钻采工艺论文范文

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1 概述

刘桥一矿位于安徽省濉溪县境内，煤系地层为华北晚生古生界二叠系下石盒子组及山西组地层，含3、4、6煤及三到四层发育不全的极薄煤线，以单一薄煤层为主，煤层厚度0-1.75，平均厚度0.82m，平均倾角14°，局部可采，为极不稳定煤层。3煤储量主要分布在II46上山采区东翼及六采区，可采储量合计为148.8万吨。

2 采煤工艺选择

根据3煤赋存特点及煤层厚度特征，我矿3煤采用钻采采煤工艺，边掘边采，掘进与钻采平行作业的方式施工。前方掘进工作面至少超前钻采工作面80米，钻机采用乌克兰生产的薄煤层三轴螺旋钻机，采用独头单向钻采。钻采顺序为前进式钻采至迎头。该机先在巷道下帮沿煤层倾向向下进行钻采，钻采完后再退回调头在巷道上帮沿煤层倾向向上进行钻采，该机适用于煤层厚度为0.5m-0.9m，煤层倾角-15°-+15°，煤层走向倾角小于8°的各种硬度的煤层。

2.1 落煤方法

①落煤方式

即一台螺旋钻机布置在运输顺槽中，向煤层打钻，钻头割煤，螺旋钻杆掏煤，煤直接落在运输巷的刮板输送机上运出。该机一次采宽2.0米，三轴联动钻杆1.54米一节，钻机本身自动接杆，达到设计采深或遇断层时，推出钻杆，螺旋钻机整体前移，预留0.8±0.2米煤柱后开始下一循环钻采。

②螺旋钻机正常钻进

设计钻采长度:钻采从运输巷设计位置处开始运行，从顺槽上帮向上钻采，钻采深度最大85米，平均80米，螺旋钻机以2.0m/min的速度向上钻采，直至达到设计深度。

2.2 设备配置

①螺旋钻

螺旋钻机选用乌克兰制薄煤层三轴螺旋钻机，其主要技术参数如下:

钻高625/725/825

钻宽2.0m

钻深上山方向85m，下山方向40m。

电机功率220kw

钻进速度0-1.0m/min

②运输设备

刮板输送机一部: 型号为SGW—40T

电机功率: 40kw

运输能力:150t/h

中间顺槽尺寸:1500mm×630mm×180mm

链速:0.92m/s

③运送和安装钻具的设备

单轨吊车一部，起吊速度为3m/min，运行速度为20m/min，起吊高度为3m。

④辅助运输设备

SGW---40T型转载机和STJ800/2×40型皮带和SD—150F型皮带运煤。

2.3 生产能力

按一个螺旋钻采工作面布置，工作面每班钻进30m，每天钻进深度90m，钻孔高度0.65m，实际采高1m ，钻孔宽度为2.0m，钻煤时采储率为0.95，则:

W=L×S×H×r×C=90×2.0×1×1.46×0.95=250T

式中W---日产量，t/d;

L---日钻进深度，m/d;S---钻孔宽度，m;H---钻孔高度，m;r---煤层视密度;

C---采出率×95%; 则年生产能力=350×250=8.75万吨

3 巷道布置

根据3煤赋存状况，可充分利用II46上山采区及六采区生产系统运料，排矸，运煤。减少了掘进巷道工程量，在3、4煤层间距较大的地点可设一临时垂直煤仓进行连接，煤仓高度即3、4煤层间距。

4 顶板控制

由于3煤无直接顶，老顶以中细砂岩为主，平均厚17.5m，钻采面采宽1.905m，煤柱宽0.5m，顶板来压及下沉量不明显，故钻采工作面采用不支护方式。正常工作时期，在工作面钻孔钻采完备后，在钻孔口以里0.3m 处支设3棵φ×H =180mm×650mm的优质木点柱，上方戴规格为长×宽×厚=400mm×200mm×40mm的木柱帽(柱帽沿倾斜使用)，并用木栅栏加紧打牢，软底处加穿规格为1500mm×250mm×40mm的大木鞋。木点柱严禁支在浮煤、浮矸上。

随着螺旋钻采煤机不断前移采煤，要随时观测运输巷的围岩变形情况。当巷道压力变大，变形严重时，及时打锚索加强支护，锚索间排距300 mm×300mm，长度6.0m，安设在巷道拱顶，防止冒顶或影响钻采工作。运输巷采用猫网作永久支护。在钻孔口以上或以下0.3m处支设3棵φ×H =180mm×650mm的优质木点柱支护顶板。

5 通风

钻采工作面通风方式是利用2×15kW局部通风机供风。

6 该工艺与传统工艺相比的优点

①在采煤面实现无人操作，安全生产。

②降低伤亡事故和职业病患者。

③可以在螺旋钻具上安装三种不同直径的钻头625mm、725mm、825mm，增加在不同厚度煤层上的采收率。

④实现薄煤层采煤，其中包括从平衡的和保护煤柱上采煤，这样增加采煤量，并降低其在矿藏中的损失。

⑤只采煤不采矸石，采出煤质好。

⑥由于不需要支撑，从而节约了大量的木材。

⑦在相同条件下，与传统工艺相比矿工的工作效率提高一倍以上。

⑧由于留煤柱，代替了支护，降低了采煤成本，由于煤柱的存在，也减少了顺槽等巷道的回收费用。

⑨在顺槽中的设备维护、维修方便，避免了重体力劳动。

⑩人工工效提高，采煤机每班需6人操作，并且大大地减轻了 工人的劳动强度。

7经济效益

以我矿II362钻采面为例:

储量 8.75万吨，井巷工程 600米 (II362运输巷)费用 270万元;

螺旋钻采煤机 1台520万元，辅助设备 136万元;

人工工资/年72万元(2500元/月)，电力消耗/年42万元;

其他消耗/年 100万元 ，计1140万元，预计销售收入 2625万元

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本次研究及试验对象是辽河油田高3624区块的高3-6-021井。通过对高3624区块岩性、裂缝发育特征及其分布走向、储层物性等方面进行细致研究，确定钻孔方位、钻孔数量、钻孔深度、注酸类型和数量、注蒸汽量，观察联作措施后的效果，对效果进行评价。

1 水力喷射钻孔技术介绍

目前，辽河油田水力喷射钻孔技术的工艺原理：连续油管连接铣刀钻具，入井进行套管开窗，然后连续油管连接喷射工具入井进行油层喷孔的工艺，喷嘴为反冲自进设计。喷嘴工作方式为单射流破岩，非水力机械联合破岩方式，其优点是：结构简单、控制简便、成功率高、钻孔长度可达100米。

水力喷射钻孔技术从施工工序上可分为：

（1）自然伽玛校深；（2）陀螺定向；（3）套管开窗；（4）钻水泥环；

（5）油层喷孔。每孔施工时间约为15h，每孔施工周期内，连续油管下井3次，测井1～2次。

2 高3624区块开发现状2.1 高3624砂砾岩油藏介绍

试验油井位于辽河油田高3624区块，高3624区块构造上处于辽河西部凹陷西斜坡北端高升油田莲花油层鼻状构造北端，是一个南、东、西三面受断层夹持的由西南向北东倾没的断鼻构造，高点埋深1600m。构造类型为纯油藏，油层埋深1600～1850m，油层分布主要受砂体分布控制，为一构造岩性油藏。储层岩性以厚层块状砂砾岩为主，夹薄层泥岩。据高3624井最初试油成果，原始地层压力17.5MPa（油中1800m），1750m深度温度56℃。通过观察井测压情况可知，目前地层压力在7MPa以上，试验井附近压力10MPa左右。

2.2 区块开发现状

按开发方式划分，高3624块可分为两个开发阶段：即常规开采和蒸汽吞吐开采阶段，目前全块转为捞油生产。1988年8月～1998年9月，高3624块开始蒸汽吞吐开发，至1998年9月蒸汽吞吐有效期结束，共吞吐23口井、74井次，平均单井吞吐轮次4.9轮，累计注汽22.0693×104t，阶段产油13.9057×104t，阶段产水3.7228×104m3，阶段采出程度1.81%，吞吐油汽比0.63，阶段回采水率16.9%。1998年10月～2005年12月，由于吞吐效果较差，1998年10月后该块不再进行蒸汽吞吐开采，2003年12月全块转为捞油生产。2006年1月～目前，为采取压裂改造和高压注汽提高区块储量动用阶段，开采难度逐年加大，急需改善传统开采方式，提高单井产能。

3 水力喷射钻孔与蒸汽吞吐联作方案

试验井高3-6-021井储层岩性以厚层块状砂砾岩为主，夹薄层泥岩，分析试验井与邻井同产层生产情况，认为试验井目标储层剩余油较多，结合水力喷射钻孔设备参数性能指标，分析在该试验井应用是可行的，决定进行水力喷射钻孔与蒸汽吞吐联作措施工艺试验。利用该技术喷射钻孔的定深、定向、钻深可控的优势来提高微裂缝钻遇率，改善稠油蒸汽吞吐井产层受热环境及渗流条件，扩大产层受热吞吐半径，实现周围死油区稠油得到动用，达到增加原油产量、提高单井产能的措施目的。

