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这个要根据所学专业来确定。油田注水站供配电部分的设计毕业论文好不好做不能一概而论，主要根据您所学的专业和爱好决定的。毕业论文（graduation study），按一门课程计，是普通中等专业学校、高等专科学校、本科院校、高等教育自学考试本科及研究生学历专业教育学业的最后一个环节，为对本专业学生集中进行科学研究训练而要求学生在毕业前总结性独立作业、撰写的论文。
[石油工程]气藏水平井合理配产摘 要目前，运用水平井开发油气藏受到越来越多的油田工作者推崇。但用水平井开发气藏要受到多种因素的制约，诸如渗透率各向异性、水平井长度、气层厚度、水平井位置、地层损害程度等，对于低渗透气藏还要考虑启动压力梯度、应力敏感等因素的影响。不同的气藏类型，其所考虑的因素也有所不同，产能公式求解也相应不同。运用水平气井流入动态曲线分析可以更直观的分析参数变化所引起的产量变化关系，了解影响产能的因素。本文就气藏水平井合理配产方面，总结了各类气藏水平井开发的实用公式，讨论了气藏开发的影响因素，分析了相关因素对水平井产量和流入动态的影响，最终得到了气藏水平井开发的实用范围及特点。在获得确定气藏水平井产能实用公式基础上，根据气藏水平井配产的相关方法，通过实例分析，了解了气藏水平井长度、避水程度因素对水平井产能的影响，绘制了无阻流量增量随避水程度变化的关系曲线图，最终确定了合理的水平段长度和避水程度，最后应用经验法配产，获得了该井的合理产量。关键词：气藏；水平井；影响因素；配产目 录1 绪论 立论依据及研究的目的及意义 国内外研究现状 水平气井产能公式的提出 水平井产能分析概要 气井配产研究 气藏水平井产能影响因素 气井配产限制因素 本文的研究目标、技术路线及所完成的工作 研究目标 技术路线 本文完成的工作 62 气藏水平井开发公式及影响因素分析 裂缝性气藏水平井求解公式 非达西流动对水平井产能的影响 裂缝性有水气藏水平井公式及分析 凝析气藏水平井的公式及分析 启动压力梯度和应力敏感效应对低渗透气藏水平井产能的影响 气藏水平井产能影响因素 气层厚度及水平井段长度的影响 各向异性的影响 地层损害的影响 底水驱气藏水平井 底水锥进气井临界产量确定常用方法 边、底水气藏气井开采特征 气井工作制度分析 水平气井流入动态曲线分析 水平气井长度对水平气井流入动态曲线的影响 气层厚度对水平气井流入动态曲线的影响 各向异性对水平气井流入动态曲线的影响 地层损害对水平气井流入动态曲线的影响 313 气藏水平井合理配产方法 气藏配产方法 经验法 系统分析方法 各种方法剖析 经验法剖析 单点法 指数式 二项式 节点分析法剖析 在节点分析基础上引入时间变量的配产方法 优化配产方法 434 实例计算 445 结论及建议 结论 建议 49谢 辞 50参考文献 51
采油气工程的论文
采油气工程是一个运用科学的理论、方法、技术与装备高效地钻探地下油气资源、最大限度并经济有效地将地层中的油气开采到地面，安全地将油气分离、计量与输运的工程技术领域。我整理的关于采油气工程的论文，欢迎大家一起来看看！
摘要 ：纵观我国石油开采技术发展的整个历程，从其最初的探索试验阶段发展到分层开采阶段，再发展到如今的多种油藏类型采油工艺技术、采油工程智能技术等，期间走过的道路是非常曲折和艰难的，同时，这也体现了石油人的勇于奉献和不断创新的精神。随着采油技术的不断发展，它的工艺配套技术也不断完善，这使得油田的产量也不断的提高，但与此同时，要想进一步提高我们的油田产量，则仍然需要不断的改进我们的采油技术，这才能够让我国的石油工程处于良好的发展之中，才能为我国的经济带来巨大的效益。目前，我国的大多数油田已经处于高含水，高产出阶段，产量呈递减的速度，水油比上升造成的油气田开采难度越来越大。因此，研究采油技术对我国的经济发展有重大的'意义。这对我国的经济带来的帮助也是不可估量的。
关键词 ：采油技术；工艺；产量；创新
采油是油田开采的过程中，根据开采的目标通过生产井和注入井对油藏采取的各项工程技术的总称。众所周知，油田的产量高低取决于采油技术的好与坏，因此，采油技术就成为我国实现油田开采技术的重要途径，另外，采油技术还影响采油速度的快慢、最终采收率的大小、经济效益的优劣等油田生产中的重要问题。
一采油技术的分类
近年来，国内外的采油新技术发展很迅速，有物理的、生物的、化学的以及各种综合的方法等，但其本质都是在努力提高原油采收率。从技术的应用时间顺序和技术原理上来看，可分为一次采油、二次采油和三次采油。顾名思义一次采油，就是依靠油藏天然能量进行油田开采的一种方法，常见的一次采油方法有溶解气驱、弹性水驱和气顶驱等；经过一次采油之后，地层压力明显变小，需要为油井注水以平衡地下能量的减弱，这被称为二次采油。通过二次采油之后，采取注水，并应用物理和化学方法，改变流体的性质、相态等，扩大注水的波及范围以便提高驱油效率，从而再一次提高采收率。三次采油主要是依靠化学方法，辅助开采最艰难的层面油藏，一般包括碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱、聚合物复合驱等。与二次采油相比，三次采油的特点是高投入、高技术和高效益，在二次采油水驱的基础上向油层注入排驱剂来采油，不同的排驱剂有不同的排驱机理。三次采油增油的效果非常好，近年来已经被国内外广泛重视和研究。
二 我国采油技术的现状
1. 完井工程技术 。
完井工程是衔接钻井和采油工程的，但又与其相对独立的工程，从钻开油层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液、直到投产的一个过程。到目前为止，我国在直井、定向斜井、丛式井、水平井的技术上面已经达到了一定的技术高度，并且掌握了多种完井的方法，比如裸眼井补管完井、下套管射孔完井、套管内外绕丝筛管等完井方法。根据油田所处的地理位置及油藏情况等来确定并采用不同种类的方法，比如象华北迷雾山油藏，由于它的地质条件为碳酸盐岩裂缝油田，因此采用了裸眼完井方法，这样不但保护了生产阶段，且也取得了油井的高产，大大提高了采油率。另外，由于大庆油田属于老油田，所以采用了注水开发的方法，对加密井采用高密度钻井液完井并进行油层保护，这样取得了很大的成功。特别值得提出的是，我国在实践中发展配套了采油和钻井联合协作的技术，以保护油层、达到高产为目标。目前，我国的钻井技术较之以前有很大的发展，下套管射
孔完井、裸眼完井、各种衬管完井技术被一些油田采用，并取得了十分显著的成绩。
2. 人工举升工艺技术 。
根据各类油田在不同开发阶段的需要，在最近的五十多年中，我国发展配套和应用了多种人工举升工艺技术，比如：抽油机有杆泵采油技术、电动潜油泵采油技术、水力活塞泵采油技术、地面驱动螺杆采油技术、气举采油技术等等。借鉴国外的先进技术，又研发了井下诊断和机杆泵优化等技术问题，极大地提高了采油效率。
3. 分层注水技术 。
分层注水技术已经在多层油藏注水开发中被广泛应用，它的关键技术就是要提高注入水在地下的波及效率。早在多年前，克拉玛依油田就在调整中应用了分层注水技术，并且取得了非常好的效果。研究成功的管式活动配水器和支撑式封隔器，在油田的分注中发挥了一定的积极作业，并且取得的结果非常令人满意。90年代河南油田、大庆油田进一步研究成功了液压投捞式分层注水管柱、并且达到了一次可测试、调整多层的细分注水的目的。
4. 热超导技术 。
热超导技术是控制物质的热阻，并且使它趋近于零，它主要是利用化学技术，在封闭的管体内加入复合的化学介质，利用物质受热不均产生的相变，激活气状分子，使其在巨大的气化潜热中以声速传递热量。热超导技术主要有两种，第一种是能耗自平衡稠油技术，它主要是利用超导液，在地下注入超导液之后，利用其导热的性能，把地下的热能传递到井口，从而提高井口产出液的温度。在不经过任何加热装置辅助的情况下，最大限度地实现清蜡降粘、减少抽油机悬点载荷、提高泵效的节能目标。另外一种是超导加热热洗技术，它是将应用超导技术加热之后的产出液注入到油套内，通过循环升高井筒内的温度，从而实现清蜡降粘的目的。采用这种技术的好处是环保，并且成本低、效率高，而且安全可靠，是油田普遍应用的一种技术。
另外，我国的采油技术还有压裂、酸化工艺技术，堵水、调剖工艺技术，稠油及超稠油开采技术，多层砂岩油藏“控水稳油”配套技术等。
三 目前采油技术遇到的问题
常规采油工艺难以满足目前开发的需要，主要体现在：一是大泵提液技术越来越大，目前应用的大抽液泵主要有泵和泵两种。二是有杆泵加深泵挂受到限制。三是斜井采油技术需要进一步突破，由于需要加深的泵挂，部分油井的杆、管等抽油设备进入斜井段。四是高温限制了电潜泵的应用范围。另外就是开发后期的垢、绣现象日益严重；重复堵水的措施的效果日益变差了等。
四 采油技术的前景展望
未来采油技术的发展趋势主要体现在复合驱油法、混相法、热力采油法、微生物法等等。并且在未来油田的生产中，生物工程技术也将会得到广泛的应用。由于生物技术在其他行业的广泛应用，并且取得良好的效果，这便使其成为采油技术的一种新的研究。随着老油田注水开采的延续，石油的综合含水的不断上升，污水处理已经成为一个棘手的问题，而生物工程技术具有污染小、成本低的特点，这使得它将成为油田采油技术中的一项新的技术，而且会不断地提高原油采收率。
另外，碳纳米管在油井中也得到了广泛的应用，其密度小，但强度却是钢的100倍。未来的油田开采中将会利用其轻、柔软、结实等特点，制作油管或抽油杆，其性能会比现在的钢管更强，这将为油田的开发和挖潜做出更大的贡献。
根据我国石油和天然气的发展战略，针对西部油区的油井深度大、产量变化范围广、地质矿藏多样以及复杂、气候恶劣、天然气充足等特点，应该采用较先进的采油技术，从而提高开采的效率，这对我国的经济发展起到了促进的作用。
参考文献
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中文八千字。
赵红霞刘利任允鹏李建于东海参加本项工作的还有：崔映坤，王爱景，季雅新，张素玲，姜书荣，王世燕，张海娜等.
