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杏北油田普通注水系统优化运行分析

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关于注水系统效率的影响因素分析与优化措施

关于注水系统效率的影响因素分析与优化措施

关于注水系统效率的影响因素分析与优化措施摘要：随着老油田的持续上产、老油田含水率的逐渐上升，开发方式的变化、地面工程的调整改造以及新领域的扩展等，水系统的工作面临越来越严峻的挑战。

目前注水系统综合效率普遍较低直接影响着注水系统能耗，据统计注水耗电已经占据联合站系统耗电的60%左右，通过分析其影响因素采取优化措施，提高注水系统效率，对油田生产节能降耗工作意义明显。

关键词：注水系统提高效率优化注水现阶段各大油田已经进入高含水后期，随着采出液含水率的不断上升，采油过程中消耗能量的对象也逐渐发生变化，在高含水采油期，能量绝大部分消耗在“水”上。

按照现在“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的总体要求和工作部署，提高注水系统效率，降低注水系统能耗，对夯实老油田稳产基础有着重要意义。

一、注水系统效率影响因素分析此公式反映了油田注水地面系统平均运行效率及系统能量损失情况，由此可分析造成能量损失的因素有以下几方面：（一）电机选择不合理影响注水系统效率注水系统中电机选择不合理，没有根据实际情况选择与注水泵相匹配的电机，出现选择功率过大，浪费电能，无功功率损失过大，增加注水成本。

（二）注水泵选择不合理造成能量损失目前国产注水泵大部分注水效率只有70%左右，达不到国家规定标准，致使注水泵的规格、型号不能匹配。

注水泵管压差值过大，极大的造成能量损失，影响注水效率。

（三）注水系统管网能量损耗在注水系统管道中由注水干线、注水支线构成，一般设计中没有充分考虑实际管道单元长度、内径、沿程摩阻系数，这些部分造成大量的管网损耗，降低注水效率。

部分陈旧的注水系统运行时间达到30年左右，不能满足现在对精细注水的要求，达不到注水量、注水压力的精细化标准，严重影响注水效率。

此外，注水系统管理机制不健全，没有定期进行管线酸洗、扰动等维护制度措施，当出现事故时，不能合理的对整个注水系统进行调控，造成许多注水系统管理上的漏洞，将直接降低整体注水系统的工作效率。

油田地面注水系统的优化技术分析

油田地面注水系统的优化技术分析

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。

油田集输系统及注水系统优化探讨

油田集输系统及注水系统优化探讨

油田集输系统及注水系统优化探讨摘要：随着外输管道阻力的增大，导致输油泵与注水泵在使用中难免会存在高能耗、低效率的问题。

提高集水井技术水平，可以提高油田生产管理水平，从而提高油田开发的综合效益，确保原油安全高效供应。

文章对油田集输系统及注水系统优化进行了讨论。

关键词：油田；集输系统；注水系统一、油井软件计量技术全面实施在线油井测量是解决问题的“钥匙”。

某油田８５％的油井为抽油井，其余油井为电泵井和螺杆泵井。

因此，其主要开展抽油井的软件测量技术。

抽油井软件测量技术主要采用功率图法油。

通过功率图技术、计算机技术和通信技术的结合，实现了油井容积的自动测量。

功率图法经历了从拉丝法到有效行程法的发展过程；理论技术也从定性到定量发展。

最后，结合泵漏、泵满度、气体影响等因素，将其发展成为目前油井测量技术的综合诊断技术。

性能谱测量的技术原理是将泵系统看作复杂的振动系统。

在一定的边界条件和启动条件下，通过将外部激励（地板动力卡）转换为泵动力卡，建立钻探系统的力学数学模型，将给定系统的泵性能图分割为不同的部分。

计算井底搅拌条件，分析泵功率图，确定泵的有效扬程，计算基础的有效位移。

选取直井、斜井、出砂井、供液不足井、间歇油井、高气井等多种复杂井况，对不同储层类型进行了功率图计量先导试验。

目的是将液量计算模型与实际生产相结合，进一步修改和完善数学模型，提高计算精度。

在有效冲程、丰满度、气体影响、原油物性等因素的影响下，对数学模型进行了优化和完善，自动测量的相对误差小于±１０％，满足生产要求。

在油井产量自动测量的基础上，开发了集测量方法、测试技术、计算机技术和通信技术于一体的油井自动测量与监控系统，实现了油井生产数据的实时采集、工况监测、数据采集等功能，具有油井故障诊断和报警、自动生成报告等功能。

抽油机井上安装有载荷传感器和位移传感器，能够自动测量抽油机的载荷和位移数据。

数据传输到远程终端设备（ＲＴＵ），传输方式可以是无线传输或有线传输。

油气田井下注水堵水作业优化与效果评价

油气田井下注水堵水作业优化与效果评价

油气田井下注水堵水作业优化与效果评价一、引言油气田中地下水的分布对采油有着至关重要的影响，注水工艺可以提高油田采油率、油水效益和油藏储量等方面。

但注水工艺的影响因素众多，应用深度有限。

因此，必须对注水优化和评价进行深刻的研究和探索。

二、注水堵水作业的原理注水堵水作业是一种通过在井下向注水管道中注入高渗透性物质来阻塞低渗透性物质，从而提高注水压力和湿润度，增加注水效果的方法。

注水堵水作业原理基于注水过程有宏观运动规律，有流体动力学和物理化学等知识作为理论依据，在实际操作中，需要详细掌握油田地质属性、注水管道与油层间相互影响等因素。

三、注水堵水作业的影响因素注水堵水作业的影响因素很多，油井的地质地形、油藏的地质构造、油水互动等诸多因素都会对工艺起到重大影响，需要对注水堵水作业进行优化和调整。

（一）油藏地质构造油田的地质构造是注水堵水作业的基础条件，因此，必须选择适宜的油藏地质环境进行注水，以提高注水压力和流量、保证注水质量和效果。

对于复杂地层、大深度注水等情况，注水前需要对地质结构进行合理的分析和评估。

（二）注水管道与油层间的相互影响注水管道与油层是直接相互影响的，通过优化注水管道的位置、注水压力和注水流量，可以使注水穿透能力更强，注水效果更好。

同时，需要对油藏的水文地质条件和岩石物理性质进行近距离探测和分析，以给优化注水管道提供充分的前提依据。

（三）注水液量大小注水量不同，其堵水效果也会不同。

可通过一系列试验和模拟实验来确定注水液量大小，以达到最佳注水效果。

此外，还应根据实际注水情况进行及时调整，以达到最佳堵水效果。

（四）防堵水剂的选择不同的防堵水剂化学性质不同，基本适用于不同的油藏环境。

因此，需要根据油藏环境和注水效果，选择合适的防堵水剂，并进行精准配比和施加。

四、注水堵水作业效果评价（一）注水效果评价对注水效果进行评价的主要方法是通过揭示油井产出数据的变化来分析注水效果，不仅需要考虑产量值的变化，而且还要考虑产出液体类型和有效半径等多个方面的数据。

