注水井调整论文

注水井调整论文（精选7篇）

注水井调整论文 第1篇

关键词：注水井,分层注水,工艺,技术研究

分层配水, 是指在同一口注水井中, 利用封隔器将多油层分隔为若干个层段, 在加强中、低渗透率油层注水的同时, 通过调整井下配水堵塞器水嘴的节流损失, 降低注水压差, 对高渗透率油层进行控制注水, 以此来调节不同渗透率油层吸水量的差异。油田开发是一项系统工程, 分层注水工艺技术是其中最重要的组成部分。分层注水是多油层注水完成分层配注方案的全过程, 是提高油田注水开发效果的重要技术措施。

1 偏心分层注水管柱工艺技术

1.1 分层配水理论依据

分层配水, 是指在同一口注水井中, 利用封隔器将多油层分隔为若干个层段, 在加强中、低渗透率油层注水的同时, 通过调整井下配水堵塞器水嘴的节流损失, 降低注水压差, 对高渗透率油层进行控制注水, 以此来调节不同渗透率油层吸水量的差异。配水原理可由以下公式表述:

Q配=k×p配;p配=p井口+p水柱-p管损-p嘴损-p启动

其中:Q配—分层配注量, m3/d;K—地层吸水指数, m3/d.MPa;p井口—井口注水压力, MPa;p水柱—井筒静水柱压力, MPa;p管损—注入水在油管中流动阻力损失, MPa;p嘴损—配水堵塞器水嘴压力损失, MPa;p启动—地层开始吸水时井底压力, MPa。

通过上面公式可知, 当p井口、p水柱和p启动不变时, Q配只与p嘴损有关。在用的配水堵塞器水嘴过水量遵循“流体力学的固定水嘴的嘴损理论”即固定水嘴前后的压差ΔP (嘴损) 与通过水嘴的流量Q存在如下关系:Q=μAρ2ΔP

式中:µ:流量系数’A:孔口面积m²’ΔP:孔口前后压差MPa’ρ:流体密度kg/m³。

由此可知分层注水井各层段实现不同水量分层注入, 是通过各层选用不同直径的堵塞器水嘴, 进以改变井底注水压力完成的。

1.2 选配水嘴一般步骤如下:

1.2.1 根据各配注层相对吸水剖面百分数和全井指示曲线, 做出分层指示曲线。

1.2.2 在分层指示曲线上查出各层段配注量所注水压力。

1.2.3 根据全井配注和油管长度计算出管损。

1.2.4 确定井口注水压力。

1.2.5 求出水嘴压力损失:嘴损=井口压力-层段注水压力-管损

1.2.6 根据分层配注量和嘴损, 在“嘴损与配注量关系曲线) 上, 查出所需水嘴直径。

1.3 分层测试工艺

1.3.1 封隔器验封

双压力计验封在测试密封段上下端各装一支压力计, 上端压力计接受的是井口操作, 开一关一开压力变化信号, 下端压力计接受的是两级封隔器之间油层压力变化信号。若封隔器密封, 上压力计记录的是凸曲线 (开一关一开信号) , 下压力计记录的是一条直线。若不密封, 下压力计记录的也是凸线, 两条曲线所记录的压力值完全一样, 其比值为1。若比值小于1, 则表明封隔器密封程度 (或油层内部串通程度或水泥环胶结程度) 。

直接验封是用电缆将压力计和测试堵塞器投入偏心配水器工作筒内, 堵塞器使压力计传压孔直接对准油层, 压力计把油层的压力降信号传到地面, 观察封隔器密封状态, 若封隔器密封, 则压力曲线是一条压降恢复曲线;若不密封, 其压力曲线是一个开一关一开的凸形线。

1.3.2 分层流量测试

普通偏心配水器测试测试原理:分层注入量使用的仪器为106型浮子式流量计 (目前为电子流量计) , 与它测试密封段配套使用, 当测试密封段定位于工作筒后, 液体流经浮子与锥管的环形空隙时, 便产生节流损失。浮子上下出现压力差, 压力差作用在浮子上, 使弹簧拉伸。当流量稳定时, 液体作用在浮子的力与弹簧拉力相平衡, 使浮子稳定在某一位置。当流量变化, 上述两力又在新基础上平衡, 浮子又稳定在新的位置上。通过记录浮子位移, 实现流量的测定。

1.3.3 偏心配水工艺技术的不足:

堵塞器掉、卡、投捞不着占作业井的10%左右;流量测试采用的是递减法, 测试资料误差大;测试工人劳动强度大, 测调周期长;封隔器卡距较大, 不利于细分。

2 同心集成式细分注水工艺技术

结构原理:同心集成式细分注水工艺管柱主要由Y341-114封隔器、配水器、负压洗井器、球座等组成。其原理是封隔器将全井分成几个层段, 配水器位于相应的封隔器中, 一级配水器可同时配注两个层段。采用小直径电子储存浮子式流量计进行分层流量测试, 采用电子储存式压力计进行验封和分层压力测试, 同时, 还可获得井温资料。

2.1 管柱结构和工作原理

该注水管柱由分层封隔器、配水封隔器、配水器 (堵塞器) 、中间球座及死堵等组成, 上部的封隔器起保护套管作用, 其余封隔器起分隔注水层段的作用, 配水封隔器与相对应的配水器配套使用, 实现分层配水。技术原理是利用封隔器将全井分为几个层段, 配水器位于相应的配水封隔器中, 1个集成式配水器可同时对2个层段进行分层注水。

