BSG-80TT高抗挤套管的研制

研究开发了"HFW+热张力减径+全管热处理+高温矫直"高抗挤套管生产技术。在制管过程中,通过对套管几何尺寸精度、力学性能、残余应力等技术指标进行控制,成功开发出准Φ139.7 mm×9.17 mm BSG-80TT高抗挤套管。试验结果表明,该BSG-80TT高抗挤套管具有较高屈服强度的同时,还具有良好的冲击韧性和抗外压挤毁性能,抗挤强度超出API TR 5C3规定值50%以上。     

注水井用高抗挤套管的开发

针对国内某中低渗透油气区块注水井套管变形失效严重的情况,提出了相应的套管技术指标。在此基础上,以C-Mn-Cr-Mo-V中低碳微合金钢为原料,通过"高频焊+热张力减径+全管热处理+高温矫直"制造工艺,研制开发出了BSG-110TT高抗挤套管。检测结果表明,该产品具有良好的强韧性配比、高精度的几何尺寸、优异的抗外压挤毁性能,抗挤强度超出API TR 5C3规定值30%以上。目前产品在上述油气区块服役,运行效果良好。     

国产高抗挤套管残余应力初探

残余应力是影响套管挤毁抗力的主要因素之一 ,选择适当的热矫直工艺 ,将降低残余应力 ,提高套管的抗挤性能。本文通过对国产 2 4 4 .5× 11.99TP— 110 T高抗挤套管残余应力的分析测试 ,研究了残余应力的产生过程、测量和控制方法 ,探讨了残余应力对挤毁压力的影响。     

高抗挤套管开发现状分析

介绍了高抗挤套管的定义及国内外开发现状,分析了管材屈服强度、管体几何尺寸、管体残余应力及非均匀载荷等因素对套管抗挤性能的影响。指出了目前国内高抗挤套管开发及套管抗挤性能研究中存在的基础研究薄弱以及产品单一等问题。最后对高抗挤套管的开发提出了建议:应结合实际工况要求,从材料成分设计、组织及织构控制、设备能力及加工工艺、成本因素入手,针对性地开发高抗挤套管产品;加大焊接高抗挤套管的开发;除采用钢铁材料,还应考虑其他材料(比如镍基合金)高抗挤套管的开发。     

新型P110钢级SEW石油套管研制

介绍了采用"HFW焊管+热张力减径+热处理"新工艺(简称SEW工艺)开发的P110钢级SEW石油套管的材料成分设计和试制,并对试制套管的显微组织、力学性能、外观尺寸和抗挤性能等进行了试验研究。试验结果表明,P110钢级SEW石油套管屈服强度达到840～860 MPa,抗拉强度达到925～935 MPa,母材与焊缝横向冲击韧性均达到66～78 J。特别是产品几何尺寸精度高,壁厚偏差在-1.74%～1.31%,椭圆度小于0.17%,抗挤毁强度超过API 5C3名义值26%,明显优于同钢级同规格无缝管,实现了焊缝性能优化。产品性能完全满足并优于API SPEC 5CT对P110钢级石油套管的要求。     

BSG110T SEW高抗挤套管生产工艺研究

为了解决BSG110T SEW高抗挤套管在生产时出现母材开裂、成型焊接控制不稳定、加热时弯曲、变形以及轧辊异常损坏等问题,分析确定了原料卷板优化目标,按照制定的目标进行了原料性能检验、焊管生产试制及热处理工艺验证。结果表明,采用P110钢级SEW套管原料卷板进行焊管生产可以解决母材开裂、成型焊接控制不稳定等问题。经热处理工艺验证,P110钢级 SEW套管原料卷板经过“HFW制管+整体热处理工艺”可生产出合格的BSG110T SEW高抗挤套管。     

高抗挤厚壁套管的开发与应用

介绍了中原油田油水井在盐膏层段套管损坏的原因及设计现状,分析了盐膏层段中套管的受力状况及损坏的规律,为防治套管损坏,延长油水井寿命,研制开发了TP130TT套管以及与之相配套的工艺、工具等。经现场应用情况表明,固井质量合格率达100%,试压一次成功率达100%。     

