节能注水（精选10篇）
节能注水 篇1
1 影响注水单耗的因素
1.1 机械设计因素影响
2004年, 根据注水系统水量需求变化, 高一联合站对在运的四台注水泵进行了更换调整。将原来的DN250泵的内部叶轮拆除换为DN300泵的叶轮。其他两台DN100泵与D N155泵作为备用泵。其中年D N300泵属于高效泵。每台泵由于机械设计不同, 参数和性能都存在差异, 因而注水单耗本身就有高低差异。在合理只考虑泵效较高的CN300泵。在理想注水条件下, 即:泵站污水罐水位运行平稳, 启用泵注水量和压力正好满足注水系统需要 (也就是说不存在压负荷或憋压的情况) , 设备机械能损失正常。对单台泵的注水单耗值进行统计可以看出, 理想注水状态下启用单耗低的注水泵符合泵站经济运行要求, 但通常泵站在运行过程中, 受实际条件限制和影响, 水量和压力变化波动频繁, 每天的单耗值都是不同的, 针对单台泵单耗的变化, 进行因素分析, 来达到降低注水单耗消耗的目的。
1.2 压力与单耗关系
(1) 无压负荷时的单泵单耗从统计结果可以看出, 无压负荷的情况下, 随着泵压的升高, 单耗值是随着上升的, 泵压越高, 单耗增长越大。其中DF300泵在正常运行过程中, 一般泵压值最低在15.4MPa。
(2) 压负荷时的单泵单耗。从统计结果可看出, 压负荷的状态下, 单泵单耗随泵压升高, 也就是随着压负荷程度的加深, 单耗值上升越快且大于不压负荷时的上升速度。其中, DF300泵一般最高泵压不超过16.0MPa。
(3) 泵压影响注水单耗的主要原因。从以上统计结果可以看出, 单耗值虽然由耗电量除以注水量得出.但由于泵站泵压控制可直接影响注水泵的注水量与耗电量, 因而也就影响了注水单耗的大小, 这样就可以从分析泵压变化的原因入手, 找到能够降低注水单耗的方法和途径。不压负荷的情况下, 引起泵压升高的主要原因是运行泵的供水量略大于系统所需污水量, 干压偏高, 泵压也随着升高, 但通常泵压不会升高太多。压负荷泵压升高的主要原因是:
(1) 污水罐水位偏低, 注水泵压负荷运转;
(2) 管线施工, 降低干线压力, 压低负荷;
(3) 启用注水泵排量大于需求量。从上面的分析可以看出, 做好泵站泵压控制工作, 提高设备维护保养质量和及时性是降低注水单耗的有效途径。因此在实际工作中, 根据注水泵站生产运行特点, 采取了一系列措施。
1.3 注水泵维护保养与单耗的关系
对于设备来说, 过硬的维护保养也是影响设备运转性能的关键因素, 因此需统计设备保养前后相同压力条件下的单耗。取设备二保前后一段时问不同压力段的单耗, 设备保养后的单耗值略高于未保养前的, 说明高质量的维护保养有利于控制注水单耗。
1.4 吸入口压力与单耗的关系
注水泵吸入口压力通常变化不大, 但当注水泵吸入口滤网堵塞时, 会造成压力过低, 泵吸入量不足, 泵体声音异常, 震动量变大, 引发泵气蚀。以DF300泵为例, 统计分析了注水泵在吸入压力变化时单耗的变化。高一联注水站在2006年8月由于管线联头是的污水系统管线停产, 是的1000立污水罐液位过低, 吸入压力下降, 设备运转性能和技术参数降低, 通过当时的数据对比可以看出, 单耗值随着吸入压力的降低大幅度升高, 说明吸入压力降低对注水单耗有直接影响。
1.5 注水泵管压差与单耗的关系
由于正常运行时高台子油田每日的水井注水量固定, 所以需要保证注水管网压力稳定, 当泵压过高时势必引起管压升高, 这是就需要关小注水泵出口阀门使得管压保持稳定, 这样就会造成能量的浪费。很显然泵管压差越大单耗就越高。
2 降低注水单耗的措施
对于泵站来说, 降低要注水单耗必须要保证注水泵运行的平稳, 同时要启运单耗低的注水泵。泵站的注水单耗肯定低, 但很多时候高台子油田的注水量及管网压力需求并不固定, 而使用固定注水泵额定排量固定, 存在一定的局限性, 因此可能由于注水量的变化使得原来的高效泵效率降低单耗升高。为了解决这一问题我们采取了如下的一些措施。
2.1 控制大罐液位, 平稳吸入压力
根据实际情况的需求我们要求操作工日常将注水1000立罐控制在5.5m到7米左右使得注水泵入口压力平稳。
2.2 提高设备维护保养质量
在规定的保养时问内, 严格按照操作规范进行设备保养, 发现设备运转存在问题, 例如:震动量变大、温度升高和声音异常等情况及时上报、及时解决。
2.3 润滑油中添加耐磨剂, 提高润滑油润滑效果和使用寿命。
2.4 加强运行机组运转参数监测
为及时掌握注水泵机组的运行状态, 给泵站配备了红外线测温仪和震动测试仪, 要求每天对运行机组的轴瓦温度、轴瓦震动量及底座震动量等有关参数进行2次检测, 发现异常及时处理。
2.5 使用新式的泵控泵变频控制系统
2010年为了优化注水系统, 降低注水单耗我们投产了一一套前置泵控泵变频控制注水系统。前置泵低压变频调速技术是基于双泵的串联, 通过对前置泵的变频控制来是注水泵的工作点始终达到最高泵效, 从而使系统效率最高, 达到节能的目的, 也使系统运行参数可以进行智能调节。注水泵与增压泵串接, 通过小变频调速系统调节小功率增压泵, 实现对大功率注水泵的调节和控制;它实质上是信号放大的功能, 实现系统压力、流量可调.该系统由一台注水泵和一台增压泵, 注水泵驱动电机, 增压泵驱动电机及保证运行的润滑系统, 水冷却系统, 供电系统, 仪表测控系统, 低压变频调速系统, 计算机控制系统等组成。小功率增压泵为注水泵提供吸入压力, 使两泵恰当匹配;并通过计算机、仪表系统、变频调速系统调节使高效区行范围很窄的注水泵工作在高效区计算机系统实现自动监控, 依注水工艺要求 (地层情况) 实现大闭环优化运行;实现系统效率提高。由于主泵一部分功能由小泵 (增压泵) 来负担, 由于高压泵 (大泵) 和一个中低压泵 (小泵) 在同一流量下, 中低压泵的功耗要小很多, 特别是主泵拆级后, 节能更为显著。也就是说大泵 (注水泵) 节下来的能量用于小泵还有富余, 实现能耗降低
3 措施效果
通过泵站管理过程中采取的降低注水单耗的措施, 注水站的注水单耗一直在计划内运行。特别是投产运行了前置泵控制系统后, 由于主泵一部分功能由小泵 (增压泵) 来负担, 由于高压泵 (大泵) 和一个中低压泵 (小泵) 在同一流量下, 中低压泵的功耗要小很多, 特别是主泵拆级后, 节能更为显著。也就是说大泵 (注水泵) 节下来的能量用于小泵还有富余, 实现能耗降低, 注水单耗由原来的5.8降为5.2kwh/m3。大大降低了注水耗电。
摘要：在理想注水条件下, 即泵站污水罐水位运行平稳, 启用泵注水量和压力正好满足注水系统需要, 设备机械能损失正常。对单台泵的注水单耗值进行统计可以看出, 理想注水状态下启用单耗低的注水泵符合泵站经济运行要求, 但通常泵站在运行过程中, 受实际条件限制和影响, 水量和压力变化波动频繁, 每天的单耗值都是不同的, 针对单台泵单耗的变化, 进行因素分析.来达到降低注水单耗消耗的目的。
