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1、吐砂结蜡出水井的管理,讲解人：高殿福,一、吐砂结蜡井的管理,防砂和清砂,防蜡和清蜡,找水和堵水,油井出砂、结蜡和出水是油田生产过程中经常遇到的问题，它直接影响到油井是否能正常生产。这不仅给采油工艺带来许多复杂问题，而且将影响油层采油速度及采收率的提高。因此，要确保油田高产稳产和较高的最终采收率，就必须采取各种技术措施来解决所遇到的这些问题。,1、防砂和清砂 油层出砂是砂岩油层开采过程中常见的问题之一。在这里所说的出砂是指构成地层岩石骨架颗粒的移动。对于疏松油层，出砂将是提高采油速度的主要障碍。油层出砂后，砂子在井内沉积形成砂堵，从而降低油井产量，甚至使油井停产，同时也增加了清砂的井下作业工作量
2、。另外，还会磨损设备及砂卡井下工具，如抽油泵的进、出口凡尔和活塞、衬套等。出砂严重的井将引起井底坍塌而损坏套管。,1.1 油层出砂的原因 油层出砂是由于井底附近地带的岩层结构破坏所引起的，它与岩石的胶结强度，应力状态和开采条件有关。岩石的胶结强度主要取决于胶结物的种类，数量和胶结方式。通常砂岩的胶结物主要为粘土、碳酸盐和硅质三种。以硅质胶结物的强度为最大，碳酸盐胶结次之，粘土胶结最差。对于同一类型的胶结物，其数量愈多，则胶结强度愈大，反之则小。胶结方式不同，岩石的胶结强度也不同。砂岩的胶结方式可分为：,(1)基底胶结。当胶结物的数量大于岩石颗粒数量时，颗粒完全浸没在胶结物中，彼此互不接触或接触
3、很少。这种砂岩的胶结强度最大，但由于孔隙度，渗透率均很低，所以很难成为好的储油层。,(2)接触胶结。胶结物数量不多，仅存在于颗粒接触的地方。这种砂岩胶结强度最低。,(3)孔隙胶结。胶结物数量介于上述两种胶结类型中间。胶结物不仅在颗粒接触处，还充填于部分孔隙中。胶结强度也处于上述两种方式的胶结强度之间。,易出砂的油层岩石主要以接触胶结方式为主，其胶结物数量少；而且其中含有粘土胶结物。但这种储油层的孔隙度大、渗透率高。当其它条件相同时，渗透率越高，砂岩强度越低，油层越容易出砂。图(6-2)是老君庙油田926井的岩石强度与渗透率关系曲线。,根据油田现场资料分析，在断层多，裂缝发育和地层倾角大的地区，
4、由于油层结构受到破坏，岩石强度降低，岩石原始应力状态被复杂化，因而油层也容易出砂。,地应力是决定岩石原始应力状态及其变形破坏的主要因素。通常，在钻井以前，岩石在垂向和侧向地应力作用下处于应力平衡状态。垂向地应力大小取决于岩层埋藏深度和岩石平均比重。侧向地应力除与油藏埋藏深度有关外，还与岩石的力学性质(如弹性、塑性等)及岩石中液体、气体的压力等有关。钻井后，靠近井壁的岩石其原始应力平衡状态首先遭到破坏，在整个采油过程中井壁岩石都将保持最大的应力值。所以，井壁岩石在一定条件下将首先发生变形和破坏。,以上所讲的主要是影响油层出砂的内在因素，采油过程中由于液体渗流而产生的对颗粒的拖曳力则是出砂的重要因
5、素。在其它条件相同时，生产压差愈大，渗滤速度愈高，在井壁附近液流对岩石的冲刷力就愈大，如果液体的粘度再高一些就更容易出砂，因为粘度高其拖曳力也大。在同样的生产压差下，地层是否易于出砂还取决于建立压差的方式。所谓建立压差的方式是指以缓慢的方式建立压差还是以突然(或急剧)的方式建立压差，因为，在同样压差下，二者在井壁附近油层中造成的压力梯度不同，如图（6-3）所示。,由图看出，突然建立压差时，压力未能迅速传播出去，压力分布曲线很陡，井壁的压力梯度很大，易破坏岩石结构而引起出砂；当缓慢地建立压差时，压力可以逐渐地传播出去，井壁附近压力分布曲线比较平缓，压力梯度比较小，不至影响岩石结构。有些井强烈抽汲