3.1 水力喷射钻孔方案3.1.1？钻孔层位

筛选高3624块的某一口油井为试验井，该井位于区块中部，生产层段岩性为砂砾岩。油层物性较好，平均孔隙度21.9%，平均渗透率967×10-3μm2。碳酸岩含量极少。粒度中值为0.44mm，但分选较差，平均分选系数为1.94。为近物源浊流砂体沉积的特征。Ⅴ砂体储层以砂砾岩为主，平均孔隙度为22.69%，平均渗透率1282.65×10-3μm2；Ⅵ砂体储层以砂砾岩为主，平均孔隙度为19.92%；平均渗透率867.92×10-3μm2。

3.1.2？钻孔位置

根据地层倾角、倾向以及油井井斜数据，确定钻孔方位主要沿平行地层等高线方向，这种方法适合油层上下较厚的油层，孔轨迹在同一个油层延伸，同时根据油层厚度和实际钻孔深度进行钻孔方位微调，从该井测井曲线对比综合分析L5+6层位的2#、3#两个层钻孔增产效果会更好。

？3.1.3？钻孔方位

通过分析试验井与邻井同产层生产情况，认为试验井24.6o、221o方位剩余油较多，优选为该试验的钻孔方位。

3.1.4？布孔数量

该井所选2#小层为物性较好的含油层段，单层厚度56.6m，3#小层厚度13.4m，2#小层布孔密度为1孔/7.07m，3#小层布孔密度为1孔/13.4m，设计对2个小层完成9个钻孔，自下而上逐孔实施。

3.1.5？钻孔长度

考虑小层单层厚度较厚，井间距较长，产层无底水，井间距离170m，因此，设计钻孔长度为100m。

3.2 防膨酸化蒸汽吞吐方案3.2.1？防膨方案

粘土稳定剂由有机聚季铵、非离子表面活性剂及无机物复合而成。

（1）按处理半径计算，按照处理半径2.4m计算，药剂浓度1%，施工剂量24.4t。

（2）按注汽量计算

设计注汽量按3000t，防膨剂使用浓度按1%计算，则试验井防膨剂用量为30t。

（3）施工要求：正注粘土防膨剂30t，正替清水10m3，压力控制在20MPa。3.2.2？酸化解堵方案

（1）药剂用量：酸化药剂的主要成分为有机酸、盐酸、氟盐、缓蚀剂和表面活性剂等。酸化目的层为2#：3#小层，井段1651.5-1722.0m，厚度70m/2层。通过酸化，解除近井油层污染，恢复或提高地层渗透率，增加油井产能。设计向井中注入多氢酸解堵处理液185t，正替顶替液10t，排量0.6～1.5m3/min，泵压不得超过20MPa。

3.2.3？注蒸汽方案

预热地面管线10分钟，然后转入正式注汽，以较低参数注一小时，逐步提高注汽参数。采用高压小炉注汽，设计注汽量3000t，油层吸汽能力约7～9 t/h，注汽速度：192 t/ d，注汽强度：27.5t/m。

4 现场试验与效果

4.1 现场试验

5 结论

细致的地质分析、创新的联作思路、缜密的施工设计、科学合理的联作工艺选择是高3-6-21井现场试验成功的基础与保障。

水力喷射钻孔改变了传统射孔完井蒸汽腔的形态，扩大了蒸汽与地层的直接接触面积，扩大了蒸汽腔的波及体积，无论是近井地带还是远井地带均更有效的利用了蒸汽的热能，并且可在一定程度上解决因储层非均质性造成的储层动用不均的困扰。

水力喷射钻孔的成功应用可突破传统意义上的射孔完井方式，有望引起新一轮的完井方式的变革

水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施联作工艺技术可有效解决因近井地带污染与堵塞导致的注汽困难的难题，实现了蒸汽吞吐井间剩余油挖潜以及油井产量的提高，为辽河油田稠油开采提供新模式、新方法。

参考文献

[1] 李根生，沈忠厚.高压水射流理论及其在石油工程中应用研究进展.石油勘探与开发[J].2005，（02）：96-99

[2] 袁建民，赵保忠.超高压射流钻头破岩实验研究[J].石油钻采工艺，2007，（04）：20-22

[3] 孙晓超.水力深穿透水平钻孔技术的研究.大连理工大学硕士学位论文[D]，2005

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论文摘 要：随着海洋石油的大力开发，钻井技术的研究至关重要，本文主要阐述海上钻井发展及现状，我国海上石油钻井装备状况，海洋石油钻井平台技术特点，以及海洋石油钻井平台技术发展分析。

1 海上钻井发展及现状

1.1 海上钻井可及水深方面的发展历程

正规的海上石油工业始于20世纪40年代，此后用了近20年的时间实现了在水深100m的区域钻井并生产油气，又用了20多年达到水深近2000m的海域钻井，而最近几年钻井作业已进入水深3000m的区域。图1显示了海洋钻井可及水深的变化趋势。20世纪70年代以后深水海域的钻井迅速发展起来。在短短的几年内深水的定义发生了很大变化。最初水深超过200m的井就称为深水井;1998年“深水”的界限从200m扩展到300m，第十七届世界石油大会上将深海水域石油勘探开发以水深分为:400m以下水域为常规水深作业，水深400~1500m为深水作业，大于1500m则称为超深水作业;而现在大部分人已将500m作为“深水”的界限。

1.2海上移动式钻井装置世界拥有量变化状况

自20世纪50年代初第一座自升式钻井平台“德朗1号”建立以来，海上移动式钻井装置增长很快，图2显示了海上移动式钻井装置世界拥有量变化趋势。1986年巅峰时海上移动式钻井装置拥有量达到750座左右。1986年世界油价暴跌5成，海洋石油勘探一蹶不振，持续了很长时间，新建的海上移动式钻井装置几乎没有。由于出售流失和改装(钻井平台改装为采油平台)，其数量逐年减少。1996年为567座，其中自升式平台357座，半潜式平台132座，钻井船63座，坐底式平台15座。此后逐渐走出低谷，至2010年，全世界海上可移动钻井装置共有800多座，主要分布在墨西哥湾、西非、北海、拉丁美洲、中东等海域，其中自升式钻井平台510座，半潜式钻井平台280座，钻井船(包括驳船)130艘，钻井装置的使用率在83%左右。目前，海上装置的使用率已达86%。

2我国海洋石油钻井装备产业状况

我国油气开发装备技术在引进、消化、吸收、再创新以及国产化方面取得了长足进步。

2.1建造技术比较成熟海洋石油钻井平台是钻井设备立足海上的基础。从1970年至今，国内共建造移动式钻采平台53座，已经退役7座，在用46座。目前我国在海洋石油装备建造方面技术已经日趋成熟，有国内外多个平台、船体的建造经验，已成为浮式生产储油装置(FPSO)的设计、制造和实际应用大国，在此领域，我国总体技术水平已达到世界先进水平。

2.2部分配套设备性能稳定海洋钻井平台配套设备设计制造技术与陆上钻井装备类似，但在配置、可靠性及自动化程度等方面都比陆上钻井装备要求更苛刻。国内在电驱动钻机、钻井泵及井控设备等研制方面技术比较成熟，可以满足7000m以内海洋石油钻井开发生产需求。宝石机械、南阳二机厂等设备配套厂有着丰富的海洋石油钻井设备制造经验，其产品完全可以满足海洋石油钻井工况的需要。

2.3深海油气开发装备研制进入新阶段目前，我国海洋油气资源的开发仍主要集中在200m水深以内的近海海域，尚不具备超过500m深水作业的能力。随着海洋石油开发技术的进步，深海油气开发已成为海洋石油工业的重要部分。向深水区域推进的主要原因是由于浅水区域能源有限，满足不了能源需求的快速增长需求，另外，随着钻井技术的创新和发展，已经能够在许多恶劣条件下开展深水钻井。虽然我国在深海油气开发方面距世界先进水平还存在较大差距，但我国的深水油气开发技术已经迈出了可喜的一步，为今后走向深海奠定了基础。

3海洋石油钻井平台技术特点

3.1作业范围广且质量要求高

移动式钻井平台(船)不是在固定海域作业，应适应移位、不同海域、不同水深、不同方位的作业。移位、就位、生产作业、风暴自存等复杂作业工况对钻井平台(船)提出很高的质量要求。如半潜式钻井平台工作水深达1 500~3 500 m，而且要适应高海况持续作业、13级风浪时不解脱等高标准要求。

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3.2使用寿命长，可靠性指标高

高可靠性主要体现在:①强度要求高。永久系泊在海上，除了要经受风、浪、流的作用外，还要考虑台风、冰、地震等灾害性环境力的作用;②疲劳寿命要求高。一般要求25~40 a不进坞维修，因此对结构防腐、高应力区结构型式以及焊接工艺等提出了更高要求;③建造工艺要求高。为了保证海洋工程的质量，采用了高强度或特殊钢材(包括Z向钢材、大厚度板材和管材);④生产管理要求高。海洋工程的建造、下水、海上运输、海上安装甚为复杂，生产管理明显地高于常规船舶。

3.3安全要求高

由于海洋石油工程装置所产生的海损事故十分严重，随着海洋油气开发向深海区域发展、海上安全与技术规范条款的变化、海上生产和生活水准的提高等因素变化，对海洋油气开发装备的安全性能要求大大提高，特别是对包括设计与要求、火灾与消防及环保设计等HSE的贯彻执行更加严格。

