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工艺技术范文1
【关键词】采矿，工艺技术，矿产
矿产资源是人类生产生活中必不可少的重要资源，采矿作业主要就是采取科学的工艺技术对地表或地表以下的矿产资源进行开采、开发。采矿工艺技术直接影响着采矿作业的效率、质量、安全以及效益，所以，采矿工艺技术必须与时俱进，只有这样才能满足矿产生产和采矿企业发展的需求。因此，本文就采矿工艺技术在采矿作业中的应用进行了分析与探讨。旨在与同行进行业务交流，以期推进我国采矿工艺技术的发展。
一、采矿工艺技术在采矿作业中的特点
在采矿作业中为了加强采矿工艺技术的应用，作为采矿作业人员，必须对其特点有一个全面认识。
一是自然中存在的矿体是矿产开采的主要原料，这就表明所开采矿产资源的地址无法随意选择，矿体的储量也无法输入和再生。矿山的矿产储量、生产能力与采矿企业的经济效益有着密切关联；
二是采矿的机械设备和人员具有较大的流动性，常随采矿进度和加工对象情况变化而进行转移。开采矿山时，必须挖掘一系列的巷道，并做好一系列采矿准备工作后，才能进行回采。挖掘、采准及回采工作三者间的关系为相互协调，这样才能确保矿山顺利生产。若是三者间的关系无法做到相互协调，那么必然会产生一系列不良反应，例如采掘失调、矿山减产等；
三是随着矿产业的发展，采矿作业必然会呈现出优质矿产枯竭，采掘条件越来越来恶劣，矿产品质越来越差且采矿成本越来越高这样的趋势。开采劣质矿产，会使岩石混入矿石中，造成矿石贫化，从而降低采矿质量、效率以及效益；开采劣质矿产时，还会遇上部分矿石无法开采的情况，这就进一步加大了企业的损失。矿产资源的品质和地址不会因为人为意志而发生改变，所以，针对矿产作用今后的发展趋势，我们必须不断革新采矿与选矿技术，实现综合利用，这样能够降低成本费用。此外，采矿企业在进行采矿生产质量管理时，还应充分注重如何有效降低矿石贫化率和损失率，这样有助于提高企业的经济效益；
四是矿产资源赋存条件复杂，品质分布不均，使得矿产资源的工业储量容易发生变化，导致采矿设计难以实现标准化，加上采矿工程是一项复杂、建矿周期长、金额投资大的系统工程，这就进一步提高了采矿企业的投资风险；五是矿产资源的分布主要表现为两种形式，一种在地表上，一种深埋在地表之下。采矿作业具有劳动力需求量大、工作环境差、安全性缺乏保障的特点，尤其是地下采矿作业，其工作难度更大，机械化和自动化的实现更是难上加难，因此，采矿企业必须充分重视改善劳动力的方法和保护环境的条件。
二、采矿工艺技术在采矿作业中的应用
通过上述分析，我们对采矿工艺技术在采矿作业中的特点有了一个基本的认识，那么作为施工人员应如何确保采矿作业安全高效的运行呢？笔者以下带着这一问题，就采矿工艺技术在采矿作业中的应用做出以下几点探究性的分析。
1、机械化连续采矿技术。随着大型采矿装备的不断研制成功和推广使用， 采矿作业也不断朝着大参数、大采场、高阶段、连续作业的方向发展。在上世纪80 年代以来的近30多年里，各种无轨设备的研制和推广不仅使得凿岩、铲装、运输等主要工序配备了功能齐全的无轨设备， 而且几乎所有的辅助作业也逐步实现了机械化。机械化作业效率高、机动性强、产能大的特点， 为连续采矿技术的实现创造了条件； 同时， 机械化也必须通过连续化生产才能充分发挥其高效高产的优势。连续采矿技术的实质是以整个矿段作为大型采场， 在上下连续的多个矿段分别平行进行采切、回采、充填工序， 采矿作业分工序在不同的空间和时序上平行进行， 但整体向前连续推进。目前连续采矿技术在国内外的发展从工艺技术、设备配套、控制技术等方面均日臻成熟， 已经开始进入推广使用阶段。
2、特殊采矿法。不同地质、地层的矿产资源，所选用的采矿方法也不尽相同，在一些特殊情况下应针对情况采取特殊的采矿方法，例如物理化学采矿、海洋采矿等。其中物理化学采矿主要是利用溶浸液溶解出矿体中的有用成分，并将这些有用成分从地下举升道地面，而后采取相应的方法进行提取。物理化学采矿法具有投资小、效益高、工作条件好的特点，但是也存在一定的局限，即只能适用于铜、铀等金属矿物以及盐、碱、硫等。除了陆地中蕴藏各种矿产资源外，在滨海大陆架上和海洋底同样蕴藏丰富的矿产资源，但是由于海洋采矿具有投资大、见效慢、工作条件差、危险系数高的特点，因而，海洋采矿法应用极少。这也是目前我国主要在陆地进行开采的主要原因，但是随着资源的不断开采，未来在海洋中加强矿产资源的开发将成为必然趋势，因而作为采矿企业必须紧密结合时展的需要，切实掌握各种特殊采矿技术吗，才能更好地确保采矿作业安全进行。
3、填充采矿法。填充采矿技术是一种人工支护采矿技术，其原理是紧随回采工作面进行推进，同时将填充材料输送给已经采空的区域，从而使得回采作业得到充填体的保护，以此确保采矿的安全、效率以及经济效益。填充采矿技术属于新型采矿技术，主要适用于深度较深的矿井，具有适应性强、采矿效率高、开采安全性好等特点。因此，在实际应用过程中，作为采矿作业人员应切实掌握填充采矿技术的特点和原理，才能确保应用成效的提升。
工艺技术范文2
1．目的
为了加强对工艺技术工作的管理，特制定本制度。
2。范围
适用于本公司的工艺技术管理工作。
3．职责
3．1．供销部对采购的材料负责。
3．2．公司工艺技术管理工作由生产部归口管理。
3．3。生产部负责对配方、工艺的执行情况进行监督、指导和检查。
3．4．车间负责按工艺流程组织生产。
3．5．车间负责处理本车间发生的工艺、技术质量问题，对工艺执行情况进行指导、监督和检查。
3．6．生产部负责对原材料、半成品、成品、胶料的配合等进行检验或试验。
3．7．企管部对车间的工艺执行情况进行考核。
4．内容
4。1．采购
4。1．1供销部在采购新材料之前，应提前一个月，将样品送生产部进行化验，合格后才进：
试、中试，最后确定使用与否。‘
4，1．2配方中确定的材料产地，一般情况不进行更换，如因其它原因，需更换产地时，需按，
条规定执行。
4．1．3．若采购不按上述要求执行，应承担相应责任。
4．2。工艺、技术文件的编制
4。2．1．工艺规程由相关车间在生产部的指导下编制。。
4．2．2。质量计划由生产部依据对特殊产品项目或合同的需要编制。
4．2．3。生产配方由生产部下达。
4．2．4。生产部依据国家标准(行业标准)对相应项目的要求，编制企业质量等级标准。
4．3，工艺，、技术文件的更改
工艺、技术文件的更改应按YDCX-01《文件控制程序》的规定执行。
4．4．工艺、技术文件的管理
4．4．1．正式技术文件由生产部、技术人员起草，主管生产技术副总批准，企管部负责发放。
4．4．2．临时技术文件(临时工艺、质量计划、临时配方)由生产部、技术人员起草，主管生
产技术副总批准，生产部、企管部存档，发放时要加盖“受控”章，未加盖“受控”章视为无
效。
4．4．3．各使用部门负责对该部门的技术文件予以实施，并负责文件管理。
4．4．4．工艺、技术文件属公司的技术秘密，一经形成，生产部应及时存档保管，使用部门应
指定专人管理，不得丢失、涂改或外借，做好保密工作。
4．5．现场工艺技术管理
4．5．1．生产部对现场工艺技术管理进行指导和监督，
4．5．2．生产车间必须严格按工艺流程规定组织生产。
4．5．3．车间组织生产时必须严格按工艺规程执行，不得擅自调整、修改工艺，一旦发现或导
致质量问题的，则按相关处罚条例进行处罚。
4．5．4．发现工艺、技术文件有不适宜的地方，车间应及时与生产部进行沟通，以便更正。
4．5．5．各车间技术人员负责本车间的技术管理工作，指导、监督车间按配方、工艺规程及质
量计划进行操作，及时解决生产过程中出现的技术问题，同时应对工艺规程的执行情况随时抽
查、纠正违反工艺规程的行为。
4．5．6．配方的下达必须按YDGL-15(配方管理制度》执行。车间在接到配方后，要认真核实，
发现不符合YDGL-15《配方管理制度》的配方可拒绝生产。
4．5．7．技术人员所调整的工艺，必须上报生产部，经批准后，方可按调整后的工艺执行，并
履行相关手续。
4．5．8．在生产过程中，发生的质量问题，操作工无权擅自作主处理：必须要经车间技术员同
意，并在其指导下进行处理，并上报生产部备案。
工艺技术范文3
关键词：酸化 压裂 应用
在油田油气开采过程中，压裂技术的应用比较广泛，作用不容小视，它为油田实现稳定、高产的目标起到了良好的支持。下面结合笔者工作实际谈一谈压裂技术的工艺特点，施工流程以及高砂比压裂技术在长庆油田中的应用
一、油田压裂工艺技术介绍
1.滑套式分层压裂技术。采用水力扩张式封隔器和滑套式喷砂器组成的压裂管柱，自下而上不动管柱施工，完成对一至三个层段的压裂。适用于高、中、低渗油层。
2.选择性压裂技术。压裂施工时利用暂堵剂对井段内渗透率高的层进行临时封堵后，再压裂其它层，以达到选择油层压裂的目的。该技术适用于层内不均质的厚油层或层间差异大的油层。
3.多裂缝压裂技术。在施工时用高强度暂堵剂对已压开层进行临时封堵后，再压裂其它层。一趟管柱可以压裂三至四个层段，每层段可以形成二至三条裂缝。适用于油层多、隔层小、高密度射孔的油水井。
4.限流法压裂技术。压裂时通过低密度射孔、大排量供液，形成足够的炮眼磨阻，实现一次压裂对最多五个破裂压力相近的油层进行改造。适用于油层多、隔层小、渗透率低、可以定点低密度射孔的油水井完井压裂。应用此技术共压裂增产效果显著。
5.平衡限流法压裂技术。采用与油层相邻的高含水层射孔的方法，使其与目的层成为统一的压力系统，平衡高含水层，以实现对低密度射孔部位油层的压裂，压后将高含水层炮眼堵死。适用于油层与高含水层隔层为零点四至零点八米的井的压裂完井。一次压裂可以实现最多五个层的改造。
6.定位平衡压裂技术。在压裂施工时利用定位压裂封隔器和喷砂器控制目的层吸液炮眼数量和位置，平衡高含水层，实现一次压裂三至五个目的层的改造。该技术适用于高密度射孔井的薄互层、目的层与水淹层隔层厚度在零点八至一点二米之间的薄油层及厚油层低含水部位的挖潜。
7.水平缝脱砂压裂工艺技术。在压裂时控制前置液量、排量、滤失速度，使携砂液在裂缝尖端或其附近脱砂，阻止裂缝继续向前延伸，以形成一条高导流能力裂缝。适用于井距七十至一百二十米、厚度大于一米、有效渗透率较大的密井网油层改造。其压裂井效果比同条件下常规压裂井多增油百分之三十左右。
