油罐逐级充水预压固结吹填土地基

油罐建在吹填土地基上,由于吹填土强度低、稳定性差,不能满足要求。所以我们利用钢罐逐级充水的荷载,使地基逐级固结,达到了预期强度,满足了建罐要求。 1 地质概况吹填土及表土下依次系褐黄色亚粘土(承载力为6OkPa)、灰色淤泥质亚粘土(承载力65kPa)、亚砂土(65kPa),淤泥质粘土(承载力5OkPa)、暗绿色或黄色硬土(承载力220kPa)。地基土层物理力学性能指标如表1。     

软弱地基上油罐环墙最终沉降量的推算

一、工程概况本工程为4×2万 m~3油罐群,罐体直径40.5m,座落在胜利油田孤岛首站西北。场区地质为第四纪黄河冲淤积新近粘性土,地质勘探资料表明,从地面以下8m～16.5m 之间是淤泥质粘土层。设计采用梅花形砂袋井堆载预压法处理地基,桩长18.5m,桩径10cm,桩中距1.5m,加固范围φ45.1m。     

防止砂桩缩颈和断桩的施工方法

在振动沉管灌砂桩基础工程进行试桩中发现不正常的现象：当套管沉到标高后，在边振动、边拔套管、边灌砂时灌入的砂量小于计算的砂量。经过分析，认为直接的影响因素如下：（1）地质情况。表层为亚粘土厚约3m，第二层为粉砂层厚约2．sin，第三层为淤泥夹层厚约3m，再往下为粗砂层。拉长12m，已进入粗砂层3m左右，地基中淤泥层是不利地层，粉砂层次之。（2）为了省去预制极帽这道工序和减少安装桩帽给沉桩施工带来的麻烦，砂桩施工选用套管底部为三瓣式开关装置的桩机，套管下沉时把三瓣开关关闭，当套管沉压到设计深度后，把套管内和套管项…     

强夯置换结合强夯法处理液化土软地基

哈拉哈塘试采原油处理工程在设计中遇到了场地地基土的稳定性较差,且拟建场地10m以上均为液化土层,各土层均不能作为建构筑物天然基础持力层的情况,这就需要进行人工地基处理.本项目确定场地处理方案为强夯置换结合强夯法,强夯处理深度为10m,处理目标为置换淤泥层并消除地基液化沉降.置换采用碎石墩,墩体材料采用级配良好的碎石等坚硬粗颗粒材料.施工要求清除表层全部腐殖土,第1遍以边长8m的正方形中心为夯击点,能级8 000 kN;第2遍插夯,能级8 000 kN;第3遍插夯,能级4 000 kN;第4遍满夯,能级2 000 kN.处理后的复合地基承载力特征值为280 kPa,压缩模量为15 MPa,满足设计要求.     

5万吨油罐地基的设计与研究

辽河油田坨子里地区从自然地面以下8.5m为饱和软土层,其土壤允许承压力为8t/m~2,而5万吨油罐所要求的土壤承压力为22t/m~2以上.因此必须将软弱地基中的孔隙水迅速排走,即在罐体充水预压时,使土中孔隙水压力从增加再到消散,下卧层土颗粒压力的增加及其固结度的增长达到80～90%以上,以增加土壤强度,使之满足承载力的要求. 1.设置砂井设置砂井是为加速软弱地基下卧层的排水并加快土壤固结.为确保5万吨油罐(日本进口)的地基不发生问题,地基采用了砂袋井.砂袋并的直径为130mm,间距为     

充水预压建造大型油罐

本文介绍东营原油库在软土天然地基上,采用砂垫层预抬高基础、充水预压法,建造6座2×10~4m~3油罐的经验。在把握了地层,特别是浅地层的均匀性,结合本地区轻亚粘土及夹砂薄层渗透固结的有利条件,在天然地基上(即地基未作任何处理)进行监测控制充水预压,从而降低了工程造价,并能较快地投产使用。     

外浮顶钢油罐岩土工程地基处理与检测

南一油库改造工程是大庆油田有限责任公司南一油库扩建的1座大型外浮顶钢油罐的建设工程,该罐直径为80m,高为20m,容量为10×104m3;基础形式为钢筋混凝土环梁基础,基础拟埋深为2.1m。该工程经过岩土工程内、外业勘察、分析及计算确定,第二、三层土没有达到设计要求的基础持力层、地基承载力特征值和土的压缩模量值,通过采用强夯置换法对地基进行了加固处理,处理后效果显著,满足了设计要求。     

立式加热炉衬里的拆除与重做

广西湛江某外资炼油厂购进加拿大鲍尼菲斯炼油厂150万t人生产装置的二手拆迁设备，我公司承接了安装施工。其中，奥尔康加热炉B751，加热能力1．26x10‘勺几，护体外径6m，护体高度10．sin，设备总高45．7m，总质量270t。炉体第一层重质耐火混凝土衬里厚190mm，第二层轻质耐火隔热衬里厚110mm。由于原有护体衬里部分脱落、部分龟裂，再加之整体吊装需用大型吊车，所以厂方决定将村里全部打掉，四块炉体安装后重新衬里。炉体村里材料原设计压力3．15MPa，设计温度1100t，耐火混凝土常温抗压强度大于ZMPa，耐火度不低于1300℃，并要求有较…     