6、及气举之后往往会引起出砂，就是由于压差过大，建立压差过猛。,在注水受效中后期，由于油层含水后，部分胶结物被溶解，岩石强度降低或地层压力降低，增加了地应力对岩石颗粒的挤压作用，扰乱了颗粒间的胶结都可能引起出砂。不适当地采用压裂、酸化等措施使岩石结构遭到破坏时，也会造成出砂。,1.2 防砂方法综上所述，油层岩石胶结疏松是油层出砂的主要内在因素，而开采措施不当等外在因素，将使油层出砂更为严重。对于胶结还不很疏松的油层，井的开采措施不当则是油井出砂的直接因素。所以，为了防止油层出砂，一方面要针对油层和油井条件，正确地选择完井方法，制订合理的开采措施；另一方面，要根据油层和油井条件，出砂历史，选用人工井
7、壁、人工胶结砂层及安装井下滤器等防砂技术。,(一)制订合理的开采措施 1.在制订油井配产方案时，要通过生产试验使所确定的生产压差不会造成油井大量出砂。控制生产压差基本上就是控制产量、限制地层中的渗流速度，从而限制拖曳力。如因受压差限制而无法满足采油速度要求时，只能在采取其它防砂措施之后才能提高采油压差，否则将无法保证油井正常生产。2.在易出砂油水井管理中，开、关井操作要平稳，并严防油井激动。,3.易出砂井应避免强烈抽汲和气举等突然增大压差的诱流措施。4.对胶结疏松的油层，为解除井底附近油层堵塞而采用酸化等措施时，必须注意防止破坏油层结构，防止使用过高的酸液浓度，以避免造成油井出砂。对粘土胶结的
8、疏松低压油层，避免用淡水压井，要防止水大量漏入油层，引起粘土膨胀。否则，可能因降低胶结强度或破坏油层结构而引起出砂。,5.根据油层条件和开采工艺要求，正确地选择完井方法和改善完井工艺。对于油水(或气)层交互及层间差异大的多油层，通常采用射孔完成。为防止出砂可采用化学固砂或套管内砾石充填及井底滤砂器等措施。对于厚的单油层可采用裸眼砾石充填的方法。这种方法对油井生产影响小、经济而且防砂效果较好。无论采用哪种完井方法，必须从钻开油层到固井、射孔的每个步骤都要严格保证质量，否则不仅会影响生产率，同时将影响防砂措施的效果。例如，固井质量不好的井，采用化学固结防砂措施时，将会出现胶结剂窜槽挤入非目的层而使
9、防砂失败。如果油层污染，射孔质量不好，孔眼堵塞，化学胶结剂无法保证均匀推进，便不能很好的固结油层，而会过早出砂；或者将污染物固结在油层内，而严重的损害油层生产率。,6、注水油田油井压裂后出砂原因及预防压裂后砂卡的措施：,措施：我们对压后下泵方案提出了：压后下泵深度控制在油层顶界以上50-100米之间，减少砂卡的几率,(二)砾石充填防砂方法砾石充填防砂方法虽然是较早的防砂方法，但由于近年来在理论上，工艺上及设备上不断地完善，被认为是目前防砂效果最好的方法之一，特别是在注蒸气井中的防砂，它的效果更为显著。,砾石充填的一般做法是先将割缝衬管或绕丝筛管下入井内面对防砂层段(井底)，然后将经过选择粒径的
10、砾石用高质量的液体送至衬管或筛管外面，使形成一定厚度的砾石层。如果砾石粒径是根据地层砂的粒度选择的，并且选择得当，那么可预期被地层液体携流入井的砂子将被阻挡于砾石层之外。在此处较大粒径的砂子在紧靠着砾石层的地方形成砂桥或砂拱，它又将较小粒径的砂子阻止在更外面。就这样通过自然选择，在砾石层外形成一个由粗粒到细粒的滤砂器，既能有良好的流通能力，又能阻止油气层大量出砂。,砾石充填防砂法又分为裸眼砾石充填与套管内砾石充填两种(见图64)。裸眼砾石充填应先在油层部分(要防砂的井段)扩眼，然后将衬管或筛管下入。套管内砾石充填在射孔后即可将砾石充填于衬管(绕丝筛管)与套管壁之间。由于裸眼砾石充填的渗滤面积大
11、，砾石层厚，防砂效果及对油层产能的影响均较优于套管内充填。但裸眼充填属于先期防砂的方法，完井时就要考虑并完成此项完井环节，工艺也比较复杂。,附：滤砂器 滤砂器防砂是将地面做好的滤砂器下到井底来阻止油层砂进入井内。可用于裸眼井和射孔完成的井。下面介绍三种用于射孔井内的滤砂器。,(1)砾石滤砂器 砾石滤砂器是由两层带眼的同心管组成，并在管子上分别包以2535孔厘米2的铜丝布。对两管的环形空间充填不同直径(0.50.8，0.81.2，1.21.5毫米)的砾石，如图(6-7)所示。,(2)塑料滤砂管 在21/2带眼管外包有铜丝布，并胶结一层塑料砂子，其外径尽量接近于套管内管，如图(68)所示。,(3)
