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【關(guān)鍵詞】灘海油田 遠程監(jiān)控 數(shù)字化
隨著淺海公司采油規(guī)模的擴大，逐漸形成了一套海上人工島結(jié)合灘涂采油井站的灘海油田采油模式。由于現(xiàn)場環(huán)境的復(fù)雜性，這就需要有一套穩(wěn)定的自動化系統(tǒng)來對生產(chǎn)進行控制和管理[1]。例如油井的緊急關(guān)斷要第一時間進行反應(yīng)、操作；油井的日常生產(chǎn)情況要實時記錄并且做到各級管理能夠?qū)崟r共享等。目前灘海油田的自動化控制現(xiàn)狀已不能滿足以上方面的要求。本系統(tǒng)采用了TCP/IP服務(wù)器通信模塊，將其與無線傳輸模塊相結(jié)合，通過一個無線通信協(xié)議將計算機與工控機有機結(jié)合對現(xiàn)場設(shè)備進行無線全時監(jiān)控。該系統(tǒng)降低了生產(chǎn)監(jiān)控工作的苛刻要求，提高了監(jiān)控實時性，從而保證了油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)監(jiān)測的安全可靠性。
1 系統(tǒng)組建及總體構(gòu)架
本系統(tǒng)分成兩部分，一部分是人工島自動監(jiān)控系統(tǒng)，另一部分是灘涂采油監(jiān)控系統(tǒng)。兩部分都是基于無線數(shù)傳的集散控制系統(tǒng)。集散控制系統(tǒng)是將一個大的控制系統(tǒng)按照功能或結(jié)構(gòu)進行層次分配，將全系統(tǒng)的監(jiān)視和控制功能分屬于不同的級別去完成，各級完成分配給它的功能，由最高一級決策執(zhí)行，各級工作相互協(xié)調(diào)，力求達到最佳效果。
1.1 人工島自動監(jiān)控系統(tǒng)
人工島自動監(jiān)控系統(tǒng)分成3級。最高級是組織級，就是油田公司，該級對上通過人機接口與客戶端對話執(zhí)行管理決策職能，對下監(jiān)視、指導(dǎo)下級的所有行為。中間級為監(jiān)控級，也就是人工島網(wǎng)絡(luò)，該級的功能是完成組織級下達的任務(wù)，對組織級進行任務(wù)完成情況反饋，并保證和維持最低級中各控制器的正常運行。最低級為執(zhí)行級，就是現(xiàn)場的各控制器，該級負責(zé)產(chǎn)生直接的控制信號，通過執(zhí)行機構(gòu)作用于被控對象，并將執(zhí)行結(jié)果反饋給上一級。最終形成閉環(huán)控制。
1.2 灘涂采油監(jiān)控系統(tǒng)
灘涂采油監(jiān)控系統(tǒng)也分成3級。最高級是油田公司，接收現(xiàn)場的各項參數(shù)，發(fā)出指令；中間級是灘涂采油站，保證和維持最低級中各控制器的正常運行；最低級是現(xiàn)場各控制器，該級負責(zé)產(chǎn)生直接的控制信號，作用于各采油井口設(shè)備。針對計算機的特點，進行層次的分配，而這種分配完全滿足了控制精度的要求，并能達到閉環(huán)控制的功能，系統(tǒng)的各級之間通信也可以靈活的進行。
2 監(jiān)控系統(tǒng)中各控制單元的功能實現(xiàn)
本系統(tǒng)兩監(jiān)控部分都以工控機為下位機，計算機作為監(jiān)督、控制的上位機，采用現(xiàn)代通信網(wǎng)絡(luò)技術(shù)將計算機與工控機結(jié)合起來。結(jié)構(gòu)設(shè)計單元為3級：最高級、中間級、最低級。即為組織級、協(xié)調(diào)級、現(xiàn)場執(zhí)行級。
2.1 陸地中心最高級
該級設(shè)在陸地監(jiān)控中心，為油田公司，是控制系統(tǒng)的最高級，是灘海油田生產(chǎn)管理中心和指揮中心。承擔(dān)著決策功能，對下進行指導(dǎo)和監(jiān)控。
2.2 中間協(xié)調(diào)級
該級的主要功能是向最高級上傳數(shù)據(jù)，提供最低級的工作狀況，完成上一級下達的任務(wù)，保證現(xiàn)場各個設(shè)備的正常運行，負責(zé)各工控機的協(xié)調(diào)工作。下面講述兩功能單元的中間協(xié)調(diào)級。
2.2.1 人工島油氣井的數(shù)字化采油系統(tǒng)
人工島油氣井的數(shù)字化采油系統(tǒng)以小型服務(wù)器計算機為核心構(gòu)成，實現(xiàn)陸上技術(shù)人員對海上現(xiàn)場各生產(chǎn)參數(shù)的遠程監(jiān)測以及實時控制，通過WEB軟件將監(jiān)測畫面共享，使有權(quán)限的管理人員可以瀏覽監(jiān)控畫面。
2.2.2 灘涂數(shù)字化采油系統(tǒng)
利用微機電傳感技術(shù)、軟測量技術(shù)、嵌入式計算機技術(shù)和短距離無線電數(shù)據(jù)通信技術(shù)，實現(xiàn)了示功圖數(shù)據(jù)的定時遙測、實時遙測；采用的非接觸式微機電傳感技術(shù)和軟測量技術(shù)替換通常采用的接觸式油桿長度測量技術(shù)，實現(xiàn)了油桿長度和泵壓力的同步測量、數(shù)據(jù)處理和無線傳輸。采集動態(tài)液面液位數(shù)據(jù)，實現(xiàn)油井液位的遠程監(jiān)控。通過集成大量技術(shù)人員的工程經(jīng)驗，利用專家系統(tǒng)、智能方法理論、計算機技術(shù)和通信網(wǎng)絡(luò)技術(shù)，實現(xiàn)了示功圖圖形數(shù)據(jù)的智能自動分析。
2.3 最低現(xiàn)場執(zhí)行級
該級別智能程度低，但工作精度最高。該級由工控機等現(xiàn)場執(zhí)行設(shè)備構(gòu)成。
2.3.1 人工島數(shù)據(jù)采集、處理和判斷單元
監(jiān)測單元安置于井口旁，負責(zé)采集油（氣）井的油壓、套壓和回壓等生產(chǎn)數(shù)據(jù)，包括壓力傳感器、油（氣）井參數(shù)采集工控機和無線傳輸模塊等部分。嵌入式工控機與壓力傳感器和變送裝置進行互連，實現(xiàn)油壓、套壓和回壓等參數(shù)的采集；通過Internet網(wǎng)絡(luò)、CAN工業(yè)現(xiàn)場總線網(wǎng)絡(luò)和Profibus工業(yè)現(xiàn)場總線網(wǎng)絡(luò)與控制潛油泵電機的大功率變頻器進行連接，并可以通過短距離無線傳輸網(wǎng)絡(luò)傳送給位于人工島的主工控機，進而通過公司網(wǎng)絡(luò)傳送到主控中心，完成油氣井生產(chǎn)參數(shù)的實時監(jiān)控。
2.3.2 灘涂數(shù)據(jù)采集、處理和判斷單元
油井生產(chǎn)監(jiān)測單元：由示功圖數(shù)據(jù)采集單元、油井專用嵌入式工控機單元、示功圖無線網(wǎng)橋單元、液位測量網(wǎng)橋單元和無線電臺等部分組成。
示功圖數(shù)據(jù)采集單元：包括示功圖專用采集器和示功圖通訊接收器。示功圖專用采集器安裝于懸繩器上，可以測試載荷、位移、沖程、沖次和時率等生產(chǎn)參數(shù)，采用低功耗無線傳輸，取代傳統(tǒng)的機械傳動和拉線聯(lián)動測試位移方法。
3 結(jié)論
本文針對目前灘海油田的生產(chǎn)管理模式，提出了基于無線數(shù)傳方式的灘海采油實時監(jiān)控系統(tǒng)。設(shè)計具有 “集中管理、分散控制”的特點，經(jīng)過近年來的運行未曾出現(xiàn)過任何重大故障，系統(tǒng)運行正常。實際的運行結(jié)果表明本系統(tǒng)實時性好、可靠性高，能夠?qū)崿F(xiàn)對被控對象實時監(jiān)控、簡單易行，滿足了實際生產(chǎn)的需要，達到了預(yù)期的目的，實現(xiàn)了灘海油田的數(shù)字化采油監(jiān)控，達到了生產(chǎn)遠程自動監(jiān)控的目的，具有顯著的經(jīng)濟效益。
參考文獻
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[關(guān)鍵詞] GPRS；無線遠程；遠程數(shù)據(jù)終端；數(shù)據(jù)采集；計量
doi ： 10 . 3969 / j . issn . 1673 - 0194 . 2014 . 04. 031
[中圖分類號] F272.7；TN929.5 [文獻標(biāo)識碼] A [文章編號] 1673 - 0194（2014）04- 0062- 03
0 引 言
新疆油田公司百口泉采油廠百重七供水管網(wǎng)主要承擔(dān)百重七稠油處理站消防、生活、5個供熱聯(lián)合站供水任務(wù)，每天需要頻繁錄取供水計量數(shù)據(jù)[1]，但是目前供水站點存在地理位置較為偏遠，距離廠區(qū)約為7千米，且供水流量計讀表都安裝在地坑中，造成人員計量工作效率低，工作環(huán)境差，安全隱患大等眾多不利因素，然而用水計量數(shù)據(jù)需要準確、可靠、及時，計量信息工作是生產(chǎn)經(jīng)營環(huán)節(jié)中重要的基礎(chǔ)工作，每日用水計量數(shù)據(jù)直接影響企業(yè)的經(jīng)濟效益。由于百重七井區(qū)移動通信網(wǎng)絡(luò)信號可靠，穩(wěn)定性好，因此利用中國移動通信GPRS技術(shù)數(shù)據(jù)傳輸網(wǎng)絡(luò)平臺[2]，應(yīng)用GPRS數(shù)據(jù)采集傳輸終端將供水管線壓力、流量、供水總量等數(shù)據(jù)上傳，該BTU支持modbus-RTU通信協(xié)議，利用移動專號VPN綁定規(guī)定IP地址，建立了虛擬專用網(wǎng)，成功實現(xiàn)了供水管網(wǎng)遠程數(shù)據(jù)采集傳輸系統(tǒng)[3]。
