大庆油田机械分层注水技术回顾与展望
《2024年大庆外围油田注水开发综合调整技术研究》范文
《大庆外围油田注水开发综合调整技术研究》篇一一、引言随着国内油气资源的不断开采，大庆油田作为我国的重要产油基地，其持续开发和生产的重要性不言而喻。
在油田开发过程中，注水开发技术是提高采收率、保持油田稳定生产的重要手段。
大庆外围油田作为大庆油田的重要组成部分，其注水开发技术的综合调整研究对于提高油田整体采收率、延长油田寿命具有十分重要的意义。
本文将针对大庆外围油田的注水开发技术进行综合调整研究，旨在为实际生产提供理论支持和指导。
二、大庆外围油田注水开发现状大庆外围油田地处复杂的地质环境，其储层特征、油藏类型多样。
近年来，随着开发的深入，注水开发中面临的问题也日益突出。
如注采失调、地层压力异常、油井产量递减等。
这些问题的出现严重影响了油田的采收率和生产稳定性。
因此，对注水开发技术进行综合调整研究显得尤为重要。
三、综合调整技术研究（一）优化注水方案设计针对大庆外围油田的实际情况，对注水方案进行优化设计是综合调整的关键。
通过对储层特征、油藏类型等地质资料的综合分析，结合油田实际生产情况，制定合理的注水策略和方案。
如根据储层物性差异，分区进行注水；根据油藏压力变化，调整注水量和注水时机等。
（二）加强注水井管理注水井是注水开发的重要组成部分，加强注水井管理对于提高注水效果至关重要。
应定期对注水井进行检测和调整，确保注水井的稳定运行。
同时，针对注水井的堵塞、出砂等问题，采取有效的预防和治理措施，保障注水效果。
（三）应用新技术和新工艺随着科技的发展，新的注水技术和工艺不断涌现。
应积极引进和应用新技术和新工艺，如智能注水技术、水平井注水技术等。
这些新技术的应用可以进一步提高注水效果，降低生产成本，提高油田的生产效率。
四、实施效果及展望通过综合调整技术研究，大庆外围油田的注水开发取得了显著的效果。
首先，优化注水方案设计使得注水更加合理和高效，有效提高了油田的采收率。
其次，加强注水井管理使得注水井的运行更加稳定，降低了故障率。
分层注水技术
4.掉、卡堵塞器事故少，同心集成式管柱 由于使用的是大堵塞器，投捞比较容易， 而且不容易发生掉、卡事故，减少了作业 井的井数。 5.能减缓测试工人的劳动强度，同心集成 式管柱由一个堵塞器配2个层段的注水量， 这样每投捞一个堵塞器解决2个层段的注 水，而偏心是一个层段一个偏心堵塞器， 这样调配起来，偏心工作量比集成式管柱 多1倍。
时活塞套上行被锁簧卡住，使封隔
器始终处于工作状态，上提管柱即
解封。
配
水
器
配水器与配水封隔器内工作筒 配合 ，分为Φ52、Φ55两种，配 水封隔器由内捞式打捞头、堵头、 调节环、压环、压杆、配水体、压 帽、定位体组成。配水器上两个配 水通道相距243mm与配水封隔器的 两个注水通道相对应。
当注水井注水时，注入水一部 分通过配水体上的孔道向上通过水 嘴，压杆流入地层，另一部分通过 下水嘴压帽及水嘴流入地层。每个 注水孔两边各有四通道T型密封圈将 两注水孔隔开，具体性能指标见下 表：
同心集成式细分注水
工艺技术原理
（一）工艺原理 同心集成式细分注水管柱主要由内 径为Φ60的Y341-114可洗井封隔器、内 径为Φ55和Φ52可洗井配水封隔器，内 捞式带锁紧机构的Φ55、Φ52配水器、 球座等组成。
层位深度（m）
名称
深度（m）
Y341-114 封隔器Φ60 射孔顶界 注水层 夹 层 Y341-114 封隔器Φ60
桥式偏心分层注水技术
技术原理： 管柱主要由封隔器和桥式偏心配水器组成。桥 式偏心配水器可以多级使用，每个桥式偏心配水器 对应一个注水层段。通过偏心主体的桥式结构设计 和测试主通道过孔结构设计，实现了实际工况下的 单层流量和压力直接测试。测压力时既可以使用一 支压力计逐级上提测得所有目的层压力，也可以每 级投入压力计，测完再逐级捞出。测分层流量时可 实现单层流量直接测试。流量、压力测试仪器及注 水堵塞器投捞装置用钢丝起下。
