(完整word版)油井含水急剧上升的原因探讨

生产油井含水突升原因分析及处理措施摘要：针对渤海油田某油井生产过程中出现的含水突升、产液量及井底流压上涨等情况开展了要因分析，通过要因分析认为是该井管柱原封堵工具（防上顶工具时效，丢手管柱上移）失效，原生产层位水窜所致，这也通过作业中起出丢手管柱后得到了验证。

基于此，为彻底解决油井含水突升问题，采取了现场对管柱组合由普合管柱+丢手管住更改为Y分管柱的应对措施，作业结束后启泵投产，通过跟踪生产数据分析，措施应用达到了目的要求，该油井含水恢复到了常规水平，成效显著。

同时也为后续类似情况的产生提供了相关参考依据。

关键词：生产油井；含水突升；防上顶工具；丢手管柱1油井生产现状渤海油田某口油井目前日产液93m3，日产油0.5m3，含水99%，流压11.3MPa。

1.1补孔前后数据对比该井自上返补孔作业后生产状况如下表1、表2所示：（1）该井自上返补孔作业后井底流压缓慢下降，于A年6月11日明显上升。

表1 上补孔作业前井底流压变化曲线表2 上返补孔作业后井底流压变化曲线（2）该井上返补孔前含水一直较高，上返补孔作业后含水明显下降后趋于稳定，于6月11日突然上升，如下表3、表4所示。

表3 上返补孔作业前含水率变化曲线表4 上返补孔作业后含水率变化曲线（3）该井自上返补孔作业后电机温度缓慢上升，于A年6月11日明显下降，如下表5、表6所示。

表5 上返补孔作业前电机温度变化曲线表6上返补孔作业后电机温度变化曲线（4）该井自上返补孔作业后产液量基本稳定，于A年6月11日明显上升，表下表7所示。

表7 上返补孔作业后产量变化曲线本井于A年6月11日00：30到1:10期间，井温由40℃下降至38℃，在4:00左右上升至50℃，后继续缓慢上升，目前稳定在54℃。

油压由3.5MPa上涨至4.5MPa，套压稳定在3MPa左右。

A年6月10日化验含水分别为2.3%和1.9%，平均化验含水2.1%，在现场发现参数异常后，多次取样，发现含水较高，平均含水99.1%，同时倒入计量后，产液量由40m3/d上涨至92m3/d。

联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策原油外输中含水偏高是指在油田生产中将含有一定量水分的原油通过输油管道、油罐船等运输设施输送至目的地的过程中，因为各种原因导致原油中的含水量偏高，这将对原油的质量造成影响，同时也可能对运输设施和环境造成一定的危害。

