P110钢级Ф139.7mm×10.54mm高抗挤套管抗挤毁性能分析及挤毁强度预测

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。     

新型P110钢级SEW石油套管研制

介绍了采用"HFW焊管+热张力减径+热处理"新工艺(简称SEW工艺)开发的P110钢级SEW石油套管的材料成分设计和试制,并对试制套管的显微组织、力学性能、外观尺寸和抗挤性能等进行了试验研究。试验结果表明,P110钢级SEW石油套管屈服强度达到840～860 MPa,抗拉强度达到925～935 MPa,母材与焊缝横向冲击韧性均达到66～78 J。特别是产品几何尺寸精度高,壁厚偏差在-1.74%～1.31%,椭圆度小于0.17%,抗挤毁强度超过API 5C3名义值26%,明显优于同钢级同规格无缝管,实现了焊缝性能优化。产品性能完全满足并优于API SPEC 5CT对P110钢级石油套管的要求。     

超深井用140钢级套管模拟井射孔试验研究

随机抽取国产超深井用140钢级139.7mm×12.09mm和177.8mm×12.65mm的套管各3支进行模拟井射孔试验,对射孔前后套管材料的力学性能、微观组织及几何尺寸进行了对比检测,并以实测参数建模,运用有限元方法分析了射孔后套管的挤毁强度。试验及检验结果表明:6支套管在射孔后均未见宏观裂纹,材料的力学性能及套管尺寸参数满足相关标准要求;139.7mm×12.09mm套管在175℃的井底高温下抗挤强度下降14.4%,177.8mm×12.65mm套管在175℃的井底高温下抗挤强度下降11.7%。测试的140钢级套管射孔后的各项性能满足油田使用要求。     

石油套管抗挤性能研究

以 139.7 mm×7.72 mm/9.17 mm SEW N80和P110套管为例建立几何模型,利用套管抗挤强度计算公式、有限元分析及套管挤毁试验研究了套管抗挤毁性能的影响因素。结果表明,径厚比、屈服强度是造成套管挤毁失效的主要影响因素;外径不圆度、残余应力的影响次之;壁厚不均度影响最小。另外,外径不圆度、壁厚不均度及残余应力的综合作用对套管的抗挤毁性能也有一定的影响。     

套管尺寸偏差与挤毁强度关系的新认识

为了探讨API 5CT规范规定的套管尺寸公差对套管挤毁强度的影响,选取了J55钢级Ф139.7 mm×7.72 mm、L80钢级Ф177.8 mm×10.36 mm和P110钢级Ф244.5 mm×13.84 mm 3种有代表性的油田常用套管,采用有限元法对其在不同外径和壁厚偏差影响下的套管挤毁强度进行了非线性分析、计算,得到了单独考虑外径、壁厚及同时考虑外径和壁厚尺寸偏差下的套管挤毁强度及其变化规律。计算可知,在API 5CT规范规定的尺寸公差范围内,即使套管外径和壁厚的最不利偏差同时出现在同一横截面上,套管的挤毁强度仍然会在API额定值之上,椭圆度对套管挤毁强度的影响大于壁厚不均度的影响,套管圆周上壁厚最薄点决定着套管挤毁强度,壁厚不均度对套管挤毁强度的影响非常小,API给出的大外径套管额定挤毁强度偏保守。对于尺寸公差符合API 5CT规范的套管,其挤毁强度一般会高于API额定值一定幅度。      

套管抗挤毁强度主要影响因素试验研究

对17根Ф177.80mm套管进行几何尺寸测量、材料性能及外压挤毁试验,研究了几何尺寸、屈服强度及残余应力对套管抗挤毁强度的影响。结果表明:各因素综合影响套管的抗挤毁强度;椭圆度变化>0.5%、壁厚不均匀度>10%或其不同截面间变化>5%均将明显降低套管的抗挤毁强度;椭圆度及其不同截面间变化<0.2%,将明显提高套管的抗挤毁强度。在屈服强度达到钢级要求的同时,控制好套管的几何尺寸精度并降低残余应力,可以生产出具有较高抗挤毁强度的套管。     

套管挤毁机理的研究

根据API BUL 5C3关于套管受外压大部分属于塑性挤毁的理论,采用高压水下应奕测量技术,对直径177．8mm*10.36mm110钢级套管在不同外压力下的环向应变进行了测量,并对套管挤毁过程中的应变分布和变化规律做了分析,研究分析表明,套管的不圆度和壁厚不均度等缺陷对套管抗挤毁性能有较大影响,其中壁厚不均度的影响比不圆度的影响更大,套管受外压挤毁的机理是首先在几何缺陷较大的某些局部区域出现塑性屈曲形成塑性铰,随后套管出现结构失稳被挤毁。     