关键词：压力,日耗电量,注水量
参考文献
[1]姚杰, 著.低压变频技术在油田注水中的应用[1]姚杰, 著.低压变频技术在油田注水中的应用
国产剧注水攻略 篇2
电视剧注水竟然已经到这个地步了！无营养的台词不断重复，同样的镜头和情节一再播出，甚至连花絮和前情回顾都能充当一集，这种“无耻”的行为，使得广大观众不忍直视 最近，一组《隋唐英雄五》的奇葩台词广为流传，人们惊呼电视剧如今注水竟然已经到这个地步了！无营养的台词不断重复，同样的镜头和情节一再播出，甚至连花絮和前情回顾都能充当一集，这种“无耻”的行为，使得广大观众不忍直视，只能靠不停地快进来欣赏，让人欲哭无泪……台词，注水重灾区 台词最能直观展现剧集是否注水，同时也是电视剧注水重灾区。毕竟台词一长，时间可是哗啦啦地就过去了。台词注水主要有两种情况，一是在一段话中反复出现相同以及无意义的词句，摆明了就是来骗稿费的；二是台词逻辑很有问题，前言不搭后语，好像说了什么也好像什么都没说。总而言之就是让人非常想要吐槽。《隋唐英雄五》：谐音台词不停重复 “这里有多少同伙？”“这里是一个人。”“十一个人？”“不是十一个人，而是一个人。”“二十一个人？说！他们都藏哪儿去了”“你听错了，其实一个人。”“七十一个人，你当我傻呀，这么小的地方！”“傻瓜，你又听错了，这里就是一个人。”“九十一个人！”“二百五，是一个人。…‘二百五十一个人，你真以为我傻呀！” 一句简单的问话竟然能够扯出这么多内容，也是醉了。编剧，你出来我们谈一谈，保证不打你！尽管编剧的初衷肯定是为了骗稿费，但是怎么看这段都莫名地透露着一种喜感，把绕来绕去的文字技术发挥到了极致。又无聊又好笑，也算是观看这部雷剧的意外收获。《义见一帘幽梦》：13个“晕”表达激动心情 “云帆，我晕车耶……我不是那种晕车！我是坐着这样的马车，走在这样的林荫大道上，我开心得晕了，陶醉得晕了，享受得晕了，所以，我就晕车了。其实，我自从来到普罗旺斯，就一路晕。我进了梦园，我晕。我看到了有珠帘的新房，我晕。到古堡，我晕。看到种薰衣草的花田，我还是晕。看到山城，我更晕。反正，我就是晕。” 一段话里13个晕，不知道想要吓唬谁。是的，听了紫菱这一番话，她自个儿没晕，观众已經彻底晕了！剧情不够，台词来凑。《千金女贼》：台词中问要加卜关联词才能理解 这部剧的台词整个都是羞耻Play，不知道演员们在念的时候有没有抓狂。有用错词语的一一蒋心对着炮灰男二说：“一直被你包裹着，我很幸福对嘛？”包裹？编剧想表达的是保护、爱护的意思吧。有毫无因果关系的一一“谎言，永远不等于真爱。”谁跟你说谎言等于真爱的？二者有什么联系吗？有词句不通的一一“要把狼心放弃，除非狼死，心才会死。”编剧想说的应该是“想要真正放弃狼的心，除非狼死掉”吧？ 没有逻辑、词句不通，句与句之间要用关联词来表达转折、承接等关系，这是高中语文老师教的内容，编剧恐怕当年语文没学好吧。情节，注了一条汪洋大河 情节注水在最近几年尤甚，不在50集以上简直不好意思说自己是电视剧。如果剧集本身有这么多内容也就算了，可怕的是内容不够拖沓来凑，反复出现各种回忆镜头、空镜头、废镜头，放慢节奏，用各种无聊的戏份把一集内容拖十集……台词再怎么注水，忍一忍也就过去了，情节注水则不然，一旦野马脱缰，注的不是水而是一条汪洋大河。《活色生香》：回忆镜头重复无数遍，无数遍，无数遍 《活色生香》最大的注水问题是回忆镜头重复过多，很多剧情明明前面已经播过了，非要在回忆里再展示一遍。比如乐颜被魔王抢亲，小霸王为了救她而摔下山崖这一段内容，每一次乐颜跟人叙述的时候就会把这段内容拿出来播一遍。她跟安逸尘说的时候，用十分钟回忆整个过程；跟母亲说的时候，用十分钟；跟宁昊天说的时候，还是用十分钟……诸如此类的例子在剧中还有很多。如此注水，只能让人送上萧淑妃专用白眼一枚。《我的团长我的团》：慢镜头、特写多到浪费 整部剧中的闪回、特写之多简直让人坐立难安。以“豆饼之死”为例：从迷龙开始射击到击毁日军共用时5分40秒。期间镜头对豆饼面部特写17次，手部特写4次，豆饼喊了11声迷龙哥，如此高频率的重复镜头让人无语，导致一部战争剧拍得跟韩剧一样。戏剧冲突在某些集里甚至完全找不到，只靠着打仗的镜头就能填满一集。大概电视台自己也觉得不好意思了吧，于是二轮播出时将原来的43集压缩至20集，可见里头的水分有多大。《娘要嫁人》：大景谈话充斥剧情 《娘要嫁人》的注水在中间段，15集过后，齐之芳与父母家人的对话，动不动就要深情详谈个20来分钟；为了衬托齐之芳母爱的伟大，安排孩子们做出各种不合逻辑违反人性的混蛋举动，比如让追求自由恋爱的大女儿二毛逼迫母亲去嫁个手握实权却无关感情的老头；而此类儿女对母亲的忤逆，但凡玩儿大了剧情没法收尾的时候，就会安排一个邻家叔叔/家中长辈/学校老师来跟儿女哭诉母亲有多么艰难多么不容易，最后以儿女哭倒在地幡然悔悟结束。30集的内容，苦撑到50集，光看前十集与后十集都能无缝连接。人物。隐藏得更深 比起台词注水与剧情注水，人物注水则隐藏得更深。人物注水主要也有两种，一种是毫无存在感，完全没用甚至还拖垮了整部剧，如果砍掉这个人物的话，整部剧甚至会完整清爽很多；一种是鸡肋型的人物，食之无味弃之可惜，与主线关系不大，砍了有点影响不砍又觉得碍眼。《武媚娘传奇》：彭婆婆作用不如戏份大 《武媚娘传奇》中出场人物众多，有的却让人怎么也想不明白存在的必要。首当其冲就是彭婆婆，剧中浓墨重彩地描写了彭婆婆在洗衣房是如何没人敢惹，又交代了她的背景身世……总之各种制造悬念。然后，彭婆婆因为见到唐太宗所以突然发病，竟然就这么死了！死前说不惜一切诅咒唐太宗，还逼着武媚娘发毒誓。彭婆婆从第四集出现，一直到30集挂掉，出场不可谓不少，可问题是，她的存在对于整部剧根本没什么意义啊！彭婆婆手中既没有掌握着重大秘密，会在武媚娘遇难的时候帮助她，也没有像个世外高人一样给武媚娘留点什么信物；逼武媚娘发的毒誓也没有在后面起到什么作用，或者她的意义就是来拖戏的吧。《爱在春天》：支线人物太多 原版《我和春天有个约会》只有40集，《爱在春天》却翻了个倍，整整80集。注水在哪儿呢？主要是人物。四个主角之间的故事线没什么可注水的地方，编剧就把目光投向了他们的七大姑八大姨，要拐七八个弯才有点关系的角色也占了大量戏份。例如许德远，不过是露露的相亲对象，竟然也出现一条故事线，还很大阵仗地安排他死于空难；再如白浪已经算是支线中的支线了，竟然还窜出了师妹彩风、过世妹妹如意等人物，并且不是一笔带过而是详加描述，可这些人物毫无裨益，只会让剧集变得冗长，完全可以砍掉。 在电视剧漫长的注水历程里，制作方绞尽脑汁地寻求利益最大化，于是在台词、情节、人物这三大最常见的注水地之外，还巧妙地找到了花絮注水、前情回顾注水等匪夷所思的方式。这种注起来可是实打实一池子的水，杀伤力极大，注水长度可都是两集起跳！（资料来源：网易娱乐）v
