吉林油田新民采油厂注水系统节能降耗技术探讨

新民采油厂通过10多年的发展,在注水系统上应用了不少节能降耗的措施和方法,但该厂注水系统还是存在着注水系统效率低、注水单耗高、完不成配注等现象。2006年,在新民采油厂开展了注水系统仿真运行优化研究,在研究的结果上提出了一些简单易行的改造方案。通过现场的实验证明,这些方案实施容易、效果明显。     

油田注水系统优化的研究与应用

注水开发是保持油田稳产、增产的主要措施,是一种采收率较高的驱油方式.多年来,油田注水系统的运行主要依靠管理人员的经验和认识来进行实施,对于大型、复杂的生产系统无法保持其在优化状态下运行,造成生产方案不合理,系统参数得不到及时调整,致使注水系统效率降低,注水单耗增加.茨榆坨采油厂利用VB6.0编制油田注水系统运行方案优化方法软件,并对某区块注水系统运行方案进行优化计算.最终根据优化计算出的结果进行综合分析,提出该区块注水系统优化运行方案,从而达到提高注水系统效率的目的.     

油田地面工程关键技术的研究

大庆石油管理局第四采油厂利用埋地管道防腐检测仪（ＰＣＭ）进行检测、评价防腐层的完整性和正确评价防腐层绝缘电阻率的研究;通过建立数学模型、系统仿真、系统优化进行了深度注水系统仿真优化运行技术研究;通过对三次采油地面工艺配套等技术研究,这些研究均已取得重要成果。     

大庆老油田节能降耗技术

针对大庆老油田今后开发建设将面临的一系列生产问题 ,提出了全面配套实施低能耗油、气、水集输处理工艺 ;建立油气集输处理系统耗能分析及能量利用优化方法 ;研究含油污水余热回收利用技术 ;调整技术界限 ,降低原油生产过程中的能量消耗 ;优化可能出现的低负荷系统的运行方案 ,降低系统运行能耗 ;全面配套实施注水系统装置节能型配置和优化运行等节能降耗技术措施     

朝阳沟油田注水泵站节能潜力分析

朝阳沟油田注水系统耗电量约占油田生产总耗电量的32％,因此,注水系统节能降耗问题在整个油田系统节能方面起着举足轻重的作用.通过注水泵站能耗现状进行调查和分析,从节能管理和节能技术两方面,挖掘其节能潜力,提出了注水泵站优化运行措施,并进行可行性及效果分析,预计措施实施后,注水单耗可降低0.5 kWh/m 3,实现节能降耗.     

吉林前大油区地面系统优化简化工艺技术研究

介绍了吉林油田前大采油厂地面系统目前存在的主要问题。通过对这些问题的分析和研究,提出了地面系统的油气集输、注水、污水处理及供配电等系统的优化简化技术方案;优化方案采用的主要技术对策,并对方案进行了经济评价。     

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。     

新民油田节电效益分析

本文依据新民油田供配电系统能耗存在的问题，提出一些应采取的措施，如，用无功补偿设备提高功率因数、变压器和电动机经济优化运行以及科学管理等技术和组织措施。通过运用这些措施使油田节能降耗取得了成效，这些措施对其他油田具有借鉴意义。     

仿真优化PCP技术在扶余油田注水系统中的应用

扶余油田是一个开发了近40年的老油田,有1700多口注水井的复杂注水网络系统,随着开发的不断进行,注水量和耗电量的大幅上升,注水能耗成为制约扶余油田可持续发展的主要问题之一。提高注水效率、降低注水耗能已成为节能降耗的主要任务。利用仿真优化技术对扶余油田注水系统进行了整体的评价后,发现了注水系统中存在的问题,并提出了改造方案;扶余油田注水站的流量调节主要采用阀门控制,造成泵管压差过高,电动机长期处于高耗能状态运行,在应用PCP变频调速技术后,能够达到降低泵管压差、节能降耗的目的,同时可以通过PCP技术实现仿真优化出站的排量。
     

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。     

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。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

