三次采油三化管理模式的创建与运行.docx
- 文档编号:17616039
- 上传时间:2023-07-27
- 格式:DOCX
- 页数:23
- 大小:31.21KB
三次采油三化管理模式的创建与运行.docx
《三次采油三化管理模式的创建与运行.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《三次采油三化管理模式的创建与运行.docx(23页珍藏版)》请在冰点文库上搜索。
三次采油三化管理模式的创建与运行
三次采油“三化”管理模式的创建与运行
孤东油田是八十年代投入开发的稠油疏松砂岩油藏,储层非均质严重,水驱采收率较低,进入特高含水阶段后产量递减快,储采矛盾突出。
到2000年底,采油厂累计探明含油面积82.1平方千米,共发现孤东油田、红柳油田、新滩油田等3个油田,地质储量29252万吨,动用储量27519万吨,未动用储量733万吨,标定可采储量6892万吨,原油累积采收率为27.0%,累计生产原油5000多万吨,为石油石化工业的发展作出了重大贡献。
2006年孤东油田三采区块实施现状
经过多年高速高效开发,孤东采油厂储采失衡加剧,资源入不敷出的现象更加突出,面临着减产的严峻形势。
孤东采油厂坚持“发展为本、效益至上”的原则,审时度势,积极进行管理创新,整合管理资源,全面部署了“资源管理集合化、开发管理集约化、开发管理集约化”为主要内容的“三次采油‘三化’管理模式”的探索与实践,提高三次采油在采油厂稳产中的贡献率,促使老油田开发走向良性开发,为实现可持续发展打下了坚实的基础,使采油厂增强了发展后劲,赢得了竞争优势。
一、三次采油“三化”管理模式提出的背景
2001年以来,孤东采油厂所属孤东油田、红柳油田已进入特高含水、原油产量递减开发阶段,导致孤东采油厂生产规模的逐步缩减,大大阻滞了油气主业的发展。
油田开发总体上表现为“四高、两失衡”。
“四高”:
油田综合含水高达95.5%,已整体进入高含水后期采油阶段:
油田可采储量采出程度高达75.5%,已整体进入高采出程度开发阶段;剩余可采储量采出程度高达17.14%;年自然递减率高达15%。
“两失衡”:
一是资源投入产出比失衡。
“九五”期间共新增可采储量1450万吨,而同期采出油量为1650万吨,入不敷出现象比较突出。
从勘探潜力看,油田勘探风险进一步加大。
孤东采油厂勘探地域比较狭小,已发现油田区块储量一次动用,资源接替阵地严重不足。
老区经过多年多轮次的滚动勘探,新的资源发现难度大,外围经过多年的勘探,寻找新储量的难度增加,发现大油田的机率降低,新储量发现成本大幅增加,剩余可采储量采油速度太高,储量入不敷出的状况难以改变,已经成为制约油田实现可持续发展的瓶颈。
从产量潜力看,孤东采油厂近几年产量递减加剧,面临着减产、调产的形势,弥补产量递减的困难进一步增加。
经过多年的高速开发使地下资源的丰度逐年变差,剩余油分布十分零散,油藏描述困难大,找到这部分剩余油难度大,将其开发出来,难度更大;
(2)过去一些行之有效的短平快增产措施,进入特高含水阶段后,这样的措施几乎已经挖掘殆尽;(3)主力油田普遍进入特高含水、原油产量递减阶段,自然递减加大,稠油热采进入高轮次吞吐阶段,吞吐效果变差,剩余油采油速度高达16%以上。
在“四高、两失衡”的开发形势面前,孤东采油厂认真分析研究油田开发策略,多方探寻老油田实现稳产的出路。
随着三次采油先导试验和七区西52+3西北部工业性试验的成功,为大规模推广应用三采技术创造了有利条件。
所谓三次采油是指油田在利用天然能量进行开采和传统的用人工增补能量注水、注气之后,利用物理的、化学的、生物的新技术进行采油的开发方式,这种驱油方式主要是通过注化学物质、注蒸汽或微生物等,从而改变驱替相和油水界面性质或原油物理性质。
三次采油具有强化采油的性质,提高原油采收率在6.5%以上,为老油田稳产将发挥重要作用。
