注水井管理及分层注水

注水井管理及考核办法总 则随着油田不断深入开发，全厂职工应该清醒认识到注水是原油生产的动力，只有注够水、注好水，才能保证原油生产的平稳性、持久性。原则上全厂注水系统的管理归注水项目组负责，为了明确责任，保证注水工作的正常稳定开展，特制定本规定与考核办法，本文自下发之日起执行，相关单位若有异议请立即与注水项目组联系。1. 全厂注水井管理规定与考核办法1.1所有注水井必须严格按开发部门下达的配注量执行（分注井参阅分层注水井管理规定与考核办法），对不易控制的井，浮动不能超过上限的10%。1.2注水出现不正常时，当班人员须分析原因并上报队部技术员，共同把问题落实清楚，要求两天内整改；对自己无法解决的问题，必须报注水项目组，由注水项目组协调解决。1.3值班人员认真做好注水井的巡回检查，取全取准注水井资料，包括泵压、油压、套压、注水方式、水嘴规格、实际生产时间、注水量、洗井情况。巡查过程中发现不正常应及时上报队部和注水项目组，做到当天发现问题当天解决。1.4各采油区队必须做到全天平稳注水，不能忽大忽小，特别是调节阀或闸门控制的注水井。1.5，注水井洗井周期为45天，各采油区队必须制定详细的月度及周洗井计划，严格按运行表时间洗井。对吸水下降的井应及时加洗，对不能正常洗井的井要报技术单位，并说明详细原因。洗井按注水井洗井标准执行。1.6除注水井正常维护洗井外，停注24小时以上的井开注前必须洗井。1.7对作业完的注水井或根据生产需要需洗井的注水井由技术单位以通知单的形式发给采油区队，采油区队接到通知单后按要求洗井。1.8洗井前必须检查配水间、井口是否装有水嘴，若装有水嘴须取掉，若有调节阀或阀门控制洗井时需开至最大。 1.9注水井洗井时全部采用大排量反洗方式，要求如下：E31油藏 80方 洗至进出口水质一致为合格N1-N21油藏 60方 洗至进出口水质一致为合格花土沟油田 40方 洗至进出口水质一致为合格油砂山 油田 20方 洗至进出口水质一致为合格1.10月底必须把本月洗井情况以报表形式报给注水项目组，要求写明井号、洗井日期、洗井方式、洗井量、洗井瞬时流量、洗井前后注水量、备注（特殊情况说明）。1.11采油区队洗井前后必须通知注水队，并说明具体情况，由注水队控制泵压在技术指标内。原则上同一分水器上不得同时安排两口井洗井，若有两口以上井洗井时必须按序逐口进行。1.12注水队接洗井通知后，要合理控制泵压，保证平稳注水。1.13采油区队要定期对注水装置进行维护、保养，保证阀门的灵活性和流程的畅通性。1.14表头无流量时由采油区队检查落实，与计量站配合共同整改，要求三天内恢复正常。1.15对将要作业的注水井，采油区队必须认真检查注水井井口装置的完好性，对装置损坏的，在作业期间进行更换和维修，以免影响生产时间和给后序工作带来不便。1.16注水大队因管线漏、换闸门或停电等原因需要停泵停注的必须通知注水项目组及采油区队，采油区队接到通知后必须关闭相关影响的注水井单井注水阀门。注水系统恢复正常后立即通知注水项目组及采油区队，由采油区队及时开注。1.17采油区队或个人不得无故停井，注水井若需要停注时（如钻井影响、措施作业等原因），必须以停注申请的形式由注水项目组签字认可后方能停注；可以开注时相关单位应立即通知注水项目组，由注水项目组通知采油区队开注。1.18考核办法：对违反以上规定第1.11.16项，处以500元/（井）次罚款，第1.17项处以1000元/（井）次罚款。2. 分层注水井管理规定与考核办法2.1分注井开注前的管理：2.1.1分层注水井在分注、换封作业过程中，必须严格按设计要求下入分层注水管柱，确保卡封层段的准确性。入井的井下工具各连接处必须上紧，防止工具脱落，影响座封造成返工。作业完后井口必须配件齐全完好，各连接部位不渗不漏，若有问题应及时整改，以确保座封工作的顺利进行。2.1.2注水井下封后，各采油队在开注前必须对该井的井口装置、回水流程及各种配件进行认真检查并对检查出的问题进行整改，自身不能整改的问题，应及时上报注水项目组，以便组织配件更换。开注前必须确保分注井流程畅通，阀门灵活好用，油、套压表完好。2.1.3采油区队在接到注水项目组洗井通知后应及时安排洗井。分层注水井开注前要彻底洗井，洗井前后必须通知注水队。 洗井具体要求见第1.9项和第1.11项。2.2分注井的座封：采油区队接注水项目组座封通知后，安排技术人员或大班协同注水项目组按如下要求进行座封：2.2.1关闭井口注水阀门，打开回水阀、套管阀门，对套管卸压至零。要求注水压力必须达到额定压力，（深层25MPa、中浅层20MPa、油砂山及花土沟用水泥车）。