气体封隔器密封单元的增强方法与安全分析

气体封隔器胶筒是实现气井分层分段开采的关键部件。常规三胶筒结构在坐封时易发生初始破坏,导致胶筒整体应力水平降低,密封安全性储备不足。为此,提出一种多材料组合式密封单元的增强方法,用于HPHT105-232-V0型含硫化氢高温高压气体封隔器密封单元的设计;基于拉伸试验和Yeoh理论获得橡胶的本构模型参数;在温度204℃、坐封力200 kN和环空压力70 MPa下,分析了胶筒的应力和变形规律;试验测试了增强单元的密封安全性。分析结果表明:HPHT105-232-V0型封隔器密封单元胶筒的最大变形量为94.785 mm,最大接触应力为240 MPa,位于金属护环与套管接触区域。根据API标准,对HPHT105-232-V0型封隔器实物进行测试试验,坐封时胶筒未发生初始破坏,密封单元的整体应力水平提高;稳压过程胶筒压降幅度小于1%;整个试验测试过程中,密封单元无气泡溢出,封隔器卸载后胶筒结构无明显的塑性变形。研究结果表明,采用该增强方法所设计的多材料组合式密封单元具有良好的密封性能,满足极端环境下的密封安全性要求。

深水测试密闭环空压力变化下的封隔器胶筒性能分析

为探讨深水测试双封隔器由密闭环空压力变化引起的变形与强度问题,建立双封隔器胶筒结构的力学分析模型。根据工作过程中封隔器间密闭环空压力的变化,对胶筒的密封性能进行分析,得到各胶筒的应变量、等效应力以及接触应力的变化情况。分析采用胶筒不同圆形倒角参数时封隔器胶筒与套管的接触特性,研究胶筒倒角参数对封隔器密封性能的影响,得出封隔器的优化结构参数。结果显示:各胶筒的应变量、等效应力以及接触应力均随密闭环空压力的增大而增大,其中下胶筒的增大幅度最明显;各胶筒变形量随着胶筒倒角的增大无明显变化,但等效应力随着胶筒倒角的增大均减小,而随着胶筒倒角的增大上胶筒和中胶筒的接触应力均增大,下胶筒的接触应力先增大后减小。因此,一定程度上增大胶筒倒角有利于提升封隔器的密封性能,倒角半径为0.75 mm时为最优结构。

W形密封结构金属封隔器性能研究

针对橡胶封隔器难以适应150℃、70 MPa以上环境的缺点,设计一种适用于230℃、70 MPa工况,两端传递载荷,中间中空促进径向变形的W形密封结构的金属封隔器,并研究其密封性能。根据工况需求,以温度依赖性和超弹性激发应力选择β-NiTi合金作为W形密封结构材料,以W形结构坐封后产生的接触应力评价其密封性能,以工作承压后W形结构的弹性-超弹性应变率评价其解封性能,分析W形密封结构半径、壁厚及壁厚比对其密封性能的影响,并对设计优化后的W形结构进行密封性能仿真分析。结果表明:结构半径对W形密封结构的密封性能和解封性能影响较小,而壁厚与壁厚比均显著影响密封性能和解封性能;随着壁厚的增加,W形密封结构的密封性能逐渐下降但解封性能逐渐上升,随着壁厚比的增加,密封性能逐渐下降解封性能先上升后下降。对设计优化后的W形结构进行密封性能仿真分析,结果表明,基于β-NiTi合金材料的W形密封结构金属封隔器完全可以适用于高温高压环境,其在230℃、70 MPa的工况下坐封载荷为220 kN,弹性-超弹性应变率达90%以上。

