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液控封隔器同心双管分层注水工艺管柱的研究及应用X周洪军1,李积祥1,杨海龙2(1.中石化胜利油田有限公司桩西采油厂;2.延长油田股份有限公司甘谷驿采油厂原油集输站) 摘 要:胜利油田桩西采油厂老河口油田桩106块油藏为中高渗疏松砂岩油藏,该油藏由于各层系间压力系统和渗透率间的差异很大,层间矛盾突出,井深结构(井斜和方位角)的影响,目前的分注管柱难以满足该油藏分层注水的要求。
因此,开发研制了新型液控封隔器同心双管分注管柱,解决了水井分注难题。
该管柱施工成功率高100%、层段注水有合格率高、分层可靠性高、洗井方便,控制操作简便的优点。
关键词:液控封隔器;分层注水;同心双管1 前言胜利油田桩西采油厂老河口油田桩106块油藏为中高渗疏松砂岩油藏,该油藏有Ng1、Ng2、N g3、Ng4等多套开发层系,由于各层系间压力系统和渗透率间的差异很大,层间矛盾突出,难以用一套井网注水开发,因此对该类油藏的开发必须分层注水开采。
目前在该区块的分注管柱主要有:空心分层注水管柱、偏心分层注水管柱、斜井集成分层注水管柱。
但是由于井斜和方位角的影响,使得斜井集成分注管柱在投捞和测试、测调带来了很大的难度,甚至无法投捞、测试和测调,同时由于水质等因素的容易堵塞水嘴,无法保证该区块正常注水。
因此我们研究了液控封隔器同心双管分层注水管柱,该管柱可以使各层的实际注入量由地面控制和计量、配注精确、后期管理简单,同时实现了地面验封,对水质的适应性也比较好,不存在堵塞水嘴现象,有效的解决了该区块油藏大斜度分层注水的难题。
2 管柱工作原理、结构、技术指标2.1 管柱结构液控封隔器同心双管分层注水工艺采用液控封隔器(保护套管封隔器和分层封隔器)、外管、内管三大部分组成(见图1),无配水器,其中液控封隔器是用一根1/4寸控制管线来坐封和解封,只要控制压力保持稳定,井下无液压泄漏,在地面即可观察到井下封隔器的密封情况;278寸油管和1.9寸油管分别由两套套管四通悬挂,使每个油层均有单独的注水通道,互不影响。
海上油田注水井防砂反洗井一体化工艺管柱设计应用作者：王柳来源：《智富时代》2019年第09期【摘要】针对当前海上油田智能测调工艺防砂和反洗井的问题，本项目设计研发一套具有防砂、反洗井、分层注水一体的多功能管柱，在NB35-2-A5S1井作业中成功应用，具有指导现场作业的实际意义。
【关键词】海上油田;注水井;防砂;反洗井;一体化;工艺管柱;设计随着海上油田开发的深入，注水井出砂井次日益增多，出砂不仅影响油田产量，造成设备损坏，严重者还会导致注水井大修作业。
渤海油田注水井出砂治理主要是大修再完井作业，该类作业先对出砂注水井进行大修作业，清理井筒沉砂，然后打捞筛管，下入新的防砂完井管柱，最后下入分注管柱进行分层注水。
出砂注水井重新防砂完井后虽然能恢复正常注水，但地层出砂大修再完井作业周期长，作业费用高，不利于油田降本增效。
1、海上油田出砂原因分析1.1地质因素海上油田地质条件复杂，压实程度差，油层胶结疏松，胶结物以泥质为主，泥质细粉砂含量高。
油层注水后，不断地冲洗岩石的胶结物，部分胶结物被溶解，岩石强度降低，增加了地应力对岩石颗粒的挤压作用，扰乱了颗粒间的胶结，就容易遭到破坏而出砂。
注入水通过与油层的矿物成分发生物理、化学反应，同样使油层岩结构骨架破碎，也会影响出砂程度。
1.2开采因素随着注水开发时间的延长，层与层之间存在着压力差，生产压差越大，采液强度越高，流经油层孔隙中的流体流速越大，对地层结构的破坏作用越强，油层的出砂程度也就越严重。
油层间的压力差的存在可能导致油层套管破裂，同时由于多次修井作业及长期浸泡腐蚀，导致这种现象日益加剧。
油层套管破裂后，地层砂大量溢出埋住油层而注不进水。
油层套管破裂通常有油层上部套管破裂，以及注水层段发生油层套管破裂两种情况。
注水井多是油井转注，在经历了防砂开采后，油层骨架遭到破坏，又经历长时间的冲刷，油层出砂严重，导致油层套管破裂，油层套管破裂使出砂更加难以治理，严重影响了注水井的正常生产。
加强一体化管理努力提高注水系统管理水平【摘要】胜利油田现河采油厂注水系统污水外排量大、注水能耗高等制约着油田开发效果，本文结合工作实际，依据所做的工作进展与效果，找出了注水系统管理存在问题的原因，提出了相应的解决措施，以期提高有效注水量，满足了注水开发的需求。
