海底管线服役条件有限元应力分析

采用有限元方法模拟分析了带配重层海洋管准559 mm×28 mm SMYS 450在海底1 500 m和输送压力为25 MPa条件下服役时的应力状态,结果显示,在受配重层约束下的最大位移为0.046 4×10-3m,无配重约束位移为0.104×10-3m;第一主应力和Von mises等效应力的最大值都分布在管体材料和配重层之间的界面处附近,距离管体外表面约2 mm(壁厚28 mm),最大值分别为128 MPa和216 MPa。模拟结果表明,管线运行是安全的,也说明了采用Von mises等效应力准则作为管道问题验收极限是可行的。     

室外架空燃气管道安装支架的结构强度及刚度分析

为了确保室外架空燃气管道的安全性,基于ABAQUS软件,建立了6.5 m安装间距条件下,2 mm厚度、4 mm厚度、2 mm厚度加20 mm斜筋、4 mm厚度加20 mm斜筋4种支架模型以及3 m安装间距条件下,4 mm厚度加20 mm斜筋支架模型,并分析了不同条件下各支架的变形及应力分布情况。结果显示,管道支架间距6.5 m时,2 mm厚度最大位移为4.14 mm,应力峰值为235 MPa;4 mm厚度时最大位移为2.09 mm,应力峰值为225 MPa;2 mm厚度加20 mm斜筋时最大位移为3.90 mm,应力峰值为237 MPa;4 mm厚度加20 mm斜筋时最大位移为1.46 mm,应力峰值为215 MPa。管道支架间距3 m时,4 mm厚加20 mm斜筋的支架的峰值位移降低至0.66 mm,应力峰值降低至191 MPa。研究表明,增加支架壁厚、加斜筋、缩小管道支架间距等均可降低支架的变形和应力,满足燃气管道安装工程的要求。     

沁南-夏店区块煤储层地应力条件及其对渗透性的影响

采用水力压裂测试地应力方法,对沁南-夏店区块19口煤层气井3#煤层地应力分布进行了测试,并建立了3#煤层地应力、渗透率与煤层埋深以及储层渗透性与地应力之间的相关关系和模型,分析了地应力对煤储层渗透性的影响。结果表明:沁南-夏店区块最大水平主应力梯度为2.39~4.49 MPa/hm,平均为3.49 MPa/hm;最小水平主应力梯度为1.48~2.45 MPa/hm,平均为1.99 MPa/hm。煤储层渗透性受控于现今地应力和所处应力状态,煤储层现今地应力随深度的增加呈线性增大规律,煤储层渗透率与地应力之间服从负指数函数关系。煤储层埋深600 m以内,现今最小水平主应力小于12 MPa,煤储层渗透性相对较好,试井渗透率大于0.25 mD;埋深600~950 m,现今最小水平主应力为12~20 MPa,煤储层渗透性变差,试井渗透率平均为0.05~0.25 mD;埋深大于950 m,煤储层最小水平主应力大于20 MPa,试井渗透率平均小于0.05 mD。     

水平井封隔器卡瓦的有限元分析及结构改进

在石油钻采中，封隔器卡瓦承受巨大压力易发生断裂，直接影响到封隔器的密封性能，从而影响油井的开采过程及生产安全。运用有限元分析软件ANSYS Workbench对卡瓦进行有限元数值模拟分析。施加140 kN载荷时，卡瓦最大应力为230.11 MPa，超过其材料的最大抗压强度；对卡瓦封隔器试验模型进行压裂试验，试验施加压力为186.33 kN时卡瓦发生断裂，测得抗压强度为233 MPa；对卡瓦进行结构设计，卡瓦牙间距尺寸分别为15 mm、25 mm和30 mm。根据有限元分析结果，卡瓦牙间距为30 mm时卡瓦应力、应变分布趋于均匀，所承受的最大载荷为240 kN，最大应力为230.66 MPa、最大变形量为0.058 mm，证明此卡瓦结构尺寸较为合理。     

