特殊螺纹接头油套管螺纹顶径验收公差的确定方法

特殊螺纹接头油套管油田验收公差的确定一直是油田和生产厂家争议的焦点。为解决特殊螺纹接头螺纹参数验收公差无科学计算方法的问题,根据尺寸链理论及统计学公差分析方法建立了一种特殊螺纹接头油套管螺纹顶径验收公差的确定方法,并以某扣型Φ88.90 mm×7.34 mm C110特殊螺纹油管为例,通过螺纹生产各阶段接箍螺纹顶径的统计分析,计算出该油管接箍螺纹顶径验收公差为±0.06 mm。研究成果为特殊螺纹接头油套管验收公差的确定提供了技术支持,对油田提高特殊螺纹接头油套管入库验收和质量控制水平具有指导意义。

某井油管断裂原因分析

在某井抽油生产过程中,油管在表面钳牙印痕位置发生断裂。对存在钳牙印痕的油管进行了全面检查和统计分析,对钳牙印痕的产生环节和油管受力情况进行了研究。结果表明:油管在本次作业之前已被尖锐的钳牙严重咬伤,咬伤油管存在壁厚减薄和应力集中的现象,导致油管萌生裂纹并发生断裂。建议在油管上卸扣和修复过程中采用无牙痕油管液压钳进行操作。

超深层高压气井可溶筛管清洁完井新工艺研究与应用

为应对超深层裂缝型砂岩储层常规完井工艺存在替液不充分、污染井筒等难题,研发了可溶筛管清洁完井新工艺技术,即在产层段配置可溶筛管+丢手短节。可溶筛管在完井替液时当油管使用,可替出射孔段下部的高密度压井液,保证替液的井筒清洁;在储层改造和生产期间,可溶筛管经酸液溶解可溶孔塞后当筛管使用,降低流体流动阻力。后期修井时,丢手短节通过压力剪切销钉,可实现分段打捞,具有降低打捞难度和缩短打捞周期的优势。通过对关键工具可溶筛管和丢手短节的承压、可溶孔塞溶解以及丢手短节销钉剪切的性能开展实验研究,验证了工具的可靠性。通过对常规完井管柱和可溶筛管完井管柱工艺特点对比,基于D304井现场应用发现可溶筛管清洁完井工艺在替液、高压气体流动、泄流面积、日产量等方面具有明显优势,且工艺简单,便于现场操作。该工艺已在库车山前超深层裂缝型砂岩储层高压气井中应用8井次,成功率100%,为同类型井完井工艺的选择提供重要参考。

某高压气井13Cr油管挤毁和脱扣原因分析

分析高压气井13Cr油管发生挤毁和脱扣事故的原因。分析认为:13Cr油管的化学成分和力学性能满足标准要求,但油管在井下发生了应力腐蚀,应力腐蚀裂纹减小了油管的壁厚,降低了油管的抗挤毁强度,而地层出砂导致油管堵塞,使得油管所受外压大于内压,且其内外压差超过该油管剩余壁厚的抗挤毁强度,成油管先发生挤毁后发生脱扣。

钛合金油管在甲酸钾完井液中的抗腐蚀及应力腐蚀开裂性能

通过失重腐蚀实验和应力腐蚀开裂实验(C环法),研究了Ti80钛合金在甲酸钾完井液环境中抗均匀腐蚀、局部腐蚀和应力腐蚀开裂(SCC)的性能。结果表明:在甲酸钾完井液腐蚀环境中,随温度的升高,Ti80钛合金的腐蚀速率先减小后增大,在220℃时最小,属于严重腐蚀,200、240℃时均超过0.25 mm/a,属于极严重腐蚀,三种温度下均存在点蚀。腐蚀产物主要成分为K1.5Ti8O16及K1.5(Al1.5Ti6.5)O16,这表明:Ti80钛合金在甲酸钾完井液中发生溶解腐蚀。在甲酸钾完井液腐蚀环境SCC实验中,Ti80钛合金出现多条裂纹,且起源于点蚀坑,具有应力腐蚀裂纹的特征,这表明Ti80钛合金在甲酸钾完井液中具有应力腐蚀开裂倾向。

克深2-2-12高压气井S13Cr110钢制油管开裂和泄漏原因分析

克深2-2-12高压气井S13Cr110钢制油管开裂并发生泄漏。通过宏观检查、磁粉探伤和金相检验等对油管开裂和泄漏的原因进行了分析。结果表明:开裂和泄漏的位置处于油管力学性能薄弱管段。油管开裂属于应力腐蚀开裂,裂纹产生原因与A环空腐蚀环境、油管材料特性及油管受力条件有关,导致油管产生开裂和泄漏的载荷主要与内压和热胀冷缩交变产生的弯曲载荷等有关。

