海拉尔油田供水系统存在问题及对策
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采油工程中水平井注水工艺存在问题及改进措施一、问题存在1. 注水效果不佳:在实际生产中,发现水平井注水效果并不理想,存在一定的水递减现象,即注入的水在井段内逐渐减少,无法起到预期的增产效果。
2. 注水井产能下降:部分水平井在注水后,产能并没有明显提升,有的注水后甚至出现了产能下降的情况,严重影响了油田的整体开采效率。
3. 水平井堵水问题:由于地层条件的复杂性,水平井在注水过程中容易出现堵水现象,导致油井生产受阻,从而影响了整个油田的生产效率。
以上问题不仅影响了油田的生产效率,也严重影响了油田的经济效益和可持续发展。
有必要对水平井注水工艺进行改进,以提高油田的开采效率和经济效益。
二、改进措施1. 优化注水工艺在进行水平井注水工艺的设计和实施过程中,需要综合考虑地层条件、井筒结构、注水管柱等因素,以实现最佳的注水效果。
可以通过改变注水压力、调整注水浓度、优化注水井位置等方式,优化注水工艺,提高注水效率,降低生产成本。
2. 加强地层勘探和分析在进行水平井注水工艺设计前,需要对地层进行充分的勘探和分析,了解地层的渗透性、孔隙度、裂缝情况等参数,以便更好地优化注水工艺。
还需要加强对地层变化的监测和预测,及时调整注水工艺,以应对地层变化所带来的影响。
3. 强化注水管道管理注水管道是保证注水工艺正常运行的重要环节,需要加强对注水管道的管理和维护。
定期检查管道的漏水情况,及时清理管道堵塞物,保证注水的顺利进行。
还需要合理配置注水管道,避免管道过长或弯曲,影响注水效果。
4. 开展注水工艺改进研究针对水平井注水工艺存在的问题,需要组织专业团队,开展相关技术研究和改进工作。
利用先进的技术手段,如数值模拟、试验模拟等,对注水工艺进行深入研究,找出存在的问题和改进的方法,为实际生产提供技术支持和指导。
5. 强化人员培训和管理水平井注水工艺需要经验丰富的工程技术人员进行设计和实施,因此需要加强对工程技术人员的培训和管理。
确保其熟练掌握相关技术和方法,提高工作质量和效率。
采油注水技术存在的问题分析摘要:我国是一个富煤贫油的能源需求大国,随着工业产能的不断上升,对石油的需求量逐年上涨。
为了满足国内的工业生产石油需求,除了从石油大国进口原油外,我国还加大了对国内油田的开采。
注水开发油田生产管理过程中,需要提高注水工艺的效果,才能实现水驱的开发效率。
合理解决油田注水工艺技术存在的问题,针对油田开发后期的特点,实施稳油控水的管理模式。
油田注水模式不同,达到的注水效果也存在差异性。
针对油田注水过程中存在的问题进行分析,及时调整注水剖面。
促使油水井之间形成水驱的流动路径,保证注入水给油层补充能量,提高油井的产量,保持油田长期持续的稳定生产能力,达到油田生产企业管理的目标。
关键词:采油注水;技术工艺;措施我国社会经济发展突飞猛进,进而带来了不可再生资源能源的大量消耗故不得不去面对资源的枯竭与紧张,我国可持续发展国策迎来最大的挑战。
不可再生资源中的石油储量与开采是当今世界最重要的资源,采油工程是石油开采过程中决定采收率、采油成本的最重要的体系工程,是石油储备开采合理匹配采油技术的关键因素。
石油开采的过程中,必须依靠石油注水工艺技术以不断提升油层压力,确保油田生产的稳定性以保证油井产量增长,但是该技术在使用过程中,结垢和出砂问题比较严重,所以这就需要从采油注水工艺出发,对各类技术问题进行解决,以保障我国能源的供应量。
一、油田注水概述油田注水的通过对水源的来水进行净化处理,达到注入水的水质标准后,注入到油层中,通过高压注入的方式,从油管或者油套管环形空间向油层部位注水,在井下的油层部位形成均匀的水线,将油层中的油流驱替进入油井中,依靠抽汲的方式,将其开采到地面上来。