金坛盐穴储气库微渗层分布规律及物理特性研究

金坛储气库茅兴矿区在建库过程中钻遇一微渗层,该微渗层具有一定的漏失特性且广泛、连续分布在工区内,给井位部署及后期建库带来了较大挑战。为加深对该微渗层的认识、降低其对建库的不利影响,对该微渗层的分布特征、岩心特征、成分、渗透性等物理性质进行了研究。三维地震勘探和钻井施工表明,该微渗层位于造腔盐层段内,距离盐顶平均距离约20 m,平均厚度约为0.8 m且在该工区内均有分布。取样结果表明:该微渗层主要成分为泥岩,且大量分布微裂缝,以纵向微裂缝为主,裂缝密度10~20条/m,裂缝长度10~200 mm;纵向微裂缝被盐硝等物质充填,充填物处于未压实或欠压实以及裂隙未完全被结晶充填状态,是影响该微渗层密闭性的主要因素;试验测得微渗层孔隙度为7.52%~14.18%,平均值为11.74%,渗透率为0.11×10?3~21.2×10?3 μm2,平均值为8.155×10?3 μm2,是造成漏失的主要原因。研究结果可为该区域后期布井和完井结构优化提供基础参数和技术参考。     

嘉兴大庆成品油库采用水泥搅拌桩处理油罐深厚软土地基

嘉兴大庆成品油库座落于乍甫港务局的露天堆场 ,场区西南侧为芦苇地 ,其余部分均为素回填土。经工程地质勘探知 ,在地基以下 42m范围内承载力低 ,属深厚软土地基 ,场地类别为 3类 ,不能满足 5 0 0 0m3 油罐的地基要求。因此采用水泥搅拌桩处理这类深厚软土地基 ,其具体的方法是水泥搅拌桩桩径为 5 5 0mm ,桩长 17m ,90 0× 90 0mm方格网布设 ,布桩区域直径为2 70 0 0mm。根据分层总和法进行沉降计算知 ,油罐基础环梁最大沉降量为 179mm ,环梁沿直径方向沉降为 46mm ,环梁沿 10m弧长的沉降量为 6 97m。试水后 ,油罐的沉降量为 10cm ,小于计算沉降。以上数据均满足油罐基础的设计要求     

边底水驱高含水厚油层剩余油分布特征及挖潜实践

边底水活跃的油藏,天然能量充足,总体开发效果较好,但统计发现产油量往往与油层厚度不成比例,厚度2～3m的油层时常累产油达几万吨,而有些7～8m以上厚油层累产油不足万吨。通过剩余油监测,结合剩余油分布研究,高含水期的厚油层仍有较大潜力。近几年来,华北油田技术人员针对水淹厚油层剩余潜力,应用复合堵水、钻水平井等技术挖掘层内剩余油,取得较好效果,对同类油藏剩余油挖潜和提高采收率有一定借鉴意义。     

下期目次预告

沙坪气田是川渝天然气东输入鄂第一阶段的主力气田,位于重庆市垫江县、梁平县一带。沙坪气田是大天池含气构造带上的大气田之一,主力产气层石炭系碳酸盐岩气层,厚度较大、分布稳定,探明地质储量为390×108 m3以上,18口井生产、产能规模为11×108 m3/a。首批地面建设工程早已圆满结束,6口生产井中已有4口井投产,总产能达100×104 m3/d左右。今年初已胜利完成第2批地面建设工程,5口生产井具备总产能达185×104 m3/d,将加快气田全面开发进度,成为川渝天然气入鄂资源储备基地。     

鄂尔多斯盆地延长组7段Ⅱ类页岩油风险勘探突破及其意义

2019年长庆油田分公司针对鄂尔多斯盆地延长组73段(长73段)厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩类型的页岩油(Ⅱ类页岩油),部署城页1井和城页2井两口水平井开展风险勘探攻关试验,两口水平井试油分获121.38t/d和108.38t/d的高产油流,有力推动了Ⅱ类页岩油的勘探进程。重点利用城页1、城页2两口水平井及城页1井导眼井的岩心、薄片、测井及地球化学资料,对长73段Ⅱ类页岩油储层储集条件及资源潜力进行研究。研究表明,两口水平井水平段储层类型主要为厚层泥页岩夹多层薄层粉—细砂岩,单砂体的垂向单层厚度主要为1~5m、水平段砂体横向延伸长度主要分布在25~50m、侧向宽度主要为100~300m,单砂体规模较小。储层储集空间类型有粒间孔、溶蚀孔、粒内孔、晶间孔、有机质孔及裂缝等,其中粒间孔孔隙半径集中分布在0.1~3μm,最大可达21μm,导眼段和水平井段的储层中高导缝、裂缝发育且呈东西向展布。砂岩储层的孔隙度主要为6%~12%,渗透率一般小于0.3mD;泥页岩储层储集性能差,孔隙度一般小于2%,渗透率小于0.01mD。综合利用岩石热解法、石油醚抽提法、二氯甲烷萃取法等方法,对城80区块220km2范围内长73段泥页岩及砂岩可动烃页岩油资源量进行评价,初步评价结果约为(0.692~0.783)×10^8t。鄂尔多斯盆地长73段Ⅱ类页岩油分布面积约为1.5×10^4km^2,综合评价长73段Ⅱ类页岩油远景资源量达33×10^8t。     

