油田化學論文范文第1篇
摘 要：孤東油田是1984年發現，1986年投入開發的大型稠油疏松砂巖油藏。在國內油田出砂機理及防砂技術研究中具有極其重要的地位，油層出砂總是具有兩方面的原因，先天的地質特征和后天的開發方式共同決定。本文旨在通過對孤東油田出砂機理的深入研究及油田防砂成功經驗取得的總結概括，期望能夠對油田特高含水期開發的穩產起到重要的保障作用。
關鍵詞：孤東油田；砂巖油藏；出砂；防砂；
1 孤東油田出砂簡況
孤東油田是1984年發現的，1986年投入開發的大型稠油疏松砂巖油藏。館陶組油層由于埋藏淺（1190-1460m），壓實程度差，生產過程出砂十分嚴重。據統計生產館陶組的1163口油井作業過程沖砂量資料，出砂井有957口，占82.3%。由于油井出砂造成卡管、砂埋、砂卡、桿斷、泵漏等原因停產的油井217口，占油田同期關井數334口的65%（表1-1）。
孤東油田正式投入開發以后，針對油層出砂嚴重的問題，采取了繞絲篩管、金屬濾砂管、干灰砂、化學防砂（包括地下合成、涂料砂）、復合防砂等防砂措施，從而保證了油田的正常生產。由于油層地質條件差，以及采液強度大，油層結構遭到破壞，油層出砂日趨嚴重。孤東油田2006-2015年集輸站大罐清砂表明，采萬噸液出砂量由2.45m3增加到4.21m3，采萬噸油出砂量由2.86m3增加到59.6m3，出砂量成倍增長。事故井次數也隨之增多，由2006年的27口上升至2015年的85口，到目前累計1156口，其中套變井數也由3口增至34口，累計套變井數達317口，影響了油田開發效果（表1-2）。
表1-2孤東油田分年度出砂情況統計表
從孤東油田分年度出砂情況統計曲線上我們可以明顯的看到，隨著油田開發的深入，油田出砂對于油田產量的制約有著越來越大的影響，這從另外一個方面給我們也帶來了機遇，隨著出砂機理的深入研究，防砂技術的進一步提高，損失的地質儲量能夠得到一定的彌補，從而給油田的上產帶來一定的主動，同時也說明了出砂規律的研究有著越來越大的重要性。
2 孤東油田油氣藏出砂地質特征
目前全世界許多油氣田存在嚴重的油氣井出砂問題，這是油氣開采過程中需要重點解決的問題。油氣田產層出砂除與后天的鉆井方式、開采方式、增產措施及管理方式有關外，另一個主要原因是存在具有一定出砂潛能的地層。
我國出砂油氣田的地質特征主要有：油氣層埋藏淺；壓實程度差；膠結疏松；膠結物含量高、泥質成分所占比重大；非均質性嚴重。
孤東油田為第三系油氣田，油藏埋藏較淺，井深一般在1190-1460米左右。成巖性差，膠結疏松，膠結物以泥巖為主。儲層一般以泥質粉砂巖和細粉砂巖為主。粒徑在0.04-0.07mm之間，最大粒徑為0.12mm，小于0.01mm占14%。孤東油田的開發過程一直受到出砂問題的困擾。孤東油田的主要生油層段為館陶組，同時又可以按照沉積類型分為館陶組上段及館陶組下段，屬于早成巖期階段的產物，地層埋藏深度較淺，有機質未成熟，巖石疏松，尚未完全固結，原生孔隙發育，一般未見石英的次生加大現象，長石溶解也不普遍，有時見有早期碳酸鹽膠結，砂巖和粘土巖中，富含蒙脫石，伊利石含量較少，并見有高嶺石粘土礦物。這些因素都決定了孤東油田這樣一個砂巖油藏必然具有的嚴重的出砂特性。
3 油氣藏出砂危害
1、產層出砂增加滲流阻力，造成減產、停產
由于產層出砂，當液量小到不足以將其帶出地面時，將部分或全部堵塞產油層段，使液量下降，甚至停產。如孤東油田3-18-34井，因為地層出砂造成液量下降導致躺井，作業不成功導致現無法正常生產，接近于停產狀態。
2、井底沉砂破壞抽油機設備
對于抽油井井來說，大量泥沙便會沉積井底堵塞井筒，卡死固定凡爾和游動凡爾；有砂的地層水會增大柱塞與泵筒間的摩擦力，損壞柱塞皮碗，降低泵效，縮短檢泵周期，增加生產成本。
3、采出地面的砂粒將加快地面設備損壞
伴隨液體采出地面的砂粒和高速流動的氣體一起，迅速沖刷地面流程中的設備、管件，使地面設備損壞加快、安全系數降低；同時使節流閥及其它閥件關閉、密封不嚴，給生產調節、地層測試、計量測試等帶來危害。