油田注水的水源随着油田开发时期的不同,而进行了改善。
油田开发初期的水源选择的地面水源,需要对水质进行沉淀、过滤、杀菌、脱氧、暴晒等程序,才能使其达到注水的标准,通过注水泵加压输送到注水干线,经过配水间调节控制,通过注水井注入到油层中。
2020年05月油田回注水水质的问题与应对刘星(中海石油(中国)有限公司秦皇岛32-6作业公司,天津300450)摘要:油田实践开采过程中会产生大量的污水情况,一定程度威胁到生态环境,通过加强对油田污水治理工作,并经过回注操作,能够有效降低污水对生态环境的污染程度,同时实现注水保压的工作目的。
油田回注水水质会受到多种影响的影响,一旦长期注入不合格水质,将会严重损害到地层,降低原油采收率。
因此,石油企业必须高度重视回注水的日常综合治理工作,全面提升回注水水质。
文章将进一步对油田回注水水质的问题与应对展开分析与探讨。
关键词:油田;回注水;水质问题;应对措施0引言当前是一个经济全球化时代,我国油田污水治理工作发展要与时俱进,跟上时代前进的脚步。
虽然当前大多数石油企业在采油过程中都构建起了污水处理站,但是实际处理效果却难以达到预期指标,油田回注水质量不合格,这样不仅会导致采油生产设备容易出现腐蚀现象,影响到注水作业的正常稳定运行,还会一定程度伤害油层,破坏生态环境,增大油层治理工作难度,从而提高企业的石油生产成本。
针对于此,石油企业必须安排专业人员深入分析油田回注水水质问题,及时采取有效应对措施,确保能够全面提升回注水水质科学管理水平,实现污水净化目的。
1油田回注水水质问题分析1.1回注水水质硫酸盐还原菌超标油田回注水水质中出现硫酸盐还原菌超标问题的原因分为两种,一种是主观因素,一种是客观因素。
主观因素造成回注水水质硫酸盐还原菌超标一方面是一些采油厂为了能够节省成本,降低污水治理成本支出,会选择不加任何杀菌剂亦或者杀菌剂使用不够。
另一方面是由于污水治理人员自身操作不当,未能够科学控制好回注水中微生物的营养源和清除微生物生长繁殖的环境,未对污水处理站环境的定期清洗与反冲洗工作。
根据专业机构的调查显示,那些回注水水质中硫酸盐还原菌数目少的污水治理站通常是经过定期全面清洗和投入适当量杀菌剂的处理站[1];客观因素造成回注水水质硫酸盐还原菌超标,首先回注水水质中的硫酸盐还原菌本身属于一种附着菌,硫酸盐还原菌通常会附着于污水清理站的容器、管线以及过滤器上,并且会在哪些水流停滞区域和处理系统边角处进行大力生长繁殖。
油田水系统面临的挑战及技术对策摘要:大庆油田已进入特高含水开发阶段,产量下降,水量上升,水系统投资和运行费用持续增加,降本增效困难;化学驱逐步转为薄差层,长垣扶余油层和外围致密油开发动用,对水处理提出更高要求;采出水精细处理、压裂返排液循环利用技术急需攻克;老化站场数量多,安全环保隐患大,节能降耗任务艰巨。
面对诸多挑战,水系统需要提前谋划,控投资、降成本、保水质、增效益,研发储备适用技术,助力油气业务高质量持续发展。
“十四五”期间及今后更长时期,应充分利用水系统已建设施剩余能力,控制新建站场数量;挖掘化学驱站场潜力,降低处理站驱油剂浓度,减轻处理难度,提高水质达标率;聚驱、三元驱及外围采出水处理站建设规模有进一步优化空间,可节省建设投资15%以上;注水站新建、维修改造工程中推广应用大流量柱塞泵,提高效率10%以上,大幅降低注水单耗,投资回收期不到2年。
目前正处于油田大力推进数字化建设的有利时机,要努力实现智能注水、智能水务、数字化排涝等目标,水系统技术进步和技术创新将迈上新的台阶。
关键词:油田水系统;水质提升;精细处理;节能降耗;降本增效伴随大庆油田60年的开发建设,水系统始终为油气业务发展提供强劲助力,建设了庞大的油田注水、驱油剂配制注入、采出水处理、消防、市政供排水、防洪排涝等专业地面工程系统。
