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油田化工应用技术范文1
[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。
油田化工应用技术范文2
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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油田化工应用技术范文3
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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油田化工应用技术范文4
中国石化作为国有特大型骨干企业，是能源生产大户，也是能源消耗和污染物排放大户。多年来公司始终坚持把节约资源作为企业持续发展的重要任务和义不容辞的社会责任，通过深化改革、强化管理、优化资源配置、依靠技术进步，中国石化集团公司节能减排工作取得了较大成绩。
2005―2007年，中国石化集团公司的原油产量、原油加工量和乙烯产量逐年增加，但生产过程的能耗、物耗、污染物排放却逐年明显下降。公司万元产值综合能耗从2005年0.91吨标煤下降到2007年的0.82吨标煤，累计降低9.89%，相当于节约810万吨标煤。2007年与2005年相比，油气生产综合能耗下降6.43%，炼油综合能耗下降3.36%，乙烯综合能耗下降2.17%，热电企业供电能耗下降2.73%；COD排放总量2007年比2005年下降11.92%。
目前，公司上下已经形成了全面深入开展节能减排工作的良好局面。
一、主要做法
一是切实加强领导，建立健全节能减排组织体系。作为“重点型”中央企业，中国石化成立了由王天普总裁牵头的节能减排工作领导小组，并设立了节能减排办公室和节水办公室，形成了一个多层次、上下衔接、运转有效的节能减排管理工作体系。
二是建立了节能减排工作问责制和节能减排考核体系。公司按照国资委建立节能减排工作问责制的要求，建立起目标明确、责任落实、措施到位、一级抓一级、一级考核一级的节能目标责任和考核制度。制定下发了《中国石油化工集团公节能管理办法》和《集团公司节能目标责任评价考核办法》，对事业部和企业的节能目标、节能措施、节能基础管理等各项指标进行全方位考核，并将考核结果纳入到经济责任制考核体系。
三是强化基础管理，扎实做好基础工作。建立了节能减排季度例会制度。总裁班子每季度组织一次节能减排季度例会，有力地加强了对节能减排工作的指导、检查和监督，全面促进节能减排工作；完善了节能统计指标体系。编制印发了《中国石油化工集团公司节能统计指标体系》，按专业设立节能统计指标体系，统一规定关键指标的计算范围和计算方法，成立了中国石化节能监测中心和中国石化节能技术服务中心。按照国资委和发改委要求，中国石化进一步完善节能减排监测网络，分别成立集团公司节能监测中心和集团公司节能技术服务中心，为总部相关管理部门、事业部和企业节能管理提供政策研究、决策支撑与技术服务。
四是通过结构优化调整，大幅降低能源消耗水平。中国石化通过对重点炼油化工企业实施技术改造，促进了装置规模大型化和集约化，提高了炼化企业的集中度。同时，加快淘汰落后产能，积极推进产业结构调整和升级。
五是加大节能科技开发工作力度和节能技术推广力度。中国石化全面推广已列入国家发改委重点推广的成熟节能技术。并重点推广了以下节能技术。油田板块：推广利用节能型抽油机和抽油系统、注水管网、工艺优化设计技术、优化热力、电网供电系统及密闭集输工艺等成熟技术；人工智能采油系统、游梁式抽油机节能改造、实施网电钻井、提高注水系统效率等节能技术。炼化板块：推广加热炉强化传热技术，提高加热炉效率；推广机泵叶轮切削技术、变频调节技术，降低机泵电耗；推广应用电网谐波整定技术，提高电网功率因数；推广换热器在线清洗技术，提高换热效率等。化工板块推广利用吸收式热泵（AHT）在合成橡胶凝聚装置上的应用技术，扭曲片管强化传热技术，裂解炉空气预热节能技术，氨合成回路分子筛节能技术。