4 油氣藏出砂機理
因氣藏與油藏無論是所含流體的性質還是驅動方式都存在著較大的差異，特別是流速、拖曳力、過流面積等。因此，氣層出砂與油層出砂機理既有一些相似性，也有著較大的不同。這里主要是對國內學者對于疏松砂巖油藏或氣藏出砂機理研究的一些總結。
4.1“滲流砂”的流動
疏松砂巖油藏在開發過程中，因地層本身膠結弱，儲層中存在大量細小的、弱膠結的顆粒，這部分顆粒的最大特點是易于啟動，即使產量很低的情況下也能夠在儲層中產生運移，這種原始地層微粒稱為“滲流砂”。學者們通過實驗研究了“滲流沙”的啟動壓差與流砂微粒粒徑含量間的關系。實驗發現顆粒啟動壓差比較低，即使在0.1MPa的啟動壓差條件下，這種流砂也會滲流，也就是說這部分微粒的運移是不可避免的。。滲流砂粒徑分布范圍比較廣，微粒集中分布在10～35μm。結合氣藏儲層的地質特征，估計實際氣層中“滲流砂”的含量為3%～4%，甚至更低。不同巖石類型中“滲流砂”顆粒的含量不同。對于“滲流砂”而言，建議在氣藏開發過程中讓其排出，且盡量逐漸排出，防止滲流砂過多和過快，造成架橋堵塞孔喉，降低產層滲透率。同時通過改善完井方法和射孔方法，改變流場，減少滲流砂集中。
4.2弱膠結附著的顆粒
這部分顆粒絕大部分屬于填隙物，包括雜基和膠結物，產狀呈分散狀和粒間充填；其次是弱膠結的骨架顆粒。如澀北氣田儲層巖性主要為泥質粉砂巖，骨架顆粒粒徑與填隙物粒徑呈連續分布，這給氣層的防砂和控砂增加了一定的難度，即填隙物顆粒出砂必然削弱骨架顆粒的穩定性，從而形成“蚯蚓”洞。此類顆粒對儲層傷害的機理為速敏，通過控制氣層的產量，可以防止其對儲層的傷害和出砂。但如果遇上與地層不配伍的工作液、堿液或酸液等，勢必破壞填隙物的微結構，以及它們與骨架顆粒間的附著力，變為易于運移的砂粒。所以也稱為填隙物破壞型出砂。預防弱固結顆粒出砂的辦法是，通過對完井、射孔方法的改進，改變流場?？刂飘a層的產量，也是一個有效的辦法?？梢圆捎玫拇胧椋孩倮闷帘螘憾录夹g，在鉆井過程中形成快、牢、致密、淺的薄污染層，阻止外來工作液進入儲層，或使濾液作用范圍盡可能減??；②增強工作液配伍性，減少濾液對侵入帶膠結物的破壞，不增加外來沉淀堵塞孔喉。
4.3骨架破壞型出砂
這部分顆粒受制于鉆井、完井、射孔等工藝措施的合理性和參數的選擇。主要原因是施工過程中外來壓力所引起的應力、應變，造成地層變形、滑動，使巖石成為（或部分成為）散砂，引起地層嚴重出砂，甚至井壁不穩定。影響因素包括以下幾個方面：①二次應力場分布；②起下鉆波動壓力；③高壓水射流沖擊；④機械擾動；⑤鉆井過程中的出砂；⑥射孔過程中的出砂。
4.4砂穴崩落型出砂
對于裸眼井，地層出砂后形成洞穴，其頂部由于失去支撐，且不能形成穩定砂拱，塊狀脫落造成流砂。對于套管井，地層首先沿射孔孔眼出砂后，形成蚯蚓洞，然后形成小的崩落型洞穴。預防這種類型出砂的辦法是減輕弱膠結和骨架顆粒的出砂量，避免它們引起質的變化，形成崩落型出砂。
5 一次性高壓充填防砂配套工藝
5.1發展歷程
1、涂料砂防砂和復合防砂工藝階段
1996年開始進行了涂料砂防砂實驗，由于常溫涂料砂最佳的固結溫度在60℃左右，而淺層油田的地層溫度一般在50℃以下，造成常溫涂料砂固結不好。為提高涂料砂固結強度，1998年針對地層溫度較低的情況，引進了地層預清洗后低溫涂料砂（30℃就有較高的固結強度）防砂工藝技術，取得了一定效果。但從施工效果看，也存在防砂有效期短的現象，同時由于部分涂料砂在高壓充填過程中發生破碎，造成油井堵塞，使防砂無效。1993-1999年共采用低溫涂料砂防砂29井次，平均單井年增油754噸，平均有效率76.9%，平均有效期8.5月。
2、以繞絲管管外礫石充填防砂工藝為主的防砂工藝階段