nlc202309031957
应用周期注水技术节能增效 篇3
油田开发主要包括注入、采出、集输三个主要部分。注入和采出的耗电量在总用电量中占很大比例。随着油田注水不断开发, 累积注采比增加, 区块含水不断上升, 产水量相对逐渐增加, 使得系统效率降低, 造成能源浪费。针对这种现状, 为了降低采油成本, 提高油田经济效益, 少注水, 少产水, 多出油就能实现节能。
2 区块地质特征及开发现状
该区块开发扶余油层, 以古河道沉积相为主, 为不等粒混杂型碎屑砂岩, 粒度中值在0.097-0.118之间, 碎屑中石英占30%, 长石占34%, 岩屑占25%。砂岩以泥质胶结为主, 平均泥质含量12.9-16.3%。原始地层压力10.35MPa, 饱和压力5.34MPa, 储层平均有效孔隙度为15.0%, 平均空气渗透率为3.6×10-3μm2, 含油饱和度49.0%。
区块自1995年投产开发到现在, 累积注采比逐年增加, 到2009年已达到4.33, 但由于区块物性差, 地层孔渗度低, 非均质性强, 油层层间和平面矛盾突出, 导致注水效果不太明显, 反而含水上升速度逐年加快, 到2009年全区综合含水已经达到32.9%。
区块开发中能耗主要表现在随着含水上升, 注入水无效、低效循环加重, 使相同成本下产水量增加, 产油量减少, 造成注入、采出和集输过程中能源的浪费。
3 周期注水节能增效的原理
周期注水是通过注水井进行周期性的关井, 做到合理开发, 为油田增产稳产的一种技术。通过周期注水技术可以减少低效、无效注水, 增产增效, 其原理是:通过间歇性注水使高渗透带内的无效、低效注水流向低渗透带, 驱动低渗透带的剩余油流进高渗透带, 提高注水利用率和采收率 (如图1) 。
该技术所体现出的优点是与常规注水比较无投入, 操作方便, 易实施, 其节能原理是:间歇性的注水, 使全井注水量减少, 减少了无效和低效注水, 并节约注入过程中的能耗;降低采出井产水并增加产油, 提高机采系统效率, 使单位原油采出所需的能耗降低, 达到节能的目的。
4 周期注水技术的应用
周期注水技术的适用条件:油层非均质、油层亲水、地层原油粘度小、周期注水开展时机适时 (一般认为周期注水时间越早越好, 但经过数值模拟研究表明最佳时机是含水率为30%-50%的时候) 。从区块地质构造特征来看, 属于朝阳沟油田三类区块, 低孔低渗的储层条件和分选性差使得该区块非均质性特别强, 周期注水技术针对的就是非均质性强, 注水易出现局部憋压和水线突进的现象。所以从地质特征来看该区适合采取周期注水。
2009年至2011年, 该区总共实施周期注水23口井, 36井次。根据不同井组的实际情况结合理论, 来合理确定注水方式和注水周期:
4.1 注水方式的确定
区块上水淹程度比较低, 所以整体上我们选择零散间注, 再针对井组水井吸水状况和油井见水特点, 我们分情况分别确定注水方式:
对于砂体发育连续性较好, 层间吸水均匀, 中高含水井存在多方向多层位见水的井区, 井组采取层间轮换注水方式。
对层间吸水差异大, 油层动用不均衡的井区, 采取主吸水层间注的办法。
对于周围油井水淹程度高的井区, 我们进行水井整体间注。
4.2 间注周期的确定
(1) 周期注水的周期, 取决于井底压力波动大小及在油水井之间储层中的分布完成时间。注水时压力波传播到采油井井底, 这段传播时间被称之为见效时间t。通常见效时间与井距的关系为:
式中:
K—渗透率;
μ—原油粘度
其中:Ct=Cp+S0C0+SWCW
L-为井距;
Ct-为综合压缩系数;
Cw-为水的压缩系数;
Co-为原油压缩系数;
Cp-为岩石压缩系数;
Sw-为含水饱和度;
So-为含油饱和度;
φ-为孔隙度;
从公式中得出:周期注水的周期与渗透率成反比, 即渗透率越低压力传播的速度越慢, 注水周期越长。反之渗透率越高, 需要的注水周期较短。
(2) 通过关井后的压力变化, 我们同其他参数相比较发现:注水周期的长短不仅与渗透率有关, 还受到有效厚度的影响, 即与地层系数存在明显的对应关系。
试验表明关井后一个月内压差, 压力的传播速度 (压力下降幅度) , 大部分跟地层系数的对应关系更为明显, 与渗透率成反比, 反映与地层系数成反比关系, 所以在确定注水周期时, 计算出的理论周期, 要根据地层系数调整, 相同渗透率下有效厚度较大要适当缩短注水周期。
5 经济效益
自2009年到2011年, 该区总计实施周期注水23口井, 36井次。累计少注水4.875×104m3, 累计少产水2397m3, 累计增油181.9t。
按照吨液处理费8.15元/吨, 注水费用6.58元/吨, 原油价格2300元/吨, 原油成本812元/吨计算, 经济效益可达61.15×104元。
6 结论及建议
(1) 通过周期注水来提高油田生产效率, 可有效的改善水驱开发效果, 实现增产增效, 节能降耗的目的。
(2) 周期注水的方式和周期的确定, 要从整个区块到井组根据实际情况出发, 才能确保参数合理。
(3) 随着后期油田开发中含水不断升高和当今提倡节约型社会的局面, 所以无论是增产增效还是节能方面来讲, 周期注水技术将被广泛应用。
参考文献
[1]夏文飞, 高维衣.周期注水原理与现场应用, 油气田地面工程, 第22卷, 第12期, 20-21
“政绩注水”深几许? 篇4
阜平县的这一情况并非当地所独有,全国不少地方都存在类似现象。为了发展地方经济,许多地方政府采取了“招大商,大招商”用来发展工业、农业经济等一系列举措,这一点无可非议,也是符合国家政策、得到上级鼓励的。然而,为了对这一方面进行考核,许多地方政府采取了“数字考核”、“指标考核”的方式,把“数字”、“指标”看成是重要的“硬指标”,并以此作为官员政绩的重要标准,而层层上报数字和指标并以此考核官员政绩的结果是,各地竞相在数字上“注水”以此来增加政绩。而且,为了完成或超额完成上级的指标,一些地方政府又往往把这些指标分配下去,出现了“上级压下级”的情况,而“下级”为了完成任务,又层层加码,直到这些数字或指标变得“高不可攀”,便成就了“越来越深”的“注水政绩”。
但是,统计数据作为一个国家或地区经济社会发展变化的晴雨表,理应是各级政府据此下判断、作决策、订规划的依据,是企业和公民据此安排生产生活的标杆,数据失真的结果,既有可能带来全局的和不可估量的影响,要么是注水的项目套取着国家的资财,要么是使当地百姓不能享受到应有的福利和政策,白白浪费了纳税人的钱财,还助长了造假和浮夸之风,而少了务实之举,把真正的民众呼声、民生诉求抛诸脑后,严重影响了党和政府的公信力,对干部也是一种误导——只要场面热闹、数据漂亮,就能步步高升,这样,你的造假数字是1亿元,我的就一定要比你高而成为2亿元甚至更高;上一任领导的地方一般预算收入是5亿元,那么下一任就一定会在此基础上“同比增长××”,形成了可怕的恶性循环。