六是加大投入，全面实施节能减排重点工程。集团公司05―07年节能减排项目共安排投资114亿元。油田板块：重点安排了专项节能或与节能降耗相关的项目。炼油板块：启动了九江石化等32个低温热利用项目；化工板块：重点推广和实施乙烯裂解炉空气预热技术，重点推广和实施乙烯裂解炉扭曲片强化传热技术，组织 “14万吨/年己内酰胺成套技术”和煤气化装置等技术攻关。公司于2007年8月份向国家发改委上报的22个节能项目被国家发改委列入节能技术改造财政奖励项目，截止到2007年底，已经到位财政奖励资金1530万元。
七是抓好重点污染物的治理。中国石化自2004年起对突出的污染问题进行治理，力争在“十一五”前期，解决与现有标准规定和要求不相适应的环保问题。
八是树立循环经济观念，扎扎实实落实工作措施。强化节水管理，落实节水减排方案。积极开展“三废”综合利用，“三废”治理和综合利用水平不断提高，由2003年的1亿元提高到2006、2007年的3亿多元。
二、“十一五”节能减排工作规划
（一）“十一五”节能目标
节能目标：到2010年，中国石化集团公司万元产值综合能耗从2005年的0.91吨煤降到0.81吨标煤，相当于节约969万吨标煤；油（气）开采综合能耗从2005年112.0千克标煤/吨下降到85.7千克标煤/吨,下降23.5%；炼油综合能耗2005年的68.6千克标油/吨下降到62.0千克标油/吨，下降9.7%；化工乙烯解装置综合能耗从2005年的684.43千克标油/吨降到650.0千克标油/吨，降幅5%；销售吨油品耗电从2005年的4.7度下降到3.7度，下降21.3%；热电企业供电能耗从2005年的370.81克标煤/度下降到350克标煤/度，下降5.6%。
环保目标：强化外排污染物的有效监控，不发生重特大污染事故。外排污染物达标率达到95％以上，建设项目环保“三同时”执行合格率达到100%。到2010年，80％以上的企业达到清洁生产企业标准。外排主要污染物COD和二氧化硫量总体分别减少10％以上，危险固体废弃物处理利用和妥善处置率达到100％。
节水目标：建立规范的用水、节水管理体系和科学合理的用水、节水奖惩机制，实行定额管理，工业水重复利用率等指标达到国家工业企业领先水平，逐步靠近国际先进水平，把中国石化建成节水型大型企业集团。到2010年，5年累计节约用水8亿方，万元产值取水量达到11立方米/万元以下；加工吨原油取水量0.65m3；工业用水重复利用率保持在95%以上。
（二）重点工作安排
一是强化管理，促进节能减排工作深入开展。
二是优化调整能源消耗结构。加大压烧油工作力度和资源优化利用。继续实施各项煤代油、焦代油、气代油、电代油工程。优化炼化企业制氢原料和氢资源；做好炼厂气体，特别是催化裂化碳二组分中乙烯和乙烷的回收利用；做好炼厂碳四、芳烃等资源的优化利用。
三是加快淘汰落后生产能力。抓好产业结构调整。加快南化资源优化项目、川维配套川东气田开发项目等一批优化项目的建设投产；关停小炼油、重油制氢、小锅炉、中压纯凝发电机组等一批高能耗装置。淘汰低效高耗的钻井设备、老旧电器设备。计划利用1―2年时间，投资3.5亿元，油田更新淘汰S7及以下型号高耗能变压器。积极加快炼化企业布局调整和装置结构调整。通过实施工艺技术创新，采用高效设备，提高炼油设施的效率；逐步淘汰工艺落后、规模小、资源能源消耗高、污染重的生产装置，实行规模化经营，建立千万吨以上的炼油生产企业，提高资源的利用效率。
四是加快实施重点节能项目。油田：“十一五”期间实施10个方面的重点节能降耗技术改造工程，累计实现节能量100万吨标准煤以上。完成高耗能变压器的更新改造工作。继续开展胜利、河南两家油田企业的燃料替代工程。在各生产系统推广应用抽油机新型拖动技术、油井集中供配电等成熟技术，提高系统效率，降低电耗。针对系统与能力不配套的问题，逐步实施地面工艺系统的节能改造，通过优化流程、简化站点，降低系统能耗。在节水、节电、节约自用油、节约天然气等方面建立节能项目储备库，并进行优化排队，不断完善和实施。强化老油田开发注采结构调整，控制无效液量产出。开展生产系统合理用热、油田产出污水合理综合利用等调研工作，完成供配电系统能耗测试和水平衡测试。