基于大庆油田注水井分层测试技术研究与应用
基于大庆油田注水井分层测试技术研究与应用大庆油田多属大型陆相浅水湖盆沉积体系，拥有较大的面积，其主力油层为厚油层发育，而且层内非均质性较为严重。
大庆油田采用注水驱油开发方式，主要用注水井的分层测试技术，该技术确保油田的产油量得到有效提高，确保油田原油的稳产有所保障。
本篇文章主要研究了注水井分层测试技术在大庆油田中的应用，并且提出了相关合理的建议。
标签：大庆油田;注水井分层测试技术;应用注水井分层测试技术在大庆油田开采中的应用效果尤为重要，无论是油井的井下数据录取工作，还是注水井分层调配作业的完成质量，都一定程度上受分层测试技术应用的影响，因此，在应用分层测试技术的时候，人员的技术操作需要加强防范，从而使注水井分层测试技术能够规范地应用，将分层测试技术的作用更有效地发挥出来。
1.分析注水井分层测试技术的三种研究类型1.1偏心配水管柱分层测试的主要研究随着大庆油田注水开发的深入和油井不断加密，以及注聚和三元复合驱的实施，原来的笼统注水方式已逐步替换为更有针对性的分层注水，注水井从原有的笼统测试向分层测试方向发展，测试工艺也已向注水井试井方向全面发展，为了更加经济有效的开发油田，既要取得合格有效的试井资料，又要使得试井工艺低成本且更加简单实用，需开展对偏心配水管柱的分层测试深入研究。
应用偏心配水管柱分层测试主要为：需要有能够正常注水的分层注水井，将测试设备、仪器进行有序地连接后，在分层注水井偏心配水管柱的各个测试层段位置进行测试，整个过程采用以“五定”测压方式进行测试，通过这一工艺方法可以为油田开发提供在各种压力下的分层指标曲线和吸水剖面等许多资料，以此对地层注水启动压力和流量方面进行深入的分析和研究。
这种测试工艺具备一大优点，则可以得出在不同压力下各个层段实际的吸水能力，而温度和压力对其的影响较小;缺点就是受封隔器最小卡距8m的工艺限制，导致配注层段的细化细分难度大，且步骤较繁琐、员工劳动强度较大，递减法测试的流量误差较大、测试调整周期长。
大庆油田水处理及注水工艺技术分析
12.5
- 0.6MPa 累积多注水 988.6万方
11.9
68
+9m3
77
清洗前
清洗后
注水压力下降井4.00万井次
清洗前
清洗后
注水量上升井3.87万井次
目录 一、大庆油田水处理工艺技术 二、改善注入水质的主要做法 三、降低注水能耗的主要做法
大庆油田建成注水站245座，注水泵830台，注 水管道21938公里，注水井34668口，年注水亿立 方米，年耗电亿千瓦时，注水能耗占总能耗的 43.2%，权重高、潜力大，已经成为油田节能降耗 的主要挖潜对象。对此，通过开展注水系统能耗节 点分析，量化能耗分布，确定挖潜措施
水质指标
≤20 mg/L ≤20 mg/L
≤5μm ≤100个/mL
工艺五：三元复合驱采出水处理工艺
工艺：序批沉降+两级过滤流程
污水
停留时间18~24h
缓冲罐
过滤罐
过滤罐
缓冲罐
注水站
一级滤速 二级滤速 ≤ 6m/h ≤ 4m/h
项目
含油量 悬浮固体含量
粒径中值 硫酸盐还原菌
水质指标
≤20 mg/L ≤20 mg/L
目录 一、大庆油田水处理工艺技术 二、改善注入水质的主要做法 三、降低注水能耗的主要做法
大庆油田已建水处理站288座，污水管道3358公里，年 处理污水亿立方米，建成国内最大的工业污水处理系统。为 满足油田开发不同阶段注入水质要求，地面工程不断创新 发展污水处理技术，逐步形成了五大工艺系列
➢ 高渗透油藏水处理工艺 ➢ 低渗透油藏水处理工艺 ➢ 特低渗透油藏水处理工艺 ➢ 聚合物驱水处理工艺 ➢ 三元复合驱水处理工艺