12、塑料孔滤砂器 这种滤砂器是在套管内下入特制的滤砂管。每米滤砂管有70个台阶形孔眼，孔径为15*l0毫米，在孔眼中嵌有热固性树脂胶结的石英砂，如图(6-9)所示。,在采用滤砂管防砂时，要求套管不能有损坏和严重变形，防砂层段不能过长，也不适合于需要分层的井内。如果地层砂堵塞了孔眼，会给液流带来很大阻力而造成产量降低，这一点要特别注意，同时在更换滤砂器时比较麻烦。,1.3 清砂 尽管已经有了各种防止油层出砂的方法，但由于各种原因，不可能在所有井上完全避免油层出砂。油层出砂之后，如果液流上升速度小而不足以将砂带至地面时，便在井内形成砂堵而影响生产。因此，必须采取措施来清除砂堵，以便恢复生产。通常采用的
13、清砂方法有两种：,冲砂：向井内打入液体，利用高速液流将砂堵冲散，并利用循环上返的液流将冲散的砂子带到地面。这种方法适用于能建立循环的井上。捞砂：对于低压油层，由于地层漏失而无法建立循环的井，为了清除砂堵，就必须起出井下管柱，用钢丝绳下入专门的捞砂工具捞砂筒，将井底积存的砂子捞到地面上来。下面我们就有关冲砂问题作以简要介绍。,（一）冲砂液及冲砂方法冲砂的目的在于解除砂堵恢复正常生产。但往往由于对冲砂所用液体和冲砂方式选不当，反而会由于冲砂液大量漏入油层，造成堵塞，影响生产。因此，应该正确地选择冲砂液和冲砂方式。,1.冲砂液 对冲砂液的要求：(1)具有一定的粘度，以保证有良好的携砂能力；(2)具有
14、一定的比重，以便形成适当的液柱压力，防止井喷；(3)来源方便，而又不损害油层。通常采用的冲砂液有油、水、乳状液、汽化液等。为防止油层污染，在液体中可加入表面活性剂。一般油井用原油，水井用清水(或盐水)，低压井用混气冲砂液。,2、冲砂方式 冲砂方式一般有正冲、反冲和正反冲三种。(1)正冲 冲砂液沿冲砂管(即油管)向下流动，在流出管口时以较高的流速冲散砂堵。被冲散的砂和冲砂液一起沿冲砂管与套管的环形空间返至地面。随着砂堵冲开的程度，逐步加深冲砂管。冲砂管不能下放过快，以免冲管插入砂中造成憋泵。在接单根或改罐需要停止循环以前，必须进行较长时间的循环，以便把井内已冲起的砂子带到地面，否则停止循环后，这
15、些砂下沉会造成卡钻事故。,为了增大液流冲刷力，可在冲砂管下端装上收缩管(或喷嘴)。如果下端做成斜尖形，则可防止下放过快而引起的憋泵。(2)反冲 与正冲相反，冲砂液由套管和冲砂管的环形空间进入，被冲起的砂随同砂液从冲砂管返到地面。正冲砂冲刺力大，易冲散砂堵，但因套管环形空间截面积大，液流上返速度小，携砂能力低，易在冲砂过程中发生卡钻。要保持高液流速度就必须提高排量。相反，反冲时，冲刺力小，但液流上返速度大，携砂能力高，不会在冲砂过程中发生卡钻。,（3）正反冲砂这种方式是利用正、反冲各自的优点，弥补其不足而提出的一种冲砂方式。它用正冲的方式将砂堵冲开，并使砂子处于悬浮状态。然后，迅速改为反冲洗，将
16、冲散的砂子从冲管内返出地面。这样可迅速解除较紧密的砂堵，提高冲砂效率。采用正反冲砂方式时，地面管线上应安装便于改换冲洗方式的总机关。,为了充分利用正反冲的优点，进一步提高冲砂效率，可采用如图(610)所示的冲砂管柱来联合冲砂。它是在距离冲砂管底部1520米处装一个分流器。分流器是用来改变液流通道，其上带有一个可用液力涨开的密封环，以便密封套管和冲砂管之间的环形空间。冲砂液 从套管环形空间进入井内，经过分流器进入下部冲砂管，将砂堵冲开。被冲散的砂随同液体先从下部冲管与套管环形空间返至分流器后，便进入上部冲砂管内，然后返至地面。这样既增大了砂堵的冲刷力，又可增加上返液流速度，同时又不需改换冲洗方式
17、，因而可提高冲砂效率。,对于油管内发生堵塞或带封隔器而不能建立循环的井，可在油管内下小直径冲砂管进行冲砂。在冲砂过程中应注意中途不可停泵，以免被冲起的砂下沉将冲砂管卡住或堵死，冲砂过程中应尽量使其进出口排量大致平衡，防止井喷或漏失，应逐渐加深冲洗，不能太快或一次加深过多，以免使冲砂管插入砂内造成砂堵、憋泵等。,2防蜡和清蜡（否）石油主要是由各种组分的碳氢化合物组成的多组分的混合物溶液。各种组分的碳氢化合物的相态随着开采条件（压力和温度）的变化而变化，可以是单相液态，气、液两相及气、液、固三相共存。其中的固态物质主要是含碳原子数为16到64的烷烃，这种物质叫石蜡。纯石蜡为白色，略带透明的结晶体，