封隔器卡瓦用20CrNiMo钢和20CrMnMo钢在某油田井下工况中的腐蚀行为

在模拟深井/超深井的高温、高压、含CO_(2)/H_(2)S环境中,对封隔器卡瓦用20CrMnMo钢和20CrNiMo钢开展腐蚀试验;利用扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射(XRD)、X射线光电子能谱技术(XPS)和电化学测试等方法对比研究了两种材料的腐蚀行为。结果表明:模拟深井/超深井工况下,20CrMnMo钢腐蚀形态为典型的全面腐蚀,而20CrNiMo钢腐蚀形态为点蚀;两种材料表面形成的腐蚀产物均呈双层结构,外层腐蚀产物均由疏松絮状FeS和颗粒状FeCO_(3)构成;20CrNiMo钢内层腐蚀产物由单一的FeCO_(3)构成,而20CrMnMo钢内层腐蚀产物除了FeCO_(3)还有少量Cr(OH)_(3),Cr(OH)_(3)的存在有效提高了该钢内层腐蚀产物膜的保护性,从而使该钢耐蚀性能明显优于20CrNiMo钢。

复合膨胀式套管外封隔器研制与应用

随着油气田不断开发,造成地层压力变化较大,在调整井钻井过程中,采用套管外封隔器防止管外冒和层间窜,提高固井质量的井日益增多。但目前使用的充胀式套管外封隔器在井下长期受使用环境影响可能造成充胀腔内压力下降,造成环空密封失效的风险;普通压涨式封隔器密封压力不高;遇水膨胀封隔器动作时间长等难题。为此设计了复合膨胀式套管外封隔器,其带有的复合胶筒结构为双层机构包含内层普通橡胶和外层遇水遇油膨胀橡胶组合材质。与充涨式套管外封隔器相比,该工具能够实现机械永久锁定,环空密封压力高且持久,受使用环境影响小,施工风险小,且具备平衡压差等优点,性能可靠,成本低,经济效益明显。

高温高压高产气体封隔器卡瓦力学行为的分析与实验

为了提高海上“三高”气井管柱的安全性,确保卡瓦良好的工作性能,以HPC070401封隔器双向筒式卡瓦为例,将滑移线理论法、数值模拟和实验法相结合,研究卡瓦咬入过程的力学行为,分析卡瓦与套管的接触应力分布规律、卡瓦牙咬入套管的深度和疲劳寿命,建立了封隔器卡瓦系统工作可靠的充分必要准则。研究结果表明:坐卡压力增加,卡瓦牙咬入套管的深度也随之增加,在坐卡压力为35、42、48、55 MPa时,卡瓦咬入套管深度为0.25993、0.29425、0.32353、0.36561 mm;坐卡压力增加,卡瓦牙尖局部塑性变形增大,在坐卡压力35、42、48、55 MPa下,对称循环波动20%时,卡瓦疲劳循环次数为951110、789540、717160、629260;通过高温高压封隔器卡瓦锚定实验,卡瓦咬入套管的实测深度介于0.350~1 mm之间,与有限元模拟结果较吻合;结合评价准则和高温高压封隔器疲劳实验可知,套管因疲劳累积损伤产生的应力松驰系数为0.18。

超深井射孔冲击动载荷引起封隔器断裂失效分析

中国超深层油气资源丰富,超深井油气开发过程中常采用一体化管柱完成射孔—试油—酸化三联作业,作业过程中超深井射孔冲击动载荷频繁导致封隔器断裂失效。为解决上述问题,基于弹塑性有限元法,结合实际井下测得的射孔管串起爆瞬态冲击动力学载荷边界条件,开展了新疆某地X1井射孔作业RTTS封隔器(全开式挂壁封隔器)—减震器管串瞬态冲击动力学有限元仿真分析,建立了减震器二阶带阻尼的质量—弹簧力学系统模型,从理论上对比分析了双减震器的减震效果与有限元分析结果的可靠性。研究结果表明:(1)在射孔爆轰0.09 s和0.21 s时刻,中心管接头螺纹处分别出现805.4 MPa和925.1 MPa两个应力峰值,超过了管材的屈服强度和抗拉强度,且冲击波引起的交变应力导致局部位置开始发生裂纹失效,裂纹逐渐扩展到整个截面,造成螺纹接头断裂;(2)根据仿真模型计算结果以及中心管结构尺寸分析,发现其螺纹部分结构尺寸偏小,导致峰值应力超过其抗拉强度造成断裂失效;(3)建议采用中心管上部螺纹连接处镦粗2~3 mm的改进方案,其最大应力可降低27%以上,可明显提高结构强度;(4)使用双减震器能有效降低射孔管串上部冲击载荷,理论计算指出双减震器比单减震器的振幅降低约50%,其最大应力降低约42%。结论认为,研究成果可为超深井RTTS封隔器管柱安全射孔作业提供理论和技术支撑,并将有力推动我国超深层油气资源的高效勘探开发。

