油田注水系统监测优化
石油石化节能https://www.360docs.net/doc/893048228.html,
修丽群：油田注水系统监测优化第7卷第11期
1现状
为保证地层压力，许多油田均采用注水开发的
方式进行开采。在非均质多油层砂岩油田的开发及采收率的提高的过程中，注水开采起到了非常重要的作用[1-2]。近年来，注水工艺的高速发展有效解决了油藏的层间、层内和平面之间的矛盾，提高了注水的波及系数，有效延长了油田开采寿命，保障了油田的高产稳产。
受国际油价影响，油田的规模不断扩大、注水井的数量不断增加、作业施工频繁，部分水驱井变为聚驱、三元复合驱注入井[3-7]，使得在泵站总供水充足的情况下，部分注水井实际压力和注水量产生较大缺口，而一些注水井的实际注水量超出需求量。又由于整体系统是相互关联的，常出现多个泵站影响一口井的情况，注水不足的井很难找到直接影响它的泵站就行调整，通常需高价购买清水进行补充，增加开采成本。并且从生产实际来看，多个泵站为一条注水干线注水、同一泵站为多条注水干线注水，这种跨区块的、多对多的注采模式使得对某一区块的压力分析和水量监测成为难点。针对这些问题，对注水系统的压力及水量监控机制提出了优化方案，可明确分析出导致某一区块注水量变化
的直接和间接因素，指导优化开泵方案，为油田降本增效提供有力的数据支撑和理论指导。
2典型的多区块注水系统流程
目前国内油田常见的注水单元，采出水经处理
站净化引入储罐，由多个注水泵共同注入到注水干线上，采用“集中注水，单井或多井配水”流程，注水站采用高压离心注水泵增压方式集中供高压水，由许多注水单元构成注水系统管网（图1）
。
图1注水站注水流程
按照层系和砂岩特点，通常将油田系统按区块划分，不同区块有多条注水干线，由多个注水站进行注水。
截止2014年底，大庆油田某注水系统建成4类水质的注水站21座、注水泵83台，注水能力39.84×104m 3/d，系统运行负荷率63.1％。共有注水(入)井3959口，其中水驱注水井（基础、一次、
油田注水系统监测优化
修丽群（大庆油田有限责任公司第三采油厂）
摘要：目前国内外许多油田为提高采出率，保证地层压力，均采油注水驱替的方式补充地层能量进行开采。但是开发多年后，管网的维护和改造使注水井的配注量发生了改变，使得在管网系统供水能力富裕的情况下，注水量与需水量不相匹配。而在注水系统中的不同注水站之间相互影响，当一个区域出现注水不足或过剩的情况，很难找出影响它的直接因素，因而造成资源的浪费。为解决上述问题，以国内某油田某区块为研究对象，对注水系统的压力及水量进行监控，明确压力异常原因后，指导开泵方案，降低日耗电量近1×104kWh，约6.5万元，为油田降本增效提供有力的数据支撑和理论指导。
关键词：注水系统；压力检测；区块；节能优化DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2017.11.012
作者简介：修丽群，2016年毕业于东北石油大学（油气储运工程专业），从事计量间及油水井管理工作，E-mail：996577741@https://www.360docs.net/doc/893048228.html,，地址：黑龙江省大庆油田有限责任公司第三采油厂三矿302队，163000。
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油田注水气安全
油田注水（气）安全1．注水站和注水管网的安全运行要求 注水站的作用是把供水系统送来的或把经过处理符合注水井水质要求的各种低压水，通过水泵加压变成油田开发需要的高压水，经过高压阀组分别送到注水干线，再经过配水间送往注水井，注入油层。 注水站主要有储水罐、供水管网、注水泵房、注水泵、高低压阀门等组成。其中注水泵主要采用高压多级离心式泵。注水站的工作环境为高电压、高水压和高噪声，因此，注水站应注意以下安全事项：额定电压6千伏的电动机，用摇表测定电动机定子线圈的绝缘电阻，在电机热状态下每千伏绝缘电阻值应不小于1兆欧姆，电机缺油停机保护装置要保持灵敏、可靠；启动注水泵时必须一人操作，一人监护，非操作人员应距离机泵5米以外，停泵(包括紧急停泵)时，应注意先尽可能降低电流，再进行停机操作；储水罐中油帽(水中浮油)厚度不得超过0．5米的安全要求，储水罐的防雷击、防静电装置符合要求并定期检测，储水罐的安全附件、高压泵的安全阀和回流阀要完好、可靠，特别要注意高压水的刺漏伤人，开关高
压阀门时一定要站在手轮或操作杆的侧面，避免丝杠、手轮飞出伤人；要定期检查管线的腐蚀情况，及时更换。 2．污水处理站的安全要求 伴随着油气开采，同时采出的大量污水是注水的主要水源。但 在污水中含有溶解氧、二氧化碳、硫化氢、溶解盐类等物质，直接 使用会造成金属设备的腐蚀，所以注水用污水要经过一定处理，以 达到使用要求。一般常用的水质处理措施有沉淀、过滤、杀菌、脱 氧等方法，这些方法，有些是物理方法，有些是化学方法。污水处 理站的主要设备有真空泵、清水离心泵、加药泵、搅拌泵、过滤罐、沉降罐等。 工作过程中应重点注意：药剂的储存、使用符合规定要求，每 一种药剂都会不同程度地存在对环境或人员的影响，在药品搬运或 投加操作时，操作者应穿戴规定的工作服，尽可能避免药剂与皮肤 接触；加药完成后，应清理加药过程漏下的药剂，将用过的包装袋 清理好，妥善放置、处理，不能与其他物品混放。操作者皮肤与药 剂接触时，应立即清洗干净。
