时间：2022-01-26 13:59:45
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关键词: 防砂技术;化学防砂;固砂剂;热采稠油井;技术发展;辽河锦州油田;综述
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
2.1 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
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。 参考文献:
[论文摘要]：目前，微生物采油技术引起了微生物学界、石油工业界、石油地质界和地球化学界等相关学科的广泛兴趣和关注。详细介绍微生物采油技术概况，明确分析微生物采油技术概况机理，并探讨其发展方向。
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。
参考文献：
关键词：稠油原油 原油降粘 化学技术
近年来，我国的常规石油开发技术的已经日渐成熟，加上石油管道集输技术，极大的促进我国的是石油行业的发展，但是油田若是想要加大生产量，就必须采取非常规的原油开采，尤其是对油田稠油的开采，由于稠油中含有大量的沥青质以及胶质物质，使得稠油原油的粘度非常，不适合常规的石油开采，进而加大了稠油油田的开采难度，为了能降低稠油开采的难度以及节约石油开发成本，通过化学试剂实现有效降低稠油原油的粘度，进而实现稠油原油的常规方式开采，实现稠油油田原油大量开采。
一、稠油原油化学降粘技术开发的理论基础
1.稠油原油降粘原理
稠油原油中的胶质以及沥青质分子物质中具有羟基、羧基、氨基以及羰基等有机化合物，导致胶质分子与沥青质分子间发生剧烈的氢键作用，沥青质分子中的芳杂稠环平面互相堆积使得极性基团间的氢键产生的沥青质粒子，而胶质分子则是相反是通过及受到氢键的固定产生沥青质粒子的包覆层，这两中粒子的氢键可以相互连接，进而导致原油的高粘度增高。可将稠油的高粘度主要与胶质粒子和沥青质粒子的相互作用有关，或者是与稠油原油中胶质粒子和沥青质粒所形成的高聚化合物有关的，除此之外在稠油中的胶质粒子、沥青质粒子和杂原子、有机金属原子结合形成化合物，导致稠油粘度过高、流动性差，这些高聚化合物或者是混合物的分子量较大、密度高，虽然含量很低但是严重影响了稠油原油的粘度，导致稠油原油开采困难。
2.稠油原油的化学降粘技术的开发
稠油原油的化学降粘技术是我国目前稠油油田原油开发中运用广泛的开采技术，除此之外还有稠油油藏进行水热催化降粘技术，但是因为化学降粘技术在我国的发展成熟，开发成本低以及符合我国的稠油油田原油开发环境，为此我们对稠油原油的化学降粘技术的开发进入深入研究，经过多年的努力，我国的稠油油田原油化学降粘技术的代表有水溶性的乳化降粘技术和油溶性稠油化学降粘剂的降粘技术。
水溶性的乳化降粘技术在我国的稠油油田原油开发中一种常用的化学降粘技术，其降粘效果显著，乳化降粘技术除了单独使用降粘之外，还可作为辅助降粘剂促使其他原油降粘方式降粘，例如使用蒸汽以及蒸汽吞吐降粘技术降粘的方式基础上使用乳化降粘技术，两中降粘方式的结合使得降粘效果更为显著。水溶性的乳化降粘技术主要是将稠油乳化后形成的乳状液进行降粘，进而实现有效的降低稠油的粘度，目前我国的石油矿产中，稠油储量是轻油储量的几倍，所以为加大石油的开采量，必须加大对稠油原油的开发力度，但是稠油藏油区块分散、油层薄以及含油面积小等，导致稠油油田无法使用常规的石油方法开采，加上化学降粘剂能够降低稠油原油粘度，但并且完全效果，对此使用水溶的乳化降粘技术进行降粘，不仅有效的降低稠油原油粘度，而且还有效提高稠油开采的经济效益，应用前景广阔。
油溶性稠油化学降粘剂的降粘技术是通过原油降凝剂降低稠油原油粘度的开采技术，根据胶质和沥青质的性质，在高温或者溶剂的作用下极易出现层隙疏松性质，使得降粘剂的分子渗入，增大降粘剂的降粘效果，但是根据不同种类的稠油的不同的胶质与沥青质分子结构，需要选择不同的化学降粘剂，通常而言，化学降粘剂只是在一定程度上起到降低了稠油的凝固点的效果，石油中还有的蜡，基于其网状结构会导致稠油结构的粘度局部消失，整体粘度下降，当前对稠油化学降粘剂研究目的主要是为了研制价格更为低廉、效果更为明显的化学降粘剂，以增强稠油低温的流动性，使得其能够采取稠油开采及管输的技术需求。但是目前根据化学降价剂的使用情况来分析，多数人使用者只是重视的化学降粘剂的降粘效果，缺乏对降粘剂与和原油之间的相互作用分析，反而在一定程度上限制了化学降粘剂的化学效果的，为此加强改进稠油降粘剂的降粘技术对稠油原油开发至关重要。
二、稠油原油的化学降粘技术的应用
1.稠油原油开发的应用
虽然我国稠油的储量丰富，但是由于大多数的油藏区块分散，含油面积不大，导致造成了我国的稠油开采困难，或者通过电热或蒸汽吞吐等经济方法进行开采所得到的效果低下，为了在稠油原油开发的过程中获取更多的经济效益，通常采用化学降粘方式开采或者辅助开采，我国的稠油化学降粘技术主要应用在油层解堵、井筒降粘、蒸汽吞吐以及输油管的降粘等几个方面中，在稠油的开采中应用最多，通过化学降粘技术降低稠油粘度，不仅促进稠油的开发，更是提高了原油的产量以及降低原油的运输成本，还减少稠油中氮、硫等物质产生，大大降低了稠油开采成本。
2.在管道集输中的应用
我国开采出来的稠油原油含蜡量的较高，，这种原油在低温中流动性差，不适合管道集输，所以在管道集输之前需要通过加热原油的方式，以促进稠油的管道集输，但是我国东部油田的产量逐年下降，我国的稠油原油开发不得不转向西部，但是这导致稠油原油管道集输相当困难，加热原油促进管道集输的方式不适和长距离的原油管道集输，而采用降凝降粘剂使输油管长期处于常温状态，能够有效地解决这一困难，不仅提高稠油的长距离的输送技术，还促进石油行业的快速发展。
三、结束语
稠油油田原油化学降粘技术是我国稠油原油开发的重要技术，其发展状况直接影响到我国石油行业的发展，为此对其技术创新需要重视。
参考文献：
[1]赵炜，张志远.重油-21世纪的重要能源[J].世界石油工业，2009，6（3）：46―49.
[2]李炯.流动改进剂在原油长输管道的应用研究[J].油田化学，2011，4（2）：146―155.
