高油藏的采收率，保证油田的高产稳产；同时，油田注水系统也消耗着大量的电能，油田注水耗电约占油田生产总电量的40% 左右，因此，搞好油田注水节能工作意义重大。截至今年4月底的统计数据显示，油田公司共有注水井1053口，开井625口，平均单井日注水量34 m3，年累计注水量约709.1×104m3。面对如此严峻的油气生产形势，油田公司今年在精细注水、注好水、有效注水方面做足了文章，但是摸清油田注水系统效率及各个环节的能耗损失是关键，对降低能耗十分重要。因此，我们对油田公司部分注水系统进行了测试分析与评价，为油田公司科学注水、精细注水和节能降耗提供技术保障。 1注水系统的构成注水系统是由注水站、注水管网、配水间和单井等组成的网状系统。水源水经过水泵提升后，液体出泵压力升高,液体由泵出口进入汇管到出站口，经注水干线、支干线到配水间（或阀组）及井口阀组后输送到注水井口，注入井底。整个注水过程就是一个能量不断消耗的过程，从总的供入能量中扣除系统的各种损失后，就是系统的有效能量，该有效能量与系统输入能量之比，称为注水系统的系统效率。注水系统各种设备会对液体传输造成能量损失，液体从站出口开始，传输到注水单井控制阀前会产生压力和流量的下降，造成液体能量损失，损失的液体能量与系统输入能量之比称作注水管线损失率。注水站内泵出口到站出口之间会产生站内阀组能量损失，注水单井控制阀也会产生单井阀组能量损失，两种能量损失之和叫注水阀组能量损失，注水阀组能量损失与系统输入能量之比称作注水阀组损失率。注水管线损失率加上注水阀组损失率称作注水管网损失率。 2注水系统现状此次分析评价了五个采油厂的22个注水站、 26个注水系统、61台注水泵机组、745口注水单井，分别是鲁克沁采油厂、三塘湖采油厂、吐鲁番采油厂、鄯善采油厂、温米采油厂。应用标准S Y/ T6275—2007《油田生产系统节能监测规范》和S Y/ T5264—2006《油田生产系统能耗测试和计算方法》测试分析得出：平均功率因数0.86，平均泵机组效率79.12%，注水泵总流量918.85m3；注水站平均效率66.89%，平均注水阀组损失14.59%，平均注水管线损失3.20%，平均注水管网损失 17.79%，平均注水系统效率51.74%，单井总注水量881.06m3/h，平均注水单耗9.49kWh/m3。测试功率因数合格率67%，泵机组效率合格率90%，综合合格率65%；可视为“节能监测节能运行设备”的油田注水系统能耗损失原因分析与对策张鹏（吐哈油田公司技术监测中心节能监测站）摘要随着吐哈油田开发的不断深入，尤其是近几年油田原油产量的逐年递减，注水量逐年增加和注水系统工艺流程的不断调整，现有的注水系统发生了很大变化。吐哈油田大部分油井都是采用注水开发方式，以提高油藏的采收率，保证油田的高产稳产；同时，油田注水系统也消耗着大量的电能，油田注水耗电约占油田生产总电量的40%左右。通过新标准、新技术、新方法的应用，对公司所属部分注水系统能耗损失进行了测试分析与评价，找出能耗损失具体原因，提出对应的治理措施，努力降低能耗，取得较好的经济效益和社会效益。关键词注水系统能耗分析对策 DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2013.006.024 作者简介：张鹏，2008年毕业于重庆科技学院（电气工程与自动化专业），从事节能监测与评价工作，E-m a il：pm398740692@qq.co m，地址：新疆鄯善火车站镇吐哈油田公司技术监测中心，838202。