摘要埕岛油田馆陶组上段（简称“馆上段”）油藏饱和压力高，地饱压差小，加之没有活跃的边底水，油田天然能量不足，必须注水保持地层能量。为了搞好埕岛油田的注水开发，本文通过数值模拟手段从注采比、注水方式、油层吸水能力、水淹特征、含水上升规律、产液量、产油量变化等方面开展了该油田一区馆上段注水特征研究，以指导埕岛油田馆上段的注水开发。
关键词数值模拟注采比注水方式注水特征埕岛油田
一、概况
埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海海域。构造上位于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处的埕北低凸起的东南端。埕岛油田以北纬38°15′和东西向测线为界分为三个区，北部为三区、中部为一区、南部为二区。一区为本课题研究的主要目标区，以其主体部位作为数值模拟区。
数值模拟模型区内包括12个井组72口单井，自1995年起相继投入生产。投产初期平均单井日产油79t。截止1999年12月，模型区开井56口，日产液能力，日产油能力1924t，日产油水平1862t，平均单井日产液能力，单井日产油能力，综合含水量，年采油×104t，采油速度，累积产油×104t，采出程度。
二、主要开采特征研究
开采特征研究是注水特征研究的基础，通过对埕岛一区馆上段天然能量、油井产能、产量递减、压降变化的分析，为数值模拟提供可靠依据。
1.天然能量分析
根据行业标准SY/T6167-1995《油藏天然能量评价方法》，对埕岛一区馆上段的天然能量进行了评价：①计算弹性产量比Q。＝；②计算每采出1%地质储量地层总压降值为。
由能量分级标准可知，此点正好落在有一定天然能量框内，说明埕岛一区馆上段具有一定天然能量，但天然能量不足，需注水保持地层能量。
2.油井产能分析
统计埕岛一区馆上段平均初期单井日产油能力，方案设计日初产能力69t，符合程度好。但经分析认为，构成产能的几个因素存在不同程度的差异（表1）。
表1产能分析表
由此可以看出，埕岛一区实际动用厚度和采油指数比方案预计要好，但生产压差却仅为方案设计值的一半。所以，要进一步改善开发效果，可从工艺上着手。
3.产量递减
到目前为止，埕岛油田一区馆上段油藏已投产17个井组108口井，只有两口井试注14天，因此油藏仍处于天然能量开采阶段，由于油藏没有活跃的边底水能量补充，虽然油井初期产能较高，但随着地层能量的下降，油井产液量产油量下降较快。
为此，将模型区内投产的72口井进行递减分析，结果发现，模型区内的井全部投产以后平均单井日产油能力逐渐上升，大约一年后，油田开始出现递减且呈指数规律递减[1]，递减期内平均单井日产油年递减率为。
4.油田压降情况
一区馆上段油藏饱和压力高，平均为，地饱压差小，平均为，地层压力降至饱和压力前可供利用的弹性能量弱，加之又无大面积连通的活跃的边底水供给，地层压力下降较快。通过对一区馆上段油藏测压资料统计，到1999年6月，平均地层总压降。
1.模型建立
（1）模型区选择
三、数值模拟
模型区选择在资料齐全、准确且地质认识清楚的埕岛油田一区馆上段主体部位。模型包括12个井组72口井。区域面积，地质储量5296×104t。纵向上除（1+2）砂层组未考虑外，其他小层完全按地质上分层，共19个小层，即31～6、41～5、51～6、61和63作为模拟目的层，这些层包括了所有的目前射孔层位和将来配产配注方案的补孔层位。
（2）网格划分
平面网格划分 考虑到实际井网井距、计算机条件等因素，取数值模拟模型的平面网格步长为100m×100m，这样可以保证在300m左右的井距下，井间一般有2～3个网格。
垂向网格划分 垂向网格划分与地质上所划分小层一致，即垂向网格为19个。因此，模型区网格总数为33212。2.控制参量的确定
（1）射孔
目前井网条件下，按生产井实际射孔状况射孔，注水后按配产配注方案进行补孔。
（2）生产井最低井底流压与生产压差
根据动态分析及垂直管流计算[2]结果，油井自喷生产的能力是较弱的，应立足于机械采油。机械采油方式最低井底流压主要受工艺下泵深度限制。埕岛油田平均下入深度按1000m考虑。为满足泵效，考虑300m沉没度，油层中部深度取1350m，因此将最低井底流压设定为6MPa。
根据动态分析结果，初期平均生产压差在左右，由于最佳注水时机为倍饱和压力，即附近，因此注水后最大生产压差设定为。
（3）生产井最大日产液量
动态分析结果显示，埕岛油田馆上段平均采油指数为(d·MPa·m），补孔完善井网实施注水后，单井平均射开有效厚度，合理注水时机为倍饱和压力，最低井底流压6MPa，因此最大生产压差为，综合含水60%时无因次采液指数为左右，计算得到最大液量为321m3，取值300m3。虽然随着含水的上升，无因次采液指数上升，液量不断增大，但考虑到注水井注水能力、注采平衡、地面管线承受能力及方案的可比性，因此单井最大液量取值300m3。
（4）注水井最高井底流压及最大日注水量
以油层破裂压力的80%为上限。应用威廉斯《压裂指南》的破裂压力公式，计算得到馆上段破裂压力为，则注水井最高流压取值。
生产井单井最大液量300m3，根据注采平衡的需要，注水井最大日注水量确定为600m3。参考同类油田资料初步计算，该注水量完全可以达到。
3.历史拟合
（1）拟合原则
储量拟合精度控制在2%以内；产量拟合精度控制在1%以内；含水要求精细拟合全区含水和典型井含水；压力要求拟合全区压降及典型井压降。
（2）拟合结果
储量拟合储量拟合误差最大的35层为，最小的41层为，总储量拟合误差为。
产量拟合根据动态分析，埕岛油田一区实际生产压差1～，模型区内初期产量79t，校正流体模型，使初产控制在80t左右。并拟合了有测压资料井的米采油指数。
含水拟合通过调整相渗曲线拟合含水，拟合期模型区平均误差，典型井含水误差在9%以内，含水上升趋势与实际保持一致。
压力拟合全区压力拟合到1999年6月，模型区模拟地层总压降为；实际地层总压降为，单井压降拟合误差在8%左右。
四、注水特征研究
1.注采比
在分段注水的前提下，设计四种不同注采比进行数值模拟研究，在注水过程中，注采比始终保持不变。
地层压力降至倍饱和压力注水，不同注采比数值模拟方案指标预测结果（表2）显示：注采比～开发效果最好，注采比开发效果最差，注采比开发效果居中。这主要是因为注采比时，注水强度太大，水线推进不均匀，水驱效果差；注采比时，地层压力下降较快，生产压差得不到保障，采油速度低，因而开发效果变差。注采比～很好地解决了上述矛盾，所以开发效果最好。
表2埕岛一区不同注采比开采期末指标对比表
综合分析认为，埕岛油田属高孔隙度、高渗透率储集层，始终保持较高注采比极易造成水窜流，影响总体开发效果，因此，注采比总体上应该控制在～。由于埕岛油田注水较晚，地层已出现脱气，所以初期注采比可考虑控制在稍高水平，待地层压力恢复到饱和压力时，再将注采比保持在～，从而既能保持较大的生产压差和采油速度，又不至于因注采比过高，注水强度过大，导致综合含水量迅速上升，驱油效率下降，开发效果变差。
2.注水方式
注水方式从纵向上来说主要分为笼统注水和分段注水两种。笼统注水时注入水容易沿物性好的高渗透层推进，油井见水后容易形成大孔道，造成水线单向突进，不利于提高水驱波及系数，不利于发挥各油层的潜力，也不利于实现分层注采平衡，但笼统注水工艺简单，采油工程费用少，通常适用于非均质不严重的油藏；分段注水有利于改善水驱波及系数，并实现注采平衡，但工艺较为复杂，特别是采油井段长、层间矛盾突出的井，工艺就更为复杂，且采油工程投资高，风险大，通常适用于非均质较严重的油藏。
埕岛油田馆上段各个油层的原油性质、储集层物性无论是层间还是平面上，都存在不同程度的差异，因此埕岛油田要实现高水平开发，在现有的工艺水平条件下，对注水方式进行优化研究是必要的。
（1）数值模拟优化研究注水方式
根据埕岛一区馆上段配产配注研究，注水前首先对油水井按方案设计进行补孔作业。由于三级三段注水难度很大，工程尚难以实现，因此，数值模拟分段注水按两级两段考虑。
笼统注水与分段注水数值模拟结果（表3）显示，后者开发效果好于前者。这主要是因为分段注水使分段配注成为现实，物性好、吸水能力大的层可以通过调小水嘴或降低注水压差实现少注，物性差、吸水能力弱的层通过调大水嘴或提高注水压差也可以实现多注，不但实现了注采总体平衡，而且使分段注采平衡基本成为可能，既减少了单层注入水的突进，节约了注水量，又改善了水驱效果，因此分段注水开发效果好于笼统注水。
表3埕岛一区不同注水方式开采期末指标对比表
但是，分段注水比笼统注水优势不是十分明显，主要原因有以下几点。
第一，指标预测15年，而天然能量开采期为年，且两种开发方式相同，注水时间仅为年，注水时间短，因此，开发效果差异小。
第二，埕岛油田虽然存在较严重的层间、平面非均质，但总体上仍属于高孔高渗储集层。岩心分析渗透率统计显示，4砂层组空气渗透率最高，平均为3072×10-3μm2,5砂层组空气渗透率最低，但平均也达到1440×10－3μm2。
第三，埕岛油田大部分为斜井，受目前工艺水平的限制，根据实际静态资料，注水井最多分两段，油层层间非均质虽然有所减小，但有的井级差仍然较大，还不足以使水线均匀推进。
第四，模型平面网格步长100m，网格内部物性参数相同，而实际地层存在差异。
如11E-4井笼统注水时渗透率级差为，实施分段注水后，第一段渗透率级差为，第二段渗透率级差为，分段后，油层非均质性有所改善。而22B-4井，笼统注水时渗透率级差为，实施分段注水后，第一段渗透率级差仍为，第二段渗透率级差为，分段后，油层非均质性改善不大。
（2）类比研究注水方式
孤岛油田中一区3～4层系投产初期为反九点井网，第一次调整后将油井合采改为分采，第二次调整后将水井合注改为分注，分段后，日产油水平提高了311t，含水降低个百分点，分段注水效果好于合注。
综上所述研究成果，鉴于埕岛油田馆上段储集层非均质程度严重的特点，应该实施分段注水。
3.油层吸水能力
（1）试注资料分析
