第五篇++注水和注气

目 录

第一章 油田注水……………………………………………………………………1 第一节 注水的作用…………………………………………………………………1 第二节 注水方式……………………………………………………………………2 一 边缘注水…………………………………………………………………………2 二 切割注水…………………………………………………………………………3 三 面积注水…………………………………………………………………………3 四 点状注水…………………………………………………………………………4 第三节 注水系统组成………………………………………………………………5 一 水源………………………………………………………………………………5 二 注水站……………………………………………………………………………5 三 配水间……………………………………………………………………………5 四 注水井口…………………………………………………………………………5 五 注水井场…………………………………………………………………………5 六 注水管道…………………………………………………………………………6 第四节 注水工艺及选择……………………………………………………………7 一 注水工艺流程的基本要求………………………………………………………7 二 工艺流程分类及选择……………………………………………………………7 第五节 注水站……………………………………………………………………11 一 规模和压力的确定……………………………………………………………11 二 注水站分类……………………………………………………………………13 三 注水站的布局…………………………………………………………………13 四 注水站平面布置………………………………………………………………14 五 注水站流程……………………………………………………………………19 六 注水泵房………………………………………………………………………24 七 简易注水站……………………………………………………………………26 第六节 配水间……………………………………………………………………28 一 配水间的功能及布置…………………………………………………………28 二 配水间分类和流程……………………………………………………………28

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三 配水间工艺设计………………………………………………………………29 第七节 注水井口…………………………………………………………………31 一 注水井口装置的功能…………………………………………………………31 二 注水井口与井场的布置………………………………………………………31 三 注水井井口装置的型式………………………………………………………31 四 注水井井口工艺安装要求……………………………………………………34 第八节 注水管网…………………………………………………………………35 一 注水管网的布置和线路选择…………………………………………………35 二 注水管道的工艺计算…………………………………………………………35 三 注水管道的敷设………………………………………………………………43 第九节 注水水质…………………………………………………………………44 第十节 注水脱氧…………………………………………………………………45 一 油田注水除氧的必要性………………………………………………………45 二 脱氧的形式……………………………………………………………………46 附录A 碎屑岩油藏注水水质推荐指标…………………………………………47 第二章 注气………………………………………………………………………49 第一节 凝析油气田………………………………………………………………49 一 凝析油气田概念………………………………………………………………49 二 凝析油气田开发方法…………………………………………………………53 第二节 气举采油概述……………………………………………………………57 一 气举采油的概念………………………………………………………………57 二 气举采油的优缺点……………………………………………………………57 三 气举采油的类型………………………………………………………………59

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第一章 油田注水

第一节 注水的作用

利用注水井把水注入油层，以补充和保持油层压力的措施称为注水。

油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身的能量将不断地被消耗，致使油层压力不断地下降，地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地下大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持和提高油层压力，实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水。

因此，从根本上讲，油田注水就是通过将水注入油层的方式，使油层获得保持正常生产所必须的能量。其直接作用是改善了油井生产条件，使油田达到稳产高产，从而最终提高整个油田的采收率。据统计，依据天然能量生产的油田，除少数有边水补充能量外，一般 采收率不到20%，而利用注水开发的油田，采收率可达35%~50%。

除此以外，随着油田开发和原油生产，油田产出水也会不断增加，这对油田的环境造成巨大的压力。将产出水处理后注入油层，既可防止环境污染，又充分节省了宝贵的水资源，可谓一举两得，十分有利。

注水作为油藏稳压、增产的重要方法之一，在国内外得到广泛的应用。如前苏联有近90%的原油产量是通过注水取得的。美国注水开发的油田达到9000个以上，产量约占其总产量的40%以上。

我国油田注水始于19年玉门老君庙油田，至今已有50年的历史。尤其是大庆油田创造的早期内部注水开发的经验，大大提高了我国油田注水开发的水平，取得了良好的效果。

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第二节 注水方式

注水方式即是注采系统，是指注水井在油藏所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。由于在注水开发油田中，油水井之间互相影响很大，因此，注水开发油田必须有一套合理的注采系统，使油田在此系统的控制下长期合理地生产，提高油田的最终采收率。目前，各油田在实际中应用的注水方式或注采系统，主要有边缘注水、切割注水、面积注水、点状注水四种。

一 边缘注水

边缘注水就是在油田边部钻一批注水井，进行注水，保持油层压力。边缘注水一般在面积不大，构造比较完整，边部与内部连通性好，压力能够有效地传播时采用。边缘注水根据油田过渡带的地质情况，又分为以下三种：

（一） 缘外注水（边外注水）

注水井按一定方式分布在外油水边界处，向含油区内注水，这种注水方式要求含水区内渗透性较好，含水区与含油区之间不存在低渗透带或断层（图1-1）。

（二） 缘上注水

注水井按一定方式分布在油水过渡带上，向含油区内注水。这种注水方式适用于过渡带外缘的地层渗透率明显变差的油区（图1-2）。

图1-1 缘外注水示意图 图1-2 缘上注水示意图

○—生产井 △—注水井 ——·——外油水边界 ——··——内油水边界

（三） 边内注水

注水井按一定方式分布在内含油边界以内，向油区内注水。这种方法适用于油水过渡带地层的渗透率很差或过渡带不适宜注水的情况（图1-3）。

边缘注水方式适用于边水比较活跃的中小油田，这种注水方法的优越性是水油界面比较完整，逐步由外向油层内部推进。因此比较容易控制，无水采收率及低含水采收率较高。

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二 切割注水

对于含油面积很大、储量丰富、油层性质稳定的油田，除了在油田外缘钻注水井外，还需在油田内部钻注水井，将油田分割成若干区块分别注水，每一个切割区可以看成一个的开发单元（图1-4），保证油田中部的采油井也能收到注水井的注水能量，确保一定的采油速度。

图1-3 边内注水示意图 图1-4 切割注水示意图

○—生产井 △—注水井 ——·——外油水边界 ——··——内油水边界

三 面积注水

面积注水方式是将注水井与生产井按一定几何形状和一定的比例均匀地部署在整个开发区上。各种井网的特征如图1-5所示。面积注水可以分为四点法、五点法、七点法、九点法、歪七点法等。如通常运用较多的正七点井网是由1口注水井周围加上6口采油井构成的。每口注水井影响6口油井，而每口油井则受3口注水井影响，这种井网的注水井与采油井数比为1:2。不同面积注水井网的参数如表1-1。

图1-5 面积注水井网示意图

○—生产井 △—注水井

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表1-1 不同面积井网的井网参数

井 网 四 点 五 点 七 点 歪七点 九 点

生产井与注水井比例

1:2 1:1 2:1 2:1 3:1

钻井井网要求 等边三角形 正方形 等边三角形 正方形 正方形

四 点状注水

在切割注水的基础上，生产井投产一段时间以后，选择个别井点转为注水叫做点状注水。当中间井排被断层遮挡或受第一排生产井的节流作用，注水效果不好时，采用点状注水可改善开发效果。点状注水的特点是注水见效快，井网开头不固定，水淹区分散。

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第三节 注水系统组成

注水系统是指从水源、注水站、配水间、注水井口、注水井场到将上述功能单元联系起来的注水管道之集成。

一 水源

水源的选择正确与否是决定整个注水系统运行成功与失败的关键因素之一。水源选择的基本原则应该是：

（一） 水量：水量充足，能保证油田整个开发期注水系统对水量的要求。 （二） 水质：能满足或经最经济的手段处理后能达到油田注水的水质标准。 （三） 技术经济合理，满足环保要求。

水源可以有多种形式。可以是地面水（包括从江河、湖泊、水库取水等）、地下水（水源井取水）、海水等天然水源，也可以是油田采出水和其他工业废水。对于不同的水源，要根据原水的特点和油田注水水质标准进行适当的处理，才能满足使用要求。

注水系统可以使用单一水源，也可以使用多个水源互为补充。但是从环境保护和水资源综合利用考虑，注水系统应首先考虑利用油田采出水和工业废水作为水源，在不足的情况下，以地下水或地面水等补充。

二 注水站

注水站是整个注水系统的核心部分，其主要功能是担负注水量的储备及调节、计量、升压、注水一次分配和水质监控等任务。

注水站一般设有注水储罐、罐间（前）阀组、注水泵房、高压阀组、值班配电室、化验室、维修间、库房等设施。根据来水情况，有的注水站还设有过滤、加药和脱氧等水处理设施。

三 配水间

担负对注水站来水进行计量、调节、控制和往注水井分配水的任务，在配水间一般设有调节控制阀、水量和压力计量仪表，有的还设计有洗井专用流程。

四 注水井口

注水井口是注水系统地面工程的末端，是实现向地下注水的地面装置。

五 注水井场

注水井场是一种用于对注水井口进行人工操作或对注水井进行机械作业的场地。注水

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井场有的只设置注水井口，有的与配水间联合设置在一起。

六 注水管道

注水管道担负输送注入水的任务，在大多数注水管道和洗井水管道合建的油田，还担负输送洗井水的任务。

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第四节 注水工艺及选择

一 注水工艺流程的基本要求

油田选择什么样的注水工艺流程，取决于油田注水方式、井网布局、水质要求、压力分布及地质条件等因素。由于各油田的具体情况千差万别，因此注水工艺流程也呈现多种形式，但其基本要求为：

（一） 满足油田注水的水质、水量和压力的要求；

（二） 流程简洁完整，能满足注水、洗井、测试等各种作业要求，方便操作和管理； （三） 尽可能采用成熟的先进技术、新工艺、新设备、新材料；

（四） 流程既要先进，又要实用、运转灵活和可靠，并有利于施工和生产管理水平

的提高；

（五） 系统效率高，节约能源，并满足健康、环保、安全等要求； （六） 在满足生产的前题下，尽可能降低工程造价。

二 工艺流程分类及选择

（一） 单干管多井配水间流程

单干管多井配水间流程见图1-6。

图1-6 单管多井配水流程

该流程由注水站将注入水、洗井水经同一根注水干管输送到多井式配水间，每条干管承担3-4座配水间，每座配水间控制4-6口井，通过配水间控制、计量后将注入水经注水支管送到注水井口，注入地下。

流程的特点是：系统灵活，便于对注水井网进行调整，各注水井之间干扰小；配水间易于与油气计量站联合设置，便于集中供热、供电等，容易实现集中控制，方便管理。

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该流程适应性强，适用于油田面积大、注水井多，注水量大的面积注水开发的区块。例如，我国大庆、胜利、辽河等油田都广泛采用这种流程。

（二） 单干管单井配水流程

单干管单井配水流程见图1-7。

图1-7 单干管单井配水流程

该流程由注水站将注入水、洗井水经同一根注水干管输送到单井式配水间。每条干管辖1-15口井，通过配水控制，计量后将注入水送到注水井口，注入地下。

流程的特点是：每井一座配水间，一般设在注水井井场，管理分散；就近接入，注水支管短，且管线总量小，能节约投资；有利于分层测试等作业。

该流程适用于油层和原油物性变化不大，井数多，采用行列式布井、注水量较大，面积较大的油田。例如我国大庆油田较广泛地采用这种流程。

（三） 双干管多井配水流程

双干管多井配水流程见图1-8。

图1-8 双干管多井配水流程

该流程从注水站到配水间设两条干管，一条干管用于正常注水，另一条干管用于洗井或洗井水回收或其它液体输送。

流程的特点是：当一条用作输送注入水，另一条用作输送洗井水时，井间不受洗井干扰，注水压力、流量非常稳定，有利于操作和管理。在不洗井时，洗井干管还可作为注指

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示剂、增注剂，或给酸化、压裂等井下作业供水，当一条用作输送注入水、洗井水，另一条用作洗井水回收时，可大大减少油田的污水排放，有利于环境保护。但由于双干管的设立，必将大幅增加建设投资，特别对于日注量大，井多的油田，会很不经济。

