注水井管理

注水井管理（共9篇）

注水井管理 篇1

2010年以来 , 针对注水井洗井工作 , 大庆油田公司开发部提出具体要求:实施专业化管理, 加强协调, 确保注水井洗井比例达到70%以上。随着井网的逐年加密, 井数逐渐增多, 工作负荷也随之增大。如何减轻洗井工作强度, 将洗井工作重心由量向质的方向转变, 保证注水质量, 已经成为注水井洗井管理工作的重点。因此, 为解决这一矛盾, 寻找适合精细注水井洗井的质量管理方法, 势在必行[1]。

1精细注水井洗井质量管理的基本内容

精细注水井洗井质量管理是在注水井洗井管理中融入精细化质量管理理念, 结合注水井洗井的实际情况形成的一种管理方法, 其基本内容包括:

1) 注重员工操作技能 , 组织管理者学习洗井流程及相关注意事项, 加强现场操作培训, 提升队伍施工实力, 务求实效。

2) 加强网络技术监督 , 建立采油矿、队、站的洗井GPS及油耗监督管理网络, 保证洗井操作规范, 责任到位, 洗井管理更加科学化。

3) 实行矿、队、站“三级监督 ”检查制度 , 洗井操作有专人承包, 洗井责任到人, 提高员工责任意识。

4) 完善“注水月度例会 ”制度 , 每月下旬召开注水会议, 由注水矿长、矿相关干事、队长及技术员参加, 将洗井工作作为一项议题进行评议, 洗井实施效果跟踪分析, 对洗井过程中需要矿协调解决的问题进行安排指导, 会后组织实施, 反馈效果。

5) 注水井“一井一策”洗井管理模式 , 即与地质和作业结合, 掌握注水井注水情况, 每口注水井编写一个洗井方案, 洗井管理更加精细化。

通过精细注水井洗井质量管理在洗井方面的应用与扩展, 使得现场操作人员技术过硬、监督体系更加完善、责任承包到人、注水例会制度、一井一策管理5个方面得到强化, 保证洗井效果。

2精细注水井洗井质量管理的实施过程

精细注水井洗井质量管理体现了注水井洗井管理的精细化、系统性和规范性, 5个基本内容很好地实现了理论与实践的有效结合, 既保证了注水质量, 降低了投入成本, 又能保障注水水质的合格率, 具有很高的应用价值。

2.1加强员工能力培养, 洗井更加专业化

把员工能力培养放在首要位置, 切实体现了“以人为本”的管理理念[2], 从人在质量管理中的地位和作用出发, 立足于“人的质量是注水水质质量的基础”这个基本点[3], 对洗井管理人员坚持“按需施教 , 务求实效”的原则加以培训。

1) 基于现场实际, 培训管理人员。由于注水井洗井采用高压泵车的洗井方式, 属高风险作业, 因此定期针对洗井操作流程及安全问题组织现场管理人员进行培训。使员工全面掌握注水井洗井的方法原理、技术特点、施工条件、质量标准等知识, 并轮换岗位加以实践, 积累现场经验, 做到学以致用。员工素质得到全面提升, 操作水平显著提高, 现场安全隐患及时发现并处理。针对注水井洗井的安全问题, 制定了《注水井洗井安全操作规范》, 洗井施工井场采用安全警戒线四角圈闭, 悬挂“高压施工严禁入内”标志牌 (图1) ;原井工艺阀门只允许施工前后开关, 在施工过程中需采用炮弹阀进行开关 (图2) , 确保洗井安全。

2) 加强有效沟通, 提升管理能力[4]。在洗井过程中需要协调作业队、油田管理部、地质大队、采油队等多部门以及地方人员配合完成。员工不仅要对自己的岗位技能熟练掌握, 还要了解其他部门的职能, 并掌握沟通技巧, 这样才能更好地做好注水井洗井工作。因此, 加大员工在协调管理、沟通技巧等方面的培训力度, 分层次、分类别地举办培训班, 为员工搭建同各级领导干部交流及解决问题的平台, 提升了管理能力。

2.2加强资料管理与现场监督 , 洗井更加精细化

在洗井过程中, 寻找影响注水质量、效率、成本的关键因素, 通过落实洗井通知单、编写施工设计、保障安全施工到现场监督、跟踪洗井效果等多方面加强管理, 做到方案设计到位、现场监督到位、施工总结到位、效果跟踪到位、检查考核到位, 形成了大庆油田第八采油厂特色的洗井模式。

1) 依据渗透率情况, 确定注水井洗井水质要求。第八采油厂厂现有污水站6座, 清水站17座, 根据渗透率情况, 制定以下指标标准 (表1) 。同时制定水质检查周期为整体季度取样、月抽查取样, 确保洗井水水质。

2) 依据现场实际情况, 编制注水井洗井通知单。将注水井基础数据与井下管柱情况相结合、注水井地层压力与注水压力相结合、洗井及时性与地面道路条件相结合, 保障洗井及时、有效。同时考虑罐车能否进入井场、注水井井口闸门完好情况, 提高洗井效率。编制了第八采油厂注水井洗井及作业系统, 极大地节约了洗井资料收取时间, 方便了管理人员网上跟踪, 使得注水井洗井资料管理更加系统化、规范化。

3) 依据洗井通知单, 编制注水井洗井施工设计。结合注水井洗井通知单中的生产压力及井场情况, 有针对性地编制注水井洗井施工设计, 在设计中考虑到压力高或井场小的井在施工过程中要注意的问题。通过施工设计的编制, 使得现场施工人员能够清楚该井情况, 做好施工准备。

4) 强化安全意识, 确保施工零伤害。针对高压注水井井数多、压力高、洗井风险大, 存在安全隐患的难题, 工技大队充分征询相关部门的意见, 制定了《注水井洗井安全规范》。规范要求:洗井前要按照规范操作, 明确车组、管线在井场的摆放位置, 并设立警戒标识;洗井过程中要时刻注意压力的变化、异常声响;洗井后必须关闭阀门, 并要求恢复洗井现场, 与采油队建立交接手续。