管柱主要由可洗井封隔器、内径为Φ55和Φ52可洗井配水封隔器、两级配水器等组成。最上一级Φ60封隔器起套管保护作用, 第二级Φ55配水封隔器的中心管作为Φ55配水器的工作筒, 封隔器胶筒上下分别有注水通道与地层连通, 中心管下面有定位台阶, 配水器投入封隔器中心管内, 两个内装有水嘴的注水通道正好与封隔器的注水通道相对应, 实现一级堵塞器配注两层。同样Φ52配水封隔器也实现一级配注两层, 全井只需两级配水器就可实现4个层段的配注。

2.2 适用条件和测试参数

该技术适用于不结垢的直井、定向井、斜直井的分层注水, 要求最小卡距不小于2.0m, 最小夹层厚度不小于1.0m (保证验窜不窜) , 对于φ140mm套管井, 可实现2~6个层段细分注水。目前注水井测试的主要参数是封隔器验封、分层压力、分层注入量及同位素吸水剖面测试。特点:一级配水器可以配注两个层段, 提高测调效率;实现生产工况下同步测试, 避免层间干扰, 测试精度高;

2.3 工艺改进和配套技术完善

一是针对原同心集成式注水管柱暴露的测试卡阻问题, 使用上定位同径配水堵塞器, 有望解决堵塞器打捞难度大的问题。

二是针对流量测试仪器工作不稳定和同位素吸水剖面测试困难的问题, 应用小直径涡街式流量计和使用同位素测试伽玛仪进行现场试验, 有效缩短单井测试调配时间, 提高测试成功率。

3 结论与认识

3.1 油田开发是一项系统工程, 分层注水工艺技术是其中最重要的组成部分。

3.2 随着油田开发难度的加大, 对分层

注水工艺技术的要求越来越高, 这也促进了分层注水技术的不断发展和进步。

解决方案-注水井动态监测系统构成 第2篇

注水

井动态监测

注水层传感器及拖筒温度压力解调仪温度剖面解调仪吸气剖面解调仪井筒完整性解调仪光纤接续盒注水层注水层偏心配水器封隔器井口穿越密封组件井下铠装光缆光缆保护器Y

Y

型分支器

系统构成类别

组件

阐述

地面部分

地面解调系统

可选用多种不同类型的解调器

井下部分

传感器

1/4＇直径铠装光缆，光缆本身即分布式传感器；如需压力探测，则需要添加压力传感探头

光缆保护器

将传感光缆固定于每根油管的接箍处固定，分散传感光缆的重力，并且对传感光缆提供井下机械保护

解决

方案概要

系统名称

功能

技术特点

进一步了解

温度压力监测

永久式井下光纤温度-压力监测系统是一种永久安装在井下，可实时进行井筒内单／多点温度-压力监测，并实时在地面终端显示和存储的光纤监测系统

测温可达

230

度、测压可达

15000psi；

详细介绍

温度剖面监测

仪器系统可以对井下温度剖面进行实时且全程测量，提供井下全程（井口至井底）每一米的实时温度数据

测温可达

300

度，定位精度可达

米；

详细介绍

注水剖面监

仪器系统可以对井下注水剖面进行

测量精度可达测量

详细介绍

测

实时的全程测量，提供井下全程每一米的注水剖面（注水体积流）分布

值

10%，测量上限可过

600

吨／天；定位精度可达

米；

应用优势

类

别

传统电子监测方法

光纤永久式

实时直读

长期监测

漂移量低

抗高温

长寿命（5-10

年）

分布式监测

井下结构简单

水平井监测能力

小迳向尺寸集成多参量实时监测

效益

1.有助于评价注水是否进入设计层位、是否达到预期效果、配注方案是否合理，达到注好水、注够水的目的，提高原油采收率，降低安全和环境风险

2.可了解注水管柱的工作情况，为油田有效注水提供了监测手段，可以了解单层的地层压力、渗透率，了解井下分层吸水情况

3.集流量、压力、温度三参数在线实时录取等功能于一体，可实现封隔器密封性、分层注水量以及注水工况的自动监测与分析

安装

仪器系统可在新井中或者在大修作业中，随管柱永久性安装于环空（通过光缆保护器在每根油管的接箍处固定）。蔚蓝仕提供成熟的过封隔器光缆穿越密封方案、以及光缆井口穿越方案、以及光缆级

BOP

整体方案。针对水平井与斜井，蔚蓝仕提供成熟的安装整体方案。

使用

·

浅谈提高注水井洗井效果的措施 第3篇

注水井；洗井技术；汽化水；操作过程

1.洗井技术要点

目的：将井底的腐蚀物和杂质等冲出地面，以避免注水后将污物挤入地层，堵塞地层孔隙而影响试注和正常注水的效果。在洗井、冲管线、井口注水的水源都是由注水管汇中改出，如果操作中配合不好，就会造成地面注水系统压力波动，因此，在洗井、冲管线、井口供水操作前，应和注水站联系好，且操作中一定要平稳缓慢。

