注水工艺（精选10篇）
注水工艺 篇1
众所周知, 在传统注水工艺技术之中, 并未采用科学的水循环注水方式, 这样就使得在以往的注水开发过程之中地下存水率较高, 导致采收率偏低, 从而造成了石油资源的浪费现象。目前, 伴随着科学技术的不断发展, 新型的注水井分层注水工艺技术不断的涌现出来, 现在的注水工艺技术已经形成了以高效注水为核心的注水井分层注水工艺, 通过这样的方式可以有效地实现控水稳油, 最大限度的提高油藏采收率。在本文中, 本人结合自己多年在冀东油田的工作经验, 具体的谈一谈注水井分层注水工艺技术。
1 简述注水井分层注水工艺技术
冀东油田深层油藏为中孔、中低渗油藏, 油层渗透率级差大, 笼统注水易造成主力油层单层突进严重, 造成水淹。为实现各层均衡开采, 必须进行分层注水。
注水井分层注水工艺技术指的是在油田之中的注水井里面, 使用油水分离器将油田里面的各个油层分隔成为许多个不同层段的油层。在分割完毕过后, 再去加强渗透率强度处于中低水平的油层的注水工作。与此同时, 再去调整注水井的井下配水的堵塞装置, 这样就可以有效避免节流功能带来的损失。然后, 再去降低注水井里面的注水压差, 这样就可以在有效的控制下, 对具有高渗透率的油层进行注水工作。通过以上这些步骤, 就可以实现在不同渗透率的油田油层上的分层注水工作, 与此同时, 这种方式还可以有效地调节具有不同渗透率的油田油层之间注水量的差异问题。在油田之中进行注水井分层注水工艺技术的系统开发是一个很复杂的过程, 在这个过程之中注水工艺技术是最为核心的技术部分, 在这整个过程里面, 实现分层注水的有效分配注水是最重要的油田注水技术措施。
2 简述注水井分层注水工艺技术中的偏心分层注水管柱工艺技术
2.1 简述注水井分层注水工艺技术中分层配水理论依据
在上文中已经知道了油田里面的注水井分层注水工艺技术中的分层配水技术原理指的是利用了油田油层之中的渗透率的不同实现高效的注水工艺, 最终达到调节油田中各个渗透率不同的油层之中的注入水量的作用。在这里将写出油田里面的注水井分层注水工艺技术中的分层配水技术原理的基本公式:
Q配=Kp配/p配=p井口+p水柱—p管损—p嘴损—p启动
在这个公式里面, Q配指的是油田分层注水的分配注入水量, 单位是m3/d;K指的是油田油层的可以吸水的指数, 单位是m3/d;p井口指的是注水井的井口处的注入水时的压力, 单位是兆帕;p水柱指的是注水井的井筒部位在注水时的静水柱的压力的数值, 单位是兆帕;p管损指的是注水井在注入水时水在注水井注水管道里面流动所损失的压力的数值, 单位是兆帕;p嘴损指的是注入水在注水井的配水堵塞装置部位所损失的压力数值, 单位是兆帕;p启动指的是在油田油层开始吸水的时候在注水井井底部位的压力数值, 单位是兆帕。
根据上面提出的公式, 我们不难看出来, 当公式里面的其他几个数值不变的时候, Q配的数值的大小只是和p嘴损的数值存在一定的关系。因为p嘴损指的是注入水在注水井的配水堵塞装置部位所损失的压力数值, 并且注水井的配水堵塞装置是遵循流体力学的相关的定理规律的, 这就道出了下面这个公式:
在这个公式里面, μ指的是流量系数的大小;A指的是注水井的孔口处的面积大小, 其单位为平方米;ΔP指的是注水井的孔口处的前后压力的差值, 其单位为兆帕;ρ指的是油田油层之中的流体的密度, 其单位是千克/立方米。
根据上面这两个公式, 我们不难看出, 注水井分层注水工艺技术中分层配水在各个不同渗透度的油田油层之中的分层注水是通过使用不同的堵塞装置来实现的, 然后再改变注水井的井底部位的注水压力的大小便可以顺利实现分层配水。
2.2 简述注水井分层注水工艺技术中分层配水的具体步骤
在注水井分层注水工艺技术中分层配水的具体工作中, 主要分为以下几个部分:第一, 油田注水施工部门应当依据研究得出的油田油层的具体油层剖面吸水的百分系数, 来做出油田具体的分层布置;第二, 在具体的分层曲线设置完毕之后, 施工部门应当具体的得出结论, 并在图纸上标注出来油层的每一个层段所能够承受的注水压力的大小;第三, 根据图纸上已经标注好的各种压力数值, 以及油管的具体长度来计算出管损的数值;第四, 确定好注水井井口部位的注水压力数值;第五, 根据上一部分的公式, 计算出注水井出水嘴部位的压力损失的数值;第六, 根据上面各个部分计算出来的数值, 在数值关系曲线上面, 查出所需要的注水井的的水嘴直径的数值大小;第七, 根据上面计算出来的数值开始注水井分层注水工艺技术中分层配水工作。只有严格的按照以上七个步骤进行注水井分层注水工艺技术, 就能够高效率的在油田油层当中开采出宝贵的石油资源。
3 总结
综上所述, 本文主要针对传统的油田注水工艺技术不能够高效率的开采出油田油层里面宝贵的石油资源的问题, 在本文中, 笔者根据自己多年的工作经验, 简要的介绍了注水井分层注水工艺技术。在本文的最开始部分, 笔者着重介绍了注水井分层注水工艺技术出现的必要性。然后, 笔者通过对分层注水概念的解释, 指出了注水井分层注水工艺技术的技术核心是实现不同渗透率油层之间的均匀高效注水。最后, 笔者对注水井分层注水工艺技术的具体工艺技术进行了简要的介绍, 期望能够对注水井分层注水工艺技术的持续改进提供参考。但是, 由于本人的知识水平有限, 因此, 本文如有不到之处, 还望不吝指正。
参考文献
[1]丁晓芳, 范春宇, 刘海涛.集成细分注水管柱研究与应用[J].石油机械, 2012, 37 (10) :61~63
[2]张君, 王喜梅.浅析油田注水井分层注水工艺技术[J].中国石油和化工标准与质量;2013;13
[3]丁晓芳, 张一羽, 刘海涛, 周旭, 梁秀红.双管分层注水工艺技术的研究与应用[J].应用技术;2013;21
[4]王增林, 崔玉海, 郭海萱, 等.锚定补偿式分层注水管柱研究及应用[J].石油机械;2012;29 (7) :30-321
