高升油田

高升油田（精选七篇）

高升油田 篇1

1.1 雷家地区概况

雷家地区位于高升油田南部, 构造面积20.9Km2, 主要开发目的层为莲花油层, 含油面积8.9Km2, 地质储量1494×104t。雷家地区分为雷11和雷64两个区块, 原油为稀油, 原油含蜡量较高, 平均在10%以上。雷家区块原油含蜡量高, 油井杆管结蜡严重, 目前主要的维护措施为热洗清蜡, 油井平均洗井周期为31天左右。热洗清蜡存在诸多缺点:频繁洗井费用较高, 而且占用油井正常生产时间, 影响油井产量;洗井液漏失, 易污染地层;洗井过程中, 蜡块过度堆积, 易造成卡泵。因此, 需寻求合适的清防蜡工艺技术, 以减缓油井杆管结蜡, 延长油井洗井周期。

1.2 牛心坨油田概况

牛心坨油田地理上位于辽宁省台安县东北15km处, 构造上位于辽河断陷西部凹陷北端, 是牛心坨断裂背斜构造带南部的一个断块。牛心坨油田属于高凝稠油, 具有高凝油和稠油的双重特性, 原油黏度400-6973.6MPa·s;凝固点32-50℃。牛心坨油田油层深度平均在2000米以上, 地层原油黏度较高, 流动性差, 入泵比较困难, 影响油井产能;由于闭式热水循环工艺和空心杆内电缆加热工艺均没有实现全井段加热, 在油层以上的一段井筒内, 原油黏度较大, 摩擦阻力大, 使油井负荷增大, 井筒举升困难。因此, 需寻求合适的原油降凝降黏工艺, 以解决油层以上部分井段的原油降黏的问题。

2 磁技术简介

在石油工业应用磁技术, 起源于20世纪60年代前苏联;我国于1984年在大庆油田开始研究与应用, 随着近十几年高性能稀土永磁材料的出现, 磁技术得到了迅速发展, 磁防蜡、磁降凝降黏技术在油田开始规模性应用。

2.1 机理

由于原油为抗磁性物质, 当原油通过磁场时, 烷烃分子中的质子外电子的自旋磁距受到磁场作用后产生微小的改变 (相对电子运行轨道而言) , 即产生一个瞬时的诱导磁距, 诱导磁距的产生破坏了石蜡分子结晶时的定向排列, 使蜡晶不易聚集, 破坏和延长蜡晶的生成, 起到防蜡的作用;同时, 磁化作用破坏了原油各烃类分子间的作用力, 使分子间的聚合力减弱, 其中的胶质和沥青以分散相而不是缔结相溶解在原油中, 从而使原油的黏度降低, 流动性增强。原油受磁场作用时间很短, 诱导磁距是逐渐消失的, 由此而引起的原油物理性质的变化也是逐渐消失的, 磁化作用一定时间后, 原油的性质会自动恢复原态。

2.2 技术关键

磁技术具有较强的针对性, 不能用统一的工具 (磁场强度、磁路) 解决整个区块或不同区块的油井问题, 必须根据油井的原油性质和实施的目的 (防蜡或降黏) 选择最优的磁路、磁场强度和永磁材料的耐温性, 之后通过现场试验来进一步完善。

2.3 磁化器简介

目前现场应用的磁化器分为杆式磁化器 (磁化杆) 和管式磁化器 (磁化管) , 杆式磁化器连接于抽油杆上, 管式磁化器安装在泵下。图为杆式磁化器及其核心部件磁钢的实物图。

3 现场应用情况及效果分析

磁防蜡磁降黏技术经过多年的发展, 目前已经成为一项比较成熟的技术, 而且磁化器结构简单, 施工方便, 对油井无负作用, 且无需额外的维护工序。从2000年起, 我厂开始规模实施该技术。

雷家地区主要在产液量>2t/d、含水<50%且洗井周期30天以下的油井上实施磁防蜡措施, 少部分油井因为出乳化油严重导致效果不明显, 其他大部分油井洗井周期均有不同程度的延长, 平均单井洗井周期由29.3天延长到46.5天。提高了油井的采油时率, 减少了洗井液对油层的污染, 降低了员工的劳动强度, 社会效益比较明显。牛心坨油田主要在油层深度较大 (如开采潜山油层和开采N3以下油层的油井, 其油层深度均在2000米以上) 、原油黏度较高的油井上实施磁降凝降黏措施。取得比较好的效果。

4 存在的主要问题

4.1 针对性不强。

由于室内实验的工作量太大, 不能每口井一一实验, 磁路的选择与油井的匹配性较差, 部分油井效果不理想。

4.2 磁技术无法满足出乳化油的油井的破乳要求。

部分油井出乳化油严重, 在生产过程中需频繁加入破乳剂, 在这类井上实施磁防蜡磁降黏措施后, 加入破乳剂的周期较措施前无明显变化, 措施效果不明显, 建议在这类井上应用磁技术要慎重, 尽可能不采用。

4.3 磁化杆扶正器滚轮易磨损, 影响磁化杆的重复使用。

磁化杆扶正器的滚轮为聚四氟乙烯材料制成, 耐磨性能欠佳, 从现场回收的部分磁化杆, 其扶正器的滚轮磨损较严重, 影响了磁化杆的重复使用。

5 下一步工作建议

5.1 加强选井的针对性和油井原油磁路的匹配性, 对适合于采用磁防蜡磁降黏的油井实施该技术, 针对磁路的选择与油井匹配性较差的现象, 重点进行室内实验, 优选耐温性能符合要求的永磁材料, 并选择合适的磁路以及磁场强度, 之后通过现场试验来进一步完善。

5.2 与相关单位合作, 进行磁化器的合理施工参数的室内与现场研究, 完成磁化器下入密度、下入深度等参数与牛心坨油田油井的举升工艺、油层深度、原油黏度等因数的匹配。

《春》教学案高升 篇2

邢集镇中心校2011—2012学初中语文七年级上册第三单元学案

11.《春》学案

教师寄语：一年之计在于春，一日之计在于晨。学习目标：

1、有感情地朗读全文，学习作者准确生动的用词，体会作者清新自然的语言风格；体会比喻，拟人等修辞手法的作用。

2、加深对文章内容的理解；学会赏析语言。

3、体会作者对春天无限热爱的感情；培养热爱大自然，保护环境的习惯，形成学生健康的审美情趣。学习重点：

1、整体感知语言美，体会作者借景抒情的写作特点。

2、学会赏析本文语言的写作方法。学习难点：

通过产生联想，学会赏析本文语言。

学习过程：

一、积累运用

1．①《春》的作者是________，根据课文内容，可知此文的体裁是________。②“________________”，不错的，像母亲的手抚摸着你。③鸟儿将巢安在繁花嫩叶当中，________________，________________，________________，________________。