2.2.2注水压力达到额定压力时，打开注水阀门，观察油、套压变化，若油压为正常注水压力，套压迅速下降至零，油套环空不返水压，即蹩压座封成功，缓慢关闭洗井回水阀门。2.2.3座封时必须有注水项目组技术人员在场，由注水项目组技术人员监督指挥，严禁违规操作。座封工作由采油区队和注水项目组共同完成。2.3分注井的管理和维护。2.3.1采油区队当班工人日常巡井要检查井口装置是否齐全、完好、有无刺漏跑水等现象。2.3.2采油区队当班工人日常巡井要检查注水井口油压、套压，分析井下封隔器座封情况。2.3.3各采油区队检查配注间注水泵压及注入量，发现注入量超（欠），不在配注量范围内，应及时与注水项目组联系，由注水项目组安排测试大队进行水嘴调配，确保注水符合率。2.3.4各采油区队认真填写真实的资料，内容包括：泵压、油压、套压、注水方式、水嘴规格、实际生产时间、注水量、洗井情况等相关再生产数据。2.3.5采油区队若发现异常情况，应及时处理并向注水项目组反映。正常情况下，任何单位及个人不得随意关、停注水井，在管理观念上应视水井与油井同等重要。2.4考核办法：违反以上管理规定处以500元/项（次）罚款，造成严重后果的处以1000元及以上罚款。3. 分层注水井的投捞调配管理规定与考核办法。3.1分注、换封的注水井，在下封前，由注水项目组以通知单的形式通知测试大队按分注、换封设计要求，认真作好投捞、测试仪器的检查和调试工作。进入现场作业的试井车辆必须提前将所用仪器、仪表等器具配备齐全后方可上井，以免耽误作业进度。3.2对新分注、换封的注水井，由测试大队安排技术人员到现场进行地面投捞检查工作，地面投捞检查应反复三次以上。检查主要针对配水器、堵塞器和投捞器三者之间的配合状况进行检查。确保无隐患后并记录好堵塞器编号和与层位相对应的层段号与水嘴规范后才能将分注工具交作业队下井。3.3分注井座封后，如需调配、测试，则由注水项目组以通知单形式通知测试大队。测试大队接到调配通知单后在规定时间内按设计配注要求，根据投捞测试台帐记录并按配注要求对各层段进行投捞、测试。3.4测试大队在作业前和作业后必须通知水井所属采油区队调度，在该区队当班工作人员的协助、配合下开、关井，不得擅自随意开、关井。作业后必须及时通知该井所属队、站以便及时开井生产。3.5采油区队必须配合测试大队做好投捞调配工作，以保证作业成功率，减少不必要的停注时间及关、开井次数。如遇特殊情况及时通报主管部门以便协调解决，不得无故推诿，耽误正常作业。3.6分层注水井进行投捞、测试、检查水嘴等作业的资料，必须在当天反馈给注水项目组。如有异常情况要在报表上注明。3.7注水项目组根据各采油区、队洗井周期运行情况，安排测试大队按厂规定每45天为一周期，对分层注井井下水嘴进行检查、活动并作好检查、活动记录。3.8分注井水嘴投捞工作按水井投捞操作规程执行；分注井流量测试按水井流量测试操作规程执行。3.9考核办法：违反以上管理规定处以500元/项（次）罚款，造成严重后果的处以1000元及以上罚款。3.10水井投捞操作管理规定与考核办法。3.10.1施工工序。3.10.1.1有计划完成季度分层投捞调配任务。3.10.1.2厂下达的临时性投捞任务按通知单要求及时施工。3.10.1.3所有投捞作业均要求按投捞设计进行。3.10.2投捞器保养。 每次投捞完后，将仪器擦干净，并将带扣的每个地方涂抹黄油，以确保各调节和连接部位灵活好用。3.10.3地面投捞。 由专人负责同一投捞工具，在地面与每只新选配水器进行投入和捞出试配三次，若有遇卡现象，现场分析确定出问题所在，然后在地面予以解决，杜绝将问题带入井下。3.10.4常规投捞操作事项。3.10.4.1下井打捞堵塞器时对投捞器的检查。3.10.4.1.1各活动部件动作灵活，各处弹簧完好并有足够弹力。3.10.4.1.2主副爪张开尺寸应在96106mm之间，收拢后最大外径不大于45mm。3.10.4.1.3各部位固定螺钉要拧紧。3.10.4.1.4锁块回位良好，缩块回位后，挂舌不得凸出投捞器外径。3.10.4.1.5仪器过配水器速度控制适中（1.5米/秒），绝不允许快速通过，更不能猛提。3.10.4.1.6在投入和捞出时刻，地面由专人负责仔细观察油套压变化，以免多次投捞撞坏捞头和压送头，甚至使仪器遇阻。3.10.4.2投入堵塞器时的各项检查。3.10.4.2.1投捞器的检查与打捞时相同。3.10.4.2.2压送爪与压送套间隙适当，过松时可用石棉板适当垫高。3.10.4.2.3压送时，堵塞器凸轮必须位于投捞器开槽两侧。3.10.4.2.4主投捞爪收拢后，堵塞器不许凸出投捞器外径。