注水问题（精选12篇）
注水问题 篇1
一、桩106注水站注水系统管网现状
1. 注水管网现状
采油八队注水系统目前有桩106北注供水干线1条。注水干线16条。有单井管线79条:管径DN65mm单井管线10条,管线材质为玻璃钢。D76mm单井管线69条,管线材质为20#钢。
2. 注水井井下管柱现状
采油八队目前共有水井77口,其中笼统注水井50口,分层注水井27口。分层注水井中常规双管分注注水井17口,油套分注井1口,同心注水井5口,智能测调一体化4口。
二、注水系统存在问题与治理
在注水井生产过程中,由于地面设备、管网、井下管柱质量、地层、日常管理维护、水质等因素,影响了注水井的注水效果,甚至造成注水井的停产停注。
1.106北注水站高低压分注,节能降耗
(1)桩106北注低压系统供水。
2011年2月15日与桩106北注高压系统实施高低压分注,系统压力12.5Mpa,为804配、810配、811配、老163配、老168井台配等5座配水间供水,设计供水压力12.5Mpa,供水量2100m3/d,运行5ZB-20/43高压柱塞泵1台,5ZB-12/42高压柱塞泵1台,标准单耗0.331 kw.h/m3 Mpa。预测日注水用电8688kw.h。
(2)桩106北注高压系统供水。
系统压力为14.5Mpa,桩106北高压注水系统运行5ZB-20/43高压柱塞泵3台,5ZB-12/42高压柱塞泵1台,注水压力14.5Mpa,供水量5100m3/d,日注水用电24847kwh。注水单耗4.87kw.h/m3,标准单耗0.336kw.h/m3 Mpa。
桩106北注高低压系统分压运行后,在注水压力、供水量相等的情况下,比投产前日节电3630kwh,日节约成本0.21万元,年节约成本76.6万元。
2. 日常生产管理维护中存在问题
(1)洗井不通
原因:主要表现为洗井进、出口均无水量。
(2)洗井短路
原因:主要有三种:萝卜头密封圈刺漏,油管漏失,配水器腐蚀刺漏失效。
对策:作业检管更换密封圈、换管及配水器。
(3)洗井操作中存在问题
水井注水不正常时,我们首先采取的措施就是洗井,洗井后达不到预期的效果,要对影响水井洗井成功的主要原因进行简单分析。
三、下步工作建议及措施
通过对注水系统存在问题的原因分析,地面设备故障、管线及流程结垢、井下管柱堵、地层低渗出砂及日常管理不合理等是造成注水井不能正常生产的原因。为了提高注水井的有效率,保障注水井的健康生产,有以下几点下步工作建议及措施:
1. 设备管理方面
加强地面设备管理,对泵类存在问题及时整改处理。
2. 现场管理方面
(1)水井无反洗井流程井数较多,既造成许多不必要的洗井成本,又严重影响了系统的注水效率,下步建议对这些水井安装反洗井流程,并做好处理后的效果跟踪。
(2)分层注水中油套分注占10%,油套分注很容易对套管造成损害,影响以后水井的正常生产。因此,建议将两口油套分注水井上作业改成双管分注。
3. 水质监测方面
水质是注水系统中一个至关重要的节点,下步建议对注水水质加强监管力度,严格落实定期化验制度,取水样按照标准进行操作,及时对沿程水质不合格的点进行分析进而改善,保证注入水质量。
摘要：本文重点通过对桩106北注水站2014-2015年注水系统现状及问题解剖情况进行分析,查找出影响水井注水的原因,针对注水系统方面存在的问题,采取相应的解决办法,提高水井有效率。
关键词：注水系统,作业解剖,问题分析,洗井
注水问题 篇2
一、油田注水井的吸水压力较高，泵压达左右，瞬间可能超过泵的额定压力，泵的运行始终处于高负荷状态；
二、回注污水时，水质较差，腐蚀性强，水温高，容易造成阀体，阀片，泵头，盘根总成等易损件的损坏，使泵处于高机会损伤状态；
三、是检修人员经常性维修，更换部件，使泵处于不连续的工作状态。泵的运行状态的确存在一些隐忧，对泵的一些常见故障发生的原因进行分析，并研究诊断监测系统及时作出判断与预防，无论从安全角度还是从经济方面都显得尤为重要。
【注水泵工况分析】
基本结构为：由曲轴，连杆，十字头等组成动力端；由泵头，泵阀，柱塞及其密封装置组成液力端，此外还有柱型，球形氮气稳压器以及安全阀。其液力端采用水平直通式组合阀整体泵头结构。工作时，当柱塞向后运动，出水阀片关闭，同时吸水阀片打开，开始吸水过程；当柱塞向前运动时，吸入阀片关闭，出水阀片同时被打开。如此循环，不断地吸水，排水。注水泵现状概述。注水泵投入运行以来，随着运转时间的增加，各个部件相继出现老化，原始的工作条件也发生了很大变化。首先，由于油田的开发需要注水强度不断提高，泵压也不断上升，目前部分运行压力已达到左右，已超过的注水泵额定压力。对于这些超压运行的注水泵容易引发设备安全事故。
其次，注水泵运动部件可能发生疲劳损伤，由于注水泵属于往复式柱塞泵，五副曲轴连杆瓦及曲轴承受着周期性重负荷作用，随着运转时数的增加，连杆瓦瓦面易出现掉块，曲轴轴颈磨损等现象。
再次，注水泵各运动副间隙增大，由于长时间的运转，十字头和十字头铜套，连杆大头瓦和小头瓦会加剧磨损，间隙增大导致泵振动加剧，机油温度升高，泵运行噪声也明显加剧。目前曲轴箱润滑油温度已升高到左右。
【污水水质对注水泵的影响】
从原油脱水过程中分离出的污水经油水分离，脱氧和脱菌等处理后回注油层。虽然经过一定的处理，但所注入水源仍是含油（聚合物）污水，一般偏碱性，硬度较低，含铁少，矿化度高，水质达标率较低；而且由于污水的反复利用，其悬浮物，人工添加剂含量等也会比较高，普遍存在腐蚀，结垢和堵塞等问题，其中腐蚀危害最大。再结合油田特殊的地理环境（盐碱，沼泽地区），油藏特征（低孔低渗凝析油藏）和产出液特性（高矿化度）考虑，油田的各种金属管线及设备的腐蚀较为严重，特别是联合站含油污水处理系统的腐蚀更为突出，投产两个月就出现设备腐蚀穿孔，严重影响了正常生产。水质对注水泵零部件的腐蚀：当用注水泵输送污水介质时，其中的矿物质及添加剂往往会在密封装置上析出，降低了密封效果，其固体颗粒也会对密封装置造成过度磨损，使注水泵的泄漏增加，寿命缩短，所以污水水质是柱塞泵密封失效的主要原因。
