石油套管内外壁耐高温高压介质腐蚀涂料

石油套管是用于支撑油、气井井壁的钢管,以保证钻井过程进行和完井后整个油井的正常运行。由于地质条件不同,井下受力状态复杂,拉、压、弯、扭应力综合作用于管体,这对套管本身的质量提出了较高的要求。一旦套管本身由于某种原因而损坏,可能导致整口井的减产,甚至报废。石油套管在地下1200~2500 m使用,地下层压力高达35~70 MPa,温度高达75~150℃,腐蚀环境苛刻,石油套管防腐涂料具有出色的耐高温高压环境酸碱盐介质腐蚀、耐磨等特性,确保在高温高压环境下依然有效,在石油工业中发挥着至关重要的作用。

石油钻井套管磨损与防护措施研究

从理论分析角度入手,结合石油钻井套管磨损的常见形态和机理进行分析,围绕着多因素解读和把控,利用物理即化学等多项手段实现防磨控制,以此提升石油钻井的工作效率。钻井中钻杆与套管间有多种磨损形式,机理不同,通常是两种或多种形式一起作用。常见的磨损类型有疲劳、腐蚀、粘附、磨粒、冲击等。判断磨损类型的方法有两种:根据钻杆表面磨痕或钻井液中铁屑的特征。通过分析磨损类型可判断主要作用的因素,针对性选择措施。

高强度石油套管冲击性能波动研究

为了探究高强度石油套管冲击性能波动的原因,在同批次调质热处理后的无缝钢管上取系列试样,分析冲击功相差3.7倍的试样的断口形貌、显微组织及夹杂物。通过金相观察及分析统计,冲击性能低和高的试样的组织均为回火索氏体+少量铁素体。SEM结果表明,少数在铁素体周围的碳化物尺寸较大,且组织均匀性略差,从而导致冲击性能变差。TEM结果结合碳化物定量统计表明,冲击性能好的试样,高碳部分的碳含量为0.137%,A_(c3)为902℃,其晶粒相对较细,高温回火后,组织均匀性较好,碳化物均匀弥散分布于晶界和基体上。冲击性能低的主要原因是淬火后的回火温度过高,造成碳化物集聚长大。

石油套管用37Mn5钢全流程洁净度分析及工艺改进

为探究某钢厂当前冶炼37Mn5钢过程中所存在的问题,对生产中连续两个炉次进行全流程取样分析,包括金相样、氧氮棒以及精炼渣样,经优化改进,最终得到的结论如下:(1)在LF精炼阶段以及VD钙处理阶段有不同程度的二次氧化现象产生,尤其喂钙线阶段反应较为剧烈,容易引起钢液二次氧化,导致Ds类夹杂物增加,通过优化精炼脱氧操作,钙线喂入量由1.4~1.7 m/t降低至0.95 m/t,各类夹杂物均≤1.5级,合格率100%;(2)精炼渣的成分分析得出,三元相图中渣成分点都在液相区以外,导致精炼渣熔化性能不好,流动性较差,通过提高渣中SiO_(2)至9%~12%,Al_(2)O_(3)至25%~30%,将二元碱度控制在5~8,可提高渣的熔化性、流动性,渣的覆盖能力加强,有效防止二次氧化;(3)中间包浇注阶段相比于VD阶段,氧氮含量基本稳定,但夹杂物数量有一定的提升,夹杂物增长速率远超夹杂物内生速率,因此,其来源为卷渣,应保持中间包平稳浇注,同时避免钢包下渣现象发生。

石油钻井中跟套管钻进技术的应用

石油钻井行业在钻井的过程中很容易出现井壁坍塌的问题,存在安全风险。基于此,首先分析跟套管钻进技术,然后将其应用于石油钻井中所需的设备调整与工艺改进,最后针对性的探究石油钻井中跟套管钻进技术应用的优势,以期为相关的研究提供一定的参考。

石油钻井套管磨损与防护措施研究

在石油钻井的过程中,套管很容易受到磨损,磨损之后会出现挤毁、磨穿等问题,不仅导致整个井眼的报废,而且还会造成较为严重的经济损失。因此需要对石油钻井套管磨损的主要因素进行分析,然后针对性地制定防护措施,这样才能提高套管运行的稳定性。基于此,从石油钻井套管磨损的主要因素入手,借助相关实验分析了不同因素对钻井套管磨损的具体影响,然后总结石油钻井套管磨损的防护措施。

提高ф139.70系列石油套管用钢成材率的措施

针对生产中ф139.70系列石油套管产品成材率偏低的问题,提出了影响ф139.70系列石油套管产品成材率的主要因素,从优化投坯工艺、改进管坯加热制度、工具调整入手,进行了相应的改进。实际生产表明,工艺改进后,金属消耗明显降低;ф139.70系列石油套管的成材率有了显著提高。

