车2井区恒压注水技术研究与应用

在分析了注水系统能耗的基础上，根据车2井区注水工艺，提出了机泵设备改造。为了保持水压力的恒定，研究并设计了恒压注水自动控制系统，优化了车2井区注水工艺，达到了系统节能降耗的目的。     

油田高压注水系统恒压注水技术研究

油田高压注水系统实现恒压注水自动控制，优化了注水工艺，最大限度发挥注水生产能力，节能效果显著，社会效益巨大，值得推广。推广变频调速技术的应用，特别是高电压大容量变频器应用的研究与推广是油田实现经济增长方式转变的必然要求。     

基于前置增压泵压力和流量可调性注水技术的应用

据统计,注水开发油田的注水电耗占原油生产总用电的33%~56%,注水节能成为一个迫切需要解决的问题.基于双泵串联的泵控泵技术,利用前置小功率增压泵来调节系统压力和流量,使高压大功率注水泵高效工作.对大型注水泵站的串接泵叠加特性进行了分析,建立了控制系统的数学模型,介绍了系统节能和自动控制原理.以注水泵站的输出压力和流量为目标函数,实现了高压注水泵站的稳定、高效节能和优化运行.     

PCP节能技术

自油田注水开发以来,注水系统泵管压差问题一直未能得到有效解决,造成大量电能浪费.PCP技术是将前置增压泵与高压注水泵串联,通过增压泵电机变频控制调节增压泵的输出压力和流量,从而达到控制高压注水泵输出压力和流量的目的,该技术成功地解决了泵管压差问题,节能效果显著.     

注水系统的智能控制

1．注水闭环控制 为保证产品质量并提高生产效率，连续化工业生产中常用到闭环控制即反馈控制。注水工艺是连续性生产过程，可以运用闭环反馈控制，如以压力信号为反馈闭环，以变频器为执行器，压力高时降低变频器频率，压力低时增加频率，系统即可在恒压状态下自动运行，这就是一般意义上的恒压闭环控制。     

基于水力压差驱动的注水增压泵研制

为了解决油田注水系统中低压注水井与高压注水井共存,造成能源浪费的问题,研制了水力压差驱动往复式增压泵。这种泵在不改变原注水工艺的情况下,利用管网来水与高、低压注水井间的压力差,实现了管网来水压力低于高压注水井配注压力的注水工艺。阐述了增压泵总体结构、增压原理和工作过程,以及主要液力部件换向阀和增压缸的设计方法及设计依据。应用实践表明,该泵运行无噪声,操作简单,且现场测试泵效率在90%以上,换向电机日耗电量不足2 k W,因此该泵的研制成功对油田注水系统节能降耗具有现实意义。     

胜利油田注水系统节能潜力分析

分析了胜利油田注水系统的能耗现状、与国外先进水平的差距以及影响注水系统效率的主要因素，指出大力搞好注水站供水能力与系统负荷匹配、对柱塞泵注水站推广应用变频调速技术、对离心泵注水站继续推广应用自动监控技术、对低效泵实施改型技术改造、继续开展注水泵拆级改造实现压力等级匹配、继续推广增压泵分压注水技术、对运行年限长设备老化的注水泵站继续开展技术改造、加强对注水管网的更新和维护提高注水管网效率、加强水质处理推广应用水质精细过滤装置、加强注水泵站的运行管理和维护是实现系统节能降耗的重要途径。     

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。     

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     

液力平衡式增压泵的故障原因分析及工艺设计改进建议

增压注水是大庆外围油田提高注水系统效率的有效措施之一,但是在实际生产过程中,存在机泵设计能力与应用工况差别大、设备故障率高的问题,严重影响了增压工艺的使用效果。目前大庆外围油田在用的增压设备以液力平衡式增压泵为主,通过计算增压泵的平衡率和内部部件的受力情况,从压力平衡的角度分析机泵的故障原因,提出了分工况设计的建议,以弥补开发预测的不确定性和机泵应用工况的局限性所引起的设备故障率高的缺陷,从而延长增压泵的使用寿命,降低设备的维修费用,保证机泵的高效合理化应用,为注水系统的优化运行提供了保障。     