3.4学科多，技术复杂

海洋石油钻井平台的结构设计与分析涉及了海洋环境、流体动力学、结构力学、土力学、钢结构、船舶技术等多门学科。因此，只有运用当代造船技术、卫星定位与电子计算机技术、现代机电与液压技术、现代环保与防腐蚀技术等先进的综合性科学技术，方能有效解决海洋石油开发在海洋中定位、建立海上固定平台或深海浮动式平台的泊位、浮动状态的海上钻井、完井、油气水分离处理、废水排放和海上油气的储存、输送等一系列难题。

4海洋石油钻井平台技术发展

世界范围内的海洋石油钻井平台发展已有上百年的历史，深海石油钻井平台研发热潮兴起于20世纪80年代末，虽然至今仅有20多年历史，但技术创新层出不穷，海洋油气开发的水深得到突飞猛进的发展。

4.1自升式平台载荷不断增大

自升式平台发展特点和趋势是:采用高强度钢以提高平台可变载荷与平台自重比，提高平台排水量与平台自重比和提高平台工作水深与平台自重比率;增大甲板的可变载荷，甲板空间和作业的安全可靠性，全天候工作能力和较长的自持能力;采用悬臂式钻井和先进的桩腿升降设备、钻井设备和发电设备。

4.2多功能半潜式平台集成能力增强

具有钻井、修井能力和适应多海底井和卫星井的采油需要，具有宽阔的甲板空间，平台上具有油、气、水生产处理装置以及相应的立管系统、动力系统、辅助生产系统及生产控制中心等。

4.3新型技术FPSO成为开发商的首选

海上油田的开发愈来愈多地采用FPSO装置，该装置主要面向大型化、深水及极区发展。FPSO在甲板上密布了各种生产设备和管路，并与井口平台的管线连接，设有特殊的系泊系统、火炬塔等复杂设备，整船技术复杂，价格远远高出同吨位油船。它除了具有很强的抗风浪能力、投资低、见效快、可以转移重复使用等优点外，还具有储油能力大，并可以将采集的油气进行油水气分离，处理含油污水、发电、供热、原油产品的储存和外输等功能，被誉为“海上加工厂”，已成为当今海上石油开发的主流方式。

4.4更大提升能力和钻深能力的钻机将得到研发和使用

由于钻井工作向深水推移，有的需在海底以下5000~6000m或更深的地层打钻，有的为了节约钻采平台的建造安装费用，需以平台为中心进行钻采，将其半径从通常的3000m扩大至4000~5000m，乃至更远，还有的需提升大直径钻杆(168·3mm)、深水大型隔水管和大型深孔管等，因此发展更大提升能力的海洋石油钻机将成为发展趋势。

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1 海上钻井发展及现状

1.1 海上钻井可及水深方面的发展历程

正规的海上石油工业始于20世纪40年代，此后用了近20年的时间实现了在水深100m的区域钻井并生产油气，又用了20多年达到水深近2000m的海域钻井，而最近几年钻井作业已进入水深3000m的区域。图1显示了海洋钻井可及水深的变化趋势。20世纪70年代以后深水海域的钻井迅速发展起来。在短短的几年内深水的定义发生了很大变化。最初水深超过200m的井就称为深水井;1998年“深水”的界限从200m扩展到300m，第十七届世界石油大会上将深海水域石油勘探开发以水深分为:400m以下水域为常规水深作业，水深400~1500m为深水作业，大于1500m则称为超深水作业;而现在大部分人已将500m作为“深水”的界限。

1.2海上移动式钻井装置世界拥有量变化状况

自20世纪50年代初第一座自升式钻井平台“德朗1号”建立以来，海上移动式钻井装置增长很快，图2显示了海上移动式钻井装置世界拥有量变化趋势。1986年巅峰时海上移动式钻井装置拥有量达到750座左右。1986年世界油价暴跌5成，海洋石油勘探一蹶不振，持续了很长时间，新建的海上移动式钻井装置几乎没有。由于出售流失和改装(钻井平台改装为采油平台)，其数量逐年减少。1996年为567座，其中自升式平台357座，半潜式平台132座，钻井船63座，坐底式平台15座。此后逐渐走出低谷，至2010年，全世界海上可移动钻井装置共有800多座，主要分布在墨西哥湾、西非、北海、拉丁美洲、中东等海域，其中自升式钻井平台510座，半潜式钻井平台280座，钻井船(包括驳船)130艘，钻井装置的使用率在83%左右。目前，海上装置的使用率已达86%。

2我国海洋石油钻井装备产业状况

我国油气开发装备技术在引进、消化、吸收、再创新以及国产化方面取得了长足进步。

2.1建造技术比较成熟海洋石油钻井平台是钻井设备立足海上的基础。从1970年至今，国内共建造移动式钻采平台53座，已经退役7座，在用46座。目前我国在海洋石油装备建造方面技术已经日趋成熟，有国内外多个平台、船体的建造经验，已成为浮式生产储油装置(FPSO)的设计、制造和实际应用大国，在此领域，我国总体技术水平已达到世界先进水平。

2.2部分配套设备性能稳定海洋钻井平台配套设备设计制造技术与陆上钻井装备类似，但在配置、可靠性及自动化程度等方面都比陆上钻井装备要求更苛刻。国内在电驱动钻机、钻井泵及井控设备等研制方面技术比较成熟，可以满足7000m以内海洋石油钻井开发生产需求。宝石机械、南阳二机厂等设备配套厂有着丰富的海洋石油钻井设备制造经验，其产品完全可以满足海洋石油钻井工况的需要。

2.3深海油气开发装备研制进入新阶段目前，我国海洋油气资源的开发仍主要集中在200m水深以内的近海海域，尚不具备超过500m深水作业的能力。随着海洋石油开发技术的进步，深海油气开发已成为海洋石油工业的重要部分。向深水区域推进的主要原因是由于浅水区域能源有限，满足不了能源需求的快速增长需求，另外，随着钻井技术的创新和发展，已经能够在许多恶劣条件下开展深水钻井。虽然我国在深海油气开发方面距世界先进水平还存在较大差距，但我国的深水油气开发技术已经迈出了可喜的一步，为今后走向深海奠定了基础。

3海洋石油钻井平台技术特点

3.1作业范围广且质量要求高

移动式钻井平台(船)不是在固定海域作业，应适应移位、不同海域、不同水深、不同方位的作业。移位、就位、生产作业、风暴自存等复杂作业工况对钻井平台(船)提出很高的质量要求。如半潜式钻井平台工作水深达1 500~3 500 m，而且要适应高海况持续作业、13级风浪时不解脱等高标准要求。

3.2使用寿命长，可靠性指标高

高可靠性主要体现在:①强度要求高。永久系泊在海上，除了要经受风、浪、流的作用外，还要考虑台风、冰、地震等灾害性环境力的作用;②疲劳寿命要求高。一般要求25~40 a不进坞维修，因此对结构防腐、高应力区结构型式以及焊接工艺等提出了更高要求;③建造工艺要求高。为了保证海洋工程的质量，采用了高强度或特殊钢材(包括Z向钢材、大厚度板材和管材);④生产管理要求高。海洋工程的建造、下水、海上运输、海上安装甚为复杂，生产管理明显地高于常规船舶。

3.3安全要求高

由于海洋石油工程装置所产生的海损事故十分严重，随着海洋油气开发向深海区域发展、海上安全与技术规范条款的变化、海上生产和生活水准的提高等因素变化，对海洋油气开发装备的安全性能要求大大提高，特别是对包括设计与要求、火灾与消防及环保设计等HSE的贯彻执行更加严格。

3.4学科多，技术复杂

海洋石油钻井平台的结构设计与分析涉及了海洋环境、流体动力学、结构力学、土力学、钢结构、船舶技术等多门学科。因此，只有运用当代造船技术、卫星定位与电子计算机技术、现代机电与液压技术、现代环保与防腐蚀技术等先进的综合性科学技术，方能有效解决海洋石油开发在海洋中定位、建立海上固定平台或深海浮动式平台的泊位、浮动状态的海上钻井、完井、油气水分离处理、废水排放和海上油气的储存、输送等一系列难题。

4海洋石油钻井平台技术发展

世界范围内的海洋石油钻井平台发展已有上百年的历史，深海石油钻井平台研发热潮兴起于20世纪80年代末，虽然至今仅有20多年历史，但技术创新层出不穷，海洋油气开发的水深得到突飞猛进的发展。

4.1自升式平台载荷不断增大

自升式平台发展特点和趋势是:采用高强度钢以提高平台可变载荷与平台自重比，提高平台排水量与平台自重比和提高平台工作水深与平台自重比率;增大甲板的可变载荷，甲板空间和作业的安全可靠性，全天候工作能力和较长的自持能力;采用悬臂式钻井和先进的桩腿升降设备、钻井设备和发电设备。

4.2多功能半潜式平台集成能力增强

具有钻井、修井能力和适应多海底井和卫星井的采油需要，具有宽阔的甲板空间，平台上具有油、气、水生产处理装置以及相应的立管系统、动力系统、辅助生产系统及生产控制中心等。

