工艺技术精选(九篇)
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第1篇：工艺技术范文
【关键词】气田；地面集气；工艺；技术
中图分类号： P641.4 文献标识码： A
一、前言
随着油气田的不断开发和利用，为了更好地使用天然气，并且便于天然气的运输，我们需要将天然气在气田地面进行集气。
二、油气田基本情况介绍
我国油气田分布范围遍及大江南北, 储量位居世界前列,油气田类型也复杂多样,目前大部分油气田都保持着较好的生产能力。随着近年来国内能源需求的增大，能源局势变得紧张，部分油气田正在扩大建设规模，或者寻求新的发展。油气田的地面建设工程是影响油田产量的重要因素，其设计集气、供电、通信、供水等多个方面,现今绝大部分油田已经具有比较完善的地面工程建设。但是由于自然地理条件的影响,我国大部分油气田处于边远山区，自然环境总体较差, 如位于山西内蒙交界的长庆靖边气田,处于沙漠沙丘和黄土高原的沟壑之间，在进行地面工程建设是受到环境影响很大, 地理条件的制约给工程建设带来了困难。另外，不同油气田储层差异性、含气性特征等不同也给气田的开发和集气工艺应用带来了苦难。如何在油气田地面建设中加强集气技术工艺的优化成为生产开发的重点。
三、集气技术工艺研究
1. 集气管网分析
目前集气管网主要有三种分类，树枝状、放射状和环状三种；在集气方式上采用的或为单井集气或为多井集气；集气管网的建设布局对集气站的建设和具体的集气技术工艺都有直接的影响，所以在具体的气田地面建设中，要结合气田的特点进行分析，做出科学合理的规划并经过验证后，来确定可以采用的集气管网，从进口到集气站的管网建设是整个地面建设的重点，对集气技术的应用有着深刻的影响。
2. 集气技术之多井高压集气工艺
有的气田开采处的天然气压力高，而气流的温度较低，所以为了防止在进口处天然气形成水合物使集输管线受到冻体堵塞，所以在初期的试采中药对此类气田的该项问题特别重视，以便根据具体的情况采取相应的集输技术措施。
还以长庆靖边气田为例，该地气田井分布较多且面积较大，但是自然地理环境条件差，如果在集气技术上选择单井集气的程序方法，所需建设的单井集气站的数量将非常多，这对于地处环境复杂的气田来说，无疑是一项复杂的工程，在这样的环境背景下对集气站的维护和管理也将成为难题。所以在长庆靖边气田采用了多井高压集气技术方法，多井高压集气技术方法是对由进口流出的高压气流直接输送至集气站，在井口处不进行加热或者节流处理，待气体进入集气站后载对其进行相应的加热、降压、分离以及脱水等处理。实践中一般的多井集气站都能对7到8口井进行集输的管理和运行。
多井高压集气技术工艺属于综合性的技术方法，在具体的应用中最为关键的是要根据实际需要选择合适的集气半径。集气半径要按照的相关的设计方案进行设置，但是时间生产应用中可以进行适当的扩大，例如长庆靖边气田的有些气井的采气管线长度就延长了设计规范的距离规定，但是在生产中仍然运行良好。所以经过实践经验总结，多井高压集气技术是一项具有可行性的技术工艺，运行效果显著。
3. 集气技术之多井集中注醇技术
同样是针对天然气的温度与井口温度差大，防止生成水合物的问题，多井集中注醇技术是通过在井口处注醇的方法来防止生成水合物。
多井集中注醇技术是指通过向集气站高压注醇泵集中进行注醇，沿着与采气管道线并行的注醇管线输向所需注醇的气井井口，同时流向高压采气管线。多井集中注醇技术的优势在于减少了对单井进行注醇管理的繁琐，各个井口无需设置相应的设备，而只需简单的雾化器即可使注入的醇液与天然气混合，单井的井口管理更加方便简化，对集气系统来说也有利于整体的管理控制。在注醇过程中，对各个井口的注醇量要结合各井的产气量、压力值以及温度等因素进行调节，一般来说产气量是影响注醇量最为关键的因素，所以对此需要特别关注。
4. 集气技术之间歇计量技术
在气井的生产中对单井的产气能力进行计量，计量所得数据是一项基本的衡量数据，所以对每一口井的产气量进行连续的计量是一项基本工作，此项工作需要在每口井处设置分离器和计量仪表，这对于本就设置了多种设备仪器的集气站来说，设备量增多，投资也需进一步增加，所需技术工艺也更加复杂。在实践中我国的大多数气田在该问题上都采用了间歇计量技术方法，但是在具体的应用上该技术方法要与气田的单井产量和集气站的规模等情况相结合。间隙计量技术是通过在集气站设置计量分离器和生产分离器，计量分离器用来对单井产量进行计量，生产分离器用来其他井的混合生产，计量需要每隔一段期限轮换一次。在实践中该间隙计量的技术经过应用，完全能够满足计量的需求，大大降低了生产投资，也简化了相关技术的应用流程。
四、凝析气田集气工艺技术分析
凝析气田集气工艺技术的关键是布站方式和集气流程，既要适应凝析气田的气藏物性特点，又要适应气田的自然环境及井网分布的特点。
1. 站场布局的适应性分析
在已建的凝析气田中，大多数采用了单井直接进集中处理站的总体布局模式，少部分设置了站外阀组，有的采用了单井站和多井集气站相结合的布站模式。
迪那凝析气田根据地层压力确定集中建设一座气体处理厂。尽管迪那1 和迪那2 两个凝析气田区块相距25 km，但是由于地层能量较高，因此迪那凝析气田具备远距离集气及共建一座处理厂进行集中处理的地层能量条件。同时，迪那1凝析气田在平面上看是一个椭圆形状，具备多井站集气的有利条件，因此采用了多井集气站模式；而对于迪那2凝析气田，则是一个带状狭长区域，具备单井站集气的有利条件，因此采用单井集气支线通过与集气干线简捷“T” 接的单井集气模式，使气区管网的布局更加合理。
牙哈凝析气田在中部布置一座集中处理站，邻近集中处理站的气井，节流后各井物流直接进到站内阀组；较远的气井节流后直接进入站外阀组后再进站，并在集中处理站二次节流，在最边缘的一口井设置加热设备；液量大、温度高的水平井物流直接进站。该布站形式最大集气半径为7.7 km，突破了单井集气半径不大于5 km 的常规做法，实践证明这种做法是成功的。
凝析气田的地面集气工艺系统的站场布局与气田的产能规模、气藏物性、地层压力、气油比(凝析油含量)、地形及气田区域面积等方面密切相关。同时，单井站和多井站的布置，应充分考虑气区的地形和井网分布特点。
2. 集气流程的适应性分析
目前已开发的凝析气田主要采用了井口高压常温集气流程、井口加热节流流程和低温分离集气流程。这3 种流程全部采用了气液混输的方式。长期的实践证明，凝析气田采用气液混输工艺，能更有效地利用气田地层能量，简化地面集气工艺流程和设备配置，减少操作环节，利于管理，提高生产系统的安全性。
(1)井口高压常温集气流程。井口不加热，高压集气直接至集气站，各单井井流物在集气站进行加热节流；也可以利用井口温度或在井口注入防冻剂，保证井流物在集气过程中不产生水化物；在井口进行一级节流，可降低单井管线的设计压力。该流程适用于井口压力较高、温度较高的气井。利用高压混相集气工艺技术，能够扩大集气半径，简化集气工艺和布站，并可为采用膨胀致冷工艺控制烃露点和回收轻烃提供压力能。
(2)井口加热节流流程。为保证井流物在井口及集气过程中不产生水化物及凝析油不凝固，在井口设水套加热炉，并对管线采取保温措施。凝析气在井口进行一级节流后，混输至集气站分离、计量。该流程适用于单井管线较长、井口压力较高、井口温度较低的气井。
(3)低温分离集气流程。低温分离集气流程是高压常温集气和低温分离回收流程的组合。井场输来的高压天然气进入集气站后，利用地层能量节流降压致冷，用低温分离法从天然气富气中回收凝液。该流程的特点是在集气站增设了低温分离部分，包括喷注防冻抑制剂、气体预冷、节流膨胀、低温分离及凝液收集。部分比较大的集气站还包括凝析油稳定、油醇分离、凝析油储存及输送、抑制剂再生与储存等工艺设施。该流程适用于单井管线较短、井口压力较高、井口温度较低的气井。当凝析油含量少时，多采用低温分离流程。
3. 计量方式的适应性分析
