时间：2024-01-08 11:24:16
绪论：在寻找写作灵感吗？爱发表网为您精选了8篇油田化工应用技术，愿这些内容能够启迪您的思维，激发您的创作热情，欢迎您的阅读与分享！
【关键词】滩海油田 远程监控 数字化
随着浅海公司采油规模的扩大，逐渐形成了一套海上人工岛结合滩涂采油井站的滩海油田采油模式。由于现场环境的复杂性，这就需要有一套稳定的自动化系统来对生产进行控制和管理[1]。例如油井的紧急关断要第一时间进行反应、操作；油井的日常生产情况要实时记录并且做到各级管理能够实时共享等。目前滩海油田的自动化控制现状已不能满足以上方面的要求。本系统采用了TCP/IP服务器通信模块，将其与无线传输模块相结合，通过一个无线通信协议将计算机与工控机有机结合对现场设备进行无线全时监控。该系统降低了生产监控工作的苛刻要求，提高了监控实时性，从而保证了油田生产数据监测的安全可靠性。
1 系统组建及总体构架
本系统分成两部分，一部分是人工岛自动监控系统，另一部分是滩涂采油监控系统。两部分都是基于无线数传的集散控制系统。集散控制系统是将一个大的控制系统按照功能或结构进行层次分配，将全系统的监视和控制功能分属于不同的级别去完成，各级完成分配给它的功能，由最高一级决策执行，各级工作相互协调，力求达到最佳效果。
1.1 人工岛自动监控系统
人工岛自动监控系统分成3级。最高级是组织级，就是油田公司，该级对上通过人机接口与客户端对话执行管理决策职能，对下监视、指导下级的所有行为。中间级为监控级，也就是人工岛网络，该级的功能是完成组织级下达的任务，对组织级进行任务完成情况反馈，并保证和维持最低级中各控制器的正常运行。最低级为执行级，就是现场的各控制器，该级负责产生直接的控制信号，通过执行机构作用于被控对象，并将执行结果反馈给上一级。最终形成闭环控制。
1.2 滩涂采油监控系统
滩涂采油监控系统也分成3级。最高级是油田公司，接收现场的各项参数，发出指令；中间级是滩涂采油站，保证和维持最低级中各控制器的正常运行；最低级是现场各控制器，该级负责产生直接的控制信号，作用于各采油井口设备。针对计算机的特点，进行层次的分配，而这种分配完全满足了控制精度的要求，并能达到闭环控制的功能，系统的各级之间通信也可以灵活的进行。
2 监控系统中各控制单元的功能实现
本系统两监控部分都以工控机为下位机，计算机作为监督、控制的上位机，采用现代通信网络技术将计算机与工控机结合起来。结构设计单元为3级：最高级、中间级、最低级。即为组织级、协调级、现场执行级。
2.1 陆地中心最高级
该级设在陆地监控中心，为油田公司，是控制系统的最高级，是滩海油田生产管理中心和指挥中心。承担着决策功能，对下进行指导和监控。
2.2 中间协调级
该级的主要功能是向最高级上传数据，提供最低级的工作状况，完成上一级下达的任务，保证现场各个设备的正常运行，负责各工控机的协调工作。下面讲述两功能单元的中间协调级。
2.2.1 人工岛油气井的数字化采油系统
人工岛油气井的数字化采油系统以小型服务器计算机为核心构成，实现陆上技术人员对海上现场各生产参数的远程监测以及实时控制，通过WEB软件将监测画面共享，使有权限的管理人员可以浏览监控画面。
2.2.2 滩涂数字化采油系统
利用微机电传感技术、软测量技术、嵌入式计算机技术和短距离无线电数据通信技术，实现了示功图数据的定时遥测、实时遥测；采用的非接触式微机电传感技术和软测量技术替换通常采用的接触式油杆长度测量技术，实现了油杆长度和泵压力的同步测量、数据处理和无线传输。采集动态液面液位数据，实现油井液位的远程监控。通过集成大量技术人员的工程经验，利用专家系统、智能方法理论、计算机技术和通信网络技术，实现了示功图图形数据的智能自动分析。
2.3 最低现场执行级
该级别智能程度低，但工作精度最高。该级由工控机等现场执行设备构成。
2.3.1 人工岛数据采集、处理和判断单元
监测单元安置于井口旁，负责采集油（气）井的油压、套压和回压等生产数据，包括压力传感器、油（气）井参数采集工控机和无线传输模块等部分。嵌入式工控机与压力传感器和变送装置进行互连，实现油压、套压和回压等参数的采集；通过Internet网络、CAN工业现场总线网络和Profibus工业现场总线网络与控制潜油泵电机的大功率变频器进行连接，并可以通过短距离无线传输网络传送给位于人工岛的主工控机，进而通过公司网络传送到主控中心，完成油气井生产参数的实时监控。
2.3.2 滩涂数据采集、处理和判断单元
油井生产监测单元：由示功图数据采集单元、油井专用嵌入式工控机单元、示功图无线网桥单元、液位测量网桥单元和无线电台等部分组成。
示功图数据采集单元：包括示功图专用采集器和示功图通讯接收器。示功图专用采集器安装于悬绳器上，可以测试载荷、位移、冲程、冲次和时率等生产参数，采用低功耗无线传输，取代传统的机械传动和拉线联动测试位移方法。
3 结论
本文针对目前滩海油田的生产管理模式，提出了基于无线数传方式的滩海采油实时监控系统。设计具有 “集中管理、分散控制”的特点，经过近年来的运行未曾出现过任何重大故障，系统运行正常。实际的运行结果表明本系统实时性好、可靠性高，能够实现对被控对象实时监控、简单易行，满足了实际生产的需要，达到了预期的目的，实现了滩海油田的数字化采油监控，达到了生产远程自动监控的目的，具有显著的经济效益。
参考文献
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[4] 唐建东，吴利文，刘松林.无线监测示功仪的研制与应用[J].石油机械，2006，（9）
[关键词] GPRS；无线远程；远程数据终端；数据采集；计量
doi ： 10 . 3969 / j . issn . 1673 - 0194 . 2014 . 04. 031
[中图分类号] F272.7；TN929.5 [文献标识码] A [文章编号] 1673 - 0194（2014）04- 0062- 03
0 引 言