隨著油田開發時間的延長，地層出砂程度加劇，虧空加大，防砂難度增加，單一繞絲篩管防砂工藝難以適應不同井況油井防砂的需要。繞絲管管外礫石充填防砂工藝投產后，取得了良好的防砂效果。1999年開始采用了先進行地層預充填，然后進行繞絲管循環充填的兩步復合防砂工藝，1999-2003年共施工117井次，成功率96.6%，有效率86.4%，平均單井年增油974噸，平均有效期34.4月。該工藝技術占井周期長，施工工序復雜，配套車輛及勞務費用高。
3、復合防砂工藝、一次性高壓充填防砂工藝階段
從2003年至今，以復合防砂工藝為主導工藝，同是引進并完善一次性高壓充填防砂工藝。
5.2前期一次性高壓充填防砂工藝的缺陷
1、充填工具存在缺陷在工具丟手部位，當壓力高于25Mpa時，會出現斷裂現象，導致丟手困難。充填工具內徑小，不能進行大砂比充填；充填工具不能進行循環充填，在施工過程中加完砂不漲時，不能進行環空充填，這樣會使環空充填不致密，影響了防砂效果。
2、施工工藝有待完善填砂后反洗井因地層內壓力高存在嚴重的反吐現象，導致大量地層砂進入充填層，降低其滲透率；水攜砂液充填砂比小，不能最大程度提高近井地帶滲透率和阻止地層砂運移。
5.3一次性高壓充填防砂工藝的改進和完善
1、充填工具的改進
（a）增加了丟手部位強度，防止施工過程中壓力過高發生斷裂而丟手。
（b）工具充填內徑由∮38mm更改為∮45mm，防止大砂比充填導致充填工具堵塞。
（c）增加循環充填裝置，使一次性高壓充填防砂工藝既能進行高壓地層充填，又能進行環空循環充填。當高壓充填施工末期壓力不起時，開套管閘門，對環空進行正循環充填，這樣就能達到對地層和環空同時充填的目的。
2、防砂管柱組配的改進
在防砂管柱中增加信號篩管，當高壓充填施工末期充填壓力不起時，打開套管閘門對環空進行正循環充填礫石，將防砂主體篩管掩埋壓實，并逐漸將信號篩管掩埋，充填壓力上升，達到對地層和環空同時進行充填的目的。
3、施工工藝的改進和完善
（a）加砂前大排量擠前置液，一是起到類似于壓裂造縫的作用，提高加砂量。二是清洗炮眼內及近井地帶的地層砂，將其推入地層深處，防止充填過程中地層砂和充填砂相混。
（b）分層充填施工。對層數較多且層間滲透率差異較大的新井進行了多次射孔、多次充填防砂實驗，加強對低滲透層改造，提高其動用程度。
（c）采用高性能的羥丙基瓜膠水基溶液作為攜砂液以提高攜砂比，在高壓充填過程中，若砂比過低，油井防砂投產后，隨著生產時間的延長，大量地層砂很容易進入充填層并與充填砂相混，會降低近井地帶滲透率，產生堵塞。針對這種情況，借鑒BJ公司壓裂防砂的先進經驗，研究應用了高性能的羥丙基瓜膠水基溶液作為攜砂液以提高攜砂比，達到抑制地層砂運移，減少地層砂和充填砂相混的機會。
（d）配套采用了高壓滑動井口，在充填施工結束后，不用卸井口，直接上提管柱進行帶壓倒扣丟手，關閉充填通道后，再反洗井，防止了反洗井過程中地層吐砂影響充填效果現象的發生。
5.4認識與評價
一次性高壓充填防砂工藝是將防砂管柱及充填工具一次性下入井內，使地層預充填及管內礫石充填一次完成，施工作業周期短，施工簡便，減少了配套車輛及勞務費用，成功率高，油井增產顯著，防砂效果好。稀酸解堵及負壓反排解堵工藝能夠解堵油層，提高防砂效果?？勺鳛橛吞锊糠钟途舛碌闹饕に?，應用了高性能的羥丙基瓜膠水基溶液作為攜砂液以提高攜砂比，達到抑制地層砂運移，減少地層砂和充填砂相混的機會，提高了防砂井產量。分層射孔、分層充填防砂工藝，能使滲透率有差異的各小層得到均衡動用。
6 幾點認識
1、地層出砂對生產造成較為嚴重的影響，出砂機理復雜，防砂困難，應當引起生產單位重視。
2、加強氣田出砂機理研究；深入研究地層中氣-液-沙三相滲流問題，豐富多相滲流研究內容，指導生產實際。
3、發展一種適合于油井的考慮到動量交換影響的攜砂模型。
4、需開展以氣體為流動介質的大型出砂實驗研究，以檢驗多相流理論。
5、在具體的防砂處理過程中，應將經驗公式法、實驗研究和理論預測結合起來，同時從不同的角度提出解決辦法，以達到最好的防砂效果。
參考文獻：
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油田化學論文范文第2篇
