精细调整（精选3篇）
精细调整 篇1
我国氟化工产业自20世纪90年代以来一直保持着强劲的发展势头, 既培育了东岳、巨化、三爱富等营业额过百亿元的氟化工巨头, 也扶植了千余家中小氟化工企业。然而, 也有专家指出, 氟化工产业看似繁荣, 实际上泡沫很多。事实也印证了专家观点, 去年暴发的全球金融危机, 业界已清醒地认识到国内氟化工存在的产业结构问题。
据近日召开的2009国际氟硅精细化工产业发展高峰论坛上获悉, 去年至今年上半年, 国内氟化工企业的经济效益明显下滑, 其主要产品萤石、氢氟酸、氟化铝的价格一路走跌。相反, 国际氟化工企业如巴斯夫、大金等一如既往地加大氟树脂、氟涂料、氟橡胶等研发和生产, 规模、效益同步良性发展。
国内外氟化工企业的不同境况反映出中国氟化工产业存在的问题:企业过于集中在产业链的上游, 低端产品生产能力过剩, 高附加值产品严重欠缺, 产业结构明显不合理。为此, 与会专家指出, 中国氟化工产业的结构调整势在必行。
中国氟硅有机材料工业协会专家委员会主任黄澄华指出, 精细化是中国氟化工产业结构调整的方向。他说, 通过产品的精细化, 也就是通过对产品的深加工, 可以提高氟化工产品的附加值和使用价值。
从氟化工产业链来看, 随着产品加工深度的增加, 产品的附加值就成几何级数增长。如产业链上游的萤石, 其价格只有数百元一吨;无水氢氟酸的价格为数千元一吨;F22的吨价在万元左右;聚四氟乙烯的吨价为数万元;位于产业链下游的氟橡胶, 其价格则要十几万元一吨;含氟精细化工产品的价格更是达到了百万元一吨。可见, 氟化工产业的价值重心在中下游。
黄澄华还分析了各类氟化工产品的前景。他说, 氟氯烷已经进入衰退期, 其替代品将因此而获得广阔的市场;氟树脂进入了成熟期, 其主要产品聚四氟乙烯的市场竞争将加剧;氟橡胶进入了增长期, 随着我国汽车产业的发展, 市场对氟橡胶的需求将明显增长;氟涂料将随着建筑和化工产业的增长而增长;含氟精细化学品的发展空间则最为广阔。
但是目前, 我国仅在靠近原材料的低端产品方面具有一定的竞争力。除全氯氟代烷、氯氟代烷和聚四氟乙烯已经形成了一定的规模之外, 其他氟聚合物能够实现产业化的品种十分有限。
除了新型氟材料, 最适合中国氟化工企业的当属含氟有机中间体和精细氟产品。目前国内氟化工精细领域发展得比较好的有含氟芳香族中间体 (应用于含氟医药和农药) , 含氟液晶、三氟化氮 (应用于电子材料) , 无机氟化工产品如三氟化硼及相关络合物 (应用于医药和树脂) 等等。但是从全局来看, 我国精细氟化工产品的开发无论是数量还是质量都还远远不够。
为此, 与会者达成共识, 引导、培育、建设一批新型氟材料、含氟有机中间体、精细氟产品的研发、生产、服务企业, 当是中国氟化工产业结构调整的方向。
精细调整 篇2
1.1 地质概况
卫229块位于卫城油田中部, 是由卫2和卫35断层遮挡而成的断块油藏, 断块内部又有多条次一级小断层, 将卫229块分割成多个小块, 断块内地层走向为北东向, 倾向东南, 地层倾角5°-20°。含油面积0.6km2, 地质储量64×104t, 可采储量22×104t。
1.2 开发历程及现状
1.2.1 开发历程
(1) 建产稳产阶段 (1991.6-1996.6) 。
1991年6月全面投入开发, 初期部署油井5口, 当年累积产油1.14×104t。1992年3月, 区块进入注水开发, 能量得到补充, 年产油量上升, 随着区块井网进一步调整、加密, 区块产量保持了相对稳定。
(2) 产量递减阶段 (1996.7-1999.5) 。
由于受井况恶化的影响, 区块地层能量下降, 产量下降, 开发效果恶化。重点水井229-4、229-6出现事故, 油井N229-6高含水关井等原因, 产油量由1996年的1.48×104t下降到1997年的1.0×104t, 年降产4800t。
(3) 更新调整阶段 (1999.6-2002.12) 。