5) 做好施工技术监督, 确保洗井效果。针对注水井数多, 监督人员少的问题, 采用GPS车辆跟踪及油耗跟踪软件进行监督。依据车辆GPS运行轨迹检查是否到各矿指定的加水、卸水点, 以确定该井是否按要求加卸水; 依据油耗软件跟踪泵车打压洗井水量下的油耗来确定该井是否达到洗井水量要求。

2.3完善监督体系, 洗井更加规范化

洗井规范化决定着洗井质量和洗井效率, 要保证洗井有秩序、高效率、高质量完成, 就要有完善的组织机构。

1) 落实部门责任, 健全管理体系。由于洗井工作需要油田管理部、工程技术大队、采油矿及施工单位等多部门的协作完成, 构建了组织机构, 落实各部门职责 (表2) , 健全了层层监督的高效管理体系。

2) 修订第八采油厂注水井洗井管理规定 , 明确各单位职责, 加强相互沟通, 确保注水井洗井质量。严格要求各个相关单位履行本单位职责, 保证注水井洗井工作平稳运行。加强注水井洗井考核制度, 分别从洗井计划管理、洗井过程要求、洗井监督、洗井资料管理、洗井工作量等方面做出了相应考核办法, 使得管理更加精细化、规范化。

3) 成立三级监督体系, 确保洗井质量。依据《第八采油厂注水井洗井管理规定》、《第八采油厂注水井洗井安全规范》以及《第八采油厂注水井洗井操作规程》, 制定厂、矿、队三级监督体系, 即:工程技术大队保证洗井监督率在15%以上, 采油矿洗井监督率应达30%以上, 采油队洗井监督率应达到100%。

2.4坚持洗井例会制度, 洗井效果更加显著

1) 完善注水井月度洗井例会制度, 每月25日左右召开注水会议, 先由矿里上报本月注水井洗井情况、检查中存在的不符合《第八采油厂注水井洗井安全规范》中的问题以及加水卸水协调的问题, 对于未完成工作量在接受考核的同时还要分析原因, 提出切实存在的矿里无法解决的问题。依据《第八采油厂注水井洗井管理规定》中所规定的各个相关单位职责进行分配解决。

2) 操作方法趋于合理, 流程更加实用。广泛征求各部门及现场人员意见, 对不合理的流程加以改进, 使之更加完善、高效。

3) 洗井工作科学管理, 效益显著提高。在洗过的水井中进行效果跟踪化验分析, 寻找在相同注水条件下洗井效果最为理想的井, 从地质条件、注入方式、洗井管理等各个细节入手, 发现问题的关键, 不断科学地调整洗井方案。

2.5“一井一策”的洗井管理模式, 洗井更有针对性

注水井“一井一策”洗井管理模式[5], 即 :每口注水井编写一个洗井方案, 建立注水井洗井指导卡, 将其放在洗井班组, 使洗井更有针对性。

1) 建立注水井“一井一策”洗井立体管理网络 , 在横向上与地质、作业结合, 在纵向上建立采油厂、矿、队的洗井监督管理, 矿相关负责人对工作进行检查督导;采油队有一名副职干部主抓全队洗井工作, 与技术员一起指导洗井; 每口注水井洗井操作要做到专人承包, 责任到人。

2) 建立“一井一策”洗井三级监督检查制度。班组洗井承包人按《第八采油厂注水井洗井管理规定》进行洗井, 技术员或者副队长到现场指导每口注水井洗井, 矿水井负责人对当月30%的计划洗井工作量到现场进行检查指导, 并在洗井检查记录上签字。在洗井过程中, 洗井压力、排量数值出现异常时, 积极查找原因, 解决问题, 从而有效提高洗井质量。

3实施效果

在精细注水井洗井质量管理的前提下, 依据洗井排量与洗出前2罐水的悬浮物含量曲线 (图3) 理论分析, 得出注水井洗井的合理排量范围是28~32m3/h, 最终选取排量为30m3/h。

依据洗井水量与悬浮物含量曲线 (图4) 理论分析, 得出注水井洗井的合理水量为58m3, 因此选取洗井水量为60m3。

在洗井水量为60m3、排量为30m3/h时的洗井周期为注污水及清污混注井每年洗井2次, 注清水井每年洗井1次, 大大提高了注水井洗井质量, 降低了工人的劳动强度。

通过精细注水井洗井质量管理实践, 得出2014年的洗井工作量为2 885井次, 洗井工作减少2 195井次, 节约洗井成本约1 097.5万元, 见到了可观的效益。

4结论

精细注水井洗井质量管理实现了洗井质量、成本、效益的综合改善, 培养了一批懂技术、会管理的人才, 优化了洗井作业实施过程, 建立了质量控制体系。在注水井洗井过程中创新应用了几种质量管理方法, 加强了技术防范, 完善了监督体系, 提高了洗井质量。同时应用先进科技手段来辅助注水井洗井管理是精细注水井洗井质量管理的特色, 突出了科技创新在油田开发中的生命力作用, 是精细质量管理理论应用于注水井洗井实践的扩展与发扬。

参考文献

[1]Q/SH0179-2008注水井洗井技术规范[S].

[2]杜岩, 赵霁明.实施精益质量管理切实提升油田井下作业质量水平[J].石油工业技术监督, 2006, 22 (9) :25-26.

[3]郝夕军, 刘玉科, 殷正, 等.石油企业质量管理的探索[J].中国西部科技, 2010, 20 (25) :53, 66.

[4]刘波.注水井洗井质量影响因素分析与对策研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2010, 30 (12) :59-60.

[5]孙爱红.建立注水井“一井一策”洗井管理模式, 提高洗井质量[J].今日科苑, 2008, 16 (5) :115-116.

