职业技能培训注水泵工基本知识pdf.docx
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第一部分初级工基础知识
第一章石油与天然气
第一节石油
石油是一种以液体形式存在于地下岩石孔隙中的可燃性有机矿产。
从直观上看,它表现
为比水稠但比水轻的油脂状液体,多呈褐黑色;化学上是以碳氢化合物为主体的复杂的混合
物。
液态石油中通常溶有相当数量的气态烃和固态烃,还有极少量的悬浮物。
它本身具有自
己独特的性质,是一种埋藏在地下的、具有流动性的有机可燃矿物,其聚集起来就成为矿产。
一、石油的物理性质
1、颜色
石油的颜色变化范围比较大,一般呈棕黑色、深褐色、黑绿色等,也有无色透明的。
石
油的颜色,往往取决于石油中胶质、沥青质的含量。
胶质、沥青质含量愈高则颜色愈暗。
一
般轻质油的颜色微带黄橙色且又透明;重质油多见于黑色。
2、密度
单位体积原油的质量称为原油密度,其单位是:
kg/m3(g/cm3)。
石油密度的变
化比较大,一般在0.75~1.0g/cm3之间,特殊情况小于或等于0.75g/cm3,不同的油田
或相同油田的不同层位中,石油的密度也不相同,密度的大小是衡量石油质量好坏的标准之
一。
一般来说,密度小、油质好;密度大、油质差。
密度的大小决定于石油的组成成分,通
常把密度小于0.9g/cm3的石油称为轻质油,大于0.9g/cm3的称为重质油。
3、粘度
粘度是指液体本身发生相对位移时所受的摩擦力和阻力。
石油粘度变化决定于温度、压
力和石油的化学成分。
温度增高,石油粘度降低,而压力增高,则粘度增大。
石油中轻质油
组分增加,粘度随着降低。
石油粘度同密度一样,在不同油田和不同油层变化是很大的。
4、溶解性
石油具有溶于有机溶剂的性质。
石油能溶解于氯、四氯化碳、苯、石油醚、醇(酒精)
等溶剂,但不溶于水。
5、发热量
石油发热量变化在37681~46054kJ/kg之间,因石油的产地不同,其化学成分和发热
量也有不同。
烷烃、芳香烃石油的发热量高。
6、荧光性
在紫外线照射下,石油能发出一种特殊的“光亮”,这种特性被称为荧光性。
石油的油
质组分发浅蓝色明亮的荧光;胶质组分发淡黄色半明亮的荧光;沥青质组分发褐色暗淡的荧
光。
石油发出的荧光属于一种冷发光现象,大部分石油产品都具有荧光性。
用荧光分析方法
可以鉴定岩样中的石油储量和石油的质量和数量。
7、旋光性
当偏光通过石油时,偏光面对其原来的位置来说,旋转了一定角度,这个旋转角被称为
旋光角。
这种使偏光面发生旋转的特性被称为旋光性。
石油的旋光性是石油有机生成理论的
重要根据。
8、凝固点
由于温度下降,石油从开始凝固为固态时的温度称为凝固点。
石油凝固点的大小与石油
中重质组分的含量有关,特别是与石蜡的含量有关。
石蜡含量多、凝固点高;相反,石油中
轻质组分含量高、凝固点就低。
9、含蜡性
石油中以溶解状态和悬浮状态存在的石蜡占石油重量的百分数称为石油的含蜡量。
含蜡
-1-
量多时,石油的相对密度也较大。
二、石油的组成
1、化学成分
石油是碳氢化合物,碳含量为80%~90%,氢约10%~14%,碳氢比在5.9~8.
