于晶

降低注水井维护性作业率

于晶

中国石油大庆油田有限责任公司第五采油厂工程技术大队（黑龙江大庆163513）

控制注水井维护性作业率对于油田开发中降低生产成本十分重要，而导致注水井维护性作业率高的主要问题是测试遇阻和测试掉卡，占总数的67.9%。通过对测试遇阻和测试掉卡作业进行原因分析，提出了作业后应用自循环洗井装置洗井、增加除垢刮蜡、冲砂工序，去除管柱内壁垢、加强电缆的维护与检测等措施。这些措施的实施降低了测试遇阻和掉卡几率，进而降低了维护性作业率。注水井维护性作业率的降低能够有效地节约生产成本，减少因作业关井对油田开发的影响。

注水井；维护性作业率；管柱内壁；自循环洗井装置

注水井作业方式分为维护性作业和措施性作业。措施性作业一般包括增注（酸化、压裂、纳米增注）、调剖、分注、换层、调补层、补孔、注水井大修等；维护性作业一般包括解卡、换封、换管柱、测试、重配等。其中重配不是由地质开发原因造成的，重配包含维护性作业和换井口及大修后重配造成的其他原因作业，控制维护性作业率可以降低生产成本及减少对油田开发的影响。2014年某采油厂注水井的维护性作业率虽然达到厂内指标要求，但作业率仍然较高，对油田开发造成影响[1]，为此需采取措施进一步降低注水井维护性作业率。

2014年某采油厂注水井总数2 878口，作业井数982口，其中维护性作业井数415口，依据采油厂规定，维护性作业率等于维护性作业井次占总井数的比例，即为14.42%。虽然达到厂内指标要求，但是仍然增加了作业费用，同时还对油田注水造成了一定的影响[2]。针对2014年注水井作业情况进行了调查分析，得出全厂注水井维护性作业中测试掉卡为126井次，测试遇阻为156井次，管柱刺水为43井次,管柱失效为56井次，挡球刺水为34井次（图1）。

图1 注水井维护性作业原因排列图

由图1可知，影响注水井维护性作业率的主要问题是测试遇阻和测试掉卡，占总数的67.9%，因此，要降低注水井维护性作业率，首先应降低测试遇阻和测试掉卡几率。

1 测试遇阻和测试掉卡原因分析

针对测试遇阻和测试掉卡，深入现场调查研究，得出的主要原因有：

1.1作业后不洗井

注水井施工作业时，管柱起出后地层反吐的污染物堆积在井筒内,下管柱时进入油管及工具内部[3]。按照作业工程设计要求，应在封隔器释放前进行反洗井处理，然后转正常注水。但近年来受环保要求井场内的土油池均已取消，作业过程中洗井水无处排放，需要罐车拉运并处理。而反洗井工序费用和其他作业工序费用中无反洗井费用（反洗井工序费用1 880元/井次），因此施工队伍拒绝无工序费用的施工。

因管柱内堆满了泥沙、污油、蜡等物质导致测试遇阻而作业的注水井有62井次，测试掉卡而作业的注水井有47井次。从监督工序图可查，这些井在作业时没有按注水井作业工程设计要求，在封隔器释放前进行反洗井，清除油管内污染物后再进行生产。

1.2管柱内壁腐蚀结垢

因管柱内壁腐蚀结垢导致测试遇阻的有34井次；测试掉卡的井有44井次。

1.3电缆损坏

在智能测调过程中,常在井下800～1 100 m位置处进行测试调整，该处的钢管测试电缆由于经常与天滑轮接触，磨损较其他位置严重，使用1年后易磨损折断，造成测试仪器未遇阻就掉到井下的事故，2012年因测试仪器未遇阻掉井而作业的井数有30口。

经现场调查，确定测试遇阻和测试掉卡的主要原因见表1。

表1 测试遇阻和测试掉卡作业原因分析表

2 针对测试遇阻卡制定相应对策

在充分调查分析的基础上，针对措施水井降低维护性作业率，根据造成测试遇阻卡的主要原因，制定了相应的对策。

2.1作业后采用自循环洗井装置洗井

针对施工队伍拒绝无反洗井工序费用的施工，将原来闲置的洗井车改装成简易洗井装置，主要在作业修井队下完生产管柱封隔器未释放前，利用水井干线来水，直接冲洗水井管柱，洗井液经过简易装置处理后由油井端的油汇管进入油系统（图2）。

图2 简易洗井装置图

简易洗井装置由两级旋流装置、储砂罐、托运机构等组成，依靠洗井液自身压力，经旋流器处理，将较大悬浮颗粒沉降至储砂罐内，实现固液分离。设备液流处理能力30 m3，对于粒径大于20μm的颗粒分离率达95%以上，对于粒径10～20μm的颗粒分离率达80%以上。