目前，凝析气田的计量有两种基本形式，一种为采用计量分离器的分液后计量，一般采用高压计量孔板流量；另一种为不分离计量，即站内不设单井计量分离器，而是采用高压计量孔板进行带液计量。采用二级布站模式、有多井集气站的凝析气田和采用一级布站模式的凝析气田多采用分液后计量；采用单井站集气模式和多井集气站的凝析气田多数采用不分离计量方式。
五、结语
总的来说，在进行气田的开发过程中进行建设的规模越来越大，对于气田的集气技术进行分析，有助于更好地进行天然气的收集和运输，更好地使用天然气。
参考文献
[1]张红燕，隋永刚 凝析气田地面集气工艺技术 [J] 《石油规划设计》 -2011年2期-
[2]陈俊亮 鄂尔多斯盆地北部上古气田地面集输工艺 [J] 《油气田地面工程》 ISTIC PKU -2011年12期-
第2篇：工艺技术范文
关键词 石油供应；煤化工；煤制油；工艺技术；探讨
中图分类号：TQ529 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）16-0001-02
从目前我国的石油供应来看，随着石油需求量的增加，石油供应紧张的局面一时难以得到缓解，为了解决石油供应问题，保证能源供应，在工业发展过程中，结合我国煤炭丰富的特点，利用煤制油技术制备新型能源成为了解决石油供应问题的重要手段。所谓煤制油技术，主要是将煤粉碎或液化，采取一系列的煤化工反应，将煤炭转化成柴油、汽油、航空燃油、甲醇、乙烯等物质的过程。从国内煤制油技术的研究来看，已经取得了积极效果，煤制油技术得到了重要应用，对煤制油工艺技术进行分析和探讨有助于提高煤制油技术的发展质量，促进煤制油工艺技术发展。
1 煤制油技术的化学原理分析
从现有的煤制油技术来看，煤制油技术的化学原理主要表现在以下几个方面。
1）在煤的化学组成中氢含量为5%，碳含量较高，在成品油中氢含量为12%～15%，碳含量较低，与油液不含氧燃料。因此，煤炭石油是通过直接或间接煤加氢转化生产混合烃液体燃料油和甲醇。在反应过程中氢的消耗非常大，需要从外部来源补充。一般1000千克煤加140千克的氢，可以生产约600千克油。目前来看，煤制甲醇，碳氢化合物的两种煤混合物的制备，方式更加成熟。
从煤的化学成分来看，煤与石油在化学成分类别上大体一致，但是在化学成分含量上有明显差异，这就需要依靠煤化工反应来改变煤的化学成分特性，增加氢的含量，满足制备过程的实际需要。
2）德国化学家1926年发现基础的一类煤制油技术的反应，这种反应后来以其名字命名为菲舍尔-托反应。煤炭石油的第一步是将煤转化为“气”（CO和H2）的混合物，然后在高温合成气，高压和催化剂存在的条件下混合油（汽油）。
煤制油技术经过多年的发展，已经形成了煤化工产业，煤制油技术也相对成熟，从单一的柴油产品发展到包括汽油、乙烯、聚丙烯原料以及甲醇、二甲醚等多个产品系列，有效满足了实际需求。
3）在催化剂表面的化学物质能够吸附CO和H2，并分裂成其组成原子。裂解原子反应生成水和保持在催化剂的表面（CH2亚甲基）。如果没有更多的H2，两个亚甲基聚合乙烯（H2C=CH2）。有足够的氢气，聚合产物的饱和烃的混合物。煤制油技术的关键是催化剂。从1926到现在，化学家们一直在为工业化和努力实现过程，主要工作是既有效又经济的催化剂。
从煤制油反应的实际过程来看，催化剂是保证整个反应有效进行的关键，只有找到合适的催化剂，才能提高反应效率，降低能源消耗，加速反应形成。所以，催化剂的选择是整个煤制油反应的关键。
2 煤制油技术的工艺流程分析
新型煤化工以生产洁净能源和可替代石油化工产品为主，如柴油、汽油、航空煤油、液化石油气、乙烯、聚丙烯原料、替代燃料（甲醇、二甲醚）等，它与能源、化工技术结合，可形成煤炭—能源化工一体化的新兴产业。
在煤制油化学反应中，应对现有工艺流程进行积极优化和重构，保证煤制油化学反应能够达到实际要求，提高煤制油化学反应效率，促进煤制油化学反应的有效进行。从目前煤制油工艺流程来看，主要有两种化学反应方法。
2.1 煤直接液化的工艺流程
该工艺是把先煤磨成粉，再和自身产生的液化重油（循环溶剂）配成煤浆，在高温（450℃）和高压（20 MPa～30 MPa）下直接加氢，将煤转化成汽油、柴油等石油产品，从煤的液化过程来看，采取直接液化的方式，能够有效提高煤制油的生产效率，在煤直接液化过程中，煤的生产效率主要为一吨优质原煤可以产出0.5～0.6吨油，如果想生产成品油，产出比为3-4吨制氢优质煤产出1吨成品油。基于这一分析，煤的直接液化生产率较高，是煤制油的重要方式。通过对煤直接液化的工艺流程进行分析可知，其工艺流程主要可以用下图表示。
煤的直接液化工艺流程简图
2.2 煤间接液化的工艺流程
煤的间接液化主要是指先将煤气化，使原煤变成氢气和一氧化碳的合成气，再利用催化剂进行煤化工反应，将气体液化成汽油。从这一反应过程来看，虽然生产环节少，但是化学反应的难度较大，催化剂的选择成为了关系到化学反应成功与否的关键，合理选择催化剂，成为了促进煤间接液化取得积极效果，提高煤间接液化生产效率的关键。从生产效率来看，由于缺乏高效的催化剂，煤间接液化的产出比较低，利用煤间接液化技术生产一吨油，需要5-7吨优质原煤，并且化学反应相对复杂，成本较高。煤间接液化的工艺流程主要可以参照下图。
3 煤制油技术的应用及发展前景
从上述分析可知，出于提高成品油和化工产品供应的需要，煤制油技术在工业发展中得到了重要应用，并取得了积极效果，目前来看，煤制油技术是将原煤转化成油的最佳手段，煤化工也成为了工业发展中的重要技术突破，基于这一分析，煤制油技术将在未来的工业发展中得到重要应用并取得快速发展。
3.1 煤制油技术在成品油及化工产品的制备中得到了重要应用
从目前煤制油技术的应用来看，煤制油技术主要应用在成品油和化工产品的生产领域，并在成品油和化工产品的制备中取得了积极效果，不但满足了成品油和化工产品的供应，而且提高了成品油及化工产品的生产效率。由此可见，煤制油技术的主要应用领域为成品油和化工产品制备，应用效果明显。为此我们应有足够重视。
3.2 煤制油技术在煤化工领域得到了重要应用
基于煤制油技术的特性，煤制油技术催生了煤化工这一技术领域，并成为了煤化工领域的重要技术之一，煤制油技术在煤化工领域的应用，不但提高了煤化工领域的发展质量，而且提升了煤化工领域的发展水平。由此可见，煤制油技术在煤化工领域的重要应用是未来发展的必然趋势，煤制油技术的应用成为了改变石油供应的重要方式。
3.3 煤制油技术将会对我国的能源供应产生深远影响
随着我国对石油需求量的增加，石油供应紧张的局面短时期内难以得到缓解，为此，找到石油替代能源，提高能源供应成为了我国能源战略的重要组成部分。基于我国煤炭资源相对丰富的特点，利用煤制油技术将煤炭转化成油成为了提高成品油和化工产品供应的重要手段，由此可见，煤制油技术将会对我国能源供应产生深远影响。
3.4 煤制油技术将会促进煤化工产业的快速发展
从目前煤制油技术的应用来看，基于煤制油技术的突出特点，从产出比来看，煤直接液化的制油技术成为了煤制油过程的首选，不但保证了能源供应，还提高了能源的整体利用效率。因此煤制油技术对整个煤化工产业产生了极大的促进作用，保证了煤化工产业的发展质量，同时也加速了煤化工产业的快速发展。
4 结论
通过本文的分析可知，在石油供应紧张的局面下，煤制油技术成为了解决能源供应问题的重要手段之一，从目前煤制油技术的工艺流程来看，煤直接液化的工艺技术产出比高，整体投入下，在实际煤化工生产中得到了重要应用。而煤间接液化技术由于产出比低，整体投入大，消耗能源多，在煤化工生产中应用的不多。为了提高煤制油技术发展质量，我们应对现有工艺流程进行优化，寻找可靠稳定的催化剂，保证煤制油反应取得积极效果，提高煤制油的整体产量。
参考文献
[1]王志磊.两种煤液化技术对原料煤的不同要求[J].云南化工，2011（01）.
