油田化工应用技术精选(九篇)

前言：一篇好文章的诞生，需要你不断地搜集资料、整理思路，本站小编为你收集了丰富的油田化工应用技术主题范文，仅供参考，欢迎阅读并收藏。

第1篇：油田化工应用技术范文

关键词：解堵 四元共聚 增注 降压

油水井发生堵塞现象是砂岩油田普遍存在的生产现象，在水驱，乃至聚驱；在注入井，乃至采出井均普遍存在，由于其堵塞严重程度不同，对生产的影响也不一样，堵塞不严重、堵塞半径较浅、时间短的井，在生产过程中表现不明显，可以不上解堵措施，有的甚至在生产过程中自行解堵。但大量的井堵塞后严重影响注水和采油生产，必须及时采取措施，减少欠注欠产对油田开发的影响。

一、延时酸化四元共聚解堵增注原理

分两个段塞注入，注入压力接近地层破裂压力，目的是先解除吼道堵塞及吸附性垢体。

1.前段注入稠化酸，目的是避免H+快速转移，能够酸化裂缝深部.稠化酸主要解除酸溶性堵物，如钙垢、镁垢、铁垢，随着酸化作用进行，溶液中酸浓度逐步降低，约2个小时后，溶液Ph接近铁盐或Fe（OH）3析出点（PH2.2-3.2），容易形成胶体性沉淀，形成二次污染。因此溶液中添加了铁离子络合物，以保证不会形成沉淀。添加磷酸形成磷酸盐缓冲体系，进一步保障反应液稳定。添加的阳离子防膨剂会和页岩被污染的表层进行离子交换，使水化半径缩小，增加裂隙过水体积。

2.后段注入四元共聚纳米活性增注剂液体，减小管道及井筒湍流阻力（降阻率60%）使液体将水马力尽量带入地层，有纳米活性剂的加入，可以使地层毛细阻力降低，增加注水量。加入一定量的氟化钠，可以利用前段残酸，形成氟化氢，它将溶解前端酸化时伴生的硅系微颗粒，避免二次堵塞污染，同时也可以形成六氟化铁稳定络合体系，更进一步保证铁系物质不生成沉淀。添加缩膨剂，可以使已水化的粘土类物质缩小体积50%以上，增加过水面积。从而实现增注效果。

表1 现场施工药剂

二、技术优点

1.四元共聚纳米活性剂，能够降低表面张力和油水界面张力，油水界面张力达到超低值，小于等5×10-3mN/m，增注率大于50%，地层岩芯吸附性小，有效期长，特别适用于低渗透油田增注施工。

2.降低地层孔隙毛细管系统油水混合相的流变性，极大的提高水的相对渗透率和穿过孔隙的速度。加0.5‰增注活性剂，一般注入量可提高40-200%。

3.纳米活性增注剂具有强乳化性，进入注入水中形成水乳液，遇油后，很快形成混相乳状液，亲水亲油得到平衡，其流变性稳定，一年内不沉淀不分层，在油层岩心中运移时间长，且稳定，不会造成相分离，不会造成润湿反转。模拟油层温度在45-150℃之间，静态液相稳定期为300天，不分层，不沉淀。

三、应用效果

2012年，首先优选周青庄油田的歧24-15和周G1两口注水井进行了先导试验，两口注水井均为由于长期注混配水，套管及油管及地面管线腐蚀结垢造成注水机杂含量不断增加，润湿项的转变致使毛管力不断增加，等诸多原因造成注水压力不断上升。歧24-15，由解堵施工前井口油、套30.8MPa/30.8MPa， 在泵压为31 MPa压力下，2012年8月份0m3/d左右，解堵8天后能够在12.45MPa下，日注入40 m3/d，增注的同时压力下降 18.35 MPa；周G1，由解堵施工前井口油、套31MPa/31MPa，泵压为31MPa下日注5m3/d，解堵18天后在28.31MPa下注入17m3左右，增注的同时压力下降 2.7 MPa。最后在2013年1月20日泵压与措施前持平，完成既定配注20m3/d。

表2歧24-15施工目的层措施前生产情况

表3歧24-15施工目的层措施后生产情况

表4周G1施工目的层措施前生产情况

表5周G1施工目的层措施后生产情况

四、取得认识

1.机杂及油污是其主要因素，机杂直接造成井壁及近井地带堵塞，而油污造成井壁及近井地带堵塞，从对该井解堵增注措施的实施过程也不难看出，打第一段延时稠化酸时泵压就达到了设计最高值。而泵入稠化酸15分钟后压力下降，此后压力一直保持稳定。

2.注水井由于长期注水，不仅造成井壁及近井地带堵塞造成井壁及近井地带堵塞而且造成地层中深部机杂乔塞。

3.岩石润湿项改变会逐步增大注水阻力，也是造成注水井压力上升的原因。综合上述延时酸化起到了一定的作用及纳米活性剂对岩石润湿项产生的作用。

第2篇：油田化工应用技术范文

关键词：塑料复合管；油田；应用

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.11.081

1 前言

在油田管道输送介质过程中普遍存在着磨损、腐蚀、结蜡等一系列问题，这些问题的存在也直接影响着管道的使用寿命。根据资料统计，项目所在某油田每年因腐蚀问题报废的管线多达数千米，每年投入的更换管道和维修管道资金多达数百万元，虽然在管道敷设和使用过程中考虑了管道内壁涂层、阴极保护以及在管道中添加化学药剂缓蚀等防腐办法，也仅是收到了一定的效果。为适应油田地面建设发展的需要，具有良好防腐性能的非金属管道越来越受到青睐和应用，但在应用过程中发现一些问题，如玻璃钢管等非金属管道防腐性能优异，但抗外力性较差，易受到外力破坏，其使用环境和条件受到严重制约和限制。

针对油田集输、供注水管道存在着的种种问题，一些油田服务企业开发出连续增强塑料复合管，可广泛应用于陆地油田、海上油田、城市管网、化工及建筑等领域，适用于陆地油田用连续增强塑料复合管，浅海连续柔性管，聚乙烯（PE）城市燃气、给水管道，化工、建筑用给水、供热聚丙烯（PP-R）管道等，在油田地面建设中油气集输系统、供注水系统应用前景良好。

2 连续增强塑料复合管工艺技术

连续增强塑料复合管为三层结构：内管、外管采用聚乙烯（HDPE）或交联聚乙烯（PEX）、中间层为钢带交错缠绕的加强承压层，钢带采用涂漆碳钢带，缠绕层数根据压力计算确定。管道设计最高工作压力：32MPa、工作温度在90℃以内。

在质量方面，项目部所选用的连续增强塑料复合管通过了ISO9001质量体系认证，其特种设备（压力管道）主线从国外引进，实验室设备齐全，可进行原料密度检测、原料水分检测、纤维拉伸试验、增强带拉伸试验、管道拉伸试验、弯曲试验、静压试验、爆破试验等各种试验。同时，在产品检测中心配备有完善的检测、试验设备，产品检验和检测活动贯穿整个生产制造、产品出厂、售后服务、技术支持等全过程。

