整理注水工艺方案设计任务书石工级用.docx
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整理注水工艺方案设计任务书石工级用
注水工艺设计任务书
碎屑岩油藏注水工艺设计
西南石油大学石油工程学院
2013年3月
某油田碎屑岩油藏注水工艺设计
一、目的及要求
1.目的：
通过对某油藏J2s储层注水工艺设计，了解注水工艺方案的基本设计思路、设计内容，掌握方案设计的基本方法、步骤以及设计中所涉及的基本计算，加强系统的工程训练，培养分析和解决实际工程问题的能力。
2.要求：
根据某油藏基础数据和设计要求，完成注水工艺方案的设计并总结和编写出“注水工艺方案设计”报告。
3.要求对以下内容进行设计：
（1）油田注水开发可行性分析
（2）注入水水源选择与水质要求
（3）注水工艺参数设计
（4）注水管柱设计
（5）注水井试注、投（转）注措施要求
（6）注水井增注及调剖措施
（7）注水工艺方案总结及实施建议
二、设计所需的基础资料和数据
1.某油藏主要地质特点
（1）构造圈闭较完整，但面积较小，储量较小，天然能量不足
该油藏圈闭面积7.0km2，含油面积9.4km2，平均有效厚度16m，可采储量178.5×104t，其弹性采收率3.63%，溶解气驱采收率12.2%。
（2）储层物性差，潜在伤害因素复杂，油藏压力偏低，地层压差较小，但原油物性好，油气比高
该油藏J2s储层属低孔、低渗岩屑砂岩储层，其平均孔隙度只有15.08%，平均渗透率仅有25.95×10-3μm2。
其主要流动喉道半径平均为4～5μm。
由于储层孔隙喉道不规则，喉道半径小，极易受到入井液中固相颗粒造成的堵塞伤害。
（3）储层岩石敏感性
储层粘土含量较高（主要含高岭石、绿泥石等敏感性较强的粘土矿物，见表1）；因此具有中等～中等偏强的水敏性（水敏指数0.5－0.59），但速敏较弱，无酸敏。
表1油藏J2s储层粘土矿物统计
泥质含量%
粘土矿物相对含量%
K
C
I/S
I
7.2
41
39.3
9.7
10
（4）储层岩石润湿性
岩石润湿性测定表明，水排比为100%，油排比为0%，属强亲水。
2.原油性质
油田的原油物性较好，表现为低密、低粘（50℃时1.91mP.s）、低凝的“三低”特性（见表2）。
但原油中高碳蜡含量高，井筒结蜡严重
表2油田原油物性
项目
密度g/cm3
粘度mP.s
凝固点℃
含蜡量%
胶质沥青%
含硫%
初馏点℃
蜡熔点℃
地面
地下
总蜡量
高碳蜡
一般蜡
高碳蜡
相对
绝对
某油田
0.8138
0.87
<-2
3.3655.82
72.80
73.8
2.45
4.3
1.62
8.4
0.03
70
82
89
3.油藏压力
该油田油层压力系数偏低（0.995～1.002），油气比高，地饱压差小（见表3、表4）。
表3油田基础数据表
项目
开采层位
油层中深m
地层压力MPa
饱和压力MPa
地饱压差MPa
原油密度g/cm3
气体相对密度g/cm3
原油体积系数
水密度g/cm3
原油粘度（地下）
mPa.s
某油田
J2s
2675
26.3
18.1
8.2
0.8138
1.029
1.732
1.002
81.1
附表4油田油井生产情况
方式
单井日产（t/d）
气油比（m3/t）
生产压差（MPa）
油层温度℃
自喷
20
271
5
81.1
4.主要开发指标
根据开发方案的部署该油田实行注水保持地层原始压力开发，采用五点法面积注水，井距350m，总数50口，其中采油井25口，注水井25口，注采比1：
1。
第一年平均单井配产20t/d，年产能力16.47×104t，采油速度3.2%。
稳产2.5年，开发指标预测见表5。
表5油田开发指标预测
开采时间（a）
井数（口）
平均单井日产油量（t）
日
产
油
（t）
年
产
油
（104t）
累
积
产
油（104t）
日
产
气
（m3）
累
积
产
气（104m3）
日产水（m3）
累
积
产
水（104m3）
1）按类型分。
环境标准按类型分为环境质量标准、污染物排放标准（或控制标准）、环境基础标准、环境检测方法标准、环境标准样品标准。
采油速度（%）
目前，获得人们的偏好、支付意愿或接受赔偿的意愿的途径主要有以下三类：
①从直接受到影响的物品的相关市场信息中获得；②从其他事物中所蕴含的有关信息间接获得；③通过直接调查个人的支付意愿或接受赔偿的意愿获得。
采出程度（%）
[答疑编号502334050101]含水率（%）
（四）规划环境影响评价的审查采油井
注水井
1
25
25
20.0
499
16.47
16.47
135229
4463
4
0
3.2
3.2
0.8
2
25
25
19.8
496
16.43
32.90
134416
8916
8
0
3.2
6.5
1.6
3
25
25
19.5
487
16.25
49.15
131977
13320
15