4.3新型技术FPSO成为开发商的首选

海上油田的开发愈来愈多地采用FPSO装置，该装置主要面向大型化、深水及极区发展。FPSO在甲板上密布了各种生产设备和管路，并与井口平台的管线连接，设有特殊的系泊系统、火炬塔等复杂设备，整船技术复杂，价格远远高出同吨位油船。它除了具有很强的抗风浪能力、投资低、见效快、可以转移重复使用等优点外，还具有储油能力大，并可以将采集的油气进行油水气分离，处理含油污水、发电、供热、原油产品的储存和外输等功能，被誉为“海上加工厂”，已成为当今海上石油开发的主流方式。

4.4更大提升能力和钻深能力的钻机将得到研发和使用

由于钻井工作向深水推移，有的需在海底以下5000~6000m或更深的地层打钻，有的为了节约钻采平台的建造安装费用，需以平台为中心进行钻采，将其半径从通常的3000m扩大至4000~5000m，乃至更远，还有的需提升大直径钻杆(168·3mm)、深水大型隔水管和大型深孔管等，因此发展更大提升能力的海洋石油钻机将成为发展趋势。

篇5

本文选用2006版的《中国学术期刊综合引证报告》中的自然科学期刊中，从《安徽化工》到《钻采工艺》共300种期刊数据为样本数据（见表1,略），研究仿真科技类期刊的影响因子和有关指标之间的非线性映射关系。其中，利用前150种期刊数据作为训练网络的样本数据，后150种期刊数据作为测试网络的样本数据。

 样本输入数据处理

采用三层BP神经网络对期刊的影响因子与有关指标之间的非线性映射关系进行仿真学习，BP网络中输入层、隐含层和输出层的结点数分别为7×10×1激活函数分别采用sigmoid,logsig，学习率η=0.9，学习训练算法采用反向传播(BP)算法。

以刊期、总被引频次、即年指标、载文量、被引半衰期、引用半衰期、他引比、基金论文比、Web即年下载率等为网络的输入，由于各项数据差异较大,所以在作为神经网络输入、输出数据时，采取(X-Xmin)/（Xmax-Xmin）公式对样本数据进行了归一化处理，,处理结果见表1 。

样本输出数据处理：将影响因子作为网络的输出，其数据见表1。

网络建立与仿真

这里建立一个7×10×1的 BP网络，分别利用matlab中的函数NEWFF()、train()、,sim()建立、训练和仿真网络。传递函数分别取tansig和logsig，目标误差为0.0001。150个训练网络的样本系统仿真结果分别见表2（略）和图1，由图可以可见,除个别影响因子较小的样本外,误差高度聚集在0附近,相对误差基本上都在3%以内，150个测试样本仿真结果也比较理想, 由图2可以看出,除个别样本由于影响因子非常小，不大符合整体规律性，其余样本误差基本也是聚拢在0附近,大多数样本相对误差也在5%以内，说明本神经网络具有很好的整体仿真能力，也就是说，该模型能非常有效地仿真影响因子与相关指标之间的非线性关系。

二、用网络进行期刊有关指标对影响因子影响分析案例和结论

为了研究各有关指标对期刊影响因子的影响程度和方向，这里以各指标的平均值为比较基础，采取单因素分析的方法，让一个因素值在平均值上下变化，用网络仿真其输出的影响因子，与平均水平下的影响因子比较观察其影响规律。表3（略）列出了要代入网络进行仿真的输入和输出结果，下面就仿真结果进行分析。

计算表明，当载文量分别增加30%、增加15%、、减少15%、减少30%时的网络仿真影响因子分别为： 0.1410、0.1508、0.1727、0.1848。可见载文量越大影响因子越小，而且影响还是比较大的，过度扩大载文量势必影响载文的质量,并不利于刊物质量的提高；当其它指标保持平均水平不变，基金论文比分别增加30%、增加15%、、减少15%、减少30%时的网络仿真影响因子为：0.1653、0.1635、0.1584、0.1544。可见基金论文比越大影响因子越大，但是影响微弱；当其它指标保持平均水平不变，被引期刊数分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1618、0.1606。可见被引期刊数越大影响因子越大，但影响基本可以忽略，没有什么影响；当其它指标保持平均水平不变，总被引频次分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1721、0.1508。可见总被引频次越大影响因子越大，而且影响非常明显,这是由于影响因子的计算要直接用到总被引频次所致；当其它指标保持平均水平不变，即年指标比分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1648、0.1580。可见即年指标越大影响因子越大，但是影响比较小；当其它指标保持平均水平不变，平均被引半衰期比分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1518、0.1731。可见平均被引半衰期越大影响因子越小，而且影响比较大；当其它指标保持平均水平不变，web即年下载率比分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1663、0.1564。可见web即年下载率越大影响因子越大，但影响不大。

作者单位：陕西科技大学管理学院

参考文献

篇6

随着资源勘探开发的纵深发展，我国深井钻探的数量逐年增加，然而深部钻探所钻遇地层更加复杂多样，因此更易发生井壁不稳定问题。

为了控制井壁失稳，提高钻探效率，必须提高地层的承压能力，影响地层承压能力的因素很多，主要有地层本身性质（内因）和钻井、封堵工艺水平（外因）两个方面的影响。前者包括地层岩性，胶结程度，裂缝发育方式、开度、宽度，地层温度，近井壁岩石水化程度等；后者则包括钻井液性质、种类、封堵剂组成，所使用的封堵工艺以及相应的钻井参数、工艺等。然而，钻探时地层压力本身往往具有不确定性和不可控性，而钻井液的封堵性能则可以根据实际进行调控，所以钻井液的封堵性能往往决定着提高地层承压能力的高低。

1 桥接材料封堵技术

桥接封堵就是通过不同配比将不同形状和级配的惰性材料，混合加入到钻井液中，随着钻进液循环而封堵漏失层的方法。

此种封堵方法较为传统，但实际施工时却得到广泛应用，主要原因在于此种封堵方法不仅可以有效解决井内孔隙和裂缝造成的部分及失返漏失，而且材料具有易买价廉、使用安全、操作方便等优点。

常见桥堵材料根据形状一般分为颗粒状材料、纤维状材料及片状材料三种类型（具体情况见表1），他们级配和浓度应根据井内漏失层性质及严重程度进行合理选择。堵漏时钻井液中添加桥接材料的含量一般为4%～6%，且上述三种材料在施工时常用的混合复配比例为2∶1∶1，并且应尽可能使大于桥堵缝隙尺寸的惰性材料含量不低于5%；此外需要注意的是如果使用过程中常用尺寸的桥接材料堵漏不成功，应根据情况及时换用更大尺寸的颗粒并增大使用比例。

采用桥接封堵的施工方法有两种，即挤压法和循环法。施工前应准确地确定漏层位置，钻具尽量下光钻杆，钻头不带喷嘴（不然应选择合适的桥接材料的尺寸，以避堵塞钻头水眼）；钻具一般应下在漏层的顶部，个别情况可下在漏层中部，严禁下过漏层施工，以防卡钻。施工时要严格按照施工步骤进行。封堵成功后，应立即使用振动筛筛除井浆中的堵漏材料。特别要提出的是，对于在试压过程中出现的井漏，由于漏失井段长、位置不清楚，采用大量桥浆（通常为40～60m3）覆盖整个裸眼井筒的封堵方法，经常可取得成功。

但是，在使用过程中桥接类封堵材料仍然存在以下3点主要问题：

因纤维类封堵材料在井壁无法形成有效低渗阻挡层，故其在微裂缝上搭桥时不具备阻止钻井液侵入和防止井眼失稳的能力；

在渗透地层利用不同尺寸和级配的封堵材料形成泥饼屏蔽层的条件是要具有足够的瞬时滤失。但实际情况是由于井内微裂隙的瞬时滤失过低，致使封堵材料很难形成保护性泥饼；

片状云母类材料使用时通常需要在高浓度快速作用才可以在裂隙处搭桥，发挥封堵作用。但是此种材料在钻井液中浓度的增加会使钻井液循环当量密度也随之增加，导致井底压力进一步提高，最终可能加剧滤失或漏失；

部分桥接材料在使用时因条件限制达不到最好功效，如沥青，其使用时温度必须达到软化点温度以上方可发挥最强封堵作用，但实际施工中绝大多数地层都达不到这个温度。

2 屏蔽暂堵技术

钻井液中起主要暂堵作用的惰性材料称之为屏蔽暂堵剂。屏蔽暂堵技术就是将钻井液中加入屏蔽暂堵剂利用井内钻井液液柱压力与地层液柱压力之间形成的压差压人地层孔喉，并在短时间内形成渗透率接近零的暂堵带技术。

屏蔽暂堵带主要具有以下两方面功能：一是能够有效使地层避免固井水泥浆的污染，二是降低钻井液对地层浸泡时间，降低钻井液污染，进而起到保护作用。

一般来说，暂堵颗粒由起桥堵效的刚性颗粒和起充填作用的粒子及软化粒子组成。在各种处理剂材料中，各种粒度碳酸钙是常用的刚性粒子；沥青、石蜡和油溶性树脂等是常用软化粒子。