8.燃爆复合压裂技术。压裂时先进行高压气体压裂，在井筒附近形成数条径向微裂缝，再进行水力压裂，达到有效提高井筒附近泄流能力的目的。该技术适用于固井质量良好的低渗透或致密的油层。现场应用中压裂弹升压时间为零点三至零点五毫秒、升压速率十五点四至九十二点四六兆帕每毫秒，峰值压力低于六十兆帕。
9.热化学复合压裂技术。利用预前置液中的化学药剂反应产生的自生热量，提高缝内温度，降低原油流动阻力，达到提高效果的目的。该技术适用于低渗、稠油、含蜡量高的地层改造。
10.二氧化碳压裂技术。把液态二氧化碳和水基压裂液形成的混合液泵入井中，实施压裂，达到增产增注的目的。其压裂液具有残渣低、返排率高、滤失小和弱酸性解堵的特点，可减少对油层的伤害，适用于低渗透、致密层的油气井改造。
二、油田压裂工艺技术施工程序
压裂施工的基本程序如下：循环——试压——试挤——压裂——支撑剂——替挤——反洗或活动管柱
1.循环。将压裂液由液罐车打到压裂车再返回液罐车。循环路线是液罐车——混砂车——压裂泵——高压管汇——液罐车，旨在检查压裂泵上水情况以及管线连接情况。循环时要逐车逐档进行，以出口排液正常为合格。
2.试压。关死井口总闸，对地面高压管线、井口、连接丝扣、油壬等憋压三十至四十兆帕，保持2-3min不刺不漏为合格。
3.试挤。试压合格后，打开总闸门，用一至二台压裂车将试剂液挤入油层，直到压力稳定为止。目的是检查井下管柱及井下工具是否正常，掌握油水的吸水能力。
4.压裂。在试挤压力和排量稳定后，同时启动全部车辆向井内注入压裂液，使井底压力迅速升高，当井底压力超过地层破裂压力时，地层就会形成裂缝。
5.支撑剂。开始混砂比要小，当判断砂子已进入裂缝，相应提高混砂比。
6.替挤。预计加砂量完全加完后，就立即泵入顶替液，把地面管线及井筒中的携砂液全部顶替到裂缝中去，防止余砂乘积井底形成砂卡。
7.反洗或活动管柱。顶替后立即反洗井或活动管柱防止余砂残存在井筒封隔器卡距之内，造成砂卡。
三、高砂比压裂技术在油田中的应用
针对长庆油田进入中高含水开发阶段的问题，开展高砂比压裂技术攻关，完善压裂液技术体系，逐步形成了这一新型的压裂技术。
高砂比压裂技术采用胶囊破胶剂来保持黏度和减少裂缝伤害，应用延迟交联剂来提高压裂液上水效率，可降低摩擦阻力百分之二十至百分之四十。在压裂工艺上，适当增大前置液用量到百分之六十至百分之六十五；设计一二个百分之五至百分之十的低砂比加砂段塞，以减弱近井筒裂缝弯曲及降低孔眼摩擦阻力；加砂后期尾追百分之六十至百分之七十支撑剂，以提高砂比。应用三维压裂优化设计技术，根据储层实际情况，进行裂缝规模优化，在裂缝规模优化的基础上，进行单井压裂优化设计，克服了以前人为定缝高的弊端。针对压裂液自喷返排率较低的情况，研究应用了压后气举快速排液技术，减少了对地层的伤害。
截至目前，长庆几大主力油田压裂二百二十井次，平均施工砂比大于百分之三十五的有九十九井次，占总井次的百分之四十五，压裂施工成功率百分之九十一点八。高砂比压裂技术增产明显，已为长庆油田增产两万吨，压后平均单井日增液十四立方米，日增油八吨以上，有效期一百八十天以上。其中CQ-257井压前日产油二点三吨，压后初期日产油一百吨，稳定产量为每天四十吨。高砂比压裂技术采用胶囊破胶剂来保持黏度和减少裂缝伤害，应用延迟交联剂来提高压裂液上水效率，可降低摩擦阻力百分之二十至百分之四十。在压裂工艺上，适当增大前置液用量到百分之六十至百分之六十五；设计一二个百分之五至百分之十的低砂比加砂段塞，以减弱近井筒裂缝弯曲及降低孔眼摩擦阻力；加砂后期尾追百分之六十至百分之七十支撑剂，以提高砂比。应用三维压裂优化设计技术，根据储层实际情况，进行裂缝规模优化，在裂缝规模优化的基础上，进行单井压裂优化设计，克服了以前人为定缝高的弊端。针对压裂液自喷返排率较低的情况，研究应用了压后气举快速排液技术，减少了对地层的伤害。
四、结束语
综上，笔者结合工作实际谈了压裂技术的工艺特点，施工流程以及高砂比压裂技术在长庆油田中的应用。希望几点浅显的认识能为压裂技术的进一步提高起到帮助作用。也望压裂技术的广泛应用，为油田实现稳定、高产的目标起到良好的支持。
参考文献
[1]贺前华，韦岗，陆以勤；基因算法研究进展[J]；电子学报；2012年10期.
[2]吴建发，郭建春，赵金洲；压裂酸化选井选层的模糊决策方法[J]；断块油气田；2011年02期.
工艺技术范文4
关键词：地层出砂 机械防砂 压裂施工 参数优化
随压裂规模的不断扩大，油井压后吐砂现象不断出现，设备腐蚀速度加快，甚至造成设备无法正常工作。当油井处于开采后期，地层亏空，油井见水时，油井吐砂将严重加剧，这时油井产能将会严重减少。特别是压裂油井，压裂出砂频繁出现，这就需要采取有效的防砂措施来控制出砂。
一、油层出砂原因分析
1.油层出砂机理
油层出砂机理较为复杂。从宏观上看油层出砂是射孔孔眼不稳定和井筒不稳定造成的；从微观上看其与岩石强度、所受外力、胶结状况、变形特征等因素有关。油井压裂后，具有高导流能力的裂缝就会在地层中形成，地层流体流入井底是由径向流动变化为沿裂缝直线流和垂直于裂缝的直线流入井底，称为双线性流动模式。流体沿着具有高导流能力裂缝的方向流动，其阻力非常小。压裂防砂目的是形成裂缝，穿透污染带并加砂，挡住砂的同时，增加泄油面积，减缓流速，减少出砂并提高油井产能。
2.油井出砂的危害
油气井出砂是石油开采遇到的重要问题。如果砂害治理，出砂会越来越重，甚至造成停产。出砂的危害主要表现在以下几个方面：（1）减产或停止作业。（2）地面和井下设备磨蚀。（3）套管损坏、油井报废（4）生产时间的损失。（5）油气井的经济和技术损失。
二、压裂防砂原理和防砂技术适用条件
1.压裂防砂原理
压裂防砂是由于裂缝的存在而形成了典型的双线性流动形式，压裂防砂是通过向油层高压泵入支撑剂，在油井近井地带造成微裂缝，将支撑剂挤入裂缝、地层亏空带，在油层中形成一定厚度的人工滤砂屏障――人工砂桥，从而依靠砂桥实现油井防砂的目的。压裂防砂由于在地层中形成微裂缝，人工砾石在裂缝中形成了高渗流通道，从而改变了油层内的渗流状态，使原来的原油向心径向流改变为流向裂缝的水平流，渗流条件得到改善，从而降低了油流的携砂能力。同时，由于高压挤入的支撑剂改变了地层砂的受力状况，使地层砂不易向井筒运移。另外，高压人工井壁能有效弥补地层亏空，在井筒一定范围内形成密实的高渗透带，可降低生产压差，减小井筒周围流体流速，缓解地层出砂。由于压裂防砂施工时携砂液排量高，流速大，还可解除近井地带堵塞，具有良好解堵增产效果。
2.压裂防砂技术主要适用条件
通过对地层出砂及压裂后出砂井的研究分析，可确定以下几个适用条件：
（1）检泵周期短，出砂特别严重的油井，其它防砂措施难以奏效的油井；
（2）层因出砂亏空严重的油井；
（3）携砂生产难以奏效的油井；
（4）地层骨架胶结疏松、地层坍塌，含砂大于 11%的油井；
（5）油井有高产史，因地层伤害导致产量大幅度下降并出砂的油井。
三、压裂防砂工艺技术的研究与应用
1.影响压裂防砂效果的因素
（1）压裂液
压裂防砂技术对压裂液提出了很高的要求，因此合理选择压裂液是保证压裂充填，提高防砂效果的关键。目前国外已开发研制出50多种压裂液，可大致分线性溶胶、硼交联压裂液、有机金属交联压裂液、磷酸脂铝交联的油基液、泡沫压裂液等多种体系。指出如果压裂液侵人量最小，那么损害的程度是次要的，甚至可以忽略。在压裂设计中优先考虑的应该是最大限度地增加裂缝导流能力，这就要求在高渗透压裂中使用具有降滤失剂和破胶剂的高浓度聚合物交联压裂液。另外，可用低粘度的水来代替压裂液，尽管高渗透软地层在施工中滤失量较大，但只要保持足够大的排量，仍能使地层造缝，突破原有近井地带堵塞并能实现端部脱砂。虽然水做携砂液降低了输砂性能，但是其大排量足以弥补悬砂性差的缺陷，当然携砂比会有所下降，使缝内的铺砂浓度及导流能力有所下降。但计算及现场对比表明，尽管大排量高压水充填比高粘液压裂稍低，但是水压裂充填裂缝内却不存在聚合物伤害，这就使较短的水充填裂缝和较长的压裂充填裂缝具有相近的产能。
（2）支撑剂
支撑剂在压裂防砂中作用重大，除了要满足常规压裂的强度要求和导流能力外，其粒度组合还要兼顾砾石充填防砂的要求。根据地层的软硬程度及出砂情况，支撑剂可以用树脂涂敷砂，也可以裂缝前用石英砂、尾追部分用涂料砂，或者全部用石英砂或强质更大的陶粒。1993年，Roodhart等，首次报道了采用树脂涂敷支撑剂实施压裂充填作业之后，在常规压裂充填技术的基础上，发展了无筛管压裂充填技术，采用树脂涂敷砂作为支撑剂，省去压裂充填时的井下筛管系统，减小了施工成本，降低了施工风险。对防砂作业，一般采用Saucier准则选择砾石/支撑剂，但基于提高产能的需要，通过室内防砂试验优选出20/40目的陶粒作为支撑剂。Fan在1999年提出支撑数的概念以及依据支撑数和无量纲裂缝导流能力的压裂充填优化设计方法，指出一般情况下最优无量纲裂缝导流能力为1.6、支撑数至少为0.0001。同时，Morales提出了一个在高渗透地层中进行压裂充填时的优化设计模型，可同时优化裂缝几何尺寸和平均支撑剂分布，优化目标为净现值。
四、压裂防砂技术存在的问题
目前采用的仍然是smite的压裂防砂技术理论分析和设计技术。在1987年提出的理论框架，存在着很多理论没有完善。总的来说，压裂充填技术目前存在的局限性和尚未解决的问题主要体现在以下4个方面：
1.虽然疏松砂岩油藏压裂防砂技术能够很好的被运用，但是对疏松砂岩油藏压裂造缝机理认识还相当模糊。并且，现场施工中的裂缝形态控制技术很大程度上影响了压裂防砂技术的应用。
2.目前压裂充填理论主要适合于裂缝局限在产层内二维扩展的特殊情况，针对裂缝在纵向上超出产层的三维扩展情况，脱砂带的分布及其物理指标尚无明确要求。如果只是在裂缝前端脱砂而不是在裂缝周边封闭性脱砂，就无法控制裂缝的正常扩展，达不到压裂充填的目的。