1 化學堵水劑的作用
化學堵水劑實質上是一種聚合物, 其能夠讓的油田中的油層在化學堵水劑的作用下發生聚合反應, 達到控制油井內部注水流動的方向和速率, 提高井水驅油的采收率, 提升井內產油作業的效率, 有效改善井內的注水現象。目前常使用的化學堵水劑多為聚丙烯胺類堵水劑, 其就有較強的排水和堵水效果[1]。
2 油井產水的危害
2.1 從安全角度來說
油田中進行具體作業開發出來的油井是最容易出現進水現象的, 而井內注水會造成井內壓強與井外壓強比例不均, 影響油井內部整體壓氣層的產氣量, 如果注水量較多, 甚至產氣量還會近乎為零。那么產氣量極低的情況下, 降低了油井內部油氣的滲透率, 從而會引發井內的堵水現象。并且過多的積水會使得井內非膠性結構的損壞, 形成的乳狀液體造成油井內部的二次乳堵, 加劇了井內二氧化硫與二氧化碳的排放量, 會不斷侵蝕和腐蝕著井內結構。長此以往, 這種腐蝕會造成井內開采設備的損壞, 嚴重則會引發的油田開采事故。
2.2 從生產角度來說
在油田生產時會產生一系列井內進水現象, 然而井內出現注水、灌水以及邊水突進等現象會造成油田開發工作的滯后性, 延長了油田開采進程和開采效率。從而井內進水現象的出現, 不僅對正常的開采工作帶來了很多消極影響, 同時也使得井內的油田資源收到水壓力的增強而使得開采難度一再增加, 非常不利于油田資源的高效開采和順利作業[2]。
3 化學堵水劑在油田生產過程中的具體應用
3.1 化學堵水劑的基本應用
目前我國油田生產過程中對化學堵水劑的應用主要是通過聚合物驅中復合離子的深度調剖技術。聚合物驅中復合離子深度調剖技術的應用規模較大, 其技術原理是通過壓力原理引申而來, 通過對油井內部不斷施壓, 造成油井內部與外部壓力差不斷增高, 利用這種壓力差的上升提高PI值的比例, 這樣使有效流動系數也得到降低, 使井內油層波和體積得到有效擴大。在這一過程中利用化學堵水劑作為載體, 使油井中水層的水量大大降低, 以達到改善油田產油效果的目的, 提高油田生產效率[3]。
3.2 特殊情況下化學堵水劑的具體應用
在油田生產特殊情況下, 對化學堵水劑的應用需要適當進行調整和變動。比如在開采作業中面臨的最大難題便是井內油層被水層高高淹沒, 這種情況雖然屬于特殊情況不常出現, 但是對我國油田開采工作來說讓然產生了非常有害的影響?；诖? 就需要利用效果更好、密度更小、堵水能力更強的新制化學堵水劑。這種特殊情況適用的化學堵水劑能夠更廣泛的適應井內的各項指標, 其脫水、隔水和堵水性能都較為良好, 從而起到更有效的排水和堵水效用, 更好的滿足油田生產作業的需要[4]。
3結語
綜上所述, 基于油田生產過程中出現的境內注水情況, 本文以上通過站在油井內部堵水作業和注水井調剖作業兩大方面, 針對化學堵水劑的具體應用和具體堵水辦法進行詳細分析, 望本文的一系列分析方法和分析結果能夠對油田生產的實際作業中產生積極作用, 從而保證我國油田生產更加規劃化和科學化, 不僅提高油田資源開采效率, 更保障了油田資源的開采質量, 從而促進我國油田事業實現可持續發展。
摘要：本文主要圍繞油條開采過程中可能出現的注水、邊水突進等情況, 利用化學堵水劑來清除和防止油田內部的灌水現象, 從而來保證油田的正常生產, 并保證開采過程中的安全性。從而本文針對化學堵水劑在油田生產過程中的具體應用, 以不同類型的化學堵水劑在油田開采中發揮的效用進行論述, 并對今后油田生產化學堵水劑的調試與剖析方面進行展望, 目的是為了有效改善油田開采出現的進水和注水現象, 保障油田生產作業的有效進行, 促進開采過程中作業的安全性。
關鍵詞：堵水劑,油田生產,開采作業
參考文獻
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[3] 劉音, 常青, 等人.聚丙烯酰胺在油田生產中的應用[J].石油化工應用, 2014, 04:9~11+20.