在管道连接方面，连续增强塑料复合管采取的连接形式主要有法兰连接、焊接以及丝扣连接三种，可供施工时自由选择应用何种连接方式。

3 连续增强塑料复合管技术特性

3.1 施工方面

连续增强塑料复合与常规无缝钢管道相比具有如下特性

（1）连续增强型塑料复合管单根长度可根据现场要求来确定管体的长度，单根 200米以上。施工方便，安装费用低。

（2）施工连接方式主要采用法兰、焊接或螺纹连接，可根据不同的现场需求选择不同的连接方式。连接多样，连接方便。

（3）与其它管线施工比较，施工工艺相对简单、接头少、拐弯处可不用弯头连接（弯曲半径750-1900mm），能够有效地缩短施工周期。

（4）施工时需要管线生产商提供接头专用设备（接头扣压机）和管道端点连接钢碰头。

3.2 综合对比情况

连续增强型塑料复合管与目前在用的玻璃钢管、玻璃内衬钢管等两种产品的基本对比情况如表1。

4 现场应用情况

由于项目所在油田含有三大油区，其中两大油区地势崎岖，千沟万壑，采用传统的无缝钢管进行施工作业极为困难，作业周期也较长。因此，经过调研，连续增强型塑料复合管在2013年以来陆续在项目所在油田的集油管网中引入，与无缝钢管同时投入油气集输管道施工应用。先后应用于项目所在油田地面条件最为困难的两大油区，主要应用DN100～DN150管道规格，相对于无缝钢管在地势起伏的沟壑地区的施工不便，连续增强型塑料复合管较好的解决施工困难的问题并同时减少了一定的作业周期。通过现场回访和调查，各条集油管道投产后运行效果良好，均取得了良好的经济效益和社会效益。

第3篇：油田化工应用技术范文

【关键词】物探;地震;勘探;技术;问题及对策

引言

据中国地质调查局介绍，中国油气资源较为丰富，目前探明程度不高，潜力较大。因此，必须大力加强陆地新区、新领域、新层系和重点海域的油气资源基础地质工作，加大地质勘探力度，同时不放松对老油田的潜力挖掘。大庆油田是中国产量最大的陆上油田，已经开采50余年，为了大庆油田的持续发展，造福油城子孙后代，为了实现“百年油田”目标提供一批后备勘探选区，为了探明大庆长垣萨尔图等油田地下剩余油分布预测。近年来，大庆油田加强了松辽盆地及盆地油气资源基础地质调查工作，取得了宝贵的三维高分辨率地震采集资料，有效解决了高含水后期井间剩余油分布预测问题，大大提高了，区块剩余油分布的预测精度。按照大庆油田目前剩余储量计算，如果采收率提高1个百分点，将会增加可采储量4000万吨，将会为大庆市和油城人民带来巨大的经济效益，具有重要的经济意义和社会意义。

1、地震资料的主要应用

地震资料应用范围很广，是目前探测油气的主要手段之一，下面简要分析地震资料的一些应用技术。

1.1厚油层井震结合储层综合预测技术

井震结合综合预测砂体井间连续性的分布规律、砂体几何形态、井间边界位置以及砂体的厚度分布特征，按一定的沉积模式进行合理的组合和预测，搞清不同沉积微相砂体分布情况。针对密井网区域，在充分参考原沉积相图基础上，通过沿层属性反演切片解析河道空间展布及垂向演化规律，利用反演剖面对井间河道砂体的规模、延伸长度、走向、接触关系等进行精确确定，从而对原沉积相图进行修正；对无加密井区，主要利用反演切片、处理后地震属性（相）结合井区内砂体类型与演化规律进行河道预测，对外扩区河道及薄层砂体进行半定量预测，消除人为因素干扰。

1.2地震解释成果指导制定开发措施

一是利用油田井震结合构造解释成果，搞清断层变化对注采关系的影响，通过设计高效井、老井补孔和注采调整等措施完善注采关系；二是利用井震结合储层精细解释成果，根据井间砂体变化特征及井组砂体连通、动用状况，重新分析注采完善程度，为确定补钻井井位及压裂、堵水等措施的层位提供依据；三是以地震解释成果为指导，编制开发调整方案，有效指导两驱精细调整。

2、地震施工中经常遇到的问题

整个探测分5步，一是测量，二是钻井（小钻机施工），三是放线，四是放炮，五是数据采集。探测过程中，每一个环节都可能出现问题，并且探测过程受到的外界影响因素比较复杂，下面进行具体分析：

2.1施工障碍物多，作业条件复杂

稍有常识的人都能想象出在市区施工探测会遇到很多障碍，如：住宅区多、城区建筑密集、面积大、鱼池水域众多，还有公路、铁路、立交桥纵横交错，更有化工厂、电厂、各大油库等坐落于施工区内。施工时，绝大部分测线都穿越这些障碍物，施工生产可谓困难重重。

2.2工程进度非常慢

城市地下管网密集，施工前，需要深入到各相关单位，把管线分布情况了解清楚，每一个井位都要进行小心勘测。在打井时，工人要格外小心，要慢慢加力，一旦碰到异物，还要取样分析，以免发生意外，另外，为了避开建筑物和重要设施，许多炮点要在原定位的基础上进行偏移，无形中增加了数倍工作量。

2.3施工环境条件受限制

在许多地方，受场地限制，大钻机根本派不上用场，只能雇用农民小井队的手动钻机打井，尤其是在寒冷的冬天，冻土层很厚，钻井需要用热水，钻起来很费劲。此外，在城区施工，拉运设备的车辆进不去，施工用的很多设备像数据链、检波器、小钻机还有布的线，都需要工人发挥‘人拉肩扛’的精神，一点儿点儿地抬进去，这在一定程度上加大了施工难度。

2.4时间紧、任务重、工区分散

地震采集施工往往具有施工时段集中、工区位置分散等特点，地震施工大多在冬季，时间要求比较严格，地震区域地层条件复杂，如：干涸河流较多，而且河道里流沙、砾石等沉积填充物混杂，要想获得详细的信息就需要双井，多打炮眼。

3、针对地震施工中的一些问题所采取的对策

3.1提前做好部署安排

为保证各个施工环节顺畅高效，地震施工前，领导都要做好相关部署安排，要求各地震队根据工区特点，制定详细的施工作业计划，并按计划合理配备人员和设备，抓好施工现场技术、质量和HSE管理工作。施工中，施工技术人员要求以饱满的热情，秉承安全生产、文明施工的服务宗旨，严格按照国家勘探标准规范施工。

3.2控制施工技术要点

一般情况下，在野外施工，完成放炮工作需要3名工作人员，在城区每个炮位需要多加人手，有两人专门负责安全警戒；用药量也有很大不同，野外作业一般每炮的药量是10多公斤，而在城市里，为了最大可能减小对周围建筑和居民的影响，每一炮的药量只有300克；打井的深度根据区域不同而设计，最浅的也有7米，最深的达40余米，300克的药量爆炸的时候，地面基本上没有什么感觉。

3.3创新施工方法

事先做好充分调查论证，制定详细的横翻排列施工方案，根据工区属于不规则三维的特点，划分五个区块，在每个区块内进行横翻。由“纵”而“横”，施工方法的创新能够大大提高施工质量、效率，降低了安全风险。如此一来，三维勘探项目当中需要重叠的线束、检波器不用重新摆放了，每次只需倒一条排列，其他排列不用动，大大降低了放线工作量，整个施工期横向施工比纵向作业减少了两万多道的工作量。同时，减少了重复摆放检波器，检波器埋置的差错率也大大减少。而且钻机被甩在了排列之外，有效避免了钻机正常施工对采集质量的影响。

