探讨注水系统优化运行措施与效果_朱宁霞

解析提高注水系统效率的理论与方法摘要：在石油开采的过程中，实现对注水系统效率的提高，能够使其在能源的消耗以及使用等方面得到控制。

在本文中，将根据注水系统效率提升的相关理论，以及对实际工作中影响注水系统效率主要因素的分析，来探讨在实际工作中应使用哪些方法提升注水系统的效率，从而实现石油开采过程中的成本控制。

关键词：注水系统；效率提升；实践措施引言：石油是社会发展过程中必不可少的重要资源。

而注水开采技术的应用虽然实现了采油速度的提升，然而其在应用的过程中，却往往会因多种技术原因，导致注水工作的效率受到影响，产生了资源的浪费。

为此，便需要对提高注水系统效率的相关理论与方法进行深入探究，以此来促进石油事业的可持续发展。

1、注水系统效率提升的相关理论当前，我国陆上油田采油的主要措施之一，便通过注水的方式，来完成对石油的采集，然而当前我国大部分油田的注水系统在效率上往往都无法得到保障。

而为了避免石油采集过程中能源的过度消耗，就要从注水系统的构成出发，来保障其在应用后的经济意义以及实用价值。

为此，需要通过对注水系统的合理构成、地面系统效率测试、单耗计算方法等技术的应用，来从注水系统中的电动机、注水泵、管网运行效率等方面入手，分析影响注水系统效率的因素，从而实现对注水泵效率的提高以及注水工艺的优化，并对增压泵以及注水管网进行科学的调整与匹配，令油田注水系统的效率得到提升。

同时，在提升注水效率的过程中，也要根据注水工艺及系统的特点，来完成对系统能流模型以及注水单元的数学技术模型，对系统内部各个要点的效率进行系统性分析，把握内部设备对注水效率所产生的影响，并在此基础上，通过对注水单元效率的判断以及各单位基础效率的判断，对其内部系统的构成、阻力等要素进行计算，完成对效率统计软件的编制。

以此来根据油田注水效率存在的实际问题，提出对应的效率优化措施，实现对油田注水系统成本投资的控制，提升系统运行效率，从而推动油田的建设与发展。

论提高注水系统效率的方法摘要：由于油田开发初期采用滚动方式，造成了一些注水设备选型和管网布局不够合理，设备利用率低、局部注水管网负荷过重等现象，致使油田注水系统效率低、能源浪费严重。

随着油田进入高含水开发期，注水量大幅度增加，注水耗电大幅度增加，采油成本日趋上升。

因此，如何提高注水系统效率，节能降耗，已显得十分重要。

关键词：注水系统效率方法Abstract : as the initial stage of oilfield development using a rolling way, resulting in a number of water injection equipment selection and pipe network layout is reasonable, the equipment utilization rate is low, the local water injection pipe network overload phenomenon, resulting in oilfield water injection system efficiency is low, serious waste of energy. With the oilfield in high water cut development period, the water injection rate increases substantially, water consumption increases substantially, the production cost is rising. Therefore, how to improve the efficiency of water injection system, energy saving, has become very important.Key word：Water injection system；Efficiency；Method1中原油田注水系统现状及存在的问题中原油田目前共有注水井1600多口，注水支干线200多km，井口注水管线800多km；已建大型离心泵站11座，离心注水泵近50台，小型增注站近80座，柱塞泵近400台，注水泵装机总容量为100000多kw。

低渗透油藏精细注水开发效果研究发布时间：2023-03-17T08:38:36.813Z 来源：《科技新时代》2023年1期作者：宁旭波[导读] 有关低渗透油藏储量，提高其开发效果与动用率是采油厂当前一段时间内，能否实现稳定有效发展的重中之重。

在提升采收率的众多方法中，注水是常见方式也大范围运用到开发低渗透油藏工程中，而注水开发水平的提升直接影响到开发效果和经济效益宁旭波长庆油田分公司第六采油厂武峁子采油作业区陕西定边 718600摘要：有关低渗透油藏储量，提高其开发效果与动用率是采油厂当前一段时间内，能否实现稳定有效发展的重中之重。

