目前，采油井地面流程中最常见的是掺热流程。在气温较低的季节里，从井口往出油管线中掺入一定比例的热水防止结蜡、冻结造成堵塞等事故发生，保证地面管线畅通与油井的正常生产。只有在夏季气温较高时或常温输送试验区，才停掺热进行常温输送。在掺热管理中，岗位工人每天上岗后首先要做好工作就是检查单井的回油温度，既不能太高，也不能太低，这是生产管理的规章制度。所以，在执行这些制度时发现参数异常就要认真分析原因，查找问题。油井出油状况虽然不稳定，回油温度时常发生变化，但都是在一个相对较小的范围内变化。如果回油温度突然升高，就一定要认真分析、查找升高的原因，从而及早发现问题井。

 

实例七十七  回油温度无故升高可能是油井不产液造成的

每天，采油工到达生产现场的第一项工作就是检查计量间第一口油井的回油温度（不掺热井除外），观察油井生产是否正常。然后，再对回油温度偏低或偏高的井进行适当调整，使温度达到生产管理规定的范围内。如果出现油井回油温度突然升高，而且调整、控制也降不下来的就有可能是井下出现问题或故障导致的。

1.      问题出现

采油工在生产现场检查各井回油温度时发现一口螺杆泵井的回油温度不正常，比上一天高出很多。然后，就到井口去进行调整，但回油温度始终没能控制下来。具体变化情况见表4-7所示。

注：螺杆泵下入深度793.3m

从该数据变化表中可以看出，该井在1月12日各项数据还是正常的。在13日这天采油工在计量间检查时发现这口井的回油温度升高，达到了55 t/d。于是，在井口控制掺水。但经过反复调整、控制，回油温度始终比较高。为了查清回油温度升高的原因，在下午对其他生产数据进行了核实，结果发现量油不上液面，液量由21 t/d下降到零，下降了21 t/d；油压由0.37MPa下降到0.32MPa，下降了0.05 MPa；泵的工作电流由12A下降到11A，下降了1A。后经两天连续核实，量油仍然不上液面，其他生产数据降后变化不大。为了摸清产液量下降的原因，在1月15日对其进行憋压，结果发现压力憋不起来。具体憋泵数据见表4-8所示。

从憋泵数据表中可以看出，该井的憋压情况不好。憋压30min油压仅从0.32 MPa上升到0.35MPa，上升了0.03 MPa；停机后又降到0.32 MPa，说明螺杆泵的工况出现问题没有起到抽油的作用使油井产液量下降。

2.      诊断结果

螺杆泵的抽油杆、管断、脱，不能正常抽油。

这口井在2月10日进行了作业检泵，起出抽油杆时发现第103根抽油杆断。起出管柱后，重新下泵起机，产液量得到提高、恢复，但含水率也出现了上升。

3.      原因分析

当机械采油井正常生产时，抽出的井下液体在井口与掺热管线中的热水混合一起来提高液体温度，从而保证混合液体的正常流动，当螺杆泵出现问题不起抽油作用时井口就不产液量，但掺热管线中的热水照常掺入回油管线内。这时，回油管线内都是掺入温度较高的热水，而且掺热量还会随着回油管线压力下降而增大，使油井的回油温度升高。在井口不出液的情况下想把回油温度调整、控制下来是很困难的。所以，当油井的回油温度突然升高，经过反复调整、控制温度降不下来，往往是泵况出现问题造成的。

这种状况不但是螺杆泵井，抽油机井也是一样。当抽油泵出现问题不起抽油作用时，也会使回油温度升高。但潜油电泵井与其不同，因井下液体在电缆自身耗能的情况下使液体温度升高，一般情况下是不掺热的。

日常生产管理中对回油温度的要求比较严格，超过规定要求一般不会出现在生产报表上。这个实例是按实际情况在现场收集的实际回油温度数据整理到数据表中的。

4.      采取措施

1）采取检泵措施，减少产量损失。

2）发现问题应及时诊断，分析泵况。

3）在日常生产中，应认真分析螺杆泵井出现变化的每一项生产数据，并通过这些变化及时发现生产中存在的问题。

 

