注聚工艺改造

油气田地面工程第29卷第5期(2010.5)doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2010.05.030注聚工艺改造段秋红王瑞杰(河南油田采油一厂)摘要:简迷了河南油田注聚系统地面设层压力16.49MPa,原油黏度6.5mPa·s。备及工艺流程,针对注聚工艺目前存在的主双河油田聚合物驱地面L程担负着双河Ⅲ油要问題,采取如下措施:对母液供液系统进组、双河北块Ⅳ1-3单元、双河V上单元及双河行工艺改造、对注聚泵的液力端进行改造、Ⅵ上单元的聚合物母液配置和注入。注聚工艺采用进行了油套分层注聚和井口分压注聚工艺的清水配制污水混配、集中配制、分散注入的工艺。研究与应用等。这些配套技术的研究与现场利用清水厂提供脱氧清水,分别在I号注聚站、3应用,取得了很好的效果。该油田形成了在号注聚站配制母液。经熟化后输送各注聚站,由注国内领先的特色注聚技术,即分层分压注聚、聚泵升压后,于各注聚站高压污水混配稀释注入井口活动升压注聚和井口自动控制注聚。整个系统采用密闭输送。分散部分共有PDU60关键词:注聚系统;工艺;改造措施;5000/0.4设备4台,日配制5000ppm母液能力母液供液系统4800m3;外输使用螺杆泵;注聚泵使用三柱塞泵。聚合物溶液配制及注入过程可分为:分散、熟目前河南双河油田注聚过程暴露出层间差异化、转液、储存、外输、混配及注入等儿个过程大、注入压力高、注聚泵达不到配注等难题。针对该油田注聚工艺、设备的现状、存在的问题和注聚2注聚工艺目前存在的主要问题过程中方案调幣的要求,开展了注聚配套工艺技术(1)注聚泵故障频繁。双河Ⅲ油组自2007年的研究攻关,取得∫较好效果7月投产以来,注聚泵频繁出现泵头裂、连杆断、1注聚系统地面设备及工艺流程十字头瓦和曲轴瓦坏、油封漏等质量问题。据统计,2008年8~10月,双河Ⅲ油组注聚泵运行只双河油田现有Ⅲ油组和北块Ⅳ1-3两个注聚有97.42%,注聚泵故障维修128次,累计影响注区块。双河Ⅲ油组位于双河油田南部鼻状构造倾伏聚量1568m3,其中大部分是由于液力端故障引起端的②号断层北部,属于构造岩性油藏,储层砂体的,注聚泵液力端结构不合理,造成注聚泵运行中为扇三角洲沉积;北块Ⅳ1-3层系位于泌阳凹陷故障多,注聚时率低,影响整个区块的止常注人。西南斜坡双河鼻状构造带①号正断层以北地区,为(2)层间物性差异大造成吸水剖面不均匀。由一由东南向西北上倾尖灭且受鼻状构造控制的岩性于双河Ⅲ油组、北块Ⅳ1-3单元层间、层内非均油藏,属典型的湖盆陡坡型扇三角洲沉积,含油面质严重,特别是层内非均质性更为突出,从而导致积8.23km2,聚驱控制地质储量791.75×104t,层间、层内干扰严重,吸水剖面极不均匀。同位素地层孔隙度19.2%,渗透率为0.63μm2,油层埋吸水资料表明,Ⅲ油组吸水状况两极分化,56.7%深为1568~1760m,油层温度79.6℃,原始地的厚度吸水差或不吸水,29.8%的厚度吸水极好干燥,避免管道内腐蚀和水化物冻堵。度传感器,单井计量采用孔板流量计,大口径输气3)在生产管理上,首先实现数据自动采集,管道采用超声波流量计。另外,通过RTU远程控然后逐步实现自动化控制,实现集气站无人职守,制终端应该实现远距离监视气井和计量站的应急关由工作人员巡回对气井、集气站进行维护、检査。閉和火炬燃烧系统,保护环境和系统安全气井生产监控与计量自动化系统由现场仪表、计量(4)研究应用气井、站、管网集输优化设计软站可编程控制器(PLC)与无线远程终端RTU构件,在新建气井工程中,根据现有的集输管网和气成的 SCADA系统,气井、计量站通过RTU进行并分中国煤化工度径组合和集气站测控管理,从而能够及时掌握单井产量、产液量、位置CNMHG低压力、温度和含水率等参数。在仪表选用上,应选用智能化的井底永久压力计、井口油压、套压、温栏目主持张秀丽)油气田地面工程第29卷第5期(2010.5)北块Ⅳ1-3单元88层121.4m的砂厚不吸水,61阀和智能混配比对低压力注入层进行流量控制,使层139.1m的砂厚吸水状况差,还有116层217.2m油层和套管层在不同的注入压力下注聚。其中双的砂厚吸水极好。