A.常规洗井

作业区按实际情况编制洗井运行大表。排量不低于25m3/h，要求彻底清洗井筒，直至进出口水质一样，开注前投加防膨剂150公斤。

B.汽化水洗井

注清水的水井每年汽化水洗井1次，注污水井每半年汽化水洗井1次。配合水泥车、压风车，加入2％KCL，排量先由小到大，达到并保持在20~25m3/h，要求彻底清洗井筒，直至进出口水质一样，开注前投加防膨剂150kg。先用水泥车循环至井口返水后，再开压风机。（压风机排量大于10转/min，水泥车排量控制在200L/min，用水量不少于30m3，水泥车低于压风车3MP。）洗至进出口水质一致为合格。洗井完毕，先停压风车，后停水泥车。

C.洗井方式

正洗：洗井液从油管进入井筒，从油、套管环形空间返回地面。特点：冲力大，有利于冲起井底积存的污物。但携砂能力差。

反洗：洗井液从油套管环形空间进入井筒，从油管返回场面。特点：携砂能力强。正注井：采用正洗—反洗—正洗。反注井：采用反洗—正洗—反洗。

洗井时排量应由小到大，最大不得超过30m3/h；当进口、井下、出口三点水质分析一致时，便可认为洗井合格。洗井最短时间不得低于4h。

D.注意事项

作好洗井前的准备工作；包括注水站的提压、控制泵压、排污池的加固、洗井水表的校正等。配水间倒好洗井流程；录取洗井前的油套压，然后平稳打开井口闸门，开洗井闸门洗井；洗井时控制好排量，排量应从小到大，再由大到小，缓慢提高和缓慢降低水量，直至洗干净为止。洗井排量一般要求最大为30m3/h；待水干净后，取水样化验机杂和含铁，达到标准（机杂≤1mg/L，含铁≤0.4mg/L）为合格；洗井结束后倒好配水间及井口流程，开始注水，录取洗井用水量，待注水平稳后，录取洗井后油套压；根据洗井前后油套压、水质及注水量分析本次洗井效果:放喷管线务必固定牢靠，以免甩动伤人。对地面注水管线扫线试压合格后，方可投注，以免误将地面注水管线中的杂物注入井筒地层。严禁带通井规冲砂或者洗井。平稳操作，做到“八防一禁止”。

2.影响注水井洗井效果的主要原因

A.洗井前对井况发生的变化分析不到

位因分注井较多，注水时间长，层间差异大干扰严重，在洗井过程中由于流体不断的冲刷和压力不断的变化，使地层胶结性逐渐降低，认为不出砂的井实际上已经开始出砂，洗井时盲目采取微喷方法洗井可能引发地层出砂污染堵塞。

B.洗井安排不合理

安排洗井时没有充分考虑测、调、停等因素，使一口井短时间内反复洗井，造成地层压力反复变化，使注水井洗井后吸水能力逐渐下降不同注水井洗井其控制要求不同。

C.现场洗井控制不合理

作量大部分是班组操作完成，由于对情况缺乏必要的认识，洗井压力、时间、排量控制以及操作往往都千篇一律，缺少针对性，不能按井况要求洗井。

D.洗井压力、排量控制不合理

低压注水井洗井排量过大会造成洗井压力高于地层启动压力，洗井水大部分进入地层，返出水很少，无法携带出井筒内杂质，达不到洗井效果；高压注水井洗井排量过大，易使地层水返出，会造成地层出砂堵塞；洗井排量过小，只是将油管、井筒内沉积杂质冲出，达不到洗井效果。因此洗井时要依据不同地层采对不同排和压力控制洗井才能达到其效果。

E.洗井时间控制不合适

洗井时间短，冲洗不干净、不彻底，会使油管内悬浮和杂质重新回到球座内，使球座坐不严造成水量漏失，也会影响测调遇阻和下次洗井不通。洗井时间过长，因洗井水量大、流速快，会引起地层激动出砂，甚至因管柱长时间震动造成封隔器胶皮收缩使封无效。

F.洗井操作过程不合理

操作人开关流程时不能按程序进行操作，易使压力波动，地层返吐出砂，造成污染及井下事故。

J.设备维修时，操作不合理

井口主管线设备时常会出现故障，维修时要停开井，操作不当会使地层水返出，造成近井地层污染堵塞。

3.洗井过程中常见问题的分析与解决办法

A.洗井不通

主要表现为洗井进出口均无水量，原因有两种:一是砂堵尾管和底筛管堵及球座；二是封隔器洗井活塞和洗井阀打不开。砂堵尾管和底筛及球座堵主要是日常管理操作不规范，开关闸门不平稳，停开井、放溢流不合理使地层激动出砂造成的堵塞使洗井不通。如遇上属情况可采取以下措施:先关注水闸门，迅速开油出阀门，将油管内压力放掉，同时打开套管洗井闸门，使油管堵塞段上下形成较大的压力差，不间断循环操作利用水的流动性、渗透性和油管内外压力差的传递将堵塞物质冲开。封隔器洗井阀及活塞大主要是压缩式封隔器，因砂及杂物堆积，堵塞洗井通道。可采取间断反注清洗其堆积物，再进行大压差洗井，如反复不能解决则进行作业检管。