水平井注水动态模拟研究

为了评价面积０．１６ｋｍ２（４０英亩）的五点井网水平井系统（水平注水井和水平生产井）和垂直井系统（垂直注水井和垂直生产井）注水开发的原油采收率，进行了二维和三维模拟研究。三维模拟结果表明，在水－油流度比一定的情况下，垂向渗透率与水平渗透率的比值、注采速度、油层厚度等参数对采收率几乎没有影响。无论垂直井还是水平井系统，采收率都随流度比的增加而减少。由此断定，流度比是影响采收率的主要参数。这与Ｃｒａｉｇ，Ｇｅｆｅｎ，Ｍｏｒｓｅ等人的常规注水试验结果一致。但是，用水平井系统所得到的采收率比垂直井系统的高。已经推导出，在一个假想的５点法井网中随流度比变化的体积驱油效率相关曲线，可用这种曲线估算设想参数范围内的采收率。     

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.     

超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

长63油藏属超低渗低压油藏,天然能量较弱。超前注水后全面投入开发,投产初期单井产量低,含水率变化稳定,部分油井压力下降,部分注水井压力上升。研究认为:在目前井网条件下,部分井组井距过大,没有建立起有效的驱替压力系统,要形成有效驱替必须缩小井距;笼统注水使得注采层位不对应,造成油井产液量较低。通过研究,提出下步调整措施,即进一步细分层系,加密井网,缩小注采井间的距离。现场实施后效果显著。     

复杂断块油藏细分注水开发方案优化研究

东辛油田营13复杂断块油藏构造破碎,地下油水关系复杂,油水井多年来一直是合采合注,层间矛盾日益加重。针对以上问题,运用数值模拟等技术研究剩余油分布规律,实施细分注水方案,采取合采分注的开采方式,改善油藏水驱效果,提高油藏采收率。     

大庆外围低渗透油藏注水开发调整技术研究

依据大庆外围已开发扶杨油层油藏的地质特征和注水开发动态特点,研究了低渗透储层有效驱动体系、裂缝基质系统渗流特征、裂缝储层水驱油特点、裂缝储层渗吸法采油机理。应用矿场资料求取启动压力梯度,建立了有效驱动模型。在此基础上,以提高扶杨裂缝性油层有效动用为核心,进行了线状注水方式和井网加密调整的研究。将这些技术用于大庆外围扶杨油层的注水开发调整,提高和改善了外围油田的开发效果。     

秦皇岛32-6稠油油田注水效果分析

秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域,油田构造幅度较为平缓,储层为复杂河流相沉积,油藏埋深浅,油质稠,油水关系复杂,投产初期生产状况差,基本没有无水采油期。在没有海上同类油田注水经验可借鉴的情况下,针对油田地质油藏特征和生产动态特点对秦皇岛32-6油田实施了注水开发。注水井选择原则为静态上考虑砂体展布及水驱程度,动态上考虑地层压降及转注井生产状况,用低效井替代设计注水井;注水模式为“早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡”。秦皇岛32-6油田实施注水后取得了很好的开发效果。     

基于单砂体的特高含水期剩余油精细表征

以葡北油田葡I油组窄、薄砂体特高含水期注水开发油藏为例,提出了基于单砂体的剩余油分布规律、挖潜单元以及相对应的挖潜技术对策。所指单砂体是地质上具有成因联系、开发上相对独立的砂体单元,既是地质上的成因单元,也是与剩余油分布有关的渗流单元,既反映了砂体的沉积成因,也决定了剩余油分布特征和注水开发特征。单砂体成因类型可以划分为多期河道叠加型、分支河道型、单一河道型和席状砂型4个大类;结合注水开发特点,每种类型具有高注高采、高注低采、低注低采和低注高采4种注采方式。剩余油潜力评价的结果表明：多期河道叠加型单砂体潜力最大,剩余油主要为注水下窜型、顶部型、段塞式和欠注型4种类型,可以分别采用厚注薄采、油水井调剖堵水、井网调整和加密井网等措施进行剩余油挖潜;其次是席状砂型单砂体,剩余油表现为“蜂窝状”,建议利用注水井调剖和油层压裂来优化注水效果,进行剩余油挖潜。