[5]张勇.水平井注水工艺技术研究与应用;东北石油大学;2012-03-31
注水工艺 篇2
尽管注水工艺技术可以改善低压、低渗油藏存在的问题，但是，实际的注水工艺技术应用中，仍旧存在一些问题，不利于提高石油的开采效果、降低开采成本。1）水质控制问题。注水工艺技术主要选择循环用水的方式，这样也就出现污水水质控制问题。如：某油田的水质达标率为72%，水中富含油、悬浮固体和SRB菌等，且这些内容物的含量均超标。这种水质不达标的问题，则会导致设备出现腐蚀、老化等问题，严重影响设备的功能性与服务性。此外，水质不达标直接回注于地下，则会导致石油污染的问题，影响石油开采效果。2）注水量控制问题。油田存在水资源分布不均匀的情况，部分区域的的含量高，产水远超于注水需求，则导致污水外排的`情况，不仅造成水环境污染，还造成水资源浪费。也存在部分区域水资源不够充足，需要补充用水。如：某油田5月―6月，3年期间，需补充用水量15000m3/d。这种不均衡的情况影响注水量的控制问题。3）注水系统能耗问题。由于注水工艺技术存在不足，则导致具体的注水工艺技术实施中，出现能耗过高的问题。如：某油田的注水工艺不合理，区块污水往返运输造成能耗超标、水资源利用不合理、污水未治理等问题，这也就导致水资源的枯竭开采，不符合绿色开采需求。4）注水井堵塞问题。污水腐蚀问题和堵塞问题均会对工艺造成不良干扰。其中堵塞问题可导致注水井压力过高，影响系统安全。腐蚀结垢问题均影响系统性能。如某油田的平均腐蚀率为0.31~1.49mm/a，严重区域可达6mm/a，严重超标。
注水新工艺的研究与应用 篇3
关键词：注水 封隔器 单向流堵塞器
1 概述
在油田开发中，水压驱动方式是各种驱动方式中采收率最高的一种驱动方式，强化注水可以使油田成为水压驱动，进一步提高原油采收率和油田的开发速度，同时可以对油井的自喷采油期进行延长，目前全厂注水开发区块14个，其中稀油13个，稠油1个，有注水井223口，正常运行111口，日注水9500m3，分注水井88口，开井77口，井下工具以K344和Y341封隔器、PS114偏心配水器为主，这些工具的使用，在锦州油田注水工作中发挥了极其重要作用。
2 新型封隔器的研究与应用
2.1 K344型封隔器
K344封隔器属于水力扩张式封隔器，其工作原理为：封隔器坐封时，从油管内加液压，打开坐封针型阀，在油套内外压差作用下，胶筒胀大，密封油套环形空间。
优点：坐封压差低。
缺点：封隔器坐封承压低，坐封和解封针型阀极易堵塞，弹不开或收不回去，泄露。
2.2 Y341型封隔器
Y341型封隔器是一种压缩型封隔器，其工作原理为：坐封时液体进入缸体，将销钉剪断，压缩胀大胶筒，密封油套环形空间，放掉油管内压力，锯齿锁扣锁紧机构能够保证胶筒处于坐封状态。
优点：随着压力的波动，密封性没有发生变化，承压高，坐封后封隔器始终处于锁紧状态，同时可以根据油井井深的实际情况，对坐封压力进行调整。
缺点：坐封压差偏高3-7MPa。
2.3 新型封隔器
该封隔器是扩张式胶筒封隔器。
座封时液体从中心管缝隙进入，推动下钢碗上行，使胶筒被压缩。
封隔器主要由1上接头、2中心管、3过滤套、5上钢套、7解封活塞、8凡尔、9弹簧、11上钢碗、12胶筒总成、13下钢碗和14下接头等组成。
2.4 技术创新点
新型封隔器属于复合式封隔器，该封隔器采用双缸环形反尔结构，采用激光割缝对进出水通道进行处理，通过处理使得封隔器具备防砂功能，采用扩张式坐封对封隔器上部进行处理，采用压缩式坐封对下部处理，进而在一定程度上简化封隔器坐封、解封操作，进一步提升了封隔器的坐封效果。
3 地面新工艺技术改进
3.1 技术改进
结合水井地面流程的实际情况，经过斟酌和论证，改进现有地面流程，并设计了完整的地面注水工艺流程，通过现场使用，取得良好的效果，该工艺可以最大限度地对套压进行释放处理，在一定程度上实现封隔器所需最大坐封压差，并且可以清晰直观地观察井下封隔器的坐封状态，解决了注水井存在的最大分注问题。该工艺的优势主要表现为一方面操作安全，另一方面能够避免污染。
3.2 技术创新点
改进地面工艺后，通过减压阀进入低压系统进行放空、洗井操作，进而最大限度的释放套压，进一步满足封隔器所需的坐封压差。在地面上，可以清晰直观观察井下封隔器坐封状态，该工艺操作既安全又能避免对地面造成污染。
4 单向流堵塞器的研究与应用
4.1 技术原理
以往高压水井作业，井下配水器内均都安装死觜子，以此来封闭油套通道，避免液体进入油管内溢流或喷出，使作业无法进行，完井后再由测试人员从新投放活嘴，不仅增加工作量，还很容易出现断、卡等现象，造成重复修井作业。单向流堵塞器设计简单，正注水时处于打开状态，反向回流时处于关闭状态，实现了高压水井作业油套连通关闭，实现了封隔器必须在全解封状态下，才可以通过防溢阀洗井，这样不仅达到了洗井目的，还可以验证封隔器是否解封，目前该堵塞器已在分注井上逐步推广应用。
4.2 技术创新点
单向流堵塞器安装了球座和反尔，使注入水单向流动，实现了高压水井作业油套连通关闭，避免液体进入油管内溢流或喷出，使作业无法进行;实现了封隔器必须在全解封状态下，才可以通过防溢阀洗井，这样不仅达到了洗井目的，还可以验证封隔器是否解封;避免了测试人员投捞死嘴失败造成重复修井作业。
5 现场应用
2009年，在锦州油田共使用新型封隔器10井次，单向流堵塞器12井次，地面工艺流程改进21井次，总计投入工具费用20万元，封隔器坐封测试合格率100%，取得了很好分注效果。
6 结论
①所有分注水井地面流程都要争取改进，实现封隔器最佳坐封效果。②扩大单向流堵塞器应用范围，解决高压水井作业难题;解决高压水井测试投劳堵塞器失败造成的重复修井作业问题。③推广使用新型封隔器，提高锦州油田水井分注效果。
参考文献：
[1]张海山，景伟，杨继刚.注水新工艺新技术研究与应用[J].中国城市经济，2011（05）.
[2]闻晶.欢西油田稀油区块开发中后期综合治理技术[J].科技创新与应用，2013（03）.