埕岛油田只在一区主体部位的22A-3和22A-6井进行了试注，并且时间很短，只有13天22小时，未取得相应的试注压力等资料，所以对油层吸水能力认识不很清楚。
22A-3井分两段注水
第一段44、51层，44层为补孔层段，51层经过一段时间的排液，周围25B-2井也在采同一层位，地层有一定压降，注水时井口压力，累积注水393m3。由于注水井未取得流压测试资料，为了掌握吸水能力的变化情况，用视吸水指数来表示吸水能力的大小。
视吸水指数＝日注水量/井口压力，计算视吸水指数平均为(d·MPa）。
第二段52～56层，这几个层为该井的主力小层，到目前为止，该井已累积采液38447m3，地层压力下降较大，注水时仅靠静水柱压力水就可进入油层，井口压力为0，累积注水量859m3。
22A-6井分两段注水
第一段44、51层均为补孔层段，未经排液，没有压降，因此注水时井口压力较高，平均为，累积注水548m3，计算视吸水指数平均为(d·MPa）。
第二段52～55层，这几个层为该井的主力小层，周围油井都已射孔，到目前为止，该井已累积采液54300m3，地下亏空严重，注水时仅靠静水柱压力水就可进入油层，井口压力为0，累积注水量1026m3。
由于该两口井注水前未测静压，且由于水嘴很小，嘴损尚有待进一步深入研究，因此注入压差难以估算。
（2）油藏工程方法分析油层吸水能力
埕岛油田试注时间很短，并未取得很多资料，无法进行常规的吸水能力分析。应用平均油水相对渗透率曲线计算的水油流度比为，理论推算油藏初期每米吸水指数与每米采油指数之比应等于水油流度比，初期埕岛一区每米采油指数为(d·MPa·m），所以理论计算初期每米吸水指数为(d·MPa·m）。
（3）数值模拟研究油层吸水能力
油田开发实践表明，注水开发过程中，随着含水饱和度的增加，流动阻力减小，水相相对渗透率增大，油层吸水能力增强。注水开发后，随着含水的上升，每米吸水指数不断增加。该区数值模拟结果符合以上规律，中含水期吸水指数上升较慢，从注水到含水60%，吸水指数由32m3/(d·MPa）上升到55m3/(d·MPa）；高含水期，吸水指数上升较快，到含水时，吸水指数上升到116m3/(d·MPa）。
4.水淹特征
（1）注水前部分油井过早见水
埕岛油田投产初期，由于各种原因，部分井射孔底界控制不够或平面上距油水边界较近，致使有的油井投产后很快见水，目前，模型区72口井已有29口井不同程度见水。投产即见水井9口，占见水井数的；投产后见水的井20口，占见水井数的。有边水的小层，油层边部含水饱和度略高，计算其边水推进速度为。
（2）注水后油井见水快，油层平面水淹面积逐步扩大
埕岛一区馆上段油层孔隙度大，渗透率高。数值模拟结果显示：油田注水后3个月内油井受效，注入水水线推进速度为；一年半左右，综合含水达到60%，主力层采出程度仅，而平面水淹面积达到；评价期末，综合含水，主力层采出程度，主力油层平面水淹面积（表4）。
（3）注采井网完善程度不同，储集层渗透率不同，相应的水淹程度不同
数值模拟结果表明：油层平面水淹程度与注采井网的完善程度和储集层渗透率有关，在注采井网完善程度好，储集层渗透率高的油层，平面波及系数大，如41层最高可达，而注采井网完善程度相对差的非主力层或渗透率相对低的油层，如33层平面波及系数在中含水期只达到，到开采期末，该层平面波及系数只有（表4）。
表4埕岛一区平面波及程度统计表
（4）纵向上主力层水淹程度高，非主力层水淹程度相对较低
纵向上主力层水淹程度高，采出程度大，非主力层水淹程度相对较低，采出程度较小。具体到单井上也是如此，CB22B-1井射开8个小层，其中41、52小层为主力小层，单层厚度大，渗透率高，所以水淹程度较高。而44、53、54虽然是主力小层，但该井在这三个层中或处于砂体边界，或注采系统不完善，所以水淹相对较差。因此油层纵向水淹状况与其地质条件及物性有很大关系。
5.含水上升规律
（1）油藏工程方法分析含水上升规律
埕岛油田属常规稠油油藏，油水粘度比较高，在含水与采出程度关系曲线上一般呈凸形曲线，主要储量在高含水期采出。这是由于非活塞式水驱油，岩石的润湿性和储集层的非均质性决定的。
（2）油田基本无无水采油期，注水前已结束低含水期
埕岛一区馆上段油层1996年大规模投入开发，投产初期油田含水＞2%，基本无无水采油期和无水采收率。注水前模型区预测综合含水，已结束低含水期。与同类型其他油田相比，含水略高。孤岛油田注水时含水＜2%；孤东油田注水时含水为。
（3）中低含水期含水量上升快
埕岛一区馆上段低含水期及中含水初期依靠天然能量开采，目前，综合含水量，采出程度，含水上升率；注水前综合含水量 ，采出程度，含水量上升率。孤东油田三套不同层系（6区3-4、6区5-6、7区52+3）天然能量开采阶段含水量上升率分别为、、，孤岛油田为。埕岛一区含水量上升速度介于同期同类型油田之间。中含水期，孤东油田三套层系含水量上升率分别为、、，孤岛油田为，埕岛一区为，与同期孤东7区52+3层系含水上升速度相近（表5）。
（4）高含水期含水量上升速度减缓
埕岛一区含水量上升高峰主要在中含水期，含水量大于60%以后，含水量上升速度明显减缓，其上升率为，含水量上升规律与常规稠油油藏基本一致。
表5各油田注水时含水情况统计表
6.产液量、产油量变化
（1）枯竭式开采阶段产液量、产油量变化
枯竭式开采阶段，数值模拟模型区单井日油能力按年递减率的速度递减，单井日液能力按的速度递减，产量下降较快，递减幅度比较大。
（2）油藏工程方法研究产液量、产油量变化
一般水驱油藏产油量、产液量变化主要是根据油水相对渗透率曲线所得的无因次采油、采液曲线进行预测，埕岛油田的无因次采油、采液曲线表明，随着含水的上升，无因次采油指数逐渐下降，无因次采液指数逐步上升。到高含水期，无因次采液指数增长加快。当含水60%时，无因次采液指数是无水期采油指数的倍，到含水90%时，达到4倍。
（3）数值模拟分析产液量、产油量变化
数值模拟研究结果表明：随着含水量上升，产油能力逐步降低，产液能力不断增加。中含水期，油田产油能力下降较快，平均年递减率为，油田产液能力上升较快，由6250m3上升到7400m3；高含水期，油田产油能力下降较慢，平均年递减率为14%，油田产液能力上升变缓且趋于稳定，保持在11000m3左右。分析主要原因认为：中含水期含水上升较快，在定压差生产的情况下，产液量上升不足以抵消含水的上升，导致日产油量下降也较快；到高含水后，此时由于含水量上升速度变缓，因此日产油量递减较小。而高含水期油田产液能力基本不变，主要是受采油工程的限制，达到了最大液量。
五、结论
鉴于埕岛一区注水时间较晚，初期注采比可控制在稍高水平，待地层压力恢复到饱和压力附近，再将注采比保持在～。
油田含油井段长，一套层系开发，为了避免注入水单层突进，提高水驱波及体积，注水井应尽量分段注水。
埕岛一区属高孔、高渗储集层。随着注水开发，渗流阻力减小，油层吸水能力增强，到高含水阶段，吸水指数上升加快，达116m3/(d·MPa）。
油田平面水淹面积差别较大，注采井网不完善和平面非均质性严重的层水淹程度低。各小层一般为11～，平均为，主力层平面波及面积平均可达。
油田中含水期采出程度低，为，含水上升快，含水上升率为。进入高含水期后含水上升速度减缓，含水上升率为，大部分可采储量将在高含水期采出。其含水上升规律与稠油高渗透油田一般规律基本一致。
低含水和中含水期，油田产油量递减较快，平均单井日产油年递减率为；到高含水期，递减率减小，为。注水后，产液量逐步增加，大部分井可达到极限产液量300m3。因此，到开发后期，埕岛一区可实行强注强采。
主要参考文献
[1]陈钦雷.油田开发设计与分析基础.北京：石油工业出版社.1982.
[2]黄炳光，刘蜀知.实用油藏工程与动态分析方法.北京：石油工业出版社.1997.
这个要根据所学专业来确定。油田注水站供配电部分的设计毕业论文好不好做不能一概而论，主要根据您所学的专业和爱好决定的。毕业论文（graduation study），按一门课程计，是普通中等专业学校、高等专科学校、本科院校、高等教育自学考试本科及研究生学历专业教育学业的最后一个环节，为对本专业学生集中进行科学研究训练而要求学生在毕业前总结性独立作业、撰写的论文。
油气储运工程论文
古典文学常见论文一词，谓交谈辞章或交流思想。当代，论文常用来指进行各个学术领域的研究和描述学术研究成果的文章，简称之为论文。以下是我整理的油气储运工程论文，希望能够帮助到大家！
摘要： 针对油气储运工程专业旧有的专业课程设置及教学内容存在的问题，提出了该专业课程模块化设置的构想，根据油气储运工程专业特点将专业课程划分为油品输送和储存技术、天然气输送和储存技术和专业通用技术三大模块，以此为基础构成完整的课程体系框架。本文内容是对油气储运工程专业课程设置改革的一点探讨，起到抛砖引玉的作用。
关键词： 油气储运工程 课程体系 模块化
一、油气储运工程专业概况及专业特点
油气储运工程专业的培养目标是培养具备工程流体力学、物理化学、油气储运工程等方面知识，能在国家与省、市的发展计划部门、交通运输规划与设计部门、油气储运与销售管理部门等从事油气储运工程的规划、勘查设计、施工项目管理和研究、开发等工作，适应社会主义现代化建设需要，全面掌握油气储运工程领域各方面知识，具有开拓、创新精神、较强的动手能力和协调能力的高级工程技术人才。 油气储运顾名思义就是油和气的储存与运输，从油气储运工程的主要任务可以归纳得出：油气储运工程专业方向可以划分为两大方向，即油品（包括原油和成品油）输送和储存技术、天然气输送和储存技术。由于石油产品和天然气其物性参数有其共性又有其各自的特性，因此造成油气储运工程两大专业方向有共通处，又有其各个方向的独立性，两者即独立又有机的结合，这就是油气储运工程专业其独有的专业特色。
二、国内油气储运工程专业课程设置调研
我国的油气储运工程学科是从20世纪四、五十年代起借鉴前苏联的办学经验而建立起来的[1]。近二十年来，随着我国油气储运业的兴旺发展，对从事油气储运工作的专业技术人才的需求也不断增大，我国开办油气储运专业的大学已从原来的两所增加到20多所。其中具有代表性的大学除了江苏工业学院外，主要还有：石油大学、西南石油大学、辽宁石油化工大学和后勤工程学院。笔者调研了这几所高校的油气储运工程专业课程的设置情况，有如下认识：