实例七十八  冬季回油温度太低容易发生冻管

掺热流程的油井，如果回油温度在原油凝固点温度左右，就说明热水没有掺入。尤其是在冬季，回油温度太低就可能是井口掺热流程冻、堵等问题所致，这是生产管理规定所不允许的。因为回油温度太低，对特低产量的机采井就容易发生冻井情况。

1.      问题发现

冬季生产中，特别要注意气温的变化。如有一天，岗位工人在早上上班时检查计量间各井的回油温度，发现有一口螺杆泵井的温度很低。然后，立该到井口去检查掺热情况，发现该井的掺水管线已被冻结。虽然油井还在生产，但如果不认真检查就会给生产带来不利影响。现将出现问题前后的生产数据收集并列成表，如表4-9所示。

注：螺杆泵下入深度935.3m

这个生产数据表是从现场收集、整理出来的。所以表中有些数据是根据现场实际填写上的（在生产数据表中看不到）。从这个数据表中可以看出，该井在12月19日早上检查时，发现回油温度降至28，到井口检查才发现掺水管线已冻。岗位人员马上向队里汇报，经过及时处理又恢复正常掺热。为落实螺杆泵生产是否正常，于当日对其进行量油，结果没有发现异常情况。这在生产现场来说，事故的发现、处理比较及时，不然就会使油井的出油管线冻结，造成螺杆泵井跑油和停产。

2.      诊断结果

掺水量小，水的流速低，井口裸露的掺水管线冻。

3.      原因分析

冬季油井生产管理中，既要避免回油温度过高，也要避免回油温度过低。回油温度过高不是掺热量过大，就是泵况出现问题井不出液；回油温度过低不是掺水量过低，就是没有掺进。掺不进的原因有管线冻、压力低、掺热阀门堵、关等。总之，回油温度过高或过低对生产都是不利的。

4.      采取措施

1）认真检查油井的生产参数，尤其是冬季更应加强回油温度的检查。

2）应该做好管线的保温，在冬季生产时保证管线不冻。

3）认真执行油田生产管理规定，确保油井正常生产。

第三章        注入井生产分析、问题诊断及处理

油田注入井注入的目的一方面是补充油层能量，保持地层压力，使油井保持较旺盛的生产能力；另一方面是注入的流体也作为油的排驱剂，将油向生产井推进。用水作为排驱剂的排驱过程称为水驱；使用聚合物溶液作为排驱剂的排驱过程称为聚驱。大庆油田早在油田开发初期就采取了注水保持地层压力，油层能量得到充分的补充，使油田保持了较旺盛的生产能力。

在水驱过程中，注够水、注好水是保持高水平开发油田的基础，也是油田稳产的基础，始终是油田人追求的工作目标。多年来，在现场的生产管理、操作以及专业技术人员精心地管好每一口注水井，认真、准确地录取每一项原始资料、数据，观察、分析注水井的注水状况及变化，查找、处理注水井各种方面的问题。在总结注水井多年的生产管理、经验、教训的基础上，为注水井注好水、注够水，及时发现、分析、处理出现的问题做好各类问题列举如下，以便基层生产管理、操作以及专业技术人员对照、学习、掌握，防止类似的问题再次发生。

第一节    注水井油压无故变化引发问题的实例分析

压力是注水井的动力，如果没有压力，注水井就无法进行注水。如果注入压力过高，虽然可以提高注入量但也会给注入井带来许多隐患或问题。所以，注水井的注水压力与注水量是相互影响、相互制约的。在这一节中，我们通过注入井油压出现无故变化后查找、分析、诊断注水井的问题。

实例七十九  井口油压大幅下降是套损的信号

在20世纪的70年代中后期，为确保油层压力稳定上升，确保油井有足够的自喷能量，对注水井实行高压注水，从而提高差油层的注水。注水井提高注水压力后，确实使一些相对差油层发挥了作用，为油井有足够的能量，油田的稳产起到了一定的作用。但是，也给油田开发带来许多的隐患。

