油田注水工程设计规范
延长油田注水开发方案编制技术要求
延长油田注水开发方案编制技术要求〔暂行〕根据SY/T5842-93、SY/T6105-94、延长油田?勘探工作手册?、SY ／T 5336、SY／T 5387-2000、SY／T 5355、SY /T5615、SY／T5979，SY／T5781．SY／T 5830、GBn 269、SY／T5835、SY／T 5367、SY/T 6081-94、SY/T 5358、SY/T5107-1995、SY/T5108-1997、SY/T5579-2000、SY/T6511-2000、SY/T6221-1996等行业标准要求，结合延长油田实际，编制?延长油田注水开发方案编制技术要求?〔暂行〕。
本技术要求适用于延长油田股份。
二次采油是油田开发的必经之路，是保持油田高产稳产、提高采收率的主要途径之一。
目前低渗、特低渗油田开发的二次采油主要有注气、注水两种方法，注水开发是主要方法。
油田注水开发是技术密集性系统工程，任何疏漏，都会带来不可挽回的损失，因此，必须制定一个科学、合理的注水开发方案。
注水开发方案是油田开发的纲领性文件，与油田开发的经济技术效果有必然的联系，各级领导要充分重视注水开发方案的编制工作，做到科学、合理、高效的开发油田。
注水开发方案一般包含油藏工程方案，采油工程方案，经济技术评价，注水监测方案等内容。
一、油田开发方案开发地质、油藏工程局部技术内容〔?砂岩油田开发方案编制技术要求——开发地质油藏工程局部?SY/T5842-93，?油田开发概念设计编制技术要求?SY/T6105-94〕1.1 根底资料要求油田地理特征资料a.油田地理位置、海拔高度、植被特征、地形、地貌：b. 发现井所处区域构造位置及钻遇地层；c.产油(气)层深度、层位、厚度、岩性、物性；d. 气候特性：气温、风力、风向、雨且、水源；e. 交通、公路、铁路情况；f. 人文、经济状况。
钻井录井资料〔延长油田?勘探工作手册?〕包括钻时、泥浆性能、岩屑、岩心、荧光录井，相照顾片等。
油田注水管理规定讲解
第二章 注水技术政策
第六条 注水技术政策是指导油田注水工作的重 要依据，主要包括 注水时机、开发层系划分和注采 井网部署、射孔设计、注水压力界限、分层注水、 水质要求 等。
第二章 注水技术政策
第七条 注水时机。根据油藏天然能量评价及储层 类型分析，确定合理注水时机。中高渗透砂岩油藏，要 适时注水，保持能量开采；低渗透砂岩油藏，应实现同 步或超前注水，保持较高的压力水平开采。需要注水开 发的其它类型油藏，应根据具体特点确定最佳注水时机。 新油田投入注水开发，要开展室内敏感性实验和现场试 注试验。
第三章 注水系统建立
第十五条 注水井投（转）注。需要排液的注水井排液时间 要求控制在 三个月 以内，以不伤害储层骨架结构为原则，确定 经济合理的排液方式和排液强度。新投注水井和转注井，必须 在洗井合格后开始试注，获取吸水指数、油层注水启动压力等 重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。在 取得相关资料后即可按地质方案要求转入正常注水井生产。
第三章 注水系统建立
第十六条 地面注水工程设计。要依据前期试注资料及油藏工程方案
中逐年注水量和注水压力的趋势预测，总体布局，分步实施，合理确定建 设规模和设计压力，设计能力应适应油田开发 5~10年的需要。注水工艺可 采用“单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”和 “局部增压”、井口恒流配水方式等类型；应根据注水井网布置形式，注 水压力、注水方式和注水水质等因素，并与油气集输布局相结合，优条 开发层系划分和注采井网部署 。开发方案设计要 与工艺技术相结合，建立有效压力驱替系统。
开发层系划分。根据油层厚度、渗透率级差、油气水性质、井段长 度、隔层条件、储量规模等，论证层系划分的必要性和可行性，将性质 相近的油层组合成一套层系，采用一套独立井网进行开发。
油井注水工程施工方案范本
项目名称：某油田油井注水工程项目地点：某油田区块项目规模：XX井工程内容：油井注水系统安装、调试及运行二、施工准备1. 技术准备（1）查阅相关设计图纸、技术规范，熟悉施工工艺流程；（2）组织技术人员进行现场勘查，了解现场环境、地形地貌及地质条件；（3）对施工人员进行技术培训，确保施工人员掌握施工工艺和操作规程。
2. 材料准备（1）注水设备：注水泵、注水管、阀门、过滤器、压力表等；（2）管材：无缝钢管、焊接钢管、不锈钢管等；（3）辅助材料：电缆、密封件、紧固件等。
3. 施工设备准备（1）吊车、钻机、焊接设备、电焊机、气焊机等；（2）测量设备：水准仪、经纬仪、全站仪等；（3）检测设备：压力表、流量计、水质检测仪等。