除有特定条件要求，该流程一般不被采用。目前在江汉油田的部分地区还在应用。

（四） 分压注水流程

分压注水流程见图1-9。

图1-9 分压注水流程

当油田的油层渗透率差别很大时，需采用压力不同的两套系统（包括注水泵和管线），对高、中渗透层和低渗透层实行分压注水。

流程的特点是：对于某一个层位或某一个区块，实质上仍然是单干管系统。系统的投资肯定会增加，但系统的效率将会有很大提高。可保证低渗透层的配注率。

该流程的选择需要经过全面的技术经济比较才能确定。据大庆油田部分地区采用分压注水流程表明，注水系统的管网效率可提高80%左右，各油层的配注率也有较大幅度的提高。

（五） 局部增压注水流程

局部增压注水流程见图1-10。

图1-10 局部增压注水流程

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流程4是解决普遍压力差的手段，本流程是解决同一区块的部分特低渗透层的注水问题。流程极为简单，但能解决问题。目前无论是在大型油田还是中、小油田，这种用局部增压的办法来保证油田配注方案完成的措施常被采用。

（六） 不洗井或活动洗井流程

所谓不洗井流程就是利用极严格的水质控制和管网防腐措施以保证注入水的质量以实现注水井不洗井。由于技术、成本等原因，国内尚无生产性应用。

所谓活动洗井流程是指制造一套活动的水处理装置，以实现在注水井口循环使用洗井水。由于近年水处理技术的进步，此类装置日趋成熟。由于实现了活动洗井，可大大减轻洗井水排放所造成的环境污染，又可降低管网的造价，使管网的运行更为平稳。

活动洗井流程近年在中、小油田的应用有增加的趋势。

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第五节 注水站

一 规模和压力的确定

（一） 设计规模

油田注水站的设计供水规模是由油田开发方案决定的。一般应由油田开发部门以正式批准的文件形式提供油田开发周期中分年度的注水量，作为确定注水站设计规模的依据。

对于整装油田（区块），设计人员应从整体上核实注水量，力求设计依据可靠。计算注水量的公式应采用SY/T0005-1999《油田注水设计规范》给出的公式：

Q=CQ1+Q2……………………………………………………1-1

式中:

； Q——注水用水量（m/d）

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C——注水系数，可取1.1～1.2； Q1——开发方案配注水量（m3/d）；

Q2——洗井水量（m3/d），洗井周期按60～100 d计。注水站管辖井不足100口者，

可按每天洗一口井的水量计算，洗井强度和洗井时间，各油田应按实际情况决定，在无实际资料的情况下，洗井强度可按25～30m3/h，洗井时间可按24小时计算；若采用活动式洗井车洗井，则可不计此水量。 式中：

Q1（开发方案配注水量m3/d）可按式（1-2）进行核算。

⎡bη⎤

Q1=BQy⎢+⎥………………………………………1-2

⎣r1(1−η)r2⎦

式中：

Q1——配注水量（m3/d）；

B——注采比；

； Qy——产油量（t/d）

b——原油体积系数； r1——地面原油密度（t/m3）； ，质量分数； η——原油含水率（%）

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r2——注入水密度（t/m3）。

除上述必要的水量外，个别油田有部分注入水串到油层外，这部分水量由地质部门提出，计入总设计供水规模。

对滚动开发的油田，一时无确切的开发资料，可采用单井注水量乘以注水井数再加洗井等水量，分期满足注水区块的总水量。此种办法较实际合理，既不造成一次工程投资过大，又能满足分期实施的要求。

注水站的建设可根据油田开发方案中提供的油田稳产期内的最大注水量一次建设，也可根据情况分期进行建设。但注水站的建设规模至少适应油田开发5～10年的需要。

（二） 压力的确定

所谓压力的确定，在这儿实际上包含两个方面的概念，即注水压力的确定和注水泵泵压（即注水泵扬程）的确定。合理地确定注水压力和注水泵泵压是能否经济合理、高效注水开发油田的基本环节和搞好注水工艺的前提。

1 注水压力确定的原则和方式

为保持油层压力，而将水注入油层所需的注水井口压力称为注水压力。在维持油田注水系统正常运行的压力系统中，为满足注水压力所消耗的注水泵扬程占注水泵总扬程的90% 以上。

（1） 确定注水压力的原则是： A 应保证将配注的水量注入油层。

B 系统压力基本平稳，以减少井底出砂，开采不平稳等情况。 （2） 确定注水压力的基本方法为：

A 试注法：在新开发的油田和区块，可选择具有代表性的区域或一定数量的注水井进行试注，分别按不同油层测试注入压力和注入水量，直至取得稳定参数为止。试注法是确定注水压力最科学的方式。

B 参照法：参照相似或相近 油田的注水压力，对比油层特点和原油特性，油层深度等资料，选取相似或相近性质油田的注水压力，作为新区开发的初定注水压力。

C 估算法：上述资料均缺乏时，一般可采用注水压力等于1.0～1.3倍原始油层压力，以满足高压注水的需要。

2 注水泵泵压的确定

注水泵泵压即为维持整个注水系统正常运行，注水泵所需要提供的总扬程。注水泵泵

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压（P泵）除了要克服注水系统的压力损失（P损）外，在到达注水井口时，还需满足注水压力（P注）的要求，即：

P泵≮P注+P损 …………………………………………1-3

式（1-3）中注水系统压力损失（P损）由系统沿程压力损失（P沿）和系统局部压力损失（P局）两部分组成，即：

P损=P沿+P局……………………………………………1-4

注水泵站站内管网压力损失一般 不大于0.5MPa，从泵站出站处到最远处端点注水井的压力降一般不宜大于1MPa。

二 注水站分类

注水站根据注水泵的选型和功能分为下列三种类型：

（一） 离心泵注水站

注水设备采用离心式水泵。一般适用于注水压力在20MPa以下，注水供水排量在50m3/h以上的场合。由于离心式水泵具有运行时压力平稳，操作简单，维护方便，使用寿命较长，建设投资一般比往复式泵注水站要少等诸多优点，所以是大、中型油田广泛采用的注水站型式。

（二） 柱塞泵注水站

注水设备采用柱塞泵。一般适用于注水供水排量在50m3/h以下或注水压力在20MPa以上的场合。柱塞泵属往复式泵，由于具有小排量、高扬程和高泵效（一般泵效在80%以上）等优点，所以为中、小油田或注水压力要求高的油区广泛采用。但柱塞泵泵站与离心泵泵站比较，存在着运行时压力波动较大，建设投资较高和日常维护、维修较频繁等缺点。

（三） 增压泵注水站

增压泵注水站是将注水管网压力较低的支管网或注水井，经增压泵二次升压，以满足局部注水区块或个别注水井注水压力的较高要求。这对提高整个注水系统效率，改善注水开发条件，减少能耗损失是十分有利的。

三 注水站的布局

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规划设计注水站，要根据泵站的规模、管辖范围、注水泵性能、注水压力的高低、单井配水量的大小、管网系统并结合地形条件等，作全面的技术经济对比后确定。进行具体布置时要考虑以下几个因素：

（一） 注水站管辖范围应符合油田总体规划要求，并与生产辖区相结合，通过技术经济对比确定。因为注水站的管辖范围与井网的布置、业主或行政辖井范围、注水量大小、注水压力高低以及机泵性能参数等有关，所以应通过多方案的技术经济对比后方可确定。站的管辖范围，应以输出每吨高压水的成本最低作为指标，并以此衡量注水站的管辖范围和建设规模大小的合理性。

（二） 注水站宜设在负荷中心和压力较高或有特定要求的地区。

注水站设在负荷中心时，水量和压力的分布较均匀，注水管道敷设较短而且管道压力降较小。

注水站设在注水压力要求较高地区，因为越靠近泵站，注水管网中的压力就越高，就更能满足高压力要求注水井的注水需要。

（三） 注水站站址宜选择在交通、供电、供水、通信方便及地势较高易于排水、工程地质条件较好的场地，并应考虑拆迁、施工、安全、生产管理，以及扩建的可能性等因素，综合进行技术经济比较选定。

（四） 站址及施工场地应尽量不占或少占耕地、林地，注重保护生态环境。 （五） 注水站宜与变电站、供水站、油田采出水处理站、污水处理站、脱氧站、原油脱水站等联合建站。

上述这些站在生产和管理上都和注水站有密切的关系。联合建站的好处是：施工或生产管理比较集中，可合建的辅助设施可以统一布置和建设，有利于节省投资，节约能源。例如：各站所需要的供热要求可合建锅炉房；注水、变电联合建站，电力电缆敷设较短，并可适当减少运行管理人员。因此，根据各油田的多年实践经验，在条件许可时建设联合站将更为有利。

（六） 注水站设计应考虑防洪排涝，防洪排涝标准应根据本油田或所在地区的有关规定确定。

四 注水站平面布置

（一） 建站的平面布置

对于建设的注水站其平面布置时要考虑的基本要求是：

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建站是为了满足油田生产的需要，因此必须最大限度满足建设单位在工艺流程和生产管理方面的要求。在此基础上，尽可能考虑方便施工。

工艺物料流向顺畅、正确，管道和线路走向合理，尽可能避免交叉。

建（构）筑物的布置既要满足防火要求，又要力求布置紧凑，节约用地，土地利用系数应不小于65%。站内建（构）筑物的火灾危险分类，应符合《原油和天然气工程设计防火规范》GB50183和《建筑设计防火规范》GBJ16的有关规定。内燃机驱动的注水泵房为丁类，电动机驱动的注水泵房、罐前（间）阀池为戊类。厂房耐火等级的划分、建（构）筑物的防火间距，应符合国家现行的防火规范的要求。

既要保证正常生产，又要考虑处理事故的场地空间，并给扩建、改造留有余地。 要与有关专业（供配电、给排水、含油污水处理、供热、土建、道路、采暖与通风、通信、自控仪表、消防等）配合协调，布置合理，满足工艺要求。

储水罐一般设于主导风向的上方；锅炉房、油田气调压阀、厕所等设于主导风向的下方。平面图应画指北针。

注水泵房主体建筑应朝阳以利于通风采光，一般应座北向南或座西向东。

建（构）筑物、管道布置应方便操作。各专业管道和线路应进行综合布置，尽量减少拐弯和交叉。

注水罐距注水泵房距离一般不小于罐高的1.5倍，500m3以上水罐一般不小于10m，两水罐间的距离不小于4.5m.