液化烃储罐注水工艺探讨 篇4
1 注水原理
根据《石油化工企业设计防火规范》, 液化烃是指在15℃时, 饱和蒸气压大于0.1MPa的烃类液体及其它类似的液体, 但值得注意的是液化天然气并不包含其中。液化烃无色透明, 在常温常压下呈气态, 当压力升高或温度降低时, 又容易液化。气化后其密度约为空气的两倍左右, 故易于积存在地面低洼处。其液态密度比水轻, 约550kg/m3。由于其饱和蒸气压随温度升高而急剧增加, 膨胀系数较大, 故气化后体积膨胀迅速膨胀300倍以上。因此液化烃泄漏至空气中后, 会周围吸收巨大热量, 并在低洼处积聚, 形成具有爆炸危险的混合气体。此时, 如遇明火将造成非常严重的火灾或爆炸事故。
由于液化烃的特殊性质, 如需常温储存需要选用压力容器。因为罐体和管道破损原因而引起液化烃泄漏的事故为数不多, 发生泄漏可能性最大的位置是在储罐物料进出口线的各个连接处。因此, 当液化烃压力储罐发生泄漏时, 向储罐内注水当水面液位高于破损点时, 即可阻止液化烃从储罐溢出, 这样可以减少液化烃向周围泄漏, 为到达的抢修人员提供便利维修条件, 避免更大的灾害发生[1]。
2 注水条件
注水系统是液化烃储存过程中一个行之有效的措施和保证。但注水系统并非普适所有液化烃工况, 亦有其适用范围。通过对液化烃的性质、泄漏点的位置、水源状况等进行综合分析, 可确定液化烃储罐泄漏事故处置是否适用用注水系统。注水系统能否发挥作用的关键因素为, 如何使储罐内水面液位高度超过泄漏部位, 因此采用注水系统应具备以下先决条件:
(1) 液化烃储存温度大于0℃, 小于50℃;
(2) 液化烃不溶于水或微溶于水且不与水发生化学反应, 同时其相对水的密度宜小于0.85;
(3) 储罐泄漏位置必须为罐底或者罐底的管道连接处;
(4) 罐区附近应有容量足够的水源, 水源特性 (如温度, 压力, 水质等) 应符合注水系统的要求。
3 注水系统设计
3.1 注水水源
注水系统在选择水源时应特别注意, 首先水源有足够的容量, 其次, 水源特性应符合注水系统的要求。一般情况下, 注水系统水源宜选用消防给水, 如果消防水源容量不能满足需求时, 可选用其他水源, 但应特别注意所选水源温度。避免温度过高, 造成液化烃气化使险情加剧。
3.2 注水压力
因为液化烃储罐为压力储罐, 向压力储罐内注水需要比常压储罐注水大的多的压力, 才能使水顺利注入储罐内。经理论分析, 注水系统的最小注水压力需要参考以下因素:
(1) 液化烃储罐内操作压力 (即罐顶饱和蒸汽压) ;
(2) 液化烃罐内液位静压力;
(3) 管道系统输送液体摩阻压力损失。
液化烃成分对注水系统的压力起到了决定性作用, 因为种类的液化烃储罐操作压力差别较大, 故在进行注水压力计算之前应明确液化烃储罐物料组成。
2.3注水流量
依据常识分析, 注水量必须大于液化烃泄漏量才能达到封堵液化烃泄漏的目的。为方便数学建模, 假设注水流量至少等于泄漏点的泄漏量, 同时将泄漏点近似为容器管嘴。
2.4注水位置
注水位置选择一般有三种方式, 为专用注水线、脱水线注水和物料线注水[3]。
(1) 专用注水线。采用此方式, 罐区内敷设注水管道, 支管接至每台储罐。当需要进行注水时, 打开注水管道阀门, 实现注水操作。该方案操作简单, 不影响罐组其它储罐的物料进出和倒罐流程, 适合新建储罐。
(2) 脱水线注水。采用此方式, 罐区内敷设注水管道, 支管接至每台储罐脱水管线根部阀与切断阀之间。当需要进行注水时, 关闭脱水线切断阀, 打开注水管道阀门, 实现注水操作。该方案适用于已建成装置的改造, 优点在于无需清空储罐即可进行施工。但由于脱水线管径一般较小, 易导致注水流速较过快, 不利于水与液化烃的分层。
(3) 物料线注水。采用此方式, 设在球罐物料进出口管线上的注水方式有两种选择。①设置专用注水泵, 罐区内敷设注水管道, 支管接至每台储罐物料进出管道的根部阀与切断阀之间。当需要进行注水时, 关闭注水罐进出物料管道上的切断阀, 打开注水管道阀门, 实现注水操作。该作业流程有点在于切换简单, 不与工艺流程冲突。②利用物料泵兼作注水泵, 该方案流程切换较复杂。注水时, 将罐区工艺流程切换到向注水罐倒罐的流程。此时需要关闭其它储罐的倒罐阀门, 致使罐区其它储罐的倒罐流程被占用。此方案优点在于节省注水泵成本。
4 结语
为液化烃压力储罐设置注水系统, 是处置液化烃泄漏事故的有效手段之一, 虽然该系统不能从根本上解决液化烃储罐泄漏问题, 但它却可以起到减少或者暂时切断液化烃泄露的作用, 不仅可以降低泄露事故的危险程度, 也能为救灾处置赢得时间。
参考文献
[1]石油化工企业设计防火规范.GB50160-2008.
[2]林爱光, 阴金香.化学工程.清华大学出版社, 2008.
注水工艺 篇5
[关键词]指示曲线；边测边调；直读测调联动；恒流自动配水
注水作为保持油层压力，实现油田高产稳产和改善油田开发效果的有效方法，在国内外得到了广泛应用。大庆现有注水井20179口，期中分注水井18536口。分注工艺是针对非均质多油层油田，实施注水开发的一整套系列工艺技术。
一.指示曲线法（经验法）测调技术
现在水井分层调配施工中普遍采用电子流量计进行测试，同时携带压力、流量、温度三个参数。在测调过程中更换水咀不但要考虑水咀本身的压力损失，同时还要考虑地层吸水能力不同造成的同等配注下产生的地层注入压力损失也有较大区别这个实际特点，测调时更换水咀的经验公式已不能满足现场实际测试需要，更换水咀耗用很多井上的有效工作时间，测调效率较低。为此，在研究地层吸水机理的基础上，有效利用测试过程中测得的流压、流量数据，找出地层的吸水能力，求得地层参数，应用指示曲线法测调技术直接确定层段水咀组合，指导更换水咀，即指示曲线法测调技术。
它的主要功能为已知分层测压资料，求得地层参数，应用指示曲线法测调技术直接确定层段水咀组合，指导更换水咀。在未知地层参数的情况下，现场测量两张检测卡片，求得地层参数，计算水咀组合。若一次更换水咀达不到配注要求，二次测试计算水咀组合基本上能完成水咀更换工作。
指示曲线法这一新技术的出现为使得水井测调的工作周期有了明显的缩短，由原来的平每口井4.0天缩短至2.6天，尤其是在新的油田区块或对某区块缺少调配经验的情况下，这一优势尤为突出，只是通过两次测量就能大概给出满足设计要求的水咀尺寸，避免了反复调换水咀大小反复测量带来的一系列麻烦，大大减轻了工人的劳动强度。
二.井下智能边测边调技术
此技术主要应用了SZTA存储式水流量调节装置和边测边调可调式堵塞器。SZTA水量调节装置（边测边调）是供油田偏配注水井进行分层注水量自动调节的仪器。该仪器采用闭环控制，利用流量测控仪测试注水层的实际注水量，根据实际注水量和设定的配水期望值的差值大小，通过万向连轴器实现井下对接，利用伺服电机带动螺旋副调节水咀的开度量，使各层注水量满足配水方案要求。
与传统的水井测调技术相比，边测边调技术最大的优点就是实现了测调全过程的可视化调节。其技术关键在于以下两点：
