油田注水系统改造
关于油田开发过程中采油厂注水系统的管理探讨
关于油田开发过程中采油厂注水系统的管理探讨在油田开发过程中，随着油田开采程度的加深，油田中的原油排放量逐渐下降，同时水含量逐渐增加，导致生产效率的降低，甚至会出现废弃井的迹象。
为了提高生产效率，延长油田寿命，采油厂注水系统的管理显得至关重要。
注水系统在油田开发中起到了非常重要的作用。
以海洋油田为例，由于海洋环境极端恶劣，油田开发难度大，水井、注水井等设备维修费用昂贵，所以必须加强注水系统的管理工作。
以下是实践中采油厂注水系统的管理探讨。
一、建立科学的注水厂运营管理制度注水厂的运营管理制度应包括人员管理、设备运行维护、物资管理等方面。
首先，要合理规划人员数量和岗位分配，建立健全的职责分工和工作标准，确保人员的专业性和配合性。
其次，要建立完善的设备管理制度，对设备进行定期检查和维护，及时替换损坏的配件，及时处理设备故障，以确保设备的可靠性和稳定性。
最后，要建立完备的物资供应制度，保障注水厂日常物资的供应和储备，以确保注水厂的正常运转。
二、加强注水井和注水管道的维护注水井和管道是注水系统的关键部分，必须加强维修和保养，保证其正常运转。
注水井要定期清洗，消除沉积物，防止井壁崩塌，确保注水井的通畅。
注水管道的维修和保养涉及到管道的清洗、检查、修复和更换等方面，要建立管道维修的规范化流程和操作标准，及时处理管道的故障，保障注水管道的完好。
三、加强数据管理和信息化建设数据管理是注水系统运行管理的重要部分，要建立科学的数据采集和管理机制，对注水厂各项数据进行统计、分析和监测，及时发现问题和隐患，采取科学有效的措施予以解决。
信息化建设则可以提高注水厂的运行效率和精益化程度，可以通过建立信息管理系统，实现远程监控和管理，提高注水厂的自动化程度。
四、注重注水工艺的创新注水工艺的创新是提高注水系统效率的核心，随着科技的发展和油田开发的不断深入，注水工艺也在不断地更新和完善。
比如，在注水井的钻井和完井中采用特殊材料和高效系统，可以大幅度提高井筒的安全性和注水效率；在注水的水品和注量控制上采用计算机自动控制系统，可以提高注水的准确性和控制精度。
江苏油田注水处理系统改造及节能效果分析
蒋祖 华 （ 江苏石油勘探局技术监督处 ）
摘要 江 苏油 田 富 民注 水站 建 于 Ｉ 年 ， 污水 处理设 备 陈 旧，腐蚀 严 重 ， 系统 处 于瘫 痪状 ９ ８ ６
态 ， 已丧 失 处 理 功 能 。 针 对 该 注 水 站 注 水 现 状 ， 通 过 改 造 注 水 水 质 工 艺 流 程 和 更 换 注 水 泵 ， 即 高效往 复 泵＋ 频调 速技 术 ，满足 了油藏 开发 需要 。就注 水 系统 改造 节能 效果 分析 ，证 明注 水 系 变
速 技 术 ，以注水 恒压 进行 自动注 水 ，闭环控 制 ，杜 绝 回流 ，解 决 注水站 “ 大马拉 小 车” 的现 象 。
清 洁水 ，无 法处 理 的污 水就 地 回填 。
３ 注水 系 统 节 能 改造
作者简 介：蒋 祖华 ，１８ 年毕业于河北廊坊管道局职 工学 院 ，工程 ９９
师 ， 从 事 节 能 监 测 工 作 。Ｅ ｍ ｉ ｉｎｚ＠ｊｅｏｃｒ． ，地 址 ： 江 － ａｌ ａｇｈ ｏｃ． ｎ ｅ ：ｊ ｏ ｎ 苏 扬 州 文汇 西路 ｌ ．２５ ０ 。 号 ２０ ９