注水系统优化运行效果分析

注水系统优化运行效果分析

． ３ ４ ×１ ０ ｔ 。 干管 单井 配水 流 程 。 由于柱 塞泵参 数 基本 相 同 ，无 油 井见 到 明显效果 ，累计减 少 产液 ０ 法 实 现 调 节 能 力 ，只 能 通 过 阀 门开 启 度 调 节 注 水 ２ ）开 展 “ 免 测试 层 段 轮换 ”周 期 注 水 。在 外 围油 田开 展 了 “ 免 测 试层 段轮 换 ”周 期 注水试 验 研 究 ，即每 次 只注一 个 层段 ，其 他 层段 投 死嘴 ；根 据
第 一 作 者 简 介 ：陈 向武 ， ２ ０ ０ ５年 毕业 于 中 国石 油 大 学 （ 华东） ．从 事 油 田 生 产 技 术 管 理 工 作 ，Ｅ － ｍａ ｉ ｌ ：ｃ ｈ ｅ ｎ ｘ ｉ ａ “ ｇ ｗ ｕ ＠ｐ ｅ ｔ ｒ ０ ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ． ｔ ｏ ｎ ｉ
比 ，累计 减 少 注 水 ３ ６ ． １ ｘ １ ０ ｍ ；同 时 为 控 制 含 水 上 升 ，降低 油 田注采 比 ，在 外 围油 田老 井 区实施 周 期 调整 ２ ４ 井次 ，累计减 少 注水 ２ ． ６ ８ Ｘ １ ０ ｍ 。
在 部分 无 效低 效 注水循 环 ；注 水管 道 运行 接 近三 十 水 井 方 案 控 制 注 水 调 整 ２ ４ ３口井 ，３ ３ ７ 个 注 水 层
年 ，注水 管线 内部 腐蚀 结垢 严 重 ，管径 变 细 ，管线 段 ，其 中方 案 控 水 ７ １ 口井 ８ ９ 个层段 ， Ｌ ｔ 配 注减 少
量 ，导致 部分 能量 损失 。
１ 注水 系统 优 化 措 施 及效 果
年 注水量 要求 ，确定 单层 段 合理 的注水 周期 ；通 过 针 对 油 田注 水 系统 能 耗 现 状 ，通 过 能 耗 大 调 控制 井 口注 水压 力 ，保证 日注水 量 。通 过优 选试 验 查 ，认 真 分析 ，采 取综 合 节能 措施 ，应用 精细 地 质 区 块 ，试 验 区 内共 有 注 水 井 ２ ５口 ，９ １ 个 注 水 层 研 究成 果 ，加 强 注水结 构 调整 ，控 制 油 田低效 无 效 段 ，方 案 实施 后 ，平 均 注水 压 力 下 降 １ ． ７ ６ ＭＰ ａ ，平 循 环 ，积 极探 索 应用 节能 新技 术 ，降 低 注水 站 、管 均 日减少 注 水 １ ５ ２ ｍ ，年 减少 注水 ２ ． ８ ４×１ ０ ｍ’ 。 道能 量损 失 ，同时加 强优 化 运行 管理 ，取 得 了很 好 ３ ）扩 大 外 围地 区 周 期 注水 技 术 应 用 规 模 。在 的节 能效 果 ，为 采油 七 厂油 田注 水 系统节 能 优化 运 外 围地 区新 增 加 周 期 注水 井 ６ ２口 ，与 全 年 注 水 相

注水系统优化运行效果分析

注水系统优化运行效果分析

前 言：近年来 ，我国各大油田为提高水能的利用率，减 少 电能的消耗 ，都采 取了不同的方法对其注水系 统进 行不 断 优化 ，通过长时间 的研究与改进发现 ，油田注水 系统 的优化 是 一个 全 方 位 的优 化 改进 工 作 ，需要 从 注 水 系 统 的 多个 方 面 进行深入研 究。本文通过对油 田注水系统效率低、耗 能大 原 因的分析 ，从使用新技术 以及加强运行管理等方面入手 ，优 化注 水系统，提高原油产量 。 １ 我 国油 田注水系统 的现状 注 水是在 保持地层 的压 力、提 高原油的采收速度 方面 被 应用的最广泛 的一项技 术。近几年来 ，随着 我国对于原油的 需 求 量 不 断 增加 ，注 水 系 统 这 个 原 油采 集 系 统 中 的 基 础系 统 也得 到了不断地改进与优化 ，针对 注水系统长久以来存在 的 问题 ，对症下药 ，缓解或解决注水系统的 问题 ，提高原油采 集 的 效 率 以及 原 油 的 品 质 。 ２注水 系统存在 的问题 随着我国油耗的不断增加，油田注水系统存 在的问题 日 益显现。 首 先， 我 国使 用 的注 水 管 道 半 径 过 大 ， 且长度过长， 由于长时间的不断注水，导致管壁 的水垢厚度不断增加 ，并 且注水对 于管壁的压力也不断增加，导致注水管道损坏 日益 严重 ，不仅影 响了油 田注水系统 的注水效率 ，同时也增加了 注水管道维修 的费用 。其次 ，注 水系统注水泵 负荷量过大 ， 导致停止运转维修的次数频繁，并且维修时 间过长 ，注水极 不平稳 ，非常容易导致地层 出砂 ，影 响原油 的品质与产 量 。 另外 ，注 水系统由多个 部分 组成 ，集油站是其 中最关键 的部分之 一。集油站主要执 行油水分离及污水处 理等任务 ， 若 集 油 站 存 在 不 足 ，则 会 导 致 下 级 注 水 站 的 水 质 达 不 到 国家 要求 的合格标准 ，当不合标准 的的水进入注水 管道后 ，将会 极 大 地 损 坏 注 水 管 道 ，堵塞 地层 ，不 能 达 到 使 用 合 格 水 来 开

油田注水系统效率优化与研究

油田注水系统效率优化与研究

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。

油田注水系统运行优化

油田注水系统运行优化

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。

大庆杏北油田地面工程系统优化简化工艺

大庆杏北油田地面工程系统优化简化工艺
含 油 污 水 处 理 工 艺 不 适 应 含 聚合 物 污 水 处 理 ，造 成
由于产油量不断递减 和油水井数持续 增加 ，导 致 能耗 控制难度越来越大 。九五期 问 ，总能耗 以年
均 ３９ ％的速 度 增 长 ，其 中用 电量 净 增 加 ２１ ×１ ． ２ ．１ ０ ｋ ・ Ｗ ｈ，水 电 费 支 出 占操 作 成 本 的 ４ ％。十 五期 间 ， ０
长 ，特别 是进入十五后 ，存在 的问题 和面临的矛盾 日益 突 出 。
耗 对 效 益 的影 响更 加 突 出 。
３
期建成 ，随着产油量的递减 和各 区块生产能力 的变 １ 地 面 系 统 腐 蚀 老 化 问题 危 及 油 田安 全 生产 化 ， 地面工程在 系统 间和 区块 间产生 了不平衡 问题 ， 运 行 影响了地面工程 的高效运行 。产油量递减导致油气 进 入 十 五 后 ，地 面 工 程 系统 设 施 的腐 蚀 老化 问 集输 、处理系统总体负荷偏低 。到 ２ ０ ００年底 ， 转油
１ 加 强 新 老 系统 的 能 力 互 用 ， 实 现 系统 的 统 筹 优 化 油 田在相当长 的一段时 间内将处 于新建 产能和
站 ，将杏一污水处理站重力式处理 流程改造 为压力 式处 理流程 。杏 １３区新 、老系统优化调整前后 的 —
布 局 ，见 图 １ 。
杏北６０ 转油站 ０１
维普资讯
２ ４
石油规划设计 第 １ 卷第 ３ ８ 期
圈 大庆油田地面系统优化技术专辑
行 ，需 要分 期改造为压力式处理流程 。另外 ，早期
针对该 区块 特点 ，结合新产能建设对新 、老 系
建 设 的转 油站 站 内工 艺 为分 离沉 降分 开 式处 理 流 统进行 了优 化调整。取消杏六联水驱放水站 ，将其 程 ，流程复杂 ，工艺环节多 ，容器数量 多 ，系统压 管辖 的杏北 ４ １ ０ 、杏北 ４ ２和杏北 ８ １ ３ ０ ０ 等 座转 油