新疆油田公司百口泉采油厂百重七供水管网主要承担百重七稠油处理站消防、生活、5个供热联合站供水任务，每天需要频繁录取供水计量数据[1]，但是目前供水站点存在地理位置较为偏远，距离厂区约为7千米，且供水流量计读表都安装在地坑中，造成人员计量工作效率低，工作环境差，安全隐患大等众多不利因素，然而用水计量数据需要准确、可靠、及时，计量信息工作是生产经营环节中重要的基础工作，每日用水计量数据直接影响企业的经济效益。由于百重七井区移动通信网络信号可靠，稳定性好，因此利用中国移动通信GPRS技术数据传输网络平台[2]，应用GPRS数据采集传输终端将供水管线压力、流量、供水总量等数据上传，该BTU支持modbus-RTU通信协议，利用移动专号VPN绑定规定IP地址，建立了虚拟专用网，成功实现了供水管网远程数据采集传输系统[3]。
1 系统总体结构设计
GPRS无线远程抄表系统结构由现场一次表、GPRS无线采集传输终端、GPRS网络和数据管理中心4部分组成[4]。如图1所示。
1.1 现场采集构成
现场采集由位于地坑中的现场仪表智能型电磁流量计构成，该电磁流量计所依据的基本理论是法拉第电磁感应定律，用于测量管道中水的体积流量，压力等各项数据，通过RS-232通讯串口与值班室内的带GPRS 无线采集传输器9#、10#端子连接通信，串口通讯速率为9 600bit/s，7#端子、8#端子接收来自电磁流量计的4～20mA模拟信号，BTU内部微处理器对模拟信号进行A/D变换为数字量并自动存储。同时处理后的数字信号由I/O端口传送给GPRS模块，通过GPRS模块发射出去[5]。
1.2 数据采集传输终端
水表数据采集传输终端内部由9部分组成
（1）7.2V锂电池供电，可上报8 000次以上。
（2）标准的RS 232数据接口。
（3）内置工业时钟，可定时定点上报数据，可以任意设置时间汇报数据。
（4）内置1M Flash存储器，数据自动存储，可以满足每日的数据储存。
（5）提供2路标准4～20mA模拟信号输入接口。
（6）提供1路16V电源输出，可给外部仪表供电。
（7）提供2路开关量输入接口。
（8）性能可靠的CPU、GPRS通信模块。
1.3 通信及数据传输
GPRS无线传输网络主要完成远程供水站点和数据中心的通信和数据传输。其中主要的GPRS通信模块采用工业级超低功耗高性能模块，支持MODBUS-BTU，TCP/IP通讯协议。把封装处理好的数据通过远端GPRS设备进行打包发送，通过GPRS网络与监控中心的主GPRS设备进行通信，主GPRS设备将接受的数据进行解压，通过RS 232串口将各种监测数据传输保存到服务器数据库中。
1.4 VPN专线
VPN（Virtual Private Network） 技术是指采用隧道技术以及加密、身份认证等方法，在公众网络上构建专用网络的技术，数据通过安全的 “ 加密管道 ” 在公众网络中传播。
为了提高数据传输的可靠性和稳定性，供水数据管理中心先向移动申请VPN专网业务，移动公司为客户分配专用的VPN，用于GPRS专网的SIM卡开通该专用VPN后，给所有监控点及中心分配移动内部固定IP，这样监测系统的所有数据都是在VPN网内传输，系统的实时性和安全性都得到了保障。
关键词：解堵 四元共聚 增注 降压
油水井发生堵塞现象是砂岩油田普遍存在的生产现象，在水驱，乃至聚驱；在注入井，乃至采出井均普遍存在，由于其堵塞严重程度不同，对生产的影响也不一样，堵塞不严重、堵塞半径较浅、时间短的井，在生产过程中表现不明显，可以不上解堵措施，有的甚至在生产过程中自行解堵。但大量的井堵塞后严重影响注水和采油生产，必须及时采取措施，减少欠注欠产对油田开发的影响。
一、延时酸化四元共聚解堵增注原理
分两个段塞注入，注入压力接近地层破裂压力，目的是先解除吼道堵塞及吸附性垢体。
1.前段注入稠化酸，目的是避免H+快速转移，能够酸化裂缝深部.稠化酸主要解除酸溶性堵物，如钙垢、镁垢、铁垢，随着酸化作用进行，溶液中酸浓度逐步降低，约2个小时后，溶液Ph接近铁盐或Fe（OH）3析出点（PH2.2-3.2），容易形成胶体性沉淀，形成二次污染。因此溶液中添加了铁离子络合物，以保证不会形成沉淀。添加磷酸形成磷酸盐缓冲体系，进一步保障反应液稳定。添加的阳离子防膨剂会和页岩被污染的表层进行离子交换，使水化半径缩小，增加裂隙过水体积。
2.后段注入四元共聚纳米活性增注剂液体，减小管道及井筒湍流阻力（降阻率60%）使液体将水马力尽量带入地层，有纳米活性剂的加入，可以使地层毛细阻力降低，增加注水量。加入一定量的氟化钠，可以利用前段残酸，形成氟化氢，它将溶解前端酸化时伴生的硅系微颗粒，避免二次堵塞污染，同时也可以形成六氟化铁稳定络合体系，更进一步保证铁系物质不生成沉淀。添加缩膨剂，可以使已水化的粘土类物质缩小体积50%以上，增加过水面积。从而实现增注效果。
表1 现场施工药剂
二、技术优点
1.四元共聚纳米活性剂，能够降低表面张力和油水界面张力，油水界面张力达到超低值，小于等5×10-3mN/m，增注率大于50%，地层岩芯吸附性小，有效期长，特别适用于低渗透油田增注施工。
2.降低地层孔隙毛细管系统油水混合相的流变性，极大的提高水的相对渗透率和穿过孔隙的速度。加0.5‰增注活性剂，一般注入量可提高40-200%。
3.纳米活性增注剂具有强乳化性，进入注入水中形成水乳液，遇油后，很快形成混相乳状液，亲水亲油得到平衡，其流变性稳定，一年内不沉淀不分层，在油层岩心中运移时间长，且稳定，不会造成相分离，不会造成润湿反转。模拟油层温度在45-150℃之间，静态液相稳定期为300天，不分层，不沉淀。
三、应用效果
2012年，首先优选周青庄油田的歧24-15和周G1两口注水井进行了先导试验，两口注水井均为由于长期注混配水，套管及油管及地面管线腐蚀结垢造成注水机杂含量不断增加，润湿项的转变致使毛管力不断增加，等诸多原因造成注水压力不断上升。歧24-15，由解堵施工前井口油、套30.8MPa/30.8MPa， 在泵压为31 MPa压力下，2012年8月份0m3/d左右，解堵8天后能够在12.45MPa下，日注入40 m3/d，增注的同时压力下降 18.35 MPa；周G1，由解堵施工前井口油、套31MPa/31MPa，泵压为31MPa下日注5m3/d，解堵18天后在28.31MPa下注入17m3左右，增注的同时压力下降 2.7 MPa。最后在2013年1月20日泵压与措施前持平，完成既定配注20m3/d。