这一阶段通过对区块内重点事故井进行侧钻2口井 (CC229-4、C3-7) , 更新2口井 (N2-41、N2-40) , 在剩余油富集区部署调整井2口 (229-9、229-10) , 提高了区块储量的控制程度, 改善了区块的开发效果。区块年产油由0.91×104t上升到1.43×104t, 自然递减由23.46%减缓到-26.23%, 呈现了较好的开发形势。
(4) 井况损坏, 产量下降阶段 (2003.1-目前) 。
进入2003年因井况恶化, 卫18-20、卫229-10相继关井, 区块含水居高不下, 产量递减到1.185×104t。2007年由于新增油井事故, 新卫2-41、卫侧18-20因套破高含水关井, 区块产能递减至0.6145×104t。2014年新增油井事故2口 (WCC2-42、W229-3) , 影响区块产能降至0.5337×104t。
1.2.2 开发现状
截至2014年12月, 卫229块共建成油水井16口, 其中油井10口, 开井9口, 日产液128吨, 日产油16.8吨, 累计产油20.866×104吨;水井5口, 开井4口, 日注水量116.4m3, 月注采比0.87, 累计注采比1.5。采油速度0.84%, 地质采出程度30.52%, 自然递减10.09%, 综合递减-12.86%。
2 存在问题
2.1 井况事故严重, 注采井网不完善
卫229块自1991年投入开发以来, 因井况损坏关井4口, 其中油井2口, 水井2口;经调整治理后, 目前已更新侧钻的有2口 (卫侧侧229-4、卫229-侧7) ;目前仍有2口关井, 其中油井1口 (卫49-5) , 水井1口 (卫2-40) , 导致局部注采井网不完善, 减少水驱控制储量0.9×104t, 减少水驱动用储量0.5×104t;损失可采储量0.3×104t。2014年新增事故井2口 (卫229-3、卫侧2-42套破) , 影响日减油3.1吨。
2.2 因局部构造复杂, 无法完善注采井网
卫229块受地质构造影响, 区块沙三上层位构造形态各不同, 并且被内部次一级断层复杂化, 构造相对复杂;主要表现在卫229-1井区和新卫2-40井区, 因构造复杂、区块小无法注采完善。
2.3 层间上主要受层间非均质和生产层段单一影响, 油井见效见水快
229块分层动用差异大, 根据2010年吸水剖面统计显示:不吸水层占64.3%。强吸水层导致对应油井含水上升快, 而不吸或微吸水层动用相对较差。例如卫229-9井多次测剖显示二下4, 2337.0-2389.2米, 13.1米/10层, 不吸水。其次229块油水井生产层段单一, 未分层系开发, 导致油井见效见水快。
3 开发潜力分析
3.1 注水量与地层能量保持状况分析
与2013.12相比, 日注水平增加21m3, 统计年注水量由7.1224×104m3上升至7.658×104m3, 上升0.5356×104m3, 月注采比0.87, 累积注采比1.5, 地层能量略有上升, 分析主要原因是2014年转注两口井 (卫229-3, 新卫3-7) , 日增注水量130m3/d, 导致对应油井能量上升;统计有2口井 (卫侧侧229-4、卫229-8) , 平均动液面上升282m;
卫229块日注水量增加, 地层压力略有上升, 动液面受注水增加影响有所上升, 保证区块的能层能量。
3.2 吸水状况分析
近三年的吸水剖面统计表中可以看出, 不吸水层数呈下降趋势, 由2011年66.1%降到了50%, 下降了个16.1百分点;相对吸水<5m3/d的弱吸水层吸水厚度百分比由85.8%下降到69.0%;相对吸水5-15m3/m/d的层吸水厚度由14.2%上升到31%, 上升16.8个百分点;相对吸水≥15m3/m/d的强吸水层的吸水厚度均为0。从以上资料可以看出, 薄差层的注水未得到加强, 但吸水强度大的层注水量得到有效控制, 不吸水层厚度百分比较2013年有所减少, 表明吸水状况有所改善。