杀菌率达到99.0%以上 可实现站内达标 现场应用98座水处理站
油气田开发分层注水工艺技术现状与发展
油气田开发分层注水工艺技术现状与发展摘要：随着当前社会原油资源供给矛盾的不断突出，原油分层注水技术的重要性也进一步凸显出来。
在整个油田领域不断的研发与实践下，目前分层注水问题已经逐步趋于完善。
而在大量的实践过程中，我国目前的分层注水技术在世界石油领域已经处于领先地位。
但是面对不断增加的原油供给需求，还必须要针对分层注水技术进行进一步的研究。
关键词：油气田；分层注水引言社会不断的发展，给予油气田开发带来了众多的机遇，但与此同时也带来了不小的挑战和压力，特别是因为低渗透油藏开发的难度非常大，在自然环境之下无法稳产，所以必须要运用增产的方法与措施才能够大规模的投产。
通过将分层注水工艺加入进去，能够有效解决低渗透油藏开发难度大等问题。
因此，文章主要对油气田开发分层注水的现状与发展形势进行细致的分析和研究。
1、油气田开发分层注水工艺技术的现状开发层系的设计内容主要指的就是统一注采井网下，纵向上包括了所有的油层。
因为各个油层都具有独立性的特点，而且具有密闭式的储油体，在形成油层的过程中，会因为条件等内容的不同，造成油藏含有的油气组分、厚度、温度等各方面都有着很大的不同与差异。
高渗透层液量高，所以造成油井的底部流压非常高，油井合采的过程当中各层的流压是相同的，导致低渗透层生产压非常小，从而对低渗透层的生产压差产生一定的影响。
如何让各流程都能够按照配注量合理均匀地进行注水，大幅度地提升油层的水驱油效率，分层注水技术应运而生，也迅速受到了国内与国外油田企业的广泛关注与重视。
1.1、桥式偏心分层注水工艺通过对桥式偏心分层注水工艺进行细致的分析和研究，现实中此工艺方式主要是由偏心主体、连接结构、配水堵塞器等重要部分共同组合而成。
其中的配置器在传统常规的配置设备当中增加了桥式通道。
通过对配水器内部的主体部分进行研究，发现其中有着一个直径为20mm的偏孔。
此偏孔的主要作用是为了与堵塞器相互影响、相互配合、相互帮助，最终形成堵塞管路的主要作用。
《大庆外围油田注水开发综合调整技术研究》
《大庆外围油田注水开发综合调整技术研究》篇一一、引言随着中国经济的持续发展，对能源的需求日益增长，石油作为重要的能源资源，其开采与利用显得尤为重要。
大庆油田作为我国最大的油田之一，其外围油田的开采与开发对于保障国家能源安全具有重要意义。
在油田开发过程中，注水开发技术是提高采收率、保持油井长期稳定生产的重要手段。
本文针对大庆外围油田的注水开发技术进行综合调整研究，以期为油田的高效开发提供技术支持。
二、大庆外围油田注水开发现状大庆外围油田的注水开发技术已经得到了广泛的应用，但在实际生产过程中，仍存在一些问题。
如注水压力不稳定、注采比不合理、油层压力控制不当等，这些问题都会影响到油田的采收率和生产稳定性。
因此，对注水开发技术进行综合调整研究，是提高大庆外围油田开采效率的必然选择。
三、综合调整技术研究1. 注水压力调整技术针对注水压力不稳定的问题，我们通过研究注水压力与油藏特性之间的关系，确定合理的注水压力范围。
同时，采用先进的注水设备和技术手段，实时监测注水压力的变化，并对其进行调整，以保持稳定的注水压力。
2. 注采比优化技术注采比是影响油田生产的重要因素之一。
我们通过分析油田的地质资料和生产数据，确定合理的注采比范围。
同时，根据油藏的变化情况，及时调整注采比，以保持油井的长期稳定生产。
3. 油层压力控制技术油层压力是影响油田采收率的重要因素。
我们通过研究油藏的渗流规律和油层压力的动态变化规律，确定合理的油层压力控制策略。