表2歧24-15施工目的层措施前生产情况
表3歧24-15施工目的层措施后生产情况
表4周G1施工目的层措施前生产情况
表5周G1施工目的层措施后生产情况
四、取得认识
1.机杂及油污是其主要因素，机杂直接造成井壁及近井地带堵塞，而油污造成井壁及近井地带堵塞，从对该井解堵增注措施的实施过程也不难看出，打第一段延时稠化酸时泵压就达到了设计最高值。而泵入稠化酸15分钟后压力下降，此后压力一直保持稳定。
2.注水井由于长期注水，不仅造成井壁及近井地带堵塞造成井壁及近井地带堵塞而且造成地层中深部机杂乔塞。
3.岩石润湿项改变会逐步增大注水阻力，也是造成注水井压力上升的原因。综合上述延时酸化起到了一定的作用及纳米活性剂对岩石润湿项产生的作用。
关键词： 电气自动化；大庆油田；企业；应用；发展趋势
中图分类号：TM714 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2012）1110115-01
大庆油田作为我国最大的油田，是支撑我国石油产业发展的重要核心力量，无论在生产、管理、技术、科技创新方面都是我国石油企业的领导核心。大庆油田将电气自动化技术引入企业生产管理，不仅降低了人工劳动强度、提高了对信息检测和传输的准确、及时性，而且在一定程度上降低了事故发生机率，对设备的良好运行提供有力的保障条件等等，一系列电气自动化应用技术都是其他企业学习的典范。
1 我国电气自动化技术的发展现状
电气自动化的全称是电气工程和自动化专业，是现代电气信息领域的一门新兴的学科，它的存在与人们生活和工业生产有十分重要的联系。随着科学技术的发展和国家对电气自动化技术的重视，我国的电气自动化已经发展的比较成熟，能够满足时展的要求。近年来电气自动化技术已经广泛应用到我国的各行各业，为了促进自身企业发展，越来越受到企业管理者的重视，在下文中主要介绍电气自动化技术的应用与发展前景。
2 电气自动化技术在大庆油田企业的应用
2.1 电气自动化技术中现场总线中的应用
在大庆油田中现场总线已应用了电气自动化控制技术，现场总线简单来说就是应用在生产现场仪表仪器和控制设备之间进行网络互连技术。通过将现场总线技术与DSC技术相结合应用到大庆油田控制系统当中。把现场总线的智能仪器表与DSC相连接，完善DSC的控制功能，通过软件、硬件配合全面带动电气自动化技术的应用。有三种结合方法分别是：现场总线设备作为I/O卡件在DSC、PLC中集成；现场总线在DSC/PLC网络上集成，实现统一组态、监控和管理；现场总线与DSC、PLC独立工作，利用网关实现信息的互换和访问。通过以上措施自动实现对设备远距离控制、诊断故障、维修。而且现场总线是就地闭环控制，在这一基础上又提高电气自动化控制的可靠性，现场总线的信号传输采用信号数字化传输，增强信息传输的精确度，在一定程度上节约对使用设备的投资。
2.2 电气自动化技术中配电自动化技术的应用
配电自动化技术是电气自动化技术在油田企业中应用的重要技术手段。它作为一个集成的系统，通过网络技术和通信技术的结合应用，实现对配电网的控制和协调，保证油田工作不受影响，能够有效对故障区域进行隔断，确保油田工作正常供电。常用的实现方式有三种，分别为：一种是柱上设备自动化技术，考虑重合器、分段器、故障检测器之间的配合情况，发现故障及时隔离，恢复供电。二是，遥控遥测自动化控制，利用FTU与通信网络、计算及系统的配合，实行远方实时监控，通过人工进行遥控和遥调、遥信，便于及时切换电网负荷。三是利用计算机辅助技术进行，主要通过FTU、计算机系统、通信网络系统及其他的高级应用软件，实现配电自动化管理和人工智能。通过以上几种方法来实现油田企业对配电网的电气自动化控制。
2.3 电气自动化监控技术在油井中的运用
自喷井的实现电气自动化监控技术，要对自喷井的各种数据进行及时采取和收集。利用电动可调油嘴，在油井控制系统中，通过AI模拟信号，经过自动控制系统传到油井RTU，控制油田生产。其次是气举井电气自动化监控技术，信号通过RTU传到油田操作站，通过专门的气举优化软件的计算，根据实际生产过程中要求的油田产量，发出相应的命令，适时调整调油嘴和气举气控阀的开度，来实现自动化控制。
2.4 信息技术在电气自动化中的渗透
现代化的电气自动化是信息化的电气自动化技术，其渗透过程主要包括：对管理层面上的纵向渗透，由于油田企业要及时对生产过程中的数据信息进行收集、提取、分析。管理层面通过利用标准化的浏览器对生产信息进行动态监督和控制，保证石油企业的质量和效率。其次是信息技术面向电气自动化设备、系统横向的扩展。使用微电子和微技术处理器，加强电气自动化技术软件结构设置、增强通讯能力，利用传感器、执行器、控制器、仪表之间相互结合，促进企业生产。
3 电气自动化技术在油田企业的应用前景
伴随着市场竞争的激烈，油田企业的电气自动化面临着严峻的考验，要注重自主研发，使用现代分布式和开放式的信息方式促进油田企业的发展。
3.1 统一系统平台管理 加强创新能力
油田企业电气自动化应用技术，要以技术创新为先导，加快实施国家关于重点电气自动化技术创新项目的研究。利用统一的电气自动化系统平台来支持项目的设计、实施和测试，根据具体的项目特点将运行代码下载到硬盘PLC、和WINDOWS NT 或者CE控制系统当中，实现设备与网络技术的结合，实现网络自动化监控，将系统遥侧量和遥控量实行统一的监控，减少设计时间，便于维护操作。
3.2 加强系统结构通用化，实现总线的监控
对电气自动化系统结构进行通用化设计，对油田企业的发展至关重要，保证计算机监督系统、企业管理系统、现场控制设备之间信息传输畅通无阻，加强信息传播准确及时。对于企业管理层而言通过网络运行系统实现对现场设备的实施操控，对现场设备的各种连线实行总线监控，降低安装费用、节省材料，加强信息的可信度，为电气自动化技术在油田企业的运行提供保障。
3.3 通用网络结构，实现油田电气自动化技术快速发展
随着网络技术在油田企业中的应用，怎样提高信息的处理能力，保证油田企业各部门之间实现有效的数据通讯传输，做好调解工作，促进油田企业发展至关重要。所以要加强网络结构在油田企业中的运用，使整个油田企业发展多处严密的监控和管理之中，提高油田生产安全化，进行产业结构优化升级，深化体制改革，提高油田企业市场竞争力，从而实现快速发展。
