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工藝技術范文1
【關鍵詞】采礦，工藝技術，礦產
礦產資源是人類生產生活中必不可少的重要資源，采礦作業主要就是采取科學的工藝技術對地表或地表以下的礦產資源進行開采、開發。采礦工藝技術直接影響著采礦作業的效率、質量、安全以及效益，所以，采礦工藝技術必須與時俱進，只有這樣才能滿足礦產生產和采礦企業發展的需求。因此，本文就采礦工藝技術在采礦作業中的應用進行了分析與探討。旨在與同行進行業務交流，以期推進我國采礦工藝技術的發展。
一、采礦工藝技術在采礦作業中的特點
在采礦作業中為了加強采礦工藝技術的應用，作為采礦作業人員，必須對其特點有一個全面認識。
一是自然中存在的礦體是礦產開采的主要原料，這就表明所開采礦產資源的地址無法隨意選擇，礦體的儲量也無法輸入和再生。礦山的礦產儲量、生產能力與采礦企業的經濟效益有著密切關聯；
二是采礦的機械設備和人員具有較大的流動性，常隨采礦進度和加工對象情況變化而進行轉移。開采礦山時，必須挖掘一系列的巷道，并做好一系列采礦準備工作后，才能進行回采。挖掘、采準及回采工作三者間的關系為相互協調，這樣才能確保礦山順利生產。若是三者間的關系無法做到相互協調，那么必然會產生一系列不良反應，例如采掘失調、礦山減產等；
三是隨著礦產業的發展，采礦作業必然會呈現出優質礦產枯竭，采掘條件越來越來惡劣，礦產品質越來越差且采礦成本越來越高這樣的趨勢。開采劣質礦產，會使巖石混入礦石中，造成礦石貧化，從而降低采礦質量、效率以及效益；開采劣質礦產時，還會遇上部分礦石無法開采的情況，這就進一步加大了企業的損失。礦產資源的品質和地址不會因為人為意志而發生改變，所以，針對礦產作用今后的發展趨勢，我們必須不斷革新采礦與選礦技術，實現綜合利用，這樣能夠降低成本費用。此外，采礦企業在進行采礦生產質量管理時，還應充分注重如何有效降低礦石貧化率和損失率，這樣有助于提高企業的經濟效益；
四是礦產資源賦存條件復雜，品質分布不均，使得礦產資源的工業儲量容易發生變化，導致采礦設計難以實現標準化，加上采礦工程是一項復雜、建礦周期長、金額投資大的系統工程，這就進一步提高了采礦企業的投資風險；五是礦產資源的分布主要表現為兩種形式，一種在地表上，一種深埋在地表之下。采礦作業具有勞動力需求量大、工作環境差、安全性缺乏保障的特點，尤其是地下采礦作業，其工作難度更大，機械化和自動化的實現更是難上加難，因此，采礦企業必須充分重視改善勞動力的方法和保護環境的條件。
二、采礦工藝技術在采礦作業中的應用
通過上述分析，我們對采礦工藝技術在采礦作業中的特點有了一個基本的認識，那么作為施工人員應如何確保采礦作業安全高效的運行呢？筆者以下帶著這一問題，就采礦工藝技術在采礦作業中的應用做出以下幾點探究性的分析。
1、機械化連續采礦技術。隨著大型采礦裝備的不斷研制成功和推廣使用， 采礦作業也不斷朝著大參數、大采場、高階段、連續作業的方向發展。在上世紀80 年代以來的近30多年里，各種無軌設備的研制和推廣不僅使得鑿巖、鏟裝、運輸等主要工序配備了功能齊全的無軌設備， 而且幾乎所有的輔助作業也逐步實現了機械化。機械化作業效率高、機動性強、產能大的特點， 為連續采礦技術的實現創造了條件； 同時， 機械化也必須通過連續化生產才能充分發揮其高效高產的優勢。連續采礦技術的實質是以整個礦段作為大型采場， 在上下連續的多個礦段分別平行進行采切、回采、充填工序， 采礦作業分工序在不同的空間和時序上平行進行， 但整體向前連續推進。目前連續采礦技術在國內外的發展從工藝技術、設備配套、控制技術等方面均日臻成熟， 已經開始進入推廣使用階段。
2、特殊采礦法。不同地質、地層的礦產資源，所選用的采礦方法也不盡相同，在一些特殊情況下應針對情況采取特殊的采礦方法，例如物理化學采礦、海洋采礦等。其中物理化學采礦主要是利用溶浸液溶解出礦體中的有用成分，并將這些有用成分從地下舉升道地面，而后采取相應的方法進行提取。物理化學采礦法具有投資小、效益高、工作條件好的特點，但是也存在一定的局限，即只能適用于銅、鈾等金屬礦物以及鹽、堿、硫等。除了陸地中蘊藏各種礦產資源外，在濱海大陸架上和海洋底同樣蘊藏豐富的礦產資源，但是由于海洋采礦具有投資大、見效慢、工作條件差、危險系數高的特點，因而，海洋采礦法應用極少。這也是目前我國主要在陸地進行開采的主要原因，但是隨著資源的不斷開采，未來在海洋中加強礦產資源的開發將成為必然趨勢，因而作為采礦企業必須緊密結合時展的需要，切實掌握各種特殊采礦技術嗎，才能更好地確保采礦作業安全進行。
3、填充采礦法。填充采礦技術是一種人工支護采礦技術，其原理是緊隨回采工作面進行推進，同時將填充材料輸送給已經采空的區域，從而使得回采作業得到充填體的保護，以此確保采礦的安全、效率以及經濟效益。填充采礦技術屬于新型采礦技術，主要適用于深度較深的礦井，具有適應性強、采礦效率高、開采安全性好等特點。因此，在實際應用過程中，作為采礦作業人員應切實掌握填充采礦技術的特點和原理，才能確保應用成效的提升。
工藝技術范文2
1．目的
為了加強對工藝技術工作的管理，特制定本制度。
2。范圍
適用于本公司的工藝技術管理工作。
3．職責
3．1．供銷部對采購的材料負責。
3．2．公司工藝技術管理工作由生產部歸口管理。
3．3。生產部負責對配方、工藝的執行情況進行監督、指導和檢查。
3．4．車間負責按工藝流程組織生產。
3．5．車間負責處理本車間發生的工藝、技術質量問題，對工藝執行情況進行指導、監督和檢查。
3．6．生產部負責對原材料、半成品、成品、膠料的配合等進行檢驗或試驗。
3．7．企管部對車間的工藝執行情況進行考核。
4．內容
4。1．采購
4。1．1供銷部在采購新材料之前，應提前一個月，將樣品送生產部進行化驗，合格后才進：
試、中試，最后確定使用與否。‘
4，1．2配方中確定的材料產地，一般情況不進行更換，如因其它原因，需更換產地時，需按，
條規定執行。
4．1．3．若采購不按上述要求執行，應承擔相應責任。
4．2。工藝、技術文件的編制
4。2．1．工藝規程由相關車間在生產部的指導下編制。。
4．2．2。質量計劃由生產部依據對特殊產品項目或合同的需要編制。
4．2．3。生產配方由生產部下達。
4．2．4。生產部依據國家標準(行業標準)對相應項目的要求，編制企業質量等級標準。
4．3，工藝，、技術文件的更改
工藝、技術文件的更改應按YDCX-01《文件控制程序》的規定執行。
4．4．工藝、技術文件的管理
4．4．1．正式技術文件由生產部、技術人員起草，主管生產技術副總批準，企管部負責發放。
4．4．2．臨時技術文件(臨時工藝、質量計劃、臨時配方)由生產部、技術人員起草，主管生
產技術副總批準，生產部、企管部存檔，發放時要加蓋“受控”章，未加蓋“受控”章視為無
效。
4．4．3．各使用部門負責對該部門的技術文件予以實施，并負責文件管理。
4．4．4．工藝、技術文件屬公司的技術秘密，一經形成，生產部應及時存檔保管，使用部門應
指定專人管理，不得丟失、涂改或外借，做好保密工作。
4．5．現場工藝技術管理
4．5．1．生產部對現場工藝技術管理進行指導和監督，
4．5．2．生產車間必須嚴格按工藝流程規定組織生產。
4．5．3．車間組織生產時必須嚴格按工藝規程執行，不得擅自調整、修改工藝，一旦發現或導
致質量問題的，則按相關處罰條例進行處罰。
4．5．4．發現工藝、技術文件有不適宜的地方，車間應及時與生產部進行溝通，以便更正。
4．5．5．各車間技術人員負責本車間的技術管理工作，指導、監督車間按配方、工藝規程及質
量計劃進行操作，及時解決生產過程中出現的技術問題，同時應對工藝規程的執行情況隨時抽
查、糾正違反工藝規程的行為。
4．5．6．配方的下達必須按YDGL-15(配方管理制度》執行。車間在接到配方后，要認真核實，
發現不符合YDGL-15《配方管理制度》的配方可拒絕生產。
4．5．7．技術人員所調整的工藝，必須上報生產部，經批準后，方可按調整后的工藝執行，并
履行相關手續。
4．5．8．在生產過程中，發生的質量問題，操作工無權擅自作主處理：必須要經車間技術員同
意，并在其指導下進行處理，并上報生產部備案。
工藝技術范文3
關鍵詞：酸化 壓裂 應用
在油田油氣開采過程中，壓裂技術的應用比較廣泛，作用不容小視，它為油田實現穩定、高產的目標起到了良好的支持。下面結合筆者工作實際談一談壓裂技術的工藝特點，施工流程以及高砂比壓裂技術在長慶油田中的應用
一、油田壓裂工藝技術介紹
1.滑套式分層壓裂技術。采用水力擴張式封隔器和滑套式噴砂器組成的壓裂管柱，自下而上不動管柱施工，完成對一至三個層段的壓裂。適用于高、中、低滲油層。
2.選擇性壓裂技術。壓裂施工時利用暫堵劑對井段內滲透率高的層進行臨時封堵后，再壓裂其它層，以達到選擇油層壓裂的目的。該技術適用于層內不均質的厚油層或層間差異大的油層。
