提高油田注水效率浅析

本文根据现场监测的实际情况，探讨提高油田注水效率方面的几个问题。     

冀东油田油气密闭集输系统的技术改造

为了降低油气损耗,增加轻烃产量,简化工艺流程,冀东油田对转油站、联合站内密闭集输工艺流程进行了改造,并采用了液位自控及变频调速平稳榆油技术、高效三相分离器技术、JDY系列原油含水含气分析仪计量技术等配套技术,使全油田油气集输密闭率达100%.文章总结了冀东油田地面工程集输系统密闭改造的成功经验,介绍了转油站、联合站密闭改造前存在问题及改造措施,概括了配套技术的先进性和应用效果,并根据油田实际和发展趋势,提出了几点建议.     

大港小集“双高”油田节能技术的集成应用

针对大港小集油田的开发能耗现状及现存工艺的不足、设施老化腐蚀严重、运行能耗高、系统维护成本高等问题,根据采油、集输、掺水、注水、供配电等系统各环节的不同情况,通过小功率电泵电机技术、复式永磁电机节能型抽油机、注水井智能调控、泵到泵输送、管道射流除垢、油井软件计量技术、单管常温输送、节能变压器、节能控制柜一系列新工艺、新技术、新设备、新材料的集成应用,有效降低了“双高”油田的系统能耗.通过以上节能技术的集成应用,小集油田的综合能耗大幅降低,项目实施后预计年节电413.8×104 kWh,降低原油损失104.3 t.节能改造后单位综合能耗比改造前减少了1530.0 t标准煤,降低了8.5%     

利用测试分析提高机采系统效率

文中从孤东油田的生产实际出发，围绕提高油田机采系统效率这一课题，通过强化油井综合节能技术调研和系统能耗跟踪测试与分析，充分利用能耗监测数据，用科学的方法加强监测数据分析，查找影响油田机采系统效率提高的各种主要因素，并对发现的各种问题提高相应的对策和改进措施，收到了良好的机采系统节能技改效果，取得了显著的经济效益和社会效益。     

特高含水期集输系统节能降耗配套技术及应用

随着油田开发的不断深入，原油生产已进入特高含水生产期，原油综合含水逐年上升，目前全局综合含水已达到８９．７％，围绕节能降耗，提高集输工艺水平，在集输系统中采用了游离水脱除、液－液旋流分离、水力旋流除砂、变频调速等一系列新技术，了集输工艺的技术水平，达到了节能降耗的目的。     

陇东油田提高集输系统效率技术研究与应用

针对陇东油田集输系统地面场站运行能耗高、输油泵效率不合格、加热炉热效率低等现状和存在的问题,开展了集输管网优化、变频调速、无功补偿、高效燃烧器、远红外涂料等节能技术研究,并进行了现场应用.实施后,节能效果明显,具有良好的社会效益和经济效益,1年节电总量为712.7×104 kWh;节约原油总量2 154 t、燃煤4050t、燃气总量300.45 ×104m3,节能总效益达1 984.69× 104元;同时减少了碳排放.     

杏北油田集输系统停掺冷输实施效果与潜力分析

以杏北油田停掺冷输试验工作的应用情况为研究重点,阐述油田集输系统现状,以及研究不加热集输边界条件、探索工作的必要性;并针对选择的8个试验队在运行过程中的各项生产数据进行跟踪分析,得到初步的停掺冷输适用条件:平均单井产液量在27 m3/d以上,平均回油温度超过30℃,含聚质量浓度低于150 mg/L,问题井数小于10口时适于进行停炉停掺冷输工艺运行。该研究为杏北油田的精细控制集输系统能耗规模,挖潜集输降掺潜力,降低油田生产能耗提供了依据。     

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。     

提高抽油机井系统效率的方法

主要论述提高抽油机系统效率的重要性和必要性,介绍中原油田目前抽油机井系统效率的概况,分析油田抽油机井系统效率低的原因和影响系统效率的主要原因及系统效率的分布规律。最后,提出提高抽油机系统效率的措施和方法。     

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。     

留北油田地面常温集输工艺优化设计

为了有效利用油田的地热资源,实现油田地面常温集输,研究应用了复合隔热内衬油管技术,该技术是在D89 mm油管内衬一层隔热材料和防偏磨材料,达到降低井筒举升过程中的热能损失,提高井口温度的目的。在留北油田设计应用了17口井,井口温度平均提高12.8℃,对应的地面井组实现了常温集输进站,取消了原三管伴热工艺流程,年节约燃料油1672.31 t,降低了加热炉的燃料油消耗和污染排放。     