注水井管理 篇2

高压注水井油管柱设计研究

针对注水管柱设计不好可能导致管柱断裂问题,对高压注水管柱作业过程进行了受力分析,给出了轴向拉力、外挤压力和内压力计算公式与注水管柱设计方法.提出在设计注水管柱时,下部管柱钢级和壁厚的初选可用抗挤和抗外压两种方案,然后从两套方案中选取高钢级方案.上部管柱钢级和壁厚按抗拉强度确定.

作 者：王金龙 WANG Jin-long  作者单位：潍坊学院,机电工程学院,山东,潍坊,261061 刊 名：榆林学院学报 英文刊名：JOURNAL OF YULIN COLLEGE 年，卷(期)： 17(4) 分类号：N945.23 关键词：注水管柱   受力分析   设计  

注水井测试班组的创新管理 篇3

1 创新管理的特点

1.1 系统性

众所周知, 油田高压测试是一个复杂的系统, 系统内各个要素相互联系、相互作用。就为创新管理寻找到着力点提供了可能, 同时也为创新管理成果的评价提供了标准。

1.2 全员性

创新管理的程度有大有小, 可认企业所有员工都能成为创新管理的主体。依靠员工来解决测试中存在的问题, 被认为是现代油田管理面貌的创新之一。从实际上看企业创新管理涉及到每名员工, 每个人对管理系统是如何影响到他本人, 以及从他个人角度来看该如何改进都是有发言权的, 因此, 我们每个人都能够且应该成为创新管理的主体。

2 创新管理过程中的主要阶段

2.1 发现及确认不满

与企业利益相关者的不满主要表现在: (1) 普通员工对企业薪酬制度、绩效考评制度及用人制度的不满, (2) 企业所在地区对企业行为的不满, 如:环境污染等。 (3) 企业内部各班组之间出现的不满。

2.2 寻找技术解决对策

为消除上述不满, 企业要进行管理创新, 及技术创新。创新管理在制度上一般有三个选择: (1) 改革企业管理制度, 例如:改革薪酬制度, 用人制度等; (2) 引入成熟的管理制度, 例如:流程改造、平衡计分卡等; (3) 企业自行创新, 提出新的管理模式及管理制度。一般情况下, 企业创新管理在技术上是以前两种为主。也就是说, 我们无需另辟蹊径, 根据自身情况引入成熟的管理制度及技术, 并对其加以改进调整, 使之适应我们企业的具体情况。

3 实施及评价

3.1 对测试班组从新整合

将一些年龄大的, 身体不好的同志组成三人测试班组, 这样在工作中彼此间互相照应, 避免了相互攀比、扯皮偷懒的情况发生。将年纪轻身体好的同志组成二人高效测试班组, 由于人员精干, 同时使用了新型测试仪器, 工作效率明显提高。

3.2 提高测试效率

创新改革前后对照表 (见表1)

从表1可以看出, 实行创新管理以后, 高压测试班组由过去的15个减少到12个, 每个班组过去每月完成6-7口, 现在为8-11口井, 效率明显提高。

3.3 创新管理考核办法:

3.3.1 实测法:

是指通过各种项目实际测量进行考评的方法。例如, 对员工进行生产技术技能的考评, 通常采用现场作业, 通过对其实际测量, 进行技术测定、能力考核。

3.3.2 成绩记录法:

是指将取得的各项成绩记录下来, 以最后累积的结果进行评价的方法。例如:班组每月完成测试井数;合格率多少, 劳动纪律执行情况。测试后井场恢复情况, 是否有采油队投诉等。通过以上的指标对班组进行综合排名前三名奖励300、200、100;后三名处罚300、200、100。

3.3.3 奖金分配模式:

根据班组结构的重新改变, 创新考核激励机制, 细化、量化奖金考核, 起到奖金多劳多得的应有作用, 每月按所测试实际完成合格层数的多少来制定奖金数额, 充分调动员工爱岗敬业、扎实测试的积极性。

3.4 加强测试质量监督

3.4.1 成立质量监督检配班, 每个月对全队的各个班组的完成井, 进行监督检测, 有不合规的井, 及时整改, 并纳入本月的奖金考核, 对合格井进行奖励, 做到奖罚分明, 从而提高了大家的劳动积极性。

3.4.2 对参加厂里地质大队检查班组, 成绩优异的予以重奖。

4 重组后的效果

经统计:班组月平均测试井数可增加1.5井次。测试检配合格率已由目前的76%达到90%以上, 进一步提高了测试质量和测试效率, 达到精细测试的目的。

5 结束语

综上所述, 没有开拓创新的企业是没有希望的企业。当今社会, 科技创新促进社会经济的高速发展, 推动社会生产力的进步, 创新的作用越来越大, 也越来越明显, 已渐渐成为不可阻挡的潮流, 只有充分认识到企业管理的现状, 才能更为深刻的理解管理创新的重要性, 分析存在的问题, 有针对性的提出管理创新的新措施, 从而提高工作效率。我们要顺应发展趋势, 鼓励创新, 支持创新, 在企业或组织形成创新的良好氛围, 促进利润增长, 推进企业发展。

摘要：五矿共有分层注水井314口, 按一年测试三次的要求, 年测试井数942井次, 复测、方案调整、调剖、酸化、措施后等计划外测试井预计为122井次 (按15%计算) , 总测试井次1064井次。面对着注水井分层测试任务的日益增大, 只有提高创新, 才能提高我矿注水井分层测试的质量和工作效率。

关键词：高压班组,测试,创新管理

参考文献

[1]沈丽鹏.浅析企业创新管理之路[J].当代经济 (下半月) , 2008, 02.