3.4 建立具有先进电气自动化技术的人员队伍
为了加强石油企业电气自动化技术的应用，建立强大的技术人员队伍是关键。技术人员是促进企业生产和发展的主要依靠力量。现今专业的电气自动化技术人员应该同时具有关于电工与电子操作技术、控制理论技术、对仪表检测技术、对信息系统处理技术、计算机应用和网络技术等专业知识。对技术人员队伍进行适当的培训，培养技术人员对电力电气控制、设备和仪表检测系统分析、检测、科研开发的能力。形成强大先进的电气自动化技术操作人员，为石油企业的发展奠定人才基础。
4 结束语
伴随着电气自动化在油田企业的广泛应用，不仅极大促进了油田企业的发展，降低了人工劳动力度，保证企业生产，信息的传输真实有效，提高市场竞争力。所以油田企业生产要不断加强对电气自动化应用技术，提高自主研发能力，为电气自动化发挥更大的作用，做努力，为我国国民经济的发展做更大的贡献。
参考文献：
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关键词：油田 化学助剂 检测方法
油田的化学检测为我国油田化学剂产品质量的提高和保证提供了有力的技术支持。其中，化学助剂的检测方法影响着数据的准确性及现场使用效果。它是无机化学、有机化学、物理化学、高分子化学、胶体化学、化工原理……等化学、化工学科与地质、岩矿、流体力学、渗流力学、岩石力学……等学科在钻井、采油、油藏、储运各学科上的交叉而产生的一个新兴综合应用型学科。是各类化学、化工学科对钻井、采油、油藏、储运等学科（石油工程）的“横断”而产生的新的学科。本文就围绕着油田化学助剂的检测方法来谈谈笔者的几点看法。
一、油田化学助剂研究的主要特点
微观与宏观相结合；理论研究与应用相结合；室内研究、实验、评价与现场工程技术相结合。石油工程原理与化学等其它相关学料相结合；并以对相关学料知识及其新进展的综合应用为其发展的主要动力。其基本内容是为完成油田开发、生产过程的需要而使用的专用工作流体，它是加有各种专用化学剂（油田化学剂）的溶液或多相分散体系。如：井筒工作液：泥浆、水泥浆、完井液、射孔液、压井液、修井液……再如，地层工作液：压裂液、酸化液、提高采收率各种注入液体：注入水、聚合物驱替液、复合驱替液。
油井工作液分为油基、水基、气基三类：油基工作液是以油为分散介质（溶剂）其它组分为分散相（溶质）组成的油基分散体系（溶液）。水基工作液是以水为分散介质（溶剂）其它组分为分散相（溶质）组成的水基分散体系（溶液）。气基工作液是以气为分散介质（溶剂）其它组分为分散相质）组成的气基分散体其中水基工作液用得最为广泛，而近年来气基工作液和油基工作液也日渐增多。
二、油田化学助剂检测研究方法
1.油田化学助剂检测研究现状
目前我国油田化学剂及其应用技术与国外有一定差距，但差距并不大。国内外复杂油气藏勘探开发急需具有“革命性”“突破性”的新型油田化学剂，来解决油气勘探开发久而未决的重大技术难题，促进复杂油气藏勘探开发技术的发展。而我国油田化学剂的研发远远不能满足这种需要。
油田化学剂种类很多（钻井液、完井液；一次采油、二次采油、三次采油；集输、水处理、管道防腐等16类），各自的研究方法不完全相同，且多属于石油工程不同专业的人员在进行。国内己有的品种繁多，且不断出现，但难有大的突破。己有大量化学化工的研究力量进入油田化学剂的研究领域，成为油田化学剂研究的重要力量，使油田化学剂的研发有了质的提高，但是至今仍未重大发展和突破。
2.油田化学助剂检测研究方法探讨
油田化学剂研究不能很好满足石油勘探开发发展的急切需要的根本原因。油田应用工程与化学未能很好结合，至使各种油田化学工作液的作用机理与油田化学工作液性能要求及其与油田化学剂剂分子结构的关系不很清础。使我们不知道应该研究什么分子结构的化学剂.这属于油田应用化学这个交叉学科自身的理论问题。（缺乏研发的理论依据）而油田应用化学理论的发展必须吸收、综合应用其它学科的知识及相关技术的最新进展才有可能。
三、油田化学助剂的用途研究
在油田中常会出现油层结垢、侵蚀、黏结等现象，用来处理这些水质及水稳定问题的化学助剂主要有阻垢剂、驱油剂、絮凝剂、杀菌剂、破乳剂、防蜡剂以及缓蚀剂等，并且这些化学助剂在综合使用过程中存在着较好的配伍协调作用。
在油田助剂的复配体系中，各类助剂常根据其性能作用与实际需要来进行配伍性试验。对于结垢性问题，主要源于注水使得油层损害，极易影响采油井的各项性能以及油田开发效果；其配伍性试验主要与注入水、地层水有关，同时需要结垢趋势预测进行试验效果对比分析相关结垢物的结垢稳定指数与溶解度，从而预防油层的结构问题。驱油剂的应用主要是为了降低油层的粘性，加强油层的流动性，以提高原油的采收率；其主要的作用机理是优选分子沉积膜剂与聚合物进行配伍性试验，在对选定的复配体系进行稳定性试验（水稳定、热稳定等），最后采用物理模拟实验检测试验效果。絮凝剂主要分为有机、无机和复合等类型，在进行配伍性试验前需要测定其性能以方便配伍后的性能评价，常与阻垢剂、破乳剂、防蜡剂、缓蚀剂等进行配伍性试验。下面我们通过具体的实验来分析各项化学助剂间的配伍性协作关系及相互影响。 油田化学助剂配伍性试验。本配伍性试验主要通过配方研究、性能测试、稳定试验以及定性定量分析测定各项化学助剂间的配伍性协作关系。为了方便后期评价，要首先规定各类化学助剂的性能评价标准现行的国家统一的化学助剂性能评价方法。
四、油田化学助剂检测与配伍性试验研究
实验中我们需先选定试验油层，提取适量的试样。再将各类助剂按类型和型号进行分类，在油田中，我们通过实际情况了解到该污水中存在着综合性水质的问题，所以依据水质的基本情况进行助剂筛选，并根据其有效作用成份和用量的改变进行性能测试分析。在进行配伍性试验前的性能测定实验也是比较重要的环节，综合性能测定的方法，热稳定试验也即温度性能测试，水质稳定试验则要根据化学助剂的不同作用进行具体分析，结构试验比较特殊需测定饱和度、溶解度和稳定指数。在选用不同的实际进行定量定性分析从而选出对应最优的化学助剂。