【关键词】 大庆 油田 采收率 提高
原油采收率指的是累计采油量占地质储量的百分数。从油藏的层面来看，采收率除了与油田的地质条件有着密切的联系以外，油田的开发方式、管理水平以及采用工艺技术水平等等也有会对油田的采收率产生影响[1]。本文结合大庆油田采收率提高的实践，对油田采收率进行深入的探讨与研究。
1 大庆油田采收率提高实践分析
大庆油田作为我国第一大油田，从上个世纪六十年入开发建设以来，目前已经形成了萨尔图、杏树岗以及朝阳沟等几十个规模不等的油气田，这就使得大庆油田在采收率提高方面有着丰富的实践。以三次采油技术的应用来说，三次采油技术在促进采收率提高方面有着重要的作用，第三次采油技术在油田中的广泛的应用能够有效的减缓多数油田在产量方面所出现的递减速度的情况，对稳定油田的原油产量有着重要的作用。在三次采油中常用的四大类技术中，我国应用范围比较广的是化学法[2]。从对我国近期原有产量构成的分析来看，在油田采收率提高方面所采用的技术以化学驱三次采油技术为主。从大庆油田的采收率提高的实践来看，2012年，该油田三次采油产量上升到1360多万吨，不仅如此，该油田近十一年的采油产量都超过1000万吨，大庆油田的每吨聚驱增油达到40吨以上。从现有的大庆油田在采收率提高方面的发展来看，预计在明年，大庆油田将成为全球最大的三次采油技术研发生产基地。从2011年开始到现在，大庆油田的三个一类油层强碱工业化试验区块提高采收率18%，而大庆油田北二西二类油层弱碱三元复合驱工业性矿场试验中心井区阶段，油田采收率提高超过了25%。除此以外，大庆长垣特高含水油田提高采收率示范工程等项目对高含水油田采收率的提高也有着重要的作用。2012年6月，大庆油田的二类油层首个强碱工业区块启动。同时，三元复合驱配套工艺日趋完善，管理规范与技术标准体系基本构建完成，为明年大庆油田采收率的进一步提高奠定了基础。
2 油田采收率影响因素分析
从油田采收率的层面来看，对油田采收率产生影响的因素较多，不仅受油藏本身地质条件的限制，油田所采用的开发方式、管理水平以及工艺技术等等都会对油田的采收率的产生影响。从油田采收率提高的实践来看，驱油机理不同油田的采收率也会存在区别，驱油机理相同油田在采收率方面也会存在区别，这种区别甚至很大。换句话说，对油田采收率产生影响的因素是复杂且多元的，但是通常可以概括分为内在因素与外在因素两个方面。内在因素取决于油田本身，后者则和人为的油田开发工艺技术以及所采用的油田管理水平等等有着密切的联系。从内在的影响因素来看，主要包括油气藏的类型、储层岩石性质、油藏的天然能量以及储层流体性质等内容，以储层流体性质为例又具体分为原油的黏度以及气田的天然气组分等内容。从外在的影响因素来看，主要包括油田开发方式的选用、井网合理密度与层系的合理划分、钻采工艺技术水平以及经济合理性等等[3]。如上文提到的大庆油田所最终采用的三次采油技术就属于对油田采收率影响的外在影响，换句话说，通过提高油田采收率大庆油田具体的采用了三次采油技术中的化学驱。又如经济合理性，油田的投资成本与操作成本等外界因素也会对油田采收率产生影响。
3 油田采收率提高策略
正如上文所述对油田采收率影响的因素较多，呈复杂化与多元化的特点，这就决定了在确定具体的油田采收率提高策略时，需要油田结合自身的情况，针对影响油田采收率的内在外在因素，确定科学合理的策略。
从内在的影响因素与外在的影响因素两者对油田采油率提高策略确定的影响来看，内在因素起主导作用，也就是说，好油藏要比差油藏有着较高的采收率。在油田开发过程中，人为的对油气藏采用科学合理的部署以及合理的工艺措施也会实现对油气藏固有地质情况的改善，进而有效的提高油田的采收率[4]。受内在因素与外在因素两者共同影响的限制，无法实现用同一类方法准确的对油田的最终采收率进行预测，这就决定了需要通过不同的方式，对油田的采收率要进行计算分析与综合考虑，并在对比分析的基础上选用适合油田的方法，进而确定出合理的油田最终采收率值，为油田调整与确定油田的开发规划奠定必要的基础。通常油田采用的方法包括油田统计资料获得的经验公式法、岩心分析法以及油田动态资料分析法。除了这些油田采收率提高策略以外，大庆油田的成功经验还说明，油田的管理水平对采收率的提高也有着重要的作用，如大庆油田从提高三次采油提高采收率的重大关键技术的层面出发，大庆油田成立了大项目部，由公司领导与有关专家对项目进行科学的管理，同时以技术成熟度为基础，分层次、分步骤的推进提高采收率技术攻关和应用，在重点推广聚驱，完善强碱三元，攻关弱碱和无碱的同时，不断的探索其他提高采收率技术。
综上所述，油田采收率的提高需要结合影响采收率提高的因素进行具体的分析，根据分析的结果结合油田的现有情况灵活性的调整策略，大庆油田采收率的提高为我国采收率提高的理论研究与实践应用提供了宝贵经验[5]。换句话说，油田采收率的提高需要结合油田的实际情况，在综合借鉴不同油田采收率提高经验教训的基础上，不断的优化采收率应用策略。
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关键词：低渗透油藏 二元复合驱 提高采收率 机理 适应性
一、低渗透油藏开发特点
低渗透油藏主要以砂岩为主，由于储层孔喉细小、比表面大、渗透率低、受成岩作用等的影响，开发过程中具有以下主要特征：油井自然产能低，生产压差大；产量递减快，地层压力下降幅度较大，一次采收率很低；注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高；油井见效时间较晚，压力、产量变化较平缓；裂缝性砂岩油田注水井吸水能力强，油井水窜严重；低渗透油田见水后采油指数、采液指数大幅度下降，稳产难度较大[2-6]。
二、聚表二元复合驱油机理
聚/表二元复合驱是利用聚合物和表面活性剂的协同作用来提高原油采收率的方法。大量文献表明，最初的聚合物/表面活性剂二元复合驱[7]是先注入一段活性水段塞，降低油水间的界面张力后，再注入聚合物段塞，以此来控制流度。
聚合物/表面活性剂（SP）二元复合驱主要是利用聚合物与表面活性剂的协同作用，[8-12]，
聚/表二元复合体系驱油机理主要包括以下几个方面[13]：
1.降低流度比，提高波及系数
2.降低界面张力，增加毛管数，提高洗油效率
式中 Pc-毛管阻力，MPa；
σ-油水界面张力，mN/m；
θ-润湿接触角，°；
r-毛管半径，cm。
3.复合驱中的表面活性剂通过降低油水界面张力，使水驱过程中油滴变形，从而降低油滴流经孔隙喉道所做的功；表面活性剂在油水界面吸附后，形成稳定的水包油乳状液，乳化的油在向前运动中不易重新粘附在岩石表面，从而提高洗油效率。
三、低渗透油藏聚表二元复合驱油适应性研究
近几年，针对三元复合驱实施过程中存在的一些弊端，我国先后在胜利、大庆、辽河油田开展了二元复合驱。2003年9月胜利油田率先在孤东油田七区西南部Ng54-61层进行了二元复合驱工业化试验，标志着胜利油田成为国内第一个将二元复合驱技术进行工业化应用推广的油田。辽河油田于2007年在锦16块进行了二元复合驱方案设计，于2010年在锦16块开展二元复合驱工业化试验[18-22]。
低渗透油田的二元复合驱矿场试验主要集中在美国和英国，例如，美国的Slaughter油田平均渗透率为4×10-3μm2， Lewisville油田平均渗透率为24×10-3μm2，而英国的Bothamsall油田的平均渗透率为14×10-3μm2，在1983年进行了低浓度的表面活性剂驱，在处理和注入表面活性剂溶液方面获得了宝贵的经验。美国布拉德福油田平均渗透率为10×10-3μm2，选取两个区块进行聚合物/表面活性剂二元复合驱矿场试验。结果表明，两个区块分别在1984年4月和7月产油量增加，但增幅不大。同时，二元复合驱矿场试验不能用于驱替原油黏度高于30 mPa·s的油藏，但是，实验室的二元复合体系却成功驱替了黏度为31.7 mPa·s的原油，并且有较高的采收率，因此，在这个方面还有待于更进一步的研究。将来表面活性剂的应用和发展可能会超出以上范围，取而代之的是潜在的经济因素和实际应用条件的综合考虑[14]。
王伟[15]等针对龙虎泡低渗透油田水驱开发效果差、采收率低等特点，开展了聚合物和表面活性剂二元复合驱在低渗透油藏适应性的室内评价实验。实验结果表明，聚合物和表面活性剂二元复合驱最佳的注入方式是先注入聚合段段塞，后注入表面活性剂段塞。在水驱基础上可提高非均质岩心采收率17.74%，对于非均质性较弱的低渗透油藏可选用聚表二元复合驱，聚合物具有良好的注入选择性和封堵选择性，优先进入相对高渗区的水窜通道，起到调剖作用，表面活性可降低注入压力，注入水更容易进入低渗区，启动低渗区剩余油。
徐艳丽[16]等针对五里湾一区低渗透油藏开展了聚合物与表面活性剂组合调驱技术研究。该技术通过全面的室内实验，并选取五里湾一区三口水井开展该项试验，室内实验显示能有效提高采收率7.4%，现场综合增油降水效果也较为明显。
四 、实例分析
1.布拉德福油田
布拉德福油田位于宾夕法尼亚州，平均孔隙度为15%，平均渗透率为10×10-3μm2，原油黏度为5mPa·s，深度为549m，油层厚度为9m，注水开发后的剩余油饱和度为40%。
二元复合体系所选表面活性剂是由Marathon公司制造的石油磺酸盐，助表面活性剂为甲醛；聚合物是用油田原油经磺化后制备而成的适合本油藏特性的CyanatroL930-S型聚合物。
在布拉德福油田选取区块1和区块2两个区块进行聚合物/表面活性剂二元复合驱矿场试验。结果表明，区块1和区块2分别在1984年4月和7月产油量增加，但增幅不大。到1985年12月试验区总采油速度由8.3m3/d增加到31.8m3/d，产出液中的含油量由小于1%增加到6%；生产终止时区块1的累积产油量为1.41×104m3；区块2的累积产油量为1.6×104m3[17]。
