油田化学论文范文

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篇1

锦州油田现生产区块主要有锦45块、锦7块、欢17块、锦25块、锦16块等,在长期的开采过程中,油井出砂一直是制约油田正常生产的一个主要因素。据统计2000年出砂井数873口,2005年上升到1056口。论文这些区块呈现的特征是出砂的套变油井逐年增多,出砂粒径逐年变细,出砂量逐年增多。其中锦45块和锦7块由于成岩作用差,胶结疏松,油井出砂极为严重。机械防砂、压裂防砂、螺杆泵排砂等防排砂技术受井下工具的限制,均不适用于出细粉砂油井和套变油井防砂,而化学防砂具有其他防砂措施不可替代的优越性,具有固化强度高、有效期长、对地层伤害性小、施工简便的特点,所建立的人工井壁能有效地阻挡地层出砂,具有普遍性,能很好地解决各种油井防砂问题,是解决套变油井和出细粉砂油井防砂难题的有效方法。

1化学防砂技术的发展历程

锦州油田已开发15年,油井出砂一直是影响油田开发水平提高的主要因素之一,毕业论文化学防砂技术的应用和发展在油田开发中起了至关重要的作用。1992～2005年期间化学防砂技术的发展可分为四个阶段。

(1)1992～1995年,在稀油和稠油区块分别使用以长效黏土稳定剂为主的FSH2901稀油固砂剂和以无机物为主的BG-1高温固砂剂。

(2)1996～1997年,稠油井化学防砂技术有了新突破,先后开发并研制了含有有机成分的三氧固砂剂、高温泡沫树脂和改性呋喃树脂溶液防砂剂。

(3)1998～2002年,以具有溶解和溶合作用的氟硼酸综合防砂技术代替长效黏土稳定剂成为稀油井化学防砂技术的主流,以含有水泥添加剂的有机硅固砂剂代替了三氧固砂剂。

(4)2003～2005年,改性呋喃树脂防砂技术由于有效率较高和有效期较长,医学论文成为化学防砂技术的主流,其余早期的化学防砂技术不再使用,同时LH-1高强度固砂剂防砂技术通过了现场试验。

2化学防砂技术的应用效果

2.1FSH-901稀油井固砂剂防砂技术

(1)防砂机理FSH-901固砂剂主要成份为线性的高分子阳离子型聚合物N2胺甲基聚丙烯酰胺,这种聚合物中阳离子与黏土晶格中的阳离子发生交换作用,中和黏土表面的静电荷,消除黏土片层间的排斥力,使黏土呈吸缩状态,阻止黏土膨胀引起砂粒运移。由于与黏土发生交换的阳离子是连接成链状的,可在黏土颗粒表面形成强大的吸附膜,包裹黏土颗粒,使黏土颗粒与泥砂颗粒牢固地黏结在一起,又可防止其他阳离子的侵入和交换,达到固砂和防止油层出砂的目的。

(2)应用效果1992～1997年,使用FSH-901稀油井固砂剂总计施工136井次,有效107井次,有效率78.7%。

2.2BG-1高温固砂剂防砂技术

(1)防砂机理该高温固砂剂是以含钙的无机化合物为主体,加入有机硅化物及分散剂,经密闭表面喷涂工艺处理制得的白色粉末状固体颗粒。在快速搅拌下将该剂分散在水介质中,配制成微碱性的悬浮液,在注汽条件下挤入井内,其中的硅化物在井筒近井地带高温表面发生脱水反应,将地层砂牢固地结合在一起,从而达到固砂的目的。

(2)应用效果1992～1995年,使用BG-1高温固砂剂总计施工79井次,有效63井次,有效率79.7%。

2.3三氧固砂剂防砂技术

(1)防砂机理三氧固砂剂由粉状氢氧化钙、碳酸钙、甲基三乙氧基硅烷,二甲基二乙氧基硅烷、分散剂、助乳化剂及其他助剂组成。承载于氢氧化钙和碳酸钙上的乙氧基硅烷在高温条件下遇水分解,乙氧基变为硅醇基,硅醇基与砂粒表面的氢氧基(—OH)之间和硅醇基相互之间发生脱水缩合反应,硅醇基与钙化合物之间也会发生某些反应,其结果是砂粒和钙化合物颗粒之间形成网状结构的有机硅大分子,使松散的砂粒胶结在一起。

(2)应用效果1996～1997年,使用三氧固砂剂总计施工98井次,有效81井次,有效率82.7%。

2.4高温泡沫树脂防砂技术

(1)防砂机理当高温可发泡树脂液挤入地层后,一部分树脂液在砂粒之间吸附而形成胶结点,树脂固结后将地层砂固结;进入地层亏空处的另一部分树脂在发泡剂作用下发泡并形成固体泡沫挡砂层,起人工井壁的作用。这一技术是高温树脂固砂与固体泡沫人工井壁防砂的结合。

(2)应用效果1997年,使用高温泡沫树脂总计施工4井次,有效2井次,有效率50%。

.5改性呋喃树脂防砂技术

(1)防砂机理改性呋喃树脂防砂剂由改性呋喃树脂、固化剂、催化剂及抗高温老化剂、吸附剂及后处理剂组成,在紊流状态下易分散于水中,职称论文不结团、不沉降。防砂剂在清水或污水携带下进入油井目的层段,分散并吸附在砂粒表面,在地层条件下固化,在套管外地层中形成不熔化不溶解的阻砂井壁,水则作为增孔剂使其具有一定的渗透率[1]。这种防砂剂形成的人工井壁,抗压强度为5～15MPa,可阻挡粒径>0106mm的砂粒通过。

(2)应用效果1997～2005年,使用改性呋喃树脂防砂剂总计施工99井次,有效94井次,有效率94.9%。

2.6氟硼酸综合防砂技术

(1)防砂机理氟硼酸可水解产生HF[2],即BF4-+H2O=BF3OH-+HFBF3OH-阴离子可进一步依次水解成BF2(OH)2-、BF(OH)3-、H3BO3,同时产生HF。各级水解生成的HF与砂岩中的黏土和地层骨架矿物颗粒的反应为HF+Al2SiO16(OH)2H2SiF6+AlF3+H2O与此同时,羟基氟硼酸和硼酸亦与地层矿物颗粒如高岭石反应,生成硼硅酸盐和硼酸盐。硼硅酸盐可将小片黏土溶合在一起,阻止其分解和运移,使氢氟酸进一步与地层骨架矿物反应。在这些反应中,黏土中的铝生成取决于F-的某种氟铝酸盐络离子而溶解在溶液中。在矿物表面富集了硅和硼,在硅酸盐和硅细粒上则形成非晶质硅和硼硅玻璃的覆盖层,溶合成骨架,使颗粒运移受阻。

(2)应用效果1998～2002年,使用氟硼酸综合防砂技术总计施工130井次,有效106井次,有效率81.5%。

2.7YL971有机硅固砂剂防砂技术

(1)防砂机理该固砂剂能改变黏土表面的电荷性质,其中的主体成份聚合物还能与地层中的硅氧结构矿物(包括黏土中的硅氧结构矿物和砂砾中的SiO2)反应,形成牢固的化学键;同时在油层条件下固砂剂分子之间相互交联,形成牢固的网状结构,既稳定了胶结物,又固结了疏松砂粒。

(2)应用效果1998～2002年,使用YL971有机硅固砂剂总计施工89井次,有效76井次,有效率85.4%。

2.8LH-1高强度固砂剂防砂技术

(1)防砂机理在高温下该固砂剂中的有机硅化物经水解、表面脱水,以硅氧键与地层砂结合,并在各种添加剂的共同作用下将地层砂紧密连接在一起,留学生论文形成具有一定渗透率和高强度的立体蜂窝网状结构滤砂层,阻止地层砂流入井筒。

(2)应用效果2005年,使用LH21高强度固砂剂总计施工11井次,有效11井次,有效率100%。

3现场施工中出现的问题

以上各种化学防砂技术在锦州油田开发的不同时期发挥了极其重要的作用,有力地保障了油田生产的正常运行。随着各个区块开发力度的加大及上产措施的实施,化学防砂主要面临以下几种状况。

3.1出砂套变井逐年增加

据统计,随着锦州油田各采油区块递减幅度的加大,出砂油井数每年递增,2000年共有873口,2005年已增加到1056口。其中出砂的套变油井数也逐年上升,2000年为163口,2005年底已上升到316口。出砂的套变油井如不及时采取防砂措施,套管变形将更加严重,甚至发生套管损坏、油井报废。虽然套管严重损坏的油井可以采取注灰、补层、侧钻等补救措施,但会大大增加采油成本。对于套变油井,最好在出砂初期便采用化学防砂法防治出砂。

3.2长井段油井化学防砂的难度加大

进入油田开发中后期,锦州油田在布井上采取了井网加密策略,在油层开发上采取了几套层系合采措施,油井开发层系增多,油层厚度加大,井段加长,也加大了化学防砂的难度。有些油井由于井段长,层间差别大,笼统的化学防砂方式已不再适用,只能根据不同油层的地质状况、出砂量及出砂粒径,设计不同浓度、不同组成、不同药剂用量的合理的分层防砂方案,并利用井下工具来完成分层化学防砂措施。该技术正在逐步完善之中。