油田注水水质标准
创作编号： GB8878185555334563BT9125XW 创作者：凤呜大王* 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
油田采油注水站化学药剂使用管理规定
注水站化学药剂使用管理规定 为加强化学药剂的使用管理，保证化学药剂长期安全使用，防止化学药剂在进货、验收及使用中出现管理漏洞，特制定本管理规定。 一、管理规定： 1.队长、技术员、班长对入站、点的进料和日常管理、安全使用和 储存负责。 2.每批次化学药剂必须经生产部和技术监督科共同抽样送胜利油田 采油院检验，检验合格后方可使用。 3.进料时，应由队领导、班长进行交接，并做好详细记录，记录单 包括化学药剂的种类、型号、生产厂家、生产时间、保质期、数量（入站必须进行精确计量）、特殊特性及进料时间，记录单一式三份，由队长、和班长分别签字，其中一份交给生产部，一份由队领导保管，一份由班长保管，月底三方核对一次。 4.站、点要建立化学药剂使用管理台帐，详细记录每天的进料数、 用料数、加药时间、药剂泵排量及空桶数，并且由上小班人员每班进行交接，队领导和班长监督。 5.站、点工人投加化学药剂时（必须穿戴齐全劳保用品），空桶内化 学药剂剩余不得超过30克，并且严格执行交接班制度，队领导和班长负责监督。 6.站、点储料地必须保持干净，防止日晒，防雨，温度（大于0℃、 小于30℃）,通风条件好，杜绝明火，化学药剂分种类、分批次
摆放整齐有序，容易发生反应的两种药剂必须隔离放置在安全范围2米外，同种药剂按进料的先后顺序使用，避免药剂过期变质； 加完料后加料口附近不得残留化学药剂。 7.站、点加料所产生的空桶站上不得私自处理，必须由XX油公司按 照有关规定统一处理。 8.站、点严格按照相关部门制定加药量加注，厉行节约，杜绝浪费， 化学药剂加药必须保持连续平稳，不得间断投加。 9.化学药剂禁止饮食；避免剧烈碰撞。 10.生产部不定期对站、点储料地、化学药剂台帐、药剂加注地进行 检查，并将检查结果纳入XX油公司月度双文明考核评比当中。 二、药剂配制 a)药剂配制时，必须穿戴齐全劳保用品，电器操作人员必须戴绝 缘手套。 b)化学药剂进料后，仔细检查桶装药剂，易挥发药品将桶盖拧紧， 按规定分类摆放。 c)配制含有挥发物质的药剂（如：破乳剂、清蜡剂），禁止烟火， 夏天开桶时应先拧动桶盖让蒸气放出后再完全打开。 d)凡能产生毒气和刺激性气体的化学药剂，贮存容器必须密封 好，外环境通风好，操作时必须穿戴工作服、眼镜、口罩、乳 胶手套，工作完后彻底洗手。 e)在施工中，有腐蚀的化学药剂如不慎将药剂溅到皮肤上，必须 急时用大量清水冲洗15-20分钟，严重者及时到医院检查治
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
油田注水系统监测优化
石油石化节能https://www.360docs.net/doc/893048228.html, 修丽群：油田注水系统监测优化第7卷第11期 1现状 为保证地层压力，许多油田均采用注水开发的 方式进行开采。在非均质多油层砂岩油田的开发及采收率的提高的过程中，注水开采起到了非常重要的作用[1-2]。近年来，注水工艺的高速发展有效解决了油藏的层间、层内和平面之间的矛盾，提高了注水的波及系数，有效延长了油田开采寿命，保障了油田的高产稳产。 受国际油价影响，油田的规模不断扩大、注水井的数量不断增加、作业施工频繁，部分水驱井变为聚驱、三元复合驱注入井[3-7]，使得在泵站总供水充足的情况下，部分注水井实际压力和注水量产生较大缺口，而一些注水井的实际注水量超出需求量。又由于整体系统是相互关联的，常出现多个泵站影响一口井的情况，注水不足的井很难找到直接影响它的泵站就行调整，通常需高价购买清水进行补充，增加开采成本。并且从生产实际来看，多个泵站为一条注水干线注水、同一泵站为多条注水干线注水，这种跨区块的、多对多的注采模式使得对某一区块的压力分析和水量监测成为难点。针对这些问题，对注水系统的压力及水量监控机制提出了优化方案，可明确分析出导致某一区块注水量变化 的直接和间接因素，指导优化开泵方案，为油田降本增效提供有力的数据支撑和理论指导。 2典型的多区块注水系统流程 目前国内油田常见的注水单元，采出水经处理 站净化引入储罐，由多个注水泵共同注入到注水干线上，采用“集中注水，单井或多井配水”流程，注水站采用高压离心注水泵增压方式集中供高压水，由许多注水单元构成注水系统管网（图1） 。 图1注水站注水流程 按照层系和砂岩特点，通常将油田系统按区块划分，不同区块有多条注水干线，由多个注水站进行注水。 截止2014年底，大庆油田某注水系统建成4类水质的注水站21座、注水泵83台，注水能力39.84×104m 3/d，系统运行负荷率63.1％。