注水结构调整范文

注水结构调整范文（精选11篇）

注水结构调整 第1篇

1 我国低渗透油田的特征

1.1 物理性质

目前,我国的低渗透油田具有以下两个方面的物理特征,第一,具有明显的孔隙结构。对我国的低渗透油田进行物理性质研究表明,一个明显的特点就是孔隙度的变化范围较大,与国外一些低渗透油田相比,其孔隙度相差不大。对孔隙度较大的低渗透油田,它的埋层深度一般较浅。而对孔隙度较小的低渗透油田,油田中包含很多微溶孔;第二,非均质性。非均质性是很多非均质性最为普遍的一个特性,这种性质直接决定了该油田中的石油具有纵横向相异性,并且其岩层的稳定性一般较差。

1.2 地质动态特征

低渗透油田的地质动态特征主要表现为以下几个方面:第一,油田的渗透性能较差。这种油田的油层厚度一般较小,其有效的孔隙度也不大,进而给开采过程带来了挑战;第二,油层容易出现裂缝。尤其是在注水开发过程中,由于注水过程会不可避免地导致其推进速度过快,进而就会引起裂缝的产生。这种情况下,油田的产油量就会降低,油质也不高;第三,石油的能量较低。当对低渗透油田进行开发的过程中,由于其压力下降的较快,经过较长的时间间隔后,导致石油的能力降低;第四,低渗透油田存在明显的受断层。受断层是由于岩性和构造等多方面的因素综合影响形成的,同时油田中存在比较复杂的油水比分布,从而导致在石油开发过程中容易出现油水同现的现象。因此,认识到低渗透油田的地质动态特征,能够为促进注水开发技术在低渗透油田中的应用提供参考价值。

2 低渗透油田的注水开发技术

2.1 注水工作制度调整技术

对注水工作制度进行调整是这种技术的一个重要环节,主要包括以下几点:第一,确定油田的最低流动压力。根据上面介绍的有关低渗透油田特征可知,由于低渗透油田的渗透压力较低,因而,油田的流动压力容易趋于饱和。但是,根据油田开发的经验表明,当油田的流动压力较低时,随着石油开采的进行,其流动压力会逐渐降低,石油的产量也会随之增加。当油田的流动压力达到饱和值后,再增加其流动压力,其石油的产量反而会降低;第二,确定石油泵吸入口的压力。当然,这一状态参数的确定不仅需要结合抽油机的自身参数而决定,还需要考虑到石油开发中包含的油气水三相的比值或者含量而决定;第三,分析油田合理的流动压力。在注水开采时,对石油的流动压力进行确定,首先应该确定好其最低的流动压力,保证抽油机是最佳的工作压力下运行。

2.2 注采系统的调整

低渗透油田注水开采过程中,对其注采系统进行调整是另外一个非常关键的环节。通过对注采系统进行调整,能够对油田中的水量进行控制,进而提高油田的产油量。第一,我们要提前认识到调整注采系统的目的,采用注水开发技术对低渗透油田进行开采时,提高其注水系数和注采强度,旨在提高石油的开采量;第二,遵循注采系统的一些重要原则。尤其是注水量的多少都需要严格按照相关的原则执行,最为重要的原则是实现线状注水。我们已经明确地知道,低渗透油田存在的显著特点是其石油的分布比较零散和受断层阻隔等,这些特点是的存在容易造成整个注水系统不完善等方式。当然,为了确保石油工作者采用的开采方式最为有效,然而,确定最优的石油开采方式一般是较难的,并且这一过程需要考虑的因素很多,主要包括油田的地质结构和岩层的物理性质等。

2.3 井网加密调整

在低渗透油田开采中采用注水技术时,井网的使用很常见,也是很有必要的。当然,为了提高石油开采的水平,对井网进行加密调整是很有必要的。第一,认识到井网加密的目的。对井网进行加密首先是为了降低石油储层的渗流阻力,其次是实现井网与注水系统的结合,最后通过井网加密,旨在实现渗吸采油;第二,井网加密需要严格按照相关的原则进行。由于低渗透油田的厚度一般较大,并且其储层渗透率也不高,这种情况最容易导致油田的产油量降低。第三,井网加密应该合理化。对一些存在裂缝的油田,均匀井网加密法被认为是最有的井网加密方式。但是,对一些渗透率较高的低渗透油田来说,就应该采用油井排的井网加密方式。

3 结语

综上所述,随着我国石油开采行业的不断发展,对低渗透油田来说,注水开发技术的应用越来越广泛。但是,注水开发技术在低渗透油田中的应用还存在一些问题,这就要求对这种石油开采技术进行必要的调整。通过分析低渗透油田的特征,实现对低渗透油田注水开发技术的调整,旨在促进石油开发产业的长远发展。

摘要：随着我国石油需求的不断增加,人们对油田开采技术也有了更高的要求,结合我国石油资源的特点,注水开发技术的应用取得了较好的效果,尤其是在一些低渗透油田中的应用。因此,根据低渗透油田的特点,笔者介绍了有关低渗透油田的注水开发技术,旨在促进我国石油开发技术的进一步提高。

关键词：低渗透油田,注水开发,调整技术

参考文献

[1]张荣耀.低渗透油田注水开发技术研究[J].勘探开发,2015(16):175.

[2]蔡珺君,占天慧.低渗透油田注水开发调整技术现状[J].内江科技,2015(11):148-149.

注水结构调整 第2篇

如何辨别注水鸡鸭肉？注水鸡鸭肉的鉴别方法

如何辨别注水鸡鸭肉？

1、拍鸡肉：注水的鸡鸭肉特别有弹性。你如果一拍的话，就会有“卟卟”的声音。

2、看翅膀：扳起鸡鸭的翅膀仔细查看，如果发现上边有红针点或乌黑色，那就证明已经注了水。

3、捏皮层：在鸡鸭的皮层用手指一捏，明显地感到有打滑的现象，一定是注过水的鸡鸭。

4、抠胸腔：有的人将水用注水器打入鸡鸭腔内的膜和网状内膜内。只要用手指在上面轻轻地一抠，注过水的鸡鸭肉，网膜一破，水就会流淌出来。

5、用手摸：如果没有注过水的鸡鸭，摸起来比较平滑。如果皮下注过水的鸡鸭，高低不平，摸起来像长有肿块。

注水结构调整 第3篇

关键词：泵；转子；间隙调整；

1.引言

水泵检修的质量完全靠间隙的正确测量与调整来保障，在水泵众多的间隙及检修数据中，每种间隙及检修数据并不是独立的，而是互相联系、互相制约的。其中转子部件的径向间隙和轴向窜量的的测量与调整直接影响装配的成败。

转子部件径向间隙和轴向间隙如果调整不当，将导致转子同心度差，从而造成叶轮口环摩擦、振动大、噪声大、转子抱死、滑动轴承损坏、机械密封泄露、泵的效率降低等故障。

2.径向间隙调整

在转子的装配过程中对径向间隙的测量与调整是保证叶轮口环与中段口环等之间的间隙均匀，尽量避免由于转子的挠度造成的口环摩擦等问题，具体调整如下：

2.1 将前后端上下轴瓦，对应于轴承体确定方向后，分别在上下轴承体及轴瓦上打上相同1、2、3……编号，将上下轴瓦外圆分别与上下轴承体合瓦背。清理上下轴承体与瓦背接触高点，在瓦背上涂红丹后与轴承体配研，检查瓦背接触面，要求接触面≥70%。