三、施工工艺流程1. 施工现场平整（1）清除施工区域内的杂草、垃圾、障碍物；（2）对施工现场进行平整，确保地面平整、坚实。
2. 设备安装（1）根据设计图纸，确定注水泵、注水管、阀门等设备的位置；（2）安装注水泵、注水管、阀门等设备，确保安装牢固、位置准确；（3）连接电缆、管道，检查无遗漏、破损。
3. 管道焊接（1）根据施工图纸，进行管道焊接；（2）焊接过程中，确保焊接质量，防止泄漏。
4. 系统调试（1）对注水系统进行试运行，检查设备运行是否正常；（2）调整系统参数，确保系统稳定运行。
5. 注水运行（1）按照设计要求，进行注水作业；（2）监测水质、水量、压力等参数，确保注水效果。
四、质量控制措施1. 材料质量控制（1）对进场的材料进行检验，确保材料符合设计要求；（2）对不合格的材料进行退场处理。
2. 施工过程质量控制（1）严格按照施工规范进行施工，确保施工质量；（2）加强施工现场管理，防止安全事故发生。
3. 系统调试质量控制（1）对调试过程中发现的问题进行及时处理，确保系统稳定运行；（2）对调试数据进行记录、分析，为后续注水运行提供依据。
五、安全文明施工措施1. 安全生产（1）制定安全生产管理制度，明确各岗位安全职责；（2）加强施工现场安全管理，确保施工人员安全。
油田注水工作指导意见（试行版）
油田注水工作指导意见（试行版）中国石油油田注水工作指导意见（试行）中国石油勘探与生产分公司二〇〇九年四月目录第一章总则第二章注水技术政策第三章注水系统建立第四章注水调控对策第五章注水过程管理第六章注水效果分析与评价第七章技术创新与人才培养第八章附则第一章总则第一条为了进一步强化油田注水工作管理，提高油田注水开发水平，特制定《油田注水工作指导意见》，以下简称《指导意见》。
第二条油田注水开发要把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿始终，努力控制油田含水上升速度和产量递减，夯实油田稳产基础，提高油田注水开发水平和水驱采收率，培养一支脚踏实地，埋头苦干的开发技术队伍。
第三条油田注水是一项系统工程。
油藏工程、采油工程和地面工程要相互结合，系统考虑，充分发挥各专业协同的系统优势。
要科学制定注水技术政策，优化注水调控对策、强化注水过程管理和注水效果分析与评价、注重技术创新与新技术应用，最大限度地提高注水效率，节能降耗，实现油田注水开发效益的最大化。
第四条牢固树立以人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，强化安全生产工作。
油田开发建设和生产过程管理中的各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合健康、安全、环境（HSE）体系的有关规定，积极创造能源与自然的和谐。
第五条油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法律、法规和股份公司的规章制度，贯彻执行中石油的发展战略。
第六条《指导意见》适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。
控股、参股公司和国内合作的油田开发活动参照执行。
第二章注水技术政策第七条注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据，主要包括油田开发层系划分与注采井网部署、注水时机、细分注水、注水压力确定、水质要求等。
第八条开发层系划分和注采井网部署。
将性质相近的油层组合成一套层系，采用一套独立井网进行开发，使每套井网的开采对象渗透率级差控制在5以内，各小层间吸水相对均匀。
油田回注水标准(稻谷书屋)
6) CEC值大于0.09 (按一价离子计算)时，就不 能忽略粘土的水化膨胀问题。
7) 室内进行天然岩心注水试验，一般情况下， 水测渗透率下降值应小于20%。
各行业
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三、
1.
沉淀是让水在沉淀池或罐内停留一定时间，使 其所含悬浮固体颗粒靠重力沉降下来，对于细小的 悬浮固体颗粒，常需要足够的时间才能沉淀下来。
2) 二价硫离子含量高的水与含有二价铁离子的水 混注时，应考虑硫化亚铁结垢的问题，应经处 理才可注入。
3) 当碳酸氢根和碳酸根离子含量较高的水与钙、
镁、钡、锶、二价铁等离子含量较高的水相混
合时，应考虑碳酸盐结垢的问题。
各行业
6
4) 若水中有游离二氧化碳逸出时往往使水的pH 值升高，易产生碳酸盐沉淀，故用此种水源时 应重视碳酸盐结垢问题。
罐通过的水量(过滤速度各行)业。
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3.
