注水井现状分析及治理措施.ppt

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1、注水井现状分析及治理措施2005年11月中石化胜利油田一、前言二、注水井现状分析三、治理对策四、经济及社会效益分析五、下步攻关方向前　　言前　　言各类损坏井影响水驱动用储量541.1万吨，影响可采储量103.5万吨。前　　言无效注水井32口，无效注水量1945m3/d，占总水量的11.3%，一、前言二、注水井现状分析三、治理对策四、经济及社会效益分析五、下步攻关方向1、水井攻欠增注工作量逐年增加由于梁家楼油田污水水质较差且注水量大，增注后继续注入污水导致短期内再次堵塞，例如L38-13、C56-16、L32-40井等，

2、平均每年增注2-3次），因此使得水井攻欠增注工作量逐年增加。2003～2005年增注51口井70井次有效率高有效期短2、注水井井况越来越差，大修井越来越多防腐油管比例小管柱检换周期长注入水质不合格导致水井井况越来越差，井下管柱结垢、腐蚀现象日益严重，小修作业时管柱拔断、拔脱、起不出等情况时有发生，作业转大修井逐年增多，统计2003-2005年，采油厂有小修失败待大修水井27口，影响周围60多口井的供液，严重影响了油田的正常开发。2、注水井井况越来越差，大修井越来越多3、注水井套管保护工作不到位采油厂自投入开发以来，水井

3、套管保护工作一直未能有效实施，目前笼统注水井基本都没有套管保护措施，分注井也只有部分井保护了套管，由于注水水质不合格、再加上井下高温高压的工作环境，油管5年以上不检换管起出后情况见下图（L23-7井），套管情况可想而知。目前采油厂套损水井82口，影响注水量7800m3/d。为保证注水正常，目前带病注水井多达31口，日注水量4265m3/d，表现最为突出的是梁家楼油田。梁家楼油田的C47、C56块共14口注水井，有10口井套破卡封注水；最近作业的L38-1井，历经2次换套作业，本次卡封注水先后采取了5种封隔器均未能实现有

4、效封卡，分析认为该井套管多处破漏，且固井水泥环已完全失效，该井已濒临报废的边缘。随着油田的持续开发，此类井必将日益增多。3、注水井套管保护工作不到位纯梁采油厂共设计分注井126口，目前开井112口，开井率88.9%，在这些井中，由于井深，注水压力高，水质差等原因造成封隔器失效、无法测试的高达70口，达不到分注目的，同时部分区块因特低渗透，注水压力等级达30MPa以上，无法分注，目前采取笼统注水，注入水沿高渗透层突进，对应油井高含水，高液量，形成沿高渗透通道的短路效应，而低渗透层不出力，注水有效率低。4、分注井技术现状分

5、析目前常用分层注水管柱一般都采用悬挂式结构。管柱主要由Y341型封隔器、配水器及其它配套工具组成，应用过程中存在的主要问题：检管换封周期长，使得分注井失效；水质差，造成了分注有效期短；油藏埋藏深、温度高压力高给分注带来了一定的难度；分层测试跟不上分注的要求。4、分注井技术现状分析通过上述分析可以看出，我厂目前注水井注水水质差、井下技术状况恶劣，水井治理已经到了刻不容缓的地步，因此必须实施针对性的治理对策，加大水井治理的力度，才能保持油田的正常开发，提高开发管理水平。一、前言二、注水井现状分析三、治理对策四、经济及社会效

6、益分析五、下步攻关方向治理对策——（一）改善注入水质（1）建议实施以水质改性为主的污水处理工艺，根据2004年所做的前期研究，将目前首站回注污水水性提高至pH值＝7.5，在此基础上进行处理，使得回注水达到注水水质要求；（2）首站污水硫化物含量、细菌含量较高，给污水处理带来了难度，实施以先期处理硫化物和细菌为主的预氧化处理技术，结合目前的处理工艺，使得回注污水水质达到油田注水要求。依据目前的水质状况，结合下井管柱的使用寿命,认为在下一步的油管更换中遵循的原则是：（2）为满足油田注水的要求，建议对注污水井中全部采用防腐油管

7、。在部分注清水井采用普通油管。（1）注水井的检换管周期应为：对分注井一年检换管一次；注清水合注井2年检换管一次；注污水井合注井1～2年进行检换管维护一次。治理对策——（二）缩短水井检换管周期1）实施物理保护措施、减小注水压力对套管的影响治理对策——（三）实施套管环空保护措施物理保护措施主要是在油层顶界以上增设套管保护封隔器，优选适宜的封隔器满足不同类型注水井的需求。其重点是封隔器的选择，由于用作套管保护的封隔器坐封后，液体压力都将作用在胶筒上，上下压差很大，封隔器要承受很大的上顶力，因此不仅要求封隔器密封件要耐高温高压

8、，抗撕裂性好，同时要求注水管柱在内外压力温度变化时蠕动要小。①环空保护油田回注污水中的SRB及腐蚀性超标，使油套环形空间处于“死水区”，长期停留在环形空间中的注入水极易造成细菌的生长繁殖，继而造成套管腐蚀穿孔。因此需要在油套环形空间中投加具有杀菌、防腐、缓蚀等作用的保护液，使套管表面形成一层保护膜，减小环空水对套管的腐蚀影响。②阴