油田治理

油田治理（精选10篇）

油田治理 篇1

摘要：在油田生产中,主要生产工艺由各种机泵完成,用电量占油田总用电量的80%以上。为降低能耗,目前油田各类机泵广泛应用调速变频器。但在降低能耗的同时产生了大量谐波,造成电网二次污染,常导致继电保护误动作、电气设备绝缘击穿、电力计量仪表误差增大等问题。通过谐波治理可以清洁电网,提高电能质量,降低无功损耗,具有较好的经济效益。

关键词：变频器,谐波,污染,滤波器

油田生产设备中存在大量冲击性和波动性负荷,它们在运行中产生高次谐波,常会使电压波动、闪变,甚至导致三相不平衡。随着电力电子技术的广泛应用与发展,调速变频器在各种机泵运行中得到了广泛应用,在降低能耗的同时导致了电压波形畸变,产生了大量谐波,造成电网二次污染。在削弱和干扰电网经济运行的同时,常发生设备非正常启停,使设备自身安全性降低,电力计量仪表的误差增大。通过谐波治理,可以保证电力设备安全经济运行。

1 油田配电网谐波污染现状

通过对80座变电所母线(6 kV)进行谐波测试了解到油田配电网谐波污染的现状如下:

(1)有78座谐波电流及电压均在国标限值之内,主导谐波为5次、7次,超标率为2.5%。这与高压侧变压器短路容量大,而且变电所距离谐波源距离比较远,与谐波的衰减有关。

(2)共测试218条馈出线,有13条馈出线谐波电流超国标限值,超标率6%。这些馈出线谐波电流超标的主要原因在于这些馈出线所带低压负荷安装了换流设备(变频器为主)。

(3)安装了低压变频装置测试点的谐波电流或电压超标问题比较突出。

所测试的36台变频器中有27台谐波数据超标,超标率达到75%。杏北二十四变电所周边地区测试的7座注入站,谐波数据全部超标,其中1#注入站4次谐波电流超标55%(国标限值39 A,测试值60.34 A),2#注入站电压总谐波畸变率超标56%(国标限值5%,测试值7.8%)。

2 谐波治理技术

油田目前的谐波抑制措施主要包括主动治理及被动治理,此处研究的谐波治理配套方案属于被动治理范围。通过对系统中已经存在的谐波进行治理,使电网受到的影响减到最小。

2.1 无源滤波

2.1.1 无源滤波原理

无源滤波器利用电路的谐振原理。当发生对某次谐波的谐振时,对该次谐波形成低阻通路,对相应频率谐波电流进行分流,达到滤波的目的。结构上利用电感、电容和电阻的组合设计构成滤波电路,可滤除某一次或多次谐波。最普通且易于采用的无源滤波器结构是将电感与电容串联[1]。

无源滤波器的设计主要考虑其谐振频率及电容器耐压、电抗器耐流。首先根据系统所需补偿容量确定电容器容量,这样可以得知电容器阻抗,再根据系统谐波情况确定谐振频率,如为5次谐波,一般谐振频率在240~248之间,由谐振频率可得知电抗器的感抗值。电容器耐压应考虑基波电压、电抗器的压升、谐波电压;电抗器耐流需考虑基波电流、谐波电流。

2.1.2 无源滤波优缺点

由于无源滤波器结构简单,成本较低,运行费用低,吸收高次谐波效果明显,在油田生产中得到广泛应用。根据谐波治理有关要求,每台变频器自身须有谐波处理装置,生产厂家为降低成本,大都使用LC单调谐滤波器。

无源滤波器在油田中使用的谐波治理效果并不好,经常处于关停状态。其主要原因在于:

(1)抑制低次谐波的单调谐波滤波器只对调谐点的谐波治理效果明显,对偏离调谐点的谐波无效果;

(2)当油田根据生产调整运行负荷,新增或减少运行设备时,系统阻抗和频率产生波动,无源滤波器可能与系统发生并联谐振,使装置无法正常运行;

(3)当系统运行负荷增大时,系统谐波电流随之增大,无源滤波器可能过载,导致损坏。

由于无源滤波器原理上带来的不足无法彻底克服,因此有必要尝试采用其他方式抑制谐波。

2.2 有源滤波

2.2.1 有源滤波原理

有源滤波器实际上是一个谐波发生器,它通过实时检测电网上的负载产生的谐波电流,由IGBT逆变器生成一个与负载谐波电流大小相等、方向相反的补偿电流,注入到电网,从而抵消负载谐波,防止谐波电流流入配电系统造成污染,进而保证流向系统的电流是一个理想的交流正弦波形[2]。

有源电力滤波器系统由两大部分组成,即指令电流运算电路和补偿电流发生电路。其中,指令电流运算电路检测出补偿对象电流中的谐波电流分量。补偿电流发生电路根据指令电流运算电路得出补偿电流的指令信号,产生实际的补偿电流。补偿电流与负载电流中的谐波及无功电流进行抵消,最终得到期望的正弦电网电流。

2.2.2 有源电力滤波器的控制

由有源电力滤波器的基本原理可知,实现有源电力滤波器功能的关键首先在于实时准确地检测出负载中的谐波电流,其次是补偿电流的产生和跟踪。所以有源电力滤波器控制的核心是谐波检测和电流跟踪。

谐波和无功电流的检测主要采用瞬时无功功率理论检测方法,此方法能够更有效地协调好谐波电流检测的实时性和检测精度之间的矛盾,是目前应用较为广泛的方法。

产生补偿电流的控制方法以滞环比较控制法为主,它兼有响应速度快、开关频率不高以及控制简单的特点,从而被广泛应用。

2.2.3 有源滤波优缺点

实际应用中,有源滤波器谐波治理效果明显,能有效抑制系统各次谐波。当系统阻抗和频率发生波动时,不会产生谐振现象而影响补偿效果。不存在过载问题,当系统谐波电流增大时,装置仍可运行。其主要问题是结构复杂、成本高,但由于需要额外电源,运行损耗大。

2.3 磁性滤波器

磁性滤波技术是根据软磁材料的特性,在三相品字形磁路对称结构中,通过绕组和移相连接形成特定的磁路,根据电磁转换原理将谐波电能转换为磁能的利用磁场滤波的新技术。当谐波电流经过磁性滤波器时,谐波电流产生的磁场在磁性滤波器特殊品字型磁路结构中被分解为方向相反的磁通,相互抵消,达到消除谐波的目的。

2.3.1 磁性滤波优点

磁性滤波器是无源类产品,本身耗能极低,不存在电容器补偿,不涉及过补问题,可把谐波消除在没有做功之前,属于预防式谐波治理方法。在改善电压、电流波形的同时提高功率因数、抑制浪涌和改善三相不平衡。

2.3.2 磁性滤波器应用

对萨北油田16-1注入站3#注入泵进行进行磁性滤波器应用试验,磁性滤波器串联在变频器入线处,变频器运行频率为39 Hz,试验数据如表1所示。

从表1看出:

(1)原变频器配电回路电压总畸变率在5.8%,超出了国家标准规范。治理后,变频器配电回路电压总畸变率降到1.73%;

(2)变频器配电回路5次谐波滤除率为71.27%,7次谐波滤除率为87.56%;

(3)变频器配电回路的功率因数由0.68提到0.91;

(4)变频器配电回路总有效电流值降低了25.21%。

随着油田电网谐波危害的日益加大,采取正确技术与措施对电力谐波进行治理越来越重要。磁性滤波器治理谐波效果显著,在消除谐波、改善电压和电流波形的同时净化了配电系统的电能质量,提高了线路功率因数;在提高电能质量同时降低能耗,在治理电力谐波问题上具有很好的发展前景。

参考文献

[1]罗安.电网谐波治理和无功补偿技术及装备[M].北京:中国电力出版社,2006.

[2]李华.电力有源滤波器发展现状及应用[J].自动化与仪器仪表,2004(5):1-5.

[3]国家技术监督局.GB/14549-93电能质量公用电网谐波[S].北京:中国标准出版社,1994.