3.3油井出砂粒径逐年变细

以锦45块为例,根据463个采集砂样的筛选分析结果,2000年砂样平均粒度中值为01243mm,2005年为01156mm,呈现逐年变细的趋势,出细粉砂油井逐渐增多。另外,在少数油井采集的砂样中,有大粒砂和近似泥浆的细粉砂,说明油层骨架已遭到破坏,如不及时采取防砂措施,将发生地层亏空严重、套管变形、破裂损坏的危险现象。

4开发中后期化学防砂技术发展方向

4.1开发新型常温固化、耐高温的化学防砂技术有一些出砂比较严重的套变的检泵油井,由于油层温度低,不能采用现有的化学防砂技术防砂。曾尝试使用常温环氧树脂防砂技术,由于固化强度低而被淘汰。目前锦州油田使用的改性呋喃树脂防砂技术和LH21高强度固砂剂防砂技术,所用药剂都是高温固化类型的,不适用于常温检泵油井,有待开发常温固化、耐高温的化学防砂技术。

4.2逐步完善配套分层防砂工艺

针对多层合采,井段加长的出砂油井,笼统防砂方法已不再适用,分层防砂是有效措施之一。目前的分层防砂技术应逐步完善各层系的设计方案、药剂的选用和施工方式方法,以适应这类油井防砂的需要。

篇2

关键词：

油田；压裂；废水处理；试验；研究

自进入21世纪以来，随着科学技术的不断进步，我国的经济水平得到了显著的提高，人们的生活水平、生活质量也得到了不断提高，人们在生产、生活中对石油、天然气的需求量正在不断的增加。水力压裂技术经过近几年的不断研究与实验实践，逐渐成为一种成熟的技术，在油田生产过程中得到了广泛的推广及使用。但是在其发展以及应用过程中，形成了大量的压裂废水。本文主要对油田压裂废水处理试验作了分析与研究。

1油田压裂废水

水力压裂技术作为一项对油层渗流特性进行改造的技术，能够促进注水井增注、油气井增产，从而可以有效提高油田开采效益。经过近几年的不断研究与实验实践，水力压裂技术得到了显著的进步，在油田勘探、开采以及生产等领域内得到了广泛的推广与应用，特别是在渗透率比较低的油田中，应用水力压裂技术能够获得十分明显的效益。但是压裂作业结束之后，压裂液会出现破胶返排到地面的现象，从而导致了大量油田压裂废水的产生。据相关研究统计，我国某油田压裂废水的年产生量高达50000到80000立方米。压裂液返排而产生的压裂废水中，含有压裂液、原油中的多种污染物质，例如硫代硫酸钠、丙烯酰胺、甲醇、瓜胶等无机添加剂，以及咪唑硫代衍生物等有机添加剂，此外，压裂废水中还会带有从地层深处而带出来的岩屑、粘土颗粒等多种污染物质。如果不及时对压裂废水进行处理，经过长时间的存放，压裂废水就会产生恶臭的气味，对油田周围居民的身体健康以及生态环境造成严重的不良影响。不过必经过处理就直接外排，压裂废水就会对周围环境造成严重的污染，特别是会对地表水系、农作物等造成不可挽回的污染。

2油田压裂废水处理试验研究

2.1处理实验所使用的仪器主要有：真空过滤装置、恒温箱、微量加药器、分析天平、旋转粘度仪、化学需氧量测定仪、浊度仪、混凝试验仪以及电热恒温水浴锅等。分析试剂主要包括：分析纯、氢氧化钠、硫酸、氯化钡、硝酸银、硫酸亚铁、丙酮以及油醚。污水处理药剂主要包括：氢氧化钠、聚丙烯酰胺、聚合硫酸铁、聚合氯化铝、高锰酸钾、次氯酸钠、过氧化氢以及氧化钙。本文所采用的试验方法是化学氧化实验以及混凝试验。首先进行化学氧化实验，在烧杯中放入50毫升压裂废水样品，并将其调节到设定的pH值，所使用的药剂是浓硫酸，再加入定量的氧化剂，对其进行充分地搅拌，促进氧化反应，搅拌一段时间后将其静置15分钟，之后取上清液进行水质指标分析；其次进行混凝试验，将进行化学氧化实验后的压裂废水作为实验样品，并加入复合调节剂将其调节到设定的pH值，之后依次加入无机混凝剂以及有机絮凝剂，之后将其静置15分钟，取上清液进行水质指标分析。

2.2结果随着返排时间的变化，压裂废水的黏度、石油类污染物质含量与重铬酸盐指数、悬浮物含量及pH值均有所变化，具体见图1、图2、图3。由图1、图2、图3可知，随着返排时间的不断变化及推移，压裂废水的黏度总体呈现出了下降的趋势；压裂废水中的石油类污染物质含量、重铬酸盐指数、悬浮物含量总体呈现出了增大的趋势；压裂废水的pH值总体呈现出了降低的趋势，并逐渐地趋向于中性。经过试验发现将化学氧化实验的pH值设定为3.0，氧化剂次氯酸钠投入量为12.5毫克每升，氧化时间为20分钟；将混凝试验的pH值设定为9.0，氢氧化钠、氧化钙的投入量分别为200毫克每升、50毫克每升，将聚合氯化铝作为无机混凝剂，投入量为800毫克每升，将1200万分子量的CPAM作为有机絮凝剂，投入量为5毫克每升，将无机混凝剂、有机絮凝剂的投加间隔设为30到40秒时，能够获得最好的处理效果。在上述条件下对压裂废水进行处理，结果压裂废水中的总铁离子、硫化物得到了全部去除，石油类污染物质含量、悬浮物含量最高风别为4.5毫克每升、25.5毫克每升，对压裂废水进行处理后，水质完全符合相关标准的要求。

3结语

综上所述，油田压裂废水属于多相分散体系，构成十分复杂，因此其处理难度也比较大，国内外许多研究学者对油田压裂废水处理试验作了非常多的研究，并取得了非常多的研究成果。本篇论文经过学习与借鉴国内外比较成熟的研究成果，对油田压裂废水处理试验作了研究，望有所帮助。

参考文献：

[1]刘晓辉,沈哲,王琦,王文杰,张晓龙,刘鹏.油田压裂废水处理试验研究[J].石油天然气学报,2011,01:156-160+170.

篇3

锦州油田现生产区块主要有锦45 块、锦7 块、欢17 块、锦25 块、锦16 块等，在长期的开采过程中，油井出砂一直是制约油田正常生产的一个主要因素。据统计2000 年出砂井数873 口， 2005 年上升到1056 口。 这些区块呈现的特征是出砂的套变油井逐年增多，出砂粒径逐年变细，出砂量逐年增多。其中锦45 块和锦7 块由于成岩作用差，胶结疏松，油井出砂极为严重。机械防砂、压裂防砂、螺杆泵排砂等防排砂技术受井下工具的限制，均不适用于出细粉砂油井和套变油井防砂，而化学防砂具有其他防砂措施不可替代的优越性，具有固化强度高、有效期长、对地层伤害性小、施工简便的特点，所建立的人工井壁能有效地阻挡地层出砂，具有普遍性，能很好地解决各种油井防砂问题，是解决套变油井和出细粉砂油井防砂难题的有效方法。

1 　化学防砂技术的发展历程

锦州油田已开发15 年，油井出砂一直是影响油田开发水平提高的主要因素之一，毕业论文 化学防砂技术的应用和发展在油田开发中起了至关重要的作用。1992～2005 年期间化学防砂技术的发展可分为四个阶段。

(1) 1992～1995 年，在稀油和稠油区块分别使用以长效黏土稳定剂为主的FSH2901 稀油固砂剂和以无机物为主的BG-1 高温固砂剂。

(2) 1996～1997 年，稠油井化学防砂技术有了新突破，先后开发并研制了含有有机成分的三氧固砂剂、高温泡沫树脂和改性呋喃树脂溶液防砂剂。

(3) 1998～2002 年，以具有溶解和溶合作用的氟硼酸综合防砂技术代替长效黏土稳定剂成为稀油井化学防砂技术的主流，以含有水泥添加剂的有机硅固砂剂代替了三氧固砂剂。

(4) 2003～2005 年，改性呋喃树脂防砂技术由于有效率较高和有效期较长，医学论文 成为化学防砂技术的主流，其余早期的化学防砂技术不再使用，同时LH-1 高强度固砂剂防砂技术通过了现场试验。

2 　化学防砂技术的应用效果

2.1 FSH-901 稀油井固砂剂防砂技术

(1) 防砂机理　FSH-901 固砂剂主要成份为线性的高分子阳离子型聚合物N2胺甲基聚丙烯酰胺，这种聚合物中阳离子与黏土晶格中的阳离子发生交换作用，中和黏土表面的静电荷，消除黏土片层间的排斥力，使黏土呈吸缩状态，阻止黏土膨胀引起砂粒运移。由于与黏土发生交换的阳离子是连接成链状的，可在黏土颗粒表面形成强大的吸附膜，包裹黏土颗粒，使黏土颗粒与泥砂颗粒牢固地黏结在一起，又可防止其他阳离子的侵入和交换，达到固砂和防止油层出砂的目的。