SEW系列石油套管产品

采用高频电阻焊、热张力减径及全管体热处理工艺开发了J55、N80Q、P110、BSG-80TT、BSG-110TT及BX55钢级SEW石油套管,对开发的SEW套管进行了尺寸、力学性能等检测。结果表明:与同钢级无缝管相比,SEW石油套管管体的强韧性匹配好(冲击韧性提高了约30%)、几何精度高、壁厚公差小,在相同井深下可减少钢管用量约3%;BSG-80TT/110TT高抗挤套管的抗外压挤毁性能高于Q/SY 1394—2011标准要求值8%以上;BX55钢级SEW膨胀套管在塔河油田成功完成深井侧钻水平井膨胀套管完井作业,创当时膨胀管下入井深最深、井斜最大、连续膨胀距离最长3项国内纪录。     

1Cr5Mo合金无缝钢管的热处理工艺研究

为满足石油炼化装置对石油裂化无缝钢管的性能要求,开发了1Cr5Mo合金无缝钢管。以正火和回火温度、正火和回火保温时间为参数,采用优化试验方法,获得该钢管优化的热处理工艺为:正火温度920～960℃、正火保温时间60min;回火温度720～780℃、回火保温时间60min。按上述优化工艺获得钢管的最佳力学性能为:抗拉极限615MPa、屈服强度505MPa、伸长率23%、冲击功280J、硬度≤180HB;组织晶粒度为8.5级,各项性能均满足标准和用户的使用要求。     

φ177.8mm×9.19mmP110高抗挤套管试验研究

对φ177.8mm×9.19mm P110高抗挤套管建立了力学模型和有限元计算模型,同时对其实物挤毁试验数据和有限元计算结果进行了综合分析.分析结果表明,高抗挤套管抗挤强度大于API标准挤毁压力,但实际套管并非理想圆管,其本身存在残余应力、圆度和壁厚偏差大等制造缺陷,致使其实际抗挤强度远小于理想状态的有限元计算值.     

SEW高抗挤套管开发

采用"HFW+热张力减径+整管热处理+热矫直"工艺开发了80及110钢级SEW高抗挤套管,并对开发的SEW高抗挤套管进行了力学性能和抗腐蚀性能测试。结果表明,同无缝高抗挤套管相比,SEW高抗挤套管在尺寸精度、残余应力及抗外压挤毁性能方面具有较大的优势,且采用上述工艺,较好地解决了焊缝冲击韧性低及抗腐蚀性能差的问题。因此,在其他条件相同时,采用SEW高抗挤套管可解决无缝高抗挤套管带来的抗挤强度不足问题。     

大庆油田采油四厂三元复合驱结垢类型研究

利用高温高压反应釜模拟普光气田的气井油套环空工况环境,研究了抗硫套管钢P110SS在环空保护液中的腐蚀规律和与镍基合金电偶腐蚀规律,并对P110SS抗硫套管的整体性能(抗挤强度、管体屈服强度和抗内压强度)进行了计算分析研究。结果表明,在无H2S/CO2条件下,环空保护液对P110SS保护效果非常好,电偶加速P110SS腐蚀的效果不显著;P110SS抗硫套管的抗挤毁强度、管体屈服强度、抗内压强度下降很小。在p(H2S)为5.0 MPa、p(CO2)为3.0MPa的条件下,环空保护液保护效果不好,P110SS腐蚀严重,腐蚀速率呈百倍增长,电偶加速P110SS腐蚀的效果显著;P110SS抗硫套管的抗挤毁强度、管体屈服强度、抗内压强度下降严重。     

高钢级套管强韧性匹配研究

为了获得非常规油气资源开采所需的高强度、高韧性套管产品,以C-Mn 系中碳低合金热轧管坯为试验材料,通过930 ℃淬火+470～550 ℃系列温度回火热处理工艺研究了该套管管材的强韧性匹配规律。结果显示:随回火温度升高,管材强度呈下降趋势,冲击韧性先增后降。其原因在于随着回火温度升高,马氏体板条发生回复和再结晶,过饱和碳析出并形成弥散分布碳化物,导致管材强度降低且韧性升高;随着温度继续升高,碳化物发生偏聚和粗化,强化作用和晶界强度减弱,导致管材强度和韧性降低。研究表明,在930 ℃淬火/55 min+(510～530) ℃回火/110 min热处理工艺下,管材强韧性匹配最佳,屈服强度达到951 MPa以上,0 ℃下横向冲击功平均值达到98 J,完全满足Q/SY 07394标准对125 ksi 钢级高抗挤套管强韧性要求。     

P110钢级中大直径高频电阻焊表层套管研制

为了满足深井超深井油气开采对中大直径高钢级表层套管的需求,采用中低碳加少量Cr、B元素成分设计,并使用高频电阻焊+全管体调质热处理工艺技术,开发试制了Φ244.48 mm×11.05 mm P110钢级石油套管。结果表明,试制产品的屈服强度、抗拉强度和延伸率的平均值分别为895 MPa、975 MPa、25.0%;0℃下3/4尺寸母材和焊缝横向冲击功平均值分别达到77 J和73 J,基本实现母材与焊缝“等韧性”匹配;接头螺纹连接强度> 6 176 kN,抗内压强度> 60 MPa,抗外压挤毁强度平均值达43.5 MPa,各项性能指标均符合API SPEC 5CT、API TR 5C3等标准要求,能够满足深井超深井用高钢级表层套管安全服役要求。     