站内应合理布置运输、消防道路和值班操作人行道。道路路边距墙不宜小于5m，应设有倒车处。

注水站应视周围环境和道路情况，设置不同规格的围墙、大门、小门。 站内应适当绿化，并根据HSE的要求，设置必要的安全、健康设施。

注水站除注水泵房外，一般还应设控制值班室、化验室、维修间、库房（材料间）、阀室等附属建（构）筑物。

图1-11是建设注水站的总平面布置图。

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图1-11 某建站的注水站总平面布置图 1-注水泵房；2-润滑油泵房；3-配电值班室；4-化验间；5-材料间；6-维修间；7-油料间；

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8-高压阀组间；9-循环水泵房；10-循环水池；11-3000m储水罐；12-大罐阀组间；13-污水池；

14-二蹲位厕所；15-热水炉房；16-站内道路；17-泵房前场地；18-大门；19-围墙

（二） 联合建站的平面布置

注水站与变电站、供水站、水处理站、脱氧站、脱水转油站等存在着诸多方面的有机联系，在实践中，多数情况都和这些站联合建设为联合站。这类站在联合建设时，平面布置可统一考虑，公用设施可统一设置，既满足各专业的要求，又形成有机整体，专业间密切配合，充分利用土地和专业协作生产的有利条件，对油田整体生产管理和降低工程造价也十分有利。联合建设的注水站其平面布置除要符合建设站的一般要求外，还各有自己的特点。下面是常见的几种与相关专业联合布站的形式：

1 注水、变电合一的平面布置

图1-12为一座有6台6D100-150型注水泵，注水能力为8000～10000m3/d的注水变电联合站的平面图。由大型电动机驱动注水泵的注水站，变电所大多与其联合设置。这种布置的特点是：

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图1-12 某注水变电联合站平面图

1-注水泵房； 2-值班室； 3-泵房； 4-维修间； 5-配水阀组间；

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6-水井摇控间； 7-水井摇控间； 8-2000 m清水罐； 9-配水箱； 10-40 m反冲洗罐； 11-单阀过滤φ4 m；12-500kW加热炉间；13-油箱； 14-高压开关室；15-主控制室； 16-值班室； 17-工具室； 18-3200kVA变压器；19-电容器室； 20-35kV构架； 21-厕所； 22-围墙； 23-站外排水沟； 24-站内道路； 25-大门

（1） 变电所的主控制室、高压开关室应接近注水泵房，可隔路设置，亦可一字式设置，尽可能保证供电电缆直供注水电动机。变电所变压器的进出线应方便。

（2） 注水泵房、变电所主控制室宜朝南或朝东。注水罐应设置在注水泵房后侧。变电所高压开关室，主控制室室内地坪宜高於注水泵房地坪0.3m。

（3） 注水变电联合站内注水泵房前宜设单行车道,变电所设环行单行车道；站内应有倒车场地；行人道宜通至各建(构)筑物单元。

（4） 注水变电站视周围环境可设不同规格的围墙及大、小门；变电所宜设砖围墙。 （5） 设锅炉房的注水变电站，锅炉房应置于下风向，与注水泵房、变电所距离应符合油田防火规范。

2 注水、水质处理、变电合一的平面布置

注水可与清水（深度）水质处理、含油污水处理、变电联合设站。在联合站内，各专业单元可单建亦可合一联建。在中、小型规模站，多采用注水与水质处理（或含油水处理）联合设置水泵房，变电所单独置於一侧。

将注水与清水水质处理、含油污水处理联合设置为一座或相连接的两座水泵房（包括

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水处理间），有利水系统的有机结合，可以节省输水泵、输水管道，减少占地和建筑面积。还可合用水罐与机泵，方便统一管理、节约投资和运行费用。

在合一水站可合用控制值班室、化验室、加药间、维修间、库房等辅助间。 在一些合一水站还设有深井泵房、高架供水罐，并可供给生活用水，注水部分可取消注水罐，采用由清水水质处理或含油污水处理部分直接对注水泵供水的短流程，简化注水设施，提高水处理部分设备的利用效益。

3 注水、脱氧、变电合一的平面布置

注水、脱氧、变电合一的平面布置见图1-13（以采用脱氧塔为例）。这种组合布置的特点和要求是：

（1） 注水、脱氧、变电合一联合站的平面布置应根据场区条件，进行技术经济分析，确定具体布置形式，尽量做到紧凑合理，节约用地。

（2） 脱氧部分应设置在来水管一侧；宜设置缓冲罐、循环水罐，并宜靠近脱氧供水泵房。

（3） 脱氧供水泵房宜与配电值班室、加药间、药库、化验室、库房合建。若受场区亦可分建。

（4） 脱氧塔应靠近注水部分及外输水部分。当采用间接吸式时，应靠近脱氧水储罐（池）或注水罐（池）。当采用直吸式时，应靠近输水泵房或注水泵房。

（5） 在脱氧塔的一侧应留有足够的空地，用于吊装脱氧塔及塔架。 （6） 脱氧塔前阀室（配水室）应靠近脱氧塔（架）。

（7） 站内各主要单元应统一考虑设置单行车道，路面一般为4m，宜采用中级或低级路面，并应有倒车场地。行人道应设置至各主要建（构）筑物。

（8） 变电所一般宜单独置于一侧，设置要求同注水变电站。

（9） 围墙、大门、小门、锅炉房（供热间）、厕所、注水变电设置等各项要求同前述。

（10） 脱氧水罐（池）应进行密闭。

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图1-13 某脱氧注水站平面图

1-脱氧塔框架； 2-循环水及来水水池；3-循环水及来水泵房；4-配电室； 5-污水池；

3

6-2000m储水罐；7-水罐阀组间； 8-注水泵房； 9-配电值班室； 10-维修间； 11-化验室； 12-油料间； 13-材料间； 14-预留注水泵房；15-泵房前场地

4 注水、脱水转油等合一的平面布置

注水与脱水转油等专业联合设置的合一平面布置，一般由集输专业做总平面布置。注水部分应做好本部分的平面布置，在专业协作会上进行合理确定。

通常注水部分应置於上风向，并靠近清水水质处理或含油污水处理部分。 注水部分一侧应有利注水管道出站和供水管道进站。

注水部分的布置应力求在全站布置中协调合理，注水部分宜与变电所协同布置在联合站中适中的位置。

注水专业应与相关专业共同协商布置管道、电缆、道路等位置和走向，力求协调合理。

五 注水站流程

注水站是整个注水系统地面工程的核心部分。注水站工艺流程的设计要满足注水系统在运行、测试、调度和生产管理等多方面的要求。

注水站工艺流程图是表示注水站进、出水的流向和工艺过程的总说明；注水站内每个工艺环节的功能和任务，技术要求和指标，工作条件的生产参数，各工艺环节间的相互关

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系，以及连接各工艺环节和设备、容器的管道的特点等，在工艺流程中都要给出明确的规定。

工艺流程对注水站的施工、试运投产、生产管理和生产操作起指导作用。因此，流程的设计是工程设计的重要组成部分。

根据工艺的主次，可分为主流程和辅助流程。通常注水主流程和辅助流程统一绘制在一个流程图中。

一些中、小型注水站往往还兼设水处理设计，因此在流程图中还需绘制出水处理流程。这一部分本章不作叙述，请参见相关章节，产出水处理请参见本书第四篇，给水处理请参见《给水排水设计手册》相关部分。

（一） 注水站主流程

根据水源来水水质，可分为单注流程和混注流程。单注流程是指单注清水、净化后的产出水或其它水的任一种单一水源。混注流程是同时注两种或两种以上的混合水，一般是指清水和净化后产出水的混注，混注流程除注水泵入口采用双吸入管道外，与单注流程基本一致，其基本形式为：

注 水 泵 高压阀组 注水管网 水源来水 计量过滤注水罐 计 量 图1-14为某注水站工艺流程示意图。 图1-15为某注水站原理流程图。 组成主流程的主要单元流程分述如下：

（1） 注水罐进出流程.来水经计量进注水罐缓冲、沉降后经上水管输入注水泵。注水罐设有进出水、溢流、高压回流、排污、收油、热水、回水管、取样等功能的流程；密闭注水罐还有氮气、天然气或柴油等密闭流程工艺。

（2） 注水泵喂水流程。采用柱塞泵或高速离心泵注水时，水罐液位如不能保证有足够的上水压力，注水泵上水需设喂水泵（前置泵），将上水压力升至要求压力（常为0.1～0.6MPa），以保证注水泵正常上水。常采用管道泵或离心泵作上水泵。目前有些柱塞泵进水压力仅为0.02MPa，在这种情况下，可不设喂水流程，仅设低水压保护。

（3） 注水泵机组流程。注水泵机组流程包括自上水管经泵入口流量计计量至泵前过滤器过滤，再进注水泵升压。泵前后压力测量后，输往高压阀组。

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（4） 高压阀组流程。注水泵出口高压水汇合后至高压阀组，在启动泵时，可经节流阀控制后打回流；在正常注水时，可经连通汇管配水后，在阀组调节、控制、压力计量（有的还进行高压流量计量），分配至注水管网。

图1-14 注水站工艺流程示意图

1-过滤器；2-水罐；3-泵进口过滤器；4-电动离心式注水泵；

5-润滑油泵；6-润滑油箱；7-冷油器

图1-15 某注水站原理流程图

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（二） 水站辅助流程

1 润滑油系统流程

注水泵机组润滑油系统有的是随机订货配带，不需注水工艺人员设计。若强制润滑油系统，需要注水工艺设计人员进行设计或选型，可参照下述流程：

润滑油泵自油箱吸入润滑油升压至需要压力，经冷却器冷却，通过润滑道分配至各注水泵机组；润滑油在注水泵机组的轴承中完成润滑后，经回返回润滑油箱。

为保证突然停电等事故发生时给机组供油，可在供路上设置高架油箱（包）或高位油储罐，它们的容积按应满足全部机组30秒钟的供油设计。

2 冷却系统流程

为对注水泵机组和润滑油冷却器进行冷却，除采用空气冷却的电机外，一般还需采用水冷系统。水冷系统分直流冷却和循环冷却两种，选用那一种，可根据使用条件来确定。

（1） 直流冷却流程。冷却水进冷却单元完成冷却功能后，一般进入注水泵上水管回注，特殊情况下亦可自流外排。这种流程工艺简单，但使用条件不能广泛采用。

（2） 循环冷却流程。冷却泵自冷却水罐吸入冷却水，升压输送至各冷却单元，完成冷却功能后，在余压作用下回流进冷却水塔，降温后靠高位自流回冷却水罐。在冬季，回水若能保证冷却温度，可不经冷却水塔直接回流进冷却水罐。

3 加药流程

部分注水站可能需投加缓蚀剂（防腐剂）、防垢剂、杀菌剂、脱氧剂、催化剂等不同的药剂，投加方法有两种。一是干投，多用于投加剂量大或间断性投药，投药比率不很严格的固体药剂，这种方法设备少，投资省，但因投加量准确率较低，采用较少。另一种投加方法是投药量准确率较高的湿投法，这是广泛采用的药剂投加法，其主要工艺流程是：

药剂在防腐溶药池（槽、箱、桶、罐）溶解，均匀搅拌（有的需加热）于一定浓度的水溶液中，加药泵或计量泵吸入升压至加药所需压力，经加药管（玻璃钢管、塑料管、不锈钢管等）输送至投药口进行加药。采用加药泵，尚需经流量计（如浮子流量计）计量。加药后应有取样口进行取样，检查投加药量是否合于要求。

投加两种或两种以上药剂，一般应设两套或两套以上加药设备，有的可并联或互为备用。

4 排水及回收流程

（1） 排水流程。泵轴承的密封排水、化验排水、锅炉排污水、水罐排污水、过滤罐反冲洗水等，不能回收的冷却水，均进入自流排水或压力排水系统。排出水应根据站内、

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外条件决定是自流外排，还是压力外排。一些排水系统，需靠污水提升泵外排。外排水需达到排放标准。

（2） 回收水流程。在排水量较大的站，可设回收水池或水罐回收排水，将回收水沉降后由回收水泵升压，进过滤罐过滤或直接输入注水罐回注（水质需符合注入要求），也可作浇灌等用水。

5 注水密闭隔氧系统流程

注入水的水中含氧对管道、容器、设备、注水井油（套）管都有腐蚀，而且易产生堵塞油层的杂质时，需进行脱氧处理。脱氧水要求密闭防止二次增氧。因此要求注水流程不开口，注水罐等容器内应进行密闭隔氧。目前采用的密闭方法有：氮气密闭、柴油密闭、天然气密闭等。还有一种隔气膜密闭隔氧的新技术开始应用。氮气密闭安全、可靠、效果好，但设备及工艺较复杂，投资大。柴油密闭投资少，简便易行，但效果较氮气密闭差，安全亦不如前者高。天然气密闭，在有气源的站容易实现，且投资最少，密闭效果比柴油密闭高，但安全度差。下面介绍其中三种密闭方法的工艺流程。

（1） 天然密闭流程

由于在油田天然气容易获得，而且天然气用于注水系统密闭效果较好，所以在有天然气气源的情况下，油田注水系统采用天然气密闭隔氧比较普遍。但由于采用天然气密闭后，储水罐的火灾危害性大大提高，在设计上需要有严格的安全措施：