同时，采用先进的油藏工程技术和生产管理手段，实时监测油层压力的变化情况，并对其进行控制，以保证油田的高效开采。
四、技术应用与实践效果经过对大庆外围油田的注水开发技术进行综合调整研究，我们成功地将先进的注水设备和技术手段应用于实际生产中。
通过实时监测和调整注水压力、注采比和油层压力等参数，有效提高了油田的采收率和生产稳定性。
同时，我们还加强了生产管理，优化了生产流程，降低了生产成本，提高了经济效益。
《大庆外围油田注水开发综合调整技术研究》范文
《大庆外围油田注水开发综合调整技术研究》篇一一、引言随着中国经济的快速发展，石油资源的供需矛盾日益突出。
作为中国重要的油田之一，大庆油田的持续稳定生产对于保障国家能源安全具有重要意义。
而大庆外围油田作为大庆油田的重要组成部分，其开发工作也显得尤为重要。
注水开发技术作为油田开发的重要手段之一，对于提高油田采收率、保持油藏稳定具有重要意义。
因此，针对大庆外围油田的注水开发综合调整技术研究显得尤为迫切和必要。
二、大庆外围油田概况大庆外围油田位于中国东北地区，地质条件复杂，油藏类型多样。
随着油田的开发深入，传统注水开发技术面临着诸多挑战，如注水压力上升、注水效果下降等问题。
这些问题严重影响了油田的采收率和经济效益。
因此，开展大庆外围油田注水开发综合调整技术研究具有重要意义。
三、综合调整技术研究1. 地质研究地质研究是注水开发综合调整技术的基础。
通过对大庆外围油田的地质构造、油藏类型、储层特性等进行深入研究，可以更好地了解油藏的分布规律和储量情况，为制定合理的注水开发方案提供依据。
2. 注水工艺优化针对大庆外围油田的注水压力上升、注水效果下降等问题，需要对注水工艺进行优化。
通过改进注水设备、调整注水参数、优化注水方案等措施，提高注水效率，降低注水成本，从而提高油田的采收率。
3. 动态监测与数据分析动态监测与数据分析是注水开发综合调整技术的关键环节。
通过对油藏的动态监测和数据分析，可以实时掌握油藏的变化情况，及时发现和解决问题。
同时，通过数据分析可以优化注水方案，提高注水效果。
4. 智能化技术应用随着智能化技术的发展，将其应用于注水开发中可以提高工作效率和准确性。
通过智能化技术实现注水设备的自动化控制、远程监控和数据分析等功能，可以降低人工干预程度，提高注水开发的稳定性和可靠性。
四、研究成果及展望通过开展大庆外围油田注水开发综合调整技术研究，可以有效解决传统注水开发技术面临的问题。
具体研究成果包括：优化了注水工艺，提高了注水效率；建立了动态监测与数据分析体系，实现了对油藏的实时监控和分析；引入了智能化技术，提高了注水开发的自动化程度和准确性。
大庆油田机械堵水技术回顾与展望
和完善过程。堵水 用封 隔器由挤压 式逐 步发展 为压缩式 和平衡压 缩式 ， 高了工 艺的 密封 率 提 和成功率 ； 堵水器 由同心活动式配产 器逐步发展 为偏心式 配产器 、 滑套 式堵水 器、 压式 一次 液
可调层堵水器 、 机械 式和液压式重复可调层堵水 器， 实现 了不动管 柱分层调 配 ， 降低 了作 业成
渗透层突进加剧 ， 油井 多层 见水 ， 主力油层含水上
收稿 日期 ： 一１— １改回 日期 ： Ｏ 一 ｌ ｏ ∞晒 ２ ２： ２ ６ Ｏ ６ Ｏ 作者简介 ．４ 冈振宝（９４ ． ， １ 一）男 高级工程师 ， ６ 中国地质大学（ｇ ） ｉ ｆ京 在读博士研究生 。 现从事油水井分层测试技 术和天然 气开采技术研究工作 。
早期注水 ， 保持了地层压力 ， 油井 自喷能力旺盛 ， 油 田长期高产稳产 。但 由于渗透率的差异 ， 造成注入 水在纵 向及平 面上流动很不均衡 ， 形成 了水窜 ， 出 现了层问、 内、 层 平面 ３ 大矛盾。为此 ，Ｏ ２ 世纪 ６ ０