1 系統(tǒng)總體結(jié)構(gòu)設(shè)計
GPRS無線遠程抄表系統(tǒng)結(jié)構(gòu)由現(xiàn)場一次表、GPRS無線采集傳輸終端、GPRS網(wǎng)絡(luò)和數(shù)據(jù)管理中心4部分組成[4]。如圖1所示。
1.1 現(xiàn)場采集構(gòu)成
現(xiàn)場采集由位于地坑中的現(xiàn)場儀表智能型電磁流量計構(gòu)成，該電磁流量計所依據(jù)的基本理論是法拉第電磁感應(yīng)定律，用于測量管道中水的體積流量，壓力等各項數(shù)據(jù)，通過RS-232通訊串口與值班室內(nèi)的帶GPRS 無線采集傳輸器9#、10#端子連接通信，串口通訊速率為9 600bit/s，7#端子、8#端子接收來自電磁流量計的4～20mA模擬信號，BTU內(nèi)部微處理器對模擬信號進行A/D變換為數(shù)字量并自動存儲。同時處理后的數(shù)字信號由I/O端口傳送給GPRS模塊，通過GPRS模塊發(fā)射出去[5]。
1.2 數(shù)據(jù)采集傳輸終端
水表數(shù)據(jù)采集傳輸終端內(nèi)部由9部分組成
（1）7.2V鋰電池供電，可上報8 000次以上。
（2）標(biāo)準的RS 232數(shù)據(jù)接口。
（3）內(nèi)置工業(yè)時鐘，可定時定點上報數(shù)據(jù)，可以任意設(shè)置時間匯報數(shù)據(jù)。
（4）內(nèi)置1M Flash存儲器，數(shù)據(jù)自動存儲，可以滿足每日的數(shù)據(jù)儲存。
（5）提供2路標(biāo)準4～20mA模擬信號輸入接口。
（6）提供1路16V電源輸出，可給外部儀表供電。
（7）提供2路開關(guān)量輸入接口。
（8）性能可靠的CPU、GPRS通信模塊。
1.3 通信及數(shù)據(jù)傳輸
GPRS無線傳輸網(wǎng)絡(luò)主要完成遠程供水站點和數(shù)據(jù)中心的通信和數(shù)據(jù)傳輸。其中主要的GPRS通信模塊采用工業(yè)級超低功耗高性能模塊，支持MODBUS-BTU，TCP/IP通訊協(xié)議。把封裝處理好的數(shù)據(jù)通過遠端GPRS設(shè)備進行打包發(fā)送，通過GPRS網(wǎng)絡(luò)與監(jiān)控中心的主GPRS設(shè)備進行通信，主GPRS設(shè)備將接受的數(shù)據(jù)進行解壓，通過RS 232串口將各種監(jiān)測數(shù)據(jù)傳輸保存到服務(wù)器數(shù)據(jù)庫中。
1.4 VPN專線
VPN（Virtual Private Network） 技術(shù)是指采用隧道技術(shù)以及加密、身份認證等方法，在公眾網(wǎng)絡(luò)上構(gòu)建專用網(wǎng)絡(luò)的技術(shù)，數(shù)據(jù)通過安全的 “ 加密管道 ” 在公眾網(wǎng)絡(luò)中傳播。
為了提高數(shù)據(jù)傳輸?shù)目煽啃院头€(wěn)定性，供水?dāng)?shù)據(jù)管理中心先向移動申請VPN專網(wǎng)業(yè)務(wù)，移動公司為客戶分配專用的VPN，用于GPRS專網(wǎng)的SIM卡開通該專用VPN后，給所有監(jiān)控點及中心分配移動內(nèi)部固定IP，這樣監(jiān)測系統(tǒng)的所有數(shù)據(jù)都是在VPN網(wǎng)內(nèi)傳輸，系統(tǒng)的實時性和安全性都得到了保障。
關(guān)鍵詞：解堵 四元共聚 增注 降壓
油水井發(fā)生堵塞現(xiàn)象是砂巖油田普遍存在的生產(chǎn)現(xiàn)象，在水驅(qū)，乃至聚驅(qū)；在注入井，乃至采出井均普遍存在，由于其堵塞嚴重程度不同，對生產(chǎn)的影響也不一樣，堵塞不嚴重、堵塞半徑較淺、時間短的井，在生產(chǎn)過程中表現(xiàn)不明顯，可以不上解堵措施，有的甚至在生產(chǎn)過程中自行解堵。但大量的井堵塞后嚴重影響注水和采油生產(chǎn)，必須及時采取措施，減少欠注欠產(chǎn)對油田開發(fā)的影響。
一、延時酸化四元共聚解堵增注原理
分兩個段塞注入，注入壓力接近地層破裂壓力，目的是先解除吼道堵塞及吸附性垢體。
1.前段注入稠化酸，目的是避免H+快速轉(zhuǎn)移，能夠酸化裂縫深部.稠化酸主要解除酸溶性堵物，如鈣垢、鎂垢、鐵垢，隨著酸化作用進行，溶液中酸濃度逐步降低，約2個小時后，溶液Ph接近鐵鹽或Fe（OH）3析出點（PH2.2-3.2），容易形成膠體性沉淀，形成二次污染。因此溶液中添加了鐵離子絡(luò)合物，以保證不會形成沉淀。添加磷酸形成磷酸鹽緩沖體系，進一步保障反應(yīng)液穩(wěn)定。添加的陽離子防膨劑會和頁巖被污染的表層進行離子交換，使水化半徑縮小，增加裂隙過水體積。
2.后段注入四元共聚納米活性增注劑液體，減小管道及井筒湍流阻力（降阻率60%）使液體將水馬力盡量帶入地層，有納米活性劑的加入，可以使地層毛細阻力降低，增加注水量。加入一定量的氟化鈉，可以利用前段殘酸，形成氟化氫，它將溶解前端酸化時伴生的硅系微顆粒，避免二次堵塞污染，同時也可以形成六氟化鐵穩(wěn)定絡(luò)合體系，更進一步保證鐵系物質(zhì)不生成沉淀。添加縮膨劑，可以使已水化的粘土類物質(zhì)縮小體積50%以上，增加過水面積。從而實現(xiàn)增注效果。
表1 現(xiàn)場施工藥劑
二、技術(shù)優(yōu)點
1.四元共聚納米活性劑，能夠降低表面張力和油水界面張力，油水界面張力達到超低值，小于等5×10-3mN/m，增注率大于50%，地層巖芯吸附性小，有效期長，特別適用于低滲透油田增注施工。
2.降低地層孔隙毛細管系統(tǒng)油水混合相的流變性，極大的提高水的相對滲透率和穿過孔隙的速度。加0.5‰增注活性劑，一般注入量可提高40-200%。
3.納米活性增注劑具有強乳化性，進入注入水中形成水乳液，遇油后，很快形成混相乳狀液，親水親油得到平衡，其流變性穩(wěn)定，一年內(nèi)不沉淀不分層，在油層巖心中運移時間長，且穩(wěn)定，不會造成相分離，不會造成潤濕反轉(zhuǎn)。模擬油層溫度在45-150℃之間，靜態(tài)液相穩(wěn)定期為300天，不分層，不沉淀。
三、應(yīng)用效果
2012年，首先優(yōu)選周青莊油田的歧24-15和周G1兩口注水井進行了先導(dǎo)試驗，兩口注水井均為由于長期注混配水，套管及油管及地面管線腐蝕結(jié)垢造成注水機雜含量不斷增加，潤濕項的轉(zhuǎn)變致使毛管力不斷增加，等諸多原因造成注水壓力不斷上升。歧24-15，由解堵施工前井口油、套30.8MPa/30.8MPa， 在泵壓為31 MPa壓力下，2012年8月份0m3/d左右，解堵8天后能夠在12.45MPa下，日注入40 m3/d，增注的同時壓力下降 18.35 MPa；周G1，由解堵施工前井口油、套31MPa/31MPa，泵壓為31MPa下日注5m3/d，解堵18天后在28.31MPa下注入17m3左右，增注的同時壓力下降 2.7 MPa。最后在2013年1月20日泵壓與措施前持平，完成既定配注20m3/d。
表2歧24-15施工目的層措施前生產(chǎn)情況
表3歧24-15施工目的層措施后生產(chǎn)情況
表4周G1施工目的層措施前生產(chǎn)情況
表5周G1施工目的層措施后生產(chǎn)情況
四、取得認識
1.機雜及油污是其主要因素，機雜直接造成井壁及近井地帶堵塞，而油污造成井壁及近井地帶堵塞，從對該井解堵增注措施的實施過程也不難看出，打第一段延時稠化酸時泵壓就達到了設(shè)計最高值。而泵入稠化酸15分鐘后壓力下降，此后壓力一直保持穩(wěn)定。
2.注水井由于長期注水，不僅造成井壁及近井地帶堵塞造成井壁及近井地帶堵塞而且造成地層中深部機雜喬塞。
3.巖石潤濕項改變會逐步增大注水阻力，也是造成注水井壓力上升的原因。綜合上述延時酸化起到了一定的作用及納米活性劑對巖石潤濕項產(chǎn)生的作用。
關(guān)鍵詞： 電氣自動化；大慶油田；企業(yè)；應(yīng)用；發(fā)展趨勢
中圖分類號：TM714 文獻標(biāo)識碼：A 文章編號：1671－7597（2012）1110115-01
大慶油田作為我國最大的油田，是支撐我國石油產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要核心力量，無論在生產(chǎn)、管理、技術(shù)、科技創(chuàng)新方面都是我國石油企業(yè)的領(lǐng)導(dǎo)核心。大慶油田將電氣自動化技術(shù)引入企業(yè)生產(chǎn)管理，不僅降低了人工勞動強度、提高了對信息檢測和傳輸?shù)臏蚀_、及時性，而且在一定程度上降低了事故發(fā)生機率，對設(shè)備的良好運行提供有力的保障條件等等，一系列電氣自動化應(yīng)用技術(shù)都是其他企業(yè)學(xué)習(xí)的典范。
1 我國電氣自動化技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀
電氣自動化的全稱是電氣工程和自動化專業(yè)，是現(xiàn)代電氣信息領(lǐng)域的一門新興的學(xué)科，它的存在與人們生活和工業(yè)生產(chǎn)有十分重要的聯(lián)系。隨著科學(xué)技術(shù)的發(fā)展和國家對電氣自動化技術(shù)的重視，我國的電氣自動化已經(jīng)發(fā)展的比較成熟，能夠滿足時展的要求。近年來電氣自動化技術(shù)已經(jīng)廣泛應(yīng)用到我國的各行各業(yè)，為了促進自身企業(yè)發(fā)展，越來越受到企業(yè)管理者的重視，在下文中主要介紹電氣自動化技術(shù)的應(yīng)用與發(fā)展前景。
