论文部分内容阅读
摘 要: 目前采修一体化平台在浅海开发中应用广泛，具有管理油水井数量多，油水井作业周期短，作业频次多等特点。海上注水井数量较多，需要定期进行清洗管柱，受洗井船舶数量及海况因素限制，拖延洗井周期，影响注水效果。针对现有情况，我们利用采修平台现有的设备（三缸泵、污液罐、百方罐等）进行自主洗井，从而减少洗井船舶洗井费用，缩短洗井周期，达到配注要求。
关键词：洗井；三缸泵；海洋水井
一、 自主洗井的目的及意义
随着海上油田的深入开发，海上采油已经进入了二次水驱采油阶段，为了确保油井的稳定生产，必须要加强对水井的治理。由于注入水中含有比较多的杂质，随着时间的累积，逐渐在井筒和油层中堆积，容易形成堵塞，影响注水效果。所以我们要对注水井进行定期的清洗。
与陆地注水井洗井不同，我们所处的施工环境是海上，洗井必须需要洗井船舶的配合。但海上水井较多，洗井船舶却是数量有限，往往供不应求，不能达到计划要求。同时还要考虑到恶劣海况因素的影响。当值大风季节，往往数天不能出海施工，不能正常进行洗井作业，导致水井注水效果不佳，从而影响原油产量。为了解决这些影响洗井的因素，我们通过对采修一体化平台现有设备分析和理解提出：可以利用平台自身设备进行洗井。平台上配备了海洋修井机、三缸泵、净水罐、污液罐、沉砂罐等设备，利用这些设备我们就可以实现自主洗井过程。
二、 采修一体平台自主洗井流程
1、水质要求
为了实现洗井过程，首要条件即为水源。目前海上注水水源主要包括陆地淡水、海水、注入水等三项，由于特殊的洗井要求，要求洗井用水悬浮物含量：≤5.0mg/l；含油量：≤15mg/l；海水含矿物质较多，对地层污染较为严重，切颗粒悬浮物较多，一般大于120 mg/l；陆地淡水费用较高，在海上大规模使用无法实现，主要考虑就是平台注入水。平台注入水采用原油分离水，复合地层水质要求，对地层基本无污染，经过注水站库多次过滤，各项指标基本复合，在实际生产中，悬浮物含量控制在10.0mg/l、含油量控制在25mg/l之内。为确保水质合格，在原净化罐顶部安装过滤器一台，采取注入水，通过过滤器滤芯过滤，将达标反洗水收集入净化罐。
2、压力要求
为了完成洗井还要满足相应的压力要求，日常浅海油区注水压力控制在8.0 MPa -10.0MPa，结合保证洗井需求及管柱、附件安全要求，洗井最大要求压力应控制在15 MPa以内。我们采用平台自备FQNB-66/40型三缸泵，最大工作压力40MPa，最大排量66m3/h，完全可以满足洗井要求。我们将净水罐中的净化水导入通过三缸泵进行加压，从而得到相应压力的水源。（图为三缸泵）
3、流程连接
将高压水源利用高压软管接入水井套管流程，连接水井生产流程至平台沉砂罐，进行反洗井过程。高压水从套管进入井下，在压力驱动下小部分水对油层近套管地带进行冲洗，其大部分高压水通过反洗阀进入水井油管，对其进行清洗。再通过水井油管流程反出，完成洗井井下部分。
4、返出污液处理
由于返出的溢流是近期或前阶段的注入水，含有相当数量的污油、悬浮杂质、溶解离子等污染物，为了保护海洋环境，达到HSE的要求，不能随便处理，为此我们还建立了污水处理系统。将返出液通过高压软管导入到沉砂罐中，由于污液罐体积有限只能进行暂时存储，最终还是要将污液导入到污液罐中存储。等待排污船只在适宜天气环境下靠平台，清理污液罐，从而达到零污染。下图为排污船进行排污。
5 经济效益分析
运用此方法我们利用平台自有设备进行水井自洗井16井次，本平台节约船舶费用7万元。同时 将反洗周期由原来的5个月缩短为3个月，提高了水井注水效果，确保水井高质量的完成配注要求，为实现油井高效高产打下良好基础。
三、技术经济分析报告
(1)项目实施的时间、技术路线、实施过程和应用范围等；埕岛油区第一座采修一体平台始建于2006年，经过进8年的应用，该类平台已在埕岛油区广泛应用，技术日渐成熟。利用本平台设备实现自主洗井首次应用与2012年，主要是利用现有采修一体化平台修井用三缸泵及附属流程，采用本平台注入水过滤充当反洗水，实现洗井效果。该类技术已成功引用于多座平台，主要适用于采修一体化平台。(2)项目涉及的主要技术经济指标的意义和解释说明；注水井返洗周期按照要求为每季度进行一次，受天气及船舶因素影响，部分水井洗井周期达到半年。(3)项目技术经济计算方法模型的说明论证以及计算过程；(4)项目实施前后的技术经济、应用效果等数据对照。本年度运用此方法我们利用平台自有设备进行水井自洗井16井次，本平台节约船舶费用7万元。同时将反洗周期由原来的5个月缩短为3个月，提高了水井注水效果，确保水井高质量的完成配注要求，为实现油井高效高产打下良好基础。