3.3 注采井网状况及适应性分析
截至2014年12月, 卫229块开井注采井数比为1:1.6, 井网控制状况较好, 井网控制率达75%, 其中单向受控井2口, 占25%, 双向受控井4口, 占50%, 不受控井2口, 占25%。从分层的受控状况统计可以看出, 三上1受控较差, 注采井网局部有待完善;三上3受控率为0, 须进一步完善井网。
3.4 水驱控制储量、水驱动用储量分析
2014年以来, 区块实施完善井网措施 (转注) 2井次, 增加水驱控制储量1.6×104t, 水驱动用储量1.0×104t;因回采一口井, 减少水驱控制储量0.5×104t, 水驱动用储量0.3×104t;截至2014年12月, 区块水驱控制储量62.1×104t, 水驱控制程度97%, 水驱动用储量46.9×104t, 水驱动用程度73.3%;这表明随着注采井网的不断完善, 区块水驱控制和水驱动用储量是逐渐增加的。
4 治理思路和对策
4.1 治理思路
在油藏构造及储层精细研究的基础上, 精细井组治理, 平面上恢复局部采油井点, 加强潜力层动用, 层间上强化科学调配, 减少层间干扰, 启动差吸水层。均衡注水、均衡采油, 降低区块递减, 改善区块开发效果。
4.2 治理对策
一是通过大修换井底, 完善局部注采井网, 2014年实施大修侧钻1井次;
二是通过水井补孔、重分、细分等手段, 进一步完善注采系统、改善吸水剖面, 降低无效注水量, 加强分层动用, 2014年实施水井措施3井次, 其中转注1井次、补孔1井次、分注1井次;
三是油井主要是通过堵水、回采、大修等手段来加强分层动用;
四是在注采井网完善区, 对见效及供液充足区及时提液, 提高单井产能。
4.3 工作量实施情况
本着早部署、早实施、早见效的原则, 2014年层间精细调整工作累计实施调整井组5个, 实施油水井措施工作量6井次, 其中注水井工作量3井次, 对应油井配套实施工作量3井次。其中已见效井组4个, 对应油井初期实际日增油能力7t, 累增油1856t。
5 典型井组效果分析
5.1 复杂断块油藏精细层间注采调整, 井籍转换保持井组高产稳产
结合井组的剩余油认识和存在的问题, 有针对性的提出井籍转换, 一是将套漏油井转注, 增加新的注水方向;二是通过对低效水井实施打塞回采, 实现了精细层间注采调整, 保持井组高产稳产。
油井卫229-3转注, 卫202打塞回采
油井卫229-3原生产沙二下2-4, 由于套破, 日产液55.5t, 日产油0.4t, 含水99.2%, 研究分析认为其三上3与卫203对应弹性开采, 2014年4月补孔转注卫229-3的三上3, 卫203于2014年10月见效, 日增液10t, 日增油1t。与卫229-3对应的水井卫202打塞回采, 日产液8.8t, 日产油4.8t, 含水46%。井组累计增油948t。
5.2 复杂带单砂体一对一精细注采调整
卫侧3-7打塞补孔重分实施针对性注水。
水井卫侧3-7的二下3的26和27号小层与油井卫侧侧229-4好层对应, 没有形成注采对应, 研究分析认为剩余油富集, 2013.8对卫侧3-7打塞补孔重分单注, 卫侧侧229-4于2014年10月见效, 日增油3t, 累增油580t。
6 技术指标、经济效益分析
(1) 注采比更加合理, 保持了区块能量, 水驱控制和动用储量不断增长。
区块月注采比0.87, 增加受控方向4个, 增加水驱控制储量1.1×104t, 增加水驱控制储量0.7×104t。
(2) 地层能量稳升:与2013年相比地层能量稳中有升, 相同井号动液面由1369m上升到1323m, 地层压力稳定到26.3MPa。
(3) 含水得到明显控制。相比2013年12月综合含水由91.1%下降到86.9%, 下降4.2个百分点, 含水上升率为-5.06个百分点。
(4) 产油量上升。