板中地区注水系统节能改造 篇5
大港油田公司采油四厂板中注水系统有板6注、板7注、板8注、板16注等4座注水站, 地面均建有完善的注水配套系统。其供水水源主要来自板一联合站供污水阀组至板中供水管线 (管径及节点压力见表1) , 供水管道末端已出现能力不足问题。
2 注水泵型号及运行参数
注水泵型号及运行参数见表3～表5。
3 板中注水系统存在的问题
板中供水系统管通能力不足。特别是板6注地区, 由于处于板中供水系统的末端, 现有直径114mm的复合管道实际供水能力在650 m3/d左右, 造成下游站点时常出现供水不及、频繁停泵的现象。为保证正常注水, 板6注、白1注等注水站不得不实行清污混注。根据地质安排, 未来几年将在板中地区加大注水开发力度, 现有供水管道能力已不能满足地质开发需求。
随着改变开发方式及综合治理的进行, 地质部门对板中地区重新进行了规划, 预计新增注水需求在800 m3以上, 现有注水泵能力已不能满足实际地质需求。同时, 板8注、板16注均存在由于个别单井注入压力高使得整体系统压力“居高不下”的现象, 使得单井截止阀使用寿命短、注水泵柱塞直径选择难度大, 不利于节能降耗工作的开展。
4 解决方案
(1) 更换、升级供水管道, 提高管线流量, 以满足板中地区的注水需求。
(2) 扩建、改造板8注, 停运板7注、板16注, 提高资源利用率, 加强区域内互补、调剂能力。
(3) 加强单井分析, 应用注水井酸化解堵技术, 解除近井地带污染堵塞, 降低注水压力。
5 工艺改造
5.1 供水系统
将板20站—板8注、板8注—板6注供水复合管线更换为钢管线并进行管径升级, 提高管线流量至2 660 m3/d, 以满足板中地区的注水需求。
5.2 注水系统
扩建改造板8注, 板16注保留原有工艺。以板8注 (建成3台5柱塞泵) 为中心, 向西南铺设一条高压注水干线, 将板16注所属注水井均调头于新建干线上。
由板8注泵出口向西南方向铺设φ114×14高压注水干线2.3 km至板21-8井场, 然后对接原φ89×12高压注水管线至板16注。
板16注原有注水井均根据具体情况, 调头于新铺注水干线上。
同时, 板8注与板16注地区水井工作量实施后, 预计地质配注在1 700 m3左右。按照目前压力系统 (17 MPa) 计算, 3台5柱塞注水泵能力达到1 908 m3, 可以满足需要。考虑到该地区其他新井的投注和系统压力上升的情况, 按照25 MPa系统压力计算, 3台5柱塞注水泵能力为1 440 m3, 能力仍有不足。因此, 在板16注保留了原有注水工艺。当地质要求配注量超出新建系统能力时, 可启用该地区注水泵, 向系统内补给高压水。
5.3 单井酸化解堵
针对注水井近井地带污染堵塞、注水压力高、注水困难的问题, 我们立足水井降压, 兼顾系统降耗, 在板8注、板16注的板21-3、板880-2两口水井上实施酸化解堵, 平均单井注入压力下降12.1MPa, 注水站系统压力平均降低5.3 MPa。
6 改造实施效果
在油田公司及采油厂相关部门的大力支持下, 2008年3—9月对板中地区供注水系统成功进行了整体工艺改造, 整体改造投资费用4.22×106元。
(1) 板中地区管通能力由原来的1 400 m3增加到2 660 m3, 各站点来水压力平均增加0.6 MPa, 年注水量增加2.2×104m3;同时通过平稳供水, 减少了注水泵启停次数。
(2) 优化合并注水站, 停运注水站点2座, 年度减少注水站运行成本开支近7.5×105元。
(3) 在立足单井降压、兼顾系统降耗后, 平均单井注入压力下降12.1 MPa, 注水站系统压力平均降低5.3 MPa。
截至2008年12月, 通过实际运行监控, 板中地区平均注水单耗由2007年底的7.24 kW·h/m3下降到目前的5.31 kW·h/m3, 年累计节电9×105kW·h。按电费0.7元/ (k W·h) 计算, 年节支6.3×105元, 合计年节支达1.38×106元, 为板中地区高效开发提供了坚实的保证。
参考文献
[1]韦国斌.油田注水系统节能[J].石油规划设计, 1996 (2) .
试论油田注水节能工程技术 篇6
据统计, 注水泵的能量消耗在注水系统能量消耗中占有百分之四十二到百分之五十五的比例, 因此注水泵的节能是注水系统节能减耗的关键措施。目前, 国内注水泵战都是根据最差条件的注水泵流量和扬程范围所配置的, 其所选择的离心泵流量和扬程范围都过大, 而在实际工作中, 注水泵的流量和扬程范围大部分之间内都是远远低于所设置的流量和扬程范围的, 这会导致泵偏离BEP运行。在注水泵运行时, 如果其规格过大性能参数偏离会导致设备运行不稳定, 从而导致如液体流动状态的紊乱等一系列问题。如液体流动状态的紊乱会造成密封件、轴承的损坏甚至轴断裂, 生成的气穴会使轴的径向力和向力增大。这些问题不但会造成安全隐患, 还会使注水系统工作过程中过大的消耗能量, 因此必须对注水泵采取有效的调节措施, 使其适应负荷的变换运行。
根据油田不同时期的生产需求和实际注水量, 科学选用合适的离心式注水泵, 有利于注水系统的节能减耗。目前可供油田使用的高效离心泵有:DF250、DF28、DF300、DF400等, 这些离心泵的实际工作效率为百分之七十七到百分之八十六。油田在开采生产过程中可根据泵的效率, 在加大流量并不以提高效率的情况下, 适当的增加泵的台数, 应用大排量的离心泵从而达到节能达目的。随着低渗透、高压的小断块油田不断开发也为柱塞泵提供了发挥空间, 在高压、低渗透小断块块油田的生产工作中, 可以选用柱塞泵, 这种泵是容积式泵, 其水力性能相对于离心泵较强, 而它的漏水量比离心泵的药效, 柱塞泵的效率也比离心泵的效率高很多, 其实际工作效率达到百分之八十六以上, 同时, 这种泵运行的性较离心泵的好, 调节注水量方便, 节能效果较好。
注水泵各部件的材质性能与能量消耗量有着密切的关系, 可以根据各部件的性能作用以及材质特性, 采用一些节能技术对其处理改进, 达到节能减耗的目的。在泵出口压力高于管道压力同时高出值又不与单极叶轮所产生的压力成整数比时, 可以采取车削叶轮的办法, 但是由于叶轮切削后不能够恢复, 车削量有限, 所以这种办法只能用于泵流量长期不变的工作场合。对于注水系统的节能减耗, 还可通过降低泵水单耗, 控制泵管的压差在合理的范围之内, 从而达到降低注水泵的泵极的目的;在注水泵工作运行过程中, 由于注水水质的差异较大, 其中有些水具有腐蚀性等特点, 会对泵造成腐蚀甚至影响到整个注水系统, 因此在选择注水泵的时候需要考虑其材质是否具有耐腐蚀的特性。
二、注水管网的节能减耗