吸水剖面不均匀导致层问动用差河Ⅲ油组分注8口,8个吸水差或不吸的层总吸水量异大,中低渗透层潜力难以发挥,影响聚驱效果。由37m3/d上升到440m3/d,日增注403m3。北块(3)调剖、注聚造成部分井注入压力高。由于Ⅳ1-3单元分注9口,9个吸水差或不吸的层总吸地层物性差异大,为了提高中低滲透层动用程度,水量由100m/d上升到536m3/d,日增注436m3。提髙注聚波及体积,注聚前对双河Ⅲ油组13口井、对泌54井套管层进行井口活动增注,使套管层注北块Ⅳ1一3单元35口井进行了整体调驱,调驱强压力提升了0.9MPa,日增注量52m3,累计增度和深度较大;6口井调剖或调剖后注聚压力尚甚注0.56×104m3,解决了套管层压力高欠注的问至注不进,欠注量415m/d;T477和K422调剖题。油套分注17口井,17个吸水差或不吸水层日过程中压力上升快,注入压力高无法冉继续调剖。增注水量839m3。泌54井井口活动增注套管实现除上述问题之外,还仔在注聚工艺中注水管线尺寸了油套分压注聚,日增注水量52m3,累计增注小、注聚泵排量达不到要求、增注系统能力不足等0.56×104m3,提高了屮低渗透层注入量问题此外,还进行了污水系统工艺优化、增压系统3主要措施与效果工艺优化改造工作。如2008年10月26日将39号计量站25MPa300m3/d闲置增注泵迁移至注聚(1)对母液供液系统进行工艺改造。通过论4站,与注聚4“站原来2台25MPa150m3/d增证,只有提升注聚泵母液进口压力,才能保证注聚注泵并联同时启用,使25MPa的系统能力由150泵容积效率。因此,2008年11月对母液供给流程m3/d上升到600m3/d。将T308、3113、J3108进行改造,铺设了母液超越流程,实现了外输泵至K315从20MPa系统调入25MPa系统进行增注注聚泵供液目标。使4口井均达到配注要求。通过增压系统优化,4(2)对注聚泵的液力端进行改造。经过分析论口井日增注167m3,累计增注量1.6×10m,减证,注聚泵液力端结构不合理导致的故障,主要是少4个欠注层。再如利用活动增注泵,陆续对井口由于阀套错位变形、阀芯阀座配合不严、阀座与缸注入压力高欠注的6口井实施井口活动增注,对调壁密封圈坏、阀簧疲劳断裂等原因引起的,因此制剖过程中压力上升快的T477和K422井井口活动定了注聚泉液力端改造方案(见表1)。通过这4·增注降压,通过井口活动增压泵增注,6口欠注井个方面的改造,注聚泵液力端故障大大减少,与去日增注469m3,累计增注量8.4×104m3/d,减少欠年同期对比运行时率达到9.1%。并且由于注聚注层6个。通过上述措施一是解决了注入压力高欠泵液力端内漏减少,注聚泵黏度剪切率由858%注的问题,二是解决了调剖造成近井地带堵塞后的降低到3.05%,降低了5.53%。欠注问题,保证后期注聚的继续进行。这些措施的表1液力端故障处理方案实施,仅井口升压活动增注技术的研究与应用,年故障原因具体措施创效益963.7万元,投入产出比达到了1:3.78。阀套错位变形增加阀套导流由三孔流道改为两消除错位变孔沿强度,消除孔流道,攴撑面积增形4结语阀组交变蠕动大阀芯阀坐配合參照KD泵技阀孔由O42mm缩减少芯座密(1)通过注聚配套工艺技术研究和应用,河南不严术缩小阀芯阀小为025mm;阀芯封面漏失油田不仅解决了注聚工艺及设备上存在的问题,而座密封面积改为陶瓷材质且解决了注聚堵塞、层间差异大造成的欠注难题阀座与缸壁密采用双密封圈在阀座上再车一道加强抗搓性封圈坏密封楠,用双密封和密封性形成了在国内领先的特色注聚技术,即分层分压注阀簧疲劳断裂参照KD泵选选择试验优化选用增加使用寿聚、井口活动升压注聚和井口自动挖制注聚择弹簧(2)对于调剖深度较小、近井地带堵塞的井(3)进行了油套分层注聚和井口分压注聚工艺目前最有效方法是井口活动增注;对于调剖深度较的研究与应用。为了改善层间矛盾和主力层内动用大、状况,提高聚合物驱波及效率,挖掘剩余油潜力中国煤化工攻关注井,油套分层通过优选井号,对456、J3114、K405、K447等17分压CNMHG而且效果较好口层间差异大的注聚井进行油套分注,井下采用高温高压封隔器分两个注聚层段,井口用低剪切调节(栏目主持张秀丽)