【关键词】一体化管理；注水；管理水平今年以来，采油厂注水系统针对污水外排量大、注水能耗高等制约油田开发效果的薄弱环节，大力实施了油藏井筒地面“一体化”管理，组织实施了“双控双提”污水减排工程，狠抓了注水指标“提升”工程，以提高有效注水量为主线，精细各项基础管理工作，加大维修改造力度，地面工程配套适应性不断提高，各项管理指标稳步提升，满足了注水开发的需求。
1 工作进展及效果1.1 水井开井率欠计划原因分析水井开井率计划85.3%，实际84.3%，欠计划1%，同比下降0.5%。
分析水井开井数欠计划运行的主要原因有以下三个方面：套损问题影响：根据综合日报显示，有11口井因套损停注，其中只有4口井治理恢复注水，其余7口井停注至今，同比多躺了2口井。
井况问题影响：主要是作业交大修问题突出，根据统计有7口井因作业不成功交大修或正作业，停注至今，这部分井影响了水井开井率。
水转油影响：根据统计有4口井转油井生产。
1.2 井口水质达标率分析计划90%，实际91%，超计划1%，同比下降6.5%，对比油田平均水平高7.1%。
分析井口水质达标率比去年同期下降的主要原因有以下两个方面：考核标准提高的影响：对比系统悬浮物、含油量两项指标，其考核标准分别由去年的20mg/L、30mg/L提高到今年的4mg/L、10mg/L，由于考核标准值的提高，造成了沿程线路达标率下降。
上游污水站出口水质达标率下降的影响：上半年污水站出口达标率为96.4%，而去年同期为96.9%，同比下降了0.5%。
2 所做的主要工作及效果2.1 实施“双控双提”工程，污水减排工作成效显著受资源、产能结构的变动，油藏保持长期提液等措施，产液规模居高不下，污水外排量大；各采注不平衡，地面系统不完善，富余污水调节困难；环保形势日趋严峻。
681 项目背景随着渤海油田稳产高产、增储挖潜工作的深入开展，薄层油藏、低渗油藏、岩性小油藏等非主力油藏的开发利用显得越来越紧迫。
然而，随着井深不断加深、井温不断增高、压力不断上升，注水井防砂段中心管遇卡的概率也在不断增加。
如何更好的完成公司“两提一降”，助力“注够水、注好水、精细化注水”是项目组亟待解决的问题，更是探索渤海油田注水的新模式[1]。
从防砂工艺来看，目前渤海油田注水井较多的参考生产井，没有成熟的体系与之对应，而注水井本身特点明显，需根据其特点进行防砂工艺的改进与创新。
从修井效率来看，目前注水井大修率高、难度大，是防砂工艺及管柱结构需要改进的一个重要原因。
从防砂方式来看，化学防砂作为一种有效的补救措施，可以对机械防砂不足之处提供技术互补，应给与足够的研究，特别是在大斜度井、水平井的应用。
从套管尺寸考虑，目前渤海7”套管注水井面临井筒通径过小、遇卡不好处理的突出问题，需要着重考虑。
从智能化油田的趋势考虑，需要兼容目前迅速发展的智能注水技术（有缆测调、无缆智能测调等）。
2 技术简介及主要创新点常规多层注水管柱由于（水平）密封段阻力较大，易造成注水管柱下放遇阻、上提遇卡，切割打捞亦困难。
BZ28-2S-A11井等10余井次创新采用：①有缆分层注水一体化管柱；②上/下返补孔化学固砂；③过注水电缆改进型封隔器；④过注水电缆改进型水力锚。
在满足有缆测调注水工艺的前提下，降低了管柱遇阻、遇卡等风险，实现了补孔防砂多层注水。
2.1 有缆分层注水一体化管柱研发“有缆分层注水一体化管柱” 工艺，其有缆分层注水一体化工艺的创新应用曹俊荣 孙旭涛 代刚 王晨民 崔哲铭中海油服一体化和新能源事业部 天津 300457摘要：随着渤海油田稳产高产、增储挖潜工作的深入开展，薄层油藏、低渗油藏、岩性小油藏等非主力油藏的开发利用显得越来越紧迫。
以油藏地质分析及管柱配伍性研究成果为基础，设计研发了有缆分层注水一体化工艺，该工艺抛弃注水井原有防砂模式（外层防砂管柱+内层注水管柱），创新采用分层封隔器和中心管一体化形式的管柱灵活分层注水。
智能注水井一体化测调技术改进及配套技术
李敢
【期刊名称】《石油机械》
【年(卷),期】2014(042)010
【摘要】对智能注水井一体化测调技术存在的测调配水器适用管柱种类受限、测调仪受油污影响失真等问题进行了相应的改进.设计了大压差式测调配水器,满足扩张式封隔器注水工艺的需要;研制了超声波一体化测调仪,可以在含油较多的水井进行测试.超声波一体化测调仪在现场完成24井次测调,测调成功22井次,测调成功率91.7％,有效提高了注水层段合格率,且测试数据无失真现象.一体化测调技术覆盖了所有注水工艺管柱,应用规模进一步扩大,技术改进后现场推广应用350余井次,施工成功率达到98.0％,测试调配精度达到90.0％以上,其中最大井斜56.3°,分层级数最多为5层,最大井深3 200 m,取得了良好的应用效果.