某气井超级13Cr完井管柱腐蚀及开裂原因分析

为了探究某气井超级13Cr完井管柱腐蚀及开裂的原因,通过腐蚀检测、裂纹分析等方法,对完井管柱腐蚀及裂纹问题进行了研究。研究结果表明,油管台肩面的局部腐蚀随着井深增加呈先增大后减小趋势,油管公扣与接箍连接处在拉应力下产生缝隙,流体在缝隙处滞留,发生缝隙腐蚀,井中部处于缝隙腐蚀的敏感区,腐蚀较严重。随井深增加,泥浆附着严重,阻挡了凝析水在内壁的附着,减缓了点蚀的发生,因此油管内壁点蚀深度随井深增加呈减小趋势,油管外壁点蚀无明显规律;超级13Cr材质和完井液的不匹配使油管在拉应力作用下发生应力腐蚀开裂,裂纹起源于外壁,呈树枝状、穿晶。

某高温高压井13Cr110油管挤毁与失效原因分析

对某井在采油过程中发生的油管挤毁与脱扣事故进行了调查研究。对挤毁油管进行宏观形貌、理化性能、磁粉探伤检测分析,并与同批新油管进行实物挤毁试验模拟。结果表明:该挤毁油管材质及各理化性能均满足生产标准及API 5CT标准要求,其挤毁与失效的原因主要是地层出砂导致油管通道堵塞,造成该井段内外压差超过该油管抗挤强度,从而发生挤毁和脱扣。另外,油管外壁的SCC裂纹及内壁腐蚀对油管被挤毁与脱扣具有不可忽视的作用。

西部某油田修复油管的断裂原因

采用无损检测、化学成分分析、金相观察、力学性能测试、断口分析、裂纹分析和腐蚀产物分析等手段系统研究了西部某油田修复油管断裂原因。结果表明:该修复油管失效属于应力腐蚀开裂;油管在修复前,管体内表面已存在应力腐蚀裂纹,后期服役过程中,受应力及井下所注污水中高含量侵蚀性CO2和Cl-影响,裂纹扩展造成油管断裂。

H_2S环境中硫酸盐还原菌对碳钢点蚀行为的影响

采用API-RP38培养基培养了从油田污水中提取的硫酸盐还原菌(SRB),并观察了SRB的生长情况,采用扫描电镜(SEM)观察了试样表面SRB的吸附形貌。采用失重方法和电化学方法研究了SRB在高含H_2S和高矿化度条件下对碳钢的腐蚀作用。结果表明:SRB对碳钢腐蚀起到明显的加速作用,腐蚀形貌以点蚀为主。在高含H2S和矿化度的环境中,吸附在试样上的SRB可以存活,加速碳钢腐蚀。H_2S环境中,在含SRB条件下,随着浸泡时间的延长,试样的自腐蚀电位下降,腐蚀电流密度上升,腐蚀产物膜阻抗及电荷转移阻抗均减小,腐蚀加速;在灭菌条件下,随着浸泡时间的延长,试样的自腐蚀电位增加,腐蚀电流密度减小,腐蚀产物膜阻抗及电荷转移阻抗增加,腐蚀减缓。

西部某油田井下电泵接头焊缝断裂原因分析

西部某油田井下电泵使用不到一年即发生接头焊缝断裂失效,采用一系列理化性能检测分析方法,并结合现场实际工况,对电泵接头焊缝断裂原因进行了分析。结果表明:防倒块与泵体焊缝显微组织为奥氏体+δ-铁素体,焊接热影响区显微组织为马氏体,其显微硬度高达500HV0.5左右;异常组织使焊缝脆化,从而导致电泵于接头焊缝处发生低应力脆性断裂。最后提出了优化焊接工艺的建议。

某油田潜油电泵接头断裂失效分析

针对一起潜油电泵接头断裂失效事故,采用化学成分分析、金相分析、扫描电镜分析、能谱分析等检测手段,系统研究了该潜油电泵接头失效分析机理。研究表明,该潜油电泵接头断裂属于疲劳断裂,其表面存在加工刀痕是诱发失效的主要原因。

产量对气井持续油套环空压力的调控机理与效果评价研究

为研究通过产量调控生产管柱泄漏诱发持续环空压力的可行性,建立基于环空流体分布与压力关系的生产管柱泄漏诱发环空起压模型,利用体积相容性原则和小孔泄漏描述气体泄漏与聚集的过程。根据动量守恒与能量守恒,揭示产量对气体泄漏及环空起压过程的调控机理。研究结果表明:不同产量下的环空起压过程在最大值、上升速度和上升周期等方面存在显著差异,其主要机理是产量的上升增加了生产管柱内的流动摩阻,降低了泄漏点处的压差;同时,泄漏点温度的上升也起到降低泄漏速率、控制环空压力的作用;最大环空压力随着产量的增加而降低;在进行调产配产时,应充分考虑产量对气井油套环空压力的影响,从而确保环空压力不超过最大环空允许值。

