提高机采注水系统效率务虚会材改文档格式.docx

1、高效节能型电机和节能型控制柜应用较少。电器设备不配套，存在“大马拉小车”的现象：抽油机和配套电机有时选型过大，直接导致电机效率和功率因数的下降。机杆泵的优化设计还没有大的突破：虽然我们采油厂近年来在这方面作了大量工作，但并没有根本性的进展。地面管理与井下管理工作有待于进一步提高：地面管理主要是抽油机的五率（对中率、水平率、润滑率、平衡率和紧固率）标准化管理和地面流程的管理，井下管理主要包括油井参数优化调整、工况的分析诊断、热洗加药、井筒降粘等工作，这些都与系统效率息息相关，因此在提高机采系统管理水平方面我们还需要进一步做工作。2、影响注水系统效率的因素近年来采油厂虽然在注水系统做了大量的工作，

2、但由于整个供注水管网的老化、管线结垢及设备性能下降等原因，整个采油厂注水系统还是呈现效率降低和能耗上升的趋势。目前影响我厂注水系统效率的主要因素是注水泵效低、配水间控制损失大和干线损失大，这三项占总损失的81.16%。配水间阀控损失大同一个油田或区块，由于各井吸水能力和配注不同，因此各井的注水压力也不一样，但注水站来水压力几乎相同，因此需要在配水间采用阀门调节水量，造成配水间人为节流损失，导致注水管网效率偏低。如义二注平均阀控损失高达4.24Mpa，导致整个注水管网效率偏低（46.1%）。注水干线损失大我厂注水系统高压注水干线23条，干线平均压力损失1.72Mpa。主要原因是随转注水井的增多，

3、注水站所辖半径增大，注水干线流量增大，同时由于水质结垢出砂导致管径变细引起干线压力损失增大。如埕三注有注水干线4条，长度8.5公里，最长干线达5公里，辖19座配水间，100口注水井，干线损失高达1.94Mpa 。柱塞泵的泵效低，单耗高我厂有三柱塞泵302台，每天开泵99台，担负着15000m3/d的注水任务，占全厂总注水量的18.7%。目前柱塞泵平均泵效72，单耗高达8.75 Kw.h/m3，存在问题较多。由于大部分三柱塞泵投产于1987年至1990年，存在柱塞泵滑道严重磨损、泵拉杆油封漏油、柱塞泵泵头刺漏、电控部分老化损坏等问题，普遍泵效偏低，单耗高。此外柱塞泵站大多已连续运行十年以上，有2

4、6座泵站的配水间及站内来水流程老化，存在阀门刺漏、关不严等现象，需要更新改造。以上所述是导致注采系统效率偏低的主要原因，也是提高系统效率的潜力所在。二、明年采注系统的主要工作（一）机采系统重点是结合不同区块油藏的特点及油井的具体情况，通过机杆泵优化设计、新型节能设备的推广、井下防偏磨工具的配套及地面设备优化等综合治理措施，最大限度地挖掘机采系统效率的潜力，全面实现机采系统效率的提高。1、继续做好提高系统效率示范区工作今年通过陈庄油田机采系统节能示范区工作的开展，取得了很好的效果，对2004年提高机采系统效率示范区工作提供了借鉴之处。明年要充分利用好管理局的专项资金，抓紧实施呈东油田和义和油田机

5、采系统效率示范区的工作量，争取使呈东油田和义和油田机采系统效率有大幅度提高。呈东油田和义和油田提高机采系统效率示范区项目的主要实施内容：优化机杆泵的设计近年来我厂在优化机杆泵设计上做了不少工作，取得了一定的成效，但并没有大的突破。目前江苏油田技术有限公司研制的“提高有杆泵机采系统效率优化设计软件”，将输入功率根据影响因素进行细化，建立了新的计算输入功率理论体系，发明了以能耗最低为目标的机采参数设计方法，为提高系统效率提供了新思路。经在桩西采油厂应用，效果非常显著。今年在我厂已经实施了14口井，机采系统效率有了明显提高。因此，明年应继续推广应用机采系统效率优化设计软件，开展机杆泵优化设计与地面设