总体上各高校的油气储运工程专业课程设置架构大体相同，都兼顾了油和气两个方向，开设的专业课程主要有：油气集输工程、油库设计与管理、专业英语、储运防腐技术、泵与压缩机、油料学、储运仪表自动化、城市配气、管罐强度设计、油气管道输送、储运焊接和施工等。但由于各高校所处位置和专业定位的不同，其课程设置也有其各自的侧重点。石油大学位于北京和山东，辽宁石油化工大学位于东北地区，主要面向油田和长输管道以研究原油的储存和运输为主，其课程设置偏重于油品的输送和储存技术。西南石油大学位于四川，主要面向气田以研究天然气的储存和运输为主，其课程设置偏重于天然气的输送和储存技术。后勤工程学院位于重庆，主要研究对象是野战油库和管线的工艺和设备问题，其课程设置偏重于军用油品的储存和输送技术。江苏工业学院位于经济发达的长江三角洲，由于长江中下游地区是我国重要的石油化工基地，以此为依托，该院的油气储运工程专业主要以炼厂油品及成品油的储存和运输技术为特色，课程设置也以此为基础。
通过调研以及在学生中的调查我们发现目前国内油气储运工程专业课程设置主要存在以下问题：
（1）油品和天然气的课程散乱设置，课程设置繁琐复杂，未突出专业的方向性，使学生在学习过程中无法理清思路，形成清晰、完整的专业链条，找不准专业的研究方向和重点。
（2）某些课程教学内容重复，比如：油气集输中天然气矿场集输、输气管道设计与管理、燃气输配课程中的天然气物性参数、水力计算、常用设备和管材等教学内容都存在重复，油气集输中原油矿场集输和输油管道设计与管理课程中也存在类似现象。此种重复极大的浪费了学时，降低了教学效率。
（3）无论是油品输送系统还是天然气输送系统都是由矿场集输处理系统、干线输送系统、城市终端配送和储存系统所构成的一个产、供、销一体化的大系统。而现行的课程设置却是人为的将整个油气储运大系统分割成前述的三个子系统分别进行讲授，使学生无法形成大系统的工程概念，也无法了解各个系统间的相互联系和影响，这是同系统论和大工程观的教学理念相悖的。
进入21世纪以来，大力发展天然气工业是我国的基本国策，未来的'全国天然气总体布局中，30%多的工程涉及江苏省。天然气利用在江苏省及其全国的大力发展，必将需要大量的天然气输送和储存技术的专门人才，因此加强油气储运工程学科天然气输送和储存技术的研究是储运学科发展的大势所趋。江苏工业学院油气储运工程专业为了在坚持原有特色的基础上有更大的发展，针对储运学科专业课程设置中存在的问题以及储运学科发展的大趋势，有必要在专业课程设置上作出改革和创新，因此我们在此方面做了以下探讨。
三、油气储运工程专业课程模块化设置构想
在坚持原有通识教育平台课程和专业基础平台课程体系的基础上，主要对专业课程体系进行模块化设置，按专业方向将专业课程划分为油品输送和储存技术、天然气输送和储存技术和专业通用技术三大模块。主要构想如下：
1、专业通用技术模块
该模块课程设置主要为油品和天然气两个专业方向都需要的通用技术课程，以储运防腐技术、储运仪表与控制工程、储运焊接与施工、油气计量技术、油气储运实验技术、油罐与管道强度设计为主要必修课程。
随着石油天然气工业和油气储运学科的发展，越来越多的新技术、新设备、新理论应用于油气储运系统，油气储运学科的理论内涵和外延越越来越多的与其他相关学科进行交叉和渗透。例如随着SCADA技术、地理信息系统（GIS）、虚拟现实技术、智能管道机器人等尖端技术在油气储运工程上的应用，使得油气管道输送系统的自动化、信息化、智能化水平越来越高，这就使得从事油气管道设计和管理的专业人员必须具备自动化、计算机、智能机械等相关学科领域的相应知识;同时，随着世界各国经济发展对油气资源需求的进一步增长，国际油气营销市场的行情将会愈加变化莫测，各国都在通过建立一套完善的油气储运系统来预防国际油价、天然气价格波动给本国经济带来的不利影响。而随着我国加入WTO后油气工业国际化经营战略的实施，建成一套调度灵活的国内油气储运系统和数条与国际油气市场接轨的跨国油气输送干线的发展步伐必然加快。这一发展动向不仅会给包括油气储运业在内的相关产业带来一次很好的发展机会，同时也给油气储运学科提出了一些亟待解决的新课题，即如何规划好这样一个庞大的全国油气储运系统以及如何解决好调度管理、营销决策等方面的技术难题[2]。这就需要我们的油气储运技术人才具有一定的技术经济、工商管理和市场营销的相关知识;此外，近年来，国家大力倡导建设节约型、环保型社会，因此油气管道输送系统的节能环保技
术也将是本学科重点研究的方向。随着油气管道完整性，可靠性管理技术的应用，对油气输送系统进行完整性管理是油气管道系统的发展趋势，将大大提高油气输送和储存系统的安全性和可靠性，这也需要油气储运技术人员具备安全工程、可靠性、节能环保的相应知识。为了适应储运学科的发展趋势并遵循“厚基础、宽专业、高素质、能力强、复合型、重德育”型的人才指导思想，专业通用技术模块应注意以下三个方向的学科交叉和扩展。
（1）与自动化和计算机学科的交叉：在该方向拟开设自动控制原理、计算机网络技术、虚拟仪表和虚拟技术、GIS技术及应用、SCADA技术、智能清管技术等选修课程，以培养学生的计算机、自动控制和智能化等新技术的运用能力。
（2）同工商管理和市场营销学科的交叉：在该方向拟开设石油工业技术经济学、油气营销、石油法规与国际石油等选修课程，增强学生工程经济方面的知识水平和经济全球一体化的的应对意识和能力
（3）同节能环保，安全，可靠性方面的交叉：在该方向拟开设油气管道节能工艺技术、油气管道安全工程、油气管道风险评价与完整性管理等选修课程，培养学生安全、环保、节能管理和设计的能力，以满足建设节约型社会的人才需要。
通过这一系列课程的设置，在专业通用技术模块中将构成以必修课程为主，三个交叉子模块为辅的完整结构。学生可根据自身兴趣和发展方向，选择相应交叉子模块中的选修课程，以扩展自身的知识面，体现“厚基础”的指导思想。
2、油品输送和储存技术模块
在该模块中以油品输送和储存这一大系统为主链条，以输油管道设计与管理、油田集输工程、油库设计与管理为核心课程，构建完整统一的油品输送和储存技术课程群。在该模块中，为坚持江苏工业学院油气储运学科以炼厂油品及成品油的储存和运输技术为特色，继续开设炼厂管线设计、液化气站与加油站设计、油气回收与环保技术等选修课程，以适应炼化和销售企业的用人需要。
3、天然气输送和储存技术模块
（1）在该模块中以天然气输送和储存这一大系统为主链条，以输气管道设计与管理、气田集输工程、燃气输配为核心课程，构建完整统一的天然气输送和储存技术课程群。并根据天然气输送和储存技术的新发展和新动向，开设天然气水合物、天然气管道减阻内涂技术、液化天然气技术、地下储气库设计与管理、CNG加气站设计与管理等选修课程。
（2）按照天然气从产出到用户需经过矿场集输处理系统、干线输送系统、城市终端配送和储存系统这样一个完整、连续并相互影响的工艺流程，将输气管道设计与管理、气田集输工程、燃气输配三门课程整合成天然气管路输送一门课程，避免以前三门课程中部分内容的重复，并从大系统观的角度来加以讲授，使学生既了解三个子系统的区别，又了解了它们之间的联系和相互影响性，形成大工程观的概念。
（3）为适应天然气工业和天然气管道运输业的大发展，我们需适当加大天然气输送和储存技术课程模块的建设，除了完善天然气输送和储存技术的理论课程结构外，还需在实验、课程设计及毕业设计、实习三个方面加以建设。
①实验建设：在江苏工业学院原有油气储运省重点技术实验室的基础上，集中力量建设燃气储运实验平台和储运安全与防护系统，打造由燃气储运实验平台、油品储运实验平台和储运安全与防护系统三大平台为主体的江、浙、沪地区乃至国内先进的油气储运综合工程实验中心。逐步开设天然气输送、燃气物性测试、天然气水合物机理研究等相关实验，形成天然气输送和储存技术理论讲授和实验相结合的教学模式。
②课程设计和毕业设计建设：江苏工业学院油气储运工程专业原有的课程设计和毕业设计都偏重于油品输送和储存方向，天然气方向的课程设计和毕业设计较为薄弱，因此在天然气管路输送大课程的基础上，拟增设天然气集输、干线输气管道、城市燃气输配三个方向的课程设计题目，学生可任选一个方向进行课程设计。对于毕业设计，应增加天然气方向的毕业设计选题，为学生提供与工程实际结合，技术先进、难度适中的天然气方向的课题，使毕业设计选题更加多样化，体现专业方向和特色。
③实习基地建设：针对原有的实习基地主要以让学生了解炼油厂生产工艺流程、炼厂油品装卸工艺流程、油库工艺流程，炼厂和油库常用设备为主，实习基地类型较单一，缺少较大型的天然气输配技术实习基地的现状，我们需紧抓西气东输管网在长江三角洲大力发展的大好机遇和“十五规划”中的五大储气库之一——东南储气库将建在江苏工业学院所在地—常州金坛这一良好条件，积极联系和沟通相关企业，力争西气东输常州分输站、金坛储气库，西气东输管线上海终控中心等单位能成为本专业的实习基地，以完善本专业的实习基地类型，加强学生对天然气输送和储存工艺的实践认知。
本文的内容只是对油气储运工程专业课程设置改革的一点探讨，起到抛砖引玉的作用，希望能对油气储运工程学科建设有所贡献。
参考文献：
[1]严大凡。油气储运专业回顾与展望[J]。油气储运，2003，22（9）：1—3
[2]姚安林。我国油气储运学科的发展机遇[J]。油气储运，1999，18（2）：6—10
[3]张光明，汪崎生。石油工程专业课程体系及教学内容改革与实践[J]。江汉石油学院学报（社科版），2001，3（1）：33—36
油气储运工程就业方向分析
油气储运工程专业是研究油气和城市燃气储存、运输及管理的一门交叉性高新技术学科，是石油和天然气工业的主干专业。
1、油气储运工程专业研究方向
该专业所包含的研究方向有：01油气长距离管输技术02多相管流及油气田集输技术03油气储运与城市输配系统工程04油气储存与液化天然气技术05油气储运安全工程。