目前大庆油田注水能力284.8×104m3/d,采出水处理能力407.2×104m3/d,聚合物配制注入能力48.16×104t/a,供水能力116.6×104m3/d,防洪排涝能力803.5×104m3/d。
“十二五”、“十三五”以来,按照“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的总体要求,推动“高质量发展”和“绿色矿山建设”目标,大庆油田对水系统加大技术和资金投入,积极推广新工艺新技术,强化生产运行管理,水质达标率、注水系统效率不断提高,取得了显著的效果。
采油工程中水平井注水工艺存在问题及改进措施随着我国油气资源的逐渐枯竭,采油工程中的增油措施越来越被重视,水平井注水工艺作为采油中的重要增油手段,其注水效果和注水量对采油效果的影响相当大,因此注水工艺的优化和改进显得尤为重要。
一、问题1.注水效果不佳目前水平井注水存在的主要问题是注水效果不佳,往往投入大量注水,却收效甚微。
导致注水效果不佳的原因主要有以下几点:(1)渗透压力差小水平井注水时,为使注水液体进入到油藏中,需要克服层间渗透压力差,而目前注水操作仅仅依靠提高注水压力来克服渗透压力差,该方法不仅无法克服高阻力油层,而且注水覆盖面积不足,难以有效利用注水液体。
(2)注水量不足注水量不足是影响注水效果的另一个重要因素,由于水平井地质构造特殊,井底注水节流现象严重,容易导致注水液体不足,无法充分覆盖油层,从而影响注水液体的渗透效果。
(3)注水质量差注水液体的质量直接影响到注水效果的好坏,目前采用的注水液体中杂质较多,含油量高,会使得油水混合物在储层中运移效果不佳。
2.注水技术条件差注水工艺技术条件差,不仅导致注水效果不佳,而且给注水工程造成了一系列隐患,比如注水管虑易被阻塞、注水管腐蚀严重、不便于管理操作等。
二、改进措施1.改进注水液体质量注水液体的质量问题需要得到重视,需采用具有低含油率和微小杂质的注水液体,避免对油藏产生污染和干扰,降低注水困难度,提高注水效果。
2.采用人工注水方式对长距离水平井,采用人工注水方式可以有效避免井底节流带来的影响,同时也可以提高注水渗透压力,使得注水液体充分涌入到油藏中。
3.进行注水管的加强及清洗目前注水管通常采用深海管道,管道内部容易出现污垢和杂质,导致注水液体流通正常障碍,往往需要对管道进行加强,并进行清洗保养,提高注水管的工作效率和寿命。
4.加强养护管理为了保持注水工艺长期高效运作,需要加强养护管道的管理,定期对注水工艺设备进行检查和保养,清除障碍物和污垢,对注水液体的流量和压力进行监控和调节,确保注水工艺长期有效运转。
率,这种方式虽然具有一定的可行性,但对设备的损耗比较大,所以不值得提倡。
工作人员要有一定的操作水平,注水管网涉及的知识点比较多,实际操作的地方更多,如果工作人员的能力不足,操作不当就很容易引起设备损坏。
正常情况下,注水管网是比较稳定的,这就使得设备管理人员缺乏维护意识和定期检查设备的习惯,认为泵站能正常运行那么就不需要检查或者维护注水管网。
其实注水管网的运行是一个动态变化的过程,没有固定的节能条件模式,也正是因为如此,注水管网的节能难度比较大,在管网实际运行过程中,要根据管网流量进行合理的调控,如果流量负荷超出了规定的标准,就会使得注水管网的能耗超标,这对注水管网运行的稳定性有着很大的影响。
