非API套管接头完整性评估计算方法

针对非API套管接头的连接和密封性能提出一套完整的解析评估计算方法。首先建立具有密封和内外螺纹啮合结构的非API套管接头力学分析模型,依据API套管接头失效形式(螺纹跳扣、螺纹剪切破坏和接头断裂)及其机理结合弹塑性力学理论,推导出非API套管接头发生相应连接失效时的临界轴向载荷计算公式。然后,依据螺纹啮合对变形协调方程和单个螺纹牙轴向弹性变形分析,推导出套管接头螺纹牙啮合法向接触力计算方程组,从而获得非API套管接头各个螺纹牙轴向变形量及其承载轴向载荷分布情况数值解。最后,通过对比各个螺纹牙承载轴向载荷与连接失效临界载荷对非API套管接头进行连接性能评估;通过计算轴向载荷和气体内压作用下,套管接头螺纹轴向变形量及其对接头密封过盈配合值的影响,对非API套管接头进行密封性能评估。通过对3种典型非API套管接头完整性评估计算结果表明:在螺距、螺纹啮合中径、螺纹高度等螺纹参数相同情况下,非API套管接头的螺纹牙型设计参数(承载面角度与导向面角度)对其连接和密封性能影响显著。     

DN2-6井套管压力升高及油管接头粘扣原因分析

对DN2-6井套管压力升高原因进行了系统调查研究,对起出的油管接头逐根进行检查,发现1根油管穿孔、多根油管粘扣,并对油管粘扣原因也进行了分析。结果表明:套管压力升高的原因主要是由油管穿孔所致;油管粘扣的原因主要是由对扣操作不当所致;粘扣会降低油管接头的密封能力,但该井粘扣的油管接头并没有发生泄漏,其原因是在油管穿孔泄漏之后,油管柱所受的内压很小,没有达到粘扣油管接头的泄漏抗力。     

某高压气井特殊螺纹接头油管泄漏原因分析

某高压气井特殊螺纹接头油管发生泄漏,结合油管泄漏检查结果,采用化学成分分析、力学性能试验等方法,对油管泄漏的原因进行了分析。结果表明:油管密封面泄漏主要集中在3 900~4 869.49m井段,其中4 200~4 500m井段油管密封面全部泄漏,油管泄漏既与弯曲载荷有关,也与油管刚度有关;天然气从接箍端面渗入的油管集中在1 800~4 869.49m井段,其原因可能与温度升高之后螺纹脂性能发生变化有关,也可能与油管柱承受的载荷分布有关;多根油管接头泄漏,说明该种油管接头气密封性能不满足该井使用要求。     

某注水井P110油管外腐蚀穿孔原因分析

通过对注水井腐蚀穿孔油管进行宏观形貌、材质性能及腐蚀产物成分的分析,结合服役工况调研和油管中性点计算,对注水井P110油管外腐蚀穿孔原因进行了探讨.研究结果表明:全井深油管仅腐蚀穿孔P110油管出现明显局部腐蚀,且失效油管腐蚀形貌呈"溃疡状",同时该失效油管位于中性点以下,处于正弦屈曲状态;穿孔油管材质性能符合标准API SPEC 5CT-2011对P110钢的要求,油管外壁腐蚀产物主要为FeOOH和CaCO3.因此,P110油管在屈曲状态下与套管接触形成缝隙,而后发生缝隙腐蚀失效.腐蚀类型为吸氧腐蚀,腐蚀主控因素为缝隙效应和溶解氧含量,腐蚀机理为闭塞电池的酸化自催化效应.     

某井修复油管脱扣原因分析

塔里木油田某井在起甩射孔完井一体化管柱时,发现第43根油管现场端脱扣。脱扣油管为φ73.02mm×5.51mm修复油管,降级为N80钢级使用。为分析该油管脱扣原因,对脱扣油管及同批次修复未使用的油管取样,进行了理化检验和分析。结果表明:修复油管材料和力学性能都符合标准要求;同批次修复的油管有螺纹参数不合格和粘扣现象发生,但修复油管拉伸至失效载荷符合API TR 5C3-2008中规定的失效载荷不小于471.5kN的要求,因此螺纹参数不合格并不是导致油管脱扣的主要原因。进一步对脱扣油管宏观形貌及油管脱扣时管柱的受力情况进行分析,认为油管脱扣的主要原因是上扣过程中发生错扣,导致油管粘扣和上扣不到位,使得接头的连接强度大幅度降低,最终发生了低载荷滑脱失效。     

塔里木油田非API油套管技术要求及标准化

通过对塔里木油田油套管在使用过程中发生的失效事故和油套管订货技术标准进行分析,认为依据油套管使用工况确定订货技术标准,严格订货技术标准有利于减少油套管失效事故,统一技术标准是油田和油套管生产厂家共同的责任,统一技术标准不仅有利于油田降低采购成本,有利于油田管理和减少库存,也有利于大多数生产厂家和油套管国产化。在油套管订货技术标准中,应当对油套管的尺寸精度、材料性能、抗粘扣性能、密封性能等提出具体要求。最后介绍了塔里木油田在第三套井身结构中套管技术要求及标准化成功的案例。     