油 田注水开发 的深入 ， 井产液含水逐渐增加 ， 油 油 井过早见水或 出水过多 ， 会造成注入水绕道而过 ， 驱替液出现低效或无效循环 ， 使差油层或油层的变 差部位挖潜效果 变差 ， 可能出现水 圈闭的死油 还 区， 从而降低采收率 。同时 ， 由于产水增加 ， 必然会 使机械举升及地面的脱水费用增加。为此 ， 针对不
含水 、 中含水、 高含水 ３ 个开发阶段 ， 前处于高含 目 水后期开发 阶段 。２０ ０５年底 ， 大庆油 田综合含 水
为 ８ ． ％， ９７ ８ 油田开发 即将进入特高含水期开采阶
段， 不同的含水开发阶段 ， 油井 的机械堵水技术对 采出剖面调整起着极为重要的作用。
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收稿日期:2006-06-23;改回日期:2006-07-12基金项目:大庆油田油公司级项目,项目名称为/注水井提高测调效率工艺技术0(项目编号:2000570101)作者简介:刚振宝(1964-),男,高级工程师,中国地质大学(北京)在读博士研究生,现从事油水井分层测试技术和天然气开采技术研究工作。
文章编号:1006-6535(2006)05-0004-06大庆油田机械分层注水技术回顾与展望刚振宝1,2,卫秀芬2(11中国地质大学,北京 100083;21中油大庆油田有限责任公司,黑龙江 大庆 163453)摘要:分析大庆油田不同开发阶段注水措施面临的矛盾,论述了随着矛盾的转变,机械分层注水技术不断发展完善,对注入剖面调整的重要作用。
封隔器由扩张式逐步发展为可洗井压缩式、免释放封隔器,提高了工艺的密封率和成功率;配水器由固定式配水器逐步发展为同心活动式配水器、偏心式配水器、偏心式恒流配水器、同心集成式配水器,偏心集成式恒流配水器,实现了不动管柱分层调配,降低了作业成本,缩小了卡距,降低了隔层厚度,增加了细分程度;水嘴投捞方式由动管柱投捞发展到钢丝投捞、智能投捞,提高了测试调配效率;分层注入工艺由单一的注入功能向注入、信息采集、测调集成化方向发展。
通过分析产量递减阶段分层注水技术面临的矛盾,指出/十一五0期间及以后注水技术应向地面方便重复调层的智能分注技术方向发展。
关键词:机械注水;开发阶段;回顾;展望;大庆油田中图分类号:T E35716 文献标识码:A前 言大庆油田已经历了试验开发阶段、高速上产阶段、稳产阶段,目前处于产量递减阶段。
井网由试验井逐步发展为基础井、一次加密、二次加密、三次加密井网,开发层系逐步向低渗透层、薄互层、多油层等变差方向转变。
为满足油田开发需要,由笼统注水逐步发展为分层注水、细分层系注水。
分层注水技术以提高细分程度、测试效率、注水合格率为目标,逐步改进管柱及井下工具的性能、不断完善配套的测调工艺,各阶段发展的分层注水技术对均衡动用各油层及提高差油层的动用程度具有重要作用。
1 机械分层注水技术的发展历程111 试验开发阶段(1960~1964年)为探索开发的最佳途径,大庆油田从1960年5月开始在萨尔图油田中部开辟试验区,开采主力油层高渗层和部分非主力油层高渗透部位[1]。
初期的注水工作主要采用笼统注水,由于不同渗透率的油层自然吸水量相差几倍到几十倍,层间吸水差异大,造成注入水单层突进和平面舌进,对应油井过早水淹,非主力低渗透油层储量动用较差。
如大庆萨尔图油田中部地区笼统注水3a,采出程度只有5%,第1排生产井就有66%的油井见水,含水上升率高达10%以上,严重影响了油田的注水开发效果。
为了控制注入水单层突进,避免和减少在注水过程中的层间干扰,控制油田含水上升幅度,改善开发效果,必须实施分层注水。
为此,研究应用了475-8型水力扩张式封隔器与745型固定式配水器固定式分层配注管柱,并完善了与水力扩张式封隔器相配套的验封窜、不压井作业及分层测试为主要内容的固定式分层注水工艺。