从注水泵房运行情况看出注污水的两台泵被腐蚀的程度尤其严重，不仅对泵本身，水质还会腐蚀其他注水设施，比如使与之相连的管线出现穿孔现象。
腐蚀原因大致归结为以下几个方面：
（1）溶解氧在高矿化度的水中，溶解氧在腐蚀过程中起着阴极去极化作用，激化污水对钢铁的腐蚀。
（2）硫酸盐还原菌和硫化氢污水中含有大量的硫酸盐还原菌，其对钢铁的局部腐蚀产生较大的影响。
（3）悬浮物和油污当其含量较大时，它们互相黏结在一起，吸附沉积在系统内壁，造成更有利于硫酸盐还
原菌生长繁殖的条件。同时污垢会增大对杀菌剂的吸附，杀菌效果变差，助长细菌的腐蚀。钢铁表面污垢沉积处，电位较低，成为阳极，在没有污垢处为阴极，形成垢下腐蚀。
现场经常采用红外温度探测仪对泵液力端缸体温度进行检测，而且回注污水的泵容易出现温度过高状况，因为污水本身温度过高，发热量大，如果散热不良易造成盘根和柱塞间的异常磨损，加快盘根更换频率；同时也会导致油田注水压力出现逐渐增高现象，导致注水能耗增加。
【注水泵常见故障分析及解决方法】
缸体温度升高及解决办法：缸体温度升高是动力端的常见故障，前面已经提及曲轴箱润滑油温度已经有较大升高。主要是由于注水泵运行时数增加，各个运动部件周期性承受负荷严重造成的，主要有：轴瓦磨损严重，曲轴磨损，润滑油乳化或黏度下降，动力端出现偏磨现象（如曲柄蹩劲偏磨），连杆运动轨迹发生较为严重变化，曲轴固定轴承磨损等等。此外，当泵阀出现松动现象时，可能某个零部件会落入泵缸内，这样也会导致密封性能下降。密封失效（一般是盘根损坏）时，连杆出水刺漏严重，必须马上更换密封件。否则，水会沿着连杆进入曲轴箱内，将机油乳化，短时间内会造成动力端（尤其是曲轴）严重损伤乃至整台泵报废。由于十字头在滑道内不断地来回运动，容易出现将滑道拉伤等情况，严重时会造成泵壳报废，即使可以进行修复，由于这种型号的泵采用的是泵壳缸套的一体化设计，所以修复即等于对整台泵进行大修。据了解该站已报废-个泵壳（每个价值&万多元），而要大修需运到大港油田，运费，维修费等费用也是相当高的。解决的方法是及时更换配件，润滑油和校正。
密封填料泄漏的原因及分析：注水泵的柱塞密封多采用软质的石棉类盘根作密封用，一方面这类材料容易被损坏，如上述提到的水质原因造成盘根被腐蚀，甚至断裂等，需要不断更换填料；另一方面由于处在高压介质输送状态下，柱塞运动的异常也会导致填料的受力不均匀，造成介质的喷漏现象；此外盘根盒压盖由于运行时间过长也会出现过松现象，造成密封泄漏。
解决的办法是更换盘根时反复调整，最后定型；为防止受力不均，要求压紧压好，并用扭力扳手测量；日常维护时需要适时调节压盖松紧。
【柱塞密封失效的原因】
由于注水泵的使用年限一般较长，且油区气候条件比较恶劣，以及污水水质对柱塞造成严重的腐蚀等原因，故柱塞表面渐渐形成许多肉眼无法看到的沟槽和蚀点，生成了许多微小的水道。柱塞表面的微小腐蚀和填料失效是造成柱塞密封渗漏的主要原因。水介质也会在内部高压的作用下，通过柱塞的密封滴入柱塞箱内。此外，结垢对密封也会产生影响，污水中含有钙镁离子及碳酸根离子，极易产生碳酸垢。在柱塞泵停运时，柱塞与密封间存有污水，当水分蒸发，便有晶体析出，在更换或检修柱塞时，表面附着白色晶体即是，这样会使柱塞泵运行时产生硬性磨损，导致密封失效。
泵体及管线振动的原因及分析：从现场注水泵的运行来看，整个泵体的振动情况比较严重，用手触摸管线更能强烈感受到，观察泵体上安装的温度计等仪表也处于不稳定状态，埋泵管线的水泥地面也出现裂痕并多次加固过，再者现场的高强度噪声也与振动超限有很大关系等等。
经过调查分析，大致原因总结如下：
（1）地基不牢。
（2）某一缸或几缸水力损失大，造成泵头受力不均。
（3）曲轴轴向窜动。
（4）柱塞连接卡子松动。
（5）曲轴箱内部故障等等。
小结：泵在运转过程中，除了易损件正常磨损需要更换维修外，最主要是曲轴箱内部故障的避免，这种故障可能会造成烧瓦，拉缸现象的发生，造成设备运转事故，严重时造成设备完全报废。烧瓦的原因是多方面的，主要有：润滑油黏度达不到要求；润滑油内存在杂质；润滑油内进水乳化等。当然曲轴与轴瓦间隙过大或过小；曲轴轴向轴承间隙过大或过小；连杆变形等等，也可能造成曲轴箱内部故障。
失效分析的意义：因为注水泵故障发生过事故，如导致电厂停电及水井水倒排（压力下降所致）等，这种损失百万元。目前只能根据电动机及泵的超常变化情况及时修理来避免危险，但这时已经造成很多损失。泵损坏后的大修费用，运输费用等，如大量的泵配件更换会影响生产导致更多经济损失。
经粗略统计，每年每台泵的综合维修费用平均在万元左右，而大修造成停注每天大约在台，少产油近，大概在元左右，还可能造成其他情况，如水井堵塞等。研究注水泵的故障诊断是具有很重要的现实意义的，既能保证设备的安全运行，避免造成严重的事故，确保工人的人身安全；同时从经济效益来看，可以大大节省各种维修费用等。
【结论】
注水与缩水 篇3