被动式封隔器的国产化研发

通过对被动式封隔器结构组成、工作原理和主要功能的研究,提出国产化研发方案。对被动式封隔器的主要部件进行力学性能理论分析和仿真模拟,并针对被动式封隔器在实际运行中存在的问题进行优化设计。改进后的国产被动式封隔器顺利通过多项原型试验,并获得法国船级社(BV)审查认证。试验结果表明,国产化研发的被动式封隔器各项性能均达到设计和使用要求。被动式封隔器的成功研制及其国产化为有效降低工程项目成本、提高行业核心竞争力打下坚实基础。

双封隔器在渤海油田潜山地层取样的应用

渤海油田潜山地层油气藏油质好、储量大,但由于埋藏深、岩性复杂、储集空间多样,勘探开发过程中储层有效性评价及流体性质评价难度大。钻井中途油气层测试仪(EFDT)是中海油田服务股份有限公司自研的一种模块化、泵抽式电缆地层测试仪,其双封隔器取样技术能够在非均质性强的地层成功坐封和取样,准确判断潜山地层是否存在油气,为正确认识储层特征和流体类型提供可靠依据,为确定潜山成藏模式的勘探决策提供重要参考。

基于过电缆封隔器主体总成的智能装配技术研究

针对海上石油完井工具制造领域对装配质量和效率的要求,通过智能装配技术研究,研制一套过电缆封隔器主体智能装配系统。该系统以PLC为控制系统的主控单元,由机械手搭配多功能操作工具,借助视觉定位及六维力反馈调节,搭建人机交互界面来对各零部件进行智能化精准装配。通过多次现场应用,证明该系统提高了自动化程度,相比传统装配方法,操作人员可更高效率地完成主体总成位置的精准找取与后续装配,有效地改善了过电缆封隔器的整体装配质量。

无骨架内衬扩张式封隔器的研制与现场试验

为解决常规钢丝帘线或重叠钢片式扩张封隔器胀封承压后残余变形大、易卡管柱的问题,通过设计无骨架内衬扩张式胶筒,研制了无骨架内衬扩张式封隔器。该封隔器采用两端嵌套弹簧的方式来提高胶筒多次坐封的可靠性,在工作压差2.5~5.0 MPa下,胶筒可以充分胀封并可靠密封。室内试验表明,无骨架内衬扩张式封隔器在150℃下可以反复坐封/解封50次,双向承压85 MPa,解封后胶筒残余变形率小于1.5%。该封隔器在延长油田2口老井重复复压裂施工中进行了试验,其坐封显示明显,且在井内工作50h多后,顺利解封,封隔器胶筒完好,外径仅由108mm扩大至109mm。研究结果表明,无骨架内衬扩张式封隔器封隔能力强,能重复坐封、解封,比常规扩张封隔器胶筒残余变形小,更易于解封起出管柱。

井下应急封隔器结构设计及胶筒坐封效果评价

为应对海洋钻井过程出现的高压溢流和井涌风险,设计了一种井下应急封隔器装置,在内外胶筒间添加金属骨架提高其坐封强度。为评估井下应急封隔器的坐封效果,利用有限元方法建立井下应急封隔器模型,模拟了封隔器的坐封过程,并对比了金属骨架对胶筒接触应力、坐封效果的影响。结果表明:20 MPa坐封压力下,胶筒与套管接触应力达到12.1 MPa,封隔器能够封堵20 MPa井下溢流;添加金属骨架后,胶筒峰值应力、变形均显著降低,坐封能力大幅提升。所设计的井下应急封隔器装置可实现高压溢流、井涌的有效封堵,保障平台作业安全。