2001年以来,为实施“稳定东部”发展战略,胜利油田进一步加大了三次向工业化推广的力度,为我们三采规模化应用提供了有利的政策环境和资金支持。
与此同时,由于三次采油具有高投入,高风险、自动化程度高的“三高”特点,没有现成的经验可循,需要摸着石头过河。
为此,采油厂抢抓机遇,借力发展,精心构建了三次采油“三化”管理模式,有效地实现了油田开发的良性循环,为孤东油田的可持续稳定发展打下坚实的基础。
二、三次采油“三化”管理模式的内涵
(一)三次采油“三化”管理模式的概念内涵
孤东采油厂坚持“发展为本、效益至上”的原则,遵循“储量、产量、投资、效益”四统一的原则,大力实施三采技术自主创新战略,在部署开发工作时突出要有序高效发展三次采油,提升三次采油在采油厂稳产中的贡献率,按照“集合化、集约化、集成化”的发展思路,大力推进战略性结构调整和技术进步,努力实现资源价值最大化,实现油田开发的良性循环和三采区块产量的有效接替。
三次采油“三化”管理模式就是资源管理集合化、开发管理集约化、技术管理集成化,即通过资源的二次整合评价,实现三采资源有效接替;通过三采开发集约化管理,提高运行质量,实现产量最大化、效益最佳化,有效实现产量接替;通过三采技术集成化管理,技术研发和应用相结合,实现三采技术的有效接替。
按照采油厂开发工作部署,抓住机遇,立足自主创新,实施“借力发展,借地育人,借脑创新”战略,强化新老项目的运行节奏,狠抓老项目的注采调整及稳产工作,扩大新技术的现场试验力度,探索增加可采储量、提高原油采收率的新方法和新技术,努力实现“三个接替”即实现“产量接替”、“资源接替”和“技术接替”,使三次采油技术向现实生产力转化,尽快拿到产量,见到效益,为提高孤东油田原油采收率,实现油田开发的良性循环做出贡献。
具体内容有:
1、资源管理集合化。
“集合”即优化配置和深化利用,实现资源的集合效应。
就是树立“老区储量是最优质的储量”的理念,对孤东油田所有区块进行三次采油实施二次评价,根据当前产量情况、化学驱技术现状和发展趋势等,对适合三采区块进行预评价,筛选三次采油适用技术、种类,合理确定实施规模和实施时间计划,有步骤地、按程序投入矿场运作,实现三采资源有序接替。
2、开发管理集约化。
“集约”即坚持内涵发展,实现开发经营管理集约化,优化管理,简化管理流程,提高运行效率。
就是要优化开发管理模式,在具体实施中运用成熟的开发管理经验,探索实施有效的开发管理方法和模式,确保三采区块增产量高于后续水驱区块自然递减的产量,弥补已实施区块的产量下降,实现三采区块产量的自身平衡和有效接替。
3、技术管理集成化。
“集成”即坚持科技攻关与成熟技术成果应用相结合,实现技术集成发展。
立足自主创新,大力提高三采技术研发能力,形成集成化、系列化的技术储备。
通过三采技术集成,与科研院所结合,研发适用技术,应用一代、研发一代、储备一代,技术应用和技术储备相结合,在先导试验验证技术可行性,努力探索形成三采工艺配套技术、后续水驱技术等,形成配套的技术系列实现三采技术有效接替。
(二)三次采油“三化”管理相互之间的关系
三次采油“三化”是有机的整体,相互依存,互为促进,通过对资源的集合化管理,优化配置技术集成,确定科学有序的投入序列,为三采区块产量有效接替打下基础;通过三采区块开发的集约化管理,不断调整开发对策和资源动用结构,优化过程管理,验证三采技术,实现三采开发效益最优化;通过三采技术集成化管理,技术研发和应用相结合,探索核心技术,实现资源的有效集合,优化三采资源结构,进一步提高资源利用率,打牢稳产基础。
三者相互融合,相辅相成,相得益彰。
三、三次采油“三化”管理体系的主要内容和基本做法
三年来,孤东采油厂通过“三化”管理模式的实施,努力实现“三大接替”目标即实现“资源接替”、“产量接替”“技术接替”目标,实现三采项目实施的效果最佳化,形成具有孤东特点的“三化”管理模式。
全面实现“三借”工程,即“借力发展”就是借以下三方面的力量:
一借国际油价持续走高,用好胜利石油管理局三次采油政策和加大投入力度的机遇借机发展,二是借采油厂资源整合、管理重组和良好的内部环境借势发展;三是借鉴胜利油田内外各单位三次采油成熟技术,合力攻关,形成新的技术集成优势,乘势发展。
“产量接替”就是搞好后续三采项目的调研、可行性论证、立项等组织协调工作,合理安排三次采油项目投入,进一步扩大三次采油规模,努力提高三采增油效果,提高三采增油在采油厂稳产中的贡献率,有效弥补已实施区块的产量下降,实现三采区块的产量接替。
“资源接替”就是在前期一、二类适合聚合物驱油项目论证和现场实施的基础上,直一步做好一二类资源的储量再评价工作,进一步开展三、四类油藏化学驱研究、推广力度,技术进步和资源整合相结合,有效增加三采区块的可采储量,提高原油采收率,寻找三采储量接替阵地。
“技术接替”就是进一步开展以聚合物驱油试验为代表的三次采油技术研究,形成较为成熟的聚合物驱油技术,做好三采新工艺技术的引进、开发、试验和推广,通过三采技术集成,研发适用技术,应用一代、研发一代、储备一代,技术应用和技术储备相结合,努力探索适合孤东油田的三采核心技术和工艺配套技术,实现三次采油技术的有效接替。
(一)实施三采资源集合化管理,实施三采资源的有效接替
针对孤东油田探明储量增幅少、开发井网调整余地小、储量动用程度低、挖潜难度大的实际,以增油增效和提高最终采收率为目标,进一步加强实施三采开发的三类及剩余资源的储量评价工作,加强注聚增油及转后续水驱的技术储备,搞好三次采油储量接替。
面对孤东油田三采资源条件差异及剩余资源量不足的矛盾,一方面要求进一步规范资源资源投入程序,防止投入的无序性,同时做好剩余未投单元注采结构调整及井网完善工作,提高油藏条件的适应性;另一方面要求不断加强三采新技术及聚合物驱后进一步提高采收率技术研究应用,搞好三次采油技术储备及接替。
1、优化资源配置,规范三采投入应用程序
以聚合物驱油为主导技术的三次采油是一项比较大的系统工程,涉及高分子化学、油田化学、地质、油藏等多个学科,比注水开发要复杂的多,并且投资高,风险大,必须协调好各个系统或环节,完善管理链,否则可能导致整个工作的失败。
为了使这项工作能够顺利地开展,并达到增加采收率的预期目标,需要将各个环节有机地联系起来。
在原来工作的基础上,又经过这几年的探索实践,形成了三采技术投入矿场应用程序(图2),从而规范了油藏初步筛选、油藏地质再认识、编制三采方案、经济评估、矿场实施、试验效果综合评价、扩大试验、扩大试验到投入工业化推广应用等三采采应用程序,使其纳入科学化、程序化管理的轨道,坚决防止“挑肥拣瘦”和“吃菜心”式开发。
2、对三采资源进行再评价,确定三采区块块投入顺序,实现资源的集合效应
三采技术投入应用程序确定以后,确定三采区块投入顺序,投入现场应用就成为工作的重点。
经过这几年的三采区块项目筛选立项、项目初步经济评价、化学剂配方研究、段塞组合确定、方案提交到投入现场实施等形成了规范的管理程序,具体应用程序如三采区块油藏地质设计方法及程序框图所示(图3)。
这里关键还是精细地质模型的建立和剩余油分布规律研究,其后优化配置段塞组合、编制矿场实施方案,并投入矿场实施。
三采项目立项后,进入矿场实施的主要工作内容:
(1)井网重组研究
①目标区块的选区;②区块层间、层内和管外窜流状况分析;③区块井网重组。
(2)区块精细油藏描述
①区块油藏地质特点;②开发状况;③剩余油分布研究。
(3)驱油体系机理研究和配方设计
①机理研究;②驱油配方设计;③配方性能评价;④物理模拟试验。
(4)数值模拟研究
①模型的建立;②历史拟合;③参数优化;④提高采收率预测。
(5)现场实施方案研究
①配产配注研究;②实施前油藏调整研究;③动态监测方案;④矿场实施方案。
按照上述工作程序,确定工作内容,对孤东油田稠油区块进行初步评价,筛选出适合三采的区块,并根据2001年胜利油区注水单元化学驱资源评价结果,孤东油田适合聚合物驱资源量为19970×104t,根据技术现状和资源评价结果,合理确定各区块实施的时间表(见表1,一般注聚后第二、三年开始见效)。
