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石油工程注水替法操作实施规定方案

一、总则

为规范石油工程注水替法操作的实施，确保替法作业的安全、高效与环保，特制定本规定方案。本方案适用于所有涉及注水替法操作的油田开发及服务单位，旨在通过标准化流程管理，降低作业风险，延长油气井生产寿命，并减少环境污染。

二、操作准备

（一）设备与材料准备

1.检查并确认注水泵、管汇、阀门、压力表等设备完好无损。

2.准备足量符合水质标准的注水，确保含砂量≤5mg/L，氯离子浓度与地层匹配。

3.备齐化学药剂（如阻垢剂、杀菌剂），根据水质分析结果确定添加量（通常为10-50mg/L）。

（二）井筒条件确认

1.联系测井部门获取井内液位及分层配注数据。

2.确认井筒清洁，无堵塞物，必要时进行洗井作业（如正洗井，流速≥1m/s，洗井液量≥3倍井筒体积）。

3.测试井口密封性，关闭防喷器（BOP），确保作业期间无井涌风险。

三、替法操作流程

（一）替置阶段

1.泵注启动

(1)按顺序打开注水泵出口阀门、井口注入阀门及防喷器。

(2)缓慢开启泵出口调节阀，控制替置流速在0.5-1.5m/s，避免冲刷套管内壁。

2.替置监控

(1)每隔30分钟记录泵注压力、排量及出口水质变化。

(2)若压力异常上升（10MPa），立即停泵分析原因（如摩阻增大、气侵）。

3.替置结束判定

(1)当出口水质与注入水接近一致（浊度≤5NTU），或累计替置量达到井筒体积的5倍以上时，确认替置完成。

（二）替置后处理

1.井口密封检查

(1)替置完成后，关闭防喷器，静置15分钟，观察压力波动情况。

(2)若压力下降0.5MPa，则密封性合格，可继续下一步作业。

2.水质调整

(1)若替置水含油量＞20mg/L，需增加化学破乳剂（如5-15mg/L），重复替置1-2次。

(2)调整后的水质需送检合格后方可注入地层。

四、安全与环境管理

（一）风险控制措施

1.作业前进行全员安全培训，重点强调憋压、硫化氢中毒防护。

2.设置警戒区，配备便携式气体检测仪，巡检频次≥2次/小时。

3.制定应急预案，明确憋泵时的泄压流程（如缓慢打开旁通阀，泄压速率≤0.2MPa/min）。

（二）环保要求

1.替置废水需收集至专用罐车，外运至污水处理站处理（处理率≥98%）。

2.严禁向井场周边排放含油污水，定期监测土壤含油量（标准≤0.5mg/kg）。

五、记录与验收

（一）记录规范

1.建立《注水替法作业记录表》，包含替置时间、压力曲线、药剂添加量等关键数据。

2.每日生成作业日报，附水质检测报告及异常情况说明。

（二）验收标准

1.替置率需达到98%以上，剩余水体积≤井筒体积的2%。

2.完成后需经甲方监督验收合格，方可进入后续注水开发阶段。

一、总则

为规范石油工程注水替法操作的实施，确保替法作业的安全、高效与环保，特制定本规定方案。本方案适用于所有涉及注水替法操作的油田开发及服务单位，旨在通过标准化流程管理，降低作业风险，延长油气井生产寿命，并减少环境污染。

二、操作准备

（一）设备与材料准备

1.检查并确认注水泵、管汇、阀门、压力表等设备完好无损。包括但不限于：

-泵的额定流量与扬程需满足替置需求，且运行时间超过500小时的泵需进行解体检查。

-管汇连接处需使用扭矩扳手紧固（扭矩值参照设备手册，通常为80-120N·m）。

-压力表量程需覆盖替置全程压力波动，精度等级不低于1.5级。

2.准备足量符合水质标准的注水，确保含砂量≤5mg/L，氯离子浓度与地层匹配。具体要求包括：

-水质分析报告需包含pH值（7.0-8.5）、总溶解固体（TDS，500-3000mg/L）等参数。

-注水需经除氧处理，溶解氧含量≤15μg/L。

3.备齐化学药剂（如阻垢剂、杀菌剂），根据水质分析结果确定添加量（通常为10-50mg/L）。药剂储存需符合以下条件：

-阻垢剂需存放在阴凉处，避免阳光直射，温度范围-10℃至50℃。

-杀菌剂需使用专用密封容器，标签清晰标注危险标识（如腐蚀性）。

（二）井筒条件确认

1.联系测井部门获取井内液位及分层配注数据。数据需包括：

-井内流体密度（1.05-1.10g/cm3）、含水率（0-20%）。

-若井内存在分层器，需确认其密封性及尺寸匹配度。

2.确认井筒清洁，无堵塞物，必要时进行洗井作业（如正洗井，流速≥1m/s，洗井液量≥3倍井筒体积）。洗井步骤需细化如下：

-Step1:关闭油嘴，缓慢开启注水泵，建立循环。

-Step2:每2小时更换洗井液（如清水→聚合物溶液），每次更换前需取样检测含油量。

-Step3:洗井结束标准：出口含水率连续2次低于5%。

3.测试井口密封性，关闭防喷器（BOP），确保作业期间无井涌