海上油田注水新工艺

海上油田注水新工艺邓燕霞胜利油田海洋采油厂摘要：2007年以来，胜利海上油田水井以大通径防砂液控分层注水为主导工艺，分层测调工作易受管柱遇阻影响，不仅工作量大，而且导致各层吸水状况难以掌握，分层注水效果评价模糊。

为改变这一现状，海洋采油厂联合采油院开展了空心分注管柱测调一体化工艺研究。

至2009年底，海上116口注水井全部下入防腐油管，所用防腐油管类型达6种，以渗氮油管为主，渗锌、玻璃钢、涂料、钛钠米及内衬油管为辅。

2009年5月水源井投产，目前开井2口，日产水量6000m3，占中心二号供水量的60%，出水温度84℃，海水矿化度3.3×104mg/L，海水与地层水混合液矿化度1.8×104mg/L，注入水矿化度的下降将缓解注水管柱腐蚀状况。

海上油田今后发展方向是实现高效提液，注采工艺以提高单井液量（产能）为核心做好技术配套。

关键词：注水井；封隔器；分层注水；防腐油管；测调一体化doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2012.3.004胜利海上油田针对注海水管柱腐蚀结垢严重、测试调配工作量大、分层合格率低等问题，不断加大注水新工艺技术的应用力度，其目的是深化水井工艺技术配套，切实改善水井井筒技术状况，实现向地层注足水、注好水，为海上提液、提速开发夯实基础。

１存在的主要问题１．１大斜度井封隔器分层合格率低埕岛油田早期的空心单管分层注水管柱的封隔器采取液压卡瓦座封，大斜度井应用封隔器胶筒密封有效期短，在封隔器带反洗井通道，层间压差大的情况下，容易产生串层，分层可靠性低。

2003～2005年验封26级封隔器，封隔器合格率仅为45%，封隔器胶筒密封有效期为1年左右。

１．２注海水为主导致管柱腐蚀结垢严重埕岛油田转入注水开发阶段时，由于海水与地层水配伍性好，来源广、成本低，注水水源优先考虑污水，海水作补充。

但油井分离污水量有限，埕岛油田一直以海水为主要注水水源。

海水对管柱有强烈的破坏作用，由于海水高矿化度，注水管柱平均下井3.5年出现腐蚀穿孔，见表1；同时海水富含泥质，管柱内壁常形成致密垢层。

管柱穿孔将直接造成封隔器不能坐封，分层注水没有保证；管柱腐蚀结垢极易导致测调工具遇阻，进而影响层段合格率。

上述问题导致检管工作量激增，海上作业平台和费用压力巨大。

１．３水井测试调配难度大目前采用的大通径防砂液控分层注水工艺，分层测试调配工艺繁琐，工作量大，施工风险大，成功率低（约50%），作业周期长且费用高。

因此海上水井每年测调工作都很难完成，导致大多数水井各层实际吸水情况不清，分层注水效果不明。

２注水新工艺的应用２．１液控分注针对大斜度井分层封隔器胶筒有效期短、封隔器密封与反洗井存在矛盾等问题，研究推广了液控式分层注水管柱，采用液压扩张式封隔器分层，地面控制井下多个扩张封隔器胶筒的胀开与收缩。

在正常注水或停注但需要保持封隔器分层时，只要保持地面液控装置一定压力，液控扩张式封隔器就能保持胀封状态；需反洗井时，地面液控装置泄压，液控扩张式封隔器胶筒收缩，形成反洗井通道，实现全井筒反洗井。

该管柱验封测试封隔器密封良好，自2006年7月在CB1B-4井试验以来，到2009年推广应用55口井，占海上分注井数的53.4%。

液控分层注水工艺在2008年以前主要用于拔滤并重新防砂的水井，后经研究改进实现了不拔滤下液控分注管柱：①针对大刮管器易损坏防砂管，改用GX-T127小刮管器对防砂管通刮，去除内壁污垢；②针对液控封隔器坐封位置问题，考虑到在7英寸套管中座封注水时封隔器受力较大，确定了在封隔器中心管内座封的方案。