1）、利用电缆通信，实现地面与井下即时“交互沟通”。
2）、利用可调堵塞器，实现对各个配注层段随时随意调节。
边测边调技术具有以下优点：
1、测调全过程实现地面可视化，使得原本看不见摸不到的井下测调变得直观、透明；
2、仪器一次下井，完成测调全过程，无需反复投捞更换堵塞器，大大减轻了工人劳动强度，同时，大大提高了水井测调的工作效率；
3、实现对堵塞器出水孔的无级调节，与传统的有级调节相比，可更好的满足油田注水的需要。
三.直读测调联动技术
测调联动工艺应用井下流量测调仪与相应的井下流量可调式堵塞器在井下进行自动对接，采用地面輸入指令，微机自控调节堵塞器内过流孔过流面积，从而达到分层流量实时监测、动态调整，避免了因更换水嘴而投捞堵塞器的工作，调试效率得到提高。
四.恒流自动配水技术
恒流自动配水技术是为了适应油田“精确注水要求”而研发的一种新型配水技术，其技术核心就是应用了一种新型堵塞器——注水调速器。
注水调速器由阀套、阀芯、护帽、弹簧、打捞装置组成。外型尺寸与常规堵塞器一致。其基本原理就是液压调速阀的原理，当调速器入口或出口压力发生变化时，分层注水量不受注入压力和地层压力变化的影响。注水调速器具有制造成本低、使用维护方便、井下工作稳定性高、现场使用方便、有效提高调试成功率等优点。经过技术人员多年的潜心研究，这一技术已经基本成型。
在广大科研工作者的努力下，注水井的测调工艺正在发生着很大的变化，伴随着现阶段电子、机械、数据远程传输等领域的飞速发展，正向着精确、定量、智能、集成化方向发展。
井下工具由以前的机械式逐渐转变为电子存储式，由于传感器与电子技术的飞速发展，测试工具的存储能力与数据处理能力得到了极大提高，软、硬件都体现出了“以人为本”的理念，维护、检定等变得简单，数据读取、处理轻松，并且连续工作时间极长。未来的测试工具精度、准确度、抗干扰性等各项性能指标将得到极大地提高，另外由于数据传输等技术的发展，井下数据、状况的获得将更直观、准确、容易。测试工具也将变得更加智能化。
随着测试工具等的发展，测试方法工艺也一直在进步，低效率、高强度的测试方法将逐渐被淘汰，高效率、低强度的测试方法将逐渐占领测试行业的舞台。现在越来越多高学历的年轻人投入到了测试行业的大军，这一领域将会得到前所未有的飞速发展。
结论
1、指示曲线法适用于注水稳定，油层没有裂缝发育；多层油层性质相近，保证不存在折线型注水井。
2、井下智能边测边调和直读式测调联动技术在直接读取数据方面仍然受到层间干扰影响，并且需要很大的设备投入，地面到井下，整个数据传输过程都需要特定的设备。
3、恒流技术可以解决一些疑难井的快速测调，延长测调周期，但需要成本投入，对注水井有要求。
参考文献
[1]万仁溥.采油工程手册
作者简介
赵爽，女；生日：1986年12月；籍贯：黑龙江省大庆；学历：本科；研究方向：两大剖面资料解释。
油田回注水处理工艺探究 篇6
由于油的种类不同, 油田回注水处理的方式也不尽相同, 但是不同中又有相同之处。如果想要发现油田回注水处理的相关问题, 然后抓住这些问题找到更好的解决办法, 那么我们首先就需要了解油田回注水处理工艺的各个方面, 抓住问题的主要方面, 才能最终更好的解决问题。我们需要清楚油田回注水处理工艺中水质的特点才能知道如何去利用这些特点为油田工业服务。油田回注水的处理工艺是不断的在发展的, 在每一个阶段都要有新的发展路程, 这是一个不断革新自我、发展自我的过程, 最终适应这个时代的发展。下面我们就来总结一下油田回注水处理工艺中水质的特点:
油含量较高。一般油田采出水中油的质量浓度为1 000~2 000 mg/L, 高的可达5 000 mg/L以上。其中90%以上为悬浮油和分散油, 油珠粒径在20~150um, 另有5%一8%的油为乳化油, 油珠粒径在20um以下, 还有少量溶解油可以忽略;
富含大量的难降解有机物, 化学需氧量高;
含有大量的悬浮物.悬浮物粒径一般为1~100 um.颗粒细小, 容易造成地层堵塞;
矿化度高, 易腐蚀管路, 给废水生化处理造成困难;
富含大量微生物, 不仅腐蚀管线, 还易造成地层的严重堵塞;
含有大量的Ca2十、Mg2十、Ba2+、CP、HCO3一等结垢离子。
2 目前我国油田回注水处理工艺的现状
目前, 我国对于油田回注水处理的技术还停留在传统的一个阶段, 采出液中的含水量普遍较高。这些污水如果不经处理就随意排放的话必然会对环境有很大的负面影响, 而现阶段, 我们倡导科学发展观, 这种未经处理排放污水的行为显然与这种发展理念相违背。目前我国油田回注水处理方式都比较浪费水资源, 所以我们必须要合理的排放污水, 尽少的浪费水资源。我国现在处理污水的基本模式普遍是来水→缓冲调储→除油、沉降→过滤→回注、回用或排放。这种发展模式要求我们必须要做好油田回注水处理的相关工作。我们现在要做的是正视我国油田处理回注水的现状, 然后根据这些来开发更加先进的技术处理污水。只有做好这个工作, 油田产业才会有更加光明的发展前景, 才能带动其他产业的发展, 进而带动国家经济的发展。由此可见, 做好油田回注水处理工作的重要性。我国油田回注水处理技术性和专业性都远远落后于西方发达国家, 我们缺少相关的技术支持, 而且在资金上也没有完全的给予支持, 这些都阻碍了我国油田业的发展脚步。二十一世纪, 我们要秉持科学的发展理念, 大力的引进西方先进的技术, 并且给予资金上的支持, 这样才能改善目前这种状况, 才能突破这个发展的瓶颈时期, 实现更高层次的发展。油田业的发展历史在我国并不长久, 发展根基不牢固, 发展模式也较为落后, 西方发达国家从很早时期就开始了油田技术的开采和污水的处理, 我们必须要借鉴他们发展的好的地方, 取之所长, 最终达到发展自我的目的。
3 油田回注水处理工艺的种类
上文中我们有提到由于油田的种类有很多, 所以油田回注水处理的方式也就有很多种, 下面我们来探讨一下典型的几种油田回注水处理工艺的种类。
1.混凝除油—精细过滤。这是一种典型的油田回注水处理工艺, 当采出的水中的油珠粒径较小时, 我们可以采用这种办法。现在我国的几大油田基地普遍采用这种方式来处理回注水, 这种回注水处理工艺在目前来看发展前景还是很不错的, 也尚未脱离时代的发展脚步, 如果能不断的革新自己, 那么这种工艺还会有很大的发展空间。
2.气浮浮选—精细过滤。这个回注水处理的工艺也是在相关的基地应用比较广泛的一种工艺技术, 它适合应用于处理油水密度差比较小的开采中去, 这种工艺技术目前被各大油田广泛应用着。它的技术含量比较高, 也基本可以满足各大油田回注水处理的技术需要, 发展前景也是良好的。
3.水力旋流—精细过滤。这种工艺发展的历程较短, 对技术性和专业性要求很高, 适用于处理油水密度差较大的开采过滤中去。水力旋流—精细过滤的工艺处理方式也已经被各大油田企业应用, 并且不断的创新发展该工艺技术, 使其更好的为本企业服务, 使相关效益达到最大化。
