顺北5号断裂带南部压力剖面建立及井身结构优化

顺北5号断裂带南部受断裂构造运动影响,钻井过程中普遍存在恶性漏失、钻井效率低等问题。为此,基于邻井成像测井资料和钻井资料,建立了漏失压力计算模型,得到了顺北5号断裂带南部地层的四压力（孔隙压力、破裂压力、坍塌压力和漏失压力）剖面;根据四压力剖面和钻井技术难点优化井身结构,将侵入体未发育区域原有的五开井身结构优化为四开井身结构,并减小井眼尺寸,缩短了钻井周期;针对侵入体发育区域,设计了地层承压能力强的非常规四开井身结构和缩小井眼尺寸的常规五开专封井身结构,提高了井壁稳定性。现场试验表明:所建漏失压力计算模型的预测准确性较高;应用常规五开专封井身结构后,复杂情况处理时效平均缩短 27.8?d,钻井周期平均缩短14.6%。研究和现场试验表明,顺北5号断裂带南部采用优化后的井身结构能够解决钻井过程井漏和钻井效率低的问题,可为复杂地层超深井井身结构设计提供技术借鉴。      

页岩气井随钻导向工具天线腐蚀失效分析

西南某页岩气井所处地层主含黄铁矿(FeS2),地层温度为130～150℃,采用油基钻井液(含25％CaCl2),钻进过程中发生数起导向工具失效事故,天线外表面出现大量裂纹,腐蚀开裂严重,导致了严重的经济损失.为找出失效原因,对失效天线进行宏观分析、化学成分分析、金相组织分析及模拟工况下的腐蚀测试,利用SEM与EDS分析...     

饱和水蒸气环境中CO2气相-CO2超临界相相变对碳钢腐蚀行为的影响

通过腐蚀失重实验研究了P110和N80钢管在气相CO2-饱和水蒸气环境和超临界CO2-饱和水蒸气环境中的腐蚀速率变化,并通过SEM,EDS,XRD,XPS和截面技术对腐蚀产物进行了表面分析.结果表明:随着CO2分压的增加,试样平均腐蚀速率先升高后降低;在临界压力附近,试样平均腐蚀速率达到最大值;在高于临界压力后,随着C...     

2A12/7075异种铝合金搅拌摩擦焊接头成形及力学性能

为研究不同焊接速度对2A12/7075异种铝合金搅拌摩擦焊(Friction Stir Welding,FSW)接头成形和力学性能的影响,在室温下对焊接接头进行冲击实验和拉伸实验,采用扫描电子显微镜(SEM)和能谱仪(EDS)对断口形貌和成分进行表征分析,采用光学显微镜(OM)对接头横截面进行观察。结果表明,焊接接头呈非对称形,前进侧宽度小于后退侧宽度;焊速为120mm/min时,接头冲击功最高达到18.45J,焊速为140mm/min时抗拉强度最优,为239.68MPa,延伸率为7.56%。随着焊速的增加,焊缝表面起毛倾向减小,出现隧道孔缺陷的倾向增加;接头抗拉强度与塑韧性随焊速的增加而提高,但焊速为140mm/min时,焊核区出现了隧道孔缺陷,造成接头的韧性下降;拉伸断口呈现上部韧性断裂和下部解理断裂,EDS元素分析韧性断裂部分存在第二相粒子Mg_2Si。     

应急放喷工况下钻井四通的耐冲蚀性能

针对大排量应急放喷工况下钻井四通冲蚀问题,运用CFD软件模拟了钻井四通在日放喷量为100~1 000万m~3、日出砂量为7.5~38.5 m~3工况下的冲蚀情况。结果表明:随着日放喷量的增加,四通支管段气体流速增至当地音速,且压降增至0.98 MPa;当日放喷量超过300万m~3,四通内壁主要冲蚀区域由主通上壁面转移至主通与支管连接处和支管末端,最大冲蚀速率增至19.42×10~(-7) kg/(s·m~2);当日放喷量为1 000万m~3、日出砂量由7.7m~3增大至38.5m~3时,最大冲蚀速率由3.68×10~(-7) kg/(s·m~2)增至19.42×10~(-7) kg/(s·m~2),模拟结果与现场实测数据基本吻合。     

套管整形用梨形胀管器的参数优化实验

梨形胀管器整形技术是一种高效率的套管修复技术,整形力的大小是工具优化设计和现场施工参数设计的重要依据。为此,在YAW-200压力试验机上对常用尺寸的油层套管进行压扁,然后由YS32-500型的四方柱万能液压试验机提供整形力,由小到大依次下入梨形胀管器对变形套管(C110)进行了3次膨胀整形,得到了不同尺寸梨形胀管器整形所需的整形力、梨形胀管器的磨损量、变形套管的回弹量的测试数据,进而对其测试结果进行分析和评价,找到了梨形胀管器外径与整形力、变形套管的回弹量、梨形胀管器的磨损量之间的关系。实验结果表明:梨形胀管器外径级差的合理性决定了整形力的大小、变形套管的回弹量、梨形胀管器的磨损量,同时,为了减少卡钻事故并兼顾整形效率,梨形胀管器的单次整形量不宜过大。该研究成果为优化梨形胀管器结构和整形施工参数提供了重要的实验数据。     