3.多裂縫壓裂技術。在施工時用高強度暫堵劑對已壓開層進行臨時封堵后，再壓裂其它層。一趟管柱可以壓裂三至四個層段，每層段可以形成二至三條裂縫。適用于油層多、隔層小、高密度射孔的油水井。
4.限流法壓裂技術。壓裂時通過低密度射孔、大排量供液，形成足夠的炮眼磨阻，實現一次壓裂對最多五個破裂壓力相近的油層進行改造。適用于油層多、隔層小、滲透率低、可以定點低密度射孔的油水井完井壓裂。應用此技術共壓裂增產效果顯著。
5.平衡限流法壓裂技術。采用與油層相鄰的高含水層射孔的方法，使其與目的層成為統一的壓力系統，平衡高含水層，以實現對低密度射孔部位油層的壓裂，壓后將高含水層炮眼堵死。適用于油層與高含水層隔層為零點四至零點八米的井的壓裂完井。一次壓裂可以實現最多五個層的改造。
6.定位平衡壓裂技術。在壓裂施工時利用定位壓裂封隔器和噴砂器控制目的層吸液炮眼數量和位置，平衡高含水層，實現一次壓裂三至五個目的層的改造。該技術適用于高密度射孔井的薄互層、目的層與水淹層隔層厚度在零點八至一點二米之間的薄油層及厚油層低含水部位的挖潛。
7.水平縫脫砂壓裂工藝技術。在壓裂時控制前置液量、排量、濾失速度，使攜砂液在裂縫尖端或其附近脫砂，阻止裂縫繼續向前延伸，以形成一條高導流能力裂縫。適用于井距七十至一百二十米、厚度大于一米、有效滲透率較大的密井網油層改造。其壓裂井效果比同條件下常規壓裂井多增油百分之三十左右。
8.燃爆復合壓裂技術。壓裂時先進行高壓氣體壓裂，在井筒附近形成數條徑向微裂縫，再進行水力壓裂，達到有效提高井筒附近泄流能力的目的。該技術適用于固井質量良好的低滲透或致密的油層?，F場應用中壓裂彈升壓時間為零點三至零點五毫秒、升壓速率十五點四至九十二點四六兆帕每毫秒，峰值壓力低于六十兆帕。
9.熱化學復合壓裂技術。利用預前置液中的化學藥劑反應產生的自生熱量，提高縫內溫度，降低原油流動阻力，達到提高效果的目的。該技術適用于低滲、稠油、含蠟量高的地層改造。
10.二氧化碳壓裂技術。把液態二氧化碳和水基壓裂液形成的混合液泵入井中，實施壓裂，達到增產增注的目的。其壓裂液具有殘渣低、返排率高、濾失小和弱酸性解堵的特點，可減少對油層的傷害，適用于低滲透、致密層的油氣井改造。
二、油田壓裂工藝技術施工程序
壓裂施工的基本程序如下：循環——試壓——試擠——壓裂——支撐劑——替擠——反洗或活動管柱
1.循環。將壓裂液由液罐車打到壓裂車再返回液罐車。循環路線是液罐車——混砂車——壓裂泵——高壓管匯——液罐車，旨在檢查壓裂泵上水情況以及管線連接情況。循環時要逐車逐檔進行，以出口排液正常為合格。
2.試壓。關死井口總閘，對地面高壓管線、井口、連接絲扣、油壬等憋壓三十至四十兆帕，保持2-3min不刺不漏為合格。
3.試擠。試壓合格后，打開總閘門，用一至二臺壓裂車將試劑液擠入油層，直到壓力穩定為止。目的是檢查井下管柱及井下工具是否正常，掌握油水的吸水能力。
4.壓裂。在試擠壓力和排量穩定后，同時啟動全部車輛向井內注入壓裂液，使井底壓力迅速升高，當井底壓力超過地層破裂壓力時，地層就會形成裂縫。
5.支撐劑。開始混砂比要小，當判斷砂子已進入裂縫，相應提高混砂比。
6.替擠。預計加砂量完全加完后，就立即泵入頂替液，把地面管線及井筒中的攜砂液全部頂替到裂縫中去，防止余砂乘積井底形成砂卡。
7.反洗或活動管柱。頂替后立即反洗井或活動管柱防止余砂殘存在井筒封隔器卡距之內，造成砂卡。
三、高砂比壓裂技術在油田中的應用
針對長慶油田進入中高含水開發階段的問題，開展高砂比壓裂技術攻關，完善壓裂液技術體系，逐步形成了這一新型的壓裂技術。
高砂比壓裂技術采用膠囊破膠劑來保持黏度和減少裂縫傷害，應用延遲交聯劑來提高壓裂液上水效率，可降低摩擦阻力百分之二十至百分之四十。在壓裂工藝上，適當增大前置液用量到百分之六十至百分之六十五；設計一二個百分之五至百分之十的低砂比加砂段塞，以減弱近井筒裂縫彎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撐劑，以提高砂比。應用三維壓裂優化設計技術，根據儲層實際情況，進行裂縫規模優化，在裂縫規模優化的基礎上，進行單井壓裂優化設計，克服了以前人為定縫高的弊端。針對壓裂液自噴返排率較低的情況，研究應用了壓后氣舉快速排液技術，減少了對地層的傷害。
截至目前，長慶幾大主力油田壓裂二百二十井次，平均施工砂比大于百分之三十五的有九十九井次，占總井次的百分之四十五，壓裂施工成功率百分之九十一點八。高砂比壓裂技術增產明顯，已為長慶油田增產兩萬噸，壓后平均單井日增液十四立方米，日增油八噸以上，有效期一百八十天以上。其中CQ-257井壓前日產油二點三噸，壓后初期日產油一百噸，穩定產量為每天四十噸。高砂比壓裂技術采用膠囊破膠劑來保持黏度和減少裂縫傷害，應用延遲交聯劑來提高壓裂液上水效率，可降低摩擦阻力百分之二十至百分之四十。在壓裂工藝上，適當增大前置液用量到百分之六十至百分之六十五；設計一二個百分之五至百分之十的低砂比加砂段塞，以減弱近井筒裂縫彎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撐劑，以提高砂比。應用三維壓裂優化設計技術，根據儲層實際情況，進行裂縫規模優化，在裂縫規模優化的基礎上，進行單井壓裂優化設計，克服了以前人為定縫高的弊端。針對壓裂液自噴返排率較低的情況，研究應用了壓后氣舉快速排液技術，減少了對地層的傷害。
四、結束語
綜上，筆者結合工作實際談了壓裂技術的工藝特點，施工流程以及高砂比壓裂技術在長慶油田中的應用。希望幾點淺顯的認識能為壓裂技術的進一步提高起到幫助作用。也望壓裂技術的廣泛應用，為油田實現穩定、高產的目標起到良好的支持。
參考文獻
[1]賀前華，韋崗，陸以勤；基因算法研究進展[J]；電子學報；2012年10期.
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工藝技術范文4
關鍵詞：地層出砂 機械防砂 壓裂施工 參數優化
隨壓裂規模的不斷擴大，油井壓后吐砂現象不斷出現，設備腐蝕速度加快，甚至造成設備無法正常工作。當油井處于開采后期，地層虧空，油井見水時，油井吐砂將嚴重加劇，這時油井產能將會嚴重減少。特別是壓裂油井，壓裂出砂頻繁出現，這就需要采取有效的防砂措施來控制出砂。
一、油層出砂原因分析
1.油層出砂機理
油層出砂機理較為復雜。從宏觀上看油層出砂是射孔孔眼不穩定和井筒不穩定造成的；從微觀上看其與巖石強度、所受外力、膠結狀況、變形特征等因素有關。油井壓裂后，具有高導流能力的裂縫就會在地層中形成，地層流體流入井底是由徑向流動變化為沿裂縫直線流和垂直于裂縫的直線流入井底，稱為雙線性流動模式。流體沿著具有高導流能力裂縫的方向流動，其阻力非常小。壓裂防砂目的是形成裂縫，穿透污染帶并加砂，擋住砂的同時，增加泄油面積，減緩流速，減少出砂并提高油井產能。
2.油井出砂的危害
油氣井出砂是石油開采遇到的重要問題。如果砂害治理，出砂會越來越重，甚至造成停產。出砂的危害主要表現在以下幾個方面：（1）減產或停止作業。（2）地面和井下設備磨蝕。（3）套管損壞、油井報廢（4）生產時間的損失。（5）油氣井的經濟和技術損失。
二、壓裂防砂原理和防砂技術適用條件
1.壓裂防砂原理
壓裂防砂是由于裂縫的存在而形成了典型的雙線性流動形式，壓裂防砂是通過向油層高壓泵入支撐劑，在油井近井地帶造成微裂縫，將支撐劑擠入裂縫、地層虧空帶，在油層中形成一定厚度的人工濾砂屏障――人工砂橋，從而依靠砂橋實現油井防砂的目的。壓裂防砂由于在地層中形成微裂縫，人工礫石在裂縫中形成了高滲流通道，從而改變了油層內的滲流狀態，使原來的原油向心徑向流改變為流向裂縫的水平流，滲流條件得到改善，從而降低了油流的攜砂能力。同時，由于高壓擠入的支撐劑改變了地層砂的受力狀況，使地層砂不易向井筒運移。另外，高壓人工井壁能有效彌補地層虧空，在井筒一定范圍內形成密實的高滲透帶，可降低生產壓差，減小井筒周圍流體流速，緩解地層出砂。由于壓裂防砂施工時攜砂液排量高，流速大，還可解除近井地帶堵塞，具有良好解堵增產效果。
2.壓裂防砂技術主要適用條件
通過對地層出砂及壓裂后出砂井的研究分析，可確定以下幾個適用條件：
（1）檢泵周期短，出砂特別嚴重的油井，其它防砂措施難以奏效的油井；
（2）層因出砂虧空嚴重的油井；
（3）攜砂生產難以奏效的油井；
（4）地層骨架膠結疏松、地層坍塌，含砂大于 11%的油井；
（5）油井有高產史，因地層傷害導致產量大幅度下降并出砂的油井。
三、壓裂防砂工藝技術的研究與應用
1.影響壓裂防砂效果的因素
（1）壓裂液
壓裂防砂技術對壓裂液提出了很高的要求，因此合理選擇壓裂液是保證壓裂充填，提高防砂效果的關鍵。目前國外已開發研制出50多種壓裂液，可大致分線性溶膠、硼交聯壓裂液、有機金屬交聯壓裂液、磷酸脂鋁交聯的油基液、泡沫壓裂液等多種體系。指出如果壓裂液侵人量最小，那么損害的程度是次要的，甚至可以忽略。在壓裂設計中優先考慮的應該是最大限度地增加裂縫導流能力，這就要求在高滲透壓裂中使用具有降濾失劑和破膠劑的高濃度聚合物交聯壓裂液。另外，可用低粘度的水來代替壓裂液，盡管高滲透軟地層在施工中濾失量較大，但只要保持足夠大的排量，仍能使地層造縫，突破原有近井地帶堵塞并能實現端部脫砂。雖然水做攜砂液降低了輸砂性能，但是其大排量足以彌補懸砂性差的缺陷，當然攜砂比會有所下降，使縫內的鋪砂濃度及導流能力有所下降。但計算及現場對比表明，盡管大排量高壓水充填比高粘液壓裂稍低，但是水壓裂充填裂縫內卻不存在聚合物傷害，這就使較短的水充填裂縫和較長的壓裂充填裂縫具有相近的產能。