套管缺陷及高抗挤套管抗挤强度研究

套管在生产过程中，由于本身制造的缺陷，降低了套管的抗外挤强度。为了更好地描述套管在非均匀栽荷情况下套管强度计算模式，文章建立了套管在非均匀栽荷作用下力学模型。根据弹性力学理论推导出理想圆形套管抗挤强度模式，综合考虑了套管缺陷对套管抗挤强度的影响，结合算例得出若干结论，为研究高抗挤套管在非均匀载荷作用下的抗挤强度提供初步的理论依据。     

国产SEW膨胀套管实物性能研究

为进一步掌握采用SEW工艺(hot stretch-reducing electric welding,热张力减径电阻焊)制造的国产BX55和BX80膨胀套管膨胀前后管材各项力学性能的变化情况,对两种膨胀套管的组织及性能进行了检测试验。试验结果表明:BX55和BX80钢级膨胀管径向膨胀变形后,管材的屈服强度、抗拉强度会得到升高,而延伸率、冲击韧性、抗挤强度会有所下降,各项指标均满足API SPEC 5CT、API RP 5C3等标准要求。     

TP130TT高抗挤套管的研制与应用

针对中原油田受盐层“塑性流动”和高地应力诸多因素影响造成套管损坏十分严重的事实，开发研制了TP130TT高抗挤套管。测试表明，该套管抗外挤强度应大于许用抗外挤强度167MPa，现场应用245口井，未发现任何套变等套管质量问题，井况较好。     

BSG-65钢级SEW石油套管的研制

为了实现套管性能与成本的合理匹配,采用新型焊管热机械控制工艺(高频电阻焊+焊管热张力减径+余热在线快速冷却)开发了一种低能耗、轻量化的BSG-65钢级Φ139.7 mm×9.17 mm SEW套管。试验评价了试制套管的理化性能、全尺寸实物性能等多项性能。结果显示,产品的屈服强度和抗拉强度平均值分别达到490 MPa和692 MPa,0℃时1/2尺寸母材和焊缝横向冲击功平均值分别达到42 J和35 J,螺纹连接强度平均值达1 706 kN,抗内压至失效强度平均值达77.6 MPa,抗外压挤毁强度平均值达60.1 MPa,产品的各项性能达到相关技术要求。     

Q125钢级SEW石油套管的研发

介绍了采用"高频电阻焊(HFW)+热张力减径+全管体调质热处理"工艺开发的Q125钢级SEW石油套管,并对所开发套管进行了常规力学性能检测。检测结果显示,Q125钢级SEW石油套管屈服强度达到945～955 MPa,抗拉强度大于995 MPa,母材及焊缝横向冲击韧性分别大于133 J和98 J。此外,HFW焊管经过热张力减径和全管调质处理后,焊缝区与母材的组织及性能基本一致。检测结果表明,"高频电阻焊+热张力减径+全管体调质热处理"组合新工艺可生产满足APISPEC 5CT标准的Q125钢级石油套管,套管具备优良的综合性能,完全能满足油田用户的需求。     

套管挤毁机理的研究

根据API BUL 5C3关于套管受外压大部分属于塑性挤毁的理论,采用高压水下应奕测量技术,对直径177．8mm*10.36mm110钢级套管在不同外压力下的环向应变进行了测量,并对套管挤毁过程中的应变分布和变化规律做了分析,研究分析表明,套管的不圆度和壁厚不均度等缺陷对套管抗挤毁性能有较大影响,其中壁厚不均度的影响比不圆度的影响更大,套管受外压挤毁的机理是首先在几何缺陷较大的某些局部区域出现塑性屈曲形成塑性铰,随后套管出现结构失稳被挤毁。     