在提升采收率的众多方法中，注水是常见方式也大范围运用到开发低渗透油藏工程中，而注水开发水平的提升直接影响到开发效果和经济效益。

为此，本文结合开发低渗油藏的难点，简要分析A油田的精细注水开发效果。

关键词：精细注水开发；低渗透油藏；开发效果引言：精细注水是开发低渗油藏效益的一项核心关键技术。

将有效注水作为主线,加大相关配套技术研究力度，实现水质精细化管理、地面工艺优化、更新低渗增注技术，以此满足低渗油藏进行精细注水的操作要求，进一步优化其水驱情况。

一、低渗透油藏中注水开发常见难点一是埋藏深而且小层多；二是储层物性不理想且层间存在较大差异；三是一些区块存在高温、高压现象；四是储层具有较高敏感性[1]。

以上特性对高效开发低渗透油藏造成影响，因为注水开发作为常用的补充能量手段，所以利用精细注水技术能增强水驱动用效果。

可是和储层相比低渗储层提出更高的水质要求，比如沿程管道网络容易受到二次污染，存在较大注水压力差，井筒与管网之间匹配难度大等，均会对注水开发带来影响[2]。

基于此，实现精细注水极为重要。

二、A油田存在的开发问题（一）天然能量低，油井压力快速下降断块因为缺少能量补充，待A油井正式投产之后，初期虽然产量是十吨到五十五吨，压力超过二十一帕斯卡，但却快速下降。

单井的平均单位压降产量是每帕斯卡六百五十八吨。

提高注水泵运行效率的精细调控方法摘要：注水泵是油田注水系统主要设备之一，是注水工序中较为关键的环节，更好地控制注水泵的运行方式、液量调整和地层压力，在油田开发中起着关键的作用。

随着油田开发相继进入中高含水期，油田回注污水增多，而污水的水腐蚀性强、机杂含量高，注水泵液力端封面腐蚀磨损速度快、泵效低，造成能源的极大浪费。

因此，对注水泵进行提效研究，以更好地利用先进技术和设备，提高注水泵效，降低注水系统单耗，从而实施高效注水，使采油厂经济效益最大化，在油田开发降本增效中很有必要。

关键词：注水泵；运行效率；精细调控1注水泵的使用注水泵通常是柱塞泵或多级离心泵，利用电力向电动机输送，从而使泵用设备通过电动机高速旋转，增加液体压力能，增加所运液体的压力，以及它满足了水注入储油层的压力要求，往复泵是一种容积式泵，柱塞泵是一种往复泵，它利用往复泵柱塞的往复运动来吸入液体和增压排液。

曲柄连杆机构是高速旋转电机动力端的主要机械单元装置。

在此机械单元，实现将电动机的转动转化为往复活塞运动。

在此基础上，往复泵缸容积会发生不同程度的变化。

液体不断吸入和排出，只有当注入压力达到预定目标时，才能完成注水。

特别要求注水泵通过一系列增压将合格的水连续输送至注水井，通过分层注水的方式有效地将水注入油层。

在此基础上，实现了油水井的连通。

在这一过程中，水驱油的开发效果最大化。

2注水系统能耗分析随着油田综合含水不断地升高，油田逐步进入特高含水开采阶段，吨油成本逐年上升；地面工程历经多年的运行已逐步老化，为保障安全生产，已建系统更新维护的工程量逐步加大，造成生产成本的增加。

因此，在油田进入高含水期开采阶段如何找出地面系统存在问题，采取有效措施，实现节能降耗，对提高油田开发效益，保障油田可持续发展，实现创建“百年油田”的宏伟目标具有重要意义。

从下面注水系统的能流模型图可以看出，注水系统的能耗包括：注水泵电动机的无功耗能，即电机损耗p1，注水泵的无用功损耗p2，泵管压差和回流损失p3，管网损失和配水节流损失p4，从能流模型图中可以看出，注水机组的能量损耗主要由两部分组成：第一部分是驱动注水泵电机运行损耗的能量p1，第二部分是注水泵运行损耗的能量p2。

油田地面注水系统的优化技术分析摘要：一般来说，在油田开采过程中对注水系统的利用较多。

若油田开采到达极限，可利用注水系统，对油田地层能量加以补充，增强其驱替介质，提升油田实际开采效率，促进二次开采成效的提高。

因此，相关企业应对注水系统予以高度重视，明确其在实际应用时存在的不足，并对其加以优化，提升注水线路设计水平，降低其能源的消耗程度，推动油层压力的提升，提高系统的生产效率，推动油田开采目标的实现，使其生产呈现相对稳定的特点。

关键词：油田地面；注水系统；优化技术引言注水是一种常用的技术手段，当原油产量达到最大值时，或需要提高开采效率时，必须用替代物补充地层能量。

注水系统有一定的复杂性，通过注水泵及地面管网将高压水注入注水井，保持地层一定的压力，确保原油受到高压水的驱替后进入相对应的生产井，从而大大提高生产效率和稳定性。

1.油田地面注水系统的应用现状当前，我国在对油田进行开发时，对地面油田注水的方式应用较多，在提升采油速度的同时，降低天然气溢出的概率，使得安全隐患有所减少，促进油田开采工作的顺利进行。