模拟井筒工况下四丙氟橡胶O型圈腐蚀损伤研究

采用高温高压釜和自主设计的O型圈承压状态模拟装置模拟某高含CO_2介质天然气生产井井筒工况,在总压30 MPa、CO_2分压0.5MPa、温度140℃的条件下,分别在承压状态下和自由状态下对四丙氟橡胶O型圈进行了高温高压腐蚀实验。以O型圈试样的拉伸、硬度和压缩永久变形为考察指标,分析了腐蚀前后试样的力学性能损伤规律。研究结果表明,四丙氟橡胶O型圈在模拟工况下服役后力学性能下降,承压状态下橡胶材质的腐蚀损伤比自由状态的损伤程度小,气相环境中的腐蚀比液相环境严重,实验结果呈现出较好的规律性,建议将模拟井筒承压状态下橡胶材质的力学性能衰减程度作为腐蚀损伤的主要考察指标进行材质优选。     

高含硫气田套管腐蚀情况实验研究及建议

在我国近年对高温高压酸性气田的开发过程中,天然气中的H₂S和CO₂对套管造成了严重腐蚀,套管在服役过程中腐蚀穿孔和刺漏现象时有发生,对油气井安全生产威胁极大。为此,在实验室条件下采用自行设计的高温高压循环流动釜,模拟研究了四川盆地某气井中的套管在超高温高压高含H₂S和CO₂的条件下的腐蚀情况--井深4 944～5 738 m井段流速太低、套管壁会有水膜、元素硫附着、积水及腐蚀严重。实验以该气田在役使用的3种套管材料为研究对象,分别研究其在不同采气期（携水采气期和积水采气期）的腐蚀情况。根据实验获得的数据并结合API 579适用性评价方法,计算出被腐蚀套管的抗挤强度和抗内压强度,进而预测套管的安全服役寿命。结果表明：①该井的套管在携水采气期的腐蚀程度较积水采气期的腐蚀程度轻微;②随着开采年限的增加,套管的抗内压强度和抗外挤强度均呈直线下降;③在实验环境下根据剩余强度曲线图预测3种套管的安全服役寿命至少还有10年。建议在气田的开采过程中应尽量增加携水采气期的开采时间,从而延长套管的安全服役寿命。     

某油井P110油管腐蚀穿孔原因

西部油田某油井油管发生严重腐蚀甚至穿孔。通过宏观形貌和显微组织观察、化学成分分析、硬度测试、拉伸和冲击性能测试、腐蚀产物检测等方法对油管失效原因进行了分析。结果表明:油管在含Cl^-、H2S、CO2酸性环境下发生了均匀腐蚀和局部腐蚀。均匀腐蚀由H2S-CO2-H2O(Cl^-)体系引起的析氢腐蚀所致;而CaCO3沉积造成的微电偶效应以及Fe^2+与地层水中Cl^-的水合作用导致了油管的局部腐蚀穿孔。建议油井管材采用具有一定抗硫性的P110-3Cr钢或耐蚀性能更优的钢,并添加缓蚀阻垢剂进行防护。     

枯竭型酸性气藏封存CO2过程中的油管腐蚀行为及选材

为了研究不同材质油管钢在枯竭型酸性油气藏CO₂封存工况下的腐蚀行为，优选出适用性好的钢材，采用高温高压釜模拟CO₂封存工况，在不同CO₂分压(5、8、11 MPa)条件下，对N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢进行腐蚀失重测试，从腐蚀速率、腐蚀产物微观形貌和局部腐蚀深度进行研究，并对油管进行腐蚀寿命预测。结果表明：在模拟工况下N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢的腐蚀速率都随着CO₂分压的升高而增大，N80钢腐蚀速率为0.067 4～0.097 9 mm/a,L80-13Cr钢腐蚀速率为0.022 7～0.027 7 mm/a,BG2532钢腐蚀速率为0.001 3～0.002 9 mm/a;3种钢材的腐蚀产物主要为立方体状的FeCO₃和少量的FeS，且随分压的升高，腐蚀产物逐渐增多并出现融合现象；N80钢主要表现为均匀腐蚀，而L80-13Cr钢出现点蚀，穿孔年限为5 a左右；N80钢的剩余抗拉强度和抗拉安全系数随服役年限的增长而降低，安全服役年限为27 a。研...