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…     

自动控制变频增压注水泵的研制及应用

3ZY型自动控制变频增压注水泵,适应复杂地层情况下的增压注水,能够根据注水井的井口压力自动调节注水泵的排量,以提高增压注水泵的注水效果.该泵在结构设计方面对曲柄轴采用了直轴加偏心轮组合结构技术、往复泵采用全浮动式介杆密封和自封式柱塞盘根密封技术,从而提高了该泵的技术性能.通过现场应用表明,3ZY型增压注水泵完全能够满足油田复杂地层增压注水工艺对注入设备的要求.     

水力活塞增压注水泵的研究与应用

水力活塞增压注水泵是水力活塞泵技术的发展。这种泵以注水站输出的高压水为动力源 ,高压来水经过增压注水泵后分为两部分 ,一部分作为动力液驱动泵工作 ;另一部分经增压后注入地层。室内和现场试验表明 ,这种泵适合于目前注水压力达不到要求的单井和井群 ,在不增加新动力设备的条件下 ,可使井口注水压力增加几倍 ,具有体积小、质量轻、运输安装和使用维修方便等特点 ,对改善油田局部注 采对应关系 ,提高注水开发效果具有现实意义。     

CCDB型磁传动水平注水泵

介绍了ＣＣＤＢ型系列磁传动水平注水泵的结构特点、工作原理、关键技术、室内试验及现场应用情况。采用组合推拉磁路设计的小体积、耐高压、高效率磁力驱动器与高扬程多级离心泵匹配, 从根本上解决了目前油田增压注水泵高压条件下机械密封存在的介质泄漏、检修频繁、可靠性低等问题, 具有结构紧凑、运行平稳、噪音低、使用寿命长、方便管理等优点。现场应用表明, 该系列注水泵用于油田增压注水及作为水力泵抽油工艺配套动力设备, 可获得显著的经济效益和社会效益。     

磁传动增压泵的结构设计

为了解决增压注水泵在高压条件下机械密封存在的密封性差、可靠性低等问题,根据磁传动技术特点设计一种磁传动增压泵,通过磁传动装置将电动机与潜油电泵相连,用于潜油电泵井的注水开发。设计的磁传动增压泵采用内循环冷却散热方式。磁传动增压泵结构简单、密封性能好、工作介质无泄漏、现场管理方便,有效地解决了磁传动泵普遍存在的冷却散热难的问题,同时在单井排量小于100 m3/d的情况下该设备可实现双井双注。     

磁传动增压注水泵磁力传动器的设计

现有增压注水设备所面临的主要问题是高压动密封，目前国内对高压动密封尚无很好的解决方法。采用磁力传动技术，将高压动密封变为静密封，很好地解决了现有注水设备密封结构的弊端，文章阐述了磁传动增压注水泵磁力传动器的结构原理，磁路设计，隔套设计及轴承设计等关键技术。     

注水管网压力优化调整及能耗控制

大庆油田某区块存在部分注水站泵水单耗高、注水系统压力损失较大的问题,针对这一问题,建立注水管网生产运行平台,编辑相关的计算软件。通过运用注水管网生产运行平台及软件,结合现场实际情况,制定了该区块注水系统降压运行方案。通过采取注水泵减级、切削注水泵叶轮等多种技术措施实行降压运行,对过渡带注水压力需求较高的注水井进行集中或单井增压,使该区块注水系统运行在较为经济的系统压力下实现节能降耗。本文对注水系统节能降耗将起到一定的指导作用。     

胜利油田海上零散小区块注水开发工艺探讨

针对胜利海上油田零散小区块生产存在的平台空间问题、注水水源和注入水处理问题和注水压力问题,介绍了目前陆地上小区块油田注水工艺（主要有本井采注水、近井高扬程采注水和单井污水回注工艺技术）。结合胜利海上油田生产实际,在借鉴当前国内外小区块注水工艺技术的基础上,优选海上零散小区块CBG4和CB246区块,进行了注水开发工艺设计。     