对于联合站原油外输含水偏高的原因分析和处理对策是非常重要的。

一、原因分析1. 油田生产工艺问题原油含水量高的一个主要原因是油田生产工艺问题。

在油田开采过程中，因为地层含水的存在，部分含水油在开采过程中会被一同开采出来。

油藏开采过程中可能存在管柱下泄、热水注入等问题，都会导致原油中的含水量增加。

2. 输油管道和储存设施问题输油管道和储存设施是原油外输过程中的重要设施，但是这些设施存在老化、漏水和腐蚀等问题，可能导致在油品输送过程中掺杂了大量的水分。

3. 操作管理不当在原油外输过程中，操作管理不当也会导致原油中含水量偏高。

比如在输送过程中，操作人员未对原油进行适当的分离和处理，或者对管道和储存设施的检查和维护不够及时，都可能导致原油中含水量的增加。

4. 环境因素环境因素也可能导致原油外输中含水量偏高，比如在运输过程中受到降雨等天气因素的影响，使得原油中含水量增加。

二、处理对策为了避免原油中含水量偏高，需要加强油田生产过程中的管理和监控。

要严格控制油田地层中水的开采，采用合理的开采工艺减少含水油的开采量。

加强对管柱下泄、热水注入等问题的监测和防范，及时进行处理和修复，减少地层水进入原油中的可能。

保障输油管道和储存设施的完好性是降低原油中含水量的重要手段。

对于老化和腐蚀严重的输油管道和储存设施，需要进行及时的维护和更新，确保其密封性和抗腐蚀性。

加强对原油外输过程中的操作管理，制定严格的操作规程和标准，确保每一步操作都符合规定要求。

对于原油的分离和处理，需要按照相关标准和流程进行操作，确保原油中的含水量符合要求。

同时加强对输油管道和储存设施的定期检查和维护，确保其工作正常。

A油田受地下水活跃、裂缝发育及注水压力偏高等因素影响，油井含水上升快，高含水油井比例大，油田开发形势严峻，稳油控水难度大。

通过认真分析引起油井高含水的原因，因井制宜，一井一策，详细制定治理方案，主要通过层段降水、周期注水、化学调堵及机械堵水等措施手段，共治理高含水油井32口，取得较好的增油控水效果，有效减缓了油田含水上升速度，油田开发效果得到持续改善。

1 油井高含水的原因分析1.1 地下水活跃，边水或底水推进过快导致油井含水上升在油田边水或底水能量充足的地方，随着油井开采时间的延长，油层压力下降，边水或底水在外压的作用下侵入油层，使油水边界向油藏内部不断压缩。

结果地下水与油层原油混合在一起，由于油水在地层中的渗透性差异，导致地下水推进过快，先于原油到达油井，使这些地区的油井过早含水或含水上升过快。

而那些处在油水过渡带的油井，甚至在开发初期就进入中高含水阶段。

1.2 油水层解释难度加大，误射水层或油水同层所致低渗透油田油层发育差，油藏孔隙度低、含油性差，局部井区纯油层和油水同层在测井响应上差别不大，反应在测井曲线上幅度差异不明显；加上油水层解释标准存在地区差异性和极强的经验性，导致在测井解释的时候，容易把油水同层、水层误解释为油层而进行射孔。

或者是在投产开发时，放宽了射开标准，为获取更多的油量而射开油水同层。

1.3 天然裂缝发育、油水井压裂投产，裂缝贯通油水井A油田为低渗透裂缝型油田，断层附近及构造高部位是裂缝相对发育区。

断层走向多为南北向，通过微地震裂缝测试等监测手段，判断裂缝走向以近东西向为主。

因此该油田井网为线状注水井网，线状注水被认为是目前低渗透裂缝油田最佳的注水方式。

该油田油水井均压裂投产，但是，压裂时并不能完全控制裂缝的延伸方向，实际上在其他方向也产生裂缝，加上油水井距过小，油水井间的次裂缝很容易沟通，注入水沿次裂缝方向很容易到达油井，导致油井含水上升过快。

1.4 注水量、注水压力超标，导致注入水推进过快低渗透油田普遍注水受效差。

#3机主油箱油含水量大的原因及防范措施油中进水的原因有两个，一个是冷油器泄漏，另一个是汽轮机高、中压轴封漏汽量大。

经过检查，现已排除冷油器泄漏的可能，因此我们就从高、中压轴封上采取下面的防范措施：
1、在保证机组凝汽器真空的前提下调低轴封母管压力，由
原来的0.015MPA调至0.008MPA。

2、加强主油箱底部放水，增加次数或每班不定期的放水，
注意监视主油箱油位。

3、疏通中压后轴封与中轴承箱处的保温，使该处留出空隙，
以保证上下能对流，减少蒸汽在此处积聚，对蒸汽进入
轴承箱能有所减少。

以上措施的第一条和第二条已经实施，第三条由于机组运行中，处理不了，等机组停运时处理。

2006-10-24。

一般从两方面入手：1、含水上升主要是由于注入水引起的含水上升分析日注水量（注水强度）与含水的关系，注水强度大的下调注水，注水强度低的上调注水（特别是有孔隙水的高水饱油藏来说，这点尢为重要）如果是因裂缝引起的含水上升，一方面化堵调剖面、封堵高含水层，动用其它层，一方面停注，另外就直接转注如果是尖峰吸水引起注入水突进的，采用下调注水、剖面改造等方法2、含水上升主要是由于油井引起的分析采液强度与含水的关系，确定合理的采液强度（对于底水油藏、油水粘度比大的油藏来说，非常重要）分析流压（动液面）与含水、产量的关系，适当提高流压如果剩余油低（一般油井含水缓慢自然上升，采出程度高）的井，提高采液量对于油井含水上升，我认为主要从下面几点入手1.首先分析含水上升原因，通过化验鉴定水的矿化度，从而判断水的来源。