结束语

物探资料是油田开发的重要依据，物探施工是油田开发的重要保证，物探施工涉及的因素较多，遇到的问题比较复杂。但是，只要物探施工技术管理人员，充分做好事前准备工作，对施工中发生的问题采取积极的解决措施，就一定能把探测工作做好，就能够给油田开发提供可靠有效数据。参考文献

第4篇：油田化工应用技术范文

关键词：油田；施工；安全管理

中图分类号：TE144文献标识码： A

引言

近些年来，我国油田开采规模愈来愈大，并且经过几十年的发展，我国的油田钻井技术日益成熟，大大地提高了油田的开采效率，本文主要通过石油钻井管理存在的问题的介绍，对我国当前的油田钻井技术展开细致的分析与探究，深入阐释了油田钻井管理的新机制，并提出了油田钻井的新目标。

一、中国石油钻井管理存在的问题

从直观的表面现象看，钻井管理主要问题是关联交易矛盾突出，主要原因是缺少钻井工程预算定额。从深层次的经济机制设计原理分析，中国石油缺乏一套全过程的钻井工程造价管理机制，体现在造价信息不对称、激励措施不相容、资源配置不合理三个方面问题。

1、造价信息不对称问题

造价信息不对称问题表现在钻井工程管理运行的各个环节所需要的信息不一致、不规范甚至缺失，没有一套科学规范的钻井工程造价信息流程，形成一个一个孤岛。钻井工程造价信息流程具体表现在组织机构链和业务管理链两个方面。在业务管理链方面，包括编制与审查投资规划和年度计划、勘探开发项目估算和概算、单井钻井工程预算和结算。钻井工程造价信息流程应该形成通畅的造价信息渠道。但是，集团公司没有一个统一的钻井工程造价信息标准和信息平台，无论是在组织机构链上，还是在业务管理链上，所需要的造价信息不一致、不规范甚至缺失，缺乏工程预算需要的预算标准，缺乏编制勘探开发方案需要的概算指标，缺乏编制规划计划需要的估算指标，缺乏宏观决策需要的参考指标。由此导致投资决策缺乏依据，产生很大的信息成本，引发一系列的问题。

2、激励措施不相容问题

激励措施不相容问题表现在各级钻井工程管理主体激励措施取向不一致、不规范，没有一套合作共赢的钻井工程管理机制，产生大量的内耗，损害了集团公司整体经济效益。钻井工程造价管理主体涉及面广且复杂。在管理部门方面，涉及集团公司和地区公司的规划计划、财务、资产、人事、安全环保、物资采购、审计、勘探、开发、工程管理等众多部门。在市场主体方面，涉及油田公司和钻探公司。从集团公司高度来看，所有管理主体应该以集团公司综合效益最大化为前提，但是实际工作中，各管理主体均是站在自身效益的角度来考虑问题。比如，规定购置钻井设备需要按8%上缴回报，假如钻探公司占用设备资产100亿元，则每年需要上缴8亿元；对于关联交易而言，无形中股份公司钻井投资需要增加8亿元，而不产生任何效益，只是增加了固定资产，增加了投资压力。

3、资源配置不合理问题

资源配置不合理问题表现为钻井队伍资源利用效率低、交易费用高和钻井投资分配不科学，缺乏一套高效运行的钻井工程管理平台，导致较大幅度增加钻井成本和投资缺口问题。钻井队伍资源利用效率低。首先体现在本油田窝工，由于油田公司和钻探公司之间信息沟通不畅，油田公司有了钻井计划工作量，要求钻探公司快速上施工队伍；而这批井钻完之后，施工队伍又没有活干，因此造成大量的窝工费。其次是外部闯市场，工作量极不稳定，搬来搬去，钻井设备有效生产时间大量缩短，而且需要支付昂贵的学费、动迁费、管理费，很难达到盈亏平衡点。交易费用高。首先表现在关联交易矛盾突出，主要领导及双方大量人员用于关联交易谈判，既耗费精力，又增加管理成本；另外，不能及时结算，钻探公司不得不贷款运行，每年仅利息就得数亿元。其次是外部市场的管理费、公关费、协调费，无形之中增加一大笔钻探公司成本。钻井投资资源分配不科学。主要体现在规划计划编制缺乏依据和标准，按历史水平法计算百万吨产能投资，而很少考虑每年实际钻井数量、井深、井型变化情况，同实际情况偏差大。资源配置不合理导致投资缺口呈剪刀差方向变化。一方面钻井队伍资源利用效率低，增加大量的交易费用，无形中提高一大块钻井成本；另一方面钻井投资分配不科学，导致钻井投资不到位。二者共同作用，关联交易矛盾愈加突出，集团公司总体投资效益愈加变差。

二、建立管理新机制

解决上述3个方面问题，需要建立一套全过程钻井工程造价管理新机制，从管理需求出发，管理主体采用一定的管理手段，满足管理需求。管理需求、管理主体、管理手段必须有机地结合在一起，三者互相依存，缺一不可。

1.管理需求全过程

钻井工程造价管理需求包括3个层面：编制投资规划和计划的宏观决策、勘探开发项目可行性研究估算和概算编制与审查、单井钻井工程预算和结算编制与审查。

2、管理主体

通过大量研究表明，目前中国石油钻井易采用混合制的关联交易治理模式。中国石油钻井工程造价管理主体包括定价管理委员会、建设单位、施工单位。定价管理委员会不是新设立一个机关管理部门，而是在现有管理部门基础上形成一种管理机制或者说是一项管理制度，也可以称为交易管理委员会、市场管理委员会等，当然，其核心工作是解决定价问题。当采用双边治理结构时，定价管理委员会由油田公司和钻探公司人员共同组成，同许多国际石油合作项目组成的合作委员会或联席会议制度一样。当采用三边治理结构时，定价管理委员会由集团公司总部和专业公司人员组成。根据目前集团公司管理现状来看，易采用三边治理结构，这里提出一种定价管理委员会组成方案。定价管理委员会组成形式参照国家能源委员会的组织架构，一是需要有来自全过程钻井工程造价管理所涉及部门的一个领导集成组织，二是需要有一个类似于国家能源局的具体执行部门。针对目前中国石油钻井工程管理中存在的主要问题，定价管理委员会可以发挥以下几个方面重要作用：制定集团公司钻井市场发展战略，监督钻井关联交易，最大限度减少关联交易矛盾和问题，实现集团公司钻井业务平稳健康发展和总体效益最优化；建立集团公司钻井工程造价管理信息平台，最大限度实现钻井工程造价信息对称性和完全性，避免重大决策失误和巨大钻井资源浪费；建立科学合理的权、责、利分配制度，最大限度实现钻井市场主体激励相容，避免出现逆向选择和道德风险问题。

3、管理手段

要想解决目前中国石油钻井工程管理机制问题，必须建立一套具有中国特色的全过程钻井工程造价管理技术体系，其核心是计价标准体系和计价方法体系。钻井工程计价标准体系包括基础标准、消耗标准、费用标准、预算标准、概算标准、概算指标、估算指标、参考指标和造价指数等9种。钻井工程计价方法体系包括规划计划投资计算、工程估算投资计算、工程概算投资计算、工程预算费用计算、工程合同价确定、工程结算价确定、工程决算价确定的一系列配套方法。计价标准体系和计价方法体系在一个管理信息平台上运行，实现事前控制、事中跟踪、事后评价的全过程钻井工程造价管理。