２．２新型防腐管材到2009年底，海上116口注水井全部下入防腐油管，所用防腐油管类型达6种，以渗氮油管为主，渗锌、玻璃钢、涂料、钛钠米及内衬油管为辅。

2.2.1玻璃钢油管（1）技术路线。

玻璃钢即玻璃纤维增强材料。

玻璃钢油管不含任何金属元素，具有重量轻、防腐垢、抗菌性能好、不易寄生有机物、耐温保温和使用寿命长等优点，但抗拉抗压能力较弱。

2005年，玻璃钢产品开始应用于胜利油田注水井，2007年，东辛莱1-48井成为国内第一口应用玻璃钢油管的油井。

海洋采油厂联合采油院和厂家于2006年开始对玻璃钢防腐油管注水工艺研究攻关，形成了液压控制阀、安全接头、水力锚、液控封隔器等配套工具，整套工艺配套完善。

针对油管强度不足，加大玻璃钢油管接箍尺寸，采用接箍使油管抗拉强度从16t提高到25t；加工后使玻璃钢管柱弯曲度达到8°/30m，弯曲后耐压强度达到24MPa；为避免注水管柱蠕动造成油管挤压伤害，增加水力锚防蠕动工具。

针对海上注水井要求下环空封隔器，使用机械坐封、解封的封隔器将导致水井管柱解封力较大，玻璃钢油管存在拔脱的风险，对此采用液控封隔器作为环空封隔器，以液控管线打压、泄压来控制封隔器的坐封和解封，避免注水管柱受力。

（2）矿场应用。

2008年7月，CB273-1新水井成功下入玻璃钢油管完井，这是海上首次使用玻璃钢油管。

2009年，水井专项治理单元CB6D-3、CB6D-4井采用玻璃钢油管，其中针对CB6D-3最大井斜达52.3°，经充分研究，拓宽了玻璃钢油管弯曲适应性，使玻璃钢油管顺利下入完井，见图1。

至此，包括CB22G-4井，海上共有4口合注井应用玻璃钢油管。

CB273-1井2009年8月投注，目前日配注量170m3，日注水量174m3；CB6D-3井8月作业完投注，目前日配注量40m3，日注水量41m3；CB6D-4井9月作业完投注，目前日配注量130m3，日注水量126m3。

这3口玻璃钢油管合注井自投注以来，一直平稳注水。

2.2.2内衬防腐油管HDPE管内衬技术由胜利油田总机械厂于2004年从国外引进，2005年实现自主生产。

（1）技术路线。

内衬HDPE/EXPE抗磨抗腐油管是在普通钢制油管内部衬入一层特种聚乙烯管，采用专用技术使衬管与油管紧贴在一起，形成“管中管”结构，衬层表面光滑、柔韧，对油管内部能起到很好的保护作用。

该管除了可有效解决油管偏磨与腐蚀外，同时由于聚乙烯管摩擦系数较低，可使油水井生产管柱负荷、底部应力均有显著降低，进而提高生产管柱寿命，见图2。

由于内衬HDPE/ EXPE抗磨抗腐油管将HDPE管材通过特殊工艺衬在油管内，因此278英寸内衬油管内径（55mm）小于普通油管（62mm），而配水器注水芯子402外径55mm、403外径51mm，投捞存在困难，只有404外径47mm满足尺寸要求，所以配套技术无法满足应用278英寸内衬油管。

