重庆科技学院石油工程09级采油方向河南油田生产实习报告
（4）注水由少井高强度向多井分散均衡注水方向转移；开采上向抓准多向受效有利时机的方向转移
采油井不同含水分级统计表
图表3-3含水表
从分布看，低含水、低能井集中分布在上倾部位，导致低能低产原因，一是部分采油井未转注，二是部分注水井吸水差。因此，完善注采关系，补充能量已成为该部位急需解决的问题。
2）井层多、厚度大，干扰严重，层间层内矛盾突出
层间层内吸水差异，导致压力分布不同。据9口RFT测压资料分析，层间最大压差12.44MPa，最小压差2.77MPa，平均为8.4MPa。层内最大压差8.37MPa，最小压差1.27MPa，平均为5.96MPa，压力结构不利于中低渗透层发挥作用
3）局部井区距大，注采不完善，难以提高储量动用程度
针对制约油田开发的“瓶颈”技术，围绕提高采收率和储量动用率，大力加强技术攻关和配套，形成了初步形成了一整套适合不同油藏特点，不同开采阶段需求的水驱开采工艺配套技术。河南油田注水工艺技术经过多年的发展，初步形成了一整套适合河南油田不同油藏特点、不同开采阶段需求的注水工艺配套技术。形成了系列化的分层注水工艺技术，基本上满足了特高含水期不同井型、不同井况分层注水的需要。分层开采工艺技术分为：常规细分注水工艺技术、锚定补偿式分注工艺技术、斜井分注工艺技术、套变井分注工艺技术、驱替后返吐井分注工艺技术、注水井防砂分注工艺技术；增产增注技术：两薄地层压裂技术、砂砾岩体油藏整体压裂技术、转向压裂工艺技术、分子膜复合解堵增注技术和层内自生CO2深部解堵增注技术。
河南稀油田开发已达32年，长期以来主要通过老区强化开采保持稳产，多年来采用“先肥后瘦、先易后难”的方针，开发后期剩下的多是硬骨头，大难题，资源匮乏，稳产困难。制约油田开发生产和发展的主要问题有以下几个方面：油
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田趋势演变为：呈四高、三低得特点，稳产困难。油田开发特征：资源利用率程度高、采收率高、采出程度高、水油比高、储采比高、存水率低、压力保持水平。
采油一厂年产油、含水变化趋势300250225.7230.9237.8227.7243.2251.3245.1220191.5167.4167140.1135.4138.550105.11054030201015.80197919811983198519871989199119931995199719992001200320052007200910094.4908070602001501005001977图3-1含水变化曲线图
从油田开发趋势看，现阶段依靠南部陡坡带、梨树凹等新区的投入、三次采油二元复合驱的接替动用和改善水驱效果，油田产量处于第2个递减后的稳产期，含水上升速度呈减缓趋势，但开发难度仍然大，发展趋势不容乐观。 河南油田采油工艺现状
双河油田5个主力单元数模成果表
层系 含水大于98%剩余储量占4（×10t）（%）90-98?-90@-80%含水小于40%合计 1-3ⅣⅤ1-10Ⅶ上剩余储量占剩余储量占剩余储量占剩余储量占剩余储量（×444（%）（×10t）（%）（×10t）（%）（×10t）（%）（×104t）410t）102.15100.2997.5643.2241.8385.0213.031.916.512.05.213.5209.41107.68243.97128.7997.53787.3826.834.341.335.912.027.6261.3443.0782.7753.5886.51527.2733.413.714.014.910.718.4107.2211.9574.7165.34225.98485.213.73.812.618.227.917.0102.951.0392.1468.3358.5672.8713.116.315.619.044.223.5783.02314.02591.15359.23810.322857.74 Ⅶ下ⅧⅨ合计
图3-1双河油田数据
立足于“精”与“细”两个基本点，以测井资料为基础，采用传统地层对比方法和基准面旋回精细对比技术。如依据0.4m以上储层稳定夹层分布状况，将Ⅶ下层系16小层进一步细分为31单层（流动单元）。
开发区可采储量由1990年的4773.3万吨增加到2009年的6750万吨，平均每年增加104万吨。
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在开展油藏精细描述工作的基础上，搞清地下剩余油分布规律，找准挖潜方向。充分利用三维地震、钻井资料、动态监测资料、数值模拟结果进行综合研究，寻找井网控制程度低、剩余油分布有利区域，寻找注采关系差、动用程度低的潜力区域、井层接替对注采井网控制程度低，分布面积广的区域采用较规则的井网进行整体加密调整。对剩余油富集区分布面积小注采井网不完善的井区进行局部完善调整部署。对主力层上倾部位、边角地区和叠合差的非主力层,单独布井不具备条件的剩余油富集区，采用多目标定向井上下层系兼顾、提高井网控制程度。强化注采系统为主要内容的注系统调整。通过老井转注和新增注水井进一步完善非主力层注采井网，增加采油井受效方向，补充地层能量。为提高微构造剩余。 4.1.3 油气集输工艺