日产油量由2013年12月的13t上升到16t, 上升了3t, 年累产油增加504t, 采油速度上升0.08个百分点。
(5) 区块递减减缓。综合递减-12.86%, 自然递减10.09%, 同比分别减缓17.93和0.56个百分点。
7 认识与体会
(1) 开展油藏构造与储层精细研究, 是深化油藏认识的基础。
(2) 实施精细调整, 有效消除层间干扰, 实现潜力层的水驱动用。
摘要：卫229块到2014年底, 综合含水86.8%, 采油速度0.84%, 地质采出程度30.52%, 自然递减10.09%, 出现了井况变差、注入水优势渗流方向不清、分层动用差异大。对此开展了层间精细注采调整, 充分发挥各类储层开发潜力, 达到提高储量控制和动用程度, 保持油藏稳产。
关键词：水驱动用,水驱采收率,油藏描述,稳产技术
参考文献
精细调整 篇3
机组的主蒸汽压力升高或降低都会对设备产生较大影响, 它直接影响到机组的安全性与经济性。在主蒸汽温度不变时, 主蒸汽压力升高, 整个机组的焓降就增大, 运行的经济性提高。但当主蒸汽压力升高超过规定变化范围的限度, 将会直接威胁机组的安全。主蒸汽压力降低会降低机组的经济性, 同时还会造成蒸汽湿度增加, 损害设备。
1.1 主蒸汽压力升高的影响
(1) 机组末几级的蒸汽湿度增大, 使末几级动叶片的工作条件恶化, 水冲刷严重。
(2) 主蒸汽压力升高时, 要维持负荷不变, 需减小调速汽阀的总开度, 但这只能通过关小全开的调速汽阀来实现。在关小到第一调速汽阀全开, 而第二调速汽阀将要开启时, 蒸汽在调节级的焓降最大, 会引起调节级动叶片过负荷, 甚至可能被损伤。
(3) 主蒸汽压力升高会引起主蒸汽承压部件的应力升高, 将会缩短部件的使用寿命, 并有可能造成这些部件的变形, 以至于损坏部件。
1.2 主蒸汽压力降低的影响
(1) 在主蒸汽温度不变时, 主蒸汽压力降低, 凝结器真空不变, 整个机组的焓降就减小, 蒸汽比容将增大, 机组负荷降低, 运行的经济性降低。
(2) 主蒸汽压力降低后, 若调节阀的开度不变, 则汽轮机的进汽量减小, 各级叶片的受力将减小, 轴向推力也将减小, 机组的功率将随流量的减小而减小。对机组的安全性没有影响
(3) 如果主蒸汽压力降低后, 机组仍要维持额定负荷不变, 就要开大调速汽阀增加主蒸汽流量, 这将会使汽轮机末几级特别是最末级叶片过负荷, 影响机组安全运行。
(4) 主蒸汽压力降低后若机组所发功率不减小, 甚至仍要发出额定功率, 那么必将使全机蒸汽流量超过额定值, 这时若各监视段压力超过最大允许值, 将使轴向推力过大, 这是危险的, 不能允许的。
2 机组实际运行情况
阜新发电公司位于辽宁省西部城市阜新, 阜新发电公司有两台350MW机组和两台200MW机组, 两台200MW机组年利用小时数平均不到50%, 主要运行的是两台350MW机组。由于调峰机组的特点, 要根据实际需要进行负荷调节。辽宁省境内红沿河核电四台百万机组的投产, 省内风力发电截止2016年度已经达六百万以上, 加之辽宁省经济的发展形势, 火电利用小时数逐年下降, 阜新发电公司的两台350MW机组全年负荷主要在50~90%之间。而机组主蒸汽压力是蒸汽初参数的最重要指标之一, 它影响到机组的经济和安全性, 我们要在保证机组安全的前提下, 提高机组运行的经济性。阜新发电有限责任公司两台350MW机组电负荷为350MW (即额定工况) 时, 锅炉的额定蒸发量1045t/h, 额定压力17.45Mpa。汽轮机机前额定蒸汽参数16.7MPa, 538℃。我厂规程规定, 机组在12个月的运行周期中, 平均压力不超过额定压力, 在此条件下允许初压不大于额定压力的105%。异常情况下, 瞬间压力波动峰值不得超过额定压力的20%, 这类在额定压力以上的瞬间压力波动, 其积累时间在每12个月运行周期中不超过12小时。机侧主蒸汽压力超过21.7MPa应手动停机。当主汽压力TPC投入时, 主汽压力不应低于15Mpa, 否则TPC投入工作, 将以减负荷的方式维持主汽压力。实际运行过程中, 经过多次的热力试验, 实际运行的调整经验, 讨论相应的措施。锅炉机组运行方式规定, 锅炉滑压运行范围为50~90%汽轮机额定负荷。汽轮机变工况过程中顺序阀调整。结合规程, 根据实际运行和试验得出锅炉过热器出口压力与负荷对应表 (表1) 。