2、油气储运工程专业培养目标
本专业培养研究生具备油气集输、油气管输、油气储存、油气储运工程施工与管理、城市配气等方面知识，获得油气储运工程师的基本训练。具有较宽广坚实的专业理论基础，掌握较系统深入的油气储运工程技术知识，了解国际上有关领域的新动态，能正确地运用所学知识解决工程技术问题，具备独立开展专业技术工作和从事相关科学研究的能力，并具有继续学习、创新和提高的能力。具有较强的外语应用能力，能熟练运用一种主要外语阅读本学科的文献资料、撰写专业论文，具有较好的听说能力。
3、油气储运工程专业就业方向
本专业毕业生主要在油气田企业、油气管道的规划设计、建设、运营管理单位、石油化工企业、石油销售企业、城市燃气公司、建筑公司、部队和民航的油料公司、设计院以及国家物资储备部门等领域从事工程规划、勘测设计、施工、监督与管理、科学研究与技术开发工作以及油气储运设备运营等方面的技术管理、研究开发等工作。
2017年水处理技术论文篇二 浅谈给水处理技术的发展 [摘要] 水与人们生活生产密切相关，而且水是保障人民生活发展工业生产不可缺少的物质基础。近年来，人口增长、水资源的分布不均、污染加剧等问题造成水资源不足日益严重。因此给水处理技术一直在改进。本文旨在介绍一些给水处理日益发展的基本技术。 [关键词] 给水处理 污染物 现代化 高级氧化 膜技术 1.现代化处理技术 化学氧化 水质处理常用氯氧化，当有机污染尚未得到去除时，会产生较多的有害消毒副产物。目前采用KMnO4语气复合剂(一种专门商品)的应用逐渐展开，对氧化有机物、改善混凝取得较好效果。臭氧预氧化可以提高有机物的可生物降解性，又可除嗅、脱色，去除铁、锰，但往往结合后续深度处理臭氧—活性炭时才采用。 加吸附剂粉末炭 粉末炭，具有吸附能力好、投加灵活、对污染物处理效能高等优点，但由于耗费较高(约105元/m^3左右)，一般只有在消除冲击性污染时采用，投加量需10～20mg/L，现在一些水污染事件中就曾应用过此技术，此外还可以通过此技术对原水进行控制，并将该技术演化，如形成活性炭吸附带控制突发性污染事件等。 调节pH 由于投加酸与碱，运行成本增加，又在原水中增加无机离子，在我国很少采用，国外在此方面研究较多，这里不做详述。但其对原水pH的控制以及对某些污染物去除还具有良好的功效的，这一点也被业内广泛认可。 生物预处理 20世纪70年代以来，生物处理工艺越来越广泛应用于市政给水生物处理方法包括生物接触氧化法、生物转盘、生物流化床、生物滤池氧化法、生物活性炭滤池和膜生物反应器等多种形式。生物预处理借助微生物的生命活动对水中的氨氮等有机污染物和铁、锰等无机物进行去除，从而改善水的混凝沉淀性能，使后续工艺较好的发挥作用，提高出水的水质。 2.给水处理的新技术 高级氧化技术 高级氧化技术是给水处理的新技术，并受到了许多的关注，在水处理中有广泛的应用，高级氧化技术包括臭氧氧化技术、超临界水氧化技术、光催化氧化技术、超声空化氧化技术等。 臭氧氧化技术 臭氧由于其在水中有较高的氧化还原电位，常用来进行杀菌消毒、除臭、除味、脱色等，在饮用水处理中有着广泛的应用。近年来，由于氯氧化发用于给水、循环水处理和废水处理中有可能产生三氯甲烷等“三致”物质而受到限制，使臭氧在水处理中的作用受到了更多的关注。但臭氧应用于废水处理还存在着一些问题，如臭氧发生的成本高，而利用率偏低，臭氧处理的费用高;臭氧与有机物的反应选择性较强，在低剂量和短时间内臭氧不可能完全矿化污染物，且分解生成的中间产物会阻止臭氧的进一步氧化。因此，提高臭氧利用率和氧化能力就成为臭氧高级氧化法的研究热点。臭氧的高级氧化技术就是通过臭氧氧化与各种水处理技术的结合，形成氧化性更强、反应选择性较低的羟基自由基。 超临界水氧化技术 超临界水反应与氧化组合为“超临界水氧化(SCWO：Supercritical Water Oxidation)”技术，应用较多。超临界水有优良的溶剂特性，增加了电导率和离子值。表示溶剂的极性的电导率，在常温常压下的值较高(78)，在高温高压下的己烷和甲醇等无极性，与弱极性的有机溶剂的电导率等值(2～30左右)。因此，在高温高压下的水溶解有机物是可能的。 SCWO技术有以下特点： 1) 将有机物完全分解成水和二氧化碳，使之无害化。 2) 不产生以二恶英为代表的有害的副产物。 3) 反应速度快，单位时间内处理量大，装置小型化。 4) 与焚烧炉不同，不需要烟筒，不排放烟气。 在临界温度下易于控制加水分解反应，或易于控制原子团的反应，这是超临界水作为反应溶剂的优越性。不用酸和碱即可进行废水处理，是极好的环境处理技术。 光催化氧化技术 所谓光催化氧化反应，就是在光的作用下进行的化学反应。光化学反应的活化能来源于光子的能量，在太阳能的利用中光电转化以及光化学转化一直是十分活跃的研究领域。光催化氧化技术利用光激发氧化将O2、H2O2等氧化剂与光辐射相结合。所用光主要为紫外光，包括uv-H2O2、uv-O2等工艺，可以用于处理污水中CHCl3、CCl4、多氯联苯等难降解物。另外，在有紫外光的Fenton体系中，紫外光与铁离子之间存在着协同效应，使H2O2分解产生羟基自由基的速率大大加快，促进有机物的氧化去除。 超声空化氧化技术 超声空化是指水中的微小泡核在超声波作用下被激化，表现为泡核的振荡、生长、收缩及崩溃等一系列动力学过程。超声空话技术就是利用声解，将水中有机物转化为CO2、水、无机离子和有机酸等成分。超声空化技术具有少污染或无污染、设备简单等优点，同时，还伴有杀菌消毒功效，是一种很有潜力的水处理新技术。但现阶段超声空话技术主要用于实验室小水量的处理研究中，尚处于基础研究阶段。为了提高降解速度同时降低费用，国内外的水处理工作者又相继研究开发了关于超声波与其他技术相联合的新工艺，如臭氧/超声波联合工艺。在臭氧/超声联合处理含酚水的实验研究中，取得了较好的处理效果。 膜处理技术 随着人类对膜的逐步认识，各种人工合成膜也应运而生，其种类繁多，作用也千差万别，但是它们具有一个共同的特点---选择透过性。膜从广义上可以定义为两相之间的一个具有选择透过性的薄层屏障。 膜式活性污泥法技术是分离技术与生物技术有机结合的新型的水处理技术。是利用膜分离设备截留生化反应池中的活性污泥和大分子有机物，省掉二沉池。活性污泥浓度因此大大提高，水力停留时间和污泥停留时间可以分别控制，而难降解的物质在反应池中不断反应、降解。因此膜处理工艺是通过膜分离技术大大强化了生物处理的功能。 3.结语 我国的给水处理目前普遍采用混凝、沉淀、过滤、消毒组成的常规水处理技术， 优点是水处理成本低， 平均处理效果较好。此外， 水源污染加剧， 常规水处理工艺对某些有机污染物的去除效果不佳。而新兴的水处理技术对水质的改善提供了支撑。臭氧-活性炭处理、膜技术等水处理技术在去除效率、无害性等方面均有常规处理无法比拟的优势， 并且在发达国家的使用经验也表明了这些技术的可靠性。随着科技的进步， 材料学的发展，这些新兴工艺的成本也在逐渐降低。因此我们可以预见， 未来的水处理， 将朝着更安全、更高效、更环保的方向发展。 参考文献 [1]陆煜康，唐锂.水处理节能和新能源的应用.北京：化学工业出版社，2010，5 [2]苑宝玲，王洪杰.水处理新技术原理与应用.北京：化学工业出版社，2006，1 [3] 陆煜康.水处理新技术与能源自给途径.机械工业出版社，2008，8 作者简介： 阚沙沙(1992-)，女，汉族，吉林松原人，郑州大学，水利与环境学院，给水排水工程. 郭丹丹(1991-)，女，汉族，河南许昌人，郑州大学，水利与环境学院，给水排水工程. 看了“2017年水处理技术论文”的人还看： 1. 关于水处理技术论文 2. 锅炉水处理技术论文 3. 工业水处理技术论文 4. 膜法水处理技术论文 5. 锅炉水处理技术论文(2)
水处理是指为达到成品水的水质要求而对原水的加工过程。下面是我整理的关于水处理技术论文，希望你能从中得到感悟!
关于水处理技术的分析
摘要：本文作者介绍了水处理的概念，对水处理技术进行了分析介绍，供大家参考借鉴。
关键词：水处理;技术;分析
中图分类号：TU7 文献标识码：A 文章编号：
简单讲，“水处理”便是通过物理、化学手段，去除水中一些对生产、生活不需要的物质的过程。是为了适用特定的用途而对水进行的沉降、过滤、混凝、絮凝，以及缓蚀、阻垢等水质调理的过程。由于社会生产、生活与水密切相关，因此，水处理领域涉及的应用范围十分广泛，了解水处理的基本常识对于人们的生活具有非常重要的意义。近年来，随着我国经济的高速发展，水污染也在不断恶化，随着水质污染而引起的各种疾病,带来的各种行业危害日趋严重，水处理到如今就突显出其不可忽视的重要性。然而，真正对水处理方面的知识有些许了解的民众却并不多见。
1 水处理的概念
水处理是指为达到成品水的水质要求而对原水的加工过程。在循环用水系统以及水的再生处理中，原水是废水，成品水是用水，加工过程兼具给水处理和废水处理的性质。水处理还包括对处理过程中所产生的废水和污泥的处理及最终处置，有时还有废气的处理和排放问题。
2 水处理工艺
一级处理是机械处理工段，它通过机械处理，如格栅、沉淀或气浮，去除污水中所含的石块、砂石和脂肪、油脂等。机械处理工段包括格栅、沉砂池、初沉池等构筑物，以去除粗大颗粒和悬浮物为目的，处理的原理在于通过物理法实现固液分离，将污染物从污水中分离，这是普遍采用的污水处理方式。机械处理是所有污水处理工艺流程必备工程，城市污水一级处理BOD5和SS的典型去除率分别为25%和50%。在原污水水质特性不利于除磷脱氮的情况下，初沉的设置与否以及设置方式需要根据水质特注的后续工艺加以仔细分析和考虑，以保证和改善除磷除脱氮等后续工艺的进水水质。
二级处理是污水生化处理，生物处理，污水中的污染物在微生物的作用下被降解和转化为污泥。污水生化处理属于二级处理，以去除不可沉悬浮物和溶解性可生物降解有机物为主要目的，其工艺构成多种多样，可分成活性污泥法、AB法、A/O法、A2/O法、SBR法、氧化沟法、稳定塘法、土地处理法等多种处理方法。日前大多数城市污水处理厂都采用活性污泥法。在污水生化处理过程中，影响微生物活性的因素可分为基质类和环境类两大类：