考虑采用内径较大（67mm）的312英寸内衬油管，但其成本较高，并存在着其外径与大通径金属毡防砂管的匹配问题。

开发分注井测调一体化技术后，由于同心可调式配水器无需投捞注水芯子，成功解决了上述难题，因此决定选用278英寸内衬油管配套空心分注管柱测调一体化技术。

图１ＣＢ６Ｄ－３玻璃钢油管完井管柱图２内衬ＨＤＰＥ／ＥＸＰＥ防腐油管（2）矿场应用。

2009年10月，内衬防腐油管配套分注管柱测调一体化工艺技术在CB22G-9新水井首次成功应用。

该井为一级二段注水方式，下大通径金属毡分层防砂、液控分层注水管柱；同时为兼顾保护内衬油管外部，配合使用了SHJN-Ⅱ型油管防腐器。

完井后测调结果显示，全井调配流量符合配注量。

内衬防腐油管配套空心分注管柱测调一体化工艺的成功实施，对改善注水井井筒技术状况、不断提高分层合格率有着重要意义[1]。

内衬HDPE/EXPE抗磨抗腐油管应用范围非常广泛，适用于腐蚀结垢严重的注水井，油管偏磨、腐蚀严重、抽油杆故障率高的油井，以及受H2S、CO2腐蚀的气井。

另外，井下不适用的蚀磨严重的旧油管经内衬处理后还可作输油管。

2.2.3油管防腐器油管防腐器属于一种油管防腐装置，由上接头、外套、合金管、内管和下接头组成。

合金管内外表面设有合金层，合金管两端分别与上、下接头连接，合金管外设有外套，内层设有内管，外套和内管的管壁上设有多个通孔。

采用表面设有活泼金属的合金管来替代油管，充当电化学腐蚀中宏观原电池的阳极，这样在由注入水构成的电解质中，就由这种更活泼金属来充当阳极被腐蚀，而油管作为阴极则免于腐蚀。

海上应用SHJN油管防腐器，内部为性质活泼锌合金，丝扣为278英寸EU，本体经渗氮处理，带液控管线穿越槽。

有SHJN-Ⅰ、SHJN-Ⅱ两种类型防腐器，分别起内防腐和外防腐作用，见图3。

SHJN-Ⅰ型防腐器外径120mm，通径62mm，总长750mm，SHJN-Ⅱ型防腐器外径114mm，通径62mm，总长780mm。

一口水井一般在注水管柱200m以下开始下入SHJN-Ⅰ和SHJN-Ⅱ型防腐器各4～5个，每150m管柱安装1个，SHJN-Ⅰ、SHJN-Ⅱ型相互间隔下入。

2009年3月，在CB20B-1水井检修完井中首次应用SHJN油管防腐器。

到2009年底，水井共作业（投转注、检修）42口，36口下入油管防腐器。

胜利采油厂应用4年多的经验证明，油管防腐器能起到保护作用，拆解防腐器可发现合金层有明显腐蚀，海上应用SHJN油管防腐器的效果有待观察。

图３ＳＨＪＮ－Ⅰ、ＳＨＪＮ－Ⅱ油管防腐器２．３投产水源井补充水量由于缺少注水源，埕岛油田以注高矿化度海水为主，这是造成管柱严重结垢腐蚀的主要原因。

中海油及EDC水井以注污水为主，注地层水为辅，不注海水，油管和工具不采取防腐措施，只在注入水中添加防垢剂、缓蚀剂，注水管柱腐蚀并不严重。

为减少海水注入量，开拓新注水源，2008年底在海上实施了水源井工程，3口水源井生产层位于馆下段，采用958英寸生产套管，178枪弹射孔，生产管柱为512英寸套管，斯伦贝谢压裂充填防砂，雷达电泵采水。

2009年5月水源井投产，目前开井两口，日产水量6000m3，占中心二号供水量的60%，出水温度84℃，海水矿化度3.3×104mg/L，海水与地层水混合液矿化度1.8×104mg/L，注入水矿化度的下降将缓解注水管柱腐蚀状况。

夏季中心二号单独处理海水温度为15℃，混合液温度47℃，注入水温度的提高有利于提高洗油效率，提高水驱采收率。

２．４分注井测调一体化2.4.1技术路线2007年以来，海上水井以大通径防砂液控分层注水为主导工艺，分层测调工作易受管柱遇阻影响，不仅工作量大，而且导致各层吸水状况难以掌握，分层注水效果评价模糊。

为改变这一现状，海洋采油厂联合采油院开展了空心分注管柱测调一体化工艺研究，设计思路如图4所示。

摈弃常规配水芯子，而采用同心同尺寸可调节配水装置，分层级数不受限制；配水器采用同一直径（46mm）且通径更大（402、403、404通径为44、39和34mm），便于后期测调；无需投捞注水芯子，调配采用更精确的无级调配方式；测调与验封工艺均采用一体化技术，一次钢丝作业完成测试、验封、调配工作，实现水井的边测边调，显著提高测试效率，降低工作量和施工费用；在线实时测试、调配，采用直读式流量计，实现测试数据地面直读。