（2）支撐劑
支撐劑在壓裂防砂中作用重大，除了要滿足常規壓裂的強度要求和導流能力外，其粒度組合還要兼顧礫石充填防砂的要求。根據地層的軟硬程度及出砂情況，支撐劑可以用樹脂涂敷砂，也可以裂縫前用石英砂、尾追部分用涂料砂，或者全部用石英砂或強質更大的陶粒。1993年，Roodhart等，首次報道了采用樹脂涂敷支撐劑實施壓裂充填作業之后，在常規壓裂充填技術的基礎上，發展了無篩管壓裂充填技術，采用樹脂涂敷砂作為支撐劑，省去壓裂充填時的井下篩管系統，減小了施工成本，降低了施工風險。對防砂作業，一般采用Saucier準則選擇礫石/支撐劑，但基于提高產能的需要，通過室內防砂試驗優選出20/40目的陶粒作為支撐劑。Fan在1999年提出支撐數的概念以及依據支撐數和無量綱裂縫導流能力的壓裂充填優化設計方法，指出一般情況下最優無量綱裂縫導流能力為1.6、支撐數至少為0.0001。同時，Morales提出了一個在高滲透地層中進行壓裂充填時的優化設計模型，可同時優化裂縫幾何尺寸和平均支撐劑分布，優化目標為凈現值。
四、壓裂防砂技術存在的問題
目前采用的仍然是smite的壓裂防砂技術理論分析和設計技術。在1987年提出的理論框架，存在著很多理論沒有完善?？偟膩碚f，壓裂充填技術目前存在的局限性和尚未解決的問題主要體現在以下4個方面：
1.雖然疏松砂巖油藏壓裂防砂技術能夠很好的被運用，但是對疏松砂巖油藏壓裂造縫機理認識還相當模糊。并且，現場施工中的裂縫形態控制技術很大程度上影響了壓裂防砂技術的應用。
2.目前壓裂充填理論主要適合于裂縫局限在產層內二維擴展的特殊情況，針對裂縫在縱向上超出產層的三維擴展情況，脫砂帶的分布及其物理指標尚無明確要求。如果只是在裂縫前端脫砂而不是在裂縫周邊封閉性脫砂，就無法控制裂縫的正常擴展，達不到壓裂充填的目的。
3.壓裂充填時的裂縫擴展模型已有文獻研究，但至今仍很難精確描述，其計算偏差很大。中外提出了許多硬巖層裂縫三維延伸的數學模型都能近似反映硬巖層裂縫延伸的實際，但對于軟地層裂縫擴展物理過程沒有嘗試進行描述，壓裂充填時的裂縫形態及參數仍沿用低滲透油藏的壓裂理論模型，僅在其基礎上作了一些修正?，F場應用證明該理論與實際有較大差距。
4.壓裂充填對壓裂液和支撐劑的要求較高，但壓裂液和支撐劑在理論上的定量和定性問題上尚是空白。壓裂液在中高滲透層的濾失和傷害機理有別于低滲透層的壓裂，但并沒有采用不同的壓裂液濾失模型描述其向地層的濾失行為，導致壓裂充填優化設計參數不準確，影響了壓裂充填防砂的效果。
四、結束語
壓裂防砂是目前比較先進的防砂工藝技術，并已從陸上向海上油氣井發展。但受其許多重要的理論問題還沒有得到解決的局限，尤其是疏松砂巖油藏壓裂造縫機理及裂縫形態等關鍵問題仍未得到圓滿的解決，壓裂液和支撐劑在理論上的定量和定性問題上尚是空白。這些工作的欠缺使壓裂充填防砂技術的廣泛應用受到了很大的限制。因此，壓裂充填防砂相關理論研究工作尚待進一步拓展。
參考文獻：
工藝技術范文5
關鍵詞：撈油井 大修 技術
撈油井在長期撈油生產中，經常出現抽汲繩打扭斷脫、加重油管或灌鉛油管短節脫落、抽子附件疲勞損壞以及抽子膠皮脫落等現象，落物越積越多，加之地層出砂、套管結垢等，使得井筒情況復雜，導致撈油井處于“死井”狀態。
一、撈油井修井難點分析
1.井史不清
由于缺乏相應的生產記錄和作業記錄，存在作業頻次不清，落物掉入時間不清，掉落的深度不明，落物的規格型號不清，落物掉落次數不清等情況。
2.井筒狀況不明
撈油井撈深在2000~2500m之間，對于撈深以下井段套管是否存在損壞、腐蝕、變形等情況無法判斷。地層是否出砂、套管是否結垢、落魚是否被砂埋等情況也無法了解。
3.落物不規則
撈油工具串具有外徑大(107mm)、外徑變化范圍廣(ф56~107mm)、插銷連結多的特點，加重管是里面灌鉛、外用插銷連結的ф89mm油管短節，不管落物是套管抽子還是ф89mm灌鉛油管短節，存在內撈無腔、外撈缺乏足夠的空間的困難。
4.魚頭復雜
一是砂、垢、泥及碎膠皮等雜物堆積在魚頭附近；二是先期落物受后期掉入井中落物沖擊作用，造成魚頭損壞變形；三是當落魚為鋼絲繩時，在處理過程中容易造成鋼絲繩被壓死、壓實的狀況。
5.現有打撈工具存在不足
常規打撈工具在處理魚頂被埋、魚頭被損壞以及魚頭為套管抽子或為壓實的鋼絲繩時，成功率低，施工周期長，有時根本撈不住，甚至破壞魚頭。
二、撈油井大修工藝研究
1.打撈工具的研究與開發
1.1套銑母錐
套銑母錐由上接頭、筒體、母錐、套銑頭、銑牙組成，打撈范圍一般為60~95mm。在打撈井下砂埋的落魚時，依靠套銑筒下端堅硬的銑牙將覆在魚頂上的異物銑松銑碎，利用循環的洗井液將碎屑帶到地面，達到清理魚頭的目的。當落魚尺寸在套銑母錐的打撈范圍內時，適當增加鉆壓，打撈螺紋在鉆壓與扭矩的作用下吃入落物的外壁進行造扣，當所造扣能承受一定上提拉力和扭矩時，則上提鉆具，打撈螺紋與所撈落物已基本連為一體，將落物撈住。即使撈不住，也能使下部落魚魚頂出來，為下步打撈創造了條件。與傳統打撈方法相比，可以節省1~2趟鉆。
1.2閉式開窗套銑筒
工具由上接頭、筒體、套銑頭組成，筒體上開有2排梯形窗口，窗口被焊死，形成閉式空間。在同一排窗口上有變形的窗舌，內徑略小于落物最小外徑。
在打撈時，依靠銑齒的作用將壓實的鋼絲繩套松、套斷，在鉆壓的作用下，團狀鋼絲繩在彈性作用下擠在撈筒內腔，隨著進尺的增加，落魚上移，當通過開窗口時，鋼絲繩便被掛在窗舌上，隨鉆帶出。這種工具不僅可以打撈壓成團的鋼絲繩，也可以打撈長度較短的加重管，如帶接箍的油管短節、油管等，操作簡單，不易脫鉤，強度可靠，使清理魚頂油套環空和打撈兩步工序一次完成, 提高了修井效率。
1.3內清工具
針對撈油井在大修過程中因多次套銑、打撈作業，落魚內腔被堵死或本身水眼較小，外徑大無法外撈的難點，設計了清理落魚內腔長桿平面磨鞋和擴眼的長桿銑錐，先對落魚內腔進行處理，再實施打撈，起到了明顯作用。
2.大修工藝的技術研究
2.1落物判斷技術
在施工中，提前收集該井井下可能存在的落物工具實物和圖片，將每次鉛模入井前的端面基本形狀測繪清楚備存，將打出的印痕進行測量描繪作圖，對施工中鉛模的前后印痕進行對比，找出基本變化輪廓，綜合運用對比法、作圖法、模擬法等方法對印痕進行分析判斷，做出定性地分析解釋判斷。
2.2落物打撈工藝技術
根據鉛模印痕選擇成熟合適的打撈工具實施打撈：印痕顯示魚頭為抽子時，可采用套銑母錐、短魚頂打撈筒進行打撈。印痕顯示魚頭為抽子殘體，且有水眼時，可選用內清工具+公錐來處理；如果無水眼，可用薄壁開窗打撈筒進行打撈。
三、施工工藝
1.基本情況
T5井人工井底2382.6m，2010年5月轉為撈油井，撈油過程中，落物在井筒中沉積522.6米，油層以上被埋504米。由于缺乏相應的生產記錄和作業記錄，落魚情況不明。井身結構見圖。
井身結構圖
2.前期施工簡況：作業隊進行通井，探魚頂位置1790.88m，后下外鉤打撈3次，共撈出抽汲鋼絲繩15m，最后一次打撈深度1831.6m。推算目前魚頂位置為1860m。
3.修井目的：大修撈出井下全部落物。
4.現場施工情況
4.1打撈鋼絲繩
使用組合撈勾、內勾（在打撈時內鉤本體與節箍連接處斷）外勾等成熟工具打撈鋼絲繩，只撈出斷鋼絲繩0.9m，效果很差，改下套銑母錐進行磨銑打撈，撈出內鉤鉤齒及內鉤斷體。考慮到鋼絲繩可能斷成多節，改用短套銑筒進行收集打撈，打撈2次，鋼絲繩斷節均擠滿筒體內?？紤]到第二次打撈中懸重反應有鋼絲繩撈住又滑脫的現象，說明鋼絲繩可能松散，改下外鉤進行打撈，撈出鋼絲繩約450米，套抽抽子一套，加重桿3根，篩管2根，篩管公扣上有兩道長約10cm的裂縫。
4.2打撈抽子及加重桿
下鉛模進行驗證，印痕顯示不規則，下套銑筒進行套銑，撈出φ73mm油管2根19.12m，φ73mm油管節箍1只，套銑筒和油管之間被鋼絲繩斷頭擠死。下鉛印驗證，印痕顯示為圓弧形凹槽，判斷為套抽抽子繩帽，分別用φ118mm套銑筒套銑打撈、φ114mm卡瓦撈筒打撈、φ120mm母錐打撈未成功撈獲。經研究后下入打撈范圍45-75mm的套銑母錐進行造扣打撈，成功撈獲套抽抽子上接頭一只。下鉛印印痕顯示為油管接箍，下閉式開窗套銑筒撈獲油管2根、油管短節3根、緩沖管1根。再次下鉛印驗證，印痕顯示為一側扇形凹槽，中間有兩個不規則凹槽，判斷落魚為加重桿類落物。用φ118mm母錐未撈獲，然后用φ118mm凹面磨鞋磨銑進尺0.23m后無進尺，（起出磨鞋有明顯環狀痕），用自制φ57mm長柄磨鞋磨銑進尺0.33m后憋泵，用φ57mm公錐打撈撈獲0.34m無名管狀物。用φ118mm套銑母錐撈獲長0.84m的套抽抽子1套。打鉛印判斷魚頂為套抽抽子接頭耳環一只，下φ118mm套銑筒撈獲連耳環的φ73mm加重桿4.20m。用φ118mm閉式開窗套銑筒成功套銑打撈出φ73mm油管3根，完成打撈作業。通井至人工井底后結束大修。
