油田化学论文范文第1篇
摘 要：孤东油田是1984年发现，1986年投入开发的大型稠油疏松砂岩油藏。在国内油田出砂机理及防砂技术研究中具有极其重要的地位，油层出砂总是具有两方面的原因，先天的地质特征和后天的开发方式共同决定。本文旨在通过对孤东油田出砂机理的深入研究及油田防砂成功经验取得的总结概括，期望能够对油田特高含水期开发的稳产起到重要的保障作用。
关键词：孤东油田；砂岩油藏；出砂；防砂；
1 孤东油田出砂简况
孤东油田是1984年发现的，1986年投入开发的大型稠油疏松砂岩油藏。馆陶组油层由于埋藏浅（1190-1460m），压实程度差，生产过程出砂十分严重。据统计生产馆陶组的1163口油井作业过程冲砂量资料，出砂井有957口，占82.3%。由于油井出砂造成卡管、砂埋、砂卡、杆断、泵漏等原因停产的油井217口，占油田同期关井数334口的65%（表1-1）。
孤东油田正式投入开发以后，针对油层出砂严重的问题，采取了绕丝筛管、金属滤砂管、干灰砂、化学防砂（包括地下合成、涂料砂）、复合防砂等防砂措施，从而保证了油田的正常生产。由于油层地质条件差，以及采液强度大，油层结构遭到破坏，油层出砂日趋严重。孤东油田2006-2015年集输站大罐清砂表明，采万吨液出砂量由2.45m3增加到4.21m3，采万吨油出砂量由2.86m3增加到59.6m3，出砂量成倍增长。事故井次数也随之增多，由2006年的27口上升至2015年的85口，到目前累计1156口，其中套变井数也由3口增至34口，累计套变井数达317口，影响了油田开发效果（表1-2）。
表1-2孤东油田分年度出砂情况统计表
从孤东油田分年度出砂情况统计曲线上我们可以明显的看到，随着油田开发的深入，油田出砂对于油田产量的制约有着越来越大的影响，这从另外一个方面给我们也带来了机遇，随着出砂机理的深入研究，防砂技术的进一步提高，损失的地质储量能够得到一定的弥补，从而给油田的上产带来一定的主动，同时也说明了出砂规律的研究有着越来越大的重要性。
2 孤东油田油气藏出砂地质特征
目前全世界许多油气田存在严重的油气井出砂问题，这是油气开采过程中需要重点解决的问题。油气田产层出砂除与后天的钻井方式、开采方式、增产措施及管理方式有关外，另一个主要原因是存在具有一定出砂潜能的地层。
我国出砂油气田的地质特征主要有：油气层埋藏浅；压实程度差；胶结疏松；胶结物含量高、泥质成分所占比重大；非均质性严重。
孤东油田为第三系油气田，油藏埋藏较浅，井深一般在1190-1460米左右。成岩性差，胶结疏松，胶结物以泥岩为主。储层一般以泥质粉砂岩和细粉砂岩为主。粒径在0.04-0.07mm之间，最大粒径为0.12mm，小于0.01mm占14%。孤东油田的开发过程一直受到出砂问题的困扰。孤东油田的主要生油层段为馆陶组，同时又可以按照沉积类型分为馆陶组上段及馆陶组下段，属于早成岩期阶段的产物，地层埋藏深度较浅，有机质未成熟，岩石疏松，尚未完全固结，原生孔隙发育，一般未见石英的次生加大现象，长石溶解也不普遍，有时见有早期碳酸盐胶结，砂岩和粘土岩中，富含蒙脱石，伊利石含量较少，并见有高岭石粘土矿物。这些因素都决定了孤东油田这样一个砂岩油藏必然具有的严重的出砂特性。
3 油气藏出砂危害
1、产层出砂增加渗流阻力，造成减产、停产
由于产层出砂，当液量小到不足以将其带出地面时，将部分或全部堵塞产油层段，使液量下降，甚至停产。如孤东油田3-18-34井，因为地层出砂造成液量下降导致躺井，作业不成功导致现无法正常生产，接近于停产状态。
2、井底沉砂破坏抽油机设备
对于抽油井井来说，大量泥沙便会沉积井底堵塞井筒，卡死固定凡尔和游动凡尔；有砂的地层水会增大柱塞与泵筒间的摩擦力，损坏柱塞皮碗，降低泵效，缩短检泵周期，增加生产成本。
3、采出地面的砂粒将加快地面设备损坏
伴随液体采出地面的砂粒和高速流动的气体一起，迅速冲刷地面流程中的设备、管件，使地面设备损坏加快、安全系数降低；同时使节流阀及其它阀件关闭、密封不严，给生产调节、地层测试、计量测试等带来危害。
