加强注水工艺应用 改善开发效果
采油工程中注水工艺存在的问题及改进措施
采油工程中注水工艺存在的问题及改进措施摘要：我国石油资源需求量不断增加，因此我国不断加大油田开发力度。
油田经过长时间开发，会逐渐降低油层压力，发展到后期会不断增加原油黏度，不利于油田今后开采工作，逐渐降低油井的产量。
为了提高油田生产率，工作人员需要落实油层注水工作，增加油层的压力，降低原油的稠度，提升原油开采效率。
但是采油工程利用注水工艺的过程中也存在一些问题，影响到实际工作效果。
本文分析了采油工程中注水工艺存在的问题，提出针对性的改进对策，促进采油工程可持续发展。
关键词：采油工程；注水工艺；工作问题；改进措施我国经济技术不断发展，也不断提高城市化建设速度，加大了化石燃料的利用率。
我国近些年突出资源环保工作的重要性，并且制定战略发展目标。
采油工程不仅要符合自然发展规律，还要满足采油工程的需求。
在采用工程中利用注水工艺，可以提升采油工程发展水平，保障整体采油效率。
工作人员为了充分发挥出注水工艺的作用，需要解决采油工程中注水工艺存在的问题，提出改进措施。
、一、概述采油工程中注水工艺在油田开发过程中，工作人员设置专门的注水井，向油层注入水，恢复油层的压力，提高油层的驱动力，保障采油工程的开采效率。
注水工艺在采油工程中发挥着重要的作用，可以改善采油工程的生产条件，进一步提高整体开采效率，保障采油工程的稳定性和高产性，同时可以保护周围生态环境。
在采油工程中发挥注水工艺的优势，需要设置供水站和注水站以及配水站。
配水站负责调解注水井的水量，分水器和压力表等是配水站中重要的设备。
注水站负责控制水升压，满足注水井的注入压力，水进站之后，可以计量和处理水质，经过水罐和进泵加压处理之后，将高压水输出。
注水井相地层通道注入水，在这一阶段需要控制吸水。
【1】施工单位在选择注水水源的过程中，施工单位需要利用油田采出水的作用，节约水资源，避免污染周围环境。
如果无法满足采出水量需求，可以利用第二水源，保障水量的充足性，同时需要保障水质，顺利落实石油开采工作。
注水流程精细化注水的改进与应用
注水流程精细化注水的改进与应用摘要：本文针对油田各水井注水过程中，由于注水流程已不适合目前注水需要，调整注水量繁琐，注水不平稳，工人劳动强度大，高压水易刺坏高压阀芯造成成本浪费等问题。
分析存在的问题，根据工艺流程特点找原因，改进注水方式，采用不同大小的高压水嘴控制注水量。
解决了低压水井超注，高压水井欠注的问题，提高了平稳注水率，实现了精细化注水。
关键词：注水流程注水井注水方式高压水嘴1.前言在油田开发中后期，主要以注水来补充、增加地层能量，提高产能。
要达到注采平衡，始终保持地层能量在一个良好的范围内，注好水、平稳注水是关键。
针对目前各采油班人员少，工作量大，调整注水量难度大，无法保证做到平稳注水；同时以节约成本为目的，改进了注水流程和注水方式，彻底解决了以往对中低压水井超注或欠注、注水时间短等问题，实现了精细化注水，保证了配注水量，也保证了平稳注水。
1.目前的注水方式及存在的问题2.1注水方式：来水经增注泵增压，到水表上流阀-水表-水表下流阀（水量调节阀）-单流阀-水井。
根据各水井压力的高低，配注水量的多少，由一个人调节水量调节阀，另一个人观察水表的转速，计算日注水量，十几口水井同时注水，根据各井压力的高低依次调整、控制各井的注水量，达到各井平稳注水的目的。
2.2存在的问题：2.2.1调整注水量繁琐，需要两个人配合调整、计算注水量，花费的时间长。
2.2.2注水不平稳，需要多次调整注水量，劳动强度大、控制注水难。
2.2.3高压水容易刺坏水量调节阀门芯，使阀门关不严，更换阀门造成成本浪费。
