高含水油井计量现状及改进意见
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着石油资源的不断开发利用，造成了石油资源的开采量不断增加。
在当前的石油资源的开发利用过程中，东部的石油资源已经发展道路高含水的时期，在一定程度上限制了石油资源的合理开发。
本文结合石油地质工程中高含水器油田注水开发的现状进行分析，提出具體的改善措施。
标签：石油地质工程;高含水期;油田注水开发;改善措施前言：在石油资源不断应用于生活中方法面面的现状相比，石油的开采量不断增大。
但是我国石油开采的技术还存在一定的问题，限制了石油开采效率的提升。
为了保障石油资源的和离开才使用，要不断对石油地质工程的施工质量进行充分的分析，真正提高石油资源的使用效率。
一、石油开发过程中油层的全面认识（一）综合分析储层的特点在进行石油开采的过程中，首先要对石油储层的沉积情况进行全面综合的分析。
在以往的石油开采过程中，会使用沉积相的方式对油田展开全面的综合分析，进而制定出具体的开采方案，保证开采工作的顺利开展。
在沉积情况发生下的储油层中，水分的流动也表示着水流的能量大小，一般情况下，水分的流动能力较弱，则水流的能量较小，水分的流动能力较强，则水流的能量较大。
比如，在实践开采的过程中，如果水分的流动能力较强，水流的能量比较大的情况下，是会出现沉积现象的，但是沉积物发生的过程中，会产生少量的水泥混合物，此时的渗透性在储层中的表现比较明显，油田的开采量会更大。
而在相反的情况下，如果水流的速度较弱，则水流中的能量也会更小，在产生水泥混合物的过程中，渗透性相对会比较差，这时候储层中是有的开采量会相对较少。
除了这两种情况之外，还存在部分地区存在波浪的作用，而在水流中产生波浪的现象会造成水泥混合杂物的数量更少，渗透性相比较更大，而在这种地区的石油储层中，进行石油开采的储量更大。
因此，在进行不同地区的开采过程中，要根据具体的情况进行，不能盲目。
（二）全面分析油层的构造在不同的地区，由于受到不同地质情况的影响，油田油层的形成时间也是不同的，因此油田的油层构造是不同的。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着十几年的开采，我国许多油田的含水率逐渐上升，高含水期油田的注水开发难度和复杂程度也逐渐加大。
面对这种情况，石油地质工程领域需要采取一系列措施，来解决高含水期油田注水开发中遇到的问题，实现注水开发质量的提高。
1、加强原油分析与预测针对高含水期油田，应该提高对原油含水情况的分析和预测能力。
首先应该建立准确的地质模型，并充分使用实验室验证结果来校正预测模型。
对于注水井，利用测井工具来检测水位和分层情况，有针对性地确定注水层位和注水量，避免出现因注水量过多导致砂岩渗透率下降，甚至使油井无法正常产油的情况。
2、加强监测和调控对于高含水期油田的注水开发，监测和调控是关键。
需要建立完善的监测体系，及时发现和掌握注水情况，及时进行调整和补救，降低对油气开采的不利影响。
在监测和调控方面，应该采用现代化、智能化、信息化的技术手段，提高控制效率和操作的精度。
3、提高注水质量高含水期油田注水开发中，应该提高注水质量，包括水的处理、运输、储存、注入等。
在注水前需要对水进行化验和分析，确定水的成分、含量和质量指标，同时对其进行处理和调节，使之达到注水的要求。
在注入过程中，应该通过注水压力、注水流量和注水时间等方面的调节，使得注入的水在地层内有效分散，起到压裂和增加油层渗透率的作用，提高注水开发的效果。
4、加强注水井的完善设计和管理对于高含水期油田的注水开发，注水井的设计和管理非常重要。
在设计注水井时，需要注意井的深度、井径、完井方式和井段数量等因素，尤其是在渗透率较差的地层中，需要通过增加注水井的数量和井段数量，来增加地层的受压面积，提高注水的效果。
在注水井的管理方面，需要妥善处理好注水井的维护和维修，及时发现和处理井环破裂、注水成本过高等问题，确保注水开发的高效进行。
5、综合应用多种增油技术在高含水期油田注水开发中，除了注水外，还应该综合应用多种增油技术，如压裂、聚合物驱油等，来提高油层的渗透率和采油率，加速油层的产出。
油田计量管理现状与改进措施分析