2.若水是来自生产层位，说明是水淹或根据地质图件判断出水具体层位，若是来自地表水，说明是窜层或上部有漏点，则可以通过找漏等措施，判断漏点以后，执行堵漏。

3.生产层位出水一般根据隔层厚度的大小，采取的措施有卡堵、填砂、注灰、打桥塞等措施实现分层开采的目的。

4.水淹层则可以采取调整对应水井的注水量，调驱等措施达到控制含水上升的目的。

1、油井含水急剧上升的危害当油井的含水达到98%时，意味着油井失去了开采价值，可见含水对油井生产的重要性，油井含水急剧上升对油井的生产造成很大的影响，首先是减缓了单井的采油速度，由于含水的急剧上升，造成日产油量急剧下降，从而减缓了单井的采油速度；其次是由于含水急剧上升，造成油层内大量原油开采不出来，从而降低了区块的采收率；再次，由于局部油井含水的急剧上升，造成注入水沿水线突进，一方面造成局部油层水淹，另一方面造成平面矛盾加剧，使其他区域油层注水见效慢或没有注水效果。

2、油井含水急剧上升的原因油井含水急剧上升是多方面原因造成的，分析研究以下几种情况。

2.1油井措施后含水急剧上升。

油井酸化措施后，含水急剧上升，而且一直居高不下，分析原因，一方面是酸化措施时，喷挤酸化液压力过大，造成油层裂缝增多，从而水线推进通道增多；另一方面酸液的浓度较高，酸液与疏通了高渗层或底水。

如何有效控制油井含水上升如何有效控制油井含水上升摘要：油井生产过程中，含水急剧上升会对生产造成很大的影响。

特别是随着油田勘探开发的不断深入，平面矛盾和层间矛盾日益突出，产量递减加大。

当油井含水上升到98%时，这就意味着油井失去了开采价值。

本文提出了以控制含水上升，减缓油井水淹的速度，来促进单元持续稳定开发。

关键词：综合含水平面矛盾层间矛盾渗透率生产参数常规稠油一、区块基本概况1.区块地质概况滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部,为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造多层薄层状砂岩油气藏。

有统一的油气界面(-1510m)和油水界面(-1560m)。

1.1油层分布情况滨8-3块沙四中储层比较发育。

储层厚度60.6-85.6m，平均单井15.6层68.9m。

平面上，中心部位较厚，滨4-5-52井区达85.6m 以上，在滨4-5-2井处仅为59.6m。

第1砂层组为较大的原生气顶，主力油层在2、3砂层组，全区分布。

4砂层组只在中部局部分布。

1.2 储层物性滨8-3块物性较差，渗透率低，非均质严重。

2砂层组渗透率为0.074μm2，3砂层组渗透率为0.089μm2 。

总的是在剥蚀区的中部部位渗透率较高（滨4-3-7井渗透率为0.081μm2），四周较低，最低渗透率为0.019μm2（滨4-5-7井）。

2.开采现状截止到2012年底，该块共投产油井45口，开井29口，日产液642，日产油56吨，综合含水91.3%采油速度0.46％。

投产水井25口，开井11口，日注水量641方/天，月注采比0.98。

总体处于低产能，低采油速度，高采出程度，高含水开发阶段。

二、含水上升原因1.静态因素1.1油井构造位置差异，水线方向上的井点含水上升快平方王油田沙四中油藏的注水方向与地应力方向大致相同，成条带状，造成水线方向上的井点含水上升快，而垂直于水线方向上的井点注水不受效。

