摘要：基于应力-腐蚀介质协同作用原理,结合化学力学效应理论,对高温高压超深井碳钢油、套管在使用过程中面临着CO2、H2S等腐蚀介质以及拉、压等复杂载荷建立了结合热应力影响套管腐蚀速率的解析模型,给出了计算应力影响管柱寿命衰减的解析公式,研究了碳钢油井管服役寿命,并对内压力、挂片实验实测腐蚀速率以及壁厚对碳钢套管服役寿命的影响进行了研究。结果表明,解析模型所得结果与文献报道的应力对腐蚀速率的影响结果相符。在井筒载荷及腐蚀工况下,增加壁厚相对于减小套管内压力,增加套管使用寿命效果不明显。初始腐蚀速率对套管的服役寿命影响较大,当管柱所受应力越大,管柱实际寿命衰减得越快。

摘要：受井下作业、油套管或封隔器泄漏等因素产生的井口环空带压,使高温高压气井水泥环密封完整性面临巨大挑战。为此,基于弹性力学多层厚壁圆筒理论和摩尔库仑失效准则,建立了水泥环应力和失效计算模型,研究了环空带压对水泥环胶结面应力和失效的影响。结果表明,环空带压将增大水泥环胶结面的切向拉应力,过大的切向拉应力将导致水泥环失效。与此同时,井筒温度增加产生的切向拉应力也会增大水泥环失效风险。环空带压越大,水泥环安全系数越低,且温度效应对安全系数的影响较小。对高温高压气井,可根据井身结构(地层-水泥环-套管)参数建立水泥环安全系数图版,从而为确定合理的最大允许环空带压值提供依据,研究结果对提高气井井筒安全性、延长开采寿命具有重要意义。

摘要：带多封隔器的完井管柱是Norsok D010规范推荐的高温高压气井完井管柱中的重要类型,但是多封隔器完井管柱结构在井下工况中的受力和变形较单一结构管柱更为复杂,并且多封隔器之间局部的圈闭压力可能导致管柱损坏。为此,针对多封隔器管柱结构特点,建立了考虑端面效应、热胀冷缩效应、形变效应、螺旋和正弦屈曲效应影响的管柱变形和受力计算模型,并结合现场实际工况开展了实例计算。计算结果表明,封隔器在井筒中的位置以及井筒温度压力对整个管柱的受力和变形影响较大,在多封隔器复合管柱设计和安全评价时需要考虑多封隔器对管柱力学行为的影响。

摘要：对高温高压气井,井筒流体高速开采过程中产生的井口热应力和环空热膨胀压力会导致井口装置抬升,破坏气井井筒完整性。本文建立了环空热膨胀压力和井口抬升计算模型,结合某高温高压气井进行了实例分析。结果表明:环空热膨胀压力随着环空温差和流体热膨胀系数的增加呈线性增加,随环空流体等温压缩系数的增加呈线性减小;C环空热膨胀压力产生的井口热应力最大,A环空最小;单层套管存在自由段时,井口抬升随着环空热膨胀压力的增加呈非线性增加,当自由段长度相同时,井口抬升对C环空热膨胀压力最敏感;多层套管同时存在自由段时,环空热膨胀压力不会改变多层套管自由段长度对井口抬升高度的影响规律,但会导致井口抬升高度增大。

摘要：环空温度压力变化对高温高产气井多封隔器管柱力学行为和安全可靠性的影响较大。为此,基于动量守恒定律、能量守恒定律及各层环空流体瞬态传热机理,建立了单层和多层环空的温度、压力场计算模型,分析全井筒环空温度和热膨胀压力的变化规律;针对多封隔器完井管柱,综合考虑密闭环空温度效应和体积变化效应,建立了多封隔器间密闭环空热膨胀压力计算模型,研究双封隔器间密闭环空的热膨胀压力变化规律;以南海西部某高温高产气井作为实例开展分析。结果表明:(1)环空温度效应和体积效应共同作用使全井筒A环空热膨胀压力最小,C环空热膨胀压力最大;(2)双封隔器间密闭环空热膨胀压力与环空温差基本上呈线性关系,温度效应引起的压力增量占主导作用,体积效应对压力增量的贡献率随环空温差的增大而增大;(3)确定实例井最大产气量为212×10~4 m^3/d,在产量为160×10~4 m^3/d时,双封隔器最大坐封间距为312 m。结论认为:在强度允许的前提下,选择内径较大的生产套管有利于降低密闭环空热膨胀压力。