配伍性试验常采用目标配伍，即先选出目标助剂，在比较不同浓度下的其他化学助剂的影响。这里以油田水质处理系统的化学助剂为例，分别比较其他化学试剂对目标助剂的影响。
为在保证缓蚀率、杀菌率、絮凝率、阻垢率以及防蜡、破乳与驱油效果均达到标准要求，并在此前提下实现最低助剂投加量，我们还可以利用正交试验法设计不同助剂在不同浓度的组条件试验。助剂经正交优化后，在与之前的实验对比发现通过助剂的配伍优化，不仅保证了水处理效果，还降低了助剂费用和处理成本。 现场试验研究。根据上述配伍性试验，在水质要求较为严格的油田区域，如塔河采油一厂碎屑岩注水，进行现场水处理试验，并按照上述的操作流程进行助剂配方，通过实验发现优化助剂使用前后出水水质数据有明显变化，不仅水质达到了注入水水质标准要求而且工艺也有所优化，水处理助剂费也明显降低。
五、结束语
综上所谈，笔者围绕着油田化学助剂的检测方法谈了个人的几点看法。总之，化学助剂的检测方法正确与否，关系到化学助剂检测质量的高低，影响着化学助剂的使用效果。希望本文的论述能为这一问题的解决提供些许帮助作用。
参考文献
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关键词：塑料复合管；油田；应用
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.11.081
1 前言
在油田管道输送介质过程中普遍存在着磨损、腐蚀、结蜡等一系列问题，这些问题的存在也直接影响着管道的使用寿命。根据资料统计，项目所在某油田每年因腐蚀问题报废的管线多达数千米，每年投入的更换管道和维修管道资金多达数百万元，虽然在管道敷设和使用过程中考虑了管道内壁涂层、阴极保护以及在管道中添加化学药剂缓蚀等防腐办法，也仅是收到了一定的效果。为适应油田地面建设发展的需要，具有良好防腐性能的非金属管道越来越受到青睐和应用，但在应用过程中发现一些问题，如玻璃钢管等非金属管道防腐性能优异，但抗外力性较差，易受到外力破坏，其使用环境和条件受到严重制约和限制。
针对油田集输、供注水管道存在着的种种问题，一些油田服务企业开发出连续增强塑料复合管，可广泛应用于陆地油田、海上油田、城市管网、化工及建筑等领域，适用于陆地油田用连续增强塑料复合管，浅海连续柔性管，聚乙烯（PE）城市燃气、给水管道，化工、建筑用给水、供热聚丙烯（PP-R）管道等，在油田地面建设中油气集输系统、供注水系统应用前景良好。
2 连续增强塑料复合管工艺技术
连续增强塑料复合管为三层结构：内管、外管采用聚乙烯（HDPE）或交联聚乙烯（PEX）、中间层为钢带交错缠绕的加强承压层，钢带采用涂漆碳钢带，缠绕层数根据压力计算确定。管道设计最高工作压力：32MPa、工作温度在90℃以内。
在质量方面，项目部所选用的连续增强塑料复合管通过了ISO9001质量体系认证，其特种设备（压力管道）主线从国外引进，实验室设备齐全，可进行原料密度检测、原料水分检测、纤维拉伸试验、增强带拉伸试验、管道拉伸试验、弯曲试验、静压试验、爆破试验等各种试验。同时，在产品检测中心配备有完善的检测、试验设备，产品检验和检测活动贯穿整个生产制造、产品出厂、售后服务、技术支持等全过程。
在管道连接方面，连续增强塑料复合管采取的连接形式主要有法兰连接、焊接以及丝扣连接三种，可供施工时自由选择应用何种连接方式。
3 连续增强塑料复合管技术特性
3.1 施工方面
连续增强塑料复合与常规无缝钢管道相比具有如下特性
（1）连续增强型塑料复合管单根长度可根据现场要求来确定管体的长度，单根 200米以上。施工方便，安装费用低。
（2）施工连接方式主要采用法兰、焊接或螺纹连接，可根据不同的现场需求选择不同的连接方式。连接多样，连接方便。
（3）与其它管线施工比较，施工工艺相对简单、接头少、拐弯处可不用弯头连接（弯曲半径750-1900mm），能够有效地缩短施工周期。
（4）施工时需要管线生产商提供接头专用设备（接头扣压机）和管道端点连接钢碰头。
3.2 综合对比情况
连续增强型塑料复合管与目前在用的玻璃钢管、玻璃内衬钢管等两种产品的基本对比情况如表1。
4 现场应用情况
由于项目所在油田含有三大油区，其中两大油区地势崎岖，千沟万壑，采用传统的无缝钢管进行施工作业极为困难，作业周期也较长。因此，经过调研，连续增强型塑料复合管在2013年以来陆续在项目所在油田的集油管网中引入，与无缝钢管同时投入油气集输管道施工应用。先后应用于项目所在油田地面条件最为困难的两大油区，主要应用DN100～DN150管道规格，相对于无缝钢管在地势起伏的沟壑地区的施工不便，连续增强型塑料复合管较好的解决施工困难的问题并同时减少了一定的作业周期。通过现场回访和调查，各条集油管道投产后运行效果良好，均取得了良好的经济效益和社会效益。
自进入21世纪以来，随着科学技术的不断发展，新能源的开发与利用也得到了快速的发展，但由于受到各种条件的限制，现阶段新能源仍无法完全取代石油、天然气的作用，因此，采油行业在我国仍有着非常大的发展前景。本篇论文主要分析并探讨了采油工程技术的发展及其展望。
关键词：
采油；工程技术；发展现状；展望
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。
1.1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。
1.2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。
1.3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
2.1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。
2.2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。
2.3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。
作者：刘尧 单位：冷家油田开发公司
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.