注 水 系 统 效 率 的 高 低 离 不 开 对 注 水 水 质 的 要 求 。 注水 水质 应符 合 地质 注 水配 伍 的要求 ，这可 有
在 注水 水 质达 标 的情 况下 ，提 高污 水 利用 率 ，控 制
注水 站 名称
含水 上 升 速度 ，实现 优化 注 水 ，达 到 注水 系统 经 济
运行 的 目的。
富 民联 合 站 （ 效 ）８ － ０８ ＋ ． ４ ． ５ ． ＋ ． Ｚ 一 ６４ 有 有 Ｏ３ ． Ｏ５ ７５ ２４ ４９ ８ ５ Ｂ １／１ 富 民联 合 站 （ 回填 ）８ ． ８ ． 一 ． ５ ． ５ ． ４２ Ｚ 一 ０３ 无 １ Ｏ０ １ ４３ ０１— ． ４ ４ ５ Ｂ ２ ／８
油田注水管网系统改造的模拟
输 出压力为 １．Ｍ ａ ３ Ｐ 。本文以Ａ线为例做详细的研 大 ，摩阻压降急剧增加僻 ５ ，特别是 Ａ Ａ 管段 ，当 －１ 究 ，其 管 网结 构见 图 １ 。 绝 对 粗 糙 度 由 ００ ５４ｍｍ增 大 至 ０９ｍｍ时 ，其 摩 ． ２ ． 阻压 降增加 约 ０ Ｐ ；其他 管段摩阻增 幅较小 ， ．Ｍ ａ ４
１ 注水管 网模 拟
现 Ａ线 管 网的 注水 井 压 力 主要 为 低 于 ６８ＭＰ ． ａ
１ ０ＭＰ ７口 根据某油 田作业 区头屯河组油藏 １ 年注水量 （４口 ）和 大于 １ ａ （ ）两类 ，考 虑 实 施 分 ０ １． Ｍ ａ ， ５ 预测发现 ，未来 ｌ 年 内注水量将 由现在 的 ７１３ 压注水后 ，Ａ线管 网可实行高压输水 （３ Ｐ ） ０ ９
满足油田输水压耗要 求，但其处理站输 出流量上升 空间极 小，且 随着流量或管壁绝对粗糙度的 增加 ，干线 Ａ Ａ 摩 阻压降增加幅度最大。改建后 Ａ线实施高压榆水，其输水量可增至 ８０ ｄ —１ ０ ／ ； ｍ 当管壁绝对粗糙度增至０ ｍ时，距处理站最远配水间的总摩阻压损为Ｏ ６ ａ ．ｍ ９ ． ９ＭＰ，能满足 油田 ４ 注水 压耗要 求 。 关键词 ：注水系统 ；管网模拟；摩阻 ；压降；流量
低 于 Ｏ２ＭＰ 。 ． ａ
依据该油藏未来 １ 年注水量预测 ，Ａ ０ 线注水量 将增至 １ ５ 。 。为了分析 Ａ线摩阻 、压降随注 ４ｌ ｄ ５ Ｉ／ ｌ
图１ Ａ 干线管 网结构
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
水流量增加 的关系 ，现将 １、８、７ 的注水量均 站
一
３ ０一
油气田地面工褪 （ Ｌｐ ／ ｗｖ ．ｑ ｄｍｇ ．ｏ ） ｈｔ ：／ ￣ｖｙ ｔ － ｃｃ ｒ ｎ
注水流程精细化注水的改进与应用
注水流程精细化注水的改进与应用摘要：本文针对油田各水井注水过程中，由于注水流程已不适合目前注水需要，调整注水量繁琐，注水不平稳，工人劳动强度大，高压水易刺坏高压阀芯造成成本浪费等问题。
分析存在的问题，根据工艺流程特点找原因，改进注水方式，采用不同大小的高压水嘴控制注水量。
解决了低压水井超注，高压水井欠注的问题，提高了平稳注水率，实现了精细化注水。
关键词：注水流程注水井注水方式高压水嘴1.前言在油田开发中后期，主要以注水来补充、增加地层能量，提高产能。
要达到注采平衡，始终保持地层能量在一个良好的范围内，注好水、平稳注水是关键。