由于当时油价较低，注入过程中的一些关键技术尚未突破，因此该技术未得到推广，但在布拉德福油田实施的聚/表二元复合驱矿场试验取得了增油的效果，由此说明低渗透油田实施聚/表二元复合驱是可行的。
2.五里湾长6油藏
五里湾长6低渗透储层属成岩型为主的沉积-成岩型长石细砂岩。其中粒间孔隙是主要的孔隙类型。五里湾一区长6砂层平均有效厚度12.2 m，平均有效孔隙度12.74 %，渗透率1.81mD。同时该地层水钙镁离子含量高，平均矿化度31718 mg/L，水型为CaCl2型。
2010年10月13日，五里湾长6油藏优选了三口水井，对应十四口油井开展了聚表二元驱调剖与驱油技术结合的现场试验。现场采取重复多段塞的方式注入调剖体系以及驱油体系，现场措施累计进行26天，累计注入2 915 m3，调剖剂注入后，压力上升1MPa 左右，弱凝胶封堵见效。措施后数据统计至8.29日，对应14口油井不同程度增油，井组累计增油1243.79 t，含水相对稳定，柳74-47日增油0.72 t，综合含水下降15.9 %，综合增油降水效果较为明显。
通过室内研究筛选出具有很强抗剪切性能，抗盐性，和抗温性的弱凝胶调剖体系配方：0.3 %梳型聚合物（KYPAM）+1 %交联剂。同时在室内进行岩心模拟驱油试验，筛选出能有效降低界面张力至10-3mN/m的表面活性剂体系：0.3 %HAS 表面活性剂复配体系+0.15 %助活剂，室内实验显示能有效提高采收率7.4 %。
过连续两年表面活性剂驱油措施、以及聚表二元驱技术研究以及现场试验，初步反映出该项技术措施增油有效期为7个月左右，7个月以后，对应油井相继出现增油不稳定的现象。
在五里湾长6油藏实施的聚/表二元复合驱矿场试验以及室内试验都取得了增油的效果，由此说明低渗透油田实施聚/表二元复合驱是具有一定可行性的。但该项技术措施增油有效期为7个月左右，7个月以后，对应油井相继出现增油不稳定的现象[16]。
五、结论
低渗透油藏天然能量小，产量递减快，压力下降快，一次采收率低，开发水平不高。
低渗透油田的二元复合驱矿场试验主要集中在美国和英国，二元复合驱的采收率较低，原因包括油藏本身条件的不足，表面活性剂在地层中滞留量过大，存在启动压力梯度。
五里湾长6油藏实施的聚/表二元复合驱矿场试验以及室内试验都取得了增油的效果，由此说明低渗透油田实施聚/表二元复合驱是具有一定前景的。
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关键词：分层采油 抽油杆 类型
我国的油田主要为多层系，非均质构造，多采用注水开发的方式。因为层系比较多，各个油层的物理特性差别较大，导致生产能力有所差别，存在着各个层次之间互相干扰的问题。分层有杆干扰系统彻底解决了多层系，非均质构造油田的层间干扰问题，达到了适度开采高压高含水层，同时充分发挥低压、低渗透、低含水层的生产能力，延长了稳产期，提高了油田的整体的经济效益。基于此，本文针对消除层间干扰问题，研究了分层采油技术。
一、分层采油技术的类型
1、KQS2110 配产器（625 型空心配产器）分层采油管柱
KQS2110 配产器（625 型空心配产器）分层采油管柱是由水力挤压封隔器与KQS2110 配产器等组成，在采油的时候配产器最多的时候可以下到5级。因为挤压式封隔器胶筒是靠着椎体挤压的过盈实现密封的，对套管内的适应性能不强，不同内径的套管需要更椎体，就会进一步影响下井的成功率。这样类型的灌柱在油田的应用过程中，再低含水期曾经得到过广泛的应用，达到1200口井以上，封隔器一次下井的成功率达到80%以上。
2、双管多级分段采油管柱
双管多级分段采油管柱是由主管、采油树和副管构成，主管上连接着连通器、封隔器等井下工具，能够做到分层测试、化学清蜡。对于油层压力较大、层间干扰比较严重的油井较为实用。因为这样的管柱工艺比较复杂，施工难度较大等原因没有得到大面积的推广。
3、KPX2113 配产器（635 型偏心配产器）分层采油管柱
KPX2113 配产器（635 型偏心配产器）分层采油管柱是由压缩式封隔器和偏心配产器组成，主要是针对KQS2110 配产器在分层采油的时候不能做到细化，套管内径的适应能力较差，不能满足油田中、高含税气开发的需要而研究的技术。主要特点是偏配产器的级数不受限制，能够用钢丝任意投捞每个层段堵塞器以此更换油嘴，下井一次的成功年率达到90%以上。在油田开采进入高含水期以后，这样的分层油管柱分为了整体式堵水管柱和堵水管柱两大类，当前油田采用的的是机械注水管柱。
4、井下开关式可调层分层堵水管柱
“八五”期间，油田已进入高含水开发后期，根据“稳油控水”的需要，堵水工作量逐年增大。由于经常出现同井多层高含水，确定堵水目的层的难度越来越大，为了保证堵水效果，对堵后无效或低效井进行堵层调整是必要的。但是，在抽油机或电泵举升井中对偏心配产器等常规堵水管柱进行堵层调整时，必须起下管柱，费工、费时，影响生产。为此，在“八五”后期又进行了井下开关式可调层堵水管柱的研究，形成了滑套式可调层堵水管柱和液压开关可调层堵水管柱2 种类型的井下开关式可调层堵水管柱。这种既可找水，又可堵水的多功能可调层堵水技术，将成为大庆油田“九五”期间机械堵水的龙头技术。滑套式可调层堵水管柱主要由Y445（3）2114封隔器、Y3412114 封隔器和KHT290 配产器（井下套开关）和丢手接头等组成。滑套开关可多级使用，需要调层时，从油套环空下入电动开关控制器或机械式移位开关器来改变井下滑套开关的工作状态，实现对任意一个层段的开关，可以反复调层。在油井正常生产条件下，采用地面计量和取样化验含水方式，可以逐层获得产液和含水资料，找出高含水高产液层进行封堵。该管柱在13917mm 套管井中，适应泵外径不大于
二、分层采油技术的意义
1. 经过30 多年的发展，分层开采技术已形成技术系列，满足了不同开发阶段分层开采的需要，在油田长期持续高产稳产中发挥了关键作用。随着油田开发的不断发展，机械分层开采技术也将不断发展与完善。
2.液力投捞细分注水管柱采用配水器与封隔器一体化结构，一个配水器分注3个层段，使分注层间隔层可降至110m；采用液力投捞方式进行水嘴调整和测试，一口井测调时间可比偏心配水管柱减少85 %以上，一次下井可同时测得各层系的分层指示曲线、压力降落曲线等，这是分层注水技术的重大突破。
3.井下滑套开关可调层堵水管柱具有找水和堵水双重功能，堵水层位可任意反复调整，有利于提高堵水成功率，将是高含水后期油田机械细分堵水的一项重要技术。
4. 两层分采同步抽油技术，可以极为有效地解放层间矛盾中的低压油层。
5 .该技术结构设计合理、现场施工简便、成本费用低廉、经济效益极为显著，而且，适用范围广泛。
6. 该技术为我国的油田开发提供了一种新的采油方法。对经济、高效地开采具有层间矛盾低渗透油田，具有重要的现实意义。
7 .进一步研究选井选层方法，可以大大提高施工效率和采油效果。
三、结论
总之，分层注水控制了高渗透层的注水量，加强了低渗透层的注水量。为了保持注采平衡，采油井也必须采取相应的分层采油技术。油田进入高含水期开采后，高渗透油层几乎都成为了高含水层，中、低渗透层及低和特低渗透层投入了开发，分层采油技术除了要充分发挥中、低渗透层的生产能力外，在很大程度上要更多地应用分层堵水技术。
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“十五”期间，北京化工大学以第一单位（个人）获国家技术发明奖3项，国家科技进步奖7项，获省部级奖励36项。申报发明专利280项，授权101项。被SCI收录论文1050篇，被EI收录论文706篇，被ISTP收录论文187篇。据教育部科技发展中心统计，2004年学校被SCI收录论文244篇，居全国高校第35位，比2000年前进了50位，2005年SCI收录论文413篇；特别是在SCI被引次数由2000年的18篇次、名列63名，上升到了2004年的288篇次、名列全国高校第36名。这对于一个只有800多名专任教师队伍的学校来说是殊为不易的。
以基础、应用基础为先导 构建知识、技术创新的平台
近年来，插入化学这一概念已逐渐被国际学术界认可并成为研究热点，十年间发表的SCI论文数目几乎增加了一倍，2004年达到2029篇。以长江学者段雪教授领衔的科研团队通过这一前沿领域的研究，在国内外著名学术刊物上发表被SCI收录研究论文100余篇，为完善和丰富超分子插层组装理论做出了贡献，奠定了在国际、国内相关研究领域的学术地位；近5年以来,共申报国际发明专利17项（已公开5项，并有2项进入国家阶段），申报国家发明专利99项，授权国家发明专利32项、公开国家发明专利29项，针对结构与技术创新构筑了较为完整的自主知识产权体系。基于应用基础研究和工程化及产业化的科技成果，2004年获国家技术发明二等奖1项，2001年获国家科技进步二等奖1项，还先后获得省部级成果奖励5项，形成了稳定的、有特色的、具有国际影响力的优势研究方向。
开发共性、关键技术 为行业科技进步服务
作为一家具有行业特色的高校，学校针对行业中一些关键、共性技术，组织研究、攻关，并将成果及时在企业中推广应用，这些成果在解决经济建设、社会发展和国防建设中的重大问题方面做出了突出贡献，产生了显著的经济效益和社会效益。
如，“丁基橡胶生产技术“于2002年8月用于工业生产中，生产结果表明，该技术已处于国际先进水平。这一关键技术的攻克为企业创造了5亿多元的经济效益。“大型高效搅拌槽/反应器的成套技术及装置”这一共性技术的开发，结束了我国关键的大型搅拌槽/反应器设备长期依赖进口的历史，与国内外技术相比，具有适应性强、单台设备生产能力高、操作弹性大、性能价格比高等特点，有明显的竞争优势。“特殊物料分离技术”已应用在高粘度、易自聚、含固体颗粒物料等270多套装置中。2003年对应用该技术的10家企业近三年的情况作了调查，他们开具的证明表明，三年内取得经济效益13亿元，节省蒸汽一百多万吨，减少化学污染物料排放约4万多吨。这一共性技术的开发应用，对推动行业的科技进步，大幅度提高生产能力、产品质量和经济效益，减少能耗物耗和污染物排放等方面做出了重要贡献。