2.2 将前后轴承体分别装入前后托架上。

2.3 在转子上箍表架，打进水段装前节流衬套处轴孔和高压进水段装密封套处轴孔的跳动量，校正转子部件中心，使水平方向偏差<0.02mm。

2.4 全抬量和半抬量的测量。上下以抬量来衡量，由于转子太重，不可能两侧同时抬起，所以需要将前后端分别抬起。测驱动端轴全抬量时需要将非驱动端轴瓦装上，但是驱动端不能装轴瓦，在驱动端一侧选一个支撑点，将转子抬到顶部限位位置为止，此时为驱动端全抬量；测驱动端上半抬量时需要将两侧轴瓦都装上，然后将转子抬到顶部限位位置为止，此时为驱动端上半抬量。非驱动端全抬量和上半抬量依法炮制。总抬量在0.6～0.7mm，上半抬量比下半抬量小0.1mm左右，刮瓦深度为0.05mm左右。

2.5 刮瓦。要求下瓦与轴颈在下方60°区域内，其静止接触面≥75%（接触点应均匀，接触斑点≥16点/25×25mm），瓦侧隙用0.07～0.08mm塞尺检查，插入深度在25mm左右，压瓦顶隙在0.13～0.16mm，或用刮瓦心轴磨点，使间隙均匀；用压铅丝法检查上瓦与轴颈间顶隙，要求哈扶面铅丝压缩量与顶隙处铅丝压缩量相差0.13～0.16mm；用同样方法检查瓦背与上轴承体间顶隙，如果有间隙，应加铜皮，铜皮厚度应比间隙大0.01～0.03mm。

2.6 重新校正转子部件中心，水平方向要求<0.02mm，垂直方向上抬量小于下抬量0.02～0.03mm，中心校正后钻铰定位销孔，要求用红丹检查接触面，销与孔的接触应良好，装入销。

2.7 拆卸锥销和前后轴承体。

2.8 装前后节流衬套及O形圈。

2.9 装上前后轴承体和锥销、轴瓦，用0.15mm塞尺检查前后节流衬套及密封轴套间隙，应能通过。

2.10 拆卸前后轴承体并清洗干净。

2.11 装托架盖部件，在结合面上涂密封胶，方腔在下。

2.12 在前后轴承体上装轴承防护盖及O形圈。

2.13回装前后轴承体于托架上并用锥销定位，装前后下轴瓦。

3.轴向间隙调整

在转子的装配过程中对每级叶轮进行窜量测量与调整以保证水泵轴向间隙，组装过程中最大与最小窜量的偏差不能超过0.50mm，否则就得检查原因并消除。水泵总窜量直接关系到叶轮出口中心线与导叶入口中心线的对中，直接影响水泵的效率及水泵的运行周期。具体调整如下：

3.1 转子被两侧轴瓦支撑，将转子推到前端，然后再推到后端，通过观看百分表的读数，测量出转子的全窜量。

3.2 将非驱动端挡油板、圆锥滚子轴承定位环（预装定位环）、圆锥滚子轴承（预装轴承）和轴承锁紧圈装上，然后通过百分表测量转子前后的窜量，这个就是后半窜量。通过调整定位环的长度来调整后半窜量的值，使后半窜量=45%全窜。

3.3 调整好后半窜后，将转子从非驱动端推向驱动端，然后测量两端机械密封的安装位置，然后拆开一边安装好机械密封，然后再拆开另外一端安装机械密封，两边不能同时松开。

4.工作窜量的调整

工作窜量的数值主要是保证机械密封在水泵启停工况及事故工况下不发生机械碰撞和挤压，也是水泵运行中防止动静摩擦的一个重要措施，具体调整措施是：装上后轴承端盖，并拧紧，通过推动转子前后移动，用百分表测量出转子前后总的窜量，通过调整垫片等使转子工作窜量为0.09-0.12mm。

5.总结

通过测量和调整全抬量、半抬量、全窜量、半窜量和工作窜量，合理分配了轴向和径向两大间隙，从而保证了转子部件的同心度，提高了泵的运转稳定性与安全性。

6.参考文献

【1】陈乃祥，吴玉林.离心泵[M].北京：机械工业出版社，2005，10，8.

注水结构调整 第4篇

1 陆相砂岩油田地质特征研究

上文提到我国油田以陆相砂岩为主, 所以本文在油田地质特征研究上主要以此类油田为例:

第一, 陆相砂岩油田在分布上也较为广泛, 在河流沉积地带、三角洲地带以及环海地带等都有分布。经探测其含油面积巨大, 所以储油量是相当丰富的, 据估计大概在数亿吨甚至更大。

第二, 陆相砂岩油田地质具有流体性差的特点, 油田含油层厚, 储油的砂岩层数也多, 且各含油层在密度特征也表现不同, 储层内油质虽然各不相同但是总体粘度都很高, 加之原油的凝固点低和比重高的特点, 所以极具开发的价值和意义。

第三, 陆相砂岩油田的边水活跃程度低, 再有就是自然能量并不强, 油层的地饱压较小, 所以会出现小气顶。

随着油田开采的不断深入, 和地区环境和气候的变化, 地质状况也在发生着变化, 地层内部的沉积也随之有变化, 所以对油田地层的研究对技术方案的调整有重要意义, 因为油田开发技术要根据油层的性质和状态, 以及渗透性能等来不断改进和调整。

2 注水油田高含水后期面临的问题

根据上文对油田地质特征的分析, 结合油田的开采条件, 笔者认为油田开发应当是分阶段和层次的开发, 每个阶段都要根据具体情况和科学技术的发展适时的进行技术调整和完善。在油田开发的初始阶段, 多是采用基础井网, 井距较大且在开发层系上粗;随着油田开发进入中期阶段, 含水量升高, 在开发上就强化了注水过程, 但是简单的强化注水随着油田开发的进入高含水阶段也面临着诸多的问题。

第一, 注水油田进入到高含水后期开发阶段含水量显著上升, 对水的消耗也日益增多, 所以出水和注水都呈现一种上升趋势, 这在我国的大庆油田多个油井地区都有明显的体现, 对这一问题虽然采取了一定的措施进行控制, 但是开发的深入还是使得这一问题越来越严重。

第二, 注水增加使得设备损坏严重。进入高含水后期开发需要强制高压注水和更多、更复杂的井下作业, 使得油井套管损坏严重, 原本就经过长时间使用的油井套管在这样高压和频繁使用中就加剧了损坏, 很多套管已经达到了使用的极限即将报废。

第三, 油田开发的成本不断加大。首先是来自于设备上的损耗, 需要不断进行维修和及时更换, 加大了投入需求;其次, 油田高含水后期的开发, 在注水管道和原油输出管线上都要进行调整, 这就需要进行大量的地面工程改造和相关设备的引进和采购, 随着开采进程的加快, 工程的改造也就更加频繁, 这是一项巨大的投资和工作量;再次, 油田开采的操作成本与含水量密切相关, 所以在成本控制的研究上需要以含水量有效控制为基础。原油开采耗能不断增加, 根据对全国各地区的油田开采调查研究可以看出单位原油所需能耗不断增加, 在上个世纪80年代单位原油耗煤仅需100kg/t, 但是到90年代就上升到了140kg/t, 耗能的增加使得开采的成本相应的提高。

