宁东油田小型橇装密闭注水系统的开发和应用

在总结常规注水系统设计经验的基础上,针对宁东油田滚动建产中注水井数较少的小区块,设计了小型橇装密闭注水系统。该系统主要由储水罐、清水处理装置、注水泵及配水阀组三大模块组成,用于注水站供水与井场增压。与常规注水站相比,橇装化的建站模式使设计周期缩短30%、施工周期缩短20%、投资费用节省30%,实现了油田注采同步进行。     

油田注水站设计改进与应用

新疆油田注水流程均采用成熟、安全可靠的工艺流程。北83井区注水系统简化了工艺流程，取消缓冲罐，减少操作环节，降低了工程投资和运行费用，取得了可观的社会和经济效益。同时将为今后小区块油田的开发建设提供宝贵的经验。     

河南油田高压注水系统有关问题的探讨

自８０年代末以来,河南油田对现有注水压力下不能达到配注量的部分欠注实施了增压措施,主要包括对较分散的注水井实施单井增注,对较集中的注水井实施集中增注或建低压输水管线实施分压注水,文中介绍了河南油田高压注水中分压注水和增压注水的工艺流程、设备选型、运行效果,并对其进行了经济分析。结果是选高压柱塞泵,它的效率高,投资少。它的普遍使用大大缓解了油田注水井的欠注问题。     

卫城油田高压注水工艺技术

卫城油田位于东濮凹陷中央隆起带北端 ,是由北东走向的卫东和卫西两个断裂带控制而形成的垒形复杂断块低孔特低渗油气藏 ,油田开发中高压注水井占整个油田的一半以上 ,突出表现为注水压力上升、注水量下降和注水单耗增加。为了解决这一问题 ,从卫城油田整体出发 ,进行了地面、井筒和油层三位一体的高压注水工艺研究 ,以达到提高注水开发效果、促进油田发展的目的。1 地面工程高压工艺技术根据油田地质特点 ,合理布置高压注水区块和单井增压方式 ,提高高压注水设备运转效率 ,达到管网设计与运行优化。( 1)区块整体高压注水与单井增压注水方式…     

低产油田机动间歇注水技术及设备

为了降低低产油田的开采成本，开发了机动是歇注水系统。其主要特点是用拖拉机作动力源来拖动罐车和驱三缸柱塞泵。该系统由地面机动部分、井口部分和附件组成导面机动部分包括拖拉机。注水泵和罐车，井口部分由常规注水井口改装而成，增加了快速接头１单向阀和注水枪。介绍了系统的工作原理、设备的保护和防冻措施，以及现场试验情况。试验结果表明，该系统省去了高压管网和高压泵站，使一次性投资比常规注水系统降低约４０％，能耗     

注水井增压注水试验

增压注水技术就是在原设计注水系统中,再安装增压泵,用以提高注水井井口压力,从而提高注水量。华北油田采油三厂对8口注水井进行了增压注水现场试验,结果表明,增压注水效果好、有效期长、经济效益高,尤其适用于油层条件较差、酸化增注无效的注水井。     

大庆长垣南部油田周期注水的做法及效果

本总结了大庆长垣南部周期注水的做法和效果。实践证明，在低渗透，薄油层，单井低注低产的油田上实施周期注不仅能够改善油田开发状况，而且也为低注井的冬季管理提供了方便条件。     

羊二庄油田注水管网的改造

羊二庄油田注水系统工艺流程由原来的注水单井→配水间→注水泵站两级布站方式简化为注水泵站直接对应注水单井的一级布站方式生产,简化掉注水系统中的配水间环节,注水井直接与注水干线相连,注水井水量的计量也由配水间转移到井口直接进行计量。与原运行方案比较,注水系统效率提高了7.13%,注水系统单耗降低了0.96 kW.h/m3,能够有效降低注水系统耗单耗。     

老油田注水系统的节能改造

长庆油田是典型的低渗透油田,注水系统用电量占油田总用电量的30%,为油田能耗大户。文章针对这种情况,分析了长庆油田老油区注水效率低、能耗较高的影响因素和主要原因,并以安塞油田为例,制订了系统的调整改造方案,通过注水站的改造、局部井口增压、注水管道优化等方案的实施,提高了注水系统效率,使注水系统单耗平均值降低至5.29kW.h/m3。     

利用超前注水技术开发低渗透油田

为了提高低渗及特低渗透油田的开发成果，提高探明储量动用程度，根据低渗透油田的地质特点并借鉴国内外油田的开发经验，通过渗流力学和油藏工程研究，提出了利用超前注水技术开发低渗透油田的方法，即采用先注后采的注水开发方式，合理补充地层能量，提高地层压力，使油井能够长期保持旺盛的生产能力。从水井注水时机、采油井投产时机、注水井最大流动压力、采油井合理流压、超前注水适应条件、超前注水实施要求6个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法在油田实际生产中取得了明显效果，对低渗及特低渗透油田开发实现效益最大化具有重要意义。     