6、备改进工作，实现节能降耗目标。推广应用加重杆技术及防偏磨技术义东油田沾4区由于油稠，下行时杆柱阻力大，杆柱受压较大，合理在泵活塞以上中性点以下配套部分加重杆与扶正器，以调整杆柱中和点，改善杆柱受力结构是常规有效的方法。大81-4块部分井受井身结构、管柱组合、生产参数、井液水力参数等诸多因素影响存在的严重管杆偏磨，明年要以杆管防偏磨设计软件进行优化设计，采取综合配套模式：管柱锚定+扶正加重+底部扶正技术进行治理，主要是合理配套加重杆，推广应用油管锚、新型抗磨副扶正器，改善杆柱受力状况，降低管杆偏磨程度。呈东东区大泵径（大于70mm）油井有84口，随着泵径的增大，采出液流经游动阀的阻力变大，中和点

7、以下的抽油杆容易发生失稳弯曲，故泵活塞以上中性点以下应设计部分加重杆，配套使用扶正装置，以调整杆柱中和点，改善杆柱受力状况，避免管杆偏磨，延长油井免修期。因此明年积极开展油井防偏磨治理，降低管杆偏磨程度程度，提高泵效，是示范区工作的一项重要内容。推广应用井下固体防蜡装置固体清防蜡技术是近几年才兴起的油井清防蜡新工艺，该技术摒弃了以往各种清防蜡措施施工的繁琐和费用较高的缺点，现场施工简单、费用低，有很好的防蜡、降凝、改善原油低温流动性的效果，保证了油井的正常开采。目前临盘采油厂已在近60口油井进行了使用，管理十分方便。大81-4块油井结蜡比较严重，明年可在该块应用部分井下固体防蜡装置，延长洗井周

8、期，降低抽油机负荷。应用稀土永磁电机技术稀土永磁电机近年来在我厂大道理大面积推广，取得了很好的效果。明年要继续推广应用永磁电动机，替代目前在用的普通Y系列电动机，解决因抽油机启动负荷大而配备大功率电机的问题，减少电机自耗电。增上油气混输泵，降低计量站回压义东油田大81-4块回压高，影响了油田的正常生产开发工作，明年要在该块增上油气混输泵，降低计量站回压。实施后可以保证油井资料正常录取，为油水井分析提供准确的依据，降低回压，减少井下泵的漏失，提高泵效，可以减轻机杆泵的负荷，减少机杆泵故障，延长油井免修期，降低油井维护费用，达到节能降耗目的。推广应用节能电泵目前呈东油田东区有电泵55口，由于电泵井

9、耗电量大，影响了电泵采油工艺在我厂的进一步推广。针对埕东油田油层渗透性好、供液能力足的特点，我厂引进小功率低扬程节能电泵机组，在动液面较浅的电泵井上实施上提泵挂降低电机功率配置，将电机功率由原来的55千瓦降为43千瓦或31千瓦，在保证产液量不变的前提下，可大大节约了电能，同时降低电泵井故障率，延长了检泵周期，经济效益显著。明年要继续开展好这项工作。加强技术管理工作提高机采系统效率的技术管理工作主要包括地面管理和井筒管理两方面的工作。在地面管理中，要着重抓好抽油机的五率（对中率、水平率、润滑率、平衡率和紧固率）标准化管理，保证设备运行质量；提高机采地面效率，提高抽油机冲程利用率，尽量采用长冲程、

10、低冲次的参数生产；加强抽油机平衡率的测试和考核：抽油机是否平衡对系统效率影响很大，下步要加强抽油机平衡率的测试调整，并做好相应的考核工作；做好地面流程的管理，通过升温降压、管线掺水等工作，降低井口回压，提高泵效，增加产液量。在井筒管理工作中，要着重做好油井热洗、防蜡、降粘等工作，及时进行泵况分析和参数优化工作，提高井筒管理水平，增加产液量。2、继续推广新型抽油设备针对双驴头机耐用性差的缺点，明年要在继续推广皮带式抽油机的同时，有计划地推广应用缠绕式智能抽油机等节能机型。缠绕式智能抽油机是摩擦换向智能抽油机的改进型，属于非四连杆机构的塔架直接平衡式抽油机，能实现冲程、冲次的无级调节，可以方便、精