2．解释下列词语的含义并造句。①酝酿—— 造句：

②花枝招展—— 造句：

3．选出下列句子所用修辞手法与其他三项不同的一项（）A．一切都像刚睡醒的样子，欣欣然张开了眼。B．春天像小姑娘，花枝招展的，笑着，走着。C．红的像火；粉的像霞；白的像雪。

D．桃树、杏树、梨树，你不让我，我不让你，都开满了花赶趟儿。4．括号里选出恰当的词语，填在横线上。

①花下成千成百的蜜蜂嗡嗡地________（闹 飞）着。②小草也青得________（刺 逼）你的眼。③山________（湿润 朗润）起来了。

④傍晚时候，上灯了，一点点黄晕的光________（衬托 烘托）出一片________（安静 寂静）而和平的夜。

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5．按要求默写课文。

①描写春花色彩鲜艳的排比句________________________________ ②描写春雨细密、闪烁的句子________________________________ 6．我所了解的作者：

二、自主探究

1.考考你的修辞知识：请指出下面各句所使用的修辞方法。A.你不让我，我不让你，都开满了花赶趟儿。（）B.东风来了，春天的脚步近了。（）

C.鸟儿将巢安在繁华嫩叶当中，高兴起来了，呼朋引伴地卖弄清脆的歌喉。（）D.红得像火，粉得像霞，白得像雪。（）E.他们的房屋，稀稀疏疏的，在雨中静默着。（）F.太阳的脸红起来了。（）

2.检查一下你的知识积累：请写出有关春天的诗句。（１）（２）（３）（４）（５）

3.积累精彩的句子，你会越来越有才华。请看下面的空，你会填吗？ A.侧面烘托花多的句子 B.“春花图”中想象的句子

C.“春雨图”中明写春雨暗写风的句子 D.“春风图”中引用的句子 E.描写春雨的全景图的一句

三.讨论交流，合作释疑

1.整体感知课文，思考：作者围绕一个“春”字，写了哪些方面的内容？其中哪一个内容写得最详细？你是怎么看出来的？

2.请带着感情读第一段，体会这一段表现了作者怎样的感情，哪些词语最典型？ 有何感受？

3.赏析第二段，概括第二段内容，体会作者运用了哪些修辞手法，有何作用？

4.有感情地朗读3—7自然段“绘春”部分，概括每一段的主要内容，仔细体会作者的感情。

5.体会最后“赞春”部分，分析其表达上的作用。

四、拓展延伸

1.你能准确地把握作者写“春”的总体思路吗？请写在下面。2.文中描绘的图的先后顺序可以调换吗？请说出理由。

五、达标检测

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1.下面加点字的读音有错误的一组是（）

Ａ睡(shuì)醒 赛(sài)跑 蝴蝶(dié)捉迷藏(cáng)Ｂ胳膊(bo)抚摸(mō)应和(hé)鸟巢(cháo)Ｃ酝酿(niàng)薄(báo)烟 黄晕(yùn)抖擞(sǒu)Ｄ蓑(suō)笠 散(sǎn)落 润(rùn)湿 眨(zhǎ)眼 2.修辞方法与其它不同的一项（）

A.小草偷偷地从土里钻出来，嫩嫩的，绿绿的。B.东风来了，春天的脚步近了。

C.鸟儿将巢安在繁华嫩叶当中，高兴起来了，呼朋引伴地卖弄清脆的歌喉。D.红得像火，粉得像霞，白得像雪。3.阅读文章第三段，回答以下问题。（1）“桃树、杏树、梨树„„你不让我，我不让你，都开满了花赶趟儿。”抓住了春天里花 的 特点?（2）文中的“闹”字用得好，下面解释正确的一项是（）A.成千上万的蜜蜂嗡嗡地叫。B.写出蜜蜂之多，场面之大。

C.衬托花朵繁盛和盛开的花儿的甜香。D.“闹”字表现了花下蜜蜂、蝴蝶之多。

（3）说野花“散在草丛里像眼睛，像星星，还眨呀眨的”是因为（）A.野花多，让人有目不暇接的感觉。B.野花多，而且有阳光照射和风的吹动。

C.阳光照射下，明丽的花会反光，就使人产生像眼睛像星星的感觉。D.野花的颜色明丽、丰富，再有阳光的照射。4.阅读理解

①鸟儿将巢安在繁花嫩叶当中，高兴起来了，呼朋引伴地卖弄清脆的歌喉，唱出宛转的曲子，跟轻风流水应和着。

②风里带来些新翻的泥土的气息，混着青草味儿，还有各种花的香，都在微微润湿的空气里酝酿。

③牛背上牧童的短笛，这时候也成天嘹亮地响着。

④“吹面不寒杨柳风”，不错的，像母亲的手抚摸着你。（1）为上面文字按原文顺序排序________。（2）解词: 卖弄—— 宛转——

（3）这段文字从________觉写春风的柔和，从________觉写春风的芳香，从________觉写春风的和悦，把春风描写得有声有色，有形有味，极其生动。（4）春风特有的芳香是指________。（5）概括这段文字的主要内容。

参考答案

一、积累运用

1．略 2．略 3．C 4．闹逼 朗润 烘托 安静

5．①红的像火；粉的像霞；白的像雪 ②像中毛，像花针，像细丝

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二、自主探究

1.A.拟人 B.拟人

C.拟人 D.比喻、排比 E.拟人

3.（１）欣欣然（２）朗润

（３）酝酿（４）黄晕（５）一年之计在于春

4.A.侧面烘托花多的句子

花下成千成百的蜜蜂嗡嗡地闹着，大小的蝴蝶飞来飞去。B.“春花图”中想象的句子

闭上眼，熟上仿佛已经满是桃儿、杏儿、梨儿。C.“春雨图”中明写春雨暗写风的句子

密密地斜织着

D.“春风图”中引用的句子

吹面不寒杨柳风

E.描写春雨的全景图的一句

看，像牛毛、像花针、像细丝、，密密地斜织着，人家屋顶上全笼着一层薄烟。三.、讨论交流，合作释疑

1.提示：围绕一个“春”字，写了“盼春”“绘春”“赞春”三个方面的内容。其中“绘春”写得最详细。因为在这一部分当中，作者依次写了草、花、风、雨、人，通过写这些景物的特点表达了对春天的赞美之情。