高压气井不锈钢油管特殊螺纹接头工厂端泄漏和腐蚀原因分析

某高压气井完井之后套压异常升高。对该井起出的完井管柱油管接头工厂端卸扣后进行了检查和分析,发现少部分油管接头工厂端泄漏,少部分油管接头工厂端密封面粘结,部分油管外螺纹接头工厂端台肩位置内壁及内倒角消失位置腐蚀,在2 612.11～1 625.19m井段油管泄漏比例和粘结比例最高,腐蚀最严重。认为油管接头泄漏既与结构设计和上扣扭矩有关,也与油管在井下的受力状态有关;油管腐蚀说明在含有CO2和Cl-的高压气井中使用这种不锈钢材料不能防止腐蚀,油管接头位置腐蚀严重说明接头部位结构存在腐蚀集中。     

API套管抗内压标准解析

对API标准中关于套管水压试验压力、套管内屈服压力和套管内压性能试验等内容进行了解析,认为API规定的水压试验主要是检查套管管体是否渗漏,并非检查套管接头密封性能。对套管内压至失效试验结果进行了分析,认为各项参数符合API标准的套管内屈服压力远远高于API TR 5C3-2008的内屈服压力规定值,应当按照API TR 5C3-2008规定的内屈服压力而不是静水压试验压力进行套管柱设计。通过对套管内屈服压力计算公式进行解析,对套管接箍失效事故进行调查研究,认为对套管接箍外壁进行机械加工有利于防止深井和超深井发生接箍失效事故。建议用户对套管上扣所用螺纹脂、水压试验压力和稳压时间、套管内屈服强度等主要性能进行严格要求。     

某井套管柱泄漏原因分析

某井在固井试压过程中发生套管柱泄漏事故,随后进行了找漏、挤水泥堵漏和测井检查作业,结果显示多根套管接头泄漏导致套管柱密封失效。通过综合分析套管柱泄漏特征和地面水压试验结果认为,套管柱泄漏的原因是套管接头现场上扣端上扣质量不合格,密封性能差所致。     

利用套后成像测井技术分析某井套管泄漏原因

某井套管柱试压发生了泄漏,随后对套管柱进行了套后成像测井(IBC),根据测井结果分析了影响套管泄漏的因素。通过分析套管磨损对其承压能力的影响,认为套管泄漏与套管内壁磨损有很大关系;依据测井原理对套管泄漏位置进行了分析,认为IBC测井无法直接准确判定较细的套管穿透裂纹的确切位置,只能给出磨损最严重、最有可能发生漏失的位置;通过分析固井质量对使用寿命的影响,认为套管柱多处磨损后发生了椭圆变形,与固井质量不好,套管受到非均匀载荷有关。     

某井超级13Cr钢特殊螺纹接头油管接箍横向开裂原因分析

对某井超级13Cr钢特殊螺纹接头油管接箍横向开裂事故进行了调查研究,对开裂油管接箍和未开裂油管取样进行了裂纹宏观分析、断口微观分析、化学成分分析、金相分析和力学性能试验。结果表明:接箍横向开裂导致油管特殊螺纹接头金属对金属密封结构失效,油管里的高压气体通过金属密封位置和接箍横向开裂位置发生泄漏;而油管接箍横向开裂与其存在原始裂纹和材料屈服强度偏高有关。     

某井修井遇阻及油管和套管失效原因分析

对某井修井工具遇阻事故进行了调查研究,对油管和套管失效原因进行了分析。对该井套管进行了测井检查,认为在3 355.0~3 356.5m井段139.7mm×9.17mm套管发生了严重腐蚀和变形损坏,在3 098.42~3 208.42m井段177.8mm×10.36mm套管也发生了腐蚀和变形。通过对比分析修井管柱遇卡位置和套管损坏位置,认为修井工具在3 355.0~3 356.5m井段多次遇阻原因是套管变形损坏所致。通过分析油管和套管损坏特征,认为油、套管失效与腐蚀有很大关系。建议采用耐腐蚀油管和套管。     

L80油管螺纹接头腐蚀原因分析

某井L80油管下井投入使用仅6个月即发生螺纹接头腐蚀失效。采用宏观分析、金相分析、化学成分分析、腐蚀表面微观形貌及腐蚀产物分析等方法对现场发生腐蚀失效的管样进行了检验和分析;通过高温、高压工况模拟腐蚀试验,对油管材料的腐蚀行为进行了研究分析。结果表明:油管螺纹接头表面的腐蚀产物主要为FeCO3,腐蚀局部集中主要是由于油管在下井时,螺纹部位存在粘扣现象,从而导致螺纹接头的密封性能下降,高矿化度地层水及CO2等腐蚀介质渗入螺纹连接处,形成了缝隙腐蚀。     