5之间。
其他元素如氧、硫、氮等约占1%~3%左右,这些元素对石油性质的影响很大。
2、石油的组分
(1)油质:
是石油中所含的一种深色的、几乎全部由碳氢化合物所组成的混合性液
体,油质是组成石油的重要组分。
油质含量高,颜色较浅,石油质量就好;反之质量就差。
(2)胶质:
胶质是粘性的或玻璃质的半固体或固体物质,多为环烷族烃和芳香族烃
组成。
在轻质石油中胶质含量一般不超过4%~5%,而在重质石油中胶质含量可达20%,
石油之所以呈褐色或黑色,其原因就是石油中存在胶质。
(3)沥青质:
沥青质为暗褐色的脆性固体物质。
沥青质的组成元素与胶质基本相同。
只是碳氢化合物减少了,而氧、硫、氮的化合物增多了。
沥青质不溶于酒精或轻汽油,但易
溶于苯、二硫化碳、三氯甲烷和氯仿等有机溶剂中,而形成胶状溶液。
沥青质和胶质含量高
时,石油的质量就比较差。
(4)炭质:
炭质是一种非碳氢化合物的物质,不溶于中性有机溶剂。
炭质是黑色固
体物质,石油中一般不含或极少含碳质。
第二节天然气
在石油地质学中所指的天然气是指与石油有相似产状的通常以烃类为主的气体,即指油
田气、气田气、凝析气和煤成气等,天然气是以气态碳氢化合物为主的各种气体组成的混合
气体。
一、天然气的组成和分类
天然气是各种气体的混合物,其主要成分是各种气态碳氢化合物,其中甲烷(CH4)
占绝对多数,一般含量都大于80%,其次为乙烷(C2H6)、丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)
及其他重质气态烃,它们是天然气中的主要可燃成分。
除上述烃类气体外,天然气中还含有
少量二氧化碳(CO2)、氮气(N2)、氧气(O2)、氢气(H2)、硫化氢(H2S)、一
氧化碳(CO)等气体。
1、根据重烃含量分类
一般情况下相对密度在0.58~1.6之间的多为干气,相对密度在1.6以上的多为湿
气。
(1)干气:
天然气的化学组成以甲烷为主,甲烷含量在98%以上,乙烷与乙烷以上
的重烃很少或没有。
这样的气体称为干气。
它可来自地下干气藏也可由煤田气、沼泽气聚集
而成。
干气可形成纯气田。
(2)湿气:
天然气的化学组成仍以甲烷为主,甲烷含量在80%~90%之间,乙烷与
乙烷以上的重烃超过10%~20%,这样的气体称为湿气。
它的出现可以标志地下深部有
油藏存在。
(3)伴生气:
天然气的化学组分中,甲烷含量在80%以下的气体称为伴生气。
湿气
常与石油相伴生,而干气多与纯气藏有关。
2、根据矿藏分类
(1)气田气:
天然气中主要含甲烷,约占80%~98%,重烃气体很少,约占0~5
%,不含戊烷或戊烷以上的重烃或含量甚微。
(2)油田气:
天然气中主要成分除含甲烷外,乙烷与乙烷以上的重烃较多,在5%
~10%以上,和石油共生,又称为石油气。
(3)凝析气:
天然气中除含有大量甲烷外,戊烷或戊烷以上的烃类含量也较高,含有
-2-
汽油和煤油组分。
主要是由于油、气藏的埋藏深度大,处于高温、高压下的碳氢化合物为单
相气态,采到地面后,由于温度、压力降低而发生凝结,由原来单相气态的碳氢化合物转为
液态石油。
近些年来,发现许多凝析气油田,在开采时,从井底喷上来的气体,到井口附近,
由于压力和温度降低而转化为汽油。
(4)煤成气:
天然气中除含有大量甲烷外,重烃气体含量很少,但有较多的二氧化碳
气。
二、天然气的物理性质
1、天然气密度
单位体积气体的质量称天然气密度,单位是“千克每立方米”(kg/m3)。
工作中常
采用的是相对密度,即在某一压力和温度下的天然气密度,与在标准条件下同体积干燥空气
的密度之比值。
密度的大小与气体的组分成正比,相对密度在0.58一1.6之间多为干气,
相对密度在1.6以上的称为湿气。
