【摘 要】
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钢制原油储罐的腐蚀在石化企业中比较普遍,依据国内外文献中对储罐腐蚀的研究与常年腐蚀防护工作经验,分析了储罐各部位发生腐蚀的原因,总结了目前针对储罐不同部位采取的防腐措施,综述了目前使用的监测、检测手段及国标对储罐腐蚀防护的要求,总结了国内外研究的现状并指出了目前国内储罐腐蚀防护存在的某些问题.
【机 构】
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钢制原油储罐的腐蚀在石化企业中比较普遍,依据国内外文献中对储罐腐蚀的研究与常年腐蚀防护工作经验,分析了储罐各部位发生腐蚀的原因,总结了目前针对储罐不同部位采取的防腐措施,综述了目前使用的监测、检测手段及国标对储罐腐蚀防护的要求,总结了国内外研究的现状并指出了目前国内储罐腐蚀防护存在的某些问题.
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红河油田位于甘肃鄂南镇泾油气勘查区块中部,主力长8层平均渗透率0.48×10-3μm2,孔隙度10.07％,属于超低—特低渗透油藏,以水平井分段压裂开发为主.HH12P18井组为该井区第一个水平井注水试验井组,于2014年5月开始注水,初期见效增油快,但后期一、二线井5口井中有4口井因强水窜关井.室内测试天然岩心最小启动压力梯度0.0418MPa/m,临界压力梯度高达17.085MPa/m,目前条
长庆油田是典型的低压、低渗透油藏.近年来,随着压裂工艺技术的不断突破,水平井已逐渐成为一项重要的开发方式.与此同时,压裂投产、注水开发也带来了含水上升快的问题,影响了水平井的正常开发,水平井堵水技术研究势在必行.通过几年攻关研究,在化学堵水方面取得了一些认识.长庆水平井受到人工裂缝和天然裂缝的共同影响，缝网空间难以估算，弱凝胶、颗粒等体系对于高压出水层封堵能力有限，依靠填充封堵堵剂注入量至少应在2
为解决姬塬油田罗1区块低渗透裂缝性油藏在开发过程中注入水沿大裂缝窜流严重、水驱效率低的问题.本文在分析储层地质特征和流体性质的基础上,提出油水井双向调堵、综合治理的技术思路.对调堵工艺参数进行优化,同时优选了堵水剂、调剖剂,堵水剂选择中温凝胶堵水剂G542和高强度有机封口剂G521;调剖剂选择聚合物冻胶调剖剂TP-1和聚合物微球调剖剂WQ-1.现场采用段塞式注入方式,选择注采关系对应明显的注水井X
超低渗透油藏储层渗透率低,天然裂缝较发育,加之水平井开发采用混合水压裂投产,改造规模大,人工裂缝发育,形成了天然裂缝与人工裂缝交织的缝网结构,复杂的缝网结构一方面有利于油藏的开发,另一方面加剧了储层物性的平面矛盾,给予注水水窜提供了有利条件,大大降低了地下存水率.在现有油藏条件下,调剖首先要解决裂缝封堵问题,由于原油启动压力梯度大,调剖时应采取以"堵"为主的调剖思路,提高封堵强度.注水井调剖最终目
近年来,水平井作为长庆油田提高单井产量的主要技术手段,在超低渗透和致密油田难动用储层规模应用,受储层特征及开发方式影响,生产过程中暴露出见水快,见水井多的突出矛盾.但目前水平井找水技术在高渗透高产井上相对成熟,对低渗透低产水平井难以适应,一方面是由于单井产液量低(平均单井液量9m3/d),另一方面是水平段改造段数多(水平段长800～1200m,改造段数8～10段),针对上述难题提出不受流量限制"分
长庆采油六厂砖井作业区长7油藏平均孔隙度为10.99％,平均渗透率为0.22×10-3μm2,属于特低渗透油藏.受裂缝发育影响,注水沿着裂缝发育方向突进严重,导致油并暴性水淹,形成的低效无效注水循环场,严重影响注水驱油效率.由于常规的深部调驱技术注入性能差、稳定性能差,调驱剂无法深入地层,导致调驱封堵半径小、措施有效时间短,增油降水效果不理想.因此,为了探求适合特低渗透且裂缝发育油藏的深部调驱技术
低渗透油藏储层一般物性差,渗透率低,非均质强;经长期注水开发后,水洗层位渗透率增大,甚至出现大孔道现象;同时由于天然微裂缝的存在,地层中高渗透层位、大孔道及微裂缝会逐渐沟通,形成大的水窜通道;注入水极易沿着这些优先通道流至油井,导致部分油井水淹,而注采井组其他井难以注水受效,水驱波及驱油效率降低.在低渗透油田注水开发中,未动用部位油层物性一般相对较差,即使通过堵水技术可以封堵窜流通道,但如何有效动
管线腐蚀程度评价是了解管线运行状况、开展管线维护更新的重要依据,也是实现管线正常运行的重要保障.如何准确评价管线腐蚀程度,采取恰当的维护维修措施,是保证企业生产过程持续稳定进行的重要技术手段.对于埋地金属管线,腐蚀程度评价需要根据埋地处的土壤环境、管线内流体类型、管线内外防腐材料类型、管线材质和壁厚等很多因素来确定.在实际生产中,大量管线都是采用金属材质埋地敷设,每年的防腐检测工作任务繁重.为了实
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