目前共改造了3套设备，累计完成洗井1 042井次。表2所示，经洗井前后水质化验对比效果看，洗井后含油及悬浮物大幅度下降[4]，洗井效果较好，但装置无除菌能力。

表2 洗井前后水质化验情况

2.2增加除垢刮蜡、冲砂工序，去除管柱内壁垢

经过调查分析，如果是一年内重配作业的返工井，作业下入的工具均是新工具，且大部分油管都进行了除垢处理，从现场跟踪情况看短期内基本上不会严重结垢（管柱结垢一般都发生在作业的6个月后）。因管柱腐蚀结垢而测试遇阻、测试掉卡作业的井大部分都是3年以上未动管柱。因此在注水井方案编制时制定了一项措施：3年以上未动管柱的井在作业时增加冲砂、刮蜡、除垢工序。对于起出的油管，如果腐蚀结垢严重就采取换新油管方法防垢；若结垢不严重，采取水力喷射等方法除垢[5]。

2.3加强电缆的维护与检测，预防电缆损坏

2.3.1 研制智能测调钢管测试电缆倒头装置

针对测试电缆总在800～1 100 m处工作易疲劳损坏的问题，研制了智能测调钢管测试电缆倒头装置。将电缆定期倒头更换位置，让不同位置的电缆在800～1 100 m处工作，延长电缆的整体使用寿命。装置由调速电机、无级变速器、高低档变速箱、刹车装置、可伸缩紧固尾座、可移动底盘、操控系统、盘绳装置等系统组成。将其放到预定位置支撑固定好后，根据工作需要选择不同的档位使电缆滚筒绞盘旋转，即可对电缆进行盘装、排线、倒头操作，如遇到紧急情况，可刹车使滚筒绞盘马上停转。如整盘新电缆装入该装置，选择空档使用手刹，可将整盘新电缆倒出和盘入，并准确记录电缆长度。目前已经应用2套装置，规定每4个月倒头一次，应用效果较好。

2.3.2 使用超声波电缆探伤仪对电缆进行定期探伤

电缆探伤仪产生的交变电流通过检测线圈在工件表面产生出涡流，涡流产生的磁场反过来影响检测线圈的电阻抗。当工件表面存在缺陷，破坏原有涡流场时，引起检测线圈阻抗变化，仪器通过测量探头阻抗的变化对电信号进行信号处理，可以及时对电缆的表面裂纹、暗缝、夹渣和开口裂纹等缺陷实现自动检测，提前预防由于电缆损坏导致测试仪器掉井事故发生。目前每3个月测试班组对钢管测试电缆进行一次检测，可以提前预防由于电缆磨损导致测试仪器掉井事故发生。

3 实施效果

如图3所示，2014年注水井总数2 878口，作业井数982口，其中维护性作业井数415口，维护性作业率为14.4%；2015年注水井总数2 892口，作业井数991口，其中维护性作业井数404口，维护性作业率为14.0%。

2015年与2014年对比，少作业2 892×（14.4%-14.0%）≈11.6口井，则减少作业费用11.6×12 420= 14.407 2万元。

维护性作业率的降低可以减少注水井的重复作业次数，减少注水井作业时间，提高注水井的注水效果及有效运行，同时降低了注水井的作业费用。

图3 2014年、2015年实施效果对比图

4 结论

1）应用自循环洗井装置、增加除垢刮蜡、冲砂工序，能够实现管柱内清洁注水，为减少维护性作业奠定基础。

2）加强电缆的检测与维护，能够有效预防由于电缆磨损导致测试仪器掉井事故发生，但所采取的一系列技术及管理措施必须严格执行到位，才能减少维护性作业。

3）注水井维护性作业率的降低能够有效节约生产成本，减少因作业关井对油田开发的影响。

[1]周鹏.注水井不密封原因分析及预防[J].中小企业管理与科技(旬刊),2015(11):100.

[2]刘振国.注水井洗井影响因素与对策[J].油气田地面工程, 2010,29(12):59-60.

[3]王延祥.提高油田注水井洗井有效率的措施[J].内江科技, 2006,27(4):157.

[4]王艳平.注水井循环洗井减排技术应用[J].化工管理,2015 (2):231.

[5]杨建华.注水开发油田结垢分析及防治技术[J].油气地质与采收率,2001,8(4):55-56.

It is very important to the reduction of the production cost in oilfield development to control the maintenance operation ratio of water injection wells.The main factors leading to high maintenance operation ratio of water injection wells are encountering an obstacle and getting stuck in testing,the obstacle removing and unfreezing operation accounts for 67.9%of the total number of operations.Some measures such as removing pipe string inner wall scale by automatic circulation well washing device,scraping wax and sand washing,strengthening the maintenance and inspection of cable,etc.were put forward based on the analysis of the causes leading to encountering an obstacle and getting stuck in testing.The implementation of the measures reduces the ratio of the obstacle removing and unfreezing operation and therefore the maintenance operation ratio of water injection wells.The reduction of the maintenance operation ratio of water injection wells can effectively reduce production cost and the influence of well shut-in due to operation on oilfield production.

water injection well;maintenance operation ratio;inner wall of pipe string;automatic circulation well washing device

贾强

2016-10-127

于晶（1981-），女，工程师，现从事采油工程技术工作。