[2]刘峰，胡明辅，安赢，毛文元.煤液化技术进展与探讨[J].化学工程与装备，2009（11）.
[3]屈革荣.浅析我国煤间接液化技术开发现状及其发展前景[J].硅谷，2010（24）.
[4]杨艳.煤制油低浓度含油废水处理工艺研究[D].内蒙古科技大学，2011.
第3篇：工艺技术范文
关键词：地下水；找水技术；电测深；成井工艺
Abstract: Groundwater as an important part of water resources in areas with lack of total water resources has great significance. This article briefly describes the technology necessary for groundwater investigation techniques and exploitation of groundwater into the well.Key words: groundwater; find water technology; electrical sounding; well completion technology
中图分类号：TV5 文献标识码：A 文章编号：
我国属于水资源量严重缺乏的国家，人均水资源量不足世界的三分之一，地表水资源更加匮乏并且分布不均。在有限的水资源量前提下，为保证人民生活和国民经济的发展，地下水成为一项很重要的资源补充，以下简单的介绍地下水的找水技术和开采地下水所需的成井工艺技术。
一、找水技术
地下水由于埋藏地质条件不同，所需的勘测技术方法不尽相同，在本地区找水技术中主要运用的方法为电测深法。电测深法是在地表同一测点上，从小到大逐渐改变供电电极之间的距离，进行视电阻率测量，来研究测线中点地下不同深度岩层的变化情况，确定不同地层的埋藏深度及其性质的方法。电测深法是电法勘探中最常用的方法之一。具体到电测找水工作中，电测深法可以用来解决以下任务：
（1） 含水层的分布情况、埋藏深度、厚度及圈定咸淡水的分布范围；
（2） 查明裂隙含水层的存在情况，寻找适于贮存地下水的断层破碎带，岩溶发育带及古河床等。
（3） 区域性的水文地质调查中，用来探明地质构造情况，如查明凹陷、隆起褶皱、断裂等地质构造。
电测深法可分为：四极对称电测深法、三极电测深法、十字测深法和环形测深法。三极测深主要用于避开测点附近的障碍物（如河流、冲沟、陡岩、建筑物或避开某一方向上的不均匀地质体）。十字测深法可以排除旁侧不均质体的干扰，判断曲线低阻反应是基岩含水层的反映，还是地形或不均质体的旁侧影响，以提高成井率。采用十字测深法时应平行及垂直岩层或断层的走向布极。环行测深的实质是在同一个测深点上，沿几个不同方位布极进行四极测深。该方法可以了解岩石的各方异性，并能测定岩石裂隙的主导发育方向。
二、成井技术与工艺
成井工艺是指井孔的建造以及其它施工程序和技术方法，主要包括:井孔钻进、电法测井、破壁疏孔、安装井管、围填滤料、封闭隔离、洗井和抽水试验等一系列工序。井孔钻进的方法很多，有冲击钻进、回旋钻进以及反循环钻进和空气钻进等。
在有咸淡水层分布的地区开采地下水时，需将咸水层加以封闭，以保证取水井的水质符合标准。所以当井孔钻进完毕后，应对井进行电法测井以保证封闭的准确性。电法测井的目的在于：1、确定含水层的岩性、埋深和厚度；2、确定咸淡水层的位置，为划分咸淡水而提供依据。根据测井资料能更合理地开发利用各含水层，正确指导下管成井工作。否则因不知含水层位置盲目下管就会给成井工作带来很多问题，严重者会造成井孔报废。因此，电测井是咸淡水分布成井工艺中不可缺少的一项重要工作。
电法测井包括视电阻率测井、自然电位测井。
破壁是清除钻进时在开采含水层处的井孔壁上所形成的厚泥浆，以利于地下水能畅通无阻地由含水层中流出并通过滤水管流入井内。因而它是保证机井减小进水阻力达到设计出水量的重要的一环。常用的破壁方法有三种：扩大钻头破壁、钢丝刷破壁和双钩破壁器破壁。破壁是保证机井出水量的重要措施。因此使用浓泥浆钻进的孔眼，破壁是必不可少的工序。如采用稀泥浆或清水钻进泥皮不厚时，也可不必破壁，但必须用彻底换浆来弥补破壁带来不足。破壁虽然对增加井出水量有益处，但过量破壁则可能造成孔眼坍塌，因此破壁一定要适当进行。
换浆的目的是将孔内泥浆沉淀物排出孔外，换入稀泥浆，便于填入洗井。换浆可与破壁同时进行，亦即边破壁边送水换浆，换浆时一定要先浓后稀，逐步进行，否则便可能使孔底的沉淀物不易排出孔外。破壁后应将钻具下至孔底继续换浆，直至将孔内泥浆变稀。但换浆和破壁一样，要适可而止。
疏孔的目的是为了下管扫清障碍，保证井孔圆直，以顺利地安装井管。疏孔多用疏孔器。
井管安装，简称下管，是管井施工中最关键最紧张的一道工序。常见的下管方法有：钻杆托盘下管法和悬吊下管法。
管填是指在下完井管以后紧接着向井管外壁与井孔壁之间的环状空隙内围填滤料的这道工序。由于滤料一般多是选用砾石，故也常将围填滤料简称填砾。管填滤料的目的是利用填入的滤料在管壁与孔壁之间形成环状的人工过滤层，以增大滤水管的进水面积，减少滤水管的进水阻力，防止孔壁泥砂通进井内，从而起到增大井水出水量，减少井水含砂量和延长井工程寿命的目的。
封闭隔离是为保证取水层的水质、水量不受其它含水层的影响，而将其它含水层进行封闭，使不会沿井壁串通到取水层或涌出地面的一种措施。封闭隔离方法有连续封闭隔离和分段封闭隔离。
洗井的目的是为了清除井孔内泥浆，破坏孔壁上的泥皮，冲洗掉井孔附近含水层中的泥土等细颗粒物质，以便在滤水周围形成良好的天然反滤层，从而增大井孔周围含水层的渗漏性，使井的水量增大。洗井的方法有空压机洗井、活塞洗井和二氧化碳洗井。
三、德州地质及成井情况
德州平原地区位于黄河冲积平原的下游,水文地质条件与黄河关系紧密。尤其是浅层松散沉积物的沉积规律与黄河改道变迁密切相关,在区内不同地段和不同深度沉积了很多粉砂、粉细砂、细砂、中细砂为主的含水砂层富集带。这些含水砂带与黄河走向大体一致,多呈北东向或近东西向分布,含水砂带宽度约在4―10公里不等,砂层累积厚度大于15米,单井出水量40―60方/时;含水砂带之间地区,砂层累积厚度在5―15米,出水量20～40方/时。这些含水砂层主要埋藏在80米以上,开采方便。以禹城市2011年小农水建设中开采机井为例(见表1)
表1：机井土层情况表
主要含水层分布在12-25米和35-60米的沙层，单井出水量60方/时以上。
第4篇：工艺技术范文
关键词 小井眼；压裂工艺；应用
中图分类号TE2 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）47-0160-02
0 引言
水力压裂是改造油气层的有效方法，是油气水井的重要增产增注措施，在油出开发过程中得到了广泛应用。随着对钻井成本的控制，各油田在地质情况允许的情况下，都偏重于打钻进速度快、成本低的小尺寸井。对于小于5 in套管井的后期压裂施工的工艺技术在国内研究甚少，还面临着很多的技术难题，小井眼压裂技术的研究与应用对提高油井采收率具有重要的意义。实践说明，在井涌控制、获取岩屑、取心、电测和钻柱测试方面都取得了成功，其经济效果令人鼓舞，全球钻井费用降低幅度达30%~50%。
