注水工藝方案設(shè)計(jì)任務(wù)書石工2009級(jí)用

注水工藝設(shè)計(jì)任務(wù)書碎屑巖油藏注水工藝設(shè)計(jì)西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院2013年3月某油田碎屑巖油藏注水工藝設(shè)計(jì)一、目的及要求.目的：通過對(duì)某油藏J2s儲(chǔ)層注水工藝設(shè)計(jì)，了解注水工藝方案的基本設(shè)計(jì)思路、設(shè)計(jì)內(nèi)容，掌握方案設(shè)計(jì)的基本方法、步驟以及設(shè)計(jì)中所涉及的基本計(jì)算，加強(qiáng)系統(tǒng)的工程訓(xùn)練，培養(yǎng)分析和解決實(shí)際工程問題的能力。.要求：根據(jù)某油藏基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和設(shè)計(jì)要求，完成注水工藝方案的設(shè)計(jì)并總結(jié)和編寫出“注水工藝方案設(shè)計(jì)”報(bào)告。.要求對(duì)以下內(nèi)容進(jìn)行設(shè)計(jì)：(1)油田注水開發(fā)可行性分析(2)注入水水源選擇與水質(zhì)要求(3)注水工藝參數(shù)設(shè)計(jì)(4)注水管柱設(shè)計(jì)(5)注水井試注、投(轉(zhuǎn))注措施要求(6)注水井增注及調(diào)剖措施(7)注水工藝方案總結(jié)及實(shí)施建議二、設(shè)計(jì)所需的基礎(chǔ)資料和數(shù)據(jù).某油藏主要地質(zhì)特點(diǎn)(1)構(gòu)造圈閉較完整，但面積較小，儲(chǔ)量較小，天然能量不足該油藏圈閉面積7.0km2,含油面積9.4蚱2，平均有效厚度16m,可采儲(chǔ)量178.5X104t,其彈性采收率3.63%,溶解氣驅(qū)采收率12.2%。(2)儲(chǔ)層物性差，潛在傷害因素復(fù)雜，油藏壓力偏低，地層壓差較小，但原油物性好，油氣比高該油藏J2s儲(chǔ)層屬低孔、低滲巖屑砂巖儲(chǔ)層，其平均孔隙度只有15.08%,平均滲透率僅有25.95X10叩m2。其主要流動(dòng)喉道半徑平均為4?5〃m。由于儲(chǔ)層孔隙喉道不規(guī)則，喉道半徑小，極易受到入井液中固相顆粒造成的堵塞傷害。（3）儲(chǔ)層巖石敏感性儲(chǔ)層粘土含量較高（主要含高嶺石、綠泥石等敏感性較強(qiáng)的粘土礦物，見表1）；因此具有中等?中等偏強(qiáng)的水敏性（水敏指數(shù)0.5—0.59）,但速敏較弱，無酸敏。表1 油藏J2s儲(chǔ)層粘土礦物統(tǒng)計(jì)泥質(zhì)含量％粘土礦物相對(duì)含量％KCI/SI7.24139.39.710⑷儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性巖石潤(rùn)濕性測(cè)定表明，水排比為100%,油排比為0%,屬?gòu)?qiáng)親水。.原油性質(zhì)油田的原油物性較好，表現(xiàn)為低密、低糧50℃時(shí)1.91mP.s）、低凝的“三低”特性（見表2）。但原油中高碳蠟含量高，井筒結(jié)蠟嚴(yán)重表2油田原油物性項(xiàng)目密度g/cm3粘度mP.s凝固點(diǎn)℃含蠟量％膠質(zhì)瀝青％含硫％初餾點(diǎn)℃蠟熔點(diǎn)℃地面地下總蠟量高碳蠟一般蠟高碳蠟相對(duì)絕對(duì)某油田0.81380.87<-23.3655.8272.8073.82.454.31.628.40.037082893.油藏壓力該油田油層壓力系數(shù)偏低（0.995?1.002）,油氣比高，地飽壓差?。ㄒ姳?、表4）。表3油田基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表項(xiàng)目開采層位油層中深m地層壓力MPa飽和壓力MPa地飽壓差MPa原油密度g/cm3氣體相對(duì)密度g/cm3原油體積系數(shù)水密度g/cm3原油粘度（地下）mPa.s某油田J2s267526.318.18.20.81381.0291.7321.00281.1附表4油田油井生產(chǎn)情況方式單井日產(chǎn)（t/d）氣油比（m3/t）生產(chǎn)壓差（MPa）油層溫度℃