2、蒸气压力
将某种气体变成液体时所需要的最低压力叫该气体的饱和蒸气压力。
蒸气压力随温度的
增高而增高。
3、溶解度
任何气体均有不同程度的溶解于液体的性能,气体溶于液体的数量,决定于液体与气体
的性质、压力、温度及已溶于液体中的其他溶解物质的特点。
在地层中,天然气一般溶于油
和水中,轻质石油比重质石油溶解容易得多,而重的碳氢化合物气体较轻的碳氢化合物气体
易于溶解。
当天然气溶于石油后就会降低石油的密度、粘度及表面张力,使石油的流动性增
大。
4、热值
每立方米天然气燃烧时,所发出的热量称为热值,其单位为:
kJ/m3。
气体的热值变化
很大,天然气中的湿气具有最大的发热量,可达83kJ/m3,远远小于石油的发热量。
5、天然气的粘度
是天然气流动时气体内部分子间的摩擦力。
6、天然气的体积系数
天然气在油层条件下所占的体积与在标准状况(20℃,0.101MPa)下所占体积
的比值。
单位是“立方米每立方米”(m3/m3)。
7、弹性压缩系数
压力每变化1MPa,气体体积的变化率。
第二章油层物理性质
第一节岩石的孔隙度
从地层取出的岩心中存在着肉眼难以看到的小孔,我们称这些小孔为岩石的孔隙。
石油
就储集在这些孔隙中,岩石所具有的这种特性,叫孔隙性。
不同沉积状况下的岩石及不同类
型的岩石其孔隙大小是不同的,而且有的孔隙是连通的,有的孔隙是不连通的。
在相互连通
的孔隙中,油气能够在其中储存,并可在其中流动,这种孔隙称为有效孔隙;有些孔隙不连
通或虽然连通但油、气不能在其中流动,称这样的孔隙为无效孔隙。
孔隙度是指岩石的孔隙体积与岩石的总体积之比。
孔隙度又可分为绝对孔隙度和有效孔
隙度。
岩石中的所有孔隙体积和岩石总体积的比值,称为绝对孔隙度,其公式为:
V
φ
=
tp
ty
(1-2-1)
t
V
-3-
岩石中相互连通的,且在一般压力条件下,可以允许流体在其中流动的孔隙体积与岩石的总
体积之比称为岩石的有效孔隙度。
以百分数表示:
V
φ
=
(1-2-2)
t
V
ty
式中
φt―绝对孔隙度,%;
Vtp―岩石总孔隙体积,cm3;
Vty―岩石总体积,cm3;
φ一有效孔隙度,%;
V一有效孔隙体积cm3。
孔隙度是计算油、气储量和评价油层特性的一个重要参数,通常用有效孔隙度。
由于沉积条
件不同,不同油层或同一油层不同部位其孔隙度是不一样的,砂岩的孔隙度大致在0.15~
0.35之间,个别的低于0.1。
有效孔隙度可以用来计算油、气储量。
油层岩石孔隙度大,就表明它储的油气可能比较多。
第二节岩石的渗透率
一、达西公式
砂岩油层是由很多相互连通的孔隙组成的,因此在一定的压差下,油层中的油、气能流
向井底。
岩石允许液体通过的性质,称为岩石的渗透性。
一般说来,岩石的渗透性高,油井
的产量就高;渗透性低,油井的产量就低。
当然油井产量的大小,还与井底压差、油层厚度
和原油特性等参数有关,但在评价一个油层的好坏时,渗透性是一个很重要的指标。
岩石渗透性的大小用渗透率K来表示,渗透率是在一定压差下,液体通过岩石的能力。
一般通过实验室测定求出,也可以根据电测曲线或生产试井数据等一些方法求出。
实验室中
测定岩心渗透率的原理如图1-2-1所示。
图1-2-1渗透率测定原理示意图
将一截面积为A、长度为L的圆柱形岩心夹紧于岩心夹持器中,如图1-2-1所示,
粘度为μ的流体在压力为pl下通过岩心,通过岩心后的压力为p2,通过的流量为Q,
则得到流量Q与岩石的截面积A成正比,与压差△p=p1-p2成正比,与岩心的长度L
及流体的粘度μ成反比,即:
Q=KA(p1−p2)
(1-2-3)
μL
该式称为达西公式。
改写为:
-4-
QμL
K=
(1-2-4)
AΔ
P