A 天然气调压间的火灾危险性分类为甲类，天然气调压间及密闭水罐与其它建（构）筑物的距离应符合防火要求。

B 调压系统和密闭水罐应设可靠的补、排气系统及水封保护。

C 天然气排气管距明火及散发火花处应不小于25m,距密闭水罐及其它建（构）筑物应不小于12m，并高出附近的建（构）筑物或设备2m以上。

（2） 柴油密闭流程。这种流程适用于开口容器（主要是注水罐）的密闭。其加油方式可采用罐壁加阀，通过阀用泵压入罐内，或者由罐顶透光孔用软管泵入罐内。密封的柴油一般选用0号柴油，复盖厚度为20～30cm。

为防止柴油从注水罐溢流管流失，常采用倒“U”形倒虹吸溢流管结构;为防止注水泵高压回流水破坏油封油,回流管口常设阻流板,使回流不至猛烈向上,水束向四周扩散。图1-16是柴油密闭辅助设施示意图。

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图1-16 水罐柴油密闭辅助设施示意图

（3） 隔气膜密闭隔氧流程。水罐隔气膜密闭隔氧装置是近年研制成功的一种隔氧新技术，其原理是在储水罐内安装一个具有隔氧作用的高分子密闭隔气膜，使水和大气隔开，阻止氧的溶入，从而达到密闭隔氧的目的。

该装置可用于油田注水系统的密闭隔氧，其主要特点是：没有能源消耗，无耗能件和耗能介质；运行安全平稳，无易燃、易爆介质和容器；设备简易，可实现自动化操作，无需专人管理，运行费用低廉，隔氧性能良好，但是，隔气膜老化后换膜时，水罐需停止供水。图1-17是这种密闭方法的示意图。 图1-17 水罐隔氧膜密闭隔氧装置示意图

六 注水泵房

（一） 注水泵房布置的一般要求

1 满足生产工艺需要，保证安全生产，工作方便，性能可靠； 2 简捷易行，管道交叉少，布置整齐、美观、紧凑； 3 方便维修，利于施工；

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4 预留扩建余地，考虑进一步发展的可能性，安排好远近期结合； 5 注水泵房与辅助间可设走廊相通，并设隔音门、隔音窗；

6 注水泵房一般应设车行大门，其对应侧宜设人行小门，车行大门应满足泵房内最大设备的进出；

7 配电值班室、微机室宜紧邻注水泵朝阳的一侧，并设隔音窗相望；

8 注水泵房、值班室、化验室、维修间等房间的噪声，应符合国家现行的有关规定。

（二） 注水泵机组

1 机组设置

注水泵房可设置不同规格注水泵，但同一注水站注水泵型不宜超过三种；

注水泵房宜设置备用泵，离心泵每运行1～4台，可备用1台；柱塞泵每运行1～3台，可备用1台。当注水泵停泵检修对注水无明显影响时，可酌情减少或不设备用泵；

采用离心泵的泵站，同一型号装机台数不宜超过4台；

由于油田注水量是随油田的开发不断上升的，所以注水泵可分期建设，预留位置。 2 机组布置

注水泵机组与机组、机组与墙壁的净距，应满足机泵装卸、检修的需要，且不宜小于1.2m，注水泵房的主要通道宽度不宜小于1.5m，简易注水泵房，橇装注水泵房可减小距离。

3 机组保护

鉴于注水泵机组在油田生产中的重要性，高压运行状态下的危险性，以及单台机组价格较高，必须设计较为完善的保护设施，以保证机组的安全运行。

（1） 对于离心泵机组，应设置下列保护设施： A 泵进口低水压保护； B 润滑系统油压过低保护； C 注水泵出口水温过高保护； D 注水泵及电动机轴承超温保护。

（2） 对于柱塞泵机组，应设置下列保护措施： A 泵出口超压保护；

B 润滑油压力、温度和液位指示； C 泵进口低水压保护。

4 机组进、出口管路及管路附件

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每台注水泵宜设流量计。单泵吸水管管径宜比泵进口直径大1～2级。出水管直径应不小于泵出口直径。除此之外 ，对于离心泵和柱塞泵根据各自特点有不同的要求：

（1） 对于离心泵：

A 注水泵的进水管应安装切断阀、过滤器、偏心大小头、温度计和压力真空表； B 泵的出水管应安装压力表、温度计、放气口、止回阀、调节阀和切断阀； C 根据需要，泵出口宜设多级回流阀。 （2） 对于柱塞泵：

A 泵的进水管应安装切断阀、过滤器、偏心大小头和压力真空表； B 泵的出水管应安装缓冲器、压力表、安全阀、止回阀、切断阀、回流阀； C 泵的进、出水管应采取防震措施。

（三） 起重设备

1 注水泵房内应设置起重设备，离心泵的起吊质量按单泵的总重计算，柱塞泵的起吊质量按经常拆卸的最重部件计算。起吊设备的选用应符合下列规定：

（1） 起吊质量不超过4t，可设置移动吊架，猫头小车或简易门式吊。 （2） 起吊质量大于4t，一般 可按桥式手动吊车设置。

2 设置桥式吊车的注水泵房，应在行车轨道的一端设置检修爬梯。 3 注水泵房的地坪至屋盖或梁等突出构件底部间的净高,应符合下列规定: （1） 当采用移动式吊架,注水泵机组单机功率在630kW以上时,其值不应小于4m。 （2） 当采用桥式吊车时，应保证吊起物底部与所越过的物体顶部之间有0.5m以上净距。

七 简易注水站

一些小区块、低产油田，即使临时停产造成的影响也不大，往往可采用简易注水站以简化工艺，减少投资，提高经济效益。这种简易注水站较之于正规注水站可以从以下方面进行“简化”：

（一） 可只设一座储水罐，罐的有效容量按2～4h用水量计算； （二） 可按三级负荷供电； （三） 可不设锅炉以电热器采暖； （四） 泵房可采用撬装式拼装板式结构； （五） 泵房可设固定式起重设备；

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（六） 如水源流量、压力满足，可采用供水泵对注水泵的短流程，不设备用泵； （七） 辅助建筑从简； （八） 不设洗井工艺。

图1-18为撬装注水站流程示意图。

图1-18 撬装注水站流程示意图

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第六节 配水间

一 配水间的功能及布置

（一） 功能

配水间应满足截断、计量、流量调节、洗井、测压、取样、扫线等要求。在配合井下作业增注措施时，提供高压水。因此，配水间实际上就是一个用于流量分配、控制、计量的阀组。

（二） 布置

没有严格的规定，比较自由。可单独布置，更多的时候是和油井计量站联合布置，甚至可以布置在注水泵房内。和计量站联合布置时，管理比较集中，公用工程投资也较省。

由于配水间内因无人值守，采暖温度只考虑防冻要求，设计温度不低于5℃。配水间室内、外地坪高差不小于0.3m。多井配水间还宜设照明设施。

由于油田开发过程中注水方案会经常调整，为了适应这种变化，配水间还常常设计成橇装，由工厂统一制造。

二 配水间分类和流程

（一） 配水间分类

按所辖井数，配水间一般分为下列两种： 1 单井配水间

单井配水间只管辖一口注水井，多用于行列注水管网和点状注水井。 2 多井配水间

多井配水间一般管辖2～10口注水井，多用于面积注水管网，井间干扰较小，管理集中，易于实现集中控制，但管网基建投资较大。为适应油田注水井调整，多井配水间常预留1～2个支管接头。

（二） 配水间流程

1 单井配水流程

单井配水流程是一口注水井配水流程，具有计量、控制、截断等功能。流程示意如图1-19所示。

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图1-19 单井配水流程图

2 多井配水流程

多井配水流程是大多数油田广泛采用的流程，区域注水使用这种流程时调配灵活，有利于实现油计量站与注水配水间联合设置。流程如图1-20所示。

图1-20 多井配水流程图

1-干线压力表；2-总截断阀；3-注水支管截断阀；4-高压水表；5-至井口截断阀

6-注水压力表；7-注水井井口；8-洗井旁通高压水表

三 配水间工艺设计

（一） 压力

配水间的注入压力等级，应满足所辖注水井最大注水压力的需要，按6.4，10，16，25，32，40MPa系列设计。

（二） 流量

单井注水流量按油田开发方案确定。单井洗井流量在资料不全的情况下，宜按25～30m3/h设计。

（三） 管道、流量计和压力表选择

1 无论单井配水间还是多井配水间均需设来水截断阀、来水压力表、流量计、注水

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控制阀、至注水井压力表、取样放空等。多井配水间还需设分水管或分水器、单井配水阀。有的建设有旁通管，作为洗井或检修水表的备用流程，注水管网采用牺牲阳极电法保护时，配水间进、出管道上连接处，应设置绝缘法兰。

配水间管道的规格，应根据单井配注量、配注压力、洗井流量和洗井压力计算后确定。单井洗井流量在资料不全的情况下，宜按25～30m3/h设计。

2 配水间安装的流量计，应根据单井的注水量、注水压力和洗井水量的大小选择，并能就地显示瞬时流量和累计流量。流量计准确度可选二级。目前除少数油田仍在使用差压式流量计外，绝大多数油田已采用可拆卸式水表作为配水间的流量仪表。

3 压力表计量准确度可选1.5级。

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第七节 注水井口

一 注水井口装置的功能

注水井口设计应满足正注、反注、合注、正洗、反洗、测试、取样、扫线、井下作业等要求。

正注是从向油层注水，对有封隔器的注水井均需正注，否则封隔器失灵。 反注是从套管向油层注水。

合注是从套管、同时向油层注水。

正洗是洗井水从进入，经套管返出地面；反洗是洗井水从套管进入，经返出地面。对于装有井下水力伸缩式封隔器的注水井，只能采用反洗，洗井水从套管进入，冲洗射孔层段后由返出脏水；洗井时，要求进、出水量平衡。

测试指从井口下入测试仪器，进行井下参数测量和试验。 取样指在井口采集注入水样的过程。

井下作业要求注水井口装置与其连接的注水管道能拆卸分离，同时要求注水井场有一定的作业面，以满足动管柱时摆放和停放设备的需要。

二 注水井口与井场的布置

注水井口与井口周围的作业用地构成注水井井场。井场平面布置应满足井下注入、测试、修井、洗井等要求。井口房门方向一般应背向主导风向。一般朝东或朝南。注水井口装置四通中心应高出井口地坪不少于0.5m，井场地又应高于当地10年一遇最高水位，并宜高于四周地坪不少于0.2m。井场电杆设于井场边缘，不影响井下作业。

图1-21 为某注水井井场平面布置图。

三 注水井井口装置的型式

不同的地区、不同的油田，由于工作条件不同，注入水量和注入压力都不相同，因此不可能采用统一规格、统一形式的注水井井口装置。目前采用较多的有三阀式、四阀式、六阀式的注水井井口装置。

表1-2给出的部分井口装置的技术参数。 图1-22和图1-23是两种井口装置结构形式图。

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图1-21 某注水井井场平面布置图

表1-2 部分井口装置的技术参数

试验强度

型 号 CYb-250 150Ⅱ 微型井口 350型（） KY250/65（新型） CY-250改 CY-250改

阀 数

MPa

6 3 3 6 6 4 2

50 30 30 - - 50 50

MPa 25 15 16 35 25 25 25

MPa 25 15 16 - - 25 25

上 海 大庆总机厂 大庆总机厂 南 京 南 京 辽 河 华 北

工作压力

密封水压

产 地

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图1-22 部分井口装置的技术参数

图1-23 150Ⅱ型井口装置结构型式示意图

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四 注水井井口工艺安装要求

根据不同油田的特点和要求，工艺管道安装除将注水管道与井口装置连接外，还应设油压表、套压表、取样放空阀等。另外，视需要，可考虑是否设止回阀、过滤器等。

图1-24、1-25、1-26、1-27是各油田常见的注水井口安装形式 图1-24 七阀式注水井口 图 图1-26 四阀式注水井口 图

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1-25 五阀式注水井口 1-27 三阀式注水井口 全国勘察设计注册石油天然气工程师执业资格考试专业考试复习指南 第五篇 注水和注气