由于注水管网的管太小, 而流体的流速又很快, 这就会使注水管网的磨损增大, 造成能量消耗的增加, 因此需要合理的选择注水管的管径。同时需要降低管道内壁粗糙程度, 管网的磨损与管道内壁的粗糙程度成正比, 在管道投入使用前, 应对其内壁进行特殊处理, 提高管道内壁的光滑度。由于油田注入水的水质差异较大, 大多数的注入水腐蚀性较强, 在选取注水管网时, 应采用有耐腐蚀材料加工的防腐管网。同时, 应尽可能在管网中少设置三通、变径、弯头、阀件等部件, 减少因部件阻力所造成的管网磨损。而且可在注入污水前, 对注入水通过加入防垢剂、缓蚀剂以及污水过滤等措施减少注入水的水质对管网的损害。
油田应对注水站合理布局, 采取低压供水。如果油田的面积太大, 却又只设置一台注水泵, 这必然会造成高压管线过长, 加大注水管网的损坏, 从而造成能量的损耗。并且如果区块内压力不同时, 泵压造成的损失更加明显。所以注水站应尽量设置在注水管辖区的中心位置, 并且注水泵压力控制在1M Pa以内, 注水半径应在五千米以内。对于边远油田区, 可采用小站注水流程, 减少因高压管线过长引起的沿程阻力所造成的管网损失增大。而且可根据不同注水井的吸水能力不同, 造成注水压力差别较大, 会造成管网的损失, 对待这个问题可以把低压井和高压井区别对待, 对高压井和低压井分别设置管网, 分别使用或共用低压泵供水, 对低压井可增设增压泵。
三、结语
注水系统耗能在油田耗能中占有主要部分, 注水系统的节能减耗是油田最为重视环节之一。注水系统的节能减耗不仅可以为油田企业减少成本, 同时也能够提高其经济效益。随着科学技术的发展和进步, 油田注水节能工程技术也在逐步提高, 并且日益受到重视, 广大科技人员在降低注水耗能、提高注水系统效率等方面也做了大量有效的尝试, 实施了多项优化运行措施和调整该在节能技术, 并且取得了重大的节能减耗效果。随着油田注水节能工程技术的不断发展和进步, 将来的节能工程技术会为油田企业创造更好、更大的经济效益。
参考文献
[1]、孙珀、梁爱国等油田注水系统节能技术研究与应用《中国科技信息·能源》2006年第6期[1]、孙珀、梁爱国等油田注水系统节能技术研究与应用《中国科技信息·能源》2006年第6期
[2]、刘炜光油田离心注水泵站系统效率分析及节能对策《石油机械》2005年第5年[2]、刘炜光油田离心注水泵站系统效率分析及节能对策《石油机械》2005年第5年
注水开发油田节能降耗方法探讨 篇7
1 有效注水, 控制低效无效循环
从油田开发角度讲, 节能的主要途径是减少低效无效循环注水, 提高注入水的利用效率, 控制低效无效产液。
1.1 注水井节能措施
注水井节能措施主要包括调剖、控水、低注井冬停夏注、周期注水。通过对注水井采取一系列措施, 取得了以下效果:
(1) 细分控制注水, 通过细分注水层段, 控制高含水层注水量, 减少低效无效循环。在高含水井区细分控水31口井, 日实际注水减少561 m3, 累计控制无效注水20.476 5×104m3, 井区连通的采油井累计少产水7.592 5×104t[1]。
(2) 通过开展周期注水, 调整平面矛盾, 减少无效注水。2005—2008年在作业区基础井网开展周期注水8口井, 累计少注水78.768 6×104m3, 井区油井累计增油1.875 4×104t。
(3) 注水井浅调剖, 调整层间矛盾, 减少无效注水。对5口基础井网注水井实施了浅调剖, 累计控制无效注水0.438×104m3, 井区连通的采油井累计少产水0.584×104t。
(4) 对低注井冬停夏注, 共实施23口井, 累计少注水1.25×104m3。
1.2 采油井节能措施
采油井节能措施主要包括堵水、封窜、转注、关井、调参、间抽。通过对采油井采取一系列措施, 取得了以下效果:
(1) 油井堵水, 油井堵水是控制无效、低效产液的一项直接而有效的措施。在高含水高产液层段以及聚驱开采层段, 水驱采油井堵水7口, 累计少产水7.052 8×104m3。
(2) 对参数较高的低沉没度采油井, 调小参数。共调小参数23口井, 平均单井沉没度上升59m, 泵效上升2.5%。
2 采用新工艺、新技术、新设备进行节能技术改造
2.1 更换节能电动机
2008年, 全区更换节能电动机4台, 其中永磁节能电动机2台。更换前后对比, 装机功率由50 kW降至37 kW, 下降了13 k W;平均消耗功率由15.76kW降至12.61 kW, 下降了3.15 kW;平均系统效率由52.41%升至66.55%, 上升了14.14个百分点;平均百米吨液耗电由0.54 kW·h降至0.43 k W·h, 下降了0.11 kW·h, 日节电151.2 k W·h。
更换双功率电动机2台。更换前后对比, 装机功率由45 kW降至40 kW, 下降了5 k W;平均消耗功率由10.71 kW降至10.00 kW, 下降了0.71 kW;平均系统效率由30.89%升至32.99%, 上升了2.10个百分点;平均百米吨液耗电由0.61 kW·h降至0.52 kW·h, 下降了0.09 kW·h, 日节电34.1 kW·h。详见表1。
2.2 更换节能控制箱
针对角星转换降压技术利用率低的问题, 经理论计算及现场试验总结出角星转换降压技术选井方法, 即抽油机井应满足ML max≤0.3 Mmax、Imax<0.58 IΔ、βI<1三个条件。2008年, 全区调换角星转换控制箱28面, 平均消耗功率由6.62 kW降至6.21 kW, 下降了0.41 kW;平均系统效率由25.53%升至27.24%, 上升了1.71个百分点;平均百米吨液耗电由1.81 k W·h降至1.72 k W·h, 下降了0.09 k W·h, 日节电277 kW·h[2]。详见表2。
2.3 电泵转成螺杆泵
电泵转螺杆泵1口井 (堵水后转螺杆泵) 。前后对比表明, 消耗功率由54.34 kW降至9.34 kW, 下降45 k W;系统效率由32.52%上升至35.11%, 上升了2.59个百分点;百米吨液耗电由0.69 k W·h降至0.67 kW·h, 下降了0.02 k W·h。
2.4 抽油机转成螺杆泵
抽油机转螺杆泵1口井。前后对比表明, 消耗功率由22.04 kW降至9.88 kW, 下降了12.16 kW;系统效率由36.09%升至52.34%, 上升了16.25个百分点;百米吨液耗电由0.75 kW·h降至0.52 k W·h, 下降了0.23 kW·h。
2.5 抽油机机型调整
调整老化淘汰机型5口井, 可对比4口井 (1口液面在井口) , 平均装机功率、平均消耗功率增加的同时, 平均日产液提高7 t, 系统效率提高了6.1个百分点, 平均百米吨液耗电降低了0.21 kW·h。
3 完善制度, 挖潜节能管理措施
该作业区节能数据实现了网上共享, 建立节能工作月度分析及节能工作月度汇报制度, 体现出计划、实施、分析、检查、考核的闭环管理模式。