三、精细化注水流程及工艺特点3.1注水流程：在原有注水流程的基础上，把水表下流阀更换成高压油嘴套，在油嘴套下面装一个直通阀。
3.2工艺特点：来水经增注泵增压，到水表上流阀-水表-油嘴（油嘴套内装有油嘴）-直通阀-单流阀-水井。
3.2.1油嘴起到控制水量的目的，根据各井注水量及压力的多少，更换不同大小的油嘴。
实现了一次调整，长期平稳注水，减少了工人的劳动强度。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着石油资源的逐渐枯竭，石油地质工程中注水开发成为提高油田采收率的关键技术。
随着注水周期的延长和高含水期油田的出现，注水开发遇到了越来越多的挑战。
本文将针对高含水期油田注水开发中存在的问题，分析一些改善措施，并探讨其实施效果及未来发展方向。
一、高含水期油田注水开发存在的问题高含水期油田是指地质条件复杂，油层中含水率较高的油田。
这类油田注水开发存在以下问题：1. 采收率低：由于高含水期油田油层中含水率较高，注水前往往需要进行水驱或气驱开发，使得油层中的原油难以有效提取，采收率较低。
2. 地层压力不足：地层压力是维持油田正常开发和产出的重要条件，而高含水期油田往往地层压力不足，难以实现有效开发。
3. 油水混合物净化困难：高含水期油田中原油和水混合在一起，难以有效分离。
4. 能耗高：由于地层条件复杂，注水开发需要大量的能源支持，能耗较高。
以上问题严重影响了高含水期油田的注水开发效果和经济效益，因此需要采取一系列的改善措施。
二、改善措施的分析1. 优化注水方案采取合理的注水方案是提高高含水期油田注水开发效果的关键。
优化注水方案可以通过提高注水井的布置密度、调整注水层位、增加注入压力等方式来实现。
还可以通过精确的地层模拟和水驱试验来确定最佳的注水方案。
2. 加强地层改造地层改造是指通过在地层中注入化学剂、微生物或其他改造剂，改变地层物性和渗透性，从而提高地层的油水分离效率和原油采收率。
针对高含水期油田的特点，可以采用多种地层改造技术，如聚合物驱油技术、微生物改造技术等。
3. 提高注水效率提高注水效率是通过改善注水设备和技术来实现的。
可以通过更新注水设备，提高注水管道的输送能力，增加注水泵的压力等方式来提高注水效率。
还可以通过使用先进的注水技术，如水平井注水技术、自动调节注水技术等，提高注水效率。
4. 净化油水混合物针对高含水期油田中油水混合物难以净化的问题，可以采取一系列的油水分离措施。
分注工艺集成,提高纯梁分层注水开发效果论文
分注工艺集成，提高纯梁分层注水开发效果【摘要】主要针对纯梁采油厂油藏类型复杂多样，且储层间的压力渗透性差异大、非均质性强，油藏特性决定了分层注水是注水有效开发的主要途径。
为提高分注效果、洗井效果、增强测试可靠性、治理水井出砂、确保管柱及井下工具可靠性，在注水工艺持续改进和分注工具优化配套的基础上，采油厂不断完善分注工艺，逐步形成了具有纯梁工艺特色的分注工艺技术。
【关键词】渗透性差异大、非均质性强、分层注水、有效开发、分注工艺【中图分类号】te355引言纯梁采油厂注水井开井517口，日注能力2.3万立方米，日注水平2.21万立方米，分注井131口。
2012年根据采油厂下达的分注井井下工具要求，尽量减少井下工具串，同时又要考虑分层效果，根据地层压力、套损情况等多种因素优选工艺，通过近一年的努力，在多家单位工具使用调研的基础上，结合纯梁采油厂地质特征及技术累积，优化出适合于我厂具有纯梁特色的分注工艺。
一、分注工具的优选1、封隔器的优选：y341型水井封隔器是一种水力坐封，提放油管解封的可洗井注水封隔器。
有y341-115，y341-115g，y341-150，y341-150g等四种规格。
