注水井對(duì)于油田的穩(wěn)定和高效生產(chǎn)具有十分重要的意義。埕島油田館陶組館上段油藏自2000年起正式進(jìn)入注水開發(fā)階段，注水井在生產(chǎn)開發(fā)和作業(yè)施工過程中發(fā)現(xiàn)了諸多問題，如：冬季注水水質(zhì)較差，井筒沉積泥砂堵塞注水工具，欠注現(xiàn)象嚴(yán)重；井筒斜度大，油層井段長，分層效果差；油管腐蝕穿孔問題；油管內(nèi)壁結(jié)垢縮徑以及套管破損問題等等，這昭示著還有很多工作需要技術(shù)工作者去研究和解決。

注水井井下油管工具腐蝕結(jié)垢狀況 

油管腐蝕狀況  通過對(duì)已連續(xù)注水生產(chǎn)2～5年的水井井下管柱解剖分析，發(fā)現(xiàn)問題較多，既有工具的腐蝕，也有注水油管的結(jié)垢、腐蝕、穿孔，甚至是套管破損問題。以下是幾口具有代表性的水井解剖情況介紹。

CB1B-4井，該井2002年2月25日轉(zhuǎn)注水，初期常壓籠統(tǒng)合注，注水層段Ng4142+3441+2層；2004年5月19日水井檢修作業(yè)，籠統(tǒng)合注改為二級(jí)三段分注（I：Ng4142+3；II：Ng4444；III：Ng51+253），全井日注量114m3，本次作業(yè)前已累計(jì)注水量14.71×104m3。因在403位置測(cè)試遇阻，不能正常進(jìn)行吸水剖面測(cè)試，因此決定進(jìn)行檢修作業(yè)，同時(shí)補(bǔ)射Ng1+23。

該井于2006年7月7日至7月14日作業(yè)，起原井發(fā)現(xiàn)，第13根（安全閥下第1根）滲氮油管腐蝕嚴(yán)重，共發(fā)現(xiàn)大小穿孔6處（見圖1）。

CB251A-6井，該井2000年11月23日開始注水，常壓同心配水，注水方式為一級(jí)二段（第一層段Ng42層，第二層段Ng52+354層），全井日配注量165m3，日注水量168m3，已累計(jì)注水20.8×104m3。因該井使用SK-54油管，并且5年未檢修，因此決定對(duì)該井進(jìn)行檢修作業(yè)，同時(shí)補(bǔ)射Ng1+23。該井于2006年8月27日~9月3日作業(yè)，起出原井發(fā)現(xiàn)，工具提升短節(jié)多處穿孔。

CB251單井，該井2001年12月8日轉(zhuǎn)注水。常壓籠統(tǒng)合注，全井日注水量121m3，作業(yè)前已累計(jì)注水9.8×104 m3。后因測(cè)試工具在打壓球座處遇阻，不能正常進(jìn)行吸水剖面測(cè)試；同時(shí)該井地質(zhì)要求改分層注水，決定重新作業(yè)。2006年6月6～13日進(jìn)行檢修作業(yè)，期間發(fā)現(xiàn)，1.9in SK-54沖管絲扣部分腐蝕嚴(yán)重（見圖2）。

油管結(jié)垢狀況CB1B-4井，部分滲氮油管內(nèi)、外壁均出現(xiàn)嚴(yán)重結(jié)垢（黃褐色）現(xiàn)象；內(nèi)壁結(jié)垢嚴(yán)重時(shí)產(chǎn)生縮徑現(xiàn)象（見圖3）。

CB251單井，2-7/8inSK-54油管外表面呈現(xiàn)碳黑色；1.9inSK-54沖管內(nèi)外壁碳黑色結(jié)垢。

井下工具腐蝕狀況  個(gè)別注水井井下注水工具存在嚴(yán)重腐蝕現(xiàn)象（見圖4）。

套管破損井情況分析  在CB251D-5水井檢修作業(yè)拔濾過程中出現(xiàn)了“套管破損斷脫”現(xiàn)象，造成了該井后續(xù)作業(yè)被迫停止以及作業(yè)成本的大大增加，該井目前待大修處理。該井于2002年6月15日轉(zhuǎn)注，至本次作業(yè)已接近5年時(shí)間，屬常壓籠統(tǒng)合注，注水層位Ng364445層，日配注量80m3，日注水量84m3，累計(jì)注水10.45×104m3。

該井2007年4月29日開工作業(yè)，起原井過程中發(fā)現(xiàn)，原井滲氮油管腐蝕現(xiàn)象嚴(yán)重，多處穿孔（見圖5）。

在實(shí)施套銑濾砂管過程中，當(dāng)下Φ152mm+Φ140mm組合連續(xù)套銑筒4根（總長36.55m）至476.94m時(shí)遇阻。初步懷疑為套管有輕微變形。