注水系统节能降耗优化数据分析

注水系统节能降耗优化数据分析

注水系统节能降耗优化数据分析作者：刘晓辉姜春红来源：《中国科技博览》2014年第05期摘要：油田注水系统是油田大户，也是油田投资的主要领域之一。

因此开发高效注水设备，提高现有注水系统运行效率对于降低油田生产成本具有重要意义。

本文主要对油田注水系统存在的问题进行了分析。

关键字：注水系统、降耗、原则、油田前言油田注水是采油生产中重要的工作之一。

它可以有效的补充地层能量，对提高原油采收率、确保油田高产稳产起到了积极作用。

油田注水既关系的原油产量的高产稳产，同时油田地面注水系统又是高耗能系统。

因此，提高地面注水泵站效率并对注水泵站运行优化进行研究是十分必要的。

一、注水系统降耗原则油田注水系统主要是由注水站、注水管网和注水井组成。

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之一是注水泵效率。

一般而言，为降低系统能耗，总是遵循一下两个原则：一是通过泵站运行的优化调度。

二是调整注水管网系统的布局调整。

随着油田生产形式的日益变化，注水范围不断扩大，注水压力不断升高，进一步增加了地面注水工艺的难度。

注水系统耗电高、成本高的矛盾日益突出。

二、油田南二区块注水系统存在的问题（1）注水系统不能实现优化运行。

为适应不同时期、不同阶段的油田对注水变换的要求，需要经常的调整注水系统生产方案。

多年来注水系统的运行主要是靠注水管理人员的认识和经验来实施的，因而不能保证注水系统在比较优化的状态下工作。

其结果造成生产运行方案不合理，致使注水泵可能偏离高效区工作，注水管网效率低。

（2）泵管压差大。

由于不同时期油田开发配注量的调整，日常开井数的增减变化、洗井、供水不足等因素的影响使注水系统的注水量产生较大的波动。

为了适应注水量的变化，只能凭操作人员的经验调正开泵方案和调节阀门来控制流量。

因此导致注水泵与注水管网之间的匹配不合理而产生较大的泵管压差，尤其是当注水工况频繁变换使管压发生变化时，注水管理人员并不能及时的调整泵压来响应管压的变化，这也是导致泵管压差大的原因之一。

浅谈杏北区“13331精细分层注水管理法”

浅谈杏北区“13331精细分层注水管理法”

浅谈杏北区“13331精细分层注水管理法”摘要：杏北区目前主要开采长2，长4+5和长6油藏，采用注水开发方式，但随着开发时间的不断延长，区块综合含水呈现上升趋势，油层的非均质性逐渐体现出来，注水开发中“突进”和“窜流”现象越来越明显，水驱不均的现象日益突显，严重制约着区块的高效开发。

而且多油层叠合并同时动用是杏北区的最显著特征，做好有效分层注水是确保区块稳产的重要手段，精细注水管理是保持区块稳产的重中之重。

本文通过杏北区近几年对精细油田注水现场做法进行总结，研究与应用“13331精细分层注水管理办法”，评价取得的成效，提出下步攻关方向，为区块长期稳产夯实基础。

关键词：多油层开发分层注水 13331精细注水成效评价攻关方向引言作为安塞油田主力产油作业区之一，杏北区块位于陕北斜坡中部，储层以三角洲前缘水下分流河道沉积微相为主，砂体展布呈北东-南西向，多油层叠合发育，油藏主要受岩性控制，天然裂缝不发育。

目前油藏进入中高含水阶段，稳产难度增大。

随着开发深入，水驱不均矛盾日益凸显；注采比高、存水率低，存在无效注水；动态裂缝逐步开启、优势通道不断延伸，水驱波及系数降低；剖面上，水驱状况逐年变差，需加大治理力度等特点；紧密围绕原油生产任务，树立“注水稳产”的理念，通过“深化三项研究”、“落实三项实验”“从严三项管理”的“13331精细分层注水管理法”，确保了精细注水管理的各项具体工作能够落到实处，为区块长期稳产夯实基础，为安塞油田注水稳产做出应有的贡献。