4 油气藏出砂机理
因气藏与油藏无论是所含流体的性质还是驱动方式都存在着较大的差异，特别是流速、拖曳力、过流面积等。因此，气层出砂与油层出砂机理既有一些相似性，也有着较大的不同。这里主要是对国内学者对于疏松砂岩油藏或气藏出砂机理研究的一些总结。
4.1“渗流砂”的流动
疏松砂岩油藏在开发过程中，因地层本身胶结弱，储层中存在大量细小的、弱胶结的颗粒，这部分颗粒的最大特点是易于启动，即使产量很低的情况下也能够在储层中产生运移，这种原始地层微粒称为“渗流砂”。学者们通过实验研究了“渗流沙”的启动压差与流砂微粒粒径含量间的关系。实验发现颗粒启动压差比较低，即使在0.1MPa的启动压差条件下，这种流砂也会渗流，也就是说这部分微粒的运移是不可避免的。。渗流砂粒径分布范围比较广，微粒集中分布在10～35μm。结合气藏储层的地质特征，估计实际气层中“渗流砂”的含量为3%～4%，甚至更低。不同岩石类型中“渗流砂”颗粒的含量不同。对于“渗流砂”而言，建议在气藏开发过程中让其排出，且尽量逐渐排出，防止渗流砂过多和过快，造成架桥堵塞孔喉，降低产层渗透率。同时通过改善完井方法和射孔方法，改变流场，减少渗流砂集中。
4.2弱胶结附着的颗粒
这部分颗粒绝大部分属于填隙物，包括杂基和胶结物，产状呈分散状和粒间充填；其次是弱胶结的骨架颗粒。如涩北气田储层岩性主要为泥质粉砂岩，骨架颗粒粒径与填隙物粒径呈连续分布，这给气层的防砂和控砂增加了一定的难度，即填隙物颗粒出砂必然削弱骨架颗粒的稳定性，从而形成“蚯蚓”洞。此类颗粒对储层伤害的机理为速敏，通过控制气层的产量，可以防止其对储层的伤害和出砂。但如果遇上与地层不配伍的工作液、碱液或酸液等，势必破壞填隙物的微结构，以及它们与骨架颗粒间的附着力，变为易于运移的砂粒。所以也称为填隙物破坏型出砂。预防弱固结颗粒出砂的办法是，通过对完井、射孔方法的改进，改变流场。控制产层的产量，也是一个有效的办法。可以采用的措施为：①利用屏蔽暂堵技术，在钻井过程中形成快、牢、致密、浅的薄污染层，阻止外来工作液进入储层，或使滤液作用范围尽可能减小；②增强工作液配伍性，减少滤液对侵入带胶结物的破坏，不增加外来沉淀堵塞孔喉。
4.3骨架破坏型出砂
这部分颗粒受制于钻井、完井、射孔等工艺措施的合理性和参数的选择。主要原因是施工过程中外来压力所引起的应力、应变，造成地层变形、滑动，使岩石成为（或部分成为）散砂，引起地层严重出砂，甚至井壁不稳定。影响因素包括以下几个方面：①二次应力场分布；②起下钻波动压力；③高压水射流冲击；④机械扰动；⑤钻井过程中的出砂；⑥射孔过程中的出砂。
4.4砂穴崩落型出砂
对于裸眼井，地层出砂后形成洞穴，其顶部由于失去支撑，且不能形成稳定砂拱，块状脱落造成流砂。对于套管井，地层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。预防这种类型出砂的办法是减轻弱胶结和骨架颗粒的出砂量，避免它们引起质的变化，形成崩落型出砂。
5 一次性高压充填防砂配套工艺
5.1发展历程
1、涂料砂防砂和复合防砂工艺阶段
1996年开始进行了涂料砂防砂实验，由于常温涂料砂最佳的固结温度在60℃左右，而浅层油田的地层温度一般在50℃以下，造成常温涂料砂固结不好。为提高涂料砂固结强度，1998年针对地层温度较低的情况，引进了地层预清洗后低温涂料砂（30℃就有较高的固结强度）防砂工艺技术，取得了一定效果。但从施工效果看，也存在防砂有效期短的现象，同时由于部分涂料砂在高压充填过程中发生破碎，造成油井堵塞，使防砂无效。1993-1999年共采用低温涂料砂防砂29井次，平均单井年增油754吨，平均有效率76.9%，平均有效期8.5月。
2、以绕丝管管外砾石充填防砂工艺为主的防砂工艺阶段