5.施工效果分析
該井大修鉆灰后6月7日下泵投產，日產原油5.5t左右，取得了可觀的經濟效益。
四、結論
1.撈油井在大修前要主動與采油廠與礦業部溝通，了解井史資料，盡量收集全真實的井下落物情況。
工藝技術范文6
論文摘要 ：我國大部分油田都是非均質多油層砂巖油藏，各類油層在層間、平面內有很大的差異性，通過分不同的開發層系，每口井仍有幾個或十幾個小層進行開采，各層之間的滲透率仍然存在較大差異，這些差異對注水開發效果有很大影響。有油田物性差異、層內矛盾、層間矛盾十分突出，注水過程中的單層突進和舌進現象十分明顯，導致注入水推進不均勻。因此分層注水就顯得非常必要。
經過近年來的實踐開發，注水工藝已經形成為一套行之有效的方法。在本文的開始，詳細的介紹了注水井吸水能力差異原因和幾種常用的測試方法以及影響它的一些因素。接著是對注水指示曲線的分析和研究應用。通過對全國各油田的的實踐總結，得出了實現分層注水的幾種方法。井下工具部分詳細介紹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，雖然油田注水已不是油田開發研究中的新鮮課題，但對油田分層注水工藝的研究還是非常必要的。在油田開發當中，由于三大矛盾的存在，到油田開發后期，采收率會急劇下降，產量降低。為了解決這一難題，世界大部分油田都采用注水的方式來提高產量，增加油田的效益。
在我國也不例外。大慶油田是我國第一次實現早期內部分層注水、保持油層壓力采油的油田。在二十多年來的開發實踐中，形成了以分層注水為中心的一整套工藝技術，使油田獲得了良好的開發效果。注水是保持油層壓力，實現油田高產穩產和改善油田開發效果的有效方法。
分層注水就是在同一口注水井中，利用封隔器將多油層分隔為若干層段，使之在加強中、低滲透率油層注水的同時，通過調整井下配水嘴的節流損失，降低注水壓差，對高滲透率油層進行控制注水，以此調節不同滲透率油層吸水量的差異。從而達到提高二、三類油藏的水驅動用儲量，減緩老油田自然遞減的目的。
本文重點研究分層吸水能力的影響因素、測試技術和分層注水井下管柱的分析研究以及分層注水指示曲線的分析研究。
1注水井吸水能力差異原因分析和測試技術
1.1吸水能力差異原因分析
1.1.1影響吸水能力的因素
（1）與注水井井下作業及注水井管理操作等有關的因素。主要包括：進行作業時，因用泥漿壓井時泥漿侵入注水層造成堵塞;由于酸化等措施不當或注水操作不平穩而破壞地層巖石結構，造成砂堵；未按規定洗井，井筒不潔凈，井內的污物隨注入水帶入地層造成堵塞。
（2）與水質有關的因素。主要包括：注入水與設備和管線的腐蝕產物(如氫氧化鐵及硫化亞鐵等)造成的堵塞，以及水在管線內產生的垢（碳酸鈣、硫酸鋇）等地堵塞;注入水中含有的某些微生物，除了它們自身堵塞作用外，它們的代謝產物也會造成堵塞；注入水中所帶的細小泥砂等雜質堵塞地層；注入水中含有在油層內可能產生沉淀的不穩定鹽類，如注入水中所溶解的重碳酸鹽，在注水過程中由于溫度和壓力的變化，可能在油層中生成碳酸鹽沉淀。
（3）組成油層的粘土礦物遇水后發生膨脹。
（4）注水井地層壓力上升。
1.1.2注水井吸水能力降低的原因
（1）鐵的沉淀
在油田注水過程中，注入水在水源、凈化站或注水站出口含鐵量很低，但經地面管線到達井底的過程中，含鐵量逐漸上升。
a氫氧化鐵的生成
根據電化學腐蝕原理， 二價鐵離子Fe 進入水中，生成氫氧化亞鐵Fe(OH) ，注入水中溶解的氧進一步將Fe(OH) 氧化，生成氫氧化鐵Fe(OH) 。生成的氫氧化鐵，當水的pH值?3.3～3.5時，處于膠體質點狀態；當pH值接近于6～6。5時，處于凝膠狀態；當pH值?8.7時，則呈棉絮狀的膠體物，特別當pH值?4.5以后的氫氧化鐵，注入底層后將發生明顯的堵塞作用，從而降低吸水能力。
當注入水中含有鐵菌時，鐵菌的代謝作用也會產生氫氧化鐵Fe(OH) 沉淀。水中的鐵菌由它周圍環境中吸取二價鐵鹽和氧，而同時在它的機體內進行近似于下列方程的反應，從而生成氫氧化鐵沉淀：
4Fe(HCO ) +2H O+O 4Fe(OH) +8CO
b硫化亞鐵沉淀的生成
當注入水中含有硫化氫時，其腐蝕將變得更加嚴重。硫化氫與電化學腐蝕產生的二價鐵作用生成硫化亞鐵的黑色沉淀物。即使注入水中沒有溶解硫化氫氣體，當含有硫酸鹽還原菌時，也會由于水中的硫酸根被這種菌還原成硫化氫：
2H +SO +4H H S+4H O
而硫化氫將與二價鐵Fe 生成硫化亞鐵沉淀。
在一些注水井內排出的水為黑色，并帶有臭雞蛋味就是含有硫化氫和硫化亞鐵的緣故。
（2）碳酸鹽沉淀
當注入溶解有重碳酸鈣、中碳酸鎂等不穩定鹽類時，注入地層后，由于溫度變化，這些溶解鹽被析出生成沉淀，堵塞地層孔道，降低吸水能力。
水中游離的二氧化碳、重碳酸根及碳酸根在一定的條件下，保持一定的平衡關系：
CO +H O+CO 2HCO
當注水入地層后，由于溫度升高，將使重碳酸鹽發生分解，平衡左移，溶解中的碳酸根離子的濃度增大。當水中含有大量的鈣離子時，在一定條件下將會有碳酸鈣從水中析出，從而造成堵塞。
另外，在水中硫酸鹽還原菌的作用下，由下面的反應也會生成白色的碳酸鈣沉淀。
Ca + SO + CO +8H CaCO + H S+3H O
（3）細菌堵塞
根據國內外的一些研究表明，注入水中含有的細菌，(如硫酸鹽還原菌、鐵菌等)在注水系統和地層中進行繁殖將引起地層孔隙的堵塞,使吸水能力降低。這些菌的繁殖除了菌體本身造成地層堵塞外，還由于它們的代謝作用生成的硫化亞鐵FeS及氫氧化鐵Fe(OH) 沉淀也會堵塞地層。
硫酸鹽還原菌的生存和繁殖不需要氧，是厭氧性細菌，又能適應環境上的較大差異，生長的溫度范圍283~313K，pH值在4.0~9.6。其適應溫度為298~308 K，適宜的pH值在6.7~7.3。而經過脫氧的水，正是厭氧硫酸鹽還原菌生存和繁殖的適宜環境。例如，某油田注入水進行凈化站處理前菌含量較低（2.5×10 個/mL），進入脫氧塔后的密閉流程中，則得到大量繁殖，含菌量迅速增加，到注水井口時，可達1.0×10 個/mL。
鐵菌與硫酸鹽還原菌相反，它離開氧便不能生長和繁殖，但是由于注入水中往往含有氧，因而給它的生長和繁殖造就了一定的條件。
由于注入水中所含有細菌和水一起進入地層會在一定范圍內生長繁殖，通過對一些井的調查發現，帶入地層的硫酸鹽還原菌按排液量計算的活潑發育半徑為3～5m。因此，菌體和代謝產物對地層造成的堵塞不只是在井壁滲濾表面，而且會發生在較深地帶。這樣，將給解除細菌所造成的堵塞增加一定的困難。
（4）粘土遇水膨脹
砂巖油層均存在著粘土夾層，巖石膠結物中亦含有一定數量的粘土。因此，在注水過程中往往由于粘土遇水膨脹造成堵塞，甚至在井壁處造成巖石崩脫和坍垮。
粘土遇水膨脹的程度與構成土礦物的類別和含量有關。蒙脫石組成的粘土礦物膨脹性最大，而高嶺石組成的粘土礦物膨脹性最小。因此，粘土膨脹程度隨蒙脫石的含量的增多而增大。此外，粘土膨脹與水的性質也有關，通常清水比鹽水更容易使粘土膨脹，所以，注地層水可以減少粘土的膨脹。
由于不同的油田上油層巖石中粘土含量與組成不同，以及注入水性質不同，因此粘土的膨脹程度以及對注水井吸水能力的影響程度也有所不同，有的甚至沒有明顯影響。
在注水的過程中，根據上述影響吸水能力的因素，找出具體存在的影響吸水能力降低的原因，采取措施加以解決。
1.2吸水能力的研究與測試方法
1.2.1分層吸水能力的研究
為了滿足分層采油的需要必須分層注水.在分層注水的井內,必須研究各小層的吸水能力的大小。研究分層吸水能力，主要采用下面的幾個指標：
（1）注水井指示曲線 注水井指示曲線是表示在穩定流動情況下，注入壓力與注水量之間的關系曲線。在分層注水情況下，小層指示曲線表示各小層注入壓力（指經過水嘴后的壓力）與小層注水量之間的關系，如圖所示。
SHAPE \* MERGEFORMAT
圖1 注水指示曲線
（2）吸水指數 吸水指數是表示在單位壓差下的日注水量,單位為米 /(日·千帕)。即：
吸水指數= =
它的大小表示這個地層的吸水能力的好壞，吸水指數大就表示吸水能力好，反之吸水能力差。油田正常生產時，不可能經常關井測注水靜壓，所以采用測試指示曲線的辦法取得在不同流壓下的注水量，用下面的式子計算吸水指數：
吸水指數=
在進行不同地層吸水能力對比分析時，需采用“比吸水指數”或稱“每米吸水指數”為指標，它是地層吸水指數被地層有效厚度除所得的值，單位為米 /(日·千帕·米)，是表示一米的厚地層在一個大氣壓的壓插差下的日注水量。
（3）視吸水指數 用視吸水指數進行分析時，需在對注水井進行測試取得流壓資料后才能進行。在日常分析中，為及時掌握吸水能力的變化情況，常采用視吸水指數為指標表示吸水能力。它是井口壓力除日注水量，單位為米 /(日·千帕)。