第八节 注水管网

一 注水管网的布置和线路选择

（一） 注水管网的布置

注水管网是油田注水系统的神经网络，担负着油田注入水的输送和调度任务。 根据油田开发方案中提出的注水方式，注水规模和注水井的位置，并根据油田地面工程的总体规划方案，合理布置管道的走向，进行注水管网布置可采用在室内地形图上布置和现场勘察相结合的方法，通常应有两个或两个以上的方案进行对比，经技术经济比较，择优选取。注水干管、支干管、支管应协调一致，尽量做到管路短，工程量小，投资省。

注水管网的布置应考虑远近期结合和进行分期建设的可能性。

注水管网要与油田其它系统工程统一布置，要处理好与道路、油汽水管道、电力线、通讯路等的关系。

（二） 线路选择

注水管道在选线时应尽量少占农林用地，宜避开多年生经济作物区域和重要的农田基本建设设施。

注水管道应避开重要军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护单位的安全保护区。 注水管道应尽量减少穿越重要公路、铁路、河渠、山脊、沼泽，注意避开易水淹、滑坡、塌方、高侵蚀土壤等不利地区和环境。

管线选择还必须注意有利施工和方便生产管理及维护。

（三） 注水管道截断阀的布置

在注水管网上，为了满足管理、维修的要求，必须设置一定数量的截断阀。一般来说，采用行列式布井时，在管辖4～6口注水井的注水干管长度上；采用多井配水间时，在管2～3座配水间的注水管道长度或在2km左右注水干管管段上；在干管和较长支干管连接处的支干管上宜设置截断阀。

为了减少影响供水的范围，干管阀门一般宜设在管道连接节点的下游。

为了管线扫线和放空等要求，在注水干管末端或截断阀的一侧或两侧应设置扫线、放空阀。

二 注水管道的工艺计算

（一） 水管道直径计算

35

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注水管道直径应满足管道在控制合理的沿程压降损失下，输送所要求的注入水量。 已知注水流量，设定流速后，注水管道的直径按式（1-5）计算：

d=

式中:

4Q

…………………………………………1-5

3600πV

Q—注水流量，m3/h，按式（1）、式（2）计算； V—注水流速，m/s； d—注水管道内径，m。

实际计算中，注水流量为该管道所辖井注入量之和，并加上因洗井而增大的水量。注水流速则由设计人员选定，一般为1～2.5 m/s。流速太小，将使管径过大，基建投资亦过大，而且易引起水质恶化，其优点是耗费动力的运行费较小；流速过大，其效果与流速过小的影响相反。管道内流速应根据实际情况，进行技术经济综合比较，选择最佳流速，同时还应考虑管道水力条件、货源及施工条件等，最终确定管道通径。

（二） 注水管道强度计算

1 注水管道壁厚计算

注水管道壁厚计算按中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T0005-1999《油田注水设计规范》中给出的计算公式计算：

δ=δ1+C1 ……………………………………………1-6

δ1=

PDw

…………………………………………1-7

2[σ]φ+P

C1=C2+C3……………………………………………1-8

C3=Eδj ………………………………………………1-9

式中:

δ——管道壁厚（mm）；

δ1——管道理论计算壁厚（mm）；

P ——管内介质设计压力（MPa）； ； Dw——管道外径（mm）

[σ]——钢材在计算温度下的许用力（MPa）。按《输送流体用无缝钢管》GB8163、

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《高压锅炉用无缝钢管》GB5310、《石油天然气工业输送钢管交货技术条件 第1部分：A级钢管》GB/T9711.1等现行国家标准选用抗拉强度σb和屈服极限σs后，分别除以表1-3中相对应的安全系数nb和ns，并取其中的最小值： φ——焊缝系数（无缝钢管φ=1；如采用焊接钢管，则φ值可根据有关规定选用）； ； C1——管道壁厚附加量（mm）C2-—腐蚀裕量附加值（mm），宜取1； C3——管道壁厚负偏差附加值（mm）； E ——按表1-4选用。

表1-3 钢管安全系数选用表

对常温下的最

材 料 低抗拉强度

σb

对常温或设计温度下的屈服

t

点σs或σs

对设计温度下的持久强度

4

（经10×10h断裂）

tσD平均值

t

σD最小值

对设计温度下

的蠕变极限（在

4

10×10h下蠕变率为1%）

碳素钢或低合金钢

nb≥3 ns≥1.6 nD≥1.5 nD≥1.25 nD≥1

注1：钢材的许用应力[σ]按各项强度数据分别除以对应的安全系数，取其中的最小值。 注2：nb——以抗拉强度σb为强度指标的安全系数。 注3：ns——以屈服极限σs为强度指标的安全系数。

注4：nD——以设计温度下的持久极限为强度指标的安全系数。

表1-4 E值选用表

钢 材 碳素钢或低合金钢

＞20

12.5

无缝钢管壁厚（mm）

≤20

E值（%）

15

式(1-6)注水管道壁厚的计算公式适用于注水压力不大于31.4MPa的情况。当注水压力为31.4～40MPa时，可参照使用。当计算壁厚大于20mm时，宜选用高强度管道钢。

表1-5为按照计算公式式（1-6）和公式使用的条件，采用油田注水管道常用的20G碳素钢钢管（GB8163-87），在不同的设计压力条件下所需要的壁厚，供参考。

表1-5 20G钢管壁厚表 (mm)

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设计压力(MPa) 10 钢管外径(mm) 18 22 27 34 42 48 57 60 76 108 114 140 159 168 194 219 245 273 2 2 2.5 2.5 3 3 3.5 3.5 4.5 5 5.5 6 7 8 8 10 11 12 13 2.5 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5 6 7 9 9 11 12 12 14 16 18 20 3 3 3.5 4 4.5 5 6 6 8 9 10 11 13 14 15 18 20 22 24 3.5 3.5 4 4.5 5.5 6 7 7 9 10 12 13 15 18 19 22 24 26 30 4 4.5 5.5 7 7 9 9 11 12 15 16 19 22 24 26 30 34 38 16 20 25 32

2 注水管道弯头的壁厚计算

由于弯头在施工、制造过程中，外壁受拉使管壁减薄，内壁受压发生变异，并产生横截扁平效应和弯曲应力影响，受力比直管复杂。在工程上可采用下列方法确定弯头壁厚：

（1） 弯管的弯曲半径R≥4.0DW（管外径）时，由于影响量不大，可采用直管壁厚的1.05～1.1倍。

（2） 弯管的弯曲半径R＜4.0DW，以及采用冲压弯头时，可按下式计算： 弯管外侧理论壁厚：

S1=

式中：

S1——弯管外壁理论壁厚，mm； P——管内介质压力，Mpa；;

[σ]——管材在计算温度下的许用应力，Mpa； R——管道弯曲半径，mm；

38

PDw⎛Dw⎞

⎜1+⎟…………………………1-10

200[σ]+P⎝4R⎠

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DW——管道外径，mm。

在使用中，管道弯头的壁厚不得小于直管壁厚。 3 注水管道封头计算

注水管道封头有平盖式封头和椭圆封头两种，为了提高强度，往往在封头上增焊加强筋，椭圆形封头只有压力较低时采用。

（1） 圆形平盖封头计算

S=D

KP[σ]

+C…………………………………………………1-11

C=C1+C2＋C3 ………………………………………………1-12

式中：

S——平盖实际厚度，mm； D——计算直径，mm；

K——结构特征系数，常取0.25； P——设计压力，MPa；

bs

[σ] ——许用应力，MPa，[σ]＝σ或[σ]＝σ，取较小者； nbns

σb——抗拉强度，MPa； nb——抗拉强度安全系数； C——平盖附加厚度，mm；

C1——钢板的负公差量，mm，当钢板厚度≤8时，取0.8mm；当钢板厚度>8时，取1mm C2-—腐蚀裕量，一般取1～2mm；

C3——封头冲压时的拉伸减薄量，mm，不冲压板C3＝0。 钢材的许用应力值，同式（1-7）。 （2） 椭圆形封头计算

S1＝

Pdd

＋C…………………………………1-13 •

400Z[σ]−P2h0

[σ]=η[σ]…………………………………………………1-14

1

[σ]d=σb20 ………………………………………………1-15

3

式中:

S1——椭圆形封头的厚度，mm； P——工作压力，MPa； d——管内径，mm； [σ]——许用应力，MPa；

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Z——开孔系数，无开孔时，Z=1-d1，d1为开孔直径，mm，取h0——封头突出部分的高度，mm，要求h0>0.2d； C——附加厚度，mm，一般取(3～4)mm；

η——修正系数，无缝钢管η=1，有缝钢管η=0.7； [σ]d——钢材额定许用应力，MPa； σb20——20℃时钢材的抗拉强度，MPa； 当

h0dd

d1d≤0.7；

>0.3时，封头壁厚按分水器壁厚计算公式进行计算。

4 注水管道开孔及其加强计算 （1） 不设加强的最大孔径计算

d=8.13D0(S−C)(1−k)………………………………………1-16

k=(230[σPD]−P)(S−C) ………………………………………………1-17

0

式中:

D0——干管内径，mm； S——干管壁厚，mm； P——工作压力，MPa； [σ] ——许用应力，MPa；

C——增加裕量，mm，微腐蚀管取2～3。 （2） 加强圈尺寸的计算

(d+2C)(σ−C)Dk=h+(σ−C)(1−ϕ)+d+2C……………………………………………1-18

式中:

Dk——加强圈外径，mm； d——支管内径，mm； δ——主管壁厚，mm； C——腐蚀裕量，mm；

φ——焊接系数，无缝主管，φ＝1，有缝主管，φ＝0.85； h——加强圈厚度，mm，一般与主管壁厚相等，h=δ。 简化计算，不考虑腐蚀裕量，则

Dk＝2d−φφ＋d…………………………………………1-19

无缝钢管，Dk≈2d。 有缝钢管主管，Dk≈1.74d。 （3） 加强圈焊接注意事项

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A 支管直径DN≥50mm的开孔均应进行加强，加强圈厚度与主管壁厚相等; B 支管直径DN<50mm，但开孔位于焊缝上或开孔中心距离焊缝小于50mm时，亦应进行加强；

d

C 支管与主管的比值D<0.5时，采用普通加强圈；

d

当D≥0.5时，开孔已呈椭圆形，应采用相应增宽的椭圆形加强圈；

D 应尽量避免在焊缝及其周围开孔； E 加强圈必须紧贴在主管与支管上； F 加强圈的材质应与主管相同。 5 注水管配件

其它注水管配件设计应符合《高压注水管路配件设计技术规定》SY/T5270。 6 架空管道的跨度与挠度计算

参见《石油地面工程设计手册》第二册有关章节。

（三） 注水管道的水力计算

1 注水管道的水头损失计算

注水管道的水头损失，包括沿程水头损失和局部水头损失，可用下式表示：

h=iL+h1 ……………………………………………1-20 h1=ξV2g ……………………………………………1-21

式中:

h——注水管道的水头损失，m； i——注水管道的水力坡度； L——注水管道的长度，m；

h1——注水管道的局部水头损失，m；

ξ——局部阻力系数，可以从有关手册中查找； V——平均局部流速，m/s； g——重力加速度，为9.81m/s2。

在站外管网中计算沿程水头损失，局部水头损失可按注水管道总水头损失的5％～10％计，总水头损失视具体情况通常控制在（50～100）m范围内。

2 注水管道的水力坡度计算 当V≥1.2m/s时

V

i=0.00107d1.3…………………………………………1-22

2

2

当V<1.2m/s时

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0.3 0.867Vi=0.000912d）………………………1-23 1.3（1＋V

