J55油管冲蚀特性规律及预测模型研究

针对油田常用的J55油管和压裂作业施工中特点,利用自制冲蚀实验装置,探究冲击角度、流速以及含砂量等因素对J55挂片冲蚀速率的影响。结果表明:J55油管冲蚀速率随流体冲击角度的增加先增后降,45°时冲蚀速率出现最大值,冲蚀机理为水平切削和垂直锻打协同作用,造成了材料损伤最严重。含砂量对J55油管冲蚀速率的影响随着含砂量的增加其增幅变缓。不同冲击角度的冲蚀速率随流速增加都呈现幂函数形式增长,而随含砂量的增加则先快后缓,呈现多项式变化。基于实验结果和拟合曲线,并采用无量纲处理,得到角度函数和含砂量影响因子,建立了油管的冲蚀速率预测模型。研究成果将为后期压裂作业施工提供一定的依据。

定边油田注水区CO_(2)/O_(2)对J55油管钢腐蚀行为的影响研究

为明确定边油田注水区油井采出液中含有的大量侵蚀性CO_(2)和O_(2)对油管钢腐蚀行为的影响,并揭示其腐蚀特征,通过动电位极化曲线和电化学交流阻抗测试方法,结合现场腐蚀挂环监测方法,研究了油田注水区J55油管钢在模拟油井采出水以及饱和CO_(2)/O_(2)模拟油井采出水中的电化学腐蚀行为,通过失重法计算了试样的腐蚀速率并分析了试样的腐蚀形貌特征和产物成分。结果表明:CO_(2)和O_(2)促进了阴极去极化作用,饱和CO_(2)/O_(2)显著增加了J55油管钢的腐蚀电流密度;环境温度的升高加速了反应动力学,使得腐蚀电流密度显著增大,但弱化了CO_(2)和O_(2)的侵蚀作用;25℃时试样在含饱和CO_(2)/O_(2)模拟油井采出水环境中的低频区出现了感抗特征,60℃时试样在2种介质环境中的低频区均呈现Warburg扩散阻抗特征;现场油井上部油管比下部油管的腐蚀程度轻,腐蚀产物主要为铁的氧化物以及氢氧化物。

CO_2分压对J55油管腐蚀行为的影响

采用高温高压动态腐蚀模拟实验,研究普通J55油管在65℃不同CO2分压条件下的的腐蚀行为,测量其腐蚀速率,使用扫描电镜观测腐蚀产物的结构特性,利用X-射线衍射分析腐蚀产物的成分。结果表明,J55油管腐蚀速率随CO2分压的增大呈先减小后增大的趋势,在1 MPa CO2分压时取得最小值;CO2分压越高,J55油管的腐蚀越严重,但腐蚀速率增长变缓;在高CO2分压条件下,不仅介质的腐蚀性增强,而且腐蚀产物膜保护性能降低,膜层局部缺陷(如孔洞)是导致J55油管基体表面点蚀的主要诱因;CO2分压的升高促进了钙盐和镁盐的沉积,在高CO2分压条件下,腐蚀产物不仅含有FeCO3和少量的Fe3C,还含有复盐Fe(Ca,Mg)(CO3)2。

CO_2分压对J55油管腐蚀产物膜特征的影响

采用高温高压釜模拟井下动态腐蚀环境,使用扫描电镜(SEM)观测J55油管CO2腐蚀产物的结构特性,利用电化学技术研究腐蚀产物膜的电化学特征,使用X-射线衍射(XRD)分析腐蚀产物的成分。结果表明:随着CO2分压的升高,试样表面上的沉积物量和厚度逐渐增大,J55油管点蚀越发严重;膜层局部缺陷(如孔洞)是导致J55油管基体表面点蚀的主要诱因;在高CO2分压条件下,产物膜厚度增长变慢;随着CO2分压的升高,腐蚀产物膜保护性能降低,腐蚀产物膜的电位逐渐降低,电流密度逐渐增大,容抗弧半径逐渐减小,腐蚀受扩散控制减弱;高的CO2分压促进钙盐和镁盐的沉积,腐蚀产物不仅含有FeCO3和少量的Fe3C,还含有复盐Fe(Ca,Mg)(CO3)2。