地面水中多含有藻类、铁菌或硫酸盐还原菌和其 它微生物等，注水时需将这些微生物除掉以防止堵塞
油田常用的杀菌剂有甲醛、氯气、次氯酸盐类、 季胺盐类液体药剂、过氧乙酸、戊二醛等。一般交替
各行业
11
4.
地面水源与空气接触常溶有一定量的氧，有的水源
水中还含有碳酸气和硫化氢气体，这些气体对金属和 混凝土均有腐蚀性，因此注水前要用物理法或化学法 除去注入水中所溶解的O2 、CO2 、H2S等气体。
在水中加入聚(絮、混)凝剂，通过中和表面电 性而使水中固体悬浮物聚集，加速沉淀。
各行业
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2.
过滤是用容器(过滤设备)除去水中悬浮物和其它 杂质的工艺过程。
过滤罐(或池、器)自上而下装有滤料，支撑介质 等。滤料一般为石英砂、大理石、无烟煤屑及硅藻土 等，支撑介质常用砾石。水自上而下经过滤层、支撑 层，而后从罐底部排出清水。
油田注水工程方案范本
油田注水工程方案范本一、引言随着我国石油工业的不断发展，油田注水作为一种常见的增产技术，已经在国内外广泛应用。
通过注水，可以提高油井产量，延长油田寿命，提高油田开采率，是提高油田采收率和油区总产量的一项重要技术手段。
本油田注水工程方案将针对某一特定油田进行详细设计，并对工程所涉及的技术、设备和材料进行具体的规划和安排。
二、注水工程概况1. 一般情况该油田位于我国某一特定地区，地质条件为致密砂岩层，储层厚度适中，孔隙度较大，且有一定的透水性。
目前，已经开发了数十口油井，产量稳定；但随着时间的推移，油井产量逐渐下降。
为了提高油田产量和延长油井寿命，需进行注水工程。
2. 注水方式本注水工程将采用垂直注水、水平井注水和水平井注水联合垂直注水的方式，以适应油田地质特点和工程需求。
其中，垂直注水将是主要方式，水平井注水将辅助其发挥作用。
3. 注水设施注水设施主要包括水泵、注水管道、注水井、注水工艺设备等。
水泵将采用高效节能型水泵，注水管道将采用耐腐蚀管道，注水井将采用高质量的注水井套管；注水工艺设备将包括注水井阀门、注水井头设备、注水井泵浦等。
三、注水井选址1. 选址原则（1）油田注水井选址需和产油井的井位密切配合，以达到最优注水效果；（2）尽量避开地处油田产量低或无产油层地段，以节约工程成本；（3）注水井的选址还需考虑油田的地质条件、注水井的布设间距、油田的产能分布、周边环境等因素。
2. 选址方法选址方法主要包括通过油田地质勘探资料，分析储层构造和产能特点，结合地面条件和地质构造条件进行评估。
采用GIS系统进行注水井选址，以保证注水井布设的科学性和合理性。
四、注水工程实施方案1. 工程实施过程（1）前期准备：勘探确定储层地下水位和水文地质条件，制定注水工程方案；（2）工程设计：制定注水系统管网布置方案，注水泵站建设方案，注水井选址和施工设计；（3）设备选购：选购高效节能型水泵、耐腐蚀管道和高质量注水井套管等；（4）施工实施：进行注水井钻井、套管铺设、搭设注水井阀门和井头设备、铺设注水管道，安装注水泵站等；（5）后期管理：对注水设施进行定期检修、维护和管理，并进行周期性的工程效果评估。
油田注水管理规定讲解
第四章 注水调控对策
第二十七条 注水站（管网）调整改造。针对系统管网 和设备腐蚀老化严重、注水站运行负荷率低等问题，要统筹 安排，突出重点，分年度安排好调整改造工作。在满足注水 半径和配注的条件下，优化简化工艺和布局，注水站的负荷 率应提升至70%以上。
第五章 注水过程管理
第二十八条 加强注水过程管理和质量控制是实现“注好 水、注够水、精细注水、有效注水”的必要保障。要从注水的 源头抓起，精心编制配注方案、优化注采工艺、严格水质监控、 强化注水井生产管理。从地下、井筒到地面 全方位抓好单井、 井组、区块和油田的 全过程 注水管理和注水效果分析评价，实 时进行注水措施跟踪调控。
推荐指标及分析方法》的基础上，开展注水水质的配伍性研究，通过岩 心伤害实验、现场实际油层回注验证试验，制定和完善适合本油田不同 类型油藏的注水水质企业标准并严格执行。
第三章 注水系统建立
第十三条 按照油田开发方案总体要求，实施产能建设，注、地面注水系统建设等。
《油田注水管理规定》
《油田注水管理规定》是股份公司为加强油田注水开发管 理、配合“油田开发基础年”活动的深入进行，而推出的一 份纲领性指导文件。该文件是在充分结合近年来科研成果、 工作经验和基本认识的基础上形成的，对油田注水开发的实 际工作具有重要的积极的指导意义。