1 小井眼压裂工艺面临的难题
1.1 缺少配套的压裂施工管柱
小井眼的套管直径明显变小，要求压裂施工管柱的尺寸相应变小，这就限制了压裂施工管柱的尺寸，对于4 in和4 1/2 in套管甚至更小的小井眼压裂，目前使用的2 1/2 in外加厚油管压裂管柱不能使用，因此有必要研制牛产更小尺寸的压裂施工管柱。
1.2 缺少配套的小井眼封隔器
对小井眼的压裂改造，日前常用的封隔器已不适合，必须研制适应小井眼的封隔器等工具，以满足小井眼压裂改造的要求。
2 小井眼压裂工艺技术的应用
常规压裂工艺技术研究均针对套管尺寸大于或等于5 in进行，为区别常规压裂井井眼，这里提出小井眼概念。小井眼指套管尺寸小于或等于4 in的井眼，因此其压裂工艺具有不同下常规水力压裂的工艺特点。
2.1 小井眼井压裂技术的工作原理
扩张式封隔器压裂管柱由安全接头、水力锚、K344-95封隔器、K344-95导压喷砂封隔器、节流嘴等组成单压下层管柱或选压任意层管柱。压裂时利用整体导压喷砂器中的节流装置或下面的节流嘴产生的压力损失，使封隔器坐封并密封油套环形空间分隔油层。压裂液经喷砂口进入地层，泄压后封隔器自动解封。结合低密射孔完井及上提方式可进行多层压裂。
压缩式封隔器管柱由安全接头、水力锚、Y344-95封隔器、导压喷砂器、节流嘴等组成单压下层管柱或选压任意层管柱。其原理同上。
技术指标：1）扩张式封隔器管柱耐压50MPa、耐温90℃；2）压缩式封隔器管柱耐压60MPa、耐温120℃。
技术特点及先进性：1）通过上提一趟管柱一次施工可压裂2层~3层；2）管柱耐温耐压高，可反循环洗井冲砂。施工安全。
2.2 小井眼压裂工艺的要求
压裂管柱尺寸必须与不同的套管、封隔器相匹配：对于5 in、5 1/2in套管，目前的2 1/2 in外加厚油管可以使用。在5in、5 1/2in套管尺寸的井眼，它们之间的间隙分别是18.8mm和27.9mm，因此，5in、5 1/2 in套管可采用油管或油套、套管注入三种方式，分层压裂可采用目前封隔器投球方式。
对于4in、4 1/2in套管，2 1/2in外加厚油管不能使用，必须研制新型的小直径加厚油管和相应的封隔器。在尚尽具备条件的情况下，对于4 in和4 1/2in套管只宜采用油套混注的注入方式，分层压裂只能采取大工作量的填砂方式。对于4in以下的套管，可以使用l in连续油管，采用油套混注的注入方式，分层压裂也只能采取大工作量的填砂方式。对于小井眼的分层压裂施工，对于不同的套管完井尺寸，采用不同的施工管柱或填砂方式，采取合压或分压的方式进行压裂。
2.3 小井眼压裂方式的选择
常规压裂工艺中的压裂方式已比较完备，小井眼压裂工艺也可以从中找到适合自己的压裂方式，对这些压裂方式加以改进、优化盾使能达到小井眼压裂的要求。
1）合层压裂。小井眼油层在2 500m左右，油层胶结致密，渗透率差，需要的破裂压力很高，全井固井质量难以达到压裂施工需要的强度。套管压裂、油套环空压裂、油套合层压裂均不适用，只有采用油管压裂，且必须在油层以上卡封隔器；
2）单层选压。应采取填砂+封隔器方式进行。填砂：封隔选压层以下的层位；封隔器：封隔选压层以上的层位；保护上部套管，避免因下部套管强度不够导致压裂失败。小井眼压裂环空间隙小。在喷砂嘴下部加封隔器易发生砂卡，在喷砂嘴下部不能使用封隔器；
3）分层压裂(多层)。小井眼压裂中，封隔器解封、起管柱是小井眼压裂的一大难点，多层同时压裂小封隔器使用数量多，任何一个失效或遇卡将使整个压裂失败；小井眼内打捞、磨铣困难，事故严重可能导致整个井报废。需进行多层的分层压裂，可以来用填砂+封隔器的方式进行。先压最下向的层位然后用砂埋上，再压上面的层位。如果先压上面的层位，再压下面的层位，则上面压井的层位反吐易卡封隔器。
2.4 油田现场应用
小井眼油水井由于套管直径小，加砂压裂容易发生砂堵现象。2008年，吐哈油田开展小井眼压裂改造技术试验，破解了这一难题。施工成功率保持100%，压后单井平均日增产原油超过19t。在储层改造方面，以区块为单元进行压裂地质研究，从改造角度划分了油藏储层类型，进行了地应力及裂缝形态研究，开发了适合低油层条件的低温低伤害压裂液体系，建立了以“三小一低”为主要内容的油藏低成本压裂改造模式，确定了以高能气体压裂（HEGF）+小型加砂压裂复合改造工艺作为抑制人工裂缝纵向生长和控制高水饱油藏压后含水的有效途径，用浪潮压裂流来降低压裂作业过程中的油层伤害。在采油工艺方面，主要针对浅油层采用的41/2”套管完井方式，进行了小井眼定向采油方式的优选，对确定的有杆泵抽油方式进行了采油工艺研究，抽油机、杆、泵的合理选择，完善了优化设计软件，开发研制、改进完善了小井眼常规配套采油工具及专用打捞工具和隔采工具14种，引进修井工具15种58套，对螺杆泵、无油管采油工艺技术等新型采油工艺进行了引进试验，为自由化地面流程，降低建设费用，开展了污水处理回注技术、抽油机井计量技术及注水井稳流量配水器的研究工作。
除了小井眼压裂改造技术，吐哈油田还开展了水力深穿透加砂压裂、井下微地震裂缝监测、筛管井压裂等压裂新技术试验，均取得不同程度进展，丰富和完善了吐哈油田压裂工艺技术体系，为油田增产奠定了技术基础。
小井眼压裂技术在吐哈油田增产稳产中作用发挥越来越大。据统计，2008年吐哈油田压裂作业有效率超过70%，平均单井日增产原油超过7t，累计增产原油超过11万t。气井压裂同样见到明显增产效果，平均单井日增产天然气2.7万m3。
3 结论
总之，小井眼压裂工艺技术应用极为广泛，具有较高的经济价值和社会效益，值得深入探讨。
参考文献
第5篇：工艺技术范文
关键词：双封单卡 工艺原理 水平井分段 压裂工艺
双封单卡压裂工艺技术最先由大庆油田研发，20世纪90年代广泛用于直井分层压裂，随着水平井的发展，通过对双封单卡压裂工具的深入研究和改进，2006年开始用于水平井分段压裂，现在已经逐渐发展成为水平井分段压裂的重要工艺技术，尤其是大庆油田，双封单卡压裂技术在水平井分段压裂工艺中应用比例达到75%以上。
一、工艺管柱结构及工艺原理
1.工艺管柱结构
双封单卡工艺管柱主要由安全接头、扶正器、水力锚、K344型封隔器、导压喷砂器、导向丝堵组成，结构如图1所示。
1.安全接头；2.扶正器；3.水力锚；4.K344型封隔器；5.导压喷砂器；6.导向丝堵
图1 双封单卡工艺管柱图
2.工艺原理
压裂时，一定流速的高压液体经过导压喷砂封隔器内的节流嘴形成压降，在管柱内外造成节流压差，使上下封隔器坐封，隔离目的层，对该层进行压裂。压裂完停泵，管柱内外无压差，上下封隔器自动解封即可上提管柱进行另一层段的压裂[1]。该层段压裂完成后，停泵，胶筒自然回收，控制油管闸门放喷，放喷结束，反洗后上提管柱至下一段压裂位置，憋压重新坐封封隔器，完成对下一段的压裂。重复上述过程，通过层层上提，完成对多个层段的逐级压裂[2]。
同时优良材质的采用，提高了喷嘴耐磨性和封隔器耐温性及抗压强度，为一趟管柱施工多个层（段）提供了可能。
二、技术指标、适用条件及施工要求