三、发展目标

总体发展目标概括为建立“一套技术体系、一个信息平台、一项管理制度”。

1.技术体系

建立一套成熟配套的中国石油全过程钻井工程造价管理技术体系，包括6项单项技术：钻井工程工程量清单计价应用技术；钻井工程计价标准体系编制技术；钻井工程计价方法体系应用技术；钻井工程投资动态调整技术；钻井工程投资控制优化技术；钻井工程造价信息模型建模技术。

2、信息平台

建设一个以集团公司管理层为中心的两纵两横放射状立体的钻井工程造价管理信息网，打通一个一个的“信息孤岛”，解决信息不对称问题。钻井工程造价管理信息平台分为集团公司和地区公司两个层次，前者称为“中国石油钻井工程造价管理信息系统”，后者称为“某某油田公司钻井工程造价管理信息系统”和“某某钻探公司钻井工程造价管理信息系统”，所有信息系统均在集团公司石油专网上运行，实行分级授权管理。

3、管理制度

根据全过程钻井工程造价管理三个层面的需求，建立一套《中国石油钻井工程造价管理办法》、《某某油田公司钻井工程造价管理办法》和《某某钻探公司钻井工程造价管理办法》。可以细化为钻井工程投资估算管理办法、钻井工程年度投资计划编制管理办法、钻井工程预算结算管理办法等，并且建立相应的钻井工程造价管理流程。

四、总体效益分析

1.明确中国石油钻井管理发展方向

采用全过程、动平衡、标准化、信息化的技术路线，建立一套具有中国特色的钻井工程管理新机制，有利于进一步统一思想，促进集团公司钻井工程管理工作健康发展。

2、促进集团公司钻井队伍稳定和健康发展

基于三边治理机制，有关钻井工程管理的地位和信息是对称的，钻探公司的人员会明显地感觉到实际地位得到提升，这实质上是一种精神上的激励机制，有利于钻井队伍稳定和健康发展。

3、根本上解决钻井关联交易矛盾

新的管理机制不但解决了具体的关联交易预算标准编制和调整问题，而且建立起一整套的全过程计价标准体系和管理制度，因此，能够从根本上全面解决钻井关联交易矛盾。

4、全过程优化钻井工程投资决策

实现优化编制钻井工程投资中长期规划和勘探开发方案、优化调整钻井工程年度投资计划、有效控制钻井工程设计功能过剩和预算偏高。

5、显著减少集团公司总体钻井成本

可以显著减少钻井工程学习费用、钻井工程管理费用、钻井工程窝工费用。

结束语

总体来讲，经过多年的探索与实践，我国石油开采技术水平不断提高，现在已经逐步达到了世界先进水平，不过随着油田开采区域的不断扩展，油田开采钻井技难度日益增加，其面临的局势也越来越紧张，我国油田开采单位需要不断创新、提高油田钻井技术，在提高开采量的基础上最大程度上降低各类风险，尽可能地保证工作人员的生命安全和财产安全，为工作人员们尽力创造一个安全、稳定的工作环境，不断提升他们的安全感和使命感以及归属感。

参考文献

[1]杨德江.如何提高油田钻井管理水平[J].中国科技博览,2012,(14).

第5篇：油田化工应用技术范文

关键词：液化天然气 汽车 发展前景

中图分类号：U262 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）06（b）-0066-02

1 燃气汽车的发展

汽车的诞生，将人类社会带入了一个崭新的时代。随着经济发展、城市化进程的加快和汽车保有量的大幅增加，汽车尾气排放对城市空气质量、生态环境带来的危害日益加剧。汽车尾气污染已成为社会一大公害。

随着人们环保意识的增强，世界各国不断加大治理汽车尾气污染的力度，相继研发了电动汽车、太阳能汽车、氢气汽车、乙醇汽车、甲醇汽车、CNG汽车、LPG汽车等。由于天然气、液化石油气兼具资源丰富、安全清洁、生产成本低、易于推广等优点，则成为首选的清洁汽车燃料，同时LPG汽车、CNG汽车得到了广泛的推广应用，目前全世界已有600多万辆。

但由于CNG、LPG作为汽车燃料及燃气汽车技术方面尚存在一些问题，致使燃气汽车近年来的增长速度较慢。象CNG汽车存在着加气站不能脱离天然气管网建设，难以网络化布点，没有天然气资源的地区无法推广这一技术；车用钢瓶自重大，一次携带燃料少，汽车续驶里程只能达到150～300 km，仅能适用于城市内行驶或短途车辆；CNG加气站占地面积大（2000～3000 m2），噪音大，安全距离要求高，城市内建站选址困难；加气站投资大，运行成本高，投资回收期长。象LPG汽车存着车用LPG气质要求高，国内供应的LPG基本上都达不到车辆用气标准；汽车尾气排放难以满足排放法规的要求；LPG价格高且波动大，经济性较差。那么，能否开发一种兼顾LPG、CNG共同优点且克服各自缺点的新型清洁燃料呢？这就是新一代绿色燃料――液化天然气（简称LNG）。

2 液化天然气的开发及生产

2.1 国际上LNG发展现状

液化天然气发展始于60年代，主要是采取净化后低温制冷工艺，在常压低温条件下将天然气转化为液态，使天然气更方便于存储、远距离输送和使用。目前，世界各国已投产的大型LNG生产装置超过160套，年生产液化天然气能力超过10000万吨，且贸易量和生产量每年以20%的速度持续增长，其生产和消费的70%左右集中在东南亚地区。

2.2 国内LNG发展现状

自1995年以来，我国四川绵阳、吉林油田等单位先后进行了LNG的研究和开发，但均处于试验研究阶段。1996年，上海市为了满足城市天然气调峰的需求，全套从法国等国家引进工艺技术和设备，建成了国内第一座LNG调峰站，其液化能力为10万标方/日（天然气）。1998年，中原油田中原绿能高科有限责任公司依靠油田丰富的天然气资源，进行了建设LNG项目的调研和论证，2000年7月开工建设，2001年9月建成并投产了国内第一家商业化LNG生产装置，其处理天然气能力为30万标方/日，液化能力为15万标方/日，现已向山东等地的用户供气。2001年10月，由国家规划的东南沿海进口LNG工程已进行招标，其中福建省LNG工程已在2010年建成，同时国内一些油田和企业也正在抓紧发展自己的LNG项目。可以预见，我国LNG的生产和应用将成为一个全新的产业。

2.3 LNG的物理特性

LNG是低压低温下的液体，其主要成份为甲烷，含量高达90%～99%。其主要特性参数及与其它气体燃料性能指表比较见（表1）。

2.4 LNG作为汽车燃料的优势

（1）LNG加气站建设摆脱了天然气管网的束缚和限制，增强了天然气的辐射力、延伸力和市场占有率。

（2）能量密度大。LNG能量密度是20 MPa CNG能量密度的2.5倍。

（3）续驶里程长。每次加气行程可以达到400～600 km，解决了CNG汽车续程短的问题。

（4）LNG加气站占地面积小，站内无大型动力设备，噪音低，适合于在大中城市内建设。

（5）便于储运。一辆35 m3的槽车每次可以装运天然气2.1×104 nm3，能满足700辆轿车或40000户居民一天的用气量。

（6）经济效益高。LNG作为汽车燃料，可比汽油、柴油节省费用30%～40%，延长发动机寿命，减少维修费用。

（7）充装气方便快捷，车辆驾驶操作与使用燃油无区别。

（8）组份更纯，环保性能更优。LNG在生产中进行了极为严格的过滤和净化，脱除了深冷过程中可能固化的物质，如水、CO2、H2S、C3、C4及C5以上的重烃类和苯，净化要求和程度远远高于CNG，加之LNG中甲烷含量高达90%～99%，组份更纯，因而其环保性能更优越。象中原油田生产的LNG中甲烷含量高达97.8%，其组份详见（表3）。