1区块概况1.1储层特征一是孔喉结构复杂。

压汞资料显示，三杏中杏北中值压力最大、排驱压力（指油驱水时启动压力）最大、说明迂曲度高，最大喉道半径最小，为小孔微细喉型，渗透率最小。

跟塞6比，杏北残余油饱和度高，油水两相共渗区窄，等渗点偏左且过等渗点后油相渗透率急剧下降，水相渗透率快速上升。

二是是剖面物性、含油性差异大。

15口取心井资料表明，渗透率、含油饱和度长4+52 、长611-2 、长612较高，是区块的主力产油层位。

大庆油田杏北试验区注水综合系统效率分析

大庆油田杏北试验区注水综合系统效率分析
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徐 英
大庆油 田杏北试验区注水综合系统效率分析
（ 大庆 油田有限责任公 司第四采 油厂 ， 黑龙江 大庆 １３ １ ） ６５ １
摘 要： 分析 了注水系统的能耗构成及影响注水 系统效率的 因素。从 注水泵阀 门节流、 配水 间节流、 注水管网沿程摩擦 阻力损失等方面对注水 系统能耗情况进行 了分析 ， 并提 出相应的注水系统应采取 的措施 。 关键词 ： 系统效率； 降低 能耗 ； 油田 注水是油田开发后期维持地层压力 、 高 提 原油采收率 的重要举措。 注水系统 已经形成普通 污水注入系统 、 深度污水注水系统和聚合物驱注 水系统三套注水系统Ⅲ ２ ０ 年对该地区的注水 。 ０７ 系统综合系统效率进行计算 ， 平均注水综合系统 效率为 ４ ． ％， ８ ７ 其中一般水注水系统和聚合物 ４ 驱 注水 系 统 的综 合 系 统 效 率较 低 ，分 别 为 ３ ．１ ３ ． ％。油 田注水系统能耗 占油田生产 ９ ％、７８ ８ ７ 用电量 的 ３ ％以上 ， ０ 其中注水泵效率为 ７ ． ％， ６４ ５ 而管网效率 只有 ６ ．％。 ６３ 因此， 优化注水泵站系统 的运行和技术改造 ， 设法提高管网效率是提高注 水系统效率 的有效途径。 导致的腐蚀 、 结垢严重等 。注水干线平均压力损 ３１ ．采用注水泵变频调速技术 失为 ０ ４ ａ ｂ ． ＭＰ 。． ２ 配水间控制压力损失。 配水间控 对于注水量变化频繁的注水泵站 ，可以采 制压力损失是指在配水间满足单井注水量 ， 而需 用变频控制技术 。 它有调节及时、 节流小、 适应性 要控制单井注水压力的阀门节流损失。 该值是配 强及改造工程量小等优点 。 其原理是在注水泵进 水间阀组泵压减去配水阀组油压所得数值。 由于 口安装调压器 ， 将压力信号通过压力变送器传递 油层 的非均质性严重， 导致在同一注水系统的注 给调节器 ，使其按设定值给变频器输人控制信 水井吸水能力差异很大， 从而各注水井 的注水压 号 ， 不断改变电源频率， 从而改变电机转速 ， 来调 力不同，使配水间阀门控制压力损失无一定标 整泵的运行参数 。采用注水泵变频调速技术 ， 可 准， 地层差异越大 ， 间控制压力损失也就越 达到节能降耗的 目的， 配水 改善电动机和注水泵的工 大。 配水问控制平均压力损失为 ２ ＭＰ ， ． ａ这部分 况 ， ６ 延长易损件 的维修 间隔 ， 减少泵维修次数 。 损失在整个管网压力损失 中（，４ ａ所 占比重 ３７ ＭＰ ） ３ 实施注水泵设备 自动监测技术 ． ２ 最大 ， ７ ％； 单井管线损失 。 为 ３ ｃ ． 管线结垢与水质 为 了实现注水泵站设备安全经济运行 ， 建 １注 水 系统 密切相关 ， 压力损失大的单井管线主要集 中在注 议应用泵站注水泵在线监测系统 ， 不仅能够实时 １１ ． 能耗 构 成 水管结垢严重的油 田区块 。 影响单井管线压力损 监测注水泵运行工况 ， 而且可以实现对注水泵的 注水系统消耗的能量分为 ４ 部分。 ． ａ 驱动注 失大的主要 因素是结垢造成管径变小， 流动阻力 自动调节控制。该系统具有对注水泵站调控、 巡 水电动机所损耗的能量。 取决于电机 自身的无功 增大 。 视、 保护、 数据录取和网络通讯等功能， 实现了注 能消耗 ，受设备机型和质量优劣影响较大 ；． ｂ注 ２ 节 能措 施 水泵出 口阀门开闭度无级 同步调速 ， 并通过对注 水泵消耗的能量。用注水泵效来描述 ， 平均泵效 ２１ 水 泵减 级 ．注 水泵输出流量 、 、 扬程 电动机电流等参数监测 、 计 为 ７ ． ％ 管网所消耗的能量 。为管 网摩阻损 ６５ ４ ２ ０ 年对注水泵进行 了减级 ０７ 减小泵管压 算 、 优化 ， 始终控制注水泵在高效区内运行 ， 而 从 失， 用管网效率来描述。 不同的管网系统， 管网摩 差以提高注水系统的综合系统效率。 Ａ注水站的 达到稳压注水、 节能降耗 的目的。 阻损失的比率相差较大。注水管 网平均效率 为 ２ 注水泵型号 Ｄ ０ － ５ ｘ １叶轮级数为 １ ， ＃ ３０ １０ ｌ ， １减 ３ 完善综合系统效率测试系统 ． ３ ６． ６ ％。一般水注水系统管 网效率为 ５％， ３ ｌ 平均 级后 叶轮级数变 为 １ 。Ｂ注水 站注水 泵型号 ０ 建立综合系统效率检测机制 ， 实行每年或 泵效为 ８ ％， ０ 综合系统效率为 ３ ％； ９ 深度水注水 Ｄ ０ — ５ ｘ ， ３０ １０ ｌ 叶轮级数为 １ ， １ 减级后 叶轮级数 每半年全规模地测算注水系统综合系统效率 ， １ 及 系统管 网效率为 ９ ％， ３ 平均泵效为 ７％， ５ 综合系 变为 １ 。经过减级 ， Ｏ Ｂ注水站 的 １ ＃注水泵的泵 时地掌握注水系统的状况 ， 针对存在问题采取相 统效率 为 ６ ％；聚合物驱注水 系统管 网效率 为 出 口 ７ 压力由 １． Ｐ 降为 １ ． Ｍ ａ ６ ７Ｍ ａ ７ ５ ６ Ｐ ，管线压 应的措施 ， ７ 保证注水系统处于高效运行状态。 ５ ％， ３ 平均泵效为 ７ ％， ４ 平均 电机效率为 ９ ％， ６ 综 力由 １． Ｍ ａ ６ ９ Ｐ 降为 １． Ｍ ａ泵管压差由原来 ３ ５ ９ Ｐ， ３ ３ ． ４注水泵型匹配组合技术 合 系统效 率为 ４％； 将水 注入油 层所需 的能 的 ０ ８ Ｍ ａ降 为 ０ ７ Ｍ ａ ８ ｄ ．５ Ｐ ３ ． ０ Ｐ ；泵 效 由原 来 的 ３ 对要新建的注水站 ， 考虑到随着油 田开发， 量 其决定于油层所要保持的压力 、 储油层的性 ８ ． ％ １ ４ 增加为 ８ ． ％； ２ １ ８ 泵水单耗由原来 的 ５ １ 以后注水量可能会逐步减小 ， ５ ．２ ７ 为减少离心泵偏离 质和油层的动态因素等多种因素 。 ｋ ， ｗｈｍ 降为 ５ ９ Ｗｈｍ 。 ． ８ｋ ／ ４ 高效点运行造成能量浪费建 议考虑注水泵型 匹 ２２ 响 因素 ．影 ２ 定期冲洗注水干线 － ２ 配组合技术， 即将排量不 同、 压力相 同的离心泵 ２ ．注水泵损耗。主要表现在泵 阀控制压 ．１ ２ 每年对结垢 、腐蚀严重的注水干线进行 冲 进行组合 。这样既能满足刚投产 的注水量 ， 又可 力损失。造成注水泵阀门压力损失的原因有 两 洗 ， 以把管线里的垢 、 杂物等清除 ， 从而保证注水 以适应注水量的减小 ， 使注水泵一直处在最佳工 种： 一是随着油田开发时间的延长和开发动态的 干线的压力损失降至最低。２０ ０ ７年共冲洗 Ａ排 况状态。对 目前注水站 ， 现有 ３台 Ｄ ０ ４０的注水 变化， 油田注水设备的注水能力与地质配注不能 东深度网等注水干线共 ６ ｋ １ｍ． 泵， 正常工作情况下运行 ２台注水泵。由于现在 合理匹配 ， 迫使在注水泵 出口 处用阀进行节流 ， ２３ ．注水井洗井 注水量降低 ， 导致每天每 台实际流量只有 ２ ０ ３ ８ ｍ／ 使泵管压差增大 ， 耗能加大 ， 网效率降低。此 管 每年对大部分的注水井进行洗井Ｔ作 ， ｈ左右 ， 以 注水泵没有处于最佳工况状态 ， 耗能大， 外， 受生产管理的制约 ， 注水井在开关井 、 洗井作 把井底 的软垢 、 杂物携带出井 口， 了注水井 效率低。 保证 业时， 没有与注水站取得联系 ， 整个注水 系统 内 稳压注水 ，提高注水系统。 ４结 论 的注水泵没有进行适时调整 ， 也会导致注水泵管 ３系统效率建议 ４１ ．对注水泵采取减级措施 ， 可以减少注水 压差过大 ， 泵阀压力损失增加。注水泵出口压力 注水系统是一个整体性很强的大系统 ， 系 泵 的泵管压差 ， 提高泵效及注水系统效率。 与管线压力之差 的平均值为 ０ ５ Ｐ ， ． Ｍ ａ与大庆 油 统中各个部分之间是密切关联 的。 ４ 为使整个系统 ４ 定期冲洗注水干线及 洗井工作 ， 了 － ２ 保证 田所规定泵管压差规定值 Ｏ Ｐ 接 近。见表 取得最好 的效果 ， ．Ｍａ ５ 应在系统优化的统一 目标下指 注水系统效率的提高。 １ 。 导各注水站进行优化， 全面改进各部分的用能状 ４３注水 泵变频调速是实现注水系统管 网 ＿ ２ －注水管网能耗 。 ． ．２ ２ ａ 干线压力损失。 主要 况。同时， 应逐步引进先进技术 ， 利用精密仪器 、 优化运行 的重要技术措施 。 采取各种措施来降低 因素主要有注水载荷大、 干线长和管线投用多年 设备来提高注水 系统的综合系统效率。 压力损耗 ， 变频调速调节流量可把注水泵阀门的 压头损耗减到最小 ， 使注水系统处于高效状态运 表 １注水系统压力损失数据表