榆树林油田扶余油层重复压裂裂缝转向研究

确定裂缝是否转向及其主要影响因素是目前榆树林油田重复压裂问题之一。通过Fracpro PT软件拟合分析了现场压裂数据,施工过程净压力7.8~17.0 MPa,目前最大最小主应力差为9.6~20.6 MPa,平均14.4MPa;采用重复压裂应力分析软件计算了油水井在不同生产压差和裂缝缝长与缝宽条件下生产时不同位置处的最大最小应力差的演变,5 mm缝宽比1.6 mm缝宽最大最小应力差小1.0 MPa;120 m缝长比60 m缝长最大与最小应力差小0.5 MPa;22 MPa比17 MPa的油水井生产压差的最大最小应力差小2.0 MPa。初始最大最小主应力差16MPa对该油田部分井重复压裂实现裂缝转向具有较大难度,不易形成新缝;目前最大最小应力差小、初次压裂形成宽和长的裂缝、压后油水井生产压差较大及重复压裂过程中净压力较高的井层有利于重复压裂时发生裂缝的重定向而产生新裂缝。     

应力对泥页岩储层脆性影响的试验分析及应用

随着地层埋深增加,岩石脆性降低,逐渐由硬脆性转变为韧性,而常规矿物组分法评价泥页岩脆性时没有考虑地层应力（埋深）的影响,因此评价结果存在一定误差。为此,从岩石脆性的最初定义出发,在不同围压条件下对陆相泥页岩岩样进行了力学测试,并利用应变法分析了泥页岩的脆性特征。结果表明:随着围压升高,泥页岩的弹性应变与塑性应变均增大,而脆性指数降低;泥页岩的弹性应变与塑性应变具有非常好的正相关性。对于文中所研究区块,埋深1 250.00,2 500.00和3 500.00 m处及埋深3 500.00~5 000.00 m和5 000.00~6 000.00 m范围内的泥页岩脆性指数分别约降低5.97%,8.55%,10.74%,14.00%和18.00%;当泥页岩储层中脆性矿物含量分别大于65%,60%,55%和小于50%时,其开发埋深下限分别为6 000.00,5 000.00和3 000.00 m以及基本不具备商业开发价值。研究结果表明,将应力（埋深）对泥页岩脆性的影响定量化,可以对采用矿物组分法计算的泥页岩脆性指数进行校正,为优选可压裂层段提供依据。      

地震载荷作用下长输管线穿越断层应变设计

穿越活动断层的埋地钢质管道在位移载荷作用下易产生较大甚至过量变形,传统的基于应力的设计准则已经不再适用。针对这种情况,基于应变设计方法,利用有限元软件建立了不同穿越断层工况下的管-土耦合模型,研究了地震烈度、断层错距、管径、壁厚、埋深及土壤内摩擦角对穿越管道最大应变值的影响规律,以及各随机变量对管道安全可靠度的影响程度。研究结果表明,地震烈度是地震波作用下穿越断层埋地管道轴向应变最显著的影响因素,埋深和壁厚次之;当地震烈度为Ⅱ度、断层错距为0.7 m时,强震区穿越埋地管道轴向最大拉伸应变值为2.28%,超过了容许拉伸应变。研究成果可为地震载荷作用下穿越活动断层区的长输管道的可靠性设计提供依据。     

膨胀波纹管焊接工艺及焊缝膨胀性能分析

膨胀波纹管通过焊接连接在一起,焊缝的膨胀性能直接决定膨胀波纹管整体的膨胀性能。为了解焊缝的膨胀性能,在介绍手工焊和自动焊2类膨胀波纹管焊接工艺的基础上,利用弹塑性力学及有限元法模拟了?149.2 mm 8字形膨胀波纹管焊缝的膨胀过程、分析了焊缝的膨胀性能,并通过膨胀波纹管的试验井试验和现场试验进行了验证。由模拟分析及试验可知:膨胀波纹管膨胀过程中焊缝应力和应变最大点在波谷处的管壁外侧;焊缝和膨胀波纹管本体的应力和应变随内压变化的规律相同,焊缝的应力和应变始终大于膨胀波纹管本体,加压至30 MPa时?149.2 mm 8字形膨胀波纹管及焊缝依然在安全范围内;?149.2 mm 8字形膨胀波纹管采用液压膨胀方式加压至18 MPa即满足机械膨胀要求。研究结果表明,采用现有焊接工艺获得的焊缝满足现场膨胀需求,通过模拟获得的膨胀过程中膨胀波纹管焊缝应力和应变的变化规律与试验结果基本吻合,这对现场应用膨胀波纹管具有一定的指导作用。      