苛刻腐蚀环境中高耐蚀合金管柱材质的抗腐蚀性能对比分析

通过模拟高温高pH值完井液CO_2腐蚀实验以及电化学测试,研究了高耐蚀合金管柱材质的抗腐蚀性能。结果表明:在高温高pH值CO_2腐蚀环境中,新型17Cr马氏体不锈钢发生了明显的选择性溶解腐蚀,且均匀腐蚀速率较大;2205双相不锈钢具有良好的抗腐蚀性能;TC4钛合金抗腐蚀性能极差,均匀腐蚀速率高达0.4247mm/a,且相比于其他高耐蚀合金,局部腐蚀最为严重。在高温高pH值CO_2腐蚀环境中,2205双相不锈钢的自腐蚀电流密度最小,抗腐蚀性能最好;TC4钛合金的抗腐蚀性能最差。

塔里木油田套管气密封检测技术现状及分析

为降低油田气井套管泄漏造成的事故风险,油田采用气密封检测技术来排查和检测完井套管的泄漏情况,保障套管的完整性,对塔里木油田气密封检测的原理、标准、现状、检测压力和检测时间进行了分析,并抽取部分检测报告对气密封检测检出套管不合格的原因进行了分析。结果表明:经卸扣、清洗、涂抹螺纹脂、排除外界干扰后再次检测,合格套管所占的比例较大。由于螺纹损坏或质量因素导致泄漏所占比例较小,认为现场操作、使用环境是造成气密封检测时套管不合格的主要因素。气密封检测技术能对接头工厂端气密封性提供技术保障,解决了油田工厂端缺少检测手段的问题。相比接头泄漏导致的严重后果,尽管下套管时间每根增加了近4 min,气密封检测仍是不可缺少的过程。泄漏率不会随着检测压力的增加而增加,与检测压力无直接关系,且检测压力为套管抗内压强度的60%时较为安全、可靠。

淬火工艺对超级13Cr钢油管组织和性能的影响

采用光学显微镜、扫描电镜、冲击试验机、拉伸试验机、洛氏硬度计等对不同温度淬火后超级13Cr钢油管的显微组织及性能进行了研究。结果表明:超级13Cr钢油管原管显微组织为马氏体+残留奥氏体,晶粒度等级为9级,抗拉强度为928 MPa,屈服强度为811 MPa,硬度为31. 8 HRC,冲击吸收能量为203 J。随着淬火温度的升高,13Cr钢油管组织和性能发生变化,当温度达到1350℃时,组织中δ铁素体含量为5. 4%,晶粒度等级降低为6级,晶粒发生粗化,抗拉强度升高为980 MPa,屈服强度升高为821 MPa;显微硬度降低为29. 4 HRC,冲击吸收能量降低为104 J。

盲孔法与环切法测试油管残余应力相关性探讨

利用常用的盲孔法与环切法对多厂家、多规格超级13Cr油管进行残余应力测试,获得了36组残余应力测试数据。基于统计学原理,对两种方法获得油管残余应力结果进行相关性分析研究。研究表明,盲孔法与环切法测试残余应力的结果存在很强的相关性,且盲孔法测试残余应力的结果与环切法相差约20%。

激光表面熔凝对超级13Cr不锈钢组织与性能的影响研究

研究了激光表面改性对超级13Cr不锈钢油管组织和耐蚀性能的影响。结果表明,采用200 W激光功率、5 mm/s扫描速率可在超级13Cr不锈钢表面获得厚度为200μm的熔凝层,熔凝层与不锈钢基体之间存在厚600μm的过渡层。激光熔凝层与过渡层均为马氏体组织,不锈钢基体为马氏体+奥氏体组织。熔凝层的硬度为410 HV,比基体硬度提高约25%;过渡层硬度为360~400 HV。与熔凝层和基体相比,过渡层的钝化区最宽、维钝电流密度最小且具有更高的点蚀电位和Kelvin电位。熔凝层的焊道界面处对局部腐蚀较为敏感。激光表面熔凝方法能显著提高超级13Cr不锈钢的表面硬度,超级13Cr耐腐蚀性能顺序为过渡层>基体>熔凝层,激光表面改性可在超级13Cr油管表面获得具有高耐蚀性的过渡层。

某井射孔枪减震器中心轴断裂原因分析

本文主要是为了查找某井正常射孔作业时,新投入使用的减震器中心轴实际只服役2~3h发生断裂的失效原因。本项目通过中心轴断口形貌宏观、微观特征分析及中心轴材料理化性能(化学成分分析、材料拉伸、冲击及硬度性能试验以及材料金相组织分析)检测结果,结合射孔枪中心轴在井内的服役工况,系统分析了中心轴断裂的原因,结果表明,射孔枪中心轴断裂的主要原因是由于在外螺纹根部存在原始缺陷,导致其在油井射孔作业时发生疲劳扩展,发生疲劳断裂。通过本项目研究,系统掌握了现有国外主要油服公司在射孔枪等重要部件的加工制造水平,有助于国内油服公司提升自身产品和服务水平,为油田提供更为可靠的产品和服务。