3.压裂充填时的裂缝扩展模型已有文献研究，但至今仍很难精确描述，其计算偏差很大。中外提出了许多硬岩层裂缝三维延伸的数学模型都能近似反映硬岩层裂缝延伸的实际，但对于软地层裂缝扩展物理过程没有尝试进行描述，压裂充填时的裂缝形态及参数仍沿用低渗透油藏的压裂理论模型，仅在其基础上作了一些修正。现场应用证明该理论与实际有较大差距。
4.压裂充填对压裂液和支撑剂的要求较高，但压裂液和支撑剂在理论上的定量和定性问题上尚是空白。压裂液在中高渗透层的滤失和伤害机理有别于低渗透层的压裂，但并没有采用不同的压裂液滤失模型描述其向地层的滤失行为，导致压裂充填优化设计参数不准确，影响了压裂充填防砂的效果。
四、结束语
压裂防砂是目前比较先进的防砂工艺技术，并已从陆上向海上油气井发展。但受其许多重要的理论问题还没有得到解决的局限，尤其是疏松砂岩油藏压裂造缝机理及裂缝形态等关键问题仍未得到圆满的解决，压裂液和支撑剂在理论上的定量和定性问题上尚是空白。这些工作的欠缺使压裂充填防砂技术的广泛应用受到了很大的限制。因此，压裂充填防砂相关理论研究工作尚待进一步拓展。
参考文献：
工艺技术范文5
关键词：捞油井 大修 技术
捞油井在长期捞油生产中，经常出现抽汲绳打扭断脱、加重油管或灌铅油管短节脱落、抽子附件疲劳损坏以及抽子胶皮脱落等现象，落物越积越多，加之地层出砂、套管结垢等，使得井筒情况复杂，导致捞油井处于“死井”状态。
一、捞油井修井难点分析
1.井史不清
由于缺乏相应的生产记录和作业记录，存在作业频次不清，落物掉入时间不清，掉落的深度不明，落物的规格型号不清，落物掉落次数不清等情况。
2.井筒状况不明
捞油井捞深在2000~2500m之间，对于捞深以下井段套管是否存在损坏、腐蚀、变形等情况无法判断。地层是否出砂、套管是否结垢、落鱼是否被砂埋等情况也无法了解。
3.落物不规则
捞油工具串具有外径大(107mm)、外径变化范围广(ф56~107mm)、插销连结多的特点，加重管是里面灌铅、外用插销连结的ф89mm油管短节，不管落物是套管抽子还是ф89mm灌铅油管短节，存在内捞无腔、外捞缺乏足够的空间的困难。
4.鱼头复杂
一是砂、垢、泥及碎胶皮等杂物堆积在鱼头附近；二是先期落物受后期掉入井中落物冲击作用，造成鱼头损坏变形；三是当落鱼为钢丝绳时，在处理过程中容易造成钢丝绳被压死、压实的状况。
5.现有打捞工具存在不足
常规打捞工具在处理鱼顶被埋、鱼头被损坏以及鱼头为套管抽子或为压实的钢丝绳时，成功率低，施工周期长，有时根本捞不住，甚至破坏鱼头。
二、捞油井大修工艺研究
1.打捞工具的研究与开发
1.1套铣母锥
套铣母锥由上接头、筒体、母锥、套铣头、铣牙组成，打捞范围一般为60~95mm。在打捞井下砂埋的落鱼时，依靠套铣筒下端坚硬的铣牙将覆在鱼顶上的异物铣松铣碎，利用循环的洗井液将碎屑带到地面，达到清理鱼头的目的。当落鱼尺寸在套铣母锥的打捞范围内时，适当增加钻压，打捞螺纹在钻压与扭矩的作用下吃入落物的外壁进行造扣，当所造扣能承受一定上提拉力和扭矩时，则上提钻具，打捞螺纹与所捞落物已基本连为一体，将落物捞住。即使捞不住，也能使下部落鱼鱼顶出来，为下步打捞创造了条件。与传统打捞方法相比，可以节省1~2趟钻。
1.2闭式开窗套铣筒
工具由上接头、筒体、套铣头组成，筒体上开有2排梯形窗口，窗口被焊死，形成闭式空间。在同一排窗口上有变形的窗舌，内径略小于落物最小外径。
在打捞时，依靠铣齿的作用将压实的钢丝绳套松、套断，在钻压的作用下，团状钢丝绳在弹性作用下挤在捞筒内腔，随着进尺的增加，落鱼上移，当通过开窗口时，钢丝绳便被挂在窗舌上，随钻带出。这种工具不仅可以打捞压成团的钢丝绳，也可以打捞长度较短的加重管，如带接箍的油管短节、油管等，操作简单，不易脱钩，强度可靠，使清理鱼顶油套环空和打捞两步工序一次完成, 提高了修井效率。
1.3内清工具
针对捞油井在大修过程中因多次套铣、打捞作业，落鱼内腔被堵死或本身水眼较小，外径大无法外捞的难点，设计了清理落鱼内腔长杆平面磨鞋和扩眼的长杆铣锥，先对落鱼内腔进行处理，再实施打捞，起到了明显作用。
2.大修工艺的技术研究
2.1落物判断技术
在施工中，提前收集该井井下可能存在的落物工具实物和图片，将每次铅模入井前的端面基本形状测绘清楚备存，将打出的印痕进行测量描绘作图，对施工中铅模的前后印痕进行对比，找出基本变化轮廓，综合运用对比法、作图法、模拟法等方法对印痕进行分析判断，做出定性地分析解释判断。
2.2落物打捞工艺技术
根据铅模印痕选择成熟合适的打捞工具实施打捞：印痕显示鱼头为抽子时，可采用套铣母锥、短鱼顶打捞筒进行打捞。印痕显示鱼头为抽子残体，且有水眼时，可选用内清工具+公锥来处理；如果无水眼，可用薄壁开窗打捞筒进行打捞。
三、施工工艺
1.基本情况
T5井人工井底2382.6m，2010年5月转为捞油井，捞油过程中，落物在井筒中沉积522.6米，油层以上被埋504米。由于缺乏相应的生产记录和作业记录，落鱼情况不明。井身结构见图。
井身结构图
2.前期施工简况：作业队进行通井，探鱼顶位置1790.88m，后下外钩打捞3次，共捞出抽汲钢丝绳15m，最后一次打捞深度1831.6m。推算目前鱼顶位置为1860m。
3.修井目的：大修捞出井下全部落物。
4.现场施工情况
4.1打捞钢丝绳
使用组合捞勾、内勾（在打捞时内钩本体与节箍连接处断）外勾等成熟工具打捞钢丝绳，只捞出断钢丝绳0.9m，效果很差，改下套铣母锥进行磨铣打捞，捞出内钩钩齿及内钩断体。考虑到钢丝绳可能断成多节，改用短套铣筒进行收集打捞，打捞2次，钢丝绳断节均挤满筒体内。考虑到第二次打捞中悬重反应有钢丝绳捞住又滑脱的现象，说明钢丝绳可能松散，改下外钩进行打捞，捞出钢丝绳约450米，套抽抽子一套，加重杆3根，筛管2根，筛管公扣上有两道长约10cm的裂缝。
4.2打捞抽子及加重杆
下铅模进行验证，印痕显示不规则，下套铣筒进行套铣，捞出φ73mm油管2根19.12m，φ73mm油管节箍1只，套铣筒和油管之间被钢丝绳断头挤死。下铅印验证，印痕显示为圆弧形凹槽，判断为套抽抽子绳帽，分别用φ118mm套铣筒套铣打捞、φ114mm卡瓦捞筒打捞、φ120mm母锥打捞未成功捞获。经研究后下入打捞范围45-75mm的套铣母锥进行造扣打捞，成功捞获套抽抽子上接头一只。下铅印印痕显示为油管接箍，下闭式开窗套铣筒捞获油管2根、油管短节3根、缓冲管1根。再次下铅印验证，印痕显示为一侧扇形凹槽，中间有两个不规则凹槽，判断落鱼为加重杆类落物。用φ118mm母锥未捞获，然后用φ118mm凹面磨鞋磨铣进尺0.23m后无进尺，（起出磨鞋有明显环状痕），用自制φ57mm长柄磨鞋磨铣进尺0.33m后憋泵，用φ57mm公锥打捞捞获0.34m无名管状物。用φ118mm套铣母锥捞获长0.84m的套抽抽子1套。打铅印判断鱼顶为套抽抽子接头耳环一只，下φ118mm套铣筒捞获连耳环的φ73mm加重杆4.20m。用φ118mm闭式开窗套铣筒成功套铣打捞出φ73mm油管3根，完成打捞作业。通井至人工井底后结束大修。
5.施工效果分析
该井大修钻灰后6月7日下泵投产，日产原油5.5t左右，取得了可观的经济效益。
四、结论
1.捞油井在大修前要主动与采油厂与矿业部沟通，了解井史资料，尽量收集全真实的井下落物情况。
工艺技术范文6
论文摘要 ：我国大部分油田都是非均质多油层砂岩油藏，各类油层在层间、平面内有很大的差异性，通过分不同的开发层系，每口井仍有几个或十几个小层进行开采，各层之间的渗透率仍然存在较大差异，这些差异对注水开发效果有很大影响。有油田物性差异、层内矛盾、层间矛盾十分突出，注水过程中的单层突进和舌进现象十分明显，导致注入水推进不均匀。因此分层注水就显得非常必要。
经过近年来的实践开发，注水工艺已经形成为一套行之有效的方法。在本文的开始，详细的介绍了注水井吸水能力差异原因和几种常用的测试方法以及影响它的一些因素。接着是对注水指示曲线的分析和研究应用。通过对全国各油田的的实践总结，得出了实现分层注水的几种方法。井下工具部分详细介绍了注水管柱及其配套的工具。
ABSTRACT ：Wholly right and wrong all much oil layers of character sandstone oil deposits in best oil field of our country ,there is very great divergence inner place different type of oil layer is living between the straturm and the plane ,fastens on the development straturm by means of the branch difference ,per mouthful of well yet possess several either tens little straturms to extract .osmosis leading between every straturm yet is greatter divergence ,these divergence adjust to pour water into to be opened up effect to possess the very great effect .Possess oil field matter divergence and inner place the straturm spear and shield andcontradictorily fully stress between the straturm Pours water into in the process single tier advances suddenly and the tongue that to move forward the appearance fully obvious ,cause emptying into water to carry forward ununiformly .The layeringseem very much indispensable hence being poured water into .