基质类包括以碳元素为主的有机化合物即碳源物质、氮源、磷源等营养物质及一些有毒有害化学物质如酚类、苯类等化合物、也包括一些重金属离子如铜、镉、铅离子等。
环境类影响因素指污水处理中绝大部分微生物最适宜生长的温度范围是20-30℃，活性污泥系统微生物最适宜的PH值范围是，曝气池出口处的溶解氧以保持2mg/l左右为宜。
三级处理是污水的深度处理，它包括营养物的去除和通过加氯、紫外辐射或臭氧技术对污水进行消毒。三级处理是对水的深度处理，现在的我国的污水处理厂投入实际应用的并不多。它将经过二级处理的水进行脱氮、脱磷处理，用活性炭吸附法或反渗透法等去除水中的剩余污染物,并用臭氧或氯消毒杀灭细菌和病毒,然后将处理水送入中水道，作为冲洗厕所、喷洒街道、浇灌绿化带、工业用水、防火等水源。
3 水处理方法
沉淀物过滤法的目的是将水源内悬浮颗粒物质或胶体物质清除乾净。这些颗粒物质若没有清除，会对透析用水其它精密的过滤膜造成破坏或甚至水路的阻塞。这是最古老且最简单的净水法，所以这个步骤常用在水纯化的初步处理，或有必要时，在管路中也会多加入几个滤器以清除体积较大的杂质。滤过悬浮的颗粒物质所使用的滤器种类很多，例如网状滤器，沙状滤器或膜状滤器等。只要颗粒大小大於这些孔洞之大小，就会被阻挡下来。对於溶解於水中的离子，就无法阻拦下来。
硬水的软化需使用离子交换法，它的目的是利用阳离子交换树脂以钠离子来交换硬水中的钙与镁离子，*此来降低水源内之钙镁离子的浓度。通常的离子交换树脂为球状的合成有机物高分子电解质。树脂基质内藏氯化钠，在硬水软化的过程中，钠离子会逐渐被使用耗尽，则交换树脂的软化效果也会逐渐降低，这时需要作还原的工作，也就是每隔固定时间加入特定浓度的盐水，一般是10%，如果水处理的过程中没有阳离子的软化，不只是逆渗透膜上会有钙镁体的沉积以致降低功效甚至破坏逆渗透膜，同时人也容易得到硬水症候群。硬水软化器也会引起细菌繁殖的问题，所以设备上需要有逆冲的功能，一段时间後就要逆冲一次以防止太多杂质吸附其上。
活性碳是由木头，残木屑，水果核，椰子壳，煤炭或石油底渣等物质在高温下乾馏炭化而成，制成後还需以热空气或水蒸气加以活化。它的主要作用是清除氯与氯氨以及其它分子量在60到300道尔顿的溶解性有机物质。活性碳的表面呈颗粒状，内部是多孔的，孔内有许多小的毛细管,1g的活性碳内部表面积高达700-1400m2，而这些毛细管内表面及颗粒表面就是吸附作用之所在。影响活性碳清除有机物能力的因素有活性碳本身的面积，孔洞大小以及被清除有机物的分子量及其极性，它主要依物理的吸附能力来排除杂物，当吸附能力达饱合之後，吸附过多的杂质就会掉落下来污染下游的水质，所以必须定时利用逆冲的方式来清除吸附其上的杂质。
去离子法的目的是将溶解於水中的无机离子排除，与硬水软化器一样，也是利用离子交换树脂的原理。在这使用两种树脂-阳离子交换树脂与阴离子交换树脂。阳离子交换树脂利用氢离子来交换阳离子;而阴离子交换树脂则利用氢氧根离子来交换阴离子，氢离子与氢氧根离子互相结合成中性水。
逆渗透法可以有效的清除溶解於水中的无机物，有机物，细菌，热原及其它颗粒等，是透析用水之处理中最重要的一环。所谓渗透是指以半透膜隔开两种不同浓度的溶液，其中溶质不能透过半透膜，则浓度较低的一方水分子会通过半透膜到达浓度较高的另一方，直到两侧的浓度相等为止。在还没达到平衡之前，可以在浓度较高的一方逐渐施加压力，则前述之水分子移动状态会暂时停止，此时所需的压力叫作渗透压，如果施加的力量大於渗透压时，则水份的移动会反方向而行，也就是从高浓度的一例流向低浓度的一方，这种现象就叫作逆渗透。逆渗透的纯化效果可以达到离子的层面，对於单价离子的排除率可达90%-98%，而双价离子可达95%-99%左右。
超过滤法与逆渗透法类似，也是使用半透膜，但它无法控制离子的清除，因为膜之孔径较大，约10-200A之间。只能排除细菌，病毒，热原及颗粒状物等，对水溶性离子则无法滤过。超过滤法主要的作用是充当逆渗透法的前置处理以防止逆渗透膜被细菌污染。它也可用在水处理的最後步骤以防止上游的水在管路中被细菌污染。一般是利用进水压与出水压差来判断超过滤膜是否有效，与活性碳类似，平时是以逆冲法来清除附着其上的杂质。
蒸馏法是古老却也是有效的水处理法，它可以清除任何不可挥发性的杂质，但是无法排除可挥发性的污染物。
紫外线消毒法是目前常使用的方法之一，它的杀菌机转是破坏细菌核酸的生命遗传物质，使其无法繁殖，其中最重大的反应是核酸分子内的pyrimidine盐基变成双合体。一般是使用低压水银放电灯的人工波长的紫外线能量。
4 结束语
本文阐述了水处理的基本概念，介绍了水处理的工艺及处理方法，使人们了解到水处理实际上就是对水源水或不符合用水水质要求的水，采用物理、化学、生物等方法改善水质的过程。
参考文献：
[1] 吴弼人.水处理-城市的命脉[J].华东科技，2009，(06).
[2] 戴建强，郑敏.城市中水回用于电厂循环冷却水的处理技术实例[J].环境科学与管理，2011，(08).
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1、《微生物技术处理油田采出水达到油田回注水标准》2、《微生物技术处理油田含聚采出水达到油田回注水标准》3、《微生物技术在处理油田采出水中的应用》
污水处理 (sewage treatment,wastewater treatment)：为使污水达到排水某一水体或再次使用的水质要求，并对其进行净化的过程。污水处理被广泛应用于建筑、农业，交通、能源、石化、环保、城市景观、医疗、餐饮等各个领域，也越来越多地走进寻常百姓的日常生活。 首先要把在准备工作当中搜集的资料整理出来，包括课题名称、课题内容、课题的理论依据、参加人员、组织安排和分工、大概需要的时间、经费的估算等等。第一是标题的拟定。课题在准备工作中已经确立了，所以开题报告的标题是不成问题的，把你研究的课题直接写上就行了。比如我曾指导过一组同学对伦教的文化诸如“伦教糕”、伦教木工机械、伦教文物等进行研究，拟定的标题就是“伦教文化研究”。第二就是内容的撰写。开题报告的主要内容包括以下几个部分：一、课题研究的背景。 所谓课题背景，主要指的是为什么要对这个课题进行研究，所以有的课题干脆把这一部分称为“问题的提出”，意思就是说为什么要提出这个问题，或者说提出这个课题。比如我曾指导的一个课题“伦教文化研究”，背景说明部分里就是说在改革开放的浪潮中，伦教作为珠江三角洲一角，在经济迅速发展的同时，她的文化发展怎么样，有哪些成就，对居民有什么影响，有哪些还要改进的。当然背景所叙述的内容还有很多，既可以是社会背景，也可以是自然背景。关键在于我们所确定的课题是什么。二、课题研究的内容。课题研究的内容，顾名思义，就是我们的课题要研究的是什么。比如我校黄姝老师的指导的课题“佛山新八景”，课题研究的内容就是：“以佛山新八景为重点，考察佛山历史文化沉淀的昨天、今天、明天，结合佛山经济发展的趋势，拟定开发具有新佛山、新八景、新气象的文化旅游的可行性报告及开发方案。”三、课题研究的目的和意义。课题研究的目的，应该叙述自己在这次研究中想要达到的境地或想要得到的结果。比如我校叶少珍老师指导的“重走长征路”研究课题，在其研究目标一栏中就是这样叙述的：1、通过再现长征历程，追忆红军战士的丰功伟绩，对长征概况、长征途中遇到了哪些艰难险阻、什么是长征精神，有更深刻的了解和感悟。2、通过小组同学间的分工合作、交流、展示、解说，培养合作参与精神和自我展示能力。3、通过本次活动，使同学的信息技术得到提高，进一步提高信息素养。四、课题研究的方法。在“课题研究的方法”这一部分，应该提出本课题组关于解决本课题问题的门路或者说程序等。一般来说，研究性学习的课题研究方法有：实地调查考察法(通过组织学生到所研究的处所实地调查，从而得出结论的方法)、问卷调查法（根据本课题的情况和自己要了解的内容设置一些问题，以问卷的形式向相关人员调查的方法）、人物采访法（直接向有关人员采访，以掌握第一手材料的方法）、文献法（通过查阅各类资料、图表等,分析、比较得出结论）等等。在课题研究中，应该根据自己课题的实际情况提出相关的课题研究方法，不一定面面俱到，只要实用就行。五、课题研究的步骤。课题研究的步骤，当然就是说本课题准备通过哪几步程序来达到研究的目的。所以在这一部分里应该着重思考的问题就是自己的课题大概准备分几步来完成。一般来说课题研究的基本步骤不外乎是以下几个方面：准备阶段、查阅资料阶段、实地考察阶段、问卷调查阶段、采访阶段、资料的分析整理阶段、对本课题的总结与反思阶段等。六、课题参与人员及组织分工。这属于对本课题研究的管理范畴，但也不可忽视。因为管理不到位，学生不能明确自己的职责，有时就会偷懒或者互相推诿，有时就会做重复劳动。因此课题参与人员的组织分工是不可少的。最好是把所有的参与研究的学生分成几个小组，每个小组通过民主选举的方式推选出小组长，由小组长负责本小组的任务分派和落实。然后根据本课题的情况，把相关的研究任务分割成几大部分，一个小组负责一个部分。最后由小组长组织人员汇总和整理。七、课题的经费估算。一个课题要开展，必然需要一些经费来启动，所以最后还应该大概地估算一下本课题所需要 的资金是多少，比如搜集资料需要多少钱，实地调查的外出经费，问卷调查的印刷和分发的费用，课题组所要占用的场地费，有些课题还需要购买一些相关的材料，结题报告等资料的印刷费等等。所谓“大军未动，粮草先行”，没有足够的资金作后盾，课题研究势必举步维艰，捉襟见肘，甚至于半途而废。因此，课题的经费也必须在开题之初就估算好，未雨绸缪，才能真正把本课题的研究做到最好。
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如何写好采油工程论文
采油行业在我国有着非常大的发展前景。以下是我收集的相关论文，仅供大家阅读参考!