油田企业治安综合治理工作的创新 篇2

摘 要：油田企业不仅是我国的重要产业，也是影响我国经济发展和社会安定的重要因素之一。油田企业治安综合治理在高速发展的社会环境下需要进行管理创新，运用更好的思维对治安进行综合治理才能更好的保障油田企业的正常运转。本文通过治安管理创新思维的分析与研究，得出了几个油田企业治安综合治理工作策略，为油田企业治安工作的开展具有指导意义。

关键词：油田企业；治安综合治理；创新；监控系统

油田企业矿区大多数都是处于远离闹市区的边远地带，人员相对比较分散，社会治安状况比较差。在油田企业治安综合治理工作的开展时存在着很多的不利因素，在边远地带这种特定的条件下，如何才能做好治安综合治理工作，要从多方面进行考虑，在传统的工作开展方法中进行创新，逐步完善治理工作的难点，才能更好的开展油田企业治安综合治理工作。

一、完善油田企业治安的组织工作

（一）对源头进行严格把控

坚持以人为本的理念，在工作开展过程中着重解决影响治安的深层次问题，着眼与保障民生、改善民生等问题，整合力量及资源针对社会治安管理的重要人员，特殊行业和互联网等，着力加强和完善管理和服务，维护油田的和谐和稳定。维护流动人口的合法权益，将工作重心放在预防和打击流动人口造成的违法犯罪活动，注重油田矿区范围内的腾空房和闲置房的管理，将责任落实到户主或者企业管理人员。必须严格执行管理制度，做到租房必须有登记，人走后必须注销的形式。必须坚持定期进行清查，严防被违法分子利用进行盗窃油田和危害社会。

（二）对治安体系进行强化

大力运用科技的力量大力推进防范工作，落实人防、物防和技防三防相结合的防范体系，进一步的完善社会治安防控体系。继续推进以电子视频监控和防盗报警为主要的技术防范措施，着力加强治安防范组织网络的建设，推进治安方案的社会化及职业化。随着犯罪分子的违法手段向智能化、团伙化和暴力化的发展，充分调动油田企业内部人员参与治安工作是新的一个治理手段。要营造全员重视综合治理的氛围，有机地将综治宣传融入到企业生产党务的全过程，使从上到下都能把它视作自己的份内事，形成警钟长鸣、群防群治的氛围。提高职工的法制意识和安全防范能力是工作的关键，坚持宣传教育与内部管理工作不脱节。

二、实施以人为本的人力资源管理策略

油田企业的治安治理工作也会出现人员困境等情况，为了防止安保人员出现职业道德危机，必须时常强化思政工作，加强思想教育等方式逐步提高安保人员的职业道德。要实现这些管理方式就需要在人力资源的管理中运用恰当的措施。

（一）提高安保人员的治安治理能力

油田企业可以通过为安保人员提高完整的只能培训等提高安保人员的工作潜力，对于在开展工作中表现良好的人员通过恰当的培训，使他能够在自己的工作过程中充分的发挥自己的优势；对于工作中表现一般的人员提供适当的职业技能培训，使他能够在自己的工作中能胜任自己的工作。稳固的人力资源才是能够长久保有良好的治安工作水平的一个关键，所以油田企业在工作开展中必须积极开展思政工作，对安保员工的思想进行教育，让员工能够更好的认识到自己的能力水平，积极的对待相应的职能培训，将工作能力提高来为油田企业的治安工作开展及成长奠定良好的基础。

（二）构建管理措施和团队绩效管理系统

油田企业的管理者及安保管理者应在职工的职业生涯中扮演媒介的角色，通过对安保员工进行适时的关心，主动的与安保人员进行沟通，了解他们的思想动态，塑造出良好的工作环境，组建优质高绩效的团队。油田企业的人力资源部门应针对安保共组建立以团队为基础的绩效管理考核制度，在制度的约束下可激发安保员工积极努力的态度和凝聚力，并且可以驱使安保员工团结一致的向公司决策目标进行努力。

三、提升油田企业监控技术

随着社会的急速发展，科学技术力量也迅猛的提高，油田企业的安保监控系统应随时注重改进与更新，目前油田企业大多数的监视系统都是通过简单的类比视频进行录像，这个方式还是停留在看到这一阶段，应加大改革力度，将监视系统改为数字录影，通过监视系统的改进来协助监控人员监视画面。在有异常情况的发生时监视系统能够及时的反馈给治安管理人员，已达到完善治安管理的功效。

根据对安全监控的监控人员调查，得出当监控人员顶着监视屏幕超过2个画面以上，在经过了12分钟后就会对监控画面由于视觉疲劳而造成45%遗漏。在超过23分钟后就会对监控视频画面失去反应。如果治安管理人员不能够兼顾视频监控中心的所有画面，那么监控的意义也就失去了。主动式系统最大的优点就在于主动报警，降低视觉疲劳导致的视频画面遗漏。监控一旦监测到监控范围北入侵或者监控的目标发生了位移，那么监控系统就会发出警示信息及发出报警的声音。当监控系统发出报警声音后监控人员就会立即聚焦在某一监控画面上，这就从根本上解决了监控人员因视觉疲劳不能够聚焦的问题。这不仅增强了事件发生时的反应速度与处理事件，同时也针对治安防盗达到了预期的目的。

四、结语

赵凹油田油井腐蚀治理对策 篇3

赵凹油田进入开发后期, 受产出液高含水、高含气等因素影响, 导致管杆腐蚀加剧、躺井增加。2014年因油井井下管杆腐蚀躺井14井次, 占赵凹油田年度躺井总数的16%, 因腐蚀躺井支出作业成本高达200余万元。

2 赵凹油田油井腐蚀现状

随着油田开发的进行, 目前赵凹油田腐蚀油井达到33口, 占总开井数的30.5%。

(1) 赵凹油田腐蚀井出油温度调查。随着油井出油温度降低, 油井腐蚀增加, 出油温度在21~30℃的油井易发生腐蚀, 占赵凹油田腐蚀总井数的45%。

(2) 赵凹油田腐蚀井日产液量调查。随着油井日产液量下降, 腐蚀几率上升, 腐蚀点平均深度增加。液量30 m³以下腐蚀井数占赵凹油田总腐蚀井数的75%, 腐蚀深度在1 400 m左右, 该深度井下温度在45℃左右, 适宜SRB繁殖。

(3) 赵凹油田腐蚀井含水调查。随着油井产液含水上升, 腐蚀几率增加, 腐蚀点平均深度下降。产出液含水91%以上油井易发生腐蚀, 占腐蚀总井数的61%。

(4) 赵凹油田腐蚀井液面调查。动液面为1 501~2 500 m的腐蚀井占腐蚀总井数的55%, 与赵凹油田产液量、地层能量相匹配, 腐蚀点平均深度与油井动液面之间没有明显规律性。

(5) 赵凹油田腐蚀井腐蚀部位深度调查。赵凹油田腐蚀井腐蚀部位深度主要集中在1 001~1 500m, 占腐蚀总井数48%, 该深度平均井下温度为35~47℃, 适宜SRB繁殖。

(6) 赵凹油田腐蚀井腐蚀产物调查。经调查看出, 赵凹油田腐蚀井腐蚀产物为Fe S和Fe CO3, 腐蚀产物与油井出油温度、产液量、含水、腐蚀深度之间没有明显规律。

(7) 赵凹油田地层水及胶结物调查。赵凹油田地层水属于碳酸氢钠或重碳酸钠型, 地层胶结物碳酸盐含量高。

从上述调查可以得出, 赵凹油田产气高导致硫化氢含量高;地层产出水碳酸盐含量高在产液由下至上上升过程中压力下降, 导致二氧化碳大量析出。赵凹油田油井腐蚀主要原因是地层产出硫化氢、地层水析出侵蚀性二氧化碳及SRB共同作用形成。