即： 視吸水指數=
在沒有分層注水的情況下，如采用油管注水，則上式中的井口壓力取套管壓力；若采用套管注水，則上式中的井口壓力取油管壓力。
在注水井進行層注水時，用分層注水量和 分層注水壓力所算得的吸水指數（視吸水指數）為分層吸水指數（分層視吸水指數）。分層吸水指數要通過分層測試；來取得。
（4）相對吸水量 相對吸水量是指在同一注水壓力下，某小層吸水量占全井吸水量的百分數。表示為：
相對吸水量= ×100
相對吸水量是用來表示各小層相對吸水能力的指標。有了各小層的相對吸水量，就可以有全井指示曲線繪制出各小層的分層指示，而不必進行分層測試。
目前我國研究分層吸水能力的方法主要有兩類，一類是測定注水井的吸水剖面；一類是在注水過程中直接進行分層測試。前者是用各層的相對吸水量來表示分層吸水能力的大小，后者用分層測試整理分層指示曲線。并求得分層的吸水指數，來表示分層吸水能力的好壞。
1.2.2吸水能力的測試方法
測吸水剖面就是在一定注入壓力下測定沿井筒各射開層段吸收注入量的多少（即分層的吸水量），目的是為了掌握各小層的吸水能力，以作為合理分層配注的依據。下面介紹放射性同位素測吸水剖面的方法。
(1)原理及測量過程
將吸附有放射性同位素（如鋅Zn 、銀Ag 等）離子的固相載體（如醫用骨質活性炭、氫氧化鋅或二者的混合物）加入水中，調配成帶放射性的活化懸浮液。將懸浮液注入井內后，利用放射性儀器在井筒內沿吸水剖面測量放射性強度。當活化懸浮液注入井內時，與正常注水一樣，懸浮液將按井筒剖面原有各層吸水能力按比例進入各層，由于所選擇的固相載體顆粒直徑稍大于地層孔隙，它就被濾積在巖石表面，而清水進入深處。另外，固相載體又具有牢固的吸附性和能均勻懸浮，所以吸水量大的層，巖層表面濾積的固相載體就多，儀器測得的放射性強度就大，反之，就小。
由于巖層本身就具有不同的自然放射性，為了能根據注入活性懸浮液后的放射性強度的變化來確定分層吸水量，必須在注入活性懸浮液以前先測出巖層本身的自然 曲線作為基線。根據實驗研究，注入活化懸浮液前后放射性強度的變化來求得各小層的吸水量。
(2)分層吸水剖面的解釋
1.繪制迭合圖
首先在透明方格紙上繪出自然伽瑪曲線（基線），再將放射性同位素曲線與之迭合，使兩條曲線在泥巖段與不吸水井段重迭在一起，組成放射性吸水剖面圖。
2確定吸水層位
根據自然伽瑪曲線與同位素不重合部分，即曲線異常部分，可確定出吸水層位。
3計算相對吸水量
于巖石本身具有不同的自然放射性，因此利用注同位素前后的兩條放射性測井曲線進行對比，注同位素以后所測的曲線上所增加的異常值，就反映了相應的吸水能力。如圖2所示，從圖中可以看出，自然伽瑪曲線與同位素曲線不重合的曲線異常部分，即為吸水層位。由于對應于各層的同位素曲線異常面積（即自然伽瑪曲線與同位素曲線為重合部分所包圍的面積）與各層吸水量成正比，故可用異常面積來計算分層相對吸水量：
分層相對吸水量= ×100
圖2 載體法吸水剖面曲線
采用同位素懸浮液測吸水剖面時應注意以下幾個問題：
①要選擇合適的固體載體。根據測量原理，為了保證測量質量，吸附放射性離子的固相載體必須能牢固地吸附放射性離子，在整個施工過程中不產生脫附現象；能符合本地區地層特性，不被擠入地層，而能濾積在巖石表面，即顆粒直徑應稍大于地層孔喉道直徑；固相顆粒均勻，具有良好的懸浮性，以保證在注入水中均勻分布；固相載體帶放射性離子的效率要高，用量要小，使它在地層表面濾積后對地層的吸水能力影響小。根據以上要求，國內曾使用的固相載體有醫用活性炭、氫氧化鋅等。
②由于固相載體濾積在地層表面上，會引起地層吸水能力的下降，吸水量大的層位影響大，故求出的相對吸水量偏低；吸水量小的層位影響小，求得的相對吸水量偏高。根據一些實驗研究的成果，用活性炭作為固相載體時，對Zn 的載帶效率比較低，因而用量較大，有堵塞影響，用氫氧化鋅時，載帶效率高，用量小，無堵塞影響。但后者下沉速度較前這大。
③曲線對比時，應參考該井其他電射孔和油管記錄等資料，以區別由于管外串槽、接箍污染等引起的假異常現象。
④放射性同位素施工時，在人身安全及施工設備上都要有專門的防護措施。
⑤由于施工后巖層的放射性強度很高，短期內不易減弱，因而不能連續多次測吸水剖面。
在油田實際應用中，我們除了使用上述的方法外，還有一種常用的方法是投球測試法。采用投球法分層測試時首先測出全井指示曲線，全井指示曲線一般要測4～5個點，即由大到小控制注水壓力，測4～5個不同注入壓力和相應的全井注水量。兩者的關系曲線即為全井指示曲線。測試壓力點的間隔為0.5～1.0MPa，每點壓力對應的注水時間，一般需穩定30分左右。
（1）投球測試方法
在測得全井資料后，便開始分層測試，先投小鋼球入井并坐在最下一級球座上，這樣擺弄堵死了鋼球以下的第三層段，開始對第一層和第二層段測試，測出4～5個不同壓力下的注水量，每個控制點的注入壓力必須全井測試時間相同。一和二層測試完畢，即向井中投入第二個鋼球并坐在第二級球座上，將第二、第三層段堵死，對第一層測試，測出4～5個不同壓力下的注水量，同樣要求每個控制點的注入壓力必須全井測試時間相同。
（2）資料的整理
各層注水量的計算:第Ⅰ層注水量=投第二個球后測得的注水量;第Ⅱ層注水量=投第一個球注水量-第Ⅰ層注水量;第Ⅲ層注水量=全井注水量-投第一個球后的注水量.
將全部測試數據整理列表,如下表,由表中數據可繪制出各層段的注水壓力與注水量的關系曲線—分層指示曲線.
如某井共三個注水層,投球程序測試如下:
1.測全井注水量(不投球)V = V +V +V
2.投第一個球(封堵第Ⅲ層)后的注水量V : V =V + V
3.投第二個球(封堵第Ⅱ層)后的注水量: V =V
注入壓力/ MPa
備 注
層 段
注入壓力
全 井
Ⅰ+Ⅱ
Ⅰ
Ⅱ
Ⅲ
投第一個球后測得
投第二個球后測得
(Ⅰ+Ⅱ)-Ⅰ
全井-(Ⅰ+Ⅱ)
表1 分層測試成果表
①各層注水量計算:第一層注水量:V = V
第二層注水量:V = V -V
底三層注水量: V = V - V - V
②繪制分層指示曲線:分層注入壓力～注水量的關系曲線
（3）分層指示曲線的壓力校正
由上述方法測出的指示曲線，是井口注入壓力與小層吸水量之間的關系曲線。而各子層的真正注入壓力并不是井口注入壓力，而真正對地層有效的（井口）壓力要小于測試時得到的實測井口壓力，且在同一注入壓力下，由于各子層的水嘴直徑不同，也有所不同。
有效（井口）壓力可用下式計算：
p =p -p -p -p
式中 p ——實測井口注水壓力；
p ——注入水通過油管時的壓力損失；
p ——注入水通過嘴時的壓力損失；
p ——注入水打開配水器節流時所產生的壓力損失；
該公式是在井下配水工具正常時才能使
2．注水指示曲線的分析和研究
2.1指示曲線的形狀
如前所述，按實測壓力繪制的指示曲線，不僅反映油層吸水情況，而且還與井下配水工具的工作狀況有關。因此，通過對實測指示曲線的形狀及斜率變化的分析，就可以掌握油層吸水能力的變化，分析井下配水工具的工作狀況，作為分層配水、管好注水井的重要數據。
如圖3：
SHAPE \* MERGEFORMAT
圖3 幾種指示曲線的形狀
(1)直線型
它表示油層吸水量與注水壓力的正比關系。由注水指示曲線上任取兩點（注水壓力p 、p 以及相應的注水量q 、q ），用下式可以算出油層的吸水指數I
I=
式中 I——吸水指數，m /（d·MPa）；
q 、q ——分別是點1和點2的注水量，m /d；
p 、p ——分別是點1和點2的注入壓力，MPa；
由上式可以看出，直線斜率的倒數即為吸水指數。但用指示曲線吸水指數時，應采用真實指示曲線進行計算。
第二種為垂直式指示曲線，出現這種曲線的原因是：油層滲透性差，雖然泵增加，但注水量并沒有增加。
第三種為遞減式指示曲線，出現的原因是儀表設備等有問題，因此，這種曲線是不正常的，不能應用。
(2)折線型
圖3中的第四種曲線是折線，表示在注入壓力高到一定程度時，有新油層開始吸水，或是油層產生微小裂縫，致使油層吸水量增加，因此，這種曲線是正常的。
第五種為上翹式，出現上翹的原因，除了與儀表、設備有關外，還與油層性質有關，即當油層條件差、連通性不好或不連通時，注入水不易擴散，使油層壓力升高，注入水量逐漸減小，造成指示曲線上翹。
第六種為曲拐式。是因為儀器設備出了問題，不能應用。
綜合上述，直線式和折線式是常見的，它反映了井下和油層的客觀情況。而垂直式和拐式、遞減式則主要受儀器、設備的影響，因此，不能反映注水時井下及油層的客觀情況。
2.2用指示曲線分析油層吸水能力的變化
正確的指示曲線可以看出油層吸水能力的大小，因而通過對比不同時間內所測得的指示曲線，就可以了解油層吸水能力的變化。以下就幾種典型情況進行簡要分析。
(1)指示曲線右移，斜率變小
圖4 曲線右移
這種變化說明油層吸水能力增強,吸水指數.即在同一注入壓力下,原來的注入量為q ,過一段時間后的注入量為q , q ?q ,說明在同一注 入壓力下注入水量增加了,即油層吸水能力變好了.