上述案例说明，关键技术、共性技术对推动行业的科技进步，提高行业的国际竞争力有着十分重要的作用。与企业不同，学校开发的这类技术不求自身独占，而总是力求让更多企业使用，以充分发挥它在推动经济和社会发展中的作用。
扶植、培育新的生长点 加强对高新技术的研究开发
近几年，学校生物化工技术的研究开发得到了长足的发展，环境领域项目明显增加，计算机应用技术研究持续发展，农业工程有关的研究工作开始显现成效。在生物技术加工过程，特别是微生物发酵平台技术和脂肪酶催化，在国内有一定的优势。在生物资源和生物能源领域，开发了从青霉素菌丝体中提取麦角固醇、壳聚糖和氨基葡萄糖的新工艺，先后获得2001年中国石油化工科技进步二等奖，2002年国家发明二等奖。酶法合成生物柴油的小试已于2004年1月通过了技术鉴定。在分离工程和中药现代化方面，开发了中药连续多级逆流多级萃取设备及工艺，获中国商业联合会科学技术进步一等奖、2005年国家科技进步二等奖。
依靠现代化工技术 改造和建立新型化工产业
现代化工技术主要特点是“绿色化，资源高效、集约化，进而改善产品结构，降低资源消耗并从根本上减少环境污染。”利用现代化工技术改造传统化工基地，建立新型化工产业，提高其竞争力具有举足轻重的作用。如：具有国际领先或先进水平的研究成果超重力技术，在长江学者陈建峰教授的带领下，在较宽领域中进行了大量有关超重力高新技术的研究。学校首创超重力法制备纳米材料技术，成功合成出纳米碳酸钙、纳米阻燃剂、纳米电子化学品、纳米白碳黑、复合纳米材料等产品，并成功实现纳米碳酸钙的大规模工业化生产；在世界上首先实现了超重力法油田注水脱氧的商业运行；协助美国Dow Chemical公司建成了世界上最大的超重力反应分离装置，取得了巨大的经济效益；多项超重力反应与分离示范技术已出口美国、新加坡和台湾地区。中心在超重力反应与分离、制备纳米材料技术以及高技术产业化方面走在世界的前列，取得了一批具有国际影响的成果：2001年获北京市科技进步一等奖、2002年获中国高校科学技术（发明）二等奖、2003年获国家技术发明二等奖，近200篇，申请国际发明专利9项（已授权2项），申请国家发明专利35项（已授权10项）。
积极开展科研组织的创新
结合当前国家经济社会发展的重大需求，在基地、团队建设基础上，学校组建安全科学与监控工程中心、国防新材料研究中心、资源与环境研究中心、能源工程研究中心。在这四个中心建设的指导思想中，首先改变了学科建设以学科点申报为导向和目标的习惯做法，其所涉及研究领域大多数尚未完整体现于现有学科专业分类体系中，而是紧密结合了经济社会发展面临的重大问题。学科专业是知识划分和知识生产制度化的产物，学科制度通过规范有效地推动了学科新知识的增长，但同时形成了学科之间相对封闭甚至冲突，不利于学科之间的交流，从而在一定程度上抑制了学科内部的知识创新活力。其次，打破现行人员行政隶属关系的壁垒，包括绩效考核体系、利益分配管理办法等方面对学科交叉与融合形成的人为阻滞因素。第三，通过人事聘任制度的深化改革，加强学科建设中个体责任意识，大力扶植各层次科技创新团队。
加强统筹、协调 实现集成科学和技术、工程的重点突破
由于历史原因，学校在科研基地建设方面相对薄弱。通过努力，学校近年新增2个北京市重点实验室、2个教育部重点实验室和1个教育部工程中心。
全球性资源匮乏和行业资源消耗高，已成为制约化学工业发展乃至国民经济发展的首要矛盾。学校以“可控化学反应科学与技术基础可控化学反应科学与技术基础”教育部重点实验室为基础，瞄准化工与资源的学科交叉点――化工资源有效利用，积极组织协调，按照以化工手段解决资源问题为主导思想，充分利用学校化工、材料和化学3个一级学科布局紧凑、专业方向完整的优势，通过化学、化工及材料等学科间的交叉、渗透和整合，形成以化工资源有效利用为特色方向，“化工资源有效利用”国家重点实验室已经纳入建设计划。
关键词：下限层，热试油，蒸汽吞吐，原油粘度，采收率
1、长春岭地区概况
1.1 地质概况
图1 长春岭地区区域构造图
长春岭背斜带扶余域号构造位于松辽盆地南部东南隆起区，西与中央坳陷区的扶新隆起带接壤，北为大庆油区的朝阳沟阶地。沉积环境为浅水湖泊三角洲相，可分为三角洲分流平原和三角洲前缘两个亚相，主要发育分流河道、水下分流河道、河口坝、远砂坝等沉积微相。泉四段储层岩性以长石岩屑细砂岩为主，泥质含量在3~13%之间，胶结类型以孔隙式为主，其次为孔隙原接触式；孔隙度一般为7.1~35%，平均为27.0%；预测储量7182* 104t，含油面积54.2km2(图1)[1]。
该区物性下限标准为：孔隙度20%，深侧向18Ω·m，声波330s/m。针对下限层，由于原油粘度高，流动性差，常规试油产量极低。对长39井11+10号层、长40井8+9号层、长105井5号层、长112-1井14+13号层和长36-1井10号层采用混和蒸汽吞吐热试油，取得了良好效果。
1.2 油藏温度与压力
据该区扶余油层井实测温度、压力资料分析，地层压力一般为1.58~2.53MPa，平均为2.00MPa，压力梯度为0.82MPa/100m；地层温度一般为19.4~27℃，平均为21.84℃，地温梯度1.2℃/100m，属正常的温度、压力系统，油藏驱动类型为弹性驱和水驱。
1.3 原油物性
该区主力油层为泉四段，油层埋深浅，多在200-300m左右，温度低，原油密度和原油粘度都比较高，地面原油密度分布在0.8664~0.9318t/m3之间,平均为0.8859t/m3。地面原油粘度在15.98~132mP.s之间,平均为42.46mP.s。凝固点一般为3~24℃，平均为15℃；含蜡量平均为15.6%；含硫量平均为0.10%（图2）。
图2长春岭下限层原油粘度平面图
1.4 对稠油试油采取的措施
由于长春岭地区地层原油粘度高，多呈稠油特稠油属性，因此在常规试油过程中都几乎没有产出，结合该地区油层埋藏浅的特点，经过理论分析研究后在现场采用注蒸汽降粘、加压的方法进行热试油，结果都很大程度的提高了本区下限层原油产量及采收率，五口井通过蒸汽吞吐获得了工业油流，这对于下限层的开发具有巨大意义[2]。
2、热试油方法
2.1概述
蒸汽吞吐热试油就是将一定量的高温高压混和蒸汽注入油层，注入压力及速度以不超过油层破裂压力为上限，焖井数天，加热油层内的原油，开井抽汲求产能。注入的高温高压蒸汽对地层、流体加热，起到降粘、增压、解堵等作用，适用于稠油、凝析油的试油开采。
2.2 混和蒸汽吞吐热试油机理
（1）油层注入蒸汽，加热油层内的原油，由于温度升高使原油粘度降低，原油的流动性增强；氮气在井下形成区域内能有效驱动地层中的原油及冷凝油并且氮气具有降粘作用，能大大提高采收率。部分二氧化碳遇水可形成弱酸，有利于原油降粘和流动，能够增大注入能力，一般二氧化碳可使原油粘度降低到原来的1/10。
（2）注入蒸汽，对油层加热，蒸汽变成热水流动，转换油层孔隙内的原油；且温度的升高，油的相对渗透率升高，原油的流动性增强。毕业论文，蒸汽吞吐。。
（3）油层内注入高压蒸汽，温度升高，油层内的流体和岩石均要膨胀，从而增加弹性能量。
（4）由于气态的氮气、二氧化碳和储层内稠油的比重差，产生重力分异作用，通过这种重力分异作用就可以扩大气体的波及范围，使气体和热量在油层内重新分布，增加油藏流体之间的热交换效果，从而可以充分挖掘剩余油。
（5）注入气体体积大，可较快提高地层压力；由于大量高压气体存在，具有明显的弹性作用，可增加对地层流体的驱动能力。
（6）被加热后的原油流入井筒，利于抽汲。
2.3 热试油工艺流程
在长春岭背斜热试油四口井，热试油工艺流程为：采用热采采油树，射孔压裂后下隔热管柱（管柱结构：油管挂—隔热管柱—缩径）、套管注入氮气起隔热作用、利用蒸汽发生器注入41.35%N2、7.24%CO2、0.51%O2、50.91%H2O高压高温混和蒸汽，焖井数天后，放喷，换采油树及管柱抽汲求产（图3）[3]。
图3热试油工艺流程图
3、长春岭热试油方法应用实例及效果
2008年在长春岭有四口井应用混和蒸汽吞吐热试油技术，提高了油产量，收到了很好效果。
3.1长39井分析
长39井位于长春岭背斜带扶余Ⅱ号构造上。10+11号层射孔井段390.4~385.2m，厚度5.2m，11号层孔隙度27.8%，渗透率114.94*10-3m2，10号层孔隙度24.6%，渗透率46.5*10-3m2。
压裂后常规试油见油花，日产水26.1m3。2008年1月8日至1月15日进行热采施工,累计注入汽量为5*104m3，注汽温度280~290益，施工压力4.02~8.02 MPa。焖井至20日，压力下降到2MPa时放喷求产，日产油0.8m3，水35.3m3，获得工业油流，取得突破。
油样室内分析：20℃原油密度0.9148g/cm3，50℃原油粘度60.50mPa.s，含蜡15.4%，含胶质32.4%，凝固点12℃，初馏点127℃。
3.2长112-1井分析
长112-1井位于长春岭背斜带扶余Ⅱ号构造上。13+14号层射孔井段：314.0~305.0m，厚度5.0m。电测解释：14号层孔隙度21.92%，渗透率14.47*10-3m2，13号层孔隙度34.49%，渗透率587.3*10-3m2。
2008年5月23日油管传输射孔，YD-102枪，127王弹，射后井口无显示。换热采管柱后套管注氮气2400m3，6月3日~8日注高温高压混和蒸汽50516m3；焖井至6月10日，开井放喷后换管柱抽汲求产，日产油0.78m3，水7.99m3，获工业油流。