另外，受构造高差的影响，在注水开发过程中构造高部位水井比构造低部位水井对油井的影响大。

技术与检测Һ㊀杜１８块油井含水上升影响因素分析及治理对策郭英刚摘㊀要：降低含水上升速度已成为杜１８块急需解决的难题，文章对杜１８块油藏动用不均主要因素进行了分析，制订的有效措施，降低了油井含水上升速度，增加了区块产量，为同类油藏的治理提供借鉴㊂关键词：杜１８块；含水上升；曙光油田；治理对策一㊁影响因素分析（一）注水导致地层出砂严重杜１８块自１９７５年投入开发以来，油水井普遍有出砂历史，油水井出砂平均粒度中值０．１６０３ｍｍ，粒度中等，部分井出细粉砂㊁泥浆㊁细粉砂和泥浆同出㊂统计杜１８块单井历年累积出砂量情况，其中每产１万方液量累积出砂量大于４方所占比例３３．３％，２．０ ４．０方所占比例２２．５％，出砂严重井合计占总井数的５５．８％，０．５ ２．０方的所占比例３０．３％，小于０．５方的所占比例１３．９％㊂在采取了压防措施后，该区块油井检周期大幅度延长，冲检周期延长６５天，正常生产１６２天；措施有效期１６２天㊂因此，注水导致地层出砂严重非要因㊂（二）杜１８块井区水淹严重统计杜１８块近年的含水变化，含水率，含水上升率，注采比均大幅上升㊂杜１８块１９７５年投入开发，注水开发４０年，注水井多为笼统注水，平均单井累注１６万吨，纵向吸水存在较大差异，单层单向水窜严重，区块综合含水达到８７％．因此，注水水窜是要因㊂（三）注水水驱效果差统计近年转注井的吸水剖面资料，杜１８在纵向上受储层非均质性的影响，动用程度存在一定差异㊂统计近年转注井的吸水剖面资料，杜１８块在纵向上受储层非均质性的影响，动用程度存在一定差异：杜Ⅱ８－１１有效厚度为３ｍ，吸水百分比３４．３％；杜Ⅱ５－７有效厚度为１．６ｍ，吸水百分比为１７．１％㊂而部分砂岩组的吸水百分比为０％㊂从杜１８块部分转注井吸水剖面也证实了这些水井纵向剖面不均匀，纵向动用程度降低，层间矛盾加剧㊂部分层位吸水百分数高达９４．９％㊂纵向剖面不均匀，部分砂岩层动用程度低，导致油井水窜严重㊂因此纵向动用程度不均匀，注水水驱效果差是要因㊂（四）地层出砂损坏套管导致无法分注由于杜１８块油藏的物性特征决定了该区块极易发生出砂，出砂后造成砂岩骨架塌陷，使套管周围形成亏空，一方面，使该处的套管周围因受力不均造成抗挤毁能力下降，另一方面，受地层压实作用影响，套管的轴向压力使亏空处套管发生弯曲变形㊂在上述两个方面的影响下，该处套管易发生套坏㊂因为出砂套坏影响，曙三区停产停注井多，原注采井网被破坏，注采井网不完善，油藏开发效果差㊂二次开发后，采取了加密调整㊁大修侧钻等完善井网措施，有效改善油藏开发效果㊂因此，地层出砂损坏套管非要因㊂二㊁对策研究（一）采用化学驱，改善水井纵向剖面，堵塞油层间已存在的通道针对杜１８块中部强水淹区域，选用化学驱措施，堵塞油层间已存在的通道，以杜Ⅱ３－Ⅲ５为驱替目的层，阻水驱油，改善水井纵向剖面，增加区块产量㊂预计最终采收率４４．３％，较常规水驱提高１０．３％㊂试验计划分为４个步骤执行，分别为：井网完善（层析归位）㊁空白水驱㊁调剖㊁化学驱㊂目前已经进入化学驱阶段㊂试验区采用单注合采方式；采出井大修，补层㊁捞封措施１９井次；注入井补层㊁封堵㊁改分注㊁改合注措施１３井次㊂主力层位连通系数达到８７％以上㊂６个聚合物驱井组，措施前井组平均日产油３．７吨，措施后平均日产油８．４吨，井组平均日增油４．７吨，目前稳定在１５．１吨㊂阶段累增油５９５０吨，单井组平均累增油９９１．７吨㊂聚驱油井措施前井组日产油２０．４吨，措施后井组日产油２６．４吨，目前井组日产油４０．５吨㊂６个井组的整体含水也由８９％下降到了目前的８２％㊂（二）加强水驱效果分析，调整分注级数，通过检分注调整注水层位统计今年来细分注水和检分注井次，发现检分注井次和细分注水井次显著下降㊂同时，出砂区块偏心分注井检管柱发生拨不动大修比例也较多㊂针对这种情况，将部分４级偏心分注井改为３级，减少封隔器的使用，降低砂卡造成大修风险㊂全年检分注６井次；偏心分注改同心分注４井次；４级分注改３级分注３井次；合计１３井次㊂目前已有１９口油井见效，累计增油３７６．４吨㊂如曙３－０７－００７井，２０１８年５月由偏心分注３级改为同心分注２级，减少封隔器的使用，降低了砂卡的风险㊂井组内油井曙３－０７－０６含水由１００％下降至目前的７７％，有效地降低了含水，目前累计增油１０２．６吨㊂在优选措施的同时，也把关注的焦点放在了日常管理上㊂水井的检分注频率控制在３年以内㊂（三）针对部分存在强吸层的水井，改用调剖调整纵向剖面针对存在高渗层的水井，选择调剖来改善水井纵向剖面，调剖后水井压力上升明显，吸水厚度有所提高，剖面均匀得到了明显改善㊂如曙３－２－５０５井，调剖后新增启动吸水层数３个，吸水比例由２９％上升到８０％，单层最大吸水百分比由９４．４％下降到４３．８％㊂调剖后该井吸水剖面的不均匀程度得到了改善㊂高渗层的吸水量下降，未动用厚度也有所下降，说明水井调剖措施取得了效果㊂曙３－２－５０５井２０１８年５月调剖后，井组内油井曙３－２－５０６含水由９８％下降至目前的７５％，日产油由０．７ｔ／ｄ上升至５．４ｔ／ｄ，截至目前累计增油４１９．５ｔ㊂控制含水上升效果显著㊂调剖６井次，受效１４口油井；持续化学驱先导试验等㊂通过以上各项措施共增油１５０４．３吨，受效油井１６口㊂三㊁应用效果情况通过对各项要因的综合治理，２０１８年３－１０月份日产油呈上升趋势，各项治理手段综合增油１０１８ｔ，完成一开始制订的增产１０００吨目标㊂含水上升率为３．８％，完成设定的含水上升率控制在４％的㊂四㊁结语通过对各项要因的综合治理，扎实有效地提高了杜１８块原油产量，效果显著㊂总结出一套行之有效的油井管理方式，对今后开发提供了借鉴㊂改善杜１８块老区块生产效果，提高了采油四区的经济开发效益㊂参考文献：［１］陈德瑞，铁木尔巴特．高含水采油阶段降低含水的地质措施研究［Ｊ］．工程技术，２０１６（７）：２０１．作者简介：郭英刚，辽河油田公司曙光采油厂工艺研究所㊂５７１。