1.技术指标和特点
1.1封隔器耐温95℃、耐压差70MPa；
1.2单层（段）加砂量可达到60m3；
1.3通过层层上提，一趟管柱可施工多段；
1.4工具短而小，具有锚定和扶正功能；
1.5具有防卡、解卡机构，可液压解卡。
目前最高施工指标为：一趟管柱最多实现15段压裂，最大卡距112m，重复坐封次数最多达到20次。
2.适用条件
2.1可应用于直井或水平井；
2.2套管完井，固井质量较高；
2.3施工层段井温
3.施工要求
3.1前段压裂完后，需控制放喷，放至压力为零，反洗井一周半确保井段无沉砂，上提管柱至新压裂井段，重复如此过程从而完成多段压裂。
3.2压裂设备能满足连续加砂要求，加砂后不能停泵；
3.3若套管出液要立即反洗；
3.4出现砂堵要立即反洗。
三、关键技术
1.耐温、耐压性能
1.1胶筒材料上采用共混纳米胶料，制造工艺上采用尼龙+钢丝帘线模压成型，极大的提高了耐温性能，使耐温达到95℃。
1.2对封隔器胶筒运用肩部保护技术，对胶筒下钢碗采用可移动设计，优化了封隔器结构，改善了胶筒受力状况，使得耐压差达到70MPa。
在100℃，70MPa条件下，室内油浸试验6小时，结果表明：胶筒外径变形率4.36%，能够满足高温高压井施工要求。
2.耐磨性能
通过优化喷嘴、导压孔及整体结构，优选内衬套材质及涂镀特种合金，提高了喷砂器耐磨蚀性能，为工艺管柱实现大卡距及多层段压裂提供了技术保证。
3.锚定和扶正
3.1采用了水力锚锚定技术。通过水力锚锚定，防止了封隔器因位移较大导致胶筒破损封隔器失效，起到保护胶筒提高管柱密封性能的目的。
3.2采用了扶正器扶正技术。通过扶正器的运用，“横躺着”的封隔器下部就不会因重力作用太贴近水平井井筒下部壁面，上部悬空太历害，使得坐封时受力较均匀，提高了封隔器坐封可靠性。
4.防卡与脱卡
4.1防卡设计
4.1.1工具设计时，对封隔器等配套工具外径和长度都进行了优化，将它们减小到最小，以提高造斜段通过能力强。统计水平井完钻数据，最小曲率半径84.5m，允许组合管串工具最大长度2.81m，而双封单卡单级管串长度为2m左右，符合要求。
4.1.2水力锚采用防砂管内衬设计，可防止压裂砂进入锚爪内部，阻碍锚爪的顺利回收。
4.1.3水力锚和扶正器均有螺旋冲砂通道。避免支撑剂堆积，反洗冲砂效果更好，从而保护封隔器的起下，提高封隔器密封及回收性能。
4.2脱卡设计
4.2.1工具管串上部设计有安全接头，可投球打压丢手。如管柱遇卡、砂埋等情况时，可通过安全接头实现丢手，方便打捞、钻洗等后续工作的进行。
4.2.2设计有反循环通道，并优化喷砂口距离，每个层段压后通过反洗，将卡距内沉砂冲净，可有效预防或解除砂卡。
四、现场应用
在三塘湖油田应用该压裂工艺3井次，共顺利完成10段压裂施工，共加砂334.6m3，泵入压裂液2439.1m3。压裂施工均很顺利，分段技术可靠。但其中有1口井在第2段施工完后，起管时出现卡钻，未卡死，可在14m的区间内活动，卡的原因可能是工具回缩差或套管变形。处理无效后从安全接头处丢开，起出上部管柱后，下入一套新工具完成了后2段施工。
五、结论和认识
1.双封单卡压裂工艺可应用于直井或水平井，需套管完井，对固井质量要求较高。
2.该压裂工艺通过层层上提管柱，实现多层（段）压裂，通过多趟管柱的组合，可实现任意层段数的分段控制压裂施工，减少了压裂设备进出场次数，作业连续，大大降低了施工生产成本[3]。
3.因每施工一个新的层段，需要先放喷，再上提管柱，因此施工周期稍长。
4.该压裂工艺存在卡钻风险，需考虑各个工序的防卡措施。
5.该技术可与连续油管、裸眼完井等技术相结合，实现低渗、低品位储层的有效开发，具有较好的推广应用前景。
参考文献
[1]胡俊卿.大庆油田斜直井分层压裂工艺研究与应用[J]石油地质与工程，2010，24（5）：98-100
[2]荣莽，罗君.页岩气藏水平井分段压裂管柱技术探讨[J]石油机械，2010，38（9）：65-67
第6篇：工艺技术范文
时志国
***钻井公司
一、引 言
在钻井过程中，钻开天然气层后，气体有可能侵入钻井液；振动筛、除砂器、除泥器、钻井液枪、搅拌器等设备在工作过程中有可能使空气侵入钻井液。这些气体侵入钻井液后，会造成钻井液密度降低；会增加钻井液上返速度，引起循环罐过满或外溢；会使离心泵气锁、使水力旋流器、钻井液枪、离心机、灌注泵等无法工作，甚至会引起井喷的发生。气侵钻井液一直是钻井工程所遇到的难题。
人们一直在探索去处气侵钻井液中气体的方法，最初人们发现，向气侵钻井液中加水，会使钻井液密度上升（钻井液密度回复说明气体离开了钻井液），于是产生了最原始、最简单的除气办法；向循环罐内钻井液表面上洒水除气、向振动筛筛网面喷水除气。在弄明白水能除气的原理之后，人们发明了除泡剂代替水除气，并一直沿用至今。
在没有发明除气设备之前，一般使用搅拌器和泥浆枪搅动钻井液除气，这种方法见效慢、除气效率低。上个世纪40年代产生了除气设备，发展到现在已经有常压、真空、立式、卧式等不同结构、不同原理的除气设备，并形成了成熟的除气工艺流程。
二、气泡必须浮至钻井液表面并破裂
无论除气设备的外形、结构怎样变幻、无论除气设备采用的除气原理怎样不同，所有除气设备的基本除气原理都是一样的，就是使气泡浮至钻井液表面破裂。
侵入钻井液中的气体以大小不一的气泡形式存在于钻井液中，要想去除这些气体，必须使气泡脱离钻井液。分析气泡在钻井液中的存在状态（如图1），根据阿基米德定律，气泡的上升浮力等于气泡排开相同体积钻井液的重量：
其中，F——气泡浮力, g
r——气泡半径，cm
γ——钻井液的密度，g/cm3
可以看出，在同一钻井液中，气泡的浮力与气泡半径成正比，也就是说：大气泡比小气泡更容易浮上液面（见图2），
图1、气泡上升过程 图2、在高粘度钻井液中的小气泡
不能浮起来
图3 气泡在钻井液中的状态 图4 紊流将气泡带至液面破裂
但由于钻井液是高粘度、高切力的液体，气泡浮到液面需要很长时间，直径较小的气泡根本无法浮至钻井液液面。所以，处在钻井液中的气泡有两种状态（见图3）：一种是气泡能浮到钻井液液面，并最终破裂；另一种是气泡被裹在钻井液中，既不能浮动，也不能聚集在一起形成大气泡。
产生气侵后钻井液中的小气泡特别多，要想去除钻井液中的气体，必须使小气泡运动到钻井液液面。利用搅拌器或是钻井液枪搅动钻井液，所增大的钻井液液面是有限的，而且效率很低。要想清除全部气体，必须使所有的钻井液都搅到表面，并且分布很薄，才能释放出气泡。于是产生了除气设备。所有除气设备的设计原则都是增大钻井液液面面积，使钻井液产生紊流，将气泡带至钻井液表面、使之破裂（见图4）。
三、除气设备布置方案
根据现用除气设备清除气泡直径的大小，可将除气设备分为两类：液气分离器和真空除气器。
循环罐内的气侵钻井液含有很多很多的小气泡，直径很小（≤1/16英寸），它们被裹在钻井液中，既不能浮动的，也不能聚集。所谓的大气泡是指起钻抽吸气或地层气体气侵形成的，大部分或全部充满井眼的环形空间某段钻井液的膨胀性气体，大气泡将造成环空排量增大，使钻井液管线过载，使钻井液从钻台钻盘喷出。当在循环罐内采用浅没式泥浆枪或搅拌器充分搅拌时，通常这些大气泡（直径在1/9～1英寸）会浮到钻井液表面。