炼油：“十一五”期间重点做好以下工作：新建炼化企业全厂节能规划；典型炼化装置的节能工作；重点节能专项改造项目；抓好节电专项工作；蒸汽优化专项工作。
化工：“十一五”期间重点做好以下工作：继续推广跟踪沼气发电、利用螺杆膨胀机发电等新技术的实施效果，总结经验，条件成熟后推广实施。对烟气余热回收、疏水器改造、保温、保冷材料更换等企业普遍存在问题的薄弱环节，加大力度进行集中整改。推广APC先进控制技术。开展动力系统优化和低温余热的回收与利用工作。
油品销售：大力推动机关带头节能。突出抓好加油站节能。狠抓物流优化节能。加快开发、推广、应用以现代信息网络为基础的智能调度指挥系统，整体优化一、二次物流，继续整合关闭低效油库，不断提高物流环节节能降耗水平。适当投资技术节能项目。
五是加快节能减排技术研发。加快节能降耗技术攻关。加强环境友好产品的科研开发和推广应用。加快环境治理新技术开发和推广应用。研究开发无有毒有害的原材料，“三废”生成量少，最终实现“零排放”的新一代环境友好工艺技术；加快通用合成树脂材料高性能化技术的开发，从源头解决环境污染问题。
六是加快节能技术产业化示范和推广工作。油田：重点示范推广“煤、气代油”以及利用污水余热代油等燃料替代技术、新型抽油机拖动技术、能耗最低机采系统设计方法、机采系统变压器集中供配电技术、供配电网优化运行负荷技术、伴生气回收技术、污水处理回用回注技术等一批节能降耗成熟技术，引进和推广先进高效电动机、高效节能变压器、高效燃烧器、节能型抽油机、高效分离设备等新型节能降耗设备和产品。
炼油：提高电网、电机运行效率。推广变频和叶轮切削技术。优化蒸汽系统运行。提高三炉四机运行效率。推广换热器在线清洗技术，提高换热效率。
七是抓好规划设计和终端用能两个源头的节能降耗管理。建立和严格执行建设项目节能篇的编制、评估和审查制度。新建项目必须设置先进合理的能耗指标。在项目管理上坚持做到节能措施与主体工程的“三同时”。采用先进技术，优化设计方案。规范节能节水产品采购管理。
油田化工应用技术范文5
[关键词]应用技术；有机化学实验；教学改革
在教育部的推动下，由35所地方本科院校发起的应用技术大学(学院)联盟于2013年6月在天津成立。重庆科技学院作为应用技术大学(学院)联盟的副理事长单位，将按照建立现代职业技术教育体系、推动高等教育分类管理、服务现代产业发展的要求，探索中国特色应用技术大学的办学体制，推动中国高等教育的分类办学和特色发展，促进学校更好地服务重庆区域乃至全国的经济与社会发展。有机化学实验课程作为我校化工相关专业必修的实践课程之一，为适应应用技术型高校的发展和建设，其改革的迫切性更加明显。我校化学化工学院根据不同专业的要求，对原有的有机化学实验教学模式进行了稳步改革和实践，对实验的教学内容、方法和目标作了相应调整，初步构建形成了新的有机化学实验教学体系，取得了良好的教学效果[1,2]。同时，由于某些条件限制，有机化学实验课程的改革与实践中也遇到很多问题，需要进一步研究解决。
1存在的主要问题
1.1对学生自主实验能力的培养不够
目前的有机化学实验教学，通常的教学方法和顺序是由教师先行讲授实验目的、实验原理、操作步骤及注意事项等，在讲解过程中配合演示相关仪器和反应装置的安装和使用方法，然后由学生按照既定步骤模仿实验，自行操作并重复实验过程。学生必须在规定的时间内，使用规定的实验仪器设备，按照教师讲授的实验方法和步骤，完成规定的实验内容。实验结束后再按照一定的格式完成并上交实验报告。在这样的教学过程中，学生一般很少思考解释实验过程中出现的现象，更不会主动分析遇到遇到的问题。这种“照方抓药”的教学方式容易造成学生思维定势，抑制学生学习的创造性和积极性，不利于学生将学到的理论课程知识运用到相关实验中进行实际运用。学生往往把做实验当作完成任务，其独立思考和操作的能力难以通过实验教学得以提高和发展。
1.2对学生环保意识的培养和教育不足