油田计量管理现状与改进措施分析摘要：油田计量管理是石油开采过程中的重要工作内容，在现场环境条件恶劣、原油生产单位分布面积广、范围大的背景下加强对油田计量管理已经成为今后人们提升石油开采水平的重要措施。
当前油田计量管理过程中还存在着不少问题，为了能够有效提升管理水平就必须要采取措施来解决这些问题。
本文将重点探讨当前油田计量管理现状和问题并采取专门措施来解决这些问题。
关键词：油田；计量管理；管理网络计量管理对于一个企业而言具有非常重要的意义，企业要想实现自身利益就必须要高度重视计量工作。
对于油田企业而言计量管理工作直接影响着企业自身的经济效益和开采情况，对于企业核心竞争力的形成也会造成一定影响。
在石油行业面临形势日趋复杂的背景下加强石油企业计量管理有责非常重要的现实意义。
一、油田计量管理现状油田计量管理是一项非常复杂的工作，在实际计量过程中会涉及诸多因素，要想实现高水平的计量管理是有一定难度的。
从当前实际情况来看油田计量管理存在着不少问题，具体而言表现在以下几个方面：（一）组织机构不完善。
油田计量管理能否顺利实现关键在于组织机构是否完善，组织机构一旦不完善就会影响到计量管理水平。
当前组织机构的问题在油田计量管理过程中表现的是非常典型的。
管理职能弱化、仪器设备配备不足、计量数据可靠性得不到重视是当前表现比较突出的问题。
从管理职能上来看当前在实际管理过程中往往把计量管理职能放到了二级单位的技术监督中心当中，而在实际管理过程中则是以三级单位来代行二级计量管理职能，这样就会存在管理职能弱化的问题。
有些单位机构不明确，对于计算管理岗位自身的职责划分不明确，这样就会导致管理不到位、责任不清晰。
这样就必然会对整个工作造成影响。
从实验仪器配备情况来看，当前实验仪器配备是严重不足的，受资金限制当前实验室设备老化、超期服役的现象还是非常严重的。
检测设备长期的不到更新维护，这样必然会影响到检测数据的准确性，也会对检测技术的提升形成限制，这是不利于提升计量管理水平的。
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施石油地质工程中的高含水期油田注水开发是目前油田开发中常用的一种技术手段。
在高含水期油田中，由于含水饱和度的增加和原始油田压力的降低，使得原始油的开采变得困难和成本增加。
注水开发成为一种有效的方式来提高原油开采率。
在高含水期油田注水开发中，需要采取一些改善措施来提高油田开采效率。
以下是一些可能的改善措施：1.注水井布置优化：通过合理布置注水井，可以提高水的注入效率。
注水井的布置应考虑到油层的渗透性和注水带的延展性，以最大限度地提高注水井的效果。
2.控制水质和水量：注水井的注水量和水质应控制在适当的范围内。
注水量过大会导致注水井周围的含水层的压力过大，从而降低了原油的采收率。
水质过差会导致油井堵塞，同样也会降低采收率。
3.注水井的防堵措施：采取一些防堵措施，可以防止油井在注水过程中发生堵塞。
常用的防堵措施包括注水井后期堵塞剂的定期投放和井筒管壁的清洗。
4.水驱效果的评价：通过对水驱效果的评价，可以了解到油层中水的分布情况和注入效果。
通过合理的评价结果，可以调整注水井的布置和注水量，进一步提高油田开采效率。
5.提高油井压裂技术：通过油井压裂技术，可以增加油井的渗透性，提高原油的开采效率。
在高含水期油田中采用油井压裂技术，可以将注入的水和原油进行有效混合，使原油更易于开采。
高含水期油田注水开发改善措施可以通过优化注水井的布置、控制注水水量和水质、采取防堵措施、评价水驱效果和提高油井压裂技术等方式来提高开采效率。
这些改善措施可以有效地降低油田开采的成本，并提高原油的采收率，从而为石油地质工程的发展做出贡献。
加强油井管理减小计量误差
加强油井管理减小计量误差摘要：计量是采油厂一项重要的基础技术工作，计量结果准确可靠是提高油水井管理水平的关键，同时也是下步措施挖潜的前提保证。
文章通过对计量器具的工作原理分析指出造成井口计量误差较大的种种因素，并提出一系列切实可行的建议和措施，这对搞好注采平衡、提高措施有效率、实现增储稳产等工作都将起到重要的指导作用。
关键词：计量；误差；管理由于油田进入中高含水期，油井含水率高且波动较大，采用人工化验含水率的方法造成原油计量误差大。