注水系统在实际运行过程中，会向油层中注入一定水量，为油层带来一定压力，使得原油能在相应驱动力下进入生产井，为油田开采工作的进行提供便利，提升开采成效。

与其他技术相比，注水系统的应用经济性较高，且水与石油的兼容性较差，可为原油的移动提供动力，促进油田开采目标的实现，提升油田二次开采成效。

现阶段，我国在利用油田地面注水方式开展石油开采作业时，所建立的相应工程呈现一定类似性特点，其主要由三大部分组成，即注水泵站，注水管网与注水井口，在三者的协同作用下，可提升水的注入速度，驱动石油的移动，促进企业运营管理成本的降低，为其经济效益的提升打下坚实基础。

2.在油田开发中对注水系统进行优化的策略2.1掌握注水系统优化的原理注水系统所涉及的结构相对复杂，所涵盖的设备与线路等较多。

企业若想实现注水系统全方位优化目标，不仅在系统调整方面存在一定难度，而且需耗费更多的成本费用，使得企业投入与产出不成正比，不利于企业经济效益的提升。

油田注水地面系统优化运行及单井增压技术研究的开题报告一、研究背景随着石油资源开采深入，油井压力逐渐降低、产量逐步减少，为了维持油田生产的稳定性和可持续发展，注水增压技术得到广泛应用。

油田注水地面系统是实现油田注水增压的重要组成部分，它不仅决定着注水井的产量和注水效果，同时也对油田的生产经济效益和环保排放有着重要影响。

然而，目前油田注水地面系统存在着一些问题，比如：注水前的水质处理不足、输注水管道老化损坏、注水泵站效率低下、注水良率不高等。

这些问题导致了注水地面系统的运行效率低下，注水效果不佳，增加了油田生产的成本和难度，并且对环境造成了不良影响。

因此，本研究旨在对油田注水地面系统进行优化运行，提高注水井产量和注水效果，并通过单井增压技术实现油田生产的稳定发展。

二、研究内容和目标本研究的主要内容和目标如下：1. 对注水前的水质和管道进行评估，并针对多种水质和管道情况制定不同的处理方案，确保注水井的供水质量和输水管道畅通无阻。

2. 对注水泵站进行升级改造，提高泵站效率和稳定性，降低能耗和维护成本。

3. 制定注水压力、注水量的监控参数和指标，并建立注水液位、压力、温度等实时监测系统，指导现场操作人员优化注水运行模式，达到注水压力平稳、注水量合理、良率稳定的目标。

4. 运用单井增压技术，通过调节单井注水工作状态和压力来达到增加油田产量的目标。

5. 对运行结果进行分析和评估，在注水地面系统和单井增压技术方面找出存在的问题，并对其进行改进。

三、研究方法和技术路线本研究采用以下技术路线：1. 对注水前的水质和管道进行评估，通过实验室分析等方法，制定不同的处理方案。

2. 对注水泵站进行综合评估和设计，提出提高泵站效率和稳定性的方案，并进行改造。

3. 建立注水液位、压力、温度等实时监测系统，制定相应的参数和指标，指导现场操作人员优化注水运行模式。

4. 运用单井增压技术，通过调节单井注水工作状态和压力来达到增加油田产量的目标。

针对油藏注水系统优化与提升的研究【摘要】石油矿藏作为一种重要的矿产能源，在世界各国的使用范围都十分的广阔。

面对石油资源日渐稀缺的今天，提高石油的开采效率是一项重要的研究课题。

面对油藏注水过程中的水质问题，其往往会给地层以及注水系统带来严重的隐患以及威胁。

【关键词】油藏；注水；系统优化；提升前言在进行油藏注水的过程中，确保油藏注水系统能够安全的使用是非常关键的事情。

但是由于在注水过程中水质本身所存在的问题，往往导致了油藏注水系统内部问题频发现象的出现，以下我将针对油藏注水系统优化与提升进行简要的研究分析。

一、注水常见问题1.1注水过程中单井管线损失出现超标问题是最长出现的，该问题主要是由于在进行注水的过程中，注水半径太大，沿线的管道铺设太长，使经过管线内部的水在流动过程中留下了大量的水垢，造成严重的沿程摩擦损失的不断增加。

1.2在进行施工建造的过程中，注水管网的管径往往与实际使用过程中水流流量并不匹配，造成管网使用的运行效率低下等问题原因的直接出现。

加之在进行边外注水井的注水过程中，注水的流速偏大，进而导致了管损的的不断增加，使在注水过程中正常的注水井流速受到影响，不断降低，进而沉积了大量的水垢；这种问题出现的根本原因往往是由于相关的系统运行人员没有正确的按照系统运行参数进行调整，造成了系统运行参数不合理，使余量不断增加。