注水井管理 篇4

术研究

吴艳峰

（吉林油田分公司新木采油厂）

摘要

新木油田前60区块油藏为稀油油藏。其中原油都具有“两高两低”的特征，即高含蜡量、高凝固点、低密度、低粘度。地层水总矿化度较高,水型均为NaHCO3型。关键词

新木油田

注水井

欠注

低渗 前言

随着新木油田开发进入后期，注水仍然是油藏开采的重要方式。在注水过程中，注入水不断地被注入到油气层中，随着注入量的不断增大，注入水必然要与油气层的岩石和流体接触，进入地层，并发生各种物理和化学变化，这些变化常导致渗透率下降，损害地层造成欠注。文章主要提出一个观点即：前60区块的欠注井大面积发生主要由注入水导致储层的敏感性发生改变、渗透率急速下降所导致的。

一、区块基本情况介绍

前60区块构造位置位于扶新隆起带南坡前旗，构造特征是断层切割的单斜构造，断层发育近南北向正断层，裂缝不发育，2005年投入开发，含油面积9.57平方千米，地质储量388.79万吨，可采储量60.27万吨，采收率15.5%，开发层系为扶余油层,主力油层为4、5号小层，孔 隙 度为13.9％，渗 透 率：2.7× 10-3μm2，目前注水方式采用反七点面积注水，注水井69口，开井67口，欠注井15口，日配注水量1610方，实际日注水量1400方，日欠注数量210方。

油藏物性

前60区块油藏岩性以粉砂岩为主，少量细砂岩，孔隙度均值13.9%，范围在（10%-18%）；渗透率均值2.7*10-3μm2，分布范围（0.16-10*10-3μm2）；含油饱和度为52%。砂岩粒级细，分选差，泥质含量高，岩石颗粒磨圆度绝大多数为次棱角状，胶结类型为接触式和孔隙式，油藏含油井段20米，砂岩厚度平均10.1米，油藏类型为岩性构造，无统一的油水界面，粘土矿物以高岭石为主。流体物性

原油含蜡量为25.5%，凝固点为35 ℃，地面原油密度为0.87 g/cm3，地面原油粘度为42.2 mPa.s，含硫0.08%。

地层水总矿化度为15296 mg/l，氯离子含量为5655 mg/l，水型属于NaHCO3型，原始地层压力为10.0MPa，原始地层温度为56 ℃。目前平均地层压力为12.9mPa，目前平均地层温度40 ℃.二、理论与矿场情况分析（1）理论分析

通过对60区块储层岩心速敏、盐敏导致渗透率试验，确认为欠注主要由注入水导致储层的敏感性发生改变造成渗透率急速下降导致欠注大面积发生，治理方式应以增压增注为主。前60-5-1井岩心速敏试验数据（见表

1、图1）表1

图1

针对17厘米厚度的岩心样品试验，体积流速为0.1ml/min时，渗透率最高为5.9mD,随着流速的增大渗透率降低，当流速大于5ml/min以后，渗透率基本保持在2.9mD,达到最低程度不会再发生改变。前60-5-1井岩心水敏试验数据（见表

2、图2）表2

图2

从数据图表分析：针对17厘米厚度的岩心样品试验，当地层水盐度为23213mg/l时，渗透率最高为3.14mD,随着盐度的降低渗透率急剧降低，当盐度等于0mg/l时，渗透率达到最低。（前60注入水矿化度1071.83mg/l）以前60-15-3油井采出水与前60-13-1水井注入水配伍性试验数据分析为依据

OLI结垢分析软件计算结果（见表3）

比例CACO3 pScalTend0.00000.05470.10670.15590.20220.245 前60-15-3油井/60-13-1水井1:000.8:0.20.6：0.40.4：0.60.2:0.80:01通过配伍性试验数据分析：前60-15-3油井产出水碳酸盐结垢趋势指数ST小于1，说明该井不存在碳酸盐结垢；随着前60-13-1水井注入水增加，结垢趋势指数ST虽然有所增大，但仍然小于1，说明该井不会大量出现碳酸盐结垢；注入水对地层水的影响不大。（2）矿场应用

针对前60区块地质储量控制较高的3#和5#井组实施安装增压泵改造，治理欠注注井13口，有效13口，有效率达到100%。（见表3）表3

安装前队别注水间井号前60-6-4前60-6-8前60-12-6前60-10-8前60-10-12前60-6-1前60-6-12前60-10-43#前60-8-10前60-14-16前60-14-8前60-14-12采油十一队5#前60-10-16配注2520***01525252525实注***92000019192014/4/132014/1/21安装日期配注2520***01525252525安装后实注2519***1525252425目前实注2419***1425252425

三、结论与对策

结论：前60区块欠注主要是由于储层岩石敏感性变化导致渗透率下降造成的而不是以结垢等二次污染造成的。

对策：针对前60区块欠注应该考虑安装离心式增压泵增注技术

作业简介

注水井管理 篇5

大庆油田进入高含水期开发以后,地下油水分布状况日趋复杂,受地层固有的非均质性的影响,使油层的层内、层间矛盾加剧,造成油井含水上升;差油层动用状况较差,导致油田水驱效率及波及系数降低,最终采收率低,经济效益较低。为了保证油田的持续稳产,注水井化学浅调剖成为油田高含水期剩余油的挖潜和提高开发效果有力的技术手段之一。

近年来,调剖井数急速增加,调剖施工井需录取的相关数据量增加了数倍。现有的调剖项目组人员难以保质保量的完成激增的工作量。调剖井现场运行的时效性、准确性要求比较高,需要协调采油矿的测试队按方案投捞水嘴、采油队核实压力或恢复注水、施工单位进行调剖施工等各项工作及时准确。靠人工手动查询单井相关数据,效率较低,准确率很难保证,时效性也难以达到要求。

我们通过对大庆油田各采油厂目前调剖业务管理、岗位分工、数据分析等项工作的流程、方法和业务需求进行整理和归纳总结,根据调剖管理工作的实际要求,按照业务驱动和工作协同的设计理念,采用分层架构、数据驱动、多学科协同分析等技术,提出了相关设计的技术解决方案,搭建了注水井化学浅调剖管理平台,直接从数据库调出多井调剖相关数据,自动生成需要的各种表格,提高工作效率和数据的准确程度,为保证今后的浅调剖工作提供支持。系统应用后,一方面可以节省人力、物力资源,实现无纸化办公;另一方面,因为信息的集中、准确、全面、实时、共享,业务的网络流程化管理,也将大大提高工作效率和工作质量,并为各级生产指挥决策人员和科研管理工作者提供完整的数据信息支持和高效辅助分析工具,显著提升调剖管理工作的自动化水平。