渗透率是油层岩石物性的重要参数之一,不同油层或同一油层的不同地方,渗透率差异
很大,一般由万分之几平方微米到几平方微米不等。
储集层的孔隙度与渗透率之间通常有较
密切的关系,一般有效孔隙度增高,渗透率增大。
二、绝对渗透率
在一定压差下单相流体在岩石孔隙中流动,并且流体与岩石间没有物理、化学作用,这
时求得的岩石孔隙渗透率叫绝对渗透率。
它只代表流体通过岩石的能力,表明岩石的一种特
性。
测定时流体一般用空气,所以绝对渗透率又叫空气渗透率。
三、有效渗透率
在岩石孔隙中同时有两相以上流体时,岩石孔隙只允许某一相通过的渗透率,称为某相
的有效渗透率。
它不但与岩石本身性质有关,而且与孔隙中的流体性质和它们的数量比例有
关。
第三节油、气、水饱和度
油层孔隙度越大,储存油气的孔隙体积也越大,但是在孔隙中油、气、水所占的数量将
是一个更为重要的参数。
一个油层只有当岩石孔隙度大,而其中所含的油、气数量多时才能
算是好的储油层,因此在评价油层和石油储量计算中,饱和度是一个重要的参数。
饱和度是
指单位孔隙体积内油、气、水所占的体积的百分数,油和水的饱和度可分别按下式求出:
SO=VVO×100%
SW=VVW×100%
(1-2-5)
(1-2-6)
式中SO、Sw―含油饱和度和含水饱和度,%;
VO、Vw―油层孔隙中油和水所占的体积,m3;
V一一油层的有效孔隙体积,m3。
如果油层孔隙中只存在油、水两相时,显见So+Sw=1;当油层孔隙内除了油、水外,
还含有气时,则气的饱和度Sg:
可用下式求出:
Sg=Vg×100%
(1-2-7)
V
式中Sg―含气饱和度,%;
Vg―油层孔隙中气所占体积,m3;
V-油层有效孔隙体积,m3。
在油、气、水三相共存时,则SO+SW+Sg=1。
大量的资料表明,油层中含油部分也含有水,这种水是油层形成时存在的、不流动的水,
通常称为束缚水也称残余水。
不同的油层,由于岩石和流体性质不同,油、气运移条件的不
同,因而束缚水的饱和度也相差很大,一般在20%~50%之间。
泥质含量高,渗透性差的
油层,束缚水含量就大。
束缚水饱和度是体积法计算储量的重要参数之一,只要知道束缚水
饱和度Swc的数值,就能算出油层的原始含油饱和度So=1-Swc。
第三章注水工艺流程
-5-
第一节注水井站工艺流程
一、配水间
配水间是控制、调节和计量注水井注入量的操作间。
所谓配水,就是根据配注量控制各
井注水量。
配水间一般分为单井配水间和多井配水间两大类。
1、单井配水间
单井配水间是用来控制和调节一口注水井注入量的操作间。
单井配水间的流程比较简
单,配水间与注水干线相连接,经水表、阀组后至注水井口,如图1-3-1所示
2、多井配水间
多井配水间一般可控制2~7口井。
目前
辽河油田分公司使用的配水间为5井式配水
间,它的工艺流程比单井配水间复杂一些。
注
入水从注水干线碰头连接,然后进配水间的分
水器,分水器由总阀门、汇集管、孔板法兰、
压力表和上、下流阀门组成,分水器把水分配
到各个注水井。
二、井站管线
图1-3-1单井配水间示意图
井站间管线一般是指原采油管线或注
水专用管线,从配水间开始到注水井口,然后接注水井单流阀。
第二节注水泵站工艺流程
一、注水站工艺流程
注水站工艺流程为:
来水进站—计量—水质处理—储水罐—进泵加压—输出高压水,如
图1-3-2所示。
图1-3-2注水站工艺流程简图
二、站内流程
-6-
水源来水经过低压水表计量后进入储水大罐。
一般每座注水站应设置不少于两座储水大
罐,其总容量应按该站最大用水量时的4一6h来设计,若注水站距水源距离较远时,或
供水量不正常时,其总容量可根据实际情况适当予以增大。
在地下清水水源较为充足,而油
田净化污水不足的条件下,可将两座大罐中的一座设计为净化污水储罐,另一座设计为清水