11、确地进行调节平衡，运行平稳，节能效果好。今年在大81-23试验一台摩擦换向智能抽油机，能实现大载荷、长冲程运行，满足了长冲程、低冲次的工艺要求，可有效改善抽油系统的运行状况，降低吨液能耗，经济效益明显。3、优化稠油生产模式，降低稠油开采成本我厂稠油井较多，主要采用电热杆、油管加热等电加热降粘抽稠工艺，为我厂稠油油藏的有效动用、长停井的恢复发挥了巨大的作用。但这些采油工艺耗电量多、维护费用大，稠油开采成本非常高。明年我厂要积极探索稠油开采新工艺，优化稠油生产模式，采用常规抽稠、井筒加药降粘、空心杆泵上掺水等工艺，减少电热杆生产井的数量，降低稠油开采成本，同时保证稠油区块的有效动用。4、强化控水稳

12、油工作，降低产液量油田开发中后期，大幅提液成为保证产量稳定的重要手段，但同时也给地面系统带来了很大的压力，并大量增加开采成本。目前我厂呈东方向和义和方向油田污水采出量很大，虽然开了相当一部分处理污水井，甚至部分正常生产井超注，但仅能满足生产需要，地面系统压力仍然很大，稍有波动，就出现污水告急，同时增加开采成本，影响了油田注采平衡。明年要加大注采结构调整力度，减少低效和无效注采循环，控制注采总水量，降低注采成本。（二）注水系统明年注水系统的工作重点是通过实施注水站节能改造、注水管网优化调整、采用变频调控技术优化注水运行参数等工作，提高注水系统运行效率，降低生产运行成本。1、抓紧实施埕东油田注水系

13、统优化改造工程埕东注水系统存在注水量分布与注水站布局及设备配置不匹配、注水管网管损大、注水干线布局不合理、阀控压力损失较大等突出问题，造成注水系统效率低下，因此必须通过调整注水站格局、优化注水管网来降低系统压力和配水间阀控损失，提高呈东油田注水管网效率，达到节能降耗的目的。该优化改造工程的基本思路是通过采用高、低压分区注水，将整个注水系统按注水压力划分为低压区和高压区两个独立的注水系统运行，同时更换合适扬程、排量的注水泵，对泵站注水泵的运行进行重新调整与配置，实现呈东注水系统效率的提高。该项目整体预算投资993万元，实施后年可节约电费870万元，目前该方案已列入四季度计划，明年将尽快组织实施。

14、2、义和注水系统提高效率示范区工程义和注水系统（包括义一注、义二注和义南站）主要存在问题是：供注能力不匹配，造成注水系统效率低、能耗大目前义和方向注水6450m3/d左右，其中义一注义南站注水系统注水量4458m3/d（供水能力3580-6460m3/d），义二注注水量1992m3/d（供水能力2880m3/d）。由于供注不匹配造成泵阀损失大，目前系统泵干压差为2.1Mpa，导致了能量大量浪费、注水系统效率低。目前义和注水系统注水站内效率53.8%，注水管网效率73.8%，注水系统综合效率39.9%，远远低于有限公司要求的54%的指标。义南注设备老化、注水能力严重不足，导致污水返输，造成能量浪

15、费义南注的柱塞泵98年投产时使用的就是修复泵，现已严重老化磨损，每台泵平均运转达2万小时，已进入高故障期，注水泵效率只有78.7%（额定泵效85%），注水站的能力仅达到原设计能力37.8%，每天日注水平仅600方左右。再加上邵家油田污水含砂量高，加剧了泵头的磨损，造成注水泵效率下降快，每台泵年更换泵头一台，小修不断，该站年维修费用高达20万元。义南站液量来自于邵家油田，目前日液水平3589吨，日油水平196吨，日产水3393吨；注水系统内日注水平1654m3（其中正常注水189m3，处理污水井4口，日处理污水1465m3/d）。但由于义南注水站实际注水能力小，每天仅600m3左右，远远不能满足

16、邵家油田注水和处理污水的要求，只能将多余的污水输送到距义南站十几公里外的义和联合站,然后由义和联合站分离脱水供给义一注，再由义一注将高压水输送至邵家油田，日供水约1100m3。这样由于义一注注水半径过大，管网压力损失高达3.0-4.0MPa，管网效率只有68.2%，导致注水能耗上升，而污水返输又直接导致能量大量浪费。污水处理系统的沉砂、除砂能力差由于义南污水悬浮固体含量高达151mg/l（邵家油田注水水质标准要求10mg/l），悬浮物粒径中值达10.4m（注水水质标准要求4m），致使注水泵及后续的流程、水表、注水井的工况变差，故障频繁。根据义和注水系统目前的现状及油田生产的要求，通过充分的分析