18、比重介于0880.905，熔点在4960之间。一般在油层条件下，石抽中所含的蜡都处于溶解状态。石蜡在油中的溶解度随温度降低而降低，同时，油质愈轻对蜡的溶解能力也愈强。对于溶有一定量石蜡的原油，在开采过程中，随着温度压力的降低和气体的析出，溶解的石蜡使以结晶析出。随着温度的进一步降低，石蜡不断析出，其结晶便长大聚集和沉积在管壁上，即出现所谓的结晶现象。一般油井中的蜡为石蜡、胶质、沥青和油质的褐黑色固态或半固体混合物，有时其中还有泥砂和水等杂质。,不同油田的含蜡量不同，开采条件不同，结蜡的严重程度也不同。含蜡量愈多，结蜡愈严重。国内主要油田的含蜡量都比较高(这是陆相原油的特点之一)，从6%-9%到
19、20-30%。因此，油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一，防蜡和清蜡是油井管理中的重要内容。,2.1油井结蜡现象和规律 为了制定油田防蜡和清蜡等措施，必须充分了解结蜡的各种因素和掌握结蜡规律。国内各油田的油井均有结蜡现象，在油井管理中曾出现下列现象：（1）原油含蜡量愈高，油井结蜡愈严重。（2）油田开采后期较开采初期结蜡严重。,（3）高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重或不结蜡，反之结蜡严重。（4）油井见水后，低含水阶段油井结蜡严重，而含水升高到一定程度后，结蜡如有所减轻。（5）表面粗糙的油管比表面光滑的油管容易结蜡。油管清蜡不彻底的容易结蜡。,（6）出砂井容易结蜡。（7）自喷井结蜡严重的地
20、方不是在井口，也不是在井底，而是在油管的一定深度上。图(611)为某井的结蜡剖面图。,上述这些现象部分揭露了油井结蜡的本质，为我们提供了影响结蜡的某些因素，也提出了进一步研究结蜡机理的必要性，使我们对油井结蜡有本质上的了解。,2.2影响结蜡因素的分析 通过对油井结蜡现象的观察和实验室对结蜡过程的研究，影响结蜡的因素有：（1）原油的组成（包括蜡、胶质和沥青的含量）；（2）油井的开采条件测试、压力、油气比和产量；（3）原油中的杂质（泥、砂和水等）；（4）管壁的光滑程度及表面性质。,原油组成是影响结蜡的内在因素，而温度和压力等则是外部条件。油井结蜡的过程，先是蜡以结晶形式从油中析出、长大和聚集，然后
21、析出的蜡在管壁上沉积。从形成新相（石蜡结晶）所需要的能量角度来看，石蜡首先要在油流中的杂质及管壁上的粗糙处形成，因为这里所需耍的能量小。,大量的研究表明，当温度降到某一数值时，原油中溶解的蜡便开始析出，通常把这个蜡开始析出的温度称为初始结晶温度当原油温度低于初始结晶温度时，便有蜡的结晶出现。温度继续降低，蜡便不断析出，结晶也不断长大，聚集并沉积在油管上造成油井结蜡。虽然有蜡的结晶出现，并不一定就会造成油井结蜡，但蜡结晶的出现是造成油井结蜡的先决条件。下面就影响结蜡的各个因素分别予以分析。,(一)油的性质和含蜡量 原油中所含轻质馏分愈多；则蜡的结晶温度就愈低，即蜡不易析出，保持溶解状态的蜡量就愈
22、多。图(6-12)是三种不同的油中，温度与石蜡溶解量的关系。,由图看出，轻质油对蜡的溶解能力大于重质油的溶解能力。蜡在油中的溶解量随温度的降低而减小。图(612)的结果同样说明，原油中的含蜡量高时，蜡的结晶温度就高，在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻油的结晶温度。,（二）原油中的胶质、沥青质 原油中都不同程度地含有胶质、沥青质。它们将影响蜡的初始结晶温度和蜡的析出过程及结在管壁上的蜡性。为了便于研究胶质、沥青质对结蜡的影响，实验一般是在煤油一石蜡体系中进行的。在煤油中加入石蜡和胶质的实验表明，随着胶质含量的增加，可使结晶温度降低。,由于胶质为表面活性物质，它可吸附于石蜡结晶表面上来阻止结晶