1.      问题发现

在高压注水时期，有一口注水井在提高注水压力后，配注、实注水量都有大幅度的提高。但在后来注水井油压却无故下降，配注、实注水量仍保持不变。该井地处闹市区，由于地理因素无法进行分层测试、作业调整等工作，使得井下注水状况一直不清。采油工每天只能到井口录取压力、水量资料，其他工作无从开展。直到发现周围井出现成片套管损坏时，才意识到该井可能出现问题，决心进行作业施工。现将当时的注水生产数据列表如表5-1所示。

注：破裂压力13.6MPa

该井的注水压力经历了由低到高、又到低，而注水量由低到高后基本保持不变。也就是说注水压力得到提高，注水量同时也得到提高；当油压大幅度下降后，实际注水量却始终保持不降，不能较好地完成配注。从该注水井的生产数据表中，可以看出原注水压力为12.2MPa；配注水量为200m³/d；实际注水量为167 m³/d；分层注水除有一个层段欠注外，其他两个层达到配注要求，注水合格率为67%。为提高周围油井的油层压力，保证周围油井有足够的自喷能量，在泵压允许的情况下提高该注水井的注水压力，提高注水量。这样，油压由12.2 MPa提高到15.5MPa，配注水量由200 m³/d提高到550 m³/d，实际注水由167 m³/d提高到583m³/d，注水合格率达到100%。经过高压注水一段时间后，油压开始逐渐下降。油压由15.5 MPa下降到12.1MPa，后又下降到8.4 MPa，比高压注水时下降了7.1 MPa；全井配注水量不变，实际注水由583m³/d变化到601m³/d，后又波动到573 m³/d，上下波动在20 m³/d左右；当发现周围井套管损坏时才将其控制在50，这时的油压仅为3.3 MPa。由于不能进行分层测试，虽然是分层井但实际是在笼统注水，井下各层的注水状况不清楚。

2.      诊断结果

该井由于高压注水使套管损坏。

在施工作业时才发现该井管柱拔不动。于是进行大修查套，施工发现该井是套管错断，最后对其进行了工程报废。

3.      原因分析

在注水开发的油田，注水井应该保持相对均衡的压力进行注水，注水压力不宜过高（在注水井破裂压力以下）。油田开发应该保持区块与区块之间、井与井之间、层段与层段之间的地层压力相对平衡。桇主水压力不均衡，会造成地层压力失衡，使有的井、区块压力高，有的压力低，就容易引导地层滑动造成套管损坏，即变形、破裂、错断等。注水井的套管一旦损坏，注入水就会在地下乱窜，起不到驱油的作用。这口井的套损就说明了这类情况，在高压注水时，尤其是注水井在高出破裂压力许多的情况下注水，更易使套管发生变形、破裂、错断而损坏。当注水井的套管损坏后，注水压力就会大幅下降，而注入量不会降低。这时，注入水就会在井下的地层，油层中乱窜，不知水注到什么地方。不但注入水失去驱油作用，而且还会引发其他井的损坏。

4.      采取措施

1）发现注水异常，即注水压力大幅下降，注水量变化不大的，应将注水量控制到最低限，防止套损加剧，并立即向队里技术人员汇报。然后，再由技术人员逐级向专业部门报告情况。

2）技术人员接到汇报后应及时上现场核实资料，测试异常井的注水指示曲线，查看井是否出现异常。如果没有问题就可以恢复正常注水；如果注水异常应关井等待上级的处理意见。

3）专业部门的人员接到报告后，按程序安排查套工作，并拿出处理意见。

 