油田注水系统能耗分析与优化

油田注水系统能耗分析与优化

油田注水系统能耗分析与优化摘要：油田注水系统是一个相对较大的系统，由若干部分组成，每个部分相互连接和相互作用，在注水过程中，该系统发挥着非常重要的作用。

因此，为了实现减少能源消耗的目标，有必要改进油田注水系统，以促进项目的整体进程，但在目前情况下，油田注水系统的改变没有达到以下目标要实现这一目标，就必须采取强有力的措施，并从更广泛的角度来看待这些措施，以便制定有针对性的减少能源消耗和节约能源的措施。

关键词：油田注水系统；节能降耗；措施引言当前，中国人更加重视环境问题，节能减排是我们面临的问题之一，也是一项比较艰巨的任务。

政府要求我们认识到节约能源和减少能源消耗的重要性。

近年来，社会的环境问题一直是我们关注的问题之一。

我们首先对目前的油田注水技术作了基本介绍，然后提出了解决这方面问题的办法。

一、油田注水系统的结构分析油田注水系统结构比较复杂，主要由电动机、喷油泵、管网、输水室、喷油泵、输水阀和喷口组成。

元件连接后，会形成注水组合。

因此，为了减少油田注水系统的能源消耗，有必要在宏观一级考虑并制定和实施节能措施，传统油田注水系统制定了减少以下方面的目标以及油田注水系统的复杂性，使其工作协调的差异更加明显，而且长期以来能源效率仍然很低。

因此，我们必须把重点放在统一管理注水措施上，确保这些措施充分有效，并使各机构能够同时开展工作，以实现节约能源和减少用水的最终目标。

二、油田注水站能耗构成分析首先，我们首先了解注水站的具体能量构成，主要由三部分组成:第一部分是注入水的总能量，由四部分能量组成；第一部分是水库水位的潜在能量；二是给水泵电动机输入的能量供电；三、注水泵电机的输入能量；第四，增压引擎的输入能量。

第二部分是注水站运行过程中损失的能量，包括水泵组损失的能量、注水站管道和阀门组损失的能量、回流损失的能量和注水网损失的能量。

第三部分是注水站使用的有效能源，主要是向地球地层注水所需的能源。

基于以上所述，我们可以对油田注水站能量损失有基本的认识，主要包括四个部分:第一，水泵发动机运转过程中损失的能量，提供大约96%的运行效率，这就进入了二是注射泵在运行过程中消耗的能量第三，注水网受到负荷强度和能量损失的影响。

杏北油田注水系统运行能耗控制措施及效果分析

杏北油田注水系统运行能耗控制措施及效果分析

管理·实践/Management&Practice注水是油田开发的重要环节，注水系统的稳定运行关系到油田开发效果。

同时，注水也是油田生产的耗电大户，注水系统耗电约占油田生产耗电的1/3，注水系统的高效低耗运行关系到油田的开发效益。

随着杏北油田基础井网、一次加密、二次加密、三次加密和三次采油开发的推进，杏北油田逐步建成了普通水注水系统、深度水注水系统及三采注水系统三套注水系统[1]。

1注水系统能耗升高的原因分析1.1注水泵扬程与管网压力不匹配注水系统站库管网建设原则为注水站在相对居中位置建设，站内泵管压差宜控制在0.5MPa以内[2]，站外压力损失不宜超过1MPa，因此注水泵扬程按照注水井最高破裂压力加1.5MPa设计。

在实际运行中系统井网压力相对较低，平均为12.1MPa。

1）部分注水泵扬程设计过高，导致泵管压差增大。

杏六联注水站2台D300-150×11型注水泵，泵额定扬程为1683m。

投产后该站1#和2#注水泵平均运行泵压为16.6MPa，平均出站管压为15.3MPa，平均泵管压差达到1.3MPa，平均泵水单耗5.83kWh/m3，最高泵水单耗为6.45kWh/m3，较普通注水系统平均运行单耗高0.76kWh/m3。

普通注水系统井网平均注水压力为11.71MPa，管网需求压力为14.2~15MPa，杏六联注水站2台注水泵额定扬程偏高，供需能力不平衡，导致运行效率降低，注水泵运行能耗增加。

2）部分注水泵减级后扬程降低，管网压力过高时无法高效运行。

杏二十四注水站1#注水泵进行减级后，泵水能力和运行单耗发生较大波动。

分析发现，以系统管网压力14.5MPa为界，低于14.5MPa 时，该泵泵水能力基本维持在额定排量及以上（平均泵水能力10119m3/d），泵水单耗维持较低水平（平均泵水单耗4.8kWh/m3）；高于14.5MPa时，该泵泵水能力显著降低（平均泵水能力6291m3/d，超过16.0MPa后，泵水能力仅为5152m3/d），同时泵水单耗显著增加（平均泵水单耗6.36kWh/m3，最高连续16天平均8.50kWh/m3）。

杏北油田地面系统优化简化措施及形势对策分析

杏北油田地面系统优化简化措施及形势对策分析

杏北油田地面系统优化简化措施及形势对策分析王明信大庆油田有限责任公司第四采油厂摘要：针对杏北油田开发方式多元化、原油产量逐年降低、产能规模大、效益差、地面腐蚀老化突出等问题，大力开展地面系统优化简化工作。

在产能建设上强化地上地下结合以提高方案深度，细化全过程协调推进方案设计进度，做好区域能力、布局优化及工艺简化提高产能效益；在已建系统上重点实施区域站场、站外系统优化调整，有序推进了区域集中监控建设。

通过新老系统统筹，在控投资、降成本、增效益、提效率方面取得了显著效果。

在总结优化简化主要措施基础上，结合油田开发安排，分析产能建设低产低效、各系统负荷不均、老油田腐蚀老化等形势，明确了今后一段时期地面优化调整措施，有效挖掘地面提质增效潜力，为杏北油田中长期地面规划提供指导意见。

关键词：杏北油田；地面系统；优化简化；产能建设；提质增效Optimization and Simplification Methods and Situation Countermeasures of Surface System in Xingbei OilfieldWANG MingxinNo.4Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co.，Ltd.Abstract：The development modes of Xingbei Oilfield are diversified，its oil production is decreasing year by year，its production capacity is large and the economic benefit is poor，and its ground is cor-roded and aged.Based on the above problems，the surface system is optimized and simplified.For pro-duction capacity construction，the combination of ground and underground is strengthened to improve the depth of the scheme.The coordination of the whole process is refined to promote the progress of scheme design.The regional capacity and layout optimization and process simplification are done well to increase the productivity and efficiency.The stations in the key implementation region of the existing system and stations outside the system have been optimized and adjusted to promote the orderly con-struction of regional centralized monitoring.Through overall planning of the new and old system，re-markable results have been achieved in controlling investment，reducing cost，increasing benefit and improving efficiency.On the basis of summarizing the main measures of optimization and simplifica-tion，combined with oilfield development arrangement，the trends of the low production and efficien-cy of production capacity construction，uneven load of each system，corrosion and aging of old oil-fields are analyzed.The optimization and adjustment measures of the ground in the future are clarified.Effectively tap the potential of improving the quality and efficiency of the surface，the potential of quali-ty and efficiency improvement for the surface is effectively exploited，which provides guidance for the medium and long-term surface planning of Xingbei Oilfield.Keywords：Xingbei Oilfield；surface system；optimization and simplification；productivity construc-tion；quality and efficiency improvement杏北油田于1966年投入开发，1994年、1999年开始二、三次加密调整，2002年开始聚驱开发，2006年开始三元开发，形成了水驱、聚驱、三元驱并存的开发局面。

