提高吉林油田注水系统效率的途径

注水系统效率由电机平均运行效率，注水泵平均运行效率和管网运行平均效率组成。为提高注水系统效率，首先应选用高效的电机和注泵，对注水量水注水压力高的小采油区宜选用柱塞磁。在资金不足的情况下，采取减少泵的口环间隙。提高流道的表面光洁度，用不锈钢叶轮取代旧叶轮和减级数等技术改造措施，可使泵效提高２．４％。为了提高管网运行平均效率，应尽量缩小注水半径，使泵的排量与实际注水量合理匹配，改造和更新管网，定期彻底     

油田注水系统存在的问题与对策

针对孤岛油田注水系统存在的高能耗、低效率问题，具体分析了管网能耗、注水泵能耗、电机能耗等的现状，并提出系统节能降耗的对策是对管网要控制注水站到最远端处井口压力降小于1MPa，减小注水半径，泵干压差控制在0．5MPa；对注水泵要合理选用高效大排量离心泵，采用系统压力自闭环调控方法，使泵保持在高效区工作和低泵干压差；对电机作好电机和离心泵的匹配，提高电机的运行效率。     

埕岛油田老区注水系统节能潜力

注水地面系统的能耗主要由注水泵机组和注水管网损失两部分组成。离心注水泵的节能配套技术主要有阶梯泵技术、撤级改造、注水泵调速和泵控泵技术。注水管网的优化主要遵循整体降压、分区分压、局部增压及合理搭配的原则,使注水站泵压与注水井井口压力合理匹配。埕岛油田老区注水系统存在泵效低、设备完好率低、泵管压差大以及注水站远离负荷中心导致注水管网效率低等问题,分析认为,更换大排量高效注水泵、阶梯泵组合、撤级改造及车削叶轮等措施适用性较好,节能降耗潜力较大。     

变频技术在注水泵系统中的应用分析

针对油田注水泵在运行中存在能耗高、泵阀门磨损严重、寿命短等问题，提出在注水系统中引入变频控制技术。对注水泵用变频器控制的可行性进行了分析。通过变频改造的注水系统，电机启动平稳，消除了泵的喘振现象，使泵处于最佳工况运行，延长了管网、泵、阀门的维修周期和使用寿命，增强了系统的稳定性和可靠性，且节电效果显著。     

对油田注水系统节能降耗的探讨

从能耗及地面效率公式的分析出发，提出了提高注水泵效率、合理匹配电机、合理确定泵压、优化井站布局、减少管网损失等措施，为注水系统节能的主攻方向，从而达到降低注水耗电的目的。     

油田注水系统降低能耗对策研究

某油田注水站注水泵管泵压差4.5 MPa,注水泵单耗14.84 k Wh/m3,标耗1.14 k Wh/(m3·MPa),注水系统效率仅23.07%,注水能耗及效率都远小于国内平均水平。通过计算该油田注水系统能耗,分析注水高能耗原因,提出了注水泵变频改造、更换小排量注水泵、优化注水管网等对策。实施这些措施可使注水能耗降低约24.56%,注水系统效率增加约30.56%,为油田降低注水系统机泵运行能耗和提高注水系统效率提供了借鉴。     

注水前置泵变频调速技术

前置泵低压变频系统由1台注水泵、1台增压泵、注水泵驱动电机、增压泵驱动电机、变频器及保障运行的各种控制设备和辅助系统组成。当注水泵运行压力大于管压时,根据泵实际情况,拆级后再与单级前置泵串联,保证注水泵运行在高效区,并利用变频技术调节前置泵出口压力降低泵管压差。计算机控制系统对前置泵实行变频调速优化控制,进行注水泵压力闭环和流量闭环控制,控制小功率增压泵变频运行,确保注水泵运行在安全、合理的状态下。经变频技术改造后,1号注水站1#注水泵平均泵水单耗下降了0.63 kW·h/m,5号注水站3#注水泵平均泵水单耗下降了0.2 kW·h/m3。     

注水系统管网改造技术研究与应用

油田注水系统主要由注水站、注水管网、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是注水泵效率和管网效率。两种效率之间关系密切，反映了系统注水泵与注水管网之间的匹配合理程度。当匹配合理程度较高时，系统能耗较低；反之，系统能耗较高。一般而言，为降低     