实例八十  井下小层水嘴堵导致分注井油压上升

在正常情况下，不论是分层注水井还是笼统注水井，在短时间内只要注水压力稳定，注水量就应相对稳定；而注水压力提高，注水量就应增加。当分层注水井测试完成以后的短时间内，只要注水井泵压稳定，油压就应稳定，注水量也应保持相对稳定；如果油压升高，注水量也应增加。如果注水井泵压稳定，油压上升，而注水量不升或下降就说明注水井出现异常情况。反过来说，当井下层段水嘴出现问题进，油压或注水量就会发生反常的变化。

1.      问题发现

这是一口分层注水井。一次，采油工在巡回检查、录取该井井口数据时发现油压与上一天有较大幅度的上升，而注水量没有变化。连续核实三天录取的数据基本一样，现将变化前后的数据列表。如表5-2所示。

注：破裂压力14.3MPa

从生产数据变化表中可以看出，该井在13日前泵压为14.5 MPa，油压为11.6 MPa左右，全井配注水量是150 m³/d，实注水量为138m³/d，分层注水合格率达到100%。在14日开始，泵压为14.7 MPa，较前两天上升了0.2 MPa；油压却由11.6 MPa上升到12.5MPa，上升了0.9 MPa；配注水量不变，实注水量是140 m³/d，仅上升2 m³/d；由于油压上升超过原分水压力界限而不能计算分层水量，使注水合格率降为零。此后，连续三天对其进行核实，注水泵压保持在14.5 MPa，油压在12.5 MPa以上，实注水量仍然在140 m³/d左右。

为了查清油压上升的原因并恢复原注水状况，小队在17日首先进行了反洗井。洗井后，注水压力、注水量与上升后的变化不大。

然后，测试队在18日对其检配测试。检配时发现偏1没有水量，与原来测试资料相差较大。具体数据见表5-3所示。

从检配数据表中可以看出，偏1层段配注40m³/d，水嘴为4.2mm，检配结果为不吸水；偏2层段配注30 m³/d，水嘴为3.6 mm，检配结果为57 m³/d，比配注差27 m³/d，完成配注的190%；偏3层段配注80 m³/d，水嘴为7. 5 mm，检配结果为82 m³/d，比配注差2 m³/d，完成配注的103%。检配结果，偏1、偏2与原测试分层资料相差较大。

2.      诊断结果

偏1水嘴堵塞。

要检配后捞出偏1堵塞器，水嘴的孔眼被死油堵死。更换水嘴后重新投入堵塞器，恢复正常注水后油压又降回到原来的压力水平上。经测试检配，各层段注水恢复到原状况。

3.      原因分析

分层注水井各小层的注水量是按其水嘴大小进行分配的。在正常情况下，应该是注水压力稳定，全井及各小层的水量不会出现大的变化。当井口油压突然升高，而全井注水量不变时，说明井下小层注水量出现了比较大的变化。这是因为注水压力上升，水嘴两端的压差增大，全井及各小层注水量必然要上升。如果是注水压力上升，而全井水量变化不大，这时井下小层的水量就会出现较大变化，有的层升高，有的层就会减少乃至不吸水，这种情况只有小层水嘴发生堵塞才会出现。

现在，注水管线，井下分层管柱在长期使用中由于腐蚀、结垢，还有注入吕中的含油等杂质，有时随注入进入井下，使分层注水井经常发生水嘴堵塞现象。尤其是在分层测试时，由于仪器或工具在井筒中上下运动，管壁上的附着物被刮下随注水经过水嘴进入油层，更加剧了这种状况。出现堵塞一，有的经过洗井即可解决，有的洗井也不能完全恢复正常。

分注井井下水嘴发生堵塞在资料上显示的也不完全相同。有的井是油压上升，注水量相对稳定；有的井是油压上升，注水量出现下降。

4.      采取措施

1）发现问题应该首先进行洗井，消除水嘴堵塞因素。

2）如果洗井不能排除堵塞问题，就重新进行检配、拔堵、检查水嘴、重投堵塞器。

实例八十一  油压上升，吸水指数不变反映出油层压力上升

层段水嘴堵塞可以使注水井的油压升高，油层压力上升同样会使注水井的油压升高，但这两种升高反映在油压数据上是有一定区别的。前者，油压是突然上升；后者，油压是逐渐上升的。由于变化不同，所诊断的结果也就不同。