2.提示：这一段形象地写出了作者盼春的急切和得知春来的喜悦。叠用“盼望着”表现了作者渴望春天到来的迫切心情，两个“了”似乎让人感到了东风，听到了东风的脚步，形象生动表现了作者那种喜悦的心情。

3．提示：第二段作者勾画了一幅春醒图。采用比喻、拟人、排比的修辞方法形象地描绘了万物经过漫长的严冬后，蒙受了春的温暖、滋润得以复苏的神态。读后给人一种亲切的感觉。4.提示：第3段描绘了一幅“春草图”，写出了草的嫩、绿、多。第4段描绘了一幅“春花图”?/多，艳。甜 第5段描绘了一幅“春风图”，作者运用触觉、嗅觉、听觉、视觉写出了风的柔和和给人带来的愉快。

第6段描绘了一幅“春雨图”，写出了春雨的润泽。7段描绘了一幅“迎春图”，由景及人，颂扬抓紧春光，努力工作，奋发向上的精神。5.提示：这部分作者运用比喻、拟人的修辞方法来赞美春天，贴切而富有表现力。它从三个角度形象地反映了春天刚到人间的“新”的特点，又漂亮又活泼的“美”的特性，有力量有希望的“强”的特性，把春之活力活灵活现地写出来了，深化了文章主题。

四、拓展延伸

1.盼春（总写）——绘春（分写）——赞春（总写）

2.不能，它们在时间上有着一定的先后顺序，由花草到天气到人更符合逻辑。

五、达标检测

高升油田 篇3

关键词：高升；稠油；注汽；压裂

高升稠油区块在高轮次、多周期蒸汽吞吐过程中，由于储层水敏、近井地带存水等原因，许多稠油井出现注汽压力高、甚至注不进汽的现象。矿场试验表明，通过注汽前进行压裂改造，可以在一定程度上降低注汽压力、提高蒸汽吞吐效果，是辅助稠油热采的一项有益的探索和尝试。

1.热采稠油压裂作用机理

压裂可提高近井地带导流能力，特别是可以解除由于储层粘土水敏膨胀、岩石颗粒运移堵塞等所造成的近井地带污染；由于高导流人工裂缝的存在，可突破近井残留水区域的限制，将注汽范围进一步加大，使更远处的油藏受效；通过控制人工裂缝的启裂部位，有效利用蒸汽超覆，达到重力泄油目的；压裂同时可起到深部防砂的作用，且防砂效果较好，避免了细粉砂对注汽效果的影响。

2.热采稠油压裂工艺

A. 高砂比压裂工艺

稠油油藏物性一般较好，渗透率、孔隙度一般较高，压裂主要是解除近井地带污染，人工裂缝过长意义不大，而且有可能导致汽窜。压裂目的主要是形成高导流能力的短宽缝，要求采用高砂比压裂工艺，在设备、工艺允许的条件下，应尽量提高砂比，加大缝宽。矿场试验中，平均砂比力争达到40%左右，最高瞬时砂比力争达到60%左右。

B.低温破胶工艺

稠油油藏大多埋藏较浅，为了减少压裂液在储层中的滞留时间，减小压裂液滤液对储层造成的二次伤害，在保证压裂液高携砂的同时，必须保证压裂液在压后能够快破胶、速返排，针对这一要求，成功研制了低温破胶激活剂，它可以降低化学反应的活化能，使在中、高温下起作用的化学物质在低温下也能正常发挥功效，这种激活剂在低温下对压裂液的破胶时间、破胶水化液粘度有明显的影响。同时，采用了破胶剂梯度追加技术，实验优化了破胶剂追加梯度，并在施工过程中根据压力变化进行适当的调整。对于粘度较大的稠油井，压裂液滤失较小，压后压力扩散速度较慢，影响压裂液的及时返排，在采用常规破胶剂的同时，加入了适量的胶囊破胶剂，保证压裂液在2小时内迅速返排。

C.热压裂液技术

稠油油藏储层温度较低，一般在40℃左右。冷水配制的压裂液温度一般在20℃左右，进入储层会造成一定的冷伤害，特别是对于超稠油、特稠油这种冷伤害的程度更大。在矿场试验中针对这些特点研制了热压裂液，配液水为温度90℃热水，其它性能与常规冷水配制的压裂液相同，可以满足油藏、工艺条件的要求。

D.热采条件下支撑剂性能实验评价

热采稠油井压裂，支撑剂将长期处于高温、碱液环境下，其性能将受到很大影响。

对蒸汽热采条件下支撑剂的性能进行了实验研究结果表明[1]，支撑剂与碱液反应的活化能较高，反应速率常数对温度变化敏感，低温下反应慢，高温下反应速度显著加快。

温度对处于碱性条件下支撑剂的溶蚀率有较大的影响，温度越高，溶蚀率越大，支撑剂抗压强度越低，在地层闭合应力作用下压实现象将更加明显，支撑剂导流能力将随之降低。石英砂的主要矿物成份为二氧化硅，在高温作用下与高PH值氢氧化物容易产生偏硅钠凝胶沉淀物，沉淀物过多会堵塞储层原有的孔隙孔道和降低裂缝导流能力。陶粒中二氧化硅含量较少，仅产生少量沉淀，但不易凝聚，对裂缝导流能力影响不大。

实验表明，在热采稠油压裂中，采用高强度陶粒作为充填裂缝的支撑剂，而不宜过多采用天然石英砂。

E.压裂注汽一体化管柱

由于稠油粘度较大，压裂液滤失困难，压后裂缝闭合速度较慢，特别是超、特稠油，裂缝完全闭合有时需要一周时间，这就要求所使用的管柱在不需要作业的情况下，既能适应压裂施工的耐压要求，又能适应注汽的隔热要求，为此正在研制了压裂注汽一体化管柱(见图1)。

如果采用一体化管柱进行施工，压裂完成后可直接注汽，实现了一次管柱完成压裂、注汽双重功能，大大简化了施工程序，而且通过注汽过程的迅速接替，有利于保持压裂形成的高导流裂缝。

F.压裂防砂工艺

部分稠油井不压裂注汽压力过高，而压裂后又出现地层砂和支撑剂大量反吐，将压裂工艺与防砂技术有机结合，可以有效地解决这一问题[2]。礦场试验中主要应用了砾石充填压裂防砂工艺和尾随固砂压裂防砂工艺。砾石充填压裂防砂是下入激光割缝筛管防砂管柱，然后对地层进行压裂及在筛管外充填砾石。