(2) 应用效果　1992～1997 年，使用FSH-901稀油井固砂剂总计施工136 井次，有效107 井次，有效率78.7 %。

2.2 BG-1 高温固砂剂防砂技术

(1) 防砂机理　该高温固砂剂是以含钙的无机化合物为主体，加入有机硅化物及分散剂，经密闭表面喷涂工艺处理制得的白色粉末状固体颗粒。在快速搅拌下将该剂分散在水介质中，配制成微碱性的悬浮液，在注汽条件下挤入井内，其中的硅化物在井筒近井地带高温表面发生脱水反应，将地层砂牢固地结合在一起，从而达到固砂的目的。

(2) 应用效果　1992～1995 年，使用BG-1 高温固砂剂总计施工79 井次， 有效63 井次， 有效率79.7 %。

2.3 　三氧固砂剂防砂技术

(1) 防砂机理　三氧固砂剂由粉状氢氧化钙、碳酸钙、甲基三乙氧基硅烷，二甲基二乙氧基硅烷、分散剂、助乳化剂及其他助剂组成。承载于氢氧化钙和碳酸钙上的乙氧基硅烷在高温条件下遇水分解，乙氧基变为硅醇基，硅醇基与砂粒表面的氢氧基( —OH) 之间和硅醇基相互之间发生脱水缩合反应，硅醇基与钙化合物之间也会发生某些反应，其结果是砂粒和钙化合物颗粒之间形成网状结构的有机硅大分子，使松散的砂粒胶结在一起。

(2) 应用效果　1996～1997 年，使用三氧固砂剂总计施工98 井次，有效81 井次，有效率82.7 %。

2.4 　高温泡沫树脂防砂技术

(1) 防砂机理　当高温可发泡树脂液挤入地层后，一部分树脂液在砂粒之间吸附而形成胶结点，树脂固结后将地层砂固结;进入地层亏空处的另一部分树脂在发泡剂作用下发泡并形成固体泡沫挡砂层，起人工井壁的作用。这一技术是高温树脂固砂与固体泡沫人工井壁防砂的结合。

(2) 应用效果　1997 年，使用高温泡沫树脂总计施工4 井次，有效2 井次，有效率50 %。

2.5 　改性呋喃树脂防砂技术

(1) 防砂机理　改性呋喃树脂防砂剂由改性呋喃树脂、固化剂、催化剂及抗高温老化剂、吸附剂及后处理剂组成，在紊流状态下易分散于水中，职称论文 不结团、不沉降。防砂剂在清水或污水携带下进入油井目的层段，分散并吸附在砂粒表面，在地层条件下固化，在套管外地层中形成不熔化不溶解的阻砂井壁，水则作为增孔剂使其具有一定的渗透率[1 ] 。这种防砂剂形成的人工井壁，抗压强度为5～15 MPa ，可阻挡粒径> 0106 mm的砂粒通过。

(2) 应用效果　1997～2005 年，使用改性呋喃树脂防砂剂总计施工99 井次，有效94 井次，有效率94.9 %。

2.6 　氟硼酸综合防砂技术

(1) 防砂机理　氟硼酸可水解产生HF[2 ] ，即BF4- + H2O =BF3OH- + HFBF3OH- 阴离子可进一步依次水解成BF2 (OH) 2- 、BF(OH) 3- 、H3BO3 ，同时产生HF。各级水解生成的HF 与砂岩中的黏土和地层骨架矿物颗粒的反应为HF + Al2SiO16 (OH) 2 H2SiF6 + AlF3 + H2O与此同时，羟基氟硼酸和硼酸亦与地层矿物颗粒如高岭石反应，生成硼硅酸盐和硼酸盐。硼硅酸盐可将小片黏土溶合在一起，阻止其分解和运移，使氢氟酸进一步与地层骨架矿物反应。在这些反应中，黏土中的铝生成取决于F - 的某种氟铝酸盐络离子而溶解在溶液中。在矿物表面富集了硅和硼，在硅酸盐和硅细粒上则形成非晶质硅和硼硅玻璃的覆盖层，溶合成骨架，使颗粒运移受阻。

(2) 应用效果　1998～2002 年，使用氟硼酸综合防砂技术总计施工130 井次，有效106 井次，有效率81.5 %。

2.7 YL971 有机硅固砂剂防砂技术

(1) 防砂机理　该固砂剂能改变黏土表面的电荷性质，其中的主体成份聚合物还能与地层中的硅氧结构矿物(包括黏土中的硅氧结构矿物和砂砾中的SiO2) 反应，形成牢固的化学键;同时在油层条件下固砂剂分子之间相互交联，形成牢固的网状结构，既稳定了胶结物，又固结了疏松砂粒。

(2) 应用效果　1998～2002 年，使用YL971 有机硅固砂剂总计施工89 井次，有效76 井次，有效率85.4 %。

2.8 LH-1 高强度固砂剂防砂技术

(1) 防砂机理　在高温下该固砂剂中的有机硅化物经水解、表面脱水，以硅氧键与地层砂结合，并在各种添加剂的共同作用下将地层砂紧密连接在一起，留学生论文形成具有一定渗透率和高强度的立体蜂窝网状结构滤砂层，阻止地层砂流入井筒。

(2) 应用效果　2005 年，使用LH21 高强度固砂剂总计施工11 井次，有效11 井次，有效率100 %。

3 　现场施工中出现的问题

以上各种化学防砂技术在锦州油田开发的不同时期发挥了极其重要的作用，有力地保障了油田生产的正常运行。随着各个区块开发力度的加大及上产措施的实施，化学防砂主要面临以下几种状况。

3.1 　出砂套变井逐年增加

据统计，随着锦州油田各采油区块递减幅度的加大，出砂油井数每年递增， 2000 年共有873 口，2005 年已增加到1056 口。其中出砂的套变油井数也逐年上升，2000 年为163 口，2005 年底已上升到316 口。出砂的套变油井如不及时采取防砂措施，套管变形将更加严重，甚至发生套管损坏、油井报废。虽然套管严重损坏的油井可以采取注灰、补层、侧钻等补救措施，但会大大增加采油成本。对于套变油井，最好在出砂初期便采用化学防砂法防治出砂。

3.2 　长井段油井化学防砂的难度加大

进入油田开发中后期，锦州油田在布井上采取了井网加密策略，在油层开发上采取了几套层系合采措施，油井开发层系增多，油层厚度加大，井段加长，也加大了化学防砂的难度。有些油井由于井段长，层间差别大，笼统的化学防砂方式已不再适用，只能根据不同油层的地质状况、出砂量及出砂粒径，设计不同浓度、不同组成、不同药剂用量的合理的分层防砂方案，并利用井下工具来完成分层化学防砂措施。该技术正在逐步完善之中。

3.3 　油井出砂粒径逐年变细

以锦45 块为例，根据463 个采集砂样的筛选分析结果，2000 年砂样平均粒度中值为01243 mm ，2005 年为01156 mm ，呈现逐年变细的趋势，出细粉砂油井逐渐增多。另外，在少数油井采集的砂样中，有大粒砂和近似泥浆的细粉砂，说明油层骨架已遭到破坏，如不及时采取防砂措施，将发生地层亏空严重、套管变形、破裂损坏的危险现象。

4 　开发中后期化学防砂技术发展方向

4.1 　开发新型常温固化、耐高温的化学防砂技术有一些出砂比较严重的套变的检泵油井，由于油层温度低，不能采用现有的化学防砂技术防砂。曾尝试使用常温环氧树脂防砂技术，由于固化强度低而被淘汰。目前锦州油田使用的改性呋喃树脂防砂技术和LH21 高强度固砂剂防砂技术，所用药剂都是高温固化类型的，不适用于常温检泵油井，有待开发常温固化、耐高温的化学防砂技术。

4.2 　逐步完善配套分层防砂工艺

篇4

中图分类号：TE357.46 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）9-0173-02

1 注聚合物增加油田开采储量的机理

注聚合物是化学驱油技术的一种，化学驱油的基本原理都是通过改善驱替介质在油藏中的动力学特性、改善油藏驱替介质与原油之间相互作用的物理化学特性和改善储层的物理化学特性以增加可采储量。聚合物驱油主要是指向水中加入高分子聚合物，提高注入水的粘度，降低水相流度，从而降低水驱油的流度比，减弱粘性指进，最终达到提高波及系数来提高采收率的目的，同时也增加了油田可采储量。该方法也称作稠化水驱或者增粘水驱。

1.1 改善水油流度比

水驱油专业提供论文写作、写作论文的服务，欢迎光临dylw.net时，当流度比M>1时，说明水的流动能力比原油强，水的流动易发生指进现象，波及系数就低，大部分原油将不会被驱替出来。而聚合物加入水中，溶液渗入地层能力降低，粘度就提高，溶液流动则降低。如原油的流动能力比溶液强，溶液波及范围就得到提高，水驱油的效果则变好。

1.2 增加高渗部位水的流动阻力

聚合物加入水中，一方面增加了水的粘度并降低了水的有效渗透率，另一方面在渗透高部位流动时所受流动阻力小，机械剪切作用弱，聚合物降解程度低，则聚合物分子就易于缠结在孔隙中，增大高渗透部位的流动阻力。反之，低渗透率部位，聚合物分子降解作用强，分子回旋半径就低，反而容易通过低孔径孔隙，而不堵塞小孔径。