The course practice development in the past few years .The technology poured water into has takeed shape in the interest of one suit of effectual means .In the original beginning ,detailed introduction is poured water into , and water power force divergence reason and some kinds of quiz means in common use along with effect its some elements are breathed in to the well .Next is adjusting to pour water into instruction curve analysis and research application .The nationwide every oil field the practice summing-up by means of adjust .obtain some kinds of meanss that the realization layering was poured water into .
Keywords: Layering is poured water into, Breathe in water power force, the tube of pour water into, excluder, bottom hole regulator
前 言
目前，虽然油田注水已不是油田开发研究中的新鲜课题，但对油田分层注水工艺的研究还是非常必要的。在油田开发当中，由于三大矛盾的存在，到油田开发后期，采收率会急剧下降，产量降低。为了解决这一难题，世界大部分油田都采用注水的方式来提高产量，增加油田的效益。
在我国也不例外。大庆油田是我国第一次实现早期内部分层注水、保持油层压力采油的油田。在二十多年来的开发实践中，形成了以分层注水为中心的一整套工艺技术，使油田获得了良好的开发效果。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。
分层注水就是在同一口注水井中，利用封隔器将多油层分隔为若干层段，使之在加强中、低渗透率油层注水的同时，通过调整井下配水嘴的节流损失，降低注水压差，对高渗透率油层进行控制注水，以此调节不同渗透率油层吸水量的差异。从而达到提高二、三类油藏的水驱动用储量，减缓老油田自然递减的目的。
本文重点研究分层吸水能力的影响因素、测试技术和分层注水井下管柱的分析研究以及分层注水指示曲线的分析研究。
1注水井吸水能力差异原因分析和测试技术
1.1吸水能力差异原因分析
1.1.1影响吸水能力的因素
（1）与注水井井下作业及注水井管理操作等有关的因素。主要包括：进行作业时，因用泥浆压井时泥浆侵入注水层造成堵塞;由于酸化等措施不当或注水操作不平稳而破坏地层岩石结构，造成砂堵；未按规定洗井，井筒不洁净，井内的污物随注入水带入地层造成堵塞。
（2）与水质有关的因素。主要包括：注入水与设备和管线的腐蚀产物(如氢氧化铁及硫化亚铁等)造成的堵塞，以及水在管线内产生的垢（碳酸钙、硫酸钡）等地堵塞;注入水中含有的某些微生物，除了它们自身堵塞作用外，它们的代谢产物也会造成堵塞；注入水中所带的细小泥砂等杂质堵塞地层；注入水中含有在油层内可能产生沉淀的不稳定盐类，如注入水中所溶解的重碳酸盐，在注水过程中由于温度和压力的变化，可能在油层中生成碳酸盐沉淀。
（3）组成油层的粘土矿物遇水后发生膨胀。
（4）注水井地层压力上升。
1.1.2注水井吸水能力降低的原因
（1）铁的沉淀
在油田注水过程中，注入水在水源、净化站或注水站出口含铁量很低，但经地面管线到达井底的过程中，含铁量逐渐上升。
a氢氧化铁的生成
根据电化学腐蚀原理， 二价铁离子Fe 进入水中，生成氢氧化亚铁Fe(OH) ，注入水中溶解的氧进一步将Fe(OH) 氧化，生成氢氧化铁Fe(OH) 。生成的氢氧化铁，当水的pH值?3.3～3.5时，处于胶体质点状态；当pH值接近于6～6。5时，处于凝胶状态；当pH值?8.7时，则呈棉絮状的胶体物，特别当pH值?4.5以后的氢氧化铁，注入底层后将发生明显的堵塞作用，从而降低吸水能力。
当注入水中含有铁菌时，铁菌的代谢作用也会产生氢氧化铁Fe(OH) 沉淀。水中的铁菌由它周围环境中吸取二价铁盐和氧，而同时在它的机体内进行近似于下列方程的反应，从而生成氢氧化铁沉淀：
4Fe(HCO ) +2H O+O 4Fe(OH) +8CO
b硫化亚铁沉淀的生成
当注入水中含有硫化氢时，其腐蚀将变得更加严重。硫化氢与电化学腐蚀产生的二价铁作用生成硫化亚铁的黑色沉淀物。即使注入水中没有溶解硫化氢气体，当含有硫酸盐还原菌时，也会由于水中的硫酸根被这种菌还原成硫化氢：
2H +SO +4H H S+4H O
而硫化氢将与二价铁Fe 生成硫化亚铁沉淀。
在一些注水井内排出的水为黑色，并带有臭鸡蛋味就是含有硫化氢和硫化亚铁的缘故。
（2）碳酸盐沉淀
当注入溶解有重碳酸钙、中碳酸镁等不稳定盐类时，注入地层后，由于温度变化，这些溶解盐被析出生成沉淀，堵塞地层孔道，降低吸水能力。
水中游离的二氧化碳、重碳酸根及碳酸根在一定的条件下，保持一定的平衡关系：
CO +H O+CO 2HCO
当注水入地层后，由于温度升高，将使重碳酸盐发生分解，平衡左移，溶解中的碳酸根离子的浓度增大。当水中含有大量的钙离子时，在一定条件下将会有碳酸钙从水中析出，从而造成堵塞。
另外，在水中硫酸盐还原菌的作用下，由下面的反应也会生成白色的碳酸钙沉淀。
Ca + SO + CO +8H CaCO + H S+3H O
（3）细菌堵塞
根据国内外的一些研究表明，注入水中含有的细菌，(如硫酸盐还原菌、铁菌等)在注水系统和地层中进行繁殖将引起地层孔隙的堵塞,使吸水能力降低。这些菌的繁殖除了菌体本身造成地层堵塞外，还由于它们的代谢作用生成的硫化亚铁FeS及氢氧化铁Fe(OH) 沉淀也会堵塞地层。
硫酸盐还原菌的生存和繁殖不需要氧，是厌氧性细菌，又能适应环境上的较大差异，生长的温度范围283~313K，pH值在4.0~9.6。其适应温度为298~308 K，适宜的pH值在6.7~7.3。而经过脱氧的水，正是厌氧硫酸盐还原菌生存和繁殖的适宜环境。例如，某油田注入水进行净化站处理前菌含量较低（2.5×10 个/mL），进入脱氧塔后的密闭流程中，则得到大量繁殖，含菌量迅速增加，到注水井口时，可达1.0×10 个/mL。
铁菌与硫酸盐还原菌相反，它离开氧便不能生长和繁殖，但是由于注入水中往往含有氧，因而给它的生长和繁殖造就了一定的条件。
由于注入水中所含有细菌和水一起进入地层会在一定范围内生长繁殖，通过对一些井的调查发现，带入地层的硫酸盐还原菌按排液量计算的活泼发育半径为3～5m。因此，菌体和代谢产物对地层造成的堵塞不只是在井壁渗滤表面，而且会发生在较深地带。这样，将给解除细菌所造成的堵塞增加一定的困难。
（4）粘土遇水膨胀
砂岩油层均存在着粘土夹层，岩石胶结物中亦含有一定数量的粘土。因此，在注水过程中往往由于粘土遇水膨胀造成堵塞，甚至在井壁处造成岩石崩脱和坍垮。
粘土遇水膨胀的程度与构成土矿物的类别和含量有关。蒙脱石组成的粘土矿物膨胀性最大，而高岭石组成的粘土矿物膨胀性最小。因此，粘土膨胀程度随蒙脱石的含量的增多而增大。此外，粘土膨胀与水的性质也有关，通常清水比盐水更容易使粘土膨胀，所以，注地层水可以减少粘土的膨胀。
由于不同的油田上油层岩石中粘土含量与组成不同，以及注入水性质不同，因此粘土的膨胀程度以及对注水井吸水能力的影响程度也有所不同，有的甚至没有明显影响。
在注水的过程中，根据上述影响吸水能力的因素，找出具体存在的影响吸水能力降低的原因，采取措施加以解决。
1.2吸水能力的研究与测试方法
1.2.1分层吸水能力的研究
为了满足分层采油的需要必须分层注水.在分层注水的井内,必须研究各小层的吸水能力的大小。研究分层吸水能力，主要采用下面的几个指标：
（1）注水井指示曲线 注水井指示曲线是表示在稳定流动情况下，注入压力与注水量之间的关系曲线。在分层注水情况下，小层指示曲线表示各小层注入压力（指经过水嘴后的压力）与小层注水量之间的关系，如图所示。
SHAPE \* MERGEFORMAT
图1 注水指示曲线
（2）吸水指数 吸水指数是表示在单位压差下的日注水量,单位为米 /(日·千帕)。即：
吸水指数= =
它的大小表示这个地层的吸水能力的好坏，吸水指数大就表示吸水能力好，反之吸水能力差。油田正常生产时，不可能经常关井测注水静压，所以采用测试指示曲线的办法取得在不同流压下的注水量，用下面的式子计算吸水指数：
吸水指数=
在进行不同地层吸水能力对比分析时，需采用“比吸水指数”或称“每米吸水指数”为指标，它是地层吸水指数被地层有效厚度除所得的值，单位为米 /(日·千帕·米)，是表示一米的厚地层在一个大气压的压插差下的日注水量。