1 数据库设计

本系统处理的基本数据为中石油统一的Oracle存储的油田开发数据库,因此在服务器端采用Oracle数据库管理系统来对派生辅助数据进行管理,以保障数据的安全性、稳定性,提高系统的响应速度。

根据用户具体需求以及系统功能需求,结合实际情况,本系统的辅助数据库的数据表包括:调剖数据表、调剖代码表、吸水数据表、动态信息数据表、用户管理数据表、区块关系表。

2 软件功能设计与实现

2.1 生产运行管理流程设计

生产运行管理模块按照实际业务流程,实现调剖运行管理全方位流程化个性化服务与流转控制,包括拔嘴井设置、调剖井筛选、恢复注水井筛选、核实压力管理等功能,具有以下功能特点。

(1)数据绑定采用B/S模式的数据库远程维护模式,将GridView与Data Table进行绑定,GridView在客户端以浏览器的方式进行界面展示并与用户交互,接收用户的请求并处理用户的请求;Data Table负责与底层数据库的交互。Data Table能存储数据并独立于数据库存在,方便进行插入,删除操作而不提交到数据库。

(2)级连互动将井别代码字段与级连的Drop Down List进行绑定,在前台添加Select Index Change事件,从数据库中提取井别代码的分类标准,并根据用户的选择作出相应改变,提高了该字段的填写效率。

(3)批量录入由于远程维护的操作是一次性提交给服务器的,因此,为了提高远程维护的效率,系统提供了一次性可以插入多个记录的能力。将所有的插入记录以表格的形式全部显示在页面,把这些数据一次插入到数据库,提高程序的执行效率,也可以减少录入人员的工作量。

数据验证证数据类型、过滤任何非法性输入,对操作人员键入表单的数据进行检查,并在值与数据验证规则指定的条件不符的情况下显示出错警告。如果输入的值与特定的条件不符,则立即显示出错警告,保证数据的安全性(图1)。

3.2 数据统计设计

该模块采用动态报表制作技术、利用Java Script、Ajax技术与Grid View数据绑定相结合,直接生成调剖管理用、上报油公司用各类报表,表内数据自动提取与计算,减轻了调剖管理人员日常工作量,提高了工作效率和数据统计的准确性,具体算法略。

3.3 施工效果评价标准设计

根据调剖井验收评价标准,利用调剖数据库中已有数据,自动进行标准合格情况判断,同时可查看详细注入测试资料,动态绘制吸水剖面图。

效果评价标准如下:

标准1:在相同配注水量下,目的层注水压力上升0.5MPa以上。

标准2:在相同注水压力下,目的层注水量降低40%以上。

标准3:调剖层段在无井下配水水嘴情况下,启动压力与破裂压力的压差≤2 MPa的调剖井,启动压力提高0.5MPa以上,启动压力与破裂压力的压差≥2 MPa的调剖井,启动压力提高1.0 MPa以上。

标准4:目的层吸水指数下降15%以上。

标准5:吸水剖面发生明显变化,目的层段中高渗透层降低吸水量,每米吸水量的变化在10%以上。

3.4 用户权限管理设计

为了便于各级用户使用本平台,针对不同角色、不同模块分配了不同权限。平台通过对用户权限的严格制约,达到操作有序、分工明确、安全有效、保障有力的目的。用户管理包括用户基本信息管理、部门管理、用户组管理和IP地址管理。使用本系统需要登录,管理员在系统管理处进行用户注册,通过指定用户所在用户组进行权限设置。此外,也可以指定IP地址范围,访问用户的IP地址在设定范围内,可通过IP认证自动登录使用本系统。

4 结论及认识

注水井洗井方法浅析 篇6

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、油水密闭连接装置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、车况等诸多因素影响,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。通过对目前油田注水井洗井方法的研究,提出适合目前油田水井洗井工作的建议和方法,为提高注水质量及保证油田开发效果提供有效保障。

1 目前洗井方法存在的主要问题。

目前洗井操作按《大庆油田有限责任公司企业标准》[2003年Q/SY DQ0916-2003]中有关洗井规定执行,洗井时要平稳操作,先关井降压30分钟,放溢流10分钟,然后控制进、出口排量,进口排量应由小到大按15m3/h、20m3/h、25m3/h,出口排量大于进口排量。采用目视比浊法,观察进、出口水质达到一致,方可停止洗井恢复注水。下不可洗井封隔器注水井,放溢流吐水,溢流量要由小到大,平衡操作,最大排量不超过10m3/h。但在洗井过程中一些具体问题逐步暴露出来:1.1关井降压时间不合理。关井降压的目的是为了防止压力下降过快引发套损,目前洗井标准为洗前关井降压30分钟。通过对我队30口注水井洗井时关井降压记录发现,有40%注水井关井30分钟后,压降变化趋于稳定,其余60%的注水井压降在10分钟左右趋于稳定,或是无明显变化,对于这部分井压降时间显然过长。1.2放溢流时间不合理。井底溢流是将井底脏物排出井筒的方法,目前标准规定洗井放溢流10分钟,但随着井网逐步增加,井况日益复杂,各井的注水井需关井10~15分钟;慢速下降型的注水井需关井降压30分钟,无明显变化型的注水井可直接洗井(洗井时应观察压降的变化)。因此关井降压的最佳时间应该是压降变化趋于稳定的时间。2.2放井底溢流时间的确定。

