一种计算油田注水系统效率的方法

通过对油田注水系统效率分析、实例计算,介绍了一种计算注水系统效率的方法,为分析油田注水系统效率提供了依据。从电动机、注水泵和管网运行效率等３个方面,分析了影响注水系统效率的因素,进一步提出了优化注水工艺,提高注水泵效率,合理匹配增压泵和调整注水管网,增加油田注水系统效率的方法。该方法在文留油田应用后,注水系统效率提高了２％～５％,取得了良好的经济效益,。     

降低注水单耗的节能研究与应用

注水系统是高能耗系统,提高注水效率,降低注水用电单耗是油田节能工作的一个重要课题。通过对注水工艺,注水设备及管网的全面调查研究及改造,揭示了提高注水泵机组效率及管网效率的节能途径,取得了显著的经济效益。     

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     

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     

分压注水提效技术在埕东油田的应用

应用节点分析法对埕东油田注水系统进行了分析，找出了影响系统效率的主要问题并进行改造。针对注水系统中存在的注水泵扬程、排量与注水井需求不匹配和注水井注水压力差异大导致的泵干压差大、配水间阀控损失大、注水系统效率低等问题，进行了分压注水改造并优化了注水泵参数。改造后，东油田注水系统注水站效率、注水管网效率、注水系统综合效率分别由64．9％，60．4％和39．2％提高到72．5％，65．8％和47．6％。     

提高二连油田注水系统效率技术

为有效降低运行成本,达到节能降耗的目的,有步骤、分阶段对二连油田各注水站注水泵、注水单井的运行压力、流量及注水泵的耗电量进行测试分析,并根据分析结果,采取更换离心电泵为柱塞泵,提高注水泵运行效率;应用变频调速技术,稳定出站干压,减少注水泵回流量;采用分压注水工艺,优化注水管网,提高管网运行效率等措施,二连油田的注水系统效率由优化前的46.6%上升至61.8%,注水系统单耗由优化前的7.25 kW·h/m3下降至6.1 kW·h/m3,平均年节约动力费407万元.     

提高孤东油田注水系统效率的探讨

文中从注水地面系统效率及能耗计算公式的分析出发，提出注水泵效率及管网效率低是影响孤东油田注水系统效率的主要因素。要提高两者的效率，重点是对低效泵进行技术改造，推广应用高效大排量离心泵，提高泵修质量及配件质量，推广应用注水泵站生产微机自动监控系统，实现注水泵站生产的优化运行，确保各注水泵在最佳高效工况下使用。针对配水间节流损失问题，通过强化水井测调力度和系统降压，以及重点井应增压泵。针对泵干压差大的问题，则进行注水泵拆级改造，以及实施微机监控，实现系统优化自动调节控制。针对老旧单井管线结垢引起的水力损失问题，采取了更新改造。针对注水计量误差大的问题，推广应用了新型电磁流量计量。实践证明，这些措施均十分有效，并取得显著的应用效果。     

压差调节装置在注水系统中的应用

油田注水是保持地层压力，保证油田长期稳产高产的重要措施。注水用电量约占整个油田总用电量的40％。由于系统中各注水井的吸水能力及配注量不同，同时，还要保证注水井的测试、洗井等用水，因此，在生产过程中注水流量波动较大。为了适应注水量的波动，则需频繁调整注水泵运行方式。一般只能通过调节阀门来控制流量，这必然会使注水泵与管网之间产生压差。大庆油田各采油厂的注水系统的泵管压差造成的能量损失占泵输出能量的2.5％-15.0％。因此。使用高效的注水管网压差自动调节装置来调解管网压差是很有必要的。     