其结构简单,可不压井作业,级数不受限制,在油田推广应用后,减缓了层间矛盾,开发效果十分显著[2]。
截至1964年底,大庆油田有注水井239口,配注合格率为5118%,油田分注率为2212%。
112 高速上产阶段(1965~1975年)这一阶段大庆长垣萨尔图、杏树岗、喇嘛甸3个主力油田相继投入全面开发。
开采主力油层高渗层和部分非主力油层高渗透部位[1]。
随着油田含水的上升,采液量不断增加,需要不断调整各层的注水量以保持注采平衡。
固定式分层注水工艺调整配注量需要起出管柱,作业施工第13卷第5期2006年10月 特种油气藏Special Oil and Gas ReservoirsVol 113No 15Oct 12006工作量大,劳动强度高,无法满足油田生产需要。
为了提高配水的合格率,研究成功了655型活动式空心配水器,该配注器由工作筒及活动芯子两部分组成,通过改变活动芯子水嘴大小来调整水量。
由水力扩张式封隔器、空心配水器、洗井凡尔等组成活动式分层注水工艺。
水嘴装于配水器芯子上,配水器芯子坐于配水器工作筒上,更换、调整水嘴时,用钢丝投捞配水器芯子即可。
配水器最多使用4级,该管柱只适用于分注层段数不超过5层的注水井。
通过对高渗透层单卡控制注水,对其它层段加强注水,有效地保持了油层压力,并在一定程度上控制了油田含水上升过快的局面[2,3]。
截至1975年底,1862口注水井配注合格率为7718%,油田分注率为7918%。
113稳产阶段11311一次开发调整阶段(1976~1990年)1976~1980年期间,投产中间井排和完善过渡带开发井网。
1981~1990年期间,开发高台子油层,同时,新钻以层系细分为目标的加密调整井,提高非主力油层储量动用程度。
开采层系向主力油层的边部渗透率变差部分和中低渗透层中连通比较好的部分转变[1]。
随着油田开发面积不断扩大,注水井数增加,注水层段数划分比开发初期增多,对于同心活动配水器的分层注水工艺,由于配水器芯子占据中心通道,因此,进行下一级水嘴调整时,必须捞出其上面的各级配水器芯子,投捞工作量仍然很大。
针对活动式空心配水器调整水嘴工作量大,分注层段数受限制等问题,研究成功了665型偏心配水器。
同时,为进一步提高注水管柱的密封性能,研究了压缩式封隔器。
由偏心配水器、水力扩张式或水力压缩式封隔器、洗井凡尔和防腐油管等组成了偏心配水器分层注水管柱。
该管柱可与不压井不放喷作业配套,下井配水器级数不受限制,单井最多的曾达到分注14个层段。
两级封隔器的卡距达8m,即分注井的隔层厚度为8m。
实现了配水活动化、投捞钢丝化、测试仪表化的偏心活动式分层注水工艺的新水平,为提高全油田的注水合格率提供了技术手段[2,3]。
偏心分层注水技术在大庆油田中、高含水期持续稳产中发挥了重要作用,目前仍是油田主要的分层注水管柱。
油田进入中高含水开采阶段,由于长期注水,井下套管状况变差,出现套管变形、错断、外漏等套损井。
原有的管柱不能适应套变井的分注要求,因此研究成功了§95及§110小直径压缩式封隔器[3],与偏心配注器组成小直径分层注水管柱,井下释放同位素测吸水剖面等工艺技术[4],并在这一阶段普遍应用了Y341及Y1412种压缩式封隔器,为提高全油田的注水合格率提供了技术手段。
截至1990年底,5811口注水井单井平均分注层段数为3174,配注合格率为7611%,油田分注率达到5019%。
11312二、三次开发调整阶段(1991~2002年)该阶段的任务是实施/稳油控水0,进一步加快长垣南部和外围油田开发。
开发对象向剩余油高度分散的难采储层、薄隔层的低渗透薄油层、厚油层内水淹程度较低的部位和表外层转变[1]。