B.洗井不返水

表现为洗井进口水量大，出口水量小或不返水。这种情况多发生于低压注水井及上部套漏井，主要是因为洗井进入地层及漏失段。应根据吸水指示曲线计算出最低启动压力，采取低压、大排量、长时间洗井，从而弥补进入地层及漏失段水量，使出口返出水直到进出口水质一致方可。如果地下亏空严重，存在大孔道现象洗井很难返水只有堵水调剖解决。

C.洗井短路

主要有三种，油管挂密封圈刺漏，油管漏失，井口控制阀漏失。三种现象表现为洗井压力低，返出水迅速；返出水清澈，井口声音、震动明显。洗井短路除井口控制阀以外的现象都需作业检管。

4.细化分类洗井操作，合理优化洗井方案提高洗井有效率

A.注水井洗井原则

停注24小时以上时，进行洗井；注水井改变注水方式，进行洗井；吸水指数下降20%时，进行洗井；误注入大量不合格水；进行洗井；新(投)转注井投注前，进行洗井；修井作业完投注前，进行洗井；注入水质改性后需进行洗井；正常注水每90天洗井一次。

B.制定对症的洗井措施

首先，分析验证制定单井正常洗井压力及进出排量。其次，洗井前对比分析历次不同情况洗井的压力、排量、时间变化和洗井后的效果，结合目前注水现状，制定合理的洗井方案，采取不同洗井方式。另外，针对出砂现象，洗井要平稳操作，尽量避免压力波动。

正常井维护洗井方式:采用反洗原则，采取开始控制在20~25m3/h，喷量一般不大于5m3/h，如发生漏失，立即停止洗井，喷量超过5m3/h时，应控制出口水量，洗井用时2h。平衡阶段排量控制在30~35m3/h，使进出口排量达到一致，水质相同，稳定洗井时间3h。下降阶段排量控制在15m3/h，稳定洗井1h。

出砂井洗井方式:采用正注反洗、反注正洗原则，对出砂井先

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关井降压，当压力降低到接近启动压力时洗井，排量控制在15m3/h，喷量不大于3m3/h，喷量超过3m3/h时，应加大排量使喷量控制在要求范围内，洗井用时2h。平衡阶段排量控制在30m3/h，使进出口排量达到一致，水质相同，稳定洗井时间2h。下降阶段排量控制在15m3/h，稳定洗井2h。

有效监督洗井过程:洗井时采用洗井记录仪密切观察仪器显示的压力、水量变化，井口的声音变化，根据现场情况综合分析判断决定洗井的时间和排量。

5.下步建议

洗井的方式和方法现场应根据具体井采取不同的方法，不能一成不变，不能刻意追求排量和压力，现场操作灵活机动。

洗井应做到分析到位、监督到位、操作到位，通过不断的分析总结，才能提高水井洗井维护工作质量。

注水井洗井合理排量的确定 第4篇

注水井洗井目的:通过洗井液在管柱内的循环, 将井下附着在油管、套管、射孔井段内以及井底口袋内的脏物携带出来, 达到清洗的作用, 以减少对地层的污染, 提高地层吸水能力。目前主要有两种洗井方式:一是反洗井法, 洗井液从套管中进, 从油管中返出的洗井过程。二是吐水法, 由于井下管柱的特点, 不能进行反洗井, 靠注水井自身的地下能量, 将井下的脏水返吐到地面的过程。

2 注水井的洗井相关规定

2.1洗井过程平稳操作, 连续泵入洗井液, 进口排量可根据实际情况调整, 进口排量应由小到大, 出口排量大于进口排量。

2.2采用罐车洗井的正常注水 (入) 井, 井口排量应控制在10m3/h以上, 洗井液量至少达到30m3。对于含油、含杂质较多的洗井难度大的特殊井, 应延长洗井时间, 增加洗井液量。

2.3不可洗井封隔器注水井放溢流吐水, 放溢流量要由小到大, 平衡操作, 最大排量不超过10m3/h。

3 注水井洗井排量的理论依据

洗井的目的是清除井筒及油管内脏物, 提高测试成功率, 恢复地层吸水能力。起关键作用的是油管内的流量和流速。因此, 洗井排量的确定应该是洗井出口的排量。在调节排量时, 一般情况下以控制洗井出口闸门来控制洗井压力, 大部分井洗井通畅后, 洗井压力会有不同程度的下降, 洗井排量也应随着调节。