随着油田开发时间的延长，地层出砂程度加剧，亏空加大，防砂难度增加，单一绕丝筛管防砂工艺难以适应不同井况油井防砂的需要。绕丝管管外砾石充填防砂工艺投产后，取得了良好的防砂效果。1999年开始采用了先进行地层预充填，然后进行绕丝管循环充填的两步复合防砂工艺，1999-2003年共施工117井次，成功率96.6%，有效率86.4%，平均单井年增油974吨，平均有效期34.4月。该工艺技术占井周期长，施工工序复杂，配套车辆及劳务费用高。
3、复合防砂工艺、一次性高压充填防砂工艺阶段
从2003年至今，以复合防砂工艺为主导工艺，同是引进并完善一次性高压充填防砂工艺。
5.2前期一次性高压充填防砂工艺的缺陷
1、充填工具存在缺陷在工具丢手部位，当压力高于25Mpa时，会出现断裂现象，导致丢手困难。充填工具内径小，不能进行大砂比充填；充填工具不能进行循环充填，在施工过程中加完砂不涨时，不能进行环空充填，这样会使环空充填不致密，影响了防砂效果。
2、施工工艺有待完善填砂后反洗井因地层内压力高存在严重的反吐现象，导致大量地层砂进入充填层，降低其渗透率；水携砂液充填砂比小，不能最大程度提高近井地带渗透率和阻止地层砂运移。
5.3一次性高压充填防砂工艺的改进和完善
1、充填工具的改进
（a）增加了丢手部位强度，防止施工过程中压力过高发生断裂而丢手。
（b）工具充填内径由∮38mm更改为∮45mm，防止大砂比充填导致充填工具堵塞。
（c）增加循环充填装置，使一次性高压充填防砂工艺既能进行高压地层充填，又能进行环空循环充填。当高压充填施工末期压力不起时，开套管闸门，对环空进行正循环充填，这样就能达到对地层和环空同时充填的目的。
2、防砂管柱组配的改进
在防砂管柱中增加信号筛管，当高压充填施工末期充填压力不起时，打开套管闸门对环空进行正循环充填砾石，将防砂主体筛管掩埋压实，并逐渐将信号筛管掩埋，充填压力上升，达到对地层和环空同时进行充填的目的。
3、施工工艺的改进和完善
（a）加砂前大排量挤前置液，一是起到类似于压裂造缝的作用，提高加砂量。二是清洗炮眼内及近井地带的地层砂，将其推入地层深处，防止充填过程中地层砂和充填砂相混。
（b）分层充填施工。对层数较多且层间渗透率差异较大的新井进行了多次射孔、多次充填防砂实验，加强对低渗透层改造，提高其动用程度。
（c）采用高性能的羟丙基瓜胶水基溶液作为携砂液以提高携砂比，在高压充填过程中，若砂比过低，油井防砂投产后，随着生产时间的延长，大量地层砂很容易进入充填层并与充填砂相混，会降低近井地带渗透率，产生堵塞。针对这种情况，借鉴BJ公司压裂防砂的先进经验，研究应用了高性能的羟丙基瓜胶水基溶液作为携砂液以提高携砂比，达到抑制地层砂运移，减少地层砂和充填砂相混的机会。
（d）配套采用了高压滑动井口，在充填施工结束后，不用卸井口，直接上提管柱进行带压倒扣丢手，关闭充填通道后，再反洗井，防止了反洗井过程中地层吐砂影响充填效果现象的发生。
5.4认识与评价
一次性高压充填防砂工艺是将防砂管柱及充填工具一次性下入井内，使地层预充填及管内砾石充填一次完成，施工作业周期短，施工简便，减少了配套车辆及劳务费用，成功率高，油井增产显著，防砂效果好。稀酸解堵及负压反排解堵工艺能够解堵油层，提高防砂效果。可作为油田部分油井解堵的主要工艺，应用了高性能的羟丙基瓜胶水基溶液作为携砂液以提高携砂比，达到抑制地层砂运移，减少地层砂和充填砂相混的机会，提高了防砂井产量。分层射孔、分层充填防砂工艺，能使渗透率有差异的各小层得到均衡动用。
6 几点认识
1、地层出砂对生产造成较为严重的影响，出砂机理复杂，防砂困难，应当引起生产单位重视。
2、加强气田出砂机理研究；深入研究地层中气-液-沙三相渗流问题，丰富多相渗流研究内容，指导生产实际。
3、发展一种适合于油井的考虑到动量交换影响的携砂模型。
4、需开展以气体为流动介质的大型出砂实验研究，以检验多相流理论。
5、在具体的防砂处理过程中，应将经验公式法、实验研究和理论预测结合起来，同时从不同的角度提出解决办法，以达到最好的防砂效果。
参考文献：
[1]陳辉、沈朝霞等.砾石充填防砂高压一次充填工具的研制与应用[J].石油工程建设2007，33（6）：46-47.