多级使用时可一次同时完成坐封，该封隔器操作工艺简单，现场使用成功率在98%以上，可单级、多级使用于井深3500米以内，井温小于160℃的不同井径水井的分层注水。
2、配水器的优选：选用常规gdp型配水器，gdp型配水器是改进型空心轨道式配水器，换向可靠性提高，可直接带水嘴下井，封隔器坐封后，卸压后可以直接进行注水，不需投捞死芯子，简化了施工工序。
改进了配水芯子，解决密封圈掉落问题。
3、水力锚的优选：水力锚用途及适应范围sm水力锚主要由锚体、锚爪、弹簧和防垢衬套等构成。
锚爪里面增加了挡垢装置，有效的防止锚爪空间结垢，保证了水力锚解卡顺利。
4、配套水力卡瓦和补偿器：水力卡瓦和补偿器是锚定补偿式注水管柱的配套工具，水力卡瓦能够避免了封隔器坐封及注水过程中的管柱蠕动，补偿器能够补偿管柱长度变化，缓解管柱中力的产生。
采油工程中注水工艺问题及改进探讨
采油工程中注水工艺问题及改进探讨【摘要】在采油工程中，注水工艺是一项至关重要的环节。
目前在实践中存在着一些问题，如注水井效率不高、注水工艺参数不合理、设备技术落后等。
针对这些问题，本文提出了一些改进探讨，包括提高注水井效率、优化注水工艺参数、采用先进技术设备以及加强注水工艺管理与监控。
通过对这些改进措施的思考和讨论，可以有效提升采油过程中的注水效率和效果，更好地实现油田的开发和生产。
结合总结分析和展望未来的观点，本文对于如何进一步完善和提升注水工艺在采油工程中的应用具有一定的指导意义。
【关键词】采油工程、注水工艺、问题、改进、提高效率、优化参数、先进技术、设备、管理监控、总结、展望未来1. 引言1.1 研究背景采油工程中的注水工艺是一项关键的技术，通过向油田注入水来维持油藏压力，提高采油效率。
在实际操作中，注水工艺面临着诸多问题，如注水井效率不高、注水工艺参数不合理、设备老化等。
这些问题严重影响了采油工程的效率和效益。
对注水工艺存在的问题进行深入探讨，提出改进建议，是当前采油工程领域的重要课题。
研究人员在采油工程中注水工艺问题及改进探讨方面进行了大量的实地调研和理论探讨，积累了丰富的经验。
目前大多数研究还停留在理论层面，缺乏实际操作的指导意见。
有必要深入分析注水工艺中存在的问题，并探讨相应的改进方法，以提高采油效率和降低生产成本。
通过对注水工艺问题的研究，可以进一步完善采油工程技术，推动油田开发和油气资源利用的进步。
1.2 研究目的研究目的是为了解决采油工程中注水工艺存在的问题，提高注水效率，优化注水工艺参数，采用先进技术设备，以及改进注水工艺的管理与监控。
通过对这些问题进行深入分析和探讨，我们的目的是提出有效的解决方案，来改善采油工程中注水工艺的运行效率和效果。
在实践中，我们将通过研究先进技术和设备的运用，探讨注水工艺的优化策略，从而提高油田的生产效率和经济效益。
我们的研究还旨在为未来的采油工程发展提供借鉴和指导，推动注水工艺的持续改进和进步。
塔3井区应用周期注水改善开发效果
塔3井区应用周期注水改善开发效果韩彦玲(黑龙江省大庆市第九采油厂敖古拉采油作业区,黑龙江大庆 163853) 摘 要:敖古拉油田塔3井区是油水同层发育的低渗透油田,常规注水开发效果差。
通过对周期注水机理及适用条件的研究,针对该油田的地质特征和开发现状,提出应用周期注水改善油田注水开发效果的方案。
实施周期注水两年来,取得了稳油控水的良好效果。
说明应用周期注水可以提高水驱波及体积,改善注水开发效果。
关键词:低渗透油田;周期注水;敖古拉油田;塔3井区 中图分类号:T E357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0058—021 地质概况敖古拉油田位于黑龙江省杜尔伯特蒙古族自治县敖林西伯镇及胡吉吐莫乡境内。