油田回注水处理工艺和油田含油废水中所含的杂质的种类以及特征性质、油层性质、原有的特征性质都有很大的关联。油田回注水的处理工艺是需要不断的革新的, 因为相关的其他技术都在不断的革新, 如果回注水处理工艺技术不能跟上其他领域发展的脚步, 那么迟早还是会被淘汰。所以我们必须要在发展原有的工艺技术的基础上, 做出大胆的改革与创新, 使油田回注水处理工艺永远满足我们使用的需求。
油田回注水处理是一项复杂的技术性工作, 要做好这个工作我们还有很多的路要走。科学发展观的理念要时时贯彻到具体的工作中去, 油田回注水的处理工作如果做不好, 首先对环境的污染就是很大的, 其次又很浪费水, 对工业的发展也是有很大的阻碍, 这些都要求我们不断的创新改革。技术上的发展才是对油田回注水处理工艺最有效的也是最有力的支持。中国油田开采期较晚, 还有很大的开采空间, 所以我们必须在现阶段就积极的做好相关方面的工作, 正视在工作中所遇到的问题, 然后致力于解决问题。做好油田回注水的处理工作不仅仅是油田业上发展的大事, 也是整个国家发展的大事, 整个工业史上发展的大事, 虽然前方还有很漫长的路要走, 但是我们不能退缩。要突破现在的发展模式, 寻求更高层次的发展模式, 那将是油田业发展的又一个春天。
参考文献
[1].李惠油.田回注水处理工艺研究.[J].企业技术开发.2010年[1].李惠油.田回注水处理工艺研究.[J].企业技术开发.2010年
可洗井分层注水工艺研究 篇7
埕岛油田自2000年正式投入注水开发以来, 先后采用了三种分层注水工艺:密闭同心双管注水工艺、密闭单管注水工艺以及大通径分层防砂二次完井注水工艺。然而以上分层注水工艺在应用过程中, 逐渐暴露出以下两个方面的问题。
1.1 分层可靠性问题
分层注水采用的分层封隔器均为Y341型可洗井封隔器, 封隔器反洗阀的密封依靠油套管之间形成压差, 当配水器截流压差减少或层间压差较大时, 洗井阀失效, 导致分层合格率较低。
1.2 反洗通道小、易堵塞问题
由于封隔器洗井阀结构的局限性, 加上洗井通道狭小, 异堵塞, 无法满足大排量反洗井工艺要求。
本文在目前已有的分层注水工艺基础上, 针对暴露的主要问题, 开发研究出一种能够克服目前主要矛盾, 可有效提高油田注水开发阶段采收率的分层注水工艺。
2 技术分析
本技术摈弃利用传统水力液压分层封隔器分层注水的设计思路, 考虑采用单独液控系统控制井下封隔器的坐封与解封过程, 设计开发一种新型的分层注水工艺管柱, 并配套相应的液控封隔器, 研发地面压力控制系统, 最终实现通过地面自动控制系统打压、利用液控管线传压来控制封隔器的坐封与解封过程, 显著提高分层合格率, 实现大排量洗井, 并且通过地面压力的变化情况可以直观判断和分析井下封隔器的工作状况, 避免了繁琐的验封过程, 极大地减少了工作量和测试费用。
2.1 工艺
设计研发的工艺管柱应能够实现多层位分层注水和大排量洗井的功能要求, 具有洗井通道大、分层可靠性高的特点。同时应考虑目前国内各大油田注水井的实际情况, 使其具有较强的适用性和推广价值。
该工艺管柱结构主要由控制系统、分层工具和注水工具三部分组成。其中, 控制系统主要包括地面液压控制柜、液控保护阀、液控管线及管线保护系统;负责为井下分层工具提供安全持续稳定的液控压力, 使其能够正常的完成坐封及解封过程, 达到正常注水及大排量反洗井的要求。分层工具主要包括水力锚、液控封隔器等, 主要起注水管柱的锚定及分隔各注水层的作用。注水工具主要包括改进型空心配水器、反洗工具等, 达到定量向各地层进行注水和全井筒反洗的作用。
2.2 结构组成
如图1所示, 管柱主要由地面液压控制柜、液控管线 (包括保护系统) 、水力锚、液控封隔器及空心配水器等工具组成。
地面液压控制柜具有低压自动启动、高压溢流保护的功能, 能够持续稳定输出液压压力, 为液控封隔器提供坐封压力, 并提供封隔器保持坐封状态的压力。
液控管线用来传递液压, 实现液控封隔器的坐封与解封。
水力锚主要起锚定作用, 在正常注水时用以锚定注水管柱, 防止管柱蠕动;该水力锚带有液控管线穿越机构, 能够实现控制管线的穿越。
液控封隔器通过控制管线传递的液压来实现坐封与解封, 可以多级连用, 实现多层分层注水, 达到封隔油层与大排量洗井的目的。
2.3 原理
(1) 坐封原理。
工具下入到位后, 连接控制回路, 启动地面控制柜进行打压, 并通过控制管线将液压作用传递到液控封隔器上, 完成多级封隔器的同时坐封, 实现油层之间的隔离。整个过程跟油管本身管柱结构无关, 不用下入专门的坐封工具。
(2) 注水原理。
正常注水时, 水力锚在注水压力的作用下自动锚定在套管壁上, 防止了注水管柱的蠕动;液控封隔器坐封, 将各注水层位封隔开, 注入水经过配水水嘴与配水器进入各自层位, 完成分层注水过程。
(3) 洗井原理。
洗井时, 地面控制柜停止工作, 液控管线内泄压, 解封液控封隔器, 胶筒在自身弹性回缩力的作用下自动回缩, 注水管柱与套管、防砂管柱之间形成洗井通道, 实现全井筒大排量洗井。
2.4 室内实验
为了准确掌握各工具性能及工艺管柱的综合性能和可靠性, 我们在对各单件工具的进行中间试验的基础上, 在井下工具检测中心的试验井内进行了工艺管柱的综合性能模拟试验, 为现场应用做好了充分准备。
(1) 实验内容及方法。
(1) 实验内容。
坐封试验:检验井下封隔器串的坐封情况和承压能力。
验封试验:检验多级封隔器的分层可靠性。
洗井试验:检验工艺管柱的洗井效果。
(2) 实验方法。
下外层管柱:如图2所示, 在实验井内下入外层防砂模拟管柱, 并下入验封工具检验各级封隔器的密封情况, 保证各层间良好的隔离。
下注水管柱:按图3的要求下入液控注水管柱, 管柱结构 (自下而上) 为:丝堵+筛管+反洗阀+配水器+油管短节+液控封隔器+油管短节+配水器+油管短节+液控封隔器+油管短节+液压控制阀+穿越型水力锚。
下级液控封隔器下接头液控通道用丝堵堵死, 两级封隔器之间、封隔器与控制阀之间、控制阀至井口之间的控制通道用液控管线连接好, 并用电缆卡子 (不锈钢钢带) 和橡胶保护器固定, 井口管线接上压力表、针阀后连接到液压控制柜压力输出口。
坐封:管柱下到位且液控管线连接好后, 开始坐封液控分层封隔器。启动液压控制柜, 从液控管线内打液压直至出现压力突降, 继续增压至15MPa, 压力稳定后, 完成坐封。
验封:分别从2#与3#口打压, 观察其它各口是否漏水, 验证两级液控封隔器的密封性能。
洗井:关闭液压控制柜, 打开泄压阀, 将液控管线压力泄至零, 从1#口打压, 关闭其它各口, 观察井口出液时间及出液情况。
(3) 实验结果及分析。
实验结果见表1~3。
从以上工艺管柱综合性能的试验中可以看出, 整套工艺可操作性强, 性能可靠, 能实现防砂管内分层注水与大通道反洗井的要求。
3 现场实验及应用