沈阳油田沈二区注水系统节能降耗技术研究

针对沈阳油田二区注水系统水单耗较高的现状,研究了注水系统优化运行节能降耗的方法,建立了注水系统基本单元和注水管网的数学模型。以注水系统耗电量最小为目标函数,以井口压力、配注水量、注水站和注水泵排量为约束条件模型,依据模型的特点,提出了提出了两层优化方法。采用优化运行方案,二区注水系统得到明显改善,泵水单耗降低了0.51kWh/m3。     

注水电泵应用之我见

本文介绍了注水电泵的结构组成与工作原理，并根据其使用特点与往复泵进行对比，介绍了注水电泵在各油田的使用情况，从工程投资、运行费用以及维修等方面对注水电泵的应用提出了一些看法。     

倒置式潜油电泵井下增压注水技术研究与应用

涠洲12-1N油田是注水开发油田,地饱压差大。该油田注水水源由涠洲12-1A平台提供,管网注水压力14 MPa,在该注入压力下,注水量有限,注采比仅为0.25。为满足注采要求,必须进行增压注水(净增压值7 MPa),但由于受平台空间的限制,地面增加设备非常困难。提出了运用潜油电泵"倒置"于注水井井筒中,将14 MPa注水源增压至21 MPa来实现增压注水的方案。现场实验结果表明,涠洲12-1-B15井注水量由330 m3/d增加至1100 m3/d,满足了注采要求。该研究成果填补了国内海上油田井下倒置式潜油电泵增压注水的空白。     

沙漠油田注水系统简介

从事多年陆上油田业务的阿布扎比公司(ADCO以下简称公司)最近开始了一项改进注水系统(压力保持)的新设计,以提高该公司所辖三个主要油田——阿萨布、巴布和布哈萨的管理水平。这项新设计的主要目的是将现有的“双井”注水系统改进和扩大为“丛式井”注水系统,这样不但可提高已开采产油层的轻烃收率而且能确保最高稳产期达20年。目前,阿萨布和巴布两油田的“丛式井”工程计划已由该公司的工程技术人员完成了国内的工作。该公司在认真总结本国标准、设计程序和技术规范的基础上,能够将全面的工程实践与实际运行技术结合在一起,形成一个适于当地环境特点的工程项目。上述项目具有基建投资低,维修费用少,便于后期调整改造等优点。     

石西油田石炭系深层火山岩油藏技术经济评价

如何对深层裂缝性火山岩油藏进行项目经济评价是当间经济评价工作的一个难题,通过测算石西油田开发工程投资和方案采油成本,特别是将石西油田深层裂缝性火山岩油藏开发建设工程各项定额的制定,以及投资,生产成本费用的测算,作为经济评价工作的重点进行了研究,依据石西油田特殊的地质状况,地理环境和开发实际情况创立了一整套深层火山岩油藏技术经济评价方法,并建立了经济可采储量及建百万吨产能极限投资的计算方法,该方法大     

确定油田经济产量的最低运行费用法

我国大部分老油田已进入注水开发中后期，产量递减不可避免，油气开采成本逐年递增，直接影响着油田的经济效益。最低运行费用法从生产决策的角度出发，以油井为计算单元，通过确定单井的最低运行费用来计算油田的经济产量。单井日产油量的税后收入与维持油井正常生产所必须的最低日消耗费用刚好持平时，其日产油量就是该井的经济极限产量；而当日产油量的税后收入低于最低日运行费用时，其日产油量则为单井无效益产量。这种方法既涉及油田的地质开发参数，又考虑了目前的经济技术参数。参3(刘斌摘)     

尕斯油田注水系统诊断及优化设计

通过对尕斯油田注水系统的调查,全面诊断了该油田注水系统运行情况,根据图论和水力学相关知识,建立了管网优化数学模型,并编制了相关程序,对已建油田注水系统进行全面地模拟及优化,确定注水井与配水间的关系、注水站的站址、注水管网布局、运行参数。为油田注水系统高效率运行和整体最优规划提供技术支持。     

河南油田高压注水系统有关问题的探讨

自80年代末以来,河南油田对现有注水压力下不能达到配注量的部分复注井实施了增压措施,主要包括对较分散的注水井实施单井增注,对较集中的注水井实施集中增注或建低压输水管线实施分压注水,文中介绍了河南油田高压注水中分压注水和增压注水的工艺流程、设备选型、运村效果,并对其进行了经济分析。结论是选用高压柱塞泵,它的效率高,投资少．它的普遍使用大大缓解了油田注水井的火注问题．     

提高中原油田注水系统效率的措施探讨

１中原油田注水系统现状及存在的问题中原油田目前共有注水井１６４３口,注水支干线２４５ｋｍ,井口注水管线８００ｋｍ;已建大型离心泵站１１座,离心注水泵４８台,小型增注站７２座,柱塞泵３３５台,注水泵装机总容量为１０５０４４ｋｗ。油田年注水量３８２９．３...     

游园沟油田试注水可行性分析

游园沟油田在70年代进行了试油，1996年后才进入试采，由于未进行注水能量补充，油田产量一直较低。注水作为油田补充能量的重要手段，已广泛应用于不同油藏，通过对游园沟油田初期注水，可对油田以后的调整起到积极的作用，对于提高单井产量和进一步挖潜是十分必要的。本文通过对游园沟油田生产特征及地质特征进行分析，并在此基础上对游斜1井试注水的可行性及注水要求做了初步探讨。