共有注水(入)井3959口，其中水驱注水井（基础、一次、 油田注水系统监测优化 修丽群（大庆油田有限责任公司第三采油厂） 摘要：目前国内外许多油田为提高采出率，保证地层压力，均采油注水驱替的方式补充地层能量进行开采。但是开发多年后，管网的维护和改造使注水井的配注量发生了改变，使得在管网系统供水能力富裕的情况下，注水量与需水量不相匹配。而在注水系统中的不同注水站之间相互影响，当一个区域出现注水不足或过剩的情况，很难找出影响它的直接因素，因而造成资源的浪费。为解决上述问题，以国内某油田某区块为研究对象，对注水系统的压力及水量进行监控，明确压力异常原因后，指导开泵方案，降低日耗电量近1×104kWh，约6.5万元，为油田降本增效提供有力的数据支撑和理论指导。 关键词：注水系统；压力检测；区块；节能优化DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2017.11.012 作者简介：修丽群，2016年毕业于东北石油大学（油气储运工程专业），从事计量间及油水井管理工作，E-mail：996577741@https://www.360docs.net/doc/893048228.html,，地址：黑龙江省大庆油田有限责任公司第三采油厂三矿302队，163000。 34
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
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 注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。油田污水中的油分按油珠粒径大小可分为四类：浮油、分散油、乳化油、溶解油。 3、平均腐蚀率 注水开发过程是一个庞大的系统工程，涉及到的金属材质的设备、管网、油套管等数量众多，投资巨大。国内外注水开发油田实践表明，减缓注入水的腐蚀性，对于提高油田注水开发的经济效益意义重大。 4、膜滤系数 注入水膜滤系数的大小与许多因素有关。如悬浮物（固体）的含量以及粒径大小、含油量、胶体与高分子化合物浓度等。膜滤系数越大，注入水的注入性就越好。
注水系统优化运行方案研究
Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2018, 40(6), 100-104 Published Online December 2018 in Hans. https://www.360docs.net/doc/893048228.html,/journal/jogt https://https://www.360docs.net/doc/893048228.html,/10.12677/jogt.2018.406127 Study on Optimized Operation Scheme of Water Injection System Jiajun Xu1, Dongxu He1, Yuanfa Zhang1, Xinchang Yu2, Tao Ding3, Shouqin Li3 1Shengli Oil Production Plant, Shengli Oilfield Company, SINOPEC, Dongying Shandong 2College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Huadong), Dongying Shandong 3Dongxin Oil Production Plant, Shengli Oilfield Company, SINOPEC, Dongying Shandong Received: Sep. 30th, 2018; accepted: Oct. 28th, 2018; published: Dec. 15th, 2018 Abstract In consideration of the actual situation of pressure loss and energy consumption of the water in-jection system in the oil production plant, by using the finite element analysis and hydraulic prin-ciple, according to the topological structure characteristics of the oilfield water injection system, the mathematical model of the injection pump combination optimization and the simulation mod-el of the oilfield water injection system were established, and