油田化學論文范文第3篇
1 油田化學采油工藝技術探究
傳統的油田化學采油工藝在實踐應用過程中主要分為三元復合吞吐技術與蒸汽復合采油技術。其中, 三元復合吞吐技術在實踐應用過程中需要利用蒸汽CO2進行催化, 以起到顯著的增產作用。三元復合吞吐技術借助蒸汽CO2的催化作用, 可以起到良好的調剖作用, 在實際應用過程中可以明顯增強地表的活性, 減慢土壤中CO2的釋放速度, 使蒸汽在地層中進行滲透時, 能夠更好地向中低滲透層進行集中, 有效提高了蒸汽吞吐技術的應用效率。蒸汽CO2助劑在應用于三元復合吞吐技術的過程中還能有效補充地層能量, 降低區域內的粘稠度, 提高地層區域的排氣能力, 使原油等資源的流動性獲得了提高, 為之后的油氣資源開采營造了良好的環境;蒸汽復合采油技術在實踐應用過程中可以明顯提高油氣資源的采集效率, 在應用環節, 施工人員應降低原油的粘稠程度, 降低界面內的張力值, 為之后的蒸汽復合采油營造必要的條件。實驗結果證明, 蒸汽復合采油技術在實踐應用過程中效果優于其他傳統采油工藝技術, 蒸汽驅與地層表面相結合的方式在實際應用過程中具有較高的優越性與實用性, 在處理地質結構較為復雜且斷層異常發育的油氣資源區域施工作業時, 具有較為突出的實踐應用效果。
2 油田化學采油工藝技術應用現狀分析
蒸汽復合采油技術與三元復合吞吐技術等傳統化學采油技術, 在實踐應用過程中具有一定的應用特點, 能夠幫助人們更為有效、安全的實現油氣資源的采集與利用, 是我國油田區域開發過程中不可或缺的重要應用技術。近年來, 隨著我國油氣資源需求量的不斷增加, 油氣資源的開采工作逐漸成為工藝生產與社會發展中的重要內容。針對我國遼河油田區域的油氣資源儲量及性質特點, 在油田開采的過程中, 施工人員與工程設計人員一般會按照生產過程的實際需要, 制定相應的施工技術, 以此提高油氣資源的開采效率。在遼河油田區域的實際開采過程中, 為切實保證油田資源的開發成本, 傳統的資源開采工藝技術在實踐應用過程中應不斷進行突破與創新, 在實踐應用中提高油氣資源的周期產量, 完善化學采油的相關工藝與技術要求, 減少化學采油過程中所造成的環境污染與油氣資源污染情況, 為油氣資源的開采工作提供可靠的工藝技術保障。但是, 結合我國油田化學采油工藝技術的實踐應用情況進行探究, 三元復合吞吐技術與蒸汽吞吐技術在實際應用過程中也逐漸暴露出了諸多問題, 例如, 高輪次蒸汽吞吐的效率比周期性輪次蒸汽吞吐高, 致使單位操作成本逐漸增加, 在油氣資源的實踐開采過程中給施工方帶來了極大的難度。
3 油田化學采油工藝技術的優化措施
3.1 稠油開發技術優化
針對我國傳統油田化學采油工藝的實踐應用特點進行分析, 結合我國遼河油田區域內的油氣資源及稠油分布情況, 在我國今后的油田采油施工作業過程中, 施工人員應將水平井蒸汽輔助重力泄油技術進行優化與改良, 結合新型軌跡控制技術, 將稠油采收率由原來的25%提高到30%左右, 進一步提高油氣資源的開采效率;蒸汽復合采油技術與三元復合采油技術在實踐應用中所表現出的經濟效益已經越來越差, 油氣開采人員在施工設計環節, 應對這些傳統的油氣開采技術進行相應的完善與創新, 例如, 利用蒸汽驅技術, 在深井注汽的過程中, 實現良好的井筒隔熱保溫效果, 以此提高油氣資源的實際排量, 提升稠油的開采效率。