从计量的结果来看，井口液量、油量误差均在20%以上，这给正常的产量分析、措施运行和生产管理都带来了严重影响。
对此，技术人员进行了大量的调查研究，现场实验，制定出一套完整的综合治理方案。
主要从量油设备、取样操作、分离器标定、含水化验及制度完善等方面入手，找漏洞，查原因，开展科研攻关。
通过采取一系列行之有效的技术措施和管理办法，使井口液量误差由23%降到5%以下；油量误差由25%降到8%以下。
一、油井计量现状与存在问题（一）计量现状目前东辛采油厂采用的油气分离器主要有立、卧式两相分离器；计量方式主要采用玻璃管量油和流量计量油；采用智能涡轮测气仪测气；采用人工取样化验含水率。
（二）计量器具的工作原理及主要存在问题1、量油器具现状及存在的问题量油器具分为玻璃管量油和流量计量油。
玻璃管量油是利用连通器的原理，通过测量分离器内液面升高的时间多少，经过计算单位时间内流进分离器内液体多少，即可得油井日产量。
其优点是操作简单、直观，维修方便，经久耐用。
在液量较低时能够满足生产需要，而且计量准确度较高，但是相对液量高的油井，由于计量时间短，只有8分钟左右，对计量结果造成较大误差。
流量计量油主要应用的是椭圆齿轮流量计和腰轮流量计（罗茨流量计）。
椭圆齿轮流量计是在固定的壳体内有一对互相啮合的椭圆齿轮，在流体的入口和出口之间的压差作用下，推动椭圆齿轮旋轮，通过齿轮的旋转，不断地将充满在齿轮与壳體之间的定体积流体排出，并由齿轮的转数计算出流量的数值。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着全球对能源需求的不断增长，石油资源的开发利用变得愈发重要。
随着油田生产的不断开发，油田中的原油开采率也逐渐下降，伴随而来的是高含水期油田注水开发的挑战。
高含水期油田注水开发难题背后隐藏着许多技术和工程问题，需要通过改善措施来解决。
本文将对高含水期油田注水开发的改善措施进行分析，为石油地质工程中的注水开发提供参考。
一、高含水期油田注水开发的现状分析高含水期油田是指原油含水率较高的油田。
随着原油开采的进行，油田中的水含量逐渐增加，导致原油含水率升高，使得原油开采难度增大。
在这种情况下，注水开发成为一种常见的开采方式，通过注入水来提高油藏压力和原油采收率。
高含水期油田注水开发面临的问题也愈发凸显，主要包括以下几个方面：1. 油水分离难度增大：高含水期油田中，原油和水的混合程度较高，导致注水开发过程中油水分离难度增大，降低了原油采收率。
2. 油藏改造效果不佳：对于高含水期油田，进行油藏改造以提高注水开发效果是一种常见手段。
由于含水率高和地质条件限制等因素，油藏改造效果不佳，注水开发效果难以达到预期。
3. 油水控制困难：在高含水期油田开发中，油水控制是开采过程中的一个关键环节。
由于注水开发过程中的复杂变化，控制油水比例成为一个难题，影响了注水开发效果。
二、改善措施分析针对高含水期油田注水开发的问题，需要采取一系列的改善措施来提高开采效率和原油采收率。
以下是针对高含水期油田注水开发的改善措施分析：1. 加强地质勘探，优化注水井布局在高含水期油田注水开发过程中，地质勘探是十分重要的。
通过加强地质勘探，优化注水井布局，可以更好地了解油田地质构造和含水层分布情况，为注水开发提供更为准确的地质数据和布局方案，提高注水开发的效率和采收率。
2. 提高油水分离技术，改善油水分离效果针对高含水期油田注水开发中的油水分离难题，需要提高油水分离技术，改善油水分离效果。
通过引进新型油水分离设备和技术，加强油水分离过程的控制和管理，提高原油采收率，降低水含量，达到更高的开采效率。
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施随着石油资源的日益枯竭和需求的不断增加，高含水期油田注水开发成为保障石油产业稳步发展的一项重要工作。
然而，当前高含水期油田注水开发仍然存在一些问题，例如注水效果不佳、注水量难以控制、生产压力下降等问题。
因此，本文将从技术和管理两方面探讨石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施。