the graphic methods of parallel op-eration of water injection pump were proposed. Based on the technical principle of simulation and optimization for oilfield water injection system, the water injection system management and op-timization platform is established, the optimal scheme of pump station operation is found through optimization model, and the purpose of energy saving and consumption reduction in water injec-tion system is achieved. Keywords Water Injection System, Mathematical Model, Simulation Model, Optimized Management Platform, Optimized Operation Plan
油田注水口堵塞原因及解决思路
油田注水井堵塞产生原因及解决思路 1）常规注水井堵塞 在油田注水开发过程中，由于外来液体与储层岩石矿物和储层流体等不配伍．水中悬浮物质、微生物及代谢产物的存在，以及原油中石蜡、沥青胶质等析出，常引起地层堵塞，使注水井吸水能力下降，注水压力升高，影响原油生产。因此，对注水开发的油藏，必须采用合理的保护油气层措施．防止地层损害。 2）含聚污水注水井堵塞机理 在油田开发过程中，由于种种原因，造成储油层渗透率大大降低，尤其是对于低渗油藏，可能造成油气井降低产量或失去产能，我们把这种现象称为油藏堵塞。 从堵塞物成分分析、堵塞物成因及堵塞机理、化学解堵技术3个方面综述了近10年来注聚井堵塞及解堵技术的研究与应用情况。现场取样分析结果表明,注聚井堵塞物均是无机物和有机物组成的混合物。堵塞物成因及堵塞机理归纳如下:聚合物吸附滞留;聚合物相对分子质量与储层孔喉尺寸不配伍;地层微粒运移;细菌及其代谢产物;无机物引发的聚合物胶团;聚合物溶液配制及稀释操作不当。 含聚污水注水井堵塞原因是受物理和化学共同作用的结果，是有机和无机的复合堵塞，其堵塞机理为化学反应结垢(无机堵)及物理作用形成有机质胶团(有机堵) (1)化学反应结垢——无机堵 常见的无机沉淀有碳酸钙(CaCO3)、碳酸锶(SrCO3)、硫酸钡(BaSO4) 、硫酸钙(CaSO4)、硫酸锶(SrSO4)等。产生无机沉淀的主要原因有两个：第一是外来流体与地层流体不配伍；第二是随着生产过程中外界条件的变化，地层水中原有的一些化学平衡会遭到破坏，平衡发生移动而产生沉淀。 这些沉淀可吸附在岩石表面成垢，缩小孔道，或随液流运移在孔喉处堵塞流动通道，使注入能力及产量下降。 （2）物理作用形成聚合物胶团——有机堵 这些污泥主要由沥青质、树脂、蜡及其它碳氢化合物组成，这种污泥很难溶解，一旦生成，清洗是很困难的。据报导美国有30％以上的原油与酸作用可形成这类污泥外来液体引起原油PH值改变而导致沉淀。高PH值的钻井液和水泥浆滤液侵入地层，可沉淀。促使沥青絮凝、沉积。酸化时，一些含沥青的原油与酸接触时，会形成胶状污泥。 有机垢堵具体体现在以下2个方面: 在油管、射孔孔眼或地层中,由于温度或压力的变化,使得重烃馏分不溶于原油并开始结晶而沉淀出的石蜡或沥青质,堵塞了孔隙孔道,大大降低了油水渗透率。 一般地,含蜡量高、原油粘度大、渗透性差、含水低、产液量低、具有出砂史、井底温度、压力变化大的油层易发生油堵。在生产中表现为产液量缓慢或很快降低,关井后或作业后井开不起来。 现场抽取1口含聚污水注入井的水井返排物进行化验组分分析：返排物的主要成分是粘土与杂质、聚丙烯酰胺、硫化物和碳酸盐类。
油田大型注水系统调速节能技术
大庆石油学院学报000117 大庆石油学院学报 JOURNAL OF DAQING PETROLEUM INSTITUTE 2000 Vol.24 No.1 P.58-62 油田大型注水系统调速节能技术 贾光政 常玉连 邹龙庆 何平 高胜 摘 要：对油田注水系统的用能进行了分析，确定了在生产过程中能量损失主要在注水站内的泵管压差和站外的注水管网，发现对注水泵进行调速，可以降低泵管压差，有助于优化运行整个管网系统. 给出了应用变频调速和加装液力调速离合器的节能计算公式，并对注水泵机组的节能效果进行了估算，提出了油田大型注水系统的优化运行控制的方案，并用初期开发的计算机软件对杏南油田注水系统做了仿真计算. 计算结果表明，通过对某调速机组的调节和控制，可以优化调度整个注水管网的运行，从而使整个注水系统用能最优. 如果按此方案进行调速和运行控制，杏南油田注水系统可节能1 000 kW/d. 