油气井套管CO2点状腐蚀剩余强度分析

在高温高压含CO₂油气井中，套管腐蚀是相当严重的，CO₂腐蚀以点状（坑状）腐蚀为主，腐蚀的形状大多呈球窝形。为此，文章建立CO₂点蚀模型，以点蚀后套管的剩余强度为出发点，应用弹塑性有限元方法分析了点蚀套管的抗挤强度、抗内压强度、抗拉强度的变化。同时运用无因次分析和曲线拟合方法，建立了点蚀套管无因次剩余强度与套管点蚀无因次形状参数之间的关系曲线以及拟合曲线。有限元程序的计算结果与试验结果具有良好的一致性。结果表明，点蚀套管强度剩余的百分数并不正比于套管剩余壁厚百分数，剩余强度曲线呈降-稳-降三段式变化。由多腐蚀点干扰分析发现，多腐蚀点同时存在时，应力分布及其大小与单腐蚀点情况相差不大。     

不同腐蚀缺陷套管剩余强度预测方法研究

为预测在生产井套管腐蚀后的剩余强度,基于对套管表面腐蚀坑形状的规则化表征,采用有限元法建立了可模拟不同形状腐蚀缺陷的套管力学分析模型,用弹塑性理论进行腐蚀后套管剩余抗内压和抗外挤强度求解。以直径244. 5 mm、P110钢级套管为例,对圆球、椭球和矩体等3种形状、不同几何尺寸腐蚀坑的套管剩余强度进行规律性研究,给出了套管腐蚀后剩余强度预测流程,并成功应用于海外M油田在生产井。研究结果表明:腐蚀坑深度比是影响套管剩余强度的主要因素,随着腐蚀坑深度比的增加,套管剩余强度近似呈线性或6次多项式规律性下降趋势;当腐蚀坑投影面积相同时,矩体形坑腐蚀对套管剩余强度的影响最严重,椭球形腐蚀坑次之,圆球形腐蚀坑影响程度最低;对于相同的腐蚀形状及尺寸,腐蚀坑个数对套管剩余强度影响较小,但套管损坏或屈服的危险点增加。研究结果可为套管腐蚀后油气井的完整性及再利用评估提供有效手段。     

套管磨损程度分析与套管剩余强度计算

影响井下套管磨损的主要因素有井身结构、钻具组合、材料性能和钻井参数,由此建立了套管磨损程度的数学模型,并利用开发的应用软件计算出了在给定参数条件下的磨损厚度,给出了磨损后的屈服强度,同时综合分析了腐蚀对套管剩余强度的影响。     

腐蚀管道剩余强度可靠性评估

应用结构可靠性分析的基本原理，分析了油气腐蚀管道应力和强度的随机性，重点介绍了腐蚀管道剩余强度可靠性评估模型和可靠度的计算方法，并利用某管线的检测数据给出了计算实例。指出我国管道工业也应该采用这种方法，降低管道工程造价并确保其可靠性。     

腐蚀管线剩余强度的三级评估

ＡＮＳＩ／ＡＳＭＥ Ｂ３１Ｇ准则用来评估腐刨管线的剩余强度是一种很有用的工具。然而，高分辨率的检测要求理斩和不太保守的评估方法，以便能够利用腐蚀形状的准确检测结果，而且保留Ｂ３１Ｇ准则的简单性。因为很多变量影响失效，而且老管线的一些数据是不确定的，所以预测腐蚀管线的剩余强度是很困难的。     

套管磨损量及剩余强度预测技术研究

在水平井、大位移井、深井钻井过程中下技术套管之后还需长时间钻进,钻具会对套管产生较大的磨损,造成套管强度下降,因此,建立了套管磨损量及其剩余强度的预测模型,利用模型对XG1井进行了计算分析。结果表明,套管磨损会明显降低套管的剩余强度,应采取相应的防磨损措施。     

井下套管磨损深度及剩余强度分析

为了了解井下套管磨损深度及剩余强度,为后续钻进及试采作业提供依据,文中从方便、实用的角度出发,根据国内油田钻井井史所能提供的数据,用磨损效率模型分析了套管月牙形磨损的磨损深度;给出了井下套管磨损深度的计算方法和计算公式。用弹性力学中的双极坐标法将偏心磨损套管强度计算这一具有2个非同心圆边界的问题转变为轴对称同心圆问题,从而便于解析分析;经过推导,得到在内外压作用下磨损套管内的环向应力表达式,以磨损套管最薄处内壁环向应力达到管材屈服极限为判断条件,得到磨损套管剩余抗挤强度和剩余抗内压强度。上述磨损深度、剩余强度计算方法在羊塔8井、牧7井等深度在5000 m以上的重点探井中得到了实际应用,为安全试油提供了依据。     