一、技术方面的改善措施（一）合理选址高含水期油田注水开发的成功与否与选址有很大关系。
因此，在选址时需要综合考虑井位的地质构造、地层条件、含水层特征等因素，确保注水井与产油井之间的距离适中，注水井与含水层位置相匹配，能够达到最佳注水效果。
（二）选用合适的注水井类型目前，常用的注水井类型主要包括水平井、直井、马蹄形井等。
在高含水期油田注水开发中，应根据不同的地质条件和水层特性选用合适的注水井类型。
例如，含水层距离产油井较远的情况下，可选用水平井注水，提高水平井与含水层的接触面积，增加注水量。
而距离产油井较近的情况下，则应选用直井注水。
（三）注水流量控制高含水期油田注水开发中，注水流量过小则难以达到预期效果，注水流量过大则容易导致油田水淹。
因此，在注水过程中需要控制注水流量，确保注水量达到最佳水平。
在控制注水流量时，可采用电子流量计、压力传感器等技术手段，实现实时监测和调整注水流量。
（四）合理调整注水压力注水压力是影响注水效果的重要因素之一。
在高含水期油田注水开发中，应根据井底压力、地层水平渗透性等情况合理调整注水压力，避免出现过高或过低的注水压力。
当井底压力低于地层水平渗透自然流动压力时，应采用起动注水方式，逐渐增加注水压力，提高井底压力，改善水驱效果。
（一）加强沉积学研究注水开发中的油田沉积学研究对优化注水质量、提高注水效果至关重要。
因此，需要加强对油田地质和沉积学特征的深入研究和探索，充分了解油层结构和矿体分布等情况，为注水开发提供可靠的理论支撑和技术保障。
（二）优化设备管理优化设备管理是提高注水开发效果的关键。
高含水油井计量现状及改进意见
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高含水油 井计量现 状及 改进 意见
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高含水油井计量现状及改进意见
葛林文;魏峰;唐伟
【摘要】As the exploration of Island Oilfield is entering the high-water stage, the fluctuations of oil production liquid volume is large, and liquid production has no law, and there is phenomenon of intermittent fluid production in low fluid volume oil well, and the length of time interval is varying, which all increase more difficulty of oil measurement. In face of the new challenges to the measurement in high water stage, the technological transformation of the measurement of wells must he done in order to improve measurement accuracy. The application and practice of a large number of on-site measurement transformation proved that improving the measurement accuracy of crude oil and using continuous and prolonged measurement are high-ffertive measures for measurement of water wells.%随着孤岛油田开采进入高含水阶段,油井产液量波动较大,且产液量没有规律,低液量油井还存在间歇产液现象,间歇时间长短不一,增加了油井计量的难度.面对孤岛油田高含水期对油井计量提出新的挑战,必须对油井计量进行技术改造才能提高原油计量准确度.通过大量现场计量改造的应用和实践证明:提高原油计量准确度、采用连续和长时间的计量是针对高含水油井计量的有效措施.