（3）视吸水指数 用视吸水指数进行分析时，需在对注水井进行测试取得流压资料后才能进行。在日常分析中，为及时掌握吸水能力的变化情况，常采用视吸水指数为指标表示吸水能力。它是井口压力除日注水量，单位为米 /(日·千帕)。
即： 视吸水指数=
在没有分层注水的情况下，如采用油管注水，则上式中的井口压力取套管压力；若采用套管注水，则上式中的井口压力取油管压力。
在注水井进行层注水时，用分层注水量和 分层注水压力所算得的吸水指数（视吸水指数）为分层吸水指数（分层视吸水指数）。分层吸水指数要通过分层测试；来取得。
（4）相对吸水量 相对吸水量是指在同一注水压力下，某小层吸水量占全井吸水量的百分数。表示为：
相对吸水量= ×100
相对吸水量是用来表示各小层相对吸水能力的指标。有了各小层的相对吸水量，就可以有全井指示曲线绘制出各小层的分层指示，而不必进行分层测试。
目前我国研究分层吸水能力的方法主要有两类，一类是测定注水井的吸水剖面；一类是在注水过程中直接进行分层测试。前者是用各层的相对吸水量来表示分层吸水能力的大小，后者用分层测试整理分层指示曲线。并求得分层的吸水指数，来表示分层吸水能力的好坏。
1.2.2吸水能力的测试方法
测吸水剖面就是在一定注入压力下测定沿井筒各射开层段吸收注入量的多少（即分层的吸水量），目的是为了掌握各小层的吸水能力，以作为合理分层配注的依据。下面介绍放射性同位素测吸水剖面的方法。
(1)原理及测量过程
将吸附有放射性同位素（如锌Zn 、银Ag 等）离子的固相载体（如医用骨质活性炭、氢氧化锌或二者的混合物）加入水中，调配成带放射性的活化悬浮液。将悬浮液注入井内后，利用放射性仪器在井筒内沿吸水剖面测量放射性强度。当活化悬浮液注入井内时，与正常注水一样，悬浮液将按井筒剖面原有各层吸水能力按比例进入各层，由于所选择的固相载体颗粒直径稍大于地层孔隙，它就被滤积在岩石表面，而清水进入深处。另外，固相载体又具有牢固的吸附性和能均匀悬浮，所以吸水量大的层，岩层表面滤积的固相载体就多，仪器测得的放射性强度就大，反之，就小。
由于岩层本身就具有不同的自然放射性，为了能根据注入活性悬浮液后的放射性强度的变化来确定分层吸水量，必须在注入活性悬浮液以前先测出岩层本身的自然 曲线作为基线。根据实验研究，注入活化悬浮液前后放射性强度的变化来求得各小层的吸水量。
(2)分层吸水剖面的解释
1.绘制迭合图
首先在透明方格纸上绘出自然伽玛曲线（基线），再将放射性同位素曲线与之迭合，使两条曲线在泥岩段与不吸水井段重迭在一起，组成放射性吸水剖面图。
2确定吸水层位
根据自然伽玛曲线与同位素不重合部分，即曲线异常部分，可确定出吸水层位。
3计算相对吸水量
于岩石本身具有不同的自然放射性，因此利用注同位素前后的两条放射性测井曲线进行对比，注同位素以后所测的曲线上所增加的异常值，就反映了相应的吸水能力。如图2所示，从图中可以看出，自然伽玛曲线与同位素曲线不重合的曲线异常部分，即为吸水层位。由于对应于各层的同位素曲线异常面积（即自然伽玛曲线与同位素曲线为重合部分所包围的面积）与各层吸水量成正比，故可用异常面积来计算分层相对吸水量：
分层相对吸水量= ×100
图2 载体法吸水剖面曲线
采用同位素悬浮液测吸水剖面时应注意以下几个问题：
①要选择合适的固体载体。根据测量原理，为了保证测量质量，吸附放射性离子的固相载体必须能牢固地吸附放射性离子，在整个施工过程中不产生脱附现象；能符合本地区地层特性，不被挤入地层，而能滤积在岩石表面，即颗粒直径应稍大于地层孔喉道直径；固相颗粒均匀，具有良好的悬浮性，以保证在注入水中均匀分布；固相载体带放射性离子的效率要高，用量要小，使它在地层表面滤积后对地层的吸水能力影响小。根据以上要求，国内曾使用的固相载体有医用活性炭、氢氧化锌等。
②由于固相载体滤积在地层表面上，会引起地层吸水能力的下降，吸水量大的层位影响大，故求出的相对吸水量偏低；吸水量小的层位影响小，求得的相对吸水量偏高。根据一些实验研究的成果，用活性炭作为固相载体时，对Zn 的载带效率比较低，因而用量较大，有堵塞影响，用氢氧化锌时，载带效率高，用量小，无堵塞影响。但后者下沉速度较前这大。
③曲线对比时，应参考该井其他电射孔和油管记录等资料，以区别由于管外串槽、接箍污染等引起的假异常现象。
④放射性同位素施工时，在人身安全及施工设备上都要有专门的防护措施。
⑤由于施工后岩层的放射性强度很高，短期内不易减弱，因而不能连续多次测吸水剖面。
在油田实际应用中，我们除了使用上述的方法外，还有一种常用的方法是投球测试法。采用投球法分层测试时首先测出全井指示曲线，全井指示曲线一般要测4～5个点，即由大到小控制注水压力，测4～5个不同注入压力和相应的全井注水量。两者的关系曲线即为全井指示曲线。测试压力点的间隔为0.5～1.0MPa，每点压力对应的注水时间，一般需稳定30分左右。
（1）投球测试方法
在测得全井资料后，便开始分层测试，先投小钢球入井并坐在最下一级球座上，这样摆弄堵死了钢球以下的第三层段，开始对第一层和第二层段测试，测出4～5个不同压力下的注水量，每个控制点的注入压力必须全井测试时间相同。一和二层测试完毕，即向井中投入第二个钢球并坐在第二级球座上，将第二、第三层段堵死，对第一层测试，测出4～5个不同压力下的注水量，同样要求每个控制点的注入压力必须全井测试时间相同。
（2）资料的整理
各层注水量的计算:第Ⅰ层注水量=投第二个球后测得的注水量;第Ⅱ层注水量=投第一个球注水量-第Ⅰ层注水量;第Ⅲ层注水量=全井注水量-投第一个球后的注水量.
将全部测试数据整理列表,如下表,由表中数据可绘制出各层段的注水压力与注水量的关系曲线—分层指示曲线.
如某井共三个注水层,投球程序测试如下:
1.测全井注水量(不投球)V = V +V +V
2.投第一个球(封堵第Ⅲ层)后的注水量V : V =V + V
3.投第二个球(封堵第Ⅱ层)后的注水量: V =V
注入压力/ MPa
备 注
层 段
注入压力
全 井
Ⅰ+Ⅱ
Ⅰ
Ⅱ
Ⅲ
投第一个球后测得
投第二个球后测得
(Ⅰ+Ⅱ)-Ⅰ
全井-(Ⅰ+Ⅱ)
表1 分层测试成果表
①各层注水量计算:第一层注水量:V = V
第二层注水量:V = V -V
底三层注水量: V = V - V - V
②绘制分层指示曲线:分层注入压力～注水量的关系曲线
（3）分层指示曲线的压力校正
由上述方法测出的指示曲线，是井口注入压力与小层吸水量之间的关系曲线。而各子层的真正注入压力并不是井口注入压力，而真正对地层有效的（井口）压力要小于测试时得到的实测井口压力，且在同一注入压力下，由于各子层的水嘴直径不同，也有所不同。
有效（井口）压力可用下式计算：
p =p -p -p -p
式中 p ——实测井口注水压力；
p ——注入水通过油管时的压力损失；
p ——注入水通过嘴时的压力损失；
p ——注入水打开配水器节流时所产生的压力损失；
该公式是在井下配水工具正常时才能使
2．注水指示曲线的分析和研究
2.1指示曲线的形状
如前所述，按实测压力绘制的指示曲线，不仅反映油层吸水情况，而且还与井下配水工具的工作状况有关。因此，通过对实测指示曲线的形状及斜率变化的分析，就可以掌握油层吸水能力的变化，分析井下配水工具的工作状况，作为分层配水、管好注水井的重要数据。
如图3：
SHAPE \* MERGEFORMAT
图3 几种指示曲线的形状
(1)直线型
它表示油层吸水量与注水压力的正比关系。由注水指示曲线上任取两点（注水压力p 、p 以及相应的注水量q 、q ），用下式可以算出油层的吸水指数I
I=
式中 I——吸水指数，m /（d·MPa）；
q 、q ——分别是点1和点2的注水量，m /d；
p 、p ——分别是点1和点2的注入压力，MPa；
由上式可以看出，直线斜率的倒数即为吸水指数。但用指示曲线吸水指数时，应采用真实指示曲线进行计算。
第二种为垂直式指示曲线，出现这种曲线的原因是：油层渗透性差，虽然泵增加，但注水量并没有增加。
第三种为递减式指示曲线，出现的原因是仪表设备等有问题，因此，这种曲线是不正常的，不能应用。
(2)折线型
图3中的第四种曲线是折线，表示在注入压力高到一定程度时，有新油层开始吸水，或是油层产生微小裂缝，致使油层吸水量增加，因此，这种曲线是正常的。
第五种为上翘式，出现上翘的原因，除了与仪表、设备有关外，还与油层性质有关，即当油层条件差、连通性不好或不连通时，注入水不易扩散，使油层压力升高，注入水量逐渐减小，造成指示曲线上翘。
第六种为曲拐式。是因为仪器设备出了问题，不能应用。
综合上述，直线式和折线式是常见的，它反映了井下和油层的客观情况。而垂直式和拐式、递减式则主要受仪器、设备的影响，因此，不能反映注水时井下及油层的客观情况。
2.2用指示曲线分析油层吸水能力的变化
正确的指示曲线可以看出油层吸水能力的大小，因而通过对比不同时间内所测得的指示曲线，就可以了解油层吸水能力的变化。以下就几种典型情况进行简要分析。
(1)指示曲线右移，斜率变小
图4 曲线右移
这种变化说明油层吸水能力增强,吸水指数.即在同一注入压力下,原来的注入量为q ,过一段时间后的注入量为q , q ?q ,说明在同一注 入压力下注入水量增加了,即油层吸水能力变好了.