为提高洗井质量,对井底压力高,溢流量大的注水井来说,适当延长放溢流时间,靠溢流将井底脏物带出地面,效果比正常洗井要好。但按目前洗井标准规定洗井前放溢流10分钟,按规定最大溢流量10m3/h来计算,溢流量也仅是1.7m3,而一口套管规范为∮139.7mm,为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12.2m3。由此可见,目前洗井前所要求的溢流量与井筒内所存水的差距较大。

但溢流量过低,易发生洗漏的现象,溢流末期应保留一定的溢流量和地层压力水平,同时从预防套损的角度考虑,溢流量不能超过10m3/h,因此认为对于有溢流量的注水井,溢流量应大于存水量,末期溢流量应至少保持在5m3/h左右的水平。

确定溢流原则如下:2.2.1对于溢流量较大的注水井,井深1000m以上的溢流量应在15m3以上,溢流量稳定到5m3/h左右时转入正常洗井;2.2.2油层物性好,地层压力高,溢流量长时间在5m3/h以上,井深1000m~800m的溢流量应在11m3以上转入正常洗井;2.2.3对于无溢流量或初期溢流量在5m3/h左右的注水井可直接洗井;2.2.4溢流量最大不能超过10m3/h,以防止溢流量过大,井下压力下降过快,引发井下套损。2.3排量规范。2.3.1溢流量长时间较大(溢流量大于5 m3/h),采用低排量(15m3/h)洗井,借助溢流量本身将井底和管壁脏物冲出井口,达到洗井目的。2.3.2压降稳定后,压力较低,溢流量较小的注水井(溢流量小于5m3/h),采用较大排量(25m3/h)洗井。2.3.3对于无溢流量或溢流量过低的注水井,初期洗井排量确定为20m3/h。2.3.4洗井进出口水质一致后,采用与洗井排量相反的排量进行巩固,即大排量洗井采用小排量巩固,小排量洗井采用大排量巩固,巩固时间为30分钟。

3结论及认识。3.1现阶段洗井的方式方法需要做相应的调整和改进,以适应油层复杂的情况。3.2洗井排量大小和洗井时间的确定依据洗井出口大于进口的原则,总体上关井降压时间5~30分钟,溢流时间0~30分钟,溢流量在8~15m3,溢流排量在0~10m3/h,洗井排量15~25m3/h,洗井时间长短以井口水质达标为准。

摘要：通过分析注水井洗井的现状、存在的问题及洗井效果,通过对洗井降压时间、溢流量、压力的分析,通过实际实施洗井的实践摸索,论证了洗井方法,从而提高了注水井洗井质量,保证了注水效果。

注水井循环洗井药剂优选 篇7

注水井循环技术主要是通过向洗井液中加入化学药剂,利用其杀菌、增大油滴粒径和扩大密度等功能,在油水分离器和精细过滤器的配合下,达到净化水质的目标。在药剂优选过程中,针对葡萄花油田洗井液细菌数、油含量和悬浮物超标问题,对6种杀菌和絮凝药剂进行了室内试验。

1 杀菌剂优选

1.1 试验

针对井筒内细菌较高、泥沙较大、絮体较多的特点,室内合成复配出6种杀菌剂,利用其进行杀菌率指标测试,主要对硫酸还原菌、腐生菌和铁细菌含量进行指标测试。试验情况如下:

◇取现场水样100 mL倒入100 mL容量瓶中;

◇用移液管分别移入6种药剂0.5 mL,各杀菌30 min;

◇测试各种药剂情况下的杀菌情况,并同时测试未加药水样的含菌量,以此确定加药和不加药情况下的杀菌率(表1)。

根据试验情况来看,杀菌黏泥抑制剂LF-1杀菌效果最好,3项指标均能达到标准的要求,因此选用杀菌黏泥抑制剂LF-1。

1.2 性能评价

通过试验合成的新型、高效的改性双季铵盐型杀菌黏泥抑制剂,具有广泛的生物活性,是新型的阳离子型、非氧化杀菌灭菌剂,其性能远远优于单季铵盐、双季铵盐和聚季铵盐。

药剂内带有极强的正电荷,容易吸附于微生物的表面,通过渗透扩散作用,穿过表面进入微生物细胞膜,完成半渗透作用;再进一步进入细胞内部,使细胞内酶钝化,蛋白质核酶不能产生,蛋白质得以改性,借此杀死微生物。

2 絮凝剂优选

2.1 试验

利用6种絮凝剂对污水中的悬浮固体含量、粒径中值和含油量进行了指标测试,并对絮体上浮进行了筛选。试验情况如下:

◇取现场水样100 mL倒入100 mL比色管中;

◇用移液管分别移入6种药剂1 mL,静止观察絮体变化;

◇秒表记录絮体上浮的时间,观察水质的清晰度。

从试验结果来看,复合絮凝剂LF-2的絮凝效果最好,添加该药的水样的含油量、悬浮固体含量和悬浮固体颗粒直径中值3项指标均达到了“15、10、3”的指标要求,可以满足现场需要(表2)。

根据对比试验来看(图1和图2),复合絮凝剂LF-2的絮凝效果最好,不但上浮速度快、水质清,且絮体紧凑、下沉量极少,可满足现场要求(表3)。

2.2 作用机理分析

复合絮凝剂LF-2是由高分子聚合物和反向破乳剂复合而成的一种有机絮凝剂。高分子聚合物因其分子结构中含有数目众多的阳离子基团,可使絮凝剂通过静电作用吸附于带负电的悬浮物颗粒、带负电的乳化油滴和含阴离子基团的水溶性有机胶质上,使悬浮颗粒凝聚、絮凝沉降、乳化油滴凝聚变大、上浮或破乳,阴离子型溶解有机污染物与之静电相吸而聚沉等;因此,其具有凝聚和絮凝的双重功能,可有效地降低水的浊度、含油量和COD值。此外,阳离子有机高分子利用其特有的季铵基团,也具有杀死细菌及微生物的作用。反向破乳剂的加入,一定程度上降低了油水之间的界面张力,使得O/W的结构得到破坏,污水中细小的油珠快速聚集,并吸附到大相对分子质量和低相对分子质量所聚集的絮体上,这样就增大了絮体的体积;同时原油的密度较小,大量的吸附后使得絮体变轻,因此上浮速度较快[1]。