到目前已开展工业聚合物驱项目8个(含已实施的七区西52+3西北部),占用注聚储量6747×104t,计划2006年安排注聚项目2个(六区西北部、三四区),占用资源量3925×104t(有效注聚储量2708×104t)。
到2006年底三采储量9455×104t,占孤东油田总地质储量的35.3%。
2006年后剩余化学驱资源量5252×104t,入选化学驱储量3200×104t,剩余资源均为四类油藏,品位较差(表2)。
(二)实施三采开发集约化管理,实施三采区块产量的有效接替
1、建立三采项目组,完善管理组织结构
2001年以来,孤东采油厂不断完善三次采油管理体制,建立三采项目组,完善管理组织结构,为三采项目的顺利实施打下了管理基础。
在1996年2月为适应专业化管理趋势,组建从事三采管理的专业采油矿-采油四矿的基础上,2004年11月为进一步提高三采管理水平、发展三采技术,重新成立三次采油办公室,并成立三次采油技术管理中心,负责组织三采项目立项、论证、评估,全面负责三次采油科研、试验及生产的组织、协调及日常运行管理等工作,形成了纵向上采油厂、三采中心、注聚队三级管理机构,横向上三采中心、地质所、采油矿密切联合机制,形成了利益共同体。
为了协调三采有关专业,形成合力,采油厂整合管理资源,优化管理模式,成立了三次采油项目组,分油藏组、工艺组和工程组,集中采油厂有关技术和管理人员,对三采开发进行集约管理,协调了注采关系,形成了整体合力。
2、积极开展工艺创新,优化注聚工程建设
针对原来先导试验和工业性试验注聚工程均按分散—熟化罐—转输泵—储罐—外输泵(喂入泵)—过滤器—注聚泵—静混器—注聚井固定的模式存在的渗漏点多,系统粘度损失大的问题,2001年在七区中注聚工程设计,及以后的注聚工程全部取消了储罐及转输泵,形成了无倒罐流程注聚工艺。
将站内单井混配装置由原来卧式安装改为立式安装,减少站房建筑面积,使聚合物注入工艺流程的精简优化,降低了管理节点和管理难度,提高系统运行的稳定性。
同时开展三采设备优化选型研究,不断改进工艺设备,淘汰旧设备,改进设备性能,优化运行参数,最大限度地利用旧站房、旧设备管线,提高了设备利用率,盘活了设备资源,节约了工程投资和设备维修成本,使注聚工程投资由原来的95万元左右减少80万元左右。
①利用数学模型优化聚合物配制站、注入站布局
由于三次采油开发方式具有集中配制、分散注入的特点,所以聚合物配制站必须在空间和时间上对几个区块提供共享服务,以提高综合利用率,由此带来了聚合物配制站、注入站的优化布局问题。
从数学规划和系统工程的角度出发,应用网络流规划方法建立了存储模型和选址模型混合的优化布局模型。
在给定各个区块生产时间和注聚井分布的条件下,结合现场实际情况,以投资最省为目的,优选出配制站个数、规模和位置,并绘出配制站与注聚站的服务网络图。
以孤东六区注聚区为例,由于计划分批投注,原来考虑现在六区东南部先建一个配置母液能力可以满足64口注聚井的大配注站,二期工程投产后可以为另外两个注聚站供应母液,经过与胜利设计院结合,利用数学模型优化聚合物配制站、注入站布局,同时对规划对象进行了数值计算,改为一期工程7#配注站建设配置能力满足自身需要,二期工程建一个配注站和一个注入站,与原来人工规划结果对比表明,该布局模型不但可以避免设备阶段闲置,还可节约投资3%。
②提高自动化控制程度,保证聚合物溶液配制质量
自控系统各组成部分的功能各自独立,又相互适应联为一体。
工业控制机作为中英控制单元通过485串行通讯口,实现与溶解单元和熟化单元中的可编逻辑控制器(PLC)进行数据交换,实时监控个单元的运行状况。
溶解装置、罐群装置由各自的PLC控制,有应答信号实现各装置之间的联系。
为确保自控系统的连续运行并具备很高的可靠性,优选台湾研华586作为中央控制单元,配备“组态王”组态软件,采用20吋大屏幕显示器作为实时监控界面,实现个控制点的动态显示、数据修改、故障诊断、自动报警,还可以查询历史事件记录、系统各主要部件累计运行时间、装置工艺流程图构成图等。