管理方面存在的问题主要表现在工作人员对设备操作的不熟练导致设备受损,或者管理人员理论知识过于片面化无法实现对注水系统的深化管理,工作人员的操作能力不符合设备生产调节标准,会使得注水系统的稳定性受到影响,严重情况下会降低整个系统设备的使用周期,在设备后期维护过程中,因为专业人员理论知识限制或专业能力不足,都会导致设备维护质量不达标,如果设备维护质量不达标,那么整个注水系统的运行效率就会降低,注水管网中存在的管理问题都是比较突出的,这些管理问题需要分化解决的,不能一蹴而就,在具体的管理过程中,对设备的性能和参数没有一个详细的了解,管理手段过于单一化,没有落实责任制度,工作人员散漫,需要按照标准运行的测试有的工作人员仅凭经验判断,从某种程度上来说,注水管网的管理缺乏精度和深度。
前面我们提到设备受损维护问题,从实际情况来看,因为资金问题经常使得设备维护质量不太理想,也就是说,对设备的维护资金没有落实到位,缺乏系统性的评估制度,不能根据设备受损程度做出最优的维修方案,在日常管理和维修过程中,有很多细节问题没有处理好,使的注水管网的能耗增加。
2 注水管网节能措施分析随着对油田的深度开采,注水系统的能耗必将上升到另一个高度,为了最大程度上调控注水系统的能耗,需要合理优0 引言油田注水是为了提高井下地层的流动性,使油田开采更加顺利,油田注水需要通过注水管网进行实现,在油田注水过程中,需要合理控制注水的频率,这也是降低成本预算的关键步骤,注水管网的运行受注水系统的调控,从油田注水情况来看,注水系统往往需要消耗巨大的能量,有些能量被白白浪费掉了,而且注水管网因为水流的长时间流动,容易出现结垢现象,这些问题都会影响注水管网的运行效率,随着时代的多样化发展,我国科学技术得到了一个巨大的发展,科学技术的应用也使得注水系统有了更加多样化的选择,就注水能耗偏高这一问题,也可以得到一个较好的解决,相信在不久的将来,我国注水系统的运行效率将会得到一个质的提升。
油田水井注水异常的原因与对策[摘要]石油,也常常被称作是“工业的血液”,是“黑色液体黄金”,石油作为一种重要的动力燃料和化工原料,近几年来一直是社会关注的焦点。
随着改革开放政策的不断深入发展,为了完成中华民族的伟大复兴,我国提出“大国崛起”的战略计划,“蓝色经济带”“一带一路”“海上丝绸之路”等等相应的成熟的政策渐渐实施开来,并且取得了良好的成效,激发了我国市场的活力,同时也对石油的依赖也渐渐增强。
本文从油田水井注水为切入点,详细的剖析油田水井注水异常的原因及合理化对策,望能够为不断提高我国石油开采率提供一点点参考和借鉴。
[关键词]油田;油田水井;高含水期;注水;分层测试中图分类号:S852 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2018)26-0113-01前言油田是我国整个石油体系的源头,是石油开采和转运集输的重要工作单位,油田运作效益的高低直接决定着石油供给的及时性,油田开采技术的好坏更是直接影响着我国石油的产量和质量,所以对于油田如何提高石油的开采率这一问题,党和国家十分重视。
本文通过详细的分析油田水井注水的原因,进一步分析油田水井注水异常的原因,最后总结出针对油田水井注水异常的有效对策。
1、油田水井为什么注水目前来说,我国油田的采油技术主要还是“三次采油技术”。
正如此技术的名字一样,通过三种不同的方法,将石油开采的过程分成三部分,本文所说的油田水井注水就是在“三次采油技术”的第二次采油上。
“三次采油技术”的一次采油是指靠地表的天然能力把油顶出来这一过程,目前来说一次采油对石油的开采率基本上在5%左右。
而二次采油是指油田水井注水采油,因为当天压力降到一定程度后,往油层中注水可以提高地层的压力,通俗点讲就是用水把石油从地层中挤出来,也就是通过水的浮力把油给顶出来。
目前而言我国的二次采油的采油率一般在40%左右。
最后,三次采油是通过注入化学聚合物来达实现的,也就是用相应的化学药剂把油给洗出来,三次采油一般可再踩5%-10%左右[1]。