液气分离器用于清除环空钻井液中的大气泡，处理量大于井口出口管线钻井液的排量。经液气分离器处理后的钻井液，还含有小气泡，可先经过振动筛除掉部分气泡，然后流入循环罐内。处理循环罐内气侵钻井液中小气泡的任务由真空除气器来完成。
液气分离器不属于正常循环系统的设备，一般只有当发生井涌时才使用。液气分离器安装在振动筛之前，进口管线同井口出口管线或防喷器的节流管汇连接，从液气分离器分离出的钻井液进入振动筛或直接流入沉砂罐；分离出的气体通过排气管线引到安全距离顺风排掉，或引入火炬管线燃烧。在设计液气分离器时，应保证能够处理可能产生的最大气体流量，为防止未除气的钻井液再次循环到井中，需在液气分离器上装一根旁通管线，一旦出现实际气体流量超过液气分离器处理能力的危险情况，就将未经除气的钻井液直接排入废浆池丢弃。
图 6 吸入口、流量平衡器的正确安装位置
图 5 除气器从沉砂罐后的第一个罐吸浆
真空除气器属常规除气设备，安装除气器时应使除气器从沉砂罐后的第一个钻井液罐中吸取气侵钻井液（见图5），经除气器处理过的脱气钻井液排入下游排浆罐中。 除气器的吸入口应位于吸入罐的下部（见图6），并且需在吸入罐中安装搅拌器，以保证真空除气器吸入的是搅拌均匀的气侵钻井液，需在真空除气器的吸浆罐和排浆罐之间需安装流量平衡器，安装位置要高一些，接近罐的顶部，这样来自排浆罐的脱气钻井液从上部进入吸浆罐，保证位于吸浆罐底部除气器的吸浆口吸入的是气侵钻井液。
图 7 流量平衡器在底部
液气分离器的安装位置是固定的，应在井口和振动筛之间；而真空除气器是撬装设备，安装的灵活性比较大，在现场中出现了一些安装错误：
图8 用钻井液枪搅拌钻井液
有些井队将流量平衡器安装在罐的底部（见图7），这样脱气钻井液由底部进入吸浆罐，由于脱气钻井液较气侵钻井液密度高，容易沉在罐底，使吸浆口吸入密度高、含气量小的钻井液，而含气量高、密度低的钻井液在罐内的上部，很难被吸入，使除气器的工作效率降低。
不安装搅拌器，用泥浆枪搅拌气侵钻井液（见图8）。除气器的处理能力是根据钻井液的循环量来设计的，用泥浆枪搅拌气侵钻井液，会使吸入罐中的钻井液量增加，超过除气器的设计处理量，使除气器不能正常工作。
有些井队将真空除气器安装在除砂器、或除泥器之后（见图9），这是非常不可取的。气体侵入钻井液，会使钻井液密度降低、体积膨胀，将真空除气器安装在振动筛之后可尽快清除气体，减少钻井液溢出循环罐的可能。除砂器、除泥器、离心机、钻井液枪等固控设备都要求用离心泵供给钻井液，而气侵钻井液可能造成离心泵叶轮气锁，使钻井液无法进入到离心泵中，造成由离心泵供浆的固控设备无法工作。
四、常用除气设备
1、液气分离器
一般常用的液气分离器有两种类型：封底式和开底式。
（1）、封底式（见图10）
图10、封底式液气分离器
除气罐底部封闭，钻井液通过一根U型管线回到循环罐内。除气罐内钻井液面的高度，可通过U型管的高度增减来控制。
（2）开底式（见图11）
图11、开底式液气分离器
分离器除气罐无底，下部半潜入钻井液中。罐内的液面依靠底部潜入深度来控制，这种分离器国外俗称“穷孩子”，说明其简易性。
目前最简单、最可靠的液气分离器是封底式的。开底式分离器次之，因为它的钻井液柱高度受到循环罐内液面高度的限制。
2、常压除气器（见图12）
图12 由阀控制的钻井液冲击层
常压除气器出现于上世纪70年代初，它通过浸入气侵钻井液中的泵将气侵钻井液送到罐内，在阀板的作用下，使气侵钻井液产生足够高的速度，形成钻井液薄层冲击罐的内壁，使气泡脱离钻井液破裂，钻井液与气体的分离。
图 13 卧式真空除气器
3、卧式真空除气器(见图13)
卧式真空除气器有一个长的卧式罐，在罐内有两块较长的向下倾斜的挡板，进口管线将气侵钻井液引至罐上部的槽内，两块挡板将钻井液分布开形成很薄的钻井液层（1/8英寸到3/8英寸），大部分气泡都能从薄层钻井液表面逸出并破裂。
4、立式真空除气器(见图14)
图14 立式真空除气器 图15 罐内锥体结构和钻井液薄层
立式真空除气器有一个矮的立式大直径的罐，罐内的锥体结构非常有特点(见图15)，它由几个层叠在一起的圆锥体组成，结构紧凑，能提供较大的分离面积，气侵钻井液流经层叠的圆锥体表面形成钻井液薄层，气泡溢出破裂。
5、离心真空除气器(见图16)
图16 离心真空除气器
离心真空除气器利用真空泵的抽吸作用，在真空罐内形成负压，钻井液在大气压的作用下，通过吸入管进入旋转的空心轴，再由空心轴四周的窗口，呈喷射状甩向罐壁，在碰撞、真空及气泡分离器的共同作用下，浸入钻井液中的气泡破碎，气体逸出，真空泵抽出气体并将之排往安全地带，除气后的钻井液则由于自重进入排空腔，经旋转的叶片排出罐外。
五、结束语
通过以上内容我们了解到：所有气侵钻井液都必须经过脱气处理，必须保证提供给每台离心泵不含气体的钻井液，以确保离心泵的正常可靠运转，坚决杜绝再次将气侵钻井液循环至井内的情况发生。
要去除钻井液中所含气体，必须使钻井液中的气泡浮至钻井液液面破裂。所有的除气设备，无论它有什么样的外形、有什么样的内部结构，运用什么样的原理，它们的目的只有一个：将气泡带至钻井液表面破裂。产品的不断开发和性能的不断提高是永无止境的，研制出处理能力强、除气效率高、性能稳定、易于维护操作的除气设备，永远是研发人员追求的目标。
参考文献：
第7篇：工艺技术范文
关键词：机械加工；工艺技术；思考
机械加工是十分复杂的过程，需要相应人员具备良好的理论知识和动手能力才能完成相应产品的组装和生产。因此，机械加工对工艺技术有着很高的要求标准，加强对工艺技术的研究非常重要。
1机械加工工艺技术概述
在机械制造行业中，加工工艺技术是必须要使用的一项具有一定专业性的技术种类。要提升加工工艺水平，就要对相关技术人员进行培训，使其能够真正运用其进行操作，同时还要保证相应的工艺操作流程与产品质量之间是完全符合的，满足相应的规定标准要求。通常，在机械加工企业中，都要设置相对完善的工艺部门以及技术部门，来为机械加工的正常运行提供保证。而这两个部门的实际工作职能就是对机械设备的种类、型号、使用性能等进行了解和分析，然后再结合现阶段企业实际的技术水平以及一线作业人员的水平，制定相应的加工工艺以及技术文件，进而为操作人员的作业提供参考依据和标准，同时也为企业部门之间提供完善且适合的技术验证标准。此外，受机械加工企业自身的生产计划等诸多因素影响，机械加工工艺以及艺术都要随之进行调整和修正，也只有这样才能确保加工工艺和加工以及加工技术具有良好的针对性以及实用性[1]。如果从工艺技术角度上来看，加工工艺技术必须建立在相对规范且有效的工艺流程上，然会合理运用科学措施以及相应的方法来对加工产品的外观形态、实际位置以及产品性质等方面进行调整，进而保证产品各项参数的精确性，更好地提升机械产品的质量。
2机械加工过程中加工工艺技术的有效作用
2.1能够保证机械设备良好运行