降低卫城油田注水系统单耗

卫城油田注水单耗高，主要有以下几个因素：①离心注水泵型单一，泵和注水量的匹配效果差，注水泵的实际运行效率远低于泵的额定效率，离心泵站效率低；②卫城油矿有9个增压注水泵站配水阀组节流严重，增压配水效率低；③管网结垢严重，管损大，管网效率较低。     

油田注水系统节能增效技术研究现状

从注水泵和不系统管网两个方面分析了油田注水系统能耗大、效率低的原因、并分别从局部和整体的角度综述了我国当前所采用的注水系统节能增效技术现状。局部在 注水泵设计制造和泵效研究以及注水管网效率研究方面。指出在进一步开发高效节能注水泵的同时，应开展注水用调速装置的研究，建议及采取措施降低注水节流时的水流损失，以大幅度提高管网效率。最后阐述了采用系统分析方法对注水系统进行整体研究的进展情况，认为将计算机技     

对中原油田注水节能降耗的探讨

中原油田经过多年的实践和探索 ,对大型注水离心泵的电机匹配 ,有了一些经验 ,如濮三联注水站 ,随着注水量的不断增加 ,原D2 5 0型注水泵 (3台 )改为D30 0型后 ,将原电机功率 16 0 0kW增加至 180 0kW ,既满足了生产工艺的要求 ,又节省了二次投资 ,同时也提高了泵效。 1993年以后 ,先后在濮三联、胡二注、卫城等站将D2 5 0型改为D30 0或D40 0型注水泵 ,使泵运行效率提高到 78%左右。设计人员通过多年的探索 ,根据中原油田各区块的注水特点 ,采用了整体降压和局部增压相结合的方法 ,使离心泵站的注水压力保持在 16～ 17MPa ,即可满足常压注水井 (17MPa以下 )的要求 ,部分注水井 (2 0MPa以上 )采用单井增注或建增注站的方式 ,这样不仅提高了管网运行效率 ,还可以节约大量的电能和运行费用     

外围低渗透油田分散注水技术研究

外围低渗透油田分布零散、产量低、注水压力高,采用常规集中注水工艺,水系统投资较大。为提高开发的经济效益,开展了简化水系统工艺的研究。在低压供水分散注水三级精滤短流程中,改集中注水泵为分散注水泵。改站高外压输水为低压供水,节省了水系统基建投资,更能适应外国油田滚动开发的特点,为外围渗透油田的开发提供了一条新的思路。     

变频器在油田注水泵上的节能应用

油田注水系统压力高、水量大,注水电动机大多数是大功率电动机,但油田注水站的额定流量与实际流量常常不相匹配,从而导致电动机长期处于高耗能状态。针对这一问题,提出采用变频调速装置对油田注水泵用电动机进行变速调节,以达到节能降耗的目的。文章介绍了变频系统的原理,对变频系统与原有系统进行了比较。采用变频控制方式后,不仅提高了注水系统的效率,节约了电能,而且延长了电动机的使用寿命,减少了维修工作量及成本。     

黄河南地区无能量补充井的单井注水吞吐开发

黄河南地区油田属复杂小断块油藏,由于在开发中得不到有效的能量补给,致使开发效果极差.而单井注水吞吐开发方法利用油层的亲水性,发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱,能有效地补充地层能量,恢复地层压力,提高采收率.单井注水吞吐要分多期进行,每个周期又分注水、闷井和采油3个阶段.注水量与注水速度与地层压力的恢复关系密切;闷井的目的是使注入水与原油进行充分交换,有利于原油采出;采油阶段为初期含水高,随采油时间的增加逐渐下降,然后再慢慢上升.油层润湿性和渗透率是影响单井注水吞吐开发的主要因素,油层水的润湿指数越大,油层的润湿性越强,自吸排油性就越强,采收率也就越高.渗透率越高,油水渗流能力就越强,注水平衡时间就越短,因而就会获得较高的采油速度.该方法在马11-108井实施后,效果十分显著.     