2 電氣自動化技術(shù)在大慶油田企業(yè)的應(yīng)用
2.1 電氣自動化技術(shù)中現(xiàn)場總線中的應(yīng)用
在大慶油田中現(xiàn)場總線已應(yīng)用了電氣自動化控制技術(shù)，現(xiàn)場總線簡單來說就是應(yīng)用在生產(chǎn)現(xiàn)場儀表儀器和控制設(shè)備之間進行網(wǎng)絡(luò)互連技術(shù)。通過將現(xiàn)場總線技術(shù)與DSC技術(shù)相結(jié)合應(yīng)用到大慶油田控制系統(tǒng)當(dāng)中。把現(xiàn)場總線的智能儀器表與DSC相連接，完善DSC的控制功能，通過軟件、硬件配合全面帶動電氣自動化技術(shù)的應(yīng)用。有三種結(jié)合方法分別是：現(xiàn)場總線設(shè)備作為I/O卡件在DSC、PLC中集成；現(xiàn)場總線在DSC/PLC網(wǎng)絡(luò)上集成，實現(xiàn)統(tǒng)一組態(tài)、監(jiān)控和管理；現(xiàn)場總線與DSC、PLC獨立工作，利用網(wǎng)關(guān)實現(xiàn)信息的互換和訪問。通過以上措施自動實現(xiàn)對設(shè)備遠距離控制、診斷故障、維修。而且現(xiàn)場總線是就地閉環(huán)控制，在這一基礎(chǔ)上又提高電氣自動化控制的可靠性，現(xiàn)場總線的信號傳輸采用信號數(shù)字化傳輸，增強信息傳輸?shù)木_度，在一定程度上節(jié)約對使用設(shè)備的投資。
2.2 電氣自動化技術(shù)中配電自動化技術(shù)的應(yīng)用
配電自動化技術(shù)是電氣自動化技術(shù)在油田企業(yè)中應(yīng)用的重要技術(shù)手段。它作為一個集成的系統(tǒng)，通過網(wǎng)絡(luò)技術(shù)和通信技術(shù)的結(jié)合應(yīng)用，實現(xiàn)對配電網(wǎng)的控制和協(xié)調(diào)，保證油田工作不受影響，能夠有效對故障區(qū)域進行隔斷，確保油田工作正常供電。常用的實現(xiàn)方式有三種，分別為：一種是柱上設(shè)備自動化技術(shù)，考慮重合器、分段器、故障檢測器之間的配合情況，發(fā)現(xiàn)故障及時隔離，恢復(fù)供電。二是，遙控遙測自動化控制，利用FTU與通信網(wǎng)絡(luò)、計算及系統(tǒng)的配合，實行遠方實時監(jiān)控，通過人工進行遙控和遙調(diào)、遙信，便于及時切換電網(wǎng)負荷。三是利用計算機輔助技術(shù)進行，主要通過FTU、計算機系統(tǒng)、通信網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)及其他的高級應(yīng)用軟件，實現(xiàn)配電自動化管理和人工智能。通過以上幾種方法來實現(xiàn)油田企業(yè)對配電網(wǎng)的電氣自動化控制。
2.3 電氣自動化監(jiān)控技術(shù)在油井中的運用
自噴井的實現(xiàn)電氣自動化監(jiān)控技術(shù)，要對自噴井的各種數(shù)據(jù)進行及時采取和收集。利用電動可調(diào)油嘴，在油井控制系統(tǒng)中，通過AI模擬信號，經(jīng)過自動控制系統(tǒng)傳到油井RTU，控制油田生產(chǎn)。其次是氣舉井電氣自動化監(jiān)控技術(shù)，信號通過RTU傳到油田操作站，通過專門的氣舉優(yōu)化軟件的計算，根據(jù)實際生產(chǎn)過程中要求的油田產(chǎn)量，發(fā)出相應(yīng)的命令，適時調(diào)整調(diào)油嘴和氣舉氣控閥的開度，來實現(xiàn)自動化控制。
2.4 信息技術(shù)在電氣自動化中的滲透
現(xiàn)代化的電氣自動化是信息化的電氣自動化技術(shù)，其滲透過程主要包括：對管理層面上的縱向滲透，由于油田企業(yè)要及時對生產(chǎn)過程中的數(shù)據(jù)信息進行收集、提取、分析。管理層面通過利用標(biāo)準化的瀏覽器對生產(chǎn)信息進行動態(tài)監(jiān)督和控制，保證石油企業(yè)的質(zhì)量和效率。其次是信息技術(shù)面向電氣自動化設(shè)備、系統(tǒng)橫向的擴展。使用微電子和微技術(shù)處理器，加強電氣自動化技術(shù)軟件結(jié)構(gòu)設(shè)置、增強通訊能力，利用傳感器、執(zhí)行器、控制器、儀表之間相互結(jié)合，促進企業(yè)生產(chǎn)。
3 電氣自動化技術(shù)在油田企業(yè)的應(yīng)用前景
伴隨著市場競爭的激烈，油田企業(yè)的電氣自動化面臨著嚴峻的考驗，要注重自主研發(fā)，使用現(xiàn)代分布式和開放式的信息方式促進油田企業(yè)的發(fā)展。
3.1 統(tǒng)一系統(tǒng)平臺管理 加強創(chuàng)新能力
油田企業(yè)電氣自動化應(yīng)用技術(shù)，要以技術(shù)創(chuàng)新為先導(dǎo)，加快實施國家關(guān)于重點電氣自動化技術(shù)創(chuàng)新項目的研究。利用統(tǒng)一的電氣自動化系統(tǒng)平臺來支持項目的設(shè)計、實施和測試，根據(jù)具體的項目特點將運行代碼下載到硬盤PLC、和WINDOWS NT 或者CE控制系統(tǒng)當(dāng)中，實現(xiàn)設(shè)備與網(wǎng)絡(luò)技術(shù)的結(jié)合，實現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)自動化監(jiān)控，將系統(tǒng)遙側(cè)量和遙控量實行統(tǒng)一的監(jiān)控，減少設(shè)計時間，便于維護操作。
3.2 加強系統(tǒng)結(jié)構(gòu)通用化，實現(xiàn)總線的監(jiān)控
對電氣自動化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)進行通用化設(shè)計，對油田企業(yè)的發(fā)展至關(guān)重要，保證計算機監(jiān)督系統(tǒng)、企業(yè)管理系統(tǒng)、現(xiàn)場控制設(shè)備之間信息傳輸暢通無阻，加強信息傳播準確及時。對于企業(yè)管理層而言通過網(wǎng)絡(luò)運行系統(tǒng)實現(xiàn)對現(xiàn)場設(shè)備的實施操控，對現(xiàn)場設(shè)備的各種連線實行總線監(jiān)控，降低安裝費用、節(jié)省材料，加強信息的可信度，為電氣自動化技術(shù)在油田企業(yè)的運行提供保障。
3.3 通用網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，實現(xiàn)油田電氣自動化技術(shù)快速發(fā)展
隨著網(wǎng)絡(luò)技術(shù)在油田企業(yè)中的應(yīng)用，怎樣提高信息的處理能力，保證油田企業(yè)各部門之間實現(xiàn)有效的數(shù)據(jù)通訊傳輸，做好調(diào)解工作，促進油田企業(yè)發(fā)展至關(guān)重要。所以要加強網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)在油田企業(yè)中的運用，使整個油田企業(yè)發(fā)展多處嚴密的監(jiān)控和管理之中，提高油田生產(chǎn)安全化，進行產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級，深化體制改革，提高油田企業(yè)市場競爭力，從而實現(xiàn)快速發(fā)展。
3.4 建立具有先進電氣自動化技術(shù)的人員隊伍
為了加強石油企業(yè)電氣自動化技術(shù)的應(yīng)用，建立強大的技術(shù)人員隊伍是關(guān)鍵。技術(shù)人員是促進企業(yè)生產(chǎn)和發(fā)展的主要依靠力量?，F(xiàn)今專業(yè)的電氣自動化技術(shù)人員應(yīng)該同時具有關(guān)于電工與電子操作技術(shù)、控制理論技術(shù)、對儀表檢測技術(shù)、對信息系統(tǒng)處理技術(shù)、計算機應(yīng)用和網(wǎng)絡(luò)技術(shù)等專業(yè)知識。對技術(shù)人員隊伍進行適當(dāng)?shù)呐嘤?xùn)，培養(yǎng)技術(shù)人員對電力電氣控制、設(shè)備和儀表檢測系統(tǒng)分析、檢測、科研開發(fā)的能力。形成強大先進的電氣自動化技術(shù)操作人員，為石油企業(yè)的發(fā)展奠定人才基礎(chǔ)。
4 結(jié)束語
伴隨著電氣自動化在油田企業(yè)的廣泛應(yīng)用，不僅極大促進了油田企業(yè)的發(fā)展，降低了人工勞動力度，保證企業(yè)生產(chǎn)，信息的傳輸真實有效，提高市場競爭力。所以油田企業(yè)生產(chǎn)要不斷加強對電氣自動化應(yīng)用技術(shù)，提高自主研發(fā)能力，為電氣自動化發(fā)揮更大的作用，做努力，為我國國民經(jīng)濟的發(fā)展做更大的貢獻。
參考文獻：
[1]揭福衢，淺論電氣自動化在油田化工中的應(yīng)用[J].科技創(chuàng)新導(dǎo)報，2010（24）.