油样室内分析：20益原油密度0.909g/cm3，50℃原油粘度113.10mpa.s，含蜡12.9%，含胶质30.9%，凝固点18℃，初馏点131℃。原油含蜡、胶质量高，粘度高，不易流动（表1）。
表1长春岭油气田试油情况对照表
通过以上分析可以看出，高温高压混和蒸汽吞吐在长春岭下限层试油中收到了很好效果，对常规试油见油花的下限层采用该方法能达到工业油流标准，这对于下限层的开发具有巨大意义，意味着一大批过去不能动用的下限层现在可以进行开发，对油田的增储上产起到很大作用。
4、结论与认识
（1）高温高压混和蒸汽吞吐是目前比较成熟的一项技术，比较适用于长春岭下限储层的开发，使过去无法动用的储层得到动用。
（2）在长春岭下限层的热试油中，采用了热采油树、隔热油管、注氮隔热方法，取是了很好的效果。毕业论文，蒸汽吞吐。。毕业论文，蒸汽吞吐。。但就管柱结构是否可能优化，如采用热补偿器、热敏封隔器等，以达到更经济更适用的目的还有待于研究和实践。毕业论文，蒸汽吞吐。。毕业论文，蒸汽吞吐。。
（3）在长春岭下限层的热试油中，只是应用了高温高压混和蒸汽吞吐，结合其他开发稠油的方法是否可行？如利用高温高压混和蒸汽把雾状化学降粘剂带入储层深部，是否能起到更大作用，时间更持久，还有待于以后研究和实践。毕业论文，蒸汽吞吐。。
（4）目前采用的热试油工艺是采用下隔热管柱，套管注氮，注蒸汽，焖井后换管柱进行试油，是否可以氮气与蒸汽一体化进行注采，利用注氮气保护油管、套管不受损害，补充地层能量，简化工艺流程，还有待于研究与实践。
【参考文献】：
[1]高兴友，大庆油田长春岭背斜带扶余油层沉积相特征，内蒙古石油化工，2007年第3期.
[2]杨庆杰，松辽盆地长春岭背斜带油气成藏过程探讨，石油天然气学报，2007年6月第29卷第3期.
[3]刘军，蒸汽吞吐工艺技术在试油井上研究与应用，油气井测试，2007年8月，第16卷第4期.
【关键词】三相分离器 存在问题 改进措施
1 采油三厂三相分离器应用现状
目前采油三厂应用三相分离器30台，HXS型28台，HBP型2台，分布情况如表1所示：
2 三相分离器现场应用存在问题
2.1 排砂效果不理想，缩短维护周期，增加运行成本
三相分离器经过一段时间运行后，容器底部沿流向会有不同程度的杂质和泥沙沉积，尤其是沉降分离段积砂更为严重，大量积砂造成容器容积变小，从而造成设备的液体有效处理能力大大减少，沉降时间缩短，甚至阻碍液体的正常流动，最终导致三相分离器无法正常运行，出口指标变差。
目前采油三厂使用较多的HXS型三相分离器，其排砂系统除砂原理是泥砂在重力作用下沉降至集砂斗后排出，当泥砂沉积量不断增加后，依靠重力沉降除砂效果不是十分理想，在集砂斗的远端和部分死角泥砂仍会不断沉积，泥砂沉积到一定量后，三相分离器处理效率降低，油水出口指标不合格，必须打开容器清理。由于排砂效果不理想，不仅影响生产的正常运行，也缩短了三相分离器的维护周期，增加了运行成本。
2011年采油三厂三相分离器因积砂清理维护情况如表2所示：
2.2 内部附件及内壁腐蚀严重，维护周期短，成本高
在整个分离过程中，由于来液流速高且掺杂着泥砂，对分离器进口处造成很强的冲蚀与磨蚀。滞流在分离器下部的是具有很强腐蚀性的水相，分离出来的污水，不仅矿化高度，CL2含量高，pH值低，而且还含有CO2、H2S以及硫酸盐还原菌（SRB）。这些因素使污水成为了腐蚀性极强的介质，并导致三相分离器内部受到强烈的电化学腐蚀。
目前采油三厂使用的HXS型三相分离器，其防腐方法是采用防腐涂层与牺牲阳极保护相结合，但这种方式在结构复杂的罐内存在保护死角，在使用一段时间后底层处理不好的焊接等处涂层会出现脱落现象，加快罐体及罐内附件腐蚀；同时牺牲阳极块在这种强腐蚀性环境中保护周期短，不能随时更换，更不能随时监测其保护状态，造成本体及焊缝处腐蚀穿孔渗漏，严重影响油田正常生产。
2.3 无气状态时，油水外输存在问题
三相分离器将油、气、水分离后，通过控制气相压力来保持油、水的稳定外输，一般控制压力0.2MPa以上即可顺利将油、水顺利输送至下游储罐。但是由于开发的层系的不同，部分区块油气比较低，伴生气含量较少或无气，无法保证三相分离器正常运行压力，从而导致油、水无法正常外输。
采油三厂应用的HXS型三相分离器大多数在有气状态下运行，可以通过气相压力来控制油、水外输，但是均未考虑在无气状态下的运行情况，随着油田开发后期伴生气含量下降及部分开发层系伴生气含量低或无气等情况的出现，将无法保证三相分离器的正常运行。
3 针对存在问题的改进方向
3.1 新式HBP-WS3000×12400-0.6/1油气水砂分离器，排砂能力强
新式HBP-WS3000×12400-0.6/1油气水砂分离器底部设有专用的分砂及排砂内件，可以实现不停产定期排砂，确保分离器内的积砂能及时排出，冲砂水接口仅作备用。采用内压助排式排泥砂技术，确保容器内分离出的泥砂及时排出，为油水有效分离提供更多的有效空间。
罐体底部有5个集砂斗分别连接引砂管线，通过开启引砂管线阀门，利用两端压差即可将泥砂排出，可实现不定期排砂。同时，在罐体上安装有冲砂水接口，连接罐内部沿轴向并排的两根冲砂管，冲砂管上分布有多个冲砂嘴，当内压助排效果不理想时，可利用冲砂水接口连接水管线进行强制排砂，不影响正常生产，也可节约维护成本费用。
3.2 开发应用防腐新技术
针对目前采油三厂应用的防腐涂层与牺牲阳极阴极保护相结合的防腐办法，开发应用新的防腐方法，提高三相分离器的防腐力度，缩短维护周期，降低运行成本。
3.2.1？应用阴极保护新技术
外加电流阴极保护技术，即是对钢体施加阴极电流，使其电极电位从平衡电位向负移动至免蚀区，强行抑制阴极表面的腐蚀化学反应，来实现对阴极的保护。采用一恒电位仪与罐内辅助阳极连接形成电回路，给大罐罐体加上阴极电流，使其阴极极化以达到保护的目的。
3.2.2？开发应用新型防腐涂料
由于三相分离器的特殊运行状态以及内壁中介质的重腐蚀性，对防腐涂料有其特殊的要求，必须有抗冲刷、高耐磨、化学稳定性高的特点。开发应用的新型涂料应该具有良好的结合力、柔韧性、抗冲刷能力和耐磨性能，还应具有优良的耐酸、碱、盐水溶液的腐蚀能力，以及很好的耐污水、污油腐蚀性，以满足内壁防腐蚀需要。
3.3 无气状态下三相分离器正常运行应对措施
三相分离器后期运行过程中，如果完全没有伴生气，目前已安装的设备如何运行，根据现场实际情况可按以下两种方式来解决。
3.3.1？对于设计时未考虑有气无气都能运行的设备
这类设备在沉降室没有设计导波雷达孔，同时水室顶部也不完全封闭。这种设备在后期无气时，可以在三相分离器的油水出口分别安装管道泵、变频器，利用目前已安装的导波雷达液位计采集的油水室液位信号，直接输入变频器，根据液位高度控制变频的频率和泵的排量，从而控制油水室液位的高度。
3.3.2？对于设计时已考虑有气无气都能运行的设备
这类设备在沉降室设计有导波雷达孔，同时水室顶部完全封闭。有气时将水室顶部与沉降室顶部的连通阀打开，正常运行。当后期无气时，将此阀门关闭。这时需要在沉降室安装一根导波雷达界面仪，在水出口安装一台电动调节阀。运行时，容器排液依靠来液压力，油室常开，排水要根据导波雷达界面仪的信号控制水出口电动调节阀的开度，从而控制沉降室油水界面高度，油水室高度不再考虑。
4 结论
本文通过对三相分离器在现场应用过程中存在的问题进行了讨论分析，指出了解决目前存在问题的方向和措施，为油田三相分离器经济高效运行提供了依据：
（1）对于含砂量较大及后期开发含砂量可能上升的区块，目前使用的HXS型三项分离器排砂效果不理想，可应用新型排砂能力强的HBP型三相分离器，减少因泥砂清理对正常生产的影响，。
（2）三相分离器的防腐是影响其经济运行的关键因素之一，目前使用的防腐涂层和牺牲阳极保护阴极相结合的方法，其效果还可以通过应用新型涂料和新的阴极保护技术来加强。
（3）原油中伴生气的含量的高低对三相分离器的整体结构也提出了相应的要求，对于油田后期开发可能出现伴生气含量低或无气的站点，需要对其进行改造以适应后期的发展形势。
参考文献
【关键词】聚环氧琥珀酸钠；防垢性能；硫酸钡垢；硫酸锶垢
Synthesis of Oilfield Inhibitor and Its Scale Inhibition Performance
LI Chen-xi
（Xinjiang Petroleum Investigation Design And Research Institute， Karamay Xinjiang 834000， China）
【Abstract】Polyepoxysuccinic acid（PESA）was synthesized in virtue of free radical polymerization， which is used as oilfield inhibitor. The effects of synthesis conditions on the performances of PESA were discussed and the optimal process condition was obtained. The scale inhibition performance of synthesized sample with different dosage was also tested. The results show that： with the appropriate amount， the inhibiting rate of barium sulfate scale and Strontium sulfate scale reached 99%. The mechanism of its scale inhibition was also primarily discussed.