（9）LNG可直接汽化为CNG，实现对CNG汽车的加气。

3 液化天然气汽车应用技术

中原油田中原绿能高科有限责任公司从1998年开始，对LNG汽车技术即LNG汽车加气站技术和LNG汽车技术进行了大量的研究工作。目前，已成立了“北京首科中原清洁燃料技术发展有限责任公司”，在北京进行LNG汽车的开发和推广，也是我国首家开发和推广LNG汽车的公司。

3.1 LNG汽车加气站

LNG汽车加气站有两种形式，一种是专对LNG汽车加气的单一站，另一种是可对LNG汽车、CNG汽车加气的混合站（L-CNG站）。

LNG加气站的主要设备有LNG专用储罐、LNG低温泵、LNG售气机和控制系统，流程类似于普通的加油站。L-CNG加气站是在上述LNG加气站基础上增设了一套汽化系统，主要包括：高压LNG泵、高压汽化器、CNG瓶组、CNG售气机。高压LNG泵将罐内的LNG增压后注入汽化器，LNG吸收外界热量而汽化，汽化后的高压气体存于CNG气瓶组内，通过售气机对CNG汽车加气。汽化过程由控制系统自动控制。

无论单一的LNG加气站，还是L-CNG混合站，其占地面积均不大，数百平方米即可，并且可以和加油站合建，以减少运行成本。

3.2 LNG汽车技术

LNG汽车一般分三种形式：即完全以LNG为燃料的纯LNG汽车、以LNG与柴油混合使用的双燃料LNG汽车、以LNG与汽油替换使用的两用燃料汽车。这三种LNG汽车的燃料系统基本相同，都是将LNG储存在车用LNG储罐内，通过汽化装置汽化为气体供给发动机，由此均可在相应的CNG汽车基础上，通过更换LNG燃料系统和相应的控制系统而实现。LNG汽车燃料系统一般由车用LNG储罐、汽化器、减压阀、混合器组成（见图1）。

3.3 LNG汽车应用技术中的安全问题

LNG汽车应用技术的安全问题，主要是低温问题。

（1）要求与LNG接触的设备、零部件，诸如储气瓶、加气设施、气化器及管线、阀门、金属软管、零配件等必须具有良好的低温特性，对材质要求较高，通常选用不锈钢、铝合金或紫铜制造。

（2）储气瓶、管线等要进行保冷处理。

（3）由于LNG吸热后会发生体积膨胀，必须防止因阀门隔离开的各液体管段或低温蒸气管段出现超压现象，在各管段上需要安装热胀式安全阀。

对于上述问题，在LNG汽车技术应用推广中，从各系统设计、设备制造到设备安装调试、车辆运行、安全监测等方面，都有严格的要求和措施，确保LNG加气站和LNG汽车的安全运行。

4 LNG汽车技术的经济可行性分析

4.1 LNG生产成本分析

目前，国外流行的天然气液化工艺是将天然气压缩至50个大气压，通过净化、复合制冷，一次性将天然气液化90%～95%，其能量消耗为0.3～0.5 kWh/nm3；若用天然气作为动力燃料，成本较低，液化成本为0.20～0.40 元/nm3（原料气价格为0.30～0.40元/nm3）。

中原油田LNG工厂在引进消化国外先进技术的基础上，充分利用气田自身压力作动力，采用分级制冷、部分液化（液化率为50%）的工艺，能耗较低。目前，液化天然气耗电为0.15 kWh/nm3，成本为0.3～0.32元/nm3（原料气价格为0.9 元/nm3）。

4.2 运输成本分析

LNG需要专用的储槽车运输，成本受车辆运行费用、维修费用、员工工资等因素影响。依据用户与产品供应地的实际距离，LNG的运输距离可分为近距离（200 km以内）、中距离（200～500 km）、远距离（500～800 km）。例如，从中原油田至山东省淄博市约400公里，如果以国产35 nm3柴油动力槽车运输，LNG与标准状况下天然气能量密度按625∶1计算，1 nm3天然气的运费仅为0.15元，即LNG运输成本为每百公里0.04元/nm3。

4.3 应用成本分析

LNG汽车直接用LNG作燃料，不需要做汽化处理，其应用成本为0.10～0.15元/nm3。

如果对CNG汽车加气，需将LNG用高压泵增压后自然汽化，转化为CNG，天然气的平均充装成本低于0.15 元/nm3，仅为CNG应用成本的1/3。

由此可以看出，LNG从生产、运输到使用，其成本受工艺、运输车辆、不同用户等诸多因素的影响，波动较大，三个方面的合计成本约为0.44～0.51 元/nm3。如果加上0.90 元/nm3的原料气成本，LNG用于汽车燃料时的综合成本为1.34～1.41 元/nm3。

4.4 LNG加气站建设投资及经济效益分析

根据北京首科中原清洁燃料技术发展有限责任公司当前市场开况来看，以建设一座加气规模为10000 nm3/日的综合式L-CNG加气站为例，如果主要设备诸如LNG泵、高压汽化器等从国外进口，其余设备采用国产设备，总投资约320万元（单一LNG站约250万元，LNG加气站、L-CNG加气站总投资远远低于CNG加气站的投资），动力不超过15 kW，需员工10人（与加油站合建时员工可以不增加）。以年售天然气300×104 nm3计算，年总经营成本约为60万元。当LNG进价与零售价差保持在0.4 元/nm3时，年利润约80万元，4年可收回投资。

4.5 LNG汽车的经济效益

如果1 nm3天然气的行驶里程仍等效于1.2 L汽油，90#汽油零售价按2.5～2.9元/L计算，液化天然气从产地分别运输到近距离、中远距离、远距离的零售价分别按2.2 元/nm3、2.4 元/nm3、2.6 元/nm3计算时，使用LNG作为汽车燃料比燃油分别便宜26.7%～36.8%、20%～31%、13.3%～25.3%。如一辆桑塔纳出租车每年行驶10万公里，可分别节省燃料费5300～8460元、3920～7120元、2580～5780元。

如果我国费改税的政策实施后，燃用汽油、柴油约需加征1.00 元/L的税，LNG汽车的经济效益将更加显著，使用LNG作为汽车燃料将比燃油节省费用达53%～38%（90#汽车销售价按3.5～3.9 元/L计算，液化天然气销售价按2.2 元/nm3～2.6 元/nm3计算）。

第6篇：油田化工应用技术范文

中国海油在“十二五”信息化规划中明确提出分3个阶段推进实现“数字海油”的建设:第1阶段深化ERP应用，启动数字油田、数字工厂的试点工作;第2阶段拓展并全面建设中国海油商业智能和集成协同平台，同时在试点数字工厂的基础上开始数字管网、数字金融等的建设;第3阶段要基本实现数字海油的建设愿景。为响应中国海油建设数字工厂、数字管网的规划设想，中国海油气电集团同步以数字工厂、数字管网应用技术研究为起点，开展天然气管道、液化天然气场站数字化试点工作。试点完成后，拓展并深化应用，全面开展产业链上各环节的数字化工作，包括液化天然气发电厂、液化厂、加气加注站点等领域的数字化建设。