有机试剂和药品大多易挥发、有毒性。实验教学过程中通常会产生废气、废渣、废液等污染物。针对有机化学实验的这一特殊性，必须在实验的全过程中采取适当的治理与防护措施，尽量减少对周边环境的污染，避免损害师生的身体健康。目前的教学模式下，虽然教师在教学过程中一般会强调注意某些有毒有害物质，但是对于如何处理这些物质、如何通过改进实验降低可能的污染等方面却涉及较少，对学生环保意识的教育不足。部分学生在做实验过程不按照标准的操作规范进行，导致产生不必要的副反应和污染物。有些学生做完实验后趁老师不注意将实验产品或者废液废渣等随意丢弃到普通垃圾桶，甚至排放到水槽流入下水道，造成一定的环境污染。
1.3开设实验与生产科研实际的联系不够
学校建设初期对实验室的投入不够，导致开设的实验通常是相对简单和易于实施的。实验的工艺往往在实际生产或者科学研究中运用较少或过于陈旧。比如有机化合物熔点测定还依旧沿用的毛细管测定法，虽然仪器简单、成本低廉，但是该方法不够准确，操作也非常麻烦。目前的实际生产或者科学研究中一般都已采用熔点仪进行测定。随着实验室建设投入的不断增加，实验条件已经大为改善。基于应用技术大学的办学思路，需要加强实验内容和生产实际的联系。
1.4实验成绩的考核不够合理
有机化学实验课程的成绩基本上是由平时成绩和实验报告成绩两部分组成，考核办法过于简单、粗糙。有机化学实验的预习过程同样非常重要，但这一过程我们无法有效监督和评价，导致部分学生临时抱佛脚，甚至压根就没有预习。平时成绩主要是考勤和实验记录的查验，由于同时进行实验的学生较多，无法真正对每个学生的操作进行评判。学生对实验报告的书写往往也是大量照抄课本或者讲义，没有实事求是的记录真实的实验过程，讨论实验中遇到的问题和解决方法。考核方式不能充分而准确地反映学生的实验技能和操作水平，考核的成绩与从实验过程中获得的知识与能力往往不太一致，成绩评定存在不合理性。
2改革的主要措施和思路
2.1强化学生自主实验过程
为了改变“照方抓药”的教学方式，提升学生自主实验的能力，我们从预习监督、过程引导和课后补充等方面进行了改革和实践。学院已引进实践课程预习监督系统，要求学生在每次实验课开始前完成相关的预习工作，合格之后才能开始实验。在网络系统中，学生可浏览观看相关实验教学的视频和教程，自主学习之后完成测试并提交预习报告。目前该系统正在调试中，根据实验涉及到的相关知识点和可能出现的问题编排了相应单元的各种程序，试用取得了较好效果。预习监督系统的使用加深了学生对实验课程预习重要性的认知，保证了预习的质量和效率，强化了学生自主实验的意识。在实验课堂上，教师除了讲解相关的知识和演示操作外，还重点引导学生自我发现和解决实验过程中遇到的问题。每堂实验课程至少由两名教师进行指导，加强对实验过程的监督，教师实时地与学生进行交流和互动。当某一学生的实验出现问题后，与其他同学及时讨论和分析，引导学生自己解决问题。当某一学生高收率地得到性状良好的有机产品时也及时与其他同学分享成功的喜悦。这种过程引导的方法提高了学生自主实验的积极性，同时还可刺激学生相互竞争，使其更加认真地投入到实验之中。有机化学实验课程结束后，为学生提供了课后补充实验，学生可以通过自己查阅文献，设计实验方案，再以学生科技创新项目的方式获得一定的经费支持并开展实验研究和操作训练。这一形式有效弥补了课堂实验时间不足、锻炼不够的问题。
2.2推行绿色有机化学实验的教学理念
结合绿色化学的基本原则[3]，我们强调从源头上减少或消除有机化学实验可能造成的环境污染，注重在实验过程中强化对学生环保意识的培养，并对无法避免而产生的有毒有害物质进行专业处理。首先，在有机化学实验项目的选择上尽量注重环保，降低整个实验过程可能出现的污染，尽量减少废弃物的产生。根据教学大纲的要求，对有些必做实验项目的方案进行合理改进，由教师以身作则地践行绿色环保的理念。以乙酸乙酯的合成为例，传统方法采用浓硫酸作催化剂，学生使用时比较危险，而且反应完后即被作为废液处理。我们改用固体酸催化的方法，以硫酸氢盐作催化剂，实现了催化剂的循环使用。教师在课程中反复强调实验安全和环保意识，及时纠正学生错误的行为，坚决制止学生对实验“三废”的不当处置。在对废弃物的收集和标记上单独给学生进行了培训。针对可以回收利用的较大量试剂，向学生讲解回收方法并要求进行集中回收。比如在做有机物萃取实验时会产生大量的乙醚萃取废液，通过蒸馏和精馏的方法可以对乙醚进行回收再利用。另外，实验室专门设置了实验废弃物的回收地点和容器，由专业机构对收集到的废弃物进行处理。