构造属于松辽盆地西部斜坡区泰康隆起之上的一个三级鼻状构造。
整个构造被敖古拉大断裂切割成东西两部分。
塔3井区位于敖古拉油田大断裂西侧,南侧与塔301井区以断层隔开,为以-1113m等深线闭合的穹隆构造,闭合高度仅为10m,圈闭面积约0.8km2,油藏类型为构造油气藏。
沉积物源来自北部沉积体系,是湖退——全面湖进背景下的沉积物。
葡萄花、萨尔图层是姚家组——嫩江组二级复合旋回中上部湖退沉积。
萨一组、萨二组为浅湖相、滨浅湖相沉积,萨三组为浅湖——深湖相沉积,葡萄花层为三角洲分流平原相沉积,高台子层为浅湖相沉积。
井区投入开发面积1.35km2,动用地质储量32.93×104t,可采储量10.18×104t。
空气渗透率为133.3×10-3m2,孔隙度20.9%。
塔3井区地面原油性质较差,不同层位变化较大(见表1)。
地下原油性质借用塔5井区资料,原油密度0.797t/m3,粘度5.1mPa s,原始气油比29.9m3/t,原始饱和压力6.8MPa,体积系数1.106。
2 开采简况塔3井区塔3井于1980年6月完钻,1981年对萨、葡、高、杨油层进行了试油,结果为杨大城子为干层,高台子为差油层,葡萄花层为油水同层,萨尔图层存在多层油气层。
周期注水改善高含水期油藏开发效果
关键词：砂岩油藏 ；高含水 ；周期注水 ；压差 ；剩余油 ；经济效益
ｄ ｉ ０３ ６ ／ ｉ ｎ １ ０ 一 ８ ６２ １ ．． １ ｏ： ．９ ９ｊ ｓ ．０ ６ － ９ ．０ １４０ ８ １ ．ｓ ６
１ １ 储 层流体 弹性 力 的作用 ．
这个 附加 压差 的作 用下 侵入 低渗透 层段 。反 之 ，当
在 向油 藏 注水 时 ，高渗 透 层 中压 力 传播 较 快 ， 地层 压力 升高快 ，而在低 渗透层 中传 播较 慢 ，压 力 相对 较 低 在 高 、低 渗 透层 之 间存 在 一 定 的压差 。
、、
，
．
一
力分 布 的强度 ，使 注 入水 在层 间压 差作 用下 发生 渗
√ 工 ｕ 性 流 ，增 大毛 管渗 吸作用 ；同时 能够 改变 流体 在油 层 周 期 注水驱 油就 是在 一定 的注采井 网上 ，对 注 中的流 向 促 进 地层 流体 重新 分布 ，扩 大注 入水 波
５ Ｃ时 ，终 点 温 度 可 以达 到 ３ ． Ｃ，油 井产 物 可 ５。 ３７。
（ ）不 同集油 温度 对井 口回压 的影 响试验 。通 显 ，管 道 压 降 减 小 。当 井 口 电加 热 器 温 度 设 置 为 ２ 过 改变井 口电加热 器加 热功 率 ，调节 电加 热器 出 口 温度 ，以此来 改变 集油 温度 ，测 试不 同温 度下 集 油
注水井停注 ，油藏压力下降时 ，高渗透层段压力降
落也 快 ，一段 时间后 其压 力甚 至低 于低 渗透层 段 的 压力 ，这 时低渗 透层 段 中的部 分流 体在这 个反 向附
基于强化注水管理提升高含水油田的开发效果
基于强化注水管理提升高含水油田的开发效果强化注水管理是提升高含水油田开发效果的重要手段之一。
在高含水油田开发过程中，水的注入和调配是非常关键的环节。
通过合理的注水措施和管理，可以增加水驱效果，提高采收率，延长油田的生产寿命，实现经济效益最大化。
下面是基于强化注水管理提升高含水油田开发效果的一些建议。
需要建立完善的水驱注采井网。
在高含水油田开发中，通常采用水驱的方式进行油田开发。
建立合理的注采井网能够促进水的分布和流动，提高水驱效果。
根据油层性质和原始油井分布，合理配置注采井位置，形成较完善的注采井网。
需要考虑注采井的间距、井距和井筒长度等因素，以提高注水效果。
要优化注水剂的选择和注入方式。
注水剂的选择对提高水驱效果至关重要。
