地面增压注水电泵

注水开发油田的中低渗透层注水井，已不能用常规柱塞泵完成配注任务，采用地面增压注水电泵较好地解决了这一问题。地面增压注水电泵由电机、电泵等7部分组成（见图1）。电机采用全密封双壳结构，可以承受25MPa的来水压力。高压来水从电机尾部进入双壳环隙，通过电机前端进入电     

ZSDL-Ⅱ型增压泵

为满足部分注水井压力的要求。必须对其进行辅助增压，要求一些更方便、更灵活可靠的注水设备作为补充，ZSDL-Ⅱ型高进高出式增压注水电泵正是为满足这一要求而研制开发的高新技术产品，在纯梁油田应用后，取得了较好的效果。     

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。     

倒置式增压注水电动潜水泵

鉴于电动柱塞泵增压注水时,需要新建泵房,维修工作量大,研制了潜油倒置式增压注水电泵,这种注水泵与常规电泵机组不同的是离心泵是倒置的,应用时配以专用的过电缆高压井口悬挂器,实现井口高压密封.这种泵具有户外安装无需建泵房、无噪声、无介质漏失、不污染环境、运转寿命长和免维护等特点.在胜利、辽河油田等6口井的应用表明,这种泵具有显著的增压注水效果,适合于边远井的增压注水.     

倒置式增压注水电动潜油泵

鉴于电动柱塞泵增压注水时,需要新建泵房,维修工作量大,研制了潜油倒置式增压注水电泵,这种注水泵与常规电泵机组不同的是离心泵是倒置的,应用时配以专用的过电缆高压井口悬挂器,实现井口高压密封。这种泵具有户外安装无需建泵房、无噪声、无介质漏失、不污染环境、运转寿命长和免维护等特点。在胜利、辽河油田等６口井的应用表明,这种泵具有显著的增压注水效果,适合于边远井的增压注水。     

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。     

矿化度梯度注水工艺新技术研究

注水是保持地层压力、提高原油采收率的主要措施之一。对含有敏感性矿物的砂岩储层,注水引起的水敏伤害是导致注水井吸水能力下降的主要原因之一。针对荣兴屯油田储层含敏感性矿物较高的特点,开发了将注入水矿化度逐级从地层水矿化度降至水源水矿化度的梯度注水工艺新技术。为加强增注效果并便于现场实施再辅以投加粘土稳定剂。室内试验及现场应用表明,该工艺较常规的措施适应性强,增产增注效果好。     

复杂断块油藏改善注水开发效果技术研究

针对复杂断块油藏断层多、断块小、构造复杂、油藏类型多,开发过程中面临构造落实难度大、注采井网完善程度低、层间矛盾突出、注水储量损失严重等问题,通过精细地质研究,根据不同类型油藏存在的问题及潜力,创新思路调整注采,不断优化注采井网.采取了直井水平井组合注采、一对一点状注水、二次压裂、增压注水、深部调驱以及细分注等强化注水措施,改善了复杂断块油藏的注水开发效果,有效提高了油田水驱储量控制程度和动用程度,对于同类油藏开发具有一定的借鉴.     

DGC系列高压输送磁力泵增压注水技术应用

针对一些局部、分散的高压注水井，利用ＤＧＣ系列磁力输送泵增压注水，在系列注水压力不变的情况下，提高单井注入压力３ＭＰａ满足了这部分井的配注要求，较其它增注措施有更好的经济效益。     

计算注水井增注水量的简易方法介绍

随着油田的开发,注水井欠注日益严重,影响油田的开发效益。泵站增压是注水井增注的主要措施之一,但受到注水管网、地层物性的影响,增压值与增注量的关系难以确定。提出注水井增注量的简易计算方法,采用现场经验公式计算各注水井的吸水指数,建立吸水指数与注水量及井口注水压力的关系,为注水井增注量的计算提供简便方法。以新疆油田采油二厂803泵站注水管网为例,对8363单井进行增注分析,计算得到泵站压力提高2 MPa,片区增注量102.56 m³/d,与Pipephase模拟结果误差为0.23 MPa。同时计算不同原油价格和含水率条件下增注增产带来的收益,并与增注增加的电力费用对比。     

鄯善油田注水井欠注原因分析

注水是保持鄯善油田地层能量的主要手段。随着油田开发的不断深入，注水井欠注问题日益突出,增注措施缺乏针对性，效果不理想，注采矛盾加剧。文章通过对欠注井的油藏特征、措施状况及注水历史等的有机结合，研究分析了鄯善油田欠注井欠注的主要原因，为油田实施增注措施提供了依据。     

提高油田增压注水系统效率的研究

目前油田普遍采用增压注水泵来提高注水压力 ,达到提高驱油效果的目的 ,但增注系统能耗大 ,成本高。因此 ,增注系统的节能降耗尤为重要。通过对增注系统的电机和增压泵的特性研究 ,提出提高增注泵电机效率和增压泵运行效率的方法 ,从而提高了油田增压注水系统效率 ,降低了注水成本 ,取得了显著的经济效益     

