注水井现状分析及治理措施概述
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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。
注水井现状分析及治理措施
中石化胜利油田
2005年11月
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
55 81%
前言
注水开发单元 未注水开发单元
26
水驱控制储量 未水驱控制储量
19%
前言
450
407
400
350
300
250
200
150
100 50
84
48
31
0 注水井
总数 损坏井 停住井 带病运行井
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 28% 38%
注采不对应 套漏、3管4%外串 外溢
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
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：
（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。
（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。在部分注清水井采用普通油管。
2、注水井井况越来越差，大修井越来越多
109 291012
采采油油厂厂在在井井管管柱柱现现状
117
186 防≤腐3年油管 3～5年 普≥通5年油管
防腐油管比例小
注入水质不合格
2、注水井井况越来越差，大修井越来越多
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阴极保护 阴极保护的原理是向被保护管道通入阴极电流，
使它成为阴极，阴极不腐蚀，就是用阴极电流抑制 原有的腐蚀原电池的电流，消除金属表面的电位差， 使腐蚀电流降为零，从而终止腐蚀过程。
结构型式
1）不保护套管 2）保护套管
锚定补偿式分层注水工艺管柱
BC补偿器
BC补偿器 SLM水力锚 Y341G封隔器
4、分注井技术现状分析
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。
1、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
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，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。
管柱检换周期长
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。
3、注水井套管保护工作不到位
注水层
配水器
注水层
配水器
Y341G封隔器
Y341G封隔器
SK水力卡瓦 配水器
SK水力卡瓦 配水器
注水层
底筛堵
注水层
底筛堵
人工井底 不保护套管管柱
人工井底 保护套管管柱
锚定补偿式分层注水工艺管柱
技 应术用特情点况：
1、锚该定、工补艺偿经相过结多合，次解改决进管，柱目蠕动前。 已逐渐成为较成熟的分注工艺， 2正、逐肩步部防在突我结厂构推，广提高实封施隔，器现密场封力试。 验表明：该工艺既能实现分层注 3水、，ZJ又K轨能道保式护空配油，层减以少上作套业工管作，量井。 口注水压力最高达39MPa，注水 有效期最长已经达到46个月，值 4得、大Ni力－推P镀广防应腐处用理。，提高防腐性能。
1）实施物理保护措施、减小注水压力对套管的影响
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，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。
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）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。
4、分注井技术现状分析
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： 油藏埋藏深、温度高压力高给分注带来了一定的难度； 水质差，造成了分注有效期短； 检管换封周期长，使得分注井失效； 分层测试跟不上分注的要求。
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。
2）实施化学 保护措施，减 小环空水对套 管的腐蚀
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Fra Baidu bibliotek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。
注水井现状分析及治理措施
中石化胜利油田
2005年11月
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
55 81%
前言
注水开发单元 未注水开发单元
26
水驱控制储量 未水驱控制储量
19%
前言
450
407
400
350
300
250
200
150
100 50
84
48
31
0 注水井
总数 损坏井 停住井 带病运行井
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 28% 38%
注采不对应 套漏、3管4%外串 外溢
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
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：
（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。
（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。在部分注清水井采用普通油管。
2、注水井井况越来越差，大修井越来越多
109 291012
采采油油厂厂在在井井管管柱柱现现状
117
186 防≤腐3年油管 3～5年 普≥通5年油管
防腐油管比例小
注入水质不合格
2、注水井井况越来越差，大修井越来越多
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阴极保护 阴极保护的原理是向被保护管道通入阴极电流，
使它成为阴极，阴极不腐蚀，就是用阴极电流抑制 原有的腐蚀原电池的电流，消除金属表面的电位差， 使腐蚀电流降为零，从而终止腐蚀过程。
结构型式
1）不保护套管 2）保护套管
锚定补偿式分层注水工艺管柱
BC补偿器
BC补偿器 SLM水力锚 Y341G封隔器
4、分注井技术现状分析
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。
1、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
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，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。
管柱检换周期长
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。
3、注水井套管保护工作不到位
注水层
配水器
注水层
配水器
Y341G封隔器
Y341G封隔器
SK水力卡瓦 配水器
SK水力卡瓦 配水器
注水层
底筛堵
注水层
底筛堵
人工井底 不保护套管管柱
人工井底 保护套管管柱
锚定补偿式分层注水工艺管柱
技 应术用特情点况：
1、锚该定、工补艺偿经相过结多合，次解改决进管，柱目蠕动前。 已逐渐成为较成熟的分注工艺， 2正、逐肩步部防在突我结厂构推，广提高实封施隔，器现密场封力试。 验表明：该工艺既能实现分层注 3水、，ZJ又K轨能道保式护空配油，层减以少上作套业工管作，量井。 口注水压力最高达39MPa，注水 有效期最长已经达到46个月，值 4得、大Ni力－推P镀广防应腐处用理。，提高防腐性能。
1）实施物理保护措施、减小注水压力对套管的影响
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，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。
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）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。
4、分注井技术现状分析
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： 油藏埋藏深、温度高压力高给分注带来了一定的难度； 水质差，造成了分注有效期短； 检管换封周期长，使得分注井失效； 分层测试跟不上分注的要求。
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。
2）实施化学 保护措施，减 小环空水对套 管的腐蚀
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Fra Baidu bibliotek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。