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關(guān)鍵詞：油田 化學(xué)助劑 檢測方法
油田的化學(xué)檢測為我國油田化學(xué)劑產(chǎn)品質(zhì)量的提高和保證提供了有力的技術(shù)支持。其中，化學(xué)助劑的檢測方法影響著數(shù)據(jù)的準確性及現(xiàn)場使用效果。它是無機化學(xué)、有機化學(xué)、物理化學(xué)、高分子化學(xué)、膠體化學(xué)、化工原理……等化學(xué)、化工學(xué)科與地質(zhì)、巖礦、流體力學(xué)、滲流力學(xué)、巖石力學(xué)……等學(xué)科在鉆井、采油、油藏、儲運各學(xué)科上的交叉而產(chǎn)生的一個新興綜合應(yīng)用型學(xué)科。是各類化學(xué)、化工學(xué)科對鉆井、采油、油藏、儲運等學(xué)科（石油工程）的“橫斷”而產(chǎn)生的新的學(xué)科。本文就圍繞著油田化學(xué)助劑的檢測方法來談?wù)劰P者的幾點看法。
一、油田化學(xué)助劑研究的主要特點
微觀與宏觀相結(jié)合；理論研究與應(yīng)用相結(jié)合；室內(nèi)研究、實驗、評價與現(xiàn)場工程技術(shù)相結(jié)合。石油工程原理與化學(xué)等其它相關(guān)學(xué)料相結(jié)合；并以對相關(guān)學(xué)料知識及其新進展的綜合應(yīng)用為其發(fā)展的主要動力。其基本內(nèi)容是為完成油田開發(fā)、生產(chǎn)過程的需要而使用的專用工作流體，它是加有各種專用化學(xué)劑（油田化學(xué)劑）的溶液或多相分散體系。如：井筒工作液：泥漿、水泥漿、完井液、射孔液、壓井液、修井液……再如，地層工作液：壓裂液、酸化液、提高采收率各種注入液體：注入水、聚合物驅(qū)替液、復(fù)合驅(qū)替液。
油井工作液分為油基、水基、氣基三類：油基工作液是以油為分散介質(zhì)（溶劑）其它組分為分散相（溶質(zhì)）組成的油基分散體系（溶液）。水基工作液是以水為分散介質(zhì)（溶劑）其它組分為分散相（溶質(zhì)）組成的水基分散體系（溶液）。氣基工作液是以氣為分散介質(zhì)（溶劑）其它組分為分散相質(zhì)）組成的氣基分散體其中水基工作液用得最為廣泛，而近年來氣基工作液和油基工作液也日漸增多。
二、油田化學(xué)助劑檢測研究方法
1.油田化學(xué)助劑檢測研究現(xiàn)狀
目前我國油田化學(xué)劑及其應(yīng)用技術(shù)與國外有一定差距，但差距并不大。國內(nèi)外復(fù)雜油氣藏勘探開發(fā)急需具有“革命性”“突破性”的新型油田化學(xué)劑，來解決油氣勘探開發(fā)久而未決的重大技術(shù)難題，促進復(fù)雜油氣藏勘探開發(fā)技術(shù)的發(fā)展。而我國油田化學(xué)劑的研發(fā)遠遠不能滿足這種需要。
油田化學(xué)劑種類很多（鉆井液、完井液；一次采油、二次采油、三次采油；集輸、水處理、管道防腐等16類），各自的研究方法不完全相同，且多屬于石油工程不同專業(yè)的人員在進行。國內(nèi)己有的品種繁多，且不斷出現(xiàn)，但難有大的突破。己有大量化學(xué)化工的研究力量進入油田化學(xué)劑的研究領(lǐng)域，成為油田化學(xué)劑研究的重要力量，使油田化學(xué)劑的研發(fā)有了質(zhì)的提高，但是至今仍未重大發(fā)展和突破。
2.油田化學(xué)助劑檢測研究方法探討
油田化學(xué)劑研究不能很好滿足石油勘探開發(fā)發(fā)展的急切需要的根本原因。油田應(yīng)用工程與化學(xué)未能很好結(jié)合，至使各種油田化學(xué)工作液的作用機理與油田化學(xué)工作液性能要求及其與油田化學(xué)劑劑分子結(jié)構(gòu)的關(guān)系不很清礎(chǔ)。使我們不知道應(yīng)該研究什么分子結(jié)構(gòu)的化學(xué)劑.這屬于油田應(yīng)用化學(xué)這個交叉學(xué)科自身的理論問題。（缺乏研發(fā)的理論依據(jù)）而油田應(yīng)用化學(xué)理論的發(fā)展必須吸收、綜合應(yīng)用其它學(xué)科的知識及相關(guān)技術(shù)的最新進展才有可能。
三、油田化學(xué)助劑的用途研究
在油田中常會出現(xiàn)油層結(jié)垢、侵蝕、黏結(jié)等現(xiàn)象，用來處理這些水質(zhì)及水穩(wěn)定問題的化學(xué)助劑主要有阻垢劑、驅(qū)油劑、絮凝劑、殺菌劑、破乳劑、防蠟劑以及緩蝕劑等，并且這些化學(xué)助劑在綜合使用過程中存在著較好的配伍協(xié)調(diào)作用。
在油田助劑的復(fù)配體系中，各類助劑常根據(jù)其性能作用與實際需要來進行配伍性試驗。對于結(jié)垢性問題，主要源于注水使得油層損害，極易影響采油井的各項性能以及油田開發(fā)效果；其配伍性試驗主要與注入水、地層水有關(guān)，同時需要結(jié)垢趨勢預(yù)測進行試驗效果對比分析相關(guān)結(jié)垢物的結(jié)垢穩(wěn)定指數(shù)與溶解度，從而預(yù)防油層的結(jié)構(gòu)問題。驅(qū)油劑的應(yīng)用主要是為了降低油層的粘性，加強油層的流動性，以提高原油的采收率；其主要的作用機理是優(yōu)選分子沉積膜劑與聚合物進行配伍性試驗，在對選定的復(fù)配體系進行穩(wěn)定性試驗（水穩(wěn)定、熱穩(wěn)定等），最后采用物理模擬實驗檢測試驗效果。絮凝劑主要分為有機、無機和復(fù)合等類型，在進行配伍性試驗前需要測定其性能以方便配伍后的性能評價，常與阻垢劑、破乳劑、防蠟劑、緩蝕劑等進行配伍性試驗。下面我們通過具體的實驗來分析各項化學(xué)助劑間的配伍性協(xié)作關(guān)系及相互影響。 油田化學(xué)助劑配伍性試驗。本配伍性試驗主要通過配方研究、性能測試、穩(wěn)定試驗以及定性定量分析測定各項化學(xué)助劑間的配伍性協(xié)作關(guān)系。為了方便后期評價，要首先規(guī)定各類化學(xué)助劑的性能評價標(biāo)準現(xiàn)行的國家統(tǒng)一的化學(xué)助劑性能評價方法。
四、油田化學(xué)助劑檢測與配伍性試驗研究
實驗中我們需先選定試驗油層，提取適量的試樣。再將各類助劑按類型和型號進行分類，在油田中，我們通過實際情況了解到該污水中存在著綜合性水質(zhì)的問題，所以依據(jù)水質(zhì)的基本情況進行助劑篩選，并根據(jù)其有效作用成份和用量的改變進行性能測試分析。在進行配伍性試驗前的性能測定實驗也是比較重要的環(huán)節(jié)，綜合性能測定的方法，熱穩(wěn)定試驗也即溫度性能測試，水質(zhì)穩(wěn)定試驗則要根據(jù)化學(xué)助劑的不同作用進行具體分析，結(jié)構(gòu)試驗比較特殊需測定飽和度、溶解度和穩(wěn)定指數(shù)。在選用不同的實際進行定量定性分析從而選出對應(yīng)最優(yōu)的化學(xué)助劑。
配伍性試驗常采用目標(biāo)配伍，即先選出目標(biāo)助劑，在比較不同濃度下的其他化學(xué)助劑的影響。這里以油田水質(zhì)處理系統(tǒng)的化學(xué)助劑為例，分別比較其他化學(xué)試劑對目標(biāo)助劑的影響。
為在保證緩蝕率、殺菌率、絮凝率、阻垢率以及防蠟、破乳與驅(qū)油效果均達到標(biāo)準要求，并在此前提下實現(xiàn)最低助劑投加量，我們還可以利用正交試驗法設(shè)計不同助劑在不同濃度的組條件試驗。助劑經(jīng)正交優(yōu)化后，在與之前的實驗對比發(fā)現(xiàn)通過助劑的配伍優(yōu)化，不僅保證了水處理效果，還降低了助劑費用和處理成本。 現(xiàn)場試驗研究。根據(jù)上述配伍性試驗，在水質(zhì)要求較為嚴格的油田區(qū)域，如塔河采油一廠碎屑巖注水，進行現(xiàn)場水處理試驗，并按照上述的操作流程進行助劑配方，通過實驗發(fā)現(xiàn)優(yōu)化助劑使用前后出水水質(zhì)數(shù)據(jù)有明顯變化，不僅水質(zhì)達到了注入水水質(zhì)標(biāo)準要求而且工藝也有所優(yōu)化，水處理助劑費也明顯降低。
五、結(jié)束語