随着社会经济的不断发展，人们的生活水平、生活质量的不断提高，对石油能源的需求量正在不断上升，我国石油行业得到了不断的发展。采油技术经过近几年的不断发展，化学驱油、注水开发技术得到了开发与应用，从而在一定程度上使原油采收率、油井产量得到了提升，但是现阶段还是比较低。因此，在油田的开发过程中，采油工程技术的发展以及应用非常重要。
1采油工程技术的发展
自进入21世纪以来，科学技术得到了不断的发展与进步，我国石油行业的采油工程技术经过不断研究与实验实践，也得到了不断发展。在进行发展的过程中，采油工程技术主要包括三个发展阶段，即分层采油技术的发展、采油工程技术的突破性发展以及采油工程体制的完善。
分层采油技术的发展阶段
上世纪50到70年代，经过多方面的长期探索与实践，我国分层采油技术得到了有效的发展，主要成果包括实现了油田堵水、油田防砂等试验。分层采油技术的有效发展阶段主要包括以下四个方面：第一，分层采油，指的是有效地利用低渗透层潜力，分采自喷井，分层采油主要包括高压单管封隔器、油套管分采工艺、双管分采工艺。第二，分层测试，主要是对有杆泵抽油井实施环空测试以及对注水井的注入剖面、自喷采油井的产出剖面实施分层测试，第三，分层管理，通过在平面调整中实施注水结构，使注采系统得到完善，工程生产能力、细分注水能力得到提高，从而实现结构调整以及控液稳产的效果。第四，分层研究，以吸水刨面、产出剖面、密闭取心等资料为根据，结合油水井并进行改造，分析剩油分布情况、开发状态与油层动用情况，在油田的生产过程中掌握主动权。
采油工程技术的突破性发展
上世纪70到90年代，我国采油工程技术得到了突破性发展，适合多种油藏类型、满足不同场地需要的采油工程技术得到开发与应用。主要有：首先，气顶砂岩采油技术，此种技术在大庆喇嘛甸油田的开采过程中得到了应用，并取得了良好的效果。其配套技术主要包括保障最优射孔井段、水锥与气锥保持稳定等。其次，稠油热力采油技术，上世纪80年代，在我国的许多油田中，稠油热力采油技术进行了大规模的实验以及应用，在克拉玛依、胜利等油田中完成了技术攻关。再次，潜山油藏开采技术，任丘油田中的一种典型油藏及时潜山油藏，与砂岩油藏不同的是，潜山油藏存在着是否适合开采、其大多数油气是否存在于孔隙、裂缝之中等问题。开采潜山油藏需要耐高温、大排量电潜泵技术以及完成裸眼测试。最后，断块采油技术，由于其油藏形状、油藏大小具有不确定性以及断层相互分割使油藏成为一个独立的单元等因素，在断块油藏的'开采过程中，必须要采取滚动勘探的方法进行注水、油层改造，才能保证产油效率及产油数量。
采油工程体制的完善
在采油工程技术进行不断发展的过程中，采油行业的采油工程体制进行了不断地发展以及完善，体现在以下几个方面：第一，蒸汽吞吐接替的发展，能够扭转稠油开采过程中的被动局面。第二，在采油过程中采取中长期发展规划，可以处理好近期应用技术以及基础研究之间的关系，及时地、有效地解决出现的问题，并对采油技术进行改进。第三，采用简化地面流程、加强注水等采油工程技术对低渗透油田进行开发，可以使单井产量得到有效提高，实现利益的最大化。
2采油工程技术的展望
对采油工程进行全面了解
第一，应对石油开采过程的规律性有一个全面的了解，对以此为根据采取相应的采油工程技术。第二，在采油过程中，采取人工补充能量、保持地层压力的采油措施，能够在很大程度上延长稳产期，实现采油效果的有效提高。第三，应国际项目加强合作，了解在采油技术方面国际上的最新发展趋势，并进行研究借鉴，使我国的采油工程技术得到发展。
加强对专业人才的培养
采油工程技术的有效发展，离不开一支具有高技术水平、高操作技能的技术队伍。因此，采油企业应加强对专业人才的培养，组建专业团队，充分发挥其自身的组织能力、管理能力，深入挖掘人才潜力，从而实现整体队伍专业素质的提高，有助于采油工程实现效益的最大化。
合理应用先进技术
应在采油工程合理应用先进技术，例如纳米技术、微生物技术等，从而使采油工程技术得到进一步的发展与完善。第一，纳米技术，目前纳米采油工程技术在我国处于起步阶段，MD膜驱油技术正在应用。第二，微生物技术，微生物采油技术是正在进行发展的三采技术，在含水高的油田、枯竭老油田中具有比较强的活力。
3结语
综上所述，随着人们对能源需求量的不断提升，我国正在面临着是由能源短缺问题，在油藏开采过程中合理利用采油工程技术，能够使原油采收率、油井产量得到有效的提升。
参考文献：
[1]杨晓梅,庞波,王利霞.探讨石油工程采油技术的现状及对未来的展望[J].石化技术,2015,01:74+95.
[2]雒斌斌,郭东,江澎雨.采油工程技术的发展与展望[J].化工管理,2015,26:178.
[3]陈斌,马学礼,贾胜山,杨仙珍.关于采油工程技术的研究及展望[J].中国石油和化工标准与质量,2014,06:77.
深水石油钻井技术现状及发展趋势*摘要:随着世界深水油气资源不断发现,近几年来深水钻探工作量越来越大。随着水深的增加和复杂的海况环境条件,对钻井工程提出了更高的挑战,钻井技术的难度越来越大。从目前国内外深水钻井实践出发,对深水的钻井设备、定位系统、井身结构设计、双梯度钻井技术、喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、钻井液和固井工艺技术和钻井隔水管及防喷器系统等关键技术进行了阐述,对深水的钻井设计和施工进一步向深水钻井领域发展具有重要导向作用。关键词:深水钻井;钻井设备;关键技术全世界未发现的海上油气储量有90%潜伏在水深超过1000 m以下的地层,所以深水钻井技术水平关系着深海油气勘探开发的步伐。对于海洋深水钻井工程而言,钻井环境条件随水深的增加变得更加复杂,容易出现常规的钻井工程难以克服的技术难题,因此深水钻井技术的发展是影响未来石油发展的重要因素。1国内外深水油气勘探形势全球海洋油气资源丰富。据估计,海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%,累计获探明储量约400×108,t探明率30%左右,尚处于勘探早期阶段。据美国地质调查局(USGS)评估,世界(不含美国)海洋待发现石油资源量(含凝析油)548×108,t待发现天然气资源量7815×1012m3,分别占世界待发现资源量的47%和46%。因此,全球海洋油气资源潜力巨大,勘探前景良好,为今后世界油气勘探开发的重要领域。随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步,深水的概念和范围不断扩大。目前,大于500 m为深水,大于1500 m则为超深水。据估计,世界海上44%的油气资源位于300 m以下的水域,其中,墨西哥湾深水油气资源量高达(400~500)×108桶油当量,约占墨西哥湾大陆架油气资源量的40%以上,而巴西东部海域深水油气比例高达90%左右。20世纪90年代以来,由于发现油气田储量大,产量高,深水油气倍受跨国石油公司青睐,发展迅速。据估计,近年来,深水油气勘探开发投资年均增长30. 4%, 2004年增加到220亿美元。1999年作业水深已达2000 m, 2002年达3000 m。90年代以来,全球获近百个深水油气发现,其中亿吨级储量规模的超过30%。2000年,深水油气储量占海洋油气储量的12. 3%,比10年前增长约8%。2004年,全球海洋油气勘探获20个重大深水发现(储量大于110×108桶)。1998-2002年有68个深水项目,约15×108t油当量投产; 2003-2005年则增至144个深水项目,约4216×108t油当量投产, 2004年深水石油产量210×108,t约占世界石油产量的5%。2目前深水油气开发模式深水油气开发设施与浅水油气开发设施不同,其结构大多从固定式转换成浮式,因此开发方式和方法也发生了变化。国外深水油气开发中常用的工程设施有张力腿(TLP)平台、半潜式(SEMIOFPS)平台、深吃水立柱式(SPAR)平台、浮式生产储油装置(FPSO)以及它们的组合。3深水钻井关键技术深水钻井设备适用于深水钻井的主要是半潜式钻井平台和钻井船2种浮式钻井装置。. 1深水钻井船钻井船是移动式钻井装置中机动性最好的一种。其移动灵活,停泊简单,适用水深范围大,特别适于深海水域的钻井作业。钻井船主要由船体和定位设备2部分组成。船体用于安装钻井和航行动力设备,并为工作人员提供工作和生活场所。在钻井船上设有升沉补偿装置、减摇设备、自动动力定位系统等多种措施来保持船体定位。自动动力定位是目前较先进的一种保持船位的方法,可直接采用推进器及时调整船位。全球现有38艘钻井船,其中额定作业水深超过500 m的深水钻井船有33艘,占总数的87%。在这33艘深水钻井船中,有26艘正在钻井,有5艘正在升级改造。在现有的深水钻井船中, 20世纪70年代建造的有10艘, 80年代和90年代建造的各有7艘,其余9艘是2000-2001年建造的。其中2000年建成的钻井船最多,有8艘;其次是1999年,有4艘。目前在建的7艘钻井船中,均是为3000多米水深建造的, 2007年将建成1艘, 2008年和2009年将各建成3艘。钻井船主要活跃在巴西海域、美国墨西哥湾和西非海域。2006年7月初,正在钻井的26艘深水钻井船分布在8个国家。其中巴西8艘,占1/3;其次是美国,有6艘;安哥拉、印度和尼日利亚分别有4艘、3艘和2艘;中国、马来西亚和挪威各1艘。. 2半潜式钻井平台半潜式钻井平台上部为工作甲板,下部为2个下船体,用支撑立柱连接。工作时下船体潜入水中,甲板处于水上安全高度,水线面积小,波浪影响小,稳定性好、支持力强、工作水深大,新发展的动力定位技术用于半潜式平台后,到本世纪初,工作水深可达3000 m,同时勘探深度也相应提高到9000~12 000 m。据Rigzone网站截至2006年7月初的统计,全球现有165座半潜式钻井平台,其中额定作业水深超过500 m的深水半潜式钻井平台有103座,占总数的62%。在这103座深水半潜式钻井平台中,有89座正在钻井,有11座正在升级改造。其中31座是20世纪70年代建造的,最长的已经服役30多年; 40座是20世纪80年代建造的; 13座是90年代建造的; 19座是2000 -2005年建造的。此外,还有24座深水半潜式钻井平台正在建造。深水半潜式钻井平台主要活跃在美国墨西哥湾、巴西、北海、西非、澳大利亚和墨西哥海域。2006年7月初,处于钻井中的89座深水半潜式钻井平台分布在18个国家,其中美国最多, 24座,占总数的27%;巴西17座,挪威10座,英国6座,澳大利亚、墨西哥和尼日利亚各5座,其余国家各有1~3座。深水定位系统半潜式钻井平台、钻井船等浮式钻井装置在海中处于飘浮状态,受风、浪、流的影响会发生纵摇、横摇运动,必须采用可靠的方法对其进行定位。动力定位是深水钻井船的主流方式。在现有的深水钻井船中,只有6艘采用常规锚链定位(额定作业水深不足1000 m),其余27艘都采用动力定位(额定作业水深超过1000 m)。1000 m以上水深的钻井船采用的都是动力定位,在建的钻井船全部采用动力定位。动力定位系统一般采用DGPS定位和声纳定位2种系统。声纳定位系统的优点: (1)精确度高(1% ~2% )、水深(最大适用水深为2500 m); (2)信号无线传输(不需要电缆); (3)基本不受天气条件的影响(GPS系统受天气条件的影响); (4)独立,不需要依靠其他系统提供的信号。