3 注水油田高含水后期开发技术调整策略

根据我国油田进入后期开采阶段所面临的问题和需要, 笔者在此提出了以下两点措施建议, 来完善我国目前油田高含水开发的技术系统:

3.1 周期注水的技术应用

我国油田开发现阶段采用的强制注水对高含水后期的油田开发并不是科学合理的选择, 效率也非常低, 通过研究和借鉴国外油田高含水后期的开发技术, 笔者认为应当采用周期注水的方式。这一技术对提高驱替效率和采收率作用明显, 这一技术是以地质地层情况为基础的, 根据地质研究建立模型分析相关流线分布和压力, 来制定注水周期和注水量方案;通过周期注水来调节地层内的液体状态, 是需要根据油井内含水量的变化对注水进行调整, 来为原油开采提供适宜的地下环境和条件, 从而提高采油率。周期注水技术需要经过不断的实验和论证, 这是目前为止应用于高含水油井开采的最为有效的方式, 但是还需要进进一步的研究和改进。此外, 还要适当应用现代科学的技术来完善高油田含水后期的油田开采体系, 例如凝胶、压裂等技术的应用, 来形成与该地区油田开采相适应的配套技术体系。

3.2 单井管理为重点的管理方式调整

我国的油田开发最初在开采管理上是以关注整体效果为主的方案设计, 所以技术方案也是针对区块油田做出的, 这一的管理方式也在前期的开发中起到了很好的效果。但是随着开采的进一步深入, 在高含水阶段的油井其剩余油分布就较为分散, 剩余油主要分布在井间, 所以对后期高含水油田的开采就需要对剩余油动格外关注, 井间距也有相当大的变化, 所以管理的重点应当转移到单井上来。开发应当是以改善单层开发效果为基础, 以单井和井组为单元来进行技术方案的调整, 力求做好单井的流线分析, 提高单井的开采能力, 以此来促进整体区块的经济效益的提高。

4 结语

综上所述, 注水油田在进入高含水后期阶段, 最初的强制注水的开采方式已经不再适宜, 在技术上应当进行调整, 这就要在分析地质地层的基础上制定周期注水的方案, 配合其他现代化的科学技术工艺来完善高效的油田开采体系。与此同时在管理上优化单井管理, 提高整体的开采能力和油田企业的经济效益, 在技术上不断加大研究力度, 力求使我国的油田企业不断走上现代化的轨道。

参考文献

[1]1胡永乐, 王燕灵, 杨思玉, 贾文瑞, 注水油田高含水后期开发技术方针的调整[J].石油学报, 2004 (9) [1]1胡永乐, 王燕灵, 杨思玉, 贾文瑞, 注水油田高含水后期开发技术方针的调整[J].石油学报, 2004 (9)

警惕语文“注水”课堂 第5篇

【关键词】无效教学行为 课堂教学 “注水”

不知从什么时候开始,语文教学课堂也有了注“水”现象,这些“水”实际上就是教学中的无效教学行为,如:

一、无效设问

有些老师一接触课题,立马就问学生,你对这个课题有什么想法?或者说你看到这个课题时想知道些什么?表面上看是想激发学生学习、探究的兴趣,其实效果不大。这篇课文讲了什么,一读课文就知道了。更何况这篇课文学生事先已经预习过了,老师还提这种问题,这真的是为提问题而提问题,浪费时间。

教师提问题,本想引起学生质疑。但这种质疑更多的是流于形式,为质疑而质疑,长此以往,学生就养成了动嘴不动心的坏习惯。

二、无效讨论

新课改后,许多老师为了体现合作探究学习的方式,引导学生广泛参与,但只要有疑问,无论难易,甚至是一些毫无讨论价值的问题都要在小组里讨论。很多时候,那种看似热热闹闹、生机勃勃的交流互动,其实却是一种无效教学行为。

三、无效评价

评价的目的是为了让学生有所发展。教师的教学应该为学生的学习服务,课堂的语言评价也应该为学生的进步和发展服务。但有些老师的有些评价却是无效的,如我们经常在课堂上听到诸如“好,非常好”、“表扬他,大家鼓掌”、“你真聪明!”之类的肯定和表扬话语,它们多但无用。教师评价的目的是让学生享受成功的愉悦,进而树立学习的信心。当学生智慧的火花闪现之时,教师寄予的肯定无可厚非,但是只要学生一发言就说这些鼓励肯定的话,这样的鼓励就失去了它应有的价值和意义。

四、无效诵读

新课改后,老师们空前重视诵读,走进语文课堂,朗朗读书声犹如春风乍起。于是,发出声音的诵读在阅读教学中,得到了回归,而默读却在不知不觉中淡化了、隐去了。如某些语文课堂上无论什么文章都采用分组读、轮流读、全班齐读、分角色读等多种形式的读,生怕课堂安静下来,好像安静就代表着冷场。实际上学生沉浸于文本中,是作为个体生命进入作品的,是情与意的交融,言与思的汇合。因而,让默读来给足学生阅读的时间,让学生得与文本充分零距离接触,与作者的心灵相碰撞,这样学生的思维才能自由发散,想象才能自由飞翔。

根除以上总结的几点无效教学行为,笔者认为在课堂教学中可把握以下几个原则:

一、切实重视课堂教学预设,把生成和预设和谐统一起来

教师必须对学生高度负责,精心备课,“拧干”教案。切忌课中随心所欲、自由发挥和想说就说。即使有些内容确实有益教育,但与本课无关,也应果断禁讲,或者放到专门时间作专题解决。既要注重高水平的预设,又要注重动态的生成,从而既提高知识教学的效率,又提高能力培养的效果。

二、用筛选法提高课堂设问和合作探究的有效性

在課堂教学中创设良好的教育环境和氛围,精心筛选出有启发性的问题,激发学生主动参与的欲望,有助于进一步培养学生创造性思维的能力。

三、锻炼教师的教学机智

教学机智不是天生的,它需要教师经过艰苦磨炼和用心领悟才能形成需要教师积累各方面知识。俗语说:“厚积才能薄发”,在教学实践过程中,教师总会经历困难、挫折、甚至失败,养成在遗憾中反思、在成功中总结,随时把教学中的一孔之见、一思之得记录下来,不断从中积累经验,改正不足之外。教学机智在不断地锻炼中得到提高,天长日久就会自然而然地提高教师的教学机智。

注水结构调整 第6篇

1 低渗透油藏敏感性矿物分析

通过扫描电镜、X衍射等分析, 该区砂岩储层中的粘土矿物有伊蒙混层、高岭石、绿泥石及伊利石等 (见表1) , 各区块粘土矿物的种类及相对含量又有较大的区别。

伊蒙混层粘土是该油田主要的粘土矿物之一, 呈蜂窝状以孔隙衬垫式、搭桥式或充填式产出。伊蒙混层粘土遇淡水会产生膨胀, 膨胀后则从衬基上脱落迁移到储层的孔隙或喉道内, 从而导致储层渗滤性能变差。A地区伊蒙混层粘土含量高, 6.7%~92.1%, 平均39.25%, 各区块及各井含量差别较大, 混层比25%~79%, 平均达43%, 伊蒙混层含量及混层比均相对较高, 说明粘土膨胀性普遍存在。B区伊蒙混层粘土含量高, 一般18.4%~77.3%, 平均45.01%, 各井含量差别也较大, 混层比30%~35%, 伊蒙混层含量相对较高。C区伊蒙混层粘土相对较低, 一般4.60%~11.70%, 平均7.98%, 混层比25%~79%。