2

式中:

V——管道内的平均流速，m/s； i——水力坡度； d——管道内径，m。 3 注水管网的水力计算

注水管网有枝状管网与环状管网，以枝状管网为主。注水管网的水力计算是以给定的注水量和控制的水头损失为依据，确定管网中各段的管径和起点的供水压力。

管网的水力计算可采用试算法，一般先设定各段管径，然后利用钢管水力计算表进行计算。

计算枝状管网水头损失时，应选择水头损失最大或可能最大的有代表性管段，这种管段通常是指管段长、管径较小的分支管。在被选择管道上各段的水头损失之和，不得大于总水头损失的要求。有的管网需做两条以上管道的计算，以便选择合适的管道。 管网起点的压力将等于末端的最大的供水水头、起点与终点之间的地形高差再加上管道的全部水头损失之和。可按下式计算：

H=H1+(h2-h1)+H2…………………………………………（24） H2=∑hi…………………………………………………（25）

式中:

H——起点总水头，m；

H1——最不利点所需压力水头，m；

H2-—管道总水头损失，为各管段沿程水头损失与局部阻力水头损失之和，m； h1——终点高程，m； h2-—起点高程，m；

环状管网的水力计算参见2001年建筑工业出版社出版的《给水排水设计手册》第三册“环状管网水力计算”。

4 注水管道水力计算应注意事项

（1） 注水与洗井水合一管道计算支管流量时，除最后一口井外，应采用注水量加洗井用水量。

（2） 洗井时邻井压力下降值应小于0.5MPa。 （3） 最不利一条注水管的总压力下降小于1.0MPa。

（4） 按公式计算或用水力计算表查得管内径后，应按标准管径结合实际进行修正。

三 注水管道的敷设

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（一） 注水管道的埋地敷设

除注水站内和一些特殊地段的注水管道局部采用架空敷设外，注水管道的系统管网一般都采用埋地敷设的方式。为了确保注水管线的长期安全运行，要求：

1 防腐

注水管道一般采用钢管，在有条件的地方，也可采用高压玻璃钢管。对于采用钢管的注水管道，应根据外部环境和输送介质性质的要求，采取相应的内、外防腐措施。大型管网、站间干管可做牺牲阳极保护。

2 埋深

注水管道的埋设深度，应根据当地土址冻结深度、地下水位、水温、流量、管道强度、运行状况和外部负载等因素确定。在以下情况，管道埋深应遵守下列规定：

（1） 穿越道路处管顶覆土不小于0.8m。

（2） 在穿越耕地及居民区，工业站区时，管顶覆土不小于1.0m。 （3） 在寒冷的冻土地区，管顶埋深在冻层以下0.2m。 3 管道标志桩

注水管道干管，支干管长度超过１km时，宜在起点、折点、终点，以及每隔0.5km处，设置管道标志桩。

（二） 注水管道穿越：

1 穿越公路

注水管道穿越公路时，应设置防护套管。套管外径应比穿越管外径至少大100～200mm，两端用沥青麻刀塞紧。穿越角不得小于60º

2 穿越铁路

注水管道穿越铁路，应符合国家和铁道部门的有关规定。一般可按注水管穿越铁路标准图（S461）施工。

3 穿越建（构）筑区

注水管道不得从建（构）筑物下面穿过。在穿越建（构）筑物地区时，管道距建（构）筑物净距不小于5m；小于5m时，应采取安全措施。穿越楼群或重要设施区时，管段起始端宜设置切断阀。

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第九节 注水水质

油田或油区注水用水的水质标准，应根据各油田或油区油层的具体情况而定，并经过油田或油区开发的实践验证，最后确定合适的水质标准。

我国绝大多数油田为碎屑岩油藏型油田，注水水质要求许多方面大体相近，因此可参照附录A“碎屑岩油藏注水水质推荐指标”，结合各油田特点具定本油田的注水水质标准。

根据注水水质要求，如需精细过滤时，则可在注水站或注水井口设置不同型式的精细过滤器。

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第十节 注水脱氧

目前油田采用的注水水源相当一部分是地面水和地下水，而地面水为敞开水域，水中溶解的氧为饱和状态，非冻结状态时高达10mg/L。地下水在采集输送、加氧除铁过程中，几经曝气，含氧量不断上升，地下水被送到用户时的含氧量一般也在5mg/L。

水中溶解氧的存在加速了金属管道的腐蚀，输送高含氧水的注水管道在使用10年后，往往就得更换。注水管网及注水井套管由于长期腐蚀变形，大量的腐蚀产物氧化物随注水进入油层，日积月累造成油层堵塞。

一 油田注水除氧的必要性

（一） 溶解氧对注水管道及套管的腐蚀

管道的腐蚀大体可分为三类，一是水中Cl-等离子对金属的腐蚀；二是溶解氧对金属管道的加速腐蚀；三是细菌腐蚀。注水管道、井下套管腐蚀的主要原因就是溶解氧，水中溶解氧借助其它因素在管壁上形成化学电池，造成了点蚀。根据室内试验及现场观测结果，未除氧的水对管道的腐蚀率在12μm/a左右。

（二） 溶解氧进入油层的危害

根据美国对岩心进行室内试验证实氧引起岩心渗透率的下降十分惊人。向岩心注入未除氧水，渗透率下降明显；向岩心注入除氧水，渗透率下降幅度减缓。当注入量达4000mL时，注除氧水的岩心渗透率是原始渗透率的80%，注未除氧水的岩心渗透率是原始渗透率的50%。

水中溶解氧进入油层后，在其它因素催化作用下对原油中的胶体进行缓慢的氧化，可导致油层孔隙的减小，降低原油的采收率。

（三） 氧化物对油层的危害

从水源井到注水井，直至水进入油层之前，水都和金属铁接触，而氧腐蚀所形成的氧化物最终只能进入地层。不仅金属氧化物对地层会造成堵塞而且水中铁含量还会对渗透率产生很大的影响。

（四） 细菌产物对油层的危害

溶解氧进入油层还造成细菌的大量繁殖，在细菌作用下水中的悬浮物不断增加，而悬浮物的积累也会造成油层的堵塞。依据美国各地48个点上取样分析，证实厌氧菌与需氧菌同时存在。氧为需氧菌提供生存条件，但它并无阻止厌氧菌存在的功能，相反它还间接为厌氧菌创造繁殖的条件。可以说，溶解氧直接为需氧菌服务，间接为厌氧菌服务。若除去溶解氧，两种细菌的生存繁殖都会受到抑制。玉门油田M油层，1957年开始注水，注入未除氧的地面水，水中溶氧量为10mg/L。1963-19年取心资料发现，油层水浸后岩心层

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面上有大量的暗色斑块。经北京大学、中科院兰州分院分析，暗色斑块为硫酸盐还原菌（厌氧菌），后来这种暗色斑块成了判断油层水洗的标志。所以溶解氧不能阻止厌氧菌的存在。

近几年来，全国部分油田在开展注聚合物驱油以提高采收率的试验。试验表明，水中溶解氧会氧化聚合物，使高分子的聚合物分子链变短，致使粘度变小，最终降低了驱油效果。

正是基于以上各方面的原因，对注入水进行除氧是十分必要的，为此《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》规定，油田注入清水溶氧量≤0.5mg/L，污水溶氧量≤0.05mg/L。

二 脱氧的形式

水中溶解氧的脱出方法较多，常用有化学法、加热法、蒸汽负压法、真空法等。在水量较小时可采用加热法和化学法，但对油田注水来说，大规模脱氧工程一般都采用真空法脱氧。在部分油田已开始采用较先进的超重力场脱氧工艺。

水中溶解氧的含量随着水体和外界条件而变化，水体温度越低，水体表面蒸汽压越高，氧的溶解度越大，反之就越小。

表1-6 氧气溶解常数表

温度， ℃ O2,mg/L

0 14.6

10 11.4

20 9.28

30 7.77

50 6.22

100 5.12

地面水被空气饱和，空气中的各种组分按其各自分压所对应的溶解度溶入水中。根据亨利定律可将水中溶解气体各组分的重量求出。在脱氧塔内，由于气相总压力及各组分分压同时降低，水中的气体各组分同时逸出，所逸出的量和水中剩余量决定于各组分的分压，仍遵循亨利定律。通常利用这一机理设计真空脱氧。在脱氧塔内一方面应尽量降低压力（提高真空度），另一方面设法扩大水体表面积，让水变成细小颗粒。在降低塔内压力的同时，使溶解气有更多的机会逸出。

大规模的水脱氧，真空法比多数其它方法要经济、节能、便于操作管理，脱氧效果好。 超重力法脱氧技术由于摆脱了笨重的真空系统，且建设投资和操作费用较低，正受到一些油田的青睐。但该技术也存在着由于在脱氧过程中导入了天然气，而使其火灾危险性大大提高的缺点。

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附录A 碎屑岩油藏注水水质推荐指标

A.0.1 水质基本要求

1 水质稳定，与油层水相混不产生沉淀；

2 水注入油层后，不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊；

3 水中不应携带可见悬浮物，以防堵塞注水井渗滤端面及渗流孔道； 4 对注水设施腐蚀性小；

5 当采用两种水源进行混合注水时，应首先进行室内实验，证实两种水的配伍性好，对油层无伤害才可注入；

6 评价注水水源、确定注水水质应按《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》SY/T5329-94附录A（补充件）的要求进行。 A.0.2 推荐水质主要控制指标

推荐水质主要控制指标见表A.0.1。 A.0.3 注水水质辅助性指标

包括溶解氧、硫化氢、侵蚀性二氧化碳、铁、pH值。

1 水质的主要控制指标已达到注水要求，注水又较顺利，可以不考虑辅助性指标。如果达不到要求，为查其原因可进一步检测辅助性指标。

2 水中有溶解氧时可加剧腐蚀。当腐蚀率不达标时，应首先检测溶解氧，油层采出水中溶解氧浓度最好小于0.05mg/L，不能超过0.10mg/L。清水中的溶解氧要小于0.50mg/L。

3 侵蚀性二氧化碳含量等于零时，此水稳定；大于零时，此水可溶解碳酸钙并对注水设施有腐蚀作用；小于零时，有碳酸盐沉淀出现。侵蚀性二氧化碳：-1.0mg/L4 系统中硫化物增加是细菌作用的结果。硫化物过高的水也可导致水中悬浮物增加。清水中不应含硫化物，油层采出水中硫化物浓度应小于2.0mg/L。

5 水的pH值应控制到7±0.5为宜。

6 水中含亚铁时，由于铁细菌作用可将二价铁转化为三价铁而生成氢氧化铁沉淀。当水中含硫化物（S2-）时，可生成FeS沉淀，使水中悬浮物增加。

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表A.0.1 推荐水质主要控制指标

注入层平均空气渗透率

(μm) 标准分级 悬浮固体含量 (mg/L) 悬浮物颗粒直径 控 制 指 标

SRB菌（个/mL） 铁细菌(个/mL) 腐生菌(个/mL) 注1：1注2：清水水质指标中去掉含油量。

0

<10n×10

2

2

<0.10 A1

A2

A3 <3.0

B1 <3.0

0.1～0.6

B2 <4.0

B3 <5.0

C1

>0.6 C2

C3

<1.0 <2.0<5.0 <7.0 <10.0

中值(μm) 含油量(mg/L) 平均腐蚀率 (mm/a)

