本站原创关键词：欠注 注水水质 洗井 电子台账
由于采油厂目前处于二次采油开发阶段，地层能量主要依靠注水进行补充，原油产量受对应水井注水影响波动大，为了确保完成油田开发生产的任务，需要注水井能够“注好水、注足水”，需要解决欠注井注水差的理由，及时补充地层开发所需要的能量，达到油田开发生产所要求的目标。
2012年以前，源头注水水质无法得到保障，造成不合格注入水进入地层，导致欠注井数量居高不下，酸化有效期短。
管理保障的缺失，对于增注后开井的注水井，在日常管理维护方面存在着漏洞，采油队只能做好对数据、现场的记录、对注水设备、管线的维护，但对于水量突降的井无法及时采取有效的手段落实水量下降理由，未能及时落实水表、流量计理由，采取反洗井措施，做不到“早发现、早落实、早解决”，导致水井不正常注水时间的延长，对增注措施的制定带来不利的影响[1]。
对注水井日常工作主要做法从以下几个方面体现：
一、健全组织管理网络，建立水质监控网络
采油厂专门成立了水质管理项目组，由注采、集输、地质、工艺、采油矿等单位构成，实行一体化管理，健全了管理网络。在此基础之上，各采油矿也专门成立了矿级水质管理项目组，进一步加强了基层管理。编制运转了专门的“水质信息管理系统”网页，初步实现了各污水站、注水系统沿程水质的动态监控。
与此同时，配套出台了相应的“水质管理制度”，主要有：
厂级——《注水水质管理细则》
矿级——《污水取样监测管理规定》、《污水储罐清罐管理规定》、《精细过滤装置运转管理规定》等。
二、加快实施了源头水质治理工程
1.完成了污水站流程调整改造工程1.1为改善郝家油田史127、河82等中低渗透区块源头水质，对郝一站污水流程进行了调整改造，新建玻璃钢管线860米，将郝现污输送过来的1700m3/d预氧化污水直接供给河82、史127两座注水站。
2012年5月8日数据对比：史127注泵进口污水含油量由12.4mg/L降低至3.6mg/L，悬浮固体含量由18.5mg/L降至5 mg/L，分别下降70.6%和73%。
1.2为改善史南油田梁11等断块源头水质，对郝现污水站向史南污水站的调水流程进行了调整改造，将向史南污输送的2500m3/d污水进行了预氧化、过滤处理。
对比改造前后，梁11区块井口水质有所改善，含油量降低了46%，悬浮固体含量降低了2%。
1.3结合日常的水质分析，组织实施了部分供水系统的调整改造：
改造了史二注至史100注的供水流程，由原来的经过史二注水站钢制储水罐缓冲后外输改造为管线直接输送，水质改善明显。
更换了郝一站至河82注-史127注的供水管线，DN150mm玻璃钢管线3.5km，目前已经完成铺设施工，准备试压投产。
2.组织做好了郝现污化学预氧化替代工艺试验
2012年4月15日开始投加氧化剂，通过现场试验摸索，药剂投加量、各节点水质逐步趋于稳定，预氧化之后的二价铁含量明显下降，由14mg/l降低至2.7mg/l。
三、加强了基础管理工作
1.积极开展了污水罐定期清罐、排污工作各基层队严格落实清罐制度，1-4月份累计完成污水罐清罐12座次、污水池清污5座次，共清理污泥量300m3。对比清罐前后，水质有所改善。
2.落实了低渗透区块药剂防垢工作
根据采油矿油水井作业现场描述，确定出结垢严重的区块单元16个。与工艺所结合开展阻垢剂的评价，确定药剂投加配方。通过流程改造、落实药剂计划，截止5月8日，全部按方案进行了阻垢剂的投加，在四个点正常加药。
3.大力开展了注水管线治理工作
3.1针对部分注水管线投产年限长，缺少内防腐措施，老化腐蚀严重的理由，利用注水维修成本和新老区投资项目，集中开展了管网更新改造工作。目前已经完成了河68系统4条注水干线、7条单井管线，史二系统2条注水干线，史100系统2条注水干线的更新工程。
3.2加强了管线防腐保护工作，一方面根据地面生产环境和注水压力，在16MPa系统推广应用了非金属单井管线，2012年以来共新铺设6.4km；另一方面加大了管线内防腐工作力度，对于新铺设的单井管线和注水干支线全部采取了冷喷锌内防腐措施，并在史127-25等5座配水间配套了高压反冲洗过滤器。
四、现场情况，制定恢复措施
增注井开井后，需要采油队及时落实开井情况，并每天跟踪水量变化，对于因地面管线杂质的大量进入、长停开井前未大排量洗井、仪表故障等导致水量大幅下降的情况，建立电子预警系统，对于水量下降超过配注量30%以上的及时反馈工艺所，并尽快现场跟踪落实水量下降理由，通过反洗井、冲洗地面管线、更换水表及流量计等措施及时解决欠注理由。五、制定洗井制度，确保洗井有效
洗井是注水井日常管理中常用的一种手段，对维护井筒，防止腐蚀，前后水质一致，减少井下污染，增强吸水能力等起着重要作用。注水井洗井要遵循以下制度：①停注24小时以上时，进行洗井；②注水井转变注水方式，进行洗井；③吸水指数下降20%时，进行洗井；④误注入大量不合格水，进行洗井；⑤新（投）转注井前，进行洗井；⑥修井作业完前，进行洗井；⑦注入水质改性后需进行洗井；⑧正常注水每 90天洗井一次。洗井前要求采油队做到如下几个方面：首先，分析验证制定单井正常洗井压力及进出排量。其次，洗井前对比分析历次不同情况洗井的压力、排量、时间变化和洗井后的效果，结合目前注水目前状况，制定合理的洗井方案，采取不同洗井方式。另外，针对出砂现象，洗井要平稳操作，尽量避开压力波动。[2]
洗井过程中采油队要做到分析到位、监督到位 、操作到位，通过不断的分析总结，提高水井洗井维护工作质量，并建立每口井的启动压力、反吐量及水井的出砂台帐。
利用网络建立水井酸化增注评价在线查询系统，该系统包括基本概况、井史概述、欠注理由分析、本次酸化施工情况、施工前后及目前注水数据、初增能力与累计增注、有效期、化工费用、酸化效果评价、下步倡议共十大部分，细分为58小项。其中可以详细查询到水井所属单元、注水水源、油层物性、历次酸化情况、本次施工情况、开井注水情况以及对于欠注理由、增注效果、下步倡议的详细分析和评价，为指导下次增注方案及施工提供详细的数据及丰富的经验。且该系统可以与注水数据库相连，自动更新注水情况，方便统计查询，时效性强。
通过从源头到后期管理的一系列保障，可以明显延长有效注水时间，达到减少酸化上作井次，减少作业及化工成本的同时，达到提高日注能力，改善水驱油藏开发效果的目的，为采油厂产能目标建设做好管理保障。
参考文献
[1]赵玲莉，低渗油藏注水井化学解堵增注技术，新疆石油学院学报.
[2]张芹，提高油田注水井洗井有效率的措施，内蒙古石油化工.