23、的发展。沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的颗粒分散于油中，可成为石蜡结晶的中心，对石蜡结晶起良好的分散作用，根据显微镜下的观察，由于胶质、沥青质的存在，使蜡结晶分散得均匀而致密，且与胶质结合得紧密。但有胶质、沥青质存在时，在管壁上沉积的蜡的强度将明显增加，而不易被油流冲走。因此，原油中所含胶质、沥青质对防蜡和清蜡既有有利的一面，也有不利的一面，即可以减轻结蜡，但结蜡后粘结强度较大，不易被油流冲走。,(三)压力和溶解气 在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时，原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低，如图(613)曲线1的AB段。,在压力低于饱和压力的条件下，由于压力降
24、低时油中的气体不断分出，气体的膨胀都能使油温降低，同时降低了对蜡的溶解能力，因而使初始结晶温度升高，如图(6-13)曲线1的AC段。压力愈低，结晶温度增加的愈高。这是由于初期分出的轻组分气体(甲烷、乙烷等)，后期分出的是重组分气体(丁烷等)，前者对蜡的溶解能力的影响小于后者，因前使结晶温度明显增高。,在采油时，原油从油层到地面的流动过程中，压力不断降低。在井筒中，由于热交换，油流温度也不断降低。当压力降低到饱和压力以后，便有气体分出。气体边分离边膨胀，发生吸热过程，也促使油流温度降低，所以，采油过程中气体的分出降低了油对蜡的溶解能力降低了油流温度，从而有利于蜡结晶析出和结蜡。,(四)原油中含水
25、和机械杂质的影响 原油中的水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大，但油中的细小砂粒及机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，而促使石蜡结晶的析出，加剧了结蜡过程。油中含水量增高之后对结蜡过程产生两方面的影响：一是水的热容量（此热)大于油的，故含水后可减少液流温度的降低 二是含水量增加后易在管壁形成连续水膜，不利于蜡沉积到管壁上。所以出现了油井随着含水量增加，结蜡程度有所减轻的现象。,(五)液流速度与管子表面粗糙程度及表面性质的影响油井生产实践表明，高产量井结蜡情况没有低产量井严重。这是由于通常高产量井的压力高，脱气少，初始结晶温度较低，同时液流速度大，井筒中热损失小，使油流在井筒内保持较高的温度，蜡
26、不易析出，另一方面由于油流流速高，对管壁的冲刷作用强，蜡不易沉积在管壁上。,2.3油井防蜡 根据人们的生产实践经验和对结蜡机理的认识，为了防止油井结蜡，可从二个方面着手：(1)创造不利于石蜡在管壁上沉积的条件。根据实验观察分析，管壁愈粗糙，表面愈亲油和油流速度愈小，就愈容易结蜡。因此，提高管壁的光滑度，改善表面的润湿性是防止结蜡的一条重要途径。,(2)抑制石蜡结晶的聚集。在油井开采的大多数情况下，石蜡结晶的析出几乎是不可避免的，但从石蜡结晶开始析出到蜡沉积在管壁上还有一个使结晶长大和聚集的过程。因此，在含蜡石油中加入防止和减少石蜡聚集妁某些化学药剂抑制剂，也是防止结蜡的一条重要途径。抑制剂主要
27、是一些高分子聚合物(如聚乙烯等)及表面活性剂(如平平加等)。它们虽然不能完全阻止石蜡结晶的析出，但它们可以使析出的石蜡结晶处于分散状态而不会大量聚集。,具体防蜡方法有以下几种:(一)油管内衬和涂层防蜡 这类方法的防蜡作用主要是使表面光滑和改善管壁表面的润湿性(达到亲水憎油)，使蜡不易在表面上沉积，以达到防蜡的目的。应用得比较多的是玻璃衬里油管及涂料油管。,1、玻璃衬里油管玻璃衬里油管就是在油管壁上衬上一层0.5-1.0毫米的工业玻璃，并下在油井结蜡井段。2、涂料油管在油管内壁涂一层固化后表面光滑而且亲水性强的物质，最早使用的是普通清漆，但由于其在管壁上粘合强度低，因而效果较差。,(二)在油流中