3.10.4.2.5堵塞器密封圈齐全，过盈量适中，牢固各连接丝扣。3.10.4.2.6主投捞爪张开后，主副爪，压送头，堵塞器应成直线。3.10.4.2.7装入防喷管时要轻放不要顿闸板，开闸门前要提起投捞器，缓慢开闸门，以防顿开和顶开投捞器。3.10.4.2.8仪器过配水器速度控制适中（1.5米/秒），不允许快速通过，更不能猛提。3.10.5投捞过程中若工具遇卡应立即通知队部和注水项目组，并及时解卡打捞。打捞不成功时应及时写出书面报告，并上报注水项目组。3.10.6考核办法：违反以上管理规定造成事故者处以500元/项（次）罚款，造成严重后果者处以1000元及以上罚款。分层注水工艺现状及发展趋势 一、国外分层注水工艺现状 二、国内分层注水工艺现状 三、胜利油田分层注水工艺现状及技术进展 四、分层注水工艺技术下步攻关方向 注水作为油田稳产增产的重要措施之一，在油田开发中的地位越来越重要。胜利油田分公司目前投入开发油田59个，其中注水开发油田54个（657个开发单元），水驱动用地质储量27.93108吨，占分公司动用储量的84.4%，胜利油田总注水井数6528口，配注水量67.34104m3/d，开井4923口，配注水量58.68104m3/d，开井率75.4%，日注水量55104m3/d，。方案分注井2743口（其中792口井因套管原因不能分注），配注32.93104m3/d，在油田注水开发的过程中，为了缓解层间、层内和平面矛盾，提高注水效率和波及体积，提高原油采收率和采出程度，国内外许多油田采用了分层注水的开发方式，分层注水技术的研究开发和应用越来越受到重视。 一、国外分层注水工艺现状 国外的注入水水质处理工艺较为先进，注入水基本上不堵塞地层，洗井解堵周期比较长，注水过程中没有不动管柱洗井的要求，因此注水封隔器没有洗井通道，结构简单，减少了烦琐的定期洗井工序，大大延长了管柱的使用寿命。分层注水工艺相对简单，主要是分层注水完井工艺，配水主要采用井口流量调节器和井下流量调节器进行定量配水，一般不需要进行井下流量测试，不配套专门的井下流量测试技术，管柱寿命可达3年以上。 1、分层注水管柱 按照井下管柱数量与，国外分层注水工艺管柱可分为单管注水工艺管柱和多管注水工艺管柱。 1)单管注水工艺管柱 单管注水工艺管柱多为支撑式结构，管柱主要由卡瓦式封隔器、流量调节器和伸缩短节组成。封隔器用于分层和锚定管柱，能有效克服管柱的蠕动对封隔器密封性能的影响，密封压力较高，工作寿命较长。伸缩短节一般装在第一级封隔器的上方，用于补偿注水过程中温度和压力效应引起的管柱长度变化，改善封隔器的受力条件，因而管柱的寿命较长。 2)多管注水工艺管柱 多管注水工艺管柱按其相对位置来分，又分为同心管注水完井工艺管柱、平行管注水完井工艺管柱和混合分注完井工艺管柱。其优点是测试及调配简单，可以在地面控制各层的注入水量及注入压力，且易实现分质分压注水。但其管柱结构复杂，完井成本高，施工操作难度大，因而很少应用。 2、分层注水工具 1）分层封隔器 国外的可取式注水封隔器耐温可达150，耐压50MPa，工作寿命达3年以上。由于没有不动管柱洗井的要求，封隔器上没有设计洗井通道，结构比较简单，管柱能有效防止地层反吐，因而其寿命较长，可适用于深井和高压注水井，基本上能够满足各类油藏分层注水开发的需要。国外分层注水封隔器大致可分为以下几类。 （1）卡瓦式张力封隔器；国外因为注水水质较好，注入水对管柱的腐蚀较小，一般多采用卡瓦封隔器，它既可以实现分层，又能起到锚定注水管柱，消除管柱的蠕动，延长管柱的工作寿命，既可以单独使用，也可与串联封隔器配套应用，因而，应用较广。 (2)串联张力封隔器；该封隔器用于单管注水，作为上封隔器使用，但不能单独使用，需要于其它封隔器（如卡瓦式张力封隔器等）串联使用。 （3）双管张力封隔器；它是双管可回收的张力封隔器，一般用于多管注水的分层注水封隔器。能控制大量的注入液。 2）配水工具 国外的分层注水大都采用井下流量调节器来完成配注，井下流量调节器采用调速阀原理，利用注水时孔板节流压差的变化调节注入孔的大小，在孔板一定的条件下，流量基本恒定，不随压力的变化而变化。为了满足测试调配的需要，大部分井下流量调节器都是可取式的，须进行调配时，利用钢丝投捞将流量调节器取出，根据配注需要在地面更换孔板后再将流量调节器投送至目的层，即可达到调配的目的。 由于国外的配水工具控制的流量恒定，不随注水压力变化，不需进行井下流量测试，因此没有专门的注水井井下流量测试工艺，国外的注水井测试主要是指吸水剖面的测试。当需要掌握各层吸水状况时，利用同位素示踪剂的方法测出各层的相对吸水量。 