尾随固砂压裂防砂是在注砂完成前的尾段，加入高温树脂涂层支撑剂，或加入化学固砂剂。

3. 热采稠油井压裂矿场试验实例

在高升地区稠油蒸汽吞吐开采井中，进行了压裂降低注汽压力、提高热采效果的矿场试验，基本上都见到了一定的效果，部分井见到了比较明显的效果。

高3-6-0222井储层井段为1749.3-1808.2m，岩性为砂砾岩。进行到第5轮蒸汽吞吐，出现注不进汽，吞吐效果变差。压裂施工排量4.2m³/min，加砂23.3 m³，尾随树脂涂层砂3.0 m³，平均砂比为34.7%，施工泵压为41-29-24-27MPa。压后进行蒸汽吞吐，注汽压力15MPa，注汽干度75%，日注量6.5t/d。焖井后开井，日产油21t/d，生产73天，周期内累积产油1533t/d，油汽比0.46，回采水率62%。

4.结论

在多周期、高轮次蒸汽吞吐的情况下，许多稠油井出现注不进汽的现象，寻找降低注汽压力的工艺措施对于提高蒸汽吞吐热采稠油效果十分必要；矿场试验表明，压裂对于稠油热采降低注汽压力是一项值得进一步探索的工艺措施；在热采稠油压裂机理、配套工艺上应进一步加大研究力度；应选择更多的稠油热采井进行压裂增注矿场试验，从试验中不断形成相对完整、配套的热采稠油压裂工艺。

参考文献

[1]张 静.蒸汽热采条件下支撑剂性能评价试验研究.石油钻采工艺.2003.25

高升油田 篇4

高升油田位于辽河盆地西部凹陷北部, 主要为稠油区块。随着开发时间的延长, 产量呈现逐年下滑趋势, 同时随着地层压力降低、油井供液不足, 低产间出, 结蜡、砂卡、油稠乳化等现象逐渐增多, 造成机采系统设备参数与生产现状不匹配、耗能增加、效率降低等问题。

目前油田抽油机主要为14、16型等大型抽油机, 电动机以75 kW的居多, 占总数的56.1%, 抽油机的耗电量约占全厂总耗电量的70%以上。根据现场调查, 有些低产井参数已下调到极限, 功图仍显示严重供液不足, 泵效低, 耗能较高, 由于油井出砂、结蜡、管杆偏磨造成部分油井功率损失较大, 部分使用变频柜油井在达到规定冲速时的频率较高, 没有达到节能效果。因此, 配套完善抽油机综合节电技术, 提高抽油机运行效率, 合理有效地控制抽油机井的能耗, 降低生产经营成本, 提高企业经济效益, 具有重要的意义。

1 工艺技术方案

1.1 管柱与输入功率优化组合方案

全面分析管柱的性能、工艺、井况和油气藏等适应性, 为优化选择奠定基础。采用管柱力学理论, 建立管柱优化选择方法, 实现不同类型油藏不同开发阶段的管柱优化选择[1]:

1) 将不同井况的各种管径、杆柱钢级、泵径与泵挂 (对应科学的杆柱组合) 、冲程、冲速一一组合, 每一种组合对应着一种机采系统效率, 即对应着一种能量消耗和一种管、杆、泵的投入与年度损耗。

2) 分别计算出每一种机采参数组合所对应的输入功率及每一种组合相应的年度耗电费用, 根据各种管柱、杆柱、泵的价格计算出每一种组合相应的年度机械损耗值, 并考虑一次性投资的年利息;计算出每一组机采参数所对应的机采年耗成本。

3) 以输入功率最低或年耗成本最低作为选择机采参数的条件, 包括管径、管长、杆柱钢级、泵径、泵挂深度、杆柱组合、冲程、冲速等。

1.2 防砂技术方案

油井出砂作为影响机采系统效率的因素之一, 采取针对不同出砂情况及出砂特点, 参考历年来实施防排砂措施取得的经验, 运用防、排相结合的方式, 对出砂井实施防砂综合治理, 确定如下防砂方案:

1) 防砂泵适合出砂量不大的油井, 最好应用于出砂速度小于0.5 m/d的出砂井, 对出细粉砂或含少量泥浆的油井, 应用防砂泵也可以保证正常生产, 但对于泥浆含量较大的井, 则容易发生卡泵。

2) 防砂筛管可用于出砂粒径大于0.1 mm以上的油井, 对于含有泥浆和出砂粒径小于0.1 mm细粉砂的油井, 必须采取其他防砂措施。

3) 套管内防砂可以有效阻挡地层砂进入井筒, 延长检泵周期, 但对于含有泥浆的油井, 容易造成筛管堵塞, 影响油井供液。

4) 抽油泵上保护装置能够有效地阻挡地层砂及细粉砂进入泵筒, 适用于出砂量少的油井。油井出少量泥浆也可以考虑使用该装置。

1.3 防蜡技术方案

高升油田的稀油区块原油含蜡量高, 导致油井杆管结蜡严重, 平均热洗清蜡周期仅为30 d, 洗井后不但污染了油层且排水期较长, 严重影响机采系统效率。针对这一情况, 始终贯彻“以防为主, 防清结合”的技术方针。

1) 规模实施无污染洗井工艺, 减少地层损害, 缩短排液期。

2) 优化洗井方案, 根据生产状况确定洗井介质:

◇日产油量ϵ[20, +∝) , 采用油洗;

◇日产油量ϵ[10, 20) , 采用油洗+水洗;

◇日产油量ϵ (0, 10) , 采用水洗。

3) 水罐工艺流程改造, 目前3具水罐作为高温水罐 (水温保持85℃以上) , 另外安装1具常温水罐 (水温保持50~60℃) , 实现常温水和高温水分开, 避免出现第一阶段温度偏高而第三阶段温度偏低的现象。

4) 根据实际洗井效果结合作业情况, 对洗井周期进行调整;减少洗井液用量;加快洗井返排。

5) 根据油井结蜡情况合理选用磁化杆管技术、防蜡防垢增油装置、高磁场防蜡器和电磁防蜡装置。

1.4 防偏磨技术方案

通过对高升油田45口抽油井油管和抽油杆偏磨状况进行调查, 发现造成油管和抽油杆偏磨的因素较多, 情况复杂多变, 有井身结垢、油井结蜡、油稠、工具使用不当等。针对不同情况分类制定了防止和减轻偏磨的技术对策:

1) 对于泵上部分井段存在偏磨的油井, 计算出杆柱中性点, 中性点以下井段加密配套防磨器 (每根杆1个) , 中性点以上井段根据狗腿度及现场偏磨情况适当配置。

2) 对于偏磨井段较长的油井, 实施内衬、涂层油管或抽油杆旋转器, 避免防磨器配套不当影响措施效果。

3) 对于狗腿度较大的井段, 在防磨器的基础上适当配套少量防脱器, 利用防脱器可产生摆角的机理, 避免使用防磨器后偏磨位置发生改变。

4) 针对泄油器以下井段防磨难度大的问题, 在使用防磨器的基础上, 在该井段应用高强杆或内衬油管。

5) 对于高产液量、高含水油井实施长冲程、慢冲速的工作制度, 避免杆管振动“失稳”加剧偏磨。

6) 对于结蜡严重油井使用防蜡措施或应用防蜡防偏磨一体化技术, 避免结蜡严重加剧偏磨。

1.5 地面节能采油设备的应用

目前游梁式抽油机因其结构简单、操作维修方便、使用寿命长等原因, 仍为各大油田的主要采油设备, 但其运动不平稳、能耗大, 特别是在高升油田的稠油油藏的使用中系统效率较低, 不能满足当前“节能降耗”的发展要求。基于这些情况, 本着投入少、见效快的思想, 在保证稳产的条件下, 力求改造部位要少, 且能达到显著的节能效果。

1) 优选抽油机种类并合理匹配变频器, 尽可能降低电动机空载功率。

2) 电动机功率不匹配, 抽油机频率较高的抽油机, 更换电动机、皮带轮, 以达到降低频率、提升效率的目的。

3) 对部分低效高耗能设备进行更换, 并在耗能较大的水套炉上安装温控器, 以便控制耗气量。

4) 安装机采在线监控系统, 对油井实现实时监测, 以便对油井各项参数进行实时调整。

5) 对产液量低、供液能力差的部分低产井, 在不影响产量的情况下, 采用智能间开装置。

2 生产管理措施

油井优化后, 区块整体机采系统效率会有显著提高, 然而由于产液、产油及动液面等在一定时期后会发生变化, 机采系统效率也会随之变化, 所以油井优化后要根据生产状况动态调整参数, 制定以下管理措施:

1) 对系统效率下降的油井, 找出原因及时调整运行参数, 保证油井高效运行。

2) 对由于检泵、上措施及其他原因作业的油井, 转抽后要及时进行重新优化设计。

3) 建立严格、合理的机采效率考核办法, 加强对优化井的管理, 以确保优化效果的长期有效性。

4) 跟踪管杆偏磨的井深情况及磨损程度, 结合井斜角、全角变化率对杆柱防偏磨方案进行校正。

5) 缩短测试、设备保养等地面施工时间, 减少停抽井次, 避免造成卡泵。

6) 优化洗井方案, 根据生产状况确定洗井介质和洗井期间3个阶段所应达到的温度、排量。加强现场监督, 跟踪热洗效果, 分阶段录取温度、压力、排量、电流、回压等数据, 结合功图情况, 对热洗质量进行分析, 对热洗周期进行调整。

3 结论与建议

2011年共完成系统效率优化81井次, 系统效率由20.11%提高到23.22%, 输入功率由9.23 kW降至7.56 kW;累计增油2 100 t, 累计节电19.84×104kWh。

1) 在满足生产工艺和设备的条件下, 以机械采油井系统效率最高为目标函数的优化设计, 是提高机械采油系统效率行之有效的方法。通过对管柱组合和抽汲参数的优化, 得到了合理的生产参数, 提高了系统效率。

2) 泵效是影响机械采油系统效率的一个主要因素, 可在优化设计过程中, 根据不同井的具体情况, 通过确定合理的沉没度、油管锚定以及采用加重杆和抽油杆柱设计等手段来提高泵效。

3) 通过防砂、防蜡、防偏磨技术的应用, 减少功率损耗, 延长检泵周期, 保证油井生产时效性, 可大幅提高抽油机系统效率, 达到节能降耗、降低采油成本的目的。

参考文献

领导高升祝福短信 篇5

2、听说你升职了，特赠送你戴高乐牌的官帽一顶，杨玉环牌的玉带一个，步步高牌的朝靴一只，史泰龙牌的黄袍一件，赵本山牌的马褂一宗，另捎去朋友给你的黄家驹牌的宝马一辆，请笑纳。

3、升职了，短信发了，愿你步步高升永不停；升职了，祝贺送了，愿你莫嫌礼轻情意浓；升职了，祝福到了，愿你开心无比、快乐如意。

4、听闻你升职，真心为你感到高兴，愿你在以后的日子里，再接再厉，步步再高升，芝麻开花节节高，祝你“钱”途光明，“富”贵逼人!

5、快乐闻知你高升，竖起快乐旗帜，愉悦开怀；幸福得知你升迁，发来美好贺电，欢欣鼓舞；朋友晓得你升职，特发来真挚祝福，情谊绵绵：祝贺你！恭喜你！祝愿你宏图大展，再续辉煌！

6、理想带你走上升迁的征途，勤奋陪你走过途中坎坷，才华让你步步高升，能力助你一日千里，升职之际，祝你鸿运当头，财源滚滚！

7、多年辛苦打拼，多少经验积累，多少虚心求教，多少辛勤汗水，多少早到迟归，多少艰难无畏，今天终于升职，满眼幸福泪水，欢乐来之不易，感恩最为可贵，愿你快乐幸福，步步高升无悔！

8、恭喜升职。愿你身体“生”龙活虎，精力充沛，再接再厉。愿你学问“升”堂入室，炉火纯青，再创佳绩。祝你事业有成，再传佳音。

9、你高升了，快乐在升腾，愉悦你心，开心无限；幸福在升华，包裹你心，美好无限；吉祥在升起，缠绕你心，好运连连；祝福在升温，温暖你心，喜上眉梢：祝你前程似锦，步步精彩！

10、听闻朋友高升，顿觉神清气爽，遥敬一杯祝福的`美酒，恭贺你升迁，祝愿你事业如虹，天天精彩；工作顺利，步步如意；生活美满，幸福开怀；爱情甜美，十分浪漫！

11、细心细腻细致，慢工细活；高升高成高就，升升不息；快人快意快语，快乐升职。祝你生活幸福，工作顺利！

12、欣闻你升职，短信来把祝福送：祝你青云直上，官运亨通；祝你薪水猛涨，财源广进；祝你生活幸福，和和美美；祝你左右逢源，万事如意——说了那么多好话，你升职了，也让我粘粘你的喜气，请我吃饭吧，呵呵。

