分压注水技术范文

分压注水技术范文（精选3篇）

分压注水技术 第1篇

油田开发过程中, 注水是保持油层压力、提高原油采收率, 实现油田高产稳产的有效方法。大庆油田已进人特高含水开发阶段, 需要大量注水, 而且注水压力较高。大庆喇萨杏油田是非均质多层系的砂岩油田, 地质特点是油层多、渗透率差别大、油层深度不一样。

喇萨杏油田分萨尔图、葡萄高台子三套层系开发, 萨尔图层系分3个砂岩组27个小层, 葡萄花层系分2个砂岩组18个小层, 高台子分4个砂岩组92个小层, 萨葡高合计共分9组137层。喇萨杏油田分高、中、低、特地四种, 范围由0.02μm2至1μm2以上。由于注水井所处油藏构造位置不同, 油层中部深度也不一样, 油田顶部构造一般为700~800 m, 两翼过渡带900~1000 m。由以上诸多因素影响, 各类注水井实际注水压力相差很大, 最低不足9 MPa, 最高18MPa以上。各类注水井配注压力高低不齐, 如果全都在同一注水压力下注水, 为了满足注水压力高的井注水要求, 就必须提高整个注水系统的注水压力, 注水压力较低的井就得采用阀门控制, 损耗一部分能量, 导致整个注水管网效率低、能耗大, 从而增加了油田的生产运行成本。

一套压力系统注水、配水合格率低, 目前的一套压力系统注水, 系统压力的设计只能满足大多数注水井注入压力的要求, 对少数注水压力要求较高的井 (一般大于16 M P a) , 在降低配注水量的条件下, 仍然完不成配注任务, 从而降低了配水合格率。如果把这些注水井另设一套系统进行增压, 既可提高管网效率又可以提高配水合格率。

对于低渗透剂特低渗透油层, 如萨葡差油层及表外储层的开发, 除要求较高的注水压力外, 注入水质也要求很严格, 需要采取分质注水技术, 要分质注水就必须从供水开始 (水处理) , 注入泵、注水管网都分开独立运行, 也必须采取分压注水。

2 分压注水的基本形式

在大庆油田高含水开发阶段, 根据注水井口压力大小、注水量及注水井数多少, 采用了整体分压, 区域分压和局部单井增压三种方式注水。

(1) 整体分压:在全油田范围内, 把注水井按注水压力分成两套或几套压力系统注水, 每套系统从注水站经管网到注水井口, 管辖范围较大, 井数较多而又互相混在一起, 注水量也比较接近。

(2) 区域分压:在一个油田上只对某一区块分出一套压力系统单独注水。如喇萨杏油田过渡带比纯油区高1个等级 (2.0MPa) , 因此可以把纯油区和过渡带分开, 过渡带建一套高压系统单独注水。这种方式与整体分压区别在于, 高压系统的注水井都集中在同一区域内, 注水站、注水管网、注水井都是一个压力系统。在此范围内没有低压系统的井、站、管道, 两套压力系统之间界限明显, 彼此之间互不干扰。

(3) 单井增压:在一个油田上, 如果只有零星个别注水井, 所需注水压力明显高于系统设计注水压力, 可对这些井在注水井口单独进行增压, 如果这些零星注水井之间距离较近, 也可没设井配水间进行增压。

3 应用技术条件

分压注水是提高管网效率的重要措施, 但确定分压注水应遵循一定的原则及具备一定的技术条件。

分压注水可以提高管网效率, 降低注水单耗。但是, 为了分压注水, 从注水站经注水管网到注水井口, 要分别建造两套注水压力系统, 增加了基建投资。因此, 确定分压注水方案的唯一标准是:用分压注水节省的电费在较短时间内 (一般超过7~8年) 能够回收增加的工程投资。

目前分压注水采取两种技术措施, 一是采用同类型注水泵, 对低压系统靠“拆级”满足其注水压力要求。二是根据注水井压力要求选用不同类型的注水泵。

不论采用哪种措施均应符合下述条件:

(1) 对于“拆级”运行的, “拆级”后的泵压必须大于等于泵管压差 (0~0.5MPa) 、管网压降 (0.6~0.9 MPa) 及注水井的配注压力之和, 即“拆级”后的泵压能满适注水压力要求。

(2) 两套注水压力系统的各自总注水量 (包括洗井水量) , 应与相应压力系统的注水泵或注水站排量相匹配, 即泵的特性和管路特性匹配, 泵在高效区工炸, 泵管压差最小。否则尽管减少了注水井口的压力控制, 但泵管压差增大, 管网效率仍然很低。

4 存在问题

(1) 限电对分压注水的影响。目前分压注水采用站内注水泵分高、低压方式, 绝大部分注水站都是按两套系统各运行一台注水泵设计的。当限电时, 无论高、低压系统都必须停1台注水泵, 也就相当于关停了一个系统, 这样所停系统站外管压下降幅度很人, 影响正常注水。

(2) 截断阀关不严影响分压注水。因分压注水管网大部分是在已建管网基础上改造的, 基本上都是把现有的双管道之间加截断阀分成两套压力系统, 如果阀门关闭不严, 高、低压系统间串水, 影响分压注水的质量。

(3) 备用泵不灵活。因已建站注水泵的台数有限, 当注水工艺改为分压注水后只能按两套压力系统设置一台备用泵, 并且备用泵须按高压泵设计。当低压系统利用备用泵时, 泵压偏高, 备用期间耗电增加。若备用泵按低压泵设计, 当高压系统利用时, 泵压又达不到设计要求。

(4) 开发方案变化影响分压注水方案。因为分压注水方案的确定, 主要依据是开发方案中有关注水井的注水压力和注水量预测, 这就要求这些参数具有相当程度的准确性和时间上的稳定性。例如南二、三区调整井工程, 原开发方案确定高台子油层注水压力13.72 MPa, 萨葡油层注水压力11.76 MPa。但从日前转注情况看, 注水压力相差不多, 达不到分压注水要求的两类注水井的压力差值。

5 小结

石油工程注水工艺技术优化探析论文 第2篇

石油工程注水工艺技术可以应对低压、低渗油藏的问题，能够通过注水改变油层原有的压力和开采状态，提高石油开发效果。注水工艺技术可以补充地层能量，实现地层压力的有效回升。在具体的注水工艺技术中，其主要利用石油与水的密度差异，通过注水的方式，增加地层能量，促使石油上覆，使得石油原有的状态发生转变，进而达到提高石油采收率的效果。在具体的注水工艺技术中，如果面临具有较大天然能量的情况，需要对合理的注水时间进行优化调整，保障石油是低水或无水状态。此外，具体的注水工艺技术实施中，需要注意对注水水质的控制，避免水质不佳，造成石油的污染，降低石油的开发利用价值。

分压注水技术 第3篇

1 分压注水技术的含义和形式分析

1.1 分压注水技术的含义

分压注水技术是指组合注水井, 保证所有组合的水井具有相同或者相近的注水压力, 并未形成的组合注水井装配相应的配套设施, 例如注水泵、主水管等, 以此实现独立注水。分压注水技术能够将总注水系统拆分成许多独立注水系统, 保证泵压和系统注水压力的一致性, 该种注水技术在油田中的应用, 能够降低能耗、提高效率以及降低生产成本。

1.2 分压注水技术的形式分析

分压注水技术在油田中的应用形式主要包括三种:其一, 单井增压形式, 由于油田面积较大, 对于零星分布的注水井, 如果其注水压力超过了系统设计注水压力, 应该采用单井增压形式, 对该注水井进行单独增压, 这样既能够满足生产需求, 又不至于造成不必要的浪费;其二, 区域分压形式, 对油田的某一区域的注水井进行单独注水, 例如, 某油田过渡带的注水压力比纯油区的压力高3MPa, 此时应该采用区域分压形式, 仅仅对过渡带油田的注水井进行增压, 该种分压形式和其他形式的区别在于, 注水井、注水管网以及注水站都是独立的系统, 高压系统处在相同区域, 低压系统和高压系统之间互不影响;其三, 整体分压形式, 对油田范围内的所有注水井, 按照注水压力进行划分, 每套压力系统的管辖范围非常大, 并且注水井的数量较多, 相互之间存在联系, 不仅注水量巨大, 注水工作难度也相对较大。