众所周知，一台机械设备是由很多部分构成，如传动系统、动力系统等。因此，只有保证机械设备各部分性能良好，才能保证其在实际施工过程中将各部分功能充分发挥出来，进而满足实际需求。在机械加工期间，如果不能有效保证实际加工流程的良好以及对其科学的管理，那么就会给机械设备的运行造成一定的安全隐患。随着科技水平的提升，很多加工工艺以及技术都需要依靠计算机系统进行辅助操作。而现代化信息技术的应用可以将机械使用期间的情况进行有效反馈，即使出现故障系统也会将信息反馈给中央集成系统，进而可以第一时间调派相关维修人员对故障以及隐患进行排除。因此，良好的加工工艺技术能够保证机械设备运行的安全性以及可靠性，进而提升企业安全生产的水平。
2.2能够有效满足生产效率
现阶段，社会发展加大了对机械设备的实际需求量，并且在机械水平以及机械精度等方面都有了一定提升。在此种背景下，对于加工工艺以及加工技术的要求也随之提升。也就是说，加工技术和加工工艺一定要与机械加工之间相符合。机械质量是通过工艺和技术的良好运用而达到的。因此，加工企业一定要对其进行重视。同时，现代化的机械加工技术和工艺是在原有工艺技术的基础上，通过不断研发、探讨、总结和实践来完成，并且在一定程度上也对机械制造产业实际需求进行了有效尊重，进而形成有效满足制造行业对机械制造精度的要求。
2.3良好的工艺技术达到了低消耗、高产能的目的
近些年，国内开始提倡节能减排，因此以往高能效低产能的机械加工工艺和技术已经不能满足社会发展的实际需求。而对着机械加工工艺和水平不断的上升和完善，使得机械加工不仅满足了农业、工业发展的实际需求，还逐渐达到了节能减排的目的，同时还有效对设备性能进行了良好的优化和配置，提升了生产产能。
3提升机加工精度的有效途径
3.1降低误差法
在进行机械加工期间，使用降低误差的方法来提升机械产品的精确度，是一种较为普通的工艺和技术方式。这种方式一般都在进行机械加工前应用，即在没有进行产品加工前，相应的技术人员要对产品的设计方案、加工工艺流程等进行查看以及校对，然后运功科学的措施，来对可能会对产品加工精度产生影响的潜在问题进行总结，并组织内部各相关部门负责人进行讨论，如技术部、工艺部、设计部、生产部等，之后采取最为合适的方法和措施对其进行解决，尽可能消除或者是降低误差，进而保证机械加工质量和精准度[2]。例如，在加工较长的轴类零件时，由于加工精度要求较高，并且轴在加工过程中还会受到自身、外力以及机床稳定性的影响，因此其加工过程中可能会出现一定的误差。所以，在进行加工之前，操作人员一定要对设计图纸进行认真核查，然后选择合理的切削方式，并使用顶尖对其进行规定，保证其在加工过程中不会对机床转动而出现晃动影响切削加工的现象发生。同时，加工期间还要使用冷却液，避免轴出现先过热变形的想象，同时降低对机械设备的磨损量。
3.2误差补偿
所有的机械加工或多或少都会受到人为因素的影响，导致不少加工工艺技术参数同图纸以及工艺设计存在一定的误差。而这部分误差往往不容易察觉，因此进行加工前要对其进行解决，以避免可能出现的不合格或者是浪费材料的现象，甚至对产品加工、后续装配等造成严重的影响。现阶段，我国国内主要使用误差补偿的方式来降低误差对机械产品的影响。这种方式不仅能对以往工艺中存在的误差进行补偿，还能够减少加工过程中产生的误差，进而有效提升机械加工精度。
4机械加工工艺技术未来的发展方向
随着机械制造行业发展水平的提升，制造行业也开始面临着全新的挑战和问题。因此，想要使企业加工产品在行业市场中占有一席之地，就要有针对性地对机械加工的工艺和技术进行完善，有效提升机械产品的实际质量，提升产品的性能、可靠性以及耐久性，进而增加机械产品的使用水平和年限。同时，还要尽可能找准市场定位，完善产品设计水平，拓展市场范围。只有这样才能够更好地推动机械加工朝着集成化方向发展，进而有效促进机械加工行业水平不断提升，更好地为社会发展服务。
5结论
总而言之，制造行业水平的完善和进步，使得机械加工的工艺和技术得到了相应提升，使机械加工的效率以及质量达到了预期目标。然而，我国制造行业虽然得到了一定提升，但是同西方国家相比还有很大的差距。因此，要不断完善加工工艺和技术，推动国内机械加工行业良好发展，为推动我国经济水平的提升做出贡献。
参考文献
[1]刘战强，贺蒙，赵建，等.机械加工强化机理与工艺技术研究进展[J].中国机械工程，2015，（3）：403-413.
第8篇：工艺技术范文
关键词：纯水 回收 余热利用 工艺技术
中图分类号：TQ 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2014）03-0279-01
一、研究的目的
该工艺技术主要研究纯水生产过程中的水资源回收与余热利用，本工艺结合自身特点，对化工生产系统各装置产生的冷凝液及其热量进行回收利用，使得整个系统的资源达到综合合理利用效果，降低了纯水的生产成本奠下良好基础，响应了国家节能减排政策，为公司、社会创造更大的效益。
二、目前的技术现状
在国内企业，不同类型的企业对冷凝液的回用途径各有不同，目前国内火力发电厂大部分都将冷凝液回用至锅炉，作补充水使用；根据生产工艺的特性，不同企业对冷凝液的回用方法也各不相同。我公司冷凝液的回收系统在氯碱工业中也有着自身的特点。由于我公司新厂使用的蒸汽是由老厂提供，相距5公里，冷凝液回收至锅炉的意义不大，经相关技术论证，将此部分水回用于纯水系统制取纯水，其热量回用于原水加热，加热后的原水进入系统用于制取纯水，提高了反渗透的产水率，同时也解决了因冬季水温低而影响反渗透产水量问题。本工艺的最大特点是资源达到合理利用效果，技术方案已经经过论证，项目施工已完成，并于2013年10月份投入使用。
三、国内外发展的趋势
目前，能源、环境问题已经成为国际性问题，当今能源已经进入紧张状态，各国环境问题也越来越严重，这就更需要我们节约能源，减少污染排放。本项目设计冷凝液回收系统，实质就是响应节能减排政策，其回用价值意义巨大。
四、技术路线
1.技术方案的论证
本工艺自我公司盐化工项目开始立项、进行初步设计开始时，我们便与设计单位中国天辰设计院积极沟通，将我们纯水工艺设计原则及思路向设计人员表述，并将这一原则融入到整个项目中，同时根据这一原则结合其他相关专业人员一一进行了论证，工艺技术得到中国天辰设计院的认可，方案可行。
2.研究工作的组织与管理
2.1成立专业技术小组，专一负责纯水工艺方案的调研、选定。安排专人与设计院专家进行沟通，对“纯水生产过程中的水资源回收与余热利用”的可行性进行论证。
2.2选择协作单位，对工艺设施的处理方案进行技术交流，并多次召开技术论证会。同时组织人员进行外出考察、调研，确定最终工艺方案的可行性。
2.3成立专门的资料管理小组，安排专人对项目进展过程中的资料进行收集与整理。并组织专业工程师对整个工艺的设计图纸进行审核，配合监理对工程质量进行监督、验收。
2.4组织验收小组对系统进行检测、验收，确保系统出水指标合格，满足我公司化工系统纯水的使用要求。
3.主要技术指标
五、主要内容
该工艺技术主要采用“自清洗网式过滤+超滤+反渗透+混床”的处理工艺，共分为预处理、超滤、反渗透、混床、冷凝水、浓水回收六个处理单元。