17、论证，我们提出了自注水站到注水单井的综合治理方案，以优化系统结构、提高自控水平、降低注水成本，实现义和注水系统的高效运行。主要改造思路是通过合理划分注水区块，将义一注和义南注的注水系统分开，使之成为各自独立的系统，义一注不再向邵家油田返输高压污水；义南站实施站内改造，使义南注注水能力与目前的实际需要相匹配，减少义南站外输量；以减少管线水力损失为目的，对外部管网进行调整改造；通过注水泵减级降低泵干压差，减少能耗，最终提高注水系统效率。该项目预算总投资758万元，预计实施后年可产生经济效益219万元，该方案已基本通过有限公司的审核，预计明年初将下达专项资金，资金下达后将尽快落实工作量，争取早一天完

18、成，早一天见到效益。3、高压注水泵站的恒压注水技术针对渤南、大北等低渗透油田地层渗透性差，注水井吸水差异大，超、欠注较多的状况，继续在柱塞泵站推广应用恒压变频注水技术，解决注水井欠注、超注矛盾，延长了注水时间，提高注水符合率，减少高压下频繁开停，实现节能降耗目标。（三）地面系统明年地面系统的主要工作是分析目前地面系统存在的主要矛盾，充分发掘地面系统的潜力点，对地面系统进行合理优化调整，降低管网运行费用。2002年和2003年我厂分别对罗家油田和英雄滩油田的地面管网流程进行了优化改造，实施后大大简化了管网流程，减少了维护费用，方便了生产管理，取得了良好的经济效益。2004年要积极做好地面系统改造

19、的可行性研究，大力争取有限公司的投资，进一步改善采油厂地面流程管网的状况，降低地面系统的运行费用，提高油田生产经营效益。1、由于河口采油厂投入开发较早，很多计量站及配水间建于七、八十年代，已运行二十年以上，由于我厂油区大多地处滩海，长期受潮汐、盐碱的影响，站内设施及管网流程腐蚀严重，计量站、配水间老化破损严重，穿孔频繁；同时还有相当一部分是撬装式计量站，铁皮腐蚀严重，房体变形裂缝门窗掉落，已无法遮风挡雨，已危及安全生产和设备管理工作。近年来已经从有限公司争取资金，改造了二十多座计量站和配水间，但远远没有解决存在的困难，目前急待进行更新改造的计量站（配水间）仍有80多座，因此明年必须大量争取有限

20、公司投资，力争完成20座计量站（配水间）的改造工作。2、我厂的飞雁滩、英雄滩和大北等油田地处滩海，自然条件恶劣，经常遭受潮水袭击，地面基础设施破坏严重，设备流程腐蚀较快，虽然每年都投入不少资金进行地面工程的维护，但历经多年开发后，目前油田公路、管网、井台、线杆、油井基础等设施已损坏严重，如不进行大规模的维护改造，对明年的油田开发生产将面临很大的困难。明年要大力争取有限公司投资，对滩海油田的公路、管网、井台、线杆、油井基础等设施进行维护，改善基础设施的落后状况，保证油田开发工作的正常进行。3、渤南油田南片采油管网更新改造：渤南油田南片目前共计量站42座，目前开油井221口，日产液量4000m3/

21、d，日油1000t/d，在用输油干线包括325管线3km，273管线4km，219管线26km，159管线10km，这些流程大部分投产于80年代初期，老化腐蚀严重，经常发生破损泄露事故，造成严重的经济损失和环境污染，严重影响了采油系统效率和注水系统效率，成为影响油田稳定发展的主要因素。其中9区渤三站273管线、5区渤三站219干线老化最为严重，刺漏频繁，加上去年以来该区受地方大规模的农业开发影响，渤南十区3#站外输及高低压注水干线目前已被完全挖出，裸漏在老百姓鱼池当中，形成了严重的环境污染隐患。明年要积极争取资金改善渤南油田南片集输系统的工艺状况，确保系统的平稳运行，减少环境污染及相关工农赔偿费用。