油田开发基础知识

第一部分油田开发基础知识一、名词解释 *隔层：是指厚度较大，渗透性较差的一种夹层，在注水开发中对流体具有隔绝能力。夹层：是指油层之间或有效厚度之间不渗透或低渗透性岩层，可分为层间夹层和层内夹层。 * ：是指层间或有效厚度段之间的不渗透或低渗透不够有效厚度标准的夹层，其中的Ⅰ、Ⅱ类型夹层往往能够起到纵向遮挡作用。套补距：是指最末一根套管法兰短接上平面到钻盘方补心上平面的距离，数值上套补距等于油补距加上四通高。当遇有不带套管四通的采油树时，套补距与油补距相等。方补心：也叫补心高差，是指转盘方补心上平面至套管四通上平面的距离。水泥帽：固井时，从井口往下40米这段的油层套管与井壁之间用水泥封固，这段水泥封固段叫水泥帽。水泥塞：固井后，从完钻井底至人工井底这段水泥柱称为水泥塞。：指钻井过程中，实际钻遇某一地层的井数与总井数的百分比。钻遇的该层厚度之和与总井数的比值称为单层平均厚度。水驱控制程度：是指可以受到注水效果的那部分储量所占该套井网总储量的百分比，或指与水井连通厚度占该套井网总厚度的百分比。油层动用程度：指受到注水波及的油层厚度占该层系油层总厚度的百分比，或指在当前分层测试手段下出油厚度的百分比。注采强度：注水强度与采油强度的统称。注水强度：单位有效厚度的日注水量。采液强度：单位有效厚度的日产液量。采油强度：单位有效厚度的日产油量。注采比：油田注入剂的(水、气)地下体积与采出液(油、气、水)的地下体积之比。月(年)注采比：月(年)度注入剂的地下体积与采出液的地下体积之比。累积注采比：累积注入剂的地下体积与累积采出液的地下体积之比。地下体积亏空：即注入剂的地下体积与采出液地下体积的差值。年(累积)亏空：即年(累积)注入剂的地下体积与采出液的地下体积的差值。

油田注水水质标准

油田注水水质标准一、油田注水水质标准不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。 1、注入性油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。 2、腐蚀性油田注水的实施经历以下过程：注水水源污水处理站注水站注水井在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。

影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。 3、配伍性油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。二、油田注水水质指标 1、悬浮物一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤 2、油分