封面

为研究含划痕缺陷管道在冲击载荷作用下的动力响应行为,采用显示动力学分析方法,建立含划痕缺陷埋地管道三维三重非线性动力学分析模型,探讨管内流体压力、落物冲击能、划痕缺陷深度对峰值时刻管道动力响应行为的影响规律。结果表明:在落物的冲击作用下,划痕尖端应力集中现象明显,管道极易首先从该位置处发生失效。当落物冲击能为100 kN·m时,管内流体压力由0.5 MPa增至0.8 MPa,管道等效应力由38.2 MPa降至31.5 MPa,管道变形由4.3 mm降至4.1 mm,流体压力一定程度上可以保护受冲击管道;当管内流体压力为0.6 MPa时,落物冲击能由50 kN·m增至240 kN·m,管道等效应力由26.4 MPa增至61.6 MPa,变形由2.6 mm增至6.7 mm;当落物冲击能为100 kN·m时,管道划痕深度由3 mm增至4.5 mm,管道等效应力由35.8 MPa增至39.1 MPa,而变形基本无变化。该项研究相关分析方法以期为冲击致“划痕+凹陷”复合缺陷管道的失效分析提供理论指导。     

钢质环氧套筒轴向修复效果研究

为了研究钢质环氧套筒对于含缺陷油气管道的轴向修复效果,对X52钢级Φ508 mm×9.5 mm含缺陷螺旋埋弧焊管的钢质环氧套筒修复结构开展了全尺寸轴向拉伸试验,通过应变监测及理论计算分析钢质套筒与管体的应力分布情况。结果显示,修复后的管体最大轴向拉力为3 854 kN,约为无缺陷钢管理论轴向承载力的50%;失效位置位于缺陷最深处,失效时,管体无缺陷处尚未进入屈服阶段;在纯拉伸作用下,钢质套筒承担的轴向载荷仅占总载荷24.5%。研究结果表明,钢质环氧套筒对于管道轴向应力修复效果有限,不建议采用钢质环氧套筒作为环焊缝或管体环向缺陷的修复手段。     

便携式管道外对口器坡口矫正分析

为了解决复杂工况下管道对焊坡口的整形问题,运用ANSYS对双对称丝杠滑块机构的便携式管道外对口器进行有限元分析。分析了在一系列载荷作用下管道及对口器的变形情况和应力分布,结果表明,Ф325mm×8mm管道在8MPa载荷作用下发生塑性变形,此时对口器的等效应力强度远小于屈服应力,未发生塑性变形。该对口器的最大承重能力为24MPa,最大能够矫正椭圆度为2．6％的变形管道。     

X70厚壁海底管线钢管研制

根据我国南海深海管线用钢管的技术要求,开发出了厚壁X70钢级φ765.2 mm×31.8 mm海底管线钢管。通过对钢管进行检测:钢管管体纵向和横向屈服强度≥550 MPa,抗拉强度≥660 MPa,屈强比最低达到0.81,焊缝抗拉强度达695 MPa,均匀延伸率达到了7.6%,断后伸长率达到54%;在-20 ℃下管体冲击功平均值为340 J,焊接接头冲击功平均值最低为168 J;在0 ℃下管体CTOD特征值δm最高达到0.688 mm,焊接接头最小为0.222 mm,热影响区最小为0.280 mm。钢管管体母材、热影响区、焊缝部位的抗氢致开裂、硫化物应力腐蚀及盐雾腐蚀性能良好。试验结果表明研制的X70钢管具有优良的强塑性、低温韧性、断裂韧性及耐腐蚀性能,适用于海洋服役环境的油气输送。     

制管用Q345B带钢性能分析

金属材料经过冷加工变形通常使拉伸性能和冲击韧性提高,硬度上升,塑性下降,而焊管在常温下由带钢卷制加工而成,其管体材料比同一炉号同一位置带钢材料的抗拉强度下降50～80 MPa,屈服强度下降约100 MPa,冲击韧性下降60～70 J,塑性提高10%,硬度下降HRB2～ 4。通过金相分析和冷变形状态下金属变形机理分析,带钢微观组织级别一般在3级以上,由带钢加工成钢管,变形量（大约为1%～3%）一般都低于临界变形量,成型后金相带状组织中铁素体变宽,条状珠光体略成断续状,在成型应力作用下,焊管只产生少量位错与位错滑移,不必通过晶粒整体移动,导致管体材料整体变形后强度有明显降低。     