为了全面检验液控分层注水工艺在海上油田现场条件下的适应性能, 检验各种配套工具的适应性、配套性, 我们在室内试验取得成功的基础上, 于2006年7月在埕岛油田CB1B-4井进行了现场试验。到目前为止, 液控式分层注水工艺在埕岛油田已推广应用14口, 一次施工成功率达到100%, 最大井斜达到53°, 液控封隔器最大下深1762m。该井防砂管柱采用大通径分层防砂工艺, 防砂管内采用液控分层注水工艺, 现场施工一次成功, 分层效果明显, 洗井测试方便。
4 结论与建议
(1) 该项目通过对现有分层注水管柱的深入分析, 研制成功了新型液控式可洗井分层注水工艺, 并开始在埕岛油田成功推广应用。
(2) 通过大量的室内及现场实验表明, 该项目的应用可以有效的提高分层合格率, 降低分层验封工作量, 提高洗井效率, 延长注水管柱的使用寿命, 节约检修作业费用。
(3) 下步将充分发挥液控分层的技术优势, 拓宽液控注水技术的应用领域, 如同心双管可洗井分层注水工艺等。
摘要：胜利浅海埕岛油田自1988年发现到2000年开始实施转注, 转注层为该油田的主要含油层系馆陶组上段。在区块油层厚、夹层长、易出砂、井斜大, 要满足海上油田特定的生产环境的条件下, 注水工艺与先期防砂相结合。本文就胜利埕岛油田注水工艺实施情况及目前的注水工艺现状进行了分析和总结, 提出了一套新型的分层注水工艺以改进目前注水现状。
注水工艺 篇8
1 开发后期油田现状和问题
狮子沟油田截止2010年12月底, 狮子沟油田总井数81口, 其中油井61口, 开油井41口, 注水井20口, 开井14口, 核实年产油1.9×104t, 核实累计产油37.5466×104t, 核实年产水6.503×104m3, 核实累计产水55.8457×104m3, 年注水13.4834×104m3, 累计注水103.3927×104m3, 年注采1.38, 累计注采比0.847。目前油藏综合含水为7 6.9 5%, 地质储量采油速度0.9 1%, 地质储量采出程度17.3%, 可采储量采油速度4.56%, 可采储量采出程度86.51%, 综合递减18.31%, 自然递减22.5%。目前油田注水开发存在问题;
(1) 注采矛盾突出, 井网不完善, 储量动用不均衡;由于堵塞以及地层渗透性差, 水井欠注注不进, 水驱效果差;
(2) 层间非均质影响, 层间水淹差异大, 纵向上吸水剖面不均匀, 层间低渗透段剩余油动用差;
(3) 随着开发强度的加大, 能量下降很快, 边水影响突出, 含水快速上升;
(4) 分层注水受水质和油井连通性影响, 层段合格率低。
对注水开发中“平面、层间、层内”三大矛盾, 加强油藏开发动态分析, 以“注上水、注好水、注足水、高效注水”为目标, 强化以注水为核心的老区综合治理, 推广应用注水新工艺, 开展井网完善、注采调配、源头水质一体化管理, 着力改善注水开发效果。注采对应率提高到5.4%。通过治理, 油田深层和中浅层注水符合率分别上升10.1%和20.2%以上, 夯实了油田稳产开发基础。
2 注水工艺配套新技术
2.1 分层注水工艺技术
形成了适应不同油藏、不同井况、不同开发阶段要求的精细卡封精确定位、液控式分层注水、双管大压差等分层注水工艺技术系列, 进一步提高了分注率和层段合格率, 可满足井深大, 工作压差≤35兆帕, 2~5层的井况分注要求。采用大通径防砂液控分层注水工艺, 分层测试调配工作受管柱遇阻影响, 增大了测调工作量, 降低了水井测试数据准确性, 分层注水效果难以量化。为简化投捞测试工作量, 开展空心分注管柱测调一体化工艺技术研究, 摒弃常规配水芯子, 采用同心同尺寸可调节配水装置, 分层级数不受限制, 配水器内通径达46毫米, 便于后期测试、调配工作。生产中, 水井无需投捞注水芯子, 调配采用无级调配方式, 调配更精确, 一次作业完成测试、验封、调配工作, 降低了工作量及施工费用。在一级二段分注井中推广同心双管分注技术, 逐步解决测调成功率低, 分注合格率低的问题;在合注井中采用玻璃钢防腐油管笼统注水, 解决注水管柱腐蚀穿孔问题。
2.2 欠注井治理技术
欠注井是个“老大难”, 从形成原因入手, 重点分析, 分类治理。对油层物性差、启动压力高且分布零散的欠注井采取增压泵注水;对出砂欠注井, 应用涂料砂、化学防砂等防砂工艺进行治理;对地层堵塞的水井则采取射流解堵、振荡解堵、复扩射等措施进行治理。共实施增注措施19井次, 平均每口井日注水能力增加了106立方米。
2.3 压裂解堵技术
压裂工艺技术是低渗透油层试油配套技术的重要组成部分, 也是提高单井产量和增加可采储量的关键技术, 压裂工艺对低渗油层改造增产有一定作用, 可以反复压裂。一是特低渗储层压裂技术。“深穿透、饱填砂”水力压裂是对付特低渗储层的一项压裂改造技术, 在实践中得到进一步的完善和提高。二是浅油层压裂工艺技术, 针对浅层油层原始含水饱和度高、温度低、压力低的特点, 确定了“浅油层小井眼低成本开发”战略, 围绕提高单井产量目标, 开展浅油层压裂工艺技术研究与攻关取得成效。四是压裂液优化技术, 有力地保证了低渗透储层压裂效果的提高。五是岩石力学参数及地应力测试技术, 它使低渗透压裂优化设计技术得到较大提高。2012年以来进行了现场试验, 采用压裂解堵技术有效率82%, 平均注水压力降低3.1MPa。
2.4 地层配伍以及精细过滤注水技术
加强转注前区块敏感性分析评价、油层保护和预处理技术研究, 强化注入水质的配伍性监测工作, 保证注水质量和注入水与油层的配伍性。同时, 加强注水的精细过滤例如:某断块是独立小断块。长期以来, 该区块十几口油井没有能量补充, 严重影响了正常生产。开展精细过滤注水试验。精细过滤注水工艺主要由水源井、存水设备、过滤设备、增压设备及注水井组成。基本思路是将水源井作为洁净水来源, 通过过滤设备去除机械杂质, 然后由增压泵将合格水质注入油层, 三口对应油井合计日产液量由45吨上升到48吨, 综合含水由19.1%降到17.2%, 精细注水效果初步显现。
2.5 化学调驱技术
为改善纵向吸水剖面, 提高油田水驱效果, 通过加大调剖力度, 扩大深部液流转向深部调剖调驱的实施, 封堵大孔道, 减少无效循环, 提高注水利用率。针对注水存在的问题, 注入水沿高渗层或裂缝方向窜进, 造成纵向各层和平面各向油井受效不均;小剂量的化学调剖封堵半径较小, 后续注水很快绕过封堵屏障, 措施有效期大大缩短。对区块整体实施调驱措施, 使层内高渗透带受到控制, 扩大注水波及体积, 使相对较低的渗透带得到动用, 提高水驱采收率。
2.6 超前注水技术
对储层物性差、产量低、压力低、天然能量匮乏以及微裂缝发育等储层, 以实现有效开发为目标, 从井网和注水两方面做文章, 摸索形成了超前注水、优化井网的一整套技术和方法。低渗透油藏的一个重要问题是地层能量不足, 相当一部分油层的压力系数只是0.6~0.7, 这是单井产量不高的直接动力学原因。超前注水的基本思路就是从解决这一问题入手, 提高单井产量。超前注水贵在超前, 总的做法是在采油井投产前超前投注注水井, 从而建立了有效的压力驱替系统。超前注水区对应油井初期平均单井日产油达到5.6吨, 比相邻区域同步注水区油井初期产量高1.4吨/日。