1.1数字化管道技术建设    

中国海油气电集团的“数字气电”从研究数字化管道技术开始，自2007年起开展了中国海油液化天然气管网及接收场站的数字化技术研究与应用，主要研究了数字站线的建设原则与实施策略、总体框架、功能需求与数据需求、应用系统建设、数据采集与质量控制等(图1)。其中，数据采集内容包括基础地理信息数据、管道专业数据及管道周边环境数据的采集，涵盖天然气管道从设计、施工、运营维护到停役的全生命周期;应用系统的建设包括管道数据库管理系统、管道地理信息系统、巡线与线路管理系统、第三方施工管理系统、隐患管理系统、阴保与腐蚀监测系统、地质灾害管理系统、缺陷管理系统、维修维护管理系统、应急信息管理系统、接口集成等。

1.2数字化管网与场站可视化管理    

油气管道大多位于地下，被地面与建构筑物所覆盖，二位图形无法表现管道之间的空间关系。数字化管网、场站的可视化系统是在基础地理信息系统软件与可视化开发语言进行的集成式二次开发，合理建立有效的三维管道数据库是可视化系统高效、稳定运行的保障。    

在中国海油大力推动中下游企业三维应急信息展示平台建设的要求下，中国海油气电集团开展了两期数字化管网与场站三维可视化信息系统建设，主要涵盖天然气液化、LNG接收站、管道运输、发电、LNG液态分销、加气加注等板块。该信息系统建设内容包括三维数字场站信息平台、气象预报系统、无线视频监控系统、生产人员动态管理系统、槽车动态监控系统、LNG船舶动态监控系统、重大危险源监管系统的建设。该系统可以实现管道管理的查询与分析，如实现从图形到属性或从属性到图形的查询。

第7篇：油田化工应用技术范文

关键词：钻井仪表；应用技术；现状；发展思路

中图分类号：TD326+.2 文献标识码：A

1 概述

很久以来，从事钻井活动的人们不断的分析其仪表设备，期待将其性能等提升。由于钻井工艺高速前进，许多的指示以及记载的设备不断的出现在生产中，如液面报警器等参数记录仪。此类的设备，一些是由于其不具有优秀的抗震性或者是它的不耐水等，所以其使用性不是很好，常会面对一些破损现象，无法适合当前较差的氛围状态。一些记录设备要用手工的形式来活动，一些只可以报警，无法记载，同时记载的信息必须要借助人力来处理。而且设备参数等很多时候必须是有线形式来输送到，在运用的时候，无法确保符合场地的运作状态。

2 当前钻井仪表工艺的状态

钻井参数仪表是油气钻井工程监测钻进过程、进行科学分析和科学决策的重要工具。目前钻井参数仪表正在由过去的机械、液压仪表向数字化、智能化、集成化和网络化方向发展。现在有很多的单位纷纷的投入到仪表相关的探索活动中，如美国的M/DTotco（马丁・戴克）公司、Petron（派创）公司、AOI公司；加拿大的DATALOG公司；英国的RIGSERVE（瑞设）公司、EFC公司；意大利的AGIP（阿吉普）公司等。

马丁・戴克的广泛用于钻井行业的钻井仪表，它反映着目前钻井装置的前进性特征。美国派创公司的钻井仪表，其总的方面非常的完善，而且工艺优秀，安稳性高，活动方便，其使用的项目软件和设备非常优秀，能够适合当前的钻井活动，其体现着目前行业的进步方向。

国内生产厂商主要有江汉石油仪器仪表有限公司、上海神开石油化工装备有限公司、重庆石油仪器厂、中原油田钻井研究院、徐水物探仪器厂、第三石油仪表厂等。

江汉石油仪器仪表有限公司与美国派创公司合作生产的钻井多参数仪成为国内各类钻机首选配套仪器。四川石油管理局成都总机厂的M/C系列钻井监测仪是与美国马丁・戴克公司合作开发的。重庆仪表厂也引进了马丁・戴克钻井仪表，经由不断的探索先进的工艺，得到了国产的设备，它在性能等方面已经和国外的优秀能力保持一致。

除了上面讲到的这些之外，还有一些单位进行该项制造活动。像是湖北荆鹏软件公司研发的JP-ZCYA（Jp-ZCYB）钻井参数仪；中原油田钻井研究院研发的zLj-2000型数字化钻井参数仪等。

我国的一些设备在体系的集成特征，或者是稳定性以及精确性等方面都和国外的一些区域有很大的差别，不过在价位上其却相对较低。除此之外，我们的设备的应用性以及维护活动等也不如别的国家好。在通常的状态中，我们国家一般都是使用国产的设备。

3 设备应用时面对的不利现象

目前使用的设备性能比较的优越，不过和国外的先进能力比对来看，还是有一定的差距的。除了一些特殊的组织，比如是为别的国家服务的或者是本国的有着独特要的组织，有着很严苛的规定外，别的一些都没有要求。所以，虽说买钻机的时候带有仪表装置，不过只是显示区域被用来工作，同时因为平时使用的时候不注意，很多之前的仪表早已破损。或者是未按照相关的规定来安装，使得其不能够实现应有的意义。

现在，我国的仪表设计类型非常多，单个仪表如指重表、泵压表、流量等，多参数仪如4参数仪、6参数仪、8参数仪、12参数仪等，还有测录系统等，许多钻机配备国外先进的仪表系统。不过除两块表之外，都没有得到应用，这表示着仪表的应用不是很先进。

同一井场地面监测录井配套仪表要比钻井配套完善得多，国产录井设备发展的速度比钻井仪表快许多。对于相同的井场来看，钻井仪表应用发展远不如测井、录井。

因为存在需要，所以会带动应用活动的进步。仪表装置的关键活动是对过程的监测分析，其不关注后续的分析，但是录井等就不一样了，都非常的看重采集信息的后续分析，它们应该是结局的监测，它的监测信息是活动的关键要素。仪表装置的配合使用应该有相对牢固的组织来负责。像是测井等有非常牢固的维护组织，但是钻井队却没有。很多时候是多个钻井组织的设备，单纯的依靠几个人来负责，而且这些人还要负责设备的研发活动。因此具体上只是进行其维修。

对于那些地质状况非常熟的来讲，其一般只需要两块表就可以合理的处理，而探资井等重点井一般都配有录井设备，录井设备采集的数据中包含了钻井过程监测所需的所有参数，不需要单独的设置，因为这样不仅会增加费用，而且不具有功效。所以，自动化的进步，要获取过程信息，而且要以其运用为关键，确保工作者能真实的体会到设备的有效性特征。

4 关于仪表应用工艺的前进方向的分析

国外一些公司早就利用计算机网络技术和卫星通信技术建立了钻井数据中心，通过远程数据传输，把井场的工程、地质、钻井液等动态数据实时传送回基地，实现了钻井现场与基地之间的双向联络和数据共享。如美国的马丁・戴克、意大利的阿吉普公司都相继建立基于计算机网络系统和卫星通讯技术的钻井分析和指挥中心，合理的分析场地的信息，以此来确保边远区域以及海上等区域的活动开展顺畅。

近几年，国内新疆的塔里木、吐哈，中原、胜利、大港等油田先后开展了数据远传研究与试验。新疆试验较早；通过分析其推广使用性来讲，最优秀的是胜利油田，其工作者只需要在基地中就可以了解场地中的所有要素。大庆油田90年代末在海拉尔地区也曾利用卫星通讯定期把一些资料传回后方。近几年大庆钻探系统也在徐家围子和英台等地区现场进行了数据远传试验和应用，不过未成为一定的面积。