管端收口对特殊螺纹石油套管性能的影响

Φ114.30 mm×7.37 mm P110特殊螺纹套管经过管端收口加工后,管体力学性能试验和接头气密封评价试验结果表明,经过管端收口加工后的产品的力学性能依然满足API Spec 5CT要求,且顺利通过了ISO 13679实物评价试验。证明经过一定变形量的管端收口处理后的特殊螺纹套管的使用性能满足设计要求,可以满足油田复杂井况的应用要求。

钻井液中氯离子浓度对N80石油套管钢摩擦磨损性能的影响

在不同氯离子浓度(0,0.34,0.68,1.02 mol·L^(-1))的水基钻井液中对N80石油套管钢盘试样与G105钻杆钢销试样进行销-盘摩擦磨损试验,研究了氯离子浓度对N80钢摩擦磨损性能的影响。结果表明:随着氯离子浓度的增加,N80钢的磨损率和销-盘摩擦副的摩擦因数均先增加后减小,且都在氯离子浓度为0.68 mol·L^(-1)时最高,分别为2.2×10^(-6) mm^(3)·N^(-1)·m^(-1)和0.85;在不含氯离子的钻井液中摩擦磨损时,N80钢主要发生磨粒磨损,含有氯离子时则发生腐蚀-磨粒磨损;氯离子会破坏N80钢表面氧化膜,增大表面粗糙度,从而提高磨损率,但当氯离子浓度高至1.02 mol·L^(-1)时,氧化膜被完全破坏,表面粗糙度下降,磨损率又降低。

石油天然气长输管道套管内充填技术分析

石油天然气长输管道通常在穿过公路和铁路部分时都会应用套管对管道进行有效保护,使外界压力不会对石油天然气长输管道造成严重影响。一般都会选择钢筋混凝土管或者钢管作为套管,在主管与套管之间要做好绝缘支撑工作,并对套管进行密封,避免有土或水进入到套管当中。但是这样的方法和结构会对管道的阴极保护造成严重影响。在管道当中有连续性的导电介质,确保主管道和其他金属结构之间实现有效电性隔离,是管道阴极保护的必要条件。主管和套管之间存在孔隙并不满足阴极保护条件,从而无法对管道起到有效保护作用,也导致管道出现腐蚀问题。因此,需要对套管内充填技术进行优化,提高管道的使用寿命。

φ139.7 mm×12.7 mm CB125HC 高抗挤套管 抗外挤性能研究

利用实物试验和有限元模拟研究了几何参数对高抗挤套管抗挤性能的影响。检测10支同批次φ139.7 mm×12.7 mm CB125HC套管的外径、壁厚等几何参数,利用立式挤毁试验系统进行挤毁试验,得到套管抗挤强度值。对检测的几何参数和挤毁结果进行分析,研究壁厚不均度、椭圆度等对套管抗挤能力的影响。利用实测数据建立有限元模型,计算各个样品的抗挤强度值并与API计算值和实测值进行比较。结果表明:高抗挤套管的抗挤强度远大于API计算值,说明API公式不适用于高抗挤套管,有限元结果与试验结果相近,用有限元方法可快速预测高抗挤套管的抗挤能力。

淬火温度对石油套管原始奥氏体晶粒和力学性能的影响

在石油开采过程中,石油套管的消耗量巨大,目前国内外的研究成果止步于V150级别。以开发V170级别为目标,设计了新型合金成分。检测不同淬火温度下石油套管中原始奥氏体晶粒的尺寸和最终所得的综合性能,研究新成分体系下淬火温度对V170级石油套管的原奥氏体晶粒尺寸及其力学性能的影响。结果表明:随着淬火温度从920℃降低至820℃,原奥氏体晶粒尺寸由39.22μm降至10μm,而后保持不变。试验钢保持强度不变的前提下,冲击韧性和伸长率逐渐提高。本研究获得的最佳淬火温度为820℃或840℃。

中包过热度、钙硫质量比、轧制变形量对中碳石油套管钢低温冲击韧性的影响

通过改变中包过热度(20,40℃)、钢液中钙硫质量比(0~0.9)、粗轧单道次变形量(14%,20%)、中间坯厚度(49,52,53 mm)、精轧后三道累积变形量(29%,34%)生产中碳石油套管钢,分析了中包过热度、轧制变形量和钙硫质量比对试验钢组织和-10℃冲击功的影响。结果表明:在中包过热度为20℃下连铸铸坯的中心偏析和碳元素偏析减轻,由线链状分布变为点状分布;轧制变形量越大,试验钢晶粒尺寸越小、带状组织级别越低、低温冲击功越大;随着钙硫质量比增加,试验钢低温冲击功提高。较优的生产工艺参数为中包过热度20℃、钙硫质量比不小于0.4、粗轧单道次变形量20%、中间坯厚度53 mm、精轧累积变形量34%,该工艺生产的钢板中未观察到带状组织,低温冲击功远高于标准要求。

表层石油套管螺纹参数超差分析及改进

表层石油套管加工中常因螺纹平均顶径和螺纹椭圆度两个参数超差影响加工合格率。通过总结加工过程中的螺纹参数变化规律,分析影响螺纹加工参数的原因,找到原材料外径尺寸、机床夹具和机床调整对螺纹参数影响,提出改进措施、建议,提升表层套管的螺纹加工合格率。