[2]万仁薄.采油工程手册[J].石油工业出版社2003.
[3]刘仁君等.孤东油田储层研究与开发[J].石油工业出版社1998.
[4]董长银、张琪等.砾石充填防砂工艺参数优化设计[J].中国石油大学学报（自然科学版）2006，30（5）：57-61.
油田化学论文范文第2篇
1 化学堵水剂的作用
化学堵水剂实质上是一种聚合物, 其能够让的油田中的油层在化学堵水剂的作用下发生聚合反应, 达到控制油井内部注水流动的方向和速率, 提高井水驱油的采收率, 提升井内产油作业的效率, 有效改善井内的注水现象。目前常使用的化学堵水剂多为聚丙烯胺类堵水剂, 其就有较强的排水和堵水效果[1]。
2 油井产水的危害
2.1 从安全角度来说
油田中进行具体作业开发出来的油井是最容易出现进水现象的, 而井内注水会造成井内压强与井外压强比例不均, 影响油井内部整体压气层的产气量, 如果注水量较多, 甚至产气量还会近乎为零。那么产气量极低的情况下, 降低了油井内部油气的渗透率, 从而会引发井内的堵水现象。并且过多的积水会使得井内非胶性结构的损坏, 形成的乳状液体造成油井内部的二次乳堵, 加剧了井内二氧化硫与二氧化碳的排放量, 会不断侵蚀和腐蚀着井内结构。长此以往, 这种腐蚀会造成井内开采设备的损坏, 严重则会引发的油田开采事故。
2.2 从生产角度来说
在油田生产时会产生一系列井内进水现象, 然而井内出现注水、灌水以及边水突进等现象会造成油田开发工作的滞后性, 延长了油田开采进程和开采效率。从而井内进水现象的出现, 不仅对正常的开采工作带来了很多消极影响, 同时也使得井内的油田资源收到水压力的增强而使得开采难度一再增加, 非常不利于油田资源的高效开采和顺利作业[2]。
3 化学堵水剂在油田生产过程中的具体应用
3.1 化学堵水剂的基本应用
目前我国油田生产过程中对化学堵水剂的应用主要是通过聚合物驱中复合离子的深度调剖技术。聚合物驱中复合离子深度调剖技术的应用规模较大, 其技术原理是通过压力原理引申而来, 通过对油井内部不断施压, 造成油井内部与外部压力差不断增高, 利用这种压力差的上升提高PI值的比例, 这样使有效流动系数也得到降低, 使井内油层波和体积得到有效扩大。在这一过程中利用化学堵水剂作为载体, 使油井中水层的水量大大降低, 以达到改善油田产油效果的目的, 提高油田生产效率[3]。
3.2 特殊情况下化学堵水剂的具体应用
在油田生产特殊情况下, 对化学堵水剂的应用需要适当进行调整和变动。比如在开采作业中面临的最大难题便是井内油层被水层高高淹没, 这种情况虽然属于特殊情况不常出现, 但是对我国油田开采工作来说让然产生了非常有害的影响。基于此, 就需要利用效果更好、密度更小、堵水能力更强的新制化学堵水剂。这种特殊情况适用的化学堵水剂能够更广泛的适应井内的各项指标, 其脱水、隔水和堵水性能都较为良好, 从而起到更有效的排水和堵水效用, 更好的满足油田生产作业的需要[4]。
3结语
综上所述, 基于油田生产过程中出现的境内注水情况, 本文以上通过站在油井内部堵水作业和注水井调剖作业两大方面, 针对化学堵水剂的具体应用和具体堵水办法进行详细分析, 望本文的一系列分析方法和分析结果能够对油田生产的实际作业中产生积极作用, 从而保证我国油田生产更加规划化和科学化, 不仅提高油田资源开采效率, 更保障了油田资源的开采质量, 从而促进我国油田事业实现可持续发展。
摘要：本文主要围绕油条开采过程中可能出现的注水、边水突进等情况, 利用化学堵水剂来清除和防止油田内部的灌水现象, 从而来保证油田的正常生产, 并保证开采过程中的安全性。从而本文针对化学堵水剂在油田生产过程中的具体应用, 以不同类型的化学堵水剂在油田开采中发挥的效用进行论述, 并对今后油田生产化学堵水剂的调试与剖析方面进行展望, 目的是为了有效改善油田开采出现的进水和注水现象, 保障油田生产作业的有效进行, 促进开采过程中作业的安全性。
关键词：堵水剂,油田生产,开采作业
参考文献
[1] 王丽, 卜祥福, 等人.化学堵水剂在油田生产中的应用[J].石油化工应用, 2013, 09:6~9+16.