特低渗透层注水井增压注水探讨

本文讨论的是大庆油田萨中地区特低渗透层注水井的注水问题。在萨、葡油层过渡带和高台子油层过渡带的一些特低渗透层注水井,油层破裂压力在15.7MPa 左右,这部分注水井占注水井总数的8.9%,这部分井纳入一般高、低压注水系统是完不成配注量的,故此采取了增压注水措施,即井口区域单泵增压注水。另外文内对如何选井、如何选泵以及增压注水的经济效果和有待进一步解决的问题也作了阐述。     

水力自动调压装置在非均质油藏的应用

水力自动调压装置应用于注水不平衡的非均质油藏,通过装置的自动调节,低压注水井多余的能量转移到达不到配注要求的高压注水井,实现区块均衡注水,从而解决注水井欠注的问题.同时还具有较好的节能效果.该装置与堵水、调驱等增产工艺联合应用,解决了高渗透层被封堵后措施井注水不平衡的问题,可提高区块的注水效率,对区块调整注水方案和稳油...     

气田水回注水质指标的研究

气田水回注是气田开发的一项重要基础工作,为使气田水回注有章可循,通过对四川气田地层资料和各矿气田水回注现状调查了解,借鉴国外注水水质标准和国内自五十年代以来各个时期设计规范、技术规定,以及各油田提出的注水指标,研究制定了“气田水回注水质推荐指标”,作为制定四川石油局气田水回注指标标准的依据,并为今后逐步修订和完善打下基础。     

丘陵油田增压注水技术研究与应用

在低渗透注水油田的开发过程中,存在许多井欠注的问题,常规的酸化、压裂等措施未达到理想的效果.增压注水是解决这一问题的有效途径,丘陵油田实施这一措施后,见到了比较好的效果.这一技术对类似油田欠注井的增注具有借鉴意义.     

刘峁塬长8油藏提高压裂措施效果方法研究

姬塬油田刘峁塬长8油藏是典型的超低渗透油藏,区块平均渗透率在0.3 mD以下。该区块2009年投入注水开发,投注初期注水压力超过20 MPa,且有部分注水井长期达不到配注要求,采取压裂、酸化等降压增注措施后仍然欠注。针对该问题,开展了新型降压增注剂研究。通过室内实验,分析该区块的高压欠注机理后得出:区块欠注原因为储层物性差,渗透率低,注入水和储层存在强水敏效应,注水过程中存在贾敏效应,注入水与地层水不配伍。根据欠注原因研发了具有酸性、降黏、防膨、防垢、除垢能力的新型降压增注剂。通过矿场注水站投加6个月后,70%的注水井压力平均下降0.8 MPa,单井日注水量从8 m3增加到25 m3,取得了较好的降压增注效果。新型降压增注剂为解决超低渗透油藏高压欠注问题提供了新的思路,为提高区块压裂措施效果提供了新的方法和借鉴。     

注水井恒流定量注水工艺的理论与实践

油田注水是保持油层压力、补充地层能量的最重要的手段之一，“注上水、注够水、注好水”是我国油田注水的基本方针，“注好水”是油田稳产控水和提高油田开发效益的核心。“注好水”体现在油田注水管理上，就是要保证注水井的注水量始终满足地质配注量的要求。依靠节流阀人工手动调节既不可能也不现实，     

水处理工艺影响因素分析

注水管理是油田开发的一项基础工作。"注好水、注够水、精细注水、有效注水"对油田提高开发效果、保持高产稳产尤为重要。大庆油田有限责任公司第八采油厂把注水质量提升作为一项系统工程,不断完善处理工艺,优化运行参数,坚持水质过程管理,水处理效果明显改善。本文着重梳理水处理工艺各节点流程,针对污水处理中来水段、过滤段、加药段等各节点工艺特点,提出优化改造措施,明确下一步技术攻关方向,确保油田注水稳定、高效、低耗。     

长庆姬塬油田长效在线增注技术现场应用

针对姬塬油田物性差、注水压力高、多次欠注井逐年增多,且治理困难的问题,结合长庆油田"小水量、树枝状"的流程特点,分析主力区块特性,提出以"增压注水,药剂控压"为技术思路的长效在线增注技术。在井场安装注水量100数300 m~3/d不同型号的增压装置,同时在满足注水需求的前提下配套加注综合降压增注药剂,建立主力区块的压力预测图版,并在姬塬油田进行了现场应用。结果表明,增压装置满足了现场局部在线提压增注要求;以剥离分散剂、螯合剂、润湿剂、清洗剂、酸化缓蚀剂和甲醇为主剂的注水井用综合降压增注剂COA-2具有防膨、阻垢、降低油水界面张力的优点,控压增注效果较好;主力区块的压力预测图版为有效控制压力上升幅度提供了依据。在采油厂累计实施48个井组,改善了105口多轮次增注措施无效井欠注问题,平均有效期为266d,平均单井日增注11 m~3,累计增注达54.95×10~4m~3,对应826口油井中234口油井见效,平均单井组日增油2.25 t,累计增油1.95×10~4t,达到了多轮次增注措施无效井长期稳定注水的目的。图5表2参13