油井回压上升影响因素分析与治理措施一、内部因素：1.油井物性：油井的温度、原油的黏度、原油中的杂质含量等物性参数都会影响油井回压。

高温会导致原油黏度降低，从而增加管道摩擦系数，增加油井回压。

杂质的存在会使得油井流动通道变窄，同样会导致回压上升。

2.沉积物和垃圾：沉积物和垃圾的堆积会阻塞管道，减小管道截面积，增加油井回压。

这些沉积物可能是由于油井本身的物性，也可能是由于管道的老化和损坏所引起。

3.泵渣：油井中泵渣的堆积也是导致回压上升的一个原因。

泵渣的堆积会增加流动阻力，使得油井回压升高。

4.阀门故障：油井中的阀门故障会使油井的流体无法流动畅通。

阀门的关闭或过度开启都会导致回压上升。

二、外部因素：1.天然气水合物：天然气水合物的形成会阻塞油井，加大回压。

在湿气和低温环境下，水合物的形成速度更快，对油井的影响更大。

2.起伏地形：起伏地形会使得油井产出受限，增加流体的摩擦损失，从而增加回压。

3.天气条件：天气的变化也会影响油井回压。

比如恶劣的天气条件，如强风暴、暴雨等都会增加油井回压。

4.管道损坏：管道的老化和损坏会导致管道截面积变小，流体不能流动畅通，增加回压。

治理措施如下：1.定期进行油井清洗：定期清洗油井可以清除沉积物和垃圾，保持管道的畅通。

可以使用高压水冲洗法、机械刷洗法等清洗方法。

2.定期进行泵渣清除：定期清除油井中的泵渣，保持管道的清洁。

可以使用高压水、溶剂、机械方法等进行清除。

3.定期检修阀门：定期检修阀门，确保阀门的正常运行。

如果发现阀门有故障，及时更换或修理。

4.进行地质勘探：在进行油井开发前，进行详细的地质勘探，了解地质条件，预测可能遇到的问题，采取相应的措施。

5.加强管道维护：定期检查管道的状况，及时修复和更换老化和损坏的管道，保持管道的完好性。

6.研发新技术：研发新的油井开发和生产技术，提高油井的开采效率，减少回压上升的可能性。

综上所述，油井回压上升是一个复杂的问题，受到多个因素的影响。

联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策原油外输中含水偏高可能是由多种原因造成的，如采油工艺不完善、管道泄漏、储油设备故障、输送管道阻塞等。