论文关键词：CCS(CO2捕集与埋存)，技术现状，应对策略，战略区域
引 言
温室气体减排已成为国际社会关注热点。2009年12月哥本哈根会议的焦点是全球气候变化与应对。在哥本哈根会议上，192个国家的代表达成共识，碳捕集与埋存技术有助于减少温室气体排放和控制全球气候变暖。中国将温室气体减排纳入了国家中长期发展规划，2009年12月中国政府向世界做出到2020年单位国民生产总值CO2排放比2005年下降40-45%的承诺。
CCS技术是世界各国研究的热点[1、2、3]，也是世界各国公认的支撑温室气体减排策略的主要技术。如何低成本的捕集CO2并有效利用CO2是CCS技术的核心。在中国现行的能源结构中，石油是仅次于煤炭的第二大能源。根据国家能源局《中国能源发展报告2009》，2009年中国的原油产量为1.89亿吨，原油净进口量为1.99亿吨，原油的对外依赖度为51.3%。保障国民经济较快增长所需的油气安全供给已成为中国社会和国民经济可持续发展的重大战略问题。发展和推进CO2的捕集、埋存与大幅度提高石油采收率相结合的技术是目前中国主动应对气候变化的有效方法之一[4]。
1 国际CCS发展现状
近十年来，在政府间气候变化专门委员会、（IPCC）国际能源署（IEA）等国际组织的发起和协调下，围绕CCS技术研发和实践的活动非常活跃。很多国家都成立了专门的研究机构。美国、欧盟各国、日本等国相继开展了CO2地下埋存的试验工作，制定了本国的CCS技术发展路线图。
目前全球正在运行三个工业规模的CCS示范项目，分别是北海Sleipner盐水层埋存CO2项目[5]、北美Weyburn油田CO2驱油与埋存项目[6、7]以及非洲In Salah气藏底水埋存CO2项目[8]。Sleipner项目于1996年投入运行，建有世界上第一个工业级的（从天然气中）捕集CO2的设施，年埋存CO2100万吨战略区域，主要示范海底盐水层安全埋存CO2技术。Weyburn项目始于2000年，通过320公里管线将美国北达科他州Beulah煤气化厂副产的CO2输送到Weyburn油田，用于提高油田采收率，年注入CO2150万吨，主要示范CO2驱油与埋存技术。2004年In Salah项目开始将从天然气中分离的CO2注入气藏底水中埋存，年注入量120万吨，主要示范陆地盐水层安全埋存CO2技术。
美国在CO2驱油方面具有四十多年的实践，拥有成熟的技术[9]。因此，在从CO2-EOR技术转向CCS-EOR技术的研发方面进展较快论文格式。目前已开展了25个地下构造注入CO2、储存与监测的现场试验。世界上已有10个以上国家已经开展和正在开展盐水层埋存CO2或油藏CO2驱油与埋存的现场存试验[10、11、12、13、14]。国际社会在有关CCS主体技术的研发已进入实质性试验阶段。中国面临着来自国际社会的压力。
2中国在CCS方面的实践与发展现状
中国政府积极推动CCS技术的发展[15、16、17]。自1988年IPCC成立以来，中国一直积极参与IPCC的会议和活动。中国气象局作为国内IPCC活动的牵头部门，组团参加了IPCC历次全会和主席团会议，阐述中国关于气候变化科学评估的基本立场，在重大问题上反映中国政府的意见和建议；同时，在IPCC评估报告中反映中国科学界的相关科研成果。自2000年以来，中国政府先后出台和了包括《中国应对气候变化国家方案》在内的一系列文件和政策法规，向国际社会阐释了中国政府积极应对气候变化的政策，以及中国政府努力推动和发展CCS技术的决心。
自2000年以来，中国政府在国家自然科学基金、国家重大基础研究计划（973）、国家高技术计划（863）和国家科技重大专项等国家层面上设立了多个CCS技术研发的重点项目和课题，并取得了显著的进展。在国家政策的引导下，国企、民企、科研院所、高校等积极参与和自主开展CCS领域的应用基础和应用技术的研究和实践活动。
2006年中国石油在吉林油田开展了中国第一个规模化的CCS-EOR试验项目。该项目将天然气所含CO2分离并注入油藏提高石油采收率，同时进行CO2的地质埋存，实现CO2零排放条件下的CO2利用与埋存的双赢。目前已转入工业扩大试验。
基于2004年“绿色煤电” 发展计划，华能集团于2008年建成了中国首个燃煤电厂CO2捕集示范工程－华能北京热电厂年捕集3000吨CO2示范工程；2009年底建成了上海石洞口第二电厂年捕集10万吨CO2示范工程。神华集团于2010年启动了中国首个CO2捕集与地质封存全流程（CCS）示范项目建设。
与国外相比，中国在CCS技术方面的研究起步较晚。经过近10年的研究，认识和掌握了关键技术。在工程实践方面，虽然规模较小，但认清了技术瓶径，具备了工业化发展的技术基础。
3石油行业在CCS方面的优势和挑战
石油行业在CCS方面的最大优势是在将CO2驱油与CO2埋存相结合[18]，可以实现社会效益与经济效益的双赢。2006年中国石油在吉林油田开展的CCS-EOR试验项目已经初步证实了这一优势。