3.1 推进节能示范工程
精细调整抽油机井平衡率。调平衡352井次, 平衡率由95.9%上升到98.1%, 上升了2.2个百分点;“节能平衡率”井数由54口增加到176口, 占统计井数47.19%, 平均消耗功率降低了0.48 kW, 系统效率提高0.41个百分点[3]。
合理调整皮带及盘根松紧度。制定出单井皮带及盘根松紧度调整范围, 将皮带及盘根松紧度纳入抽油机井月度检查点项, 作业区专人检查调整情况, 月底进行评比通报。
3.2 开展“双低”抽油机井治理工作
通过检泵、解堵等提液措施, 提高了低效井的系统效率;通过调小参数及互换电动机措施有效提高了电动机利用率。治理前后对比表明, 系统效率低于10%的井数由2007年的81口减至2008年的49口, 减少32口;平均系统效率提高7.36个百分点, 电动机利用率低于20%的井数由76口减至61口, 减少15口;平均电动机利用率提高3.45个百分点[4]。
3.3 加大低液面井间抽力度
选取30口沉没度较低、严重供液不足井开展间抽试验, 通过试验发现, 日关井7 h, 日产液低于10 t、泵效低于25%、含水低于90%的抽油机井间抽前后对比产液量、产油量稳定, 能耗降低。2008年, 间抽井120口, 其中, 每日关井4 h间抽46口、每日关井7 h间抽74口。间抽前后对比表明, 日产液由1 877 t下降到1 779 t;日产油由126 t下降到117 t;平均消耗功率由7.16 k W下降到7.01 kW;日节电3 529 kW·h, 累计节电58.18×104kW·h。
3.4 全天连续洗井试验
抽油机井平均热洗周期184 d, 同比延长16 d。为提高热洗炉有效利用率, 减少提温及降温的天然气损耗, 开展了油井昼夜连续热洗试验。全区实施油井昼夜连续热洗管理方法, 实施前后对比表明, 平均每天每队热洗井数由1.8口增加到4.2口, 累计每月少使用热洗炉912 h, 平均每月节约天然气3.5×104m3。
4 优化集输工艺流程, 加大不加热集油力度
结合各转油站系统的管理面积、集输半径, 所带井数, 产液、含水及周边自然环境等四个层面, 试验摸索不加热集油管理模式。
4.1 努力克服工艺流程缺陷, 实现低温集输
(1) 针对中转站无单独热洗炉, 热洗时掺水流程与热洗流程无法分开, 冬季无法实现低温集输和高温热洗同时进行的问题, 采取了热洗时除热洗计量间外其余计量间走抽三合一底水流程, 热洗结束再恢复低温集输, 加密单井检查, 如发现油压超高井, 立即通过计量间热洗流程进行管线冲洗。
(2) 中计管线长在1 000 m以上的计量间, 所带井数少, 并且单井产量低, 正常控制掺水量时计量间与转油站压差达到0.5 MPa以上, 温差达到5～10℃, 单井运行困难, 若放大单井掺水量, 又将造成系统压力大幅下降, 不利于低温集输;须进行流程改造。将不同计量间单井串联, 将中计管线、单井管线扫线后封死, 并将计量间内所有容器、管线放空, 门、窗全部封闭。虽为单独热洗流程, 但出口无伴热, 冬季须连续启运。热洗泵排量为25m3/h, 转油站无热洗时用热洗泵为计量间供掺水以平衡掺水温度和压力, 保证整个系统平稳、安全、低温集输。
(3) 由于低温集输和放宽常温集输界限后, 部分井冬季套管结冻速率加大, 井口套管易冻, 影响油气生产和资料的录取, 作业区自行研制了套管保温套, 应用于261口井。保温套分两种类型:一是利用掺水在环形空间运行为套管保温, 见图1;二是利用双管冷输的副管产液量在环行空间运行为套管保温, 见图2, 解决了冬季套管易冻的问题。
4.2 加强集输管理, 实现低温集输
(1) 合理实施油井热洗和管线冲洗。以易于操作及热洗流程的高效利用为目的, 实行各站每月集中3～5 d热洗的方式, 更合理地满足低温集输和热洗的双重需要。同时, 冬季针对油、套压升高较快的单井加密油压录取, 视情况制定不同录取周期, 若升值超过《采油二厂不加热集油实施方案》规定范围, 立即结合其他井热洗实施管线冲洗。另外, 为减少提温次数, 在热洗时将油、套压上升较快的井一并冲洗。
(2) 对破损或覆土浅影响低温集输的过渠管线保温层重新覆土。全区共计69条过渠管线, 其中21条保温层存在不同程度破损, 且有8.6 km管线因穿越泡子或地势原因管线覆土较浅, 增加了低温集输的难度, 因此入冬前组织人力对这部分过渠管线重新进行了保温, 并利用挖沟机、推土机对可重新覆土的5.4 km管线进行了重新覆土, 保证冬季低温集输的顺利实施。
(3) 严格控制单井掺水量, 确保掺水系统压力平稳。单井掺水量大小对转油站掺水系统压力、自耗气量及集输系统的平稳运行起着至关重要的作用。为合理控制单井掺水量, 对有掺水、热洗流量计的转油站的掺水量实施定期检查和随时抽查, 并建立了《掺水量巡检记录本》, 小队、作业区时时监控;对无掺水、热洗流量计的转油站, 其单井掺水量进行井口抽查;同时, 结合各站的井数、掺水泵型号、集输半径等因素为各站制定了掺水启泵台数和掺水压力控制范围, 定期检查、不定期抽查, 确保单井掺水量控制在0.7 m3/h以内。
(4) 强化掺水变频器使用, 优化运行方式。进入夏季实施季节冷输后, 部分队掺水井数仅有20余口, 按单井掺水量0.7 m3/h以内控制后, 管压达到2.5 MPa以上, 管线穿孔率明显上升, 若使用掺水变频器则可通过变频调节将掺水压力控制在1.8MPa左右来降低管压, 因此需强化掺水变频器的使用。夏季, 站掺水变频器使用输出频率在44～47 Hz范围内, 平均单台变频器日节电220 kW·h左右。另外, 在洗井启热洗泵时掺水和热洗压力会更高, 因此当热洗泵能够同时满足掺水和热洗要求时, 停掉掺水泵, 只启运1台热洗泵, 同时保证热洗和掺水。按热洗6 h计算, 每洗1次井停掺水泵可节省电量375 k W·h, 同时该时间段内所有掺水井为高温运行, 可以同时冲洗管线, 在节气的同时也降低了集输用电单耗。
5 几点认识
(1) 注水开发油田的节能潜力十分巨大, 它涉及到开发地质、注水工艺、地面流程、井下作业及注采管理等方方面面, 是一个系统工程。
(2) 做好注水开发油田中的节能工作, 既符合国家节能降耗的一系列政策, 又有利于增加企业的效益。
(3) 注水开发油田节能的关键在于是否能有效注水、有效采油, 从注入到采出再到集输, 每一个环节都不能忽视。
参考文献
[1]方凌云, 万新德.砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京:石油工业出版社, 1998.
[2]俞伯炎, 吴照云, 孙德刚.石油工业节能技术[M].北京:石油工业出版社, 2009.
[3]李金华, 华伟棠, 李铁.游梁式抽油机节能新技术探讨[J].石油机械, 1999 (12) :42-45.