1.3 形成稳定油流通道

由于聚合物溶液的粘弹性作用，拖拉携带盲端残余油以及形成稳定的“油丝”通道。聚合物加入水中，原来无弹性的油田注入水变成了具有弹性的溶液。一方面聚合物溶液可看作可胀可缩的海绵，即“海绵效应”。聚合物溶液通过孔隙就像海绵通过一样，可以拖拉携带出孔隙边缘中油滴状的油以及使孔隙壁上的油膜变薄。另外一方面聚合物溶液将残余油拉伸形成细长的油柱，然后跟下游油柱相遇即形成稳定的“油丝”通道，也可能是由于油水界面的内聚力而形成多个细小油珠，并与下游油珠结合形成稳定的“油丝”通道。无论是“海绵”效应拖拉携带残余油还是“油丝”机理，都降低了各类水驱残余油量，提高了驱油效率。

2 应用动态资料评价注聚新增可采储量

2.1 注聚阶段驱替特征曲线变化趋势分析

油田专业提供论文写作、写作论文的服务，欢迎光临dylw.net注聚后，驱替特征曲线不稳定，继续应用驱替特征曲线预测注聚提高可采储量，必须首先研究其注聚期间及注聚结束后曲线的变化。

以北一区中块注聚开发区为例，该区1960年投入开发，1995年开始针对PI1-7层进行三次采油加密，目的层含油面积为9.3 km2，地质储量1 862.96×104 t，1996年开始注聚，聚合物用量679.69 PV×mg/L，2003年进入后续水驱阶段，截止到2006年累积产油1 140.28×104 t，综合含水已达到97.44%。从已经结束注聚的的驱替特征曲线可知，驱替特征曲线注聚期间不稳定，驱替特征曲线初期向产油量轴偏转，后续水驱阶段趋于一条稳定的直线，直线斜率略大于原直线斜率。

为了进一步分析聚合物区块驱替特征曲线的变化，建立了不同渗透率级差、不同聚驱控制程度、不同聚合物用量、不同聚合物粘度与原油粘度比情况下注聚机理模型，应用数值模拟得到的非均质油藏注聚后驱替特征曲线，变化趋势表明注聚后表现出了与实际资料相同的趋势，即：注聚后曲线向产油量轴偏转，注聚结束后，在后续水驱驱替阶段趋于一条直线。

2.2 驱替特征曲线递推校正

对于一个先水驱后注聚区块而言，其驱替特征曲线形态可分为四个阶段：水驱不稳定段、水驱稳定段、注聚不稳定段和后续水驱稳定段。根据水驱特征曲线（式1），水驱可采储量可以利用水驱稳定段进行预测（式2），而注聚后又会进入后续水驱稳定段，根据后续水驱稳定段的驱替特征曲线（式3），区块的最终可采储量可以利用后续水驱稳定段预测（式4），聚驱增加可采储量ER为两者的差值（式5）。

3 驱替特征曲线递推校正法方法验证

4 结 语

①注聚合物可以提高驱替流体的粘度，降低水相流度，从而降低水驱油的流度比，减弱粘性指进，增加油田可采储量；当油藏的非均质性较大和水驱流度比较高时，聚合物驱可以取得明显的经济效果。

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微生物原油采收率技术(microbialenhanancedoilrecovery，MEOR)

是利用微生物在油藏中的有益活动，微生物代谢作用及代谢产物作用于油藏残余油，并对原油/岩石／水界面性质的作用，改善原油的流动性，增加低渗透带的渗透率，提高采收率的一项高新生物技术。该项技术的关键是注入的微生物菌种能否在地层条件下生长繁殖和代谢产物能否有效地改善原油的流动性质及液固界面性质。与其它提高采收率技术相比，该技术具有适用范围广、操作简便、投资少、见效快、无污染地层和环境等优点。

一、微生物采油技术概况

1926年，美国科学家Mr.Beckman提出了细菌采油的设想。1946年Zobeu研究了厌氧的硫酸盐还原菌从砂体中释放原油的机理，获得微生物采油第一专利。I．D．shtum(前苏联)及其它国家等学者也分别作了大量的创新性工作，奠定了微生物采油的基础。美国的Coty等人首次进行了微生物采油的矿物试验。马来西亚应用微生物采油技术在Bokor油田做先导性矿物试验，采油量增加了47%。2002年至2003年，我国张卫艳等在文明寨油田进行了微生物矿场应用，累计增产原油1695t，累计少产水1943t，有效期达10个月。

美国和俄罗斯在微生物驱油研究和应用方面，处于世界领先地位。美国有1000多口井正在利用微生物采油技术增加油田产量，微生物采油项目在降低产水量和增加采油量方面取得了成功。1985年至1994年，俄罗斯在鞑靼、西西伯利亚、阿塞拜疆油田激活本源微生物，共增产原油13.49x10t，产量增加了10～46％。1988年至1996年，俄罗斯在11个油田44

个注水井组应用本源微生物驱油技术，共增产21x10t。

20世纪60年代我国开始对微生物采油技术进行研究，但发展缓慢。80年代末，大庆油田率先进行了两口井的微生物地下发酵试验(30℃)。大港、胜利、长庆、辽河、新疆等油田与美国Micro～Bac公司合作，分别进行了单井吞吐试验。1994年开始，大港油田与南开大学合作，成功培育了一系列采油微生物，该微生物以原油和无机盐为营养，具有降低蜡质和胶质含量功能，并在菌种选育与评价、菌剂产品的生产、矿场应用设计施工与检测等诸方面取得了成绩。1996年以来，吉林油田与13本石油公司合作，探究了微生物采油技术在扶余油田东189站的29口井进行的吞吐试验，21口井见效，见效率达70%。2000年底，大庆油田采油厂引进了美国NPC公司的耐高温菌种，在Y一16井组进行了耐高温微生物驱油提高采收率研究和现场试验，结果表明，采收率达43.41%，增加可采储量1.81×10t，施工后当年增油615.5t。胜利油田罗801区块外源微生物驱油技术现场试验提高采收率2.66%。

二、微生物采油技术机理

（一）微生物采油技术与油田化学剂

在大庆油田开发的各个阶段都会使用不同性质的化学剂，现以大庆油田为例。当大量化学剂进入油藏后，将发生物理变化和化学变化，对微生物采油过程可能产生不同的影响。化学剂既可引起微生物生存环境（渗透压、氧化还原电位、pH值）的改变，又可直接改变生物的生理（呼吸作用、蛋白质、核酸及影响微生物生长的大分子物质的合成）以及影响微生物细胞壁的功能，从而影响微生物的生长，降低采收率。

（二）微生物驱油机理

因为，微生物提高原油采收率作用涉及到复杂的生物、化学和物理过程，除了具有化学驱提高原油采收率的机理外，微生物生命活动本身也具有提高采收率机理。虽然目前的研究不断深入，但仍然无法对微生物采油技术各个细节进行量化描述，据分析，主要包括以下几个方面：

1.原油乳化机理。微生物的代谢产物表面活性剂、有机酸及其它有机溶剂，能降低岩石一油一水系统的界面张力，形成油一水乳状液（水包油），并可以改变岩石表面润湿性、降低原油相对渗透率和粘度，使不可动原油随注入水一起流动[1引。有机酸能溶解岩石基质，提高孔隙度和渗透率，增加原油的流动性，并与钙质岩石产生二氧化碳，提高渗透率。其它溶剂能溶解孔隙中的原油，降低原油粘度。

2.微生物调剖增油机理。微生物代谢生成的生物聚合物与菌体一起形成微生物堵塞，堵塞高渗透层，调整吸水剖面，增大水驱扫油效率，降低水油比，起到宏观和微观的调剖作用，可以有选择地进行封堵，改变水的流向，达到提高采收率的效果。在较大多孔隙中，微生物易增殖，生长繁殖的菌体和代谢物与重金属形成沉淀物，具有高效堵塞作用。

3.生物气增油机理。代谢产生的CO、CO2、Nz、H、CH和C3H等气体，可以提高地层压力，并有效地融入原油中，形成气泡膜，降低原油粘度，并使原油膨胀，带动原油流动，还可以溶解岩石，挤出原油，提高渗透率。

4.中间代谢产物的作用。微生物及中间代谢产物如酶等，可以将石油中长链饱和烃分解为短链烃，降低原油的粘度，并可裂解石蜡，减少石蜡沉积，增加原油的流动性。脱硫脱氮细菌使原油中的硫、氮脱出，降低油水界面张力，改善原油的流动性。

5.界面效应。微生物粘附到岩石表面上而生成沉积膜，改善岩石孔隙壁面的表面性质，使岩石表面附着的油膜更容易脱落，并有利于细菌在孔隙中成活与延伸，扩大驱油面积，提高采收率。

（三）理论研究

1.国内外的数学模型。20世界80年代末，国外的Islam、Zhang和Chang等建立了微生物采油的数学模型并开展了相应的数值模拟研究。Zhang模型优于Islam模型在于可描述微生物在地层中的活动，却难于现场模拟。Chang模型是三维三相五组分，能描述微生物在地层中的行为，不能描述在油藏中的增产机理。