模拟局部腐蚀条件下套管强度的研究

通过力学测试方法研究了J55套管在模拟局部腐蚀条件下的拉伸强度及抗外挤强度,分析了在局部腐蚀条件下两个不同生产厂家的套管拉伸强度及抗外挤强度变化规律以及局部腐蚀条件下缺陷类型对套管强度的影响规律。得出了局部腐蚀条件下套管屈服载荷和抗拉载荷的大小取决于试样最小截面面积,及其不同缺陷下强度的大小关系;得出了外挤载荷与变形量之间的关系。     

套管钻井用套管外表面磨损后剩余强度分析

在分析讨论套管钻井管柱磨损形态的基础上,结合API5C5实物试验尺寸要求,通过有限元计算分析方法,对钻井套管完钻后含有外表面磨损缺陷的套管柱的极限剩余抗挤强度和极限剩余抗拉强度进行了研究,分别获得了均匀磨损和偏磨条件下,套管钻井套管柱外表面磨损缺陷的临界长度尺寸数值,以及不同破坏失效准则条件下的剩余抗挤强度和剩余抗拉强度的计算方程,为套管钻井中套管柱的设计、计算奠定了理论基础。     

腐蚀管道剩余强度可靠性评估

应用结构可靠性分析的基本原理 ,分析了油气腐蚀管道应力和强度的随机性 ,重点介绍了腐蚀管道剩余强度可靠性评估模型和可靠度的计算方法 ,并利用某管线的检测数据给出了计算实例。指出我国管道工业也应该采用这种方法 ,降低管道工程造价并确保其可靠性。     

腐蚀管线剩余强度评估的研究进展

美国评估腐蚀管线的B31G准则偏于保守,后来对B31G准则作了必要的修正。一些学者针对B31G准则的进一步研究中,考虑了轴向载荷、弯矩、腐蚀宽度以及腐蚀缺陷螺旋角对管线的影响,提出了几种不同的腐蚀管线评估方法,即有限元分析方法、基于弹塑性理论极限的分析方法和基于可靠性理论的可靠性评估方法。指出我国今后的研究应考虑更复杂的腐蚀形状、载荷情况、环境条件及介质的影响,重点研究影响可靠性的各随机变量的概率分布及统计特性,把各种评估方法综合起来,建立腐蚀管线剩余强度的评估体系。     

海底输油管道腐蚀剩余寿命评估

以受腐蚀海底输油管道中的应力超过屈服应力极限为失效形式,基于第4强度理论进行管道中相当应力的计算,在此基础上提出一种管道腐蚀剩余寿命的预测方法,并用于海底受腐蚀管道的检测修复;此外,提出一种考虑腐蚀裕度的管道腐蚀剩余强度预测方法.     

腐蚀管道剩余强度的确定及改造措施

介绍了管道剩余强度评价方法的发展概况,及管道剩余强度评价时所用主要参数的确定方法。以秦皇岛—北京输油管道（1975年6月建成投产）改造工程为例,检测分析了其中一段管道的腐蚀情况,通过实际计算,确定了该管段的剩余强度,并根据其剩余强度提出了具体的改造措施。对我国现有在役长输油气老化管道的改造有一定的帮助。     

渤海油田油管腐蚀规律及剩余强度研究

近年来,部分老油田地层能量衰减,产量持续降低,需要通过注水进行二次开采,导致油田进入高含水开采期。高含水率的产出流体加速了CO2对油管柱的腐蚀,使油管柱壁厚减薄,强度降低,甚至引起油管柱穿孔、断裂,严重威胁了安全生产。为此,考虑含水率、CO2含量、温度、产量、压力等影响因素,基于ECE腐蚀预测模型,计算了不同条件下油管的腐蚀速率,建立了腐蚀后剩余强度及服役寿命计算方法。最后,运用此模型方法对实例井不同的生产阶段腐蚀规律进行了研究,并利用剩余强度理论对该井油管服役寿命进行预测。同时,分析了主控因素对油管柱腐蚀速率的变化规律。结果表明,CO2含量较低时,含水率成为油管腐蚀的主控因素。通过该模型计算得到的腐蚀速率与现场实测油管柱的腐蚀速率较符合,能有效指导安全生产。     