大庆油田螺杆泵机采井系统效率现状及对策

对大庆油田螺杆泵机采井系统效率进行了分析,并结合实例井,以工作转速为主要技术参数分析了螺杆泵举升系统地面、井筒及泵内能耗特征。在此基础上提出了提高螺杆泵机采井系统效率的4项技术对策：①提高电机负载率;②提高地面传动效率;③合理选择工作转速;④按照＂左侧选取＂原则选井、选泵。     

庆深气田地面建设的提质增效管理模式

为加快天然气上产,按照油田公司"以气补油"战略部署,庆深气田以降低建设投资和运行成本为目标,大幅提高环保和节能降耗水平,推动气田地面建设和管理水平持续提升。通过推进"强化组织领导、强化责任落实、强化文化建设",深化"绩效考核支撑、科技创新支撑"的运行管理方法,以及对优选技术路线、优化系统布局、优化简化工艺、推行标准化建设,抓好能耗成本控制、物料成本控制、人工成本控制的技术管理方法进行实践应用,最终成果使气田地面建设效率得到提高,生产运行成本得到控制,创新工艺技术得到发展。     

热泵供暖在杏十二注水站的应用效果分析

为合理利用油田注水中的余热、减少燃气消耗,将A注水站原有锅炉供暖改造为热泵技术供暖。经测算,应用新技术不仅可以节气28.77×10⁴m³/a,降低生产成本14.89万元/a,节省操作人员4名,并且针对新技术实际应用中出现的出口温度偏低、管线穿孔等问题,提出加强日常管理、完善工艺流程等相应措施,最终达到满足站内供暖需求、降本增效节能减排、保障设备正常运行、避免盗气减少事故等目标,为企业高质量发展提供有力支持。     

长庆油田注水能耗监测分析系统的研发与应用

以长庆油田注水系统为研究对象,建立了一套软、硬件相结合的注水能耗监测分析系统,实现了注水系统参数自动采集、无线传输、实时计算注水系统的能耗指标、分析评价注水系统的运行情况的功能。为促进注水系统管理向精细化、自动化、数字化方向发展奠定了一定的基础。     

渤海曹妃甸11-1／2油田生产水处理和注水系统的改进

对渤海湾曹妃甸11-1/2油田FPSO海洋石油112号生产水处理系统和注水系统的工艺流程进行了介绍,详细分析了投产以来系统运行中存在的问题,并结合油田实际情况提出了改进措施和建议。改造后系统经实际操作运行效果良好,为今后类似FPSO的设计建造积累了经验,具有一定的参考价值。     

高效低成本改善注水区块开发效果配套技术

稀油老区注水开采区块进入中后期,油井含水升高,严重影响开发效果.为此进行了以井组、区块为整体的大剂量深部调剖、调驱工作,调整吸水剖面,但受堵剂成本和注入设备等因素的影响,限制了其应用规模.在不改变调堵效果前提下,采用弱凝胶降低堵剂成本,使堵剂费用控制在80元/m3以内,可实现大剂量应用.同时针对泵注设备不能满足现场大剂量注入的现状,开发引进了地面智能泵注系统,实现了现场连续不问断配注施工,施工参数均通过智能控制,可自动记录压力、流量、总流量的变化情况,操作简单,降低了劳动强度,节约了大量运输费用.现场应用表明,该技术可达到高效低成本改善稀油注水区块开发效果的目的.     

中原油田采油三厂注水系统能耗分析及治理

中原油田采油三厂注水系统能耗大,其中高压离心泵、污水处理及高压增注泵能耗占系统的95.5%,主要原因是高压泵偏离高效区运行、产出水远距离输送处理、配水阀组能耗大、干线结垢等方面。通过采取注水站DF400泵降级使用,增注站分压力系统改造,将污水直接进水处理系统,改造污水外输泵等降低能耗措施,取得了较好的经济和社会效益。     

TPN-1高温抗盐堵水调剖剂性能研究

针对辽河油田高温、高含盐地层的特点,研制了一种TPN-1堵水调剖剂。该剂是由部分水解聚丙烯酰胺、第一交联剂W、硫酸铝和水组成。考察了TPN-1的抗温、抗盐能力、pH值适应性、剪切稳定性及热稳定性,采用岩心模拟试验方法对该堵水调剖剂的作用效果进行了评价。结果表明,TPN-1堵水调剖剂强度高,具有良好的堵水调剖性能,可满足辽河油田堵水调剖施工的要求。