3 赵凹油田油井腐蚀治理对策

3.1 赵凹油田油井腐蚀原因

赵凹油田气油比高、产出水碳酸盐含量高、出油温度低, 造成硫化氢含量高、二氧化碳大量析出及SRB高速繁殖。腐蚀原因分析:硫化物、侵蚀性二氧化碳和SRB含量超标。

细菌繁衍利于腐蚀

SRB作用

3.2 治理对策

针对赵凹油田油井腐蚀状况, 选择了Y-3型和SJ2型油田产出水缓蚀剂。SJ-2型油田产出水缓蚀剂主要成份为咪唑啉 (间二氮杂环戊烯) 、OP系列表活剂 (壬基酚聚氧稀醚) 和有机磷类阻垢剂组成, 含有双键, 兀电子的存在可起孤对电子的作用, 吸附在金属表面。

(1) 常规腐蚀井。①非单封腐蚀井:采取套管加缓蚀剂。②部分单封腐蚀井:结合油井产液状况下下丢手管柱, 采取套管加缓蚀剂。

(2) 加缓释剂仍短期腐蚀杆断井:通过改变药剂类别、采用内衬油管的方式延长检泵周期。例1:赵安2055井压裂开抽后加Y-3缓蚀剂生产仍腐蚀杆断, 平均检泵周期只有105天, 后改加SJ-2缓蚀剂, 该井目前免修期已达487天。例2:赵安泌366井自2012年检泵作业后加Y-3缓蚀剂生产仍腐蚀杆断, 平均检泵周期只有116天, 后作业换内衬油管并改加SJ-2缓蚀剂, 该井目前免修期已达608天。赵安2055、赵安泌366井腐蚀产物均为硫化亚铁, 说明SJ-2缓蚀剂更适用于腐蚀产物为硫化亚铁井。

4 治理效果

通过针对赵凹油田腐蚀井的不同状况及井下管柱特点采取相应措施进行了治理, 2015年腐蚀躺井占躺井总数比例降为8%, 与去年同期相比减少8个百分点, 累计减少腐蚀躺井作业96井次。

5 结论与认识

(1) 赵凹油田油井腐蚀产物以Fe S和Fe CO3为主。

(2) 赵凹油田油井腐蚀受高含水、高含气、低出油温度影响, 通过对油井封堵高含水层、井口加装定压排气阀及时排气可降低油井腐蚀速率。

(3) 通过油井套管加Y-3/SJ-2型缓释剂可明显降低油井腐蚀速率。

(4) SJ-2型缓蚀剂更适用于赵凹油田腐蚀产物为硫化亚铁腐蚀井。

(5) 使用内衬油管可降低油井腐蚀速率。

摘要：本文对赵凹油田油井腐蚀进行全面介绍, 摸清腐蚀原因并找到相应治理对策, 从而减少油井腐蚀躺井作业, 达到降低生产成本的目的。

关键词：赵凹油田,油井腐蚀,腐蚀原因,治理

参考文献

油田治理 篇4

关键词：老油田稳产；强化；专项治理

老油田稳产始终是各单位的重要工作，为了夯实老油田稳产基础，本文从强化专项治理工作方面进行了的探讨

一、加强专项治理

（一）停产井修复专项治理：针对停产井多，油水井利用率低的现状，对停产井进行了详细调查摸底，加大大修扶停产井力度，2010年1-12月大修扶停产井完工21口，开井18口，平均单井增油3.4吨，累增油2305吨，取得了较好效果。

（二）水井专项治理

油井转注:2010年我们在5个区块共安排部署老井转注井12口，1-12月已完成油井转注12口井，实现日增注水量588m3/d，对应油井中已有17口见到注水效果，日增油25.4吨，累增油1438吨；注水井开井数比2009年12月增加18口。

停注井修复治理：2010年1-12月份，注水井大修扶停6口，投注6口，恢复日注水370m3，对应油井中已有6口见效，日增油7.4吨，累增油798吨，恢复注水储量395万吨。

注水井查换管工作:1-12月完成注水井检管、换封35口，实现日增注水量348m3，对应油井中已有17口见效，日增油18.3吨，累增油864吨。

注水井配套技术改造:为改善注水井工作状况和洗井条件，完善了10口注水井洗井回收流程。为确保污水系统平稳有序的运行，分别在回灌站进行了增容改造。

（三）水质专项治理:今年重点加强了药剂的筛选和加药过程的管理，强化了水质各个环节的检测和监控，水质状况有了明显的改善。1-12月共处理污水375万m3，符合率达到84.8%，比去年同期(78.1%)提高了6.7个百分点，比计划(78%)提高了6.8个百分点。

二、强化油藏经营管理理念，不断深化单元目标管理责任制

（一）深化单元目标管理，提高油藏开发管理水平

我们实施开发单元目标管理责任制，一是实施油藏分类分级管理，使单元目标管理工作进一步深化。通过实施分类管理，相互借鉴，取长补短，确保了各单元开发工作良性运行。二是建立了多学科、多部门相互渗透、相互配合的高效开发管理运行机制。三是实施了单元承包考核机制。对全年工作目标分解到单元，将单元各项指标承包到采油队各单元管理人，逐月考核，奖优罚劣，加大“日跟踪、旬分析、月小结”的群众性油藏管理力度，有力地调动了单元目标管理人的积极性。

通过单元目标管理责任制实施，老油田管理水平有了显著提高。管理单元保持了稳升态势，稳升率82.3％，产量上升型单元由去年末的12个上升到18个，产量稳产型单元由去年末的9个上升到17个。自然递减由96年的25.2%减缓到2010年的7.38%。含水上升率由1996年的2.9%减缓到2010年的-0.24%。

（二）强化动态分析，搞好群众性挖潜增效工作

近年，我们在动态分析方面主要做了三项工作。

一是完善了油藏动态分析制度。为了强化油藏动态分析，将季度动态分析制度改为月度动态分析制度和年度动态分析比赛制度。采油队进行油、水井单井或注采井组的动态分析，利用油、水井各项资料，以注水井为中心，重点分析不正常注采井组和重大措施井，找出生产中存在的问题和矛盾，提出下步措施意见；采油矿重点分析单元配产配注指标完成情况，主要开发措施执行情况及实施效果，提出下步措施意见。地质所主要进行油藏开发规律（自然递减、含水上升等）、油水运动规律和油层压力变化状况分析，提出下步注采调整意见。

为了推动群众性油藏动态分析活动的广泛开展，我们每年开展一次油藏动态分析比赛活动，比赛分技术干部组和职工组。技术干部组主要进行开发单元的动态分析。职工组主要进行油、水井单井或注采井组的动态分析。通过比赛，一方面可以充分展示我厂动态分析的成功做法与成果，交流对开发生产起指导作用的动态分析新方法。另一方面可以提高全厂广大干部职工进行油藏动态分析的积极性。

二是规范油藏动态分析方法。我们所管辖的油藏复杂，类型多样，根据油藏特征及储层性质，不同类型的油藏具有不同的开发规律，因此，不同类型油藏动态分析的重点不同。根据油藏特点和开发实际，我们探索出了各类油藏的动态分析方法，为搞好油藏动态分析提供了保障。

三是强化油井工况分析。将各开发单元的五项地面管理指标（机采系统效率、换泵周期、泵效、抽油机五率和工况合格率）合理分解到每个开发单元，确定相关单元的各项目标值，实现超前预测，整体控制，从而确保全年技术指标的完成。在具体的实施过程中，通过"单元目标管理和成本、单元目标管理和单井措施、单元目标管理和奖金考核“的三个结合，实现了"目标到单元、措施到单井、运行到月份、责任到人头”的四个到位，并建立了“厂、矿、队、班组”四级单元目标管理体系；完善了月度、季度、年度的工况分析运行办法；规范了《油井工况管理》等台帐，结合PEOffice工况分析软件，使基层工况管理分析有数据、工作有标准、检查有依据。经过几年的实施、完善和发展，逐步形成了一套适合采油厂特色、行之有效的管理办法，油井工况管理水平得到有效提高。油井免修期由2008年的539天延长到目前的568天，工况合格率由68.4％上升到70.5％,机采系统效率由17.7％上升到22.5％，五率达标率由90.5％上升到95.65%。