唐南区块注水系统的节能降耗 篇8
目前唐南区块共有2个注水站, 分别是南28注水站和南38注水站。南28注水站由庙一联供水, 供水管网约1000米, 该注水站管辖6口注水井, 目前开井3口, 日注170方;南38注水站由水源井供水, 管辖7口注水井, 开井3口, 日注水140方。通过每月动力费统计发现, 南28注水站每月动力费用约为2万元, 单耗为5.1吨/方, 泵效为127%, 南38注水站每月动力费用约为5万元, 单耗为14.8度/方, 泵效为70.6%, N38注水站远远超出油田规定单耗7.4度/方。经初步分析, 得出可能影响注水系统效率、导致单耗高的原因: (1) 泵与管网匹配不合理; (2) 水质不达标导致设备的磨损与腐蚀; (3) 注水系统中压力异常井导致整体压力上升; (4) 管理制度缺陷导致注水压力上升;我们通过对以上几个因素的分析, 做了相应的工作, 以此确定能耗高的主要原因, 从而降低单耗, 提高泵效, 达到节能降耗的效果。
2 注水能耗影响因素分析
2.1 泵与管网匹配的合理性
N28注水站目前日注水为170方, 38柱塞注水泵, 理论排量为13.9方/小时, 考虑日后水井的调整情况, 泵排量与实际生产现状相符。N38注水站目前日注水为140方, 41柱塞注水泵, 理论排量为16.7方/小时, 泵排量超过实际生产情况, 造成能源的浪费。
2.2 水质与注水系统能耗关系
由于注入水一般腐蚀性较高, 所以管材应选择防腐蚀性较强的, 并采取防腐工艺 (如涂膜技术) 来减少注入水对管网的腐蚀。由于结垢会使管径变小, 流阻变大, 尤其是单井管道, 数量大, 结垢严重, 压力损失大。因此, 要在注入水前加入缓蚀阻垢剂或进行污水处理, 减少对管网的破坏。
在近几个月的水质监测数据表中, 我们可以看出, 南28注水站水质中的悬浮固体含量偏高, N38注水站水质也要进一步落实清楚, 尽量减少因水质影响注水系统能耗变大。
2.3 注水系统中压力异常井导致整体压力上升
N38注水站所管辖的注水井中, 目前只有N38-12、N138-3、N38-13三口注水正常井注水, 三口井油压分别为20MPa、19.5 MPa、11M P a, 由于压力差距较大, 从而导致泵压的升高, 从单耗公式可以看出, 单耗值虽然由耗电量除以注水量得出, 但由于泵站泵压控制可直接影响注水泵的注水量与耗电量, 因而也就影响了注水单耗的大小。
2.4 管理制度存在漏洞, 导致注水工作开展滞后
在我区近期开展的注水系统大调查中, 我们对本区13口注水井进行了全面的普查, 存在问题较多:过滤缸内杂质较多, 清理不及时;没有按照规定的周期洗井;流量计损坏较多, 导致无法准确读数;水源井故障频繁, 停注次数较多;设备维护质量较差, 无法保证连续注水等。日常管理制度落实不下去, 严重影响“注好水, 注够水”, 同时也会导致能源的消耗。
3 降低注水能耗优化措施
3.1 选择合理设备, 有效降低单耗
N38原注水泵使用41柱塞, 理论排量为16.7方/每小时, 而N38站配注为140方每天, 虽然有变频但原柱塞大大超出了注水所需排量, 造成注水泵做无用功较多, 加上原柱塞磨损严重, 柱塞上有明显磨痕, 造成注水泵效率较低, 分析后认为N38注水泵更换38柱塞更符合实际情况, 能够有效减少注水泵无用功, 目前已更换38柱塞, 通过近期连续跟踪, 效果明显。
3.2 改善水质, 降低水质对注水系统的影响
通过对水质监测的分析, N28注水站悬浮物的超标主要原因是庙一联水质不达标, 所以我们建议庙一联水质需要进一步改善。在本次水井检查中, 我们发现N38注水站过滤缸内铁锈杂质较多, 分析认为是本站水源井水质呈碱性, 对管线有腐蚀作用, 管线结垢, 使管径变小, 流阻变大, 造成压力损失, 同时对管线的破坏也较为严重。目前N38站内还有一口水源井, 可先化验水质, 若水质合格则启用另一口水源井。另外两个注水站均可通过在过滤缸添加维球的方法净化水质, 目前准备着手实施。
3.3 及时分析, 有效提高注水效率
N38注水站目前正常注水3口N38-12、N138-3、N38-13, 其中N138-3目前油压较高19.5 MPa, 通过对该井生产情况以及历次作业的分析, 认为该井目前地层出砂。与地质结合后, 准备对该井实施分注措施, 可降低注水压力。N38-12目前注水压力为20MPa, 该井从投注层位与N38-13相同, 均为NmⅢ1, 至今生产30天, 而N38-13注水压力仅为11 MPa, 怀疑该井出砂, 由于该井目前无洗井管线, 建议该井冲砂作业。同时对吸水较差层段进行调剖, 有效降低压力异常井压力, 从而降低注水泵出口压力, 缩小注水泵入口和出口压力差值, 提高泵效。截止到目前已实施2口, 效果有待进一步观察。
3.4 堵塞管理漏洞, 完善管理制度
针对目前管理缺陷, 我们制定了相应的管理制度:每月清理注水泵过滤缸、井口过滤缸, 清水罐每季度清洗一次。通过清理注水泵过滤缸提高过滤网渗透性和吸入口压力, 保证注水泵吸入量充足;清理井口过滤缸, 减少因过滤缸内杂志堵塞造成的注水压力损失, 注水泵来水更容易进入井内;清理清水罐内泥沙, 减少泥沙向管道中的流动, 减缓注水泵过滤缸内杂质聚集速度, 增加吸入口压力, 提高泵效, 减缓注水泵柱塞磨损, 提高注水盘根和柱塞更换周期;同时我们还组织注水泵维修培训, 确保维修质量, 提高注水时率;针对水源井故障频繁现象, 我们制定了相应的应急措施, 将站内另一口水源井恢复, 让其具备供水能力;同时对损坏的仪器仪表进行了维修。通过一系列的调整、优化措施, 目前注水系统运行平稳。
4 措施效果
通过一系列措施, 两个注水站的注水单耗都有所降低, N28注水站单耗由原来的5.1度/方下降至5.05度/方。N38效果尤为明显, 在使用原41柱塞时, 日耗电量为2080度, 注水单耗为14.8度/方, 9月9日更换38柱塞, 随着柱塞更换、过滤缸和清水罐清洗一系列措施后, N38日耗电量下降到1010度, 注水单耗降低至7.2度/方。
摘要：唐南区块注水系统主要包括南28注水站和南38注水站, 通过调查发现, 注水系统每月所消耗动力费为7-8万元, 占全区1/5, 注水系统效率低, 注水单耗高。我们通过对水质的改善、注水设备的维修、大罐冲洗、压力异常井的排查等一系列优化措施, 提高注水泵泵效、降低单耗, 达到节能降耗的目的。
关键词：注水,节能降耗,优化措施
参考文献
[1]丰国斌.油田注水系统节能.石油规划设计, 1996, 7 (2) :7—9.[1]丰国斌.油田注水系统节能.石油规划设计, 1996, 7 (2) :7—9.