为此，股份公司勘探与生产分公司专门行文通知，要 求各单位认真执行《油田注水管理规定》，确保“油田开发 基础年”活动取得实效，不断提高油田注水开发水平。
第七条 注水时机。根据油藏天然能量评价及储层 类型分析，确定合理注水时机。中高渗透砂岩油藏，要 适时注水，保持能量开采；低渗透砂岩油藏，应实现同 步或超前注水，保持较高的压力水平开采。需要注水开 发的其它类型油藏，应根据具体特点确定最佳注水时机。 新油田投入注水开发，要开展室内敏感性实验和现场试 注试验。
油田水系统安全规范知识讲座
8 消防设施 8.1.2五级压气站、注气站、采出水处理站可不设消防 给水设施。 8.1.4单罐容量大于或等于500m3的油田采出水立式 沉降罐宜采用移动式灭火设备。
大庆油田第三采油厂
三、《石油天然气工程设计防火规范》
8.3消防给水
8.3.1消防用水可由给水管道、消防水池或天然水源供 给，应满足水质、水量、水压、水温的要求。当利用 天然水源时，应确保枯水期最低水位时消防用水量的 要求，并设置可靠的取水设施。处理达标的油田采出 水能满足消防水质、水温的要求时，可用于消防给水 。8.3.2消防用水可与生产、生活给水合用一个给水系统 ，系统供水量应为100%消防用水量与70%生产、生 活用水量之和。
大庆油田第三采油厂
二、 《油田采出水处理设计规范》
3.0.9 采出水处理站的主要构筑物和管道因 检修、清洗等原因而部分停止工作时，应采取以 下措施：
（1）主要同类处理构筑物 的数量不宜少于两座，并应能单 独停产检修。
（2）各构筑物的进出口管 道应采取检修隔断措施。
（3）站与站之间有条件时 原水管道宜互相连通。
大庆油田第三采油厂
一、《油田注水工程设计规范》
大庆油田第三采油厂
一、《油田注水工程设计规范》
4．2．9注水泵出水管应选用无缝钢管，管道的设计 壁厚应进行管道强度计算确定。 4．2．11 离心注水泵泵间净 距、注水电机非轴伸端与泵房墙 壁间距离，应能满足注水电机整 体装拆搬运的要求，且不应小于 1．6m，注水泵房主通道宽度不 宜小于1．5m。
延长油田注水开发方案编制技术要求.doc
延长油田注水开发方案编制技术要求根据SY/T5842-93、SY/T6105-3和SY/T6105，编制延长油田注水开发方案(临时作业)的技术要求:b .井所在区域的构造位置和钻穿的地层；产油(气)层的深度、层位、厚度、岩性和物性；D.气候特征:气温、风力、风向、雨和水源；E.交通、道路和铁路；F.人类和经济状况。
1.1.2钻井录井资料(延长油田《勘探工作手册》)包括钻井时间、泥浆性能、岩屑、岩心、荧光录井、相关照片等。
1.1.3岩心及其实验分析1.1.4发现井或评价井应具有完整的岩心剖面，至少应在主要含油层段获得有代表性的岩心，并在现场进行详细的岩心描述。
1.1.5常规岩心分析的取样密度应符合SY/T 5336。
层中的不均匀性越严重，要求的取样密度越高。
应该采集一定数量的大直径样品。
应在一个样品上测量不同方向的孔隙度、水平渗透率和垂直渗透率。
特殊岩心分析应根据储层分类单独进行；用于测定相对渗透牢度曲线的芯必须在进行前恢复润湿性。
1.1.6对于边底水油藏，还应获得一定量的水层岩心分析数据。
1.1.7应获得储层水敏性、酸敏性、碱敏性、盐敏性、速敏性和潜在损害因素的实验数据。
1.1.8进行岩石矿物、粒度、电子显微镜、粘土矿物、X射线衍射、古生物等分析。
1.2测井和参数解释1.2.1发现井或评价井应使用各种现代测井技术来测量整套准确的测井系列，并选择合适的测井系列。
1.2.2油、气、水层解释，储层参数解释，储层类型和规模判断。
1.3机油测试。
1.3.1分层试油应在发现井或评价井完井后进行，以确定油气和油水界面、储层流体性质和类型、压力系统、有效厚度标准等。
进行分层测试以确定油井产能。
1.3.2发现井或评价井必须进行不稳定试井，以确定储层物性参数、边界条件、单井控制储量等。
1.3.3为了选择合理的生产压差，系统试验必须保持试验条件稳定。
1.3.4试采期间必须获得连续的油、气、水产量和各种压力数据——省略部分——制表、连续性和时间可比性，并确定具体油田的监测井数。
吉林油田采油、注水井口装置技术规范(修订)
吉林油田采油、注水井口装置技术规范（修订）1 编制目的及适用范围1.1 目的为适应油田地面工程标准化建设和满足油田安全生产的需求，进一步加强井口装置安全防范能力，特制定本规范。