高岭石也是本区主要的粘土矿物之一, 单晶假六方片状, 集合体呈书册状, 蠕虫状, 多呈孔隙充填式产出。由于高岭石松散地附着在颗粒间, 在注入水的流速较高的情况下会产生剪应力, 致使高岭石页片从衬基上脱落并向孔隙或喉道中迁移, 在细小喉道口处或喉道中堆积从而堵塞了喉道, 导致储层的渗滤性能变差。对于低渗透油藏, 由于其粘土含量及高岭石含量较高, 因此在注水时应注意防膨处理, 且应适当控制注入水的流速, 以免产生水敏和速敏性危害, 破坏储层。

2 低渗油田注水前后孔隙结构变化规律

试验取同一块柱状岩心, 先截取2.5cm长的岩心做毛管压力曲线, 用于研究注水前的孔隙结构特征;剩余的约6.0cm长的岩心做长期的注水流动试验, 待压力和流速都平稳后, 停止试验, 截取岩心前端2.5cm长岩心再做毛管压力曲线, 用于研究注水后的孔隙结构特征, 然后进行注水前后的孔隙结构变化规律研究。

2.1 注水前后孔隙大小变化特征

从试验结果中可看出:表示非润湿相开始进入岩石孔隙的启动压力即排驱压力在驱替后, 大部分模型都有所增大;表示非润湿相为50%的中值毛管压力和平均喉道半径值在注水前后变化不明显, 除部分岩心的中值压力和平均孔喉半径在水驱后变差外, 大多数岩心的中值压力和平均孔喉半径在水驱后均无明显变化。部分岩心最大孔喉半径在注水后增大外, 其余最大孔喉半径均变小, 这说明注水过程中, 低渗储层的主要流动通道易遭到堵塞损害。注水时, 水主要波及到的是相对较大的孔道, 容易对储层的最大孔喉半径产生伤害, 即一些小的固体颗粒容易进入大孔道内而滞留下来, 从而破坏储层, 因此, 注水后的大孔道将会变小。另外, 不同低渗区块的水敏性矿物含量不同也直接影响着注水前后孔隙大小变化, 水敏性粘土矿物含量的高低是制约低渗储层注水开发的一个重要因素。

2.2 注水前后孔喉分选变化特征

从试验结果中可看出:表征孔喉均匀程度的均质系数在注水后都有所增大, 例如注水前各低渗块均质系数平均为0.23, 属于不均匀型, 注水后达到了0.30属于较均匀型, 这主要是由于最大孔喉受到伤害变小, 而对于相对小一点的孔喉半径来说, 水驱时, 由于水中存在的固体杂质不能进入, 而被过滤后的水流过小孔道时, 带走小孔道内的一些可溶物, 或是一些更小的固体杂质, 从而小孔道不易受到伤害的缘故。反映喉道大小分布集中程度的分选系数和表示喉道大小分布对称性的偏态值, 在注水前后都无明显变化, 其值都比较接近。

2.3 注水前后孔喉连通变化特征

反映孔喉连通性及控制流体运动的退汞效率和特征结构参数值在注水后都普遍变差。水敏性矿物含量相对较低的储层, 其注水前后的退汞效率和特征结构参数值基本无明显变化, 甚至部分模型的连通情况还有所好转。证明了水敏性粘土矿物含量的高低是制约低渗储层注水开发的一个重要因素。注水后, 由于粘土矿物的迁移, 储层中一些大孔道受到伤害, 孔喉变小, 有效孔隙被封堵, 储层变得比较致密, 储层变差;对于一些粘土含量较少, 孔隙结构较好的储层, 注水后, 整个储层中的支撑颗粒结构变得清晰可见, 磨圆度增强, 颗粒的接触由点线接触变为点接触为主, 储层中的一些死体积被水流冲开, 变为有效体积, 储层变好。

摘要：综合利用岩心毛管压力曲线、扫描电镜、X衍射等分析方法, 通过对某油田典型低渗透油藏的天然岩心的水冲刷试验, 研究了注水开发对储层孔隙结构的影响。研究表明:低渗透油藏注水后, 最大孔喉半径变小, 排驱压力增大;储层的分选程度变好, 连通性则变化相对比较复杂, 粘土含量较少的储层, 连通性变好, 反之变差。

关键词：低渗透油藏,注水开发,孔隙结构

参考文献

[1]骆瑛, 徐莎, 杨鹏, 张亚蒲.花庄油田花17断块储层微观孔隙结构评价[J].油气藏评价与开发.2011 (03)

[2]张学文, 方宏长, 齐梅.低渗透油田开发注采井网系统设计探讨[J].石油勘探与开发.2000 (03)

注水结构调整 第7篇

1.1 平面上井点间厚度差异大

北一区断西西块全区661122口井, 平均单井有效厚度11.5m, 其中小小于于66mm的的8844口口, , 66--88mm为为7711口口, , 88--1100mm为为111111口口, , 1100--1122mm为为9988口口, , 1122--1144mm为为8888口口, , 大大于于1144mm为为116600口口, , 单单井井最最大大有有效效厚厚度度为为3322..77mm, , 最最小小有有效效厚厚度度为为00..88mm。。可可以以看看出出, , 全全区区有有效效厚厚度度分分布布非非常常不不均均匀匀。。

1.2 平面间层间差异大

北一区断西西块萨Ⅱ10-萨Ⅲ10各沉积单元钻遇厚度分布不均, , 其其中中SS221100和和SS3388厚厚度度较较大大。。

1.3空白水驱阶段开采特征

1.3.1投产初期注入压力不均衡

北一区断西西投产初期, 注入压力分布不均衡, 其中压力小于6MPa及大于12MP占大多数。井与井之间注入压力差异很大, 注入能力偏低。1.3.2

1.3.2 投产初期产能递减快, 含水上升快

北一区断西西块于2009年12月投产完毕, 全区开井324口, 当月累计日产液17971t, 累计日产油1338t, 其综合含水是92.6%, 到2010年5月, 当月累计日产液20377t, 累计日产油1184t, 5个月里, 日产液增加了2406t, 日产油却减少了154t, 综合含水已经达到94.2%, 含水连续上升了1.6个百分点。

2注水匹配调整的思路及做法

2.1 调整思路

根据二类油层的油层沉积特征、砂体发育状况、连通状况及层间渗透率差异, 来合理匹配注水井调整, 以保持全区注采平衡, 减小层间差异, 控制含水上升为原则, 对于层间差异大、含水高, 含水上升快井区进行细分注水, 对于低含水低沉没度井区适当提水, 对于高含水高沉没度景区合理控水。