<1.0 <1.5<5.0 <6.0

<2.0<8.0

<2.0<2.5<3.0<3.0 <3.5 <4.0

<30

<8.0<10.0<15.0<15.0 <20

<0.076

A1，B1，C1级：试片各面都无点腐蚀；

点 腐 蚀

A2，B2，C2级：试片有轻微点蚀； A3，B3，C3级：试片有明显点蚀 <25

0

<10n×10n×10

3

<250 <0 n×10n×10

4

<25

n×10

234

A.0.4 标准分级及使用说明

1 从油层的地质条件出发，将水质指标按渗透率小于0.1μm2，0.1～0.6μm2，大于0.6

μm分为三类。由于目前水处理站的工艺条件和技术水平有差异，对标准的实施有困难，所以又将每类标准分3级要求。

2

2 新建的注水处理站和新投入注水开发的油藏，其注水水质应根据油层的渗透率要求分别执行一级（A1，B1，C1）标准。

3 对实际处理能力已超过原设计处理能力及建站时间较长需要改造的水处理站，根据所注油层渗透率可暂时执行相应的2级或3级标准。

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第二章 注气

第一节 凝析油气田

一 凝析油气田概念

（一）凝析油气藏的定义及特点

凡储层中原油和自由气共存于一个水动力系统的油气储集称为油气藏。一般把有效含油体积大于有效含气体积的油气藏叫气顶油藏。反之，则称为气藏。以油环形式存在的气油藏又称为带油环的气藏。如果含气部分为凝析气即：重烃在地层高压条件下处于气相和密相，则又分别称为凝析油气藏和凝析气油藏，一般称为凝析油气藏。

与纯油藏相比，凝析油气藏有以下几个特点：

1 在储层统一水动力系统中，密切相关的油气或油气水三种流体共存； 2 在原始状态下，油气水按重力分层，相互之间存在油气和油水两个界面； 3 在原始状态下，油气界面处的原油饱和压力和天然气的露点压力与该界面处的地层压力一致，油区属于饱和油藏；

4 储层中的天然驱动能量，除一般油藏所具有的溶解气驱、边（底）水驱、重力驱及岩石弹性能量外，天然气气顶驱动是其独有的特点。因此，在凝析油气藏开发过程中应充分考虑利用这一天然能量，提高原油采收率；

5 大部分深层油气藏都属于凝析油气藏，含气区气一般都是富气或凝析气，其中珍贵的轻质凝析油含量丰富，每立方米天然气中少则几十克，多则上千克；

6 凝析油气藏的地层压力一般都比较高，天然气均处于饱和状态，在气藏开发过程中，如果压力降低到一定程度，会发生反凝析现象，重烃分子从气相中析出变成液相。这样就降低了凝析油气田的轻质油采收率。

（二） 凝析油气藏流体性质、类型及相态特征

1 凝析油气藏流体性质

典型的凝析油气藏流体组分与黑油是不同的，如表2-1所描述的那样。

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表2-1 黑油与凝析油气藏流体组分对比表

流体 组分 C1C2C3C4C5C6C7N2CO2 +典型黑油 mol % 48.83 2.75 1.93 1.60 1.15 1.59 42.15 / / 100.00

典型凝析气 mol % 87.07 4.39 2.29 1.74 0.83 0.60 3.80 / / 100.00 由上表看出，典型黑油的甲烷含量较低，典型凝析气的甲烷含量较高，而凝析气中的C2～C6组分大大高于黑油，黑油中的C+7组分却远远高于凝析气的。

2 凝析油气田流体相态类型和特征 （1） 相态类型

在压力—温度图（图2-1）中，根据储层温度、临界点和最大凝析压力之间的相对位置可判断出不同类型的烃类系统。从等温降压凝析液含量曲线形状（见图2-2）也明显地看出不同油气藏类型的相态特性。

（2） 黑油

储层温度低于临界温度，并远离临界点温度，如图2-1中AB线和图2-2中曲线1所示，该曲线接近于直线，这是普通黑油的相态特点。

（3） 挥发性原油

储层温度接近于临界点，但低于临界温度，如图2-1中DE线和图2-2中曲线2所示，由于液体在泡点以下具有高收缩的特点，所以曲线2的斜率最初很大，到一定压力时则变

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得比较平缓。

（4） 高含量的凝析气藏

储层温度接近于临界温度，并高于临界温度，如图2-l中FG线和图2-2中曲线3所示，当压力下降至露点时，反凝析液体体积逐渐增多，到最大凝析压力之后，进入正常蒸发区，即液体体积逐渐收缩。因为凝析液含量高，所以从上露点到最大凝析压力这个区间，该曲线的斜率很陡。

（5） 低含量的凝析气藏

储层温度介于临界温度和最大凝析温度之间，并远高于临界温度。如图2-1中I J线和图2-2中曲线4所示，当压力降至上露点压力后，液体体积开始缓慢增加，到最大凝析压力之后，进入正常蒸发区时，液体体积逐渐收缩。其主要原因是因为凝析液含量较低，使液体体积曲线远远低于高含量时的曲线。

各种油气藏类型与油气比存在的一般关系如下：

黑油油气比 0～350m3/ m3挥发性原油油气比 350～530 m3/ m3凝析气液系统油气比 530～26700 m3/ m3

（三） 凝析油气藏开发的复杂性

凝析油气藏是油气藏开发中比较复杂的一类，其复杂性有以下几点： 1 由于油气间流体水动力学的作用，油气界面的移动难以控制；

2 在开发过程中，由于地层压力下降引起凝析气的相态变化，从而使地层流体的组分、物理性质和饱和度等不断发生变化；

3 由于凝析油气藏的压力都很高，因而对钻井设备、井口装置、地面油气分离器、加工以及高压注气系统的矿场建设和工艺技术等要求很高，非常复杂，不可能完全机械地借用油藏和气藏的开发方式。因此，选择凝析油气藏的合理开发方法和开发系统时，必须考虑气、凝析油储量及其可能的损失，必须考虑有关地层流体储集及其物理化学特性的矿场地质特征；

4 要论证确保气、凝析油的较高采收率，而且要保证有较高的经济效益，还应考虑经济区域的特点，国民经济对乙烷、丙烷、丁烷、轻质油、天然气及其综合利用产品的要求，以及同时开采带有油环凝析气田原油、凝析油和天然气的可能性。

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图2-1 压力—温度图

A B——黑油等温降压曲线 D E——挥发油等温降压曲线 F G——高含量凝析气藏等温降压曲线 I J——低含量凝析气藏等温降压曲线

液 体 体 积 百 分 比 %

80 70 60 50 40 30 20 10

图2-2 等温降压凝析液含量曲线

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二 凝析油气田开发方法

（一） 先以衰竭方式开发凝析气，油区暂不开发

采用这种开发方式，一般是由于国民经济对天然气迫切需求或者由于含油区暂时未被发现，因而首先开发了凝析气区。

采用这种开发方式，正如前面所述，当凝析气层压力降至露点以下时，大量凝析液便从气中反凝析出来，因此造成了贵重的凝析油在地层中的最大损失，这是最不合理的开发方式。其唯一的优点是能很快保证国民经济对天然气的需要，投资最少。

这种开发方式只有在非常特殊的情况下，如国民经济迫切需要天然气，而原油和凝析油储量不大时才被使用。

（二） 凝析油区和凝析气区同时以衰竭方式开发

这种开发方式的特点是凝析油区和凝析气区均衡衰竭，按比例采油采气，有可能及时搞清油环情况。在开发过程中不允许产生从凝析油区到凝析气区的压力差及防止原油侵入凝析气区是很重要的开发条件。但如果一定的采气速度，使凝析气区到凝析油区产生压力差，可能会使原油采收率有一定的改善。

由于不保持地层压力，凝析油区和凝析气区迅速衰竭。凝析油区的衰竭不仅由于采油，而且还由于采气，因而采气对原油采收率引起了不良的后果。这种开发方式也像第一种开发方式那样，凝析油损失也是很大的。另一方面，由于凝析油区投入工业开采时，地下仍保持原始地层压力，所以原油损失相对来说要少些。

采用这种开发方式，由于凝析气区的反凝析作用，凝析油在地下损失很大，原油采收率也不高，油井自喷时间不长和生产能力迅速下降，凝析气区地层压力下降也很快，因此开发后期必须加压输送天然气。

这种开发方式的优点是可以在投资少的情况下同时开采原油、凝析油和天然气，适应国民经济需求。

由于原油和凝析油采收率低，这种开发方式很少被采用。只有在原油和凝析油储量小，国民经济迫切需要天然气时才被推荐采用。

（三） 主要原油储量未采出之前，凝析气区封存

采用这种开发方式，是利用凝析气区气体弹性膨胀驱替凝析油区原油进行开发，在开发过程中，由于采油使地层压力下降，形成凝析油区到凝析气区的一定压力差，造成湿气驱油和保持凝析油区压力，因而提高原油采收率。这就是这种开发方式所具有的决定性效

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果。

采用这种开发方式的缺点是：天然气和凝析油工业储量在原油开采期必须封存；由于凝析气区压力随着油藏开采而下降，因而地层中出现反凝析现象，凝析气未开采之前，一部分凝析油就损失在地层中。

（四） 在采出主要原油储量之前，凝析气区暂时封存，并实行人工保持地层压力

在凝析气区实行人工保持地层压力，目的在于消除地层中过早出现反凝析损失。人工保持地层压力的方法是采取向储层顶部注入干气或地层注水。这种开发方式与第三种开发方式一样，也是保持凝析气区到凝析油区有一定压力差。这种开发方式比第三种开发方式得到更高的原油采收率，排除了凝析气区开发之前的反凝析损失，油井也可以处于长期连续自喷生产。

这种开发方式的缺点是：凝析气和凝析油储量要封存许多年，注气保持压力还需要更多的投资。

（五） 凝析油区开发的同时，凝析气区实行循环注气

这种开发方式是实行凝析油区采油、凝析气区采凝析油，干气用于回注驱替湿气和保持地层压力。循环注气过程的延续时间，以采出主要凝析油和原油储量为止。由于采出的凝析气经过地面工程设施分离后，干气又回注到凝析气区，尽管采出了原油和凝析油，油气藏衰竭速度还是很缓慢的。在凝析气储量很大的情况下，直到主要原油和凝析油采出时，这种衰竭也是很小的，因而大大提高了原油和凝析油的采收率。在采出原油和凝析油可采储量后，地层中的气就可象纯气田一样进行开发。

这种开发方式对原油和凝析油储量大、气中凝析油含量高的凝析油气藏是很现实的和合理的。提高原油和凝析油的采收率所带来的经济效益超过了长期封存凝析气储量所带来的经济损失。

采用这种开发方式的缺点是干气工业储量长期不能利用，而且向地层回注干气必须要增加投资和大量设备。

（六） 在油气界面实行屏障注水，同时开发凝析油区和凝析气区

采用这种方法，首先是将注水井沿油气界面布在凝析气区一侧，沿油气界面注水，造成水屏障，使凝析油区和凝析气区隔开，从而可以同时开发凝析油区和凝析气区。

在油环很宽和油水界面很少移动的情况下，采用这种开发方式比较合理。在这种开发

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方式下，地层中反凝析损失最少，并能保证获得很高的原油采收率。

在开发过程中，注水可以同时保持凝析油区和凝析气区的压力水平，还可阻止原油侵入凝析气区，实行水驱油。此外，还可以实行同时开采原油、凝析油和天然气，避免了长期封存气体，满足国民经济对天然气的需要。

这种开发方式还有一个很大的优点，由于屏障注水使凝析油区和凝析气区分开，当凝析油区开发时间推迟的情况下，不会导致凝析油在地层中损失。

这种开发方式的主要缺点是，注入的水在凝析气区会造成一部分凝析气被封闭，因而使一部分气和凝析油损失在地层中。在很多情况下，损失量可达到30%原始凝析气储量。此外，采用这种开发方式要钻大量的注水井，因而也大大增加与此有关的开发投资。

（七） 注氮保持凝析气区地层压力，同时开发原油、凝析油和天然气

这是美国近期发展的一种开发方式。由于对天然气的迫切需要，随着制氮、脱氮、气体加工工艺技术的发展，以及成本的降低，使得向凝析气层顶部注入大量氮气驱替凝析气，进而保持地层压力成为可能。