关于油田注水系统节能降耗的分析

关于油田注水系统节能降耗的分析发表时间：2019-02-13T15:02:28.267Z 来源：《基层建设》2018年第36期作者：李国猛1 李建龙2 [导读] 摘要：注水系统是油田开发的重要环节，随着油田开发的不断深入，注水量大幅度增加，注水耗能也随之增加，采油成本日趋上升；同时，新形势下降低采油成本、加强成本控制提出了更高的要求。 1大庆油田第二采油厂第四作业区维修队2大庆油田第二采油厂第六作业区保卫队摘要：注水系统是油田开发的重要环节，随着油田开发的不断深入，注水量大幅度增加，注水耗能也随之增加，采油成本日趋上升；同时，新形势下降低采油成本、加强成本控制提出了更高的要求。所以，如何优化注水系统，实现节能降耗就显得十分重要。本文针对注水站地面注水系统的现状，分析注水系统的能量损失，提出油田注水系统节能降耗的对策。本文就油田注水系统节能降耗的分析与探索进行论述。关键词：注水系统；节能降耗一、注水系统结构油田的注水管网系统主要由注水站、配水间、井口装置及连接配水间、注水井和井口的管网组成。长期以来，油田注水系统的运行管理仍然主要依赖操作人员摸索的经验进行判断，主观因素较大，虽然近些年来油田也在采用一些自动化的注水设备，但油田注水过程中自动化程度尚未成熟，准确程度不高。这就造成了目前国内油田注水系统管网效率偏底，而管网摩阻损失及各种控制阀件耗能偏高，从而有很大的节能降耗空间。大家都知道，注水系统是一个整体性极强的系统，而系统节能降耗，必须以整体能耗最低来建立目标值，通过系统配套优化措施达到系统总能耗最低的目的。比如整体优化和各注水站的优化是全局与局部的关系。各注水站的优化应在系统优化的统一目标下进行。这样不但能使本站取得良好的效果，而且还可以保证整个系统实现能耗最低。二、注水系统降耗原则油田注水系统主要是由注水站、注水管网和注水井组成。在注水系统效率指标的组成因素中，由于电机效率变化幅度很小，因此影响注水系统效率的主要因素之一是注水泵效率。一般而言，为降低系统能耗，总是遵循一下两个原则：一是通过泵站运行的优化调度。二是调整注水管网系统的布局调整。随着油田生产形式的日益变化，注水范围不断扩大，注水压力不断升高，进一步增加了地面注水工艺的难度。注水系统耗电高、成本高的矛盾日益突出。三、油田注水系统存在的技术问题与解决措施 1.注水系统能耗原因分析： 1.1 泵站投产设计方面由于工程资料不准确，对管路阻力计算不准确，选用过大的安全裕量，而选用设备时担心计算压力流量不能满足工艺需要，造成选用设备的额定流量超过工作时实际所需流量，多台泵联合工作时，不能实现高效工矿区运行。选用拖动设备功率过大，存在“不能满负荷运行”现象，导致电机功率和功率因数降低，无功损耗较大。 1.2 工艺要求变更方面随着油田开发需要而变更注水量，现场生产操作人员为满足生产需要，只有利用阀门增加管路阻力，满足流量，管网压力的工艺要求造成无功消耗增加，设备使用效率降低。 1.3 现场生产调节由于长期的各种原因，造成设备“只要转就是好泵”的认识的存在，加之注水泵的工作状态，受许多因素的影响，本质上是一个多变量，不易形成一套节能调节模式。 1.4 管理方面由于现场生产操作人员理论、实践水平所限，现场调节控制不熟练，导致设备在调整过程中的磨损不同程度影响设备的运行寿命，维护保养上也因工艺技术条件所限，业务技术掌握不够，修保质量不过关，不能保障设备处于优良的技术性能，不能最大限度地发挥注水泵的效率，管理上也因认识上的不到位，日常管理过程中监测手段不齐全、不完善，不少测试内容只能靠经验判断，管理上缺乏的精度和深度。 1.5 设备维护保养资金不到位，设备评估不完善，缺乏预防性修理及日常性强制保养措施；冷却系统流程、换热设备结垢严重，降温效果差，注水电机超温运行；机泵连轴器弹性减震胶圈磨损严重，机组震动大，监控计量误差大；造成机组达不到高效工矿区安全运行条件。 2.优化的注水措施：（1）要降低注水能耗就一定要降低泵压，要提高注水泵的运行效率就要对电机进行合理配备，最有效的途径之一就是选择大排量泵。大排量离心泵密封可靠、无泄漏、功率大、容积和水利损失小，同时大排量离心泵的阻力小，过流面积大，不仅整体泵效高，还可以在很大程度上降低能耗。因此，要降低注水系统能耗一定要根据实际工作需要，科学选泵，优化设备。研制高效新型注水泵及节能元件也是提高注水系统效率的重要措施。在电机的使用上也应注意选择新型高效的电机产品，尽量杜绝使用能耗大、效率低的电机，提高电机运行效率。（2）油田注水系统的节能重点，应立足于降低乃至消除泵管压差和井管压差产生的能耗。在应用分压注水技术方面，应按照不同水井的注水压力情况，合理有效地进行分配，在保证各个系统压力稳定的同时，达到电能损耗最少。比如第五采油厂根据实际情况，在油井中把吸水强的层段归拢在一起统一注水，把吸水弱的层段放在一起统一注水的做法，不仅改善了注水状况，还提高了注水质量，使每口井和每个注水层都能发挥各自的威力。运用这种注水方法，可以更有效地把躲在岩层下的油赶出来，进一步降低了能耗，提高了采收率，实现了精细注采。（3）减少注水设备损坏也是节能降耗的手段之一，在减少管网流量与压力损失方面，由于阀件、接头等元件中过液腐蚀，密封受损和老化引起的泄漏会构成管网流量损失，应通过选择高质量阀件，及时更换易损密封件来提高操作水平，避免损失，也可通过开发高效节能元件来减少压力损失。实际工作中也要考虑防止和减少注水井结垢、出砂和套管损坏，在注水井工艺方面要通过注水井的油压和日注水量大小的变化情况，结合套压情况检测注水井情况是否异常，也可根据注水曲线情况来检测注水井，并通过加深数据资料的汇总和分析来做