（一）集输主要工艺流程：（1）油气集输在油田建设中的地位，油气集输是油田开发的重要环节，为满足油气开采和储运的要求，在油田地面上建设的各种生产设施、辅助生产设施和附属设施，在油田生产中起着主导作用，油气集输生产平稳，才能使油田生产平稳，才能保持原油开采及销售之间的平衡，油气集输生产平稳，才能使原油、天然气、液化石油气和天然汽油等产品的质量合格。才能使处理后的水质合格，注水质量合格才能保持地层压力，所以，油气集输工艺对油田的安全生产和经济效益起着关键性的作用。（2）油气集输工程的主要内容，分井计量：测出单井产物中的原油、天然气、采出水的产量，为监测油藏开发动态提供依据。集油、集气：将分井计量后的油气水混合物汇集送到油气水分离站，或将含水原油、天然气汇集，分别送到原油脱水站（联合站）及天然气集气站场（压气站）。油、气、水分离：将油气水混合物在一定压力条件下，经几次分离成液体和不同压力等级、不同组分的天然气；将液体分离成低含水原油及游离水；必要时分离出固体杂质，以便进一步处理。原油脱水：将乳化原油破乳、沉降、分离，使原油含水率符合出矿原油标准。原油稳定：将原油中的易挥发组分脱出，使原油饱和蒸汽压符合出矿原油标准，降低原油蒸发损耗。
? 原油储存：将出矿原油盛装在常压储罐中，保持原油生产与销售的平衡。 ? 天然气脱水：脱除天然气中的饱和水，使其在管线压力输送时，露点低于周围介质温度（5℃以上），以免在输送过程中析出游离水和形成水合物。
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? 天然气轻烃回收：脱除天然气中的烃液，使其在管线输送时烃液不被析出；或专门回收天然气中的烃液后，再进一步分离成单一或混合组分和作为产品。
? 输油、输气：将出矿原油、天然气、液化石油气、轻质油经计量后，利用管道经过加压（泵或压缩机）或加热输送给用户。
? 油田采出水处理：利用物理法、化学法及生物法等方法对采出水进行处理，使得处理后水质达到注入水或其他相应水质标准。（3）集输工艺流程，将油田生产的原油和天然气进行收集、计量、输送和初加工的工艺流程称为集输流程。第一采油厂油气处理概况，四座联合站、一座净化站、一座储油站、三座转油站、两座加热站，全厂油气集输系统共建设三相分离器27台，加热炉53台，2000立方米以上原油储罐20座，输油泵31台。
油气集输与处理流程示意图
（二）集输主要设备
（1）分离器 工作原理：设备单向进料，采用蒸汽加热（可选）方式，主要用于脱水难度较大的采出液处理。设备原理是油气水混合液经设备进口进入设备，经进口分气包预脱气后又进入水洗室，在水洗室中油水混合液发生碰撞，摩擦等降低界面膜的水洗过程，分离出了大部分的游离水，没有分离的混合液经分配器布液和波纹板整流后进入沉降室，并在沉降室进行最终的油水分离，分离后的油、水分别进入油水室，并经油出口和水出口排出设备。
自控流程：分离器自控系统主要由三部分构成：气路、油路和水路，分别采用常规仪表对三相分离器油（水）室液位及压力进行控制。控制系统由被控对象（液位、压力）测量单元、调节器和执行器组成。压力检测采用气动或电动压力
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变送器，油（水）室液位检测采用气动或电动浮球液位变送器，调节器采用气或电动调节器，执行机构采用气动薄膜调节阀或电动调节阀。
按形状分类：立式、卧式、球形
立式 卧式
按功能分类：二相分离器、三相分离器 按操作压力分类：真空、低压、中压、高压
按用途分类：试井分离器、生产分离器、计量分离器 按分离原理分类：离心式、重力式、混合式 （2）油罐
按材质分：金属和非金属油罐储油和油田企业基本上都用金属油罐储油。 按建筑特点：地上、地下隐蔽和山洞式三种。
按油罐结构形式分类：立式圆柱形油罐（锥顶油罐、拱顶油罐、浮顶油罐 ）、卧式油罐、球形罐。机械呼吸阀，是利用阀盘的重量进行控制油罐的呼气压力和吸入真空度的，当罐内气体的压力达到油罐的设计允许压力时，压力阀被打开，气体从罐内逸出，以降低罐内压力；同理，当罐内气体的真空达到油罐的设计允许真空度时，罐外的大气将真空阀顶开，气体从罐外进入罐内，以平衡罐内的压力；其目的安全保护油罐。
液压安全阀，当机械呼吸阀因腐蚀或冻结而发生故障时，液压安全阀开始工作，其目的也是安全保护油罐。但液压阀控制的压力或真空度值，一般比机械呼吸阀高出10％，在正常情况下，液压阀不工作，只有在机械呼吸阀失控时，才开始工作，是油罐的“第二个”保护神。防火器是防火安全装置，箱式构造，内部装有许多铜、铝或其它高热容金属制成的丝网或皱纹板，安装在机械呼吸阀、液压
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