有一位基层干部曾毫不掩饰地告诉笔者，说他们那里有三套数字，一套是向市里报的，一套是向县里报的，一套是班子里留的底账。据说这种“三本账”现象，某些地方政府有，某些国企有，甚至某些事业单位也有。在这些地方，GDP中有水，产值利税中有水，凡有数字的地方就有水。总之，数字的大小，是根据领导者的需要，反复斟酌、商议后确定的。或曰：GDP可以掺假，而一个地方的财政收入那可是“眼里揉不进沙子的”，未必。在掺水大手笔那里，既然能把年年亏损报成年年盈利，就有办法把开不出工资的地方打扮成财政收入以两位数增长的地方。或曰：数字可以掺水，一些眼见为实的政绩不能再掺水了吧？也未必。昔日小康村建设中，验收团的成员眼见一处养牛基地肥牛满圈，可是验收达标之后，这些借来的牛就被牵回了张家庄、李家庄、马家庄。一些地方的植树造林，年年都能看到数千上万亩岗坡丘陵插上新绿，年年该领的补贴照领不误，如果只听汇报，只看数字，那里早就是森林大县（市）了，可事实却常常令人失望。
干部群众批评政绩注水现象，不是说从根本上否定工作实绩，也不是说所有的政绩都不可信，而是说一些地方的政绩不同程度地存在注水现象。政绩应当一是一，二是二，不要搞任何人为的夸大。干部为政一方，不是为政绩而政绩，努力创造较大政绩是干部的责任。政绩问题上，应当求真务实，让上级领导掌握一个如实的情况，对人民群众有一个如实的汇报。这种求真务实的作风有利于党和国家实行正确决策，减少和避免种种不必要的失误，有利于造福于民。而弄虚作假必然祸国殃民，这样的教训，从20世纪50年代的“大跃进”开始，可以说是值得总结之处太多了。胡锦涛同志在中央工作会议上语重心长地指出：“越是形势好，越是群众加快发展的积极性高，越要坚持求真务实，越要保持清醒的头脑，越要坚持好的工作作风。”总书记的告诫有极强的针对性，不可不深思、牢记。我们的形势确实越来越好，我们也应当越来越求真务实，GDP增长8%、9%不算低了，没有必要去攀比、去作假，非要吹出一个让干部群众不满的两位数增长；各项工作因背景、基础差异很大，没有必要在总结、汇报时先看左邻右舍，来个怎样有利怎样报。如果能够形成一个处处、事事求真务实的氛围，必是党和国家之福。
缩水，应当首先从上一级领导做起，层层垂范。还是那位基层领导曾经口吐难言之隐：弄虚作假，能对基层有多少好处？许多作假要从头治理。我们实事求是的汇报有时会遭到上级批评，有时会遇到这样的责难：“新一届政府苦干了一年，不信就仅仅干成了这点事！”每遇来自上级领导的政治压力，基层要坚持求真务实殊为困难。那种压基层作假，引诱基层作假，为上级领导凑政绩的作风显然同总书记的要求背道而驰。
油田注水开发结垢问题浅析 篇4
水垢一般是具有低溶解度的难溶或微溶盐类, 油田最常见的垢主要是碳酸钙垢、硫酸钙垢、硫酸锶垢和硫酸钡垢, 通常把腐蚀产物 (如碳酸亚铁、硫化亚铁等) 以及溶解度大、含量高、在一定条件下析出的盐 (如氯化钠等) 也包括在垢之内。
2 垢物组份鉴别方法
无机垢也是一种矿物, 在岩矿组分鉴别技术中, 已有不少方法能准确分析鉴别出垢的组成。
2.1 X衍射分析
X衍射分析是最基本的矿物组分鉴别方法。不同的无机垢盐, 具有的晶体结构不同, 因此X衍射角也不同, 在给出的X衍射谱图上, 特征衍射峰代表着某一特定的无机垢。
2.2 扫描电镜、能谱和电子探针分析
要解决微细很少量垢样的组分鉴别, 扫描电镜、能谱和电子探针分析具有特殊的优势, 扫描电镜能提供万倍以上的放大倍率, 垢样的特征微细形貌可以被很好的观察拍摄, 能谱仪和电子探针可以分析出垢样的元素组成。
2.3 其它分析方法
利用油田结垢预测软件, 根据油田水组分以及成垢环境的温度压力等特点, 可以预测某处是否有结垢生成、垢盐组成、结垢量。
阴极发光分析、原子吸收光谱分析、垢样经过酸溶等处理再经化学分析也是有用的垢盐组分分析鉴别方法。
3 结垢机理
油田结垢大体可分为两种情况:一是温度、压力等热力学条件改变, 导致水中离子平衡状态改变, 成垢组分溶解度降低而析出结晶沉淀。二是离子组成不相溶水相混合产生沉淀。
结垢的形成是一个复杂过程, 一般可分成下面四步:
第一步:水中离子结合形成溶解度很小的盐类分子。
第二步:结晶作用, 分子结合和排列形成微晶体, 然后产生晶粒化过程。
第三步:大量晶体堆积长大, 沉积成垢。
第四步:由于不同条件, 形成不同形状的结垢。
4 注入水及地层水静态配伍性分析
对于注入水及地层水静态配伍性, 我们取了两组水样进行混配, 第一组为某油田a层注入水 (清水) 与1区块的地层水, 第二组为某油田b层注入水 (清水) 与2区块的地层。每组溶液固定200ml按注入水:地层水为10∶0、9∶1、8∶2……2∶8、1∶9、0∶10的比例混配, 每组11个混配比例, 两组共计22个混配溶液, 将22个混配溶液放在同一环境下静置。
5 结论
从这两组混配液统计数据可以看出这两组混配液都产生了一定程度的沉淀, 有结垢趋势, 不同混配比例水样结垢量呈现抛物线型, 开始结垢量呈上升趋势, 在某点达到最大值后, 开始呈现下降趋势。这说明油田注入水与地层水按照不同比例混配时, 都有一个比例的结垢量最大, 油田现场可以用这种方法来确定注入水与地层水的配伍性, 对注入水的进行预测和分析, 从而减少结垢对正常生产的影响, 保持油田高效开发。
摘要：注水开发油田的注水系统结垢是油田生产中常见的问题, 油田注入水与地层水的不配伍往往会造成注水系统结垢, 这种问题往往造成注水井吸水能力、地层压力及油气采收率下降, 并最终影响油田的开发效果和经济效益。本文将对油田注水开发过程中产生的垢物的成份及性状、鉴别方法、结垢机理以及注入水与地层水静态配伍性进行分析。
关键词：垢物成分及性状,鉴别方法,结垢机理,配伍性
参考文献
[1]舒千, 邓皓, 王蓉沙.对油气田结垢的几个认识[J].石油与天然气化工, 1996, 25 (3) :176-177
[2]查里斯C.帕托.油田水处理[M].北京:石油工业出版社, 1979:57-80
[3]杨建华.注水开发油田结垢分析及防治技术[J].试采技术, 2007 (1) :33-37.