2.物理模拟。物理模拟研究基本上是应用化学驱的物理模型试验装置及试验过程。微生物驱油模型的核心是岩心管部分，其长度影响微生物的生长繁殖。应建立大型岩心模型，使微生物充分繁殖，便于分析研究微生物的驱油效果。通过物理模拟研究微生物驱油法，可获得微生物在岩心中的推进速度及浓度变化，对岩心渗透率的影响等信息。

（四）源微生物的采油工艺

国内油田（大庆等）已进人高含水开发期，是采用内源微生物驱油还是采用外源微生物驱油，要根据具体油藏内的微生物群落进行分析。若具体油藏中内存在有益微生物驱油的微生物群落，宜采用内源微生物驱油工艺，这是目前国内致力于运用最新微生物采油技术。

三、结语

综上所述，在我国油田中，特别是大庆油田，在微生物采油技术具有提高采收率的效果，对大多数的油藏都能充分发挥微生物采油的优势。制约微生物采油技术的主要因素在于油藏中微生物群落结构、现场试验工艺及物理模拟实验的局限性。外源菌种的选育和评价指标、特性，微生物的研究、菌液的生产和矿场试验等方面还需深化。

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主管单位：黑龙江省教育厅

主办单位：大庆石油学院

出版周期：双月刊

出版地址：黑龙江省大庆市

语

种：中文

开

本：大16开

国际刊号：1000-1891

国内刊号：23-1297/TE

邮发代号：14-90

发行范围：

创刊时间：1977

期刊收录：

CA 化学文摘(美)(2009)

CBST 科学技术文献速报(日)(2009)

Pж(AJ) 文摘杂志(俄)(2009)

核心期刊：

中文核心期刊(2008)

中文核心期刊(2004)

中文核心期刊(2000)

中文核心期刊(1996)

中文核心期刊(1992)

期刊荣誉：

Caj-cd规范获奖期刊

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一、软件开发在油田污水处理问题中的相关技术的发展

查阅各种文献以及资料，从中可以发现我国当前存在很大部分的相关企业，它们对油田开采中产生的废水处理技术依然是停留在传统的方式上，具体来说就是仍然用隔油过滤、过滤、隔油浮选等处理工艺对污水就行相应的处理，通过这些传统的去污技术，在一定程度上是可以去除水所含有的悬浮物或者石油类杂质[1]。但是从实践效果层面来说，根据化学知识可以知道，化学需氧量污染指标是不会对油田注水造成影响的，因此传统的去污技术在油田的开采过程中产生的废水处理，是没有达到真正的去除化学需氧量的目的。因此需要在油田开采方面进行相应的软件开发技术。这些年来，随着油田建设事业的快速发展，以及综合含水率不断的提高，不断地增加着废水的产出，这些废水其实已经很难全部地用于油田的回注或者回灌过程中，这种情况下，部分油田建设中产生的废水就只能排放到生态环境中去了，这就会对生态环境造成严重的不良影响，导致一定程度上的生态污染。虽然隔油过滤、隔油浮选或其他过滤方式等传统的污水处理方式对石油类污水的处理能力相对较强，甚者在油田建设事业中产生的污水，例如油田开采中的废水才用传统污水方式处理之后，一般情况下，石油类的相关指标是合格的，但是很显然，这种传统污水处理方式处理污水的效果是远远不够的。当油田中的废水，典型的例子如稠油污水以及其他污水外排的时候，更不可能达标到了。

二、软件开发在油田开发中注水技术的发展

国外油田建设中的注水技术的相关研究远远早于其他各国，特别是在分层注水技术方面，但随着社会的发展，我国在油田建设中相关的了解更多，从而对油田开发程度也逐渐地深入，随着油田开发的深入，各式各样复杂的井下情况也逐渐地出现。面对新出现的难题，不得不考虑下面问题：延长水井免修的期限，降低各个环节中的操作成本保证整个工程的实施高效率以及提高注水层段的合格率等等问题。分层注水的相关技术必须采取相关的软件开发技术进行发展以及提高，发展趋势只要不脱离程度以及如何确保测调效率的大方向就可以。软件开发必须朝着定量、精准以及智能化的方向进行相关软件的开发。与此同时，不要忘记进一完善水平井，大斜角井，大坡度井等不同寻常的结构的分层注水技术的软件开发。注水技术的发展趋势是不压井、不放喷技术的大趋势。注水井作业目前我国各个地方的油田在注水工程上采用的方式都是压井或放喷的传统方式，要想摆脱传统的束缚，首先需要改变传统的注水方式，将压井和放喷的方式改为不压井和不放喷的方式，在这个大趋势下，首先得进行相关的研究以及实验确保它的可实施性[2]。这样既能不断提高油藏水驱开发的效果，还能减少地层能量的损耗，当今社会中，经济高速发展，人类对能源的需求也是大幅度地提高，愈来愈多，因此当今社会中提倡一种低碳，节能减排的观念。这一大趋势符合当代社会倡导的生活方式。注水技术是管柱功能的进一步发展：传统的管柱功能的注入是单一，注水技术下的发展方向则不仅包含注入、还得朝着信息的精确采集以及测试集成化方向发展下去，这种软件技术的提升下不仅能提高机电一体化程度的高效结合还能加速注水井智能化的高效管理。这种发展趋势下的管注不仅能达到分层注水工艺的要求，还能达到吸水剖面改造工艺的相关要求，如油层解堵和分层酸化等问题，新发展的管注都能完美解决。注水技术的发展分层注水量测试技术有传统的发展方向朝着测试简单化、一次多层化、准确性、可靠性的方向发展，同时发展水平井，大斜角井，大坡度井等不同寻常的结构分层注水技术的软件开发。

三、小结

环境支持和软件开发方法学以及软件开发工具都是软件开发技术，软件开发方法学是针对各式各样的软件类型而言的，能克服早段时期手工方式生产中的不规范性以及随意性。本篇论文对软件开发相关技术在油田开发中的废水处理问题的发展以及软件开发在油田开发中注水技术的发展进行的浅析，并表明了相应的观点。

参考文献

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中图分类号：G643 文献标识码：A 文章编号：1002-4107（2016）12-0055-03

2009年，教育部对研究生教育结构类型进行了重大调整，确定开始招收以应届毕业生为主的全日制专业学位硕士研究生，并逐年扩大全日制专业学位研究生的招生比例，国家计划五年内调整为学术型与专业型研究生比例各占 50%，计划十年内调整为专业型研究生占硕士研究生培养总量的 70%，工程硕士是专业学位的一种类型。我国工程硕士专业学位培养起步于1997年，经历了试点培养、规模发展到质量提升三个阶段[1]，目前，全日制工程硕士专业学位涵盖40个授权领域，200多家培养单位，是全日制专业学位硕士研究生教育的主要类型。和学术型研究生相比，实践性、应用性、职业性是全日制工程硕士研究生教育的显著特点。

中国石油大学（华东）是我国首批工程硕士专业学位研究生培养单位，2009年按照教育部的部署开始招收全日制专业学位硕士研究生，2009年招收128名全日制工程硕士研究生，2015年招收577名全日制工程硕士研究生，比2009年增加3.5倍。作为石油行业院校，具有石油与天然气工程、地质工程、石油化学等石油特色鲜明的学科领域，承担着培养石油石化高层次应用型专门人才的重任。经过几年的不断探索和发展，中国石油大学（华东）成为教育部深化专业学位研究生教育综合改革工作试点单位，努力打造专业学位教育品牌。

一、全日制工程硕士研究生实践能力培养现状

全日制工程硕士研究生的培养目标是培养研究生成为能掌握工程领域坚实的基础理论和宽广的专业知识，具有较强的解决实际问题的能力，能够承担专业技术或管理工作，具有良好的职业素养的高层次应用型专门人才[2]。它以提升职业能力为导向，以专业实践能力培养为核心，重视工程实践和应用。实践能力培养是全日制工程硕士培养过程的重要环节，是与工学硕士在培养体系上的一个重要区别，也是和在职攻读工程硕士学位研究生教育相区别的重要特征。全日制工程硕士培养基础薄弱，对于如何提高实践能力、达到预期培养目标是大家共同关注的问题。

（一）课程结构失衡，体系不完善

全日制工程硕士研究生招收对象以应届本科毕业生为主，这部分学生严重缺乏实践经验和工作经验。学生入学第一年首先进行课程学习，课程也就成为学生获取理论知识和实践知识的中介与桥梁。因此，课程设置在全日制工程硕士研究生教育中处于重要地位，课程设置是否合理直接影响着研究生专业基础的宽广度和研究潜力能否发挥，决定着研究生培养规格和培养目标的实现程度[3]。

经过多年发展，学术型研究生在课程教学方面形成了比较完备的课程体系。在全日制工程硕士研究生培养方案制定之初，石油学科的课程设置仍沿用学术型研究生培养思路，课程重理论轻实践，实践课程严重缺乏。选修课程偏少。除政治、外语和专业基础课外，选修课程所占学分相对较少，有些领域选修课学分仅占学生总学分的1/4。

（二）“双导师”指导效果欠佳

导师是研究生培养过程中的直接指导者，在研究生各个环节都起着举足轻重的作用。全日制硕士专业学位研究生教育采取“双导师制”，研究生不仅有校内导师指导还拥有由企业专业人员担任的校外导师指导。双导师的设定就是为了弥补校内导师工程实践经验不足的缺点，发挥校外导师的作用，达到共同指导的目的。