（三）构建油田开发管理信息平台，提升油田开发管理水平

一是充分利用计算机一体化软件，搞好油水井日常动态分析。为全面提高油田开发管理水平，我们大力推广油田开发业务可视化平台、PEOffice系统、OFM等一体化软件。二是"油田生产指挥系统"框架逐步形成，建成了从基层队到采油矿到采油厂三位一体的、畅通的生产信息通路。三是开发采油队信息管理平台，提高了基层管理水平。2005年以来，我厂开发了采油队信息管理平台。基层管理信息平台的建设，改变了传统的管理方式。尤其是对于新踏入技术与管理岗位的人员更为重要，可以在最短的时间内掌握和熟悉情况。基层信息化建设的蓬勃开展，带动了基层队生产管理水平的提高，促进了信息化建设的进一步发展。

油田电能质量治理可行性研究 篇5

1 现场用电情况

测试样点选取了2个站点, 分别为朝阳沟2#联合泵站、朝阳沟4#联合泵站。

1.1 朝阳沟2#联合泵站

变压器带载情况:掺水泵在用2台, 1台工频1台变频, 单台泵功率55 k W;供水泵1台, 变频运行, 单台泵功率55 k W;外输泵运行1台, 变频运行, 单台泵功率110 k W;电脱水器运行2台, 单台功率30 k W;收油泵运行1台, 工频运行, 单台泵功率15 k W;另加单相70 k W运行电量。变压器参数见表1。

1.2 朝阳沟4#联合泵站

变压器带载情况:掺水泵运行2台, 1台工频1台变频, 单台泵功率55 k W;外输泵运行1台, 变频运行, 单台泵功率22 k W;提升泵运行1台, 工频运行, 单台泵功率75k W;过滤反冲洗泵运行1台, 单台泵功率30 k W;除氧反冲洗泵运行1台, 单台泵功率45 k W。变压器参数见表2。

2 电能质量测试分析

对朝阳沟2#联合泵站供水岗、朝阳沟2#联合泵站、肇东1#联合站及肇东25#联合站的配电变压器低压母线进行了电能质量测试工作, 测试仪表为C.A 8334三相电力质量分析仪, 测试方式为三相三线制。

2.1 朝阳沟2#联合站供水岗测试

朝阳沟2#联合站供水岗电量及电能质量测试见表3, 测试工位:变压器0.4 k V进线柜;用电设备:变频器及泵等。

2.2 朝阳沟4#联合站测试

朝阳沟4#联合站电量及电能质量测试见表4, 测试工位:变压器0.4 k V进线柜;用电设备:变频器及泵等。

3 测试评估结论

3.1 电能质量评估

根据评估标准, 对2个站点电能质量测试评估结论如下:

◇供电电压满足GB/T12325—2003《电能质量供电电压允许偏差》规定;

◇电压波动满足GB/T12326—2008《电能质量电压波动和闪变》规定;

◇各监测站点变压器低压母线Uthd%最大值低于Uthd%=5的国标限值;

◇朝阳沟2#联合站供水岗变压器低压母线5次谐波超标, 4#联合站变压器低压母线5次、7次谐波超标;

◇三相电流波形发生畸变, 严重偏离标准正弦波;

◇各变压器母线功率因数均达不到0.90以上要求, 需要补偿。

3.2 谐波危害评估

谐波产生附加能耗:谐波造成功率因数降低, 无功电流增大, 增加变压器损耗和线路损耗;谐波自身功率将增加线路损耗、变压器的铁损和铜损;谐波增加异步电动机发热损耗, 降低效率。

谐波的存在减少了设备电气寿命。谐波电压会引起局部放电, 且长期谐波发热加速绝缘部件老化, 降低电气设备的绝缘寿命。

谐波的存在影响安全生产。谐波造成电容器过电流和过电压, 补偿柜无法正常投切, 导致电容器被烧毁;设备噪声增加;继电保护出现误动作, 影响仪表计量精度;对通信系统产生干扰;可能引起电网局部谐振。

4 电网质量治理方案

从电能质量测试评估结果可以看出, 用电系统必须进行谐波治理, 降低或消除谐波危害, 同时提高运行功率因数, 降低损耗, 增加设备使用寿命, 为安全经济运行提供保障。

最佳的治理方案是在变压器低压母线上并联1套CACF-0.4系列连续可调磁性滤波智能补偿系统, 该装置既可以滤除谐波, 又可以补偿功率因数, 治理方案如图1所示。

CACF-0.4系列连续可调磁性滤波智能补偿系统综合了磁性滤波和连续可调智能无功补偿控制技术, 该装置可应用在高低压系统中, 包括0.4 k V、6 k V、10 k V及以上。装置分四部分:磁性滤波补偿单元、可调电感单元、智能控制单元、监测及保护单元。磁性滤波补偿单元滤波补偿并举, 对系统中数值较大的特征谐波进行滤波, 同时补偿无功功率;可调电感单元是实现无触点调节的关键部分;智能控制单元和监测单元 (也称系统实时跟踪调节单元) 可根据负荷变化随时调节无功量;监测及保护单元具有电参数检测和过压、过流保护等功能。该装置能自动跟踪系统无功变化, 并随时吸收或释放所需无功量, 使系统运行功率因数稳定。与分组投切的无功补偿装置相比, 本装置属连续可调智能型, 无投切无触点操作, 智能控制, 使用寿命长, 因其维护简单, 尤其在高压系统中, 不存在高压开关频繁投切问题, 可替代分组投切补偿装置。本装置在抑制和滤除电网谐波、降低电网损耗, 节约能源, 优化电网的供电质量方面效果显著。

系统的性能优势如下:

◇滤波补偿功能兼备, 既保护了设备, 又改善了电能质量;

◇提高系统功率因数, 并将其稳定在设定值;

◇程控无功补偿实时跟踪智能功能, 特别适用于负载变化频繁的工况;

◇无投切无触点操作, 维护简单;

◇装置中采用电抗器, 调节灵活方便, 可准确地调整在要求的工作点;

◇结构设计优良, 节约电能;

◇使用寿命长;

◇运行噪声低。

5 磁性滤波原理

品字型磁性滤波技术是利用电磁转换原理和移相技术, 将谐波电能转换为磁能。如图2所示, 谐波电流产生的磁场在磁性滤波器特殊品字型磁路结构中, 被分解为方向相反的磁通, 在铁芯磁路中相互抵消, 从而达到滤除电能谐波的目的。

图3中a、b、c分别代表三相谐波电流, 在品字形结构和特定磁路作用下, a相谐波磁场向c相磁场偏移后返回a相, 形成方向相反的磁束, 在铁芯内抵消 (b、c相工作原理相同) 。

谐波产生的磁场在铁芯中的抵消效果如图4所示, 经移相偏移后n次谐波在铁芯中产生的磁场为Bn′和Bn, Bn′和Bn方向相反, 大部分被抵消, 抵消后的磁场无法感应出原来的谐波电流。

磁性滤波不存在电容器补偿, 不涉及过补问题, 属于无源滤波, 本身不消耗能量。磁性滤波技术不但能消除系统谐波, 而且可提高功率因数、抑制浪涌和改善三相不平衡。

为了解决分组投切开关易损坏和开关动作频繁的问题, 通过智能控制单元, 采用无级连续可调电抗器吸收/释放容性电流的方法。可调电抗器的工作外特性如图5所示, 当直流线圈的电流增大时, 外特性曲线依次向右平移。当控制线圈电流Iy=0时, 在定电压下的感性电流最小;当Iy增大时, 在定电压下的感性电流逐渐增大。利用该特性, 通过改变控制圈的电流, 改变补偿系统感性电流的输出, 从而达到平衡系统容性电流的作用。