针对目前各采油班人员少，工作量大，调整注水量难度大，无法保证做到平稳注水；同时以节约成本为目的，改进了注水流程和注水方式，彻底解决了以往对中低压水井超注或欠注、注水时间短等问题，实现了精细化注水，保证了配注水量，也保证了平稳注水。
1.目前的注水方式及存在的问题2.1注水方式：来水经增注泵增压，到水表上流阀-水表-水表下流阀（水量调节阀）-单流阀-水井。
根据各水井压力的高低，配注水量的多少，由一个人调节水量调节阀，另一个人观察水表的转速，计算日注水量，十几口水井同时注水，根据各井压力的高低依次调整、控制各井的注水量，达到各井平稳注水的目的。
2.2存在的问题：2.2.1调整注水量繁琐，需要两个人配合调整、计算注水量，花费的时间长。
2.2.2注水不平稳，需要多次调整注水量，劳动强度大、控制注水难。
2.2.3高压水容易刺坏水量调节阀门芯，使阀门关不严，更换阀门造成成本浪费。
三、精细化注水流程及工艺特点3.1注水流程：在原有注水流程的基础上，把水表下流阀更换成高压油嘴套，在油嘴套下面装一个直通阀。
3.2工艺特点：来水经增注泵增压，到水表上流阀-水表-油嘴（油嘴套内装有油嘴）-直通阀-单流阀-水井。
3.2.1油嘴起到控制水量的目的，根据各井注水量及压力的多少，更换不同大小的油嘴。
实现了一次调整，长期平稳注水，减少了工人的劳动强度。
采油工程中注水工艺问题及改进探讨
采油工程中注水工艺问题及改进探讨一、引言二、注水工艺存在的问题1.注入水质量不佳在采油过程中，注入的水质量对采油效果有着重要的影响。
目前一些油田注入的水质量不佳，包括水中含有较多的杂质、油类物质、微生物等，导致注水工艺效果不佳。
2.地层渗透能力较差部分地层的渗透能力较差，无法有效的接受和分配注入的水，导致注水效果不佳。
3.注水工艺控制不精准目前注水工艺中的控制手段不够精准，无法准确地控制注入水的流量、压力等参数，无法实现具体的地层调整需求。
4.地层污染注入水质量不佳、控制不精准等因素导致了地层的污染，严重影响了地层的渗透能力和产油效果。
以上问题的存在严重影响了注水采油的效果，限制了油田的开采效率和生产能力。
三、改进探讨1. 提高注入水的质量需要从源头上提高注入水的质量，包括加强水质处理工艺，减少水中杂质、油类物质和微生物的含量。
可以采用地表水、地下水等清洁水源，避免使用含有大量污染物质的水源。
2. 提高地层渗透能力对于渗透能力较差的地层，可以采用地层调整技术，包括酸化驱油、水平井技术等手段，提高地层的渗透能力，以确保地层能够充分接受和分配注入水。
4. 地层污染治理针对地层污染问题，可以采用地下水净化技术、生物修复技术等手段，对地层进行有效的治理，恢复地层的渗透能力，保证地层的正常生产。
以上改进方案需要在实际操作中加以落实，并不断进行调整和改善，以提高注水采油的效率和环保水平。
四、结语随着石油资源的日益枯竭，注水采油工艺成为了提高油田开采效率的重要手段。
目前注水工艺中存在着一些问题，如注入水质量不佳、地层渗透能力差、注水工艺控制不精准等。
为了解决这些问题，需要采取一系列措施，如提高注入水的质量、提高地层的渗透能力、完善注水工艺控制和地层污染治理等，来提高注水采油的效率和环保水平。
希望通过本文的探讨，能够引起更多人的关注和思考，推动注水工艺在油田开采中的不断改进和发展。