简历“注水”不可取 篇5
第一种：自己提拔自己
国际关系学院就业指导中心主任张xx在工作中就发现，有些学生明明是共青团员，简历上却写成中共党员;有些学生本来是学生会某部干事，却在简历中写成是学生会某部部长。类似夸大简历的学生占学生总数的十分之一左右。
第二种：虚报学历和培训经历
李xx原本是某戏剧学院学生，参加了北京某知名高校的短期培训后，就在简历上写自己是该校硕士毕业生，“如愿”进入北京一家事业单位后被发现造假，最终被单位辞退。
第三种：编造实习经历
如何识别注水猪肉？ 篇6
2.触检法。注水肉指压弹力较差，压痕恢复缓慢，注水多者痕中可渗出水。用手挤压注水猪肉会挤出水来，手感光滑湿润不黏。正常鲜猪肉手感滑腻黏手。
3.剖检法。用刀将注水猪肉切开一长而深的刀口，过一会，可见切面的水有亮泽，切口处有水分渗出。
如何鉴别健康猪肉和病猪肉？
健康猪肉放血刀口粗糙，切面外翻，刀口周围有血液浸润；病死猪肉的放血刀口切线平整，切面整齐光滑，无血液浸润区。
健康猪肉放血良好，血管一般不残留或很少残留血液；病死猪肉因放血不全，血管有较多血液，呈紫色且血液中可见气泡。
健康猪肉的皮肤呈白色、淡黄色；病死猪肉的皮肤常见有出血、充血点和黄疸等病理变化。
健康猪肉有弹性、有光泽，呈棕红色或粉红色，无任何液体流出；病死猪肉无弹性，呈暗紫色、浑暗甚至黏软，平切面肌肉有粉红色或紫黑色液体流出。
健康猪肉脂肪呈白色或乳白色；病死猪肉的脂肪由于放血不全而呈粉红色、黄色或绿色。
健康猪肉淋巴结多数正常，呈鲜红色或淡黄色；病死猪肉的淋巴结呈病变反应，多呈紫红。
如何安全选购鲜牛奶？
1.先观察包装是否有胀包，奶液是否是均匀的乳浊液。如发现奶瓶上部出现清液，下层呈豆腐脑状沉淀在瓶底，说明奶已变酸、变质。
2.用搅拌棒将奶汁搅匀，观察奶液是否带有红色、深黄色，有无明显的不溶杂质，有无发粘或凝块现象。如果有以上现象，说明奶中掺入淀粉等物质。
3.鼻嗅，新鲜优质牛奶应有鲜美的乳香味，不应有酸味、鱼腥味、饲料味、杂草味、酸败臭味等异常气味。
注水问题 篇7
分层注水工艺管柱在实际应用中受到压力、井深、井温等外部因素的影响, 为了保证配套工具能在井下正常工作, 在设计上具有比较复杂的结构。分层注水有效期的长短决定着分层注水效率的高低。在油田开发中, 要实现分层注水正常工作, 必须要对每一层段的吸水情况了解清楚, 保证每一层段的注水量得到及时调配, 这样才能满足井下测试的需要。
管柱受力、后期测调、油藏条件等同样对管柱配套产生影响, 因此在选择分注工艺配套工具时, 要综合考虑压力、井深、及是否出砂等综合因素。这里以K344型封隔器为例进行分析, 它承受压力的能力较低, 且耐温低, 因而主要用于井深、温度、压力较低的井下作业。分层注水管柱在一般情况下都需要进行测调, 分注工艺中配水器的选择要适应井下测试的需要。空心配水器在较差的井况中比较容易投捞, 并且打捞装置结构简单, 给工作带来很大的方便。相比之下, 偏心配水器虽然管柱内通径较大, 在测试吸水剖面时不会产生太大的影响, 但是遇到井筒内较脏的情况时则难以投捞。随着井深的增加, 管柱变形量也会随之增大, 封隔器需要承受的压力也会增大, 因此, 为保证安全, 在深井处应该积极考虑采取防蠕动措施。
2 分层注水工艺管柱存在的问题
配套工艺管柱和井下封隔器工作性能的好坏影响分层注水效率的高低。封隔器与偏心配水器是现场采用的配套工艺管柱, 在正常注水时, 管柱产生活塞效应、螺旋弯曲效应等不同的反应;停止注水时, 管柱存在虎克效应的自重伸长, 其主要原因是没有安装锚定装置引起的。管柱的变形量随着正常注水时压力的升高而增大, 随着停注时压力的降低而减小。井下封隔器很可能会因管住受压而导致外形的变化而自动解封, 这就需要采取有效的解决办法。
2.1 封隔器结构设计存在的问题
封隔器胶筒的结构设计在实际工作中都或多或少的存在一定的问题。例如, 锁爪类型是现今油井开发现场普遍采用的封隔器胶筒座封后的锁紧方式, 这一方式的主要局限在于, 当锁紧机构后退距约有2~6mm时, 容易因胶筒松弛而造成密封段漏失, 发生不必要的事故, 情况严重时甚至会造成完全解封, 会产生恶劣影响[1]。此外, 封隔器的密封性能在座封后可能会进一步降低, 主要原因在于胶筒在注水压差和自身弹性的作用。封隔器后退距及肩部凸出是自身结构设计的突出特点, 这样的装置会降低胶筒与套管内壁相互接触的压力, 导致套管内壁的胶筒部分弹回, 这样产生的后果就是导致封隔器的耐压下降甚至失效。
2.2 不同效应对管柱蠕动产生的影响
2.2.1 管柱受压变形分析
管柱的变形主要由外部压力的变化而引起, 当管柱承受的压力超出自身的承受能力时就会发生严重的变形。以下是三种管柱变形的情况分析:第一, 在进行分注井座封的过程中, 油套环形周围空间的压力明显低于油管内的压力, 发生活塞效应, 管柱受压伸长;第二, 油套压差达到一定值, 产生膨胀效应, 油管相应缩短;第三, 生产过程的综合效应同样可以导致油管伸长。
2.2.2 管柱受力分析
在实际工作中, 管柱受力有不同方面的原因。当管柱正常注水时, 上层注水压力一般都会高于下层压力, 进而引发环空活塞效应, 管柱受力而相应伸长;当上层注水压力低于下层压力时, 管柱产生虎克定律效应、螺旋弯曲效应等, 在正常注水的情况下会缩短, 这都会对生产带来一定的影响。
以油田开发中的实际工作为例进行分析:在油管压力正常工作情况下, 管柱下深约为2212m, 管柱正常工作。当压力大小随着注水的变化而波动时, 分层注水管柱就会上下蠕动, 严重时可能会导致封隔器的正常工作。污水回注是目前油田采用的注水方式, 采用这一注水方式可能会导致的后果是, 在正常注水中油管柱还是会产生一个温度效应的变形量。污水回注时, 倘若上层注水压力大于下层注水压力时, 温度效应会加大了油管柱的伸长变形量, 一旦停注, 井筒温度恢复到正常温度, 油管柱的伸长也相应恢复带原来的状态;若下层注水压力大于上层注水压力, 油管柱会因温度效应减小变形量同样也就相应缩;污水温度过高而层间压差较小时, 油管柱会产生伸长变形。
3 防治措施
传统的分层注水工艺管柱很难满足现代油田开发的技术要求, 面对各种存在的问题, 我们急需采用新的工艺措施, 有效解决油田开发中层间矛盾的问题, 促进油田的高产、稳产。
3.1 新型分层注水工艺管柱的采用
新型分层注水工艺管柱是解决目前注水工艺存在问题的一个有效措施。其工艺特点表现出的优势主要有以下几个方面:第一, 管柱胶筒的各方面性能相比之下都高于市场上常规使用的胶筒, 具有耐压、耐温、抗剪切等多方面的优点, 同时特殊的肩部保护和防凸保护装置可以保证封隔器座封后在下井过程中免遭损害;第二, 座封后管柱压力升高, 不过在新型分层高压注水管柱压差下, 封隔器依然可以继续压缩胶筒, 这就有效解决了常规分割器难以解决的一次性座封力问题, 确保在什么情况的工作压差下都能顺利实现封隔;第三, 分层注水工艺管柱双向锚锚瓦设计采用的是锁紧机构, 位置处在封隔器的上部, 不易受到注水压力的影响, 也不容易产生波动和变化, 这就很好的保证了双向锚以下管柱不会产生蠕动, 更加可靠、安全[2]。