引起压差卡钻的主要原因是钻井液在滤失过程中形成的泥饼较厚，泥饼与钻杆的接触面积较大，进而增加了卡钻的概率。但使用低渗透钻井液时，由于其能够在井壁上迅速形成一层低渗透薄膜，相较于传统钻井液而言可以大幅度降低滤失量，所以压差不会传递到地层，从而有效避免了卡钻问题的发生。

（4）防止钻井液漏失

超低渗透钻井液含有气泡和泡沫，这些气泡和泡沫可使过平衡压力降到最低，并且气泡和泡沫可桥塞各种孔径的喉道，阻止钻井液的渗漏，防止地层层理裂隙的扩大和井下复杂情况的发生。

4 结语

桥接材料封堵、屏蔽暂堵以及低渗透成膜封堵是现阶段国内施工实践中主要应用的三种封堵技术手段，其中桥接材料封堵及屏蔽暂堵技术因材料价格低廉、易购买等因素而在实际生产中得到广泛应用，低渗透成膜封堵也因适用地层范围广、封堵性能出色而得到越来越多的研究与关注，发展潜力巨大。所以在施工生产中我们应结合施工实际对封堵剂进行综合考量和使用，争取达到经济效益最大化。

参考文献

[1] 张洪利，郭艳，王志龙.国内钻井堵漏材料现状[J].特种油气藏，2004，11（2）：1-2

[2] 黄进军，罗平亚，李家学，等.提高地层承压能力技术[J].钻井液与完井液，2009，26（2）：69

[3] 申威.我国钻井用堵漏材料发展状况[J].钻采工艺，1997，20（1）：57

[4] 薛玉志.超低渗透钻井液作用机理及其应用研究[D].博士学位论文.山东：中国石油大学（华东），2008

篇7

摩阻分析对水平井施工具有重要的影响，尤其对于大斜度井而言，因其具有长水平段、大井斜角等特点，摩阻的预测和控制是成功地完成大斜度井修井的关键和难点所在。准确计算套管柱的轴向载荷,以便进行套管柱强度设计与校核。事实上，在整个钻进、完井及修井过程中，管柱的摩阻研究都很重要，它对井眼设计，包括钻井设备选择、轨道形式与参数、钻柱设计、管柱下入，施工过程中轨道控制和井下作业等阶段都具有指导意义。

在水平井及大斜度井中，由于管柱自重及井眼弯曲等多种因素的作用，导致了较大的摩阻力。管柱的摩阻计算虽是整个磨铣打捞管柱力学分析的一小部分，但提高其摩阻计算精度仍是完成井下作业修井工作的一个重点，这主要是因为:①精确计算出摩阻，可以预侧套管柱下入的难度，以便选择合理套管柱组合和正确的下入方法，或考虑是否需采用特殊工具;②能够准确计算套管柱的轴向载荷,以便进行套管柱强度设计与校核。

1.大斜度井三维摩阻扭矩模型

国内外学者对摩阻扭矩进行了大量的研究工作,分别建立了软绳模型和刚杆模型。两种模型各有自己的优点和适用范围，软绳模型忽略了钻柱刚度及稳定器的影响，在曲率不大的光滑井眼条件下，用来计算由刚度较小的常规钻杆组成的钻柱段的摩阻扭矩能够给出足够的精度。因此，现在有的商业软件仍在采用，但应用在井眼曲率变化较大或钻柱刚性较大的单元，会产生明显的误差；刚杆模型

在曲率较大的井眼或由刚度较大的加重钻杆组成的钻柱段条件下，其计算结果具有更高的精度，但用于曲率较小刚度较小的平滑井眼中，计算结果收敛困难，对测点数据敏感，解的稳定性较差。

1.1大斜度井三维摩阻扭矩分析刚杆模型

建立如图1所示的坐标系。N轴、E轴、H轴分别指向地理北向、地理东向、重力方向,它们相互垂直,组成固定坐标系。、、分别是井眼轴线的切线方向、主法线方向、副法线方向的单位矢量，它们相互垂直，组成自然坐标系。

图1 三维摩阻分析的坐标系图

在钻柱上取一单元段ds,通过力学分析,可得下面方程组:

其中：

式中：T为轴向拉力;为弯矩；为扭矩；EI为抗弯刚度;q为钻柱单位长度有效重量;分别为管柱在井眼内的轴向和周向摩阻系数;为管柱外径;N为钻柱单位长度所受的横向支承力;分别为钻柱变形线的曲率和挠率。

将由方程(1)~(4)组成的微分方程组进行有限差分变换，考虑钻柱不同工作状态下的边界条件，可以应用数值方法对所得到的方程组求解。从而可以得到钻柱的轴力及横向支撑力沿钻柱长度的分布规律，进而可以求得地面大钩拉力及转盘扭矩。

1.2大斜度井三维摩阻扭矩分析软绳模型

如果钻柱刚度较小，井眼不出现严重狗腿度，则井眼曲率和管柱刚度对其受力的影响较小，在分析计算中采用软绳模型将会得到精度足够的解，这时，式(1)~(4)变为：

应用同样的方法可以算出采用软件杆模型时钻柱的轴力及横向支撑力沿钻柱长度的分布规律，并进而求得地面大钩拉力及转盘扭矩。

2摩阻分析模型的建立与分析

2.1水平井段

由于实际水平井水平段井眼并不是绝对水平的，可以按斜直井眼进行分析，总正压力，为井斜角, 为单位长度管柱浮重，该段管柱摩阻力为：

图2 水平井段管柱受力分析

而轴力增量为：

式中，起升管柱时，取“+”号；下放管柱时取“-”号

则轴向载荷：

2.2垂直井段部分

可认为垂直井段磨铣打捞管柱无接触摩阻，而只受浮重作用，这时计算井段管柱摩阻力为零，轴力增量为管柱浮重，即

2.3弯曲井段

在大斜度井中,若忽略动态因素,则管柱受到轴向拉力、径向挤压力、浮力及摩擦阻力等外部作用力的影响。建立如下假设：①.井眼尺寸不随时间而变化。②.不考虑转动和振动的影响。③.管柱与井壁连续接触,并且弯矩、剪力、接触力连续分布。④.管柱在下入过程中与井眼内壁为滑动摩擦。⑤.将整个管柱简化为连续梁。

取管柱一微元段进行受力分析

管柱受到的力分别为：考虑泥浆浮力后的重力G，摩擦阻力，与井壁接触力F，轴向力，当管柱下入到落鱼处，其轴向拉力为零。

坐标系中，轴沿井眼轴线切线方向，轴垂直于井眼轴线切线方向，轴采用右手坐标系法确定。图3取管柱一微元段进行受力分析

由梁中性层的曲率与弯矩关系:

曲率

可以得到此微元中x、y、z方向的弯矩方程:

最后可得到接触力F

已假设管柱与井壁为滑动摩擦，

-摩擦因素

最终可以得到轴向力:

上式中，摩擦系数是一个非常重要的参数，它的变化将会引起套管轴向力的变化，也会影响管柱是否能顺利下入，因此正确合理的确定摩擦系数是摩阻分析中的一个重要内容,考虑到管柱主要是在套管内工作，摩擦为钢与钢之间的摩擦，所以摩擦系数取0.25，起钻柱取“+”，下钻柱取“-”。

3.结束语

摩阻的综合计算是确定大斜度井作业管柱最大下入深度的关键因素,可较准确地预测和分析大斜度井作业管柱在三维井眼中的摩阻,研究大斜度井作业管柱在下入井底以后是否会发生强度破坏,对保证大斜度井作业管柱作业的成功率有重要的指导意义。

参考文献

[1]宋玉玲,董丽娟,李占武.国外大位移井钻井技术发展现状[J].钻采工艺,1998,21(5):4-8.

[2]韩志勇.井眼内钻柱摩阻的三维和两组模型的研究[J].石油大学学报,1993,17(增刊):44-49.

[3]龚伟安.定向井中采用曲线井眼轴线的理论研究[J].石油钻采工艺,1986,8(4):1-12.