28、加入防蜡抑制剂 防蜡抑制剂的主要作用是：包住石蜡分子阻止石蜡结晶；改变油管表面的性质，使由亲油变成亲水，分散石蜡结晶，防止聚集和沉积。防蜡抑制剂主要有活性剂型和高分子型。,2.4油井清蜡 在含蜡原油的开采过程中，虽然已经有了不少的防蜡方法，但油井仍然有蜡沉积下来，所以必须采取措施把蜡清除。在一个相当长的时期内，仍然会以“清”为主。随着生产和科学技术的发展，逐步走向：以“防”为主，“清”“防”结合，并使各种方法配合使用。目前清蜡方法主要有二类。,(一)机械清蜡 将清蜡工具(刮蜡片，清蜡钻头)下入井内，把结在管壁上的蜡刮下或破碎，依靠油流把蜡带到地面上来。一般采用刮蜡片，如果已经结蜡很严重，则用清
29、蜡钻头，结蜡虽很严重但尚未堵死时，用麻花钻头，如已堵死或蜡很硬时，可用矛刺钻头。,（二）热力清蜡 热力清蜡方法主要有热水循环法、热油循环法、电热清蜡法、热化学清蜡法等。除热水循环法外，其它方法在我区应用较少，下面主要介绍一下热水循环法。热水循环法 即热洗是将高温热洗介质注入油井内循环，循环至一定程度后，使井内温度达到蜡的熔点，蜡就逐渐熔化，并随同热洗介质返出地面。抽油井热洗时，是采用从套管环形空间注入热洗介质，同时开动抽油机，边抽边洗。,适合我区的热洗方法：根据我区各油田的地层压力与油层中深的实际，各油田单井排蜡阶段宜采用小泵压、大排量热洗，无特殊情况，水泥车泵压应控制在2MPa以内。根据我区
30、各油田油井的实际情况，大部分油井可采取三步热洗法。化蜡阶段：井口准备工作做好后，首先用小排量(10m3左右)热洗，化蜡40min以上。对于沉没度小于50m的油井，为防止蜡沉卡井，初始时可直接采用大排量（20 m3/h）15min左右，而后采用小排量化蜡。,排蜡阶段：井口回油温度达到60以上时进入排蜡阶段，可放大排量热洗20min左右，同时测量抽油机电流。巩固阶段：电流下降且趋向平稳，则进入巩固阶段。这时宜采用中排量(15 m3/h)洗井，防止长时间大排量洗井使低压层灌进热洗水，待电流稳定，回油温度高于60以上时，1h左右则可结束热洗。,热洗的相关要求：1、处理卡泵井，无特殊情况，活塞应提出工作
31、筒，以尽可能大的排量进行洗井，在解卡过程中要适当上下活动抽油杆。2、采油队技术员负责对所有热洗井在考虑地下、地面参数后，根据具体情况制定热洗办法，并监督洗井工遵照执行。3、采油队负责测量洗前、洗后电流，报与洗井工，由洗井工填在热洗登记表上。4、洗井过程中不许停抽井，必须停抽时，应停止热洗工作。5、停止热洗后，24h内不得无故停抽。,防、排结合，减少泥、砂等卡堵造成的检泵。一是防砂泵的应用,2001年7-9月间分别在龙124-18、128-08、124-07三口井试验应用动筒防砂泵，其中龙124-18井下井81天后漏失，作业检查除尾管内有少量细砂外，其它没发现问题。目前三口井生产状况良好。,防、
32、排结合，减少泥、砂等卡堵造成的检泵。2001年因泥砂等卡堵作业的井54井次，同比减少了73井次，是今年维护作业下降的主要原因。,防、排结合，减少泥、砂等卡堵造成的检泵。二是掺液采油法:掺液采油87口检泵周期短，2000年因卡堵作业的井制定了掺液采油计划，平均单井掺液2.3次，通过对比66口井（改捞油21口）掺液后因泥砂卡堵作业只有7口井。,防、排结合，减少泥、砂等卡堵造成的检泵。三是普通筛管的应用:2001年单采井共计作业163口，93口井作业时将原来的陶瓷防砂筛管换成普通筛管，使胶皮、陶粒卡堵固定凡尔的井数由2000年的30口减少到2001年的17口。,防、排结合，减少泥、砂等卡堵造成的检泵
33、。四是改捞油:改捞油47口，按2000年的维护作业比率推算，减少维护作业井24井次。,强化热洗工作,有效地控制了蜡卡井的发生。,洗 井,378井次,607井次,2000年,2001年,增加229井次,3找水和堵水 油井出水是油田开发过程中遇到的普遍现象，它给油井生产、油气集输和油田开发工作带来的影响有时是十分严重的，特别是水驱(注入水，边水及底水)油田。水驱油田开采后期，油井出水虽然是不可避免的现象，然而由于油层性质不均匀以及开发方案和开采措施不当等等原因，使水在纵向和横向上推进很不均匀，造成油井过早水淹，油田采收率降低。因此，在油田开发过程中，必须及时注意油井出水动向，利用各种找水措施，确定