[2] 李广青, 高俊龙, 等人.油田生产中化学堵水剂的有效应用[J].中国新技术新产品, 2012, 11:154.
[3] 刘音, 常青, 等人.聚丙烯酰胺在油田生产中的应用[J].石油化工应用, 2014, 04:9~11+20.
油田化学论文范文第3篇
1 油田化学采油工艺技术探究
传统的油田化学采油工艺在实践应用过程中主要分为三元复合吞吐技术与蒸汽复合采油技术。其中, 三元复合吞吐技术在实践应用过程中需要利用蒸汽CO2进行催化, 以起到显著的增产作用。三元复合吞吐技术借助蒸汽CO2的催化作用, 可以起到良好的调剖作用, 在实际应用过程中可以明显增强地表的活性, 减慢土壤中CO2的释放速度, 使蒸汽在地层中进行渗透时, 能够更好地向中低渗透层进行集中, 有效提高了蒸汽吞吐技术的应用效率。蒸汽CO2助剂在应用于三元复合吞吐技术的过程中还能有效补充地层能量, 降低区域内的粘稠度, 提高地层区域的排气能力, 使原油等资源的流动性获得了提高, 为之后的油气资源开采营造了良好的环境;蒸汽复合采油技术在实践应用过程中可以明显提高油气资源的采集效率, 在应用环节, 施工人员应降低原油的粘稠程度, 降低界面内的张力值, 为之后的蒸汽复合采油营造必要的条件。实验结果证明, 蒸汽复合采油技术在实践应用过程中效果优于其他传统采油工艺技术, 蒸汽驱与地层表面相结合的方式在实际应用过程中具有较高的优越性与实用性, 在处理地质结构较为复杂且断层异常发育的油气资源区域施工作业时, 具有较为突出的实践应用效果。
2 油田化学采油工艺技术应用现状分析
蒸汽复合采油技术与三元复合吞吐技术等传统化学采油技术, 在实践应用过程中具有一定的应用特点, 能够帮助人们更为有效、安全的实现油气资源的采集与利用, 是我国油田区域开发过程中不可或缺的重要应用技术。近年来, 随着我国油气资源需求量的不断增加, 油气资源的开采工作逐渐成为工艺生产与社会发展中的重要内容。针对我国辽河油田区域的油气资源储量及性质特点, 在油田开采的过程中, 施工人员与工程设计人员一般会按照生产过程的实际需要, 制定相应的施工技术, 以此提高油气资源的开采效率。在辽河油田区域的实际开采过程中, 为切实保证油田资源的开发成本, 传统的资源开采工艺技术在实践应用过程中应不断进行突破与创新, 在实践应用中提高油气资源的周期产量, 完善化学采油的相关工艺与技术要求, 减少化学采油过程中所造成的环境污染与油气资源污染情况, 为油气资源的开采工作提供可靠的工艺技术保障。但是, 结合我国油田化学采油工艺技术的实践应用情况进行探究, 三元复合吞吐技术与蒸汽吞吐技术在实际应用过程中也逐渐暴露出了诸多问题, 例如, 高轮次蒸汽吞吐的效率比周期性轮次蒸汽吞吐高, 致使单位操作成本逐渐增加, 在油气资源的实践开采过程中给施工方带来了极大的难度。
3 油田化学采油工艺技术的优化措施
3.1 稠油开发技术优化
针对我国传统油田化学采油工艺的实践应用特点进行分析, 结合我国辽河油田区域内的油气资源及稠油分布情况, 在我国今后的油田采油施工作业过程中, 施工人员应将水平井蒸汽辅助重力泄油技术进行优化与改良, 结合新型轨迹控制技术, 将稠油采收率由原来的25%提高到30%左右, 进一步提高油气资源的开采效率;蒸汽复合采油技术与三元复合采油技术在实践应用中所表现出的经济效益已经越来越差, 油气开采人员在施工设计环节, 应对这些传统的油气开采技术进行相应的完善与创新, 例如, 利用蒸汽驱技术, 在深井注汽的过程中, 实现良好的井筒隔热保温效果, 以此提高油气资源的实际排量, 提升稠油的开采效率。