3 合理加药量

所优选的复合型杀菌黏泥抑制剂LF-1及复合絮凝剂LF-2能够协同作用,达到净水目的。

取现场注水井返出的污水,考虑到现场洗井实际情况2种药剂的加入浓度分别在(500～1 000)×10-6和(1 000～2 000)×10-6范围内效果最好。折算为单井洗井液的加药量为20～50 kg和50～100 kg。2种药剂的加入浓度比约为1∶2。

4 结论

截至目前,共完成现场洗井200多井次,从现场应用来看,采用循环洗井技术洗井后,水质情况有明显改善,并达到了注入水水质标准。通过室内试验,优选出的化学药剂能够满足环保型洗井技术要求。

参考文献

注水井密闭式洗井应用 篇8

关键词：活动洗井车,密闭式洗井,泄压,水质

0 引言

杏北区注水井洗井采用流程洗井与水泥车洗井相结合的方式, 受作业区车辆紧张等因素影响, 现场只能对配水间无洗井流程及分注井安排水泥车大排量洗井 (排量在25 m3/h~30 m3/h) , 合注井主要采取流程洗井方式 (排量在10 m3/h~15 m3/h) , 但这两种洗井方式一方面达不到洗井效果, 另一方面需要将洗井后污水先排放在井场内污油池, 然后用罐车拉运排放, 生产成本高, 注入水泄压返出, 影响地层能量保持, 最终导致原油采收率低。

1 常用洗井方式应用

1.1 流程洗井

原理:通过注水站提高泵压及干线配出量, 利用注水井井口排污管线将井筒内的腐蚀物、杂质等污物冲洗出来至井场污水池, 避免油层被污物堵塞, 影响注水, 然后利用罐车回收污水, 排放到指定地方。

优点:操作简便、不受天气环境限制。

缺点:环境污染严重, 水资源浪费大, 达不到安全环保要求。

1.2 水泥车洗井

原理:利用水泥车提压, 将罐车拉的水打入井筒内, 达到洗井的目的。

应用范围:为了解决单干管稳流配水阀组注水井无法流程洗井, 注水压力高, 井深洗井效果差的问题, 用水泥车洗井做为补充。

优点:a) 洗井压力、排量大, 洗井效率高, 能满足高压区注水井洗井压力及排量要求;b) 井筒净化较彻底。

缺点:a) 与流程洗井相比, 洗井成本较高;b) 洗井前需罐车备水, 洗后的水需要拉走。

水泥车经济洗井法的确定:结合杏北区现场实际, 洗井外排水的状况越来越少, 走回水管线和用罐车运输是目前洗井的发展趋势, 但许多回水管线承压小, 洗井压力受到限制, 造成许多注水井洗井不彻底。用罐车运输增加了成本, 因此, 利用科学的方法, 计算出洗井的经济量是十分必要的。以1 500 m井深下入Φ73 mm油管 (壁厚5.50 mm) 、Φ139.70套管 (壁厚7.72 mm) 的注水井计算, 其油管内存水量Q1为4.52 m3, 油套环形空间内存水量Q2为11.91m3, 注水井内存水量Q3为16.43 m3,

式中, Q1为油管内存水量, m3;Q2为油套环形空间内存水量, m3;Q3为注水井内存水量, m3。R为油管内径, m;H为井深, m;R套为套管外径, m;R油为、油管外径, m。

按照洗井2个井深存水量计算为Q4=2×Q3=32.86m3, 洗井排量为25 m3/h, 至少洗井需要32.86/25=1.31 h, 即洗井时间在1 h 19 min较为经济。

费用预算:水泥车洗1口井产生费用约2 000元;

罐车拉一车水产生费用约800元;

因此, 正常洗1口注水井共计产生费用≈2 000+800+800=3 600元。

1.3 罐车收集污水洗井

工作原理:洗井时用“三通”阀门及连接管线将注水井出口与罐车相连接, 待1个罐车装满后再与另1个罐车相连, 罐车洗井污水排放到指定的污水处理站。

优点:操作简便、不污染环境, 洗井污水得到有效的回收处理。

缺点:由于罐容量有限, 每洗1口井需要3台次~4台次15 m3罐车, 连续洗井需要2 h, 由于罐车数量有限以及距排水站点较远, 往返时间长, 不能保证连续洗井, 致使井筒中悬浮杂质会重新沉降, 洗井不彻底。

1.4 效果评价

表1所示, 从现场应用情况看, 流程洗井和水泥车洗井均能净化水质, 降低注水压力。但流程洗井环境污染严重, 水资源浪费大;水泥车洗井成本高, 两者均达不到安全环保、节约生产成本的目的。

2 密闭式洗井方式现场应用及效果

针对流程洗井与水泥车洗井水资源浪费、洗井成本高、存在安全环保隐患等问题, 杏北区积极开展活动洗井车密闭式洗井。

2.1 活动洗井车

原理:注水井口返出液首先进入蓝式过滤器, 将大颗粒泥沙除去;随后进入并联除砂器和缓冲罐, 除去大部分沙粒和油水分离;最后进入清水箱, 再由柱塞泵输送至注水井, 形成循环洗井作业。洗井排量一般由低排量—高排量—低排量, 洗井压力低压力—高压力。

水处理工艺流程:井口来水→粗过滤器→三级罐海绵过滤器→精过滤器→清水箱→三缸泵 (见图1) 。

优点:活动车洗井与常规洗井相比, 具有明显的优势:a) 简化了管网流程, 降低了生产成本;b) 工艺简单, 操作方便, 洗井水循环使用, 不污染环境;c) 洗井过程对注水系统压力没有影响。