随着油田开发的深入,精细化地质研究的逐步深入,薄差层逐步投入开发,分层注水要求越分越细,分注井数、分注层数日益增多,分注井的投捞、测试工作量也越来越大,为满足油田开发需要,围绕缩小卡距、提高测试效率、提高注水质量、提高密封率的目的,研究了同心集成细分注水、桥式偏心分层注水、免释放封隔器等分层注水技术。
同心集成式细分注水管柱主要由可洗井封隔器、内径为§55mm和§52mm可洗井配水封隔器、2级配水器等组成。
实现1级堵塞器配注2层。
全井只需2级配水器就可实现2~4个层段的配注。
实现生产工况下同步测试,避免层间干扰,测试精度高,提高测调效率,分注卡距最小达112 m[5,6]。
/十五0期间累计应用407井次,每口井平均分层测试、调配时间由7d缩短到115d。
桥式偏心分层注水管柱由同心投捞式射流洗井器、Y341-114不可洗井封隔器、新型偏心配水器及丝堵组成。
桥式偏心测试技术的主要原理是通过偏心工作筒上的桥式结构设计和测试主通道过孔结构设计,实现了注水井实际工况下的单层流量测试和压力测试,单井(4层)测试效率提高4~8倍,提高了测试的准确度。
可实现7层段以下注水井分层注水及流量调配和分层压力测试,最小卡距为5m,井深不超过2500m,管柱寿命超过2a[7~9]。
/十五0期间油田内部推广应用了726口井。
免释放封隔器是在原压缩式封隔器的基础上改进了洗井凡尔和胶筒结构,洗井活塞采用带金属骨架的/O0型盘根密封,解决了洗井凡尔盘根过孔5第5期刚振宝等:大庆油田机械分层注水技术回顾与展望问题,避免了因洗井活塞关闭不严而造成验封不密封问题,提高了管柱密封性能,密封率达95%以上。
同时上下胶筒带有金属保护伞结构,胶筒承压提高510MPa,延长了管柱寿命达4a以上。
设计了内部自压差式释放机构,在配水器配好水嘴的情况下利用注水干线压力直接释放封隔器,减少了在施工过程中水泥车释放及投捞堵塞器等工序,进一步简化施工工序。
实现正注时封隔器坐封,反洗井时解封,达到大通道洗井和调整作业时降低上提负荷的目的。
封隔器坐封压差为215~310MPa,解封压差为210~310MPa,平均洗井排量达到45m3P h,洗后验封均密封,洗井通道过流面积是原来的212倍[10]。
全油田累计推广应用约8000口井。
截至2002年底,17689口注水井油田分注率为71137%,单井平均分注层段数为3153,配注合格率为78%,全井密封率为9012%,层段密封率为9418%。
114产量递减阶段(2003年至目前)该阶段为老区三次开发调整阶段。
为弥补产量递减,注水井数不断增加,水井测调工作任务繁重,为提高测调效率,开发了恒流配水、偏心集成式细分注水、高效测调联动偏心分层注水、磁性双作用投捞器的新型分层注水技术。
恒流配水技术其偏心恒流配水堵塞器外形结构与常规偏心配水堵塞器相同,下部主体内腔有预压弹簧和装有水嘴的可滑动柱塞。
恒流配水堵塞器在井下可随注水压力的波动自行调节水量,不受层间干扰,保证定量注水[11]。
至2005年底,已应用406口井809个层段。
当注水压力由110~811MPa 范围变化时,水量变化率仅为1518%,基本恒定,且不随嘴后压力的变化而变化,流量适用范围5~100 m3P d。
下入较早的6口井11个层段,工作时间均超过2a,经过5次测试,目前恒流效果仍较好。
偏心集成细分注水工艺技术管柱主要由集成式配水封隔器、分层封隔器、集成式配水堵塞器等组成。
既能继承桥式偏心的优点,实现双卡测单层,又可以达到细分注水的目的,最小卡距可以缩短到2m,适应层段达到8级。
由于该工艺1只配水器可以配注2层,一次便可完成2级堵塞器的打捞、2层段的流量调配及分层测压,提高测试效率2倍以上[12]。
高效测调联动偏心分层注水工艺技术实现了流量实时监测,压力同步读取,水嘴连续可调,一次下井完成多层段双卡单层测试、流量调整。