梁家楼油田注水系统优化改造
搞 不清 的难 题 。三年 以上未 动 管柱 井 有 ５ １口 ， 柱 管 多 年未 动 ， 上 长期 注污 水 ， 速 了井下 工具 腐 蚀结 加 加 垢 现象 的发 生 ， 业 时管 柱拔 不 动甚 至断 脱 、 捞 转 作 打 大修情 况 占 当年水 井 作业 井效 的 ６ 。 ３
梁 家 楼 油 田 经 过 二 十 多 年 的 勘 探 开 发 ， 进 入 已 特 高 含 水 阶 段 ， 井 综 合 含 水 高 达 ９ 以 上 ， 露 出 油 ０ 暴 些 严 重 制 约 油 田 稳 产 的 突 出 问 题 ， 此 ， 们 从 注 对 我 水 系统 优 化 入 手 ， 造 工 艺 流 程 ， 进 配套 新 技 术 ， 改 引 大 大 提 高 了 油 田 的 开 发 效 果 ， 上 了 开 发 良性 循 环 走 的轨道 。 １ 地 质概 况 与注 水 系统 存 在 的问题 梁 家 楼 油 田 位 于 博 兴 洼 陷 与 牛 庄 洼 陷 深 水 部 位 ， 上 而 下 共 发 育 三 套 含 油 层 系 ： 二 、 三 中 和 自 沙 沙 沙四段 ， 力 含 油 层 系 沙三 中。含 油 面积 ２． ｋ ， 主 ７ ９ ｍ 地 质储 量 ２６ ９ ８× １ ‘。储 层 岩 石 类 型 主 要 为 粗 砂 岩 ， ０ｔ 砾 状 砂 岩 及 细 砂 岩 ， 层 非 均 质 性 强 ， 透 率 差 异 储 渗 大 ， 透 率 １ — １ ０ × １ ｍ 渗 ５ １４ ０ 。
１２ 注 水 管 网、 备老 化 ， 统能 耗 高 。 行 效率低 ． 设 系 运
主 力 层 系 沙 三 中 纵 向 上 渗 透 率 差 异 大 ， 入 水 注 沿 高 渗 透 ４ ５号 小 层 突 进 ， 而 ０ １号 小 层 水 洗 程 度 、 使 、 低 ， 能 正 常 注 水 导 致 井 网 完 善 程 度 变 差 ， 井 供 液 不 油 能 力 差 ， 理 难 度 大 。 梁 ５ ｊ２ ０ 管 如 ６￣ ０ １年 ， 块 日注 水 ￣ 区 量 由正 常 的 ２ ５ ｍ。ｄ下 降 到 １ ７ ｍ。ｄ， 块 供 液 能 ５４ ／ ５６ ／ 区 力 明 显 下 降 ，日 产 油 量 由 ２ ０ ０ ０年 底 的 ９ ｔ下 降 到 ９ ２０ ０ １年 底 的 ５ ． ｔ 开 发 效 果 急 剧 变 差 。 ９ ｉ， ２ 剩余 潜 力分析 通 过 精 细 油 藏 研 究 重 建 的 三 维 非 均 质 模 型 为 依 托 ， 家 楼 油 田 有 剩 余 可 采 储 量 ５ ３万 ｔ 梁 ０ 。纵 向 上 ， 下 部 渗 透 率 高 而 中 上 部 低 ， 而 油 层 下 部 吸 水 好 而 上 因 部 吸水 差 ， 入水 大 量 进 入 油 层 的 下部 而 沿 底 部 高 注 渗 透 带 快 速 突 进 ， 力 作 用 又 不 断 使 进 入 中 上 部 的 重 注入 水下 沉 ， 加 剧 了下部 的 过水 流量 和 水洗 强 度 ， 更 使上 部油 层难 以动 用 ， 余 油 富集 。 有“ 好 水 、 剩 只 注 注 足 水 、 效 注 水 ” 加 大 油 藏 的 水 洗 强 度 ， 能 提 高 油 有 ， 才 田的 开 发 效 果 。 ３ 注 水 系 统 优 化 改 造 情 况