二、国内分层注水工艺现状 国内的分层注水工艺主要由分层注水工艺管柱及分层测试、调配工艺 1、分层注水工艺管柱 国内的注水管柱主要由封隔器、配水器和其它配套工具组成。按照受力状态，可分为悬挂式分层注水管柱和锚定支撑式分层注水管柱。国内的注水管柱大多数采用了悬挂式结构，根据配水器的不同，主要可分为空心注水管柱和偏心注水管柱，一般分注23层。其中，空心注水管柱最多可分注5层，偏心注水管柱理论上讲最多可分注8层。近几年，随着对管柱蠕动危害认识的提高，为适应油田开发状况发展的需要，提高注水效果，降低生产成本和延长管柱的工作寿命，各油田都开展了对管柱结构、锚定支撑技术和补偿技术的研究。研制出了具有锚定补偿功能的可适应不同类型油藏注水需要的多种注水管柱。其中较典型的有胜利的锚定补偿式长寿命分层注水管柱，机械分层防砂分层注水一体化管柱，中原的自调配水管柱；江苏的斜井分层注水管柱和江汉的锚定式注水管柱等。 国内的注水封隔器主要有Y341和K344两种类型。其中K344型封隔器是油田分层注水应用最早的注水井封隔器，它具有结构简单，使用方便之优点而应用较广。但它由于耐温低（90）、承压能力低（15MPa）、工作寿命短而被Y341型封隔器逐步替代。Y341型封隔器采用水利压缩封隔件坐封，坐封后锁紧使封隔件处于永久密封状态，即使在停住时封隔器仍处于密封状态。为方便于洗井工艺，封隔器上设计有洗井通道，可进行不动管柱反洗井，一般采用上提管柱的方式进行解封。近几年为改善注水封隔器的工作性能，适应深井高温高压注水的需要，国内各油田都在封隔器改进方面做了许多工作。其中胜利油田根据深井注水时注水管柱的工作特点，研制成功了下放管柱解封和旋转管柱解封的注水封隔器。另外还研制了带有密闭装置的新型扩张式封隔器。另外还根据高温高压注水的要求，对注水封隔器的胶筒结构和配方进行了优化设计，研制成功了耐温160，耐压35MPa，带有肩部保护的高温高压胶筒，研制成功了钢骨架扩张胶筒，从根本上提高了封隔器的工作性能。 国内的配水工具主要有空心配水器和偏心配水器两种类型。它们都是采用孔板（水嘴）节流的原理，利用水嘴控制各层的注水量，测试和调配要逐层进行，当与高压坐封的封隔器配套使用时，作业时要投捞死嘴子使封隔器坐封，工作量大。近几年为简化作业，降低生产成本，胜利油田研制成功了轨道式空心配水器和免投死嘴的偏心配水堵塞器，工具下井后不用投捞就能保证封隔器坐封，并在坐封后顺利注水，从而简化了作业工艺。 2、分层测试调配工艺 注水井测试主要采用井下流量计测试法。测试时要用录井钢丝将井下流量计下入井内逐层进行测试，仪器到位后利用降压法(或升压法)进行调点测试。测完后通过地面数据处理系统，得出各层的吸水量和吸水能力。井下流量计由原来的浮子流量计、涡轮流量计逐步发展到现在的电磁流量计、超声波流量计等。其中电磁流量计、超声波流量计是最近几年研制成功的目前应用最广的注水井流量测试仪器，具有承压能力高、精度高、资料可靠、数据处理快捷、方便等特点而应用较广。 注水井调配主要采用录井钢丝或钢丝绳投捞的方式进行；一般偏心配水器调配采用钢丝投捞，空心配水器调配多采用钢丝绳投捞的方式进行。调配时先用打捞工具将井内的配水芯子捞出，更换合适的水嘴后，再用投送工具将其投入井中相应的配水器内即可。测试、调配时要逐层进行打捞、投送，有时还要重复多次，这样，工作量大，成本高。为简化投捞工艺，最近几年研究成功了液力投捞工艺。在测试和调配时，先将仪器或投捞工具投入油管内到达位置后进行流量测试或打捞，然后进行反洗井，利用液力，将仪器或打捞工具冲到井口，又井口捕捉器捕捉后并取出。不动用地面绞车，工艺简单，方便易行，但在实施时，需解决好污水排放的问题，以防环境污染。液力投捞工艺目前只能适用于空心注水管柱。 3、注水井防腐技术 注水井防腐技术是提高注水管柱工作寿命的关键措施。为适应高温、高压注水的需要，国内加强了对注水井防腐技术的研究，相继开发出了镍磷镀防腐油管、氮化防腐油管、纳米涂料油管、玻璃钢内衬油管、不锈钢内衬油管、环氧粉末涂料油管等等。井下工具全部采用了镍磷镀防腐处理，在应用中取得了较好效果，有效延长了注水管柱的工作寿命。 三、胜利油田分层注水工艺现状及技术进展 （一）胜利油田分层注水工艺现状 1、分层注水工艺基本状况 胜利油田目前总注水井数6528口，分注井总数为2433口，应用的分注工艺主要是空心配水工艺管柱、偏心配水工艺管柱以及少量固定式配水管柱。其中空心活动式有1199口，占49.3%，偏心配水管柱结构有1037口，占的42.6%，固定式配水管柱结构197口，占8.1%。 