3.2 现场应用情况
新型工艺管柱在油田开发中成功率达到百分之百, 并且有效日期长久, 产生效应非常好。单井油压在采用新型工艺前的平均数是19.74MPa, 采用该工艺后上升至26.61MPa;单井套压平均数16.02MPa下降到4.7MPa, 表现典型。
4 结论
新型分层注水工艺封隔器+双向锚管柱设计采用技术先进, 采用国外进口材料, 具有耐温、耐压差、抗剪切等优点, 整体配套更加安全可靠, 成功率不断提高, 是目前高压分层注水工艺技术的成功案例;双向锚可以有效地防止压力波动, 保证封隔器的正常工作, 容易操作, 安全可靠, 各项性能指标高。封隔器+双向锚高压分注经过试验后取得很好的经济效益, 提高了油田的收益, 投入产出比值极大提高, 具有良好的发展前景。
摘要：随着科学技术的日新月异, 现代工业技术突飞猛进, 分层注水工艺管柱在油田开发领域占据重要地位, 应用该工艺手段的分注井数也逐年增加, 为满足生产的需要, 分层注水工艺管柱技术仍需不断改进和完善。在油田开发中, 分层注水工艺可以顺利实现有效注水, 帮助保持地层的能量, 促使油田开发中的层间矛盾得到进一步解决, 保证油田开发的长期高产、稳产。本文就分层注水工艺管柱配套设施的工作原理、管柱结构、技术特点等, 并结合实际工作情况, 重点分析探讨分层注水工艺管柱存在的问题及防治对策。
关键词：分层注水,封隔器,存在问题,防治对策
参考文献
[1]赵远纲, 王禄群, 侯高文.分层开采工艺管柱[M].山东:石油大学出版社, 1994[1]赵远纲, 王禄群, 侯高文.分层开采工艺管柱[M].山东:石油大学出版社, 1994
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[3]刘世平, 张光明.江汉油田高压分层注水管柱研究[J].石油天然气学报, 2005, 27 (4) :693694[3]刘世平, 张光明.江汉油田高压分层注水管柱研究[J].石油天然气学报, 2005, 27 (4) :693694
[4]何世明, 刘崇建.套管柱强度设计计算[J].西南石油学院学报, 1997, 19 (1) :53-59[4]何世明, 刘崇建.套管柱强度设计计算[J].西南石油学院学报, 1997, 19 (1) :53-59
注水问题 篇8
随着科技的进步, 我国的石油勘探开发技术也在不断的完善和发展。目前, 新开发的地质中, 低渗透油藏占的比例越来越大大约占到了70%左右。对于我们文203块区域来说, 油藏又具备有埋藏深、高温、高压、高饱和、高油气比、高矿比度、低密度、低粘度、低渗透、等特点。针对这个区域的特点, 立足现有的井网通过打调整井、油井压裂、补孔、水井分注、酸化增注等技术手段, 进一步完善注采关系, 改善两个剖面, 提高水驱动用程度, 提高油藏的最终采收率。低渗透油藏主要的开发方式就是注水开发, 而低渗透油藏注水开发又存在一定的问题。
2注水问题
采油井的地层压力比较大, 油藏渗透率降低, 油的产量下降较快, 这样的话就会导致采油率急剧的下降。有时在采用其他措施不理想的条件下, 一般多是采用提高注水压力的方法, 以便更好的提高注水量和注采压差。虽然高压注水能在很大程度上提高注水量, 但是却不能改变注水量降低和产液量降低这样一个事实。当注水压力很大的时候, 地层就会产生裂缝, 裂缝在很大程度上就会对泥岩层和盐岩层产生一定的影响, 久而久之, 会导致对泥岩层的蠕变和对盐岩层的腐蚀。由于受地引力的影响, 地层会相对来说发生移动, 这样的话就会导致注水井的套管发生变形, 时间长了甚至会出现断裂这种情况。
众所周知, 如果注水的井套发生损坏要比油井损坏严重的多。这就说明注水压力同样会受到一定条件的限制的, 一般情况下, 以不导致地层裂缝为宜。但是在实际的操作过程中, 这个问题还是经常出现的, 一些油田为了增加注水量, 水的压力已经大大超过了地层破裂的压力, 所以说油田的注水问题也显得十分的重要和严峻。
3解决方法
低渗透储层的孔隙和孔道非常的小, 流体流体通过多孔介质时, 固液界面存在固体分子和流体分子之间作用力。在其作用下, 多孔介质孔隙的表面形成一个流体吸附滞留层。吸附滞留层对流体的影响比较大, 一般情况下, 只有能量足够大的时候才能冲破固液之间的分子作用力, 才能保证吸附滞留层的流体流动。低渗透储层是由很多小孔隙和小孔道组成的。其中流动的流体都具有启动压力, 孔径越大启动压力越小, 反之越大。
在石油的地质开发中, 不同储层的压力梯度是不同的。对于注水井来说, 离注水井较近的储层的压力较大, 压力梯度就较大, 视渗透率也会越高, 渗流能力就会较强, 反之就较小。对于生产井来说离生产井越近压力就会越低, 压力梯度就会较小, 视渗透率也会越小, 渗流能力就会较弱, 反之就较强。所以, 一般情况下, 离生产井较近的地层就会形成低压区, 就会出现产业量不足, 产量减少的快速, 产量减低等况的存在。为了改善这种情况的存在, 一般采用压裂改造进行全面的注水, 是注水能够进入到地层的深处, 增加地层流体的供应量, 以便增加注水量和采液量。比如文203块区域从1993年初产量迅速下降, 为扭转这一局面, 1993-1994年实施压裂改造, 并逐步转入全面注水开发阶段。油井压裂效果显著, 注水开发见到成效, 区块年采油速度保持在1.4%以上。到阶段末共有油水井26口, 其中油井15口, 水井11口, 注采井数比1:1.4, 地质采出程度11.25%, 综合含水63.23%。
低渗透油藏压裂后, 裂缝与基质的油水渗流之间就会存在一定的能力差异。裂缝由于具备有孔隙体积小, 渗透率好的特点, 所以, 当低渗透油藏压裂过度的时候, 注入水就会沿裂缝流出, 这样的话就会导致大量的油聚集在基质中, 给开采带来了一定的困难, 开采基质中的油必须用水驱后再用渗吸作用来开采, 开采出的原油不但质量, 而且开采的时间长, 效率低。油藏在开发前, 地层压力和地层上覆压力处于平衡状态。储层具有一定的孔隙度和一定的渗透率。但随着开发的不断进行, 储层的孔隙度和渗透率都受到了一定程度的影响, 地层压力逐渐降低, 储层岩石骨架就会承受额外的压力, 在这种压力下, 储层岩石骨架骨架就会发生变形, 进而导致储层岩石孔隙发生结构性的变化, 储层的孔隙度和渗透率都受到了一定程度的影响。当有效压力逐渐增大时, 渗透率将随之变小, 随着有效压力的越来越大, 渗透率降低的幅度也会相应的会减小, 最后变得越来越稳定。由此, 要获得加好的油藏采集率就要把有效压力控制在一个合适的范围内。