杏北油田聚驱水驱地面系统优化实践

杏北油田聚驱水驱地面系统优化实践

第27卷第6期石油规划设计2016年11月13文章编号：1004-2970 (2016) 06-0013-03王明信*张兴波祝愿(大庆油田有限责任公司第四采油厂）王明信等.杏北油田聚驱水驱地面系统优化实践.石油规划设计，2016，27(6):13〜15摘要杏北油田于2001年开始聚驱开发，随着开发不断深入，井网密度逐年加大，油田布局曰益密集，部分区块产量逐年降低，站库腐蚀老化、负荷低、运行成本及能耗增加现象日益突显。

为适应开发投资需要、减少运行能耗、平衡区域负荷，有必要对水驱、聚驱地面系统进行整体优 化。

针对进入后续水驱阶段的聚驱区块，分析了原油集输系统水驱、聚驱合并的可行性，探讨了 优化调整的时机和方式。

通过系统优化调整，有效平衡了区域负荷，实现了资源互补、节能降耗、 整合人力资源的目的。

关键词杏北油田；聚驱开发；后续水驱；系统优化中图分类号：TE863文献标识码：AD O I ： 10. 3969/j. issn. 1004-2970. 2016. 06. 004杏北油田自2001年开始进行聚合物驱工业化 推广，截至2015年底，已开发聚驱区块10个，其 中，7个区块已完成聚合物段塞驱替，进人后续水 驱阶段，3个区块正处于聚驱开发阶段。

对于进人后续水驱阶段的聚驱区块，通过系统优化调整，可 有效平衡区域负荷，达到区块内系统布局最优，同 时，实现资源互补、节能降耗、整合人力资源的目 的。

杏北油田聚驱区块地面系统现状见表1。

表1杏北油田聚驱区块地面系统现状序号区域区块数量/投产时间/聚驱转油站注入站停聚时间/目前阶段个年站数/座井数/口站数/座井数/口年1杏四~六面积22001329081952010后续水驱2杏四~五区中部120031773572011后续水驱3杏四区西部120041943752013后续水驱4杏一~二区东部12005112951062013后续水驱2009/后续水驱/5杏一~三区西部32010/2493105232014后续水驱/2011聚驱6杏六区中西部22011/201224237310聚驱合计10101 506361 266*王明信，男，高级工程师。

杏北油田含油污水水质提升面临形势及对策分析

杏北油田含油污水水质提升面临形势及对策分析

杏北油田含油污水水质提升面临形势及对策分析王中专大庆油田有限责任公司第四采油厂规划设计研究所摘要：杏北油田处于水驱、聚驱及三元复合驱三种开发方式并存的阶段，随着化学驱开发的不断推进，油田含油污水成分日益复杂，出现了工艺不适应、水量不平衡、负荷高低不均衡等问题，导致处理难度不断加大。

为此，“十三五”期间结合杏北油田水质现状，提出杏北油田多元开发方式下“分质处理、平衡水量、均衡负荷、节点管理”的水质治理思路，制定了工艺管网完善、开源节流、能力互用、高效管控等含油污水水质改善措施，保证不同水质分质处理、产注平衡、负荷均衡，为含油污水处理系统优化运行奠定了基础。

目前，杏北油田注化学驱尤其是三元规模进一步扩大，分析了三元污水无法达标、三元生产废液影响污水处理、水处理设备设施老化以及“三采产水过剩、深度水源不足”等形势和问题，坚持“十六字”治理思路，制定了三元污水处理投加水质稳定剂、降低三元污水站负荷、优化三元分质处理、调整废液处理流程等技术措施，提出加强三元污水及三元相关生产废液技术试验的建议，对未来一段时间水质提升具有较大指导意义。

关键词：多元开发；含油污水；治理思路；改善措施Situation and Countermeasure Analysis of Upgrading Oily Sewage Quality in Xingbei OilfieldWANG ZhongzhuanPlanning and Design Institute of No.4Oil Production Plant，Daqing Oilfield Co.，Ltd.Abstract：Xingbei Oilfield is in the stage of coexistence of water flooding，polymer flooding，and ASP flooding.With the continuous development of chemical flooding，the composition of oilfield oily sewage becoming more and more complex，and there are problems such as unsuitable process，unbal-anced water volume，and unbalanced load，which lead to the increasing difficulty of treatment.There-fore，during the13th Five Year Plan period，combined with the current water quality situation in Xingbei Oilfield，the water quality treatment ideas of"separate treatment，balanced water volume，balanced load，node management"are put forward under the multiple development modes of Xingbei Oilfield，and the improvement measures of oily sewage quality，such as the improvement of process pipe network，income increasing and expenditure reducing，capacity mutual utilization，and efficient management and control，are formulated to ensure the separate treatment of different water quality，production and injection balance，and load balance，which lay a foundation for optimal operation of oily sewage treatment system.At present，the chemical flooding in Xingbei Oilfield，especially ASP flooding，is further expanded.The situation and problems such as the lack of ASP sewage，the influ-ence of ASP production waste liquid on sewage treatment，the aging of water treatment equipment and facilities，and the"excess water production from tertiary oil recovery and the lack of deep water source"are analyzed.Adhering to"sixteen-character"treatment approach，some technical measures，such as adding water quality stabilizer to ASP sewage treatment，reducing the load of ASP sewage station，op-timizing ASP separation treatment，and adjusting the waste liquid treatment process，are proposed to strengthen the technical test of ASP sewage and related production waste liquid，which has great guid-ing significance for water quality improvement in the future.Keywords：diversified development；oily sewage；treatment ideas；improvement measuresDOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2020.10.010杏北油田经过54年的开发建设，污水系统建成了满足水驱、聚驱、三元复合驱和深度处理的站库及管网系统，随着多元开发方式的推进，污水处理出现了一些影响水质稳定达标的问题，为此，“十三五”期间围绕“分质处理、平衡水量、均衡负荷、节点管理”的思路，制定了多项水质改善措施，取得了显著效果。

杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用

杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用

张晶：杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用第14卷第1期（2024-01）杏北油田共建成油水井1.6万口，各种油水处理站场204座，有各类机泵4442台，加热炉388台，各类管道1.12×104km。

随着油田生产时间延长，油田开发形势发生变化，多种开发方式并存，综合含水持续升高，低渗透油层多井低产等现象持续出现，原有的开发方式下建立起来的系统平衡被杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用张晶（大庆油田有限责任公司第四采油厂）摘要：油田含水率的上升和产液规模的不断增大，导致集输能耗逐年增加，如何保持开发效益，降低集输能耗，成为高含水开发阶段面临的一大难题。

随着节能工作不断深入，潜力已得到很大程度的挖掘，常规技术节能空间小，能耗管控压力大。

因此开展能量系统优化技术研究，该方法转变原来区域优化的方式，统筹采油井、计量间、转油站、脱水站四个环节，通过确定末端能耗需求，逐级推导前端各环节能供给的方式，指导集输系统精细化、低能耗生产运行。

杏北油田自2017年应用能量优化运行技术，由点及面逐步扩大规模，已实现水驱转油站全覆盖，截至目前累计节气5621×104m 3，节电3275×104kWh，为油田集输系统降本增效提供了指导依据。