采用Y341型封隔器分层的1268口井，采用K344型封隔器分层的井1136口，其他29口。 分注井中一层井144口，两层井1290口，三层井764口，四层井82口，五层井10口。分层注水配套技术应用情况见表1。 表1分层注水配套技术应用情况表 项目 分注井数（口） 分注层段分类井数（口） 开井 关井 小计 一层 二层 三层 四层 五层 小计 空心配水 K型封隔器 84 33 117 0 75 38 4 0 117 Y型封隔器 761 97 858 3 435 407 11 0 856 偏心配水 K型封隔器 580 116 696 49 416 186 32 2 685 Y型封隔器 393 52 445 27 254 127 28 1 437 其它 126 48 174 65 110 6 7 7 195 小计 1944 346 2433 144 1293 764 82 10 2433 2.注水井井下油管基本状况 注水井在井油管总长度1335104m，其中防腐油管2492口井，长度519104m，占总井数的38.9%，普通油管井4036口，占总井数的61.1%。 90年代中期，胜利油田开始应用涂料防腐油管，后期主要应用新型玻璃钢内衬油管、镍磷镀油管、塞克54涂料油管、不锈钢内衬油管、环氧树脂粉末喷涂油管、氮化油管等多类型防腐油管。见表2, 表2注水井在用油管分类统计表 分类 防腐管 普通油管 合计 渗氮 喷涂 内衬 非金属 其它 小计 新油管 修复 小计 应用井数 871 937 371 24 568 2971 469 3143 3612 6583 井数所占比例 14% 16.35% 4.36% 0.39% 9.13% 42.93% 7.38% 49.53% 57.07% 100% 长度104m 165.3 224.98 56.28 4.45 102.13 553.14 116.08 607.41 723.03 1276.63 长度所占比例 12.95% 17.62% 4.4% 0.34% 8.0% 43.33% 9.1% 47.58% 56.63% 100% 表3在用防腐油管分类及使用年限统计表 年限 渗氮 喷涂 内衬 非金属 其它 合计 井数 比例 井数 比例 井数 比例 井数 比例 井数 比例 井数 比例 3年内 679 78% 329 32.35% 231 85% 10 41.7% 146 25.7% 1395 51.6% 3年以上 192 22% 608 67.65% 40 15% 14 58.3% 422 74.3% 1576 48.4% 合计 871 100% 937 100% 271 100% 24 100% 568 100% 2971 100% 从各类防腐油管在井使用年限比例分析来看，三年以内的51.6，三年以上的48.4，这与近几年加大防腐油管的投用有关，详细情况见在用油管分类及使用年限统计，见表3、表4、表5。 表4在用普通油管分类及使用年限统计表 年限 新油管 修复 合计 井数 比例 井数 比例 井数 比例 3年内 282 61.4% 1477 48% 1659 46.72% 3年以上 177 38.6% 1615 52% 1792 53.28% 合计 459 100% 3092 100% 3551 100% 表5在用油管使用年限统计表 时间 2004年 2003年 2002年 2002年以前 合计 开井数 1230 1233 893 3177 6583 所占比例 18.16% 18.21% 14.19% 49.44% 100% 从表中可以看出，目前注水井油管使用三年以上的仍占全部注水油管的49，其中大部分为修复普通油管，亟需更换。 3测试工艺技术现状 目前胜利油田应用的注水井分层流量测试工艺主要是井下流量计测试，特殊情况下辅助投球测试。 电磁流量计、超声波流量计是目前较为先进的测试工艺。目前，胜利油田以电磁流量计测试和超声波流量计测试为主，全局共有138支电磁流量计。 投球测试法在胜采、孤东、孤岛、桩西和现河采油厂的水井测试中仍有少量的应用，主要应用于目前流量计还不能满足要求的高温、高压分层注水井的测试。 4、主要存在问题 （1）管柱结构结构单一，针对性不强 根据统计，目前上修的注水井中管柱结构主要采用悬挂式，结构单一，针对性不强，不能满足不同井况的分层注水的需求。632口分层注水井中有548口井采用了常规的分层注水工艺管柱，占总分层注水井数的86.7%，而采用防蠕动管柱只有73口，管柱蠕动严重影响了有效使用寿命。