綜上所談，筆者圍繞著油田化學(xué)助劑的檢測方法談了個人的幾點看法?？傊?，化學(xué)助劑的檢測方法正確與否，關(guān)系到化學(xué)助劑檢測質(zhì)量的高低，影響著化學(xué)助劑的使用效果。希望本文的論述能為這一問題的解決提供些許幫助作用。
參考文獻
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關(guān)鍵詞：塑料復(fù)合管；油田；應(yīng)用
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.11.081
1 前言
在油田管道輸送介質(zhì)過程中普遍存在著磨損、腐蝕、結(jié)蠟等一系列問題，這些問題的存在也直接影響著管道的使用壽命。根據(jù)資料統(tǒng)計，項目所在某油田每年因腐蝕問題報廢的管線多達數(shù)千米，每年投入的更換管道和維修管道資金多達數(shù)百萬元，雖然在管道敷設(shè)和使用過程中考慮了管道內(nèi)壁涂層、陰極保護以及在管道中添加化學(xué)藥劑緩蝕等防腐辦法，也僅是收到了一定的效果。為適應(yīng)油田地面建設(shè)發(fā)展的需要，具有良好防腐性能的非金屬管道越來越受到青睞和應(yīng)用，但在應(yīng)用過程中發(fā)現(xiàn)一些問題，如玻璃鋼管等非金屬管道防腐性能優(yōu)異，但抗外力性較差，易受到外力破壞，其使用環(huán)境和條件受到嚴重制約和限制。
針對油田集輸、供注水管道存在著的種種問題，一些油田服務(wù)企業(yè)開發(fā)出連續(xù)增強塑料復(fù)合管，可廣泛應(yīng)用于陸地油田、海上油田、城市管網(wǎng)、化工及建筑等領(lǐng)域，適用于陸地油田用連續(xù)增強塑料復(fù)合管，淺海連續(xù)柔性管，聚乙烯（PE）城市燃氣、給水管道，化工、建筑用給水、供熱聚丙烯（PP-R）管道等，在油田地面建設(shè)中油氣集輸系統(tǒng)、供注水系統(tǒng)應(yīng)用前景良好。
2 連續(xù)增強塑料復(fù)合管工藝技術(shù)
連續(xù)增強塑料復(fù)合管為三層結(jié)構(gòu)：內(nèi)管、外管采用聚乙烯（HDPE）或交聯(lián)聚乙烯（PEX）、中間層為鋼帶交錯纏繞的加強承壓層，鋼帶采用涂漆碳鋼帶，纏繞層數(shù)根據(jù)壓力計算確定。管道設(shè)計最高工作壓力：32MPa、工作溫度在90℃以內(nèi)。
在質(zhì)量方面，項目部所選用的連續(xù)增強塑料復(fù)合管通過了ISO9001質(zhì)量體系認證，其特種設(shè)備（壓力管道）主線從國外引進，實驗室設(shè)備齊全，可進行原料密度檢測、原料水分檢測、纖維拉伸試驗、增強帶拉伸試驗、管道拉伸試驗、彎曲試驗、靜壓試驗、爆破試驗等各種試驗。同時，在產(chǎn)品檢測中心配備有完善的檢測、試驗設(shè)備，產(chǎn)品檢驗和檢測活動貫穿整個生產(chǎn)制造、產(chǎn)品出廠、售后服務(wù)、技術(shù)支持等全過程。
在管道連接方面，連續(xù)增強塑料復(fù)合管采取的連接形式主要有法蘭連接、焊接以及絲扣連接三種，可供施工時自由選擇應(yīng)用何種連接方式。
3 連續(xù)增強塑料復(fù)合管技術(shù)特性
3.1 施工方面
連續(xù)增強塑料復(fù)合與常規(guī)無縫鋼管道相比具有如下特性
（1）連續(xù)增強型塑料復(fù)合管單根長度可根據(jù)現(xiàn)場要求來確定管體的長度，單根 200米以上。施工方便，安裝費用低。
（2）施工連接方式主要采用法蘭、焊接或螺紋連接，可根據(jù)不同的現(xiàn)場需求選擇不同的連接方式。連接多樣，連接方便。
（3）與其它管線施工比較，施工工藝相對簡單、接頭少、拐彎處可不用彎頭連接（彎曲半徑750-1900mm），能夠有效地縮短施工周期。
（4）施工時需要管線生產(chǎn)商提供接頭專用設(shè)備（接頭扣壓機）和管道端點連接鋼碰頭。
3.2 綜合對比情況
連續(xù)增強型塑料復(fù)合管與目前在用的玻璃鋼管、玻璃內(nèi)襯鋼管等兩種產(chǎn)品的基本對比情況如表1。
4 現(xiàn)場應(yīng)用情況
由于項目所在油田含有三大油區(qū)，其中兩大油區(qū)地勢崎嶇，千溝萬壑，采用傳統(tǒng)的無縫鋼管進行施工作業(yè)極為困難，作業(yè)周期也較長。因此，經(jīng)過調(diào)研，連續(xù)增強型塑料復(fù)合管在2013年以來陸續(xù)在項目所在油田的集油管網(wǎng)中引入，與無縫鋼管同時投入油氣集輸管道施工應(yīng)用。先后應(yīng)用于項目所在油田地面條件最為困難的兩大油區(qū)，主要應(yīng)用DN100～DN150管道規(guī)格，相對于無縫鋼管在地勢起伏的溝壑地區(qū)的施工不便，連續(xù)增強型塑料復(fù)合管較好的解決施工困難的問題并同時減少了一定的作業(yè)周期。通過現(xiàn)場回訪和調(diào)查，各條集油管道投產(chǎn)后運行效果良好，均取得了良好的經(jīng)濟效益和社會效益。
自進入21世紀以來，隨著科學(xué)技術(shù)的不斷發(fā)展，新能源的開發(fā)與利用也得到了快速的發(fā)展，但由于受到各種條件的限制，現(xiàn)階段新能源仍無法完全取代石油、天然氣的作用，因此，采油行業(yè)在我國仍有著非常大的發(fā)展前景。本篇論文主要分析并探討了采油工程技術(shù)的發(fā)展及其展望。
關(guān)鍵詞：
采油；工程技術(shù)；發(fā)展現(xiàn)狀；展望
隨著社會經(jīng)濟的不斷發(fā)展，人們的生活水平、生活質(zhì)量的不斷提高，對石油能源的需求量正在不斷上升，我國石油行業(yè)得到了不斷的發(fā)展。采油技術(shù)經(jīng)過近幾年的不斷發(fā)展，化學(xué)驅(qū)油、注水開發(fā)技術(shù)得到了開發(fā)與應(yīng)用，從而在一定程度上使原油采收率、油井產(chǎn)量得到了提升，但是現(xiàn)階段還是比較低。因此，在油田的開發(fā)過程中，采油工程技術(shù)的發(fā)展以及應(yīng)用非常重要。
1采油工程技術(shù)的發(fā)展
自進入21世紀以來，科學(xué)技術(shù)得到了不斷的發(fā)展與進步，我國石油行業(yè)的采油工程技術(shù)經(jīng)過不斷研究與實驗實踐，也得到了不斷發(fā)展。在進行發(fā)展的過程中，采油工程技術(shù)主要包括三個發(fā)展階段，即分層采油技術(shù)的發(fā)展、采油工程技術(shù)的突破性發(fā)展以及采油工程體制的完善。
1.1分層采油技術(shù)的發(fā)展階段
上世紀50到70年代，經(jīng)過多方面的長期探索與實踐，我國分層采油技術(shù)得到了有效的發(fā)展，主要成果包括實現(xiàn)了油田堵水、油田防砂等試驗。分層采油技術(shù)的有效發(fā)展階段主要包括以下四個方面：第一，分層采油，指的是有效地利用低滲透層潛力，分采自噴井，分層采油主要包括高壓單管封隔器、油套管分采工藝、雙管分采工藝。第二，分層測試，主要是對有桿泵抽油井實施環(huán)空測試以及對注水井的注入剖面、自噴采油井的產(chǎn)出剖面實施分層測試，第三，分層管理，通過在平面調(diào)整中實施注水結(jié)構(gòu)，使注采系統(tǒng)得到完善，工程生產(chǎn)能力、細分注水能力得到提高，從而實現(xiàn)結(jié)構(gòu)調(diào)整以及控液穩(wěn)產(chǎn)的效果。第四，分層研究，以吸水刨面、產(chǎn)出剖面、密閉取心等資料為根據(jù)，結(jié)合油水井并進行改造，分析剩油分布情況、開發(fā)狀態(tài)與油層動用情況，在油田的生產(chǎn)過程中掌握主動權(quán)。
1.2采油工程技術(shù)的突破性發(fā)展