3.2 稠油井下改質措施
稠油井下改質措施主要包括井下加氫改質與稠油水熱裂解。井下加氫改質方法在實踐應用中具有較高的實用性, 能夠有效改善傳統化學采油工藝技術應用過程中所出現的故障與隱患情況。在實踐環節, 井下加氫改質的方法主要是通過在地層當中直接注入氫氣, 致使固體催化劑與油層在進行反應的過程中能夠擁有充足的反應時間與加熱溫度, 切實滿足油氣資源開采的實際要求, 為油氣資源的開采創造良好的條件。美國專利時報在近年的專題報道中明確指出, 井下加氫改質方法, 通過將定量的蒸汽與拱氫劑注入地層, 有效促使了氫的轉化作用, 實現了井下地層的改質效果。稠油水熱裂解技術具體指的是水蒸氣所發生的脫硫、加氫、脫氮與開環等反應, 作為一種系統化、高效率的石油資源開采技術, 稠油水熱裂解技術在實踐應用的過程中能夠有效降低稠油中瀝青質的含量, 在熱力的作用下, 還能促使稠油中的水熱裂解反應, 使稠油內的水分子變小, 黏度降低, 有效提高了稠油的采收效率, 為我國遼河油區的油田化學采油施工作業提供了全新的開采技術。
4 結語
綜上所述, 在我國遼河油田今后的開采施工中, 施工設計人員應積極研究出更為高效化的采油工藝技術, 以此提高實踐施工環節的經濟效益。
摘要：本文著手于油田化學采油工藝技術的概念探究, 結合我國油田化學采油工藝技術的實際應用情況進行分析, 總結出油田化學采油工藝技術在我國遼河油田當中實際應用的優化措施, 為我國今后的油田采油作業提供正確參考。
關鍵詞：油田,化學采油,工藝技術
參考文獻
[1] 張巖.關于采油工藝技術新進展的探究[J].科技風, 2012, 08:118.
油田化學論文范文第4篇
1 目前油田化學實驗教學面臨的主要問題
(1) 實驗課時量嚴重不足, 無法保證理論知識有效鞏固目前石油工程專業的《油田化學》課程的課時只有60學時, 其中油田化學實驗課時只有8個學時, 學生可現實操作的只有8個, 其他2個綜合性實驗是有興趣的學生自己預約實驗, 在實驗教師的指導下, 自己設計操作。而實際上目前涉及油田化學的實驗有六大部分, 共計21個實驗, 因此, 如何制定出最優的教學模式, 使學生對理論知識與操作技能掌握的更全面。
(2) 面臨大量化學試劑的嚴重污染和安全問題油田化學實驗所用的化學試劑, 涉及的特別是有機化合物或多或少都存在一定的毒性或者腐蝕性, 廢棄化學藥品, 不僅會腐蝕實驗室的的水管線, 而且會造成嚴重的化學水污染。鉆井液實驗產生大量的廢棄泥漿和水泥漿, 廢棄物體系非常復雜, 體系中含有大量的有毒有害物質, 而且具有一定的粘度和固相物質。因此, 如何解決油田化學實驗室化學試劑的污染問題, 同時又能獲得最佳的實驗教學效果。
(3) 實驗教學成本逐漸加大油田化學實驗所采用的實驗材料和試劑成本較高, 特別是一些專有材料, 比較昂貴, 油田化學的實驗材料費, 一般是學校財政撥款和實驗室運行經費, 經費有限, 審批有一定的過程。辦學成本成為一個不可避免的現實問題, 也是實驗教學面臨的一大難題, 化學實驗需要實驗設備和大量的實驗試劑, 耗費相當大, 因此, 如何降低油田化學的實驗成本, 減輕學校的經濟負擔也是一個值得思考的問題。
2 油田化學虛擬仿真實驗體系建設