【Key words】Polyepoxysuccinic acid； Inhibition performance； Barium sulfate scale； Strontium sulfate scale
0 引言
随着油田开发陆续进入中后期，含水率持续上升，油田水中大量的钡、锶离子易生成硫酸钡、硫酸锶垢，垢质坚硬难以除去，致使地面集输系统及产油井近井地带的地层空隙严重结垢，油田管道结垢不仅使生产效率降低，维护时也会造成资金的浪费，并造成管道内径缩小，管线压降增大，致使许多注水井报废，给油田的后期开发带来困难和巨大经济损失[1-2]。
共聚物类防垢剂是国内外主要研究的热点，并涌现出一大批以聚丙烯酰胺、聚马来酸-丙烯酸类为代表的防垢剂产品，但在实际使用中都存在用量大，且仅对低离子浓度的硫酸钡和硫酸锶垢有防垢效果、对高离子浓度的硫酸钡和硫酸锶垢防垢效果不理想的缺点。
聚环氧琥珀酸（PESA）作为一种新型的绿色水处理剂[3-4]，具有良好的防垢性能、无磷无氮、易生物降解等特点[3]。国内学者从20世纪90年代末开始在PESA 的合成方法[5]、防垢性能[6]、防垢机理[7]等方面开展了相关研究。但对PESA应用于油田管道防垢的研究报道还较少，本文以自由基聚合的方法合成了聚环氧琥珀酸钠，并测试了合成样品对硫酸钡和硫酸锶垢的防垢性能，结果表明：在合适的投加量下，合成样品对硫酸钡垢、硫酸锶垢的防垢率可达99%，是一种性能优良的油田管道用防垢剂。
1 实验部分
1.1 合成仪器及原料试剂
四口烧瓶、搅拌器、温度计、水浴装置、恒压滴液漏斗。
顺丁烯二酸酐（分析纯，沪试）、氢氧化钠（分析纯，沪试）、钨酸钠（二水，分析纯，沪试）、过氧化氢（30%，分析纯，沪试）、氢氧化钙（分析纯，沪试）。
1.2 合成方法
在装有温度计、冷凝管、搅拌器和恒压滴液漏斗的四口烧瓶中加入马来酸酐，并加入去离子水使其溶解（升温加速溶解过程）。待温度升至55℃时，加入催化剂钨酸钠，同时开始缓慢滴加浓度为30%的氢氧化钠溶液，调节烧瓶内溶液的pH值。继续升温至75℃反应3h。最后将产物取出，用丙酮洗数次抽滤、真空干燥后得到白色粉末，即为环氧琥珀酸钠（ESA）。将制得的环氧琥珀酸钠放入装有温度计、冷凝管、搅拌器和恒压滴液漏斗的四口烧瓶中，加入适量的水溶解，恒速搅拌下分批加入氢氧化钙固体作为引发剂，并使用氢氧化钠溶液调节pH值，在一定温度反应3h，在得到的黄色液体中加入适量乙醇沉淀，真空干燥，得白色固体粉末即为聚环氧琥珀酸钠固体（PESA）。
1.3 防垢性能测试方法
按行标SY/T 5673-93《油田用防垢剂性能评定方法标准》 进行防垢性能的测定。
1.4 产物的表征
用BRUKER公司 TENSOR-27傅立叶变换红外光谱仪对产物进行红外光谱表征。
2 结果与讨论
2.1 产物红外谱图
对合成样品采用溴化钾压片法进行红外光谱分析，下图为环氧琥珀酸钠（ESA）与聚环氧琥珀酸钠（PESA）的红外谱图。
比较二者的红外谱图可以看出：闭环C-O-C的对称伸缩振动和反对称伸缩振动峰（857cm-1及949cm-1）消失，而在1121cm-1处与1066cm-1处分别出现开环C-O-C的不对称伸缩振动峰及对称伸缩振动峰，这说明环氧琥珀酸钠聚合形成了聚环氧琥珀酸钠。此外，聚环氧琥珀酸钠的红外谱图中，3444cm-1处为O―H伸缩振动吸收峰；1612cm-1处为COO-的反对称伸缩振动吸收峰；1393cm-1处为COO-对称伸缩振动吸收峰；1310cm-1处为C―H弯曲振动吸收峰；946cm-1处为醇羟基中C―O伸缩振动吸收峰。以上结果证明反应生成了目标产物聚环氧琥珀酸钠。
2.2 合成条件对PESA 阻垢性能的影响
由于反应为均聚反应，因此，影响产物结构性能的主要因素有：引发剂用量、聚合反应温度以及反应液pH值.因此，主要探讨了以上因素对产物阻垢性能的影响。
2.2.1 引发剂用量对产物阻垢性能的影响
保持其它合成条件不变，仅改变引发剂Ca（OH）2的加量，得到了一系列合成样品，测试其阻垢性能，以评价引发剂用量对产物阻垢性能的影响，实验结果见图1：
图1 引发剂用量对产物阻垢性能的影响
Fig.1 Effect of initiator dosage on scale inhibition performance of the produce
由图1可以看出，阻垢率随引发剂用量的增加先升高后降低，引发剂用量的多少主要影响产物的相对分子质量，这表明只有产物相对分子质量在一定范围时产物才具有最佳阻垢效果。当引发剂用量投加量为2.5%（wt）时，合成样品的阻垢效果最好。
2.2.2 反应温度对产物阻垢性能的影响
在保证其它条件不变的情况下进行反应温度对产物阻垢性能的影响实验， 结果如图2所示。
由下图可以看出，随着反应温度的升高，产物的阻垢性能先提高后降低，最佳反应为95℃，这是由于当温度升高时，反应液中各物料热运动加剧，反应更为剧烈，产物的聚合度随之增大，逐步接近于具有最佳阻垢性能时的相对分子质量。同时环氧琥珀酸钠的水解活化能较高，升高温度有利于水解反应的进行。但随着温度进一步上升，产物的相对分子质量可能超过了具有最佳阻垢性能时的相对分子质量，所以产物的性能又有所下降。
图2 反应温度对产物阻垢性能的影响
Fig.2 Effect reaction of temperature on scale inhibition peuformance pf the produce
2.2.3 初始pH值的影响
聚合反应前，使用氢氧化钠溶液调节反应的pH值分别为8、9、10、11、12、13、14，保持其它反应条件不变，考察体系初始pH值对产物阻垢性能的影响，结果见图3。
图3 初始pH对产物相对分子技师及收率的影响
由上图可以看出，随着体系pH值的上升，产物的阻垢率逐渐上升，在pH=13时，产物的阻垢率最大，pH值继续升高，产物的阻垢率基本保持不变，这或许是因为OH-直接参与阴离子聚合过程，较高的OH-浓度有助于链增长反应的发生，有助于聚环氧琥珀酸钠的生成。从实验中可以看出，对于反应体系最有利的pH值为13～14。
2.3 PESA的阻垢性能
按照石油天然气行业标准SY/T5673-93中的试验方法考察了产物对硫酸锶垢和硫酸钡垢的阻垢性能，实验结果如图4、图5所示。
由图4及图5阻垢曲线可以看出，合成产物在加量为100mg/L时， 对硫酸锶垢的阻垢率可达99%，在投加量为25mg/L时，对硫酸钡垢的阻垢率即可达99%。
2.4 阻垢机理探讨
图4 PESA对硫酸锶垢的阻垢性能
Fig.4 Inhibition capabitity of PESA for strontium sulfate scale
图5 PESA对硫酸钡垢的阻垢性能
Fig.5 Inhibition capabitity of PESA for barium sulfate scale
从图4和图5可以看出，在合成产物用量逐渐增加的过程中，阻垢率有明显增加的现象（对硫酸锶垢，当阻垢剂投加量由40 mg /L升至60 mg /L时， 阻垢率从23.18%升至78.35%；对硫酸钡， 当阻垢剂投加量由5 mg /L升至10 mg /L时， 阻垢率由26.21%升至98.09%），这符合低剂量效应的阻垢机理[5]。从合成产物的加量上来说，PESA对硫酸锶垢和硫酸钡垢的用量约为1：25， 因此不是鳌合增溶机理，这是因为鳌合作用是按照化学计量进行的。同时，PESA在水中可以电离，能够吸附硫酸钡、硫酸锶在成垢初期生成的微晶粒，使微晶粒的表面形成双电层，使之带负电，PESA的链状结构吸附多个相同电荷的微晶，静电斥力阻止微晶相互碰撞形成大晶体。因此，PESA的阻垢作用也有电荷分散作用的存在。
3 结论
1）以马来酸酐为原料合成阻垢剂聚环氧琥珀酸钠（PESA），讨论了合成工艺条件对产物阻垢性能的影响，得到了最佳的合成工艺条件，并初步探讨了PESA的阻垢机理。
2）合成的阻垢剂产品对硫酸钡垢、硫酸锶垢有很好的阻垢能力，是一种性能优良的油田管道用阻垢剂。
【参考文献】
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[3]王风云，吕志芳，董伟，等.聚环氧琥珀酸的合成及阻垢性能[J].应用化学，2001，18（9）：746-748.