設原來的吸水指數為I 則I = =
后來的吸水指數為I I = =
因前后計算I ,I 時采,用同一壓差 ,而 ? ,所以I ?I ,即吸水指數變大.
原因:(1)油井見水以后,使阻力減小,引起吸水能力增大;(2)采取增產措施后.
(2)指示曲線左移,斜率變大
圖5曲線左移
這種變化說明油層吸水能力下降,吸水指數變小。
即：在同一壓力p下，注入量由原來的q 下降為q ，曲線靠近縱坐標軸，曲線斜率增大了，由于曲線斜率的倒數為吸水指數，所以曲線左移說明吸水指數變小了。
原因：（1）地層深部吸水能力變差，注入水不能向深部擴散；（2）地層堵塞。
(3)曲線平行上移
如圖6，由于曲線平行上移，斜率未變，故吸水指數未變化，但同一注入量q所需注入壓力，卻由p 增加到p ，這是因為吸水指數未變，同一注水量必需是同一注水壓差，由于署入壓力由p 增加到 p 說明曲線平行上移是因油層壓力增高了。
原因：（1）注水見效（注入水使地層壓力升高）；（2）注采比偏大。
（4）曲線平行下移
如圖7，曲線平行下移，油層吸水指數未變。但同一注水量所需的注入壓力卻由p 下降到p ，說明油層壓力下降了。
原因：地層虧空（注采比偏小，注入量小于采出的油量，導致地層壓力下降）。
以上四種典型的變化原因，一般為油層堵塞，油層壓力變化，或進行了增產措施等引起的。
但必須注意：分析油層吸水能力的變化，嚴格的說，必須用有效壓力繪制油層真實指示曲線。如用井口實測的壓力繪制指示曲線，必須是在同一管柱結構的情況下所測，而且只能對吸水能力的相對變化。同一注水井在前、后不同管柱所產生的壓力損失不同，因此，不能用于對比油層吸水能力的變化，只有校正為有效井口壓力繪制真實指示曲線后，才能對比分析油層吸水能力的變化。
此外，井下工具的工作狀況也影響著指示曲線的變化。
3實現分層注水的方法和相關計算
3.1．分層注水工藝方法：
3.1.1.利用油管和套管分兩層段注水
該工藝是將油層分為上、下兩個注水層段，中間用封隔器將上、下層段的油套環行空間封死，由套管給上層段注水，從油管給下層段注水，各層段的注水量在地面控制好。該方法管柱比較簡單。
3.1.2雙管封隔器分兩層段注水
雙管封隔器分兩層段注水，是下兩根注水管柱，下入深的一根管柱裝有封隔器，將油套環行空間封死，分為上、下兩個注水層段，下入深的一根管柱注下層，下入淺的一根管柱注上層。該工藝井口需要改變，用兩個油管掛，兩套采油樹，分別控制兩個層段的注水量。
上述兩種工藝存在以下不足：一是只能分兩個層段注水，如果超過兩個層段，則無法進行分層注水；二是注水井無法進行維護性洗井管理，這意味著井筒內的垢、鐵銹、雜質等贓物無法沖洗出來，容易造成贓物堵塞油層，對于結垢嚴重的，易發生井內工具及管柱被卡，造成大的事故；三是對于設有反循環洗井通道的Y341型注水封隔器如用于油套分注，當油管所注下層啟動壓力低于套管所注上層時，洗井閥必將打開，這必然會帶來上下竄通，從而造成油套分注失?。凰氖且蛱坠軆缺谑冀K處于注入水流動浸蝕狀態，因而腐蝕加劇、容易損壞油層套管。基于上述多種原因，各油田目前已基本不采用上述兩種方法，而主要采用單管封隔器、配水器多層段注水。
3.1.3單管封隔器、配水器多層段注水
這種單管封隔器、配水器多層段注水的方式，井中只下一根管柱，利用封隔器在油套環行空間，將整個注水井段封隔成幾個互不相通的層段，每個層段都裝有一個配水器。注入水由油管入井，通過各個地層段，裝好的配水器上的水嘴，控制好注水量，分別注入到各層段的地層中去。單管封隔器、配水器多層段注水，根據配水器上水嘴的結構和裝配形式，可分為固定式、活動式兩類，而活動蝕又可分為空心活動式與偏心活動式。其中，以偏心式應用最多。
3.2管柱的受力分析及相關計算
3.2.1管柱錨定前伸長及軸向載荷計算
（1）井內管柱自由狀態下的變形及軸向載荷
管柱下入井底時，上端固定、下端處于自由狀態，管柱內外壓力相等，管柱受到自身重力和液柱浮力的作用，使管柱長度發生變化由虎克定律，封隔器位置處油管的伸長量 l 為：
l = （5-1）
封隔器位置處于油管的軸向載荷F 及軸向應力 為：
F = （5-2）
（5-3）
（2）加壓錨爪錨定前引起管柱的伸長及應力
管柱加內壓進行錨定坐封，錨爪錨定前管柱底部球閥關閉，隨著管柱內壓的增大，管柱在內外壓差作用下產生活塞效應和橫向鼓脹效應。
a 球座活塞力引起管柱的伸長及應力
設錨定時井口壓力為 P ，該壓力作用于底部球座管柱內壁橫截面上，形成的活塞力引起管柱的軸向載荷 及軸向應力 分別為：
（5-4）
（5-5）
封隔器位置處管柱由于活塞效應引起的伸長量 為：
（5-6）
b 橫向效應引起注水管柱的變形注水管柱內外壓力差作用引起的管柱徑向應力 和環向應力 分別為：
（5-7）
（5-8）
由廣義虎克定律 得到封隔器位置處的軸向變形為
（5-9）
3.2.2注水過程中管柱受力分析
管柱錨定前，作用于注水管柱內壁的活塞效應和鼓脹效應所產生的應力和變形成為錨爪以上管柱的預拉力和變形。注水過程中，大通徑注水器連通，錨定段以上管柱將會產生溫差效應、橫向鼓脹效應 和摩阻效應 。
a錨定前各效應引起注水管柱的預拉力F ：
F =F + （5-10）
b.橫向效應引起注水管柱的軸向載荷F 及應力
井口注入壓力為，注水管柱環向應力與徑向應力引起管柱的軸向載荷和軸向應力，注水管柱受膨脹效應作用，內部受到軸向拉力作用。
（5-11）
3.2.3溫差效應引起注水管柱的軸向載荷及應力
溫度變化將會造成管柱長度變化，如果管柱伸長到限制時，在管柱內會產生一個軸向載荷，封隔器坐封時坐封位置處溫度為t ，在注水生產時管柱溫度為 t 。溫度變化引起管柱的軸向熱載荷為：
（5-13）
軸向熱應力為：
（5-14）
式中 為管柱的熱膨脹系數，12.1×10 m/m·℃。
3.2.4摩阻效應引起注水管柱的軸向載荷 F 及應力
注入液體沿管壁流動，由于液體的粘滯性在管柱內的摩擦將造成液體流動阻力即摩阻效應，該效應將引起注水管柱的軸向載荷和軸向變形。注水管柱液流單位長度的水頭損失為：
（5-15）
式中v為管內液體流動速度 Q為注水井日注水量，m /d； 為沿程阻力系數。
根據液體流動狀態進行計算，單位長度注水管柱上的摩阻力為：
（5-16）
由于注水管柱錨定后，兩端可視為固定端，由材料力學知，液體流動沿注水管柱分布的摩阻力將引起上半段注水管柱縱向伸長，下半段注水管柱縱向縮短。封隔器位置由于液體流動引起的軸向載荷F 為：
（5-17）
軸向應力 為：
（5-18）
式中， 為封隔器位置距井口的距離。
以上從（1）～（18）式中， ——管柱總長度， ；
——水力錨與封隔器直接接觸深度， ；
——錨定壓力， ；
——注水壓力， ；
——注水量， ；
——溫度變化，℃；
——油管內外直徑， ；
——單位長度管柱質量， ；
——彈性膜量， ；
——液體密度， 。
3.3.配水嘴的選擇及嘴損的計算
3.3.1嘴損的計算：
以下按兩種情況進行分析。
當油層無（不裝配水嘴）注水時，注入量與注入壓力的關系：
（5-19）
式中 （5-20）
而 （5-21）
當油層控制（裝上配水嘴）注水時，注入量與注入壓力的關系：
（5-22）
式中 （5-23）
而 （5-24）
以上式中， ——油層吸水指數， ；
——注水時油管內的沿程阻力損失， ；
——分層無控制時的注水量， ；
——與 對應的井口配注壓力， ；
——靜水柱壓力， ；
——注水時通過水嘴的壓力損失， ；
——油層開始吸水時的井底壓力， ；
——無控制注水時的有效井底注入壓力， ；
——控制注水時的有效井底注入壓力， ；
——根據設備條件確定的井口注水壓力， 。
3.3.2水嘴的選擇：
1嘴損曲線法：
①根據測試資料繪制分層吸水指示曲線
②在分層指示曲線上查出與各層段注水量相對應的餓井口配注壓力
③計算各層嘴損壓差
④借用嘴損壓差值和需要的配注量在嘴損曲線上查出水嘴尺寸。
2簡易法：對于調整水量不大的層段選配水嘴直徑
式中 ——原用水嘴直徑，mm；
——需調整用
——原注水量， ；
——配注量， 。
調整水嘴直徑一般減小或增大0.1～0.2mm。
4.實現分層注水管柱及配套工具結構原理分析
4.1分層注水常用工具
4.1.1封隔器的分類及型號編制
⑴ 封隔器的分類
封隔器封隔件實現密封的方式進行分類。
自封式：靠封隔件外徑與套管內徑的過盈和工作壓差實現密封的封隔器。
壓縮式：靠軸向力壓縮封隔件，使封隔件外徑變大實現密封的封隔器。
擴張式：靠徑向力作用于封隔件內腔，使封隔件外徑擴大實現密封的封隔器。
組合式：由自封式、壓縮式、擴張式任意組合實現密封的封隔器。
⑵ 封隔器型號編制
編制方法：按封隔器分類代號、固定方式代號、坐封方式代號、解封方式代號及封隔器鋼體最大外徑、工作溫度/工作壓差六個參數依次排列，進行型號編制，其形式如下：
SHAPE \* MERGEFORMAT
圖 8
代號說明：分類代號：用分類名稱第一個漢字的漢語拼音大寫字母表示，組合式用各式的分類代號組合表示。見表2。
表2 分類代號
分類名稱
自封式
壓縮式
擴張式
組合式
分類代號
Z
Y
K
用各式的分類代號組合表示
固定方式代號：用阿拉伯數字表示，見表3。
表3 固定方式代號
固定方式名稱
尾管支撐
單向卡瓦
懸掛
雙向卡瓦
錨瓦
代號
1
2
3
4
5
坐封方式代號：用阿拉伯數字表示，見表4。
表4 坐封方式代號
坐封方式名稱
提放管柱
轉動管柱
自封
液壓
下工具
熱力
代號
1
2
3