石油学科聘请100余名企业专家担任全日制工程硕士研究生的校外导师。但是校外导师因对人才培养认识不足，而参与研究生培养过程环节较少。即使在企业实践基地，工程应用工作并未让研究生过多参与，甚至个别学生处于无人管理的“放羊”状态，实践能力培养未达到预期的效果。

（三）实践基地建设有待加强

教育部《关于制订全日制工程硕士专业学位研究生培养方案的指导意见》中，明确要求全日制专业学位研究生中的应届本科生要参与不少于一年的专业实践。对学校而言，实践基地的建设对培养研究生工程实践能力方面显得尤为重要。

专业学位教育起步较晚，适应全日制工程硕士研究生实践能力培养的实践教学基地建设经验不足。全日制工程硕士研究生规模逐年增加，增幅较大，而实践教学平台数量与学生规模相比明显偏少。管理部门对已建立的实践基管理缺乏有效的监管。一是学校和企业相距较远，与企业沟通不够，从而对实践基地建设情况掌握不及时。二是培养基地的管理水平不高，导致实践方案不落实或落实不到位，影响培养效果。

（四）毕业论文缺乏工程实践设计

全日制工程硕士研究生培养采取教育部推荐的“课程学习”+“专业实践”+“学位论文”的三段式培养模式。学位论文的选题强调应用性、开发性和实践性，考察研究生综合运用科学理论、方法和技术解决实际问题的能力。专业学位研究生毕业论文所依托的课题一般应直接来源于工程实际或具有明确的工程技术背景和应用价值，但在学位论文完成阶段，很多工程硕士研究生的论文选题与学术型研究生的相似，在工程实践方面涉及较少，并且与专业实践环节相脱节，缺乏工程实践设计。

二、全日制工程硕士研究生实践能力培养体系的构建

石油学科针对全日制工程硕士研究生实践能力培养过程中逐渐暴露的问题，结合实践能力培养实际，构建由课程设置、实践教学、学位论文工程背景等方面为组成要素的培养体系，这些要素之间互相关联，互相支撑，逐步形成以课程设置为基础，以实践教学为手段，以学位论文为载体的培养体系（见图1）。

（一）发挥石油学科优势，构建特色实践课程体系

服务国家能源战略、满足石油石化企业人才需求是中国石油大学（华东）石油学科领域研究生培养的主要目的。课程体系是培养方案中最核心的组成部分，是实现培养目标的关键。2014年教育部颁布的《关于改进和加强研究生课程建设的意见》指出，“科学设计课程分类，根据需要增加研究方法类、研讨类和实践类等课程”，“鼓励培养单位与企事业单位合作开设实践性课程”。该意见强化了实践教学在课程体系建设中的重要性。

1.优化课程结构，广泛开设选修课。结合石油石化企业的人才培养目的及知识结构需求，按照用人单位的实际需要，根据学科领域和专业的性质，制定培养方案，着力体现工程硕士培养的工程性、实践性和职业性，课程设置由公共必修课、专业基础课和选修课三部分组成，适当调整开设的专业课程，强调理论性与应用性的有机结合。在选修课方面强调涵盖内容广，除开设油味浓的专业课外，还开设交叉课程，包含现代管理、技术经济、计算机等方面的课程，学生根据自己的需求选课，知识面得到扩充。

2.改变教学模式，增设实训课程。以往的教学模式基本都是“填鸭式”教学，石油学科改革教学模式，采取“授课”和“实训”相结合的模式，为全日制工程硕士研究生开设了校内实训课程，采取理论学习、案例教学的方式，增强了课程的实践性。例如：地质工程领域开设“油气勘探地质综合技术实训”、“油藏地质基本技能实训”、“综合地球物理勘探实训”和“地球物理测井综合实训”，石油与天然气工程领域开设“油气田开发设计与应用”、“油气井工程设计及应用”、“采油采气工程设计实训”、“油田化学工程与应用”实训课程。实训课程的开设，使专业理论知识和实践知识得到有机融合，培养研究生初步具备分析工程实践问题和掌握基本的工程实践能力，为以后的专业实践打下良好的基础。

（二）加强导师队伍建设，完善“双导师”指导

学校在工程硕士导师队伍建设方面大力探索，以期最大限度地发挥“双导师”指导作用，为工程硕士研究生实践能力培养提供保障。

1.加大对指导教师的考核与遴选力度，包括校内教师和企业专家，主要采取每两年对在岗导师和申请新增导师进行全面的考核和遴选。采取能上也能下的制度，对不符合当年遴选条件的导师实行停止招生。将理论基础扎实，工程实践经验丰富，并且在企业科研项目较多的教师选担任全日制工程硕士研究生的指导教师，以保证全日制工程硕士研究生的学习更加结合实际。

2.加强企业导师培训，充分发挥企业指导教师的作用。企业导师对行业工程应用方面深入了解，对指导学生的方式方法等知之甚少。通过对企业导师培训，明确包括授课、讲座、工程实践、学位论文、实践基地建设等在内的导师职责，使导师充分认识全日制工程硕士的培养特点和发展规律，激发企业导师参与全日制工程硕士培养的热情。

3.全面提升校内导师的工程实践能力。培养和建设一支具有扎实的理论基础和丰富的工程实践经验的教师队伍是提高石油主干学科全日制工程硕士研究生实践能力的基础。工程硕士研究生工程实践能力培养不能完全依赖于企业导师，应逐步提高校内导师工程实践能力。鼓励校内导师参与石油石化生产一线的生产实践，参与应用型课题研究，也鼓励教师到企业挂职锻炼。

（三）深化与石油石化企业的产学研合作，构建综合实践平台

实践教学平台是石油学科全日制工程硕士研究生培养的载体和依托。经过几年的发展，石油学科建成了校内实践实训平台、校企联合培养基地相互依托的综合实践教学平台（见图2）。校内实践实训平台是依托学校建设的，科研实力较强的研究所、实验室和工程技术中心或者校办企业，除了开设一般实验课程，校内实践基地还着力建设高仿真训练系统，加大全日制工程硕士研究生的工程实践能力培养；加强产学研合作，积极建设校企联合培养基地。依托产学研合作，学校逐步在胜利油田、中原油田、辽河油田、塔里木油田、大庆油田等石油石化企业建立石油学科全日制硕士专业研究生校企联合培养基地近40个，包括企业实习基地、全日制硕士专业研究生企业工作站等。

图2 综合实践教学平台

建立有效的管理机制。联合培养基地建立以后，如何有效管理、最大化地发挥其培养研究生工程实践能力是目前大家关注的问题。校企双方协商成立联合培养基地管理委员会，由其全面负责培养基地的运行。管理委员会人员来自校企双方，通过定期协调、沟通和反馈，有效保障培养基地的运行。培养基地如果连续三年没接纳研究生参加专业实践和论文研究或不具备培养条件或管理混乱，协议将取消。

工程硕士研究生在培养基地参与到科研课题和技术改造中去，使研究生能发现问题，解决实际问题并能得到及时的指导。企业同时将大量的科研开发资金投入到培养基地开展科研攻关，来自企业、学校和学生之间的内在激励机制使学生能够主动去开展工作，提升科研能力，也为完成高水平论文提供有力的保障。

（四）将学位论文与专业实践紧密结合

学位论文阶段是全日制工程硕士培养的最后一个阶段，应和专业实践阶段紧密结合。首先，论文开题在第二学期末或第三学期初进行，此时学生对生产实际、行业现状有了一定认识，可以结合专业实践内容，选定论文题目，边实践，边开展论文。其次，学位论文选题应具有工程背景，强调实践性、应用性、创新性和可行性，选题应来源于生产实际，或者是导师已立项以及准备立项的技术课题，有明确的生产背景和应用价值。最后，审查专业实践完成情况。学生不参加专业实践或专业实践考核未通过的，不能申请毕业和学位论文答辩，需要重新参加专业实践环节等。评定研究生论文还应参考现场实践工作量、综合表现及现场实践单位的反馈意见等，综合评定论文成绩。

通过专业实践环节，明确生产实际问题，针对问题进行论文选题，在国家油气重大专项项目、校企联合科研项目的支撑下，由校内导师和企业导师共同指导开展学位论文工作，最终由企业专家为主导，进行质量把关。通过这些学习环节的衔接，激发学生实践创新意识，提升解决实际生产难题的能力。

具有较强的实践能力是全日制工程硕士研究生培养的重点和目标。石油学科全日制工程硕士研究生实践能力培养体系的构建，为石油学科应用型人才的培养提供了保障，为其他学科全日制工程硕士研究生培养树立了典范。培养体系建设不仅巩固了研究生的基本理论知识，培养了研究生发现问题解决问题的创新思维，也促进了研究生专业能力和实践应用能力的全面提升，为研究生更好地适应工作环境与岗位要求奠定了基础。

参考文献：

[1]宋平，杨连茂，甄良等.浅议全日制工程硕士生实践能力

培养体系的构建[J].学位与研究生教育，2011，（3）.