2.3增设有机化学品生产和科研实验项目
除了教学大纲要求的必做基础实验外，结合精细化学品的生产实际以及学院教师的科研课题，我们尽可能地增设了一些与实际生产联系紧密或与科研课题自成一体的实验项目。比如学院建设完成了生产能力为1.5万吨/年的丙烯酸甲酯生产装置，本装置用丙烯酸和甲醇为原料经过离子交换树脂的催化作用连续转化生成丙烯酸甲酯，反应生成液经闪蒸、脱重、萃取、精制等步骤处理得到合格产品丙烯酸甲酯。学生可以利用开放实验或化工设计的机会到装置现场进行学习和操作，在中控台进行各个工段和单元过程的虚拟仿真生产，其过程和真实的工厂生产基本一致。另外，结合我院研究特色，我们还开设有机催化反应、油田有机化学品合成和有机药物制备等科研型实验项目，面向高年级学生开放，让部分学生参与教师的科研项目，提前熟悉企业或科研院所的工作氛围。这些增设实验项目有力地提升了参与学生的有机化学实验操作技能和技巧，为学生毕业工作和考研升学提供了有效保障。
2.4优化实验成绩的考核方式为
了适应应用技术型大学建设的需要，有机化学实验课程的考核需转变为考核学生实际操作技能为主。如前所述，预习监督系统的使用保证了预习的质量和效率，同时也为预习成绩的准确量化提供了数据支撑。在平时成绩的考核上，我们改变了以往主要以产品收率衡量实验成败的方式，更注重对学生实验态度和解决问题能力的评判。我们制定了详细的评分参考标准，在对每一个学生进行实验指导和监督的同时打分，保证了平时成绩的客观性和实时性。另外，在整个有机化学实验课程结束后增加了笔试考核，对学生的基本理论知识、设计方案能力进行考核计分，弱化了实验报告的分值权重。通过实践证明，这样的考核方式更有利于保障实验教学效果，端正学生学习态度，有效提高学生的实验操作水平。
3结语
实验教学的改革是一个长期和不断完善的过程。采用上述改革措施和思路，我们在有机化学实验课程的实践中取得了不错的效果，优化了课程体系。实际上，在其它方面如师资队伍的建设、规章制度的健全、安全保障措施的完善等方面我们也做了积极探索，但由于制度和经费的限制，还存在许多问题亟待解决。我们将不断更新教育理念，继续稳步推行有机化学实验的教学改革，探索更加适用于建设应用技术型大学的科学实验教学体系和管理运行机制。
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油田化工应用技术范文6
关键词：高职院校 化工 实训基地场景化
一、前言
实训基地建设是高职院校基础能力建设的核心之一，是服务社会、提高教育教学质量和办学效益、抓好高职院校内涵建设、增强综合竞争力的着力点和重要途径。为此，教育主管部门及各高职院校应高度重视、加强管理，努力把实训基地建设成为集教学、培训、职业技能鉴定和技术服务等于一体的社会效益与经济效益俱佳的实体。
在当前“工学结合”不十分紧密的情况下，要培养与职业技术岗位“零距离”接触的学生，就需要研究和实现具有特色的高职校内实训基地，对于改善办学条件、彰显办学特色、深化学校内涵建设，提升人才培养的质量具有极其重要的意义。
二、国内外发展现状
1.国外发展现状
从世界范围来看，国外实践性教学的成功实例也很多，许多国家已经积累了很多的宝贵经验。
德国“双元制”培训模式：德国职业技术教育被喻为德国经济腾飞的“秘密武器”。 “双元制”职业教育制度是德国独具特色而且卓有成效的职业教育制度，是国家立法支持、企业与职业学校密切配合、实践与理论并举的职业教育制度。这是一种建立在宽厚的专业训练基础上的、综合性的并以职业活动为核心的课程结构。实践证明，“双元制”培训模式体现了学校、企业在文化知识教育和职业技能训练上分工合作、理论与实践紧密结合以及学校和企业资源共享的原则。