[2]詹建东, 陈学艳, 刘鸿强, 等.提高中原油田注水系统效率的措施探讨.江汉石油学院学报, [2]詹建东, 陈学艳, 刘鸿强, 等.提高中原油田注水系统效率的措施探讨.江汉石油学院学报,
谨防“幸福指数”再注水 篇9
9月21日的《21世纪经济报道》报道说，热点的爆发，始于国家统计局将推出“幸福指数”的计划。在国家统计局宣布此决定之后，已经有数个城市声称，要跟上这个时代的步伐。
将百姓的“幸福指数”纳入考核体系，是执政为民理念的一大进步，可圈可点。我想每个百姓都会为之一振——听闻这消息，本身就是一种幸福。可是，联想到“数字造假”这个老话题，笔者又生发出一点担忧，在被称为“痼疾”的“数字造假”愈演愈烈的今天，“幸福指数”会不会也遭遇“不幸”，成为一些人“把数字搞上去”的新目标？
媒体披露的情况也让人不能乐观：有关“幸福指数”的测量标准，学术界争议不断，地方政府无所适从。针对测量的客观性和公正性，质疑几乎从未停止。评价体系的不同，导致结果千差万别。事实上，仅在中国内地，已出现各种版本的幸福感排名。地方政府正在展开新一轮的“幸福指数”大战，评论家们说，这有可能使“幸福指数”成为下一个“GDP崇拜”。
而我最大的担忧正在于此：GDP等硬指标在“GDP崇拜”下都能被人为造假、注水，以致于今年上半年GDP数字又出现“打架现象”：国家统计局公布的数字与发改委根据各省市统计的数字相差8048亿GDP产值，逼得国家统计局打出强势“组合拳”对付数字造假，从建立直属统计调查队，到组织修改《统计法》，再到设立举报中心……那么，对于这个“争议不断”、“无所适从”、“各种版本”的软指标统计，如果有人想造假、想注水，空间不是就更大了么？
所以，有关部门在制定有关“幸福指数”的评价体系时，要全方位、多层次进行严谨、细致的考虑和规划，力求把人为造假、注水的空间减少到最小限度，并根据实际情况不断改进、完善评价指标。只有能够真实反映老百姓幸福程度的指数，才能真正代表社会进步的程度，也才能为国家的决策调整提供正确的依据。
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178个国家和地区的排名中，8国集团成员排名50名以外，中国居第31位。
英国“新经济基金”组织推出全球幸福指数调查报告
就生态环境角度而言，在怎样的国家或地区生活最幸福？英国“新经济基金”组织对全球178个国家及地区做了一次大排名，并于今年7月12日出炉了一份“幸福指数”报告。其中，太平洋岛国瓦努阿图荣登冠军，一批发达国家反而名落孙山。
结果之所以出人意料，原因在于评选依据的标准是“获得幸福的投入产出比”，即一个国家或地区的人民生活水平与其对自然资源开采使用的比值。计算公式概括来说就是，以人们对生活的满意度指数乘以人均寿命，然后除以当地资源消耗指数。
“新经济基金”组织表示，此次排名中表现最优秀的地区当属中美洲。前10名名单中，中美洲国家占了大多数。
越南以排名第12位成为亚洲成绩最好的国家，而新加坡则以第131位成为亚洲成绩最差的国家。中国排名第31位，而泰国、印度、日本、韩国则分别排名第32位、第62位、第95位和第102位。
非洲国家平均成绩最不理想，包揽了最后10名中的7位，津巴布韦更成为倒数第一。
有意思的是，八国集团成员却无一进入排行榜前50名。英国和美国分别位列第108位和第150位，俄罗斯则排名第172位。意大利、德国、加拿大、法国分别排在第66位、第81位、第111位和第129位。
火烧山油田注水系统扩容节能改造 篇10
油田注水是高耗能生产方式, 2007年火烧山油田注水用电量866万kWh, 达到了抽油机用电量的53%。对注水能耗水平进行有效控制、保持注水系统长期经济高效运行, 是油田节约挖潜、降本增效的重要措施。
1 注水系统概况
火烧山油田注水系统始建于1989年, 随着油田注水开发的需要, 2000年进行了换泵改造, 选择DF140-150×11型多级离心泵及3S175A-34/16型三柱塞泵各2台作为注水泵, 运行方式均为一用一备, 注水规模为4100m3/d, 注水泵压为16.0MPa, 柱塞泵为变频运行控制作为辅助调节水量的功能。
注水管网系统是由注水泵站通过4个采油队的4条注水干线再分配到各计量站配水间后注入到单井, 各注水井井口注入压力等级因各队油藏层位特征有所不同 (见表1) 。
2 离心泵减级改造
在经历几年调剖措施治理后, 注水井井口压力未出现普遍上升的现象, 均小于13MPa, 大于11MPa的仅8口, 只占全油田总注水井数的7% (见表1) 。高达16.0MPa的泵压使大部分注水井在各计量站配水间的调水阀产生了很大的节流损失, 离心泵单耗达到了7.25kWh/m3, 高于当时新疆油田公司的平均值7.18kWh/m3。而且不断增加的油田注水量与注水泵站的规模矛盾逐渐突出。为此, 2005年10月对两台多级离心泵进行了减压增排的减级改造, 先后将两台多级离心泵内部叶轮进行了适当切削后, 注水规模扩容到4600m3/d, 泵压降至13MPa。减级后平均注水地面系统效率由22.6%提高至38.2%, 离心泵单耗降到了5.1kWh/m3, 平均注水单耗 (离心泵与辅助变频调节的柱塞泵) 降低到了4.62kWh/m3, 每年减少耗电量近400万kWh。
3 分压注水改造
3.1 改造内容
根据油田以注水采油方式进一步提高采收率开发的需要, 2007年必须再一次扩容注水规模, 以使注水能力可以满足到2012年6300m3/d地质配注量。从注水单井历史生产数据统计分析得出, 火烧山油田采油3队所辖的注水井注水压力多年来均较低, 除4口井大于8MPa外, 其余均在8MPa以下 (见表1) 。
针对这一特点以及3队大幅度的提注量, 为控制注水单耗, 实施高效注水, 没有直接更换泵与电机, 而是选择了投资更大的分压力等级注水的节能措施方案:将2台原有的多级离心泵内部叶轮再次改造, 排量增加到180m3/h、泵压仍为13MPa不变 (配用电机无需更换) , 保留2台3S175A-34/16三柱塞泵并新建一台五柱塞泵 (排量为23.3m3/h, 额定泵压为13.5MPa) 变频运行, 用于补充采油1、2、4队注水量;新建一座注水泵房, 内设3台5S100-30.4/10五柱塞泵 (泵排量为30.4m3/h, 额定泵压为10MPa) , 承担采油3队的注水任务, 运行方式为两台变频运行一台备用。
方案特点:充分利用原有设备, 满足了注水增加的需要并可灵活调节, 仍保持大小泵配合运行方式, 增加了变频控制的高效率的柱塞泵, 使注水单耗始终可以控制在原有较低的水平。
3.2 分压注水系统运行效果
2007年12月分压力等级的新注水系统运行后, 注水量大幅提高并实现了灵活调节, 满足了油田地质开发的需要。其中多级离心泵、原有辅助调节柱塞泵及新柱塞泵排量比例分别为69.8%、6.1%和24.1%。同时, 1、2、4队泵压有所上升致使泵管压差增大, 3队管网压力由原来的13MPa下降到10MPa并消除了泵管压差 (见表2) 。
2008年1月由西北节能监测中心对新注水系统进行了测试评价, 结合2008年1～10月系统实际运行统计数据分析:离心泵单耗值有所增大, 平均注水系统效率得以进一步提高, 平均注水单耗控制在了原有的水平 (见表3) 。
3.3 节能效益分析
采油3队注水量大幅提升后, 系统泵压由13MPa降至10MPa, 管网效率和系统效率分别提高了16%和31%, 注水单耗由改造前的4.6kWh/m3降到3.1kWh/m3, 按每天1300m3水量计算, 一年可以减少用电量70万kWh。
4 离心泵单耗变化分析
由于变频控制运行的新柱塞泵机组效率高 (85.5%) , 单耗值低, 注水量所占比例少, 火烧山平均注水单耗的变化主要由离心泵控制。动态变化的油田注水量决定了离心泵出口泵压所需要的控制值。通过对比2007～2008年在不同泵压下离心泵注水量、耗电量的运行统计数据表明, 在相同的管网压力下, 随着泵压每升高0.5MPa, 其单耗值增大0.1kWh/m3 (见表4) 。
分压注水改造后1、2、4队系统单耗值上升是因为油田注水量小于离心泵最大排量, 为控制油田注水而控制泵出口闸门形成了泵与分水器之间1MPa左右的泵管压差, 致使机组效率下降, 单耗值增大。随着注水量的提升, 离心泵以最大排量运行时, 泵压下降至13～13.5MPa, 离心泵处于高效运行状态, 系统平均单耗将保持在4.5～4.6kWh/m3的低能耗水平。
5 结语
(1) 针对少数注水井压力高而欠注的情况, 可以实施井下措施改善油层吸水能力或安装井口增注泵工艺, 不能采取提高整个系统压力而增大耗能的方案, 就每天6000m3的注水量而言, 系统压力每上升1MPa, 每天的耗电量就要增加2500～3000kWh。