提高油田地面注水系统效率技术应用
• 引言 • 油田地面注水系统概述 • 提高注水系统效率的技术应用 • 案例分析 • 结论与展望
01
引言
背景介绍
油田地面注水系统是油田开发中的重要环节，其效率直接影 响到油田的产能和经济效益。随着油田开发的深入，注水系 统的能耗和运行成本逐渐增加，因此提高注水系统效率对于 降低生产成本、提高产能具有重要意义。
经验总结
03
优化布局是提高注水系统效率的有效途径，需综合考虑管网压
力、流量等因素。
应用案例二：某油田智能控制技术的应用
智能控制方案
采用智能控制技术，实现 注水系统自动化控制。
实施效果
自动化控制提高了注水精 度，减少了人工操作误差， 提高了系统稳定性。
经验总结
智能控制技术是未来油田 注水系统的发展方向，可 有效提高系统效率和稳定 性。
应用案例三：某油田变频调速技术的应用
变频调速方案
通过变频器调节电机转速，实现注水 泵流量可调。
实施效果
经验总结
变频调速技术可有效提高注水系统的 灵活性和节能性，适用于多种工况需 求。
流量调节范围更广，注水压力波动小， 降低了能耗。
05
结论与展望
研究结论
注水系统效率得到显著提高
通过应用新技术，油田地面注水系统的效率得到了显著提升，有 效提高了油田的采收率。
加强智能化与自动化技术的 应用
通过加强智能化和自动化技术的应用，实现注水系 统的远程监控和自动调节，降低人工成本和操作风 险。
拓展跨界合作与创新
加强与其他行业的跨界合作，引入先进的理 念和技术，推动油田地面注水系统的持续创 新与发展。
THANKS
感谢观看
油田注水泵PCP节能改造的探讨
油田注水泵PCP节能改造的探讨摘要:应用PCP(泵控泵)技术,通过对原有的注水泵进行技术改造,提高主泵的泵效,减小泵管压差,达到压流自动化调节,实现油田注水系统节能降耗的目的。
关键词:注水泵PCP技术节能改造注水开发的油田有效的补充地层能量是靠地面注水泵站及注水系统实现的。
在注水系统能耗中,机泵损失占相当大的比例。
目前油田注水技术与设备普遍存在压力和流量不可调。
因此造成能量的浪费。
为保证正常注水,注水泵的输出压力和流量设计余量很大,造成泵管压差大,加上泵效率低,设备陈旧,若调节只能用出口节流的方法,这样造成注水单耗很高,严重影响采油成本和采收率。
而应用PCP(泵控泵)技术,对原有的注水泵进行PCP(泵控泵)技术改造,提高主泵的泵效,减小泵管压差,达到压流自动化调节,实现油田注水系统节能降耗的目的。
1 PCP(泵控泵)技术的原理及组成1.1 PCP(泵控泵)系统简介PCP(泵控泵)系统是基于离心泵串联和离心泵变频技术。
该技术改造的主要原理是对注水泵进行拆级降负荷处理,在保证注水泵满负荷运行的前提下,用增压调节泵来弥补不足的注水扬程。
注水泵其降负荷的多少主要依据注水干压力和增压调节泵的扬程变化范围,即注水干压减去增压调节泵的扬程为注水泵拆级后的扬程,其中还要考虑注水泵的单级扬程,尽可能地使注水泵所需扬程为注水泵的单级扬程的倍数。
对注水泵减级降负荷和增压喂入调节泵进行匹配,通过调节前端喂入泵的转速,来改变喂入泵的输出参数(排量和扬程),使注水泵始终工作在高效区(注水泵额定排量的±10%),即注水泵满负荷运行。
再通过增压调节泵进行注水干压的调节,从而达到降低注水单耗的目的。