改进后的自控系统自2001年以来,先后在七区中注聚区、二元复合驱、六区注聚区、二区注聚区现场应用,各部件、仪表、执行机构运行正常,再没有发生冒罐等技术事故,大大减少了系统停运时间,为正常注聚提供了技术保证。
③利用旧站房、旧设备管线,降低工程投资
在不影响注聚质量的前提下,最大限度地利用旧站房、旧设备管线:
孤东油田三采项目先后开展了11项,配置站一般在运行3~4年时间后停运,新项目为保证注聚质量,一般也不利用旧设备,旧站房、旧设备的存在不但增加了管理难度,而且也成了不法之徒的觊觎对象,九十年代后期被偷被盗现象时有发生。
时间进入新世纪,我们在现场充分调研的基础上,与有关厂家联合攻关,采取更换关键部件的方法,对旧设备维修复新,关键技术指标完全达到工艺标准,尽量应用在新注聚项目上;对新注聚项目附近的旧站房,采用优化组合的办法大胆利用。
2000年以来,在六区东南部注聚区、七区西54-61二元复合驱试验区、二区5-6注聚区先后以修旧复新的方式利用旧站房2座,分散装置3套,注聚泵30台套、非金属注聚管线800m及其他设备大宗,共节约投资近1500万元,同时降低了运行费用。
3、调整和优化三采开发对策,实现三采区块产量的有效接替
(1)探索应用聚合物驱综合调整方法,依靠措施优化聚合物驱效果
针对不同三采区块特点,以提高采收率为目的,坚持“培养见效井、诱导不见效井、治理高见聚井”的思路,逐步形成了以“分阶段、分段塞、分级分类措施调整”为主要内容聚合物驱综合调整技术,依靠综合措施调整优化了聚合物驱效果。
分阶段措施调整方法,主要包括注聚初期、注聚中期、注聚末期三个阶段的措施调整,注聚初期以摸清注聚井注聚能力为措施调整的主要方向,注聚中期以注聚区形成均匀主体段塞为措施调整的主要方向,注聚末期以形成有效的保护段塞为措施调整的主要方向。
分段塞措施调整方法,主要包括前置段塞、主体段塞、后置段塞三个段塞的措施调整,前置段塞与后置段塞以形成有效保护主体段塞为措施调整的主要方向,主体段塞以注聚区形成均匀阶梯段塞为措施调整的主要方向。
分级分类措施调整方法,主要包括注聚区、注聚井、油井的分级分类调整措施。
根据注聚区压力场分布特点和油井见聚、见效情况,细化注聚区措施单元(高压区、低压区、高渗区、低渗区、大孔道井、见效区、不见效区等),根据各单元具体特点采取有针对性的措施。
根据注聚井的注聚能力,实施了正常注聚井、非正常注聚井分类管理,对正常注聚井采取了保浓度、保粘度和保配注量的“三保注入”,对非正常注聚井采取了保浓度、保粘度和兼顾配注量的“两保一兼顾注入”。
根据油井见效和趋势变化特点,把注聚区油井分为四大类(效益好趋势好、效益好趋势差、效益差趋势好、效益差趋势差)进行管理。
对“效益好趋势好”的油井及其对应注聚井,保持现有的动态平衡,使其效果长期稳定;对“效益好趋势差”的油井,通过注聚井的调配,恢复最佳的效果;对“效益差趋势好”的油井,把它作为下一步提高注聚增油效果的主攻方向,结合油水井对应情况、沉积微相、微构造和动态检测资料,及时调整配产配注;对“效益差趋势差”的油井,根据油藏发育情况和油藏动用情况进行综合治理。
(2)探索应用了聚合物驱预警控制方法,实现了注聚开发的超前控制
在注聚井管理上,实施了以“滤积堵塞预警”为主要内容的滤积解堵超前控制管理,用单井注入压力曲线、注聚量曲线和吸水能力曲线,预测聚合物溶液滤积堵塞报警临近值,当注入压力、注聚量、吸水能力到报警临近值时,加密洗井,超前控制,降低了注聚井聚合物溶液滤积堵塞发生率和躺井率。
探索应用了以“注聚井差值、油井差值、井组工况”为主要内容的“两差值一工况”数学分析模型,对聚合物驱段塞在油层中的流动进行了预测分析,实现了对聚合物驱段塞非均匀推进和油井窜聚的超前控制。
4、实施质量制胜战略,提高方案实施质量