一口套管规范为∮139.7mm, 1100m井深下入∮62mm油管的井来说, 其油管内存水近3.3m3, 油套环形空间内存水为12.3m3。

式中:R-代表油管内径;R1-代表套管内径;R2-代表油管外径。

××油田的注水井井深基本在1000m左右, 套管规范为∮139.7mm, 下入∮62mm油管, 为此注水井油套环形空间内存水和油管内存水基本是15 m3左右。

4 不同注水井合理洗井排量的确定

列举出采油队常见原因的洗井, 分别确定出对应情况的合理洗井排量, 从而进一步保证洗井质量和效率。

4.1 吸水量下降的注水井洗井排量。

吸水量下降的注水井一般是由于附着在油管、套管、射孔井段内以及井底口袋内的脏物等原因造成的, 为此通过洗井液在管柱内的循环, 将井下的脏物携带出来, 解除地层污染, 就可达到洗井目的。随着井筒内流体的流量和流速的增加, 其所产生的冲刷力也就越强, 所能携带的脏东西也就越多。另外水流速度的增大, 在射孔井段内的射孔枪眼附近所产生的负压也越大, 这样能够使近井地带的更多脏水被携带出来。统计2011年上半年, ××队吸水量下降的注水井洗井资料, 表1。从表1中可以得出, 吸水量下降的注水井大排量的洗井效果好于中排量和小排量的洗井效果, 主要是由于大排量洗井时流量大、流速快、冲刷力量也就强, 所能携带的脏东西也就越多, 洗井效果好。在关井降压, 放溢流10min后, 洗井排量平稳缓慢增加, 洗井排量应是最高洗井压力等于允许压力时的排量, 应尽量持续使用大排量。在保证出口排量大于进口排量的前提下, 满足洗井压力接近且不超过允许压力, 防止洗井液向地层漏失。大部分井洗井通畅后, 洗井压力会有不同程度的下降, 洗井排量也应随着调节。

4.2 测试遇阻的注水井洗井排量。

测试遇阻的注水井主要原因是井Á下管柱内油多, 将井下管柱内的油洗出就能达到洗井的目的。统计2011年上半年, ××队测试遇阻的注水井洗井资料 (表2) 。从表2中可以得出, 测试遇阻的注水井中、小排量的洗井效果好于大排量的洗井效果, 主要是由于油的密度的小于水的密度, 所以洗井时要以慢洗多洗的原则进行洗井, 才能把管柱内的最多的油洗到地面。测试遇阻的注水井中排量的洗井效率高于小排量的洗井效率, 应使用中排量20m3/h左右洗井, 洗井水量应为90m3-120m3, 洗井时间在4.5h-6h。注水井油套环形空间内存水和油管内存水基本是15m3左右, 6-8个洗井循环本就基本能将管柱内的油洗出。

4.3 测试憋压的注水井洗井排量。

测试憋压的注水井主要原因是测试仪器投捞造成井底憋压, 将井底压力降低就能达到洗井的目的。××井2011年3月10日测试时憋压, 下表为罐车不同排量的洗井对比 (表3) 。从表中3可以得出, 对于测试憋压的注水井小排量的洗井效果好于大排量和中排量的洗井效果, 主要原因是大排量洗井流量大、流速快、冲刷力量强, 井底的压力不能得到降低。所以洗井排量要用小排量接近且不低于10m3/h。

4.4 关井超过30天的注水井洗井排量。

关井超过30天的注水井洗井的主要原因是在恢复注水之前, 将井底的杂质洗出。由于长时间不注水, 地层亏空大, 该类注水井洗井时, 为了防止洗井时洗井液向地层漏失, 井内杂质堵塞地层, 首先要延长放溢流的时间20min, 其次排量严格按照10m3/h、20m3/h、25m3/h由小到大的排量洗井。

4.5 下入不可洗井封隔器的注水井洗井排量。

对于吸水量下降的注水井, 随着井筒内流体的流量和流速的增加, 其所产生的冲刷力也就越强, 所能携带的脏东西也就越多。按照不可洗井封隔器注水井放溢流吐水, 放溢流量要由小到大, 平衡操作, 最大排量不超过10m3/h。所以该种情况下, 洗井排量尽量控制在为10m3/h。

5 结论

5.1 对于吸水量下降的注水井, 合理的洗井排量为最高洗井压力等于允许压力时的排量, 应尽量持续使用大排量洗井。

5.2 对于测试遇阻的注水井, 合理的洗井排量为20m3/h左右洗井。

5.3 对于测试憋压的注水井, 合理的洗井排量为小排量是接近且不低于10m3/h洗井。

5.4 对于关井超过30d的注水井, 延长放溢流的时间20min, 合理的洗井排量为按照10m3/h、20m3/h、25m3/h由小到大洗井。

5.5 对于下入不可洗井封隔器吸水量下降的注水井, 合理的洗井排量为尽量控制在10m3/h洗井。

摘要：对于水驱开发油田来讲, 油田进入高含水后期, 多套井网并行开发, 开采条件及井下管柱状况越趋复杂, 前几年, 由于采取外排形式, 溢流量、洗井水量均较大, 因此洗井效果较好。目前依据环保要求, 罐车洗井等环保式洗井逐渐取代了外排式洗井, 成为目前的主要洗井方式, 由于受排量、时间等诸多因素影响, 洗井质量和效果很难保障, 严重影响了油田的注水开发效果。通过对目前注水井不同洗井原因的研究, 提出更为适合不同注水井洗井的合理排量, 进一步提高洗井质量, 保证注水效果, 为提高注水质量及保证油田开发效果提供有效保障。

关键词：注水井,洗井,排量

参考文献

注水井酸洗技术的研究与应用 第5篇

关键词：注水井；酸洗腐蚀结垢；有效率

1 影响洗井有效率的因素

1.1 区块地质开发数据分析

在地质开发过程中，开采的层位不同、射孔的位置不同所对应的横向显示岩性也不尽相同，由于注入水与储层长期作用，导致水中机杂、细菌、含油等物质产生储层污染，进而对地层产生严重的损害，同时也增加了管柱及井下配件的堵塞及结垢。