上世紀70到90年代，我國采油工程技術(shù)得到了突破性發(fā)展，適合多種油藏類型、滿足不同場地需要的采油工程技術(shù)得到開發(fā)與應(yīng)用。主要有：首先，氣頂砂巖采油技術(shù)，此種技術(shù)在大慶喇嘛甸油田的開采過程中得到了應(yīng)用，并取得了良好的效果。其配套技術(shù)主要包括保障最優(yōu)射孔井段、水錐與氣錐保持穩(wěn)定等。其次，稠油熱力采油技術(shù)，上世紀80年代，在我國的許多油田中，稠油熱力采油技術(shù)進行了大規(guī)模的實驗以及應(yīng)用，在克拉瑪依、勝利等油田中完成了技術(shù)攻關(guān)。再次，潛山油藏開采技術(shù)，任丘油田中的一種典型油藏及時潛山油藏，與砂巖油藏不同的是，潛山油藏存在著是否適合開采、其大多數(shù)油氣是否存在于孔隙、裂縫之中等問題。開采潛山油藏需要耐高溫、大排量電潛泵技術(shù)以及完成裸眼測試。最后，斷塊采油技術(shù)，由于其油藏形狀、油藏大小具有不確定性以及斷層相互分割使油藏成為一個獨立的單元等因素，在斷塊油藏的開采過程中，必須要采取滾動勘探的方法進行注水、油層改造，才能保證產(chǎn)油效率及產(chǎn)油數(shù)量。
1.3采油工程體制的完善
在采油工程技術(shù)進行不斷發(fā)展的過程中，采油行業(yè)的采油工程體制進行了不斷地發(fā)展以及完善，體現(xiàn)在以下幾個方面：第一，蒸汽吞吐接替的發(fā)展，能夠扭轉(zhuǎn)稠油開采過程中的被動局面。第二，在采油過程中采取中長期發(fā)展規(guī)劃，可以處理好近期應(yīng)用技術(shù)以及基礎(chǔ)研究之間的關(guān)系，及時地、有效地解決出現(xiàn)的問題，并對采油技術(shù)進行改進。第三，采用簡化地面流程、加強注水等采油工程技術(shù)對低滲透油田進行開發(fā)，可以使單井產(chǎn)量得到有效提高，實現(xiàn)利益的最大化。
2采油工程技術(shù)的展望
2.1對采油工程進行全面了解
第一，應(yīng)對石油開采過程的規(guī)律性有一個全面的了解，對以此為根據(jù)采取相應(yīng)的采油工程技術(shù)。第二，在采油過程中，采取人工補充能量、保持地層壓力的采油措施，能夠在很大程度上延長穩(wěn)產(chǎn)期，實現(xiàn)采油效果的有效提高。第三，應(yīng)國際項目加強合作，了解在采油技術(shù)方面國際上的最新發(fā)展趨勢，并進行研究借鑒，使我國的采油工程技術(shù)得到發(fā)展。
2.2加強對專業(yè)人才的培養(yǎng)
采油工程技術(shù)的有效發(fā)展，離不開一支具有高技術(shù)水平、高操作技能的技術(shù)隊伍。因此，采油企業(yè)應(yīng)加強對專業(yè)人才的培養(yǎng)，組建專業(yè)團隊，充分發(fā)揮其自身的組織能力、管理能力，深入挖掘人才潛力，從而實現(xiàn)整體隊伍專業(yè)素質(zhì)的提高，有助于采油工程實現(xiàn)效益的最大化。
2.3合理應(yīng)用先進技術(shù)
應(yīng)在采油工程合理應(yīng)用先進技術(shù)，例如納米技術(shù)、微生物技術(shù)等，從而使采油工程技術(shù)得到進一步的發(fā)展與完善。第一，納米技術(shù)，目前納米采油工程技術(shù)在我國處于起步階段，MD膜驅(qū)油技術(shù)正在應(yīng)用。第二，微生物技術(shù)，微生物采油技術(shù)是正在進行發(fā)展的三采技術(shù)，在含水高的油田、枯竭老油田中具有比較強的活力。
3結(jié)語
綜上所述，隨著人們對能源需求量的不斷提升，我國正在面臨著是由能源短缺問題，在油藏開采過程中合理利用采油工程技術(shù)，能夠使原油采收率、油井產(chǎn)量得到有效的提升。
作者：劉堯 單位：冷家油田開發(fā)公司
參考文獻：
[1]楊曉梅,龐波,王利霞.探討石油工程采油技術(shù)的現(xiàn)狀及對未來的展望[J].石化技術(shù),2015,01:74+95.
論文關(guān)鍵詞：CCS(CO2捕集與埋存)，技術(shù)現(xiàn)狀，應(yīng)對策略，戰(zhàn)略區(qū)域
引 言
溫室氣體減排已成為國際社會關(guān)注熱點。2009年12月哥本哈根會議的焦點是全球氣候變化與應(yīng)對。在哥本哈根會議上，192個國家的代表達成共識，碳捕集與埋存技術(shù)有助于減少溫室氣體排放和控制全球氣候變暖。中國將溫室氣體減排納入了國家中長期發(fā)展規(guī)劃，2009年12月中國政府向世界做出到2020年單位國民生產(chǎn)總值CO2排放比2005年下降40-45%的承諾。
CCS技術(shù)是世界各國研究的熱點[1、2、3]，也是世界各國公認的支撐溫室氣體減排策略的主要技術(shù)。如何低成本的捕集CO2并有效利用CO2是CCS技術(shù)的核心。在中國現(xiàn)行的能源結(jié)構(gòu)中，石油是僅次于煤炭的第二大能源。根據(jù)國家能源局《中國能源發(fā)展報告2009》，2009年中國的原油產(chǎn)量為1.89億噸，原油凈進口量為1.99億噸，原油的對外依賴度為51.3%。保障國民經(jīng)濟較快增長所需的油氣安全供給已成為中國社會和國民經(jīng)濟可持續(xù)發(fā)展的重大戰(zhàn)略問題。發(fā)展和推進CO2的捕集、埋存與大幅度提高石油采收率相結(jié)合的技術(shù)是目前中國主動應(yīng)對氣候變化的有效方法之一[4]。
1 國際CCS發(fā)展現(xiàn)狀
近十年來，在政府間氣候變化專門委員會、（IPCC）國際能源署（IEA）等國際組織的發(fā)起和協(xié)調(diào)下，圍繞CCS技術(shù)研發(fā)和實踐的活動非?；钴S。很多國家都成立了專門的研究機構(gòu)。美國、歐盟各國、日本等國相繼開展了CO2地下埋存的試驗工作，制定了本國的CCS技術(shù)發(fā)展路線圖。
目前全球正在運行三個工業(yè)規(guī)模的CCS示范項目，分別是北海Sleipner鹽水層埋存CO2項目[5]、北美Weyburn油田CO2驅(qū)油與埋存項目[6、7]以及非洲In Salah氣藏底水埋存CO2項目[8]。Sleipner項目于1996年投入運行，建有世界上第一個工業(yè)級的（從天然氣中）捕集CO2的設(shè)施，年埋存CO2100萬噸戰(zhàn)略區(qū)域，主要示范海底鹽水層安全埋存CO2技術(shù)。Weyburn項目始于2000年，通過320公里管線將美國北達科他州Beulah煤氣化廠副產(chǎn)的CO2輸送到Weyburn油田，用于提高油田采收率，年注入CO2150萬噸，主要示范CO2驅(qū)油與埋存技術(shù)。2004年In Salah項目開始將從天然氣中分離的CO2注入氣藏底水中埋存，年注入量120萬噸，主要示范陸地鹽水層安全埋存CO2技術(shù)。
美國在CO2驅(qū)油方面具有四十多年的實踐，擁有成熟的技術(shù)[9]。因此，在從CO2-EOR技術(shù)轉(zhuǎn)向CCS-EOR技術(shù)的研發(fā)方面進展較快論文格式。目前已開展了25個地下構(gòu)造注入CO2、儲存與監(jiān)測的現(xiàn)場試驗。世界上已有10個以上國家已經(jīng)開展和正在開展鹽水層埋存CO2或油藏CO2驅(qū)油與埋存的現(xiàn)場存試驗[10、11、12、13、14]。國際社會在有關(guān)CCS主體技術(shù)的研發(fā)已進入實質(zhì)性試驗階段。中國面臨著來自國際社會的壓力。
2中國在CCS方面的實踐與發(fā)展現(xiàn)狀
中國政府積極推動CCS技術(shù)的發(fā)展[15、16、17]。自1988年IPCC成立以來，中國一直積極參與IPCC的會議和活動。中國氣象局作為國內(nèi)IPCC活動的牽頭部門，組團參加了IPCC歷次全會和主席團會議，闡述中國關(guān)于氣候變化科學(xué)評估的基本立場，在重大問題上反映中國政府的意見和建議；同時，在IPCC評估報告中反映中國科學(xué)界的相關(guān)科研成果。自2000年以來，中國政府先后出臺和了包括《中國應(yīng)對氣候變化國家方案》在內(nèi)的一系列文件和政策法規(guī)，向國際社會闡釋了中國政府積極應(yīng)對氣候變化的政策，以及中國政府努力推動和發(fā)展CCS技術(shù)的決心。
自2000年以來，中國政府在國家自然科學(xué)基金、國家重大基礎(chǔ)研究計劃（973）、國家高技術(shù)計劃（863）和國家科技重大專項等國家層面上設(shè)立了多個CCS技術(shù)研發(fā)的重點項目和課題，并取得了顯著的進展。在國家政策的引導(dǎo)下，國企、民企、科研院所、高校等積極參與和自主開展CCS領(lǐng)域的應(yīng)用基礎(chǔ)和應(yīng)用技術(shù)的研究和實踐活動。
