井下智能注采工艺技术在河南油田的应用

污水处理工艺改造技术在文中油田的应用桑朋王红王东霞王丽李红波(河南省濮阳市中原油田，河南濮阳457171)应用科技睛耍】随着油田徽的不断深入，原油含水率不断上升，对回注水质要术越来越高，污水水质不达标将直接影响油田开发效果。

采油污水处理已成为注水开发油田的重要工作。

只有捷高污水处理工艺，才能满是保护地下环境和油田可持续性发展，采油污水处理改工艺造势在必行。

l关键溺污水处理工艺改造；双滤料过滤罐；改性纤维球滤料文中油田自1979年投产以来，经历了初步开发阶段、全面细分调整高速开发阶段、产量递减阶段、高含水后期挖潜治理阶段，目前已进^特高含水后期开发阶段。

根据开发要求，以及注水结构的调整，对注水水质要求越来越高。

文一污污水处理站投产于1990年1月，管理着污水处理器(池) 34座，各种设备51台，设计处理能力16000m3／d，实际处理含油污水量13600m3／d，主要担负着文中油田原油脱出水11000m3／d，洗井回水1600m3／d，各种设备冷却水1000m3／d的女睦2和外输的任务。

站内主要工艺流程有混合器2座、500m3一次滤罐4座、500m3二次滤罐5座、2500m3沉降池一座、压力过滤罐10座等。

来水进站后，进入混合器，同时励Ⅱ水处理药剂，在混合器内药剂与污水充分混合后进入-次沉降罐一=次沉降罐—沉降池卅Q曰谶罐—外输注水。

文—污污水站目前采用的是“低污泥水处理技术”，该技术主要是向污水中投加复合碱、絮凝剂、除铁剂、杀菌剂四种药剂来处理污水，水质状况基本能到达B2标氍随着注采结构的调整和对注水水质要求的逐步提高，以及满足保护地下环境和油田可持续性发展，特别是面对文一污污水站投产使用年限延长的现实情况，文一污污水站逐渐暴露出以下五个方面的问题：1}目前污水处理工艺缺乏除由工艺，过滤把关达不到A2级指标i仅能达到B2级指标，处理工艺不能满足油田开发要求：2)沉降罐沉降率低，影响后续处理；3)事故池改造为沉降池，处理效率低，环境问题突出：4)石英砂滤科过滤罐处理效率低，出水水质差：五、处理工艺自控程度低，难已实现水质平稳达标。

三次采油方法、应用条件及文献综述三次采油技术是一项能够利用物理、化学和生物等新技术提高原油采收率的重要油田开发技术。

在过去数十年内, 美国、加拿大和委内瑞拉等石油大国都把如何提高原油采油率作为研究工作的重点。

随着社会经济持续快速增长, 我国对油气需求量也不断增加。

因此, 运用三次采油技术来提高原油采收率, 是减缓我国多数油田产量递减速度、维持原油稳产的战略需要。

三次采油是油田开发技术上的一次飞跃, 与二次采油相比, 它借助物理和化学的双重作用,提高驱油的波及体积和效率。

经过近20 年的研究和实践, 中国的化学驱在技术、规模、效果等方面均已走在世界前列。

近30 个矿场的表明, 聚合物驱可提高采收率10% , 复合驱可提高采收率15% ～20%。

1997 年, 中国聚合物驱增油量达303×104t , “九五"期间增油1500×104 t。

中国的油田多为陆相沉积和陆相生油, 预测二次采油的平均采收率为34. 2%, 近百亿吨储量留在地下。

这一条件为中国的三次采油提供了巨大潜力。

今后, 中国的三次采油要在驱油机理、深化对油藏的认识、降低驱油剂成本和用量、先期深度调剖、提高工程的整体经济效益等诸方面加强研究, 最大限度地提高采收率和经济效益。

20 世纪40 年代以前, 油田开发主要是依靠天然能量消耗开采, 一般采收率仅5% ～10%,我们称为一次采油。

它反映了早期的油田开发技术水平较低, 使90% 左右的探明石油储量留在地下被废弃。

随着渗流理论的发展, 达西定律应用于油田开发。

人们认识到油井产量与压力梯度呈正比关系, 一次采油采收率低的主要因素是油层能量的衰竭, 从而提出了人工注水( 气) , 保持油层压力的二次采油方法, 使油采收率提高到30%～40% 。