13、迟来的问候是最真的问候，迟到的祝福是最深的祝福，海阔始终任鱼跃，天高还要任鸟飞，一分汗水一分收获，一份付出一份回报，升迁之际祝你事事顺心皆如愿，步步高升到永远。

14、升职是喜事，祝福是大事，只要是好事，大家促成事。开心是真事，愉快也是事，好运常来事，所以你有事。破费是小事，聚会谈谈事，大家的心事，你最明白事。祝你升职一事，净是舒服事。

高升油田 篇6

高升油田自2005年2月以来共投产水平井11口,主要分布在高3块边部、高246注水区块、高10块边部等储量动用程度差、难动用区域。因此利用水平井不仅能提高单井产能,还可以充分动用油层储量,从而提高油藏采收率。

高3块油藏埋深-1 5 1 0—-1 6 9 0 m,油层平均有效厚度78.9m,探明含油面积5.0km2,石油地质储量4730.4×104t,原油属稠油,共部署水平井2口,井号为高3613CH、高3662CH。高246块油藏埋深-1600—-1670m,油层平均有效厚度30m,为一块状砂岩底水油藏,50℃脱气原油粘度900-3000mpa·s,共部署水平井5口,井号为高2565CH、高2-莲H1、高2-莲H2、高2-莲H3、高2-莲H404。高10块油藏埋深-1490—-1550m,油层平均有效厚度15m,为块状纯油藏,50℃脱气原油粘度2883mpa·s,共部署水平井3口,井号为高3417CH、高3-莲H1、高3-莲H2。雷11块油藏埋深-1796~-2353m,油层厚度最大为54米,最小为7米,一般为25米,50℃地面原油粘度平均为76.08m Pa·s,共部署1口井,井号为雷11-莲H701。

11口井中,高3417CH为侧钻双支水平井,高2565C H、高3613CH、高3662CH为侧钻水平井,其余为水平井。完井方式均为筛管完井,平均有效厚度241.3m。投产方式高2565CH、高3417CH、高3-莲H1为直接投产,其余为注汽投产。最大泵挂深度1800m,抽油泵下入最大井斜角80°54’,最大泵径φ70mm,最小泵径φ44mm,抽油杆采用了2、3级组合。

2. 生产状况

目前,高升油田水平井开发方式主要为蒸汽吞吐。最高注汽轮次2轮,平均注汽轮次1.4轮。初期平均单井日产液量22t/d,平均单井日产油量9.7t/d,平均单井累计产液量4014t,平均单井累计产油量1877.6t,累计产液量36126.1t,累计产油量16898.5t。

从目前水平井生产情况来看,主要表现出以下两方面的特点:

(1)从区块产能对比看,高246块的3口井初期产能高,注转抽最高日产油平均为17.6t/d,产量相对稳定,稳产期长。如高2-莲H1已生产两个月,目前日产油量仍保持在10t左右。而高10块的三口水平井除高3417CH外,其余两面口井都表现出初期产能高,但产量递减快,如高3-莲H1在1轮注汽后最高日产油14.6t/d,但只生产38天,产量降到0.3t/d,高3-莲H2在1轮注汽后最高日产油19.6t/d,60天后产量降到1.2t/d。高3块投产的两口水平井不仅初期产能相对较低,而且稳产期短,产量递减快。初期最高日产油平均为5.9t/d,平均生产周期仅67天。

(2)从注汽质量上看,高246块的3口水平井注汽效果最好,高3块次之,高10块最差。高246块每轮平均注汽量为7804t,平均注汽压力16.4Mpa,平均注汽温度346.9℃,平均注汽干度为68.2%,基本上达到了设计要求。而高10块的两口注汽投产井设计每轮注汽量平均为5750t,而实际每轮注汽量平均为1829t,比设计注汽量相差了3921t。从注汽压力上看,注汽压力平均为19.51MPa,最高注汽压力为20.28MPa,平均注汽温度302℃,平均注汽干度为47%,最低注汽干度为19.2%,注汽质量差,严重影响了注汽效果。分析原因主要有两个方面:

(1)高3块边部地层压力低,物性差,流体在油层中流动性差,导致供液能力差而低产。

(2)高10块储层物性差,导致注不进汽,无法提高蒸汽干度,严重影响注汽效果,油井注转抽后供液能力不足而低产。

3. 水平井注采配套技术

(1)注汽工艺

(1)注汽参数优化:蒸汽吞吐初期油层处于原始状态,吸汽能力较差,采用低排量注汽,目的在于预热、解堵油层。吸汽能力增强后,采用大排量注汽,逐轮提高注汽强度。

(2)注汽管柱:Φ89mm导锥+Φ89mm筛管+Φ89mm油管+Φ89mm真空隔热管+Φ114mm真空隔热管。

(3)隔热方式:采用油套环空氮气隔热方式,从油套环空注入氮气。要求现场施工时每小时记录一次氮气排量、氮气温度、氮气纯度、累注氮量、油压、套压以及注汽参数等施工参数。当套压上升1MPa时,需补氮。

(2)举升工艺

(1)机、杆、泵参数优化:依据地质情况及现场实际,选择有杆泵生产。根据油井机、杆、泵参数优化计算结果,并参照该块已投产邻井生产情况,为达到地质设计配产指标,确定采用工作制度。

(2)采油管柱:Φ89mm导锥+Φ89mm筛管+Φ89mm油管+柔性金属泵+Φ89mm油管。

(3)抽油泵:目前高升油田水平井均采用柔性金属泵。既将游动凡尔更换为浮环泵的活塞,固定凡尔采取如上的复位弹簧结构,更适合出细粉砂的水平井举升。其主要优点就是单级密封单元采用软-硬摩擦副实现柱塞与泵筒之间的零间隙密封;设计上允许砂粒进入泵内任何空间;应用特殊的密封结构实现液力自紧密封及磨损量自动补偿。

(4)防偏磨技术:水平井抽油杆柱的偏磨是水平井采油技术中关注的难点问题。就偏磨问题,目前采用抽油杆防偏磨器及抗弯防磨副,可在一定程度上缓解水平井抽油杆柱偏磨,延长采油周期。