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论文摘 要:天然气开采技术是石油工程专业、油气田开发工程学科一门重要和新兴的综合课程，通过丰富教学内容，改革教学方法，综合利用各种教学手段，理论结合实践，激发学生的学习兴趣，提高课程教学效果，为石油工业提供基础理论扎实、具有实践创新能力的专业人才。

近些年来，全球对更清洁能源天然气的需求增长强劲，天然气产业也因之发展迅猛[1～2]。当前我国经济发展处于关键阶段，经济结构优化对能源结构优化的要求十分迫切，天然气作为清洁能源，在今后中国能源消费中的地位将日益重要。我国的天然气消费长期以来一直维持在较低水平，提高天然气消费比例，加快发展天然气产业是今后能源结构调整的重要任务。我国天然气勘探开发理论和技术与国际先进水平有较大的差距[3～4]。我们需要进一步发展中国天然气地质理论，加快建立和发展适合中国地质特征的天然气勘探开发核心技术和技术系列。这对中国能源战略的安全及多样性发展具有重要意义。

1 天然气开采技术课程内容简介

天然气开采技术课程以油层物理、渗流力学等专业基础课为先修课的专业课。主要介绍天然气开采涉及的基本理论及其工艺技术。课程内容包括天然气的基本性质、烃类流体相态、气井产能分析及设计、气藏动态分析、排水采气、天然气水合物形成机理及其预防等内容，地质是基础，渗流力学是开发的理论基础，气藏数值模拟是必不可少的手段，优选的钻采工艺和地面建设工程技术是关键，目的是使学生掌握石油工程领域中广泛应用的工艺技术及其基本原理，从而为学生学习后续专业选修课及未来从事石油工程的设计计算、应用研究及工程管理提供必备的专业知识。

2 丰富教学内容，提高讲课趣味性

由于天然气产业的迅猛发展，以及世界范围内对天然气的需求不断增加，使得天然气开采技术也处于一种不断更新的状态，传统教材的内容常常落后于现场实际应用技术，为了让学生紧跟科技发展的脚步，能够培养适合当前石油行业需求的专业技术人才，教师应不断更新专业前沿的最新技术知识，不断丰富教学的内容，通过展示国际最新发展动态激发学生的好奇心，通过介绍新技术新方法的应用提高学生的学习兴趣，进而提高教学效果。

3 改革教学方法，提高学生综合能力

天然气开采技术课程涉及的先修课程较多，一般放在大四讲授，传统的讲授法通常是满堂灌的填鸭式，学生很难适应，所以教师首先应该坚持启发式教学，控制课堂节奏，把握教学重点，培养学生自主创新的能力。其次，在谈话法中多利用互动式教学，加强师生的沟通和交流，锻炼学生自我表达能力。最后，在讨论法中，采用案例式教学，设计新颖实际的例子对学生进行分组讨论，加强学生的实践应用能力。另外，还可以通过读书指导法，要求学生读期刊杂志写读书报告提高其自学和总结能力。 　4 综合利用各种教学手段，提高教学效果

随着现代科技的飞速发展，当今教学手段呈现出多元化的趋势[5]。粉笔、黑板等传统教学手段具有灵活性强、可塑性大、师生互动效果好等优点。现代教学技术以其容量大、速度快、内容丰富多彩而在很多学科的教学色鲜明。教师应根据天然气开采技术课程的特点，将传统和现代教学手段有机结合在一起。天然气开采技术课程理论性较强，涉及诸多先修课程，同时实用性很大，在现场中实例颇多。教师一方面要坚持传统教学手段，侧重讲解天然气开采技术的原理和方法，另一方面要合理使用多媒体[6]，将文本、声音、图像、动画及视频投影在屏幕上，通过声、光、电的完美结合，用生动的形象、真实的画面、优美动人的语言和音乐来丰富学生的记忆效果，从而实现教学目标，达到教学目的，增强学生学习的兴趣，提高教学效果。

5 理论结合实践，推进素质教育

天然气开采技术是一门实践性很强的工科专业课，该课程除了要求学生掌握牢固的专业理论知识外，还要具备一定的实践经验和较强的动手能力。教师要结合课程理论设计切实可行的实验，提高学生的动手能力，通过到现场参观实习，增长学生见识，培养学生实践能力，利用课程设计增强学生的分析问题及解决问题的实际能力。理论与实践相结合，学生充分发挥主动性和创造性，刺激学生的学习兴趣，提高教学的效果，为学生将来工作打下良好的基础。

6 结语

天然气作为一种清洁优质的能源，在我国改善能源结构，以及中国石油大力推动低碳经济发展的过程中，获得了前所未有的大发展。科技创新是促进中国天然气勘探开发的重要推动力。天然气开采技术课程的教学改革需要教师在提高教学效果的前提下，依据实际生产和科研需求对教学内容、方法和手段进行改革，提高学生的理论素质和创新能力，为我国天然气工业的发展培养复合型人才。

参考文献

[1] 王维标.天然气及LNG工业的行业现状及展望[J].通用机械，2009(4):42，44～45.

[2] 李泓平.天然气资源评价[J].中外科技情报，2007(22):35.

[3] 徐枞巍.为天然气大发展助力[J].气体分离，2009(4):19～20.

篇9

对于高分子量聚合物的性能检测,首先要搞清楚该高聚物的简单聚合工艺以及所带的各种基团。这将有利于检测工作的顺利进行。

1.1 阳离子化试剂的选择

采用不同的聚合工艺,引入不同的官能团,可得到具有不同分子量和不同电荷密度的产品。本实验采用的是水溶液自由基共聚合工艺,因此涉及到阳离子化试剂的选择。目前可供选择的阳离子化试剂大多为带有季铵基团的物质,其中3―氯―2―羟丙基三甲基氯化铵[1]、(甲基)丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(简称DMC)[2]及二甲基二烯丙基氯化铵(简称DMDAAC)等是近几年研究较多的几种阳离子化试剂。

本实验中选用DMC作为阳离子单体。

1.2 性能检测方法[3]

本实验合成高聚物的电荷密度采用胶体滴定法测定。胶体滴定技术是由日本学者寺山宏于1948年发明,以后经多方研究和开发,使之成为适应广泛pH值范围的最简单的高分子电解质的定量方法。胶体滴定是一种测定水溶液中带电聚合电解质的滴定方法。

1.2.1 胶体滴定原理

胶体滴定基于带正电与带负电的聚合电解质之间可发生反应,聚合电解质由于带电荷而在水溶液中保持稳定,如果它们的电荷被带相反电荷的聚合电解质所中和,聚合电解质就会趋于相互结合,并最终生成沉淀。所以,把一种阳离子聚合电解质的溶液加入到另一种阴离子聚合电解质的溶液中时,反应将以电荷一一化学计量进行。

实验中,胶体滴定通常是用标准阳离子或阴离子的聚合物滴定样品,这些聚合物含有与样品带相反电荷的物质进行反应,形成一对一的电荷复合体,使用终点指示剂或相关仪器来判定滴定终点。终点时添加的滴定电荷的量正好等于样品中电荷相反的溶解电荷的量。

1.2.3 AC流动电流的测定

流动电流的测定是在一个细小的狭缝中进行的,将水溶液样品装入测量池,在范德华力的作用下,高分子胶体状的溶解电荷载体优先吸附在测试室和活塞的表面,而“反离子”(胶体表面聚集的相反电荷离子)保持相对自由。这样可以利用振荡活塞迫使样品液来回通过细小狭缝,产生剧烈的水流。水流带走了自由的“反离子”,使之脱离胶体物质,这样“反离子”在内置电极上便产生了流动电流。

使用AC流动电流法来确定胶体滴定的终点,一个最重要的问题就是需要绝对的清洁,否则结果是不可靠的,这是该方法中误差最大的根源。

2 实验部分

2.1 实验原料及药品

聚乙烯醇硫酸钾(PVSK):国产

聚二烯丙基二甲基氯化铵(PDADMAC):德国Mütek公司生产

2.2 实验过程

2.2.1 NMR、FT-IR用待测样品的处理

将以水溶液形式存在的聚丙烯酰胺样品,反复用丙酮洗涤,去除溶液中的杂质。最后在常温下晾干,待测。

2.2.2 胶体滴定用待测样品的处理

将以水溶液形式存在的聚丙烯酰胺样品,用容量瓶稀释至所需要的浓度,每次用移液管移取10ml于PCD的塑料测量池内,用标准滴定液测量。

2.3 实验分析方法

2.3.1 CPAM的结构分析:

采用核磁共振技术。

2.3.2 CPAM的电荷密度或阳离子化度的测定:

电荷密度的计算按下式进行:电荷密度(meq/g)=

式中:

C-PVSK标准溶液的电荷密度,meq/ml;

V-消耗PVSK溶液的体积,ml;

m-10ml待测聚合电解质溶液所含样品量,g。

阳离子化度按下式计算行:

式中:

N-PVSK溶液的浓度,mol/l;

V-样品消耗的PVSK溶液的体积,ml;

A-样品中丙烯酰胺单体的摩尔数,mol;

B-样品中阳离子单体的摩尔数,mol。

3 结果与讨论

3.1 高分子量阳离子聚丙烯酰胺的核磁共振谱图分析

174.989ppm峰表征AM单体中酰胺基上的碳,254.552ppm、92.185ppm和62.570ppm峰分别表征DMC单体中酯基(O-C=O)上的碳、O-CH2基上的碳和CH2-N+基上的碳。利用粗略估算法,可以知道174.989ppm和254.552ppm的峰面积之比与实验的理论值2.33基本一致。从以上这些信息也可以说明该聚合方法是成功的。

3.2 对共聚法合成的高分子量CPAM阳离子化度(或电荷密度)的考察

3.2.1 高分子量CPAM阳离子化度的测定

采用胶体滴定法测定的CPAM的阳离子化度和合成时的理论值相差很小。关于测定CPAM的电荷密度,对比文献[4]中介绍的硝酸银滴定氯离子的方法,胶体滴定法操作简单、快速、而且适用测定的pH值范围很广;而硝酸银滴定氯离子的方法步骤繁琐,pH适用范围窄。

3.2.2 pH值对高分子量CPAM电荷密度的影响

pH值对自制的CPAM的电荷密度影响很大。随着pH值的增加,自制CPAM的电荷密度逐渐减少,尤其是在pH值大于7的碱性范围内。虽然共聚的季铵型CPAM电荷密度随pH值的增加逐渐减少,但即使pH值为9时,仍保持其一定的正电性。