2 分压注水技术在油田中的应用分析

2.1 油田概况

文章以某油田为例, 通过对该油田的注水系统进行分析可知, 该油田注水系统存在以下问题:①管径和流量不匹配、不同直径管道混接、管网存在严重结垢等问题, 存在较大的管损, 注水管网的运行效率较低;②管网运行效率低, 注入压力存在很大差异, 9MPa以下、9-11MPa之间、11MPa以上注水井的比例分别为:56.2%、26.7%、17.1%, 管网的运行效率仅为53.5%;③配水间存在较大的控损, 水间平均来水压力控制在12.0MPa左右, 但是该油田注水井的平均注入压力仅仅为8.5MPa, 存在3.5MPa的阀控损, 导致注水系统运行效率相对较低;④注水泵配置存在问题, 该油田采用型号为DF400-150×9 的注水泵, 泵干压达到14.7MPa, 但是实际需要的泵干压仅为13.0MPa, 存在1.7MPa的压差, 导致泵站的运行效率相对较低。

2.2 分压注水技术改造

为了提高注水系统运行效率, 该油田于2012年对油田注水系统采用分压注水技术进行改造和优化。本着管理难度最低、投资最小、压力损失最小、注水半径最小的原则, 将X1 注水站改造为低压注水站, 该注水系统总共有注水井76口, 注水泵压力为9.8MPa, 日注水量达17720m3, 平均注水压力为6.00MPa, 通过计算得知该注水管网的效率为61.5%;将X2注水站改造为高压注水站, 该注水系统总共有追水井97 口, 注水泵压力为13.0MPa, 日注水量达29190m3, 平均注水压力为9.11MPa, 通过计算得知该注水管网的效率为70.1%。该油田注水系统的改造内容包括以下几个方面:①对14口注水井进行归级调整;②对11座配水间进行分级改造;③对12条注水干线进行调整;④对X1 注水站的注水泵进行更换, 即采用KGF500-970/7 注水泵替代原来的DF400-15×9 注水泵;对X2 注水站的注水泵进行更换, 即采用KGF450-1280/9 注水泵替代原来的DF400-150 尺9注水泵。

2.3 应用效果分析

实施分压注水技术之后, 该油田的低压、高压区管网效率分别达到60.2%、64.1%, 综合效率达到62.4%, 比原来的53.5%高了8.9%;低压、高压系统泵干压差分别为降低为0.3MPa、0.82MPa;注水泵效率提高为80.1%, 比原来的77.2 提高了2.9%。

3 结语

总之, 分压注水技术是一种节能、稳产、增效的先进技术, 其在油田生产中的应用, 能够有效的降低注水系统的能耗, 提高油田开采效率以及稳定油田生产水平, 有限的提高油田的生产效益和经济效益。

摘要：注水是油田开发中增产、稳油的重要举措, 对于稳产与提高原油采率具有非常重要的作用。单耗和效率是衡量注水系统综合性的重要指标, 如果单耗过高或者效率较低, 都会增加原油生产成本。分压注水技术在油田生产中的应用, 能够有效的降低单耗和提高效率, 对于提高油田开采效率和经济效益具有至关重要的作用。文章对分压注水技术的含义与形式进行了分析, 并以某油田为例, 探析了分压注水技术在油田生产中的应用, 以供参考。

关键词：分压注水技术,含义,油田,应用

参考文献

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[2]许丽, 陈世喆.分压注水节能技术在油田的应用[J].价值工程, 2014, (15) :53-54.

[3]许德禹, 范全伟, 范平革.分压注水技术的应用[J].中国设备工程, 2012, (10) :24-25.