井下空心恒流量配水技术研究

为了解决注水系统压力频繁波动容易造成注水井的实际配注偏离地质配注,以及测调工作量大且难以控制的问题,利用固定节流-差式减压原理,研制了井下空心恒流量配水器。通过数学模型的建立、仿真及对配水器进行流量-压差试验,证明了恒流量配水器对1.0～5.0mm所有水嘴均能起到恒流作用,恒流压差1.2～30.0MPa,恒流量3.8～169.2m3/d。现场应用表明,配水技术能保证注水量的定量控制,提高了注水层段合格率和测试效率,实现了油田稳定注水。     

一种新型定差式恒流量注水堵塞器

针对常规注水堵塞器难以达到油田注水井定量注水要求以及阀门、水嘴寿命短的问题,研制开发了一种新型定差式恒流量注水堵塞器。这种恒流量注水堵塞器通过定差减压与可变节流的共同作用,在注水井的进口压力或地层压力发生变化的情况下可以维持注水量恒定,保证了注水层面配水一次到位,缩短了配水周期。这种恒流量注水堵塞器的阀门及水嘴采用抗冲击、耐磨材料制成,具有寿命长、可更换的特点。打捞部分结构及外形尺寸与通用的配水器相同,可直接用于井下偏心分层注水系统,无须改动系统的其他部件。     

西峰油田长8层注水现状及投注措施效果

为了查明西峰油田长8层注水井注水初期压力高、注水压力上升速度过快的原因,对其储集层物性、水敏性、润湿性、地层水化学特征及注入水水质进行了室内分析与实验.储集层致密、孔隙喉道细微和油层的中性弱亲油特性是导致水井注水初期压力较高的主要因素.岩心注水实验表明,中等程度水敏及注入水与地层水不配伍产生BaSO4、CaCO3结垢是造成地层伤害、注水压力升高过快的主要原因.统计和分析了油田注水井不同完井工艺及投注措施对注水压力的影响,认为对长8层而言,保障注水质量、以射孔 水力压裂复合工艺完井、注水前用复配以防垢剂和黏土稳定剂的活性水洗井并对地层进行挤注活性水段塞处理(防膨及解堵措施处理半径应大干4 m)、同层污水回注等措施均有利于预防和减轻地层结垢和水敏伤害,保持注水压力稳定.图8表6参15     

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欠平衡钻井是开发低压低渗透储层和枯竭油气藏非常有效的钻井技术。它不但可将地层损害减小到最低程度，而且在钻井过程中有机会对储层进行评价和描述，在钻遇复杂地层中可防止漏失和地层压差卡钻，并能大幅度提高钻速。欠平衡钻井循环系统是一个多相流体流动的非稳定压力系统，它受注入流体气液比，储层流体二次充入，地面回压等因素控制。为此，分析了这个多相流循环系统设计中应考虑的一些主要问题。并通过井底压力模拟计算表明：循环系统在静压控制区工作时，气相注入速率的微小变化，将引起井底压力突变，该区为循环系统不稳定区，欠平衡钻井操作应避免在该区工作而引起井眼失稳和过平衡压力。循环系统在摩阻控制区工作时，对气相注入速率和地层流体进入系统，井底压力变化平缓，因此该区为循环系统稳定区，欠平衡钻井作业在该区能保证设计负压差值。但随着气相注入速率的增加，井底压力增加，此时应控制氮气注入速率，节约钻井成本。     

具有应力敏感于地层渗透率的分形油气藏渗流问题的近似解析研究

对于碳酸盐岩油藏和低渗透油藏的渗流问题,传统的研究方法都是假设地层渗透率是常数或依赖于到井眼距离的幂律关系。然而地层渗透率是对压力敏感的,这样的假设将导致对压力的空间变化和瞬时变化的分析产生较大的误差。建立了求解对地层应力敏感的分形介质渗透率的数学模型,采用了一种简单的技巧获得其近似解,考虑无限大分形油藏线源井定流量生产,导出了圆柱对称系统流动问题的解以及井眼储集和表皮效应对压力动态的影响。且得到了有界系统的一阶逼近解,并进行了定性分析。图４表３参５（陈志宏摘     