储罐,进行清污水混注。
储水罐内的水利用水位高差产生的自压,或经供水泵加压后,进入
注水泵进口,经注水泵升压后,由高压注水阀组分配到各条注水干线或配水间。
三、注水站分类
注水站是由储水罐、供水管网、注水泵房、泵机组、高低压阀组、供电配电、润滑油系
统、冷却系统和保护系统等几部分组成。
按其功能可分为:
(1)供水系统:
包括储水罐、供水管网、泵机组、进口过滤器、低压水表、加压泵、
高压水管网及阀组。
(2)供配电系统:
包括高压油开关、供电电缆、高低压配电柜、星点柜、电动机等。
(3)冷却系统:
它包括风冷和水冷系统。
风冷包括:
进风和排风筒等;水冷包括:
冷
却水泵、冷却水表、电动机冷气器、冷却塔、冷却水罐等。
(4)润滑油系统:
包括储油箱、滤油机、润滑油泵、冷却粗滤器、润滑油管线、润滑
油阀门、事故高架油塔、总油压及分油压表等。
(5)保护系统:
包括低水压、低油压保护及润滑油泵自动切换。
(6)排水系统:
包括水池、排水泵、管线及阀门等。
(7)采暖系统:
包括热水锅炉、锅炉风机、循环水泵、补水泵、散热器和管线及阀门
等。
第三节注水系统工艺流程
一、注水流程的要求
(1)满足油田开发对注水水质、压力及水量的要求;
(2)管理方便、维修量小、容易实现自动化;
(3)节省钢材及投资,施工工程量小;
(4)能注清水和含油污水,既能单注又能混注。
二、目前主要工艺流程
1、单干管多井配水流程
水源来水经过注水站加压后,通过单条注水干线输送至各个多井配水间,在每个配水间
内,按油田开发单井注水配注方案的要求,分别完成多口井注水量的控制和计量,然后再进
入各个注水井。
这种流程的优点是:
便于调整注水井网,且配水间可与计量站建在一起,利
于集中控制和计量注水量,方便生产管理。
该配水流程适用于油田面积大、注水井多、注水
量较大、面积注水开发方式的油田,如图1-3-3所示。
-7-
2、单干管单井配水流程
水源来水经过注水站加压后,通过单条注水干线输送至各个配水间,在每个配水间内,
按配注要求,完成单口井注水量的控制和计量后进入注水井。
这种流程的优点是:
配水间多,
便于注水井的分层测试,节省基建投资。
它适用于油田面积大、注水井多、注水量较大的行
列注水开发形式的油田,如图1-3-4所示。
图1-3-4单干管单井配水流程示意图
3、双干管多井配水流程
该流程是从注水站到配水间敷设两条干线,一条用于正常注水,另一条用于洗井或注其
他液体。
这种流程的特点是:
注水和洗井可同时分开进行,洗井操作时,使注水干线和注水
压力不受干扰,有利于保持注水井不受激动。
同时,洗井水可以得到回收利用,避免洗井水
外溢,造成环境污染;且当不洗井时,洗井管线又可为酸化、压裂等井下作业提供水源。
它
适用于单井注水量较小的油田,如图1-3-5所示。
4、小站直接配水流程
水源来水经过注水站加压后,按配注要求,在注水站内,直接完成单口井注水量的控制
和计量后进入注水井。
这种流程的特点是:
以注水站为中心向周围注水井辐射注水,取消了
注水干线,所用注水管线管径小,节省钢材和基建投资。
这种流程适用于注水量不大,且注
水井分散分布于注水站附近的油田如图1–3-6所示。
-8-
图1-3-6小站直接配水流程示意图
第四章注入水源与水质
第一节注水水源
选择注水水源时应从水量和水质两个方面进行考虑。
首先,水源必须提供足够的水量,
以满足设计所要求的最大注水量。
此外,在全面注水前通常需要进行试注,试注时的水源应
与全面注水时的水源尽可能一致,以便取得较好的驱油效果。
油田注水水源可分为地面水源、
地下水源和含油污水等三种。
一、地面水源
目前,我国陆上油田注水所用的地面水源主要有江河水、湖泊水、水库水等等,如长江、