高温高压高产气井油管柱三维非线性流致振动模型EI北大核心CSCD

针对高温高压高产(三高)气井流体诱发油管柱振动失效问题,采用微元法、能量法结合哈密顿原理,考虑了油管自重、井眼轨迹变化、井筒温度压力变化、油套管接触碰撞等因素,建立了三高气井油管柱三维非线性流致振动模型。采用拉格朗日和三次埃尔米特函数离散控制方程,并使用增量形式的Newmark‑β和Newton‑Raphson联合迭代求解离散后的控制方程。根据中国南海三高气井参数,采用相似原理,设计了油管柱流致振动模拟试验装置,测得油管柱振动响应数据,与理论模型计算结果对比,验证了振动模型的正确性。采用实例井参数,分析了油管柱振动特性,结果表明,上部油管三维空间横向振动明显,而中下部油管长时间紧靠于套管壁上发生振动,导致下部油管易发生纵向和横向的磨损,同时油管纵向振动出现混沌现象,且中下部位置油管混沌现象最明显,因此,现场设计人员需重点关注下部油管柱的安全性。     

非均匀载荷作用下偏心磨损套管稳定性准则

采用小参数摄动法建立了非均匀载荷作用下具有初始椭圆度的磨损套管稳定性准则,根据计算得到的磨损套管相对应变及其临界值之间的关系确定磨损套管是否发生挤毁失效。分析了磨损套管相对应变及其临界值与套管外径、壁厚、磨损深度、载荷非均匀度、初始椭圆度之间的关系。套管外径增加导致失稳临界应变减少,磨损套管保持其稳定的壁厚也随之增加。非均匀载荷作用下磨损套管相对应变与初始椭圆度之间是线性关系,套管初始椭圆度越大,相对应变越大。相对应变与载荷非均匀性之间是抛物线关系。磨损套管载荷非均匀性越大,相对应变越大。非均匀载荷作用下磨损套管的相对应变随磨损深度线性增加。该准则能够用于评价非均匀载荷作用下含磨损缺陷套管的井筒的完整性。     

油、套管脱扣、挤毁和破裂失效分析

通过调查研究和失效分析,列举了我国油田常见的油、套管脱扣、挤毁、破裂等失效形式,给出了每种失效形式的定义,对每种油、套管失效形式产生的原因及其影响因素进行了分析,并提出了具体预防措施。     

塔里木油田套管粘扣预防及标准化

通过对塔里木油田套管粘扣原因进行调查研究和失效分析,认为套管粘扣原因既与其本身抗粘扣性能差有关,也与使用操作不当有关。油田采购的套管抗粘扣性能差与订货标准没有严格要求有关,使用操作不规范导致大量套管粘扣与没有切实可行的套管操作规范,或者操作人员没有严格执行操作规程有关。要从根本上解决套管粘扣问题,首先应当对套管粘扣原因进行失效分析和研究,找出粘扣原因,依据失效分析和研究成果制定严格的订货技术标准和操作规程,并采取一定的措施落实订货技术标准和操作规程。     

油井管失效分析预测预防技术进展及发展方向

介绍了石油管材失效分析及预测预防工作发展概况,在石油管材失效分析预测预防程序与方法、钻具失效预测预防技术、套管和油管失效分预测预防技术进展等方面的主要技术进展,根据钻具和套管失效概况及原因分析,提出了研究思路与主要研究方向.     

轻合金自冲铆微动磨损及疲劳性能研究

选择4组轻合金自冲铆进行疲劳实验,用扫描电子显微镜和能谱仪对其断口进行微动磨损机理分析,并系统地研究了接头疲劳寿命和失效形式的影响因素。结果表明,下板与钉腿区的微动磨损是导致下板沿纽扣断裂和铆钉断裂的主要原因,两板间的微动磨损是导致上板靠钉头断裂的主要原因;微动磨屑主要成分为金属板材氧化物,并对微动磨损起缓冲作用。增加板厚可提高接头疲劳寿命,且疲劳载荷较大时寿命提高更为显著;增加板强可提高接头疲劳寿命,且寿命提高程度受疲劳载荷影响较小。增加板厚使失效形式从上板断裂变为下板断裂,增加板强使失效形式从板材断裂变为铆钉断裂。     

TA1钛合金单搭自冲铆接头微动磨损机理

对TA1钛合金单搭自冲铆接头进行疲劳实验研究接头失效形式;用扫描电子显微镜和X射线能谱线扫描研究铆钉各部位微动磨损程度的差异和接头微动磨损机理;采用威布尔分布验证数据有效性.结果表明:接头疲劳失效形式主要为上板断裂,高周疲劳均为上板断裂,低周疲劳为上下板混合断裂;微动磨屑包含氧、钛、锌和锡元素,铆钉头部微动磨损程度高于铆钉腿部.微动磨损区出现严重脱层、微动磨屑堆积和微裂纹萌生等现象,随着微动磨损及剪切力共同作用导致接头断口部位出现大量微裂纹并逐步沿深度和宽度方向扩展为宏观裂纹,最终导致接头疲劳失效.