[2]教育部.关于做好全日制硕士专业学位研究生培养工作

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众所周知，在油田勘探过程中，最重要的是对地质土层的了解。油、气层本身及其中的油、气、水都承受一定的压力，并且随着油井打凿的深入，这种地层压力都在随时变化。而这种无法预计的变化同时也是油井建造的最大安全隐患，稍有疏忽便可使打井工程前功尽弃，甚至会给人们带来生命危险。

“我们时时刻刻告诉自己，在保证打井工程质量的同时，工人的生命安全也要保证。”黎明说。

黎明自开办巴州畅想应用化学技术有限公司和巴州诚熙石油物资有限公司以来，一直坚持不懈强抓科研攻关，狠抓产品质量，公司研制的钻井液和完井液产品得到了广泛的应用和好评。

在黎明的带领下，公司负责和参与了267口井的钻井液技术服务，完钻井平均井深近5000米，完成超深井32口，最大井深7459米，最高使用密度2.45g/cm3；共完成钻井液项目总承包技术服务139口井，其中包括预探井47口、无毒无害化“双保一优”井39口、定向井水平井42口，超深井25口，高难度复杂井42口（含膏盐层及超高密度井29口），最大井深6850米，最高使用密度2.45g/cm3。除此之外，还与相关石油院校、油田及科研单位共同或独立完成科技攻关课题21项，获省部级二等、三等科技成果进步奖各一项。共合作或独立研发钻井、完井液助剂7大类共29个牌号，其中有三种均达到国内外领先水平。

公司自1998年成立以来，还一直积极开拓国外市场，至今已经在伊朗、哈萨克斯坦等国有了一定的发展，并于2009年在哈萨克斯坦成立了分公司，以便进一步巩固国外市场。

黎明说：“我们在国外服务的几口井都取得了不错的成绩，尤其值得一提的是哈萨克斯坦的哈8071井，设计井深4756米。它是公司开拓国际市场以来承包最复杂的一口总包井。此井所在肯尼亚克地区区块复杂，尤其是二开井段，地质情况复杂，钻遇盐层较多，难度很大，但是运用我们公司成熟的UDM-1钻井液体系，确保了此井不但在同区块钻井速度最快，而且井下安全也做得最好，为公司发展国际市场奠定了坚实的基础，受到业主的高度赞扬。”

在公司发展壮大的十几年中，公司也从原先只有十几人的小公司发展到拥有200多人的大型私营企业。并逐步形成了承包技术服务的一条龙运作模式。经过多年不断的研究与改进，公司拥有了世界级的钻井液技术，并成功研究出了一套适合“三高”条件下的UDM-1钻井液体系，该体系现已作为山前构造井的主打钻井液体系，塔里木石油分公司也在大力宣传运用此套体系。运用UMD-1体系，多口井都深受甲方各级领导的好评。通过现场实践与室内配方试验相结合，对公司特色UDM-1钻井液体系进行更加深入的研究，适时调整配方、性能，在数个世界级难度井中取得了很好的效果，诸如大北301井，克深7井等。

黎明多次受邀到甲方对该体系的使用进行技术研讨，得到了甲方各级领导的一致好评，更为可喜的是UDM-1钻井液技术创造了盐水泥浆应用密度、温度和深度三项世界纪录，为该体系的进一步推广、应用打下了坚实牢固的基础。

为适应公司的发展速度，公司年产3万吨的石油助剂厂及配套的质检中心、公司新基地的建设也都在规划中，预计2011年下半年均将投入使用，为公司的不断壮大进一步夯实基础。黎明带领全公司员工，齐心协力，注重公司的规范化发展。公司通过了质量管理体系、职业健康安全管理体系、环境管理体系的三体系认证。

在企业做大做强的同时，黎明不忘感恩。他说：“我时常告诉年轻人要懂得感恩，要感谢我们的党，感谢政府，没有他们，我们不会有今天的一切。”

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目前油田所采用的平式油管，是在使用同钢级材料的油管两端直接进行螺纹加工。经过螺纹加工后的油管，丝扣部分的抗拉载荷能力有所减弱，不符合等强度设计要求。

通过对油管管体和丝扣部分的受力情况进行研究，计算选取碳钢正火（调质）处理，作为原平式油管管体的替换材质，使用摩擦焊接技术将采用标准平式油管材质的螺纹体与新选定材料的管体连接成一体，使碳钢管体强度拉近原平式油管丝扣部分强度，在保证新型油管整体抗拉载荷能力等同于标准平式油管的情况下，大大降低了整根油管制造的材料成本，同时还可满足等强度的设计要求。

2.等强度油管性能试验

2.1 等强度油管机械性能试验

为了验证等强度油管的各项指标，我们对3组采用标准平式油管材质的J55接头与45钢正火管体焊接油管试件进行试验编号，分别为Y1、Y2、Y3。针对新型等强度油管样品分别进行了管体化学成分分析、金相分析，并对新型等强度油管样品进行了轴向拉伸至失效试验、静水压及内压至失效试验。

2.2 试验及试验结果

（1）管体化学成分分析

化学成分分析结果见表1

表1 化学成分分析结果(Wt×10-2)

（2）管体金相分析

管体金相分析结果见表2

表2 金相分析检测结果

（3）轴向拉伸至失效试验

对J55管头与正火45钢管体焊接油管试样Y1、Y2、Y3进行拉伸至失效试验，试验在符合加载试验系统上完成，试验温度为室温，试验方法参考API RP 5C5中的有关规定，试验结果如下：

试样Y1在拉伸载荷为349kN时，丝扣部位失效；

试样Y2在拉伸载荷为356kN时，丝扣部位失效；

试样Y3在拉伸载荷为343kN时，丝扣部位失效；

API BUL 5C2中规定J55油管接头的最低连接载荷为323kN。

（4）静水压及内压至失效试验

对试样J55管头与正火45钢管体焊接油管试样Y1、Y2、Y3进行静水压及水压爆破试验，试验在水压系统上完成，试验温度为室温，方法参考API RP 5C5中的有关规定，加压速率

式样Y1、Y2、Y3在45 MPa标准静水压试验条件下，试样均未发生泄漏现象；在91.5MPa压力时试样Y2管体爆裂；在95 MPa压力时试样Y1管体爆裂；在96 MPa压力时试样Y3管体爆裂；

API BUL 5C2中规定J55油管接头的最低内屈服强度为50.1MPa。

实验结果表明，更换管体材质后的油管力学性能均等同于原管体，管体材质的减弱对其性能无影响。

2.3 实验结果分析

上述实验表明“等强度”油管的各项技术指标均可达到SY/T6194-2003《石油天然气工业油气井套管或油管用钢管》标准。由于更换了管体材质，大大降低了生产成本。按每根等强度油管节省材料成本50元，仅以大庆油田每年使用160万根油管计算，每年的生产成本就可节约8千万元。

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改革开放以来我国经济高速增长，对石油的依赖和需求也逐年上升，勘探开发的石油井数量也逐年增加，随之产生大量的钻井废弃液带来的污染问题越来越受到世界各国的重视.如不加以处理就直接排放，必然会对自然生态环境造成一定的破坏。

一、钻井废弃泥浆的污染物组成及危害

废弃钻井泥浆成分复杂大多呈碱性，pH值在8-12之间，甚至达到13以上，且色度大，外观呈粘稠流体或半流体状，具有颗粒细小，含水率高，不易脱水，粘度大等特点，由于钻井泥浆中含有多种有机和无机类化学处理剂，个别污染指标甚至超出国家允许排放浓度的数百倍，其中的主要污染物有：（1）悬浮物（2）酸碱物（3）有机质及其分解产物（4）油类（5）重金属（6）盐类（7）其他化学添加剂。

由于废弃钻井液成份比较复杂，钻井废弃泥浆对环境的影响也是多方面的，表现为：（1）污染地表水和地下水资源（2）各种重金属滞留于土壤影响植物的生长和微生物的繁殖（3）过高的pH、高浓度的可溶性盐及石油类造成土壤板结，危害动植物的生长（4）废物中的有机处理剂使水体的COD、BOD增高，影响水生生物的正常生长。

二、钻进废弃泥浆的主要处理方法

目前国内外对钻井废液的处理方法主要有固化、注入地层、处理后直接排放、回注、焚烧、填埋等化学和物理方法。化学固化法被固化后的有害物质不再向环境扩散和迁移，但固化处理需一定的成本，一次性处理量大；回注法是废弃泥浆经化学絮凝等方法处理后应用于配制泥浆或将其注入井中，但是优良的絮凝剂较少；焚烧法处理成本高，而且会给空气造成二次污染；填埋法易对地表及地层水产生污染。这些方法虽然在一定程度上对钻井废泥浆进行了处理，但是钻井废泥浆中的有机污染物并未分解，依然对环境可能造成污染。

三、钻进废弃泥浆的生物处理方法概述

广义的生物处理技术指一切以利用生物为主体的环境污染治理技术，包括利用动物、植物和微生物吸收，降解，转化土壤或水体中的污染物，使污染物的浓度降低到可以接受的水平，或将有毒有害污染物转化为无害的物质，也包括将污染物稳定化，以减少其向周边环境扩散。目前钻井废弃泥浆的生物处理技术已成为国内外石油天然气勘探开发作业技术中的研究热点，根据生物处理技术所利用的生物种类，可分为动物处理、植物处理、微生物处理以及微生物——植物联合处理技术。目前，以微生物处理技术研究和利用的最为广泛，并取得了可喜的研究成果。