采油厂坚持以质取胜,强化科学管理,树立“三采的今天靠质量,明天的发展靠效果”的理念,提出了“抓质量、严管理,从我做起”和“质量在手中、效益在心中”的口号,重新修订完善了三采注入质量考核标准,加强了药剂使用、聚合物母液配制、母液外输、注聚升压、单井注入等全过程质量管理,严把药剂检验关、母液配制关、单井注入关、资料录取关、管理考核关。
为了提高三采注入全过程的质量管理水平,进一步规范了药剂订供货、入库质量检验程序,确保了药剂质量;严格按注入方案配制聚合物母液,及时检查、调整分散装置下粉频率、上水量、配制速度,提高了母液配制浓度合格率;严格按配注要求检查、调整,将注聚井配注母液、污水瞬时误差控制在±10%以内,累计误差日注量±5%以内,提高了注聚井配注合格率和注入浓度合格率。
采油厂成立了机关有关人员和基层队工程、地质技术员参加的注聚质量管理项目组,将管理责任层层落实到个人。
每旬出一期注聚质量监督公报,每月出一期质量分析月报。
每月由工程技术员编写注聚质量分析材料,并参加月度注聚质量分析会。
2005年以来,二元复合驱先导试验项目主体段塞注入后暴露出聚合物母液和石油磺酸盐混配不均匀、药剂投加量达不到设计要求的问题,经过调研,进行了工艺流程改造,将石油磺酸盐投加单柱塞计量泵更换为流量平稳的单螺杆泵,保证了石油磺酸盐溶液的平稳投加。
同时将原掺水隔膜计量泵更换为具压缩性的多级离心泵实现了掺水量的平稳投加,完全实现了按设计要求平衡注入的目的,使石油磺酸盐注入浓度达到4500mg/L。
针对二区、六区调节注聚井配注时,部分注聚井因注聚泵设计排量小而完不成母液配注要求的情况,4月份对六区、二区共12口注聚井进行注聚泵更换。
实施后,12口注聚井按照配注设计要求连续、正常注入,由非正常井转为正常注聚井,增加注聚能力600m3/d,有效地解决了注聚泵设计排量和注聚区实际需要注入量的矛盾,保证了单井注入量和注入浓度,使非正常注聚井的方案执行率由原来不到80%提高95%以上。
5、实施“一袋干粉一吨油工程”
聚合物驱油是一项高投入、高风险的提高油田采收率技术,尤其是注入的聚合物干粉价格昂贵,每吨干粉价格在22500元以上。
通过实施“一袋干粉工程”,取得了显著效果。
(1)先算好一袋干粉增油帐
为了让一线职工直观地了解节约每一粒聚合物干粉的重要性,先算好聚合物增油效益帐。
技术人员对1995年孤东厂实施三次采油规模化应用以来,各区块见效增油情况和工程投入特别是聚合物干粉投入情况进行总结,最后得出孤东油田三采区块平均每吨干粉增油46.7吨的结论,相当于每袋干粉(25千克)接近换1.2吨原油。
为此,实施了“一袋干粉工程”,树立“一袋干粉”就是1吨油的理念,针对每一个管理结点制定了提高注入质量的技术措施,引导职工自觉地把节约每一粒干粉作为日常工作的一部分,贯彻于注入过程的每一个环节中。
(2)节省干粉,把好最后一道关
采油厂树立“三采的今天靠质量,明天的发展靠效果”的理念,提出了“抓质量、严管理,从我做起”和“质量在手中、效益在心中”的口号,重新修订完善了三采注入质量考核标准,加强了药剂使用、聚合物母液配制、母液外输、注聚升压、单井注入等全过程质量管理,严把药剂检验关、母液配制关、单井注入关。
聚合物干粉以往有好几家产品,质量有一定差异,技术人员对每一种干粉进行取样化验,绘制浓度-粘度曲线,检测井口聚合物溶液粘度、粘弹性等干粉质量指标,对不合格产品进行索赔,确保了注入质量。
(3)节省干粉,让每一滴溶液每一克干粉归仓
聚合物在注入过程中,经常要进行清阀、取样、停泵检修等正常操作,此过程要排出一定的聚合物溶液,少则数升,多则一大桶,原来都倒入了污水池,一方面增加了集输系统处理工作量,另一方面造成了聚合物的浪费。
实施“一袋干
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 三次采油 管理模式 创建 运行
![提示](https://static.bingdoc.com/images/bang_tan.gif)