CO2驱油技术是以CO2为驱油剂，利用其与原油混相、降低原油粘度和使原油体积膨胀等特性提高原油采收率的技术。在CO2驱油过程中战略区域，将有一部分CO2替换原油而滞留地下以及通过吸附于地层岩石和溶解于地层流体而滞留地下，实现埋存。CO2驱油过程中产出的伴生CO2气体，可经过分离（或直接）回注到油层循环利用，实现CO2驱油和埋存的双重目标，因此石油工业在CCS方面具有独特的优势。
中国的石油行业自上个世纪后期开始系统地进行CO2驱油与CO2地质埋存的研究。从目前的理论研究成果和现场试验效果看，无论在高含水后期油藏提高原油采收率，还是在特/低渗透油藏开发中建立有效的驱替系统并大幅度提高单井产量方面，均表现出显著的效果，预示着提高石油采收率主体技术的发展和进步。其意义在于不同于国外海相沉积储层的中国陆相沉积储层，在化学驱提高采收率技术广泛应用过程中储备了新的气驱提高采收率的技术。中国石油在吉林油田开展的CCS-EOR先导试验，凸显了CO2驱油技术在开发低渗透油藏的三大技术优势。
第一，CO2作为驱油剂可以在低渗透油藏建立有效的驱替系统。水驱开发低渗透油田最大的难点是补充能量困难，不能建立有效的驱替系统。而CO2驱可以在相对较大的井距下，持续建立有效的驱替系统，现场动态表明，CO2的注入能力是注水的3～4倍，且能保持稳定。同时，CO2驱具有比水驱小的井网密度和更高的产量，在经济上更具优势。
第二，CO2驱可缓解由于供液供能不足造成的低渗透油藏中高含水阶段产量快速递减问题。国内部分低渗透油藏具有原始含油饱和度低（不到45%）的特点。油田投产即含水（含水率在40%左右）。现场动态表明，经过短时间注入CO2后，就会出现油井产油量上升和含水率下降的开发阶段，上升幅度为50~120%、下降幅度为30~60%。国内低渗透油藏开发中存在的另一个问题是在水驱开发的中高含水阶段，油田整体出现产液、产油和供液能力下降，依靠注水提液技术难以维持产量稳定。对于这类油藏，注CO2可以缓解因供液供能不足引起的开发产量快速下降的趋势。
第三，实施CO2驱油技术可减少低渗透油田的压裂投资，更具经济性。国内多数低渗透油田基本没有自然产能，需要通过压裂改造才能实现工业性开发[19]论文格式。吉林油田CO2驱先导试验中尝试了不进行储层压裂直接投产方式，取得了明显的效果战略区域，根据对典型低渗透油田水驱压裂井与CO2驱不压裂井的产量对比统计， CO2驱不压裂油井的产量一直是水驱压裂油井的产量的1~1.9倍，并且由于不进行压裂，降低了运行成本，获得较好的经济效益。
国内低渗透石油资源占总资源量的一半以上。鉴于CO2驱技术在开发低渗透油藏方面的优势，应用CO2驱技术开发边际油藏将是今后一段时期国内石油行业的主要发展方向之一。与国际前沿水平相比，中国的石油行业在CCS-EOR方面还面临两大技术挑战。
第一，CO2驱大幅度提高石油采收率技术。根据目前国内外的共识，CO2混相驱提高石油采收率的幅度在10-15%，CO2非混相驱提高石油采收率的幅度在8-12%。与国际上的应用对象不同，中国主要应用CO2驱油技术开发难动用储量和提高水驱后油藏的采收率。由于国内陆相沉积原油的含蜡、含胶质、沥青质量高以及凝固点高等特点，中国东部许多油田难以达到CO2混相驱条件。因此，通过扩大波及体积、改善混相条件、增加注入量等手段把CO2驱提高的采收率增加到15%左右，是东部地区油田CO2驱大幅度提高采收率的主要技术挑战。西部地区是中国发现新储量、产量接替的地区，需要针对西部大量低渗/特低渗油田的特点，逐步开展提高动用率和混相驱大幅度提高采收率的应用基础和应用技术研究。
第二，地下埋存CO2的能源转化技术。上世纪末日本、美国等提出能源转化的思路。例如，利用自然界的产甲烷菌，通过生物学、化学和地球物理学等学科的交叉，建立微生物或生物反应系统，将CO2转化为CH4。利用产甲烷菌进行油藏埋存CO2的能源转化是对CCS-EOR架构的拓展，对中国石油行业更具有战略意义，可实现CO2驱油提高采收率、CO2埋存以及CO2转化能源的三重功效。核心技术是筛选和培育在高温、高盐、高压等条件下高效利用CO2产生CH4的菌种。目前国内已有多家单位开展了利用微生物地下再生甲烷技术的探索与研究。
4 中国发展CCS的策略及实施建议
中国已将减排CO2内容纳入能源发展的中长期规划。结合中国现阶段在CCS-EOR方面的实践和技术特点，建议中国分阶段实施CCS技术。
第一阶段，利用成熟技术，实施优势产业部门的CCS技术集成与示范。例如，利用含CO2天然气开发过程中分离出的高纯度CO2或工业乙醇制造业副产的CO2，进行CO2驱油与埋存的先导性试验与示范。
第二阶段，跨产业部门的技术集成与工业化CCS技术试验与示范。针对精细化工、煤化工等部门产生的较高纯度CO2，进行CO2驱油与埋存的工业示范。
第三阶段战略区域，跨部门实施工业化的CCS；对普通燃煤电厂捕捉的CO2，进行工业化的CO2驱油与埋存，建成广义的CCS-EOR产业链。
根据中国目前乃至今后CO2排放源相对集中分布的特点和油气藏的总体分布特征，初步规划八个CO2驱油与埋存的战略区域。