1.3在进行水泵的使用过程中，由于其长期处在工作的状态，所以造成了注水泵满负荷运载时间过程长，维修人员需要不断的进行水泵的维修，面对大排量注水给占内部本就存在的较大的管线压力，这就容易造成管线在高压下出现穿孔。

所以，如果经常停止水泵进行长时间的水泵维修，势必会造成注水的水压不稳以及地层内部激荡而出大量尘沙，从而导致恶性循环，增加了水泵的维修作业频率。

1.4在整个油藏注水的过程中，集油站的作用是非常关键的，但是由于实际发展过程中集油站对油水分离以及污水处理的能力存在一定的不足，致使通过注水站出来的水也同样面临不达标的窘困境地，加之注水站没有正规的污水净化处理系统，不能够对污水进行有效的二次处理，使得在进行油藏注水的过程中所使用的水质是不达标的水，在这种不达标水质的影响下，井内的所有设备都会遭到严重的腐蚀，久而久之大量的水垢也会将内部管路封堵，导致油藏注水系统瘫痪。

有效提升注水质量的实践及分析摘要：近年来，注水工作出现的水量运行困难、超欠注居高不下、注水能耗持续偏高等问题，严重制约着胜二区注水质量的提升。

2012年，我们对制约注水质量的几个瓶颈问题进行认真分析，从源头治理水质，从过程实施注水干线除垢、地面管网优化。

治理后二区的注水指标明显得到改善，超欠注得到有效的控制，关停了一台注水泵，注水电量大幅下降，有效提升了胜二区注水质量。

关键词：注水水质；管线除垢；管网改造；降低管损1 注水系统现状调查1.1 污水处理现状。

坨四污水站于2002年进行整体改造，采用“重力除油+混凝沉降”的污水处理工艺，日处理规模30000m3，水质标准为C1级。

2006年以后由于二区注聚影响，污水含聚，造成滤料板结，污水指标恶化，含油在70-120mg/L，悬浮物15-25mg/L。

坨六站污水处理主流程采用的“混凝沉降+二级过滤”工艺流程，处理水量22000m3/d，其中21200m3C2级污水外输至胜七注和胜五注，800m3污水经过二级过滤到达B级水质输送到9-10精细区块。

1.2 注水地面系统现状。

我矿有二个注水站，注水站分水器压力14MPa，注水干线12条，总长32.75km。

为350口注水井供水。

两站以扇形给注水井供水，供水半径大，压力损失大。

1.3 局部地面系统不配套。

2430注水干线尾端的25X274和2527两个配水间就是东南部低压区。

平均注水压力仅为9.3MPa。

主要问题是穿西四路管线为4寸干线，导致供水不足。

1.4 注水泵运行现状。

胜五注、胜七注运行泵压降到13.8MPa，干压13.5MPa 运行，单泵的效率最高，注水单耗最低。

目前开注水泵7台，胜五注4台，排量1500m3/h，胜七注3台，排量1010 m3/h，总排量为2510 m3/h；平均泵压14.47MPa，超出泵理论扬程0.67MPa，干压14MPa，憋压运行造成注水泵排量下降，注水单耗增加。

1.5 注水指标现状。

提高注水系统效率，实现节能降耗措施实施随着油田进入中后期开发，注水能耗逐渐加大。

主要表现在：油田注水压力不断上升、同一油田区块单井吸水压力差异大、工艺设计能力与实际需求不匹配、注水管线结垢等，都直接导致系统能耗增加。

针对上述情况通过节能技术研究和试验，重点应用了地面工艺高、低压分注技术；注水泵变频调速技术；管线除垢清洗技术等。

取得了一定的节能效果，积累了一些成功的经验，找到了适合不同油田注水工艺的节能技术措施。

标签：油田注水；工艺流程；注水能耗；节能技术1 注水工艺流程现状一套注水压力工艺流程：注水站出口（25.0MPa）→配水间（25.0MPa）→井口（25.0MPa）。

中间提压注水工艺流程：注水站出口（25.0MPa）→配水间入口（25.0MPa）→配水间出口（35.0MPa）→井口（35.0MPa）。

2 注水系统存在问题2.1 同一座注水站供注单井吸水压力不均单井节流损耗高为保证吸水压力高的单井完成配注，注水站出站压力必须高于最高单井吸水压力。

如河间东营油田单井最高吸水压力15.4MPa，最低吸水压力3.3MPa，单井之间的节流压差12.1MPa，但出站压力必须在16.0MPa以上，造成注水能耗浪费。

2.2 注水管线结垢严重压力损失增大能耗提高如高14井于2004年1月转注回灌污水，其单井注水管线D114*13-4.2km，初期出站压力2.0MPa，井口压力0，注水能力1200m3/d。

