2）实施化学 保护措施，减 小环空水对套 管的腐蚀
①环空保护 油田回注污水中的SRB及腐蚀性超标，使油套环
形空间处于“死水区”，长期停留在环形空间中的 注入水极易造成细菌的生长繁殖，继而造成套管腐 蚀穿孔。因此需要在油套环形空间中投加具有杀菌、 防腐、缓蚀等作用的保护液，使套管表面形成一层 保护膜，减小环空水对套管的腐蚀影响。
2、注水井井况越来越差，大修井越来越多
109 291012
采采油油厂厂在在井井管管柱柱现现状
117
186 防≤腐3年油管 3～5年 普≥通5年油管
防腐油管比例小
注入水质不合格
2、注水井井况越来越差，大修井越来越多
导致水井井况越来越差，井下管柱结 垢、腐蚀现象日益严重，小修作业时管柱 拔断、拔脱、起不出等情况时有发生，作 业转大修井逐年增多，统计2003-2005年， 采油厂有小修失败待大修水井27口，影响 周围60多口井的供液，严重影响了油田的 正常开发。
一、前言 二、注水井现状分析 三、治理对策 四、经济及社会效益分析 五、下步攻关方向
（1）建议实施以水质改性为主的污水处理工艺， 根据2004年所做的前期研究，将目前首站回注污水 水性提高至pH值＝7.5，在此基础上进行处理，使得 回注水达到注水水质要求；
（2）首站污水硫化物含量、细菌含量较高，给污 水处理带来了难度，实施以先期处理硫化物和细菌 为主的预氧化处理技术，结合目前的处理工艺，使 得回注污水水质达到油田注水要求。
注水井现状分析及治理措施
中石化胜利油田
2005年11月
一、前言 二、注水井现状分析 三、治理对策 四、经济及社会效益分析 五、下步攻关方向
55 81%
前言
注水开发单元 未注水开发单元
26
水驱控制储量 未水驱控制储量
19%
前言
450
407
400
3100 50
84
48
31
4、分注井技术现状分析
纯梁采油厂共设计分注井126口，目前开井112 口，开井率88.9%，在这些井中，由于井深，注水 压力高，水质差等原因造成封隔器失效、无法测试 的高达70口，达不到分注目的，同时部分区块因特 低渗透，注水压力等级达30MPa以上，无法分注， 目前采取笼统注水，注入水沿高渗透层突进，对应 油井高含水，高液量，形成沿高渗透通道的短路效 应，而低渗透层不出力，注水有效率低。
3、注水井套管保护工作不到位
采油厂自投入开发以来，水井套管保护 工作一直未能有效实施，目前笼统注水井基 本都没有套管保护措施，分注井也只有部分 井保护了套管，由于注水水质不合格、再加 上井下高温高压的工作环境，油管5年以上不 检换管起出后情况见下图（L23-7井），套管 情况可想而知。
3、注水井套管保护工作不到位
4、分注井技术现状分析
目前常用分层注水管柱一般都采用悬挂式结构。管柱主要 由Y341型封隔器、配水器及其它配套工具组成，应用过程中 存在的主要问题： 油藏埋藏深、温度高压力高给分注带来了一定的难度； 水质差，造成了分注有效期短； 检管换封周期长，使得分注井失效； 分层测试跟不上分注的要求。
通过上述分析可以看出，我厂目前注水井注 水水质差、井下技术状况恶劣，水井治理已经到 了刻不容缓的地步，因此必须实施针对性的治理 对策，加大水井治理的力度，才能保持油田的正 常开发，提高开发管理水平。
目前采油厂套损水井82口，影响注水量 7800m3/d。为保证注水正常，目前带病注水井多达 31口，日注水量4265m3/d，表现最为突出的是梁家 楼油田。梁家楼油田的C47、C56块共14口注水井， 有10口井套破卡封注水；最近作业的L38-1井，历经2 次换套作业，本次卡封注水先后采取了5种封隔器均 未能实现有效封卡，分析认为该井套管多处破漏，且 固井水泥环已完全失效，该井已濒临报废的边缘。随 着油田的持续开发，此类井必将日益增多。
②阴极保护 阴极保护的原理是向被保护管道通入阴极电流，
使它成为阴极，阴极不腐蚀，就是用阴极电流抑制 原有的腐蚀原电池的电流，消除金属表面的电位差， 使腐蚀电流降为零，从而终止腐蚀过程。
结构型式
1）不保护套管 2）保护套管
锚定补偿式分层注水工艺管柱
BC补偿器
BC补偿器 SLM水力锚 Y341G封隔器
依据目前的水质状况，结合下井管柱的使用寿命,认为在 下一步的油管更换中遵循的原则是：
（1）注水井的检换管周期应为：对分注井一年检换管一次； 注清水合注井2年检换管一次；注污水井合注井1～2年进行检 换管维护一次。
（2）为满足油田注水的要求，建议对注污水井中全部采用防 腐油管。在部分注清水井采用普通油管。
0 注水井
总数 损坏井 停住井 带病运行井
各类损坏井影响水驱动用储量541.1 万吨，影响可采储量103.5万吨。
前言
无效注水井 28% 38%
注采不对应 套漏、3管4%外串 外溢
无效注水井32口，无效注水量1945m3/d，占总 水量的11.3%，
一、前言 二、注水井现状分析 三、治理对策 四、经济及社会效益分析 五、下步攻关方向
1）实施物理保护措施、减小注水压力对套管的影响
物理保护措施主要是在油层顶界以上增设套管保 护封隔器，优选适宜的封隔器满足不同类型注水井的 需求。其重点是封隔器的选择，由于用作套管保护的 封隔器坐封后，液体压力都将作用在胶筒上，上下压 差很大，封隔器要承受很大的上顶力，因此不仅要求 封隔器密封件要耐高温高压，抗撕裂性好，同时要求 注水管柱在内外压力温度变化时蠕动要小。
注水层
配水器
注水层
配水器
Y341G封隔器
Y341G封隔器
SK水力卡瓦 配水器
SK水力卡瓦 配水器
注水层
底筛堵
注水层
底筛堵
人工井底 不保护套管管柱
人工井底 保护套管管柱
锚定补偿式分层注水工艺管柱
技 应术用特情点况：
1、锚该定、工补艺偿经相过结多合，次解改决进管，柱目蠕动前。 已逐渐成为较成熟的分注工艺， 2正、逐肩步部防在突我结厂构推，广提高实封施隔，器现密场封力试。 验表明：该工艺既能实现分层注 3水、，ZJ又K轨能道保式护空配油，层减以少上作套业工管作，量井。 口注水压力最高达39MPa，注水 有效期最长已经达到46个月，值 4得、大Ni力－推P镀广防应腐处用理。，提高防腐性能。
1、水井攻欠增注工作量逐年增加
2003～2005年 增注51口井70井次
有效率高 有效期短
由于梁家楼油田污水水质较差且注水量大，增注 后继续注入污水导致短期内再次堵塞，例如L38-13、 C56-16、L32-40井等，平均每年增注2-3次），因此使 得水井攻欠增注工作量逐年增加。
管柱检换周期长