所谓数字化井场，即在钻井现场建立无线局域网，从在用的录井仪中实时截取或从钻井装备的仪表中分离信号读取钻井过程中采集到的数据，建立井场小型数据库，利用该数据库为井队提供集成的数据监视平台 。通过使用目前优秀的通讯科技，将井场小型数据库中的数据实时远传回后方钻探数据中心，进而带动后续发展。

可以在后方设置相对不是很繁琐的网站体系。它的前提是以数据库为依托的，它的信息是来自于很多钻井从场地中获取的信息，然后经过适当的发展，就能够为相关人员提供一种信息浏览的界面模式。当通讯科技许可的时候，能进行现场网络摄像及视频实时远传技术应用研究，能够具有视频监视的功效，方便指引场地中的具体活动。此时基层组织以及管理组织都可以深入的体会到设备投入的优势特征，而且还能够更好的带动仪表工艺的进步。

结语

通过上面的叙述，我们得知，钻井工艺的提升是为了确保钻井活动的自动化等，是为了实现最为合理的钻井活动的。把优秀的信息化以及工艺化高度的综合，然后在钻井的时候积极地使用，进而实现最为合理的钻井活动。由于钻录井等是其最终的前进趋势，随钻井下供电和数据传输方面存在的问题制约了信息技术等高新技术与钻井技术的结合，在后续时间中要重点的分析这些要素。

参考文献

第8篇：油田化工应用技术范文

【关键词】采气技术 新发展 研发重点 连续油管

随着科技的不断进步和经济的高速发展，一些新型气田采气技术也不断应用于我国天然气开发与生产当中，既提高的开采效率，又降低了成本费用，推动这我国“绿色能源”产业的发展，例如气井排水采气新技术、聚合物控水采气技术、气藏整体治水技术等。与此同时，开展了对采气新工艺、新设备、井下作业模式、气井修复等方面综合研发；对气井内部气水分离、回注系统、喷射气举、射泵流等气田生产技术方面进行改进、调整与完善；采用智能化的举升机械设备，使得采气技术向着遥控化、自动化、系统化等道路前进。因此，采气技术新发展的最终目的就是为了提高天然气的开采程度，增加气井产量，减少因操作和维护保养而引起的成本造价，从而体现新采气技术开发的经济效益和社会效益。

1 气藏排水采气技术

这种技术就是将气藏当作系统化的整体开展排水采气作业，其既要对水淹井和气水同产井进行分析，又要协调好纯气井天然气开采作业，其技术处理难题就是怎样科学地对排水井、采气经、气水同产井等气井的井位仅仅设置，还要如何对其排水量、排水时间加以确定，来尽可能地削弱水侵强度，对气藏最终采收率加以提高。

1.1 强排水采气法

这种方法主要是在大排量采气（200m3/ d以上）情况下，排水量不足，使得排水量远小于地层出水量，对地层压力有着迅速的降低作用，其工艺技术大都为电潜泵和气举技术方式。

1.2 气水联合开采法

此种采气方法是把气井内部的气、水当作整体，并采取气藏数值模型进行对应的描述，来完成排水井位高低，排水量以及采气量大小的设计工作。采用这种方法能够提高气井的采收率，合理增加天然气储备量。

1.3 阻水开采法

此种技术工艺可以有效用于气藏初始阶段的整体排水，同样也可以应用于中后期的排水，其发挥的效果为延缓气井边水的推进速率，阻止底水的上升趋势，增加气井无水开采的时间。

2 聚合物控水采气新技术

2.1 技术原理

选取聚合物对气井出水加以有效控制是一种采气技术新型研发思路，其与常用的排水采气并不相同，其采气不是在对气井内部水进行排放基础上开展的，而是在气井水中加入聚合物，达到降低气井四周地层水渗透率的目的，从而有利于地层水向井筒内流出，确保天然气顺利地才出。2.2 控制产水的方法

2.2.1放置永久性阻挡物质

如果气井内部气、水分离情况较为明显，就可以在水层放置非渗透性永久性阻挡物，如水泥浆、固体颗粒、树脂、强度较高的凝胶等，对地层水进行封堵。

2.2.2注入水溶性聚合物

如果气井内部的气、水很难进行有效分离，就可采取注入水溶性聚合物的方式，此时聚合物的分子就会吸附在气井岩石表面，从而产生一层具有防止水水流动的结构膜。2.3 应用情况

当前这种采气技术主要有VS/ V S / AM三元共聚物采气法、HPAM 共聚物以及PAM共聚物控水采气法。

3 连续油管排水采气技术

3.1 在气举工艺中的应用

采用这种技术手段进行气举，能够尽可能地加大排液量，其技术处理就是将气举阀门设置在连续油管的底端，把连续油管接进生产油管中。就当前情况而言，所用的管径较大的连续油管能够有效应用于常规的偏心以及同心气举心轴方面。

3.2 在电潜泵工艺中的应用

将此种技术应用于电潜泵工艺中，把电缆下入连续油管中，这样生产液就会在连续油管与生产有关环空中流出，进而能够有效预防生产液漏失以及腐蚀问题，消解了普通油管带给电潜泵的扭矩等负面影响。

3.3 在机油工艺中的应用

世界新近研制成功一种含有井下和地面设备的游梁式抽油系统，采用连续油管代替常规抽油杆。这样连续油管就不必设置井下部件，能够降低抽油杆磨损和打捞操作强度。在人工举升抽油系统中可以应用于钻新小井眼，为在小井眼中用杆式泵进行人工举升提供了科学有效的方式。其应用优势：减少了新井投资，降低了新老井的作业费用。

4 采气技术新发展重点

以科技进步、经济发展、能源需要、环境保护等全局来看，采气技术主要有以下几个方面的新发展重点内容：

4.1 智能采气系统的应用

在气井完井技术不断完善过程中，智能化的完井推动着人工举升采气系统优化发展，在定向井、水平井和对分支井数目不断增多的形势下，如何增加天然气开采的生产力，成为当今采气技术研发的重要课题之一，这就要求完善人工举升智能化采气系统。

4.2 与整体治水技术相结合

有关专家学者在不断开展水驱气机理实验的过程中，对实验结果进行深入的研究分析，以改善原有的排水采气工艺技术，尤其对单井排水与气藏排水采气技术有机结合气田治水技术的研究刻不容缓。

4.3 联合化的发展趋势

在气井不断开采的过程中，气藏条件也在不断改变，为了确保天然气的顺利开采，就应该促使单一排水采气系统向着联合排水采气系统转换。

4.4 全方位的进步

在排水采气系统中不断增大连续油管应用范围的同时，应该对天然气输送管材、采气工艺、设备、生产技术、质量与安全管理等天然气开采相关的内容加以改进，再加上计算所信息技术的应用，最终使得气田生产开采逐步向着遥控化、机械化、自动化等道路前行。

4.5 对采气技术新发展的一些建议

第一，应该加强对深井小水产量气井排水采气技术的研发力度，对其工艺的应用规模加以拓展；第二，弄清常见采气应用技术工艺所运行的机理，如自喷、机油、电潜泵、泡排等举升技术，以便进行优化设计，择优选用技术对策，并强化相关应用技术软件的研发力度；第三，综合分析气举、机油、水力射泵流等内容的影响因素，以便提升它们的使用性能；最后，应该做好延长采气工艺的配套技术的研究工作。