3.2 稠油井下改质措施
稠油井下改质措施主要包括井下加氢改质与稠油水热裂解。井下加氢改质方法在实践应用中具有较高的实用性, 能够有效改善传统化学采油工艺技术应用过程中所出现的故障与隐患情况。在实践环节, 井下加氢改质的方法主要是通过在地层当中直接注入氢气, 致使固体催化剂与油层在进行反应的过程中能够拥有充足的反应时间与加热温度, 切实满足油气资源开采的实际要求, 为油气资源的开采创造良好的条件。美国专利时报在近年的专题报道中明确指出, 井下加氢改质方法, 通过将定量的蒸汽与拱氢剂注入地层, 有效促使了氢的转化作用, 实现了井下地层的改质效果。稠油水热裂解技术具体指的是水蒸气所发生的脱硫、加氢、脱氮与开环等反应, 作为一种系统化、高效率的石油资源开采技术, 稠油水热裂解技术在实践应用的过程中能够有效降低稠油中沥青质的含量, 在热力的作用下, 还能促使稠油中的水热裂解反应, 使稠油内的水分子变小, 黏度降低, 有效提高了稠油的采收效率, 为我国辽河油区的油田化学采油施工作业提供了全新的开采技术。
4 结语
综上所述, 在我国辽河油田今后的开采施工中, 施工设计人员应积极研究出更为高效化的采油工艺技术, 以此提高实践施工环节的经济效益。
摘要：本文着手于油田化学采油工艺技术的概念探究, 结合我国油田化学采油工艺技术的实际应用情况进行分析, 总结出油田化学采油工艺技术在我国辽河油田当中实际应用的优化措施, 为我国今后的油田采油作业提供正确参考。
关键词：油田,化学采油,工艺技术
参考文献
[1] 张岩.关于采油工艺技术新进展的探究[J].科技风, 2012, 08:118.
油田化学论文范文第4篇
1 目前油田化学实验教学面临的主要问题
(1) 实验课时量严重不足, 无法保证理论知识有效巩固目前石油工程专业的《油田化学》课程的课时只有60学时, 其中油田化学实验课时只有8个学时, 学生可现实操作的只有8个, 其他2个综合性实验是有兴趣的学生自己预约实验, 在实验教师的指导下, 自己设计操作。而实际上目前涉及油田化学的实验有六大部分, 共计21个实验, 因此, 如何制定出最优的教学模式, 使学生对理论知识与操作技能掌握的更全面。
(2) 面临大量化学试剂的严重污染和安全问题油田化学实验所用的化学试剂, 涉及的特别是有机化合物或多或少都存在一定的毒性或者腐蚀性, 废弃化学药品, 不仅会腐蚀实验室的的水管线, 而且会造成严重的化学水污染。钻井液实验产生大量的废弃泥浆和水泥浆, 废弃物体系非常复杂, 体系中含有大量的有毒有害物质, 而且具有一定的粘度和固相物质。因此, 如何解决油田化学实验室化学试剂的污染问题, 同时又能获得最佳的实验教学效果。
(3) 实验教学成本逐渐加大油田化学实验所采用的实验材料和试剂成本较高, 特别是一些专有材料, 比较昂贵, 油田化学的实验材料费, 一般是学校财政拨款和实验室运行经费, 经费有限, 审批有一定的过程。办学成本成为一个不可避免的现实问题, 也是实验教学面临的一大难题, 化学实验需要实验设备和大量的实验试剂, 耗费相当大, 因此, 如何降低油田化学的实验成本, 减轻学校的经济负担也是一个值得思考的问题。
2 油田化学虚拟仿真实验体系建设