3 结论
对于非均质油藏, 开发初期分层注水是调整矛盾改善开发效果的主要手段, 随着开发的深入进入中后期, 由于水质的影响, 多次作业岩石骨架的破坏, 井况恶化, 以及地层出砂堵塞等影响, 井网受到一定程度的破坏, 强化注水工艺配套, 完善注水工艺, 是减缓油田递减, 控制含水上升, 提高水驱储量的有效手段。
摘要：采油厂开发已进入开发后期, 油层水淹状况复杂, 井况恶化, 注采问题日益突出, 开采难度加大。通过强化注水管理、完善注水工艺技术配套措施, 实现减缓老油田产量递减、控制含水上升的目的。
关键词：油田,注水工艺,细分注水,增产增注
参考文献
浅析分层注水工艺现状及发展趋势 篇9
一、分层注水工艺主要存在的问题
1. 管柱结构单一, 针对性不强:根据统计, 目前上修的注水井中管柱结构主要采用悬挂式, 结构单一, 不能满足不同井况的分层注水的需求。
2. 井下油管腐蚀结垢严重, 影响了有效分注:井下防腐油管少, 普通油管在井多, 腐蚀结垢严重。据统计, 普通油管下井时间1年以后, 防腐油管下井2年以后腐蚀、结垢较严重。此外, 油管腐蚀还会造成管柱漏失, 配水器刺坏严重, 管柱失效;油管结垢造成配水器堵塞、油管堵塞, 内径缩小等, 造成测试遇阻, 打捞不成功、反洗井不通等问题。
3. 管柱出砂降低了调配成功率:出砂以及水中杂质污物堵塞芯子、底球、油管等, 造成测试遇阻, 打捞不成功、反洗井不通, 管柱失效。
二、分层注水工艺技术的新进展
1. 分层注水管柱新进展
为适应油田开发形式需要, 加强了分层注水工艺技术的攻关研究, 分层注水工艺技术取得了快速发展, 注水工艺技术系列日臻完善, 逐步形成了适应不同油藏条件、不同井况的分层注水工艺技术系列。
(1) 补偿自验封分层注水管柱:管柱主要由补偿器、自验封封隔器等配套工具组成。主要技术特点是:可以在封隔器坐封时自行验证封隔器的密封性。其补偿器可以补偿由坐封压力引起的管柱伸长。适用于注水压力不高, 层间压差不大, 油层不出砂的注水井。
(2) 锚定补偿式分层注水管柱:管柱主要由补偿器、水力锚、Y341 (或Y342) 、ZJK配水器、水力卡瓦、底筛堵等工具组成。主要技术特点:常规分层注水管柱会因温度和压力的变化会产生蠕动, 缩短封隔器使用寿命, 锚定补偿式分层注水管柱可以上部锚定、下部支撑, 能有效防止管柱蠕动;同时补偿器又能补偿管柱的伸缩, 提高了封隔器的工作寿命。
(3) 长效防蠕动管柱:长效防蠕动管柱结构由防蠕动器、Y341型封隔器、空心配水器、沉砂式底球组成。主要技术特点:采用这种管柱也能有效地减轻压力和温度变化产生的管柱伸缩, 改善管柱的受力条件, 延长封隔器及井下工具的使用寿命。主要应用在封上注下的井或需要卡封的压力不高的井。
(4) 分层防砂注水一体化管柱:管柱主要由补偿器、液压扶正器、丢手插封、挡砂皮碗、注水双层防砂管、防逆配水器、可洗井封隔器、液控安全接头、水力卡瓦和底部反洗井阀等工具组成。该管柱设计有单向注水阀, 防止地层反吐出砂, 可满足注水、洗井、防砂和测试调配等工艺要求。
(5) 扩张封隔器桥式偏心注水管柱:该管柱主要由KY344 (5) 扩张封隔器、桥式偏心配水器以及丝堵等构成。该技术在流量调配时不采用递减法计算分层流量, 而是各层流量独立测试计算, 不但消除了递减法带来的误差, 而且可选用量程较小的流量计, 提高测试的准确程度;测分层压力时, 不用投捞偏心堵塞器, 既提高了分层资料的准确度, 又提高了分层测试效率;座封时免投死嘴, 减少了测调及作业工作量。
2. 井下测试工艺技术新进展
(1) 流量测试技术:油田上目前常使用的流量测试工具是井下存储式电磁流量计和超声波流量计。
三参数井下存储式电磁流量计是利用法拉第电磁感应定律来测量的。当流体在磁场中运动切割磁力线时, 流体中的带电粒子将感应出感应电动势, 该电动势与流速成正比关系。在磁场强度稳定时, 感应电压与流体流速成线性关系, 与流体的温度、压力、粘度和密度等无关。该流量计的特点是能一次同时测出各层水量, 并能准确判断出仪器、投捞工具的下井位置。
超声波在不同的介质中传播时, 其传播速度的变化值与介质流速有关。通过测量介质中超声波传播速度的变化值, 测得介质的流速, 继而计算出介质的流量。其特点是利用相位差测试法, 并采用独特的跟踪补偿技术, 消除了温度和压力对超声波传播速度的影响, 进一步提高了实际测试的精度, 抗干扰性强、成功率高。
(2) 封隔器在线验封技术:该项技术主要是利用一个流量计和两个压力计。将仪器组装、下井到达配水器后, 密封配水器中心通道, 然后改变井口注水压力, 测试压力与流量关系曲线。其特点是工艺简单, 操作方便。
3. 井下防腐工艺技术新进展
(1) 氮化油管:氮化油管抗蚀氮化后在油管内外壁及管螺纹表面形成含氮、碳的ε相 (Fe2-3N) 和γ相 (Fe4N) 以及含氮奥氏体淬火层, 称为白亮层。具有良好的抗蚀性能, 且表面硬度高, 耐磨新高, 不粘扣。
(2) 环氧粉末涂料油管:树脂涂料在一定温度下, 经过熔融、化学交联后, 在油管表面固化成平整、坚硬的涂层。该涂层不会因温度的升高而重新软化, 不成片脱落, 不污染地层, 且化学稳定性强, 有较好的耐热性, 表面平整光滑, 可以抑制管内结垢。
(3) 玻璃钢油管:玻璃钢油管化学稳定性好, 有利于保持水质, 内壁光滑, 具有良好的防腐防垢性能。
三、分层注水工艺技术下一步攻关方向
随着油田注水开发进入中后期, 大部分油层已处于高含水状态, 如何适应油田注水开发的需要, 在稳油控水的基础上继续注够水、注好水, 保持地层压力, 保持高产稳产, 成为越来越多人关注的难题。科研人员还需深入研究, 攻坚克难, 不断提高注水工艺技术, 提高注水开发水平和开发效果。
1. 加强注入水水质处理工艺的研究。减少由于水质不合格, 造成的井下管柱腐蚀和结垢, 延长洗井解堵周期。
2. 加强分层注水工艺技术研究。尤其加强高温、高压、低渗透油藏等特殊油藏的分层注水工艺技术研究, 以改善目前注水管柱结构单一的现象。
3. 加强注采井合理调整研究。有针对性地调整注采比、单井注水量, 降低注水成本, 提高原油采收率。
参考文献
[1].高含水期分层注水管柱优化设计研究, 范春宇, 《中国石油大学硕士论文》, 2009.10
[2].国内分层注水技术新进展及发展趋势, 张玉荣闫建文等, 《石油钻采工艺》, 2011.3
[3].精细分层注水技术研究及应用, 王建华孙栋等, 《油气井测试》, 2011.8
[4].《油田中后期开发动态预测预警及开发规则》, 任宝生刘志斌, 石油工业出版社, 2012.2
注水工艺 篇10
分层注水工艺管柱在实际应用中受到压力、井深、井温等外部因素的影响, 为了保证配套工具能在井下正常工作, 在设计上具有比较复杂的结构。分层注水有效期的长短决定着分层注水效率的高低。在油田开发中, 要实现分层注水正常工作, 必须要对每一层段的吸水情况了解清楚, 保证每一层段的注水量得到及时调配, 这样才能满足井下测试的需要。