本文将对这些原因进行分析，并提出处理对策。

采油工艺不完善是导致原油外输含水偏高的主要原因之一。

在采油过程中，不可避免地会带入一定量的水。

如果采油工艺不科学、不完善，无法有效分离原油和水，就会导致原油外输含水偏高。

为了解决这个问题，可以采取以下对策：改进采油工艺，提高水和油的分离效率；增设分离设备，如水力旋流器、油水分离器等，用于有效分离原油和水。

管道泄漏也是原油外输含水偏高的原因之一。

对于长期运行的输油管道，由于受到环境和外界因素的影响，如腐蚀、磨损等，会导致管道泄漏，从而使外输的原油中含水量增加。

为了解决这个问题，可以采取以下对策：加强管道检测和监控，定期检查管道的完整性，及时发现并修复漏点；增加防腐蚀措施，对管道进行防腐蚀处理，延长使用寿命。

储油设备故障也会导致原油外输含水偏高。

储油设备由于长时间使用或者操作不当，容易出现故障，导致原油与水无法有效分离，进而影响外输原油的含水率。

为了避免储油设备故障给原油外输带来的问题，可以采取以下对策：定期检查和维护储油设备，包括罐体、防漏措施等；加强操作人员培训，提高操作技能和安全意识。

输送管道的阻塞也可能导致原油外输含水偏高。

管道中的沉积物、杂质等会逐渐堆积，形成阻塞物，降低管道流量，导致原油在输送过程中与水混合。

为了解决这个问题，可以采取以下对策：定期清理管道，去除沉积物和杂质；加强管道保养，及时修复管道漏点和破损部位，保证管道的畅通。

原油外输含水偏高的原因可能是多方面的，如采油工艺不完善、管道泄漏、储油设备故障、输送管道阻塞等。

通过改进工艺、加强管道检测和维护、定期清理管道等措施，可以有效降低原油外输的含水率，提高原油外输的质量和效益。

联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策原油外输是石油行业的重要环节，直接与石油加工和市场运营相关。

然而，在原油外输过程中，含水问题一直是困扰行业和企业的难点问题。

如何分析原油外输高含水的原因，并采取有效的处理对策，已成为行业和企业需要着重关注的内容。

一、原因分析1.装载端污染装载端是原油外输管线的起点，油田油气生产过程中的污染物质以及设备的老化、磨损、腐蚀等因素会导致原油污染，从而提高了原油含水率。

2.管道内腐蚀原油外输管道是一个长期运行的系统，其内部的腐蚀问题影响着原油质量与含水率。

随着管道腐蚀增加，管道内壁面的平滑度则会下降，从而使管道内液体运动会出现影响，使得原油含水率增加。

3.水分的溶解度不同原油的水溶解度不同，含水量高的原油，尤其是含深层水的原油，可能会形成微乳液，使得原油含水率更高。

4.过程管控不当过程管控不当也是原油外输高含水的主要原因之一。

例如，生产管道压力过高、运输温度过低、管道检修水平较低、过度挤压导致管道破裂、出现泄漏点等问题，都可能导致管道中的水蒸气或液态水混合进入原油中，从而提高了原油的含水率。

二、处理对策1.装载前处理通过对原油进行合理的处理和过滤，去除其中的杂质和水分，可以有效地降低原油的含水率。

装载前处理应该包括：过滤去除油田污染物、调整油水分离设备的操作参数、使用有效的杀菌剂、添加适量的防腐剂等。

完善的管道内腐蚀监测和控制措施，可以有效地降低原油中的水分含量。

该措施的关键在于：管道内壁面的清洗、保护层的涂覆、高质量的涂料、定期的检查与维修等。

3.选择合适的运输方案通过选择合适的运输模式和方案，保证管道的运行温度和压力达到最优状态，可以确保原油外输过程中减少水的混合，从而有效地降低原油含水率。

优化管道运行压力、温度等参数，采用高级监控系统进行实时监测管道的运行情况，设置静电导电的防雷措施，避免灌注过程的损伤等，可以有效地提高过程管控能力，降低原油含水率。