王场油田提高注水系统效率的途径

通过对江汉油田近几年来注水系统效率的统计分析，指出了江汉油田注水系统效率偏低的主要因素及其提高注水系统效率的途径。在分析中，特别提出王场油田注水系统效率低于全油田平均数值的诸因素中，管网效率偏低的原因主要是管压与注水井注水压力不匹配，形成高管压、低注水压力的局面，并提出了王场油田比较合适的管压，以此来提高管网效率，从而提高王场油田及其全油田的注水系统效率。     

一种预测水驱油田含水率的新模型

在水驱油田开发中,预测含水率随开发时间的变化规律具有重要的意义.基于水驱油田含水率上升规律,将一种预测油气田累积产量的模型用于含水率的预测,从而建立了一种新的预测水驱油田含水率的模型,且该模型可以简化为Logistic模型.运用二元回归法求解该模型.用胜利胜坨油田和河南双河油田的实际含水率数据对该模型进行了验证,通过对...     

油田注水系统生产运行优化

通过建立基本单元和注水管网的数学模型,来描述注水系统的基本特征。以注水泵的排量为设计变量,建立起注水系统生产运行优化的数学模型。依据模型的特点,提出了约束条件转化策略和二层递阶迭代的优化方法,可以给出不同配注条件下注水系统优化的开泵方案和最佳的运行参数。此项技术在大庆杏南油田使用,表明实施注水系统生产运行优化,能够降低注水单耗,提高注水系统的运行效率,从而降低原油生产成本,提高了油田的经济效益。     

预测水驱砂岩油田驱油效率的方法

驱油效率是预测油田最终采收率、评价油田开发效果的主要参数。以双河油田资料为基础，建立了驱油效率与渗透率、油水粘度比和注入倍数的关系式。该多元回归式不仅可确定最终驱油效率，而且还可计算注水倍数，确定不同开发阶段的驱油效率、波及系数。驱油效率实际值与预测值平均相对误差8．7％，精度满足生产要求。     

单家寺油田蒸汽驱先导试验驱油机理研究

单家寺油田是一个埋藏较深的具有活跃边，底水的稠油油田。蒸汽吞吐曾获得很好的开采效果，但由于边，底水的侵入，最终蒸汽吞吐采收率较低。为了探索利用蒸汽驱方式提高采收率的新途径，在该油田开辟了蒸汽驱先导试验区。在分析蒸汽驱和热水驱驱渍机理的基础上，结合该油田现场及实验室实际资料和蒸汽驱跟踪数值模拟结果，对单家地油田蒸汽驱驱油条件和驱油机理进行分析     

浅海油田电潜泵泵下电加热技术

针对电潜泵在胜利浅海油田稠油开发中遇到的问题, 研制了电潜泵泵下电加热装置,并配套形成了适合海上电潜泵管柱的泵下电加热技术。该技术可以有效降低电潜泵吸入口处原油粘度, 减小电潜泵机组负荷, 提高泵效, 增加原油产量; 动力电缆与筛管式加热器同时发热, 保证了全井筒的原油温度, 同时耐温耐压能力强, 抗挤毁强度高, 使用寿命长; 该技术可与潜油螺杆泵等技术配套应用, 解决部分稠油井稠油在井筒中流动困难和难以举升的问题。该技术在胜利浅海油田的应用取得了较好的效果。     

注水水质调控技术研究

介绍了注水开发油田中,影响注水水质的主要因素。通过大量的试验研究提出了注水水质调控方法,通过以采油二厂七中东八道湾组油藏为主,分析了水质控制指标的变化带来的注水井吸水能力的变化,预测了注水井的伤害半径以及吸水能力变化的半衰期。根据水质控制指标的变化引起的注水井的伤害指标确定注水水质指标,最后决策最优方案。目的就是通过调整水质控制指标,旨在基本满足注水的前提下控制注水成本,提高注水开发效益。     