声纳定位系统的缺点: (1)易受噪声的影响,如环境噪声、推进器噪声、测试MWD等; (2)折射和阴影区; (3)信号传输时间; (4)易受其他声纳系统的干扰,如多条船在同一地方工作的情况。大位移井和分支水平井钻井技术海上钻井新技术发展较快,主要包括大位移井、长距离水平钻井及分支水平井钻井技术。这些先进技术在装备方面主要包括可控马达及与之配套的近钻头定向地层传感器。在钻头向地层钻进时,近钻头传感器可及时检测井斜与地层性质,从而使司钻能够在维持最佳井眼轨迹方面及时做出决定。由于水平井产量高,所以在国外海上油气田的开发中已经得到了广泛的应用。目前,国外单井总水平位移最大已经达11 000m。分支水平井钻井技术是国际上海洋油气田开发广泛使用的技术,近年来发展很快。利用分支井主要是为了适应海上需要,减少开发油藏所需平台数量及平台尺寸(有时平台成本占开发成本一半还多)。具体做法是从一个平台(基础)钻一口主干井,然后从主干井上急剧拐弯钻一些分支井,以期控制较大的泄油面积,或者钻达多个油气层。深水双梯度钻井技术与陆地和浅海钻井相比,深海钻井环境更复杂,容易出现常规钻井装备和方法难以克服的技术难题:锚泊钻机本身必须承受锚泊系统的重量,给钻机稳定性增加了难度;隔水管除了承受自身重量,还承受严重的机械载荷,防止隔水管脱扣是一个关键问题;地层孔隙压力和破裂压力之间安全钻井液密度窗口窄,很难控制钻井液密度安全钻过地层;海底泥线处高压、低温环境影响钻井液性能产生特殊的难题;海底的不稳定性、浅层水流动、天然气水合物可能引起的钻井风险等。国外20世纪60年代提出并在90年代得到大力发展的双梯度钻井(DualGradi-entDrilling,简称DGD)技术很好地解决了这些问题。双梯度钻井技术的主要思想是:隔水管内充满海水(或不使用隔水管),采用海底泵和小直径回流管线旁路回输钻井液;或在隔水管中注入低密度介质(空心微球、低密度流体、气体),降低隔水管环空内返回流体的密度,使之与海水相当,在整个钻井液返回回路中保持双密度钻井液体系,有效控制井眼环空压力、井底压力,克服深水钻井中遇到的问题,实现安全、经济的钻井。喷射下导管技术海上浅水区的表层套管作业通常采用钻孔、下套管然后固井的作业方式。在深水区,由于海底浅部地层比较松软,常规的钻孔/下套管/固井方式常常比较困难,作业时间较长,对于日费高昂的深水钻井作业显然不合适。目前国外深水导管钻井作业通常采用“Jetting in”的方式。常规做法是在导管柱(Φ914. 4 mm或Φ762 mm)内下入钻具,利用导管柱和钻具(钻铤)的重量,边开泵冲洗边下入导管。3. 6动态压井钻井技术(DKD)DKD(Dynamic killDrilling)技术是深水表层建井工艺中的关键技术。该技术是一种在未建立正常循环的深水浅层井段,以压井方式控制深水钻井作业中的浅层气井涌及浅层水涌动等复杂情况的钻井技术。其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相似,它是根据作业需要,可随时将预先配好的高密度压井液与正常钻进时的低密度钻井液,通过一台可自动控制密度的混浆装置,自动调解到所需密度的钻井液,可直接供泥浆泵向井内连续不断地泵送。在钻进作业期间,只要PWD和ROV监测到井下有地层异常高压,就可通过人为输入工作指令,该装置立即就可泵送出所需要的高密度钻井液,不需要循环和等待配制高密度钻井液,真正意义上地实现边作业边加重的动态压井钻井作业。3. 7随钻环空压力监测(APWD)由于深水海域的特殊性,与浅水和陆地钻井相比,部分的上覆岩层被水代替,相同井深上覆岩层压力降低,使得地层孔隙压力和破裂压力之间的压力窗口变得很窄,随着水深的增加,钻井越来越困难。据统计,在墨西哥湾深水钻井中,出现的一系列问题,如井控事故、大量漏失、卡钻等都与环空压力监测有关。随钻环空压力测量原理是主要靠压力传感器进行环空压力测量,可实时监测井下压力参数的变化。它可以向工程师发出环空压力增加的危险报警,在不破坏地层的情况下,提供预防措施使井眼保持清洁。主要应用于实时井涌监测和ECD监控、井眼净化状况监控、钻井液性能调整等,是深水钻井作业过程中不可缺少的数据采集工具。3. 8随钻测井技术(LWD /MWD /SWD)深水测井技术主要是指钻井作业过程中的有关井筒及地层参数测量技术,包括LWD、MWD和SWD测井技术。由于深水钻井作业受到高作业风险及昂贵的钻机日租费的影响,迫使作业者对钻井测量技术提出了多参数、高采集频率和精度及至少同时采用2套不同数据采集方式的现场实时数据采集和测量系统,并且具有专家智能分析判断功能的高标准要求。目前最常用的定向测量方式是MWD数据测量方式,这种方式通常只能测量井眼轨迹的有关参数,如井斜角、方位角、工具面。LWD是在MWD基础上发展起来的具有地层数据采集的随钻测量系统,较常规的MWD增加了用于地层评价的电阻率、自然伽马、中子密度等地层参数。具有地质导向功能的LWD系统可通过近钻头伽马射线确定井眼上下2侧的地层岩性变化情况,以判断井眼轨迹在储层中的相对位置;利用近钻头电阻率确定钻头处地层的岩性及地层流体特性以及利用近钻头井斜参数预测井眼轨迹的发展趋势,以便及时做出调整,避免钻入底水、顶部盖层或断裂带地层。随钻地震(SWD)技术是在传统的地面地震勘探方法和现有的垂直地震剖面(VSP———VerticalSeismic Profiling)的基础上结合钻井工程发展起来的一项交叉学科的新技术。其原理是利用钻进过程中旋转钻头的振动作为井下震源,在钻杆的顶部、井眼附近的海床埋置检波器,分别接收经钻杆、地层传输的钻头振动的信号。利用互相关技术将钻杆信号和地面检波器信号进行互相关处理,得到逆VSP的井眼地震波信息。也就是说,在牙轮钻头连续钻进过程中,能够连续采集得到直达波和反射波信息。深水钻井液和固井工艺随着水深度的加大,钻井环境的温度也将越来越低,温度降低将会给钻井以及采油作业带来很多问题。比如说在低温情况下,钻井液的流变性会发生较大变化,具体表现在黏、切力大幅度上升,而且还可能出现显著的胶凝现象,再有就是增加形成天然气水合物的可能性。目前主要是在管汇外加绝缘层。这样可以在停止生产期间保持生产设备的热度,从而防止因温度降低而形成水合物。表层套管固井是深水固井的难点和关键点。海底的低温影响是最主要的因素。另外由于低的破裂压力梯度,常常要求使用低密度水泥浆。深水钻井的昂贵日费又要求水泥浆能在较短的时间内具有较高的强度。深水钻井隔水管及防喷器系统深水钻井的隔水管主要指从海底防喷器到月池一段的管柱,主要功能是隔离海水、引导钻具、循环钻井液、起下海底防喷器组、系附压井、放喷、增压管线等作用。在深水钻井当中,隔水管柱上通常配有伸缩、柔性连接接头和悬挂张力器。在深水中,比较有代表性的是Φ533. 4 mm钻井隔水管,平均每根长度为15. 2~27. 4 m。为减小由于钻井隔水管结构需要和自身重量对钻井船所造成的负荷,在钻井隔水管外部还装有浮力块。这种浮力块是用塑料和类似塑料材料制成的,内部充以空气。在钻井隔水管外部,还有直径处于50~100 mm范围的多根附属管线。在深水钻井作业过程中,位于泥线以上的主要工作构件从下向上分别是:井口装置、防喷器组、隔水管底部组件、隔水管柱、伸缩短节、转喷器及钻井装置,井口装置通常由作业者提供。4结论深水石油钻井是一项具有高科技含量、高投入和高风险的工作,其中喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、随钻测井技术、ECD控制等技术是深水钻井作业成功的关键。钻井船、隔水管和水下防喷器等设备的合理选择也是深水钻井作业成功的重要因素。另外,强有力的后勤支持和科学的作业组织管理是钻井高效和安全的重要保障。参考文献:[1]潘继平,张大伟,岳来群,等.全球海洋油气勘探开发状况与发展趋势[J].中国矿业, 2006, 15(11): 1-4.[2]刘杰鸣,王世圣,冯玮,等.深水油气开发工程模式及其在我国南海的适应性探讨[ J].中国海上油气,2006, 18(6): 413-418.[3]谢彬,张爱霞,段梦兰.中国南海深水油气田开发工程模式及平台选型[ J].石油学报, 2007, 28(1): 115-118.[4]李芬,邹早建.浮式海洋结构物研究现状及发展趋势[J].武汉理工大学学报:交通科学与工程版, 2003, 27(5): 682-686.[5]杨金华.全球深水钻井装置发展及市场现状[J].国际石油经济, 2006, 14(11): 42-45.[6]赵政璋,赵贤正,李景明,等.国外海洋深水油气勘探发展趋势及启示[J].中国石油勘探, 2005, 10(6): 71-76.[7]陈国明,殷志明,许亮斌等.深水双梯度钻井技术研究进展[J].石油勘探与开发, 2007, 18(2): 246-250.
[石油工程]气藏水平井合理配产摘 要目前，运用水平井开发油气藏受到越来越多的油田工作者推崇。但用水平井开发气藏要受到多种因素的制约，诸如渗透率各向异性、水平井长度、气层厚度、水平井位置、地层损害程度等，对于低渗透气藏还要考虑启动压力梯度、应力敏感等因素的影响。不同的气藏类型，其所考虑的因素也有所不同，产能公式求解也相应不同。运用水平气井流入动态曲线分析可以更直观的分析参数变化所引起的产量变化关系，了解影响产能的因素。本文就气藏水平井合理配产方面，总结了各类气藏水平井开发的实用公式，讨论了气藏开发的影响因素，分析了相关因素对水平井产量和流入动态的影响，最终得到了气藏水平井开发的实用范围及特点。在获得确定气藏水平井产能实用公式基础上，根据气藏水平井配产的相关方法，通过实例分析，了解了气藏水平井长度、避水程度因素对水平井产能的影响，绘制了无阻流量增量随避水程度变化的关系曲线图，最终确定了合理的水平段长度和避水程度，最后应用经验法配产，获得了该井的合理产量。关键词：气藏；水平井；影响因素；配产目 录1 绪论 立论依据及研究的目的及意义 国内外研究现状 水平气井产能公式的提出 水平井产能分析概要 气井配产研究 气藏水平井产能影响因素 气井配产限制因素 本文的研究目标、技术路线及所完成的工作 研究目标 技术路线 本文完成的工作 62 气藏水平井开发公式及影响因素分析 裂缝性气藏水平井求解公式 非达西流动对水平井产能的影响 裂缝性有水气藏水平井公式及分析 凝析气藏水平井的公式及分析 启动压力梯度和应力敏感效应对低渗透气藏水平井产能的影响 气藏水平井产能影响因素 气层厚度及水平井段长度的影响 各向异性的影响 地层损害的影响 底水驱气藏水平井 底水锥进气井临界产量确定常用方法 边、底水气藏气井开采特征 气井工作制度分析 水平气井流入动态曲线分析 水平气井长度对水平气井流入动态曲线的影响 气层厚度对水平气井流入动态曲线的影响 各向异性对水平气井流入动态曲线的影响 地层损害对水平气井流入动态曲线的影响 313 气藏水平井合理配产方法 气藏配产方法 经验法 系统分析方法 各种方法剖析 经验法剖析 单点法 指数式 二项式 节点分析法剖析 在节点分析基础上引入时间变量的配产方法 优化配产方法 434 实例计算 445 结论及建议 结论 建议 49谢 辞 50参考文献 51