结论原油外输含水偏高问题，需要站点负责人、工程技术人员等相关人员共同努力，进行分析、处理和管理，才能确保原油质量得以保证。

联合站原油外输含水偏高的原因分析与处理对策随着国内炼油厂的增加和需求的不断增长，原油外输成为了我国重要的能源进口渠道之一。

但是，在原油外输运输过程中，含水含量偏高的问题也时常出现。

本文就从原油外输含水偏高的原因分析以及处理对策两方面进行探讨。

1.生产过程中的水分污染油田开采时，地下水往往会随着原油流入油井，成为原油中的一部分。

同时，引入外界的空气中也会存在水分，这些水分都会随着原油流入管道中。

如果不加以处理，这些水分会成为原油中的含水，导致原油含水率偏高。

在油田采集后，原油需要通过管道输送到炼油厂进行加工。

在运输过程中，管道中的水蒸气会与原油发生混合，形成原油中的含水。

同时，管道泄漏也有可能会引入大量的水分。

尤其是在管道铺设较长、穿越潮湿地区时，这种风险更为突出。

3.运输设施的污染造成管道内积水管道内如果出现积水，也会带入海量的水分。

一般情况下，管道内积水的产生和运输设施的经营维护密切相关。

如管道漏水的处理不及时，越积越多，最终形成内部水体；又比如管道被污染堵塞，也会滞留水体等。

1.完善采油工艺，减少水分污染减少原油中含水的方法，首先要从油田生产入手。

在采油过程中，要加强地下水的封闭和保护工作，避免地下水夹杂在原油中。

此外，还可利用化学方法提高原油的表面张力，使水分难以与油顺畅混合。

2.优化管道运输工艺，控制含水率在管道运输过程中，要选择合适的管道材料，采用先进的防漏措施，以确保管道内部的密封性。

同时，还要进行适当的管道清洗，以避免管道内积水。

在运输过程中加入除湿剂可以有效控制管道中的水分含量。

3.提高运输设施的维护水平针对管道被污染、清洗不及时等原因导致的管道内部积水、腐蚀等情况要及时处理，防范管道积水造成含水偏高等问题的产生。

同时，应定期对管道进行清洗、消毒等维护工作，保证管道的运营安全。

4.强化检测监控，及时采取措施在外输过程中，要加强原油含水率的检测和监控工作。

建立特殊的管道水分含量检测系统，对于含水过高的油品，及时采取处理措施，以达到保护管道和油品质量的目的。

清洗世界Cleaning World 第36卷第10期2020年10月综述专爲文章编号：1671-8909(2020)10-0104-002油藏含水上升规律分析及问题探讨王红(中国石油辽河油田分公司沈阳釆油厂，辽宁沈阳110316)摘要：随着油井开采的不断深入，会出现见水的情况，导致油井内部的含水量明显提升，彩响油田的产量，甚至直接导致油井关闭，无法正常生产。

对此，在油藏开采过程中，分析其含水上升规律能够更好地衡量油井的含水量以及未来可能出现的含水量变化。

根据这一油井含水量的变化规律，选择和恰当的处理方式，保证油井的正常生产。

本文对油藏含水上升规律加以分析，以便在实际开采工作中，更好的结合实际情况加以把握，提高油藏的开采效率。

关键词：油藏；含水；上升规律；见水中图分类号：TE357文献标识码：A0引言在油井开采过程中，一般都会选择注水开采的方式，本身地层含水量较高，再加上注水开采的影响，导致油井内部的含水量明显提升。