①松辽盆地CO2驱油与埋存区
松辽盆地是中国蕴藏丰富油气资源的重要油气生产区。大庆长垣中高渗储量和长垣外围低渗储量平分秋色。前者已进入特高含水期，利用CO2驱技术仍具有进一步提高采收率的潜力；后者水驱开发效果差，从目前已开展的CO2驱油试验看，前景良好。CO2驱既能改善储层的物性，又能提高单井产量和采收率，可以作为油气战略储备基地进行工业规模的CO2驱油与埋存。松辽地区距油田百公里的范围内分布有多个乙醇厂、化肥厂和化工厂，它们副产的大量高纯度的CO2，是开展CO2驱油和埋存的物质基础。
②海拉尔/二连盆地CO2驱油与埋存区
海拉尔/二连盆地具有十亿吨以上的油气资源规模，属典型的特低渗油藏。发育含火山质储层，强水敏特征，水驱开发极其困难，油品多属轻质油，注CO2易于混相，能较大幅度提高采收率。在该地区煤炭资源极其丰富，具有很多电厂，并准备启动IGCC项目，产生大量较高纯度的CO2，有着进行CO2驱油与埋存得天独厚的条件。
③环渤海CO2驱油与埋存区
环渤海地区主要包括胜利、大港、辽河、冀东、华北和渤中等油田，具有近百亿吨油气资源，是中国最重要的油气生产基地。相对较浅的上第三系储层已进入特高含水期，需要通过CO2驱提高采收率，这套储层在渤海湾地区分布稳定，其中还发育丰富的水体是作为盐水层封存CO2的有利区域；相对较深的下第三系储层、埋深大、水驱效果差，但油品性质好，适于CO2混相驱大幅度提高采收率。环渤海地区发电厂、化工厂较多并排放大量CO2。特别是在滨海新区准备启动相当规模的IGCC项目，同时排放大量高纯度的CO2，所以进行CO2捕捉并埋存战略区域，既保护环境又提高采收率，是实现双赢的有利场所。
④鄂尔多斯盆地CO2驱油与埋存区
鄂尔多斯盆地是中国油气资源最丰富的地区之一，区内有长庆油田和延长油田等。该区内发育的三叠系储层，属典型的特低渗储层。水驱采收率低，但油品性质好、地温梯度低，适于CO2混相驱大幅度提高采收率论文格式。该地区已建和在建多个大型煤制油和煤化工项目，将产生大量较高纯度的CO2。该地区是CO2埋存和驱油相结合的有利地区。
⑤新疆三大盆地CO2驱油与埋存区
位于中国西部边陲的塔里木、准噶尔和吐哈盆地油气资源丰富，油品性质好，易于实现CO2的混相驱。在该地区运行的多个大规模化肥厂副产高纯度的CO2。另外，新疆地区煤炭资源丰富，正在筹备多个煤化工和燃煤发电项目，具备实施CO2埋存和驱油一体化发展的有利条件。
⑥中东部CO2驱油与埋存区
该地区涵盖中原、南阳、江苏、江汉等油田，油气资源较丰富。目前上述油田正在主攻提高采收率的主体技术。该地区分布有很多化工厂和发电厂，排放纯度不等的CO2。中原油田和江苏油田的前期试验表明，CO2驱提高采收率技术有较好的应用前景，该区是CO2驱油和埋存结合的理想区域。
⑦近海地区CO2驱油与埋存区
中国近海地区已经发现了多个油田，特别是在南海地区发现了含CO2的天然气资源，开发天然气资源需要解决CO2排放问题，因此，该地区也存在CO2埋存和驱油相结合的有利条件。
⑧晋陕地区提高煤层气采收率和CO2埋存区
晋陕地区有着丰富的煤炭资源和煤层气资源，是中国最有可能规模化实施提高煤层气的采收率（ECBM）的地区。该地区发电厂集中，产生的CO2数量较大。是构建火电厂捕集CO2、注CO2到煤层提高煤层气的采收率（ECBM）和进行CO2埋存的理想地区。
上述八个战略区域的资源特点各有不同，构建CCS产业链所需的关键技术也不同，应在统筹资源特点和技术经济条件的情况下，按照三阶段实施的原则，规划和部署CCS产业结构。在实施CCS技术的过程中，应遵循先易后难、积累经验、逐步推进、和谐发展的原则。在发展CCS技术的过程中，要以科技创新作为突破口，全面提升中国CCS-EOR方面的科学技术水平和自主创新能力，全面提升科技进步对发展经济和节能减排的贡献。目前战略区域，亟需在上述地区开展技术可行性论证，适当安排先导试验。鉴于上述地区已有大量的石油钻探和煤层开采的翔实资料，建议在国家统一规划下，尽早展开系统地CO2埋存与驱油的潜力评价，为尽快形成中国CCS的总体构架和制定中国的CCS路线图奠定基础。
5结 语
①CCS技术是解决全球气候变暖问题的最具发展前景的解决方案之一，许多国家都开展了相关的研究并进行了实质性试验，中国面临着国际社会的压力。
②中国的国情、发展阶段和能源结构决定了现阶段CCS最为可行的做法是走CO2捕集、埋存与油气田提高采收率（CCS-EOR）相结合的道路，既实现CO2减排的社会效益，又产生巨大的经济效益，是当前CCS的最佳实现途径。
③中国的石油行业将充分利用油气资源及其开发技术的优势，大力推动CCS技术的发展，积极攻关当前的瓶颈技术，储备未来地下埋存CO2的能源转化技术，为CCS技术的工业化推广奠定基础。
④根据中国油气煤等资源特点、CO2排放源的分布现状、CCS-EOR的实践和技术现状，提出了分步实施建议，规划了八个CO2埋存与驱油区域。
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