设原来的吸水指数为I 则I = =
后来的吸水指数为I I = =
因前后计算I ,I 时采,用同一压差 ,而 ? ,所以I ?I ,即吸水指数变大.
原因:(1)油井见水以后,使阻力减小,引起吸水能力增大;(2)采取增产措施后.
(2)指示曲线左移,斜率变大
图5曲线左移
这种变化说明油层吸水能力下降,吸水指数变小。
即：在同一压力p下，注入量由原来的q 下降为q ，曲线靠近纵坐标轴，曲线斜率增大了，由于曲线斜率的倒数为吸水指数，所以曲线左移说明吸水指数变小了。
原因：（1）地层深部吸水能力变差，注入水不能向深部扩散；（2）地层堵塞。
(3)曲线平行上移
如图6，由于曲线平行上移，斜率未变，故吸水指数未变化，但同一注入量q所需注入压力，却由p 增加到p ，这是因为吸水指数未变，同一注水量必需是同一注水压差，由于署入压力由p 增加到 p 说明曲线平行上移是因油层压力增高了。
原因：（1）注水见效（注入水使地层压力升高）；（2）注采比偏大。
（4）曲线平行下移
如图7，曲线平行下移，油层吸水指数未变。但同一注水量所需的注入压力却由p 下降到p ，说明油层压力下降了。
原因：地层亏空（注采比偏小，注入量小于采出的油量，导致地层压力下降）。
以上四种典型的变化原因，一般为油层堵塞，油层压力变化，或进行了增产措施等引起的。
但必须注意：分析油层吸水能力的变化，严格的说，必须用有效压力绘制油层真实指示曲线。如用井口实测的压力绘制指示曲线，必须是在同一管柱结构的情况下所测，而且只能对吸水能力的相对变化。同一注水井在前、后不同管柱所产生的压力损失不同，因此，不能用于对比油层吸水能力的变化，只有校正为有效井口压力绘制真实指示曲线后，才能对比分析油层吸水能力的变化。
此外，井下工具的工作状况也影响着指示曲线的变化。
3实现分层注水的方法和相关计算
3.1．分层注水工艺方法：
3.1.1.利用油管和套管分两层段注水
该工艺是将油层分为上、下两个注水层段，中间用封隔器将上、下层段的油套环行空间封死，由套管给上层段注水，从油管给下层段注水，各层段的注水量在地面控制好。该方法管柱比较简单。
3.1.2双管封隔器分两层段注水
双管封隔器分两层段注水，是下两根注水管柱，下入深的一根管柱装有封隔器，将油套环行空间封死，分为上、下两个注水层段，下入深的一根管柱注下层，下入浅的一根管柱注上层。该工艺井口需要改变，用两个油管挂，两套采油树，分别控制两个层段的注水量。
上述两种工艺存在以下不足：一是只能分两个层段注水，如果超过两个层段，则无法进行分层注水；二是注水井无法进行维护性洗井管理，这意味着井筒内的垢、铁锈、杂质等赃物无法冲洗出来，容易造成赃物堵塞油层，对于结垢严重的，易发生井内工具及管柱被卡，造成大的事故；三是对于设有反循环洗井通道的Y341型注水封隔器如用于油套分注，当油管所注下层启动压力低于套管所注上层时，洗井阀必将打开，这必然会带来上下窜通，从而造成油套分注失败；四是因套管内壁始终处于注入水流动浸蚀状态，因而腐蚀加剧、容易损坏油层套管。基于上述多种原因，各油田目前已基本不采用上述两种方法，而主要采用单管封隔器、配水器多层段注水。
3.1.3单管封隔器、配水器多层段注水
这种单管封隔器、配水器多层段注水的方式，井中只下一根管柱，利用封隔器在油套环行空间，将整个注水井段封隔成几个互不相通的层段，每个层段都装有一个配水器。注入水由油管入井，通过各个地层段，装好的配水器上的水嘴，控制好注水量，分别注入到各层段的地层中去。单管封隔器、配水器多层段注水，根据配水器上水嘴的结构和装配形式，可分为固定式、活动式两类，而活动蚀又可分为空心活动式与偏心活动式。其中，以偏心式应用最多。
3.2管柱的受力分析及相关计算
3.2.1管柱锚定前伸长及轴向载荷计算
（1）井内管柱自由状态下的变形及轴向载荷
管柱下入井底时，上端固定、下端处于自由状态，管柱内外压力相等，管柱受到自身重力和液柱浮力的作用，使管柱长度发生变化由虎克定律，封隔器位置处油管的伸长量 l 为：
l = （5-1）
封隔器位置处于油管的轴向载荷F 及轴向应力 为：
F = （5-2）
（5-3）
（2）加压锚爪锚定前引起管柱的伸长及应力
管柱加内压进行锚定坐封，锚爪锚定前管柱底部球阀关闭，随着管柱内压的增大，管柱在内外压差作用下产生活塞效应和横向鼓胀效应。
a 球座活塞力引起管柱的伸长及应力
设锚定时井口压力为 P ，该压力作用于底部球座管柱内壁横截面上，形成的活塞力引起管柱的轴向载荷 及轴向应力 分别为：
（5-4）
（5-5）
封隔器位置处管柱由于活塞效应引起的伸长量 为：
（5-6）
b 横向效应引起注水管柱的变形注水管柱内外压力差作用引起的管柱径向应力 和环向应力 分别为：
（5-7）
（5-8）
由广义虎克定律 得到封隔器位置处的轴向变形为
（5-9）
3.2.2注水过程中管柱受力分析
管柱锚定前，作用于注水管柱内壁的活塞效应和鼓胀效应所产生的应力和变形成为锚爪以上管柱的预拉力和变形。注水过程中，大通径注水器连通，锚定段以上管柱将会产生温差效应、横向鼓胀效应 和摩阻效应 。
a锚定前各效应引起注水管柱的预拉力F ：
F =F + （5-10）
b.横向效应引起注水管柱的轴向载荷F 及应力
井口注入压力为，注水管柱环向应力与径向应力引起管柱的轴向载荷和轴向应力，注水管柱受膨胀效应作用，内部受到轴向拉力作用。
（5-11）
3.2.3温差效应引起注水管柱的轴向载荷及应力
温度变化将会造成管柱长度变化，如果管柱伸长到限制时，在管柱内会产生一个轴向载荷，封隔器坐封时坐封位置处温度为t ，在注水生产时管柱温度为 t 。温度变化引起管柱的轴向热载荷为：
（5-13）
轴向热应力为：
（5-14）
式中 为管柱的热膨胀系数，12.1×10 m/m·℃。
3.2.4摩阻效应引起注水管柱的轴向载荷 F 及应力
注入液体沿管壁流动，由于液体的粘滞性在管柱内的摩擦将造成液体流动阻力即摩阻效应，该效应将引起注水管柱的轴向载荷和轴向变形。注水管柱液流单位长度的水头损失为：
（5-15）
式中v为管内液体流动速度 Q为注水井日注水量，m /d； 为沿程阻力系数。
根据液体流动状态进行计算，单位长度注水管柱上的摩阻力为：
（5-16）
由于注水管柱锚定后，两端可视为固定端，由材料力学知，液体流动沿注水管柱分布的摩阻力将引起上半段注水管柱纵向伸长，下半段注水管柱纵向缩短。封隔器位置由于液体流动引起的轴向载荷F 为：
（5-17）
轴向应力 为：
（5-18）
式中， 为封隔器位置距井口的距离。
以上从（1）～（18）式中， ——管柱总长度， ；
——水力锚与封隔器直接接触深度， ；
——锚定压力， ；
——注水压力， ；
——注水量， ；
——温度变化，℃；
——油管内外直径， ；
——单位长度管柱质量， ；
——弹性膜量， ；
——液体密度， 。
3.3.配水嘴的选择及嘴损的计算
3.3.1嘴损的计算：
以下按两种情况进行分析。
当油层无（不装配水嘴）注水时，注入量与注入压力的关系：
（5-19）
式中 （5-20）
而 （5-21）
当油层控制（装上配水嘴）注水时，注入量与注入压力的关系：
（5-22）
式中 （5-23）
而 （5-24）
以上式中， ——油层吸水指数， ；
——注水时油管内的沿程阻力损失， ；
——分层无控制时的注水量， ；
——与 对应的井口配注压力， ；
——静水柱压力， ；
——注水时通过水嘴的压力损失， ；
——油层开始吸水时的井底压力， ；
——无控制注水时的有效井底注入压力， ；
——控制注水时的有效井底注入压力， ；
——根据设备条件确定的井口注水压力， 。
3.3.2水嘴的选择：
1嘴损曲线法：
①根据测试资料绘制分层吸水指示曲线
②在分层指示曲线上查出与各层段注水量相对应的饿井口配注压力
③计算各层嘴损压差
④借用嘴损压差值和需要的配注量在嘴损曲线上查出水嘴尺寸。
2简易法：对于调整水量不大的层段选配水嘴直径
式中 ——原用水嘴直径，mm；
——需调整用
——原注水量， ；
——配注量， 。
调整水嘴直径一般减小或增大0.1～0.2mm。
4.实现分层注水管柱及配套工具结构原理分析
4.1分层注水常用工具
4.1.1封隔器的分类及型号编制
⑴ 封隔器的分类
封隔器封隔件实现密封的方式进行分类。
自封式：靠封隔件外径与套管内径的过盈和工作压差实现密封的封隔器。
压缩式：靠轴向力压缩封隔件，使封隔件外径变大实现密封的封隔器。
扩张式：靠径向力作用于封隔件内腔，使封隔件外径扩大实现密封的封隔器。
组合式：由自封式、压缩式、扩张式任意组合实现密封的封隔器。
⑵ 封隔器型号编制
编制方法：按封隔器分类代号、固定方式代号、坐封方式代号、解封方式代号及封隔器钢体最大外径、工作温度/工作压差六个参数依次排列，进行型号编制，其形式如下：
SHAPE \* MERGEFORMAT
图 8
代号说明：分类代号：用分类名称第一个汉字的汉语拼音大写字母表示，组合式用各式的分类代号组合表示。见表2。
表2 分类代号
分类名称
自封式
压缩式
扩张式
组合式
分类代号
Z
Y
K
用各式的分类代号组合表示
固定方式代号：用阿拉伯数字表示，见表3。
表3 固定方式代号
固定方式名称
尾管支撑
单向卡瓦
悬挂
双向卡瓦
锚瓦
代号
1
2
3
4
5
坐封方式代号：用阿拉伯数字表示，见表4。
表4 坐封方式代号
坐封方式名称
提放管柱
转动管柱
自封
液压
下工具
热力
代号
1
2
3
4
5
6
解封方式代号：用阿拉伯数字表示，见表5。
表5 解封方式代号
解封方式名称
提放管柱
转动管柱
钻铣
液压
下工具
热力
代号
1
2
3
4
5
6
钢体最大外径：用阿拉伯数字表示，单位为毫米(mm)。
工作温度：用阿拉伯数字表示，单位为摄氏度(℃)。
工作压差：用阿拉伯数字表示，单位为兆。
4.2常用分层注水工具的结构、原理
4.2.1封隔器
