喇嘛甸油田注水系统节能对策研究

1．油田注水过程能量损失分析 喇嘛甸油田配水流程属多井配水流程，按照GB3484--83《企业能量平衡通则》中关于有效能量的规定，能够建立如图1所示的能量平衡模型。     

降低喇嘛甸油田注水系统能耗技术探讨

针对喇嘛甸油田注水系统管网压力高、区域供注不均衡、泵水单耗高等现状。通过调查分析喇嘛甸油田注水系统现状及能耗情况。对注水系统三个子系统在系统上、区域上和能耗节点上存在的耗能问题,实施优化注水站布局、优化注水管网和优化参数等节能措施,达到缩短注水半径、降低管网压力、降低注水单耗的目的,实现喇嘛甸油田注水系统的优化运行。     

喇嘛甸油田污水注水管网的优化

随着喇嘛甸油田清水注入量大幅度增加及区域钻控影响,出现了局部地区水多注不下去,其他地区水少注水量不足的问题。通过对油田内现有污水、注水管网及区域内污水站、注水站水量进行分析,对全油田低压污水管网进行改进、优化调整,通过建立区域内环状管网、区域间支状管网,实现区域内污水自产自销,区域间污水相互调用,有效解决了因区域内产注失衡而导致能耗增加的问题。     

喇嘛甸油田注水泵房噪声污染的综合治理

在喇Ⅱ—1注水站改造工程中对新建注水泵房采用轻型门式刚架结构。轻型门式刚架结构作为一种承重结构体系,整体刚度和抗震性能好,结构占地面积小,承载力高。在墙体设计中采用轻钢龙骨墙体,结合轻钢墙体的特性,依据砌块砌筑的规格要求,采用轻质复合墙体的设计方法,在整体墙体的外侧部分采用290 mm厚混凝土空心砌块砖砌筑,可减轻墙身自重。在新建泵房墙壁内侧采用轻钢龙骨外挂矿棉板面层。治理改造后的注水泵房噪声达到且低于设计标准要求,注水泵房内噪声值为81.3~79.7 d B(A),值班室最高噪声值为37.7 d B(A)。     

喇嘛甸油田节能工作回顾与展望

"十一五"期间,喇嘛甸油田针对特高含水后期油田开发的特点,以科技创新为支撑,进一步发展节能降耗技术;以精细管理为基础,进一步深挖节能降耗潜力,圆满完成了"十一五"各项节能任务.面对"十二五",喇嘛甸油田又确立了"综合能耗三年不升"的节能目标,按照"地下与地上一体化、技术与管理协同化、能效与效益最大化"的节能工作思路,扎实推进喇嘛甸油田各项节能工作的开展.     

喇嘛甸油田异步电动机节能改造试验

针对喇嘛甸油田抽油机井常规异步电动机的使用现状,确定了异步电动机的节能改造原则、技术标准和方式,开展了双功率和双极双速改造,可实现大功率启动,小功率运行,可以有效解决抽油机井装机功率偏大的问题,同时满足油井负载启动、轻载运行的条件,取得了较好的节能效果,实现了抽油机井节能降耗和闲置资产的再利用。     

萨尔图,喇嘛甸油田分层注水强度分布规律研究

分层注水的层段注水强度服从于对数正态分布，并且其变异系数为一常数。本提出这两点认识，有一定的普遍和实际应用意义，可成为分层注水方案检查、优化标准。从而为建立一个既符合油田动态变化，又有一定规律性、科学性、新的分层注水层段配水方法，为应用计算机辅助编制油田分层注水方案建立数学模型打下基础。     

喇嘛甸油田污水处理技术

1．在总体规划上实施了两项方案 （1）系统优化方案明确了发展方向。针对污水系统面临的矛盾，从布局优化、平衡总量、调整改造、新技术应用等方面开展了污水系统优化调整研究，确定了抽稀部分低负荷高能耗污水站的布局方案。制定了中长期污水系统优化及改造方案，提出了污水治理的多项技术攻关课题。按照优化方案，2003年停运了喇290污水站，减少改造投资850万元，年节电费用83．2万元，节省维修费用16．3万元，污水处理系统运行保持平稳。     

喇嘛甸油田“十五”节能工作回顾

“九五”末期，喇嘛甸油田的高注入、高产液，高能耗已经成为制约油田可持续发展严重的瓶颈问题。面对喇嘛句油田严峻的能耗形势，“十五”期间喇嘛甸油田节能工作以科学发展观为指导，以突出自主创新为动力，以技术支撑为基础，全力打造立体节能模式，取得了显著的节能成效。文中从多角度、多层次系统阐述了立体节能的理念、做法知效果。     

喇嘛甸油田污水处理新技术

针对喇嘛甸油田采出液见聚后污水系统处理能力下降,老化油、过渡层现象严重,处理后水中硫酸盐还原菌超标,设备腐蚀加剧等问题,经过研究分析,引进了溶气气浮处理污水技术。溶气气浮处理污水技术主要是利用气泡的携带作用,改变油珠的密度使其上浮,利用浮选剂的胶联作用,使微小悬浮固体相互胶联,下沉至气浮罐底部,提高沉降效率。在不加浮选剂的情况下,油及悬浮物的去除率可达50%以上,处理后水质满足沉降要求。     

喇嘛甸油田污水平衡问题及对策

近年来,采油六厂二类油层聚驱产能项目不断增加,且随着聚驱清水稀释区块不断增加和钻井控注的影响,污水平衡问题日益突出,依靠聚驱区块水质调整、临时启动备用注水泵等常规手段已无法控制钻井期间污水过剩问题。为了解决污水站生产困难、注水井注入困难等问题,通过近两年对污水平衡规律的摸索,初步形成了一套污水平衡综合调整方案。针对污水缺水期、产注平衡期和污水过剩期三种不同情况制定了对策和解决方案,建立了压力预警管理机制,通过增加配注、水质调节、缓冲罐应急调峰等措施,取得了较好的效果,有效解决了喇嘛甸油田的污水平衡问题,为解决喇嘛甸油田各个时期污水平衡问题奠定了基础。     