【期刊名称】《价值工程》
【年(卷),期】2012(031)001
【总页数】1页(P41)
【关键词】高含水;计量;应用
【作者】葛林文;魏峰;唐伟
【作者单位】胜利油田孤岛采油厂,东营257231;胜利油田孤岛采油厂,东营257231;胜利油田孤岛采油厂,东营257231
【正文语种】中文
【中图分类】P407.22
1 计量现状及存在问题
注采管理401站管理着位于孤岛油田西区、西区馆5-6稠油、南区馆5-6稠油、
渤61等6个开发单元上的136口油水井。
总井46口，开井44口，其中西1-8
站现有油井6口，平均日产液量627.9t/d，平均日产油50.0t/d，综合含水率在90%以上。
由于注采管理401站所管辖的区块以西区后续水区为主，综合含水率
较高，计量波动性较大，影响计量的准确度。
西1-8计量站一直采用两相油气分
离器计量，是利用“U”型管的原理在计量房内通过立式两相分离器配套TM卡进行单井计量，TM卡可自动记录量油时间。
由于高含水油井存在含砂量和杂质较高，容易造成TM计量系统的磁翻转液位计里浮子卡阻，加快计量仪表的磨损，影响
计量仪器的耐用性及准确性。
同时，计量采用三天量一次油的量油方式，难以代表油井的实际产量。
2 改进计量方式及应用效果
针对高含水油井计量存在的弊端，同时，为了更及时掌握各油井的原油和天然气的日产量，需要连续计量油井的液量和天然气产量。
2008年9月，孤岛采油厂在西
1-8计量站安装使用了XDY多井式油气计量装置（圆形多井式计量装置），该计
量装置使用实现了精准、连续长时间计量的目的。
2.1 系统结构组成系统包括圆型分配器、总线、切断阀(截止阀)、总干线、分干线及单井立式切向油气分离计量装置等构成。
2.2 系统工作原理圆型分配器构成及原理：设有总管、分管与旋转式中心分管。
旋转中心分管旋转轴可将中心分管与各分干线单独导通，使单井计量装置与单独分干线形成同一密闭通道，实现单井油气计量功能。
单井计量一定时间后，PLC控
制中心记录单井瞬时流量与累计流量，完成单井计量。
然后PLC发指令执行器自
动转入下一口井进行油气计量。
利用该系统与单井式油气计量器结合实现多井式油气全自动计量及数据存储、远传、报警等功能。
2.3 仪器技术特点
①计量的范围较大。
多井式油气计量装置对单井产液量的测量范围为2～
720m3/d。
②连续和长时间计量，提高了单井计量的准确性。
③计量的精度较高。
计量范围内计量精度不大于±3%，适用于无伴生气油井。
④该装置占地面积小，
操作方便，无人值守，橇装化的优点，能根据用户需要，实现单井油气量自动远传与报警。
2.4 应用情况及效果 2010年9月，我们在西1-8计量站安装应用了多井式油气计量装置，改变了以往采用两相分离器计量的方式，对该站所辖6口油井进行可视
化微机计量。
安装后，及时进行计量数据对比，发现该装置计量数据与采用两相分离器计量的数据相差较大，如表1所示。
在表1的液量对比数据表中可以看出，该站6口油井
的日产液量和与之前使用两相分离器计量对比减少了4.1t。
为了进一步确定该装置是否精确，我们对该站随意抽取了两口油井，采用计量车进行了标定计量。
通过表2数据表看出，随意抽取的两口井标定误差较小，在合理
范围内，说明该多井式油气计量装置准确度较高。
表1 多井式油气计量装置使用前后计量数据对比表d）合计638.8634.7-4.1
表2 多井式油气计量标定装置计量液量t对比t误差（%）GDX4-0 GDX4N4井
号计量车计量液量t多井式油气计量2.5 2.5 2.490 2.485-0.01-0.02-0.4-0.6
通过使用多井式油气计量装置，针对高含水油井，多井式油气计量装置和以往两相分离器计量相比，具有以下优点：多井式油气计量装置对单井产液量的测量范围为2～720m3／d，计量范围大；具有可视化操作界面，单井计量自动切换，形成无
人值守计量，节省劳动力，提高生产工作效率；连续和长时间计量的方式能够解决以往采用两相分离器计量高含水井带来的数据波动性难题，实现精准计量。
3 结论与认识
①采用多井式计量装置的方式进行计量，在技术计量上跨上了一个新的台阶，在工人劳动量上也是一项大的减负措施。
采用微机计量，不仅节省工作时间，提高工作效率，而且创造了更大的社会效益。
微机计量是一项新的技术，要求管理人员和岗位工人掌握这套系统的原理和操作方法，因此，必须加强培训，提高管理人员及岗位工人的技术水平。
②多井式油气计量装置由于其价格昂贵，还未大面积推广使用，使得在计量过程中遇到有关仪器故障问题，不能及时互相进行交流与解决。
所以，还需建立完善的专业化队伍，配备必要的工具和手段，行成厂、区、队三级计量维修管理体系，保证仪表的检修、检定和正常运行。
③在计量中，还需完善计量制度，合理确定单井计量周期和量油时间，使量油结果具有代表性。
参考文献：
[1]王安松.圆形多井式油气计量装置.油气田地面工程.2009.7.
[2]仲永寿.对油田高含水期油井计量改造的几点认识.油田地面工程.1992.2.
[3]潘敏勇.XDY油气水三相计量装置的应用.油气田地面工程.2007.11.
[4]黄永生.高含水油井两相分离计量系统的技术改进.石油机械.2004.9.。