油田注水现状分析及解决问题的途径方法概述:一、油田注水井的吸水压力较高,泵压达左右,瞬间可能超过泵的额定压力,泵的运行始终处于高负荷状态;二、回注污水时,水质较差,腐蚀性强,水温高,容易造成阀体,阀片,泵头,盘根总成等易损件的损坏,使泵处于高机会损伤状态;三、是检修人员经常性维修,更换部件,使泵处于不连续的工作状态。
泵的运行状态的确存在一些隐忧,对泵的一些常见故障发生的原因进行分析,并研究诊断监测系统及时作出判断与预防,无论从安全角度还是从经济方面都显得尤为重要。
注水泵工况分析:基本结构为:由曲轴,连杆,十字头等组成动力端;由泵头,泵阀,柱塞及其密封装置组成液力端,此外还有柱型,球形氮气稳压器以及安全阀。
其液力端采用水平直通式组合阀整体泵头结构。
工作时,当柱塞向后运动,出水阀片关闭,同时吸水阀片打开,开始吸水过程;当柱塞向前运动时,吸入阀片关闭,出水阀片同时被打开。
如此循环,不断地吸水,排水。
注水泵现状概述。
注水泵投入运行以来,随着运转时间的增加,各个部件相继出现老化,原始的工作条件也发生了很大变化。
污水水质对注水泵的影响:从原油脱水过程中分离出的污水经油水分离,脱氧和脱菌等处理后回注油层。
虽然经过一定的处理,但所注入水源仍是含油(聚合物)污水,一般偏碱性,硬度较低,含铁少,矿化度高,水质达标率较低;而且由于污水的反复利用,其悬浮物,人工添加剂含量等也会比较高,普遍存在腐蚀,结垢和堵塞等问题,其中腐蚀危害最大。
再结合油田特殊的地理环境(盐碱,沼泽地区),油藏特征(低孔低渗凝析油藏)和产出液特性(高矿化度)考虑,油田的各种金属管线及设备的腐蚀较为严重,特别是联合站含油污水处理系统的腐蚀更为突出,投产两个月就出现设备腐蚀穿孔,严重影响了正常生产。
水质对注水泵零部件的腐蚀:当用注水泵输送污水介质时,其中的矿物质及添加剂往往会在密封装置上析出,降低了密封效果,其固体颗粒也会对密封装置造成过度磨损,使注水泵的泄漏增加,寿命缩短,所以污水水质是柱塞泵密封失效的主要原因。
工程技术
259海拉尔油田供水系统存在问题及对策【摘要】“注水”是油田开发的基础和关键,注水水质的达标与否是
实现油田可持续发展的一个关键影响因素。
海拉尔油田属于外围油田,为地
渗透油层,对水质的要求较高;同时随着油田开发的深入和生活设施的完
善,对水的需求量在不断上升,同时对水质指标要求更加严格。
为此本文就
贝中作业区供水系统存在的问题及对策进行浅析和研究。
【关键词】水源井;水质指标;生活用水
1、概述
贝中1转油站管辖12口水源井,井上来水到贝中1转油站,经过过滤
系统,进入700m3蓄水罐,再经低压泵输送到各注配间。
其中,生活用水
管线在站内直接接到水源井来水管线上,经作业区制水间过滤后,供生
活用水。
2、水源井部分
2.1水源井基本情况
贝中1转油站共管理12口水源井,目前运行的水源井共8口,因故障
不能运行的井1口(9#水源井泵有故障), 供水不足停运的3口(3#、6#、
12#),现已经起泵。
目前能运行的井采取轮抽制度,日平均运行水源井5
口,日均取水1100m3,基本能满足当前正常生产和生活所需。
2.2水源井出水情况
目前12口水源井实测9口,平均静水位41.6m,平均动水位65.6m。
从沉没度上看,沉没度大于15米的井有4口,实际排量均大于10m3/h,井
沉没度均小于15米的井有5口,排量均不足10m3/h。
供水不足的5口井均
表现为静水位正常,启抽初期水流量较大,泵运行正常,但启抽一段时
间后,瞬时流量变小,泵伴有吸气声,动水位较深。
另外6#、12#井也
表现为供水不足(未测试),因此供水不足井已达7口。
2.3水源井扩建建议
目前贝中1转油站所管辖的水源井中,能正常供水的井仅4口,并且
最高排量仅为14m3/h,其余井都表现出供水不足的特征。
虽然现有的
井能勉强满足目前生产生活所需,但是随着作业区注水量的增加以及
办公楼的新建,生产生活用水量将大幅增加,同时伴随着地下水位的下
