采油注水工艺技术问题探讨

采油注水工艺技术问题探讨

鲍慎平

大港油田公司第一采油厂， 天津 300280

摘要：石油开采的过程中，必须依靠石油注水工艺技术以不断提升油层压力，确保油田生产的稳定性以保证油井产量增长，但是该技术在使用过程中，结垢和出砂问题比较严重，所以这就需要从采油注水工艺出发，对各类技术问题进行解决，以保障油水井组的开发效果。本文就注水工艺技术中应用的问题进行分析，并应用该技术解决相关问题，以不断提升石油的出油率，确保我国能源供应安全性。

关键词：采油；注水工艺；相关问题

前言

采油注水是油田开采中需要用到的施工工艺，为了保证分层注水取得预期效果，针对采油注水中存在的问题，需要根据地层实际情况以及运行现状合理选择施工工艺，满足原油开采要求。

1 采油工程中水平井注水工艺分析

1.1 注水方案选择

实施水平井注水工艺前，需要对注水方案进行选择，避免注水过程中导致油层发生破裂，保障注水工作能够顺利地开展。而且，注水过程中还要对注水压力进行控制，使压力能够迅速地恢复，使油层压力能够保持平衡。

1.1.1 最大注水压力

最大注水压力由油层破裂压力决定，需要通过计算来实现，计算方法可由式（1）表示：

Pmax=Pf-ΔPi+PtL+Pmc-(H×Dw)/100(1)

式中：ΔPi为保险压差，取值为1.6 MPa；Dw为水的密度，取1.0 g/cm³。

将求得的结果与注水方案进行比较，使注水方案的选择更加的具有合理性。

1.1.2 压力恢复速度

油田注水过程中伴随着压力的变化，将会对油田开采过程造成影响。为了对这种影响进行有效地控制，需要对压力恢复速度进行分析，使其能够处于合理的恢复速度范围内。由于油层存在着一定的差异性，油田的恢复速度往往是不同的，需要通过油层压力对恢复速度进行评估，进而使分析结果更加的准确。通常情况下，可以按照如下规则对压力恢复速度进行判断，假设地层压力为Ps，原始地层压力为Pps，可以由以下关系来确定压力恢复速度。当Ps≈Pps×50%时，压力恢复速度在1～1.5 MPa/a之间；当Ps>Pps×50%时，压力恢复速度在0.5～1.0 MPa/a之间；当Ps>Pps×80%时，压力恢复速度在0～0.5 MPa/a之间。通过上述方法，可以较为准确地对压力恢复速度进行判断，使压力恢复速度处于稳定的范围内，防止压力恢复过快对油层的稳定性造成影响。

1.2 确定注采比

为了保障油田开采指标的合理性，需要对注采比进行分析，这样可以使油田开采过程更加的稳定，同时使采油效率得到保障。注采比的确定方法有两种：一种是开发指标对比法。使用该方法时，需要对过去的采油数据进行整理，对历史数据进行全面地了解。接着，再对各项指标进行分析，如：产油率、含水率等，这样可以为注采比的计算提供重要的参考，使计算结果更加地精准。另一种是综合井组提升法，需要结合注水操作和产油率进行分析，同时结合采油数据对注水过程形成清晰的判断，这样可以使注采比与实际采油状况更加的贴切，为了油田注水过程的合理性提供重要保障。通过上述方法，可以在很大程度上提高油田注水的精度，采用合理的注采比使采油过程具有良好的合理性。

1.3 分层注水技术

为了保障油田具有良好的注水水平，需要采用分层注水技术，对油田含水率进行有效地限制。采用油田分层注水技术后，可以对油层进行分段，再对每段的注水过程进行分析，使注水过程更加的具有层次性。通过这种方式，可以将整体控制划分为多个注水段组成的局部控制，使注水速度和压力之间的关系能够更好地进行把握，保障注水过程能够顺利地进行。此外，为了使注水精度更加得准确，需要注重电子计量设备的应用，这样可以提高注水量的控制效果，逐层对各个分段的油田注水过程进行控制。