可以通过注入表面活性剂、聚合物等添加剂来改变油水界面张力，提高水驱效果。
注水剂的稠化和稳定性也是考虑的重点。
在注入过程中，可以采用连续注入、交替注入等多种注入方式，以提高注水剂的利用率和油水混合程度。
要加强注水效果监测和调控。
及时了解注水效果，对于优化管理和调整方案具有重要意义。
可以通过地下水监测井、压力分布监测井、水油界面监测井等方式进行监测。
更加关注油层渗透率、水驱前后地下水位、油井产量变化等参数，及时进行调控措施。
可以根据监测结果，调整注水井开启度、注入量、注入压力等参数，以实现高含水油田的最优化开发。
通过科学的管理和技术手段，提高注水系统的稳定性和可靠性。
注水系统是高含水油田开发的关键环节之一。
要确保注水管道的畅通和稳定性，及时发现并排除故障。
可以采用防堵剂、防垢剂等措施，预防管道堵塞和结垢的发生。
加强对设备运行状况的监测和维护，确保注水设备的可靠性和稳定性。
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加强注水工艺应用改善开发效果
[摘要]目前油田开发已进入后期，油层水淹状况复杂，井况恶化，注采问题日益突出，开采难度加大。
通过强化注水管理、完善注水工艺技术配套措施，实现减缓老油田产量递减、控制含水上升的目的。
[关键词]注水开发；工艺技术；细分注水；增产增注
中图分类号：te357.6 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）09-0226-01
前言
注水是保持油层压力，实现油田高产稳产和改善油田开发效果的有效方法之一，用注水（或注气）的方法弥补采油的亏空体积，补充地层能量进行采油，采收率一般在30%-50%。
油田要及时注水保持地层能量，还要通过调整注采强度和驱油方向，提高水驱波及体积，才能保持油井较高的生产能力。
随着油田开采程度的不断提高和开采强度的加大，综合含水和自然递减率均有上升趋势，各区块相继进入三高期，特别是近几年含水上升率和自然递减率增速加快，各种问题和矛盾不断暴露出来，弥补产量递减和含水上升对产量造成的影响越来越难，严重影响油田开发效果和经济效益。
1 油田开发面临的问题
①油田进入开发中后期，注水矛盾突出，水驱动用储量不均匀、油层出砂严重、部分水井注水压力高注入困难、部分油井因机械杂质堵塞产能低、分注级别低。
②受储层非均质性和注水开发的影响，
高渗透层段水淹级别高、采出程度高，油层纵向吸水不均匀，改善高含水期油田注水开发效果势在必行。
③随油田开采程度的不断提高和开采强度的加大，天然能量不足，部分油井含水上升速度快、产油量下降。
④针对一定厚度隔夹层的高含水油井，积极开展低成本机械堵水措施。
但是受储层、井筒条件、层内出水的影响，限制了技术的规模应用。
⑤为了应对多轮次调剖大面积效果变差的问题，探索开发中后期油田提高采收率的有效措施。
⑥受储层连通性差和注水水质的影响，部分水井注水压力高、注水量下降、达不到地质配注要求。
2 注水工艺技术与应用
要精细分层注水，层段水量分配合理，保持合理的注采比，加密水井测试调配，保持较高的注水井分注率和分注合格率，大力实施注水井增注等工艺，以实现细分注水。
改善注水工艺及其配套工艺技术，提高油田采收率，实现二次采油，普遍采用单井或井组高压注水措施；同时推广应用了酸化解堵技术、气动力深穿透解堵技术；水力震荡解堵也得到一定发展，它利用高速水射流产生的脉冲波作用于地层，起到解堵增注作用；近年来研制开发注水井网节能增注调压技术通过重新分配干线来水，降低高压能耗，平衡注水井网压力，提高系统效率；研发了多脉冲加载压裂解堵增注技术，并在现场得到了应用，效果很显著。