喇嘛甸油田砂岩孔隙结构特征研究

通过对喇嘛甸油田1974年以来的28口井986块岩样的压汞数据进行分析,分层统计了毛管压力曲线、孔隙半径大小与分布、孔隙渗透率分布峰位、峰值分布等相关参数,总结分析了喇嘛甸油田储层孔隙结构特征及不同油层的孔隙结构特征变化规律;利用岩石薄片鉴定、电镜扫描分析了粘土矿物在砂岩孔隙中分布特征。并根据孔隙特征参数对岩样渗透率范围进行了重新划分,通过压汞数据得到萨尔图、葡萄花、高台子层通用的J函数曲线,该曲线可以消除不同岩样毛管压力和饱和度曲线的差异。     

喇嘛甸油田地面系统的优化简化

近年来,喇嘛甸油田以控制新建设施数量,调控地面系统布局,新建与已建系统有机融合为原则,以适应开发中长期规划、开发方式多元化,将控投资、降成本作为目标,以系统布局、系统能力调整和工艺流程为重点,对地面系统进行了优化调整。通过优化调整,采用单管集油工艺,突破了不加热集油的界限;水、聚驱双流程合建,突破了单站单功能的界限。     

喇嘛甸油田合理地层压力研究

对于注水开发砂岩油田，保持合理的地层压力既关系到油田开发效果，又影响到油田开发总体效益。从喇嘛甸油田室内高压物性、相对渗透率曲线实验和现场实际情况出发，研究了不同地层压力开采时，溶解气对原油粘度进而对采收率的影响。以此为基础，进一步用经济评价方法确定了喇嘛甸油田合理地层压力及油井流压水平。分析认为，喇嘛甸油田应保持饱和压力开采，水驱最终采收率最高，经济效益最好，且有利于保护套管。     

喇嘛甸油田油气集输系统优化

针对喇嘛甸油田集输系统规模扩大存在的站库数量多、系统老化、单站规模小等问题,对地面系统的优化方式进行了探讨。通过研究,明确了集输系统优化应综合考虑各影响因素,以准确预测产液量为优化前提,合理确定系统的规模和能力,并在集输系统中,通过以水力、热力条件、生产管理因素及用电、用气单耗为约束,分析了系统的技术、管理及能耗界限,确定了集输系统水、聚驱的合理集输半径及建站规模,并结合生产实际,提出了集输系统站库的优化合并方案,为地面系统长远规划提供了依据。     

喇嘛甸油田污水杀菌技术

目前,大庆油田采油厂在用的杀菌技术主要有两种:一是物理杀菌技术,即LEMUP杀菌技术与紫外线杀菌技术;二是化学杀菌技术,主要采用的化学杀菌剂为常规杀菌剂HLX—102与强氧化剂二氧化氯.在喇嘛甸油田污水杀菌系统中,提出深度污水处理站采用以物理杀菌技术为主、化学杀菌技术为辅的杀菌模式,普通污水处理采用物理杀菌技术与化学杀菌技术联合使用的杀菌模式,聚驱污水处理站采用以添加二氧化氯杀菌剂为主的杀菌模式,实现杀菌系统低耗、高效运行,保证井口处水质达标.     

喇嘛甸油田注水泵节能匹配方法及效果分析

喇嘛甸油田注水系统中,受注水泵启泵台数变化、注水站注多类别水质需要运一备一或运二备一以及注水泵泵效低于规范要求的节能评价值等问题,造成注水量与注水泵不易匹配,增加了注水系统控制能耗的难度。因此,通过分析注水泵特性与管路特性之间的关系,调整注水泵的运行状态,从而合理匹配水量,实施后注水系统单耗下降0.10 k Wh/m~3,有效减低了注水成本,提高了管网运行效率。     

依靠科技进步加强节能管理促进喇嘛甸油田可持续发展

喇嘛甸油田在多年的节能管理实践中，总结出了“五结合五促进”节能管理模式。其核心内容是重宣传、更重全员参与；重监测、更重实用长效；重研究、更重现场实践；重当前、更重长远发展；重服务、更重降低成本。通过节能体制与全员参与、能耗监测与技术应用、节能管理与现场实践、节能研究与生产需求、油料管理与成本控制之间的相互结合．促进了喇嘛甸油田降本增效工作迈上了一个新的台阶。     

油田注水系统节能

随着油田进入高含水开发期，注水量大幅度增加，注水耗电亦大幅度上升，成为造成油田电力紧张的主要原因之一。本文从能量平衡原理出发，分析了油田注水系统的构成、能流模型及耗能等各环节的主要因素，提出降低电机损失、降低承泵损失、降低节流损失、降低管网磨损等措施，以降低注水能耗。     

喇嘛甸油田剩余油挖潜方法

针对陆相砂岩油田特高含水期开发阶段剩余油分布零散复杂的状况，从沉积学理论入手，对萨、葡储层进行精细解剖，揭示了储层沉积模式及非均质特点，林成因上分析特高含水期萨、葡储层剩余油分布特点。喇嘛甸油田萨、葡储层的剩余油一般富集在点坝砂体顶部、边部，主要条件是注采方向与渗流方向不一致，而其他类型砂体形成富集剩余油的主要原因是砂体物性变差、注采不完善、滞留区未射孔及井网控制不住等类型，措施调整方案实施后，取得了良好的挖潜效果。