到2010年4月，出站压力上升到11.68MPa，井口压力3.0MPa，注水能力650m3/d，管线压力损失达到8.68MPa，能耗大大增加。

通过现场解剖管线发现，在距离站外1.8km以内基本无垢，1.8km以后结垢逐渐严重，到井口附近结垢厚度达6mm以上。

经化验垢的主要成分为铁垢，也就是水在管中流动时间的延长，二价铁离子逐渐变成三价铁离子沉淀在管壁中形成垢。

2.3 注水设备能力与实际需要不匹配造成无功功耗增加如留17注水泵额定排量20m3/h，实际配注560m3/d。

优化注水系统改善注水水质【摘要】本文针对塔里木油田某注水井水质悬浮物、含油不达标等问题进行调查研究，通过改进工艺流程、优化生产制度、物理清理等方法进行治理并取得了明显的效果。

【关键词】注水井水质工艺改进清理自2011年塔里木油田某区块注水工程启动以来，注入水悬浮物、含油不达标问题一直困扰着现场技术人员。

为了改善注水水质，提高注水质量，我们进行了一系列的工措施并最终解决了注水水质不达标问题。

1 现场工况塔里木油田某注水井工艺流程如图1所示。

来自水源井的水通过砂滤器进行初步沉降后进入沉降罐进行再次沉降，沉降后的水通过离心泵先后打入粗、细纤维球过滤器进行过滤，滤后的净化水通过离心泵打入1#、2#净化水罐进行沉降。

注水泵入口来水水源则从净化水罐底部由一台离心泵送入注水泵入口。

图1 改造前的工艺流程1.1 注水工艺现场设备参数潜水泵：功率15KW，排量50 m3/h，扬程65m，下深50m，井深200m，静液面16m；纤维球过滤器（双罐）：处理能力60m3/h，容积φ1.6×4m，反冲洗电机功率7.5KW；储水罐（1座沉降罐、2座注水罐）：7×3×2.4（50 m3）；过滤器前置增压泵、喂水泵：功率5.5KW，排量12.5 m3/h，扬程50m，转速2900 r/min；注水泵：型号：QCZS550/25 级数：180级流量：550m3/d 压力等级：25Mpa。

2 水质不达标原因分析2.1 工艺缺陷的影响沉降罐及净水罐均未设计排污流程。

自2011年注水系统投运以来，沉降罐底部泥沙已近20公分，净水罐底部泥沙也已有10公分，而净水罐至注水泵的进水管线出口设计太低，距净水罐底部仅有二十公分。

沉降罐及净水罐距离较近，且两罐进出口一直有水流动，沉降罐及净水罐内水沉降时间较短。

工艺设计不合理是导致水质不达标的关键影响因素。

2.2 设备工况的影响如图1纤维球过滤器为两套，两套过滤器正常情况下为串联运行。

以提高注水质量为中心的系统分析与优化管理摘要：随着喇嘛甸油田的不断深入开发，现已进入高含水后期开采阶段，提高分层注水的测试合格率是油田注够水、注好水的重要保障，是改善油田开发效果的有效手段之一。

关键词：注水质量；测试合格率；【中图分类号】p331引言为进一步提高水驱开发效果，提高油田注水质量尤为重要。

而油田注水质量的提高，注入水利用率的提高，直接反映就是分层注水测试合格率的高低。

1 加强注水系统分析与优化管理的背景2008年以来，由于注水系统污水含油以及注入水聚合物含量的影响，我矿的分层测试合格率和注水合格率突降，测试合格率由2007年的85.8%下降到2008年的78.5%，注水合格率也由81.7%下降到71.3%。

连续几年这两项注水井重要的管理指标始终低于厂下达的测试合格率90%以上，注水合格率85%以上的指标要求。

2加强注水系统分析与优化管理的基本内涵在油田开发生产整体系统中，注水系统管理的好坏，直接影响到油田生产任务的完成。

我们以“提高注水井测试合格率为核心，优化注水结构、减缓油田自然递减为目标”，采用先进的技术方法对各个环节进行优化，通过对注水系统的优化管理，我们认识到只有科学注水、平稳注水，才能确保区块持续稳产。