随着现场井况的变化，封隔器也随之逐步改进，形成了多种多样的、满足各种条件的封隔器。但其最基本的原理都是相通的。下面介绍几种最基本的封隔器的结构和原理。
⑴ Y211封隔器
①结构：见图9。
图9 Y211封隔器
1-上接头 2-调节环 3-“O”型圈 4-边胶筒 5-隔环 6-中胶筒 7-中心管 8-楔形体帽 9-档环 10-防松螺钉 11- 楔形体12-防松螺钉 13-限位螺钉 14-卡瓦 15-大卡瓦档环 16-固定螺钉 17-连接环 18-小卡瓦档块 19-防松螺钉 20-护罩 21-弹簧 22-锁环套 23-档球套 24-档球 25-顶套 26-扶正体 27-压环 28-摩擦块 29-压簧 30-限钉压环 31-滑环 32-轨道销钉 33-防松螺钉 34-下接头
②工作原理：
坐封：按所需坐封高度上提管柱后下放管柱，由件26～30组成的扶正器依靠弹簧29的弹力造成摩擦块28与套管壁的摩擦力，扶正器则沿中心管7轨迹槽运动，轨道销钉32从原来的短槽上死点A经过B到达长槽上死点C的坐封位置。由于顶套25的作用，挡球套23被顶开解锁，从而使卡瓦14被锥体11撑开，并卡在套管内壁上。同时，在管柱重量作用下，件1、2和7一起下行压缩胶筒，使胶筒直径变大，封隔油套环形空间。
解封：上提管柱，上接头1、调节环2和中心管7一起上行，结果轨道销钉32又运动到下死点B，锥体11退出卡瓦14。同时由于扶正器的摩擦力，产生一个向下的拉力，从而卡瓦准确回收及锁球24复位，挡球套23在弹簧21的作用下，自动复位，锁紧装置恢复。与此同时，胶筒收回解封。
⑵Y221 封隔器
①结构：见图10。
图10 ZYY221 封隔器
1-上接头 2-调节环 3-“”型圈 4-长胶筒 5-隔环 6--短胶筒 7-轨道中心管 8-楔形体 9-档环 10、12、19、30、31-防松螺钉 11-楔形体 13-限位螺钉 14-卡瓦 15-大卡瓦档块 16-小卡瓦档块 17-固定螺钉 18-连接环 20-护罩 21-扶正体 22锁环套 23 档环套 24-锁球 25-顶套 26-扶正体 27、32-限位压环 28-摩擦环 29-弹簧 33-转环 34-轨道销钉 35-下接头
②工作原理：
坐封：按所需坐封高度上提管柱后转动管柱，然后下放管柱，由件26～32组成的扶正器，依靠弹簧30的弹力而造成摩擦块28与套管壁的摩擦力，依靠滑动销钉34扶正器就沿中心管7的“J”形槽运动，结果，件34就从下井时槽的末端运动到坐封位置时的顶端，由于顶套25的作用，挡球套23被顶开解锁，从而卡瓦14被锥体11撑开，并卡在套管壁上。同时，件1、2、7就一起下行压缩胶筒，使胶筒直径变大，封隔油套环形空间。
解封：上提管柱，上接头1、调节环2和中心管7一起上行，胶筒收回解封，而轨道销钉34从中心管7“J”形槽的顶端回到末端，锥体11退出卡瓦14，卡瓦就回收解卡，锁球套23在弹簧21的作用下，自动复位，锁紧装置恢复。
⑶ Y341注水封隔器
①结构：见图11所示，主要由三部分组成：座封部分、密封部分、洗井部分。
图11 Y341 注水封隔器
1-上接头 2-“”型圈 3-洗井阀 4-顶套 5-外中心管 6-内中心管 7-胶筒 8-隔环
9-密封环 10-防座剪钉 11-卡瓦座 12-卡瓦 13-锁套 14-解封套 15-活塞 16-连接头 17-下接头
②工作原理：
座封：从油管内加液压，通过连接头16的小孔作用在上、下活塞15上，使活塞推动锁套13和密封环9上行，压缩胶筒，使胶筒7直径变大，封隔油套环形空间，同时液压通过上接头1的小孔作用在洗井阀3上，使洗井阀3下行与外中心管5的内锥面密封，封闭内外中心管的环形空间。放掉油管压力，因卡瓦12和锁套13上的内外齿相互啮合在一起，使胶筒不能返回。
洗井：从套管内加液压，通过顶套4上的侧孔进入内外中心管6和5的环形空间，经锁套13上的侧孔进入下层。
解封：上提管柱，上接头1带动内中心管6，连接头16上行，而外中心管5、锁套13和卡瓦座11、卡瓦12等部件，连接头上行使解封套14上升，件14的内锥面内抱卡瓦12，使卡瓦和锁套13分离，则锁套13和密封环9等部件在胶筒7的弹力作用下下行，从而胶筒恢复。
⑷K344封隔器
①结构：见图12。
图12 K344封隔器
1-上接头 2-“O”型圈 3、7-胶筒座 4-硫化芯子 5-胶筒 6-中心管 8-滤网罩 9-下接头
②工作原理：
从油管内加液压，液压经滤网罩8，下接头9的孔眼和中心管6的水槽作用在胶筒5的内腔，使胶筒5胀大，封隔油套环形空间。放掉油管压力，胶筒即收回解封。
4.2.2配水工具 ⑴ KPX-114偏心配水器
①结构：见图13所示，由工作筒1和堵塞器2组成。
图13 KPX-114偏心配水器
1-工作筒 2-堵塞器
②工作原理：
注水：正常注水时，堵塞器(图14)靠其主体5（见图15）的Φ22 mm台阶坐于工作筒主体5的偏孔上，凸轮8卡于偏孔上部的扩孔处（因凸轮8在打捞杆1的下端和扭簧6的作用下，可向上来回转动，故堵塞器能进入工作筒，被主体5的偏孔卡住而飞不出），堵塞器主体5上、下两组各两根“O”型圈封住偏孔的出液槽，注入水即以堵塞器滤罩13、水嘴11、堵塞器主体5的出液槽和工作筒主体5的偏孔进入油套环形空间后注入地层。投捞堵塞器的工作原理详见投捞器的工作原理说明。
图14 偏心配水器工作筒
1-上接头 2-上连接头 3-扶正体 4、7、10-螺钉 5-主体 6-下连接套7-螺钉
8-支架 9-导向体 10-螺钉11-“O”型圈 12-下接头
图15 堵塞器
1-打捞杆 2-压盖 3、9、10、12-“O”型圈 4-弹簧 5-主体 6-扭簧 7-轴 8-凸轮 11-水嘴 13-滤罩
③主要技术参数：
总长： 995mm 最大外径： 114mm
最小通径：46mm 偏孔直径： 20mm
工作压力：25MPa 堵塞器最大外径：22mm
④技术要求：
a．扶正体3的开槽中心线，Φ22 mm偏孔中心线与工作筒中心线应在同一平面。
b.凸轮工作状态外伸2，收回最大外径以内，凸轮转动灵活可靠。
c.工作筒以下300mm以内的管柱直径应畅通。
⑵ KPX-114配水器提挂式投捞器
①用途： 用于投捞KPX-114偏心配水器的堵塞器。
②结构：见图16。
图16 KPX-114配水器提挂式投捞器
1-绳帽 2-、3、14-“O”型圈 4、10、13-螺钉 5、16、22-轴 6-销钉 7、9、18-压簧 8-投捞爪 11、投捞接头 12-主体 15-导向体 17-导向爪 19-导向头 20-锁轮 21-扭簧 23-锁块
③工作原理：
打捞：投捞头11装上打捞头（图16）用录井钢丝下过偏心配水器工作筒（因锁块23在锁轮20和扭簧21的作用下，锁块23可向上来回转动；投捞爪8和导向爪17收拢和被锁轮20锁住后，就不能向外转出；而且不凸出投捞器的最大外径；所以投捞器能通过偏心工作筒）。然后上提到偏心工作筒上部，锁块23和锁轮20就一起向下转动，投捞爪8和导向爪17失锁向外转出张开。再下放投捞器、导向爪17沿工作筒导向体9的螺旋运转，当导向爪17进入导向体9的缺口时，投捞爪8已进入工作筒扶正体3的长槽，正对堵塞器打捞杆。待下放遇阻，打捞头里的卡瓦已抓住打捞杆1上提投捞器，堵塞器的打捞杆1压缩弹簧4上行，打捞杆1下端与凸轮8脱离接触，凸轮8在扭簧6的作用下向下转动凸轮内收，堵塞器就可被捞出工作筒。
投送：将投捞器的投捞头11装上压送头把堵塞器的头部插入压送头内，二者用剪钉连接在按上述施工步骤将堵塞器下入偏心工作筒的偏孔内，然后上提投捞器，凸轮8的支撑面已卡在偏孔的上部扩孔处，剪钉被剪断，堵塞器留在工作筒内，投捞器起出。
④主要技术参数：
最大外径：45mm 总长：1265mm
⑤技术参数：
a．投捞爪8收扰锁紧后，在投捞器外径以内；张开后旋转直径大于80 mm。
b．导向爪17收扰锁紧后，不凸出投捞器最大外径；张开后，凸出投捞器最大外径6±0.5 mm。
c.投捞爪8和导向爪17应在同一平面。
4.3分层注水基本管柱类型 为加强有效注水，提高水驱动用储量和开发效果、进一步提高分注工艺水平，结合中原油田特殊的地质条件、目前的井况和技术现状，特制定水井分层注水现场基本管柱及使用技术条件。
4.3.1分类原则： 先按注水层数确定管柱的大类，分为“顶封管柱”、“一级二段分注管柱”、“二级三段管柱”等；然后按管柱、工具的外径区分，分为：“Ф114系列”或“Ф110系列”；其次，再按不同的外径系列区分不同的耐压的技术指标。如高压（≥25MPa）、常压系列(18-25MPa)。
4.3.2分注基本管柱类型 分注基本管柱类型总的分为：顶封管柱（包括Ф114系列顶封管柱和Ф110系列顶封管柱）；一级二层分注管柱（油套分注管柱和一级二段分注管柱）；二级三层及以上分注管柱（Ф114（112）系列多级分注管柱和Ф110系列多级分注管柱）等。
1.分注基本管柱的使用技术条件及参数
⑴Ф114、Ф110系列顶封管柱：
a.管柱结构：
如图17所示。主要由水力锚+顶封封隔器+座封导流器+单流阀座组成。
b.主要工艺用途：
（1）卡封隔离上部套漏井；（2）高压注水下的上部套管保护；（3）停注上层，单注下层。
c.使用技术条件：
Ф114系列管柱主要用于51/2inX7.72mm、9.17mm壁厚套管井。Ф110系列管柱主要用于51/2inX10.54mm壁厚套管或7.72mm、9.17mm微套变井。
d.工作原理：
座封：连好坐封管线，并将套管放开，从油管内加压15MPa，完成封隔器座封，之后继续加压将导流器打开，完成整个管柱坐封。
验封：倒流器打开后，从油管内注水，注水压力至少25MPa，此时套管若无返水则验封合格。
解封：直接上提管柱。
e.主要技术参数：见表6。
表6 Ф114、110顶封系列管柱配套工具主要技术参数表
参 工具
数
参
量
Ф114系列顶封封隔器
Ф110顶封封隔器
座封
导流器
Ф114顶封封隔器
Ф114
水力锚
Ф110顶封封隔器