1
3.1
9.7
3.0
4
25
25
18.0
450
15.54
64.69
121950
17531
26
1
2.9
12.8
5.4
5
25
25
16.3
406
14.10
78.79
110026
21352
43
2
2.6
15.6
9.6
6
25
25
14.5
362
12.70
91.49
98102
24794
68
4
2.3
18.1
15.7
7
25
25
12.2
306
10.98
102.47
82926
27769
97
7
2.0
20.3
23;/5.4
8
25
25
10.3
257
9.29
111.76
69647
30287
120
10
1.6
22.2
31.9
9
25
25
8.5
212
7.72
119.48
57452
32379
144
15
1.3
23.7
40.4
10
25
25
7.0
176
6.36
125.84
47696
34103
161
20
1.1
25.0
47.9
5.油田吸水指数
由于该油田未搞试注，无实测的吸水指数资料，因此，依据地质开发方案所提供的吸水指数与采液指数的关系进行预测计算。
其预测结果见表6。
表6某油田吸水指数预测结果
含水率（%）
0
10
20
30
40
50
吸水指数（Jw）
（m3/d·MPa）
2.755
2.392
2.188
2.184
2.084
1.976
6.注入水水源及水质要求
（1）水源
该油田是一个严重缺水的地区，水来源较困难，油田注水开发需要大量的水。
为了缓解水源矛盾，减少环境污染，该油田采用单管流程注水，减少洗井次数。
（2）水质
①储层特性要求
该油藏J2s储层为低孔、低渗，其主要流动喉道半径平均仅为4～5μm。
根据“1/3～1/6”原则，该油田按主要流动喉道半径的1/5计算。
②悬浮物
试验结果表明，该油田J2s层注入水中悬浮物大于0.75mg/L时，驱替1000倍孔隙体积的水后，岩芯损害程度平均为39.7%，而当悬浮物含量小于0.5mg/L时，注入水中悬浮物对岩芯的损害程度很小，平均仅为2%。
目前该油田对注水中悬浮固相颗粒直径处理采用精细过滤设备。
表7某油田注水水质标准
水质项目
单位
水质标准
备注
悬浮物
含量
mg/L
≤
根据资料确定
颗粒中值直径
μm
≤
根据资料确定
总含铁量
mg/L
<0.10
含油量
mg/L
<5.0
溶解气含量
mg/L
<0.05
硫化物含量
mg/L
<5.0
二氧化碳含量
mg/L
<5.0
平均年腐蚀率
mm/a
<0.076
膜滤系数
>20.0
细菌含量
腐生菌
个/ml
<100
硫酸盐还原菌
个/ml
<100
pH值
6－8
与地层水的相溶性
不产生沉淀结垢
投注前进行试验分析
与原油的相溶性
不乳化
与地层的配伍性
根据资料确定
（3）该油田注水系统存在的主要问题
①水源曝氧严重，造成供输、水处理系统及井下管柱腐蚀严重，从而大大增加了铁及机杂的含量。
②精细过滤执行不严，注入水未得到有效处理。
采用精细过滤设备。
7.注水压力设计数据
（1）据M1井、M3井、M139井压裂资料测算，该油田的破裂压力梯度在0.0189～0.0207MPa/m范围，平均0.0198MPa/m。
油层平均中部深度H＝2675m，假定注入水在井筒流动为层流，Re=2000，则λ=64/Re。
（2）忽略注水温度设计。
（3）根据相邻油田经验，注水启动压差一般3－4MPa，因此，该油田注水启动压差参照相邻油田取值。
（4）注水井井口装置按25MPa压力等级配套。
8.注水管柱强度设计基础数据
（1）注水管柱数据
27/8"平式和加厚油管：
D＝7.3cm；d＝6.2cm；t1＝0.1412cm
δ＝0.551cm；ζ（壁厚系数）＝0.875
两种管材：
材质为J55时，σs＝3870Kgf/cm2
材质为N80时，σs＝5620Kgf/cm2
管柱在空气中重（带螺纹和接箍）：
q=9.52kgf/m（两种材质相同）
组合安全系数标准：
η≥1.015
（2）考虑组合管柱安全系数，不考虑深井管柱的各种负荷和受力计算。
（3）腐蚀量为直径方向的腐蚀量，年腐蚀量应为0.076mm×2。
三、设计原则
1早期注水，保持地层压力。
2针对性地制定适应性强的注水水质标准，确保高质量的注入水质来简化防腐措施和最大限度地延长注水稳定周期。
从而减少洗井、增注等作业措施工作量。
3推广使用套管保护液的保护套管技术。
4地面设计采用单管注水流程，配套洗井车洗井。
5从工具配套性考虑，该油田自喷阶段和有杆泵抽油均采用
"油管。
因此，该油田注水采用
"平式油管，配套性强。
四、设计内容及计算要求
1.油田注水开发可行性分析
根据该油田已知地质特点、油藏特点和其它已知资料和数据，对该油藏注水开发（合理油藏压力水平、储层表面润湿性、注水对储层岩石敏感性）的可行性进行简要分析阐述。
2.设计原则（已给出）