自噴20271581.14.主要開發(fā)指標(biāo)根據(jù)開發(fā)方案的部署該油田實(shí)行注水保持地層原始?jí)毫﹂_發(fā)，采用五點(diǎn)法面積注水，井距350m，總數(shù)50口，其中采油井25口，注水井25口，注采比1：1。第一年平均單井配產(chǎn)20t/d,年產(chǎn)能力16.47X1043采油速度3.2%。穩(wěn)產(chǎn)2.5年，開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)見表5。表5油田開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)開采時(shí)間(a)井?dāng)?shù)(口)平均單井日產(chǎn)油量(t)日產(chǎn)油(t)年產(chǎn)油(104t)累積產(chǎn)油(104t)日產(chǎn)氣(m3)累積產(chǎn)氣(104m3)日產(chǎn)水(m3)累積產(chǎn)水(104m3)采油速度(%)采出程度(%)含水率(%)采油井注水井1252520.049916.4716.471352294463403.23.20.82252519.849616.4332.901344168916803.26.51.63252519.548716.2549.15131977133201513.19.73.04252518.045015.5464.69121950175312612.912.85.45252516.340614.1078.79110026213524322.615.69.66252514.536212.7091.4998102247946842.318.115.77252512.230610.98102.4782926277699772.020.323;/5.48252510.32579.29111.766964730287120101.622.231.9925258.52127.72119.485745232379144151.323.740.41025257.01766.36125.844769634103161201.125.047.95.油田吸水指數(shù)由于該油田未搞試注，無實(shí)測(cè)的吸水指數(shù)資料，因此，依據(jù)地質(zhì)開發(fā)方案所提供的吸水指數(shù)與采液指數(shù)的關(guān)系進(jìn)行預(yù)測(cè)計(jì)算。其預(yù)測(cè)結(jié)果見表6。表6某油田吸水指數(shù)預(yù)測(cè)結(jié)果含水率(%)01020304050吸水指數(shù)(Jw)(m3/d?MPa)2.7552.3922.1882.1842.0841.9766.注入水水源及水質(zhì)要求(1)水源該油田是一個(gè)嚴(yán)重缺水的地區(qū)，水來源較困難，油田注水開發(fā)需要大量的水。為了緩解水源矛盾，減少環(huán)境污染，該油田采用單管流程注水，減少洗井次數(shù)。(2)水質(zhì)①儲(chǔ)層特性要求該油藏J2s儲(chǔ)層為低孔、低滲，其主要流動(dòng)喉道半徑平均僅為4?5〃m。根據(jù)“1/3?1/6”原則，該油田按主要流動(dòng)喉道半徑的1/5計(jì)算。②懸浮物試驗(yàn)結(jié)果表明，該油田J2s層注入水中懸浮物大于0.75mg/L時(shí)，驅(qū)替1000倍孔隙體積的水后，巖芯損害程度平均為39.7%，而當(dāng)懸浮物含量小于0.5mg/L時(shí)，注入水中懸浮物對(duì)巖芯的損害程度很小，平均僅為2%。目前該油田對(duì)注水中懸浮固相顆粒直徑處理采用精細(xì)過濾設(shè)備。表7某油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)水質(zhì)項(xiàng)目單位水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)備注懸浮物含量mg/L《根據(jù)資料確定顆粒中值直徑pm《根據(jù)資料確定總含鐵量mg/L<0.10含油量mg/L<5.0溶解氣含量mg/L<0.05硫化物含量mg/L<5.0二氧化碳含量mg/L<5.0平均年腐蝕率mm/a<0.076膜濾系數(shù)>20,0細(xì)菌含量腐生菌個(gè)/ml<100硫酸鹽還原菌個(gè)/ml<100pH值6—8與地層水的相溶性不產(chǎn)生沉淀結(jié)垢投注前進(jìn)行試驗(yàn)分析與原油的相溶性不乳化與地層的配伍性根據(jù)資料確定⑶該油田注水系統(tǒng)存在的主要問題①水源曝氧嚴(yán)重，造成供輸、水處理系統(tǒng)及井下管柱腐蝕嚴(yán)重，從而大大增加了鐵及機(jī)雜的含量。