可调电抗器的工作过程分析如下:Ic为电容器固定补偿电流;IL为可调电抗器电流。假设T0时刻负载无功电流为IQ0, 可调电抗器电流为IL0时, 系统处于稳定平衡状态, 功率因数稳定在设定值;T1时刻由于某扰动负载无功电流减小为IQ1, 可调电抗器应吸收多余的容性电流, 其电流增大为IL2, 以免过补;又T2时刻由于某扰动负载无功电流增大为IQ2, 可调电抗器应释放缺少的容性电流, 其电流减小为IL1, 以免欠补;随着系统中的扰动随时发生, 可调电抗器也随负载无功电流的需求而变化。在程序控制下, 系统功率因数可稳定在设定范围。这种补偿方式无投切触点操作, 使用寿命长, 维护简单, 不存在开关频繁投切问题, 可替代分组投切。

6 治理预期效果

电能质量治理的预期效果为:

◇功率因数提高到0.9以上, 并可设定为0.91~0.98之间任一数值;

◇治理后的谐波值不超过国标限值;

◇改善电流波形, 使之趋近于标准正弦波;

◇延缓电气绝缘部件的老化, 提高电气设备的使用寿命;

◇减低或消除对通信系统的干扰。

油田治理 篇6

正弦电压加压于非线性负载, 基波电流的正弦波形畸变成不规则非正弦波形, 对非正弦波进行傅立叶分解, 除了基波频率的电量, 基波倍频的成分, 称为谐波。谐波的存在会严重影响电网的安全运行, 主要表现在以下几个方面:

(1) 谐波电流在变压器中, 产生附加高频涡流铁损, 使变压器过热, 降低了变压器的输出容量, 使变压器的噪声增大, 严重缩短变压器的寿命, 甚至损坏变压器;

(2) 谐波电流的趋肤效应使导线等效截面变小, 致使导线过热, 降低绝缘强度, 并且增加线路的损耗;

(3) 谐波电压、电流对附近的通讯设备正常运行产生干扰;影响线路中的保护元件, 引起继电保护或自动系统装置的误操作, 造成意外跳闸、电气测量仪表不准确等等。

(4) 谐波产生的暂时过电压和瞬态过电压破坏设备绝缘, 引发三相短路, 烧毁变压器;谐波电流过大时, 会烧断无功补偿装置的保险丝, 造成无功补偿装置不能投切;流过补偿电容的电流过大, 导致电容过热, 致使无功补偿装置中的电容炸裂。

(5) 谐波电压、电流会引起公共电网中局部产生并联谐振和串联谐振, 造成严重事故。

(6) 大量三次谐波电流在中线上叠加, 会导致中线电流过大, 造成火灾隐患。

2 胜利油田现河厂电网质量存在的问题:

我厂配电网辖75条线路, 线路总负荷容量20.83万k VA;共1837台配电变压器;涉及17座变电站 (其中16座油田的、1座地方的) ;线路总长807公里;通过高压架空线路, 将6k V或10k V的电力输送到油井、注水泵站或输油站等用电侧。

注水和集输站中变频设备在低压配电系统中产生大量的电流谐波, 由于谐波和无功的存在, 各站供电系统存在电压电流畸变较大、电压较大幅度波动、线路损耗高, 严重时容易造成断路器跳闸、电力谐振等系统性事故, 严重影响各站的供电质量。为了稳定可靠的保证各站生产用、保护配电和用电设备, 降低电能消耗, 采油厂对各站电网进行系统优化改造, 进行电网谐波治理。

对部分注水泵站、集输站和转接站等用电侧进行了集中测试, 测试数据可以看出测点配电系统功率因数不达标, 谐波含量超标, 是主要问题, 对输配用电系统造成以下影响:

2.1

用电侧使用了变频装置, 工作时产生了大量谐波, 汇集到整个电网中;

2.2

部分用电设备或线路功率因数偏低, 低于0.85, 导致用电生产设备效率低, 同时造成线路上的电能损耗较大, 功率因数愈低线路压降愈大, 使得用电设备的运行条件恶化;

2.3

功率因数偏低, 降低了变电、输电设施的供电能力, 使电力损耗增加 (网络中的电能损失与功率值平方成反比) ;

2.4

谐波的集肤效应造成变压器线圈、母排、断路器、电缆等电气组件严重发热, 元器件发热会导致火灾、短路等问题, 给供电系统安全造成极大风险;

2.5

谐波会造成系统功率因数低下, 导致系统无功电流急增, 严重降低了变压器的输出能力;

2.6

谐波会产生瞬时过电压, 严重干扰配电系统的弱电系统, 造成控制系统损坏, 导致设备不能正常运行。

3 治理方案

结合各测试点现状情况, 根据有源电能质量综合治理技术路线, 配置两种治理技术方案, 并优选APF技术方案。选取其中一个测试站点进行实例计算分析, 并对采油厂其它站点进行技术方案配置。

4 技术方案的优选

根据APF+C、APF两个技术方案的工作原理、组成及特点的对比。

APF+C方案优点:同时有源消除谐波与无源行无功补偿, 具有部分双向补偿功能;价格相对便宜。缺点:反应速度稍慢、不是完全平滑连续, 仍然不能完全消除电流谐振, 但电容器寿命相对短。

APF方案优点:同时进行无功补偿、谐波治理和三相不平衡治理;具有精确、双向、快速无功补偿能力, 无谐振风险, 完全解决谐波造成的影响。缺点:价格略高。

优选APF技术方案作为本次治理的技术方案。

5 解决的问题

根据谐波污染源的分布情况, 采取变压器低压侧进行集中补偿的方式。

谐波治理目标值:功率因数≥0.95, THDi<5%。

谐波和无功计算及配置如下:以河50注为例, 变压器低压侧视在电流约865.5A, 电流谐波失真率42.78%, 谐波电流为340.4A, 电流失真率降低到5%, 需要的补偿的谐波电流为300A, 功率因数0.88, 补偿到0.95需要的无功容量为0kvar, 见表6。考虑用电负载增加和安全余量, 采用2套180A有源滤波器综合治理谐波和补偿无功。

6 效果分析

6.1 经济效益

在保证电能质量前提下, 最大限度提高节电效果和减少投资, 综合评估各站点可选技术方案配置, 确定优选配置方案。

在保证各配电室电网质量提高的前提下, 设备费安装及施工费用为456万元, 每年节约电量约2330160Kw·h, 每年节约电费支出:

2330160×0.6=1398096元

预计投资回收期预计在3.26年。此后每年预计产生收益139.8万元。

6.2 社会效益

油田治理 篇7

1.1 地质概况

吴仓堡区在构造上处于陕北斜坡中西部, 为一平缓的西倾单斜 (坡度0.5°左右, 平均坡降8～10m/km) , 吴仓堡区内构造简单, 在区域西倾单斜的构造背景下, 发育一系列由东向西倾没的小型鼻状隆起。

储层系三角洲前缘水下分流河道沉积, 砂体展布为北东-西南向。岩性主要为浅灰色、灰色细砂岩、粉砂岩、灰绿色泥质粉砂岩与深灰、灰黑色泥岩、碳质泥岩呈不等厚互层。岩性特征反映本区长6油层组形成于近岸浅水到半深湖的弱还原到还原环境。碎屑岩成分有石英、长石和暗色岩屑, 岩石成分成熟度低, 结构成熟度中等。胶结类型有薄膜-孔隙式、孔隙-再生式等, 岩石颗粒的磨圆, 次圆～次棱角状, 磨圆度差, 分选中等～好, 平均孔径31.29μm, 总面孔率3.92%。储层平均有效厚度20.1m, 平均有效孔隙度12.9%, 储层孔隙度发育中等, 平均渗透率1.42×10-3μm2, 属低渗透储层。油藏原始地层压力14.9MPa, 饱和压力9.43MPa, 属于低压高饱和油藏。

1.2 生产状况

开发层系:长611、长612, 渗透率:1.42mD, 探明面积:101.9km2, 探明储量:9103×104t, 动用面积:95.8k m2, 动用储量:8551.1×104t, 累计建产:94.6×104t。