深井内壁磨损套管剩余抗内压强度研究

深井钻井过程中,钻柱对套管内壁造成磨损多为"月牙形"磨损。在弹塑性力学分析的基础上,应用长槽形磨损模型分析磨损套管的抗内压强度变化规律。采用有限元数值模拟计算分析了磨损套管剩余强度的变化规律。根据磨损位置产生的附加弯曲应力,对原有的长槽形磨损模型进行了改进,并与试验结果进行了对比分析。分析结果表明,套管接头直径对套管抗内压强度影响较小。使用目前套管柱强度设计中常用的均匀磨损模型进行套管强度设计,偏于安全。改进后建立的磨损套管抗内压计算模型能更准确地描述磨损套管的剩余强度,与试验值更为接近,可为套管柱强度设计提供更为合理的理论参考。     

两种套管剩余强度计算方法的对比与应用

在深井、超深井的钻探过程中,套管磨损问题越来越突出,严重影响了钻井施工和后续的开发生产。以X井为对象,在分析套管磨损量的基础上,分别运用最小壁厚法和弹塑性有限元分析法对磨损套管的剩余强度进行了计算。计算分析表明,弹塑性有限元分析法计算的剩余抗内压和抗外挤强度比最小壁厚法的结果均稍大,且更贴近实际,该方法的计算结果对现场选择套管及采取防磨措施具有重要的指导意义。     

深井、超深井套管磨损后剩余强度分析

建立了磨损套管的三维有限元模型,结合N80套管实际尺寸和材料参数,模拟计算了不同磨损形态、磨损长度及深度对磨损后套管剩余强度的影响。计算结果表明,套管磨损深度和壁厚不变时,磨损套管的剩余抗拉强度与磨损长度成指数反比例关系,剩余抗挤强度与磨损长度成指数正比例关系;当磨损长度一定时,套管剩余抗拉强度和抗挤强度随磨损深度的增加而线性降低。根据数值模拟计算结果得到了磨损套管剩余强度与磨损长度、磨损深度之间关系的计算公式,为校核、计算套管磨损后剩余强度提供了参考。     

腐蚀缺陷对高压管汇剩余强度的影响分析

对含缺陷的高压管汇进行剩余强度分析很有必要。借助ANSYS有限元分析软件,针对高压管汇常见的内腐蚀缺陷类型,建立矩形均匀腐蚀和球形凹坑腐蚀模型,分析缺陷类型以及形状参数对高压管汇剩余强度的影响。建模时在腐蚀高压直管模型的轴向及环向对称面上加对称约束,为了防止模型产生刚体位移,在纵向对称面外侧加径向方向约束。分析结果认为,缺陷长度和深度对高压直管所受应力的影响较大,宽度对应力的影响较小;凹坑群沿轴向分布时,随缺陷中心距离的增大,缺陷处应力集中程度有减小的趋势。     

SK1井套管磨损剩余强度安全评价研究

深井超深井钻井过程中,受井眼狗腿度、机械钻速、顶驱转速等因素影响,技术套管的磨损问题不容忽视,严重时将会导致其抗外挤、抗内压强度明显降低,对井筒完整性造成极大隐患。为此,结合SK1井?244.5 mm技术套管磨损原因深入分析,利用套管“磨损-效率”理论模型,建立了套管磨损量及剩余壁厚的预测方法,指出套管磨损严重位置通常发生在狗腿度较大的井深处,且随顶驱转速增加和机械钻速降低,套管的磨损量明显增大。通过将磨损套管分别简化成具有内壁不圆、不均度的含缺陷套管及“矩形槽”套管,建立了磨损套管的剩余抗外挤、抗内压强度计算方法及全井段剩余强度安全系数计算方法。分析表明,当顶驱转速高于100 r/min、机械钻速低于0.87 m/h时,SK1井?244.5 mm套管的抗外挤最小安全系数将会低于1.0,需采取合理的钻井提速及防磨措施,以保证技术套管的强度安全。研究成果对于今后深井超深井的套管柱安全设计具有重要的指导意义。