首先来自管网的原水进入网式自清洗过滤器去除较大的悬浮物和胶体，然后经过管式和板式复合换热器根据水温情况加热，使水温达到20-25℃左右，通过管道混合器与氧化剂NaClO溶液混合一起进入超滤装置，除去水中的胶体、悬浮物、菌类等，产水进入超滤水箱。超滤水箱中的超滤水经过超滤水泵加压，与来自加药装置的NaHSO3溶液、阻垢剂flocon-135溶液在管道混合器中充分混合进入保安过滤器，加NaHSO3的目的是还原NaClO，防止氧化剂对反渗透膜的伤害，加阻垢剂是防止浓缩水中盐类的结垢。加入还原剂NaHSO3和阻垢剂flocon-135溶液的超滤水通过保安过滤器后通过高压泵加压后进入反渗透装置，通过反渗透膜的脱盐处理，一级纯水进入中间水箱，浓水通过管线进入浓水箱，浓水箱中的浓水通过浓水泵一部分送至淡盐水系统返回卤水井进行采卤，另一部分配置次钠和去乙炔发生。中间水箱的水通过中间水泵到混床，通过混床阴、阳树脂的离子交换作用，进一步脱去少量盐分，形成纯水进入纯水箱，然后通过泵把纯水送往用户。
另外，来自系统的冷凝液进入冷凝水箱，通过冷凝泵输送到板式换热器，使高温的冷凝水与原水进行热交换，降温后的冷凝液通过除铁过滤器去除大部分铁屑后，再通过精密过滤器去除悬浮物等杂质，然后进入中间水箱与反渗透水混合，最后进入混床处理单元，经混床处理合格后送往用户。
六、研究成果
本技术在氯碱企业内率先实现了纯水生产过程中的水资源回收与余热利用，通过工艺的优化组合，使我公司化工系统产生的冷凝液及其热量得以回收利用，为降低纯水成本奠下良好基础，在国内同行业属较领先技术。同时取得直接效益如下：
1.年节水32万m3；
2.年节约蒸汽41271吨；
第9篇：工艺技术范文
关键词：采矿 工艺技术 改造
一、对采矿业的分析
在当前经济形势不断发展的今天，采矿业的发展也愈发的重要。随着科学技术的不断发展，采矿工艺向着科学化的方向发展也才成了当前的潮流趋势。采矿主要是将地壳内以及地表上进行矿产资源开发的一门技术和科学，它对于当前人们的生产、生活也有着极其重要的影响。
采矿主要包括了矿藏以及石油等的开采。采矿工业它是一种非常重要的原材料工业，冶炼工业的主要原料就是金属矿石。采矿主要是进行采准和切割，并为回采时准备生产条件。将矿石崩落和破碎，装入运输容器。地下回采分为落矿和出矿作业；露天回采分为穿孔、爆破及采装作业，将装进运输容器的各种矿石运到选矿厂或矿仓。在矿石运输的过程中，经过矿仓和堆栈，将矿石混匀，同时保证生产矿石的质量稳定。并把巷道掘进、剥离产出的废石等排弃至废石场。由于矿床的地质条件以及矿山技术条件不尽不同，采矿方法的种类也繁多，不同的方法采矿，其工艺流程、机械设备、采区巷道的布置和开采的顺序也不相同。若采矿的方法选择不当，将会长期影响矿山的生产技术指标及经济效益。各主要的生产过程都必须选用正确合适的机械设备，才能获取最大的经济效益。
采矿所独具的生产环境和过程和其他工业相比具有很大的差异性，其主要表现在以下几个方面：
（一）采掘加工的原料主要是自然存在的矿体。矿址是不能自由选择的，矿床的工业储量也不能输入，不可再生。
（二）采矿人员及设备常常要随着采矿的进程同加工对象一起转移，基本上没有固定用来加工的车间。同时开拓、采准以及回采工作要互相协调，才能够保证矿山的正常生产。相反就会造成采剥或采掘失调，迫使矿山减产，增加损失。
（三）对于开采工作来说，它总的趋势是采掘条件越来越差，采出来的矿石品位逐渐降低，成本也有可能随之增高。因为岩石的混入会使得矿石贫化，降低质量，还有部分矿石难以采出，而被迫损失于地下。
（四）矿体的赋存条件、形状复杂，品位也分布不均。工业储量在整个开采的过程中可能存在较大的变化，使采矿的设计工作很难标准化，加上建矿周期长，基建投资相对较大，所以投资的风险性也会随之增大。
（五）采矿工作一般是在露天或者地下采场。劳动量相当大，工作条件比较差，安全性难以得到有效保障，同时对于综合机械化及自动化很难实现，因此需要特别的重视对工人劳动条件和工作环境的改善。
（六）更为关键的一点在于：整个矿山所实现的经济效益并非完全取决于矿山管理水平的高低，其在很大程度上与采矿石市场价值高低及供求问题是密切相关的。
二、采矿运用的技术方法
几千年来，我国就一直致力于矿产的开发，其方法大多是依靠人力，基本上没有什么技术含量。现如今，随着科学技术的不断发展，采矿方法也得到不断的更新。而采矿方法的选择往往并不是从现有的方法中选取出一种相对较好的方法。有时还需要结合矿床地质条件及要求，而创造性地应用当前已有采矿方法工艺和结构知识，提出更能符合大众要求的新方法。采矿的方法大致有以下几种：
（一）普通机械化的开采方式。我们常常看见的大多数矿床都是用普通机械化方法开采。机械化开采又常常分为露天及地下开采两个大类。露天开采是将矿体上覆着的岩层剥离，然后自上而下进行开采作业。
（二）特殊采矿法。特殊采矿法分为地下物理化学和海洋采矿。物理化学采矿法是浸取、溶解或者熔融有用的成分，把溶液或者熔融体从地下举升到地面进行提取。这类方法的好处主要是“投资省、见效快、工作条件好”，但它只适用于铜、铀和一些金属的矿物和盐、碱及自然硫等。海洋采矿主要是对滨海大陆架及洋底蕴藏的大量有用矿藏的开采，而洋底的锰结核还尚处于试开采阶段。
（三）空场法和填充法。这两种方法主要是为了提高对矿床的地质资料的准确性和完整性的要求，它的特点是在回采的过程中，采空区主要是靠暂留或者永久残留的矿柱去进行支撑，整个过程采空区始终都是空着的。
三、采矿工艺技术改造
现代科技的迅猛发展，人们对于采矿工艺的改造也愈发看重。当前，我国现有的采矿工艺其主要是依据各不相同的矿石条件选取采矿，而工艺对于坚硬的矿石，大多数都是用凿岩爆破的方式来进行开采；而对于松软的矿层，则可以采用机械切割或者挖掘的方式来进行开采；相对于松软的砂矿床，更多是采用水力进行冲采；对于裂隙发育较好的矿体，则可以采用自然崩落的方法进行开采。“矿床开拓、掘沟工程、穿孔、爆破、采装、运输、排土”是露天矿山的主要开采工艺；相较于露天开采，地下矿山的开采就相对复杂一些，它主要包含了“矿床开拓、井巷掘进和支护、矿块采准和切割、回采工作面凿岩爆破、矿石运搬、采场支护和地压管理、矿柱回采和空区处理等等”。
如今，随着科学技术的不断提升和采矿工艺的不断改进，而且在爆破的方法上也进行了一些探索。比如运用“增大炮孔临近系数”与“药壶爆破等爆破”法，在地质条件较为复杂的环境下，取得了较好的效果，经济效益也随之明显提高。特别是刨煤机装置能实现3m/s以上的切割速度且切割功率达到了2×400kW以上。这也就是是说，刨煤机的每刀切深提高到了250mm，这对于煤炭开采工作效率的提升而言是极为关键的。其次，改变开采过程中的不合理的部分，尽量最大程度的进行露天开采，从而提高经济效益。再次，进行排土方式的改进，采用更为经济有效的排土方式。再次，对供电系统进行改进，合理布局，减少电路损耗。最后，进行采掘设备的改进，让整体设备向数字化、智能化转变，对露天操作设备，井下电机车，和井下照明设备等等进行改进提升。同时还应注意的是，井下安全作业的改进，提高安全作业率。
参考文献：
[1]邱忠明.试探采矿工艺技术改造[J].中国集体经济,2011,(12):187.
[2]宋茂阳.试探采矿工艺技术改造[J].民营科技,2011,(9):17-17.