抽油杆防偏磨器:滚轮Ⅱ型抽油杆扶正器是替代滚轮式扶正器的一种新型井下工具。由于其独特的结构设计,使得它具有高强度、长效的特点(使用寿命可达2个检泵周期)。常规的滚轮式扶正器轴向尺寸大,不能解决其对油管的伤害。这是因为其滚轮长时间在油管内壁的固定地点往复运动,使油管被磨成沟槽而造成伤害。滚轮Ⅱ型抽油杆扶正器,由于采用四排每排三个小滚轮的结构,与油管内壁形成多点接触,大大地减小了扶正器对油管的伤害,同时减少了由于抽油杆接箍磨损所造成其断脱事故的发生频率。该工具为金属结构,具有承受较大径向载荷的能力,可适用于各种井况。滚轮Ⅱ型抽油杆扶正器将对延长油井免修期、降低机采系统能耗起到积极的作用。

抗弯防磨副:工作原理为滑套在抽油杆往复运动中自动定位于油管内壁的合适位置处,摩擦杆在随抽油杆柱上下往复运动中与滑套形成摩擦副,这样就将抽油杆与油管之间的摩擦转变为抗磨副的滑套和摩擦杆之间的摩擦,从根本上改善杆管磨损。而滑套内壁具有坚硬耐磨层,摩擦杆外表面经热喷涂处理也具有较高的耐磨性,摩擦杆与滑套之间的摩擦副具有高的磨损寿命,同时摩擦杆制作成空心杆具有高的抗弯性能,防止在抽油过程中弯曲对油管造成伤害。

4. 存在的问题

(1)在注汽压力高的区块高10块,注汽困难,不能达到设计注汽参数,注汽质量得不到保证。目前采用高压炉注汽,平均注汽压力19.51MPa,最高注汽压力达20.28MPa,注汽干度低。注汽质量差势必影响油井产能。

(2)水平井在生产一段时间后,地层砂及其它胶结物会随液体沉积在水平井段内,造成井筒堵塞或部分堵塞,因此为了恢复油井产能,在作业施工中,冲砂是关键。但是在高3块,由于地层压力低,水平井区域地层压力仅为4MPa,因此在冲砂过程中,存在冲砂漏失严重,冲不出砂的问题。

(3)从生产情况看,高3块、高10块水平井稳产期短,产能递减快,而目前水平井主要开发方式为蒸汽吞吐,增产措施比较单一,缺少有效的进一步提高油井产能的措施。

(4)泵下到井斜角度数较大的位置,不能保证油井正常生产。高2565CH泵深下到1630m,井斜角为53.58度,造成卡井检泵,泵下到1600m,井斜角为40.57度,转抽后油井能正常生产。

(5)完井方式不能满足热采要求:高2565侧钻水平井7"套管坏,下5"套管,由于5"套管未进行预应力处理,该井注汽时,致使5"套管变形(700m左右),造成油井大修。高3417双支侧钻水平井完井时因未固井,不宜进行蒸汽吞吐,如注汽易造成侧钻井段套管错位,致使油井大修。

(6)侧钻水平井水平井段井眼小:高3417井双支侧钻水平井悬挂器以下连接的光管和割缝筛管内径均为∮86mm,由于井径小,限制了泵的下深,并且给以后的修井作业带来了一定的困难。

5. 研究方向

(1)针对高10块注汽压力偏高,造成注汽困难,无法提高蒸汽干度,蒸汽温度低,严重影响注汽质量的问题,研究如何通过改善油层条件,保证注汽质量,提高注汽效果,从而提高油井产能。

(2)举升工艺还有待进一步配套,通过进一步研究大斜度抽油泵及防偏磨技术,改善井下管柱运行状态,以满足抽油泵在大斜度井段油井的生产需要。

(3)通过简易连续冲砂装置的研究,配合其他辅助措施,实现水平段的冲砂作业;开展水平井负压冲砂技术研究,彻底解决低压区块水平井冲砂问题。利用现有防砂技术,结合水平井的实际生产情况,进行生产过程中的防砂技术研究。

(4)开展水平井增产措施技术研究。通过改造油层,提高油层供液能力,从而进一步提高油井产能。

参考文献

[1]张方礼等.辽河油区水平井开发技术[J].辽河油田勘探开发优秀论文集,石油工业出版社,2005.

[2]王家宏.中国水平井应用实例分析[M].北京:石油工业出版社,2003.

高升油田 篇7

1研究内容

1) 开展雷家注水系统能耗评价方法研究。根据雷家注水系统现状, 通过建立注水系统及其用能单元的能量平衡分析模型, 确定相应的能耗评价及分析指标[1], 主要包括注水泵机组效率、注水站效率、注水站内泵管能损率、注水管网能损率、配水间能损率、注水井井口阀能损率、地面注水系统效率等。

2) 开展雷家区块注水系统能耗测试方案制定, 测试内容主要包括注水泵机组效率、注水站效率、注水管网能损以及配水间能损测试等。

3) 开展雷家区块注水系统水力分析计算方法及其修正技术研究。根据注水管网的结构特点, 采用流体力学理论研究建立系统水力分析计算方法, 针对理论计算结果与实际计算结果误差较大的问题, 采用最优化拟合技术对水力计算模型进行修正。

4) 对雷家区块注水系统能耗测试结果进行分析与评价, 确定系统能耗分布规律, 找出用能存在的薄弱环节。

5) 制定雷家注水系统效率提升调整改造方案。根据区块注水系统生产运行现状, 制定合理的注水系统调整改造方案, 确定提高系统效率的方法。

2现场实施

2.1管网现场调查

对区块的注水系统管网进行详细调查, 核定区块注水系统管网的结构, 落实干线和支线的管线布置、节点分布、阀门以及各注水站和配水间的具体位置, 对部分注水站和配水间的管网运行参数进行监测。主要测试内容包括:采用PT878 超声波流量计和精密压力表测试注水站、配水间的各管线的压力和出口流量;采用Fluke435 电能质量分析仪测试注水站的注水泵及单井增注泵的电能消耗量。

2.2注水系统能耗测试

根据注水系统测试要求, 在对注水管网所涉及到的注水站进行现场调查, 了解注水站站内管网分布情况, 记录注水站注水所涉及的设备参数。

1) 注水泵电动机能耗测试。高升油田雷家注水系统电动机有2 种型号, 分别是Y355L-4 和Y2-355-4, 对电动机的测试主要利用电参数综合测试仪测出电动机的电压、电流、功率因数和有功功率等。

2) 注水站内能耗测试。依据注水系统注水站内能耗计算方法, 需要测试注水泵入口压力、出口压力、实际排量, 测试注水站各出口管线的压力和流量, 从而计算出注水站内各部分的能量损失。