2.2 调整做法

2.2.1 采取提控结合措施, 笼统井进行注水量匹配调整

针对油井11种不同类型问题我们从2010年5月相继进行了水井的匹配调整, 对于高含水、高沉没度及相邻注聚的油井, 采取控制注水井注水量, 调整55口井, 降低配注565m3。由于油井换大泵及上调参井较多, 导致低沉没度井偏多, 对于低沉没度, 低含水及措施前培养的油井, 采取提高注水井注水量, 共调整水井251口, 增加配注7690 m3。

北1-丁25-E14井是一口采出井, 通过对其周围的两口注水井进行下调水量, 日产油由3.0t增加到3.8t, 含水下降1.8个百分点, 沉没度由原来的789米下降到621米, 见到了明显效果。

2.2.2 加大分层注水和层段调整力度, 控制区块含水上升速度

根据北一区断西西平面差异严重, 含水上升快的特征, 我们主要采取了加大分层力度, 来合理运用层间动用程度。全区分层井153口, 已经达到全区水井的53%。

分层井连通油井含水上升速度减缓, 产量稳中有升。其中, 一二向连通的采出井月含水上升率由分层前的0.4%下降到0.10%;三四向连通的采出井月含水上升率由分层前的0.43%下降为0.1%。

在调整问题油井连通笼统井同时, 分层井层段合理调整也是非常必要的。

全区共调整分层井229井次, 配注增加3085m3, 实注增加2995m3, 使区块供液不足状况得到有效缓解。

我们同样针对各类型问题油井, 调整其分层水井层间配注, 我们主要采用折算有效强度 (折算有效强度=日配注/ ( (砂岩厚度-有效厚度) /3.48+有效厚度) ) 合理性来进行各层间的配水, 对于高含水、高沉没度井, 我们在水井能完成配注的条件下, 减少注水量, 合理限制限制层注水量, 加强加强层注水量, 使注水趋于合理化, 对于低含水, 低沉没度井, 尽量减少连通水井全井配注, 对于分层井要调节各层间配注, 确保实注能完成配注量。全年共调整井数111口, 层段304个;其中改善加强层119个, 平均注入强度由调整前的7.4m3/d.m变为8.2m3/d.m;接替层72个, 平均注入强度由调整前的6.6m3/d.m变为8m3/d.m;限制层113个, 平均注入强度6.3m3/d.m变为3.9m3/d.m, 限制层的注水强度得到了有效控制。

北1-丁6-斜E26井是一口采出井, 先后对其周围的三口注水井进行分层及改造, 并且从8月相继对两口分层井B1-D6-E25、B1-D6-SE27进行注水调整, 在保证限制层的基础上, 对加强层及接替层合理增加其注水, 使层间剩余油得到充分利用。2010年12月, 日产油由4.2t增加到7.6t, 含水由分层前的96.3%下降到目前的93.9%, 效果明显。

2.3调整效果

2.3.1注入压力不均衡得到了改善

通过分层及注水调整, 全区注入压力普遍提高, 井与井之间注入压力差异逐渐减小, 由投产初期8.2MPa提高到9.8MPa, 注入能力得到了明显提高。

2.3.2含水上升速度得到明显控制, 产油量稳中有升

从开采曲线可以看出2009年12月投产完毕, 综合含水为92.6%, 到2010年5月已经连续上升到94%, 上升了1.4个百分点。自从对水井进行大批匹配调整后, 可以看到2010年5月到2010年12月, 含水下降了0.8个百分点, 说明水井的调整使得全区综合含水上升得到了减缓, 产能提高, 日产液日产油也稳中有升, 全区整体开发效果得到了改善。

3 几点认识

3.1 通过对笼统井及时有效的调整使得注采更加平衡, 措施效果好;

3.2 通过加大分层注水, 有效地控制了区块的含水上升速度;

3.3 分注以后, 在注入过程中对层段性质进行合理化调整, 使薄差层动用程度得到改善;

3.4 折算有效强度算法使得分层及层段间调整更加合理化。

摘要：北一区断西西二类油层开采萨β10-萨β10层段中有效厚度大于1.0m的油层, 采用125m注采井距, 由于注采井距小, 注入速度快, 加上开采初期地层非均质性强、层间平面矛盾突出、注入压力不均衡, 区块投产初期阶段出现含水上升快、产量递减快的特征。通过井组含水的变化原因分析, 初步确定含水上升快、产量递减快的井分为11种类型, 针对每种类型的具体特点采取个性化调整方案, 提高了油井的采出能力, 使得含水得到有效控制, 区块产量递减减缓。

注水站注水泵房的设计 第8篇

1 注水泵的选择

1.1 离心泵

离心泵靠叶轮旋转速度把机械能传给液体, 使液体能增加。通常泵有几级, 就能增加几次。它具有体积小、结构简单、易于制造、流量稳定和运转方便等特点。目前国内的离心泵通常使用在注水量较大、注水压力较小、且压力较为稳定的工况下。一般压力小于20MPa。

1.2 柱塞泵

在油田注水中经常使用的往复式柱塞泵, 是容积泵的一种, 是柱塞泵注水站的核心。它是依靠泵体容积的变化, 由往复运动的活塞, 挤压液体, 使液体能增加。它通过不断吸入和挤出液体, 实现对介质的输送。如果柱塞尺寸一定, 在大值域的出口压力下, 流量不发生明显的变化。其泵效较离心泵较高。目前国内的柱塞泵通常使用在注水压力较大、注水量较小的工况下。通常柱塞泵单台流量小于100m3/h。

1.3 离心泵与柱塞泵的优缺点对比

柱塞泵与离心泵相对比的优点是:排出压力较高, 尤其是泵效高;但它存在着震动大、故障频率高的缺点。

而离心泵运行较为平稳。对于位于野外的个别井口, 可选用离心式增压泵, 单独增压。此时, 将离心泵露天放置, 可不设罩棚或撬装房, 较为简便。

下面以一注水压力20MPa、流量为2000m3/d的区块为例, 对离心泵与柱塞泵的优缺点做一对比, 见表1:

注:运行费用仅计入电费.

通过以上费用对比, 依据费用限值小为优的原则, 在注水流量较小的情况下, 选用柱塞泵更具有优势。而且泵台数较少, 便于维修管理。所以, 在小流量下, 选用柱塞泵更为合理。

2 柱塞泵的安装设计

柱塞泵房的安装包括注水机组安装、泵房管道敷设、阀组等各部分的安装, 并实现各部分间协调、紧凑、流程流畅。整体上应工艺合理, 并与场区相关专业的管网协调布置。

2.1 泵房震动的原因分析及解决办法

柱塞泵借助柱塞在缸套中做往复运动排出水量, 如果想提高出水量, 必将加大柱塞的直径, 以及提高缸套的数量, 方能实现。势必将导致脉冲运动量增大, 由此引发泵体的震动较大。通常情况下, 柱塞泵震动大于离心泵。为减少震动, 在管到安装上, 可以采取适当的措施。

首先, 地面管线部分, 在注水泵单泵进、出口的管路上, 注水泵单泵出口管路的弯头, 避免选用直角弯头或R=1.0 D的短半径弯头。建议选用R=2.5D的大半径弯头, 尽可能减少水流对弯头的冲击, 减少震动。