本规范在基本维持现有井口装置结构的基础上，规定了吉林油田有杆泵采油井井口装置、注水井井口装置的主要构成、尺寸、压力等级及材料类别等。
1.2 适用本规范适用于吉林油田有杆泵采油井、注水井常规生产用井口装置，不可用于其它特殊作业及硫化氢环境作业。
2 引用标准GB/T22513-2008中华人民共和国石油天然气工业标准《钻井和采油设备井口装置和采油树》SY/T6327-2005中华人民共和国石油天然气行业标准《石油钻采机械产品型号编制方法》JB/T 308-2004 中华人民共和国机械行业标准《阀门、型号编制方法》3 性能要求3.1 材料类别a) 井口装置所用材料类别应符合表1规定要求。
b) 井口装置各主要部件材料应符合表2规定要求3.2 额定压力值a) 采油井口装置主体、连接管线、三通及四通的额定工作压力均按13.8MPa、20.7 MPa 压力级别设计制造，配套管阀配件压力等级均应与井口同等，具体压力等级按用户要求执行。
b) 注水井口装置暂选用13.8MPa、 20.7MPa和34.5MPa三个压力级别，其配套管阀配件压力等级均应与井口同等，具体压力等级按用户要求执行。
3.3 额定温度值吉林油田井口装置设计应满足冬季寒冷环境温度和热洗等高温作业温度要求。
因此，其井口装置温度类别应同时满足L的最低温度和U的最高温度要求（L－U），具体见表3所示。
3.4 产品规范级别（PSL）本规定规定了吉林油田采油井口装置应满足PSL1产品规范级别要求；注水井口装置机械性能应满足PSL2规范级别，但其它不作具体要求。
4 法兰本规范中的法兰专指井口装置的上、下大法兰，API法兰应按API阀门和井口装置标准化委员会制定的设计准则和方法设计。
4.1 法兰型式本规范规定吉林油田有杆泵采油井井口装置、注水井井口装置采用6B型法兰。
油田注水本
m3 d MPa
K q p f ps
q：日注水量；m3/d pf：注水井流压；MPa pS：注水井静压；MPa K：吸水指数；m3/d MPa
正常注水时，不可能经常关井测静压，故吸水指数可用下式表示：
吸水指数=两种工作制度下的日注水量之差/相应两种
工作制度下流压之差
K q1 q2 pf1 pf2
d
m3 MPa
Pwh——井口压力； 无分层注水时： 油管注水：Pwh =P套； 套管注水 ：Pwh =P油
二、影响吸水能力的因素和防止措施 1.影响吸水能力的因素 （1）与注水井井下作业及注水井管理操作等 有关的因素。 （2）与水质有关的因素。 （3）组成油层的粘土矿物遇水后发生膨胀。 （4）注水见效
5
二、注入水的水质要求
1. 注水水质基本要求
注水水质必须根据注入层物性指标进行优选确定。 通常要求：在运行条件下注入水不应结垢；注入水对水 处理设备、注水设备和输水管线腐蚀性要小；注入水不 应携带超标悬浮物，有机淤泥和油；注入水注入油层后 不使粘土发生膨胀和移动，与油层流体配伍性良好。
注得进； 不堵塞油层，不产生沉淀； 对注水设备和管线腐蚀性小； 配伍性好，具有良好的洗油能力。
2）铁菌： 机理：4Fe（HCO3）2+2H2O+O2
4 Fe（OH）3+８CO2 （2）FeS黑色沉淀的生成
机理：2H++ so4 +４H2H2S+4H2O
Fe+++H2SFeS+H2
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2、碳酸盐沉淀 CO2+ H2O+CO3--2HCO3-（重碳酸根） Ca+++SO4-- +CO2+8H+ CaCO3+ H2S+3H2O
注水工程设计
推荐水质主要控制指标
<0.1 A2 <2.0 <1.5 <6.0 A3 <3.0 <2.0 <8.0 B1 <3.0 <2.0 <8.0 0.1-0.6 B2 <4.0 <2.5 <10 <0.076 B3 <5.0 <3.0 <15 C1 <5.0 <3.0 <15 >0.6 C2 <6.0 <3.5 <20 C3 <7.0 <4.0 <30
2、地面水处理
②水处理药剂（絮凝剂） 详见表1-8。
表1-8 油田注水用清水或含油污水处理常用絮凝剂、缓蚀阻垢剂、杀菌剂的性能 表