2 油田开发现状

2.1 自然递减状况

从吴420区2009年和2010年投产新井的递减率来看, 投产前3个月递减幅度较大, 随着开采年限的增长, 递减率减小, 生产逐步平稳。2010年投产新井45口, 投产第一个月平均单井液量5.35m3, 油量1.76t, 含水65.1%。目前平均单井日产液1.29m3, 日产油0.78t, 含水32.0%, 投产后自然递减比较小, 生产平稳。

2.2 压力保持水平

随着注水开发年限的增长, 地层能量得到补充, 地层压力逐步上升。从2010年与2011年测压结果统计表中可以看到, 可对比井41口, 压力由13.2MPa↑14.0MPa, 压力保持水平由88.5%↑93.8%, 油水井之间建立有效的驱替系统, 油井产量有所上升或保持稳定的生产状况。

2.3 水驱状况

从吴420区吸水状况对比图中, 2010年与2011年可对比井25口, 吸水厚度由17.1m↑18.1m, 吸水量由26.3m3/d↑27.6m3/d。其中中南部高产区吸水状况转好的较为明显, 与该区的油田生产状况相匹配 (见表1) 。

2.4 见水井分布状况

目前共有见水井145口, 日影响油量131t, 2011年新增见水井24口, 损失油量62t, 其中裂缝型见水井22口, 孔隙型见水井62口, 受剖面水驱不均的影响, 部分注水井层间吸水不均造成对应油井含水上升。2010年12月与2011年10月对比, 高含水井数由19口↑46口, 所占比例由2.5%↑6.0%。

3 水井治理及效果

3.1 精细注采调整

2011年截止目前, 吴420区实施水井配注调整150井次, 调整注水量336方, 其中上调122井次, 调整注水470方, 实现对应102口油井见效, 见效井累计增油3125t, 下调28井次, 调整注水134方, 13个井组含水上升趋势得到缓解。

3.2 欠注井治理——酸化增注

2 0 11年截止目前水井酸化降压增注6口, 日消欠注水67方, 酸化后压力后的油/套压由10.8Mpa/10.5Mpa下降为7.6Mpa/7.0Mpa措施有效率100%。

3.3 注水井剖面治理

3.3.1 注水井酸化调剖

2011年实施水井调剖措施15口实现单井日增油0.31t/d, 累计增油6038t, 5个井组增油效果明显, 措施后对应89口井综合含水不变 (主要是旗13-17, 吴平8含水上升, 扣除后含水7.9%) , 同时实现51口井见效, 选择性酸化实施7口其中3个井组增油效果明显单井日增油0.64t/d;暂堵酸化调剖实施8口, 其中2个井组效果明显。

3.3.2 注水井化堵调剖

2011年截止目前完成水井化堵14口, 见效油井37口, 实现井组日增油27.9t/d。吴420区化堵效果好, 12个井组有9个井组实现增油;2个井组刚实施完措施, 措施效果进一步观察 (见表2) 。

3.4 分层注水技术

长6油藏在不同方向的物性差异、层间矛盾、层内矛盾十分突出, 在注水过程中的单层突进和舌进现象十分明显, 导致注入水推进不均匀。为了解决这些问题, 改善吸水剖面, 稳定油井产量, 在长6油藏采取了进行分层注水措施。应用结果表明, 分层注水可使长6油藏吸水剖面明显改善, 吸水状况良好。有效地解决了剖面上吸水差异。同时分层注水可使长6油藏对应油层得到充分的能量补充, 对应油井逐渐收效。

3.5 分区域注水开发技术管理

吴420区严格执行开发技术政策, 贯彻落实以“双向调整, 均衡见效, 目标管理, 平稳提升”为指导思想的油藏目标管理, 并根据不同部位开发特征划分9个区域、密切监控每个区域动态变化特征、及时对不同区域开发技术政策提出合理注采调整建议。

3.6 简化注水层系

西南部低产区自投产以来由于长611物性较差, 层间矛盾突出, 2011年对该区10口水井进行简化注水层系开发, 单注长612, 平均日注20方, 注采比为3.14。该区油层物性较差, 南部油井投产后持续低产, 压力状况整体呈上升趋势, 4口可对比井压力由8MPa↑9.4MPa, 地层能量低。单井目标产量1.5t, 目前单井日产油1.45t, 差距0.55t, 合计与目标产量差距60t。

4 结论与认识

(1) 实施油藏差异化管理, 对不同区域实施不同注水开发政策, 通过动态变化及时调整。

(2) 坚持“整体温和, 局部调整”的开发理念, 先建立有效的驱替系统后保持温和注水, 避免由于注水强度过大造成油井快速见水。

(3) 针对孔隙型见水井实施暂堵酸化, 裂缝型见水实施油水井双向堵水措施效果较好。

(4) 分层注水技术的应用, 缓解了层间矛盾和单向突进的问题, 目前吸水剖面明显改善, 吸水状况良好, 确保油藏稳产。

参考文献

[1]《姬塬油田吴仓堡区2007年开发方案》刘莉莉郑光辉等, 长庆油田公司

[2]张宁生等.《吴旗油田吴93区块油藏精细描述》, 西安石油大学

油田注聚站噪声治理实例研究 篇8

1 注聚站噪声现状

河南油田第一采油厂双河4#注聚站四周均为村庄, 厂界四周均有2米多高的砖围墙, 站内有6台高压增注泵, 电机转速2970r/min, 总装机功率876k W。设备运行时, 周围监测噪声值为86~95db (A) , 超出了卫生部及国家劳动总局颁布的《工业企业噪声卫生标准》要求。监测注聚站厂界噪声值为54~76db (A) , 均超过了GB12348-2008《工业企业厂界噪声标准》规定的排放标准。造成了严重的噪声污染, 影响了职工的身心健康, 干扰了周边居民的生活环境。同时企业因噪声超标需缴纳噪声排污费, 给企业造成经济损失。

2 噪声污染的危害

噪声不但会损伤人的听力, 妨碍人们交谈, 影响睡眠和休息, 干扰正常工作, 还会引起神经系统、心血管系统、消化系统的疾病。

根据统计资料表明:在等效A声级80d B以下时, 听力损害危险率为零, 即不会引起噪声性耳聋;85d B时, 对于具有10年工龄的工人, 听力损害危险率是3%, 90 d B时是10%, 95d B以上时, 危险率会急剧上升, 115db时, 达到71%。

长期在噪声环境中工作会造成大脑皮层的兴奋, 导致平衡失调, 条件反射异常, 脑血管张力遭到损坏。比在相对安静环境中工作的工人更容易引发高血压以及循环系统方面的疾病。噪声还能引起头晕头痛、失眠、疲劳以及神经衰弱。

噪声会严重影响人的心理状况, 使人易怒、烦躁, 甚至失去理智。噪声容易让人感到疲劳, 会极大地影响人的精力集中和工作效率[1]。

近几年, 国家对噪音污染越来越重视, 加大了噪声超标污染收费的力度, 企业因此而造成损失也越来越大。

因此对注聚站进行噪声治理是非常必要的。

3 主要噪声源分析

通过现场监测的噪声有以下特点:噪声源多, 分布广;噪声频带宽, 大多呈现在中频段, 远传能量强;90db (A) 左右的噪声源多, 且分散, 主要是管路、机械等噪声;管路噪声造成的叠加噪声最大、其叠加量是每增加两组噪声源, 噪声增加3-5db (A) 。

3.1 电磁噪声

电机在运行中定子、转子之间的气隙有电磁力作用, 而且具有脉冲的电磁波产生。其电磁力使定子铁心磁轭伸缩产生振动变形, 电磁噪声的大小与电机功率、转速密切相关, 大功率电机的电磁噪声占相当大的成分, 其频率范围在100-400Hz。

3.2 泵的噪声

注聚泵是液体传输系统中的动力源, 它能产生两类噪声, 一类是液体动力性噪声, 另一类是机械噪声。注聚泵工作时, 连续出现动力压强脉冲, 从而激发泵体和管路系统的阀门、管道等部件振动, 由此而辐射噪声。泵的机械噪声, 是由于泵体内传递压力的不平衡运动形成部件间的冲击力和摩擦力, 从而引起结构振动而发声。