以胜采23247井为例，该井采用一级两段注水，完井后封隔器位置在2517.6米，现场通过磁定位测试发现：当下层注水、上层停注时管柱缩短1.1m；上层注水、下层停注时管柱伸长0.8m，注水井工作制度的频繁改变造成了管柱的频繁蠕动，致使封隔器密封分层过早失效。 2）井下油管腐蚀结垢严重，影响了有效分注 井下防腐油管少，普通油管在井多，腐蚀结垢严重。据统计，各种防腐油管共应用了499口井，93.32万米，只占43.47%，而普通油管应用649口井，124万米，占56.53%。普通油管下井时间1年以后，防腐油管下井2年以后腐蚀、结垢较严重。 另外，油管腐蚀造成了管柱漏失，配水器刺坏严重，管柱失效。油管结垢造成配水器堵塞、油管堵塞，内径缩小等，造成测试遇阻，打捞不成功、反洗井不通等问题。 以现河牛20-45井，该井于2004年6月换管，由于分层实效于2006年2月26起出，管柱在井时间1年8个月，起出发现油管内外部均腐蚀结垢严重，外部垢蚀脱落层厚度达到5mm以上。辛9-32井于2004年12月检管，2006年2月起出发现，油管本体、丝扣腐蚀严重，多处穿孔，最大孔洞直径约5cm，造成管柱落井，多次打捞，起出油管全部报废。 3）管柱出砂降低了调配成功率 出砂以及水中杂质污物堵塞芯子、底球、油管等，造成测试遇阻，打捞不成功、反洗井不通，管柱失效。 （二）“十五”期间注水工艺技术新进展 1、分层注水管柱新进展 随着油田相继进入高含水开发期，层间矛盾不断加剧，同时受注水水质达标率较低等问题的影响，注水井况日益恶化，注水管柱寿命普遍较短，为适应油田开发形式需要，加强了分层注水工艺技术的攻关研究，尤其在“十五”期间，分层注水工艺技术取得了快速发展，注水工艺技术系列日臻完善，逐步形成了适应不同油藏条件、不同井况的分层注水工艺技术系列。 （1）补偿自验封分层注水管柱 管柱主要由补偿器、自验封封隔器等配套工具组成，见图1。 主要技术特点是：可以在封隔器坐封时自行验证封隔器的密封性。其补偿器可以补偿由坐封压力引起的管柱伸长。适用于注水压力不高，层间压差不大，油层不出砂的注水井，其主要技术参数见表6。 表6补偿自验封分层注水管柱主要技术参数表 分层注水压差，MPa 30 适用井温，oC 120 适用井斜， 45 分注层数 4层 适应套管，mm 121-126 坐封（自验封），压力MPa 18-20 （2）锚定补偿式分层注水管柱 管柱主要由补偿器、水力锚、Y341（或Y342）、ZJK配水器、水力卡瓦、底筛堵等工具组成（见图2）。 主要技术特点：分层注水管柱采用了锚定、支撑与伸缩补偿的结构形式，通过对管柱的上部锚定和下部支撑，有效克服管柱的蠕动，提高封隔器等配套工具的使用安全性；水力锚和水力卡瓦均设计为低压启动，能有效减少压力效应对管柱的影响。管柱上部设置了补偿器，能补偿管柱温度和压力效应下的伸缩，改善管柱的受力条件，缓解管柱的螺旋效应和弯曲效应，避免了封隔器随管柱的上下蠕动，提高了封隔器的密封压力和使用寿命。ZJK配水器采用了轨道换向机构，可直接携带所需水嘴下井。坐封后自动换向，即可直接转入正常注水，减少了投捞死芯子的作业工序；解决了液压坐封封隔器多级使用的难题，一般用于注水层间压差较大分层注水工艺。技术参数见表7。 表7锚定补偿分层注水工艺管柱技术参数 分层注水压差，MPa 适用井斜， 适用井温，oC 分注层数 35 45 160 4层 （3）长效防蠕动管柱 长效防蠕动管柱结构为：防蠕动器Y341型封隔器空心配水器沉砂式底球（见图3）。 采用这种管柱也能够有效地减轻压力及温度变化造成的管柱伸缩，改善管柱的受力状态，延长封隔器及井下工具的使用寿命。主要应用在封上注下的井或需要卡封的压力不高的井。主要技术参数见表8。 表8长效防蠕动管柱技术参数 项目 指标 项目 指标 适应套管内径，mm 51/2，7 工作温度， 125 工作压力，MPa 30 分注层数 25 （4）分层防砂注水一体化管柱 管柱主要由补偿器、液压扶正器、丢手插封、挡砂皮碗、注水双层防砂管、防逆配水器、可洗井封隔器、液控安全接头、水力卡瓦和底部反洗井阀等工具组成，如图4所示。 该管柱设计有单向注水阀，防止地层反吐出砂，可满足注水、洗井、防砂和测试调配等工艺要求。 防砂管采用夹壁环空结构，与两端防砂皮碗配套，可以防止砂埋封隔器及洗井通道，保证洗井畅通，并清除水质不合格引起的滤砂管堵塞。 管柱设计为丢手结构，并配有安全接头便于以后作业起管柱。该管柱一般用于出砂较为严重，化学防砂效果差的注水井。 表9分层防砂注水管柱技术参数 项目 技术参数 适用注水压差，MPa 35 适用井斜，（） 45 适用井温， 160 分注层数，层 24 适用套管，in 51/2，7 解封力，kN 80 丢手压力，MPa 25 脱开力，kN 130 （5）扩张封隔器桥式偏心注水管柱 该管柱主要由KY344（5）扩张封隔器、桥式偏心配水器以及丝堵等构成（见图5、6）。