关键词：杏北油田；集输系统；能量系统优化；掺水温度；输油温度DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2024.01.004Research and application of energy optimization method for the whole process ofwater blending system in Xingbei oilfield ZHANG JingNo.4Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co ．，Ltd ．Abstract：The oilfield water content has been rising and the liquid production scale has been continu-ously increasing，leading to the increase in the energy consumption of gathering and transportation year after year.How to maintain development benefits and reduce gathering and transportation energy con-sumption has become a major challenge in high water bearing development stage．With the continuous deepening of energy conservation work，the potential has been greatly explored．Because conventional technologies have small energy conservation space and high pressure on energy consumption control，the research on the energy system optimization technology will be carried out，which will be trans-formed the original regional optimization method and coordinated the four links of oil production wells，metering rooms，oil transfer stations，and dehydration stations．By determining the energy consumption demand at the end and gradually deriving the energy supply method for each front-end link，the gathering and transportation system is guided to refine low-energy production and operation ．Since the energy optimization operation technology was applied in 2017，Xingbei oilfield has gradually expanded its scale from point to point and has realized the full coverage of water flooding oil transfer sta-tion，with a cumulative total of 5621×104m 3of gas saving and 3275×104kWh of electricity saving，which provides guidance for the oilfield gathering and transportation system to reduce costs and increase efficiency ．Keywords：Xingbei oilfield；gathering and transportation system；energy system optimization；water blending temperature；oil delivery temperature 作者简介：张晶，工程师，2012年毕业于东北石油大学（油气储运工程专业），从事油田地面技术管理工作，引文：张晶．杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用[J]．石油石化节能与计量，2024，14（1）：16-20.ZHANG Jing．Research and application of energy optimization method for the whole process of water blending system in Xing-bei oilfield[J]．Energy Conservation and Measurement in Petroleum &Petrochemical Industry，2024，14（1）：16-20.技术应用/TechnologyApplication打破，油田地面生产系统均存在一定的低效高耗问题。

杏北油田地面系统节能降耗方法研究

杏北油田地面系统节能降耗方法研究

杏北油田地面系统共有转油站49座、脱水站7座、注水站15座、污水处理站31座，集输系统天然气消耗占比达88%，注水系统电量消耗占总耗电34%，污水系统清水用量占总用量的37%，是节能挖潜的重点环节，为实现提质增效，降低油田生产成本，地面系统围绕“水、电、气”三个重要因素[1]，重点开展以下3方面举措，提升运行效率，降低生产能耗。

1形成集输系统优化运行方法1.1创建精细化掺水管控模式杏北油田地处高寒地区，采出油属高凝、高黏原油[2]，集输过程中需要全过程加热保温，随着油田进入高含水开发阶段，含水率逐年升高，掺水需求随之下降，为控制能耗规模，需要开展边界条件技术研究，创建低常温集输运行模式。

杏北油田地面系统节能降耗方法研究王德伟（大庆油田有限责任公司第四采油厂）摘要：随着油田开发规模不断扩大，地面系统运行成本刚性增长，为控制能耗增幅趋势，杏北油田重点围绕“水、电、气”三个能耗要素，积极开展措施优化，集输系统围绕精细运行调控，降低生产耗气；注水系统围绕提高注水效率，降低注水耗电；污水系统围绕均衡站库负荷，减少清水用量。

通过全系统、各环节提质提效，降低生产运行单耗，年节电1315×104kWh，年节气473×104m 3，年节水1095×104m 3，创效3000余万元，实现降本增效、节约生产成本的目的。

关键词：地面系统；成本管控；节能；降本增效DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2023.09.012Research on energy conservation and consumption reduction methods for surface systems in Xingbei oilfield WANG DeweiNo.4Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co ．，Ltd ．Abstract：With the continuous expansion of oilfield development scale and the rigid growth of ground system operating costs，in order to control the trend of energy consumption growth，Xingbei oilfield focuses on the three energy consumption elements of "water，electricity，and gas"and actively carries out measures to optimize．The gathering and transportation system is revolved around fine oper-ation regulation to reduce production gas consumption．What's more，the water injection system is concentrated on improving water injection efficiency and reducing water injection power consumption．Additionally，the sewage system is revolved around balancing the load of the station and reducing the amount of clean water．Most importantly，by improving quality and efficiency of the entire system and various links，it is reduced the unit consumption of production and operation，saved 1315×104kWh of electricity，473×104m 3of gas and 1095×104m 3of water，and created an efficiency of more than 30million yuan，which achieves the goal of reducing costs，increasing efficiency，and saving produc-tion costs ．Keywords：surface system；cost control；energy conservation；cost reduction and efficiency 作者简介：王德伟，2009年毕业于大庆石油学院（石油工程专业），从事井下作业管理工作，138****4878，**************************.cn，黑龙江省大庆市第四采油厂油田管理部，163000。

油田注水系统节能优化与运行效率分析

油田注水系统节能优化与运行效率分析

油田注水系统节能优化与运行效率分析
汪剑东;殷学栋;韩艺美;商硕;邓莎
【期刊名称】《石油石化物资采购》
【年(卷),期】2024()10
【摘要】本文以国内西部某油田注水系统为例,通过深入分析系统问题,提出并实施创新的节能优化方案。

基于实地数据采集和运行效果评价,验证了优化方案的实际效果。

优化措施主要包括智能化控制、设备升级和高效油水分离技术的应用。

结果显示,优化方案显著提高了系统的整体性能和稳定性,有效降低了能耗。

这不仅为国内西部某油田注水系统的可持续发展提供了具体经验,也为全球油田注水系统提供了可行的节能优化模型。

总体而言,本文为油田注水系统提升效率、降低能耗提供了有力的理论支持和实证基础。

【总页数】3页(P152-154)
【作者】汪剑东;殷学栋;韩艺美;商硕;邓莎
【作者单位】中国石化胜利油田分公司河口采油厂管理四区;中国石化胜利油田分公司石油开发中心有限公司;中国石化胜利油田分公司河口采油厂;中国石化胜利油田分公司河口采油厂管理一区
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
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第29卷 第4期 石 油 规 划 设 计 2018年7月 43* 王明信，男，高级工程师。

1991年毕业于大庆石油学院采油工程系，获学士学位。

现在大庆油田有限责任公司第四采油厂，担任总设计师。

地址：黑龙江省大庆市红岗区第四采油厂机关，163511。

E-mail：wangmx@文章编号：1004-2970（2018）04-0043-03王明信* 姜怀 蒋容（大庆油田有限责任公司第四采油厂）王明信等. 杏北油田普通注水系统优化运行分析. 石油规划设计，2018，29（4）：43～45摘要 杏北油田普通注水系统包括上游和下游两个系统。

随着油田进入高含水开发后期，下游井网用水需求逐年下降，而上游注水站泵水能力维持不变，造成系统运行过程中，泵水能力普遍过剩，管网压力不断升高，注水单耗逐年上升。

针对目前面临的形势及问题，杏北油田制订了优化供注关系、调整机泵布局、注水泵减级等三方面调整措施，管网压力明显下降，系统运行趋于稳定，这些调整对油田注水系统的优化具有一定的借鉴意义。

关键词 杏北油田；注水系统；管网；优化调整中图分类号：TE357.6 文献标识码：A DOI：10.3969/j.issn.1004-2970.2018.04.0121 普通注水系统面临的形势1.1 供过于求的矛盾较为突出近几年，杏北油田普通注水系统受油田开发及生产需求影响，注水井开井数逐年降低，管网压力不断升高，系统憋压严重，泵水单耗逐渐升高。

由表1可以得知，与2015年初相比，普通注水系统开井数由902口下降至2017年6月的787口，日均泵水量由47 523 m 3下降至35 877 m 3，管网压力从14.94 MPa 上升至15.98 MPa，系统供过于求的问题较为突出。