温度对J55油管CO2腐蚀行为的影响

采用高温高压釜于25-65℃模拟了J55油管在延长油田井下环境中的CO2腐蚀行为,并用扫描电镜和X射线衍射仪研究了温度对J55油管CO2腐蚀行为的影响。结果表明：J55油管的平均腐蚀速率随着温度的升高而急剧增大,拟合函数较好地预测了腐蚀速率随温度的变化关系;温度的升高加快了Ca^2＋和Mg^2＋在膜中的沉积,导致复盐Fe（Ca,Mg）（CO3）2在高温下出现,改变了腐蚀产物膜的结构,使垢下腐蚀加剧。

J55油管抗硫性能研究

根据标准ISO15156-2和NACETM0177,对J55油管进行了抗SSC和HIC试验,结合理化性能参数(如硬度、强度、化学成分、金相),对抗硫性能进行了分析。抗硫试验结果为其可在标准ISO15156-2中规定的相应的H2S环境中使用提供了依据。

经济型耐CO_2腐蚀的J55油管的开发

开发了一种含铬、铜等元素的经济型耐CO_2腐蚀的J55油管。对新型J55油管进行了高压釜腐蚀试验,以揭示其耐蚀性能;采用扫描电镜、能谱分析和X射线衍射分析了油管腐蚀产物的形貌和成分,并对油管的力学性能进行了测定。研究发现,新型J55油管的腐蚀速率为1. 283 8 mm/a,明显低于普通J55油管;铬在腐蚀产物中的富集,导致形成非晶体化合物Cr(OH)_3,使腐蚀产物更加稳定致密,有效抑制了其与基体反应生成FeCO_3的过程,因此新型J55油管具有良好的抗CO_2腐蚀性能。此外,与普通J55油管相比,新型J55油管的强度较低,而塑性较高。

氧气对J55油管CO_2腐蚀机理影响

利用电化学阻抗谱、Tafel曲线和线性极化曲线研究了氧气对J55油管CO2腐蚀行为影响,同时借助于扫描电镜观察了油管在含氧环境下的二氧化碳腐蚀膜围观结构进行了观察。结果表明氧气的介入能明显影响到油管的二氧化碳腐蚀行为,随着CO2浓度的增加油管的腐蚀速率呈现增大的趋势。

J55油管断裂失效分析

通过对油管断裂处及远离断裂处的金相组织、硬度等检测和对比分析对油管所用材料化学成分分析,并对断口的宏微观断裂特征及裂纹形态分析,确定油管失效模式为应力腐蚀开裂。对油管的加工制造过程和现场服役环境及工作特点进行分析,油管断裂处存在有害组织为其断裂的主要原因。有害组织的产生很可能是油管在生产制造过程中的轧制环节接触了冷流体或是在油管附近进行纵火作业导致的。

基于正交实验研究J55钢腐蚀规律及其机理

针对油田常用的J55油管,结合油田实际开采情况,利用正交实验探究了不同影响因素下的J55挂片冲蚀速率,并依据实验测试结果,采用简便软件分析其结合和相对误差;在此基础上分析了最劣和最优下形貌和元素,探讨了腐蚀机理。结果表明:测试条件下温度、含水率是高度显著影响因素,其次是转速、CO_(2)分压、总压、矿化度以及pH。其实验与拟合平均腐蚀速率的相对误差均在±10%内,完全满足工程需求。腐蚀速率最劣组合条件下,腐蚀产物膜厚且易脱落,以局部腐蚀为主;而腐蚀速率最优组合条件下,挂片表面附着有致密且分布均匀的颗粒沉积物阻止腐蚀的加剧。

基于正交切削逆识别井下管柱的Johnson-Cook本构模型

在有限元仿真金属切削过程中,本构模型是仿真的基础,目前井下生产管柱J55油管材料的本构模型参数尚不明确,为此,提出一种基于正交切削理论逆识别油管材料Johnson-Cook(J-C)本构模型参数的方法。首先,通过准静态拉伸试验得到油管材料的应力-应变曲线,根据曲线拟合确定J55油管的初始屈服强度A、应变硬化系数B和应变硬化因子n;其次,通过正交切削试验获得切削力以及进给力,根据正交切削试验和平行剪切区模型,计算正交切削过程主剪切区中的流动应力、应变、应变率以及切削温度,并将这些参数与计算出的A、B、n代入J-C模型中,得到多组应变率敏感性参数C以及热软化效应参数m,从而确定其约束范围;第三,采用自适应权重粒子群算法在约束范围中搜索出参数C和m的最优值,进而确定J55油管材料本构模型参数;最后,使用逆识别法得出的J-C本构模型进行有限元仿真,将仿真结果与试验结果进行了对比。研究结果表明:与试验相比,有限元仿真的切削力和进给力最大相对误差分别为14.4%和13.64%,有限元仿真模拟温度与实际测量温度的最大相对误差为10.57%,仿真模型和实际切削过程在切屑形态上表现出了一致规律,验证了逆识别方法可行性和本构模型的可靠性。