提高油田注水系统效率的探讨

分析了目前长庆油田的注水现状，指出油田注水系统能耗高的主要原因是选用注水泵不合理，造成注水回流量过大，有些泵站注水回流量接近泵排量的50％，使注水系统每吨水单耗过高，从而造成大量的电能消耗。因此，提出了减少注水回流量、降低能耗的具体意见，即加强现场管理，严格各项制度，合理选择注水泵，并对泵用电动机提出了改进方案。     

水驱油理论解析法

在精度较高的新型油水相对渗透率研究的基础上,建立了新的油水相对渗透率比值与含水饱和度关系式,结合Leverett函数式和Welge方程,推导出水驱前缘含水饱和度、前缘后平均含水饱和度、见水后平均含水饱和度、驱油效率等方程的解析式,便于注水开发指标的计算和经典图形的自动绘制。经丘陵油田实例应用,水驱油理论解析法不仅可用于确定水驱前缘含水饱和度等注水开发指标,而且还能绘制出驱油效率与无因次累计注水量、含水率与无因次累计注水量等经典开发规律曲线。     

注水电动机软启动控制器的研制

大庆油田在用注水电机多属鼠龙型三相异步电动机,工作电压高,容量大。因其启动电流一般为额定值的５～７倍,故启动时给电网及电力拖动系统造成了较大冲击,有时还需将同一供电线路的其它用电设备切除。根据低压交流电动机软启动装置的原理,研制了６ｋＶ、８００～３００ｋＷ高压大容量电动机的专用软启动装置。１．注水电动机软启动方案的确定变频控制技术是交流电动机最理想的启动和调速控制方法。此方法除能实现较宽范围的调速外,还可提供较大的启动和制动转矩,特别是低频启动时,不但具有可靠的限流功能,还能提供２～３倍额定值的…     

气田回注系统结垢机理及对策——以四川盆地邛西气田为例

气田开发进入中后期采用废弃井回注方式处理排出的地层水是一种较环保的方法,但管线结垢导致通径变小,严重影响了回注效率,注水泵高负荷运转也存在较大的安全隐患。为此,对气田水样及管道垢样进行了化验分析,找到了结垢物的主要成分——以碳酸钙、硫酸钡及硫酸锶为主,其余成分包括少量腐蚀产物(如Fe2O3)和一些地层砂粒及少许有机物,分析发现输送地层水压力降低及悬浮物超标是形成无机结垢物的主要原因。进而选择了4种缓蚀阻垢剂,对四川盆地邛西气田白马8井的回注水样进行了缓蚀性能及阻垢性能的测试筛选,结果显示XH-442B型缓蚀阻垢剂性能相对较好。进而对该型试剂在不同浓度下的性能进行了进一步的测试,发现浓度大于40mg/L时可以起到有效的阻垢作用。在白马8井的2台注水泵出口在相同工况下进行了长达6个月的现场对比试验,结果表明XH-442B型缓蚀阻垢剂浓度在40~50mg/L时具有良好的缓蚀阻垢作用,可降低回注压力并提升回注系统运行时效。     

Experiences after 10 years of waterflooding the Ekofisk Field, Norway

This paper describes the experiences and results after more than 10 years of waterflooding the fractured Ekofisk chalk formations from a reservoir engineering and reservoir management perspective. Water injection was initiated at Ekofisk in 1987 following two successful pilot projects. The waterflood was implemented in a series of stages, and currently 800,000 BWPD is being injected into the entire vertical column of the reservoir using 38 injectors in a staggered line drive pattern. A total of 2 billion barrels of water has been injected in the first 10 years of waterflood operations. Field average water production is currently below 80,000 BWPD. Oil rate responses, GOR declines and low water production rates indicate a very efficient oil displacement process is occurring. Examples of waterflood performance in terms of areal and vertical sweep efficiency, production responses and displacement efficiency will be reviewed together with overall reservoir management aspects including seabed subsidence and reservoir compaction.     

马岭油田注水系统地面工艺调整改造效果

马岭油田投入注水开发已经20多年。随着油田开发形势的变化和油田综合调整步伐的加快，注水系统地面工艺方面暴露的矛盾日益突出，如设备注水能力满足不了地质配注需要，注水效率低，水质不达标等主要问题。1994～1995年对该系统进行了调整改造。对井站布局进行调整并完善水处理工艺，对注水设备进行改造等措施见到了显著效果，为低渗透油田的稳产、节能降耗和提高效益起到了重要作用。