【总页数】3页(P74-76)
【作者】李敢
【作者单位】胜利油田分公司采油工艺研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.6
【相关文献】
1.分层注水井测调一体化新技术 [J], 刘红兰
2.注水井测调一体化工艺技术研究与应用 [J], 周文玉; 朱辉; 王小勇; 卢玉灵; 张景
辉; 张彪
3.注水井高效测调一体化技术研究与应用 [J], 徐兴安;张凤辉;杨万有;薛德栋
4.偏心分层注水井一体化验封测调工具研制 [J], 王超
5.注水井测调一体化技术在油田生产中的应用分析 [J], 慕银仓
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一体化管柱注水技术的应用与完善
摘要：随着河南油田长时间的开发，井况恶化严重，导致注水过程中出现很多
困难。
对水嘴的打捞和调配很难实现，分注管柱有效期短，测试难度加大等诸多
问题。
为解决生产中遇到的问题，提高注水波及系数，提高原油采收率，使油田
可持续发展，特采用一体化管柱注水。
该技术使分注管柱的组配大大简化，测试
方便简单，打捞以及测试方便；该技术还提高了水井的使用时间，减少作业周期，作业过程管柱不易卡死；该技术经济效益较高，产出比为1：2.62。
故在油田的
后期开采中能发挥较好的作用。
关键词：管柱注水卡封井
前言：河南油田随着开发时间的延长，井况恶化日益严重，随着套损井的增
多和大修侧钻力度的加大，2018年底某采油管理区水井中有事故井32口，为了
实现调整油田层间矛盾，提高注水波及系数，部分井需要分注生产，但受套管内
径的影响，配套的封隔器分注技术还不完善，造成部分井不能达到应有的分注效果，甚至于因无配套工具不能实施分层注水。
由于层间矛盾突出，严重影响对应
油井的产能和采收率。
针对以上情况，2018年，该采油区结合厂相关部门开展了《事故井和四寸套分注工艺应用与完善》项目，根据水井现场存在的问题，应用
了一体化分层注水工艺及其配套工艺技术，并根据水井单井特点和井况变化，优
化措施井施工工序，不断进行改进和完善，提高工艺措施成功率和措施效果，解
决了部分问题注水井分注的难题。
1、目前注水井分注存在的问题
1.1井筒脏污。
井筒内有死油、垢、地层反吐等原因造成井筒较脏，甚至管
柱堵塞的情况，导致测试遇阻。
由于水质不稳定对水嘴造成堵塞；随着注水时间
的增加，地层注入压力变化、水嘴刺漏、地质配注量的调整、堵塞器的密封圈的
老化等，都需要及时对其进行投捞和调配，常规偏心配水器的投捞方式均是采用
钢丝绳带打捞器，这种打捞与投送方式在事故井中实现难度大，造成无法正常投
捞测试作业井增多。
1.2分注管柱有效期短。
隔器胶筒是分层注水管柱的核心，它是实现分层注
水的关键，其性能的好坏和寿命长短直接影响分注井的分注效果与有效期。
由于
水井封隔器从坐封方式上为可洗井压缩式，对于高压注水井其有效期均不超过8
个月，严重影响了层段注水的效果。
1.3测试难度加大导致问题井增多。
由于管柱不干净导致测试井无法正常测试，或重复做工作，严重影响了注水工作的有效开展，而且会造成问题井增多，
作业费用的增加。
2、推广应用的主要工艺技术
2.1管柱结构及工艺原理。
主要由K344型高温高压双层分流封隔器、测试短
节等组成
2.1.1管柱试压。
将配水芯子两层都装上死嘴，从井口投入，正常注水，观察配水间有无流量，无流量证明管柱密封。
2.1.2封隔器验封。
将配水芯子上层装死嘴，从井口投入，正常注水，打开套管闸门，当套管不返水或套压稳定，证明封隔器密封。
2.1.3分层试注。
将配水芯子下层装死嘴，从井口投入，正常注水，了解上层的注水情况。
将配水芯子上层装死嘴，从井口投入，正常注水，一般要注0.5-1