設想的實驗體系為三個層次, 第一:設計典型虛擬仿真實驗, 包括表面活性劑類型鑒別虛擬實驗、聚丙烯酰胺的合成與水解虛擬實驗、土酸酸液的配制虛擬實驗、胍膠壓裂液配制虛擬實驗。第二:動畫型虛擬仿真實驗;主要包括化學驅油過程虛擬實驗, 化學堵水劑過程虛擬實驗等目前無法實現完全可操作的網絡虛擬實驗, 采用實驗過程動畫化, 這類實驗采用兩種方式來完成, 一種是先期教學過程中供學生演示的動態實驗, 一種是拍攝每個實驗操作的全過程, 供學生熟悉和掌握實驗的整個流程。第三:集成第三方優勢虛擬仿真實驗, 針對油田化學領域, 目前本校無法做到完全虛擬實驗, 比如鉆井液完井液性能評價虛擬實驗, 水泥漿性能評價虛擬實驗, 污水絮凝劑評價實驗等可以借鑒目前國內石油相關院校及其他院校的成熟實驗資源。
3 油田化學虛擬仿真實驗功能與特色
(1) 預習實驗和復習實驗的功能傳統實驗中學生在實驗過程中, 跟著設定好的實驗步驟做, 缺乏主觀能動性, 課前應讓學生做好充分的實驗準備, 特別要做好實驗前的預習, 從而提高實驗的效果。但純文字的預習理解加大了預習的難度, 如果預習能邊看文字材料, 邊在電腦上操作虛擬仿真實驗, 甚至在關鍵步驟還能夠通過互動親手點擊操作, 對于學生理解實驗原理、明確實驗目的、理清實驗步驟、自然而然理解油田化學實驗知識起到很好的作用[2]。
(2) 有利于培養學生的創新意識如果學生能通過油田化學的虛擬仿真平臺進行實驗操作, 選擇感興趣的實驗內容, 學生的可操作性比較強, 實驗安全系數也比較高, 實驗系統具有很強的識別功能, 操作如果出現錯誤, 系統會提示錯誤, 只有修改正確后才會停止提示, 也不用擔心設備損壞, 在這種環境下實驗, 既能建立學生的創新空間, 也能培養學生的創新意識。
(3) 可進行危險性高, 成本高的實驗油田化學中的部分危險性實驗, 可以通過電腦虛擬環境直觀展示實驗過程, 利用計算機模擬出可展現宏觀和微觀的實驗變化過程, 可把抽象的概念形象化透過現象看本質, 能直觀、安全地進行平時實驗室無法做的危險性、不可逆、微觀的、抽象的實驗操作。比如鉆井液性能評價中需要測試鉆井液在高溫高壓環境中的流變性, 在現實實驗中高溫和高壓環境具有大的危險性, 如果把該實驗集成在油田化學虛擬仿真平臺上, 學生可以安全的, 甚至反復的操作該實驗, 達到身臨其境的模擬效果, 理解更加深刻。
(4) 虛擬實驗設計應具有步驟模式和糾錯功能實驗可以設計成按照完成上一個步驟, 才可以點擊下一個步驟的模式進行, 只有上一步操作正確, 才能進行下一步實驗, 這不僅能讓學生更加深刻的理解具體的實驗步驟, 而且能使學生很快掌握正確的實驗步驟[3]。另外虛擬實驗中設計引入糾錯功能, 若某個步驟操作失誤, 系統就會提醒操作錯誤, 而且可以提示, 錯誤的操作步驟可能是什么原因造成的, 提醒學生進行正確的操作, 引入錯誤結果, 讓學生真正了解實驗的過程, 以及實驗中需要注意的要點。
摘要：虛擬仿真實驗具有可實現多次重復、安全環保、成本低廉、節約能源的特點。論文分析了油田化學虛擬實驗室建設的必要性、構建了實驗教學體系, 討論了油田化學虛擬實驗室建設的功能與特色。
關鍵詞：油田化學,虛擬仿真,實驗室建設,組織管理,建設設想
參考文獻
[1] 李家明.仿真在化學實驗教學中的應用探討[J].欽州學院學報, 2011, (6) :65-68.
[2] 王衛國.虛擬仿真實驗教學中心建設思考與建議實驗室研究與探索, 2013, 32 (12) :5-8.