入井流体中所含的机械杂质及与储层的不配所生成的沉淀物质, 会减小或者堵塞储层孔隙孔道, 使储层渗透率降低, 造成伤害。注水开发过程中, 入井流体所造成的伤害主要发生在注水井附近地层, 这也是注水压力升高, 注水量减小的重要原因。在开采的过程中, 首先要注意注采的速度, 保持体层的能量, 减少由于储层速敏和应力敏感引起的低渗透储层伤害。另外低渗透油藏应采用合理的压裂方案, 尽量减由于压裂过度而引起的注水窜流现象的发生, 这样就能有效地开采基质中的剩余油。
参考文献
[1]许建红.低渗透油藏产能主要影响因素分析与评价.西南石油大学学报, 2012, 03[1]许建红.低渗透油藏产能主要影响因素分析与评价.西南石油大学学报, 2012, 03
注水问题 篇9
检测分层注水量及注水合格率是分层注水井测试中重要环节。分析分层注水井测试合格率影响因素, 并探索注水井测试问题井的处理方法, 对提高测试质量、保证注水质量具有重要意义。
2 注水井分层测试影响因素分析
2.1 水质的影响
由于井筒内水质差及管柱结垢的影响, 在仪器起下过程中, 不断刮削, 引起碎屑物、垢片脱落, 集流测试影响坐封效果甚至堵塞水嘴, 非集流测试可以提高测试精度, 但影响居中效果。因此, 造成层段检配影响与配注水量差异较大。
2.2 井下管柱工况的影响
井下管柱工作状况包括管柱漏失, 封隔器失效, 水嘴故障等, 统计某年14口监测井全年测46井次中, 因管柱漏失作业后重新测试2口井, 因封隔器失效作业后重新测试2口井, 因水嘴故障重新测试7口井, 共计11井次, 占全年测试工作量的24%。
2.3 地质因素的影响
对比某年10口井的测试检配资料, 总层数33个, 其中不合格层达14个, 从地质开发角度分析, 影响层段水量不合格的主要因素有:
2.3.1 层段内渗透率级差
由于受隔层发育、套损以及工艺等影响, 分层注水井的大部分层段内仍然存在层间差异, 统计14个不合格层, 级差≤4的有5个层段, 占不合格层的35.7%。级差>4的有9个层段, 占不合格层的64.3%。表明层段内渗透率级差越大, 层间矛盾突出, 分层水量变化较大, 影响分层测试有效期。
2.3.2 平面连通关系
地下平面或纵向上的注采关系发生变化, 将不同程度的影响某些单层吸水量的变化。在14个不合格层中, 其中单向连通的有3个层, 两向连通的有5个层, 多向连通的有6个层, 两向以上连通方向的不合格层达78.6%。与周围油井连通关系越好的层段, 注水量受周围油井生产状况的影响越大, 注水量发生变化的可能性也越大。
2.3.3 油层发育状况
根据同位素吸水资料, 分析了测试不合格的10个层段内的主要吸水层, 其中, 表外储层有6个层段, 占不合格层的60%, 表内薄层有3个, 占不合格层的30%, 表内厚层1个, 占不合格层的10%, 分析表明, 主要吸水层的发育状况越好, 层段的注水量变化幅度越小, 稳定时间越长。
3 堵塞器投不进去原因及方法
3.1 堵塞器投不进去主要原因
(1) 油管内油、垢、砂较多;
(2) 投捞爪的角度大小与堵塞器的方向问题;
(3) 堵塞器与投捞器销钉的硬度;
(4) 投捞器在投入时速度与稳定性;
3.2 解决方法分析
3.2.1 测试前首先需要洗井
由于管柱长时间在井下服务, 再加上目前水质状况并不理想, 很容易造成井下管柱管壁上附着污物, 这些污物很难被冲刷掉, 相反这些脏东西还会经常造成水咀堵塞, 这就是测试过程中由于启下测试仪器的操作经常带来注水压力、注水量的大幅度变化的原因。因此, 在现场实际中, 即使大排量长时间洗井, 但洗井效果依然不理想的一个重要原因。针对部分井长期洗井效果差的现状, 采取测试方法, 将井下水咀全部拔出后, 再进行洗井, 洗井后再由测试队将水咀投入。采用此方法后, 收到明显的效果。统计3口井采用传统普通洗井方法洗井前后对比, 油压没有变化, 单井平均实注仅增加2m3, 而采取测试拔水咀后洗井方法, 洗井前后对比, 油压无明显变化, 而单井平均实注量却增加了66m3, 与原洗井方法对比单井增加日注水量64m3例如:C井分5个层段进行注水, 进入2012年该井吸水能力明显下降, 配注160m3/d, 实注仅为30m3/d, 针对这种情况, 该井分别进行洗井, 洗井时间均超过12小时, 溢流量在24m3。可是, 洗井后该井没有明显的增注。通过测试, 发现其中有4个水咀存在不同程度堵塞现象, 我们在地面进行了认真的清洗。同时该井进行了长达13小时的洗井, 溢流量16m3洗后再由测试将原水咀投回, 注水后该井收到明显的效果。
3.2.2 清除管柱里死油及污垢
采用了铝丝 (在通常情况多用细钢丝) 连接打捞头与投捞器, 这样易于剪断。同时把加重杆放到投捞器的底部, 把仪器重心下移, 增加投入时的稳定性。然后, 就投捞爪的角度与投入时的速度这两个问题进行试验, 经过反复对比每次的投入结果发现, 投捞爪的角度与堵塞器的方向是问题的关键。因为无论是投入时的速度是快还是慢, 均不能投入。堵塞器在投入偏心配水器以后, 投捞器上提时受到一个向油管中心的斜向拉力, 这时堵塞器凸轮的最佳位置应是朝向油管中心, 这样才能更有效地将堵塞器固定在偏心中。最终, 堵塞器是在投捞爪的角度比通常投捞时的角度小4°的情况下投入的。
4 跟踪管理及测试效果
(1) 加强测试质量跟踪管理, 提高测试效率
(2) 加强测试资料审核关和资料解释验收关。
测试资料首先由测试队资料员验收, 然后由测试队技术员审核后, 方可上报工艺队测试岗。对不合格资料坚决推倒重测, 做到不合格资料决不外报, 保证测试资料准确率。
4.1.1在跟踪过程中确保洗井操作规范
洗井排量和水质化验, 坚决杜绝洗井不计量出口排量, 不化验水质等情况。坚持测试洗井方法, 按着注水标准严格控制注水水质, 注水质量得到提高。
4.2 测试效果分析
(1) 提高分层注水合格率。测试资料表明, 原先分层注水合格率只保持在75%左右, 通过洗井测试、问题及时处理, 区块分层注水合格率分别提高8.3%~10.5%。
(2) 注水质量得到提高。同井号对比10口井, 某年检配资料的不合格层由某年的14个层减少到8个层, 使层段内渗透率级差、连通关系、油层发育等几个因素对分层注水量变化的影响逐渐减少。
5 结论与认识
分层注水井问题井处理是测试中的一项重要工作。它不仅反映了测试的整体水平, 而且是减少重配井数、降低作业成本的重要途径。对于堵塞器投不进等异常问题井处理难度较大, 不利于油田生产测试, 提出了处理这类问题井测试方法, 同时还需要加强测试质量跟踪管理, 有利于提高测试成功率, 从而达到预期的开发效果。
参考文献