关键词：注水系统； 调速运行； 优化运行； 效率； 节能 分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1000-1891(2000)01-0058-05 Study on energy saving technology used for large water-injection system in oilfield JIA Guang-zheng CHANG Yu-lian ZOU Long-qing GAO Sheng （Dept of Mechanical Engineering, Daqing Petroleum Institute, Anda, Heilongjiang 151400, China） HE Ping （Oil Recovery Plant No. 5, Daqing Petroleum Administration Bureau, Daqing 163514 ,China）Abstract：The energy consumption in a large water-injection system is analyzed. It is found that the energy lost resulted mainly from the pressure difference between pumps and pipelines in the water-injection stations and the pipeline networks out of the station. Adjusting the speed of centrifugal pump can reduce the pressure difference between the pumps and the pipelines, which is useful for optimizing the whole pipe networks system. The energy saving formulae under the conditions of installing regulator of variable frequency and hydraulic speed regulator are given. The energy saving results are evaluated. The optimum plan for controlling the Xingnan oilfield water injection system is presented. The simulation calculation of the water-injection system in Xingnan oilfield is made. The simulating result shows that the water injection system in Xingnan oilfield can save power of 1000 kW/ d by using the new technology. Key words：water injection system; adjusting speed; optimization; efficiency; energy saving 0 引言 油田注水是保持地层压力、保证油田长期稳产高产的重要措施. 注水用电量约占整个油田总用电量的40%. 由于系统中各注水井的吸水能力及配注量不同，同时,还要保证注水井的测试、洗井等用水，因此,在生产过程中注水流量波动较大. 为了适应注水量的波动，则需频繁调整注水泵运行方式. 一般只能通过调节阀门来控制流量，这必然使注水泵与管网之间产生压差. 大庆油田各采油厂的注水系统的泵管压差造成的能量损失占泵输出能量的2.5%～15.0%；管网损失（管阻、配水间与井口节流造成的能量损失）占泵输出能量的3.3%～30.0%. 可见，要降低注水系统的能耗，有降低泵管压差与降低管网损失两条途径，而这些都可通过调速来实现. file:///E|/qk/dqsyxyxb/dqsy2000/0001/000117.htm（第 1／6 页）2010-3-22 17:40:55
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
油田注水工作指导意见(试行版)
中国石油 油田注水工作指导意见 （试行） 中国石油勘探与生产分公司 二〇〇九年四月
目录 第一章总则 第二章注水技术政策 第三章注水系统建立 第四章注水调控对策 第五章注水过程管理 第六章注水效果分析与评价 第七章技术创新与人才培养 第八章附则