该技术在流量调配时不采用递减法计算分层流量，而是各层流量独立测试计算，不但消除了递减法带来的误差，而且可选用量程较小的流量计，提高测试的准确程度；测分层压力时，不用投捞偏心堵塞器，既提高了分层资料的准确度，又提高了分层测试效率；座封时免投死嘴，减少了测调及作业工作量。适应卡距7-8m，单井7层段以下的分层注水和分层测试要求；座封压力低、密封压差大（30MPa），耐温达到125。 （6）井下集成分层配水工艺技术 该管柱主要由井下双层分流器或三层分流器及其他配套工具组成（见图7）。 该技术可实现一趟管柱验证完井管柱的密封性，并可逐层录取分层吸水资料和在地层允许的条件下实现合格注水的功能；采用液力投捞方式可方便快捷地投捞水嘴。从井口直接投入，无须钢丝绳和泵车，并一次可检查两个水嘴。可用于细分注水；洗井不设专用洗井通道，停注时，胶筒自动收回即可洗井，避免了停注时因管柱蠕动造成的封隔器失效，使用寿命长。配水器和封隔器一体化，可实现最小夹层为1m的小夹层的细分注水。一般用于含有波夹层油藏注水井的细分注水工艺。 （7）缩径井分层注水工艺管柱 该工艺管柱配套井下工具有小直径封隔器和小直径空心配水器以及底部洗井阀组成组成（见图8）。该技术可实现轻微缩颈井的分层注水。技术参数见表10。 表10缩颈井分层注水管柱技术参数表 项目 指标 项目 指标 适应套管内径， 51/2，7 工作压力，MPa 30 工作温度， 125 使用条件 轻微出砂 分注层数 23 工具最大外径，mm 105 （8）大通径防砂二次完井分层注水管柱 1）防砂管柱主要由丢手工具、悬挂封隔器、安全接头、滤砂管、分层封隔器、油管锚、球座等配套工具组成。管柱下井后，油管打压至18MPa，完成封隔器的坐封，投入钢球后，继续打压至压力突降，完成丢手，丢手后防砂管柱内通径为118mm。 2）可洗井分层注水管柱主要由井下安全阀、QHY241-152XJ可洗井无套压注水封隔器、QHY341-104XJ可洗井分层封隔器、空心配水器、反洗井阀等工具组成。 分注层数2-3层，封隔器工作压差为20MPa，洗井活塞开启压力为0.2MPa，配水器节流压差为1MPa，适用井斜小于60。 可实现多级分层防砂，预留井眼通径大，易实现分层注水、分层测试和调配工艺；可全井筒大排量反洗井，能够清洗防砂管内壁，提高工作管柱的工作寿命，防砂注水管柱各成体系，检换注水管柱或采取增注工艺措施时，可只起出注水管柱。分层注水管柱的分层测试、调配工艺技术与现场配套。 该项技术目前主要用于埕岛浅海油田 2、井下测试工艺技术新进展 （1）流量测试技术 流量计法测试是目前采用的主要测试方法。目前油田应用的分层流量测试工具主要是三参数井下存储式电磁流量计和超声波流量计。 电磁流量计 井下存储式电磁流量计的测量原理是基于法拉第电磁感应定律。当流体（水，聚合物）在磁场中作切割磁力线运动时，流体中的带电粒子受洛仑磁力的作用将感应出与流速成正比的感应电动势，当磁场强度恒定时，感应电压与流体的流速成线性关系，与流体的压力、温度、密度、粘度等物理参数无关。流量计测量时不改变被测流体的方向，因而不产生额外的流阻。按测试原理的不同又可将其分为中心流速式和外流式两种。对于中心流速式电磁流量计。对于外流式电磁流量计如图11所示。其主要特点是仪器一次下井，可同时测出各层水量；并且能准确判断仪器及投捞工具的井下位置。其技术指标见表11。 表11电磁流量计技术指标 项目 指标 测量范围 0m3/d700m3/d 测量精度 示值的1%或满量程的0.4%取最大值 零点温漂 0.005%/(FS) 启动流量 1m3/d 测试温度 普通型 090 高温型 0125 工作压力 普通型 50MPa 高温型 60MPa 连续测量时间 5h30min 超声波流量计 根据超声波在不同的介质中传播时，其传播速度的变化值与介质流速有关的原理研制出超声波流量计，通过测量介质中超声波传播速度的变化值，测得介质的流速，继而计算出介质的流量。其特点是利用相位差测试法，并采用独特的跟踪补偿技术，消除了温度和压力对超声波传播速度的影响，进一步提高了实际测试的精度。抗干扰性强、测试成功率高。其技术指标见表12。 表12超声波流量计技术指标 项目 指标 测量范围 0m3/d700m3/d 测量精度 2%FS 测试温度 普通型 -2080 高温型 -20125 工作压力 30MPa；45MPa；60MPa 连续工作时间 30d （2）封隔器在线验封技术 技术构成 封隔器在线验封技术主要由两只压力计、一只流量计和测试密封段组成。