②精細(xì)過濾執(zhí)行不嚴(yán)，注入水未得到有效處理。采用精細(xì)過濾設(shè)備。.注水壓力設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)(1)據(jù)M1井、M3井、M139井壓裂資料測(cè)算，該油田的破裂壓力梯度在0.0189?0.0207MPa/m范圍，平均0.0198MPa/m。油層平均中部深度H=2675m，假定注入水在井筒流動(dòng)為層流，Re=2000,則入=64/Re。（2）忽略注水溫度設(shè)計(jì)。（3）根據(jù)相鄰油田經(jīng)驗(yàn)，注水啟動(dòng)壓差一般3—4MPa,因此，該油田注水啟動(dòng)壓差參照相鄰油田取值。（4）注水井井口裝置按25MPa壓力等級(jí)配套。.注水管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)（1）注水管柱數(shù)據(jù)27/8”平式和加厚油管：D=7.3cm；d=6.2cm；t1=0.1412cm6=0.551cm；（壁厚系數(shù)）=0.875兩種管材：材質(zhì)為J55時(shí)，as=3870Kgf/cm2材質(zhì)為N80時(shí)，as=5620Kgf/cm2管柱在空氣中重（帶螺紋和接箍）：q=9.52kgf/m（兩種材質(zhì)相同）組合安全系數(shù)標(biāo)準(zhǔn)：n三1.015（2）考慮組合管柱安全系數(shù)，不考慮深井管柱的各種負(fù)荷和受力計(jì)算。（3）腐蝕量為直徑方向的腐蝕量，年腐蝕量應(yīng)為0.076mmX2o三、設(shè)計(jì)原則①早期注水，保持地層壓力。針對(duì)性地制定適應(yīng)性強(qiáng)的注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，確保高質(zhì)量的注入水質(zhì)來簡(jiǎn)化防腐措施和最大限度地延長(zhǎng)注水穩(wěn)定周期。從而減少洗井、增注等作業(yè)措施工作量。③推廣使用套管保護(hù)液的保護(hù)套管技術(shù)。地面設(shè)計(jì)采用單管注水流程，配套洗井車洗井。從工具配套性考慮，該油田自噴階段和有桿泵抽油均采用27「油管。因此，該油田注水采用271平式油管，配套性強(qiáng)。四、設(shè)計(jì)內(nèi)容及計(jì)算要求.油田注水開發(fā)可行性分析根據(jù)該油田已知地質(zhì)特點(diǎn)、油藏特點(diǎn)和其它已知資料和數(shù)據(jù)，對(duì)該油藏注水開發(fā)（合理油藏壓力水平、儲(chǔ)層表面潤(rùn)濕性、注水對(duì)儲(chǔ)層巖石敏感性）的可行性進(jìn)行簡(jiǎn)要分析闡述。.設(shè)計(jì)原則（已給出）對(duì)給出的設(shè)計(jì)原則如有不同要求，可修改設(shè)計(jì)原則或提出自己的設(shè)計(jì)原則。.注入水水源選擇與水質(zhì)要求根據(jù)行業(yè)水質(zhì)推薦標(biāo)準(zhǔn)和可用的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，提出油田的具體水質(zhì)指標(biāo)和注入水水源。（1）水源：根據(jù)資料和該地區(qū)的情況提出水源選擇；（2）水質(zhì)：根據(jù)提供的資料和表7（注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)），完善該油田注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)并列出對(duì)應(yīng)的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。（3）確定采用精細(xì)過濾設(shè)備的精度大小。（4）根據(jù)該油田注水系統(tǒng)存在的問題，提出保證注水系統(tǒng)水質(zhì)的要求及措施。.注水工藝參數(shù)設(shè)計(jì)（1）注水量預(yù)測(cè)根據(jù)開發(fā)指標(biāo)不同時(shí)期的含水率，預(yù)測(cè)不同含水率時(shí)期單井日平均注水量和所有注水井日注水總量，并繪制單井日平均注水量及所有注水井日注水總量與不同含水率的關(guān)系曲線。（2）預(yù)測(cè)注水井吸水能力（已給出）（3）注水系統(tǒng)壓力預(yù)測(cè)①預(yù)測(cè)注水破裂壓力預(yù)測(cè)最低、最高和平均破裂壓力梯度條件下的井底和井口破裂壓力。