关键词：洗井；三缸泵；海洋水井
一、 自主洗井的目的及意义
随着海上油田的深入开发，海上采油已经进入了二次水驱采油阶段，为了确保油井的稳定生产，必须要加强对水井的治理。由于注入水中含有比较多的杂质，随着时间的累积，逐渐在井筒和油层中堆积，容易形成堵塞，影响注水效果。所以我们要对注水井进行定期的清洗。
与陆地注水井洗井不同，我们所处的施工环境是海上，洗井必须需要洗井船舶的配合。但海上水井较多，洗井船舶却是数量有限，往往供不应求，不能达到计划要求。同时还要考虑到恶劣海况因素的影响。当值大风季节，往往数天不能出海施工，不能正常进行洗井作业，导致水井注水效果不佳，从而影响原油产量。为了解决这些影响洗井的因素，我们通过对采修一体化平台现有设备分析和理解提出：可以利用平台自身设备进行洗井。平台上配备了海洋修井机、三缸泵、净水罐、污液罐、沉砂罐等设备，利用这些设备我们就可以实现自主洗井过程。
二、 采修一体平台自主洗井流程
1、水质要求
为了实现洗井过程，首要条件即为水源。目前海上注水水源主要包括陆地淡水、海水、注入水等三项，由于特殊的洗井要求，要求洗井用水悬浮物含量：≤5.0mg/l；含油量：≤15mg/l；海水含矿物质较多，对地层污染较为严重，切颗粒悬浮物较多，一般大于120 mg/l；陆地淡水费用较高，在海上大规模使用无法实现，主要考虑就是平台注入水。平台注入水采用原油分离水，复合地层水质要求，对地层基本无污染，经过注水站库多次过滤，各项指标基本复合，在实际生产中，悬浮物含量控制在10.0mg/l、含油量控制在25mg/l之内。为确保水质合格，在原净化罐顶部安装过滤器一台，采取注入水，通过过滤器滤芯过滤，将达标反洗水收集入净化罐。
2、压力要求
为了完成洗井还要满足相应的压力要求，日常浅海油区注水压力控制在8.0 MPa -10.0MPa，结合保证洗井需求及管柱、附件安全要求，洗井最大要求压力应控制在15 MPa以内。我们采用平台自备FQNB-66/40型三缸泵，最大工作压力40MPa，最大排量66m3/h，完全可以满足洗井要求。我们将净水罐中的净化水导入通过三缸泵进行加压，从而得到相应压力的水源。（图为三缸泵）
3、流程连接
将高压水源利用高压软管接入水井套管流程，连接水井生产流程至平台沉砂罐，进行反洗井过程。高压水从套管进入井下，在压力驱动下小部分水对油层近套管地带进行冲洗，其大部分高压水通过反洗阀进入水井油管，对其进行清洗。再通过水井油管流程反出，完成洗井井下部分。
4、返出污液处理
由于返出的溢流是近期或前阶段的注入水，含有相当数量的污油、悬浮杂质、溶解离子等污染物，为了保护海洋环境，达到HSE的要求，不能随便处理，为此我们还建立了污水处理系统。将返出液通过高压软管导入到沉砂罐中，由于污液罐体积有限只能进行暂时存储，最终还是要将污液导入到污液罐中存储。等待排污船只在适宜天气环境下靠平台，清理污液罐，从而达到零污染。下图为排污船进行排污。
5 经济效益分析
运用此方法我们利用平台自有设备进行水井自洗井16井次，本平台节约船舶费用7万元。同时 将反洗周期由原来的5个月缩短为3个月，提高了水井注水效果，确保水井高质量的完成配注要求，为实现油井高效高产打下良好基础。
三、技术经济分析报告
(1)项目实施的时间、技术路线、实施过程和应用范围等；埕岛油区第一座采修一体平台始建于2006年，经过进8年的应用，该类平台已在埕岛油区广泛应用，技术日渐成熟。利用本平台设备实现自主洗井首次应用与2012年，主要是利用现有采修一体化平台修井用三缸泵及附属流程，采用本平台注入水过滤充当反洗水，实现洗井效果。该类技术已成功引用于多座平台，主要适用于采修一体化平台。(2)项目涉及的主要技术经济指标的意义和解释说明；注水井返洗周期按照要求为每季度进行一次，受天气及船舶因素影响，部分水井洗井周期达到半年。(3)项目技术经济计算方法模型的说明论证以及计算过程；(4)项目实施前后的技术经济、应用效果等数据对照。本年度运用此方法我们利用平台自有设备进行水井自洗井16井次，本平台节约船舶费用7万元。同时将反洗周期由原来的5个月缩短为3个月，提高了水井注水效果，确保水井高质量的完成配注要求，为实现油井高效高产打下良好基础。