C90级耐腐蚀HFW套管性能试验研究

从强韧性、显微组织、残余应力、沟槽腐蚀性能、抗氢致开裂性能、抗H2S应力腐蚀性能等方面,分析研究了采用"HFW高频焊接+热张力减径+全管体调质热处理"工艺开发的C90级耐腐蚀HFW套管产品的性能。结果表明,采用该工艺生产的C90级耐腐蚀套管屈服强度、拉伸强度均满足API 5CT标准对C90套管的要求,母材和焊缝的横向冲击功均大于100 J,且冲击功差异不大,残余应力小于80 MPa,并且对焊缝沟槽腐蚀和氢致开裂腐蚀均不敏感;在加载80%和85%名义屈服强度应力下,H2S应力腐蚀720 h后试样不开裂,说明该工艺生产的C90级耐腐蚀HFW套管具有良好的综合力学性能和抗H2S腐蚀性能。     

φ177.8mm×9.19mmP110高抗挤套管试验研究

对φ177.8mm×9.19mm P110高抗挤套管建立了力学模型和有限元计算模型,同时对其实物挤毁试验数据和有限元计算结果进行了综合分析.分析结果表明,高抗挤套管抗挤强度大于API标准挤毁压力,但实际套管并非理想圆管,其本身存在残余应力、圆度和壁厚偏差大等制造缺陷,致使其实际抗挤强度远小于理想状态的有限元计算值.     

冷却速率对SEW管坯焊缝性能的影响研究

为了研究不同冷却速率对SEW管坯焊缝性能的影响规律,对两种成分钢管管坯在热张减后不同冷却速率下的管材力学性能和显微组织,及管坯焊缝组织的优化情况进行了试验分析。试验结果表明,对HFW管坯进行热张力减径后经过12~18℃/s速率进行冷却处理,管材延伸率会降低7%,但屈服强度和拉伸强度提升约30%和12%,可实现管材良好的强度和塑性配比。热张力减径后增加管坯冷却速率,可细化焊缝及热影响区晶粒尺寸,有效均匀化焊缝区域和母材的组织。     

影响输气管线钢管抗H2S性能主要因素的探讨

影响油气管线抗H₂S性能的主要因素包括环境、钢材和制管工艺。对制管厂来说,应从化学成分、力学性能、晶粒度、非金属夹杂物和带状组织等方面提出恰当的抗H2S制管材料要求,合理匹配焊材,采用UOE等低残余应力的制管工艺来控制管线的抗H₂S性能。从目前抗H₂S管线钢管的生产实例和国内钢厂板材生产的焊管检验结果来看,抗H₂S管线钢管的国产化是现实可行的。     

X60螺旋埋弧焊管抗H2S腐蚀性能研究

针对我国油气输送管线建设中需要大量耐腐蚀钢管的需求,进行了耐H2S环境腐蚀下的管线钢及输送钢管的研究工作,通过理化性能、氢致开裂、硫化物应力开裂等试验对X60管线钢和螺旋埋弧焊管进行了耐蚀性研究,取得了以下结果:通过对国外抗H2S腐蚀焊管的技术条件分析研究,提出我国X60抗H2S卷板技术要求和X60螺旋埋弧焊管抗H2S...     

天然气压力容器腐蚀原因分析及防范措施

1．天然气压力容器腐蚀的原因 天然气压力容器腐蚀包括内腐蚀和外腐蚀，内腐蚀由内部介质所导致，是目前的研究难点和重点。内腐蚀有三个显著特点：①气、水、烃固共存的多相流腐蚀介质；②高温或高压环境；③H2S、CO2、O2、Cl^-和水分是主要的腐蚀物质，其中H2S、CO2、O2是腐蚀剂，水是载体，Cl^-是催化剂。在三种腐蚀剂中H2S和CO2的腐蚀是氢去极化腐蚀，H2S腐蚀类型除电化学腐蚀外，其最具危害的还是固体力学化学腐蚀，即硫化物应力腐蚀开裂、氢致开裂等，H2S可以导致五种开裂损伤：硫化物应力腐蚀开裂（SSC）；氢鼓泡（HB）；氢致开裂（HIC）；应力导向氢致开裂（SOHIC）.