5 结束语

基于以上分析，在对气藏排水采气、聚合物控水采气、连续油管排水采气等采气技术新发展方法的应用研究基础上，找到其新发展重点内容，为以后气田天然气开采做好充分指导以及准备工作，进而改进采气技术措施，提高采气效率以及产量，为缓解能源紧缺和环境问题等严峻形势做出一份努力。

参考文献

[1] 王三，朱友胜.泡沫排液采气技术在文南油田的应用[J].内江科技，2012（6）

[2] 解永刚，李晓芸.旋流雾化井下排水采气技术在榆林气田的研究与应用[J].石油化工应用，2013（3）

第9篇：油田化工应用技术范文

关键词 微生物驱油；采油率；研究

中图分类号 TE357 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2012）122-0166-01

1 微生物驱油技术的提出

在世界范围内，用常规采油技术只能从地下油藏采出30%-40%的原油。如何提高采收率，从地下采出更多的原油，多年来一直是世界许多国家不断研究的重要课题。

微生物采油技术有很多优点：一是它对边际生产油田具有经济吸引力，成本低，见效周期长；二是所需设备简单，采用传统的注水地面设备即可达到施工要求；三是微生物培养物注入液成本低廉且不受原油价格影响；四是可用于各种类型的原油（如重质油、轻质油等）；五是对地层伤害小，相对来说对环境污染小，并且可以在同一口井中多次使用；六是微生物体积小，运移能力强，能进入其他工艺不能触及的死角和裂缝。

随着世界原油价格的不断攀升和世界能源消耗的不断增长，世界各国必将对提高原油采收率的微生物采油技术更加重视，相应的加大其投资力度。

2 研究概况

80年代初微生物驱油技术从实验室起步，90年代在中国、美国、澳大利亚、秘鲁、罗马尼亚和俄罗斯开展现场试验，大部分获得成功。据报道，这些微生物驱油项目提高采收率各不相同，从零到13%、19%、36%、50%～65%，甚至204%。除了增加原油产量外，有的还降低含水率、提高油气比和改善注入能力。

但MEOR技术局限于微生物在较高的温度、盐度、重金属浓度条件下易于遭到破坏，微生物本身产生的表面活性剂和生物聚合物有造成沉淀的危险，并且培养微生物的条件不易把握，故该方法的方向是培养耐温、耐盐、耐重金属的易培养菌种。用MEOR技术采油所用的微生物多种多样，代谢产物不尽相同，采油微生物代谢产物及分析是微生物提高采油率应用技术的重要组成部分，应加强代谢产物分析及MEOR作用机理的深入探讨。

3 驱油用微生物的类型

根据调查研究，提高原油采收率的微生物工艺可划分为两个主要的类型：第一类是把细菌代谢物（又称外源微生物）作为驱油剂使用的工艺。该类工艺与化学驱类似，其原理是利用生物表面活性剂，生物聚合物、溶剂、乳化剂等组合物，改善水的驱油性能。第二类是直接在地层中有目的地培养和发展微生物（又称内源微生物），形成具有驱油特性的细菌代谢物。方法是把地层中存在的或者注水带入的有益微生物，依靠地层固有的营养物（残余烃、矿物组分）或者向地层注入的营养物（糖蜜、无机化合物等）进行地球化学作用，形成细菌代谢产物（脂肪酸、乙醇、表面活性组合物、生物聚合物、二氧化碳等），这种类型的微生物驱适用于注淡水开采一年以上的油田或区块，因为注水使注入井井底附近形成了微生物群落（或生物群落）。第二种类型工艺简单、操作方便，是目前微生物采油技术的发展方向。

4 微生物采油技术机理

微生物采油技术是技术含量较高的一种提高石油采收率的技术，不但包括微生物在油层中的生长、繁殖和代谢等生物化学过程，而且包括微生物菌体、微生物营养液、微生物代谢产物在油层中的运移，以及与岩石、油、气、水的相互作用引起的岩石、油、气、水物性的改变。

微生物以石油中的正构烷烃作为碳源而生长繁殖，从而改变原油的碳链组成。微生物不断老化，改变了石蜡基原油的物理性质，影响了原油液或固相的平衡，降低了石蜡基原油的临界温度和压力。微生物的增加能大大减少储层、井眼和设备表面的原油结蜡的温度和压力。微生物生长时释放出的生物酶，可降解原油，使原油碳链断裂，高碳链原油变为低碳链原油，使重组分减少，轻质组分增加，凝固点和黏度均可降低，不仅改善原油在油层中的流动性，而且会使原油品质得到改善。大港油田、青海油田试验证明微生物作用后原油高碳烃密度减少，原油组成改变。东濮凹陷胡状集油田19块进行微生物现场试验，对胡19-6、胡19-28和胡19-14等3口井注微生物前、后采出原油的物理性质进行全烃色谱分析，注微生物后采出原油中低碳数正构烷烃增加而高碳数正构烷烃相对减少；胡19块3口井注入微生物仅1个月，采出原油的凝固点降低了0.5～2.0℃，黏度降低了16.0～31.2mPa·s。

5 微生物采油方法及其特点

利用微生物提高采收率主要有4种方式：一是微生物清蜡和降低重油粘度。微生物清蜡技术可以代替溶剂的使用和热油处理方法，微生物清蜡降粘机理在于细菌对石蜡和重质原油的代谢作用。通常，大多数细菌对蜡质脂肪烃的代谢速度高于对芳香烃的代谢速度。细菌产生的溶剂对近井区域地层也能起到很好的清洗作用；二是微生物选择性封堵地层。把能产生生物聚合物的微生物注入地层，或向地层注入适当的营养液，使微生物在高渗透层内大量萦殖形成生物多糖，可起到封堵高渗透层的作用。生物多糖能够有效地封堵地层岩石表面的孔喉，使高渗透层的渗透能力大幅度下降，这种方法比注入人工合成有机聚合物或疑胶更为有效；三是周期注微生物采油。该技术是将微生物、营养液和生物催化剂注入一口生产井内关井一段时间，发酵数天到数周，然后开井生产，经过一段时间的生产，当产量明显下降时，可重复上述过程。该法尤其适用于低产井和枯竭井；四是微生物强化水驱。在水驱油藏中开展微生物强化水驱，可有效地提高水驱效率。将菌种和营养液混合而成的微生物处理液由注水井注入地层，处理液被注入水推进通过油层时，微生物代谢作用产生出溶剂、表面活性剂、有机酸、和繁衍出新细菌，这些代谢产物通过物理、化学作用将岩石孔隙中的原油释放出来，使不能流动的原

油以油水乳化液的形式被注入水驱向生产井从而延长油井寿命。

6 微生物驱技术分类

微生物可以在油藏中也可以在地面增长。地面培养时，可以分离和收集微生物的代谢产物，经过加工和处理再注入到油藏里驱油。

从专业角度来看，微生物驱油有些类似于地下生物改造作用。注入的营养物与本源或外源微生物一起促进地下微生物的增长和代谢产物，使更多原油流动，通过油藏降压作用、界面张力/油相降黏以及选择性堵塞高渗区来提高剩余油流动性。另外，经发酵后的活微生物再注入油藏也能达到增采的效果。

微生物在地下不但要生成原油流动所必需的化学物，而且要在油藏环境下繁殖增长。在微生物驱油过程中，要经常注入营养物保持微生物代谢作用，有时还往油藏注入可发酵的碳水化合物作为碳源。有的油藏还需要无机营养物作为细胞生长的基液或者作为有氧呼吸的另一种电子受体。

参考文献

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