摘要：对于含腐蚀性流体(CO2、H2S等)高温高压高产气井,一旦油套环空出现环空带压现象,封隔器以上生产套管将暴露在腐蚀环境中。受腐蚀、环空带压的相互作用,生产套管的服役寿命面临巨大挑战。研究了最大允许环空带压值的计算方法,结合实验室套管材质腐蚀速率测试数据,开展了考虑腐蚀缺陷的套管安全服役寿命评估。同时,研究了环空带压、环空带压与腐蚀相互叠加工况下套管的安全服役寿命。通过服役寿命设计,评估给定开采周期油套管剩余强度及安全状况,在有限的开采周期内,既要保证井筒本质安全,又降低开采成本。对于高温高压含腐蚀性气体的气井,一旦油层套管采用碳钢材质,则需要关注环空保护液的腐蚀测试,优选环空保护液体系,强化环空保护液的安全监管,避免由于套管的过度腐蚀而遗留安全隐患。

摘要：高温高产天然气开采所诱导的环空流体热膨胀及套管所受的热应力对井筒安全带来严峻挑战,套管爆裂及井口装置密封失效事件时有发生,因此,研究井口热应力及套管头升高十分必要。综合考虑井筒温度场、各层套管水泥返深、套管强度与力学稳定性等因素,建立了未封固井段自由套管轴向载荷及变形的计算方法,研究了高温高产气井热应力对套管及井口装置安全的影响。最后,以我国南海某气田为例,进行了井口热应力与套管头升高值的计算。结果表明,自由套管段的温度变化与各层套管水泥返深是影响井口热应力和套管头升高值的主要因素,井口热应力随表层套管和导管的水泥返深增加而增大,优化各层套管的水泥返深可以减小井口热应力;同时,随日产量增大,井筒温度升高,井口热应力和套管头升高值增加。

摘要：油套管特殊螺纹接头上扣扭矩及其构成对于提高接头结构完整性和密封完整性至关重要。在分析典型上扣扭矩曲线基础上,采用弹性力学厚壁圆筒理论和旋转台肩扭矩公式,建立了特殊螺纹接头上扣扭矩理论计算方法,研究了不同过盈量和螺纹脂摩擦系数对接头总上扣扭矩及其构成的影响规律。结果表明:过盈量和螺纹脂摩擦系数越大,总上扣扭矩越大;螺纹径向过盈量、密封面径向过盈量、螺纹脂摩擦系数越小,台肩面轴向过盈量越大,作用到台肩面扭矩与总扭矩比值越大。总体上,台肩扭矩比值主要受螺纹径向过盈量和台肩轴向过盈量控制,而螺纹脂摩擦系数主要影响总上扣扭矩。建议加强优化公差配合、提高接头加工精度、严格控制上扣圈数并注重优选螺纹脂。研究结果对于确定特殊螺纹接头合理上扣扭矩以及强度计算提供了理论依据。

摘要：在深井及超深井中,超级13Cr油管失效的情况时有发生。为确定超级13Cr油管在井下环境中发生点蚀及局部腐蚀的风险,采用高温高压腐蚀试验方法研究了模拟井筒环境下超级13Cr油管的表面腐蚀形貌,并通过微区电化学扫描开尔文探针(SKP)方法研究了超级13Cr在饱和CO2环境中的电位分布。通过腐蚀形貌观察发现,在高温环境下,试样表面出现明显的局部腐蚀现象。而SKP扫描结果也表明,随着浸泡时间的增加,阳极区与阴极区电位差值逐渐变大,并出现明显的电位峰值,局部腐蚀不断加速。

摘要：为了保证环空带压气井生产阶段的井筒完整性,确定气井环空压力安全运行范围,建立了基于API RP 90-2推荐做法的环空带压安全评价方法,重点研究了气井环空带压临界控制值计算方法,提出了1套方便现场应用的环空压力管控图版,针对某环空带压气井进行了现场应用研究。研究表明:API RP 90是针对海上油气井环空带压安全评价的推荐做法,在API RP 90-2推荐做法发布以后已不再继续适用于陆上油气井;基于API RP 90-2的推荐做法考虑因素更为全面,推荐在陆上油气井使用;环空带压临界控制值不再是1个固定值,而是随服役时间增长以及相邻和自身环空压力变化等因素不断变化的值。