Ф110水力锚
耐温℃
130
130
130
130
130
耐压MPa
35
35
35
35
35
外径mm
14
114
110
110
110
内通径mm
50
54
48
50
50
最小座封启动压差MPa
15
1
15
1
/
总长度mm
1090
1070
410
410
195
适用套管mm
121、124
121、124
51/2in通用
连接扣型
27/8TBG
注：1、该管柱耐压无常压管柱，均为高压。
2、Ф110封隔器、水力锚所指指标，为在Ф118.62mm套管中的指标。当用124.3mm、121.4mm时，耐压指标有所下降。
（2）Y241-112系列油套分注管柱：
a.主要工艺用途：
用于水井油套分注工艺。
b.管柱结构：
如图18所示。主要由水力锚+Y241油套分注封隔器+坐封球座组成。
c.使用技术条件：
主要用于51/2inX7.72mm、9.17mm壁厚套管井。
d.工作原理：
座封：管柱到设计位置后，上提管柱封隔器所需坐封距高度，从油管内加压5-6MPa后下放至井口位置，完成封隔器座封，之后继续加压至15MPa，将坐封球座打开，完成整个管柱坐封。
验封：坐封球座打开后，从油管内注水，注水压力至少25MPa，此时套管若无返水则验封合格。
解封：直接上提管柱。
e.主要技术参数：见表7。
表7 Y241-112油套分注管柱配套工具主要技术参数表
参 工具
数
参量
水力锚
Y241-112封隔器
泄压滑套
备注
耐温℃
130
130
130
耐压MPa
35
30
35
外径mm
114
112
95
内通径
mm
62
45
35
最小座封
启动压差
MPa
1
5 MPa
100KN
5
总长度
mm
410
1100
583
适用套管
内径mm
51/2in通用
上下连接
扣型
27/8TBG
（3）常规偏心（上提解封式）一级二段管柱
a.主要工艺用途：
主要用于正注井的分层注水。满足投捞、调配以及包括吸水剖面的各种测试要求，
b.管柱结构：如图19所示。主要由水力卡瓦+偏配+水力锚+Y341系列注水封隔器+偏心配水器+底部球座+筛管+死堵组成。
c. 使用技术条件
Y341-114 、Y341-112主要用于深度<3000米的5- 1/2″套管正常的正注井。
Y341-110主要用于深度<3000米的5-1/2″套管正常或微套变的正注井。
d.工作原理：
座封：连好坐封管线，并将套管放开，将管柱上提0.6-0.7米，从油管内加压5-6MPa后，下放管柱至井口，继续加压至15-20MPa，完成封隔器座封。
验封：封隔器坐封后，由测试队进行投捞。从下至上逐级投捞堵塞器进行验封。
解封：直接上提管柱。
e.主要技术参数：见表8。
表8 上提解封式一级二段分注管柱配套工具主要技术参数表
参 工
数 具
参
量
支撑卡瓦
偏心配水器
Ф114系列
Ф112系列
球座及撞击筒
Ф114
水力锚
Y341-114
封隔器
Ф110
水力锚
Y341-112
封隔器
耐温℃
130
130
130
130
130
130
耐压MPa
35
35
35
35
35
35
35
外径mm
114
114
114
114
110
112
内通径
mm
60
46
60
50
54
50
座封启动压差MPa
5
1
20
1
20
总长度
mm
455
983
410
1257
410
1157
适用套管
内径mm
51/2in通用
121
124
51/2in通用
连接扣型
27/8TBG
（4）一级二段长效分注管柱：
a.主要工艺用途：
用于井下调配的一级二段分注工艺。
b.管柱结构：
如图20所示。主要由水力锚+ TY221-110封隔器+喇叭口等。
c. 使用技术条件
主要用于井深〈3500米 的5-1/2″套管注水井。
d.工作原理
座封：管柱到设计位置后，上提管柱封隔器所需坐封距高度，正转2-4圈后下放至井口位置，完成封隔器座封。
验封：封隔器坐封后，装好井口，将套管放开，从油管内注水，注水压力至少25MPa，此时套管若无返水则验封合格。
解封：直接上提管柱。
e.主要技术参数：见表9。
表9 一级二段分注长效管柱配套工具主要技术参数表
参 工
数 具
参
量
Ф114系列
Ф110系列
配水芯体
Ф114水力锚
Ф114
一级二段
封隔器
Ф110
水力锚
Ф110
一级二段
封隔器
耐温℃
130
130
130
130
130
耐压MPa
35
35
35
35
35
外径mm
114
114
110
110
55
内通径
mm
62
49
60
49
40
最小座封
启动压差
MPa
1
80KN
1
80KN
总长度
mm
410
1473
410
1473
523
适用套管
内径mm
51/2inX7.72、9.17
51/2in通用
上下连接
扣型
27/8TBG
（5）Ф114、112系列多级（三层及以上）分注管柱
a.主要工艺用途：用于井况较好、井下调配、测试的多级分注工艺。
b.管柱结构：如图21所示。主要由水力卡瓦+偏配+水力锚+Y341系列注水封隔器+偏心配水器+底部球座+筛管+死堵组成。
c. 使用技术条件：
主要用于深度<3000米的5-1/2″套管正常的正注井。
d工作原理：
座封：连好坐封管线，并将套管放开，将管柱上提0.6-0.7米，从油管内加压5-6MPa后，下放管柱至井口，继续加压至15-20MPa，完成封隔器座封。
验封：封隔器坐封后，由测试队进行投捞。从下至上逐级投捞堵塞器进行验封。
解封：直接上提管柱。
e.主要技术参数：见表10。
表10 多级分注管柱配套工具主要技术参数表
参 工
数 具
参
量
支撑卡瓦
偏心配水器
水力锚
Y341-114
Y341-112
封隔器
球座及撞击筒
备注
耐温℃
130
130
130
130
耐压MPa
35
35
35
35
外径mm
112
110
114、112
114、112
通径mm
60
46
60
50
座封启动压差MPa
5
1
20
长度mm
455
983
410
1157
适用套管
mm
121
124
连接扣型
27/8TBG
（6）套管分注管柱：
a.主要工艺用途：
用于4in套管井一级二段分注工艺。
b管柱结构：如图22所示。
c.使用技术条件：
主要用于4in套管井。
d.工作原理：
座封：直接注水便可完成封隔器座封。
验封：从油管内注水至少25MPa，此时套管若无返水则验封合格。
解封：直接上提管柱。
e.主要技术参数：见表11。
表11 4in分注管柱配套工具主要技术参数表
参 工具
数
参
量
支撑卡瓦
一体
封隔器
水力锚
备注
耐温℃
130
130
130
耐压MPa
35
35
35
外径mm
80
80
80
内通径 mm
45
30（封）20（芯体）
45
座封启动压差 MPa
1
5-30（可调）
1
长度 mm
290
983
320
适用套管
内径mm
4in通用
连接扣型
27/8TBG
5.计算机程序编制
在第3章中介绍了有关嘴损的计算。为了方便计算，现把它编制成计算机应用程序如下：
Private Sub Command4_Click()
Text1(i).Text = Val(Text1(i).Text)
Text1(0).Text = 12
Text1(1).Text = 15.5
Text1(2).Text = 7
Text1(3).Text = 0.7
Text1(4).Text = 11.4
Text1(5).Text = 0.4
End Sub
Private Sub Command1_Click()
Text1(i).Text = Val(Text1(i).Text)
Text1(0).Text = ""
Text1(1).Text = ""
Text1(2).Text = ""
Text1(3).Text = ""
Text1(4).Text = ""
Text1(5).Text = ""
End Sub
Private Sub command2_Click()
Text1(i).Text = Val(Text1(i).Text)
Iw = Text1(0).Text
Pt = Text1(1).Text
Ph = Text1(2).Text
Pfr = Text1(3).Text
Pe = Text1(4).Text
Pcf = Text1(5).Text
q = Iw * (Pt + Ph - Pfr - Pe - Pcf)
Text2.Text = q
End Sub
Private Sub Command3_Click()
End
End Sub
6结论与认识
通过对分层注水工艺的分析和研究得出了以下结论:
(1)通过对指示曲线的分析,可以知道,当注水曲线发生某种变化时,该现象是否正常,发生这种变化的原因。也可以说明地层或油井发生了什么变化。
（2）目前，分层注水的方法主要是油管和套管分两层段注水。
（3）了解了影响注水井吸水能力的各种因素。
（4）通过分层注水，吸水剖面可以明显改善，吸水状况良好。使对应油层得到了充分的能量补充，对应油井逐渐收效。
（5）对适合注水的地层，应积极开展和广泛推广分层注水的方法，完善分层注水工艺，进一步提高油田开发水平。
参考文献
1． 王鸿勋、张琪.〈〈采油工艺原理〉〉.石油工业出版社.1993年。
2． K.E 布朗. 〈〈升举法采油工艺〉〉. 石油工业出版社.1999年。
3.《采油技术手册》石油化学工业出版社.1977年。
4.万仁傅，罗英俊主编.《采油工程手册》石油工业出版社，1992年。
5.王隆慧，李红春等，“高压注水井套管保护管柱受力分析探讨”文章编号：1001-3482（2004）增刊-0039-03。
6.李文华主编，《采油工程》中国石化出版社，2004年。
7.（美）G.鲍尔.威尔海特，《注水》石油工业出版社，1992年。