制管工艺及应变时效对X70抗大变形钢管性能的影响

结合中缅天然气管线工程用X70级准1016mm×17.5mm抗大变形直缝埋弧焊管的试制,研究了直缝埋弧焊管制管前后、应变时效前后力学性能变化的一般规律。成型、扩径工艺导致母材发生加工硬化,产生较强的形变强化,使其屈服强度、抗拉强度、屈强比同时增大,使均匀延伸率、应力比降低,且屈服强度、屈强比的增加幅度要大于抗拉强度的增加幅度。应变时效使材料均匀延伸率进一步降低。但是制管和时效后钢管管体各项性能均在X70抗大变形钢管标准要求的范围内,管体纵向应力-应变曲线仍呈圆屋顶形,试制的X70抗大变形钢管具有优异的变形能力。     

膨胀管技术在钻井过程中的研究与应用

膨胀管技术在钻井过程中主要用于解决漏失、套管下放不到位和高低压同层等问题。该技术不减小上层套管内径尺寸,原钻头及钻柱组合无需改变,特别是在深井和超深井的钻井中,膨胀管技术可封堵问题层段,并提供足够的作业通道。在介绍膨胀管技术发展现状的基础上,针对203.2 mm×244.5 mm规格的膨胀管串进行了组装和试验测试,结果表明优质膨胀管的膨胀率为21.3%,内通径达到222 mm。同时对管材膨胀后的抗内压和抗外压进行了测试,分别达到35和25 MPa,均未出现螺纹密封泄漏和塑性形变。最后在介绍膨胀管技术施工工艺的基础上指出,膨胀管技术可在不改变原有井身结构的条件下处理钻井遇到的问题,达到节约钻井成本、延长钻井深度的目的。     

双金属复合管液压成型的有限元模拟及残余接触压力计算

应用有限元通用软件ABAQUS,对双金属复合管塑性成型过程中的力学行为进行弹塑性分析,建立了不同材料复合管胀管压力与残余接触压力之间的对应关系。通过有限元模拟,得出不同材料在间隙消除阶段的最小成型胀管压力,外管弹性极限胀管压力及接触压力、外管刚发生屈服时的胀管压力和接触压力以及外管完全发生塑性变形的极限胀管压力和接触压力,卸载后的残余接触压力。结果表明,当外管材料为X65C时,内外管卸载后残余接触压力为0,当外管材料为L360QS时,卸载后内外管残余接触压力为3.495 MPa,并且胀管压力处于弹性极限胀管压力49.78 MPa和塑性极限胀管压力54.6 MPa时,外管将出现塑性变形,在胀接时,必须控制胀管压力小于塑性极限胀管压力,否则,外管将出现塑性流动,这是不允许的。     

深水海底管道的抗压溃屈曲性能试验研究

为了明确深水海底管道的抗深水压溃性能,防止管道发生压溃屈曲及屈曲扩展破坏,采用有限元模拟及实物管件外压测试试验的方法,对开发的X70钢级Φ914 mm×36.5 mm规格深海用厚壁直缝埋弧焊接钢管管件在35 MPa均布外压载荷下的抗深水压溃屈曲性能进行了试验研究。深海高压模拟试验舱外压测试试验表明,管件在不承受内压的条件下,最大外压加载至35 MPa,并保压15 min,管件无失稳、凹陷或压溃现象,管件的变形属于弹性变形。研究结果表明,试验管件的强度能够承受35 MPa的静态外压载荷,具备抵抗相当于3 500 m水深的海底管道的压溃屈曲能力。     

超高强度CT120连续管研制及性能研究

为满足深层油气及页岩气开发需求,开发了屈服强度高于110 ksi的超高强度连续管产品。分析了超高强度连续管的制造难点,并对研制的Φ50.8 mm×4.44 mm CT120钢级连续管进行了检测分析。结果表明:CT120连续管屈服强度880 MPa,抗拉强度955 MPa,硬度小于328HV,管体焊接质量、塑性均控制较好,组织以多边形铁素体和粒状贝氏体为主,各项性能指标均满足设计要求;同时,管体具有较高的抗内、外压能力和弯曲疲劳寿命,爆破压力达200.2 MPa,挤毁压力达172.2 MPa,疲劳寿命达到192次。通过对CT120连续管综合性能研究,为该产品在油田的推广应用及作业工艺制定提供数据支撑。