2006年中國石油在吉林油田開展了中國第一個規(guī)?；腃CS-EOR試驗項目。該項目將天然氣所含CO2分離并注入油藏提高石油采收率，同時進行CO2的地質(zhì)埋存，實現(xiàn)CO2零排放條件下的CO2利用與埋存的雙贏。目前已轉(zhuǎn)入工業(yè)擴大試驗。
基于2004年“綠色煤電” 發(fā)展計劃，華能集團于2008年建成了中國首個燃煤電廠CO2捕集示范工程－華能北京熱電廠年捕集3000噸CO2示范工程；2009年底建成了上海石洞口第二電廠年捕集10萬噸CO2示范工程。神華集團于2010年啟動了中國首個CO2捕集與地質(zhì)封存全流程（CCS）示范項目建設(shè)。
與國外相比，中國在CCS技術(shù)方面的研究起步較晚。經(jīng)過近10年的研究，認識和掌握了關(guān)鍵技術(shù)。在工程實踐方面，雖然規(guī)模較小，但認清了技術(shù)瓶徑，具備了工業(yè)化發(fā)展的技術(shù)基礎(chǔ)。
3石油行業(yè)在CCS方面的優(yōu)勢和挑戰(zhàn)
石油行業(yè)在CCS方面的最大優(yōu)勢是在將CO2驅(qū)油與CO2埋存相結(jié)合[18]，可以實現(xiàn)社會效益與經(jīng)濟效益的雙贏。2006年中國石油在吉林油田開展的CCS-EOR試驗項目已經(jīng)初步證實了這一優(yōu)勢。
CO2驅(qū)油技術(shù)是以CO2為驅(qū)油劑，利用其與原油混相、降低原油粘度和使原油體積膨脹等特性提高原油采收率的技術(shù)。在CO2驅(qū)油過程中戰(zhàn)略區(qū)域，將有一部分CO2替換原油而滯留地下以及通過吸附于地層巖石和溶解于地層流體而滯留地下，實現(xiàn)埋存。CO2驅(qū)油過程中產(chǎn)出的伴生CO2氣體，可經(jīng)過分離（或直接）回注到油層循環(huán)利用，實現(xiàn)CO2驅(qū)油和埋存的雙重目標(biāo)，因此石油工業(yè)在CCS方面具有獨特的優(yōu)勢。
中國的石油行業(yè)自上個世紀后期開始系統(tǒng)地進行CO2驅(qū)油與CO2地質(zhì)埋存的研究。從目前的理論研究成果和現(xiàn)場試驗效果看，無論在高含水后期油藏提高原油采收率，還是在特/低滲透油藏開發(fā)中建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)并大幅度提高單井產(chǎn)量方面，均表現(xiàn)出顯著的效果，預(yù)示著提高石油采收率主體技術(shù)的發(fā)展和進步。其意義在于不同于國外海相沉積儲層的中國陸相沉積儲層，在化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)廣泛應(yīng)用過程中儲備了新的氣驅(qū)提高采收率的技術(shù)。中國石油在吉林油田開展的CCS-EOR先導(dǎo)試驗，凸顯了CO2驅(qū)油技術(shù)在開發(fā)低滲透油藏的三大技術(shù)優(yōu)勢。
第一，CO2作為驅(qū)油劑可以在低滲透油藏建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)。水驅(qū)開發(fā)低滲透油田最大的難點是補充能量困難，不能建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)。而CO2驅(qū)可以在相對較大的井距下，持續(xù)建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)，現(xiàn)場動態(tài)表明，CO2的注入能力是注水的3～4倍，且能保持穩(wěn)定。同時，CO2驅(qū)具有比水驅(qū)小的井網(wǎng)密度和更高的產(chǎn)量，在經(jīng)濟上更具優(yōu)勢。
第二，CO2驅(qū)可緩解由于供液供能不足造成的低滲透油藏中高含水階段產(chǎn)量快速遞減問題。國內(nèi)部分低滲透油藏具有原始含油飽和度低（不到45%）的特點。油田投產(chǎn)即含水（含水率在40%左右）?，F(xiàn)場動態(tài)表明，經(jīng)過短時間注入CO2后，就會出現(xiàn)油井產(chǎn)油量上升和含水率下降的開發(fā)階段，上升幅度為50~120%、下降幅度為30~60%。國內(nèi)低滲透油藏開發(fā)中存在的另一個問題是在水驅(qū)開發(fā)的中高含水階段，油田整體出現(xiàn)產(chǎn)液、產(chǎn)油和供液能力下降，依靠注水提液技術(shù)難以維持產(chǎn)量穩(wěn)定。對于這類油藏，注CO2可以緩解因供液供能不足引起的開發(fā)產(chǎn)量快速下降的趨勢。
第三，實施CO2驅(qū)油技術(shù)可減少低滲透油田的壓裂投資，更具經(jīng)濟性。國內(nèi)多數(shù)低滲透油田基本沒有自然產(chǎn)能，需要通過壓裂改造才能實現(xiàn)工業(yè)性開發(fā)[19]論文格式。吉林油田CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗中嘗試了不進行儲層壓裂直接投產(chǎn)方式，取得了明顯的效果戰(zhàn)略區(qū)域，根據(jù)對典型低滲透油田水驅(qū)壓裂井與CO2驅(qū)不壓裂井的產(chǎn)量對比統(tǒng)計， CO2驅(qū)不壓裂油井的產(chǎn)量一直是水驅(qū)壓裂油井的產(chǎn)量的1~1.9倍，并且由于不進行壓裂，降低了運行成本，獲得較好的經(jīng)濟效益。
國內(nèi)低滲透石油資源占總資源量的一半以上。鑒于CO2驅(qū)技術(shù)在開發(fā)低滲透油藏方面的優(yōu)勢，應(yīng)用CO2驅(qū)技術(shù)開發(fā)邊際油藏將是今后一段時期國內(nèi)石油行業(yè)的主要發(fā)展方向之一。與國際前沿水平相比，中國的石油行業(yè)在CCS-EOR方面還面臨兩大技術(shù)挑戰(zhàn)。
第一，CO2驅(qū)大幅度提高石油采收率技術(shù)。根據(jù)目前國內(nèi)外的共識，CO2混相驅(qū)提高石油采收率的幅度在10-15%，CO2非混相驅(qū)提高石油采收率的幅度在8-12%。與國際上的應(yīng)用對象不同，中國主要應(yīng)用CO2驅(qū)油技術(shù)開發(fā)難動用儲量和提高水驅(qū)后油藏的采收率。由于國內(nèi)陸相沉積原油的含蠟、含膠質(zhì)、瀝青質(zhì)量高以及凝固點高等特點，中國東部許多油田難以達到CO2混相驅(qū)條件。因此，通過擴大波及體積、改善混相條件、增加注入量等手段把CO2驅(qū)提高的采收率增加到15%左右，是東部地區(qū)油田CO2驅(qū)大幅度提高采收率的主要技術(shù)挑戰(zhàn)。西部地區(qū)是中國發(fā)現(xiàn)新儲量、產(chǎn)量接替的地區(qū)，需要針對西部大量低滲/特低滲油田的特點，逐步開展提高動用率和混相驅(qū)大幅度提高采收率的應(yīng)用基礎(chǔ)和應(yīng)用技術(shù)研究。
第二，地下埋存CO2的能源轉(zhuǎn)化技術(shù)。上世紀末日本、美國等提出能源轉(zhuǎn)化的思路。例如，利用自然界的產(chǎn)甲烷菌，通過生物學(xué)、化學(xué)和地球物理學(xué)等學(xué)科的交叉，建立微生物或生物反應(yīng)系統(tǒng)，將CO2轉(zhuǎn)化為CH4。利用產(chǎn)甲烷菌進行油藏埋存CO2的能源轉(zhuǎn)化是對CCS-EOR架構(gòu)的拓展，對中國石油行業(yè)更具有戰(zhàn)略意義，可實現(xiàn)CO2驅(qū)油提高采收率、CO2埋存以及CO2轉(zhuǎn)化能源的三重功效。核心技術(shù)是篩選和培育在高溫、高鹽、高壓等條件下高效利用CO2產(chǎn)生CH4的菌種。目前國內(nèi)已有多家單位開展了利用微生物地下再生甲烷技術(shù)的探索與研究。
4 中國發(fā)展CCS的策略及實施建議
中國已將減排CO2內(nèi)容納入能源發(fā)展的中長期規(guī)劃。結(jié)合中國現(xiàn)階段在CCS-EOR方面的實踐和技術(shù)特點，建議中國分階段實施CCS技術(shù)。