3加强注水系统分析与优化管理的主要内容和作法3.1注水系统各环节的构成注水系统是一个复杂庞大的系统，其内部分为生产子系统和管理子系统。

生产子系统从源头到端点可分为：“联合站来水-注水站加压-配水间分注-注水井注水-采油井采液”。

采出液回到联合站进行油水分离、水质处理，处理水再次进入循环链条。

管理子系统包括：资料的录取、资料的分析、问题的处理，以及日常管理和考核等。

3.2生产子系统各环节的优化与实施3.2.1注水源头-联合站节点的优化与实施联合站是整个注水系统的源头，水质处理质量的好坏，直接影响到整个系统的正常运行。

2007年下半年，全矿各污水处理站回注污水水质全部超标。

由于我矿水驱、聚驱系统管网并未分开，致使7座污水处理站全部见聚，其中140#污水处理站回注污水含聚浓度最高，达到287mg/l；喇i-1污水处理站最低，在20mg/l左右，但含油严重超标，在45mg/l左右。

油田注水系统效率优化与研究摘要:油田自开始开展注水系统效率技术研究与应用，在系统的优化方面具有较为雄厚的技术优势，经过几年的研究攻关，技术不断进步、完善。

成为注水系统调整改造中的技术支撑，并形成了地面注水系统图形仿真、地面注水系统机泵工况诊断、地面注水系统管网分压优化、地面系统效率综合评价技术等四项主导技术。

通过深化注水系统井筒、储层效率技术研究，加快成果的应用，形成一整套具有推广价值的诊断、分析、评价集成技术，为注水系统优化设计、高效运行提供必要的技术保障。

该技术在油田注水领域具有先进性、完整性、创新性，现场应用后取得了明显的效果。

关键词:油田注水；系统效率；仿真优化；注水系统1.油田注水系统现状分析(1)注水系统基本状况。

大庆油田注水系统经过40多年的开发,经历了基础井网、加密井网、注聚井网等油田建设阶段。

已经形成了一般水注水系统、深度水注水系统和聚驱注水系统3套井网。

一般水注水系统为基础井网和加密井网服务,深度水注水系统主要为二、三次加密井网以及外围低渗透油田服务,聚驱注水系统主要为聚驱开发区块服务。

这样就实现了含油污水、深度污水和聚合物注低矿化度清水三种水质的分支注水,以满足不同井网对水质的各种要求。

(2)注水(入)流程。

为了满足油田生产需要,大庆油田根据自身的地域特征,开发并已逐步形成了7套油田注水(入)的工艺流程。

供水注水工艺流程分别为:集中低压供水、分散注水、单干管多井配水;集中高压供水、集中注水、单干管单井配水;集中高压供水、集中注水、单干管多井配水。

聚合物配置与注入工艺流程为:注入站单泵单井;注入站单泵多井;配制站集中配制、分散注入、单泵对单站供母液;配制站集中配制、分散注入、单泵对多站供母液。

2.注水系统能耗状况油田生产消耗电能,体现在生产过程中的各个环节。

主要耗电单元是各类以电为能源的举升设备,电力输配系统也存在一定的自身能源消耗。

随着油田生产的发展,仍需要不断提高注水效率。

加强一体化管理努力提高注水系统管理水平【摘要】胜利油田现河采油厂注水系统污水外排量大、注水能耗高等制约着油田开发效果，本文结合工作实际，依据所做的工作进展与效果，找出了注水系统管理存在问题的原因，提出了相应的解决措施，以期提高有效注水量，满足了注水开发的需求。

【关键词】一体化管理；注水；管理水平今年以来，采油厂注水系统针对污水外排量大、注水能耗高等制约油田开发效果的薄弱环节，大力实施了油藏井筒地面“一体化”管理，组织实施了“双控双提”污水减排工程，狠抓了注水指标“提升”工程，以提高有效注水量为主线，精细各项基础管理工作，加大维修改造力度，地面工程配套适应性不断提高，各项管理指标稳步提升，满足了注水开发的需求。

1 工作进展及效果1.1 水井开井率欠计划原因分析水井开井率计划85.3%，实际84.3%，欠计划1%，同比下降0.5%。

分析水井开井数欠计划运行的主要原因有以下三个方面：套损问题影响：根据综合日报显示，有11口井因套损停注，其中只有4口井治理恢复注水，其余7口井停注至今，同比多躺了2口井。

井况问题影响：主要是作业交大修问题突出，根据统计有7口井因作业不成功交大修或正作业，停注至今，这部分井影响了水井开井率。

水转油影响：根据统计有4口井转油井生产。

1.2 井口水质达标率分析计划90%，实际91%，超计划1%，同比下降6.5%，对比油田平均水平高7.1%。

分析井口水质达标率比去年同期下降的主要原因有以下两个方面：考核标准提高的影响：对比系统悬浮物、含油量两项指标，其考核标准分别由去年的20mg/L、30mg/L提高到今年的4mg/L、10mg/L，由于考核标准值的提高，造成了沿程线路达标率下降。