BSG110T SEW高抗挤套管生产工艺研究

为了解决BSG110T SEW高抗挤套管在生产时出现母材开裂、成型焊接控制不稳定、加热时弯曲、变形以及轧辊异常损坏等问题,分析确定了原料卷板优化目标,按照制定的目标进行了原料性能检验、焊管生产试制及热处理工艺验证。结果表明,采用P110钢级SEW套管原料卷板进行焊管生产可以解决母材开裂、成型焊接控制不稳定等问题。经热处理工艺验证,P110钢级 SEW套管原料卷板经过“HFW制管+整体热处理工艺”可生产出合格的BSG110T SEW高抗挤套管。     

考虑弯矩和剪切影响的造斜段套管抗挤强度分析

水平井造斜段套管受弯曲、剪切和挤压等载荷共同作用,受力条件复杂多变,常发生错断或挤毁等安全事故。为此,根据水平井造斜段套管井眼轨迹的几何特性,考虑弯曲、剪切和挤压联合作用,建立造斜段套管力学模型,应用拉梅厚壁筒理论和第四强度理论,导出水平井造斜段套管抗挤强度公式。应用公式计算了不同井眼曲率、不同壁厚2种套管的抗挤强度,并进行了ANSYS有限元验证。分析结果表明:每25 m井眼曲率由3.75°增加到15.00°,P110套管的抗挤强度下降约53%,TP140套管的抗挤强度下降约28%;每25 m井眼曲率为3.75°时,φ139.7mm×12.7 mm P110套管的抗挤强度为89.8 MPa,比φ139.7 mm×10.54 mm P110套管大27%。随着井眼曲率的增加,弯曲套管的抗挤强度降低明显。研究结果可为提高水平井造斜段套管的安全性提供参考。     

热处理工艺对P91小直径钢管组织和性能的影响

为了解决P91小直径钢管局部回火后硬度偏低的问题,采用某电厂在役的P91过热器管道,通过正火+回火热处理工艺及硬度对比试验,得到了P91钢不同回火温度后的硬度值;进而对硬度为160HB和180HB的P91钢进行了力学性能试验。结果显示,P91钢出现硬度降低的原因是回火温度过高所致;采用正火1 040℃、恒温1～2 min/mm后快速冷却,再通过740～760℃、恒温60 min的回火热处理,各种性能完全满足相关要求。工艺试验及现场检验表明,对于P91小直径管,当不满足换管条件时,可通过正火+回火热处理使管材性能满足要求。     

国产高抗挤套管残余应力初探

残余应力是影响套管挤毁抗力的主要因素之一 ,选择适当的热矫直工艺 ,将降低残余应力 ,提高套管的抗挤性能。本文通过对国产 2 4 4 .5× 11.99TP— 110 T高抗挤套管残余应力的分析测试 ,研究了残余应力的产生过程、测量和控制方法 ,探讨了残余应力对挤毁压力的影响。     

温度作用影响套管抗挤强度的定量评价方法——以页岩气水平井大型压裂施工为例

目前通常采用大规模水力压裂的方法对页岩气储层进行改造,由于施工排量大、施工时间长,造成井筒温度下降速度快且幅度大,由温度作用而产生的拉应力会降低套管抗挤强度,不利于安全生产。针对页岩气水平井压裂施工工艺及工况条件,建立了水力压裂时的热传导控制方程,并利用有限差分法对其进行求解,分别探讨了不同井口温度下常规水力压裂和大规模水力压裂时井底温度的变化情况;然后再根据API套管挤毁压力计算公式求得了不同钢级套管在不同温度变化时套管抗挤强度的变化值。结果表明:①较之于常规水力压裂,大型水力压裂时,井底温度变化对套管抗挤强度影响较大且对不同钢级的套管抗挤强度的影响程度也有所不同,其中高钢级套管的抗挤强度受影响较小,而低钢级套管抗挤强度受影响则较大;②当在冬季进行施工及水平井垂深更深时,这种由于温度作用造成套管抗挤强度的降低更为明显。结论认为,在对页岩气水平井大规模水力压裂时,必须考虑因为井底温度变化所造成的套管强度降低的问题,并进行合理的套管设计。     

一种经济型N80Q套管热处理工艺研究

为了获得32Mn6钢调质升级为N80Q钢级石油套管的热处理工艺,研究和分析了32Mn6钢的相变温度和淬透性,制定了试验条件下的调质热处理工艺,并进行了试验研究。试验结果显示,32Mn6钢经过调质(淬火+回火)处理后,得到了回火索氏体组织,具有良好的综合力学性能,满足石油套管性能的需求,其各项指标均达到API 5CT规范对N80Q钢级套管要求。研究表明,作为水淬钢种,32Mn6钢可用来生产N80Q钢级油套管。最后结合金相图对不同回火温度下的组织进行了分析,确定了32Mn6生产N80Q钢级的热处理工艺。