3.3 管路噪声

对于圆管内的流动, 当雷诺数Re<2300时, 流动总是层流;Re>4000时, 流动一般为湍流;其间为过渡区, 流动可能是层流, 也可能是湍流, 取决于外界条件。站内绝大多数管路中的流体均处于湍流状态, 当管路中具有不规则形状或不光滑表面时, 就与这些阻碍流体通过的部分相互作用, 产生噪声。

3.4 阀门噪声

阀门是流体传输管道中影响最大的噪声源。流体通过阀门时, 调节阀节流孔后速度激增而压力突降, 当压降达到一定数值时, 调节阀的流噪声成为整个管道系统的主要噪声源, 即空化噪声[2]。这种空化噪声频率有时高达1000 Hz以上, 可沿管道传播的很远, 并能激发阀门或管道中可动部件的振动, 这些部件的噪声传至管道表面。

4 治理措施

消除噪声源是根本的治理手段, 但目前由于技术和经济上的原因, 完全消除噪声源是很困难的。可以采取隔声、吸声等技术来限制注聚泵噪声传播, 达到减弱、控制噪声的目的[3]。针对双河4#注聚站产生噪声的机理、频谱特性及工况, 制定以下治理措施:

4.1 在机组四周安装彩钢隔吸声泵房, 形成高效隔吸声结构

隔吸声泵房外面板厚为75mm彩钢复合板, 内设钢结构框架, 内面板为φ3小孔A3/δ1烤漆铝孔板, 其隔声能力为20-25db (A) 。内部填装多频高效吸声板、ZD型高分子材料和ZN-I型高分子阻尼材料, 其吸声处理可降低噪声8-10 d B (A) 。

4.2 设置高效隔声门窗, 其隔声量>20db (A)

在彩钢隔吸声体上加装高效隔声门, 设备检修和拆除时可通过此门搬运出入。在日常观察和工作运行时, 可通过侧面观察仪表或设备运行工况。

4.3 设置进排风系统, 保证注聚泵的通风散热

具体措施为:在隔吸声体上面安装进风消声器, 在适当位置加装排风消声器。为考虑注聚泵在炎热夏季需要增加通风散热能力, 在隔吸声结构的顶部安装自动排风装置进行排风。

4.4 隔吸声房顶盖采用直接开启技术

针对该注聚站机泵设备较大的特点, 便于大型电机及泵的维修拆装方便, 在顶部采用活动开启技术。在维修和更换设备时直接开启隔吸声房顶, 可用吊车在顶部进行拆卸吊装。

4.5 同时按照国家及企业相关防爆、防雷、防静电、给排水等相关标准进行设计和施工。

参见图1。

5 治理效果

实施后, 双河4#注聚站的噪声明显降低, 监测结果见表1。

由表1可看出, 治理后, 泵房内噪声值低于85 d B (A) , 符合GB Z2.2-2007《工作场所有害因素职业接触限值物理因素》的要求;厂界噪声值低于60 d B (A) , 符合GB 12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》的要求。

6 结论

通过双河4#注聚站噪声治理项目的实施, 泵房和厂界的噪声值明显降低, 分别达到了GB Z2.2-2007《工作场所有害因素职业接触限值物理因素》和GB 12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》的要求。避免了职工因长期处于强噪声环境中所引发的职业病。减少了企业因噪声超标所缴纳的噪声排污费。改善了企业与当地居民的关系, 有利于安全生产。

参考文献

[1]刘荣志.油田注水泵房噪声治理[J].石油与化工设备, 2010, 13 (11) :58-59.

[2]袁尚科, 戚海春, 何才山等.调节阀空化噪声原因分析及降噪研究[J].兰州工业高等专科学校学报, 2010, 17 (6) :38-42.

油田治理 篇9

【关键词】长停井；稳产；措施潜力；递减

一、油藏简介

尕斯库勒油田E31油藏位于青海柴达木盆地西部茫崖坳陷尕斯断陷，紧邻花土沟、狮子沟、油砂山和砂西油藏。尕斯库勒油田E31构造为一构造完整、轴向近南北的潜伏背斜构造，闭合高度为400m，构造轴部较平坦，两翼不对称，东缓（12°30'）西陡（20°50'）。构造南北长约12Km，东西宽约4Km，含油面积37.4Km2，地质储量3877.81×104t。

二、长停井分类整理

根据2016年配产需要，考虑油藏的措施潜力，以完善注采井网、剩余油挖潜为重点，从井间、砂体边部及断层附近剩余油挖潜等方面考虑，2016年尕斯E31油藏建议长停油井恢复5口，暂缓3口井。

三、长停井单井分析

1.跃6-33井。

跃6-33井为Ⅰ-Ⅳ层系采油井，射开28.8m/8层生产。跃6-33井于2014年6月由于高含水关井至今，该井Ⅱ-1、Ⅱ-2、Ⅲ-5小层剩余油较为富集，具有一定恢复潜力，下步建议补孔Ⅱ-1、Ⅱ-2、Ⅲ-5三个小层恢复生产，同时加强Ⅱ-1小层注水。

2.跃1-33井。

跃1-33井为Ⅰ+Ⅱ层系采油井，射开19.4m/4层生产。跃1-33井于2013年8月由于高含水关井至今，通过小层砂体图分析，该井Ⅰ-6受跃1-22井Ⅰ-6小层注水突进，导致该小层水淹，下步建议堵水Ⅰ-6小层恢复生产；同时分析剩余油及小层砂体图，该井Ⅱ-4小层位于砂体边部，判断该小层具有一定恢复潜力，下步补孔Ⅱ-4小层恢复生产。

3.跃22井。

跃22井为Ⅰ-Ⅳ层系采油井，于1987年9月投产作业，射开Ⅰ-5、Ⅳ-4小层。跃22井于2010年1月由于低产关井至今，通过剩余油及小层砂体图分析，该井Ⅰ-4a、Ⅰ-5b小层砂体周围一线水井跃3-1井主要吸水层为Ⅳ-5小层，属于有注无采区域，剩余油相对富集，下步建议补孔Ⅰ-4a、Ⅰ-5b两个小层恢复正常生产。

4.跃17-6井。

跃17-6井为Ⅰ-Ⅳ层系采油井，于1999年6月5日投产转抽，于2014年3月由于高含水关井至今，通过小层剩余油及平面构型图分析，该井Ⅲ-2小层位于砂体边部，剩余油相对较为富集，且一线水井在该小层无注水，属于无注无采区域，下步建议补孔Ⅲ-2a小层恢复生产。

5.跃2-01井。

跃2-01井为Ⅰ-Ⅳ层系采油井，于1999年12月射开Ⅳ-1、Ⅳ-4两个小层投产， 2014年3月由于高含水关井。通过剩余油及小层砂体图分析，该井Ⅰ-6a受跃2-1井Ⅰ-6小层注水突进，导致该小层水淹，下步建议堵水Ⅰ-6a小层恢复生产；同时对一线水井跃2-1井Ⅰ-6小层进行调剖。

四、结论

通过对尕斯库勒油田E31油藏长停井的筛选、分析，整理出5口措施井，结合措施评价图版，通过5口长停采油井恢复，预测增加日产量10吨/天，年增加产油量1140吨。一方面积累油藏对难治理井的治理方法，预防停躺井的发生；另一方面增加油藏产量，减缓油藏递减，进一步提升井组最终采收率。

参考文献：

[1] 赵子刚，彭元奎等. 尕斯库勒油田E31油藏高含水井挖潜对策研究.青海油田采油一厂，2013.

[2] 郭华粘，刘建等. 尕斯库勒油田E31油藏南区次非主力层动用研究. 青海油田采油一厂，2012.