四、微生物法处理钻进废弃泥浆的研究进展

微生物处理技术是在人为优化的条件下，利用自然环境中生息的微生物或人为投加的特效微生物的生命代谢活动来分解污染物，微生物对物质进行各种转化作用的生理学基础是其新陈代谢活动，即分解代谢和合成代谢，可用于生物处理的微生物有很多，包括细菌，真菌等。

1.微生物法处理钻井废弃泥浆的影响因素

人们对微生物处理废弃钻井泥浆的研究较多。主要是从废弃钻井泥浆中筛选出高效降解微生物，然后将其投加到废弃钻井泥浆中，调整微生物作用环境，如温度，营养元素，pH值，盐度等。部分地区受环境因素的影响，生物降解速率慢，通过提高温度，施加营养元素，接种专性细菌等方法促进生物降解。

2.微生物法的室内研究

崔靖园等利用从平湖油田钻井废弃液中分离的一株菌株对废弃液进行处理，使COD和TOC的降解率达到50%以上；樊琳从石油污染土壤中分离出一株假丝酵母菌株Y2，通过正交实验确定最佳培养温度、pH值、营养因子构成，使废弃泥浆中的石油烃降解率达到91%；廖玲通过色度和CODcr去除率的高低从四川井场中筛选出六株高效降解菌种，并对其中五个菌株做了16srDNA分析，构建了系统发育图。

3.微生物法的现场应用

通过向废弃泥浆池投入菌剂以及必要的营养物质，达到使废弃物降解和富集的过程。陕西省科学院酶工程研究所生产的复合菌剂在长庆油田应用，陈立等利用目标泥浆池筛选优化的复合菌剂，处理陕北地区58个油气田的废弃泥浆，经30-60天的微生物处理，治理效果完全达到国家标准。高磊等从废弃泥浆池中筛选出四个优势菌种，利用正交试验确定菌种最佳配比及培养最佳条件，在目标泥浆池投入菌剂，经四十天处理后，废弃泥浆完全固化，残余烃含量明显降低，龟裂度较高，pH值由碱性恢复中性。

五、展望

目前低污染低成本的微生物处理技术处理效果好，生化处理后污染物残留量低，对环境影响小，对人体无害。但是目前的微生物处理技术还不完善，还需要开展进一步研究。

1.如今多数降解菌是从污染物中直接分离出的，广谱性不强，具有降解多种污染物的基因工程菌的研究还比较少。

2.研究微生物，动物植物联合降解废弃物，充分发挥各自的优势，并相互协同，从而达到高效降解有害物的目的。

3.微生物处理废弃物的时间较长，如何提高菌种的降解速率是一个亟待解决的问题。

4.建立已有降解菌的数据库，研究每一分支的降解机理，建立废弃泥浆组成的数据库，研发二者相关联的应用软件，以便为目的废弃泥浆快速选择相应的降解菌。

参考文献

[1]崔靖园，李辉，牟伯中.生物法处理钻井废液的研究.[J]石油炼制与化工，2011.41（12）：56-60.

[2]黄汉仁，杨坤鹏，罗平亚.泥浆工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1984.

[3]丁克强等.石油污染土壤的生物降解研究[J].生态学杂志，2001，20（4）：16-18.

[4]陈立.陕北地区油气田钻井混合废弃物的微生物原位修复技术研究[学位论文].西安：西北大学，2009.

[5]廖玲.钻井废弃泥浆降解菌的分离及特性研究：[学位论文].成都：四川农业大学，2010.

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引言

为了满足不同油田开发阶段技术的需要、解决在油田开发过程中中层间的矛盾，这样才能够实现有效注水的工艺，经过不断的研究以及技术的革新，不同的注水开发阶段所出现的问题都得到了较好的解决。油田的注水工艺慢慢的发成为分层注水、细分注水和精细注水等等注水工艺，此工艺不断的发展和完善，就形成了以分层工艺注水作为代表的注水工艺。注水风衣技术对于均衡动用各个油田间和提高油层的 动用程度都发挥出了非常重要的作用，从而能够有效的实现油层的高效开采。因此，人们也越来越重视注水工艺发展的新方向。

1、注水工艺现象

1.1注水井井下油管的现状

注水井在井油管总长度1355*104m，其中防腐蚀油管主要有2492口井，普通油管井有4024口，占总井数的60.9%。在上世纪中期，我国大部分油田已经开始应用防腐油管，后期主要应用新型玻璃钢材油管以及不锈钢油管等多种类型的防腐有关。其注水井在油管中的分类如下表。

1.2测试工艺技术的现状

目前油田应用的注水工艺流量测试工艺主要是井下流量测试以及特殊下辅助投球测试。超声波流量测试以及电磁流量计是目前我国比较先进的测试工艺。目前，绝大多数的油田主要以电磁流量计以及超声波流量计为主，全局共有138支电磁流量计。而投球式测量方法主要在我国个别油田水平井测试中被应用，其主要应用在目前流量计还不能满足要求的高温、高压等注水工艺的测试。

1.3注水工艺技术存在的不足

根据统计，目前注水井上修管柱结构主要采用悬挂式，结构也比较单一，针对性不强，因此也不能满足不同油田井况的分层注水要求。我国有632口注水井其中与546口注水井采用了常规的注水工艺管柱，主要占总分层注水井的86%。而采用防腐管柱的只有70口井，管柱蠕动严重的影响了注水井的使用寿命。完井之后才能封隔器的位置在2574米，现场也通过电磁定位测试发现很多问题，当下层注水、上层停注水的管柱缩短了1.1m，而上层注水、下层停注的时候管柱伸长了0.8m。注水井工作制度的频繁改变了造成管柱的频繁，从而严重导致了封隔器分层过早失效的情况。另外，因为打捞不成功或者反洗井不同，严重造成管柱出砂降低了调配的成功率。

2、发展新方向

随着油田开发程度的不断的深入和比较复杂的情况出现，为了能够进一步的延长水晶免修期，要提高注水层的和合格率，还要提高注水工艺方面的实施效率，尽量的降低开发的成本，注水工艺发展要更进一步。它发展的新方向是主要围绕如何提高效率和更加细分的发展，向着智能化、精确注水的方向发展。具体表现如下：

（1）注水量方面的测试一定要朝着准确、可靠、单一的方向发展，于此同时还要发展水平井和定向井等比较特殊的井的调配技术。在井下测试的话可以比较准确的得到嘴前还有嘴后可以测调相应的监控数据。而且还可以根据在井中测出的数据结果做出测量的响应，在减少测试工作的时候最好还要将测调的周期缩小，要能够为油田的地位惊艳研究提供比较全面以及新的注水工艺。

（2）注水工艺陪配水的方式还有投劳方式新发展走向：目前的配水方式主要是由节流压差原理以及水嘴的大小来调控注入水的量，这种方式逐渐的发展成为井下定量配水的技术。并且这种工艺能够在井下自动的进行，可以有程序控制，根据先前设置的配水方案和实时监控的 分层流量结果，通过制定调节阀的周期来进行调节。井下的智能配注器能够把内置设置成电池供应状态或者是可充电供应。这样就能够一无线传输的方式进行配注和测调周期的调整以及读取井下所检测的数据。

（3）注水配套工具的新的发展方向：注水封隔器方面就是向着耐高温以及耐高压的方向发展，甚至是开发新型的耐高温高压的密封新材料，从而能够适应特殊条件下的高温油藏的注水工艺要求。

（4）注水的管柱功能发展新方向：注水管柱功能发展主要由比较单一、简单的注水功能向着可以采集信息、注水和测试集成方面发展，要有效的提高机电一体化的成都，这样就能够加快注水的智能化管理速度。注水工艺的管柱不但能够有效的满足注水工艺的要求，还能够满足吸水剖面的改造工艺的要求，比如油田的分层酸化等等现象。

（5）注水配套的防腐油管性能的不断提高和完善，涂层的变化会有原来的树脂想着喷涂环氧粉末或是不锈钢管，防腐的处理主要就是由化学处理向着喷砂处理。这样的话质量还有环保性都能够逐渐的提高，同时陪同井下的防腐蚀性同样会大大的提高。

（6）注水井作业主要向不放喷、压井等技术方向发展。目前，我国各油田基本采用了压井或者防喷等技术完成注水井作业。为了提高油藏水驱的开发效果，并且有效减少地层能力的损耗，油田应进行水井作业不防喷、压井等技术的研究，主要由防喷压井向不压井作业的方向发展。

3、结语

经上述论证，注水的工艺就是油田开发的基础，现在我国已经形成了一套能够适应不同油藏地质条件以及不同井型分层注水工艺的体系。伴随着油田开发的逐渐深入和各种比较复杂地形地质类的油田投入开发，需要能够进一步的提高注水工艺的配套程度以及适应性。同时还需要强化注水技术的管理，尽可能实现注水好、精细注水以及有效注水等工艺技术，从而能够有效的达到控制油田中含水上升的速度，控制在油田生产过程中产量的递减和大大提高水驱采收率的目的，只有这样做，才能够满足油田在开发的不同阶段、不同地质条件下的注水开发油田，能够有效的保证水驱开发油田的高水平开发。