4
5
6
解封方式代號：用阿拉伯數字表示，見表5。
表5 解封方式代號
解封方式名稱
提放管柱
轉動管柱
鉆銑
液壓
下工具
熱力
代號
1
2
3
4
5
6
鋼體最大外徑：用阿拉伯數字表示，單位為毫米(mm)。
工作溫度：用阿拉伯數字表示，單位為攝氏度(℃)。
工作壓差：用阿拉伯數字表示，單位為兆。
4.2常用分層注水工具的結構、原理
4.2.1封隔器
隨著現場井況的變化，封隔器也隨之逐步改進，形成了多種多樣的、滿足各種條件的封隔器。但其最基本的原理都是相通的。下面介紹幾種最基本的封隔器的結構和原理。
⑴ Y211封隔器
①結構：見圖9。
圖9 Y211封隔器
1-上接頭 2-調節環 3-“O”型圈 4-邊膠筒 5-隔環 6-中膠筒 7-中心管 8-楔形體帽 9-檔環 10-防松螺釘 11- 楔形體12-防松螺釘 13-限位螺釘 14-卡瓦 15-大卡瓦檔環 16-固定螺釘 17-連接環 18-小卡瓦檔塊 19-防松螺釘 20-護罩 21-彈簧 22-鎖環套 23-檔球套 24-檔球 25-頂套 26-扶正體 27-壓環 28-摩擦塊 29-壓簧 30-限釘壓環 31-滑環 32-軌道銷釘 33-防松螺釘 34-下接頭
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組成的扶正器依靠彈簧29的彈力造成摩擦塊28與套管壁的摩擦力，扶正器則沿中心管7軌跡槽運動，軌道銷釘32從原來的短槽上死點A經過B到達長槽上死點C的坐封位置。由于頂套25的作用，擋球套23被頂開解鎖，從而使卡瓦14被錐體11撐開，并卡在套管內壁上。同時，在管柱重量作用下，件1、2和7一起下行壓縮膠筒，使膠筒直徑變大，封隔油套環形空間。
解封：上提管柱，上接頭1、調節環2和中心管7一起上行，結果軌道銷釘32又運動到下死點B，錐體11退出卡瓦14。同時由于扶正器的摩擦力，產生一個向下的拉力，從而卡瓦準確回收及鎖球24復位，擋球套23在彈簧21的作用下，自動復位，鎖緊裝置恢復。與此同時，膠筒收回解封。
⑵Y221 封隔器
①結構：見圖10。
圖10 ZYY221 封隔器
1-上接頭 2-調節環 3-“”型圈 4-長膠筒 5-隔環 6--短膠筒 7-軌道中心管 8-楔形體 9-檔環 10、12、19、30、31-防松螺釘 11-楔形體 13-限位螺釘 14-卡瓦 15-大卡瓦檔塊 16-小卡瓦檔塊 17-固定螺釘 18-連接環 20-護罩 21-扶正體 22鎖環套 23 檔環套 24-鎖球 25-頂套 26-扶正體 27、32-限位壓環 28-摩擦環 29-彈簧 33-轉環 34-軌道銷釘 35-下接頭
②工作原理：
坐封：按所需坐封高度上提管柱后轉動管柱，然后下放管柱，由件26～32組成的扶正器，依靠彈簧30的彈力而造成摩擦塊28與套管壁的摩擦力，依靠滑動銷釘34扶正器就沿中心管7的“J”形槽運動，結果，件34就從下井時槽的末端運動到坐封位置時的頂端，由于頂套25的作用，擋球套23被頂開解鎖，從而卡瓦14被錐體11撐開，并卡在套管壁上。同時，件1、2、7就一起下行壓縮膠筒，使膠筒直徑變大，封隔油套環形空間。
解封：上提管柱，上接頭1、調節環2和中心管7一起上行，膠筒收回解封，而軌道銷釘34從中心管7“J”形槽的頂端回到末端，錐體11退出卡瓦14，卡瓦就回收解卡，鎖球套23在彈簧21的作用下，自動復位，鎖緊裝置恢復。
⑶ Y341注水封隔器
①結構：見圖11所示，主要由三部分組成：座封部分、密封部分、洗井部分。
圖11 Y341 注水封隔器
1-上接頭 2-“”型圈 3-洗井閥 4-頂套 5-外中心管 6-內中心管 7-膠筒 8-隔環
9-密封環 10-防座剪釘 11-卡瓦座 12-卡瓦 13-鎖套 14-解封套 15-活塞 16-連接頭 17-下接頭
②工作原理：
座封：從油管內加液壓，通過連接頭16的小孔作用在上、下活塞15上，使活塞推動鎖套13和密封環9上行，壓縮膠筒，使膠筒7直徑變大，封隔油套環形空間，同時液壓通過上接頭1的小孔作用在洗井閥3上，使洗井閥3下行與外中心管5的內錐面密封，封閉內外中心管的環形空間。放掉油管壓力，因卡瓦12和鎖套13上的內外齒相互嚙合在一起，使膠筒不能返回。
洗井：從套管內加液壓，通過頂套4上的側孔進入內外中心管6和5的環形空間，經鎖套13上的側孔進入下層。
解封：上提管柱，上接頭1帶動內中心管6，連接頭16上行，而外中心管5、鎖套13和卡瓦座11、卡瓦12等部件，連接頭上行使解封套14上升，件14的內錐面內抱卡瓦12，使卡瓦和鎖套13分離，則鎖套13和密封環9等部件在膠筒7的彈力作用下下行，從而膠筒恢復。
⑷K344封隔器
①結構：見圖12。
圖12 K344封隔器
1-上接頭 2-“O”型圈 3、7-膠筒座 4-硫化芯子 5-膠筒 6-中心管 8-濾網罩 9-下接頭
②工作原理：
從油管內加液壓，液壓經濾網罩8，下接頭9的孔眼和中心管6的水槽作用在膠筒5的內腔，使膠筒5脹大，封隔油套環形空間。放掉油管壓力，膠筒即收回解封。
4.2.2配水工具 ⑴ KPX-114偏心配水器
①結構：見圖13所示，由工作筒1和堵塞器2組成。
圖13 KPX-114偏心配水器
1-工作筒 2-堵塞器
②工作原理：
注水：正常注水時，堵塞器(圖14)靠其主體5（見圖15）的Φ22 mm臺階坐于工作筒主體5的偏孔上，凸輪8卡于偏孔上部的擴孔處（因凸輪8在打撈桿1的下端和扭簧6的作用下，可向上來回轉動，故堵塞器能進入工作筒，被主體5的偏孔卡住而飛不出），堵塞器主體5上、下兩組各兩根“O”型圈封住偏孔的出液槽，注入水即以堵塞器濾罩13、水嘴11、堵塞器主體5的出液槽和工作筒主體5的偏孔進入油套環形空間后注入地層。投撈堵塞器的工作原理詳見投撈器的工作原理說明。
圖14 偏心配水器工作筒
1-上接頭 2-上連接頭 3-扶正體 4、7、10-螺釘 5-主體 6-下連接套7-螺釘
8-支架 9-導向體 10-螺釘11-“O”型圈 12-下接頭
圖15 堵塞器
1-打撈桿 2-壓蓋 3、9、10、12-“O”型圈 4-彈簧 5-主體 6-扭簧 7-軸 8-凸輪 11-水嘴 13-濾罩
③主要技術參數：
總長： 995mm 最大外徑： 114mm
最小通徑：46mm 偏孔直徑： 20mm
工作壓力：25MPa 堵塞器最大外徑：22mm
④技術要求：
a．扶正體3的開槽中心線，Φ22 mm偏孔中心線與工作筒中心線應在同一平面。
b.凸輪工作狀態外伸2，收回最大外徑以內，凸輪轉動靈活可靠。
c.工作筒以下300mm以內的管柱直徑應暢通。
⑵ KPX-114配水器提掛式投撈器
①用途： 用于投撈KPX-114偏心配水器的堵塞器。
②結構：見圖16。
圖16 KPX-114配水器提掛式投撈器
1-繩帽 2-、3、14-“O”型圈 4、10、13-螺釘 5、16、22-軸 6-銷釘 7、9、18-壓簧 8-投撈爪 11、投撈接頭 12-主體 15-導向體 17-導向爪 19-導向頭 20-鎖輪 21-扭簧 23-鎖塊
③工作原理：
打撈：投撈頭11裝上打撈頭（圖16）用錄井鋼絲下過偏心配水器工作筒（因鎖塊23在鎖輪20和扭簧21的作用下，鎖塊23可向上來回轉動；投撈爪8和導向爪17收攏和被鎖輪20鎖住后，就不能向外轉出；而且不凸出投撈器的最大外徑；所以投撈器能通過偏心工作筒）。然后上提到偏心工作筒上部，鎖塊23和鎖輪20就一起向下轉動，投撈爪8和導向爪17失鎖向外轉出張開。再下放投撈器、導向爪17沿工作筒導向體9的螺旋運轉，當導向爪17進入導向體9的缺口時，投撈爪8已進入工作筒扶正體3的長槽，正對堵塞器打撈桿。待下放遇阻，打撈頭里的卡瓦已抓住打撈桿1上提投撈器，堵塞器的打撈桿1壓縮彈簧4上行，打撈桿1下端與凸輪8脫離接觸，凸輪8在扭簧6的作用下向下轉動凸輪內收，堵塞器就可被撈出工作筒。
投送：將投撈器的投撈頭11裝上壓送頭把堵塞器的頭部插入壓送頭內，二者用剪釘連接在按上述施工步驟將堵塞器下入偏心工作筒的偏孔內，然后上提投撈器，凸輪8的支撐面已卡在偏孔的上部擴孔處，剪釘被剪斷，堵塞器留在工作筒內，投撈器起出。
④主要技術參數：
最大外徑：45mm 總長：1265mm
⑤技術參數：
a．投撈爪8收擾鎖緊后，在投撈器外徑以內；張開后旋轉直徑大于80 mm。
b．導向爪17收擾鎖緊后，不凸出投撈器最大外徑；張開后，凸出投撈器最大外徑6±0.5 mm。
c.投撈爪8和導向爪17應在同一平面。
4.3分層注水基本管柱類型 為加強有效注水，提高水驅動用儲量和開發效果、進一步提高分注工藝水平，結合中原油田特殊的地質條件、目前的井況和技術現狀，特制定水井分層注水現場基本管柱及使用技術條件。
4.3.1分類原則： 先按注水層數確定管柱的大類，分為“頂封管柱”、“一級二段分注管柱”、“二級三段管柱”等；然后按管柱、工具的外徑區分，分為：“Ф114系列”或“Ф110系列”；其次，再按不同的外徑系列區分不同的耐壓的技術指標。如高壓（≥25MPa）、常壓系列(18-25MPa)。
4.3.2分注基本管柱類型 分注基本管柱類型總的分為：頂封管柱（包括Ф114系列頂封管柱和Ф110系列頂封管柱）；一級二層分注管柱（油套分注管柱和一級二段分注管柱）；二級三層及以上分注管柱（Ф114（112）系列多級分注管柱和Ф110系列多級分注管柱）等。
1.分注基本管柱的使用技術條件及參數
⑴Ф114、Ф110系列頂封管柱：