1.      问题出现

在一次资料检查中，发现有一口注水井随着注水时间的延续，油压出现了明显的上升。具体变化见综合数据表5-4所示。

注：破裂压力13.7MPa。

从这口分注井的月度综合数据变化表中，我们查出注水量变化不大，但油压却在逐渐上升。在年初2月份，泵压为13.8 MPa，油压为10.6 MPa，全井配注不量是180 m³/d，实际注水量为189 m³/d，分层注水合格率达到100%。到7月份，泵压为13.8 MPa，稳定；油压为11.8 MPa，上升了1.2 MPa；全井配注水量没变，实注水量是205 m³/d，仅上升了16 m³/d；分层注水合格率仍保持在100%。注水压力明显升高，注水量基本没有变化。

为查清注水压力升高的原因，在7月份测试了全井注水指示曲线与年初测试资料进行比较，并绘制成两条曲线如图5-1所示。

在图5-1中，“曲线1”是年初测试的指示曲线，“曲线2”是近期7月份才测试的指示曲线。为方便对比，将两条不同时间测试的曲线绘制在一个坐标系内。从图中可以看出，“曲线2”向左做平行移动，斜率近似相等，吸水指数不变。说明该井二次指示曲线测试时，只是启动压力上升，注水量减少。也就是说，在相同注水压力下注水量有较大的下降。从曲线图看，注相同量的水油压增加了近1个兆帕。

2.      诊断结果

出现此类情况只能是油层压力上升导致了油压上升，注水量不变。

3.      原因分析

油层压力上升的原因有很多，但归纳起来只有两种，就是只注不采或注大于采。当注水补充的能量得不到释放，积累起来会使油层压力逐渐上升。油层压力上升会使注采压差减小，注水量逐渐下降。油层压力上升使注水井的启动压力、油压升高，要完成配注方案，就必须逐步提高井口注水压力，以保持注水量稳定。

4.      采取措施

1）在采油井上采取提液措施，释放注水井的能量，防止油层憋高压。

2）由于油层物性差或堵塞采油井无法提液，应采取压裂、酸化等改造措施，保证油井的提液要求。

3）如果采油井无法采取提液措施，应适当降低注水井的配注水量，以保证注采平衡，油层压力稳定。

 

实例八十二  注入水质差导致油压上升，吸水指数下降

如果注水井注入了大量水质比较差的水会造成井筒附近的油层堵塞，使注水井的启动压力、注水压力上升，吸水指数下降。

1.      问题发现

有一口过渡带笼统注水井。专业人员在检查注水井资料时，发现该井的油压出现较大的上升，而全井注水量不但上升，反而还稍有下降。检查人员就将这口井的生产数据抄写下来，并列成表进行对比。如表5-5所示。

注：破裂压力15.7MPa

从两个月的生产数据变化表中，我们看出该井油压在逐渐上升，而注水量不升还有所下降。在3月初，该井的泵压为14.8 MPa，油压为13.6 MPa，全井配注水量是100 m³/d，实际注水量为95 m³/d。到了4月下旬，配注不变，泵压为15.1 MPa，稍有上升；油压为15 MPa，比3月初上升了1.4 MPa；实注水量为82 m³/d，下降了13 m³/d。

为落实油压升高，注水量有所下降的原因，在4月26日对该井测试了全井注水指示曲线并与以前测试的指示曲线进行比较。见图5-2所示。

在图5-2中，“曲线1”是前期测试的全井指示曲线，“曲线2”是4月份测试的全井指示曲线。为方便绘制曲线，两次测试资料都折算成相同油压下的注水量，而且同样将两条不同时间测试的指示曲线绘制在一个坐标系内以便对比。从曲线对比看出，“曲线2”明显向左偏移，斜率增大，吸水指数减小；该井的启动压力升高，相同油压下的注水量明显减少，油井的注水能力变差。