毛坝3井长兴组试获高产工业气流

毛坝3井是南方勘探开发分公司川东北探区重点探井,在长兴组试获天然气22．32×10~4m3／d。该井共发 现气测异常显示层155层厚307．91m,其中长兴组测井解释气层厚56．3m。长兴组储层是川东北普光特大型气 田的主要储层之一。毛坝场构造油气勘探在长兴组首次获得重大突破,为地质上预测的川东北探区普光构造、     

大型非锚固原油储罐低温越冬应力分析

建立大型非锚固原油储罐三维空间非线性有限元模型,采用罐底和地基材料接触单元的方法,替代罐底和地基材料弹性杆单元的方法,模拟罐底和地基材料的接触力.以一台新建15×104m3储罐为分析对象,分析储罐内储存不同温度原油在冬季越冬时,壁板、开孔边缘和大脚焊缝应力分布规律,为大型原油储罐安全、可靠越冬提供了理论依据.     

伊通、延吉两盆地发现油苗

一、伊通盆地油苗煤炭工业部东北煤田联合公司地质局102队在伊通盆地进行煤田勘探,于1985年3月在长春东南60km 的岔路河地区钻探853-3孔,取心发现了巨厚的稠油油砂。油砂产于下第三系中,为灰绿色泥岩、砂质泥岩所夹。稠油砂岩为中粗粒、疏松,含油饱满,埋深58.8—1000.84m,共18层总厚31.94 m,其中含油饱满的有12层共厚20.8m。1000.39m 以下由于钻机能力的限制未能向下钻进。     

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研究了川中充西地区香四段储层的孔隙类型、孔隙度、渗透率、含水饱合度等特征,表明该层具有产气能力。岩心产能全模拟试验表明,当生产压差为6 MPa时,香四段气藏可达到0.5×104 m3/d工业产气标准,当生产压差增至10 MPa时,单井产量可达到（2.5~3.0）×104 m3/d,为一低产能气藏。动态损害模拟表明产层已受到损害,单井产量损害了25%~50%;开井生产初期气相渗透率大于0.2×10-3μm2,产水时气相渗透率小于0.05×10-3μm2,生产中可产出少量原生水,研究结果与该区测试资料基本吻合。     

中国石油西南油气田公司储层改造技术强力支撑龙王庙组气藏开发

正近日,从中国石油西南油气田公司工程技术研究院对安岳气田磨溪龙王庙组气藏储层改造技术总结会上获悉,龙王庙组气藏在不到3年时间内完成的30口产能建设井全部试油获得高产,其中,28口单井测试日产气量超过100×10~4 m~3,6口单井测试日产气量超过200×10~4 m~3。30口井累计测试日产气4 506×104 m3,井均测试日产气150×10~4 m~3,试油成功率100%、高产井率100%,口口井“争气”。     

射孔对水泥环与套管性能影响的分析计算

在建立水泥环-套管射孔数学模型和有限元分析模型后,计算分析了射孔对水泥环-套管性能的影响,得出如下结论:(1)射孔是造成套管损坏的主要原因,无水泥环固结,完好套管产生的应力是射孔套管的13;(2)射孔套管壁厚和水泥环固结状态对射孔套管性能影响较大,壁厚12.395mm射孔套管是壁厚7.720mm射孔套管抗挤强度的1.5倍以上,水泥环与套管固结良好且上下固定,可以提高套管抗挤强度;(3)生产中保持内压和外载相近,可以明显减小射孔套管应力;(4)增大水泥环弹性模量,保持水泥环弹性模量在30~35GPa之间,可以提高射孔水泥环-套管抗挤强度。     

太平屯油田北部抽油井间歇抽油总结

太北地区油层条件很差,平均砂岩厚度5.9m,平均单井有效厚度3.2m,地层系数411×10~(_3)μm~2·m。开采的油层是葡一组,有12个油层,大都是条带状或零星的块状分布,钻遇率很低,一般只有30％。最好的两个小层是葡Ⅰ_2和葡Ⅰ_3,平均有效厚度仅为0.53和0.50m。葡Ⅰ_(1-6)层是目前主要的开采层位。在该区171口油井中,有效厚度小于