[4]熊蓉春，魏刚，周娣，等.绿色阻垢剂聚环氧琥珀酸的合成[J].工业水处理，1999，19（3）：11-13.
[5]何亮.聚环氧琥珀酸相对分子质量控制及相对分子质量与性能之间的关系[D].北京：北京化工大学毕业论文，2007.
论文关键词： 环境工程 特色培养 石油石化 工程实践
论文摘要：本文通过分析目前环境工程专业建设中存在的问题，提出环境工程特色人才培养模式建立的重要性。然后结合中国石油大学（华东）的实际情况，从培养目标、培养方案、培养模式等方面探讨了可供参考的特色人才培养方式，强调培养方案的实施应从加强基础、优化课程设置以及实践教学等方面入手。我们也看到本校通过合理的人才培养模式培养了一大批高素质的服务于石油石化行业的特色人才，在环境工程毕业生就业方面取得了可喜的成绩。
一、引言
近几年由于我国资源能源日益短缺以及污染问题不断加剧，国家提出可持续发展战略及能源行业的发展战略，导致环境工程专业人才的旺盛需求。因此各高等院校纷纷针对各自行业优势设置了环境工程专业。中国石油大学（华东）是中石油、中石化、中海油、中国化工和教育部共建的唯一一所重点大学，半个世纪以来在石油石化行业中形成了较强的地位和行业优势，因此也形成了具有特色的环境工程专业。
二、环境工程专业教育现状
中国的环境工程教育始于20世纪70年代末，由于环境工程高等教育的师资和办学基础条件方面的不同，各高校之间存在很大的差距。环境工程专业的历史发展历程，从一定程度上也决定了专业的教学计划设置上会出现不平衡的现象。比如一些院校由于脱胎于原化工、建材等行业，在课程设置上既开设了化学工程、建筑材料类等课程，又开设水污染控制工程、大气污染控制工程、固体废物处理与处置等环境类课程，课程间的重复现象很多，实验室建设也容易出现重复建设的现象。而且要在有限的教学时间里完成这众多的专业课程，自然是任务繁重、学时紧张，难免是“学习面宽、深度一般”。进而无暇顾及学生实践能力的培养和训练，最终造成毕业生的实践技能不能满足企业的用人要求，这成为环境工程专业教学的一大困惑。各高校应尽快探索出一种适合本校的环境工程专业特色人才培养模式。
三、人才培养
（一）人才培养目标
环境工程专业从根本上讲是一个多学科交叉的新兴学科，加之各个高等院校的发展方向与原始基础的不同，从而决定了环境工程专业在各个高等院校的专业建设、人才培养模式及培养的环境人才上有较大差别，因此应根据自身特点，结合市场对人才的需求，培养特色型环境治理的技术人才。
中国石油大学（华东）充分利用自身的有利资源，坚持环境工程专业与实际生产过程紧密结合，主要培养以石油石化行业和社会环保部门为主要服务对象，具有工程实践能力和创新能力的专业人才。
（二）培养方案的制定
在不同行业环境治理人才的需求下，高校应按照“在宽口径专业内设置柔性专业方向”的原则，制定合适的培养方案，培养带有自身特色的专业技术人才。
本校根据石油石化行业对人才素质的需求，探索和优化环境工程专业人才培养方案、理论课程体系与实践课程体系，形成“重视基础、强化实践、突出特色”三大原则为基础的环境工程专业培养方案。本专业从培养能够从事环境工程有关的宽口径“复合型”高级工程技术人才的目标定位出发，针对专业方向需要，培养方案精心安排了专业选修课程。在培养方案及专业选修课的设置方面，既要面向社会环保部门，又要突出石油石化领域环境工程的行业特色。
（三）培养方案的实施
1.加强基础。学生应比较扎实地掌握环境工程学科的基础理论、基本知识和技能。了解该学科前沿及发展趋势，培养环境工程理论分析，实验研究和解决工程实际问题的初步能力。
本校环境工程专业一向重视基础教育，先后建成了《水处理工程》《环境监测》《物理化学》等校级及国家级精品课程。在本科教学评估中，基础教育环节得到了评估组专家的一致好评。
2.依托优势学科，优化课程设置。课程体系在人才培养计划中占有极其重要的地位。专业课程设置既要服从专业人才培养规格的总体要求，又要考虑学校自身的优势学科，培养具有特色专业知识的人才，增强市场竞争力。
本专业依托“环境化工”学科博士点、“环境科学与工程”学科硕士点、重质油国家重点实验室、国家工科基础课程化学教学基地、中国石油天然气集团公司环境工程研究开发中心，加强学科建设，建成了一支师资力量雄厚的教学队伍，承担并完成了一批国家自然科学基金、国家863项目和中石油创新基金等省部级科研课题，形成了较强的学科优势。
在专业基础课程和专业课程的课堂教学、实验教学、课程设计、综合大实验以及在毕业设计中，教学内容涵盖了石油勘探过程、石油开发过程和石油加工过程等背景知识和对环境工程技术的需求。同时，教师及时地将科研项目中的成功案例编写进教材或讲义中、将科研成果带进课堂教学，提高了教学水平。
3.培养工程实践能力。实践和实践教学是获取新知识的源泉，是知识与能力、理论与实践、学与用相结合的关键，是训练技能、培养创新意识的重要手段，在环境工程专业教学体系中占有重要位置。
本校依托校内外各类实践、实习基地等培养工程实践能力的教学实验资源，根据本专业的培养方案，以培养德才兼备型人才为目标，以重视理论基础、强化实践能力和突出石油特色为原则，以石油石化和地方环保为背景构建产学研相结合培养模式，创造了培养工程实践能力的条件。
（1）“211工程”建设和中国石油天然气集团公司环境工程研究开发中心为培养工程实践能力提供了良好的实验资源。自启动“211工程”建设和中国石油天然气集团公司环境工程研究开发中心建设以来，充分利用学校为环境工程专业实验室累计投入近500万元的建设经费，创建了独具工程或接近工程特点的实验条件和研究场所，总面积约达1300平方米。其中最具特色的有：①水处理工程实验室，包括石油石化污水处理及回用的实验装置等，可进行油田开发、石油炼制过程中排放污水的处理及资源化利用的实验与研究；②恶臭污染控制实验室，包括多组分动态配气系统、动态嗅觉检测仪、恶臭污染评估及控制系统；③环境微生物实验室，针对油田开发过程中落地油污染土壤的问题，筛选高效石油降解菌群，构建石油污染土壤微生物修复技术；④环境监测实验室，包括炼化废水中难降解有机污染物分析监测技术、石油污染土壤中石油组分监测技术、石油炼化企业中挥发性有机污染物监测分析的实验与研究；⑤固体废物资源化利用实验室，可进行油田开发及石油炼制过程中产生的“三泥”进行控制及资源化利用的实验与研究。所有这些实验室及设备，工程实践性强，可达到与生产企业的情况接近或一致，为保障训练学生工程实践能力提供了实验平台。
（2）完整的工程实践能力培养体系。通过学校、企业、科研院所和相关部门的紧密结合，根据石油石化行业对环境工程专业人才素质的要求，创新和优化环境工程专业人才培养实践课程和环节的结构体系，做到了“工程实践四年不断线”。
一年级学生进入基础性实验室，结合无机及分析化学、有机化学等课程的学习，在公共基础实验平台开展实验技能训练；二年级学生进入专业基础实验室，开展环境化学等专业基础实验技能训练，鼓励学生参加实验技能竞赛，提高学生的实验和实践技能；三年级学生进入学科专业实验室和研究性实验室，并开展课程设计等综合实验，通过认识实习提高实践能力；四年级学生进入专业课学习，通过专业综合大实验、校外生产实习、理论联系实践的毕业设计等环节，提高学生工程实践能力。
总之，实现了四年内工程实践能力培养专业实践训练不间断、应用能力培养不断线，依托中国石油大学半个世纪以来在石油石化行业中形成的地位优势，使本专业的工程实践能力培养与石油石化企业紧密结合，形成了有效的工程实践训练的产学研链。
（3）创建了因材施教的平台，实现因材施教的教育原则。在专业教学过程中，根据学生的实际情况，创建了因材施教的平台，具体措施是：对于成绩优秀的学生，实行优异生导师制，安排硕士生导师进行指导，让学生参与科研过程，激发学习兴趣；对于动手能力强的学生，安排其进入实验室，参与实验室的建设，为学生提供培养实践动手能力的机会；对于创新能力强的学生，鼓励并引导其参加国家大学生创新试验计划等竞赛活动，指导其进行发明创新，并申请专利。对于基础较差的学生，安排专业教师在课程教学过程中，实行一帮一制度，力求做到学困生不掉队。通过上述措施，实现了因材施教的办学理念，获得了良好的教学效果。近几年来，共有55人次获得科技奖励，有十几名学生获得了社会实践方面的奖励。