其次, 注水主干线尽可能减少管线在地面上的部分, 采用埋地敷设的方式。

当采用地下敷设时, 可使地面管道减少, 空间加大, 管道布置整齐, 泵房操作空间适度, 巡回检查生产管理方便。地下布置注水管线, 还有一个更为主要的优势在于, 通过土压, 减少震动的可能性。而且, 即便管道设计为埋地, 对埋地管线也需要设关卡, 竭尽可能地减少震动的因素。

此外, 在柱塞泵的单泵进口管线上, 加设金属软管, 也能对缓冲水流对泵的冲击, 减少蹦的震动。

2.2 注水泵出口管路安全阀的安装

注水泵出水主干管上, 应安装安全阀。安全阀用于设备、管路和容器作超压保护, 安全阀的整定压力值应低于设备容器和管路压力与允许工作压力。柱塞泵属容积泵, 如果在柱塞泵体上不带安全阀, 在靠近泵的出口管段上必须安装安全阀。因为容积泵与离心泵不同, 在操作不当 (如出口管路为打开就启泵) 的情况下, 可能使出口管路出现超压, 造成系统的损坏, 因此, 需要在靠近泵的出口管段上安装安全阀。如果安全阀的泄放端是直接引导了泵房外, 既不安全, 也不环保, 因此, 安全阀的泄放端宜与泵的入口端管道连接。

2.3 注水泵房检修空间的优化

油田注水用柱塞泵体型庞大, 需要的检修空间相对较大, 运行时声音较高。如果将泵房改为便于检修的罩棚, 当离生活区、办公区较近时, 可能产生噪音危害。此时不仅不应采用罩棚, 还需要在注水泵房内设吸音设施。泵房安装设计时, 为了满足检修的需要, 通常整个房间设一个车行大门, 在对应侧设人行小门。将注水泵靠墙设置, 只在留出一边检修通道。见图1:

这种布置, 在泵电机端留出的检修通道较大, 操作场地较大, 房间所需跨度较大。如果采用增开车行大门的方法, 将泵检修空间移至泵房外, 室内无需检修空间。优化之后, 仅增加大门的数量, 却大大地减小房间跨度, 减少泵房占地面积。详见图2。

3结语

根据工程的具体情况, 分析对比, 并结合工程的整体综合效益, 选择离心泵或柱塞泵。在确定泵的种类后, 也可选择同种泵的不同规格。对柱塞泵的单泵进口管路加设金属软管、出口采用大半径弯头以及将注水主干线埋地, 都能减少注水泵的震动。

摘要：油田注水用离心泵、柱塞泵分别有不同的工作原理和特征, 运用费用限值对比法, 依据费用限值小为优的原则, 分析两种不同的泵的理想适用工况。柱塞泵单泵出口管线采用R=2.5D弯头和注水主干线埋地的方式, 减少泵的震动。针对柱塞泵体型较大, 采用增设车行大门的方法, 减少泵房的检修空间。

浅析油田注水井分层注水工艺技术 第9篇

关键词：注水井,分层注水,工艺,技术研究

分层配水, 是指在同一口注水井中, 利用封隔器将多油层分隔为若干个层段, 在加强中、低渗透率油层注水的同时, 通过调整井下配水堵塞器水嘴的节流损失, 降低注水压差, 对高渗透率油层进行控制注水, 以此来调节不同渗透率油层吸水量的差异。油田开发是一项系统工程, 分层注水工艺技术是其中最重要的组成部分。分层注水是多油层注水完成分层配注方案的全过程, 是提高油田注水开发效果的重要技术措施。

1 偏心分层注水管柱工艺技术

1.1 分层配水理论依据

分层配水, 是指在同一口注水井中, 利用封隔器将多油层分隔为若干个层段, 在加强中、低渗透率油层注水的同时, 通过调整井下配水堵塞器水嘴的节流损失, 降低注水压差, 对高渗透率油层进行控制注水, 以此来调节不同渗透率油层吸水量的差异。配水原理可由以下公式表述:

Q配=k×p配;p配=p井口+p水柱-p管损-p嘴损-p启动

其中:Q配—分层配注量, m3/d;K—地层吸水指数, m3/d.MPa;p井口—井口注水压力, MPa;p水柱—井筒静水柱压力, MPa;p管损—注入水在油管中流动阻力损失, MPa;p嘴损—配水堵塞器水嘴压力损失, MPa;p启动—地层开始吸水时井底压力, MPa。

通过上面公式可知, 当p井口、p水柱和p启动不变时, Q配只与p嘴损有关。在用的配水堵塞器水嘴过水量遵循“流体力学的固定水嘴的嘴损理论”即固定水嘴前后的压差ΔP (嘴损) 与通过水嘴的流量Q存在如下关系:Q=μAρ2ΔP

式中:µ:流量系数’A:孔口面积m²’ΔP:孔口前后压差MPa’ρ:流体密度kg/m³。

由此可知分层注水井各层段实现不同水量分层注入, 是通过各层选用不同直径的堵塞器水嘴, 进以改变井底注水压力完成的。

1.2 选配水嘴一般步骤如下:

1.2.1 根据各配注层相对吸水剖面百分数和全井指示曲线, 做出分层指示曲线。

1.2.2 在分层指示曲线上查出各层段配注量所注水压力。

1.2.3 根据全井配注和油管长度计算出管损。

1.2.4 确定井口注水压力。

1.2.5 求出水嘴压力损失:嘴损=井口压力-层段注水压力-管损

1.2.6 根据分层配注量和嘴损, 在“嘴损与配注量关系曲线) 上, 查出所需水嘴直径。

1.3 分层测试工艺

1.3.1 封隔器验封

双压力计验封在测试密封段上下端各装一支压力计, 上端压力计接受的是井口操作, 开一关一开压力变化信号, 下端压力计接受的是两级封隔器之间油层压力变化信号。若封隔器密封, 上压力计记录的是凸曲线 (开一关一开信号) , 下压力计记录的是一条直线。若不密封, 下压力计记录的也是凸线, 两条曲线所记录的压力值完全一样, 其比值为1。若比值小于1, 则表明封隔器密封程度 (或油层内部串通程度或水泥环胶结程度) 。

直接验封是用电缆将压力计和测试堵塞器投入偏心配水器工作筒内, 堵塞器使压力计传压孔直接对准油层, 压力计把油层的压力降信号传到地面, 观察封隔器密封状态, 若封隔器密封, 则压力曲线是一条压降恢复曲线;若不密封, 其压力曲线是一个开一关一开的凸形线。

1.3.2 分层流量测试

普通偏心配水器测试测试原理:分层注入量使用的仪器为106型浮子式流量计 (目前为电子流量计) , 与它测试密封段配套使用, 当测试密封段定位于工作筒后, 液体流经浮子与锥管的环形空隙时, 便产生节流损失。浮子上下出现压力差, 压力差作用在浮子上, 使弹簧拉伸。当流量稳定时, 液体作用在浮子的力与弹簧拉力相平衡, 使浮子稳定在某一位置。当流量变化, 上述两力又在新基础上平衡, 浮子又稳定在新的位置上。通过记录浮子位移, 实现流量的测定。

1.3.3 偏心配水工艺技术的不足:

堵塞器掉、卡、投捞不着占作业井的10%左右;流量测试采用的是递减法, 测试资料误差大;测试工人劳动强度大, 测调周期长;封隔器卡距较大, 不利于细分。

2 同心集成式细分注水工艺技术

结构原理:同心集成式细分注水工艺管柱主要由Y341-114封隔器、配水器、负压洗井器、球座等组成。其原理是封隔器将全井分成几个层段, 配水器位于相应的封隔器中, 一级配水器可同时配注两个层段。采用小直径电子储存浮子式流量计进行分层流量测试, 采用电子储存式压力计进行验封和分层压力测试, 同时, 还可获得井温资料。

2.1 管柱结构和工作原理

该注水管柱由分层封隔器、配水封隔器、配水器 (堵塞器) 、中间球座及死堵等组成, 上部的封隔器起保护套管作用, 其余封隔器起分隔注水层段的作用, 配水封隔器与相对应的配水器配套使用, 实现分层配水。技术原理是利用封隔器将全井分为几个层段, 配水器位于相应的配水封隔器中, 1个集成式配水器可同时对2个层段进行分层注水。

管柱主要由可洗井封隔器、内径为Φ55和Φ52可洗井配水封隔器、两级配水器等组成。最上一级Φ60封隔器起套管保护作用, 第二级Φ55配水封隔器的中心管作为Φ55配水器的工作筒, 封隔器胶筒上下分别有注水通道与地层连通, 中心管下面有定位台阶, 配水器投入封隔器中心管内, 两个内装有水嘴的注水通道正好与封隔器的注水通道相对应, 实现一级堵塞器配注两层。同样Φ52配水封隔器也实现一级配注两层, 全井只需两级配水器就可实现4个层段的配注。

2.2 适用条件和测试参数

该技术适用于不结垢的直井、定向井、斜直井的分层注水, 要求最小卡距不小于2.0m, 最小夹层厚度不小于1.0m (保证验窜不窜) , 对于φ140mm套管井, 可实现2~6个层段细分注水。目前注水井测试的主要参数是封隔器验封、分层压力、分层注入量及同位素吸水剖面测试。特点:一级配水器可以配注两个层段, 提高测调效率;实现生产工况下同步测试, 避免层间干扰, 测试精度高;

2.3 工艺改进和配套技术完善

一是针对原同心集成式注水管柱暴露的测试卡阻问题, 使用上定位同径配水堵塞器, 有望解决堵塞器打捞难度大的问题。

二是针对流量测试仪器工作不稳定和同位素吸水剖面测试困难的问题, 应用小直径涡街式流量计和使用同位素测试伽玛仪进行现场试验, 有效缩短单井测试调配时间, 提高测试成功率。

3 结论与认识

3.1 油田开发是一项系统工程, 分层注水工艺技术是其中最重要的组成部分。

3.2 随着油田开发难度的加大, 对分层

注水工艺技术的要求越来越高, 这也促进了分层注水技术的不断发展和进步。

堵住注水孔 第10篇

在一家公司的答谢会上，遇到了某酒业公司的老板杨总。交流中，他告诉我，春节过后，他要在公司内部，特别是业务团队中，开展一轮“整风”，以再造公司的管理体系和执行文化。

我问：“为什么？”答曰：“这两三年，我公司的政策、规划和方案等在执行中总是被打折，执行不到位。有些时候甚至不足七成。偏差过大，战斗力弱化严重，再不整风就要出大问题。”这个爱学《毛泽东选集》的老板，很严肃地告诉我。

“您觉得为什么执行偏差会这么大呢？”我问。杨总谈了一些问题和现象，我觉得他还没有抓住问题的根本。系统梳理一下，我发现杨总困惑的核心是：前期员工工作汇报和会议发言都是信心十足，信誓旦旦，“一定能完成”、“确保能完成”、“能完成”、“没有问题”，而到了年底却告诉你目标完不成了，差了一大截！可是，费用却花完了，甚至还超预算了！

“我就是感觉我们公司的工作执行力进水了，不给力！有不少的水分！” 杨总特别强调。“工作执行力掺水了？”第一次听到这个说法，挺新鲜的。细想一下，还倒真是有一定的道理。那么作为营销型公司，有哪些工作会被“掺水”呢？

哪里有水？

结合个人实践，我梳理了一下杨总的困惑，发现日常管理中比较常见的几种“掺水”的现象：

现象之一：承诺有水分。公司下达的阶段性冲量指标或军令状，每次过程跟进中都反馈没问题，承诺保证能完成。而到了最后却完不成承诺，差了一大截！

实际上，留心一下，在过程跟踪中就能发现一些问题，之前进度一直很差，后面如不发生奇迹是无法完成的。所分解的一些完成指标的市场和客户，从市场现状、产品动销、资金实力、仓储物流能力等多项指标来看，根本完不成所分配的指标。如有的客户，一个中秋节要完成全年销售任务40%以上；有的要依靠招新客户来完成增长指标，而新客户或者才仅停在接触洽谈中，或者还不知在哪里，存在很大的不确定因素。

我曾经调研过一些大区经理，问他们明知到最后完不成军令状，为什么从开始到最后还一直都坚称保证能完成呢？他们反馈，公司分配阶段性军令状，又不征求我们的意见，是没有任何讨价还价的余地的。但是如果一开始就说完不成，就会破坏整个团队的信心和士气，影响领导的决策落实，既是不成熟、不讲政治的表现，还扫领导的兴。那接下来，直到本阶段军令状收官，就没有好日子过了。不仅要挨批评，而且要上报挖潜增量、确保完成的方案，每过一段时间还要制定上报确保完成的具体措施和前期措施的落实推进情况。一个周期下来，肉体和精神都要脱几层皮，最后完不成还是要挨训。

“一个是最后训一次，一个是从开始到结束经常地挨批评，还要一个接一个地反馈措施和推进情况，你会选择哪一个呢？”那位大区经理问我。

现象之二：基础工作有水分。有的市场业务人员和客户在做基础工作时，耍心眼，玩数字游戏。如网点建设工作中，少报自然网点数量，多报已开发网点数量，提交混乱、重复、甚至虚假的网点档案。有的为了完成指标而完成指标，不注重质量，没有后续跟进和维护。公司要求做前200家的优质网点全覆盖，而虽然做了200家，但是优质核心店占比少，大部分是一般性的中小网点。有的是只重开发，不注重后续维护，陈列展示、终端生动化、客情、推荐率等差，有网点，没动销。

有的将用于网点基础建设的费用，变相执行，挪作促销费用，用于产品促销和短期上量。

他们为什么耍这个心眼呢？

一个外围市场的经理透露：我们不像省内市场和其他重点市场，品牌影响力、市场基础、市场氛围较好，公司支持也大。开发网点，货铺下去就能动销。而由于整体销量较少，盘子小。我们随量政策产生的费用有限，只能做好一件事。如果拿来做市场基础工作，一方面做了网点陈列、终端氛围营造等基础工作，就没有钱做产品动销和旺季促销上量了。另一方面，就这么点钱，全部用来做有奖陈列展示也最多够做3个月，做一部分店。地产品牌或强势品牌一发力，就被淹没了，白费钱和人力。如此一来，连三节旺季做促销活动的费用都没有了，不仅不能加快市场启动，反而会导致市场销量下滑，打乱市场现有的渐进成长节奏，甚至连原有的盘子也难保住。