黄河、辽河、松花江等江河湖泊都属于地面水源。
它的特点是地面水源水量充足、矿化度低,
但是水量随季节变化较大、含氧量高,携带大量各种微生物、悬浮物和泥沙杂质等。
因此,
要想达到注入水质标准,必须经过除氧、曝气、过滤、沉淀、除沙、杀菌等处理,处理工艺
较复杂,需要建立大型地面水处理厂、距离较长的输水管道和加压泵站等设施,投资较大。
二、地下水源
地下水源是指地下浅层淡水,一般产于河流和洪水冲击层中,水量丰富,经水文勘探井
队钻探而成。
地下水经过地下沙层多级过滤,水质比较好,但矿化度略高于地面水,水中含
铁、锰等金属离子。
因此,需要进行除铁、除锰等处理,目前,大庆油田所用地下水源一般
在80~100m左右的地表;辽河油田所用地下水源一般在500~1500m左右的明化镇组和
馆陶组水源。
三、含油污水
含油污水是我国各油田所用的主要注水水源,它是油层中采出的含水原油经过脱水后得
到的。
油田进入开发中后期,随着原油含水率不断上升,经脱水后的含油污水量也在不断增
加。
对含油污水进行处理和回注,一方面可作为油田注水稳定的供水水源,节约清水,另一
方面可以减少外排造成的环境污染。
含油污水水温高(40~60℃),与地层温度接近,有
利于驱油,注水层段的吸水量也会增大;含油污水属碳酸氢钠型水,pH值高,一般在7.
5-8.5左右,碱度大,注入油层后有较好的洗油效果;含油污水中含有环烷酸和化学脱水
过程中加入的破乳剂,表面活性高,有较好的洗油和驱油能力;含油污水矿化度高,能抑制
低渗透率油层的粘土颗粒膨胀,提高低渗透油层的吸水指数。
除以上三种水源外,在靠近海
洋和大工业区的油田还可进行海水淡化处理、工业废水处理来作为注水水源。
第二节注水水质及标准
一、注水水质
-9-
注水水源必须具备水量充足、取水方便、经济合理等条件,同时还要符合下列要求:
(1)性质稳定,与油层水相混合时不发生反应产生沉淀。
(2)注入油层后不使粘土矿物产生水化膨胀或产生悬浊物。
(3)不应携带大量悬浮物,以防堵塞注水井渗滤端面及渗流孔道。
(4)对注水设备、设施腐蚀性小。
(5)当第一种水源水量不足,需要利用第二种水源时,必须首先进行室内配伍试验,
在两种水源不发生反应,配伍性能好,对油层无伤害时,方可同时注入。
二、水质标准
1、推荐水质主要控制指标
1995年1月中国石油天然气总公司颁布的SY/T5329一94《碎屑岩油藏注水水质
推荐指标及分析方法》,规定了对碎屑岩油藏注水水质的基本要求,推荐指标及检测水质
的分析方法,如表1–4-1所示。
推荐水质主要控制指标见下表
注入层平均空气渗透率μm
2
<0.10
A2
0.1~0.6
B2
>0.6
C2
标准分级
A1
A3
B1
B3
C1
C3
悬浮固体含量mg/L
<1.0
<2.0
<3.0
<3.0
<4.0
<5.0
<5.0
<7.0
<10.0
悬浮物颗粒直径中值μ
含油量mg/L
<1.0
<5.0
<1.5
<6.0
<2.0
<8.0
<2.0
<8.0
<2.5
<10.0
<0.076
<3.0
<15.0
<3.0
<15.0
<3.5
<20.0
<4.0
<30.0
平均腐蚀率mm/a
控制指
A1、B1、C1级:
试片各面都无点腐蚀;
A2、B2、C2级:
试片有轻微点蚀;
A3、B3、C3级:
试片有明显点蚀。
点腐蚀
标
SRB菌、个/mL
铁细菌、个/mL
腐生菌、个/mL
0
<10
nx10
nx10
<25
0
<10
nx10
nx10
<25
0
<10
<25
2
3
nx10
4
4
2
3
nx10
注:
1、1≤n≤10。
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