上游污水站出口水质达标率下降的影响：上半年污水站出口达标率为96.4%，而去年同期为96.9%，同比下降了0.5%。

2 所做的主要工作及效果2.1 实施“双控双提”工程，污水减排工作成效显著受资源、产能结构的变动，油藏保持长期提液等措施，产液规模居高不下，污水外排量大；各采注不平衡，地面系统不完善，富余污水调节困难；环保形势日趋严峻。

改善水驱开发效果提高注水效率探析摘要：注水是中国油田主要驱油动力，在水驱动技术方面，我国投入大量的人力与精力，取得优秀成果，因此注水工艺相关技术获得进一步的发展。

在注水工作中，由于缺乏成熟完善的管理体系，使注水工作存在弊端与不足。

此外，油田步入高含水阶段，经长期注水开发，且注水冲刷可导致油藏储层孔隙结构出现变化，导致储层内油水井变成低效循环场，从而使高含水通道、高渗透通道让注水沿其进行低效或无效循环，所以降低产油量。

关键词：水驱开发效果；注水效率；改善策略1.改善水驱开发效果对注水的意义油田注水开发储量及年产量占比均较高，注水目前仍是油田开发的主要开发方式。

水驱开发效果的好坏，会直接影响水驱开发采收率、油田开发的最终效果，也直接影响到油田原油产量的增长速度和稳定程度，影响到油田的稳产上产目标。

通过对注水系统采取有效的节能节水措施，可获得实践性的实效，表明注水系统节能节水仍有很大的空间。

采取一系列措施适时改善水驱开发技术，并调整区块的注采系统，有利于促进系统效率的提高，从而减少开发系统的耗能耗水情况。

油田开发节能降耗要从源头抓起，实现稳油控水，减少低效注入和高含水产出，提高油田采收率。

节能节水在油田注水开发中是一项重要工作，需要通过地面工艺、油田地质开发、井下作业以及采油工程等各方面给予考量。

同时针对不同特性的地层，采取适合的措施，对无效水循环进行控制，能够凸显节能节水方面的贡献。

1.水驱开发改善措施2.1注水方案的编制根据相关的数据模拟研究结果表明，对注水周期产生的影响因素较多，除了油层的非均质性外，还有注水周期方式的选择，其主要包括油层的组合方式、注水量的变化幅度大小、注水频率等。

为了做好注水方案的制定工作，我们应该在结合经验的基础上，应该做一些试验测试，并结合高含水油层的特点和所处的井网关系。

油层平面组合方式。

对于对面积发育的高渗透油层，应该采用大面积注水的方法。

对于面积较小的高渗透油层，应该采用点状周期注水的方式。

油田注水系统运行优化【摘要】近些年，注水采油已成为当前我国陆上油田最为常用的采油方式之一，其优点是在开采中对地层能量进行有效补充，这对于提高原油生产率以及实现油田高产、稳产都有着十分重要的作用。

一般来讲，大型油田其注水系统能耗较大，同时能耗会因原油含水量的不断提高而持续增大。

所以对油田注水系统进行不断优化对于降低油田开采成本、提高经济效益有着非常重要的意义。

本文结合几种数学模型对优化油田注水系统进行详细探究与讨论。

【关键词】油田原油注水系统能耗数学模型文章通过相应基本单元以及注水管网数学模型，来对注水系统自身特征进行描述。

以注水泵排量作相应设计变量，并据此建立一个优化油田注水系统的数学模型。

同时结合模型特征，提出转化测量以及二层递阶迭代的具体优化方法，这样就可以在不同配注条件之下，给出相应的注水系统优化方案以及最佳运行参数。

1 概论简单讲，油田注水系统是由注水站、进口装置以及注水管网还有注水井等几部分组成。

一个普通的注水系统通常都有几百口以上的注水井，若干台大功率因子的注水泵还有绵延几百公里的专用管线组成，毫不夸张的说，它是一个规模巨大的流体网络系统。

油田生产作业过程中，主要依据开发配注方案来对注水系统的运行管理方案进行调整。

配注水量的实际变化幅度、注水井口数的增减、水井作业以及供水量波动等因素都会对注水系统所需的实际注水量造成较大影响。

3 油田注水系统开泵方案以及运行参数优化应该说，油田注水系统的相应运行参数优化以及开泵方案主要是指在管网系统内部结构与相应参数、负荷均为已知条件之下，并在确保系统服务质量的基础之上，来对各注水站运行时所启用的注水泵型号以及台数还有注水泵运行参数等进行确定，从而使得系统本身注水能耗降到最低。