1.2 PCP(泵控泵)系统适用范围油田注水泵站有下列情况之一者均可以适用PCP(泵控泵)技术。
(1)大功率离心注水泵站。
(2)需要对压力和流量进行调节的泵站。
(3)两台以上并行要进行平衡的泵站。
(4)泵管压差大的泵站,泵管压差要求有限制的泵站。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
图 ３ 撇油器和浮选器流程示意 注
排人
海中
污油水舱
（）浮选器的操作压力高于设定值。浮选器的 ３ 水 外 覆盖气出口 通向冷放空管汇，因存在上述诸多设计 输 管 问题，流程不能实现自 动控制，浮选器的操作压力 汇 曾多次高于设定值， 使污油经冷放空管汇从位于火 炬塔中部的冷放空头冒出，污染设备和甲板。 （）撇油器和浮选器的覆盖气互相影响。撇油 ４ Ｉ ２－ Ｐ ０Ｄ ４Ａ｛ ４
图 ２ 注水系统流程示意
器和浮选器的覆盖气由可以互相切换的两种气源提
Ｃ Ｄ １１ 油田生产水处理系统设计最大处理 ２ Ｆ １－／
能力４ ｘ０ｍ／，注水系统设计最大注水量为 ３ ． １４ ８ ３ ｄ ． ２ ｘ ｍ／． １＇ ３ ０ ｄ
２ 生产水处理系统存在的问题和改进措施 ２ 存在的问题 ． １
呵 Ｆ ．－ ，７ ｊ －Ｔ
注水增压泵 ｝｝ 注水增压泵 曰 注水增压泵
在注水缓冲罐内 部安装收油槽， 一旦生产水处 理效果变差，注水缓冲罐还可以将污油经收油槽排
至闭式排放罐。这个收油槽是防止不合格生产水排 人海中的最后一道屏障。该设计效果好 ，值得推
｝抖 口 汇 闭卜 管 ｝ 人
自 然保护区，油田作业环境比较敏感， 对油田 操作
标准要求较高。
曹妃甸 １ １ －／ 油田由中国海洋石油与科麦奇 １ ２ 合作开发， 科麦奇为油田作业者。该油田计划分两 期开发。一期已于 ２０ 年 ７ ０４ 月投产，主要由ＷＧ － Ｐ Ａ和 ＷＨ Ａ两座井 口平台和一座 ＳＭ单点以及 Ｐ Ｐ 一艘 １ 万 ｔ ５ 级的 ＦＳ Ｐ Ｏ海洋石油 １２ １ 号船组成。
有一定的参考价值。 关键词：海洋石油工程；生产水处理系 统；注水系统；改造 中图分类号： Ｅ ５． Ｔ ３７ ６ 文献标识码： Ａ 文章编号：１０－２６ ０７ ０－０１０ ０１２０ （ ０） ０１－４ ２ １
０ 引言
曹妃甸 １ １ －／油田位于渤海湾西部，该油田 １ ２
所处水域水深约 ２ ｍ ０ 。周围海域为海洋捕捞区、 海产品养殖区、盐业生产区和海滨旅游区以及众多
２ ． 对核桃壳过滤器的改造 ．５ ２
液位调节 阀
生 产 水 管 汇
Ｖ２ ０ ６１ ２ ３ Ｂ ６０
核
针对核桃壳反冲洗的问题， 在核桃壳过滤器反 冲洗汇流管道上增加限流孔板， 消除反冲洗对下游
桃 壳 过 滤 器
一几 成洲
。 花二 二 二 ． 兮卜 二 已二 ． 二：
注水缓冲罐压力波动的影响。限流孔板尺寸需经计 算确定。
２ ． 对撒油器和浮选器覆盖气的改造 ．４ ２
程见图５（ 其中虚线为改造后的控制线路，粗实线 为改造后的阀门） 前除Ａ系列需要增加一台注 。目 水增压泵外，其他改造全部完成，实现了流程 自
动控制功能。
鉴于不同系列撇油器之间和不同系列浮选器之
间覆盖气的相互影响， 建议在每个容器的覆盖气人 口 和出口 新加两个自 立式压力调节阀，消除相互之 间的影响， 利于流程的稳定。