a.管柱結構：
如圖17所示。主要由水力錨+頂封封隔器+座封導流器+單流閥座組成。
b.主要工藝用途：
（1）卡封隔離上部套漏井；（2）高壓注水下的上部套管保護；（3）停注上層，單注下層。
c.使用技術條件：
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微套變井。
d.工作原理：
座封：連好坐封管線，并將套管放開，從油管內加壓15MPa，完成封隔器座封，之后繼續加壓將導流器打開，完成整個管柱坐封。
驗封：倒流器打開后，從油管內注水，注水壓力至少25MPa，此時套管若無返水則驗封合格。
解封：直接上提管柱。
e.主要技術參數：見表6。
表6 Ф114、110頂封系列管柱配套工具主要技術參數表
參 工具
數
參
量
Ф114系列頂封封隔器
Ф110頂封封隔器
座封
導流器
Ф114頂封封隔器
Ф114
水力錨
Ф110頂封封隔器
Ф110水力錨
耐溫℃
130
130
130
130
130
耐壓MPa
35
35
35
35
35
外徑mm
14
114
110
110
110
內通徑mm
50
54
48
50
50
最小座封啟動壓差MPa
15
1
15
1
/
總長度mm
1090
1070
410
410
195
適用套管mm
121、124
121、124
51/2in通用
連接扣型
27/8TBG
注：1、該管柱耐壓無常壓管柱，均為高壓。
2、Ф110封隔器、水力錨所指指標，為在Ф118.62mm套管中的指標。當用124.3mm、121.4mm時，耐壓指標有所下降。
（2）Y241-112系列油套分注管柱：
a.主要工藝用途：
用于水井油套分注工藝。
b.管柱結構：
如圖18所示。主要由水力錨+Y241油套分注封隔器+坐封球座組成。
c.使用技術條件：
主要用于51/2inX7.72mm、9.17mm壁厚套管井。
d.工作原理：
座封：管柱到設計位置后，上提管柱封隔器所需坐封距高度，從油管內加壓5-6MPa后下放至井口位置，完成封隔器座封，之后繼續加壓至15MPa，將坐封球座打開，完成整個管柱坐封。
驗封：坐封球座打開后，從油管內注水，注水壓力至少25MPa，此時套管若無返水則驗封合格。
解封：直接上提管柱。
e.主要技術參數：見表7。
表7 Y241-112油套分注管柱配套工具主要技術參數表
參 工具
數
參量
水力錨
Y241-112封隔器
泄壓滑套
備注
耐溫℃
130
130
130
耐壓MPa
35
30
35
外徑mm
114
112
95
內通徑
mm
62
45
35
最小座封
啟動壓差
MPa
1
5 MPa
100KN
5
總長度
mm
410
1100
583
適用套管
內徑mm
51/2in通用
上下連接
扣型
27/8TBG
（3）常規偏心（上提解封式）一級二段管柱
a.主要工藝用途：
主要用于正注井的分層注水。滿足投撈、調配以及包括吸水剖面的各種測試要求，
b.管柱結構：如圖19所示。主要由水力卡瓦+偏配+水力錨+Y341系列注水封隔器+偏心配水器+底部球座+篩管+死堵組成。
c. 使用技術條件
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″套管正常或微套變的正注井。
d.工作原理：
座封：連好坐封管線，并將套管放開，將管柱上提0.6-0.7米，從油管內加壓5-6MPa后，下放管柱至井口，繼續加壓至15-20MPa，完成封隔器座封。
驗封：封隔器坐封后，由測試隊進行投撈。從下至上逐級投撈堵塞器進行驗封。
解封：直接上提管柱。
e.主要技術參數：見表8。
表8 上提解封式一級二段分注管柱配套工具主要技術參數表
參 工
數 具
參
量
支撐卡瓦
偏心配水器
Ф114系列
Ф112系列
球座及撞擊筒
Ф114
水力錨
Y341-114
封隔器
Ф110
水力錨
Y341-112
封隔器
耐溫℃
130
130
130
130
130
130
耐壓MPa
35
35
35
35
35
35
35
外徑mm
114
114
114
114
110
112
內通徑
mm
60
46
60
50
54
50
座封啟動壓差MPa
5
1
20
1
20
總長度
mm
455
983
410
1257
410
1157
適用套管
內徑mm
51/2in通用
121
124
51/2in通用
連接扣型
27/8TBG
（4）一級二段長效分注管柱：
a.主要工藝用途：
用于井下調配的一級二段分注工藝。
b.管柱結構：
如圖20所示。主要由水力錨+ TY221-110封隔器+喇叭口等。
c. 使用技術條件
主要用于井深〈3500米 的5-1/2″套管注水井。
d.工作原理
座封：管柱到設計位置后，上提管柱封隔器所需坐封距高度，正轉2-4圈后下放至井口位置，完成封隔器座封。
驗封：封隔器坐封后，裝好井口，將套管放開，從油管內注水，注水壓力至少25MPa，此時套管若無返水則驗封合格。
解封：直接上提管柱。
e.主要技術參數：見表9。
表9 一級二段分注長效管柱配套工具主要技術參數表
參 工
數 具
參
量
Ф114系列
Ф110系列
配水芯體
Ф114水力錨
Ф114
一級二段
封隔器
Ф110
水力錨
Ф110
一級二段
封隔器
耐溫℃
130
130
130
130
130
耐壓MPa
35
35
35
35
35
外徑mm
114
114
110
110
55
內通徑
mm
62
49
60
49
40
最小座封
啟動壓差
MPa
1
80KN
1
80KN
總長度
mm
410
1473
410
1473
523
適用套管
內徑mm
51/2inX7.72、9.17
51/2in通用
上下連接
扣型
27/8TBG
（5）Ф114、112系列多級（三層及以上）分注管柱
a.主要工藝用途：用于井況較好、井下調配、測試的多級分注工藝。
b.管柱結構：如圖21所示。主要由水力卡瓦+偏配+水力錨+Y341系列注水封隔器+偏心配水器+底部球座+篩管+死堵組成。
c. 使用技術條件：
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：連好坐封管線，并將套管放開，將管柱上提0.6-0.7米，從油管內加壓5-6MPa后，下放管柱至井口，繼續加壓至15-20MPa，完成封隔器座封。
驗封：封隔器坐封后，由測試隊進行投撈。從下至上逐級投撈堵塞器進行驗封。
解封：直接上提管柱。
e.主要技術參數：見表10。
表10 多級分注管柱配套工具主要技術參數表
參 工
數 具
參
量
支撐卡瓦
偏心配水器
水力錨
Y341-114
Y341-112
封隔器
球座及撞擊筒
備注
耐溫℃
130
130
130
130
耐壓MPa
35
35
35
35
外徑mm
112
110
114、112
114、112
通徑mm
60
46
60
50
座封啟動壓差MPa
5
1
20
長度mm
455
983
410
1157
適用套管
mm
121
124
連接扣型
27/8TBG
（6）套管分注管柱：
a.主要工藝用途：
用于4in套管井一級二段分注工藝。
b管柱結構：如圖22所示。
c.使用技術條件：
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。
驗封：從油管內注水至少25MPa，此時套管若無返水則驗封合格。
解封：直接上提管柱。
e.主要技術參數：見表11。
表11 4in分注管柱配套工具主要技術參數表
參 工具
數
參
量
支撐卡瓦
一體
封隔器
水力錨
備注
耐溫℃
130
130
130
耐壓MPa
35
35
35
外徑mm
80
80
80
內通徑 mm
45
30（封）20（芯體）
45
座封啟動壓差 MPa
1
5-30（可調）
1
長度 mm
290
983
320
適用套管
內徑mm
4in通用
連接扣型
27/8TBG
5.計算機程序編制
在第3章中介紹了有關嘴損的計算。為了方便計算，現把它編制成計算機應用程序如下：
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結論與認識
通過對分層注水工藝的分析和研究得出了以下結論:
(1)通過對指示曲線的分析,可以知道,當注水曲線發生某種變化時,該現象是否正常,發生這種變化的原因。也可以說明地層或油井發生了什么變化。
（2）目前，分層注水的方法主要是油管和套管分兩層段注水。
（3）了解了影響注水井吸水能力的各種因素。
（4）通過分層注水，吸水剖面可以明顯改善，吸水狀況良好。使對應油層得到了充分的能量補充，對應油井逐漸收效。
（5）對適合注水的地層，應積極開展和廣泛推廣分層注水的方法，完善分層注水工藝，進一步提高油田開發水平。
參考文獻
1． 王鴻勛、張琪.〈〈采油工藝原理〉〉.石油工業出版社.1993年。
2． K.E 布朗. 〈〈升舉法采油工藝〉〉. 石油工業出版社.1999年。
3.《采油技術手冊》石油化學工業出版社.1977年。
4.萬仁傅，羅英俊主編.《采油工程手冊》石油工業出版社，1992年。
5.王隆慧，李紅春等，“高壓注水井套管保護管柱受力分析探討”文章編號：1001-3482（2004）增刊-0039-03。
6.李文華主編，《采油工程》中國石化出版社，2004年。
7.（美）G.鮑爾.威爾海特，《注水》石油工業出版社，1992年。