聚合物驱油三种机采方式的能耗评价

为了弄清聚合物驱油对杆式泵、电潜泵、螺杆泵的影响，以及这三种机采方式用于聚合物驱采油时的能耗状况，进行了三种机采方式的系统效率与能耗的测试与计算，并与水驱时三种机采方式的系统效率与能耗值进行了对比。同时对聚合物、水驱这三种机采方式的能耗进行了评价，结果表明，对杆式泵井，聚合物驱动的能耗是水驱能耗的１．１倍；对电潜泵井，聚合物驱时的能耗是水驱能耗的１．６倍；对螺杆泵井，聚合物驱与水驱时的能耗基本相当     

Injection of biosurfactant and chemical surfactant following hot water injection to enhance heavy oil recovery

This study investigates the potential of enhancing oil recovery from a Middle East heavy oil field via hot water injection followed by injection of a chemical surfactant and/or a biosurfactant produced by a Bacillus subtilis strain which was isolated from oil-contaminated soil. The results reveal that the biosurfactant and the chemical surfactant reduced the residual oil saturation after a hot water flood. Moreover, it was found that the performance of the biosurfactant increased by mixing it with the chemical surfactant. It is expected that the structure of the biosurfactant used in this study was changed when mixed with the chemical surfactant as a probable synergetic effect of biosurfactant-chemical surfactants was observed on enhancing oil recovery, when used as a mixture, rather than alone. This work proved that it is more feasible to inject the biosurfactant as a blend with the chemical surfactant, at the tertiary recovery stage. This might be attributed to the fact that in the secondary mode, improvement of the macroscopic sweep efficiency is important, whereas in the tertiary recovery mode, the microscopic sweep efficiency matters mainly and it is improved by the biosurfactant-chemical surfactant mixture. Also as evidenced by this study, the biosurfactant worked better than the chemical surfactant in reducing the residual heavy oil saturation after a hot water flood.     

Evaluation of the effectiveness of chemical flooding using heterogeneous sandpack flood test

Alkaline flooding appears to be a promising process for enhancing heavy oil recovery after primary or secondary production from those reservoirs where thermal processes are not applicable. However, due to the heterogeneity of the reservoirs, the injected chemical solutions may flow to the producing wells through the high permeable channels and bypass the residual oil, resulting in poor volumetric sweep efficiency. Thus, evaluating the chemical blends and the injection strategies through laboratory tests with proper heterogeneous physical models can substantially reduce the risks of field application of this process.In this study, a new experimental method, channelled-sandpack flooding test, is designed to simulate the channeling phenomenon of actual heavy oil reservoirs during the chemical flooding process. The channelled-sandpacks are used to re-evaluate the effectiveness of chemical blends screened through the homogeneous sandpack flood tests. It is found that the effectiveness of the best blend obtained through homogeneous sandpack flood tests is significantly reduced in the channelled-sandpack flood tests. This demonstrates that using heterogeneous physical model, rather than the conventional homogeneous sandpack flood tests, to screen the chemical blends is necessary for designing the chemical flooding process in heterogeneous heavy oil reservoirs. With further experiments carried out for the modified blends with the channelled-sandpack flood tests, an optimal chemical blend can be determined for certain heterogeneous reservoirs. The optimal chemical blend can selectively block the high permeability zones and improve the sweep efficiency for a particular heterogeneous sandpack, thereby significantly enhancing the tertiary oil recovery. The new developed channelled-sandpack flood test should facilitate the optimization, design and implementation of chemical flooding and other enhanced heavy oil recovery processes.     

古城油田BQ10区块超稠油降粘集输工艺

通过对古城ＢＱ１０区块超稠油掺稀油降粘集输、掺热水降粘集输现场试验分析，提出并实施了污水回掺降粘集输工艺。由区块单元进行污水回掺，联合站进行集中处理说明，污水回参工艺优于掺稀油，更优于单纯掺热水降粘集输工艺；污回掺可有效利用热能进行二次做功，降低井口或干线回压，改善油井的出油状况，提高油井泵效，增加单井产油量；掺污管线并不会生堵管事故，使于生产管理。