种类 序 号 1 名 称 分子式及详细名称 性质及组成的 主要部分 白色结晶状，易 溶于水 主要技术指标 相对密度：0.7～1.62，Al2O3 含量14%～18% 固体Al2O3：30%～40%，液体 Al2O3：10%，相对密度：1.2， PH值3.5～5.0 含FeSO4· 2O：95%,FeSO4： 7H 52%，相对密度：1.89 有效含量≥50%，pH值3.5～5.0， 相对密度≥1.16 胶体有效含量：8%～10%，粉状： 90%以上
4、储层流体性质
地层水性质、地层原油性质
二
注水过程中的储层伤害类型
注水开发过程中主要的损害可以按损害机理归纳 为以下四个方面：
（1）外来液体与油气层岩石矿物不配伍造成的损害； （2）外来液体与油气层流体不配伍造成的损害； （3）毛细现象造成的损害； （4）固相颗粒堵塞引起的损害。
无论哪一种损害，储层本身的内在条件均是主要因素。
注水工程设计
长江大学石油工程学院 2010年12月
油田注水工程技术指标及要求分析
油田注水工程技术指标及要求分析摘要：随着注水开发技术的不断完善，在油田的稳产方面做出不小的功效。
针对注水工艺的技术指标，需要根据实际情况进行精心的设计。
同时符合注水的一般性的基本要求，在工程上确保施工的顺利，对注水的控制应该引起更多的重视。
关键词：调配注、坐封压力、单级扬程值一、油田注水工艺技术指标1、配注合格率配注合格率是指注入水量与地质配注相比较，注入地层水量合格井数与注水井开井总井数之比。
单井月平均注水量不超过配注量的5％，不低于配注量的10％的注水井算合格井。
月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。
2、分层配注合格率分层配注合格率是指分层注水井注入水量与地质配注相比较，注入地层水量达到地质配注要求的层段数与油田分注井实际注水总层段数之比。
分层段的注水量不超过层配注量的±10％的层段为合格层段。
分注井每个季度进行一次调配注，月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。
3、注水系统单耗注水系统单耗是指每向地层注入一方水的耗电量。
4、注水系统效率注水系统效率是指注水系统电机效率、注水泵运行效率与注水管网平均运行效率之积。
二、注水井分层注水工艺1、油套分注工艺技术优点：操作简单、施工容易，缺点：一是只能分注两层，且井下封隔器失效后地面不易判断；二是如果注入水质易结垢很可能导致下次起钻卡钻，必须动管柱洗井；三是由于套管环空注水是一个动态的注入过程，对套管的损伤大。
2、双管分注工艺技术优点：可以实施两层分注、易调配控制水量。
缺点：一是只能分两个层段注水,如果超过了两个层段,则无法进行分层注水；二是注水井无法进行每月一次的维护性洗井管理,井筒内的垢、铁锈、杂质等脏物无法冲洗出来,容易造成脏物堵塞油层,对于结垢严重者,易发生井内工具及管柱被卡,造成大的事故。
油田注水和污水处理设计
油田注水和污水处理设计随着社会经济的不断发展，能源资源的消耗也在不断增加，油田的开发与管理也在不断的向前发展。
随之而来的油田污水处理也更要重要。
目前，油田污水处理系统明显存在着一定的问题与不足，油田污水处理水质影响因素也很多，需要不断对影响因素进行分析研究，实施有效措施，不断进行改善，提高油田污水处理能力。
标签：油田；注水；污水处理引言如今随着我国经济的快速发展，所以各个行业对能源的需求量也与日俱增。
而作为我国经济的支柱产业，石油产业的发展对我国经济的发展有着极为重要的意义。
1、油气田注水工艺的基本概述1.1分层注水工艺油田注水是确保油田有效开发的主要方法，它对于油田稳产、高产具有重要意义。
长庆油田实施注水操作时，极易出现渗透、水窜等现象，因此，在实际注水时，为了优化油田开发质量，应重点采用中渗透层注水或者低渗透层注水的方式，避免出现整体性注水现象。
油气田实施分层注水技术，有利于提高注水效率，有利于实现社会效益和经济效益双赢。
现如今，长庆油气田的分层注水技术现已取得了较大的进步和提高。
1.2分层注水技术水平目前，长庆油气田分层注水技术主要分为四方面进行概括分析，一是油套分注，二是旋压式偏心管柱，三是桥式偏心分注，四是空心分注。
第一种技术是通信技术、精密机械传动技术、电脑控制技术、机电技术以及传感技术的统一体，该技术在注水井测调效率方面发挥着重要作用。
第二种和第三种技术由堵塞器、封隔器、水力循环凡尔以及配水器等构成，其中配水器是在传统装置上增加了桥式通道，在投捞工具以及测试仪器等方面起着重要作用。
第三种技术在封闭井口、减小误差、提高测试效率、完善仪器监测功能、注水测试以及装置改进等方面具有重要的辅助作用。