（四）培养模式
根据本专业的培养方案，建立石大科技集团炼油厂、胜利油田稠油厂、胜利油田东辛采油厂、齐鲁石化公司、中国石化青岛炼化公司等认识实习和生产实习基地，并在实习过程中聘请石油石化行业专家作专题讲座。全国大学生化学实验大赛、国家大学生创新实验等成为大学生科技创新活动的重要平台，构成了有效地产、学、研相结合培养学生工程实践能力模式。
四、特色人才培养的成效
无论是过去计划分配，还是现在的自主择业，本校环境工程专业毕业生就业率达到90%以上，主要就业方向为石油、化工企业环境管理部门、环保企业以及政府事业和研究机构，有些已成为该行业的环境工程领域中高级专家和技术骨干，就业形势较为乐观。
“环境工程”作为环境科学与工程领域的一个重要本科专业，与目前我校许多石油主干专业相比，它面向石油石化行业以外的社会环保部门和研究单位就业适应的面要宽得多，尤其是随着我国可持续发展战略、节能减排战略的实施，对环境工程专业的毕业生需求量不断扩大。不仅如此，在石油石化领域，随着我国石油石化工业现代化进程的加快，尤其是随着“绿色油田”的建设与发展，大量的环境保护和节能减排技术在石油钻井、采油、油气集输、油气加工等领域获得了十分深入而广泛的应用，并且已经获得了巨大的经济效益。因此，迫切需要本专业毕业生能将环境工程方面的专业知识与石油石化行业的应用相结合，使本学科培养的毕业生在知识结构上既兼顾面向社会，又具有自己的“油味”特色。本专业的这种“双重面向”特色化建设，对于提升本学科毕业生的就业适应面和竞争力具有重要的现实意义，也是我校作为石油高等学府对于石油工业发展所肩负的责任。
五、专业需求及前景
随着中国资源与能源短缺问题的加剧，社会经济发展导致的人们对生活环境要求的提高，解决人与环境之间矛盾问题包括环境治理行业将会逐步实现快速发展，特别是国家能源战略的重大调整，如倡导节能减排、新能源开发，进一步推动了对环境工程专业领域的人才需求。
与环境工程专业密切相关联的产业是被称之为“朝阳产业”的“环保产业”。随着我国政府gdp中用于环保比例的逐渐增加以及减排目标要求的提高，国家、社会投入到环保产业的资金将逐渐增加，企业投入到污染源治理的费用也将逐步增加，因此污染治理这个行业必不可少，环保产业的发展将进入快速增长阶段。
环境工程专业10年以前就被提出是“未来人力资源短缺十大职业之一”。目前的调查结果表明，与往年相比，2010年环境工程专业毕业生的就业形势明显乐观，目前民营环保企业和国有大中型企业环保部门开始招聘环境工程专业毕业生。随着经济的发展和环保投入的增加，环境工程专业学生的需求将出现上升的势头。可以预见，在未来较长一段时间内，对环境工程专业的人才需求将会不断增加，专业发展前景广阔。
参考文献：
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[2]谭文轶.对地方高等院校新建专业应用型人才培养的思考——以环境工程专业为例[j].江苏科技信息，2008，（10）.
[3]吴烈善.高校环境工程专业就业形式和人才培养定位浅析[j].广西大学学报（自然科学版），2007，（s1）.
在这种情况下，油田企业大力推进体制机制改革，生产经营管理工作量大幅增加。部分基层单位出现了重生产、轻党建，重效益、轻宣传的苗头，认为宣传工作是虚的，不能产生实际效益，导致宣传工作有所弱化。对此，我们高度重视，通过认真组织学习的讲话精神，加强考核，创新工作，切实提升各单位对宣传思想工作的认识，增强工作积极性主动性，为企业改革发展稳定奠定坚实基础。
一、强化学习，提高认识，增强工作主动性
思想是行动的先导，理论是实践的指南。同志曾指出：“掌握思想领导是掌握一切领导的第一位。”看一个领导干部是否成熟、能否担当重任，一个重要方面就是看他重不重视、善不善于抓宣传思想工作。宣传工作是什么？有何意义？这个认识问题不解决，提高宣传工作的主动性自觉性就是无源之水无本之木，就是空中楼阁。
为此，我们着力解决基层党政正职领导干部的思想认识问题。通过党委中心组学习、党委业务工作会、周生产例会等形式，组织学习了中央宣传工作会议、在党的新闻舆论工作座谈会上的讲话精神等内容。党委书记亲自主讲，指出“党的新闻舆论工作是治国理政、定国安邦的大事，事关旗帜和道路”，没有革命的舆论，就没有革命的行动；宣传工作是塑造企业形象、提升企业凝聚力的重要抓手，也是生产力。
同时，党委书记在各种会议上也多次指出，宣传工作不只是宣传部门的事，做好宣传思想工作必须党政工团齐动手，各级领导、各单位、各部门都要树立“大宣传”的工作理念，积极参与、自觉支持宣传工作，而不能置身事外、作壁上观。要从油田企业持续发展、员工队伍和谐稳定、培养干部成长成才的角度，象重视安全环保一样重视宣传工作，才能在两个“三期叠加”的新常态、新时期把宣传思想工作做得更好。
要求各单位、各部门正职领导作为宣传工作的“第一责任人”，要牢记职责和使命，认真落实“一岗双责”，把宣传工作作为分内之事、应尽职责担起来，加强对宣传工作的领导。要正确认识宣传工作的引领作用，充分发挥好“喉舌”作用，从公司发展全局出发把握宣传工作，做到思想上高度重视、工作上精准有力。要带头发文发声，把党委和企业的部署贯彻落实到全体员工中去。
二、加强考核，落实责任，提升基层执行力
我们修订了《宣传工作管理办法》，完善了《考核细则》，明确要求“各业务分管领导负责分管业务范围内的宣传工作，指导督促分管业务科室及基层单位按时完成职责范围内的宣传工作”。将宣传工作列入各单位（部门）绩效考核，考核结果与季度奖金、年度评优挂钩；明晰了各单位、各部门的基本宣传任务；对完不成任务的，由宣传工作主管领导（党委副书记）进行约谈。建立了宣传工作通报机制，每季度召开一次宣传工作会议；每月通报各单位（部门）宣传工作完成情况、存在问题及下步工作重点，统计科级干部参与宣传工作情况。建立激励机制，每半年组织评选“好新闻”一次；每年组织评选宣传工作先进单位（部门）3-5个，优秀宣传员8-10名，给予表彰奖励。通过以上工作，建立了覆盖业务领导、机关科室、基层单位及其主要负责人的职责体系，调动了各单位、各部门参与宣传工作的积极性。
三、勇于创新，破解难题，推动工作深入开展
指出，“不日新者必日退。做好宣传思想工作，比以往任何时候都更加需要创新”。我们也立足油田实际，拓展“互联网+”，在加强队伍建设、开展调查研究、运用网络新媒体等方面进行了一些探索。
（一）加强队伍建设，提高业务素质能力
针对兼职宣传员专业知识缺乏、写作水平不高等问题，我们建立了轮训制度，定期选调基层宣传员到公司宣传室跟班学习；建立了宣传员腾讯通群，及时推送相关学习资料；每年邀请报社知名记者、编辑到油田开展针对性培训讲座；选派优秀宣传员到媒体或培训班进行学习深造；利用季度宣传工作会议等机会，讲评稿件优劣，剖析不足之处。
（二）深入调查研究，掌握员工思想动态
几年来，我们以解决实际问题为出发点，围绕作业区发展战略和员工关心关注的热点问题，利用网络、问卷、座谈等方式，组织实施了《深化社会主义核心价值观学习教育实践》《新形势下党员的教育管理》和《稠油油田企业文化建设》等调查研究工作，以准确把握新形势下员工的思想脉搏、精神需求和心理期待，为有针对性的开展宣传思想工作提供了支撑。
（三）运用好新媒体，扩大宣传工作覆盖面
当前，传统媒体和新兴媒体融合发展已经成为现实。油田企业的宣传工作必须适应这个情况，进一步强化互联网思维，适应分众化、差异化的传播趋势。要充分认识到，读者在哪里，宣传报道的触角就要伸向哪里。因此，不但要做好在报纸、电台和电视台的宣传，还要做好在各大相关网站的宣传，特别要加强在微博、微信的宣传。