超低渗透油藏长8区块欠注井综合治理对策研究

长庆油田姬塬刘峁塬长8油藏是典型的超低渗透油藏,区块平均渗透率在0.3mD以下。区块2009年投入注水开发,投注初期注水压力超过20MPa,且部分注水井长期达不到配注要求,实施压裂、酸化等增注措施后,仍然欠注;区块还存在局部异常高压带,注水压力超过22.5MPa,给区块长期稳产带来影响。针对这一现状,开展了欠注井综合治理对策研究。通过研发新型降压减阻剂来对区块进行整体降压;优选出适合于超低渗透油藏的单井增注措施工艺和局部增压措施,解决了部分措施无效井和局部异常高压带导致的注水困难的问题。通过矿场试验取得了很好的效果,共解决了55口井的欠注问题,日增注998m3,有效地解决了超低渗透油藏的高压欠注问题,为超低渗透油藏高压欠注问题提供了新的思路及借鉴。     

电潜泵同井采注水工艺及关键技术研究

油田边缘区块和零散单元区块注水开发受到现有管网设计及管输距离等条件的制约,为提高此类区块的开发效果,利用电潜泵的扬程高、排量范围广、技术日趋成熟的优势,开展电潜泵同井采注水技术的研究,解决了防砂、密封、工艺参数井下监测及结构设计等关键技术问题,形成了采上注下、采下注上和井下增压注水3种工艺方案,并在现场应用中取得了良好的效果。该技术的研究成功为油田开发提供了一种经济、可靠的能量补充技术,具有广阔的市场前景。     

商三区中块沙二下油藏开发存在的问题与对策

商河油田商三区沙二下亚段储层属低孔低渗储层．其岩性以粉砂、细砂为主．砂泥岩薄互层。储层砂体层间差异小,但层内非均质性很强。经过多年的注水开发．研究区在注采井砸、油水井套损、注入水水质等方面的问题日益突出。根据油田的开发现状．针对存在的问题．建议修好并开启所有注水井和生产井．提高注入水的水质．对研究区沙二下采用脉冲式周期注水开发方式开采。     

D300泵机组冷却水系统故障分析及可靠性的提高

D300泵是胜利油田注水用的主力泵型，注水量占全油田日总注水量的56％。本文针对D300泵机组冷却水系统运行中暴露出的一些问题，归纳总结提高D300泵机组冷却水系统运行可靠性的经验。     

Y341-洗井解封型封隔器的研究及应用

胜坨油田因地质结构疏松,经过30多年的大排量强注、强采,水井停注或洗井时地层返吐出砂;再加上胜坨油田注水水质差,造成Y341型封隔器(因砂堵、腐蚀、结垢,)洗井活塞打不开洗井不通,严重影响了有效注水。为此开发研究了Y341—洗井解封型封隔器,该封隔器吸收了Y341型和K344型封隔器的优点,为了预防停注时不水窜,设计了自锁装置;为满足坐封压力低,密封压差大的现场需要,设计了四个坐封活塞;经现场试验,全部取得了成功,现为胜坨油田分层注水的主要工具     

不同流动单元微观渗流特征研究——以华池油田长3油藏华152块为例

利用不同流动单元的真实砂岩微观孔隙模型,进行了不同流动单元微观渗流特征的试验研究,为提高油层开采效果提供科学依据.鄂尔多斯盆地华池油田华152块长3储层流动单元可分为A,B,C 3类,存储性能和渗透性能由好到差依次为A,B,C类.研究结果表明,不同流动单元的微观渗流特征有着明显的不同,体现在流体进入次序、流体驱替方式和剩余油类型上的不同.流体总是优先进入A类流动单元,其次进入B类流动单元,C类流动单元流体进入困难,在水驱油时,注入水无法进入C类流动单元;流体驱替方式不同,A类流动单元油驱水为非活塞式,而B类和C类流动单元油驱水均为活塞式;水驱油之后剩余油类型不同,A类流动单元主要为小绕流形成的小簇状油块和厚膜状残余油,而B类流动单元主要为大绕流形成的大簇状油块和珠状、滴状残余油.不同流动单元孔隙结构和润湿性的差别是造成各流动单元不同特征的主要原因.实验研究还表明,研究区C类和B类流动单元是剩余油的主要富集区,应加大挖潜力度.      