这是至今世界上各油田的主要开发方式, 是油田开发技术上的一次大飞跃。

但二次采油仍有60%～70% 的油剩留地下。

为此, 国内外石油工作者进行了大量研究工作, 逐步认识到制约二次采油采收率提高的原因, 从而提出了三次采油新方法。

老油田注采输核心设备节能减排技术探析
图1 永磁驱动控制原理
永磁复合电机直驱抽油机技术
由于游梁式抽油机具有结构简单、运行稳定、易于检维修等特点，所以在石油开采设备中占据了绝对优势，其应用数量可达95%。

但是，由于其驱动的静负载扭矩较大，与其相匹配的电机的额定功率远远高于实际运行的功率，电动机的功率利用率只有20%，并且产生了较大的空载损
图2 磁性齿轮结构
技术特性：电机转子主要应用非接触型扭矩传输，无机械摩擦，也不需要应用润滑，运转效率超过
电动机具有较小的转子数和较大的滚动轴承，具有较长的使用寿命。

由于直驱游梁式抽油机具有单根转动的特点，因此具有较低的机械损耗和较低的机械振动。

计量站真空相变加热炉技术
在对老油田进行开采过程中，油田计量站的常压水套具有提高石油天然气集输起始温度，保证各井、站产出的石油向联合站输送的关键作用，也是石油生产和集炉的稳定性，同时，也能够有效地解决天然气的计量问题。

处理后的残余水经齿式水泵封住了外部输送管道，。

浅谈动态监测技术在油藏开发中的应用【摘要】油藏动态监测在油田开发中具有重要作用，它是油田增产和挖潜的基础。

本文首先阐明了加强油藏监测的必要性和技术面临的主要问题。

随后研究了动态监测技术在油藏开发中的具体应用，说明该技术对促进和管理油田各项工作的重要性。

最后在动态监测技术取得的新进展的基础上，阐述了其技术攻关重点和未来发展方向。

对生产实际有一定指导意义。

【关键词】油藏开发动态监测测井技术应用研究1 加强动态监测技术的必要性及其面临的挑战经过长时间的开发，许多油田已进入高含水或特高含水开发后期，这就意味着平面和层间储层均已高度水淹，导致剩余油分布零散、层内水洗厚度增加，注采对应状况日趋复杂。

对技术要求也越来越高，然而目前我国的动态监测技术尚面临很多挑战，具体体现在以下各方面：1.1 生产测井技术面临诸多挑战，表现在：（1）聚合物驱注产剖面测井技术尚未完全满足油田开发需求；（2）低渗透率油田注产剖面测井技术有待提高；（3）剩余油评价技术的解释精度有待提高；（4）需要进一步加强深层气井、水平井和三元复合驱测试工艺技术，以及工程测井技术的集成和定量解释；（5）对特殊井井眼轨迹检测和套损检测技术的研究需要加强。

1.2 开发试井技术面临严峻挑战包括在资料录井技术方面和试井评价技术两方面的问题。

前者问题主要有工具不配套、高端设备缺失；试油、试采的工艺流程尚未满足环保要求；井下无线传输技术、仪表的缺失等。

后者问题主要有温度资料的利用程度不够；尚未形成独立的试井评价系统；深层气井配套解释方法的研究欠缺；三元复合驱的试井解释方法不成熟；分层测试技术的手段及效率不高等。

针对上述动态监测技术面临的挑战及其问题，长期的油藏开发势必导致高含水井比例上升、措施接替不足、稳产基础薄弱等情形。

因此，有必要加强油藏动态监测工作力度，深化对动态监测在油藏开发中的认识，以便有效指导开发实践工作。

2 动态监测技术在油藏开发中的应用研究经过上述研究，我们知道通过加大油藏动态监测工作力度，利于认清剩余油分布及储量动用状况，强化监测资料的录取、分析与应用，进一步提高对认识老油田的水平，加强了油藏管理的有效性和针对性，也将为改善老油田的开发效果，指导老油田的进一步开发提供方向。