降,现有水源井产水量将不能满足正常的生产生活所需。
因此,需要在
现有井的基础上扩建一批水源井,以满足生产生活所需。
3、水质系统
贝中作业区水质岗滤水系统主要有:锰砂过滤罐、石英砂过滤罐和
精细过滤罐。
其中,锰砂过滤罐主要作用是除去水中的悬浮物和大部分
铁锰离子,精细过滤罐是去除水中悬浮物和颗粒杂质。
3.1运行情况
贝中转油站水质系统自2009年9月投产至2012年4月,运行平稳,水
质全部合格。
能够确保油田注水和生活用水的需要。
2010年和2011年,
每年都开关检查滤料和滤棒的情况。
2010年未发现异常,2011年发现精
细过滤罐-1发现有一根滤棒脱落,我们及时跟厂家联系,并及时的恢复
了。
从2012年4月开始,水源井来水水质和滤后水质数值都明显升高。
水源井来水水质变差的可能为:水源井动水位下降太快,机泵出现供液
不足,有的机泵出现吸气的声音,出水浑浊度升高,携带的泥沙增多。
滤后水质悬浮物升高可能为:水源井来水水质变差,对滤料污染严
重,增加了滤罐滤料载荷;其次,自投产至今,没有更换过滤料,滤料变
差,处理水的能力降低。
3.2采取的措施
为了保证水质的合格率,保障油田注水和生活用水的需求,对站内
水系统的过滤罐和储水罐进行了清淤工作,同时也对加强了对滤料的反
冲试验。
3.2.1清淤
首先对200m3和700m3进行了清淤,分别清除淤泥10m3和5m3,这
是投产以来第一次清理,罐内淤泥较多,尤其是700m3罐内的淤泥严重
影响滤后水质质量。
我们又陆续对锰砂过滤罐,石英砂过滤罐和精细
过滤罐进行了开关检查和清淤。
从上表的数据可以看出,罐内的淤泥较
多,滤料污染严重,对水质质量影响较大。
3.2.2加大反冲洗的强度
在加大反冲洗的强度上,我们主要是提高了反冲洗的用水量,通过
缩短反冲洗的周期,由原来的24小时,缩短为12小时进行试验分析。
3.3试验效果分析
在清淤后,水质质量效果明显,由之前的滤后二点几,降为了一点
几,但是较之前的数值还是有一定的差距。
为了进一步缩小差距,提高
水质质量,通过缩短反冲洗的周期,来增加反冲洗的强度,反冲洗的周
期由原来的24小时缩短为12小时。
效果较好,水质得到了进一步提高。
3.4对水处理系统的建议
在清淤之后,又通过缩短反冲洗的周期,来增加反冲洗的强度,水
质质量有了进一步的提高,效果较好。
但是,这给值班人员增加了近一
倍的劳动量,给管理带来不便。
建议更换滤罐滤料。
4、对生活用水供水管线改造
4.1供水存在的问题
贝中作业区供水系统存在两个突出的问题:一是当水源井来水压力
较低的时候,绝大部分的来水都进入站内水处理系统,进入去生活区用
水管线的水较少,不能满足正常生活用水的需要;二是作业区全部水源
井都由站外1#线供电,当其停电的时候水源井来水将中断,无法给生活
区供水,造成生活区水系统瘫痪。
因此,我们对生活用水管线进行了改
造。
4.2改造方案
由于站内闲置的加气泵进口与700m3净化水罐相连,将加气泵出口
用一条DN50的管线与生活区用水管线连接起来。
并在中间加一个截断
阀,以达到不影响加气泵正常运行的目的。
水压不足或水源井停电时启
动加气泵为生活区供水。
4.3应用效果
自2012年4月份,生活用水供水管线改造后,当水源井压力不足或
水源井停电的情况下,均能正常保障生活区供水,取得了较好的应用效
果。
2012年4-8月份,水源井累计停电65小时,通过倒供水流程,均能有
效的保障生活区供水。
于奎峰
大庆油田海拉尔石油勘探开发指挥部贝中作业区 内蒙古呼伦贝尔 021000
图1-1 改造前流程示意图 图1-2 改造后流程示意图
网络出版时间:2014-06-26 18:03
网络出版地址:/kcms/doi/10.13751/ki.kjyqy.2014.12.043.html。