2、油田污水处理概述一般，油田污水处理，主要分为除油和过滤两级处理，处理污水进行回注。
根据注水地层地质的特性，有针对性确定处理深度标准、选择净化工艺和设备。
对渗透性好的地层，一般污水经过除油和一段过滤后，即进行回注。
油田注水管理规定
关于转发中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》的通知各采油单位、油气工艺研究院和勘探开发研究院：为进一步强化以精细注水为内容的三基工作，落实“七条注水”工作要求，夯实油田稳产基础，现将中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》转发给你们，请各单位高度重视，结合当前生产建设实际，巩固油田开发基础活动成果，加强油田注水管理工作，确保油田开发状况良好。
附件：中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》— - 1 - —油田注水管理规定中国石油勘探与生产分公司中国石油2011年12月油田注水管理规定*—- 2 - —中国石油勘探与生产分公司目录第一章总则 (4)第二章注水技术政策 (2)第三章注水系统建立 (5)第四章注水调控对策 (7)第五章注水过程管理 (10)第六章注水效果分析与评价 (15)第七章队伍建设与技术创新 (19)第八章附则 (20)—- 3 - —第一章总则第一条为进一步强化油田注水工作管理，提高油田注水开发水平，依据《油田开发管理纲要》，特制定《油田注水管理规定》（以下简称《规定》）。
第二条油田注水开发要把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿油田注水工作的始终，努力控制油田含水上升率和产量递减率，提高油田水驱采收率。
第三条油田注水是一项系统工程。
油田地质、油藏工程、采油工程和地面工程要紧密结合，充分发挥各专业协同的系统优势。
要科学制定注水技术政策、优化注水调控对策、强化注水过程管理和注水效果分析与评价、注重队伍建设与技术创新，努力提高系统效率。
第四条油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法律、法规和中石油的规章制度。
牢固树立“安全第一、质量至上、环保优先、以人为本”的理念，强化安全生产工作。
做好油田注水开发全过程的质量、健康、安全、环境（QHSE）工作。
第五条本《规定》适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。
油田注水工程方案
油田注水工程方案一、注水工程的基本概念油田注水是指通过向油层中注入高压水压力，推动油层中的石油向井底井口流动，实现增产和延长油田寿命的一项水利工程技术。
注水的目的是增加油层内压，减小油水界面张力，促进原油向井口流动，提高采油率。
注水工程一般分为原油层注水和水层注水两种方式。
原油层注水是指向油藏地层中注入水，通过提高地层压力，减小地层压实力、增加驱油强度等措施，促进原油流向井眼并提高含油层采收率。
而水层注水是指油层地下水促进技术，通过水文地质和水文地球化学研究以及水动力学、物理化学等方面理论研究提供技术和工程支持，将含水层作为储层利用，开展开采研究等。
注水工程的实施步骤包括勘探、设计、实施和监测，其中设计是其中最为重要的环节。
针对油田注水工程设计中所涉及的技术和过程，需要有详细的方案和计划，以及符合相关法规规范和标准的技术文件和资料，以保证注水工程实施的顺利进行。
二、注水工程方案的设计原则1.地质地层条件：注水工程的设计应充分考虑地质地层条件，包括油藏类型、层位结构、储集地层、孔隙结构、孔隙度、渗透率、孔喉半径大小、孔隙联通状况等。
只有了解地质地层条件，才能确定注水方式和注水井的布置位置。
2.注水方式：根据油田地质特征和开发需求，注水方式有直接注水和高效降压注水两种。
直接注水是指将地下含水层调节到适宜对地层的压力，从而使原油排出；高效降压注水是通过井底注水泳道调整注水量，使得注入地下含水层的流体中的压力降低，从而实现增产。
3.注水剂制备和输送：注水剂包括注水用水和注水剂。
注水用水指从井畅通地层至循环注入地下含水层的水，通常以现场水源为主，有些情况下也需要注水用水改良处理。
注水剂指注入油层的各种添加剂和助剂。
在设计注水工程时，需考虑注水剂的制备和输送方式。