34、出水层位，采取相应的堵水方法。,3.1油井出水原因及防水措施（一）油井出水来源 油井出的水按水的来源可分为注入水、边水、底水及上层水、下层水和夹层水。1、注入水及边水 由于油层性质不均匀以及开采方式不当，使注入水及边水沿高渗透层及高渗透区不均匀推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进，使油井过早水淹，如图(6-19)(620)及(621)所示。,2、底水 当油田有底水时，由于油井生产时在地层中造成的压力差，破坏了由于重力作用所建立起来的油水平衡关系，使原来的油水介面在靠近井底时呈锥形升高，这种现象叫“底水锥进”。图(6-22)所示结果表示油井在井底附近造成水淹，含水上升，产油量下降。注入水
35、、边水及底水，在油藏中虽然处于不同的位置，但它们都与油在同一层中，可统称为“同层水”。“同层水”推入油井是不可避免的，但要求缓出水、少出水，所以必须采取控制和必要的封堵措施。,3、上层水、下层水及夹层水它们是从油层上部或下部的含水层及夹于油层之间的含水层中窜入油井的水，如图(6-23)、(6-24)所示。由于它们是油层以外的水，所以可统称为“外来水”。外来水往往由于固井质量不高，或套管损坏而窜入油井，或者是由于误射(测井解释错误或射孔深度计算，电缆丈量错误等)水层使油井出水。凡是外来水在可能的条件下都是采取将水层封死的措施。,(二)油井防水措施 对付油井的各种不正常出水，应以防为主，防堵结合。
36、单靠出水后在油水井上采取各种堵水措施是难以达到预想的效果。特别是对于注水开发的多油层非均质严重的油田更是如此。,综合性防止不正常出水的措施可归纳为以下三个方面：(1)制订合理的油田开发方案，特别是要根据油层的岩相特点，合理地划分注采系统，争取分采分注和规定合理的油，水井工作制度，以控制油水边界较均匀的推进。(2)在工程上要提高固井和射孔质量，避免采取会造成套管损坏(或水泥环破裂)的井下工艺技术措施，以保证油井的封闭条件，防止水层与油层串通。(3)加强油水井的管理分析，及时调整分层注采强度，保证均衡开采。,3.2 油井出水层位的确定 在油田开发过程中，油田不正常出水是难以完全避免的。发现油井出水
37、后，首先必须通过各种途径了解水源，确定出水层位，而后才采取必要的技术措施。目前判断出水层位有以下几种方法。,(一)综合对比资料判断出水层位 对见水井的地质情况(井身结构，开采层位，各层油水井连通状况。各层的渗透率，孔隙度大小，断层以及边水、底水、夹层水的情况等)进行仔细研究。同时，对采油过程中积累的动态资料(产量、压力、油气比、含水变化、水质分析，与见水并连通的注水井的注水情况等)进行综合分析、对比，即可找出出水层位。其中水质资料是判断地层水还是注入水的主要依据，而结合小层平面图及油水井连通图和注、采井的生产情况就可推断出可能的出水层位，这样判断出水层位只是一种间接的方法，还需要同其它方法配合
38、才能最后确定出水层位。,(二)水化学分析法 水化学分析法是利用采出水的化验分析结果和注入水的方法。因为地层水和注入水在组成上有明显的不同。地层水一般都具有矿化度(主要的矿物是钾盐、钠盐、钙盐及镁盐等)高，或含有硫化氢及二氧化碳等特点。如胜利油田地层水矿化度一般在2，000-4，000毫克升，且不含硫酸根离子，而注入水的矿化度一般在500毫克升左右，且含硫酸根离子，其浓度为100毫克升左右。不同深度的地层水，其矿化度和水型也不同。有的油田上发现：地层越深，地层水矿化度越高，这就有助于根据矿化度来判断是上部的地层水还是下部的地层水。,(三)根据地球物理资稠判断出水层位 目前应用的有：流体电阻测定法