从油井开采过程的分析也可以看出，油井中的水主要来自于注水开采的水量和油井内部本身的水量。

根据油井开采的不同阶段，见水时间也会有所差别，相应的油藏含水上升规律也并不相同。

为了进一步保证油井的正常产量，需要分析油藏含水上升规律，这样能够对油藏进行动态分析，也能够找出最为理想的解决方案。

1油藏含水上升的影响因素具体分析油田开发效果,找出影响油藏开发的因素，其中有藏含水量增加是影响开采效率的主要因素，借助模型来展开深入分析。

1.1理想状态下的模型结合油田开发工作的具体实施，选择了反九点均匀理想模型这一单层均质模型作为基础，同时选择了反九点井网。

通过模型分析，可以看出现有开发的油井，在注水开发之后需要确保注水开采的平衡，避免污染经济，影响到之后的油藏开采。

在压力因素不变的前提下，随着采出层程度的增加，含水率会急速上升，然后逐渐的趋于平缓，呈缓慢上升趋势。

含水上升率也会随着油藏含水量的升高而呈现先急速上升，然后趋于平缓的趋势。

浅谈二三类油层水驱开发含水上升快因素
张岩松
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2012(000)022
【摘要】北一区断东“二三结合”试验区开采目的层为萨Ⅱ 10-萨Ⅲ 10油层,试验区2006年11月投产,共部署采出井113口,其中二类采油井46口,三类采油井67口,目前全区含水95.9％,较投产初期上升了9.6个百分点,含水上升率为0.79％.本文通过总结分析各类含水上升的原因,总结出影响本区块开发效果的因素为二三类油层水驱开发提供参考.
【总页数】1页(P64)
【作者】张岩松
【作者单位】大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆163118
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.6
【相关文献】
1.地质因素对喇嘛甸油田三类油层聚驱效果影响研究 [J], 朱敏军
2.三类油层密井网水驱开发规律研究 [J], 赵敏娇
3.开发后期三类油层沉积微相研究——以大庆萨北油田北二东两三结合试验区GⅡ油层组为例 [J], 丛琳;马世忠;李文龙;钱方园;孟祥明
4.东区二类油层注聚后期含水上升原因分析及治理措施 [J], 魏玉婷
5.厚油层水驱开发效果及其影响因素分析 [J],
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影响油田含水上升规律的地质因素分析舒通燕,宋丽娜,徐　越,董丽艳(大庆油田有限责任公司第四采油厂第一油矿) 影响含水上升的因素可分为地质因素和开发因素两类,地质因素是油层的固有属性对含水上升规律的影响,开发因素是开发调整过程中采取的一些调整方式和调整措施对含水上升规律的影响。

这里主要介绍分析地质因素的影响。

影响油田含水上升规律的地质因素主要有三项:一是油层的非均质性;二是原油粘度;三是含水阶,不同的含水阶段,含水上升规律有很大差别。

1　非均质性严重,含水上升速度快为了研究油层非均质性对含水上升规律的影响,设计了不同渗透率级差下的两层模型,其含水上升规律见图1,油层的非均质程度越高,含水上升速度越快。

在中、高含水期,油层非均质程度对含水上升的影响较大,到了特高含水期,即含水高于90%以后,油层非均质程度对含水上升的影响作用相对变小。

图1　油层非均质性对含水上升率影响数模关系曲线2　油水粘度比高,综合含水与采出程度关系曲线凸向含水轴原油粘度是影响油田含水上升规律的重要的因素,随着油水粘度比的增大,含水上升速度加快。

图2是应用油水相渗曲线计算出的不同油水粘度比对含水上升规律影响的关系曲线。

可以看出,随着油水粘度比的增加,中高含水期的含水上升速度会大副度加大。

图2　不同油水粘度比下含水与采出程度关系曲线前苏联M.M.伊万诺娃根据注水开发的一些油藏的资料绘制了含水率与可采储量采出程度关系曲线,根据含水上升变化规律,可将这些油藏划分为三组(图3)。

图3　水驱砂岩油藏含水率与采出程度关系第一组油藏油水粘度比在3左右,这组油藏含水率曲线沿坐标的对角线延伸,在整个开发过程中,含水上升速度几乎保持不变。

40内蒙古石油化工 2008年第13期　收稿日期:2008-02-15作者简介:舒通燕(1972-),男,黑龙江大庆人,助理工程师,从事油藏开发管理工作。

第二组曲线位于第一组曲线的右侧,这是一组低粘油藏,其油水粘度比小于3,这组油藏低含水期含水上升慢,采出程度高。