美国的社区学院：社区学院是美国高等职业技术教育的一大创举。社区学院立足于社区，致力于社区服务，布局分散，人学条件宽松，收费低廉，课程实用性强、灵活性大，能适应各种类型学生的不同需要。社区学院积极与企业开展合作教育，双方签订合同，学生在校学习基本理论，每周有一段时间或有专门假期到企业工作或实习，企业提供劳动岗位和一定的劳动报酬，学校派教师到企业指导学生实习，并沟通学校与企业双方的要求。
2.国内发展现状
我国高职教育实训基地的发展模式，对我们国家总的来说还是新的课题，总的来说是一个探索的过程。我们感觉到这个时期要想推动职业教育的发展，实训基地建设是重要的环节，这是我们认识和积累的过程。我国高职教育实训教学和实训基地的理论研究和实践探索总体上取得了较大的成功，实训教学作为高职教育主体教学的地位已经确立。
西南师范大学的辛治洋《世界职业技术教育的发展趋势》介绍了国外的三种培训模式，（1）学校模式；（2）“双元制”模式；（3）以企业为主的培训模式，另外还有工学交替模式。壮国祯在《发达国家高等职业教育实训基地建设的基本经验及启示》中，分析了德国、美国、澳大利亚及韩国等发达国家高等职业教育实训基地建设的基本做法及对我国高等职业教育实训基地建设的启示，指出我国应在方法、机构设置、投资模式等方面做出改革。青岛职业技术学院提出“工学结合”的基地建设模式。
总的看来，我国高职院校在借鉴国外职业技术教育实训教学体系构建的成功经验基础上，我国高职教育正积极探索建立有自己特点的实训教学体系，并取得了一些成绩，但目前的实训现状有如下的缺点和不足：实训内容缺乏系统性，实训方法机械；实训项目缺少完整系统分析，与课程建设、专业建设、教学团队建设对接程度低，实训的生产过程只重视生产环节的操作规范，忽视实际生产前的任务分析、原材料和设备备选方案的论证，忽视工艺方法和员工素养、人员组织的优化的要求、标准的制定，也不重视生产后的产品验收、评价，以及对产品工艺及设计的改进等。以为把企业引进学校以后，只要组织学生实训，生产出产品，就达到了引企业人校的目的。
三、化工实训基地场景化研究与实现
1.企业场景化的实训基地运行机制的研究与实现
研究高职化工实训基地企业文化的研究与实现，在化工实训基地控制区域内，引人企业管理理念、安全文化，企业文化与校园文化共融，建设全真企业场景，教师和学生、学员真实体验化工厂氛围，亲身体验石油化工优秀企业文化。让文化渗透在教学环境设计、教学实施过程中。
2.企业场景的化工实训课程教学资源库的研究与实现
依据石油化工企业生产规范、企业操作技能评价方法、安全应急预防体系、行业发展等方面进行，建设专业标准案例库、多媒体课件库、试题库、现场图片库、现场教学录像库、化工生产操作事故案例库、企业文化展示库等，介绍国内外石油行业企业的发展态势、新技术和新工艺、产品及人才市场信息、应用技术研究成果等行业信息；涵盖典型生产装置的岗位操作规程、现场应急处置预案、HSE监督工作方案、安全操作技能的国家职业标准；包含“化工总控工”、“精馏工”等工种职业资格鉴定试题，实训操作考核评分表，实训操作方案编制模板。开发典型生产装置实景模拟仿真及培训考核，培养化工生产规范操作意识，提高学生和员工的观察力、逻辑判断力、紧急应变能力。
3.服务于企业场景化实训基地的教学团队建设的研究与实现
研究提高教师实训项目设计能力、实际操作能力，理实一体化课程教学能力的有效途径，培养教师创新能力，利用教师自主研发的油田化学品技术实施全真油田化学品生产实训，建设三师型实训教学团队。
四、小结
化工类高职院校在已建成的高标准的硬件基础上引智，引人真实企业场景，统筹基地功能，深化引企人教，把企业生产和发展的诸多要素渗透到职业教育人才培养的全过程，把产业发展对员工职业能力的要求渗透到专业建设的各方面，以求达到游刃有余地在不同时间组织基础不同的学生、学员实施个性化的实训。除满足高职学生的实训要求，更要满足企业员工培训及技能鉴定的要求。因此，研究实现真实场景化的实训基地，发挥文化育人功能，合理有效地管理实训基地迫在眉睫。
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