1.2 系统连续调节能力较差杏北油田普通注水管网所辖注水站6座，包括杏六注水站、杏七注水站、新杏九注水站、杏十注水站、杏二十一注水站和杏二十四注水站，共配置D300型注水泵8台、D400型注水泵6台（具体情况见表2），管网缺少低排量注水泵。

由于注水系统没有连续调速技术，只能通过大小泵启停实现水量阶梯调整。

目前，注水管网仅能采取±7 200 m 3/d和±9 600 m 3/d 两种大排量梯度调节方法，无法实现水量稳定调节。

表1 杏北油田普通注水系统主要参数变化时间 注水井开井数/口 注水站泵水量/（m 3·d -1）系统管网压力/MPa 2015年1月902 47 523 14.94 2015年6月860 44 335 15.56 2016年1月806 40 547 15.15 2016年6月851 50 564 14.93 2017年1月829 40 992 15.19 2017年6月78735 87715.98表2 杏北油田普通注水系统注水机泵配备情况杏六注杏二十四注杏十注新杏九注 杏二十一注杏七注2台D3003台D4003台D400 2台D300 2台D3002台D3001.3 部分节点压力损失较大供给角度：注入水从注水泵至井口先后经历四处节点，共三段压力损耗。

由表3可以得知，普通注水系统平均泵管压差为0.51MPa、管网压差为442018年7月王明信等：杏北油田普通注水系统优化运行分析 第29卷 第4期0.96 MPa、阀组压差为3.31 MPa，说明注水泵供给能量远高于单井需求压力，造成井口阀门限流注入，导致配水阀组截流损失过大。

表3 杏北油田普通注水系统各注水站压力损耗统计注水站 泵管压差/MPa管网压差/MPa阀组压差/MPa杏六注 0.35 1.53 3.31杏二十四注 0.41 1.03 3.31杏十注 0.52 0.63 3.31新杏九注 0.43 0.53 3.31杏二十一注 0.92 0.73 3.31杏七注 0.44 1.33 3.31 平均 0.51 0.96 3.31需求角度：普通注水系统98%的注入井实注压力小于14 MPa（见表4），而现阶段管网压力高达15.98 MPa，供给能量远高于需求能量。

生产角度：管网降压潜力较大。

表4 杏北油田普通注水系统注水井实注压力统计实注压力 井数/口 占比%关井 622 388 MPa以下 50 38～9 MPa 57 49～10 MPa 89 610～11 MPa 164 1011～12 MPa 271 1712～13 MPa 222 1413～14 MPa 102 614 MPa以上 35 22 优化调整思路及措施2.1 优化运行思路增加普通井网用水需求，降低系统管网压力。

增加用水需求方面：结合区域注水站注水能力过剩的情况，将杏一～三区西部后续水驱注入站调整至普通井网，增加管网用水需求。

降低管网压力方面：对泵压高的注水泵安排减级，降低注水泵泵压，源头上控制管网压力，实现系统降压运行，减少阀组截流损失。

2.2 优化调整措施2.2.1 优化供注关系，增强井网联通按照开发安排，2017年6月，杏一～三区西部3个区块已全面进入后续水驱阶段。

为缓解普通注水系统供过于求的问题，将上述后续水驱注入站高压来水管道与普通管网杏1-3排、杏2-1排、杏2-3排、杏3-1排做开放式连通，增加注水需求，缓解供需矛盾。

由表5可知，通过合理优化聚驱后注入站高压供水关系，泵压下降0.47 MPa，管压下降0.46 MPa，系统泵水能力提升1 748 m3/d，注水单耗下降0.1 kW·h/m3，供需矛盾得到缓解。

调整后，日降低注水用电1.24×104 kW·h，节约运行费用0.79×104元。

表5 杏北油田普通注水系统管网调整前后参数变化情况项目泵压/MPa管压/MPa压差/MPa泵水量/（m3·d-1）单耗/[(kW·h）·m-3]措施前16.57 16.08 0.49 43 462 5.78措施后16.10 15.62 0.48 45 210 5.68对比 -0.47 -0.46 -0.01 +1 748 -0.12.2.2 调整机泵布局，增强调节能力按照开发预测（见表6），普通管网注水需求逐年下降且幅度大小不一，由于注水泵无连续调节技术，只能采取大小泵转换的方式保障系统供需平衡。

表6 杏北油田普通注水系统注水需求预测年份普通井网需求水量/（104 m3·d-1）与上一年差值/（104 m3·d-1）2018 4.60 -0.662019 4.46 -0.142020 4.12 -0.342021 3.95 -0.172022 3.78 -0.172023 3.64 -0.142024 3.49 -0.152025 3.34 -0.152026 3.20 -0.14针对普通注水系统泵水能力过剩、机泵调节能力差的问题，将杏二十四注水站1#注水泵由D400-150×9核减为D250-150×11。

改造后，普通注水系统将具备±6 000 m3/d、±7 200 m3/d和±9 600 m3/d三种梯度调节能力。

预测的2018—2026年机泵启停方式具体情况见表7。

调整后，普通注水系统按照上述机泵启停方式，2018—2026年系统供需水量差均控制在±2 000 m3/d以内，可以满足生产需求。

2.2.3 注水泵减级，控制能耗损失目前，普通注水系统除杏七注水站外，其他各站均有减级注水泵（见表8），一个站设置一台减级泵，这样可以根据现场需要随时调整高扬程泵或者减级泵，有利于根据管网压力调整机泵。

为缓解系统管网压力过高、截流损失较大的现状，对杏七注2#注水泵进行减级，由D300-150×11减级至D300-150×10。

第29卷 第4期石 油 规 划 设 计2018年7月 45表7 杏北油田普通注水系统注水泵启停方式预测项目年份2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026普通井网需求水量/（104m3·d-1） 4.6 4.46 4.12 3.95 3.78 3.64 3.49 3.34 3.2供 水 量 杏六注/（104m3·d-1） 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 杏二十四注/（104m3·d-1） 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 杏十注/（104m3·d-1） 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 新杏九注/（104m3·d-1） 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72杏二十一注/（104m3·d-1） 0.72 0.72 1.44 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72杏七注/（104m3·d-1） 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72普通井网供水总量/（104m3·d-1） 4.44 4.44 4.2 3.84 3.72 3.72 3.48 3.48 3.00 供需差/（104m3·d-1） -0.16 -0.02 0.08 -0.11 -0.06 0.08 -0.01 0.14 -0.2表8 杏北油田普通注水系统注水泵减级情况矿别 站名 投产时间/a 设计规模/（m3·d-1）泵号 排量/（m3·h-1）机泵型号 备注一矿 杏六注 2010 7 200 1#300 D300-150×10 已减级 2#300 D300-150×11二矿 杏二十四注 2001 19 200 1#400 D400-150×9 已减级 2#400 D400-150×10 已减级 3#400 D400-150×10 已减级三矿 杏十注 1993 19 200 1#400 D400-150×112#400 D400-150×10 已减级 3#400 D400-150×10 已减级四矿新杏九注 1995 7 2003#300 D300-150×10 已减级4#300 D300-150×10 已减级 杏二十一注 1998 7 2003#300 D300-150×114#300 D300-150×10 已减级五矿 杏七注 2015 7 200 1#300 D300-150×112#300 D300-150×11 待减级以杏七注2#注水泵为例，减级前后泵管压差和泵水单耗均明显降低，降幅分别约为0.9 MPa和0.15 kW·h/m3。

按照平均泵出6 000 m3/d计算，日均节电1 260 kW·h；按照工业电费0.64元/kW·h计算，年可节约运行费用21.02×104元。