RTTS封隔器外中心管疲劳寿命分析

RTTS封隔器是封隔高温高压井油套环空压力的关键工具,其外中心管的失效会导致油套环空窜通,引发严重事故。为完善外中心管的失效评估体系,基于静强度、疲劳强度理论,采用有限元仿真方法溯源外中心管失效原因;建立外中心管全尺寸三维模型,简化出有限元模型,拟合外中心管材料42CrMo的材料本构模型和S-N寿命曲线;考虑坐封、射孔2种典型工况极限载荷作用下外中心管的静强度分析,将分析结果传递到NCode疲劳仿真平台,依据疲劳强度理论,进行不同平均应力载荷、不同循环特性载荷作用下的外中心管疲劳强度分析。研究结果表明:在150 kN轴向坐封载荷作用下外中心管发生高周疲劳破坏,在300 kN轴向射孔载荷作用下外中心管发生低周疲劳破坏;不同循环特性载荷对中心管寿命影响差异较大,对称循环载荷对外中心管疲劳寿命缩短最为明显。所得结论可为外中心管甚至封隔器的性能评估、优化提供技术支撑。

深井封隔器解封时套管挤压失效风险评估方法及应用

封隔器解封时,环空液柱快速下沉将产生明显抽吸压力,导致封隔器解封后生产套管挤毁事故时有发生,给深部高温高压油井安全生产带来巨大挑战。基于规范中套管有效外压力的计算方法,考虑环空液柱下沉流速及其诱导的环空抽吸压力,建立了封隔器解封时套管有效外压力计算方法,针对现场实例井研究了封隔器解封对套管等效支撑内压力和套管挤压失效风险的影响规律。结果表明,封隔器解封时油管液面深度越大、封隔器胶筒外径与套管内径环空间隙越大,环空抽吸压力值越大,套管内等效支撑内压力当量密度越低,套管挤压失效风险越大。为降低套管挤压失效风险,建议提高封隔器胶筒解封后变形恢复能力,同时封隔器解封前油管内应尽量补满液体。研究成果为确保深部高温高压油井安全生产提供重要理论依据和技术支撑。

凹坑型套管损伤对封隔器密封性能的影响

在井下封堵作业中,凹坑型套管损伤可能会对封隔器的密封性能造成影响,威胁现场安全生产,甚至导致重大事故。凹坑型套管损伤对封隔器密封性能的影响规律不明。为此,分析了套管的损伤特征,基于有限元思想建立了不同的凹坑型套管损伤模型,研究了套管表面凹坑型损伤的宽度、深度及与胶筒的相对位置对封隔器密封性能的影响。研究结果表明:套管表面凹坑损伤会改变密封面接触压力的大小和分布,不同程度降低封隔器的密封性能。与无损伤工况相比,含凹坑损伤时,胶筒接触压力曲线呈“M”形特征,凹坑两侧接触压力增大,其他区域减小。当凹坑宽度为4 mm时,随深度增大,封隔器密封系数几乎不变化,密封性能下降约14%。当凹坑宽度大于4 mm时,随深度增大,封隔器密封系数显著降低,密封性能大幅下降(18%~52%),失效风险加剧。凹坑与胶筒的相对位置对封隔器密封性能影响明显,位于胶筒中部的凹坑破坏了密封接触压力曲线的完整性,更大程度上降低了封隔器的密封性能。研究结果可为封隔器的封堵作业提供参考,具有实际工程意义。

浅谈高温高压井下封隔器发展现状

随着油气行业的快速发展,深部油气资源已经成为重点研究对象,而深层环境更加复杂,具有高温、高压、高含硫的特点。通过调研国内外封隔器发展现状,发现传统封隔器已不适合深部储层的复杂环境。本文总结了针对高温高压条件下封隔器的研究发展现状,并提出了一些可行性建议。