管柱受力、后期测调、油藏条件等同样对管柱配套产生影响, 因此在选择分注工艺配套工具时, 要综合考虑压力、井深、及是否出砂等综合因素。这里以K344型封隔器为例进行分析, 它承受压力的能力较低, 且耐温低, 因而主要用于井深、温度、压力较低的井下作业。分层注水管柱在一般情况下都需要进行测调, 分注工艺中配水器的选择要适应井下测试的需要。空心配水器在较差的井况中比较容易投捞, 并且打捞装置结构简单, 给工作带来很大的方便。相比之下, 偏心配水器虽然管柱内通径较大, 在测试吸水剖面时不会产生太大的影响, 但是遇到井筒内较脏的情况时则难以投捞。随着井深的增加, 管柱变形量也会随之增大, 封隔器需要承受的压力也会增大, 因此, 为保证安全, 在深井处应该积极考虑采取防蠕动措施。
2 分层注水工艺管柱存在的问题
配套工艺管柱和井下封隔器工作性能的好坏影响分层注水效率的高低。封隔器与偏心配水器是现场采用的配套工艺管柱, 在正常注水时, 管柱产生活塞效应、螺旋弯曲效应等不同的反应;停止注水时, 管柱存在虎克效应的自重伸长, 其主要原因是没有安装锚定装置引起的。管柱的变形量随着正常注水时压力的升高而增大, 随着停注时压力的降低而减小。井下封隔器很可能会因管住受压而导致外形的变化而自动解封, 这就需要采取有效的解决办法。
2.1 封隔器结构设计存在的问题
封隔器胶筒的结构设计在实际工作中都或多或少的存在一定的问题。例如, 锁爪类型是现今油井开发现场普遍采用的封隔器胶筒座封后的锁紧方式, 这一方式的主要局限在于, 当锁紧机构后退距约有2~6mm时, 容易因胶筒松弛而造成密封段漏失, 发生不必要的事故, 情况严重时甚至会造成完全解封, 会产生恶劣影响[1]。此外, 封隔器的密封性能在座封后可能会进一步降低, 主要原因在于胶筒在注水压差和自身弹性的作用。封隔器后退距及肩部凸出是自身结构设计的突出特点, 这样的装置会降低胶筒与套管内壁相互接触的压力, 导致套管内壁的胶筒部分弹回, 这样产生的后果就是导致封隔器的耐压下降甚至失效。
2.2 不同效应对管柱蠕动产生的影响
2.2.1 管柱受压变形分析
管柱的变形主要由外部压力的变化而引起, 当管柱承受的压力超出自身的承受能力时就会发生严重的变形。以下是三种管柱变形的情况分析:第一, 在进行分注井座封的过程中, 油套环形周围空间的压力明显低于油管内的压力, 发生活塞效应, 管柱受压伸长;第二, 油套压差达到一定值, 产生膨胀效应, 油管相应缩短;第三, 生产过程的综合效应同样可以导致油管伸长。
2.2.2 管柱受力分析
在实际工作中, 管柱受力有不同方面的原因。当管柱正常注水时, 上层注水压力一般都会高于下层压力, 进而引发环空活塞效应, 管柱受力而相应伸长;当上层注水压力低于下层压力时, 管柱产生虎克定律效应、螺旋弯曲效应等, 在正常注水的情况下会缩短, 这都会对生产带来一定的影响。
以油田开发中的实际工作为例进行分析:在油管压力正常工作情况下, 管柱下深约为2212m, 管柱正常工作。当压力大小随着注水的变化而波动时, 分层注水管柱就会上下蠕动, 严重时可能会导致封隔器的正常工作。污水回注是目前油田采用的注水方式, 采用这一注水方式可能会导致的后果是, 在正常注水中油管柱还是会产生一个温度效应的变形量。污水回注时, 倘若上层注水压力大于下层注水压力时, 温度效应会加大了油管柱的伸长变形量, 一旦停注, 井筒温度恢复到正常温度, 油管柱的伸长也相应恢复带原来的状态;若下层注水压力大于上层注水压力, 油管柱会因温度效应减小变形量同样也就相应缩;污水温度过高而层间压差较小时, 油管柱会产生伸长变形。
3 防治措施
传统的分层注水工艺管柱很难满足现代油田开发的技术要求, 面对各种存在的问题, 我们急需采用新的工艺措施, 有效解决油田开发中层间矛盾的问题, 促进油田的高产、稳产。
3.1 新型分层注水工艺管柱的采用
新型分层注水工艺管柱是解决目前注水工艺存在问题的一个有效措施。其工艺特点表现出的优势主要有以下几个方面:第一, 管柱胶筒的各方面性能相比之下都高于市场上常规使用的胶筒, 具有耐压、耐温、抗剪切等多方面的优点, 同时特殊的肩部保护和防凸保护装置可以保证封隔器座封后在下井过程中免遭损害;第二, 座封后管柱压力升高, 不过在新型分层高压注水管柱压差下, 封隔器依然可以继续压缩胶筒, 这就有效解决了常规分割器难以解决的一次性座封力问题, 确保在什么情况的工作压差下都能顺利实现封隔;第三, 分层注水工艺管柱双向锚锚瓦设计采用的是锁紧机构, 位置处在封隔器的上部, 不易受到注水压力的影响, 也不容易产生波动和变化, 这就很好的保证了双向锚以下管柱不会产生蠕动, 更加可靠、安全[2]。
3.2 现场应用情况
新型工艺管柱在油田开发中成功率达到百分之百, 并且有效日期长久, 产生效应非常好。单井油压在采用新型工艺前的平均数是19.74MPa, 采用该工艺后上升至26.61MPa;单井套压平均数16.02MPa下降到4.7MPa, 表现典型。
4 结论
新型分层注水工艺封隔器+双向锚管柱设计采用技术先进, 采用国外进口材料, 具有耐温、耐压差、抗剪切等优点, 整体配套更加安全可靠, 成功率不断提高, 是目前高压分层注水工艺技术的成功案例;双向锚可以有效地防止压力波动, 保证封隔器的正常工作, 容易操作, 安全可靠, 各项性能指标高。封隔器+双向锚高压分注经过试验后取得很好的经济效益, 提高了油田的收益, 投入产出比值极大提高, 具有良好的发展前景。
摘要：随着科学技术的日新月异, 现代工业技术突飞猛进, 分层注水工艺管柱在油田开发领域占据重要地位, 应用该工艺手段的分注井数也逐年增加, 为满足生产的需要, 分层注水工艺管柱技术仍需不断改进和完善。在油田开发中, 分层注水工艺可以顺利实现有效注水, 帮助保持地层的能量, 促使油田开发中的层间矛盾得到进一步解决, 保证油田开发的长期高产、稳产。本文就分层注水工艺管柱配套设施的工作原理、管柱结构、技术特点等, 并结合实际工作情况, 重点分析探讨分层注水工艺管柱存在的问题及防治对策。
关键词：分层注水,封隔器,存在问题,防治对策
参考文献
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[3]刘世平, 张光明.江汉油田高压分层注水管柱研究[J].石油天然气学报, 2005, 27 (4) :693694[3]刘世平, 张光明.江汉油田高压分层注水管柱研究[J].石油天然气学报, 2005, 27 (4) :693694
[4]何世明, 刘崇建.套管柱强度设计计算[J].西南石油学院学报, 1997, 19 (1) :53-59[4]何世明, 刘崇建.套管柱强度设计计算[J].西南石油学院学报, 1997, 19 (1) :53-59