注水井在长期高压的条件下注水，在不同的开采层位，流体和压力不断变化，逐渐降低了地层的胶结性，使得部分泥岩等遇水发生膨胀，砂岩层出砂，如果盲目采取微喷方法洗井还可能引发地层出砂污染堵塞，改变层间特性。

1.2 水井腐蚀结垢速率分析不清时，盲目洗井达不到预期效果

如果是结垢速率快井，不清楚情况用普通清水洗井极易导致表层垢滑落到配水器位置，导致注水压力升高，测试遇阻情况发生。

1.3 对于确定腐蚀结垢井在洗井时，浓度、压力、排量安排不合理影响洗井效果

洗井浓度过低将要导致不能溶垢，洗井无效，洗井所用酸液浓度过高容易导致腐蚀套管及注水管柱，影响管柱使用寿命；低压注水井由于储层能量亏空，大排量洗井会导致、返出水少，无法携带井筒内杂质返排，达不到洗井效果。

1.4 洗井时间控制不合适

洗井时间短，冲洗不干净、不彻底，正常注水后，油管内悬浮的杂质堆积将导致二次沉淀、堵塞。洗井时间过长，水量大、流速快，将导致管柱长时间震动造成封隔器胶皮损伤和油管脱落。

2 洗井工作需要具备的条件及解决方法

2.1 水井洗井周期及水质化验 一口水井要通过长时间的摸索及通过实验室的化验分析才能得出各个区块的合理洗井周期及洗井工艺。测试遇阻井，对于两段或者三段井测试遇阻，如果一封一配能过去则考虑结垢，如果一配遇阻则要先查找投产记录及修井数据，确定此区块的岩性及管柱是否发生套变，然后分析此井的横向数据，确定是否出砂，排除这两种因素后可以确定结垢导致，按以下表进行酸液配比。

2.2 洗井不通

主要表现为洗井进出口均无水量。这种情况多见于溢流出砂井，造成这种问题的原因有两种：一是砂堵尾管和配水器；二是封隔器打不开或封隔器胶皮不回缩解封。

2.3 洗并不返

表现为洗井时，出口水量返出较少至不返水。主要发生在井下注水层位亏空井，主要因为近井地带储层能量亏空所致，此类井可以通过洗井加酸液先处理管壁腐蚀结垢杂质，再加入水膨体及聚合物的混合物，要求浓度低于3%，可以逐步深入打入地层，但是对于亏空严重井则必须进行调剖处理。

2.4 洗井压力逐步升高或突降

表现为洗井初始压力为正常油压，但是随着排量的增加压力逐步升高，这种情况多发生在水质差的区块，由于管线内沉积物及腐蚀物的存在，在洗井时候把杂物带入地层，同时堵塞洗井通道所致，这种情况我们要加低浓度酸液，用低速打入地层，切忌过快，在替完井筒内液体时候可以停井闷8小时左右，第二天在进行冲洗则会提高洗井成功率。

3 科学分析、统筹规划、制定合理的洗井方案

通过分析，要想实现洗井的科学合理，必须做到以下几点：

①了解注水层位特性，制定合理的洗井措施；

②分析水井压力波动及测试遇阻原因，针对性的实施洗井方案；

③做好洗井现场监督及流程监督。

3.1 了解注水层位特性，制定合理的洗井措施 乾采是典型的三低油田，受腐蚀结垢、井况复杂等因素影响，所以洗井必须详细了解各区块地质特性，具体情况如下表：

3.2 制定合理的洗井措施 首先，通过分析确定正常洗井压力。其次，洗井前对比分析历次不同情况洗井参数（压力、排量、时间变化和洗井后的效果），结合目前注水现状，制定详细、合理的洗井方案，对不同类别水井采取不同洗井方式。

参考文献：

[1]万仁溥主编.采油工程手册（精要本）[M].石油工业出版社.

[2]张琪.采油工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1989.

注水井调整论文 第6篇

三次加密调整井开采油层为动用较差的萨Ⅲ组和葡Ⅰ非主力油层, 同时射开部分发育差的主力油层, 随着油田开发的不断深入延续, 油层动用程度的不断提高, 要实现油田可持续发展的目标, 在采油井措施控潜余地越来越小的情况下, “注好水、注够水”是油田稳产的重中之重, 通过针对如何提高三次加密注水井注水质量的研究, 找到影响注水质量的因素, 从而保证注水效果, 为提高注水质量及保证油田开发效果提供有效保障。

2 三次加密注水井现状分析及对策

2.1 基本概况及现状

我队共有三次加密井28口, 于2010年9月陆续转注, 开采油层为动用较差的萨Ⅲ组和葡Ⅰ非主力油层, 同时射开部分发育差的主力油层, 平均砂岩厚度15.52米, 平均有效厚度3.50米, 配注1060立方米/日, 实际注水1010立方米/日, 三次加密注水井自投产以来, 出现注水井异常169次, 需要有针对性的分析原因, 找到治理的对策, 减少对注水质量的影响。

2.2 影响三次加密注水质量的主要原因及对策

通过对三次加密注水井注水异常情况的统计和分析, 除去测试原因影响, 认为主要是五个方面:计量仪表问题;配水装置问题;地层吸水能力变化;部分井洗井效果不好;管理经验及责任心不足。根据以上分析, 采取有针对性的调整和管理。