4.注水设备设计：包括注水装置、注水井、注水管、注水管控、注水泵站等设备的布置和设计。
注水装置应选择适当的类型和规格，并应放置在适当的位置，以便实现注水作业的顺利进行。
采油第五章-注水
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1.注入水与油层水不配伍 注入水与油层水不配伍
油层伤害表现在： 油层伤害表现在：
(1) 直接生成 直接生成CaCO3、CaSO4或BaSO4、SrSO4等沉淀 (2) 水中溶解氧腐蚀引起铁氧化物沉淀 (3) 水中硫化氢 2S)引起硫化亚铁 水中硫化氢(H 引起硫化亚铁 引起硫化亚铁(FeS)沉淀 沉淀 (4) 水中二氧化碳引起 水中二氧化碳引起CaCO3、 BaC30@
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第一节 注水水质指标设计
一、注水过程中油层堵塞机理 二、注水过程中系统的腐蚀机理 三、水质指标设计方法
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一、注水过程中油层堵塞机理 注水中油层伤害的原因： 注水中油层伤害的原因： ● 注入水与地层水不配伍 ● 注入水与储层岩石矿物不配伍 ● 注入水中悬浮物造成的油层堵塞 ● 注入条件变化
2. 过滤
过滤目的是除悬浮固体或除铁。 过滤目的是除悬浮固体或除铁。
3.杀菌 3.杀菌
杀菌方法有化学法和物理法。 杀菌方法有化学法和物理法。
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第二节 水处理与注入系统
4.脱气 4.脱气
真空除氧：降低压力就降低了溶解气量。 真空除氧：降低压力就降低了溶解气量。 气提脱氧： 气提脱氧：用天然气或惰性气体从水中逆流以提 出水中溶解氧。 出水中溶解氧。 化学脱氧：化学药剂（氧化剂）与氧反应生成无 化学脱氧：化学药剂（氧化剂） 腐蚀性产物。 腐蚀性产物。 除去H 和 在酸性条件下， 除去 2S和CO2：在酸性条件下，可在真空脱氧或 气提脱氧中完成。 气提脱氧中完成。
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采油工程(注水)
二、配水间与注水井 1、配水间： 作用：将注水干线来水通过分水器分流到配水间所辖各 注水井；完成单井注水量，注水压力的计量和控制； 单井的洗井作业。 配水间分水器上的压力，就是该配水间各注水井实际得 到的注水泵压。 水量：垂直螺翼高压干式水表或CW-430型流量计计量。 2、注水井 KYS25/65型采油树，强度试压50MPa，工作压力 25MPa，通经65mm。 七阀式井口；简化注水井口有五阀式，四阀式，三阀 式。 三、配水流程 配水流程是连接注水站和配水间的站外流程。 配水流程：分单干管和双干管。
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曲线右移
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曲线左移
3）曲线平行左移：吸水指数不变，在相同注 水压力下注水量减小，说明地层压力升高。 4）曲线平行右移：吸水指数不变，在相同压 力下注水量增大。说明说明地层压力下降。一 般在酸化压裂措施后出现。12
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曲线平行左移
曲线平行右移
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(2)地面流程： 经常遇到的问题是：地下注水管线破裂；地面闸 阀（井口，配水间）闸阀失效和误操作；压力 表、流量计失灵。 （3）水质变差：主要是机械杂质含量高。 常见的原因： 1）未严格按取水样操作规程取样； 2）取样后，在化验分析前水样受到污染； 3）停注后开井； 4）注水管线内排量激动（取样、洗井干扰，注 水站倒泵不平稳）； 5）注水站来水不平稳。
新笔趣阁
二、注入水水质标准的确定 制定注入水水质标准目的是为了利用最廉价的水 来满足油田注水井对注入水量的需要。 或在能满足注水井长期配注要求的前提下，水质 标准可放宽。
二项指标： 1）机械杂质含量小于2mg/L 2）总铁离子含量小于等于0· 5mg/L 标准（表5-1、表5-2、表5-3）