注水井现状分析及治理措施.pptVIP

社会效益分析 1、通过以上治理，最主要的是保证我厂注水工作的正常进行，是我厂各油田稳产、高产的基础。如果不进行治理象我厂纯化、梁家楼油田面临着整个注水系统瘫痪，所带来的直接后果便是原油生产不能正常进行，因此，实施治理首先便是保证我厂原油生产正常进行。 社会效益分析 2、将大大改善注水开发单元水驱效果，水驱储量、采收率均将提高 由于水井套变、套破、大修等原因造成采油厂纯化、梁家楼等主力油田历年来动态井网不完善，水驱储量损失程度逐年增高，影响整个油田采收率的提高。通过注水井网完善，注采对应率得到提高，水驱储量增加，油田的最终采收率将得到提高。 * * 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，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：