仪器组成见图12所示。 测试原理 将仪器组装完成后，利用录井钢丝悬挂下井，到达配水器后，密封段密封配水器中心通道，此时改变井口注水压力来测试压力和流量曲线。起出后用计算机回放取得测试曲线，见图13。如果流量曲线恒定为零，配水器以下压力为一缓慢图13验封测试曲线 压降过程，且不受井口压力变化的影响，配水器以上压力和井口压力变化相同，也就是两支压力计所测压力曲线不同，则证明封隔器密封；若两支压力计曲线相同且和井口压力变化相同，说明封隔器不密封。若流量曲线不为零，说明密封段不密封，需要重新测试。 性能特点 利用压力和流量可以判断井下封隔器密封状况，工艺简单，操作方便。 技术参数（见表13） 表13封隔器在线验封技术参数 项目 指标 流量计尺寸，mm 381000 流量计精度 1级 流量计测量范围，m3/d 0400 压力计精度 1级 压力计测量范围，MPa 070 3、井下防腐工艺技术新进展 油管是注水管柱的主要构成部分，主要作用是提供注水通道，油管的腐蚀将降低整条注水管柱的强度，从而影响井下管柱及工具的使用性能，最终使管柱失效。十五以来，胜利油田为提高注水管柱防腐性能，延长注水管柱的工作寿命，改善注水开发效果，引进开发了各种新型的防腐油管。 （1）氮化油管 氮化油管抗蚀氮化后在油管内外壁及管螺纹表面形成含氮、碳的相（Fe2-3N）和相（Fe4N）以及含氮奥氏体淬火层，称为白亮层。由于该层晶格密度高、均匀致密，铁原子难以失去电子，从而在一般侵蚀剂中具有良好的抗蚀性能。处理层厚约0.4mm，表面硬度高，抗腐蚀性能好。根据试验氮化油管具有以下特性： 由于在油管表面形成了致密均匀的耐蚀白亮层，有氮化层时腐蚀速率大大降低，比无氮化层存在时腐蚀速率降低4-7倍；氮化层在实验所采用的油田模拟腐蚀环境中有很好的抗蚀性。 耐磨特性：经过氮化处理的油管表面硬度可达Hv550以上，加上氮化层良好的耐磨性，很好地抑制了油管内孔的偏磨。 不粘扣特性：由于经过氮化处理的油管螺纹不改变尺寸精度，保证管螺纹正常啮合，而且表面硬度高，对油管螺纹副失效有良好的防护作用。 （2）环氧粉末涂料油管 树脂涂料在一定温度下，经过熔融、化学交联后，在油管表面固化成平整、坚硬的涂层。热固性粉末成膜过程主要是化学交联反应，固化后的涂层，不会因温度的升高而重新软化。其主要特点是： 环氧粉末与金属附着力好，可靠性高，不成片脱落，不污染地层。 涂层物理及机械性能电绝缘性能良好。涂层在介质流体中磨损缓慢，使用寿命长。 化学稳定性强，耐化学腐蚀性能优良，抗腐蚀能力大大改善。 有较好的耐热性，可以在不高于150的的环境中连续工作。 表面平整光滑，可以抑制管内结垢。 （3）钛纳米涂料油管 纳米钛与其它无机刚性填料配合，应用到聚合物填充、改性、功能化中，将无机、有机、纳米粒子三方面特性结合起来，提高了涂料的综合性能。并向防腐功能型涂料转化，逐步应用到注水井中，取得了显著效果，RB-1纳米钛改性防腐涂料最突出特点是可在常温下固化，具有优异的耐腐蚀性能，同时纳米材料可阻止垢的形成。其主要特点是： 由于钛纳米粒子纳米尺度效应比表面积大、表面活性原子多、其界面效应使它与聚合物之间有更多接触面积。 钛纳米粒子具有极高的化学稳定性和在涂料基体中均匀分散状态，起到纳米弥撒复合效应，并协同其他刚性无机粒子，大大改善涂料的力学性能、耐温性能和耐腐蚀性。 由于无机纳米粒子进入高分子涂层的缺陷内，使基体的应力集中发生变化，引发纳米粒子周围基体材料屈服变形，吸收一定的变形功，导致产生钝化裂纹扩展效应，实现材料增强增韧。 随着均匀分散的纳米粒子和其他无机刚性粒子在一定范围内含量的增加，限制聚合物链段的空间活动，从而显著提高涂料的耐热性、化学稳定性和机械性能。 （4）玻璃钢油管 玻璃钢油管化学稳定性好，有利于保持水质，内壁光滑，具有良好的防腐防垢性能。 （三）应用技术集成，水井专项治理效果显著 2006年水井专项治理共覆盖油田68个区块、覆盖地质储量万吨，对应油井约5631口，日液吨，日油24266吨，含水92.07%，水驱控制储量97166.7万吨，水驱控制程度70.98%。治理区域总注水井3272口，开井2457口，开井率75.1%，配注方/天，实注方/天，分注井1561口，开井1354口，分注率63.2%，层段合格率53.8%。 在水井专项治理过程中，强化了技术集成应用和技术针对性，根据油藏条件、井况、水质不同以及结垢腐蚀情况，结合各种分层注水工艺管柱的结构、特点、使用条件，配套完善了不同油藏条件下的分层注水工艺技术，解决了各种油藏和井况注水井的分层注