2 采油注水工艺技术问题的思考

2.1 出砂问题

正常情况下，选择传统的注水井注水，井下不会开展液体吞吐。随着开采时间的延长，水井内部的设备会逐步老化，受到化学物质的影响，管网及管柱也会逐步被腐蚀，影响注水系统的运行。这些问题会导致水井注水量发生变化，砂还会覆盖住油层，导致躺井欠注现象出现。

针对出砂问题，需要注重管理，并实施各类预防措施。首先，在注水井完成了每日注水量，满足每日油压数值之后，操作人员要及时将数据记录下来，对比以往历史数据与既定数据，以此明确注水井内的水量变化。就油压，若发现升幅0.50MPa以上，且逐步上升，或注水量下降速度超过15.0%，则需要重新进行数据对比与审查，分析并判断注水井的能力。依据每日监测记录到的数据，每天定期开展水力排查。若均衡比例失调，注水量增加，则表明内部分隔器存在问题。就各类问题，需要依据注水曲线，对比分析，根据不同时间段注水量数值的变化，积极开展排查工作。定期整理数据资料，并开展对比分析，计算出出砂周期，结合出砂规律，制定针对性的预防措施。

2.2 结垢问题

注水施工过程中，若水质存在问题，就会影响注水井，导致水垢产生。在所有问题中，结垢问题的危害最大，会影响油管，加速油管的腐蚀，影响测试精准度，难以实现注水工作的有效协调。若地面层出现结垢现象，则会导致地层被污染，使得注水井壁的油层渗透速度与渗透质量发生变化，难以确定水井比例，导致地层受到污染。油井周围环境变化，会导致各类油井各组成部分失调，油井内的沉淀物增加，以此出现结垢现象。

结垢问题与水质变化有密切的关系，为切实避免结垢问题，必须要注重水井周围水质的管理，以此保障水质质量。在日常工作阶段，需要严格控制注水中的悬浮物含量、悬浮物粒径中值。严格控制水中细菌浓度，水中二氧化碳物质、溶解氧等物质含量。与此同时，还要结合水质标准，定期检测水质，依据其结果，科学合理进行水处理。通过净化注水水源，可将水中的悬浮物、铁质等去除。就周围环境、地质因素引发的结垢，需要借助先进技术处理。日常工作中，要强化结垢控制与处理，可在水源内加入一些阻垢剂，降低结垢的几率。若水垢较多，则需要选择物理或化学除垢方式，在水垢清理后，需要对注水管道进行冲洗，以便彻底清理。

2.3 套管问题

未能正确使用注水井，未按规定开展进行操作或存在误操作，导致套管变形或被损坏。在注水过程中，若未能重视地层应力的控制，会直接损坏套管。钻井作业阶段，若未按照相关规定或标准开展操作，会导致注水井受到影响。若直接下套管，施工阶段会导致套管磨损，或受到高压作用，影响水井运行。若套管与化学物质接触，也会受到损伤。

就套管问题，不仅需要在水中加入缓蚀剂、腐蚀抑制剂，缓解避免套管腐蚀，还需要强化注水操作管理。就注水站管理，必须要保障泵压的稳定，注重水质净化处理，定期开展水质检测。不仅如此，还需要落实试压工作，确保注水压力、注水量的稳定，以此保障油层注水压力的稳定。注水井管理阶段，要动态分析每个注水井。注水泵管理过程中，要统一封闭高压水流管网系统，将泵压波动控制在0.20MPa以内。与此同时，注水操作要协同开展，保障注水的平稳性，定期清洗管柱，积极开展井下测试工作，参照相关标准开展注水操作，保障系统的稳定运行，最大程度避免套管损坏情况的出现。

3 结论

分析采油注水工艺技术实施过程中存在的问题，对采油工程注水技术的重难点进行解决，以不断促进注水效率的提升，优化注水方式，提升注水质量，促进水驱开发效率的增长，以此提升油气产量，增加油气产业的经济收益。

参考文献：

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