注水问题 篇10
一、分层注水工艺管柱存在的问题
1. 封隔器存在的问题
封隔器是分层注水管柱中的重要组成部分, 封隔器存在的问题主要包括以下两种: (1) 目前常用的封隔器包括Y341封隔器及K344封隔器, 在油井注水压力发生大幅度波动的情况下, 就会导致Y341封隔器中的胶筒上下蠕动, 在蠕动状态下, 丁氰橡胶胶筒的塑性增加、弹性减小, 因此会致使胶筒发生严重磨损现象。K344封隔器中的胶筒难以承受不同层间巨大的压差, 在层间压差的剪力作用下胶筒极容易出现破裂问题, 当胶筒破裂时其密封性也会受到影响, 并由此导致密封失效及层间窜通。 (2) “锁爪”为目前常见的胶筒坐封锁紧形式, 在锁爪形式的作用下锁紧机构后退距可达2mm~6mm, 后退距的存在可造成胶筒松弛、密封漏失, 甚至可能出现完全解封的不良状况[2]。此外, 在坐封后注水压差会导致胶筒肩部凸出间隙, 因此密封性能会降低;当胶筒肩部凸出时还会导致套筒内壁与胶筒之间的接触力降低, 在胶筒无法与套管内壁实现有效接触的情况下就会出现耐压下降、错封、密封失效、自动解封、串封及中途坐封等问题。
2. 配水器存在的问题
分层注水工艺管柱中的配水器主要包括偏心配水器及空心配水器两种, 配水器的主要作用在于根据油井各层段实际情况注入不同的水量, 由于注水量不一致, 配水嘴的直径也不相同。 (1) 空心配水器的水量发生变化时可对配水嘴性能产生影响, 导致配水嘴出现严重刺坏现象。另外, 配水器中的定压弹簧容易出现断裂现象, 芯子胶圈也容易发生滑落问题, 在这样的情况下高速水流可能会将节流阀冲出沟槽, 并由此导致配水器无法继续工作。 (2) 如在工艺管柱中使用偏心配水器, 则当管柱因结垢或腐蚀而导致空间变小时, 堵塞器容易出现无法顺利投进或捞出的问题[3]。在油井生产中通常将固定水嘴安装在偏心配水器中, 如此一来就会给水嘴的调换工作带来一定的难度, 如需要测量流量及对堵塞器进行反复投捞等。由于更换水嘴的过程较为复杂且通常需要作业人员进行高强度劳动, 因此在配注过程中也容易引起其他问题。
3. 其他常见问题
分层注水工艺管柱中存在的其他常见问题包括以下几种: (1) 油管腐蚀及结垢问题。油管内部出现结垢现象后将会引起内径变小、配水器及油管堵塞问题, 而油管腐蚀后则容易出现穿孔, 进而引起洗井不通、无法成功打捞及测试遇阻等问题。 (2) 管柱蠕动。当管柱受力情况发生改变时, 管柱就会出现蠕动现象, 进而导致分注失效或解封问题。 (3) 高温高压分层注水问题。在利用分层注水工艺管柱对高温高压且埋深较大的油藏进行开采时, 难以保证分层注水的有效性, 这主要是因为在高温高压及埋深大的油藏条件会导致管柱承压能力不断降低。例如, 当井深>4500m时, 堵塞器难以投劳成功;在高温高压条件下需要封隔器的耐压差为35MPa~50MPa, 耐温150℃, 而目前常用的封隔器胶筒的耐压差及耐温性能难以满足长期注水要求。
二、分层注水工艺管柱存在问题的防治措施分析
1. 应用新型工艺管柱
根据油田生产实际情况选用新型工艺管柱是有效解决目前工艺管柱常见问题的有效途径。在选用新型工艺管柱的过程中应注意遵循以下原则: (1) 管柱中的胶筒应具有较强的抗剪切能力、耐温性能、耐腐蚀及耐压能力, 同时在肩部安装有特殊的保护装置, 避免肩部凸出时对封隔器的密封性能造成影响[4]。 (2) 当工艺管柱坐封后, 确保封隔器当中的胶筒继续受到压缩作用力, 从而使封隔过程不受到工作压差的影响。 (3) 锁紧机构应位于封隔器上部, 从而有效保护锁紧机构, 避免锁紧机构受注水压力变化或波动的影响, 从而有效减轻管柱蠕动。
2. 现场应用实例
为了解决注水管柱中常见的问题, 则可以将新型悬挂分层注水管柱应用到油田的实际生产工作当中。 (1) 悬挂式注水管柱采用了CZK344-115III型封隔器及Y342型封隔器, 采用的配水器为普通空心式配水器及ZJK轨道配水器。Y342型封隔器与Y341型封隔器的结构原理相似, 与Y341型封隔器不同的是, Y342型封隔器的解封方式为旋转式, 耐温范围为120℃~150℃, 工作压力≤35MPa。此外, CZK344-115III型封隔器的密封部件分为自密封部件与膨胀密封部件两个部分, 因此可以实现双重密封, 在正常工作状态下可承受的压差范围为15MPa~30MPa。在某油田的25口注水井中应用悬挂式注水管柱后, 有效注水量增加了35677.3m3, 生产时间平均为153.8d;井深为2534.5m~3641.8m, 注水压力为6MPa~14MPa。
结束语
综上所述, 分层注水能够在石油开采过程中起到非常重要的作用, 所以应从分层注水管柱入手, 进一步优化分层注水工艺。在对工艺管柱技术进行优化的过程中应充分重视防治封隔器、配水器中存在的问题, 并注意提高管柱的耐腐蚀性及耐压性。此外, 在应用注水管柱时应及时发现存在的问题, 并进行技术优化, 从而为注水的顺利实施提供有利条件。
摘要：在开发低渗透油藏的过程中通常需要使用精细分层注水技术, 注水管柱的工作状态是决定分层注水效率的主要因素, 所以应充分重视工艺管柱技术的完善。本文分析了分层注水工艺管柱存在的问题, 包括封隔器存在的问题, 配水器存在的问题, 油管腐蚀及结垢问题, 管柱蠕动及高温高压分层注水问题;同时探讨了防治工艺管柱问题的措施, 包括应用新型工艺管柱。
关键词：工艺管柱,分层注水,问题,措施
参考文献
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就业率注水背后 篇11
而与此同时，来自教育部的消息，针对今年有699万毕业生被称为“史上最难就业季”，教育部予以驳斥，认为今年毕业生人数确实达到了历史最高，但多方面信息显示，今年学生就业形势与往年比持平。就业形势总体保持稳定。
人保部和教育部的消息，貌似“矛盾”，其实都是基于一个数据——70%左右的大学毕业生初次就业率（初次就业率指截至当年7月1日的当年大学毕业生就业率，之后教育部和人保部还会发布截至当年12月31日的就业率，那个数据通常要比初次就业率提升20个百分点），人保部按照这一就业率，测算出今年未就业的学生数和往年积淀下来的学生数，算起来就在300万左右，而教育部根据这一数据，也得出今年的就业形势和去年差不多，去年的初次就业率也在70%多一点。
早在2011年，人保部有关负责人就曾指出我国高校毕业生的初次就业率在70%—75%。这一就业率数据也成为有关部门、高校解决大学毕业生就业的“基本目标”。问题是，这一初次就业率究竟是客观真实的，还是有关部门和高校制造出来的？如果是真实的，我们可以判断就业形势基本稳定，而如果不是真实的，这就是虚构出来的就业稳定——在民间，大学毕业生就业特别困难，而在官方，就业并不像大家所说的那么难，因为数据还是很好看的。