对给出的设计原则如有不同要求，可修改设计原则或提出自己的设计原则。
3.注入水水源选择与水质要求
根据行业水质推荐标准和可用的基础数据，提出油田的具体水质指标和注入水水源。
（1）水源：
根据资料和该地区的情况提出水源选择；
（2）水质：
根据提供的资料和表7（注水水质标准），完善该油田注水水质标准并列出对应的行业标准。
（3）确定采用精细过滤设备的精度大小。
（4）根据该油田注水系统存在的问题，提出保证注水系统水质的要求及措施。
4.注水工艺参数设计
（1）注水量预测
根据开发指标不同时期的含水率，预测不同含水率时期单井日平均注水量和所有注水井日注水总量，并绘制单井日平均注水量及所有注水井日注水总量与不同含水率的关系曲线。
（2）预测注水井吸水能力（已给出）
（3）注水系统压力预测
①预测注水破裂压力
预测最低、最高和平均破裂压力梯度条件下的井底和井口破裂压力。
②注水压力设计
当油层无控制时，预测含水率fw为：
0%、10%、20%、30%、40%、50%，地层压力为两种情况：
26.3MPa，23MPa时，注水井的井口压力和井底压力。
确定是否满足给定的注水井井口装置的压力等级配套。
5.注水管柱设计
（1）抗内压极限强度计算：
注水管柱（油管）J55和N80两种材质的抗内压极限强度（美制油管，API标准），判断是否满足井口装置的压力等级要求。
（2）抗拉极限强度计算：
注水管柱（油管）J55（平式和加厚）和N80（平式和加厚）两种材质的抗内压极限强度（包括新油管，腐蚀7年、腐蚀10年、腐蚀13年的油管）。
（3）组合管柱抗拉安全系数的计算：
注水管柱（油管）J55（平式和加厚）和N80（平式和加厚）两种材质的抗内压极限强度（包括新油管，腐蚀7年、腐蚀10年、腐蚀13年的油管）。
要求组合安全系数：
η≥1.015
按以下四种方式组合计算组合安全系数：
序号
材质
规格
管柱组合
安全系数
新油管
腐蚀7年
腐蚀10年
腐蚀13年
1
J55
27/8〞（平式）
5.51mm×2675
2
N80
27/8〞（平式）
5.51mm×2675
3
J55
27/8〞（平式）
5.51mm×1875
27/8〞（加厚）
5.51mm×800
4
N80
27/8〞（平式）
5.51mm×1875
27/8〞（加厚）
5.51mm×800
根据计算的组合安全系数，选择一种满足要求的注水管柱的材质和组合。
以下内容根据提供的该油田基本资料、数据和自己的设计，作简要阐述：
6.注水井投（转）注措施要求；
排液要求、洗井要求。
7.注水井增注及调剖措施；
提高增注的技术。
8.注水井日常管理要求；
9.注水工艺方案总结及实施建议。
五、完成设计报告
1.写出设计报告。
2.附设计的任务书及原始数据。
3.报告要求用16开纸手写，字迹工整，文字通顺，思路清晰，计算结果正确。
4.按时完成全部设计内容（包括计算公式、过程、数据表、含水率分别与井底和井口注入压力曲线图、管柱在不同腐蚀年限的极限内压、抗拉极限载荷及组合安全系数等数据表），要求独立完成。
六、报告格式
1.封面“某油田注水工艺方案设计”，写明专业、设计人、年级学号、日期
2．正文、设计内容包括：
（1）设计概要
（2）已知基础资料及数据
包括：
已知的油藏地质资料、开发指标、数据、表格等
（3）设计原则
（4）注入水水源选择与水质要求
（5）注水压力设计分析
包括：
注水井吸水能力预测、地层破裂压力预测、注水压力设计
（6）注水管柱设计
包括：
两种给定管材的注水管柱强度计算（抗内压极限、抗拉强度）、注水管柱设计
（7）注水井投（转）注措施及要求
（8）注水井增注及调剖措施
（9）注水井的日常管理要求
（10）注水工艺方案总结及实施建议
注：
第（7）、（8）、（9）、（10）根据自己的设计和要求简要阐述。
七、参考书
1.《石油工程设计》教材，西南石油大学编
2.《中华人民共和国石油天然气行业标准之采油工程方案设计编写规范》，石油天然气总公司发布
3.《采油技术手册》，石油工业出版社
4.《采油工程》，石油工业出版社
-
含水率
产油量
0
499
1.6
496
3
487
5.4
450
9.6
406
15.7
362
23.4
306
31.9
257
40.4
212
47.9
176
含水率%
全井日注水量（m3/d）
单井日注水量（m3/d）
注水压差mpa
吸水指数（m3/d.mpa）
0
1062
42.48
15.419
2.755
10
895.7
35.828
14.978
2.392
20
737.2
29.488
13.477
2.188
30
690.3
27.612
12.642
2.184
40
586.9
23.476
11.264
2.084
50
469.2
18.768
9.498
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