3 主汽压力精细化调整技术措施
3.1 为确保机组一次调频响应质量和减少汽轮机进汽节流损失, 机组运行中要求3号高调门开度不小于10%, 以防止一次调频响应迟缓和因节流损失而造成缸体效率降低。为此, 规定在滑压运行压力曲线基础上主汽压力提高1~2MPa。
3.2 机组负荷高于75%以上时, 主汽压力按16.6MPa控制, 波动范围不超过±0.5MPa。
3.3 值长在每次上煤前后, 要向单元长及时说明入炉煤的热值情况, 便于机组在煤质发生变化时为相关操作提前做好调整准备。
3.4 运行中应保证锅炉自动投入率, 并在监盘过程中经常检查各自动动作情况, 当自动跟踪不正常造成主汽压力波动大时, 及时汇报单元长/值长, 处理过程中要及时进行手动干预, 尽可能保持主汽压力稳定。
3.5 主值必须了解机组滑压曲线情况, 根据负荷变化, 做好燃烧调整准备。同时要密切关注AGC指令的变化情况, 升负荷前按运行上限控制控制主汽压力, 降负荷前按运行下限控制控制主汽压力。
3.6 当主汽压力发生变化时, 运行人员应及时判断引起变化的原因, 并根据汽压变化的速度, 及时调整风、煤量。
3.7 经常监视炉膛出口烟气氧量的变化, 当烟气氧量发生变化时, 及时检查主汽压力、锅炉风、煤量的变化, 提前手动调整给煤机煤量偏置, 防止自动过调。
3.8 当煤质差、机组高负荷运行时根据空预器入口烟温情况及时进行锅炉尾部烟道及空预器吹灰工作。
3.9 当输煤系统采用特殊方式上煤, 不能保证碎煤机和滚轴筛装置正常运行时, 值长要及时通知单元长, 避免大块卡涩给煤机造成磨煤机停运。
3.1 0 为满足机组AGC运行要求, 升降负荷过程中要根据主汽压力变化情况选择合适的负荷变化率, 防止主汽压力波动过大。但同时也要综合考虑负荷需求, 必要时可以暂时放弃主汽压力标准。
3.1 1 锅炉总煤量大、主汽压力低但尚能维持机组负荷时, 短时间内要设法适当增加给煤量, 提高主汽压力运行。当煤质差顶不起主汽压力时, 为满足负荷的要求可以将汽机高压调门开足保持滑压方式运行, 但磨煤机必须进行精细调整, 保证最大出力运行, 尽最大能力提高主汽压力。
3.1 2 每日对前一日主汽压力运行情况进行分析, 主汽压力异常偏低时及时分析原因。对影响提高主汽压力的非运行调整因素应及时通知生技部, 以便进行研究采取对策。
4 主汽压力精细化调整管理措施
4.1 强化运行指标管理。尤其是加强对主汽压力、温度和再热温度和氧量、灰渣可燃物等影响机炉效率较为明显的指标管理。在小指标考核中作为考核侧重点。
4.2 做好优化配煤管理工作。结合机组不同时段调峰情况, 对上煤结构进行适当调整。确保燃煤热值适合机组热负荷变化。
4.3 结合东北公司自动优化项目, 对锅炉燃烧自动进一步优化和完善。首先对影响自动投入的相关因素逐条梳理和排查, 尤其是对容量风、一次风、引送风自动, 通过本次优化项目能够解决的立即解决, 对运行中由于逻辑变化不能解决的制定计划在10月份机组检修时予以解决。提高机组自动投入率, 为优化锅炉燃烧调整打下坚实基础。
4.4 随着锅炉燃用煤种不断偏离设计/校核煤种, 结合近几年机组实际运行负荷情况, 利用机组等级检修, 对现有锅炉燃烧系统的控制策略进行优化, 使之更加符合当前的燃烧条件, 确保机组各项参数达到设计值。
4.5 随着近几年来机组通流部分改造, 机组结构与原来的运行方式存在一定差异。通过东北公司专业试验人员或组织公司内专业人员, 对机组定-滑运行方式的经济性进行深入的研究、试验, 为制定合理的运行方式和进一步提升机组经济性做好准备。
结束语