②注水壓力設(shè)計(jì)當(dāng)油層無控制時(shí)，預(yù)測(cè)含水率fw為：0%、10%、20%、30%、40%、50%，地層壓力為兩種情況：26.3MPa，23MPa時(shí)，注水井的井口壓力和井底壓力。確定是否滿足給定的注水井井口裝置的壓力等級(jí)配套。.注水管柱設(shè)計(jì)（1）抗內(nèi)壓極限強(qiáng)度計(jì)算：注水管柱（油管）J55和N80兩種材質(zhì)的抗內(nèi)壓極限強(qiáng)度（美制油管，API標(biāo)準(zhǔn)），判斷是否滿足井口裝置的壓力等級(jí)要求。（2）抗拉極限強(qiáng)度計(jì)算：注水管柱（油管）85（平式和加厚）和N80（平式和加厚）兩種材質(zhì)的抗內(nèi)壓極限強(qiáng)度（包括新油管，腐蝕7年、腐蝕10年、腐蝕13年的油管）。（3）組合管柱抗拉安全系數(shù)的計(jì)算：注水管柱（油管）85（平式和加厚）和N80（平式和加厚）兩種材質(zhì)的抗內(nèi)壓極限強(qiáng)度（包括新油管，腐蝕7年、腐蝕10年、腐蝕13年的油管）。要求組合安全系數(shù)：n^1.015按以下四種方式組合計(jì)算組合安全系數(shù):序號(hào)材質(zhì)規(guī)格管柱組合安全系數(shù)新油管腐蝕7年腐蝕10年腐蝕13年1J5527/8〃（平式）5.51mmX26752N8027/8〃（平式）5.51mmX26753J5527/8〃（平式）5.51mmX187527/8〃（加厚）5.51mmX8004N8027/8〃（平式）5.51mmX187527/8〃（加厚）5.51mmX800根據(jù)計(jì)算的組合安全系數(shù)，選擇一種滿足要求的注水管柱的材質(zhì)和組合。以下內(nèi)容根據(jù)提供的該油田基本資料、數(shù)據(jù)和自己的設(shè)計(jì)，作簡(jiǎn)要闡述:.注水井投（轉(zhuǎn)）注措施要求；排液要求、洗井要求。.注水井增注及調(diào)剖措施；提高增注的技術(shù)。.注水井日常管理要求；.注水工藝方案總結(jié)及實(shí)施建議。五、完成設(shè)計(jì)報(bào)告.寫出設(shè)計(jì)報(bào)告。.附設(shè)計(jì)的任務(wù)書及原始數(shù)據(jù)。.報(bào)告要求用16開紙手寫，字跡工整，文字通順，思路清晰，計(jì)算結(jié)果正確。.按時(shí)完成全部設(shè)計(jì)內(nèi)容（包括計(jì)算公式、過程、數(shù)據(jù)表、含水率分別與井底和井口注入壓力曲線圖、管柱在不同腐蝕年限的極限內(nèi)壓、抗拉極限載荷及組合安全系數(shù)等數(shù)據(jù)表），要求獨(dú)立完成。六、報(bào)告格式.封面“某油田注水工藝方案設(shè)計(jì)”，寫明專業(yè)、設(shè)計(jì)人、年級(jí)學(xué)號(hào)、日期.正文、設(shè)計(jì)內(nèi)容包括:（1）設(shè)計(jì)概要⑵已知基礎(chǔ)資料及數(shù)據(jù)包括：已知的油藏地質(zhì)資料、開發(fā)指標(biāo)、數(shù)據(jù)、表格等(3)設(shè)計(jì)原則(4)注入水水源選擇與水質(zhì)要求(5)注水壓力設(shè)計(jì)分析包括：注水井吸水能力預(yù)測(cè)、地層破裂壓力預(yù)測(cè)、注水壓力設(shè)計(jì)(6)注水管柱設(shè)計(jì)包括：兩種給定管材的注水管柱強(qiáng)度計(jì)算(抗內(nèi)壓極限、抗拉強(qiáng)度)、注水管柱設(shè)計(jì)(7)注水井投(轉(zhuǎn))注措施及要求(8)注水井增注及調(diào)剖措施(9)注水井的日常管理要求(10)注水工藝方案總結(jié)及實(shí)施建議注：第(7)、(8)、(9)、(10)根據(jù)自己的設(shè)計(jì)和要求簡(jiǎn)要闡述。七、參考書.《石油工程設(shè)計(jì)》教材，西南石油大學(xué)編.《中華人民共和國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)之采油工程方案設(shè)計(jì)編寫規(guī)范》，石油天然氣總公司發(fā)布.《采油技術(shù)手冊(cè)》，石油工業(yè)出版社.《采油工程》，石油工業(yè)出版社含水率產(chǎn)油量04991.649634875.44509.640