“如果不做市场基础工作，市场没根，仅靠旺季三节阶段性促销，能做起市场吗？”我问。

“馒头要一口一口地吃，仗要一仗一仗地打。每个公司的资源都是有限的，没有哪一家公司有那么多资源支持多市场开战。像我们外围市场，首先是要保盘，先活下来；其次才是扩大发展。我们也知道市场基础的重要性，现在是挤一点钱，做1～2个乡镇或街道，或者某一个渠道。由于我们是外来品牌，在当地弱势，产品销量小，客户挣钱少，做基础工作的热情也低，无法按照公司计划指标推进，只能循序渐进。”他回答。

我不太认同他的观点，但也不能证明他说的就没有道理。

现象之三：汇报工作有水分。有的业务人员和客户汇报工作报喜不报忧，成绩放大了说，将问题缩小了说，甚至不说，专拣领导爱听的说。趁领导高兴之时，再申请追加市场支持费用。往往是汇报时头头是道，汇报后微微一笑，过关一身轻。

排列一下，你会发现：表态多、拥护多、虚的多、实的少、问题少、动作方法少、大而化之的多、自相矛盾的地方多。

还有的，明明问题已经很突出了，还粉饰掩盖，讲确保完成的方法、措施，一二三四五，滔滔不绝。仔细一甄别，忽悠水平虽高，也存在不少问题。主力客户库存快爆了，如何再发货？市场基础工作做得差，动销不畅，出货差，如何再进货？

他们为什么敢如此汇报，主要原因不外乎两点：

1.领导爱听拥护的、赞美的、表态的，爱听好的、有信心的、正能量的，不爱听问题和坏消息。

2.最关键的是领导在上面，下一线做调查研究少，不了解一线，不了解市场。好忽悠！

注水结构调整 第11篇

三次加密调整井开采油层为动用较差的萨Ⅲ组和葡Ⅰ非主力油层, 同时射开部分发育差的主力油层, 随着油田开发的不断深入延续, 油层动用程度的不断提高, 要实现油田可持续发展的目标, 在采油井措施控潜余地越来越小的情况下, “注好水、注够水”是油田稳产的重中之重, 通过针对如何提高三次加密注水井注水质量的研究, 找到影响注水质量的因素, 从而保证注水效果, 为提高注水质量及保证油田开发效果提供有效保障。

2 三次加密注水井现状分析及对策

2.1 基本概况及现状

我队共有三次加密井28口, 于2010年9月陆续转注, 开采油层为动用较差的萨Ⅲ组和葡Ⅰ非主力油层, 同时射开部分发育差的主力油层, 平均砂岩厚度15.52米, 平均有效厚度3.50米, 配注1060立方米/日, 实际注水1010立方米/日, 三次加密注水井自投产以来, 出现注水井异常169次, 需要有针对性的分析原因, 找到治理的对策, 减少对注水质量的影响。

2.2 影响三次加密注水质量的主要原因及对策

通过对三次加密注水井注水异常情况的统计和分析, 除去测试原因影响, 认为主要是五个方面:计量仪表问题;配水装置问题;地层吸水能力变化;部分井洗井效果不好;管理经验及责任心不足。根据以上分析, 采取有针对性的调整和管理。

2.2.1 计量仪表问题

日注水量是通过高压注水水表计量, 有部分计量仪表未到校检期就会出现与测试流量计显示数值不符的现象, 所以对所有计量仪器进行检查, 不合格的进行校验, 定期对所有计量仪器进行检查, 统一送去规划研究所进行校验, 如果未到检验周期发现水表计量不准时, 及时相应的进行校验或更换, 同时将低注入量注水井通过高压水表转换装置进行更换, 对与计量相关的设备逐一检查整改, 达到所有计量仪器准确, 相关设备好用, 提高了注水计量精度。

2.2.2. 配水装置问题

三次加密注水井控制注水的配水装置都是组合式配水装置, 在管理中发现这种配水装置的阀门阀芯为针式阀芯, 注水时杂质会阻塞孔道, 开关阀门会磨损阀芯和阀座, 导致阀门不严, 更换配件工作量很大, 而且水流冲击易导致阀芯缩进, 存在难控制的现象, 组织人员对油压阀门丝杠上的台阶进行改造, 将改进后的阀门丝杠应用于阀门控制不稳的三次加密注水井上, 有效的提高了注水的平稳性。

2.2.3 地层吸水能力变化

对近2年三次加密注水井异常注水情况重点进行分析, 部分井日注水量在逐渐减少, 现场用压力表验证注入压力, 校对水表均无异常, 组织重新测试, 将水嘴调至最大, 洗井效果也不好, 注水量只能保持一小段时间, 不能达到层段水量的方案要求, 只能通过降虚数保证合格率, 分析认为是地层吸水能力发生变化影响。这部分井只能通过酸化、压裂等增注措施来解决。

2.2.4 部分井洗井效果不好

目前注水井洗井主要采用罐车洗井, 不同洗井原因的注水井洗井排量没有标准要求, 部分井达不到洗井的目的, 导致洗井效果不好。

通过加强洗井的监督、管理工作, 严格制定执行罐车合理的洗井排量。

(1) 吸水量下降的注水井洗井排量应是最高洗井压力等于允许压力时的排量, 并且尽量持续使用大排量。在保证出口排量大于进口排量的前提下, 满足洗井压力接近且不超过允许压力。

(2) 测试遇阻的注水井应使用中排量25m3/h左右洗井, 洗井水量应为90-120m3。

(3) 测试憋压的注水井洗井排量要用小排量接近且不低于10m3/h, 洗井水量在60m3左右。

按不同洗井原因执行不同洗井排量后, 使洗井无效井大大减少, 保证了洗井后的注水质量。

2.2.5 管理经验及责任心不足

部分岗位工人现场管理经验不足, 各项技能操作掌握欠缺, 而且对工作缺乏积极性和进取心, 资料录取不认真, 有些注水井就是因为不会管、不愿管造成的注水异常, 因此, 组织管井员工技术培训, 提高岗位员工的技术素质, 系统地学习《油水井巡回检查规范》、《注水井洗井管理规定》和《注水井资料录取现场检查管理规定》等相关标准规定, 在日常资料录取和审核管理工作中, 端正岗位工人工作态度, 制定了具体的考核制度, 明确责任, 加强管理考核力度, 不定期的进行注水井现场检查, 落实所检查注水井现场资料, 对资料不符或假资料绝不估息, 从严处理。在生产实际中现场操作, 从基本操作逐一演练, 模拟各种注水情况控制管理, 使岗位员工业务水平和自身素质得以提高, 在以后的现场管理中, 能够有效保证注水井正常注水, 从而提高注水质量。

3 几点认识

(1) 为保证三次加密注水井注水质量, 当出现注水井异常时, 要对具体情况分析, 采取相应措施, 首先检查计量设备, 对于低注井进行高压水表转换, 提高计量精度, 检查配水阀门, 对阀门进行改进, 通过有效洗井或组织及时测试, 达到正常注水的目的。

(2) 保持平稳注水, 减少波动, 努力排除设备影响, 保证三次加密注水井的有效注水实率。