个小时，在压力稳定以后，调配水间注水量等于其单层配注时，记录其油压，压
力波动±0.5MPa。
2.1.4测试与调配。
反洗井，将配水芯子洗出，若洗不出时可以用测试车进行
打捞出水嘴。
3、一体化分注技术的完善与提高
为满足事故井和4寸套分注实施分层注水的需要，根据井况条件有针对性的
选择应用RF-80和RF-113分注管柱。
3.1引进4寸套管井RF一体化分注管柱新工艺。
为提高测试成功率提出发展
方向。
常规的4″注水井一级二段分层注水工艺。
不仅存在胶筒密封不严，容易失
效的问题，同时存在着配套工艺不齐全，分层测试费用高的问题，且管柱及工具
结构复杂。
针对投捞测试困难，应用了4寸套管井RF-80一体化分注管柱，采用
扩张式胶筒，密封面积大，密封效果好，解决了深井和高压注水井两层分注的难题。
3.2引进RF-113一体化分注管柱新工艺。
为提高测试成功率做出的明显效果。
我们对于井筒或管柱比较脏造成测试遇阻的井，优选应用RF-113液力投捞分注管柱，通过液力反洗出配水水嘴，解决投捞器出现的工具遇阻的问题。
另外，该管
柱由于将配水器和封隔器采用一体化设计，井下工具均集中在一起，对井况要求
较低，只要封隔器及以上套管没有套变即可，因此可对下部套变的一级两段分注
的井使用。
3.3一体化分注管柱新工艺的优点。
使用RF-80具有配水功能的扩张式封隔器，使分注管柱组配上大为简化。
配水器和封隔器一体化，可实现最小夹层是1m的
小夹层的细分注水。
解决了目前井下工具配件距离大于8m的问题。
设计了一级
同时配注1-2层的配水芯子，在结构上既可液力循环投捞又可使用钢丝投捞。
测试方便，简单。
测试仪器只须下到该工具中心堵塞器上部测一次，上提
5m以上再测一次即可实现。
方便快捷地投捞水嘴。
采用液力冲捞，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。
可用于斜井细分注水。
可一
趟管柱实现：测试全井各井段的吸水指示曲线，验证完井油管的密封性，正常注水，封隔器验封等。
密封件采用耐温、耐压材料，不仅有利于提高密封性能和延
长井下使用寿命。
可不用泵车直接坐封。
洗井不设专用通道，停注时，胶筒自动
收回，既可洗井，避免停注时管柱蠕动，而造成的封隔器失效，所以使用寿命长。
也可用于出砂井的细分注水，不易卡管柱。
2018年1-12月该工艺在我厂某管理
区现场应用RF-80和RF-113分注管柱井共13口，取得良好效果，作业后投捞测
试均正常。
如M131C井由测试工具落井，多次洗井打捞，均未获，导致作业换封。
目前应用该工艺管柱后生产正常。
3.4应用一体化分注管柱延长分注井换封周期。
针对卡顶封井有效期短的情况，应用了一体化油套分注工艺管柱。
对于注水压差高的井或由于单层停注存在
着单向压差，极容易造成封隔器失效井应用该管柱。
通过锚定机构可平衡下部高
压对管柱和封隔器产生的上顶力，减小了管柱蠕动，延长管柱有效期。
2018年该
应用了一体化分注工艺13口井，目前阶段免修期为220天，比以前平均延长了
50天。
4、现场应用情况
截止2018年12月，某采油管理区共现场实施了RF-80和RF-113一体化分注
工艺管柱13井次，对应油井16口，见效9口井，累计增液1400吨，累计增油480吨。
解决了深井和高压注水井分注的难题，解决了常规分注工艺的投捞调配
水嘴工作难度大，封隔器有效期短问题。
减少了投捞测试调配遇阻无法正常调配
及打捞水咀时工具落井造成的作业换封。
5、结论
通过一体化分注管柱注水工艺的应用与完善，实现了水井事故井和4寸套管井的有效注水，提高了措施有效率与实施效果，减少了分注管柱因测试遇阻及封隔器失效造成的作业换封。
对于油田开发后期的油田注水开发，提高油田采收率具有重大意义。