4 结论

4.1 运用核磁共振技术,对高分子量阳离子聚丙烯酰胺的结构进行检测。均表征其相关基团的存在,而且单体间的比例基本与理论上的一致。

4.2 胶体滴定法操作简单、快速、准确性高、成本低,适用广泛pH范围测定聚合电解质的电荷密度。

4.3 采用胶体滴定法测定的CPAM的阳离子化度和合成时的理论值相差很小,说明采用共聚的方法合成CPAM是可行的。

4.4 CPAM以溶液形式存放时,其电荷密度随放置时间的延长逐渐下降。PH值对CPAM的电荷密度影响也很大,随着pH值的增加,CPAM的电荷密度逐渐减少,尤其是在pH值大于7的碱性范围内。

参考文献:

[1] 金树人,贺均林,彭民伟等. 季铵型阳离子醚化剂CHPTA合成与应用. 造纸化学品,2001,(2):36

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前 言

由于水平井在增大泄油面积、提高采收率等方面较直井具有诸多的优点，已被广泛应用于开发低渗油气藏、薄层油气藏、复杂断块油气藏和稠油油藏。论文大全，塔河一区三叠系下油组。而水平井开发油藏储层建模技术的目标之一，就是建立能真实反映储层非均质性的地质模型。

本文以塔河一区三叠系下油组水平井为例，在建模过程中，结合油藏构造、沉积和测井物性解释等资料和储层非均质性等特征，通过设置断块网格数的方式，对水平方向的参数采用不同的插值方法，使建立的三维模型既能更精确的刻画储层非均质性，又能适当减少网格单元密度，控制计算量。

1、塔河一区三叠系下油组基本地质特征

1.1 构造特征

图1 塔河一区三叠系下油组构造顶面图

塔河一区三叠系下油组位于塔里木盆地塔东北坳陷区沙雅隆起阿克库勒凸起南部，是艾协克南—桑塔木盐边构造带上的一个局部构造。塔河一区三叠系下油组构造为一长轴近SW-NE向的低幅背斜，构造南北两翼近于对称，南翼相对较陡，整个构造的平面形态为棒槌状（西部宽缓，东部逐渐变窄）（图1）。背斜长轴8km，短轴2.5km，长短轴之比为3.2，闭合面积为15.61km2，闭合高度可以达到37m。

1.2 储层基本特征

塔河一区三叠系下油组孔隙度主要分布在18%～25.5%之间，平均22.06%；渗透率主要集中在18×10-3μm2～5245×10-3μm2之间，平均899×10-3μm2；属中孔、高渗储层。

塔河一区三叠系下油组大部分井都打在了1小层，1小层平面上孔隙度的分布以西面和中部TK107H、TK117H、TK120H三口井周围及其水平段上孔隙度较高；而S29-S41井沿线以北孔隙度小于18%，TK110H井周围孔隙度小于16%，属于低孔隙度发育区。

塔河一区三叠系下油组1小层渗透率的变化特征总体趋势与孔隙度相似，但所不同的是渗透率值的变化差异较大，低值区和高值区可以相差数百。渗透率在TK109H、TK121H、TK118H井点上及其水平段上渗透率达到400～1000×10-3um2，而在东面、北面以及TK102井附近渗透率小于100×10-3um2，属于相对低渗区。论文大全，塔河一区三叠系下油组。因此对比孔隙度和渗透率的变化可以发现渗透率平面差异性较孔隙度大。

2、塔河一区三叠系下油组构造模型的建立

构造模型由断层模型和层面模型组成。本次油藏的断层模型是根据“断层线→断层组→断层网→断层模型”的流程建立的，而层面模型是在矢量化修编的砂体顶面总体构造特征的基础上，通过井点处测井分层数据加以控制，采用井间普通确定性克里金插值建立的（图2）。

图2塔河一区三叠系下油组构造模型

3、塔河一区三叠系下油组属性模型的建立

常规建模方法主要应用于直井。目前应用Petrel软件的建模方法一般是在平面生成顶部、中部、底部三个骨架，建立边界圈闭、断层方向和趋势线来控制网格单元，设置网格单元的密度，最后对中部骨架进行网格化并外推到其余两个骨架。论文大全，塔河一区三叠系下油组。其优点是基于断层建立，添加新的层位和分层数据之后更新模型很快。论文大全，塔河一区三叠系下油组。但是该方法仅仅来源于表面的断层信息而不是基于“面”的概念，网格基于平均插值的计算，网格单元密度是自行设置的固定值，显然不适用于水平井生产层段受平面非均质性影响较大时的建模。

本次研究中，通过设置断块网格数的方式，对水平方向的参数采用不同的插值方法，即在储层非均质性较强区域，适当提高该区网格数，而在储层非均质性较弱区域，设置较低的网格数，使建立的三维模型既能更精确的刻画储层非均质性，又能适当减少网格单元密度，控制计算量。

3.1 属性参数概念模型的建立

选取了TK106、TK107共2口水平井，根据渗透率、孔隙度、突进系数、变异系数的叠合（图3），设置了不同密度的断块分级，建立一个水平井概念模型（图4、图5）。图4中看到平面网格在左、中、右位置的单元数不同。

图3概念模型物性叠合分布图

图4概念模型网格单元示意图 图5 概念模型的构造模型

概念模型的孔隙度和渗透率属性模型见图6、图7。

图6孔隙度概念模型 图7 渗透率概念模型

通过与物性平面图对比，可以证明对水平井生产层段分断块划分，能够有效利用水平段上测井数据对周边范围的精确控制，以此建立的属性参数模型能够最大程度模拟储层非均质性，更加逼近储层真实属性。论文大全，塔河一区三叠系下油组。

3.2 油藏属性参数模型的建立

结合油藏构造、沉积和测井物性解释等资料和储层非均质性等特征，通过设置断块网格数的方式，对水平方向的参数采用不同的插值方法，选用地质统计学中适用于连续变量模拟的序贯高斯模拟算法，采用随机过程的相控建模技术模拟得到了塔河一区三叠系下油组属性参数分布模型（图8、图9）。论文大全，塔河一区三叠系下油组。

图8 塔河一区三叠系下油组孔隙度三维模型

图9 塔河一区三叠系下油组渗透率三维模型

4、结论

本文以塔河一区三叠系下油组水平井为例，在建模过程中，充分考虑油藏构造、沉积和测井物性解释等资料和储层非均质性等特征，通过设置断块网格数的方式，对水平方向的参数采用不同的插值方法，使建立的三维模型能够最大程度模拟储层非均质性，更加逼近储层真实属性。

参考文献

[1]尹国栋，聂涛，范志国，等．塔河油田三叠系水平井优质快速钻井技术[J]．新疆石油科技．2006，16（2）：10-12．

[2]闫文新，李桂卿，毛欠儒，塔里木盆地油气开发中水平井的应用与展望，新疆地质，2001，19(2）：157-158．

[3]余晓华，雷燕.油田开发后期储层建模技术应用[J].内蒙古石油化工.2008(4)：16-19.

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关键词： 优势专业；人才培养；专业建设；产学研

Key words: dominant specialty；talent training；specialty construction；production-study-research

中图分类号：G642.302 文献标识码：A文章编号：1006-4311（2012）09-0208-02

0引言

在国家机械设计制造及其自动化专业指导委员会及我校总体办学指导思想和人才培养思路的指导下，机械设计制造及其自动化专业是以机械工程为主导，以工程力学为基础，以设计为前提，以工艺为核心构成了制造技术的全部内容，注重机电结合。注重以人才培养为中心，以本科教育为主体，以学科发展为依托，以教育思想和观念的更新为先导，以教学管理体制改革为基础，以市场为导向开展专业建设，使专业建设与市场需求、地方经济发展紧密结合[1]，为振兴东北老工业基地，为石油、石化、机电行业输送高级技术应用型人才这一主题来开展专业建设和人才培养工作。专业以“宽专业、厚基础、强能力、高素质”为人才培养目标，突出办学优势，同时又具有石油石化特色，注重产学研相结合，加强素质教育，全面培养和造就基础扎实、有创新精神和实践能力的高级工程技术机电复合型应用型人才。

1人才培养方案的制定

人才培养目标是通过人才培养方案和具体教学计划实施的[2]。培养方案的制订以发展办学特色，注重产学研相结合，全面培养和造就基础扎实、具有创新精神的高级工程技术人才为目标[3]。专业培养方案特色和优势是建立在机械工程学科特色和优势的基础上，依靠学科特色和优势建立专业的特色，并具有了石油石化特色的宽专业、厚基础、复合型人才培养体系，同时注意教学、生产和科研相结合，为振兴东北老工业基地和区域经济发展而服务。本学科有实力雄厚的机、电、气、液、磁传动与控制技术的人才，致力于新型传动与控制的设计。机械设计突破了传统的机床设计范畴，学生在掌握了常规与现代设计理论与方法的基础上，注重知识的运用，学生既可从事制造装备的设计制造，又能适应石油石化行业的需求，从事石油机械、化工设备的设计制造，使专业发展道路拓宽。从学生的毕业设计可见，有机床传动系统设计、抽油机设计、换热器及石油储罐设计，又有输油泵设计、压力容器的制造工艺等。在培养计划中明确指出了大学本科培养方案实施的时间年限为四年制，高职专升本为两年制。培养方案对课程设置、教学进程和实践安排都做了详细说明，经过多年在各教学环节中的执行并随着社会需求的变化不断调整和修订，培养方案已得到逐步充实和完善。