恒流堵塞器流场分析及在分层注水井应用

随着油田开发进入特高含水后期,层内、层间、平面矛盾愈发突出,分注井日渐增多,分注层段愈发细化,测调工作量逐年增加。恒流堵塞器其注水量不随水嘴前后压差而变化,因此不会受注水压力、地层压力以及其它层段影响,可实现1 a以上免投捞测调,大幅度减少测调工作量。为了提高7段及以上细分注水井的测调效率,对恒流堵塞器内部流场及动态响应等进行仿真研究,分析流场特性,优化堵塞器内部结构,从而延长恒流堵塞器的使用寿命,减少调配层段,提高测调效率,降低层间干扰,保证注水质量。     

井下低频脉动注水工具设计及仿真计算

分析了油田稳压注水开发中存在的问题和井下低频脉动注水技术机理。在调研国内外低频脉动注水工具的基础上,设计了一种新型井下低频脉动注水工具,可不改变现有注水工艺在井下自动运行。根据设计参数进行了建模仿真,仿真结果与理论计算数值能够较好地吻合。     

CO_2注入过程中沥青质沉淀预测

注入CO2提高原油采收率过程中可能出现沥青质固相沉淀。鉴于沉淀沥青质的强极性,采用Anderko建立的缔合混合物状态方程描述沥青质的相行为,并由此推导沉淀沥青质组分的逸度计算公式,建立注气过程中气-液-沥青质三相相平衡数值计算模型。以某油田实际原油为例,利用模型计算了CO2注入过程中沥青质沉淀量,结果与实验数据相近,表明沥青质沉淀预测模型具有一定的准确性。在此基础上,预测了注气过程中沥青质沉淀变化规律:注入压力一定的情况下,沥青质沉淀量随着注入CO2量增加呈现先增加后减小的趋势,当CO2-原油体系中出现气相时,沥青质沉淀量达到最大;当CO2-原油体系中CO2物质的量分数一定时,在泡点压力附近沥青质沉淀量达到最大。图3表1参10     

水力压力波动注入压裂增产工艺的力学原理

为了提高水力压裂的改造增产效果, 解决连续油管环空水力压裂作业中高泵压的难题, 提出了一种新的水力压力波动注入压裂增产工艺。基于水力压裂原理, 解释了水力压力波动注入条件下井筒压力系统变化规律; 根据流体力学、弹性力学及波动力学理论, 建立了水力压力波动注入压裂增产工艺的基础力学原理。分析结果表明, 水力压力波动注入条件下, 井筒内流动流体发生了能量转换, 在井底附近产生了不稳定的压力波动, 这种由于不稳定注入排量产生的不稳定的压力波动在储层裂缝内以压力波的形式传播; 水力压力振动波沿缝长方向传播时并不是以恒定压力振幅传播, 而是呈现压力振幅衰减的规律; 水力裂缝的长度和宽度随着压裂泵工作转速的增大而增加。研究结果表明, 水力压力波动注入压裂增产工艺可以提高水力压裂的改造效果和油气井的产量, 建议将该工艺方法应用到现场水力压裂作业中。     

井底常压控制压力钻井设计计算

井底常压控制压力钻井(MPD)技术采用专用的控压装备,将井底压力控制在合理的范围内.建立井底常压MPD关于井口回压和钻井液密度的计算模型,运用迭代求解方法进行井口回压和钻井液密度的设计计算.利用该计算模型对克拉201井进行了实例分析,3 314 m处的环空压力对比表明,常规方式下无法设计合理的钻井液密度,采用井底常压法设计可保证环空压力在压力窗口之内;窄压力窗口段的回压和钻井液密度设计结果表明,采用井底常压法设计可安全钻穿2 800 m到目的层的井段,并可减少一层套管,节约建井成本.实例计算结果表明,MPD技术既降低了钻井液密度又满足了环空压力控制的需求,能精确地维持井底压力恒定,安全钻穿窄压力窗口地层,为优化井身结构、减少套管层次提供技术基础.