芯轴式封隔器金属密封设计及密封性能分析

针对油页岩、页岩油、重质油和富油煤等非常规油气资源采用地下原位改质技术开采,井下存在高温、高压和腐蚀环境,常规封隔器及其密封不能满足工程要求的问题,设计了一种芯轴式金属对金属密封的井下封隔器,密封副采用耐高温和腐蚀的Inconel 625材料,其中密封座采用金属陶瓷涂层结构。进行了封隔器坐封密封原理试验。试验结果表明,封隔器能在油套大环空间隙形成密封,且密封能力随着坐封载荷的增加而增大。基于密封接触能原理,应用ANSYS软件模拟了井下封隔器的密封性能,并对其影响因素进行研究。研究结果表明:涂层厚度和涂层弹性模量对密封能力影响不显著;芯轴密封面椭圆率和过盈量对密封能力影响较大,起决定性作用。基于密封副高温、持久载荷作用下许用应力低和密封能力评价指标,给出了密封结构参数设计方案,密封座涂层材料为Cr_(3)C_(2)-NiCr,涂层弹性模量250 GPa,涂层厚度为0.3 mm,椭圆率为,过盈量为0.02 mm。研究结果可为高温、高压、腐蚀环境下封隔器的开发和应用提供理论指导。

CCUS井封隔器胶筒耐二氧化碳腐蚀性能评价

封隔器作为CCUS驱油作业的重要工具,其胶筒的可靠性直接影响封隔器性能,为探索其在临界CO_(2)环境中的耐腐蚀性能,分别研究了丁腈橡胶(NBR)、氢化丁腈橡胶(HNBR)、氟橡胶(FKM)在模拟超临界CO_(2)环境中的耐腐蚀性和力学性能。高温高压腐蚀实验结果显示,实验后NBR胶筒质量增加最大(6.81%),HNBR胶筒质量增加最小(2.48%);NBR胶筒外径增幅最大(4.21%),HNBR胶筒外径增幅最小(2.65%);FKM材料拉伸强度降低幅度最大(66.85%),HNBR材料拉伸强度降低幅度最小(37.78%)。研究结果表明,环境温度和服役时间的增加可加快CO_(2)等腐蚀介质进入橡胶内部的速率,从而加剧橡胶交联网络的破坏,使其力学性能下降。氢化丁腈橡胶因内部不饱和双键等弱键的数量少于丁腈橡胶、键能高于氟橡胶的N-O键,其耐CO_(2)腐蚀能力要优于氟橡胶和丁腈橡胶,在超临界CO_(2)环境中性能相对稳定。因此宜选用氢化丁腈橡胶作为CO_(2)驱注入井封隔器的密封材料。

油井封隔器内微型液压系统设计与仿真

封隔器是石油开采设备中重要的组成部分,其性能优异会直接影响到开采的进行。而传统封隔器采用机械式方式进行坐封,并依靠橡胶胶筒的自身回弹力进行解封。但在极端情况下,容易出现由于坐封力过大而造成封隔器胶筒发生压缩破坏,解封时胶筒损坏而无法回弹的情况。为此,设计了一种微型液压系统,可实现液压封隔器压紧力与解封力的协调控制及精确调节,保证封隔器实际工作中的安全可靠。搭建AMESim系统仿真模型,模拟运动过程中的坐封与解封过程,研究吸油处流道阻力、出口负载情况、柱塞泵的转速情况以及滑动缸内闭死容积等因素对液压系统动态特性的影响。最后对液压系统的参数进行优化。结果表明,采用微型液压系统入口增压、提升转速、减小吸油处流道阻力等措施可以提高整体系统的响应速率。

电缆坐封沉砂封隔器下滑原因分析与实验研究

沉砂封隔器位于套管井防砂管柱最下端,起到定位防砂管柱、封隔人工井底的作用,同时承受防砂管柱自重所产生的部分轴向力,有液压坐封以及电缆坐封两种方式,在完井作业中,电缆坐封可避免沉砂封隔器由钻杆下入井中,大大提高了作业效率。然而,在渤海油田某热采井中,沉砂封隔器在坐封后出现下滑,针对这一现象,采用根源分析法分析沉砂封隔器下滑原因,并分别进行室内实验验证。结果表明:沉砂封隔器下滑原因为卡瓦与套管之间的咬合力过小,在电缆坐封过程中,火药燃尽的时间范围内,有效坐封时间越长,沉砂封隔器越不易下滑;坐封力越大,沉砂封隔器越不易下滑,而卡瓦槽壁厚不是影响沉砂封隔器下滑的主要因素。