很多迹象表明，目前公布的初次就业率数据，带有很大的水分。比如，北京3月份的簽约就业率不到三成，而到了7月，就业率数据飙升到86%，虽然有关部门和高校称5、6月是签约高峰，但这么大的飙升幅度，还是超出了大家的感知。
而就在就业率飙升的同时，各地都有高校传出就业率造假的丑闻，包括有学生到淘宝网购买就业协议书。教育数据公司麦可思的调查显示，一些高校要求学生必须先签就业协议，否则就不许参加论文答辩。部分学生为了应付学校，索性造假作为权宜之策。而这些造假的就业协议最终都会成为相关部门统计今年大学生就业率的依据。
用造假手段刷出来的就业率，满足了教育部门和人保部门提出的就业率目标，可是，说到底，这是玩数字游戏，一方面，“被就业”的学生并没有真正就业，他们还处在就业的焦虑之中；另一方面，这掩盖了就业难题，尤其可能误导高层决策：原来这么多大学毕业生就业，经过大家多方努力，大多数工作都圆满得到解决，进而影响大学毕业生就业难的深层次教育问题、经济问题、产业结构问题，就一再被忽视。
姑且不说初次就业率统计本就不科学——在发达国家，统计学生就业情况，多用毕业半年到1年，以及3到5年的就业情况，因为如果把目光对准毕业时的就业情况，必然会导致学校压缩教育时间来抓就业，结果是教育缩水，以及学校并不关心校友离校之后的发展，毕业生一离校就人间蒸发，关注毕业之后的就业，将把学校的教育和校友的成长紧密联系在一起。而且，统计初次就业率，也不应该由学校自行统计、主管部门审核发布，这种统计、发布体系，很难避免在利益因素的左右下'出现注水、造假行为。正是由于我国就业率统计采取这种方式，有关部门可以“自信”地宣布就业形势稳定，可以把初次就业率数据一直保持在70%这个水准，试问，能把所有学生的就业数据开放，接受公众监督吗？
真正对大学毕业生就业负责，就不要再玩就业数据游戏了——“好看”的就业数据，在官出数字、数字出官的环境中，可以制造一时的政绩，可却会给我国教育事业发展、人才发展“好看”，如果影响就业难的问题不认真加以解决，会酿成严重的教育危机和社会危机，谁对此负责呢？
降低注水泵注水单耗 篇12
1 影响单耗因素
注水单耗是单位时间所耗费的用电量除以相同时间注水泵所输出的水量。
公式:DH=W/V,
式中:DH--KW·h/m3;W--KW·h;V--m3。
公式表明, 注水单耗与注水泵所注入的水量和所消耗的电量有直接关系, 消耗同等电量所注入的水量与泵的效率有直接关系, 效率越高注水量越多, 单耗越少。
2 原因分析
结合现场实际情况, 针对影响注水单耗问题进行分析。
(1) 泵管压差波动。判断标准:及时调整0.5Mpa以下。某注水站在管网末端, 管网压力不平稳, 造成泵管压差波动大, 人为很难及时控制到泵最佳工况点, 造成注水泵负荷增大。
(2) 注水泵效低。判断标准:机组运行在合理工况区。现注水机组泵压高造成泵管压差大, 机组匹配不合理, 使泵效降低, 增加注水单耗。
(3) 机组老化。判断标准:机组正常运行。注水站多是老站, 设备磨损严重, 维修单位对机泵修保质量高
(4) 管阀渗漏。判断标准:漏失量在合理范围内大。在三保维修时建议直接更换机械密封装置, 降低泄漏量, 泵的效率比以往提高。
(5) 生产数据不准。判断标准:仪表准确定期校验。定期对计量仪表进行检查、校验, 保证资料数据准确。
(6) 制度管理。判断标准:定期检查维修保养。加大奖金考核力度, 值班人员能够按时检查和保养, 及时对数据进行分析。
(7) 管网压力高。判断标准:按规定要求进行注水。钻控关井管线压力升高, 机组向管网注不进水, 使泵出口排量减小, 耗电量增加。
根据原因分析, 最终确定以下三个因素为影响使用量主要原因:泵管压差波动大、注水泵效低、管网压力高。
3 对策实施
3.1 制定对策
根据上述分析, 结合生产实际, 制定出了具体的对策。
(1) 泵管压差波动大。对策:及时准确调节泵管压差;目标:合理控制泵管压差;措施:在某注水站安装智能阀门控制器, 降低泵管压差。
(2) 机组匹配不合理。对策:对注水泵叶轮进行涂膜、减级;目标:降低节流损失;措施:当泵管压差为单级叶轮压力的1.1-1.2倍时可减去1级。
(3) 管网压力高。对策:高、低压管网加装连通装置;目标:平衡管网压力;措施:注水站泵房内, 在高、低压出口管线之间加装连通管线并有阀门控制。
3.2 对策实施
实施一:安装智能阀门控制器。
(1) 实现对注水泵出口阀门的开闭度进行无级同步调速, 同时通过对注水泵输出流量、扬程、泵电机电流等参数的监测、计算、优化, 控制注水泵在高效区运行, 从而提高控制精度, 保证泵管压差小于0.5MPa, 杜绝了因调整不及时以及注水站操作人员人为减少阀门开度, 减少截流损失, 降低了注水单耗。
(2) 实施效果。该装置可连续自动控制泵出口泵管压差, 耐用可靠、精度高、抗高压差, 使注水泵出口的自动化程度提高。
实施二:注水泵叶轮进行减级、涂膜。
(1) 注水站在运行过程中, 不同时期不同阶段注水量和压力值都在发生变化。根据不同阶段的注入压力对注水泵及时调整, 使注水泵始终保持在最优工况下运行。注水泵是多级离心泵, 相当于多台单级泵串联工作, 小组建议对泵减去1级, 不影响泵的排量, 只改变泵的扬程, 同时将泵体、叶轮进行涂膜处理, 增强抗腐蚀能力, 减少节流损失, 从而提高注水泵的效率。
(2) 实施效果:16台注水泵已经有7台进行了减级、涂膜措施, 注水泵效增加, 单耗明显下降。
实施三:高、低压出口管线之间加装连通管线并有阀门控制。
(1) 注水井注水方案变动较大, 受注水井管井、洗井、钻控等因素影响不同时期不同阶段注水量和注水压力都发生变化, 泵的能力是一定的。在运行的过程中, 及时在全厂范围内调配注水压力与配注量, 目前已对三个注水站实施了高、低压运行系统连通改造, 根据生产需要可在不停泵的情况下进行调整, 还可以预防管网因停泵造成管阀冻裂现象发生。见图1, 图2。
(2) 实施效果。已经对3座注水站进行了改造, 节能效果显著, 年节约电量32.3×104KW·h。
4 效果分析
(1) 目标值。通过以上几项措施, 目前平均注水单耗为5.8 kw·h/m3, 达到比去年注水平均单耗降低单耗目标0.5kw·h/m3的目标值。
(2) 效益估算。经济效益:注水量×每立节约单耗量=5031527×0.5=252×104K W h, 取得经济效益14.36万余元, 减去投入设备费用1.2万元, 节约13.16万元。社会效益:降低了员工的劳动强度, 机组设备性能得到了整体提高。
5 结束语
加强泵管压差的检查和控制, 定期检测机组单耗运行状况。2010年, 注水队圆满完成了“降低注水泵注水单耗”的工作任务减少了减少耗电量, 有效实现了节约生产成本, 节能降耗的活动目标。
参考文献