油田化學論文范文第5篇
1 實驗目的
本項實驗是對目前港東油田油藏跳進開展4種堵水劑體系開展的評價。
2 實驗條件
實驗用水:港東油田注入水;
實驗溫度:65℃
實驗藥劑:聚合物;酚醛樹脂體系;羧酸鉻體系;檸檬酸鋁體系;脲醛樹脂體系
3 實驗結果分析
3.1 不同交聯體系成膠結果
在相同油藏條件下, 聚合物分子量2500×104, 聚合物濃度3000mg/L情況下, 四種交聯劑體系都可以成膠, 就成膠強度來看, 檸檬酸鋁體系強度最弱, 僅為2040 MPa·s, 其他三種體系強度均大于10000 MPa·s。酚醛樹脂體系和羧酸鉻體系初凝時間過短, 在實際注入過程中容易出現堵塞井筒的情況, 因此優選脲醛樹脂作為港東區塊的堵水體系。 (如表1)
3.2 交聯劑體系優化結果
(如表2) 。
3.3 不同分子量對體系成膠的影響
聚合物濃度為1000mg/L, 交聯劑濃度為0.1%, 緩蝕劑濃度為0.05%, 固化劑濃度0.2%, 對比不同分子量聚合物對體系成膠的影響。
聚合物分子量為1200×104的交聯劑體系的初始粘度略高于1500萬分子量體系, 2500萬分子量聚合物的初始粘度最大。
不同分子量聚合物的交聯劑體系初凝時間都在2小時以上, 2500×104相對分子質量堵劑初凝時間為3小時, 1200×104的和1500×104的均為2小時。
不同分子量聚合物的交聯劑體系成膠后的最高強度存在較大差異, 分子量越高, 體系成膠強度越大。2500×104分子量聚合物的交聯劑體系最高成膠強度達到85215MPa.s, 相同配方1500×104分子量的凝膠體系最高強度為34685MPa.s;數據結果表明:聚合物分子量越大, 體系成膠強度越高。
3.4 不同聚合物濃度對體系成膠的影響
確定聚合物分子量為2500×104, 其他配方不變 (交聯劑0.1%, 緩蝕劑0.05%, 固化劑0.2%) , 對比不同聚合物濃度分別為500mg/L、1000mg/L、2000mg/L情況下體系成膠的變化。
隨著聚合物濃度的變化, 體系的初凝時間發生變化, 聚合物濃度越低, 初凝時間越短, 在聚合物濃度分別是500mg/L、1000mg/L和2000mg/L時, 體系初凝時間為6h, 3h和1h, 初凝時間的變化說明聚合物濃度大小直接影響體系的初凝時間, 現場應用時應該優選低濃度體系注入。三種濃度條件下的交聯劑體系成膠強度相差不多。
3.5 交聯劑濃度對體系成膠的影響
確定聚合物分子量2500×104, 其他配方不變 (聚合物濃度1500mg/L, 緩蝕劑0.05%, 固化劑0.2%) , 對比濃度分別為0.1%、0.15%、0.2%條件下體系成膠情況。
從實驗結果可以看出, 交聯劑濃度為0.1%時, 體系的初凝時間是7個I型傲視, 隨著交聯劑濃度的增大, 體系初凝時間縮短, 當交聯劑體系濃度達到0.2%, 體系初凝時間降低為1小時, 交聯劑用量對初凝時間有很大影響, 隨著交聯劑用量的增大, 凝膠體系的成膠強度也是逐漸增大的。濃度有0.1%增大到0.2%, 體系成膠強度由20096MPa·s, 增大為85987 MPa·s。
3.6 緩凝劑對體系成膠的影響
確定聚合物分子量2500×104, 其他配方不變 (聚合物濃度1500mg/L, 交聯劑0.05%, 固化劑0.2%) , 對比緩蝕劑濃度分別為0.05%、0.2%、0.4%和0.6%條件下體系成膠情況。
隨緩凝劑加入量的增加, 體系的初凝時間隨之增大, 緩蝕劑的加入可以有效延長系統的初凝時間, 緩蝕劑的加入還降低了體系的初始粘度, 有利于現場實際的注入性, 從體系的最終成膠強度數據對比可以看出, 緩蝕劑的加入對成膠強度影響較小, 因此現場在實際注入過程時可以根據注入條件和注入時間來優選緩蝕劑的加入量, 確保注入的順利進行。
從上述分析可以看出, 脲醛樹脂堵水體系可以有效的適應港東油田的注入, 能夠通過緩蝕劑、固化劑等輔劑的注入控制成膠強度和初凝時間, 基本可以滿足現場的實際注入, 該體系的封堵效果可以進一步開展室內物理模擬實驗通過對阻力系數的計算來進一步評價實際堵水效果。
4 結語
4.1 在港東油藏條件下, 評價的四種堵水體系中酚醛樹脂凝膠體系及脲醛樹脂凝膠體系能夠較好的成膠。
4.2 脲醛樹脂體系在可以在通過交聯劑濃度控制成膠強度, 通過緩蝕劑有效控制初凝時間, 確?，F場的可注入性。
摘要：根據港東油田的油藏條件對不同堵水體系進行優選, 研究不同體系的成膠情況, 并對優選出的脲醛樹脂體系開展影響因素分析。結果表明:對于高分子量聚合物, 在調整交聯劑、固化劑等加入劑濃度可以控制成膠強度及初凝時間, 為現場注入提供理論支持。
關鍵詞：港東油田,聚合物,交聯體系
參考文獻
[1] 胡博仲.大慶油田高含水期穩油控水采油工程技術, 石油工業出.版社 (北京) , 1997.