2.2.1 计量仪表问题

日注水量是通过高压注水水表计量, 有部分计量仪表未到校检期就会出现与测试流量计显示数值不符的现象, 所以对所有计量仪器进行检查, 不合格的进行校验, 定期对所有计量仪器进行检查, 统一送去规划研究所进行校验, 如果未到检验周期发现水表计量不准时, 及时相应的进行校验或更换, 同时将低注入量注水井通过高压水表转换装置进行更换, 对与计量相关的设备逐一检查整改, 达到所有计量仪器准确, 相关设备好用, 提高了注水计量精度。

2.2.2. 配水装置问题

三次加密注水井控制注水的配水装置都是组合式配水装置, 在管理中发现这种配水装置的阀门阀芯为针式阀芯, 注水时杂质会阻塞孔道, 开关阀门会磨损阀芯和阀座, 导致阀门不严, 更换配件工作量很大, 而且水流冲击易导致阀芯缩进, 存在难控制的现象, 组织人员对油压阀门丝杠上的台阶进行改造, 将改进后的阀门丝杠应用于阀门控制不稳的三次加密注水井上, 有效的提高了注水的平稳性。

2.2.3 地层吸水能力变化

对近2年三次加密注水井异常注水情况重点进行分析, 部分井日注水量在逐渐减少, 现场用压力表验证注入压力, 校对水表均无异常, 组织重新测试, 将水嘴调至最大, 洗井效果也不好, 注水量只能保持一小段时间, 不能达到层段水量的方案要求, 只能通过降虚数保证合格率, 分析认为是地层吸水能力发生变化影响。这部分井只能通过酸化、压裂等增注措施来解决。

2.2.4 部分井洗井效果不好

目前注水井洗井主要采用罐车洗井, 不同洗井原因的注水井洗井排量没有标准要求, 部分井达不到洗井的目的, 导致洗井效果不好。

通过加强洗井的监督、管理工作, 严格制定执行罐车合理的洗井排量。

(1) 吸水量下降的注水井洗井排量应是最高洗井压力等于允许压力时的排量, 并且尽量持续使用大排量。在保证出口排量大于进口排量的前提下, 满足洗井压力接近且不超过允许压力。

(2) 测试遇阻的注水井应使用中排量25m3/h左右洗井, 洗井水量应为90-120m3。

(3) 测试憋压的注水井洗井排量要用小排量接近且不低于10m3/h, 洗井水量在60m3左右。

按不同洗井原因执行不同洗井排量后, 使洗井无效井大大减少, 保证了洗井后的注水质量。

2.2.5 管理经验及责任心不足

部分岗位工人现场管理经验不足, 各项技能操作掌握欠缺, 而且对工作缺乏积极性和进取心, 资料录取不认真, 有些注水井就是因为不会管、不愿管造成的注水异常, 因此, 组织管井员工技术培训, 提高岗位员工的技术素质, 系统地学习《油水井巡回检查规范》、《注水井洗井管理规定》和《注水井资料录取现场检查管理规定》等相关标准规定, 在日常资料录取和审核管理工作中, 端正岗位工人工作态度, 制定了具体的考核制度, 明确责任, 加强管理考核力度, 不定期的进行注水井现场检查, 落实所检查注水井现场资料, 对资料不符或假资料绝不估息, 从严处理。在生产实际中现场操作, 从基本操作逐一演练, 模拟各种注水情况控制管理, 使岗位员工业务水平和自身素质得以提高, 在以后的现场管理中, 能够有效保证注水井正常注水, 从而提高注水质量。

3 几点认识

(1) 为保证三次加密注水井注水质量, 当出现注水井异常时, 要对具体情况分析, 采取相应措施, 首先检查计量设备, 对于低注井进行高压水表转换, 提高计量精度, 检查配水阀门, 对阀门进行改进, 通过有效洗井或组织及时测试, 达到正常注水的目的。

(2) 保持平稳注水, 减少波动, 努力排除设备影响, 保证三次加密注水井的有效注水实率。

常规注水井解堵增注提高石油采收率 第7篇

摘 要：注水开采油田，由于注水井水质变差，油层堵塞问题突出，严重影响了油田开发效果。因此，必须采用合理的保护油气层措施，防止地层损害。对已经堵塞的注水并必须分析堵塞原因，采用相应的解堵增注技术措施。

关键词：低渗透； 注水井；解堵增注；注水

一、注水井解堵的意义

在注水过程中引起吸水能力下降的原因可能是固体息粒、机械杂质或化学沉淀、结垢等造成的堵塞。也有可能是油污、细菌或毛细管现象造成的堵塞。由于堵塞性质不同在采用解堵措施时，应针对具体情况选择合适的解堵技术。目前，巳开发的解堵技术有两大类，一类是物理解堵法，一类是化学解堵法，每种方法都有自己的特点和适用范围，必须正确使用。否则不仅注水能力无法恢复，还可能产生更严重的堵塞现象。

通过注水井向油层注水，是保持油层压力，提高油藏采油速度和采收率而被广泛采用的一项重要的开发措施。但是不合格的注入水水质能使注水井吸水能力下降，注水压力下降，注水压力上升，油田生产注采失衡，油层亏空加剧，导致原油产量下降。水中腐性气体及微生物对设备、管线的腐蚀不仅增加采油成本，影响正常生产，而且腐蚀产物会进一步加剧油层堵塞。