第一章总则 第一条为了进一步强化油田注水工作管理，提高油田注水开发水平，特制定《油田注水工作指导意见》，以下简称《指导意见》。 第二条油田注水开发要把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿始终，努力控制油田含水上升速度和产量递减，夯实油田稳产基础，提高油田注水开发水平和水驱采收率，培养一支脚踏实地，埋头苦干的开发技术队伍。 第三条油田注水是一项系统工程。油藏工程、采油工程和地面工程要相互结合，系统考虑，充分发挥各专业协同的系统优势。要科学制定注水技术政策，优化注水调控对策、强化注水过程管理和注水效果分析与评价、注重技术创新与新技术应用，最大限度地提高注水效率，节能降耗，实现油田注水开发效益的最大化。 第四条牢固树立以人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，强化安全生产工作。油田开发建设和生产过程管理中的各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合健康、安全、环境（HSE）体系的有关规定，积极创造能源与自然的和谐。 第五条油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法律、法规和股份公司的规章制度，贯彻执行中石油的发展战略。 第六条《指导意见》适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。控股、参股公司和国内合作的油田开发活动参照执行。
第二章注水技术政策 第七条注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据，主要包括油田开发层系划分与注采井网部署、注水时机、细分注水、注水压力确定、水质要求等。 第八条开发层系划分和注采井网部署。将性质相近的油层组合成一套层系，采用一套独立井网进行开发，使每套井网的开采对象渗透率级差控制在5以内，各小层间吸水相对均匀。开发井网要具有较高的水驱储量控制程度，中高渗透油藏一般要达到80％以上，低渗透油藏达到70％以上，断块油藏达到60％以上。要充分考虑储层砂体形状及断层发育状况、断块大小及形态、裂缝发育状况等，确定井网几何形态、油水井井别、注采井排方向和井排距，井网部署要有利于后期调整。 第九条注水时机。中高渗透砂岩油藏，要适时注水，保持能量开采；低渗透砂岩油藏，应实现同步注水，保持较高的压力水平开采，低压油藏要开展超前注水。需要注水开发的其它类型油藏应根据具体特点确定最佳注水时机。新油田投入注水开发，要开展试注试验。 第十条注水压力界限。井底注水压力严格控制在油层破裂压力以下。确定合理的注采比，注水开发油田应保持注采平衡，中高渗透油田年注采比要控制在1.0左右，低渗透油田年注采比要控制在1～1.5，天然能量较为充足的边底水油藏要根据压力保持水平确定合理的注采比。达不到配注要求的层段要采取油层改
油田注水系统可视化技术研究
油田注水系统可视化技术研究 伴随着计算机等先进技术的发展，可视化技术在油田开发中得到了广泛的应用。从可视化技术的应用出发，在对油田注水系统的提升措施进行分析的基础上，探讨了油田注水系统可视化技术的应用。该研究对油田可视化技术的应用有一定的参考作用。 标签：油田；注水系统；可视化技术 以科学计算可视化作为基础发展起来的可视化技术，其最初主要应用在科学计算与工程测量中。伴随着可视化技术的不断发展，其所应用的领域也成扩大化的发展趋势。本文从油田注水系统的层面出发对可视化技术进行深入的研究与分析。 1可视化技术的应用 可视化技术指的是通过三维表现技术来实现对三维世界物体的再现，进而呈现出三维形体所具有的复杂信息。可视化技术是伴随着计算机图形学的发展而快速发展的新型技术，有着较广泛的应用途径。从现有石油行业的情况来看，可视化技术就被广泛的应用在石油勘探、油田开发以及油气集输等等诸多环节。油田注水系统中通过可视化技术的应用，能够极大的降低运营难度与成本，提高系统的安全性，进而有必要对油田注水系统的可视化技术进行深入的研究。从可视化技术的发展趋势来看，其与互联网、人工智能等等的结合会不断的促进自身技术优势的增加，进而在油田注水系统的优化中发挥更大的作用。 2油田注水系统的提升措施分析 油田注水的目的是为了维持油田能量，确保油层压力，进而促使供液能力的提高，并实现原油递减率的降低。简而言之，油田注水是油田维持地层压力的重要措施。从我国现有油田的实际情况来看，多数油田都处在高含水期，这就使得注水量大的问题导致油田生产投入成本的增加，进而有必要从油田的实际情况出发来确定油田注水系统的提升措施。 油田注水系统效率指的是油田注水到注水井中的总能量在注水泵电动机消耗总能量中所占的百分比。通常情况下，油田注水系统的效率分为电动机效率、注水泵平均运行效率以及管网效率三个部分。其中电动机效率指的是对注水泵电动机消耗能量的描述；而注水泵平均运行效率则是用来对注水泵消耗能量的描述；管网效率则是对管网的摩阻损失进行描述。正因为油田注水效率由这三大部分组成，决定了确定油田注水系统提升措施上也应从提高注水设备效率与调节注水系统参数入手来实现油田注水系统效率的提高。从提高注水设备效率的层面来看，需要加强对电机、泵以及管网等各个环节的优化。电机应用的优化主要指的是应结合油田的实际情况，确定合理节能高效的电机。泵的优化则指的是通过注水泵的优化来提高泵效率。管网的优化主要是指通过合理的布局来降低管网摩擦