2.      诊断结果

这种现象是油层发生堵塞。

油层出现堵塞，不但注水压力上升，注水量下降，主要是油层的吸水能力明显降低。

3.      原因分析

石油理从岩石的一些微小孔隙是生产出来的。注水开发的油田就是要通过注水将岩石孔隙中的原油替换出来。由于岩石孔隙直径都非常中，如果注入的水质差，如固体悬浮物超标，污水含油超标都会堵塞油层孔隙；还有一些化学物质超标会加速设备、管道的腐蚀，与水中其他化学物质发生化学反应等产生沉淀物也会堵塞孔隙，降低油层的渗透率。如果大量注入这样超标的水，就会使油层孔隙出现堵塞，使注水井的启动压力、油压升高，注水量减少，吸水能力下降，影响驱油效果。

4.      采取措施

1）当出现注水压力升高或注水量下降，首先进行水质化验，检查是否合格。

2）然后进行反洗井，将油层表面堵塞物冲洗出来，提高吸水能力，恢复正常注水。

3）如果反洗井不起作用，就要进行酸化，压裂等增注措施提高注水井的吸水能力。

 

 

实例八十三   油层压力下降导致油压下降，吸水指数不变

油层压力上升，油压上升。反之，油层压力下降、油压也随之下降。当一个井组的注采比小于1时，或油井采取增产措施大幅度提高产液量后，油层压力就会逐渐下降。随着油层压力的逐渐下降，与油井相连通的注水井油压也会随之下降。

1.      问题发现

在对比注水井注水状况进，发现有一口注水井经过一段时间注水后油压有明显下降，而全井实注水量变化不大。油压与注水量变化情况见生产数据表5-6所示

注：破裂压力14.9MPa

从该井的月度综合数据变化表中，看出这口井在注水量变化不大的情况下，油压却在逐渐下降。在1月份，泵压为14.3 MPa，油压为14.1 MPa，全井配注水量为200 m³/d，实际注水量为211m³/d，分层注水合格率为100%。到10月份，泵压为14.2 MPa，稳定；油压降为12.5 MPa，下降了1.6 MPa；全井配注水量没变，实注水量仍然保持在206 m³/d，仅下降了5 m³/d；分层汪水合格率仍保持在100%。这口井的油压下降明显，全井注水量基本保持不变。在8月份进行分层测试，检配时发现偏1、偏2超注，偏3欠注。虽然测试时将偏1、偏2的水嘴调小，控制这两个层段的注水，但测试后恢复正常注水油压仍然有下降的趋势。

为查清油压下降的原因，我们在10月份测试了全井注水指示曲线并与年初测试资料进行比较。现将这两次测试数据绘制成两条曲线如图5-3所示。

在图5-3中，“曲线1”是上半年测试的全井指示曲线，“曲线2”是10月份测试的全井指示曲线。为方便对比，将两条不同时间测试的曲线绘制在一个坐标系内。从两条曲线对比看，“曲线2”向右做平行移动，斜率近似相等，吸水指数不变。说明两次指示曲线测试时，只是启动压力下降，注水量增加。也就是说，在相同注水压力下注水量有较大幅度的增加。

2.      诊断结果

此类现象是油层压力下降导致了油压下降，吸水指数不变。

3.      原因分析

油层压力下降的原因有很多，如没有注水井点，形成只采不注；大高度调低注水井配注量与实注水量，降低油层压力；油井采取增产措施，大幅度提高产液量，而注水量没有得到提高，能量补充不够。这样，随着开采时间的延长，油层压力就会逐渐下降，使注采压差增大，注水量增加。在配注水量不变的情况下，就需控制油压进行注水，以保持注水量稳定。

4.      采取措施

1）为保证油井提液后稳产，应适当提高注水井配注水量，保持油层压力的稳定。

2）如果没有注水井点或注井点少，就应选择适当的油井转为注水井，以保证油层能量得到必要补充。

3）如果是高压地区、高压层段就应适当降低油层压力，防止套损井的产生。