二、注水过程中油层伤害的因素

注水引起油层伤害的主要原因是注入水与储层性质不配伍或配伍性不好、水质处理及注水工艺不当。

（一）注入水与地层水不配伍

1.注入水与底层直接生成CaCO3、CaSO4沉淀，或BaSO4、SrSO4沉淀或兼而有之。

2.注入水中溶解氧对金属腐蚀，使不溶解的铁化物发生沉淀。

3.水中的硫化氢（H2S）引起沉淀。

4.水中CO2引起Ca2+、Fe2+、Ba2+、Sr2+生成相应的碳酸盐

沉淀。

（二）注入水与储层岩石不配伍对地层的伤害

主要表现在以下三个方面：

1.矿化物敏感引起储层中水敏物质的膨胀、分散与运移。

2.PH值变化引起的微粒脱落、分散与运移。

3.注水与岩石润湿反转。

（三）注水与岩石润湿反转

1.流速的影响：低注入速度有利于细菌的生长和垢的形成；高注入速度将加剧腐蚀反应；高渗流速度加剧微粒的脱落、

运移。

2.温度变化的影响：在注水过程中，随着底层温度逐渐下降，流体粘度上升、流体阻力增加，岩石水润湿性上升，吸水能力下降；温度变化导致沉淀生成，温度上升有利于吸热沉淀生成，温度下降有利于放热沉淀生成；温度变化导致储层孔喉变温；应力敏感，且降低温度將导致蜡的析出。

3.压力变化的影响：压力变化会导致应力敏感（特别是双重介质油藏）和储层结构损害及沉淀的析出。

（四）不溶物造成地层堵塞

1.注入水中外来的机械杂质即悬浮物堵塞底层。

2.注水系统中的腐蚀产物如溶解氧对金属的腐蚀产物H2S对金属的腐蚀产物，对金属的腐蚀产物，细菌对金属的腐蚀产物。各种环境下生长的细菌表现为细菌繁殖堵塞流通道、流体粘度上升并派生无机物沉淀。

3.注入水中的油及其乳化物表现为液锁、乳滴吸附喉道表面，堵塞或减小喉道。

三、注水井油层特定堵塞机理

油层伤害主要表现为注水井油层堵塞或吸水能力下降，在众多的堵塞因素中，以下被忽视的特定因素应高度重视。

（一）铁的沉淀

在油田注水过程中往往发现注入水在水源、净化站或注水站出口含铁量很低，但经过地面管线到达井底过程中，含铁量逐渐增加。含铁量上升表明注入水对管壁产生了腐蚀，腐蚀产物主要是氢氧化铁和硫化亚铁。

氢氧化铁沉淀的生产机理：电化学腐蚀原理，铁的二价离子Fe2+进入水中，生成Fe（OH）2，注入水中的氧进一步将Fe（OH）2氧化生成Fe（OH）3。此外，当注入水中含有铁菌时，铁菌的代谢作用也会产生Fe（OH）3。

硫化亚铁沉淀的生产机理：当注入水中含有硫酸盐还原菌时，SO42+被这种细菌还原成H2S↑，而硫化氢与二价铁Fe2+生成硫化亚铁沉淀。当注入水含有硫化氢H2S时，其腐蚀变得更加严重。一些注水井内排出的水为黑色，并带有臭鸡蛋气味就是含有H2S和FeS的缘故。

（二）碳酸盐沉淀

当注入水溶解有碳酸氢钙、碳酸氢镁等不稳定盐时，注入地层后，由于温度变化而析出生成沉淀。水中游离的二氧化碳、碳酸氢根及碳酸根在一定的条件下，保持着一定的平衡关系：

CO2+H2O+CO32-→2HCO3-

当水注入油层后，由于温度升高，将使碳酸氢盐发生分解，平衡左移，溶液中CO32-的浓度增大。当水中含有大量的钙离子Ca2+时，在一定条件下CaCO3从水中析出。此外，在水中硫酸盐还原菌的作用下，有以下反应也会生成白色的CaCO3沉淀。

（三）细菌堵塞

注入水中含有的细菌（如硫酸盐还原菌、铁菌等）在注水系统和地层中繁殖出菌体本身造成堵塞外，还由于它们的代谢作用生成的硫化亚铁及沉淀物堵塞油层。由于注入水与所含细菌一起进入油层，而在一定范围内生长繁殖，其活泼发育半径约为36m。因此，菌体和代谢产物对油层造成的堵塞不只是在井壁渗滤表面，还会在近井地带。

（四）粘土膨胀

许多砂岩油层均存在着粘土夹层，而岩石胶结物亦含有一定数量的粘土。由于不同油层岩石粘土含量与组成不同，以及注入水性质不同，因此粘土的膨胀程度及对注水井能力的影响程度也有所不同。通常淡水比盐水更容易使粘土膨胀，地层水含盐高，因而一般注地层表水引起的粘土膨胀要小，粘土中小颗粒含量愈多，膨胀性愈大。

四、结论

综上所述，注水过程引起的油层伤害完全取决于油层自身岩性及所含流体特性与注入水水质两个方面。前者是客观存在的，是引起油层伤害的哦潜在因素；后者是诱发油层伤害的外部

条件。