（２６） 继续进行油气水三相分离， Ｖ１ ， ０ 原油经泵增
压后进人换热器 （２７） Ｅ １０ ，继续加热升温，在电
图 １ 生产水处理系统流程示意
脱水器 （２９） Ｖ １ 进行油水两相分离， ０ 处理合格的
原油，经换热器 （２０）将原油温度降至合格温 Ｅ２０
处理达标的生产水进人注水系统 （ 见图２ ， ） 注水系统主要由生产水缓冲罐 （４３， Ｖ４０ 操作温度
和浮选器流程见图６（ 其中粗实线为改造部分） 。
一 下 石 奋了ｉ －－Ｇ－ 一ｉ －Ｄ － ｐ － － －
火炬分液罐 入 口管汇
｝产 管 ｝ 生水‘ 〔
２叫｝ ６１｝ ６９ ｝ 雁－ ６ － １ 冲２０ １ 吧２０ １ ｗ －
石
油
工
程
建
设
２０ ０ ７年 ２月
为 ８ ｀，压力为 １ ｋａ ０ Ｃ ００ ，覆盖气是含氧量为 ０ Ｐ ２ ｍ／的氮气） ００ Ｌ ０ ｇ 和注水泵 （ ４０／Ｃ ， Ｐ ２ＡＢ ／ 人 ４ ／Ｄ 口压力为 １ ａ Ｍ ，出口压力为 １ Ｍ ａ Ｐ ３ ）及注水外 Ｐ
输管汇组成。生产水由注水系统增压后通过 ＳＭ Ｐ 再经约 １ ｋ ０ ｍ海底管道 向 ＷＧ Ａ平台的注水井注 Ｐ
供。一种是氮气， 另一种是燃料气。氮气来自 氮气 机系统， 燃料气来自 燃料气洗涤器。３ 台撇油器的 覆盖气共用 ２ 个自 立式调节阀， 台浮选器的覆盖 ３
气也共用 ２ 自 个 立式调节阀。不同系列的撇油器之
生产水处理系统自 投人运行以来， 流程一直不
能实现 自动控制。由于同一系列内液位不能实现 自
图 ７ 改造后的核桃壳过滤器流程示意
Ｉ一 ｕ ｝ 产 护 一 ￣ 、 ｝ 产－ 、
ｉ不 二 ‘ 一 不 成一 阵
厂二 一－ ￣、 、 １ 碑，－一￣、 尹占
３ 注水系统存在的问题和改进措施 ３ 存在的问题 ． １ ３ ． 注水缓冲罐 ．１ １
Ｖ２ ３ ６０
２ ３ ＢＩ ＇ Ｉ２ ３ Ｃ ６ ０ Ｉ Ｖ ６ ０ －
图 ５ 改造后注水增压泵流程示意
离反冲洗出口 管道，避免因更换球阀而关停生产水 处理系统， 改造后的核桃壳过滤器流程见图７（ 其
中粗实线为改造部分） 。
２ ． 对撇油器和浮选器排油管道的改造 ．２ ２ 鉴于污油水舱操作压力高于撇油器和浮选器的
操作压力， 造成撇油器和浮选器油相不能排油，只
能靠外接临时软管排液。经过改造将排液管道接至 闭式排放罐。这样可以使撇油器和浮选器的排油通 过液位调节阀实现 自动排液功能。改造后的撇油器
浮选器后， 油相液位在很短时间内即达到高高液位 设定点，造成关断。 （）撇油器和浮选器的油相排油管道不能向污 ２ 油水舱排油。其主要原因是：污油水舱操作压力约 为 １０ ，而撇油器操作压力约为 １０ ，浮选 ５ ｋａ Ｐ ４ ｋａ Ｐ
器操作Байду номын сангаас力约为 ４ ｋ ａ ０ 。撇油器和浮选器的排油压 Ｐ
第 ３ 卷第 １ ３ 期
石
油
工
程
建
设
＊玲令玲Ｃ玲 牢令玲令玲 令玲令玲导玲 令玲 份玲 令玲 仑玲 Ｇ玲 Ｇ玲 仓玲 令玲 令玲 令玲 令玲 Ｇ玲 仑玲Ｕ玲４玲 玲 Ｇ玲－ ， 令玲称玲 ｆ玲 令玲 令玲 守 Ｇ玲 ｃ 玲 玲Ｃ 称玲 ４玲 Ｌ玲 令玲导 ＜ 玲Ｅ玲称玲 ＜ Ｅ玲
一 Ａ１Ａ ＊． 兰 ｔ１Ｍｔ： ｆ－ ｔ ｝： Ａ １ － Ｅ／ １ ｝ ｝２ ｃ ７ ｀ Ｉ － Ｑ ｃ ｘ － ｋ ． ｝ ｋ － ｌ ， ＊ 一