稀土在石油套管钢中的应用研究

稀土在Ｊ－５５钢级套管钢中有净化钢液，变质夹杂和微合金化作用，提高了钢的横向冲击值和抗裂纹扩展能力，显著改善了抗射孔开裂性能。稀土变质ＭｎＳ和Ａｌ２Ｏ３夹杂的程度，分别取决于钢中稀土与锰和稀土与铝的活度比值，而活度比值（ａＲＥ·ａｓ）／（ａｏ·ａＡｌ）决定了钢中ＲＥＡｌＯ３和ＲＥ２Ｏ２Ｓ的相对数量和性能。钢中存在固溶稀土并富集在晶界，稀土消除了磷、硫在晶界的偏聚。合适的稀土含量（ＲＥ／Ｓ＝２．８）可获得最佳的稀土处理效果。

P110钢级石油套管淬火冷却工艺研究

采用有限元法模拟了P110石油套管热处理淬火冷却过程,得到了钢管在壁厚方向的冷却曲线,并结合其CCT曲线分析了淬火冷却的最优化工艺。通过现场测温和对淬火组织照片的观察分析,验证了本模型的正确性。

抗H_2S石油套管钢的设计

理论研究表明，为满足高强度抗H2S套管钢的使用要求，可选用C，Mn，Cr和Mo为合金元素，要求S，P和Si的含量尽量低，回火温度尽量高．本文用正交设计来确定C，Mn，Cr和Mo的范围．用国外同类钢种的数据代管实验室试验进行正交分析．按设计的成分直接进行批量生产，获得成功，在两年内完成了新钢种的设计，开发和使用．

石油套管偏磨后剩余强度的模拟分析

基于钻柱接头与套管磨损试验结果,采用Dawson和White的能量损失磨损理论计算得到套管磨损系数。运用ABAQUS建立钻柱接头-套管偏磨的三维有限元模型,采用二次开发的Umeshmotion子程序和Arbitrary Lagrange-Euler自适应网格技术准确模拟钻进过程中的套管局部偏磨过程,并对磨损后的套管的剩余抗挤和抗内压强度进行分析。结果表明:套管磨损后的形状为"月牙形",且磨损最大深度与磨损时间呈非线性关系,而套管剩余强度与磨损最大深度近似呈线性关系;套管磨损对剩余抗挤强度影响最大,当剩余壁厚小于50%时,套管失去抵抗外挤作用的能力,但仍然具有一定的抗内压强度;发生偏磨后的套管被外挤和内压载荷作用而破坏的形式分别为挤扁毁坏和拉断毁坏。

非调质N80石油套管轧制工艺优化的实验研究

针对用34Mn2VN钢生产非调质N80级石油套管冲击韧性偏低的问题，在动态相变规律研究的基础上进行了不同轧制工艺参数的热模拟实验，分析了工艺参数对34Mn2VN钢组织演变规律及冲击韧性的影响。通过优化工艺参数，将终轧温度控制为850℃，轧后冷速为0．8～1．5℃／s，在包钢≠180机组上稳定生产出高质量的非调质N80级石油套管。结果表明，不经在线正火，能稳定生产符合APISPEC5CT第七版标准的非调质N80级石油套管，显著提高产品的冲击韧性，并实现节能降耗。

基于统一强度理论的石油套管柱抗挤强度

为了研究石油套管柱的力学性能,采用统一强度理论,合理考虑中间主应力效应和材料拉压比的影响,推导了石油套管柱的单轴抗挤强度、双轴抗挤强度和三轴抗挤强度计算公式,建立了石油套管柱双轴抗挤强度和三轴抗挤强度与单轴抗挤强度的关系,并分析了材料的拉压比、中间主应力效应、径厚比、压缩屈服强度、荷载大小和荷载工况等因素对不同类型抗挤强度的影响特性。研究结果表明:材料的拉压强度不等特性(SD效应)对石油套管柱的单轴抗挤强度、双轴抗挤强度和三轴抗挤强度均有显著影响,材料拉压比越大,套管柱的单轴抗挤强度越小,双轴抗挤强度越大,而三轴抗挤强度与双轴抗挤强度的差值和材料拉压比的关系与外荷载有关;中间主应力效应对石油套管柱的单轴抗挤强度、双轴抗挤强度和三轴抗挤强度也有显著影响,随统一强度理论参数b值的增加,套管柱的单轴抗挤强度和双轴抗挤强度不断增大,考虑中间主应力效应可以充分发挥材料的自承载能力和强度潜能,具有可观的经济效益;径厚比、压缩屈服强度、荷载大小和荷载工况对套管柱的单轴抗挤强度、双轴抗挤强度和三轴抗挤强度也具有一定影响。该结果适用于具有SD效应和中间主应力效应的材料,并将多种屈服准则下石油套管柱的单轴抗挤强度、双轴抗挤强度和三轴抗挤强度表达式分别统一起来,具有广泛的适用性,可为石油套管柱的抗挤强度设计提供借鉴。