39、、井温测量和放射性同位素法。1、流体电阻测定法流体电阻法是根据高矿化度的水有不同的导电性(即电阻率不同)，利用电阻计来测有水流入油井的电阻率变化曲线，然后确定出水层位。其测定步骤大致是：,先往井内注入一种和井内水具有不同含盐量的水，进行循环洗井，并要把井内原来液体循环干净，然后进行初次控制测量。这样测得一条控制测量电阻率曲线，如图(6-25)所示。再将液面抽汲到一定深度后进行一次测量，抽汲量的大小取决于外来水量的大小。这样交错进行，抽汲一段，测量一次，直到发现外来水为止。图(6-25)是注入井内的水的电阻率大于地层水的电阻率时测得的曲线。从曲线上可明显看出电阻曲线发生突变的地方即为出水位置。,
40、2、井温测量法井温测量法是利用地层水具有较高温度的特点来确定水层位置的方法。测量井温的过程同电阻法相似。先用均质液体冲洗井筒，使整个井筒内的液柱温度分布稳定后，测量井内温度变化曲线（控制曲线）。然后，降低液面使地层水进入井内，一直达到测出温差为止。降低液面后所测井温曲线发生突变的部位，便是外来水（地层水）进入井内的位置。（图6-26a）。如果套管破裂的地方和出水层不相重合时，液体要在套管外流动一段距离，由于套管外液体与井内液体的热交换，温度很快趋于一致，所以温度曲线上有一段较平稳的高温度显示（图6-26b）。,3、放射性同位素法 放射性同位素法是以人为的方法提高出水地段的放射性强度为基础来判断
41、出水层位。施工时向井内注入同位素液体。根据注同位素液体前后测得的放射性曲线来鉴别出水层位。其步骤是：先在欲测的井内记录自然放射性曲线（图6-27曲线1），再往井内注入一定数量含同位素的液体，用清水将其替入地层。洗井后，再测放射性曲线(图6-27曲线2)。对比前后测得的曲线，如后测曲线在某处放射性强度异常剧增，说明套管在该处吸收了放射性液体。稂据此异常，结合射孔资料，便可确定套管破裂位置(图6-27a)及与套管破裂位置连通的渗透地层。,3.3油井堵水 在油井内所采用的堵水方法可分为机械的和化学的两类：机械法封堵水层是用封隔器将出水层位在井筒内卡开，以阻止水流入井内；化学堵水剂的化学作用对水层造成
42、堵塞。就目前应用和发展情况来看，主要是化学堵水。根据堵水剂对油层和水层的堵塞作用，化学堵水可分为非选择性堵水和选择性堵水。,非选择性堵水所用的堵剂对水层和油层均可造成堵塞，而无选择性。施工时，首先找出出水层位，并采用适当的工艺措施将油层和水层分开，然后将堵剂挤入水层，造成堵塞。选择性堵水所用的堵剂只与水起作用，而不与油起作用，只在水层造成堵塞，而不堵塞油层，或者可改变油、水、岩石之间的界面张力，降低水的相渗透率，只起堵水而不堵油的作用。,油井出水原因不同，采取的封堵方法也就不同。一般，对于外来水，或者水淹后不再准备生产的水淹油层，在搞清出水层位并有可能与油层封隔开时，采用非选择性堵剂(如水泥，
43、树脂等)堵死出水层位，不具备与油层封隔开的条件时，采用具有一定选择性的堵剂(如油基水泥等)进行封堵，对于同层水(边水和注入水)普遍采用选择性堵水剂进行堵水，为了控制个别水淹层的含水，消除合采时的层间干扰，大多采用封隔器来暂时封住高含水层。对于底水，在有条件的情况下则采用在井底附近油水界面处建立隔板，以阻止锥进。,无论非选择性堵水剂还是选择性堵水剂，目前已经有很多种，在使用中应该根据油、水层性质、出水情况、油井条件、工艺条件及堵剂性质和来源进行选择。以下简要介绍一些有代表性的堵水剂的封堵作用和施工工艺。,(一)非选择性堵水 1、水泥浆封堵 水泥是一种非选择性堵剂，是利用它凝固后的不透水性来进行封堵。通常用于打水泥塞封下层水；挤入窜槽井段堵窜槽水，或挤入水层来堵水。,水泥塞封水就是为了封住已射开的下层水。用水泥车将地面配好的水泥浆循环至井内预计位置，在预定井段形成一个水泥塞，以堵住欲封层位，如图(6-35)所示。非选择性堵水还有树脂封堵和硅酸钙堵水等方法。,（二）选择性堵水目前选择性堵水的方法发展很快，选择性堵剂的种类也很多。尽管选择性堵剂的堵水原理有很大不同，但它们都是利用油和水，出油层和出水层之间的差异来达到选择性堵水的。常用的堵剂主要有部分水解聚丙烯酰胺、泡沫、松香酸钠、活性稠油等。,