3.1 注水系统优化的数学模型这里将注水泵排量设为设计变量，将“泵水”单耗最小作为其目标函数。

其相应的数学表达公式为：3.2.1？约束条件转化应该说，油田注水管网是由大量直径不等的管道依据一定配置方式而相互连接形成的大型复杂网络结构。

提高油田注水系统效率的探讨摘要:本文主要探讨提高油田注水系统效率的相关措施，并解决在油田注水系统发展过程中所存在的问题，根据注水系统效率的相关因素，从不同角度，不同方面进一步提高油田注水系统的效率。

关键词:油田注水系统；效率措施；探讨研究引言探讨提高油田注水系统效率对于开发油田来说是非常必要的，在减少投资的过程中，节能减排，使措施能够真正运用在油田开发过程中去，并取得良好的效果，在其他油田进行开采的过程中给予一定的借鉴作用。

一、油田注水系统现状及存在的问题油田从投入开发到经历初期建设和高速上产，在进行油田注水过程中，由于油田开发主要从主力由从向中低层转移，注水的压力在不断升高的前提下，系统存在了一定的问题，促使油田注水系统在运作的过程中耗电量极高，耗电成本日益突出，并且在油田进行开采的过程中，可能会遇到注水井压力差异大，或是前期开发时候对注水设备布局的不合理，致使油田注水系统效率低下，然而随着油田慢慢进入到高产时期，注水量的大幅增加，促使开采成本日益上升，所以现阶段中原油田注水系统面临压力大、成本高等问题，进一步提高注水系统的效率，对于油田开采来说有一定的帮助作用。

注水泵效率出现低下的原因有以下几个方面，其一，工厂在进行注水泵产品生产的过程中，其所生产出来的产品与油田实际开采过程中所需的规格不同，并且由于实际开采过程中对压力和地质环境的要求极高，注水泵在在进行油田开采过程中出现严重不契合的现象，导致注水泵常常受到节流的控制，在偏离轨道的同时，较大提高了成本；其二，注水泵的泵效较低，注水泵的泵效应该根据油田的实际开采情况进行选择，但是一些注水泵并不适合在油田开采过程中进行运作，然而由于技术人员缺乏对注水泵实际应用的技术，导致在进行油田开采的过程中，选取不适用油田开采的水水泵进行运作，较大程度上提高了运作成本；其三，随着注水泵使用年限达到上额，在油田进行注水泵运作的过程中，并不能够根据注水泵实际运作情况对其进行及时的检修和维护，导致注水泵在进行排量上始终达不到确定的数值。

桩西桩106区块注水系统整体优化措施与效果探讨作者：宁福卫崔磊孙国庆庞军来源：《中国科技纵横》2015年第04期【摘要】针对桩106区块地质结构复杂、油藏类型复杂多样、注水井数少、注水井点分散、吸水压力差异大的实际情况，立足于注水系统整体优化运行，从系统运行参数优化、设备更新改型、注水流程优化、自动控制等多方面、多角度采取措施，使注水系统效率由52.4%提高至56.9%，注水单耗由7.123KW·h/m3降至6.4KW·h/m3，确保了注水系统高效、低耗、平稳、安全运行。

【关键词】注水系统参数优化降本增效1 桩106区块注水系统现状桩106区块属老河口油田，其注水井吸水压力差异大，系统供水压力高，管网效率低，为该区块提供注水的老河口注水站供水压力达15.0MPa。

根据现场调查，注水压力小于11.5MPa 的注水井有43口，注水量3808m3/d，占总注水量的85.8%。

配水间注水压力大于11.5MPa的注水井只有8口，注水量633m3/d，占总注水量的14.2%。

由于系统供水压力高，导致大部分注水井利用阀门控制注水，配水间控制损失达4.08MPa，造成管网效率仅62.87%。

2 注水系统整体优化措施与效果针对桩106区块注水系统现状，从运行参数、注水设备运转状况、注水流程优化、注采结构调整等方面采取措施，实现注水系统降本增效。

2.1 优化注水系统运行参数，实现降压运行通过对老河口注水站所带注水井注水压力的调查分析，配水间注水压力小于11.5MPa的水井有43口，注水量3808m3/d，占总注水量的85.8%。

泵干压差按0.5MPa，干线管损按1.0MPa考虑，注水站运行泵压13MPa即可满足上述注水井的注水要求。

为此，确定老河口注水站离心泵扬程由1500m下调为1350m。

老河口注水站通过降压运行措施，注水系统泵效由改造前68.8%上升至77.7%，提高8.9%，注水系统效率由39.96%提高至52.3%，注水单耗由6.17KW·h/m3降至4.85KW·h/m3。