实行这种开发方式可以同时开采原油、凝析油和天然气，避免了循环注气方式长期封存天然气的缺点。由于氮气从空气中获取，所以可在任何地方实行这种方式。氮气是惰性气体，利用氮气不会造成环境污染和腐蚀设备。注氮可同时提高原油、凝析油和天然气的采收率。

采用这种方法的主要缺点是：需要建设高压注气站、制氮厂和脱氮处理厂等。要增加大量的投资，工艺技术也很复杂，其油气藏产品成本比其它开发方式都高。

（八） 控制让原油侵入凝析气区条件下进行凝析油气藏开发

让原油侵入凝析气区条件下进行开发的方式，其必要条件是凝析气区不仅有凝析气和束缚水，而且还有大量的束缚油存在。在此情况下，原油侵入凝析气区时，不会发生因润湿干含气砂所造成的原油损失。考虑这一新特点，创造使原油侵入凝析气区的条件，就可以同时开发原油、凝析油和天然气。为了适应国民经济的需要，允许高速开采凝析气。

原油侵入凝析气区后，液相逐渐饱和孔隙空间。同时，地层压力下降所出现的反凝析液更促进了这种饱和作用，还降低了原油粘度，提高原油在地层条件下的运动性能。 采用这种方法的主要优点如下：

1 可以同时开采原油、凝析油和天然气； 2 可以提前以衰竭方式高速开发凝析气区；

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3 减少一部分原油、凝析油和天然气损失； 4 大大节省了投资。

适合于这种开发方式的凝析油气藏条件是：油区和凝析气区大小比例合适（约1：1时较好）；气区孔隙中存在大量的束缚油（约占20%孔隙体积）；储层岩性较均一，渗透率高、油质轻、粘度低也是用这种方法好的一面。

（九） 油气界面布生产井，实行油气同产，以采油为主的开发方式

这种开发方式主要适用于薄层有油环的油气藏。原油和凝析油从油气界面处产出，因而同时开采原油、凝析油和天然气。这种情况下，油气界面位置上下摆动自动调节，可以达到按实际比例降低两个区的地层压力。这就是这种开发方式的重要特点。

这种开发方式的主要优点是：除达到油气界面不移动能同时开采原油、凝析油和天然气，确保最长的井的自喷时间外，能取得单井最高原油累积量，保持主要原油储量的地层能量，保证十分满意的原油采收率（对薄油环而言），以及大大节省开发投资等。 在下列情况下，这种开采方式的应用受到：

1 油环范围很大；

2 地层气中凝析油含量很高；

3 储层渗透性很低和油气藏部分有断层破坏。

这种方法的缺点是必须从凝析气区采气和地层中反凝析损失。

综上所述，采用哪种凝析油气藏开发方法，主要应根据最优化的技术经济指标预测结果和国民经济对油气资源的需求来确定。此外，特别要牢记，凝析油气藏是一个很宝贵的资源财富，无论采用哪种方法开采，都要尽可能提高采收率。

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第二节 气举采油概述

一 气举采油的概念

气举采油是利用人工举升方法，把压缩气体注入底部，与地层产液混合，气体在液体中膨胀，降低液体的密度和中液柱重量，使内的流动压力梯度下降，从而降低井底流动压力，建立起将液体举升到地面的生产压差（如图2-3）。气举采油是最接近自喷采油的一种人工举升方法。

自喷采油时，油流在上升的过程中，液柱压力越来越低，油流中的溶解气不断膨胀，降低液体密度，从而降低井底流动压力，增大油层和井底的生产压差，使油井自喷（如图2-3（a）），气举采油的实质与自喷生产相同，只不过是通过人工方法，把压缩气体注入中，从而降低井底流动压力，使油井获得足够的生产压差而继续生产。

气举所用的气体可以是氮气或天然气。一般来说氮气成本高，所以气举采油中常用天然气作为气源。

常规气举采油系统都是设计成气体可重复循环使用的气举流程，将从生产分离举出来的低压气（加上补充的外来气源）进行压缩，并重新注入油井以举升井中的液体，这就是闭式循环气举采油系统，其简要流程如图2-3（b）所示。

二 气举采油的优缺点

气举采油是一种最能充分利用油藏中天然能量的人工举升方法。它具有以下特点：

（一） 灵活性

气举采油可以适应的产量变化范围非常宽广。根据南海油田连续气举采油的经验，利用同一生产管柱可以适应的产量从95m3/d（600bbl/d）到1590m3/d（10000bbl/d），这样大的产量变化范围，这是其它人工举升方法无法达到的。这一点特别适应于海上油田生产，因为海上油田的探井少，对油藏认识浅，当实际油藏动态与预测相差较远时，其它人工举升方法无法进行，而需要起柱，重新设计。而气举采油却可以通过调节注气阀深度、注气量、注气压力来适应不同产量的要求，而不需起柱。

（二） 作业费低

气举采油完井管柱在完井时下入井中。当油井产量下降时可以利用钢丝绳作业更换气举阀，继续进行气举采油。随着含水上升，地层压力下降，通过加深注气阀的深度和提高注气量来增加油井产量。这种作业不需起管柱，不需要增加井下设备，费用低，整个作业

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费大大低于常规起柱作业。根据南海油田经验，如果设计合理，同一生产管柱可以适应于油田的整个开发期而不需要起柱。

图2-3 气举采油系统

（三） 适应性

气举采油可以适应于大角度斜井、狗腿角大的井、出砂井、高气油比油井、结蜡结垢井。

1 气源：气举采油必须要有足够气量以支撑整个生产过程。油田本身必须具备最低限量的溶解气（至少等于正常气举所需气量的10％）才能启动气举采油。否则不可以采

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用气举采油。

2 井底流压：气举采油必须具有一定的井底流压，不能象其他人工举升方法一样达到最低井底流压。对于低压井可能不适应。

3 开采稠油和乳化液的油井不适应于气举采油。

三 气举采油的类型

气举采油主要分为连续气举和间歇气举，此外还有腔式气举和柱塞气举，其实后两种气举方式是间歇气举的特殊形式或者延伸。

（一） 连续气举

连续气举顾名思义是连续不断往井下注气，使油井持续稳定生产。连续气举是通过注入气体与井中的液体混合，气体不断膨胀以降低液体密度，从而使油井连续稳定生产。连续气举可以是环空注气，出油；也可以反过来，注气，环空出油。后面这种方法只适应产量很高、利用生产无法满足产量要求的情况。连续气举生产管柱可以是开式（没有封隔器）、半开式和闭式（底部带固定单流阀）（如图2-4）。由于开式液压不稳定，容易出砂，气举效率低，较少采用。

连续气举适应产能较高的油井，产量可以适应16m3/d（100bbl/d）到11924 m3/d（75000bbl/d）的范围。连续气举由于气体与液体充分混合，气体膨胀，充分利用自身的能量，气举效率高。连续气举由于连续稳定注气，井底流压稳定，油井不容易出砂，不易结蜡，而且对地面设备损害小，地面处理设施液面波动小，容易控制。连续气举的缺点是井底流压高，而且不适于低产油井。

连续气举有好几级气举阀，上面的阀门称为排液阀，它的作用是把环空和的完井液排出，然后阀门处于关闭状态。只有底部一级阀门是注气工作阀，它在连续气举中，处于打开状态，注入气从这级阀门进入油流中。

当气体从环空注入时，所有气举阀打开，环空液体从每一级气举阀进入，当第一级气举阀露出液面，气体进入第一级气举阀，产能增大。当液面往下推，第二级气举阀露出液面，气体同时进入第一第二级气举阀，环空压力下降，这时第一级气举阀关闭。随着液面往下移，直到气体从注气工作阀进入。只有底部工作阀打开注气，其它阀门都处于关闭状态，才算完成连续气举从排液到稳定生产的全过程（如图2-5）。

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图2-4 气举采油类型

图2-5 连续气举的排液过程

（二） 间歇气举

间歇气举是间断地把气体注入油井中，通过气举阀进人，把气举阀上面的液柱段举升到地面。间歇气举可以是半开式或闭式（有封隔器和单流阀如图2-4），一般采用闭

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式作为间歇气举。间歇气举由于具有单流阀可以达到很低的井底流压，一般适应于低压低产井，产量从0.16 m3/d（1bbl/d）到80 m3/d（500bbl/d），气举范围比较灵活。

间歇气举由于时开时关，井底压力不稳定，油层容易出砂，同时地面处理设施液面波动大，操作控制难，间歇气举的效率也低。

大部分间歇气举装置在注气管线上装有地面控制阀及其周期—时间控制器，它用于控制注气的时间和关闭时间。在间歇气举中，井下有好几级气举阀，上面的气举阀称为排液阀，只有底部一级是注气工作阀。间歇气举的排液过程与连续气举相似，开始时所有气举阀打开，然后逐步关闭每级气举阀，直到打开底部注气阀，如图2-6。当底部气举阀上面液柱段升到地面时，地面控制阀关闭，环空压力下降，注气阀也就关闭。如果控制阀每次关闭时间短，的液柱低，油井的排液过程就与图2-6不同，上面所有气举阀关闭，只有最下面阀门注气工作，气体直接从注气阀进入把液柱举到地面，地面控制阀关闭。当地面控制阀关闭后，环空压力下降，最后气举工作阀也关闭（如图2-7）。当正常间歇气举时，只有最下面工作阀打开和关闭，其它阀门都处于关闭状态。

间歇气举的产量和举升次数有关，一般来说305m（1000ft）举升高度需要三分钟，所以开井时间为

井深(ft)

间歇气举阀是要求能瞬间把阀门开到最大，以便快速注气，×3min。

1000ft

通常采用自动阀。

（三） 腔式气举

腔式气举是一种特殊的间歇气举，主要应用于低产能井，它有两种安装方法（如图2-8）都是在下面形成一个集液腔包，以便有足够的液柱。它的排液和举升与间歇气举相似。不同的是当气举工作阀打开时，气体把环空（腔包）的液体往下推，由于下面有单流阀，迫使液体进入，气体把这段液柱举升到地面。这时地面控制阀关闭，工作阀也关闭。环空（腔包）通过泄压孔与压力平衡，防止气锁，这样腔包压力下降，单流阀打开，底层液体进入腔包。该过程不断循环进行腔式间歇气举。

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图2-6 间歇气举的排液过程

图2-7 间歇气举的过程

在腔式气举管柱中，必须有腔包和泄压孔。泄压孔可以是单流注阀，也可以是直径3.2mm（1/8in）的小孔，单流阀在套压大于油压0.34MPa（50psi）至0.69MPa（100psi）时打开。腔包体积不能太大，否则无法将液体举升到地面。

通常要求如下：

1 举升液柱压头＜60％气举压力—井口压力； 2 腔包体积＜举升油柱的体积。

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图2-8 腔式气举的安装方法

（四） 柱塞气举

柱塞气举就是在举升的气体和液柱之间增加一个固体柱塞，防止液柱滑脱，以提高举升的效率，如图2-9所示。柱塞气举也是一种间歇气举方式，适用于井底流压低，相对于需要气举的深度而可利用的注气压力太小的油井。柱塞气举还有一个优点，可起清蜡作用。

柱塞气举把气体注入环空中，通过气举阀注入到柱塞下面，把柱塞上面的液柱举到地面。当柱塞到达地面并与防喷器顶针相撞时，柱塞中间的阀门打开，柱塞上下压力平衡，由于重力作用，柱塞落到下面。当柱塞落到下面与单流阀上面的弹簧相撞，柱塞中间的阀门关闭，把柱塞上面的液体隔住，重复这个过程，不断把液柱举到地面。在柱塞举升中，不能采用偏心工作筒内以防止液柱在工作筒滑落。柱塞气举不适用于井斜过大和出砂较多的油井。

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图2-9 柱塞气举的方法

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参考文献

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