设想的实验体系为三个层次, 第一:设计典型虚拟仿真实验, 包括表面活性剂类型鉴别虚拟实验、聚丙烯酰胺的合成与水解虚拟实验、土酸酸液的配制虚拟实验、胍胶压裂液配制虚拟实验。第二:动画型虚拟仿真实验;主要包括化学驱油过程虚拟实验, 化学堵水剂过程虚拟实验等目前无法实现完全可操作的网络虚拟实验, 采用实验过程动画化, 这类实验采用两种方式来完成, 一种是先期教学过程中供学生演示的动态实验, 一种是拍摄每个实验操作的全过程, 供学生熟悉和掌握实验的整个流程。第三:集成第三方优势虚拟仿真实验, 针对油田化学领域, 目前本校无法做到完全虚拟实验, 比如钻井液完井液性能评价虚拟实验, 水泥浆性能评价虚拟实验, 污水絮凝剂评价实验等可以借鉴目前国内石油相关院校及其他院校的成熟实验资源。
3 油田化学虚拟仿真实验功能与特色
(1) 预习实验和复习实验的功能传统实验中学生在实验过程中, 跟着设定好的实验步骤做, 缺乏主观能动性, 课前应让学生做好充分的实验准备, 特别要做好实验前的预习, 从而提高实验的效果。但纯文字的预习理解加大了预习的难度, 如果预习能边看文字材料, 边在电脑上操作虚拟仿真实验, 甚至在关键步骤还能够通过互动亲手点击操作, 对于学生理解实验原理、明确实验目的、理清实验步骤、自然而然理解油田化学实验知识起到很好的作用[2]。
(2) 有利于培养学生的创新意识如果学生能通过油田化学的虚拟仿真平台进行实验操作, 选择感兴趣的实验内容, 学生的可操作性比较强, 实验安全系数也比较高, 实验系统具有很强的识别功能, 操作如果出现错误, 系统会提示错误, 只有修改正确后才会停止提示, 也不用担心设备损坏, 在这种环境下实验, 既能建立学生的创新空间, 也能培养学生的创新意识。
(3) 可进行危险性高, 成本高的实验油田化学中的部分危险性实验, 可以通过电脑虚拟环境直观展示实验过程, 利用计算机模拟出可展现宏观和微观的实验变化过程, 可把抽象的概念形象化透过现象看本质, 能直观、安全地进行平时实验室无法做的危险性、不可逆、微观的、抽象的实验操作。比如钻井液性能评价中需要测试钻井液在高温高压环境中的流变性, 在现实实验中高温和高压环境具有大的危险性, 如果把该实验集成在油田化学虚拟仿真平台上, 学生可以安全的, 甚至反复的操作该实验, 达到身临其境的模拟效果, 理解更加深刻。
(4) 虚拟实验设计应具有步骤模式和纠错功能实验可以设计成按照完成上一个步骤, 才可以点击下一个步骤的模式进行, 只有上一步操作正确, 才能进行下一步实验, 这不仅能让学生更加深刻的理解具体的实验步骤, 而且能使学生很快掌握正确的实验步骤[3]。另外虚拟实验中设计引入纠错功能, 若某个步骤操作失误, 系统就会提醒操作错误, 而且可以提示, 错误的操作步骤可能是什么原因造成的, 提醒学生进行正确的操作, 引入错误结果, 让学生真正了解实验的过程, 以及实验中需要注意的要点。
摘要：虚拟仿真实验具有可实现多次重复、安全环保、成本低廉、节约能源的特点。论文分析了油田化学虚拟实验室建设的必要性、构建了实验教学体系, 讨论了油田化学虚拟实验室建设的功能与特色。
关键词：油田化学,虚拟仿真,实验室建设,组织管理,建设设想
参考文献
[1] 李家明.仿真在化学实验教学中的应用探讨[J].钦州学院学报, 2011, (6) :65-68.
[2] 王卫国.虚拟仿真实验教学中心建设思考与建议实验室研究与探索, 2013, 32 (12) :5-8.