2培养方案的实施

专业培养方案注重机电结合，突出石油石化机械与设备产品设计的特色，以适应石化行业和机电行业对机电复合型人才的广泛需求，立足东北、面向全国石油石化行业，充分发挥专业的人才优势和科技优势，积极主动为振兴东北老工业基地经济建设和社会发展服务。为了适应“重基础，宽口径”的人才培养要求，在学习过程中，强化工程基础课，使学生掌握扎实的基础理论和系统专业知识的同时，还加强了对基本操作技能的训练，分别在校内实习工厂和典型生产企业进行金工、机械制造工艺学、数控加工技术等生产实习。

面向石油、石化机械产品与设备的设计及制造专业培养具备机械制造基础知识与应用能力，能在生产第一线从事机械工程领域内的机械设计、制造、管理、科技开发、应用研究和经营销售等方面工作的高级工程技术人才。在掌握机械工程领域相关技术的基础上，强调以现代设计、现代制造、计算机应用为核心，通识教育，厚基础，宽口径，分类培养的教学管理模式，以油气钻采及输运机械设计和石油产品造型设计为特色，服务于石油、石化的机械产品和设备。

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中图分类号：P618文献标识码： A

当前我国薄煤层开采技术现状

薄煤层的定义

薄煤层是指地下开采时厚度1.3m以下的煤层；露天开采时厚度3.5m以下的煤层。我国薄煤层资源丰富，分布面广，而且煤质好。据统计，全国薄煤层的储量占全部可采储量的20％，在近80个矿区中的400多个矿井中就有750多层为薄煤层。其中，厚度在0.8-1.3 米的共占86.02%，小于0.8米的占13.98%，0.8-1.3米的缓倾斜煤层占73.4%，开采条件相对较好。一些地区薄煤层储量比重很大。贵州省占37.2%，山东省占43.9%，四川省占51.8%。尽管有较好的储存条件，但由于受 “工人劳动强度大、采煤机械化程度低、安全系数低、工作面单产和效率低、掘进率高、开采成本高”影响，每年从薄煤层中采出的煤量仅占全国总储量的10.4%，而且还有继续下降的趋势，产量与储量的比例严重失调，造成国家资源的浪费，矿井服务年限缩短。

现行薄煤层开采技术

2.1 用刨煤机开采薄煤层

刨煤机采煤自20世纪40年代在德国问世以来,很快就得到推广和发展,成为薄煤层采煤机械化的强大支柱。原欧洲的主要产煤国德国、俄罗斯、法国等,使用刨煤机开采的煤炭产量占总产量的50%以上,刨煤机的日产量可达到5000t以上。

刨煤机的主要优点:

①能实现极薄煤层的综合机械化开采,便于实现开采过程中的自动化;

②采煤过程连续进行,工作时间利用率高;

③采出的块煤率高,工作面煤尘量少;

④结构简单,维护方便。

2000年铁法小青矿采取国内配套的方式引进一套德国DBT公司全自动化刨煤机系统,生到2002年产煤炭106万t,最高日产量6480t,小青矿全自动化刨煤机开采技术的成功极大地提高了国内煤炭行业使用刨煤机的积极性。近年来，国外刨煤机技术又有了较大的发展。

2.2 滚筒采煤机开采薄煤层

现在使用的滚筒式采煤机是传统的采煤设备,其应用十分广泛,发展速度也比较快。随着缓倾斜中厚煤层至厚煤层综合机械化成套技术的逐渐成熟,“三软”和大倾角煤层等困难条件下综采配套技术也得到了应用。以电牵引、故障自动诊断、支架电液控制等为核心的技术也应用到了滚筒式薄煤层综合机械化设备上,这种采煤技术也正趋于成熟。薄煤层综合机械化采煤经过多年的试验,已经取得了显著的开采效果。

滚筒采煤机由于适应性强、效率高、便于实现综合机械化作业,因而发展迅速。它的整体结构、性能参数、适应能力、可靠性等诸方面,都有了较大创新和提高。薄煤层滚筒采煤机是在中厚煤层滚筒采煤机的基础上发展起来的,它也具有许多优点:

①积木式无底托架结构、液压螺母紧固、多台截割电动机横向布置、抽屉式部件安装等技术的应用,使得薄煤层滚筒采煤机结构更加简单,安装更为轻便;

②整体结构和传动方式的改进,使得滚筒采煤机的机身变得更窄、更低;

③采煤机功率的不断加大,以及电气调速行走和远程无线控制技术的应用,使得薄煤层滚筒式采煤机更能适应较复杂的开采地质条件;

④薄煤层采煤机比较适合小型煤矿的综合机械化开采。

2.3无人工作面采煤技术

无人采煤或无人开采是指工人不长时间在工作面跟机操作，而是在巷道或其它地点控制或操纵工作面机械，完成采煤、装煤、运煤、顶板管理及采空区处理等工序的一种采煤方法。60年代我国在江西、徐州、广东等地试验过煤锯采煤，原始的无人采煤。由于设备可靠性差，顶板管理问题没有解决，仃止了。无人开采目前主要适用于薄煤层中，重点解决工人的劳动环境问题，采煤方法是回采巷道布置和回采工艺的组合，分类应考虑各种因素在内，包括落煤、运煤、支护、矿压控制，工作面推进方向，开采方式和有无改变煤的聚集状等，这样比较全面。

2.4螺旋钻机采煤法

螺旋钻采煤机适用于煤厚0.45～1.5m，倾角在15°以下的煤层.新汶引进了两台薄煤层螺旋钻采煤机，分别在潘西和南冶煤矿进行了采煤工艺试验,获得成功.在引进使用的同时,对螺旋钻机设备进行了7项技术改进,以便适应我国各种地质条件下薄煤层开采

2.5连续采煤机巷柱式采煤法

连续采煤机巷柱式采煤法主要具有以下特点：

（1）采掘合一

（2）设备少、投资省

（3）机动灵活

（4）机械化程度高

我国引进多套薄煤层连续采煤机设备，先后有大同四台矿、鸡西小恒山矿、河南大峪沟煤矿等处使用，但使用效果并不理想，主要是对设备性能没有很好掌握。

薄煤层采煤技术未来发展趋势

发达国家薄煤层开采技术发展水平

国外发达国家的薄煤层开采机械化程度比较高，在采煤工作面配套设备中液压支架、刨煤机、滚筒采煤机、刮板运输机在设计方法和结构上有了重大发展。总趋势是：

1、采煤机采用了多电机电牵引技术，并且向大牵引速度、大功率、高电压、大截深发展。有的实现了滚筒自动导向。

2、液压支架应用了电液控制技术，使支架的动作自动连续进行，移架速度大大提高，配合采煤机的煤岩识别系统运输机的故障诊断和自动运行监测系统等先进技术。实现了工作面的智能自动化生产。

3、刮板运输机实现了大功率、高速度、高可靠性。

薄煤层工作面综采三机配套设备的发展，使薄煤层生产能力、工效都接近中厚煤层水平，实现了高产高效。

2、国内薄煤层开采技术发展水平

我国厚煤层及中厚煤层开采已经基本实现了机械化，逐渐向自动化方向发展。据了解，对薄煤层开采，相当一部分矿区还在采用传统的炮采，或者开采工艺的机械化程度较低，工作面产量小效益差，工人劳动强度大，安全也没有保障。

随着国家及煤炭企业对薄煤层开采重视程度的提高，我国薄煤层机械化开采技术与装备开始快速发展。2013年6月15日，宁夏回族自治区科技支撑计划项目“薄煤层采煤机截割用高压隔爆电动机研制”通过了专家验收。专家认为，该项目自主研制出了我国首台高压大功率薄煤层采煤机截割电动机，首创了两种无外水套薄煤层采煤机水冷截割电动机，填补了国内空白，产品主要指标达到国内领先水平,无外水套薄煤层采煤机水冷截割电动机研制水平达到了国际先进。

未来薄煤层开采技术发展趋势

薄煤层比中厚煤层经济效益差的现实，决定了其开采技术及装备的相对滞后，尤其受条件影响，设备的安装、检修、操作等均受到很大的限制。此外，薄煤层生产能力低，单产水平低，巷道消耗率高、接替紧张等特点使得设备难以进行有效开采，部分条件极为复杂的薄煤层只能弃而不采，资源损失严重。 我国薄煤层煤炭资源十分丰富，研制生产薄煤层采煤机截割电动机，为薄煤层开采提供装备配套，解决薄煤层资源开采难题，提高薄煤层煤炭资源开采利用率，对促进能源节约和安全具有重要意义，应用前景十分广阔。

而要实现薄煤层安全高效开采，根本出路在于机械化。当前，开采技术和设备重要性凸显，尤其对中小矿井而言，精选适合薄煤层开采的液压支架、采煤机、运输机等“三机”配套设备，大功率、重型化、小体积和高可靠性的设备，实现工作面的自动化操作和控制是恰当的是实现矿井增产增效的有效手段。