另外还有强磁增注、水力深穿透射孔工艺、堵水工艺、化学调剖调驱、小型压裂技术以及氟硼酸解堵技术等。
2.1 多脉冲加载压裂技术
多脉冲加载压裂技术应用于注水井可降压增注，对能有效降低地层破裂压力，诱导裂缝走向，尤其是针对深井、中深高温井特殊岩层，为水力压裂、酸化压裂的施工，提供更为有利的地层环境，该技术具有连续多脉冲的作用，延长了对地层的压裂作用时间，使地层产生多条不受地层主应力约束的多条裂缝，并能形成较长的裂缝体系，并选择能产生较高热量的多种复合药剂，对地层产生较强的热化学作用，有效提高地层的渗透导流能力。
多层段多脉冲加载压裂技术应用于薄层以及跨距较大的层段处理，具有较好的增产增注效果。
该项技术近年来在现场应用，施工成功率达到95%以上，取得了明显经济效益和社会效益。
2.2 化学调剖、调驱
为调整吸水剖面，改善高含水期油田注水开发效果，加大调剖力度，扩大深部液流转向深部调剖调驱的实施，减少注水低效无效循环，提高差油层动用程度，保持产量递减稳定或减小、含水上升速度稳定或减小、采收率提高。
针对注水存在的问题，注入水沿高渗层或裂缝方向窜进，造成纵向各层和平面各向油井受效不均；小剂量的化学调剖封堵半径较小，后续注水很快绕过封堵屏障，措施有效期大大缩短。
提出了区块整体调驱措施，以使层内高渗透带受到控制，提高注水压力，扩大波及体积，使相对较低的渗透带得到动用，层内吸水矛盾得到缓解，吸水剖面改善和一线油井产量增加，稳油控水效果明显。
2.3 超前注水、强化注水技术研究
为了尽快提高地层压力，建立有效的压力驱替系统，除在有条件的井区实施超前注水外，其余主要以强化注水为手段。
一是注采同步区强化注水；二是在未建立有效压力驱替系统的孔隙渗流区，“温和注水”不能有效的补充地层能量，应采取注水强度与注采比相结合的方法进行注水。
2.4 压裂解堵技术
压裂工艺不仅对油层一次改造增产有效，而且，可以进行多次重复压裂有效。
对酸化不见效区块进行小型压裂增注试验，开展了气动力深穿透解堵技术，通过引发主药剂反应，产生大量高温、高压气体，压开岩石产生裂缝，压裂解堵技术有效解决了不同井况堵塞、欠注或注不进的问题，保证了地质配注方案的有效执行。
2011年以来进行了现场试验，采用压裂解堵技术用于水井增注3口井，见效2口井，有效率80%，平均注水压力降低2.7mpa。
2.5 堵水工艺
针对具有隔层条件的高含水井已形成采油堵水一次管柱、丢手堵水管柱、大通径堵水管柱、机械找堵水管柱等工艺技术及其配套工具。
能够实现在油井内对强水淹高含水层实施机械封堵，控制高含水层产液量，提高低含水层的产液量，调整产液剖面，达到”降水增油”的目的。
2.6 地层配伍性评价分析工作，保证注水水质达标
加强转注前区块敏感性分析评价、油层保护和预处理技术研究，
强化注入水质的配伍性监测工作，保证注水质量和注入水与油层的配伍性。
新投注的区块应该先开展配伍性评价试验，水质检测指标重点在颗粒粒径中值、细菌含量。
采用物理与化学相结合方法杀菌，进一步降低成本。
优化注水压力设计，低渗透新区对注水管网早期按超高压注水压力设计，减少使用井口增注泵和后期调改措施工作量，以精细污水处理，保证注水水质要求。
3 结论
对于油藏均质性好，各层在层间、平面和层内差异性不大的情况下，采取笼统注水。
对非均质强的多油层油藏，层间差异大，开采差异大，特别是开采进入后期，含水逐年增高，油藏开采效果较差，分层注水是调整层间矛盾、提高开发效果的主要工艺措施。
此外，强化注水管理、完善注水工艺技术、细化注采工艺措施也是减缓老油田产量递减、含水上升的重要手段，是进一步夯实老油田稳产的基础。
参考文献
[1] 王永兴.现代油田高效开采实用关键技术[m].北京：石油工业出版社，2005.118～150.。