第一階段，利用成熟技術(shù)，實施優(yōu)勢產(chǎn)業(yè)部門的CCS技術(shù)集成與示范。例如，利用含CO2天然氣開發(fā)過程中分離出的高純度CO2或工業(yè)乙醇制造業(yè)副產(chǎn)的CO2，進行CO2驅(qū)油與埋存的先導(dǎo)性試驗與示范。
第二階段，跨產(chǎn)業(yè)部門的技術(shù)集成與工業(yè)化CCS技術(shù)試驗與示范。針對精細化工、煤化工等部門產(chǎn)生的較高純度CO2，進行CO2驅(qū)油與埋存的工業(yè)示范。
第三階段戰(zhàn)略區(qū)域，跨部門實施工業(yè)化的CCS；對普通燃煤電廠捕捉的CO2，進行工業(yè)化的CO2驅(qū)油與埋存，建成廣義的CCS-EOR產(chǎn)業(yè)鏈。
根據(jù)中國目前乃至今后CO2排放源相對集中分布的特點和油氣藏的總體分布特征，初步規(guī)劃八個CO2驅(qū)油與埋存的戰(zhàn)略區(qū)域。
①松遼盆地CO2驅(qū)油與埋存區(qū)
松遼盆地是中國蘊藏豐富油氣資源的重要油氣生產(chǎn)區(qū)。大慶長垣中高滲儲量和長垣外圍低滲儲量平分秋色。前者已進入特高含水期，利用CO2驅(qū)技術(shù)仍具有進一步提高采收率的潛力；后者水驅(qū)開發(fā)效果差，從目前已開展的CO2驅(qū)油試驗看，前景良好。CO2驅(qū)既能改善儲層的物性，又能提高單井產(chǎn)量和采收率，可以作為油氣戰(zhàn)略儲備基地進行工業(yè)規(guī)模的CO2驅(qū)油與埋存。松遼地區(qū)距油田百公里的范圍內(nèi)分布有多個乙醇廠、化肥廠和化工廠，它們副產(chǎn)的大量高純度的CO2，是開展CO2驅(qū)油和埋存的物質(zhì)基礎(chǔ)。
②海拉爾/二連盆地CO2驅(qū)油與埋存區(qū)
海拉爾/二連盆地具有十億噸以上的油氣資源規(guī)模，屬典型的特低滲油藏。發(fā)育含火山質(zhì)儲層，強水敏特征，水驅(qū)開發(fā)極其困難，油品多屬輕質(zhì)油，注CO2易于混相，能較大幅度提高采收率。在該地區(qū)煤炭資源極其豐富，具有很多電廠，并準備啟動IGCC項目，產(chǎn)生大量較高純度的CO2，有著進行CO2驅(qū)油與埋存得天獨厚的條件。
③環(huán)渤海CO2驅(qū)油與埋存區(qū)
環(huán)渤海地區(qū)主要包括勝利、大港、遼河、冀東、華北和渤中等油田，具有近百億噸油氣資源，是中國最重要的油氣生產(chǎn)基地。相對較淺的上第三系儲層已進入特高含水期，需要通過CO2驅(qū)提高采收率，這套儲層在渤海灣地區(qū)分布穩(wěn)定，其中還發(fā)育豐富的水體是作為鹽水層封存CO2的有利區(qū)域；相對較深的下第三系儲層、埋深大、水驅(qū)效果差，但油品性質(zhì)好，適于CO2混相驅(qū)大幅度提高采收率。環(huán)渤海地區(qū)發(fā)電廠、化工廠較多并排放大量CO2。特別是在濱海新區(qū)準備啟動相當(dāng)規(guī)模的IGCC項目，同時排放大量高純度的CO2，所以進行CO2捕捉并埋存戰(zhàn)略區(qū)域，既保護環(huán)境又提高采收率，是實現(xiàn)雙贏的有利場所。
④鄂爾多斯盆地CO2驅(qū)油與埋存區(qū)
鄂爾多斯盆地是中國油氣資源最豐富的地區(qū)之一，區(qū)內(nèi)有長慶油田和延長油田等。該區(qū)內(nèi)發(fā)育的三疊系儲層，屬典型的特低滲儲層。水驅(qū)采收率低，但油品性質(zhì)好、地溫梯度低，適于CO2混相驅(qū)大幅度提高采收率論文格式。該地區(qū)已建和在建多個大型煤制油和煤化工項目，將產(chǎn)生大量較高純度的CO2。該地區(qū)是CO2埋存和驅(qū)油相結(jié)合的有利地區(qū)。
⑤新疆三大盆地CO2驅(qū)油與埋存區(qū)
位于中國西部邊陲的塔里木、準噶爾和吐哈盆地油氣資源豐富，油品性質(zhì)好，易于實現(xiàn)CO2的混相驅(qū)。在該地區(qū)運行的多個大規(guī)?；蕪S副產(chǎn)高純度的CO2。另外，新疆地區(qū)煤炭資源豐富，正在籌備多個煤化工和燃煤發(fā)電項目，具備實施CO2埋存和驅(qū)油一體化發(fā)展的有利條件。
⑥中東部CO2驅(qū)油與埋存區(qū)
該地區(qū)涵蓋中原、南陽、江蘇、江漢等油田，油氣資源較豐富。目前上述油田正在主攻提高采收率的主體技術(shù)。該地區(qū)分布有很多化工廠和發(fā)電廠，排放純度不等的CO2。中原油田和江蘇油田的前期試驗表明，CO2驅(qū)提高采收率技術(shù)有較好的應(yīng)用前景，該區(qū)是CO2驅(qū)油和埋存結(jié)合的理想?yún)^(qū)域。
⑦近海地區(qū)CO2驅(qū)油與埋存區(qū)
中國近海地區(qū)已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了多個油田，特別是在南海地區(qū)發(fā)現(xiàn)了含CO2的天然氣資源，開發(fā)天然氣資源需要解決CO2排放問題，因此，該地區(qū)也存在CO2埋存和驅(qū)油相結(jié)合的有利條件。
⑧晉陜地區(qū)提高煤層氣采收率和CO2埋存區(qū)
晉陜地區(qū)有著豐富的煤炭資源和煤層氣資源，是中國最有可能規(guī)?；瘜嵤┨岣呙簩託獾牟墒章剩‥CBM）的地區(qū)。該地區(qū)發(fā)電廠集中，產(chǎn)生的CO2數(shù)量較大。是構(gòu)建火電廠捕集CO2、注CO2到煤層提高煤層氣的采收率（ECBM）和進行CO2埋存的理想地區(qū)。
上述八個戰(zhàn)略區(qū)域的資源特點各有不同，構(gòu)建CCS產(chǎn)業(yè)鏈所需的關(guān)鍵技術(shù)也不同，應(yīng)在統(tǒng)籌資源特點和技術(shù)經(jīng)濟條件的情況下，按照三階段實施的原則，規(guī)劃和部署CCS產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)。在實施CCS技術(shù)的過程中，應(yīng)遵循先易后難、積累經(jīng)驗、逐步推進、和諧發(fā)展的原則。在發(fā)展CCS技術(shù)的過程中，要以科技創(chuàng)新作為突破口，全面提升中國CCS-EOR方面的科學(xué)技術(shù)水平和自主創(chuàng)新能力，全面提升科技進步對發(fā)展經(jīng)濟和節(jié)能減排的貢獻。目前戰(zhàn)略區(qū)域，亟需在上述地區(qū)開展技術(shù)可行性論證，適當(dāng)安排先導(dǎo)試驗。鑒于上述地區(qū)已有大量的石油鉆探和煤層開采的翔實資料，建議在國家統(tǒng)一規(guī)劃下，盡早展開系統(tǒng)地CO2埋存與驅(qū)油的潛力評價，為盡快形成中國CCS的總體構(gòu)架和制定中國的CCS路線圖奠定基礎(chǔ)。
5結(jié) 語
①CCS技術(shù)是解決全球氣候變暖問題的最具發(fā)展前景的解決方案之一，許多國家都開展了相關(guān)的研究并進行了實質(zhì)性試驗，中國面臨著國際社會的壓力。
②中國的國情、發(fā)展階段和能源結(jié)構(gòu)決定了現(xiàn)階段CCS最為可行的做法是走CO2捕集、埋存與油氣田提高采收率（CCS-EOR）相結(jié)合的道路，既實現(xiàn)CO2減排的社會效益，又產(chǎn)生巨大的經(jīng)濟效益，是當(dāng)前CCS的最佳實現(xiàn)途徑。
③中國的石油行業(yè)將充分利用油氣資源及其開發(fā)技術(shù)的優(yōu)勢，大力推動CCS技術(shù)的發(fā)展，積極攻關(guān)當(dāng)前的瓶頸技術(shù)，儲備未來地下埋存CO2的能源轉(zhuǎn)化技術(shù)，為CCS技術(shù)的工業(yè)化推廣奠定基礎(chǔ)。
④根據(jù)中國油氣煤等資源特點、CO2排放源的分布現(xiàn)狀、CCS-EOR的實踐和技術(shù)現(xiàn)狀，提出了分步實施建議，規(guī)劃了八個CO2埋存與驅(qū)油區(qū)域。
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