3) 配水间内能耗测试。按照雷家区块注水系统配水间内管网分布 (图1) , 对注水管网所涉及的7 个配水间 (分布在5 个计量站) 进行现场调查, 了解各配水间的注水情况, 测试各配水间的输入压力 (干线压力) 以及所包括各注水井的压力 (油压) 和流量, 从而计算出配水间各部分能量损失及注水井的有效能量。

2.3注水系统各环节单元能耗计算分析

根据测出的注水站出口流量和出口压力, 结合测试的各配水间的流量压力数据和电能消耗量, 利用注水系统能耗分析计算机软件, 统计出雷家区块注水系统各环节单元的能量分布, 主要包括泵机组能耗、站—间管网能耗、增注泵能耗、配水间内管网能耗、注水井有效能耗等部分。通过对区块注水系统的4 次测试和计算结果, 统计出区块注水系统能量分布结果 (表1) 。

从表1 可以看出 (以第1 次测试计算数据为例) , 启用1、3、4 注水泵, 注水泵机组输入功率为566.5 k W, 注水泵输出功率469.7 k W, 注水泵机组损失96.7 k W, 泵机组效率82.9%, 泵注水单耗6.3 k Wh/m3。注水泵输出功率分配给2 个环节:从注水站到配水间管线损失功率18.1 k W;进入配水间功率451.6 k W。进入配水间的能量也分配给2 个环节:注水前阀门节流损失功率21.3 k W;输出到注水井有430.3 k W。增注泵输入功率119.4 k W, 输出功率23.6 k W, 损失功率95.7 k W, 增注泵效率19.8%。加上增注泵增加的功率, 进入井口的功率为454.3 k W, 井口阀门节流150.6 k W, 真正注入注水井的有效功率只有303.7 k W; 注水系统效率44.3%, 注水系统单耗7.6 k Wh/m3。

3调整方案制定

根据以上统计结果, 雷家注水系统能耗最大的2 个环节是井口节流损失和增注泵机组损失[2]。井口节流损失大的主要原因是由于进入井口压力太高, 注水井所需要的压力较小, 这个较大的压差造成井口节流损失大。增注泵机组能耗高的主要原因是由于增注泵实际的排量和压力远远小于增注泵额定的排量和压力, 造成增注泵工作在低效率区域, 增注泵机组能耗就大; 并根据现场实际制定2 项调节措施。

3.1井口增注泵调节措施

针对增注泵测试计算结果可知, 现场有32 口喷头压井, 其增压值大于或等于10 MPa的只有5口, 一半以上的井增压都小于7 MPa;而所选用的增压泵额定增压值都大于10 MPa, 一半以上是15 MPa。况且, 增压井注水量都在5 m3/h, 90%的井注水量都在3 m3/h以下;而所选用的增压泵额定排量都大于3 m3/h, 超过75%的增注泵额定排量大于4 m3/h。因此, 从对比可以看出, 雷家区块注水系统所选用的增注泵与实际增注井不匹配, 造成增注泵效率偏低, 绝大部分增注泵的效率在40%以下, 平均效率为21%。对目前的增压泵进行统计分析, 确定各井所需的注水压力值, 根据不同的注水压力需要选用不同的增压泵, 这样可以提高增压泵的工作效率。目前所用的增压泵额定效率都在65%左右, 可以提高效率40%以上。

3.2注水系统整体降压

根据泵压的计算公式和结果可以确定, 管线压降、净扬程降低后, 系统对泵压的需求减少, 这就为降低泵压创造了条件。系统压力需求降低后, 再采用水泵减级、叶轮车削、变频等改变水泵特性措施降低泵压, 同时对压力需求高的注水井必须予以增压方可满足注水要求[3]。由于增压的流量小于降压的流量, 因此可达到节能的目的。这种“大流量降压、小流量增压”的方法也是注水系统节能的基本措施之一。因此, 综合考虑注水系统注水泵性、注水管网压力、注水井注入量和注入压力等影响因素, 以降低系统能耗为目标制定降压2 MPa运行方案, 优化调整注水泵的运行状态, 对于注水量欠注的注水井, 采取局部增压方法解决。

4效果分析

1) 增注泵效率提高。 通过增压泵的选型更换, 增压泵的效率提高了40%。按目前的增压泵输功率30k W计算, 年节电64.7 × 104k Wh, 而按0.681 9 元/k Wh计算, 则年节电费约为44.12 万元。

2) 注水系统整体降压。通过对注水泵降压2 MPa后注水泵压力为16.6 MPa, 流量不变为91 m3/h, 注水泵机组效率为85%, 消耗功率493.7 k W, 节省功率66 k W;按增流量8.93 m3/h、最大压力2.0 MPa、增注泵效率60%计算, 则增注泵消耗功率为8.3 k W, 年节电可达50.5 × 104k Wh, 年节电费约为34.44万元。

5结论

通过系统效率的测试计算, 可以根据能耗分布规律适当采取以下措施, 以提高整体注水系统的效率:

1) 研究注水系统各用能单元的能量平衡分析模型, 找寻能量分布规律, 可以为提高注水系统效率提供强有力的技术数据支持。

2) 针对增压泵机组效率低的现场, 采取“大流量降压、小流量增压”的方法, 是注水系统节能的有效措施之一, 即通过增注泵选型, 实现增压泵与现场实际注水需求合理匹配, 可以达到提升注水系统效率的目的。

3) 针对配水间节流损失较大的注水系统, 通过对注水系统整体降压的节能改造措施, 可以适当地减少配水间的节流损失和管阀的节流损失, 也能达到提高注水系统效率。

摘要：注水系统节能降耗已成为油田降低生产成本的重要研究课题, 而注水设备是节能降耗的关键, 不但要进行提高泵效的研究, 更要把注水设备放在注水系统这个大环境中, 即研究注水泵站分布、合理的注水半径、注水管网直径和走向、单井配注等, 以达到投资最少、注水效果最好、系统效率最高的目标。为此, 借助注水系统能耗分析计算机软件研究注水系统能耗分布规律, 评价出注水系统各环节的能耗、效率、注水单耗状况, 找出系统用能存在的薄弱环节;并提出有针对性的调整改造措施, 以此达到提高整体注水系统效率, 降低油田区块开发成本。

关键词：注水系统,节能降耗,能耗,分布规律,效率,开发成本

参考文献

[1]梁光川, 郑云萍, 彭自学, 等.油田地面注水系统效率分析[J].西南石油学院学报, 2001, 23 (2) :62-65.

[2]丰国斌.油田注水系统节能[J].石油规划设计, 1996 (2) :7-9.