套管破損處吐泥沙，5月19日，下Φ48mm沖管3根底帶空心桿筆尖，探砂面深度1,613.54m，后沖砂至防砂絲堵1,636.10m，起鉆過程中發(fā)現(xiàn)井口有溢流，反洗壓井（洗井液30m3，泵壓2.0MPa，排量400L/min，洗深1,577.59m，出口洗井液29.8 m3，砂0.2m3。反擠洗井液12.0m3,泵壓3.0MPa,排量400L/min）。繼續(xù)起管柱，有遇卡顯示，上提管柱大鉤負(fù)荷升至220kN。復(fù)探砂面深度已漲至1,576.09m。至5月20日再次探砂面已漲至1,519.06m，地層已全部被填埋。

為進(jìn)一步驗(yàn)證遇阻處套管變形情況，分別下Φ152mm×6.02m套銑筒、Φ152mm×5.5m套銑筒、Φ152mm×3.3m套銑筒、Φ150mm×3.6m通刮器，驗(yàn)證套管，均在476m附近不能正常通過。

5月27日下油管481.00m，清水40.0m3正洗井，泵壓2.0MPa，排量166L/min，出口返清水40.0m3。電纜絞車輸送鷹眼攝像儀至475.3～478m井段拍攝，同步清水正擠協(xié)助攝像，經(jīng)過對(duì)所拍攝影像進(jìn)行分析，結(jié)論是該井套管斷脫，落魚深476.94m。

管柱套管等工具防腐措施

加強(qiáng)井下油管、工具的防腐處理及加工質(zhì)量，提高產(chǎn)品使用壽命；建立注水油管、注水工具從出廠檢驗(yàn)、現(xiàn)場(chǎng)檢查、第三方檢驗(yàn)等的全方位的質(zhì)量監(jiān)控體系，從而保證注水管柱的質(zhì)量。

強(qiáng)化操作工人技術(shù)熟練程度和現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)督責(zé)任心，嚴(yán)格按照施工技術(shù)要求，把好每一道作業(yè)施工工序，尤其是管柱、工具下井過程中的保護(hù)，避免磕碰損傷防腐層，保證下井后的工具防腐質(zhì)量。

應(yīng)根據(jù)季節(jié)變化，把握注水源頭水質(zhì)；并通過注水井流程增加過濾環(huán)節(jié)，以保證地層注好水。通過在水井管柱中增設(shè)過濾裝置，以提高注入水水質(zhì)，同時(shí)方便生產(chǎn)過程中泥砂沉積物得到及時(shí)清理。通過水井起原井解剖情況，應(yīng)進(jìn)一步確立水井檢修周期，確保水井及時(shí)維護(hù)。

研究采用新型注水工具、油管，同時(shí)改用脫油污水、或水源井水回注，延長水井壽命。應(yīng)進(jìn)一步加大新型注水工具、防腐油管（稀土鋅鋁共滲油管技術(shù)、環(huán)氧粉末油管涂料技術(shù)、鈦納米油管涂料技術(shù)、玻璃鋼內(nèi)襯油管技術(shù)）的研究使用，同時(shí)隨著油田含水的升高，考慮采用污水回注、或打水源井以改善注入水質(zhì)量，延長水井使用壽命，提高油層保護(hù)效果，降低水井檢修率（見圖6、圖7比較）。

改進(jìn)防砂技術(shù)，提高油井免修期，同時(shí)在高壓施工過程中，要采取有效的油套管環(huán)空封隔措施，以減少高壓對(duì)套管的損傷。提高固井質(zhì)量，優(yōu)選水泥漿配方和固井工藝，提高頂替效率和套管居中度，提高第一和第二界面膠結(jié)質(zhì)量，有效封隔油氣水層，防止發(fā)生層間互竄，在不改變現(xiàn)有固井施工手段和工藝的基礎(chǔ)上，通過技術(shù)革新和應(yīng)用先進(jìn)技術(shù)，適當(dāng)增加油井的水泥封固長度。

嚴(yán)格管理套管進(jìn)貨渠道，同時(shí)采用先進(jìn)的套管檢驗(yàn)儀器，提高套管檢驗(yàn)水平、抽檢率，除對(duì)套管接箍、管體表面質(zhì)量、幾何尺寸、螺紋參數(shù)加強(qiáng)檢驗(yàn)外，還應(yīng)進(jìn)行整體性能和無損檢驗(yàn)，以確保下井套管質(zhì)量合格。

目前埕島油田注水井所采用的防腐油管、工具等除涂料油管抗腐蝕效果較差外，滲氮油管、Ni-P防腐工具均能滿足注水要求。從提升短接、懸掛器銹蝕狀況看，必須做好水井全井管柱防腐工作。試驗(yàn)結(jié)果表明，腐蝕產(chǎn)生的鐵離子及注入水中的鐵離子很容易形成膠狀液體，對(duì)儲(chǔ)集層孔隙喉道造成堵塞，應(yīng)引起足夠重視，并提前做好防范措施。建議加大水井套管的檢測(cè)（可采用光纖井下電視測(cè)試系統(tǒng)或鷹眼視像系統(tǒng)，檢測(cè)內(nèi)容主要包括：套管內(nèi)徑、壁厚、破損情況、射孔孔眼狀況等）。