J55、N80油管在CO_2干法压裂环境中的适应性

CO_2干法压裂施工过程中,CO_2处于超临界低温状态,对压裂管柱冷却效应明显,因此对压裂管柱的性能要求更高。结合CO_2干法压裂的技术原理和特点,借鉴ASTM标准开展了2种不同钢级的油管试样的冷处理力学性能的试验分析。结果表明,在–60℃拉伸试验中2种钢级管材试样均未达到脆韧转变的临界点;在–60~–20℃冲击试验中,J55油管试样有明显变脆趋势,而N80油管试样未出现此现象。因此,N80油管满足CO_2干法压裂低温改造技术安全性能要求,可以保障施工的安全进行。

J55特殊螺纹接头油管的强度性能分析

对J55高强度无台肩特殊螺纹接头油管的上扣性能和四种极限失效方式的应力分布进行分析,该结构油管接头上扣后内壁齐平,有利解决抽油杆对油管的偏磨。对规格为Φ73.02×5.51 mm的J55高强度无台肩特殊螺纹接头油管进行理论建模,上扣分析、四种极限载荷失效方式(拉伸至失效、压缩至失效、内压至失效、外压至失效)的应力分布及理论极限失效载荷分析,螺纹接头在各种条件下的整体应力分布及合理性分析,密封环接触应力分析。有限元分析表明上扣后油管结构应力分布合理;密封环均保持较高的接触应力,与接头对顶的端面作为辅助密封也一直保持较高压力,特氟龙密封环的主密封和端面辅助密封共同起作用,使接头表现出良好的密封能力;四种极限载荷的失效载荷(分别为408.9 k N、584.1 k N、84.0 MPa、87.0 MPa)均高于API标准中该规格圆螺纹的强度要求,螺纹接头应力分布合理。上扣时该规格螺纹接头的螺纹中径过盈量可以适当减少,以提高抗粘扣性能;在四种极限载荷失效方式下,高强度无台肩特殊螺纹接头油管性能较好,均满足API标准中该规格圆螺纹的强度要求;密封环具有良好的主密封和辅助密封效果。

自蔓延高温处理对J55钢级油管组织和力学性能的影响

对J55钢级油管进行了自蔓延高温处理,制备了自蔓延高温内衬陶瓷管。采用光学显微镜、拉力试验机、硬度计和外压挤毁设备等对其试验检测。结果发现,经自蔓延处理后的J55钢级油管晶粒度由9级变为11级,屈服强度升高了12%,抗外压挤毁失效压力升高了35%。

CO_(2)含量对油管和管线钢在地层水中的腐蚀影响

通过J55油管钢、20^(#)管线钢在饱含N_(2)、CO_(2)地层水的浸泡实验,利用Tafel曲线、线性极化曲线、交流阻抗谱图分析了CO_(2)含量对两种管材的腐蚀规律,在饱含N_(2)、CO_(2)的地层水中,随着N_(2)含量增加J55油管钢、20^(#)管线钢的CO_(2)腐蚀速率呈减小的趋势,随着CO_(2)气体含量的增加J55油管钢、20^(#)管线钢的腐蚀呈现增加趋势。

含Cl^(-)多元流动热流体中油井管材的腐蚀特性

在高温高压反应釜中进行了含O_(2)、CO_(2)的多元热流体腐蚀试验,结合SEM、EDS和XRD测试,对腐蚀试样的微观形貌和反应机理进行了分析,研究了Cl^(-)浓度变化对J55(管材)的腐蚀影响。结果表明:在含氧多元热流体中,随着Cl-含量的升高,J55的腐蚀速率先增后减。当NaCl质量分数为1%时,J55的腐蚀速率最大。多元热流体含CO_(2)条件下,当Cl^(-)含量较低时,J55的腐蚀速率随着温度升高而减小;而当Cl^(-)含量较高时,J55的腐蚀速率随温度升高而增大,故存在临界Cl^(-)浓度。在含氧的氯离子腐蚀体系中,J55表现出O_(2)与Cl^(-)相互竞争的腐蚀特性,当Cl^(-)含量较低时,O_(2)在腐蚀反应的初始阶段起主要促进作用;当Cl^(-)含量较高时,Cl^(-)成为影响腐蚀速率的主要因素。