油田化学论文范文第5篇
1 实验目的
本项实验是对目前港东油田油藏跳进开展4种堵水剂体系开展的评价。
2 实验条件
实验用水:港东油田注入水;
实验温度:65℃
实验药剂:聚合物;酚醛树脂体系;羧酸铬体系;柠檬酸铝体系;脲醛树脂体系
3 实验结果分析
3.1 不同交联体系成胶结果
在相同油藏条件下, 聚合物分子量2500×104, 聚合物浓度3000mg/L情况下, 四种交联剂体系都可以成胶, 就成胶强度来看, 柠檬酸铝体系强度最弱, 仅为2040 MPa·s, 其他三种体系强度均大于10000 MPa·s。酚醛树脂体系和羧酸铬体系初凝时间过短, 在实际注入过程中容易出现堵塞井筒的情况, 因此优选脲醛树脂作为港东区块的堵水体系。 (如表1)
3.2 交联剂体系优化结果
(如表2) 。
3.3 不同分子量对体系成胶的影响
聚合物浓度为1000mg/L, 交联剂浓度为0.1%, 缓蚀剂浓度为0.05%, 固化剂浓度0.2%, 对比不同分子量聚合物对体系成胶的影响。
聚合物分子量为1200×104的交联剂体系的初始粘度略高于1500万分子量体系, 2500万分子量聚合物的初始粘度最大。
不同分子量聚合物的交联剂体系初凝时间都在2小时以上, 2500×104相对分子质量堵剂初凝时间为3小时, 1200×104的和1500×104的均为2小时。
不同分子量聚合物的交联剂体系成胶后的最高强度存在较大差异, 分子量越高, 体系成胶强度越大。2500×104分子量聚合物的交联剂体系最高成胶强度达到85215MPa.s, 相同配方1500×104分子量的凝胶体系最高强度为34685MPa.s;数据结果表明:聚合物分子量越大, 体系成胶强度越高。
3.4 不同聚合物浓度对体系成胶的影响
确定聚合物分子量为2500×104, 其他配方不变 (交联剂0.1%, 缓蚀剂0.05%, 固化剂0.2%) , 对比不同聚合物浓度分别为500mg/L、1000mg/L、2000mg/L情况下体系成胶的变化。
随着聚合物浓度的变化, 体系的初凝时间发生变化, 聚合物浓度越低, 初凝时间越短, 在聚合物浓度分别是500mg/L、1000mg/L和2000mg/L时, 体系初凝时间为6h, 3h和1h, 初凝时间的变化说明聚合物浓度大小直接影响体系的初凝时间, 现场应用时应该优选低浓度体系注入。三种浓度条件下的交联剂体系成胶强度相差不多。
3.5 交联剂浓度对体系成胶的影响
确定聚合物分子量2500×104, 其他配方不变 (聚合物浓度1500mg/L, 缓蚀剂0.05%, 固化剂0.2%) , 对比浓度分别为0.1%、0.15%、0.2%条件下体系成胶情况。
从实验结果可以看出, 交联剂浓度为0.1%时, 体系的初凝时间是7个I型傲视, 随着交联剂浓度的增大, 体系初凝时间缩短, 当交联剂体系浓度达到0.2%, 体系初凝时间降低为1小时, 交联剂用量对初凝时间有很大影响, 随着交联剂用量的增大, 凝胶体系的成胶强度也是逐渐增大的。浓度有0.1%增大到0.2%, 体系成胶强度由20096MPa·s, 增大为85987 MPa·s。
3.6 缓凝剂对体系成胶的影响
确定聚合物分子量2500×104, 其他配方不变 (聚合物浓度1500mg/L, 交联剂0.05%, 固化剂0.2%) , 对比缓蚀剂浓度分别为0.05%、0.2%、0.4%和0.6%条件下体系成胶情况。
随缓凝剂加入量的增加, 体系的初凝时间随之增大, 缓蚀剂的加入可以有效延长系统的初凝时间, 缓蚀剂的加入还降低了体系的初始粘度, 有利于现场实际的注入性, 从体系的最终成胶强度数据对比可以看出, 缓蚀剂的加入对成胶强度影响较小, 因此现场在实际注入过程时可以根据注入条件和注入时间来优选缓蚀剂的加入量, 确保注入的顺利进行。
从上述分析可以看出, 脲醛树脂堵水体系可以有效的适应港东油田的注入, 能够通过缓蚀剂、固化剂等辅剂的注入控制成胶强度和初凝时间, 基本可以满足现场的实际注入, 该体系的封堵效果可以进一步开展室内物理模拟实验通过对阻力系数的计算来进一步评价实际堵水效果。
4 结语
4.1 在港东油藏条件下, 评价的四种堵水体系中酚醛树脂凝胶体系及脲醛树脂凝胶体系能够较好的成胶。
4.2 脲醛树脂体系在可以在通过交联剂浓度控制成胶强度, 通过缓蚀剂有效控制初凝时间, 确保现场的可注入性。
摘要：根据港东油田的油藏条件对不同堵水体系进行优选, 研究不同体系的成胶情况, 并对优选出的脲醛树脂体系开展影响因素分析。结果表明:对于高分子量聚合物, 在调整交联剂、固化剂等加入剂浓度可以控制成胶强度及初凝时间, 为现场注入提供理论支持。
关键词：港东油田,聚合物,交联体系
参考文献
[1] 胡博仲.大庆油田高含水期稳油控水采油工程技术, 石油工业出.版社 (北京) , 1997.