摘 要：中原油田自2010年开始进行了二氧化碳驱现场扩大试验，共实施11个区块32个井组，累计增油16.44万吨，二氧化碳驱实施效果显著。

但在二氧化碳驱过程中，由于设备、材质等问题，出现了二氧化碳排空、套管错断、井口上移等现象，容易引发安全环保事故。

因此，文章在收集整理二氧化碳驱井现有基础资料和地面系统现状的基础上，分析了二氧化碳驱注采过程中的安全环保风险，提出了防控对策，对中原油田下一步规模开展二氧化碳驱工作具有重大指导意义。

关键词：二氧化碳驱 安全 环保 风险分析中原油田二氧化碳驱提高采收率技术安全环保风险分析孙立辉（中国石化中原油田分公司，河南濮阳 457000）收稿日期：2020-10-16作者简介：孙立辉，工程师，硕士。

2014年毕业于西安石油大学石油与天然气工程专业，现在中原油田从事三次采油、污水处理、分层注水等方面的工作。

基金项目：中国石油化工集团有限公司资助项目（P17003-6）中原油田根据油藏特点，经过前期技术攻关，自2010年起，先后在濮城沙一、胡96、文181、卫42等区块进行二氧化碳驱扩大试验。

截至目前，累计实施11个区块32个井组，累计注气69.87万吨，增油16.44万吨，取得了良好的增油效果。

但在实施二氧化碳驱过程中，因二氧化碳的特性以及受设备、地面系统配套等的限制，出现了套漏、套管错段、管线穿孔、二氧化碳外排等现象，引发了一系列安全环保问题[1-3]。

文章在整理分析井下管柱数据及地面系统现状的基础上，对中原油田二氧化碳驱安全环保风险进行了识别与评估，并制定了有效的预防和控制措施，对于保障中原油田二氧化碳驱安全环保生产具有重要意义。

1 二氧化碳驱工艺流程1.1 注入流程液体CO 2通过槽车运输至注气站内的CO 2储罐（–20℃，2.0 MPa ）中，经喂液泵升压至2.5 MPa ，输送至CO 2注入泵，增压后输送至注入井口，注入地层。

1.2 产出液集输流程采出气液利用原单井管线输至单拉罐，在重力作用下进行气液分离，气体排空，液体输送至联合站，利用现有的油水分离设施进行集中处理，分离后的原油进入联合站外输系统，污水进入联合站污水处理系统[4]。

套变井分层注水技术与应用X王建华1,张永霞2,刘进伢2(1.中原油田分公司采油工程技术研究院;2.中原油田分公司采油四厂,河南濮阳　457001) 摘　要:针对油田注水井井况恶化日趋严重和套变、套损井日益增多的特点,通过近几年的努力和攻关,开发研制出套变井分层注水技术,满足了油田大部分套变井分注的要求,该技术施工成功率高、有效期长,分注效果显著,具有很高的经济推广价值和应用前景。

关键词:套变井;配套工具;分注管柱;应用 中图分类号:T E357.6+2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)08—0126—01 中原油田属于典型的油层埋藏深、渗透性差、非均质性严重的复杂断块油气田。

自78年投入开发和81年注水以来,油田已走过30多年的开发历程。

随着油田注水开发时间的不断延长,目前大部分生产井已进入高含水期,井下套管腐蚀损坏严重,套变、套损、套管破裂井日益增多。

特别对注水井而言,由于其注水温度、压力较高和套管腐蚀等原因,井况恶化的趋势更为严重。

到2003年12月底,不同程度的套变注水井近600口,占油田全部注水井的31.2%。

注水井套管损坏后不但影响注水井的利用率,而且还严重破坏了注采系统,造成区块注采不完善,层间矛盾加剧,大量的较低渗层得不到动用。

注水井套变、套损问题已成为困扰油田后期持续性发展和有效注水开发的严重问题,恢复和完善套变井注水效果,已成为油田后期开发急需解决的一个关键问题。

1　中深套变井分层注水技术中原油田通过近几年的努力攻关,开发研制出K 341-105、100扩张式封隔器研制、Y 341-105-100两种类型的套变井封隔器,并完成了套变井分注管柱的配套,形成了两种主要密封工具、四种配套注水工具、洗井和不洗井两种套变井分注管注的套变井分层注水技术,满足了油田大部分套变井分注的要求。

2　两种主要密封工具2.1　Y341-110、105可洗井套变井注水封隔器设计特点封隔器采用了连续座封原理设计,在注水过程中活塞一直对胶筒产生向上的座封力,保证其接触应力,确保高压差密封。