度后进货油舱储存。 从一级分离器 、二级分离器和电脱水器分离 出来 的生产水经生产水管汇进人生产水处理系统
（ 见图１。首先经撇油器 （２１ ／ Ｃ 操作温度 ） Ｖ６０ Ｂ ， Ａ／
为 ８ ９，压力为 １０ ，覆盖气为氮气或天然 ０ Ｃ ４ ｋａ Ｐ 气）除掉粒径大于 ６ Ｒ ０ ｍ的油滴和固体颗粒，将
赵军瓤， 谭摧模， 谭家祥，ｆ未建，ｆ晓冬 ｔ ｔ
（ 海洋石油基地集团采油服务公司， 中国 天津 ３０５） ０４２
摘 要：对渤海湾曹妃甸 １－／ １１ ２油田ＦＳ Ｐ Ｏ海洋石油 １２ １ 号生产水处理系统和注水系统的工艺流
程进行了 介绍，详细分析了 投产以来系 统运行中 存在的问题，并结合油田实际情况提出了改进措 施和建议。改造后系 统经实际 操作运行效果良 好， 为今后类似ＦＳ ＰＯ的设计建造积累了经验， 具
图 ６ 改造后的撇油器和浮选器流程示意
石
油
工
程
建
设
２０ ０ ７年 ２月
广。
但是， 一旦注水缓冲罐进油，经收油槽向闭式 排放罐排油主要靠调节液位来实现， 这需要一段时 间。在此期间，即使经核桃壳过滤器处理后的生产
水达标， 进注水缓冲罐后也会被污染， 致使无法继 续排人海中和注水，这将严重影响生产水处理系统
ＷＨ Ａ井产流体经约 ２ ｋ Ｐ ． ｍ的海底管道输 ５
送到ＷＧ Ａ后与该平台井产流体汇合，由两条约 Ｐ
１ｋ ０ ｍ的海底管道经 ＳＭ输送到 Ｆ Ｓ Ｐ ＰＯ海洋石油 １２ １ 号船上。 ＦＳ Ｐ Ｏ海洋石油 １２ １ 号船上的原油处理系统由
两个完全相同的系列组成，现在以系列一为例作简 要介绍。原油依次经３ 台换热器 （２１， ２， Ｅ １ Ｅ１０ ０ ２ Ｅ１０ ２３）逐 步加热升温后 ，进人一级分离器 （ ２４）进行油气水三相分离 ，然后经换热器 Ｖ １０ （ ５） 再 次 加 热 升温 ，进 人 二 级分 离 器 Ｅ１ ２０
力低于污油水舱操作压力，因此造成撇油器和浮选 器排油管道不能排油。另外，即使撇油器和浮选器 能向污油水舱排油， 也因排油管道管径太小， 不能 及时有效排油， 易造成撇油器和浮选器油相处于高 高液位。撇油器和浮选器流程如图３ 所示。
图 ４ 核桃壳过滤器流程示意
第 ３ 卷第 １ ３ 期
赵军凯等 ：渤海曹妃甸 １－ ／ 油 田生产水处理和注水系统的改进 １１ ２
１ 工艺流程简介［］ ［ １ － ３
水含油浓度降至４０ Ｌ ０ ｍ／ 以下， ｇ 然后进人浮选器
（２３ＡＢＣ Ｖ ６０／／，操作温度为 ８ ０，压力为 ４ ｋａ ０ Ｃ ０ ， Ｐ 覆盖气为氮气或天然气）进一步除去粒径大于 １Ｒ ０ ｍ的油滴和固体颗粒，将水含油浓度降至 ８ ｍ／ ０ Ｌ以下，再经注水增压泵 （４１ ／／／／ ｇ Ｐ４０ ＢＣＤ Ａ Ｅ ，人 口压力为 ４ ｋａ ０ ，出口压力为 １ ｋａ Ｐ ２０ ） ６ Ｐ 增压后至核桃壳过滤器 ，最终将水含油浓度降 至 ３ ｍ儿 以下，满足达标排放和回注要求。 ０ ｇ
、． ． ． ． ． … … ＿ ． ． ． ． ． ． … ．． ． ．． ． ． ．． ．… －
此外，针对反冲洗管道上的球阀振颤问题， 增
加了该管道的支撑。在反冲洗出口管汇还增加一个 球阀，以便在更换反冲洗管道上损坏的球阀时，隔