增压泵在油田注水中的应用

油气田地面工程第24卷第10期(2005 10) 17

增压泵在油田注水中的应用

王子刚

(胜利油田纯梁采油厂)

旦建立, 再升压会影响整个系统的运行, 为满足这一部分注水井压力的要求, 必须对其进行辅助增压, 高进高出卧式增压注水电泵正是为满足这一要求而研制开发的高新技术产品, 在纯梁油田应用后, 取得了较好的效果。

2 机组结构、工作原理及主要技术参数

卧式增压注水泵主要由电机系统、高压泵和进出口管汇组成。并采用充油式三相异步电动机, 卧式安装, 引出线通过专用高压密封盒引出, 电机采用可靠的防砂机械密封, 绕组线采用专用耐油耐温绝缘线, 具有优良的耐温等级和绝缘性能, 保证电机可以长期安全运行。泵采用多级高压离心泵。

电机与泵连接, 当高压水经入口通过承压壳体与电机之间的环形空间进入泵体后, 电机通过开关柜供电, 驱动多级泵增压, 由出口排出高压水。

续工艺因素, 如甲醇回收工艺。

(2) 集气站脱水和输气总站脱水的选择。集气站脱水有利于集输系统管理, 输气总站脱水有利于投资控制。长庆气田采用集气站脱水工艺, 实现了干气集输; 而汪家屯气田一直没有采用脱水工艺, 也正常生产了十多年。因此, 在气田内部集输系统是否建设脱水工艺需要研究论证。

(3) 集气系统二氧化碳防腐技术需要研究。根据已完钻或投产气井的天然气组分来看, 或多或少都含有二氧化碳, 而且随着开发时间的延长, 都表现出了增长的趋势, 防腐技术需要完善。在选择防腐方案时, 还需要进行技术经济论证, 如地面设备和管线是采用耐蚀材质, 还是增加腐蚀裕量等。

(4) 生产污水治理技术需要研究。根据国内气田的做法, 将污水注入废弃井, 而在大庆气田还没有实践这种方式。在外围地区, 污水回注地层, 由于地层渗透率低, 注入压力将逐步升高, 注入量有限, 注入井需要经常变动, 这给注入工艺带来了困难。同时, 为了减缓注入压力升高的速度, 污水需要深度处理。

(栏目主持 杨 军)

摘要 随着油田的不断开发, 老油田在注水过程中的地层污染使部分水井的压力不断上升, 因此需要压力更高、更先进的增压设备进行补充注水。本文主要对增压泵的结构、特点、性能以及现场应用效果等情况进行了分析和论述。实践证明, 应用卧式增压注水泵比注水系统整体升压改造节约投资, 可实现利用有限的资金, 提高注水压力。

主题词 增压泵 注水 压力1 概述

油田注水的目的是为了保持油层能量, 目前大多数油田采用大型多级离心泵或柱塞泵通过配套管网注水保持足够的地层压力。由于注水过程中的地层污染使部分水井的压力不断上升, 而注水系统一(3) 单井集气工艺具有适应单井产量高的特点。单井产量高可以使工艺设备具有适中的规模, 如分离器、计量装置等, 技术性能有保证。

(4) 多井集气工艺具有适应井网密度大的特点。多井集气工艺有效控制了地面建设规模, 多口气井集中建站, 减少了处理设备数量, 降低了地面工程投资。同时, 也减少了管理人员数量, 有利于成本控制。

(5) 多井集气工艺具有适应产气温度高的特点。产气温度高有利于在井口节流降压, 使集气压力降低, 如果将井口压力降低到20M Pa , 目前的多井集气工艺技术完全能够保证正常生产的需要。

4 深层天然气集输工艺优选及需要研究的问题

根据以上分析, 单井集气工艺对气井的适应性更强, 是一项稳妥的工艺技术, 非常适合在气田试采初期应用。而多井集气工艺更加侧重降低投资、控制成本, 提高气田的开发效益。因此, 对于将来面临的气田大规模开发, 还需要尝试多井集气工艺。

(1) 加热集气和加药集气的选择。为防止井口到集气站采气管道冻堵, 一般选择管线伴热或管线注醇, 进行加热集输或常温集输。加药集气对气井产水量波动的适应性不强。这两种工艺的选择处,

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纯梁油田在纯化低渗透油田首次应用了高进高出水平增压电泵, 取得了较好的效果。增压电泵主要技术参数如下:

机组型号:ZSDB- -150/650-25k W 额定排量:150m /d额定增压值:6 5MPa 进口压力:30~32M Pa 出口压力:38 5M Pa 泵效:60%泵长度:4 5m 泵级数:128级

3 增压电泵在现场的使用情况及效果(1) 区块基本概况。纯62块位于纯化油田西部, 属于高压低渗透断块油藏, 该块1982年投产, 1987年3月转入注水开发, 1993~1995年加密调整。该块含油面积2 1k m , 地质储量223 10, t 平均渗透率22! 10

-34

2

4

3

因使用的250型井口, 超压运行, 不符合标准, 于9月16日停井待换井口。目前其它三口井注水稳定, 受效情况见表1。

表1 注水井增注效果

措施前

井号

措施内容增压泵

泵压

油压

日注

泵压

油压

日注

(MPa) (MPa) (m3/d)(MPa) (MPa) (m3/d)

C62-11C83-1C84-3合计

30 530 530 5

30 030 030 5

1014024

34 534 534 5

34 034 030 0

852070175

措施后

日增注(m3/d)75670151

增压泵投产使用后, 改善了纯62块中部的注水状况, 地层能量得到补充。如C62-11井对应的一线受效油井C62-12井以油层发育好、厚度大的优势, 最先见到注水效果, 日液由3 3t 上升至4 8, t 油2 7t 上升至4 2, t 增1 5, t 含水16%左右; C62-6井产量也有所上升, C84-3对应的油井C84-5井也见到一定的注水效果。截止10月底共增油126t 。下一步将加强增压电泵的运行管理, 可继续提高纯62块的增注效果。

(5) 实际应用情况分析。卧式增压注水泵通过在纯梁采油厂现场应用后, 发现具有以下特点:∀真正无泄漏, 由于该泵内部采用的是静密封结构, 没有机械密封, 因此该系统是真正的无泄漏系统, 避免了在天气寒冷的季节因漏水结冰而造成的机组故障; #安全可靠, 考虑到管路及岗位工人的安全, 机组的进口和出口都设有压力保护, 并实现自动控制, 避免了因出口压力过高造成的管道爆裂和因供液不足而导致机组损坏; ∃无需泵房, 由于增压注水电泵的电机采用防砂机械密封, 绕组线采用专用耐油耐温绝缘线, 具有优良的耐温和绝缘性能, 在室外露天工作时, 可保证长期正常运行。

4 结语

(1) 应用卧式增压注水泵比注水系统整体升压改造节约投资, 可实现利用有限的资金, 提高注水压力。

(2) 卧式增压注水泵可实现单井增压、多井增压等多种形式的水井增压, 灵活机动。

(3) 卧式增压注水泵在目前的管理情况下需进一步完善自动化保护及监控系统, 真正实现远程监控的目标。

(栏目主持 杨 军)

m , 孔隙度16 4%, 截止

2

目前累积采油45 10, t 采出程度13 5%。

(2) 上增压电泵的理论依据。纯62块有注水井15口, 能够完成配注的有8口, 欠注和注不进的有7口, 占总注水井的46 7%, 严重的欠注造成周围油井供液不足, 动液面测不出。

纯62块高压低渗透的特点决定了该块增注难度比较大, 近几年来, 尽管在部分注水井上采取了酸化等常规增注措施, 但由于地层本身的特点, 使得增注效果不理想, 有效期短。如2001年9月对T81-x22、C83-1两口井酸压增注, 两口井分别日增注水量32m 、10m , 都完不成配注, 且有效期最长的C83-1井只有半年。

对于高压低渗油田的增注, 酸压增注每井次费用平均在20万元以上, 而该增压电泵设备费及安装配套费加在一起也在20万元以上, 这两项措施的费用基本相同。但常规增注有效期最长的也只有半年, 增压电泵按照正常运行2年测算的话, 效益将是常规增注措施的四倍。

(3) 现场使用情况。该增压电泵于2004年8月8日安装在纯62号配水间进口处, 2004年8月30日投产, 运行至今一直正常, 泵进口压力为31MPa , 出口压力为36 5M Pa 。未更换过任何配件, 管理比较方便, 受到一线岗位工人的好评。

(4) 增压注水见效情况。纯23号配水间共有注水井4口, 全部见到注水效果, 其中纯85-4井

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