缺点:a) 洗井作业较繁琐, 一般需2人~3人才能进行作业;b) 泵的扬程低, 洗井排量、压力受到限制。井口压力≥10 MPa时无法洗井;井深太大, 洗井效果变差;c) 受气候、路况条件的影响。

2.2 费用预算

活动洗井车约280元/h;每口井洗井约6 h;因此, 正常洗1口注水井共计产生费用≈280×6=1 680元。

2.3 效果评价

从现场应用情况看, 表2所示, 活动洗井车洗井能有效改善井筒状况, 降低注水压力, 节约生产成本, 减少安全环保隐患。

3 结语

a) 活动车洗井与常规洗井相比, 具有明显的优势。 (a) 简化了管网流程, 降低了生产成本; (b) 工艺简单, 操作方便, 洗井水循环使用, 不污染环境; (c) 洗井过程对注水系统压力没有影响;

b) 不泄压洗井技术可有效地解决常规放溢流洗井导致的地层能量损失、放压周期长、洗井效果差、对套管的伤害等缺点。避免了常规洗井的放压周期和放压导致的水量浪费, 具有良好的经济效益和推广应用前景;

c) 不泄压洗井技术通过恒压洗井, 洗井后不但不会对地层造成伤害, 而且还有效地改善了注水剖面, 提高了注入能力;

注水井管理 篇9

乌33井区26口注水井中, 直井3口、定向井23口。定向井倾角在1.21°~42.19°间。其中, 倾角20°~30°有3口, 30°~40°有15口。造斜点在520~978m间【1】。

由于受井斜的影响, 旋转扭矩很难传递到封隔器上, 不能正常换轨道坐封, 造成坐封困难和难以坐封, 限制了常规直井机械压缩式封隔器的应用;井斜的作用, 致使封隔器坐封时胶筒受力不均, 胶筒肩部应力集中, 导致胶筒密封性能下降, 分注管柱的寿命缩短。

因此, 定向注水井分注管柱应满足;封隔器居中、能承受交变载荷时的密封和提高密封有效期;分层水量调配测试仪器串的下放与上提可靠。

2 定向井分层注水工艺的研究

根据以上分析, 筛选出偏心配水分层注水工艺, 对封隔器进行扶正居中改进, 进行偏心配水器及相应测试工艺改进, 满足定向井分层注水需求。

2.1 封隔器的改进

为解决定向井中管柱严重偏向套管的一边、封隔器坐封时胶筒受力不均问题, 在封隔器主体结构上增加扶机构正以克服管柱正压力造成的密封性能下降。封隔器受力分析及计算[2]。

钢球扶正时的受力分析如下图:

1-中心管, 2-钢球, 3-套管, Nb-中心管钢球扶正锥体斜面对钢球的支反力, N-套管对钢球的支反力, F-活塞对钢球的综合总推力。

通过室内试验及力学计算, 对封隔器居中扶正结构的设计, 满足了其在定向井内的坐封要求。下井应用近3年, 基本未发生失封现象。

1-坐封头2-扶正钢球3-坐封活塞

2.2 配水器的改进

对偏心配水器进行减小各变径间的过渡倒角;提高相邻件的对正精度和减小其间隙;关键件如扶正体和主体之间增加定位结构;消除主体和支架间的间隙做到准确定位;降低投捞器及堵塞器所经过的各内孔的粗糙度, 以减小摩擦阻力;各内孔镀膜以减小摩擦阻力。 (如下图)

堵塞器主体φ22毫米台阶坐于工作筒主体φ20毫米偏孔上端面, 凸轮卡于偏孔φ25毫米扩孔段内, 堵塞器外侧出液槽上、下两组胶圈密封于主体偏孔出液口处, 注入水经滤罩、水嘴、堵塞器出液槽、工作筒偏孔出液槽进入油套环空间, 之后过套管射孔炮眼进入注水层段地层。

改进后的配水器适用于定向注水井分层水量的测试与调配, 投捞堵塞器能准确到位, 没有发生仪器掉卡事故。

2.3 调配测试工艺的改进

地面测控仪通过电缆指挥综合测调仪对井下可调式堵塞器的进行调配, 同时在地面测控仪显示调配流量等参数, 缩短了测调时间 (测调三层井一般仅用2-3小时) 。测控仪可选用调控器与电磁双流量计组合或调控器与超声波流量计组合。应用电缆直读测调工艺进行分层水量测试调配, 可减少测试工作量三分之二, 减少仪器下放频次, 减小仪器遇卡风险。

3 应用情况

运用改进后的偏心配水分层注水工艺在乌33井区实施定向注水井分层注水23口, 满足了乌33井区大斜度注水井分层注水要求, 分注率达100%;分层注水量达到地质配注要求。2009~2011年, 进行分层水量测试调配207井次, 合格率达83%;封隔器验封37井次, 失封率6%。仪器掉卡事故率为零。

1-扶正体2-导向体

结语

改进Y341封隔器, 增加钢球扶正机构, 使其达到了在大斜度定向井筒内居中扶正、均匀胀封、密封可靠的目的。

在偏心配水器主体上端新设计一插入扶正体的台阶, 使其主体与扶正体同轴度好, 保证了堵塞器投捞成功率。

定向井偏心配水分层注水工艺管柱结构简单, 满足了乌33井区大斜度注水井分层注水要求。

摘要：新疆油田公司乌尔禾油田乌33井区注水井为大斜度定向井, 井斜度在26～40°, 造斜点在520～978m间。常规直井上使用的机械压缩式封隔器, 在斜井中旋转扭矩很难传递到封隔器上, 造成坐封困难和难以坐封。将配水器导向体部分加以改进, 增大了配水器可操作空间。改进后的斜井分注工艺满足了定向注水井分层注水要求。

关键词：注水井,定向井,分层注水,偏心配水

参考文献

[1]张传新, 石善志.《乌尔禾油田乌33井区克下组油藏采油工程方案》2008.2.