直读测调偏心恒流配水器研制

冀东油田大斜度井分注中,常规偏心配水器存在投捞困难、测调成功率低的问题,普通同心配水器则存在小注水量配注合格率低、注水量难恒定、测调扭矩大等问题。为此,研制了一种新型直读测调偏心恒流配水器。该配水器设计了V形水嘴、小直径陶瓷柱塞和偏心调节阀,采用齿轮传动方式调节水嘴开度,降低了漏失流量,提高了注水量调节精度;设计了恒流控制机构,可消除注水压力波动影响,实现恒流注水;设计了桥式通道,可在不同工况下持续提供水流通道。该配水器具有小流量精准配注、连续测调、测调效率高、注水量恒定等特点。在冀东油田大斜度井成功应用25井次,测调成功率为97.6%,配注合格率为92.7%,实现了高效精确测调和恒流注水。该技术可满足大斜度井多级分注及高效测调的需要,提高注水效果。     

胜利油田特高含水期电脱水工艺发展方向的探讨

分析了胜利油田进入高含水期后，原油电脱水存在的主要问题：①脱水站中老的淤渣排不出去，新的淤渣又不断产生，越积越多，形成恶性循环；②各种化学药剂的使用，特别是三采注稠化水，井下压裂、酸化、防砂等作业，使原油乳化液性质变顽固和形成“水包油”型乳化液，使电脱水器出现“倒电场”；③破乳剂质量差；④设备管理跟不上。针对存在的问题提出了今后的工作方向和几点建议。     

多元注水技术在裂缝性古潜山油藏的探索与实践

针对大民屯凹陷古潜山油藏注水开发过程中遇到的水窜严重、水驱采收率低等问题,加强了古潜山内幕研究,在对储层特征及剩余油分布进一步认识的基础上,将常规水驱方法与渗析采油机理相结合,发展出多种井型组合注水、古潜山分层注水、异步注采等多元化注水技术,在扩大注水波及体积、提高储量动用程度方面有良好效果。该研究对同类型古潜山油藏的开发有一定借鉴意义。     

利用动态调整方法改善赵凹油田非均质油藏开发效果

赵凹油田储层属于近物源陡坡型扇三角洲沉积体,储层非均质性严重,目前油田进入高含水开发阶段,地下剩余油分布更加复杂、隐蔽,挖潜难度大,需采取有效的技术手段在剩余油富集区注水井与采油井间建立有效的驱动压差,促进剩余油的合理流动。通过实施合理动态调整,促进了液流转向,扩大了注水波及体积,提高了注水效率,单元开发形势明显好转。     

新型三层分注管柱在渤海油田的首次应用

中海油渤海地区大部分油井已处于开发中后期,随着提高采收率压力的增大,很多老井需要注水、注聚合物等增产措施。由于层间矛盾较为突出、地质要求注水量大,原分注管柱不能满足油田分层注水的要求,开发了新型三层分层注水管柱,以渤海油田某井三层分注作业为例,介绍了作业流程、井下工具组合等。现场应用表明,该管柱施工成功率100%、配注合格率高,有效期长,是渤海油田实施三层分注的主要管柱。     

清砂解堵反洗装置研制与应用

针对目前注水井因腐蚀结垢、聚合物堵塞、注水杂质等原因造成常规反洗阀反洗井不通、球阀关闭不严等问题,研制了清砂解堵反洗装置。该装置通过设置正向密封机构、沉砂机构、刮垢清洗机构,能够将注水过程中的砂体杂质沉积至装置环空,反洗时又能够将杂质及时排出,确保注水管柱的整体密封以及长期反洗畅通。室内试验表明,该装置反洗井开启压力1.2 MPa,清洁管旋转开启压力1.5 MPa,清洗效果明显。该装置现场应用318多井次,应用最大井斜65°,最大井深3 500 m,最长下井时间25个月以上,平均有效期300 d以上。提高了注水井的分层合格率,延长了注水有效周期,具有较好的应用推广价值。