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油田治理 篇10

桥涵铺装层直接承受行车荷载、梁板变形和环境因素的作用,既可分散荷载并参与桥面板的受力,也可起到联结各主梁共同受力的作用,因此桥涵铺装层既是桥面保护层又是桥面结构的共同受力层。随着交通量的快速增长和重载车辆的不断增加,桥面在荷载反复作用下,出现裂缝、沉陷、坑槽等病害及单板受力现象,严重影响了车辆的安全行驶和桥梁的使用寿命。针对上述桥涵铺装层常见病害,简要分析了其成因,并对病害治理方法进行以下探讨。

2 桥涵铺装层常见病害及其成因分析[1]

2.1 铺装层裂缝

1)铰接板出现沿铰缝和翼板的纵向裂缝十分普遍。由于桥梁的横向刚度较小,板间横向传力靠铰缝和铺装层共同完成,铰缝间的铺装层受剪力作用,在多次重复荷载的作用下,沿铰缝纵向开裂。该病害不但导致雨水沿铰缝渗流,造成梁板混凝土侵蚀和钢筋锈蚀。同时,进一步削弱了各梁板间的横向联接,导致各梁板受力不均匀,严重时造成单板受力的不利工作状态。

2)铺装层内横向伸缩缝处因荷载冲击造成铺装层横向开裂,多处横向裂缝持续扩散发展,严重了会出现局部坑槽。

3)设计计算中多侧重于主梁纵向的计算分析,对桥梁横向刚度重视不足,横向构造措施不利使桥涵铺装层分担了过多的次内力而产生裂缝。

4)为了减轻恒载,通过增加钢筋用量或采用高强度钢筋来减小桥面板的厚度。致使桥面板因刚度不足而导致抗变形能力较差,在重荷载的作用下引起较大的挠曲变形,从而使桥涵铺装层容易出现应力反射裂缝,造成桥涵铺装层的破坏。

5)由于温度的影响,混凝土发生干缩也会使桥面产生裂缝。近年来,随着交通量及重载车辆的快速增加,桥涵铺装层的负荷过度增加,致使桥涵超载运行,造成桥面的损坏。

2.2 网状开裂及坑槽

1)桥涵铺装层参与结构共同受力,要求铺装层与桥面之间必须有效地结合,但施工中常出现铺装层厚薄不匀,桥面钢筋网未按设计要求布设,在浇注桥面混凝土时钢筋网保护层不足,往往紧贴桥面板,致使桥面铺装层混凝土变成了素混凝土。在混凝土收缩、徐变及温度的影响下,导致铺装层局部网状开裂。

2)由于在桥面混凝土铺装施工前未将梁板顶面冲洗干净,梁板表面未凿毛或凿毛的密度和深度不够,降低了铺装层与梁板之间的粘结力,使铺装层与梁板之间未形成整体。当混凝土收缩或温度变化时,铺装层与梁板间就产生了变形差而剪切破坏,加之雨水沿桥面裂缝下渗侵蚀,致使铺装层与梁板剥离而成为悬浮体,荷载不能传递至梁板,引起桥面应力集中,在没有与足够的钢筋协同受力时,铺装层因不堪重负而产生网状开裂及坑槽。

2.3 脱层及推移

脱层主要表现在车辆通行中,因梁板的振动而逐步产生的沥青铺装层与水泥混凝土铺装层脱落。另外由于桥面与两侧引道存在高差,车辆行至桥涵经常发生速度变化引起车辆对桥面的水平推力瞬时加剧而产生铺装层推移,主要表现在铺装层的横向推移以及桥头搭板和伸缩缝两侧的纵向推移。

2.4 混凝土强度低

原材料质量低劣、砂率过大、砂石级配差、水灰比控制不当、混凝土拌合物和易性差、施工时漏振、模板漏浆等,会使混凝土出现蜂窝、气孔过多等缺陷,造成其强度降低,耐久性不足,从而破坏铺装层的整体性,降低铺装层的抗裂、抗冲击、抗弯曲、抗耐磨能力。此外,施工粗糙,未按设计图纸施工,忽视铺装层混凝土强度的要求;在进行桥涵铺装层施工时,施工缝处理不当,未按规定设置施工缝;浇注混凝土过程中间歇时间控制不好等,也都会影响混凝土的连续性和整体性。

2.5 养护措施不到位

施工完成后不及时进行全覆盖、全湿润养护等因素,都易出现桥面早期裂缝。目前普遍存在着忽视混凝土养护现象,这更加促使温度收缩和干缩裂缝的发育,造成桥面的早期损坏。

2.6 化学腐蚀及外力破坏

对于北方地区,冬季多采用撒盐除冰雪,在冻融循环作用下,造成桥涵铺装层混凝土盐蚀和水损坏,使混凝土表层剥落,混凝土强度降低,严重的会造成混凝土铺装的局部破损脱落,危害结构的耐久性和安全。

2.7 日常管理维护缺失

在桥涵施工完成后养护期内限制通行不力,致使桥面在强度不高、形变未稳定的情况下过早地承受外来重荷载的作用,从而造成桥面过早的损坏。在日常桥涵运行过程中对于出现的铺装层裂缝缺乏有效维护,致使裂缝加剧而造成铺装层快速破坏。

3 桥涵铺装层病害治理方法[2]

3.1 桥涵铺装层的养护与病害维修

为减少和延缓桥涵铺装层病害的发生和加剧,应进一步加强桥涵铺装层的养护管理工作,保持桥面的清洁,及时清除散落在桥面的砂、石、化学污染等;同时,应保持桥涵铺装层的完整性,及时排除桥面积水,以保证行车安全、舒适,提高结构的耐久性,延长结构使用寿命。

对出现破损的混凝土铺装层,可采用注入环氧树脂胶来封闭裂缝;采用快硬水泥混凝土、环氧树脂砂浆或高性能混凝土复合砂浆修补坑槽和局部破损。

3.2 桥涵铺装层的大修

1)对于破坏严重的桥涵铺装层必须进行彻底的大修,目前我们采用的主要改造方法为凿除原有破损混凝土铺装层,重新浇筑钢筋混凝土桥涵铺装层。铺装内布设钢筋网,采用两层直径12 mm螺纹钢筋网,纵横间距10 mm,混凝土强度为C40。然后沿铰缝边缘用环氧砂浆或其他粘合剂植入一定长度的竖向短钢筋,该钢筋伸入铺装层,与桥涵铺装层钢筋网绑扎在一起,起到层间抗剪传力作用,使桥涵铺装层与主梁板联为一体,铺装层有效参与主梁板受力,同时交互搭接,以加强铰缝横向传力。

本方法适用于公路桥涵桥涵铺装层改造及小桥涵单板受力桥面处理,主要工艺是采用冲击钻打孔植筋,增加桥涵铺装层与原梁板的结合,增大桥面钢筋直径,加厚桥涵铺装层厚度,使新桥面形成一个整体,将桥梁荷载均匀分布,使梁板共同受力,从而避免单板受力。

2)提高施工质量确保桥面混凝土铺装的强度及水泥混凝土桥涵铺装层与板梁顶面混凝土的粘接能力

①对预制梁板顶面进行拉毛处理,保证其表面有足够的粗糙度。

②应加强铺装混凝土的振捣,特别是接缝或绞缝处的振捣,确保其与梁板结合的牢固。

③混凝土骨料要采用复合级配,级配合理,混凝土要具有良好的和易性。

④桥面如有积水应清除后再浇注混凝土,用人工拉平板振捣器振捣与振动梁振捣,然后用滚杠、刮杠人工抹面压实找平。

⑤及时养护,防止水分蒸发过快造成裂纹,降低混凝土强度。

⑥加强桥涵运行期内日常维护管理,对于铺装层病害及时发现、及早治理,保障桥涵健康运行。

4 结论

桥涵铺装层的破坏严重影响了车辆行驶的舒适性及安全性,给管理部门养护和维修带来较大的难度。应加强对桥涵铺装层力学特性和材料的研究,并在铺装施工中切实保证质量,从根本上解决桥涵铺装层早期损坏问题。

摘要：结合油田矿区实际,针对桥涵铺装层的常见病害,分析了其成因及对桥涵结构的影响,并对桥涵铺装层病害治理方法进行了探讨。

关键词：桥涵铺装层,病害分析,治理方法

参考文献

[1]公路桥涵施工技术规范(JTG/T F50-2011)