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钛合金材料由于具有高的比强度,低弹性模量,优异的韧性、疲劳性能和耐蚀性,已经成为严酷工况环境下油井管和海洋油气开发工具的热门候选材料,但采用API、ISO的标准体系中的油套管挤毁计算方法得出的钛合金油套管抗挤毁强度缺乏验证。为此,在考虑制造缺陷的条件下,通过比较ISO/TR 10400标准中计算方法、外压强度挤毁准则计算方法、有限元模拟等3种不同方法计算出的钛合金油套管的抗挤毁强度,并与同等条件下钢制油套管的抗挤毁强度进行对比,得出了钛合金油套管的抗挤毁强度变化规律,最后选取了4种规格的钛合金油套管进行了实物外挤毁试验验证。研究结果表明:①钛合金油套管抗挤毁强度均随着径厚比的升高而下降,在径厚比值较低时,钛合金油套管和钢制油套管的抗挤毁强度相差不大,而当径厚比值较高时,钛合金油套管抗挤毁强度则显著低于钢制油套管;②强度挤毁准则方法计算出来的钛合金油井管抗挤毁强度和实际试验值较为接近,同时在径厚比大于15时,计算结果乘以0.9的系数,具有较好的安全性。结论认为,该项研究成果可以为钛合金油套管的设计、使用和管理提供参考。 相似文献
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本文介绍美国石油学会新颁布的套管、油管、钻杆双轴应力设计计算的新概念和新方法。文章指出新旧方法之间有很大区别,新方法更合理但也更复杂为此,本文给出了一个简单的计算机程序,使复杂计算变为方便可行文后附有英制换算法定计量单位与工程单位的最新套管特性表。 相似文献
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为了研究P110钢级Φ139.7 mm×10.54 mm套管挤毁位置几何参数对挤毁强度的影响,对套管抗挤毁强度进行准确预测,抽取不同批次试样9根,分别进行拉伸试验、残余应力检测和几何参数测量,并结合套管全尺寸挤毁试验结果,分析了影响该规格套管抗外压挤毁性能的主要因素及套管挤毁失效位置与几何缺陷的关系。此外,还对挤毁压力的理论/实际偏差与管体壁厚、壁厚不均度、管径、椭圆度及残余应力的关系进行了分析,拟合得出P110钢级Φ139.7 mm×10.54 mm套管挤毁强度更精准的预测公式。结果表明,在屈服强度相近、壁厚不均度在1.35%~9.21%、椭圆度小于0.56%的前提下,P110钢级Φ139.7 mm×10.54 mm套管的壁厚对抗挤毁强度的影响程度远远大于管体外径、壁厚不均度和椭圆度的影响。 相似文献
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分析了API屈服挤毁公式和ISO全管壁屈服挤毁压力公式,认为:API Bulletin 5C3屈服挤毁设计的基本原理是管内壁屈服即失效,实际上,内壁开始屈服时套管还有很大的抗挤余量,对于D/t<15的厚壁及特厚壁套管,若按API提供的这种最小屈服挤毁公式计算,会造成管材浪费或选择套管难的问题;而ISO全管壁屈服挤毁压力公式并非是全管壁屈服公式,可能并不适合所有壁厚段套管强度的计算。为此,根据弹塑性力学理论推导出了任意屈服半径处及全管壁屈服时的挤毁强度公式。通过计算对比可知,对于D/t≤15的厚壁管(API Bulletin 5C3用屈服公式计算套管强度)用von Mises屈服准则计算的套管内壁起始屈服挤毁强度值,要比现行的API Bulletin 5C3屈服挤毁值高15. 45%,而全管壁屈服挤毁值至少要比API Bulletin 5C3屈服挤毁值高出32. 78%。 相似文献
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三高(高压、高产及高含H2S)气井中的油、套管设计,按现行API 5C3标准,油、套管强度常常不能满足设计要求,许多套管的实际安全系数低于设计标准,给设计造成一定的困惑。ISO10400:2007给出了两端堵口的油、套管抗内压韧性爆裂模型,但计算精度不够理想,而且有些预测值要明显高于实物爆裂值。为此,根据材料屈强比对油、套管爆裂强度影响规律进行研究,给出了具有更高精度的油、套管抗内压爆裂计算新模型。数据计算对比表明,油、套管抗内压爆裂计算新模型的计算值与实物爆裂值吻合。该研究方法对优化油、套管设计和改善油、套管制造质量提供了重要的参考依据。 相似文献
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为了研究镍基合金Incoloy 825(UNS NO8825)管材在高含硫气井井口服役后内表面局部腐蚀坑的形成原因及其服役状况,截取并纵剖服役1年后的带有焊接接头管材进行检查。通过扫描电镜观察了服役后的管体、焊接接头、焊接热影响区和腐蚀晶界横截面的微观形貌,并结合能谱仪对以上区域进行了元素分析。结果表明:(1)服役后Incoloy 825合金管材表面发生了晶间腐蚀且局部腐蚀坑内的晶间腐蚀更为严重,但却未发现硫化物腐蚀产物沉积;(2)焊接热影响区晶粒长大且晶界有析出相,但未发现局部腐蚀;(3)Incoloy 825合金管材内表面发现的点蚀为酸洗钝化处理时过酸洗造成的;(4)在服役过程中,Incoloy 825合金管材和焊接接头腐蚀轻微;(5)虽然过酸洗导致了管材内表面的局部腐蚀,但经酸洗钝化处理后的钝化膜则具有较强的耐蚀能力;(6)服役时的高温高压酸性环境不会对已酸洗钝化的Incoloy 825合金管材造成侵蚀,也不会导致局部腐蚀扩展。 相似文献
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高温高盐产水气藏微胶堵水封堵特性实验 总被引:2,自引:0,他引:2
针对我国西北地区THN、S3、KL等深层高温高盐(井深超过5 000 m,温度140℃,矿化度20×10~4 mg/L)砂岩有水气藏,现有的常规堵水和选择性堵水技术难以有效解决气井排水采气和有效堵水恢复气井产能的问题。为此,有针对性地研制和筛选了能够在高温高盐条件下实现二次交联的丙烯酰胺微胶体系WJ-1,并进行了一系列堵水性能评价实验,包括注入压力、阻力系数、耐冲刷性及对气水两相渗透率的影响等。通过实验证实了微胶体系WJ-1成胶后的抗温抗盐特性良好,能达到THN、S3、KL等高温高盐深层产水气藏深部堵水的要求,该堵剂成胶后能有效封堵高渗孔道中的水侵,让气体的通过能力明显大于水的通过能力,表明注入微胶体系WJ-1能起到一定的"堵水不堵气"的效果。此外,进一步对WJ-1微胶体系的孔隙结构特征开展了核磁共振实验分析,测试了岩心中注入WJ-1微胶体系封堵后的T2谱图,结果显示其对水的封堵强度明显大于对气的封堵强度,进一步证实了所研制堵剂的选择性封堵能力。 相似文献
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目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm~3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。 相似文献