油田套管损坏原因及防治措施研究 吴存银
油田套管损坏原因及防治措施研究吴存银
摘要：国内外许多油田随着开发时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施，特别是注水开发的油藏，由于不同的地质、工程和管理条件，油、气、水井套管
技术状况将逐渐变差，甚至损坏，使油井不能正常生产，以致影响油田稳产。不
仅造成巨大的经济损失，而且已经严重影响了油田的开发调整与最终的开发效果。本文对油田套管损坏原因进行了简单介绍并提出一些防治措施。
关键词：油田；套管损坏；原因及措施；
1套管损坏原因分析
1.1地层原因
由于套管是一个变形段，而不是一个点（最大变形范围可达15米）。在整个变形区间内，套管最终会在一个应力最大薄弱面（主变形面）上破坏。岩石力学
与地应力分析表明，应力薄弱面通常为断层面、层理面、砂泥岩界面、砂岩间泥
质夹层面等。由于研究区缺乏多臂井径成像资料，很难准确判断变形范围，而铅
模位置一般只是变形的顶部位置，对于实际的变形情况很难准确提供，故确定的
离砂泥岩界面1.5米内，很可能其套损主变形面在砂泥岩界面。砂岩层中存在泥
岩夹层（应力薄弱面），决定了沉积体的砂泥岩互层性质，正是这种岩石薄弱面
的存在，为套损创造了静态地质条件。
1.2高压注水引起的套管损坏
高压注水引起套管损坏，统计结果可以说明高压注水后，如果注水压力超过
地层的破裂压力，注入水会上窜至泥岩层，造成两个结果①套管变形如果浸入的水没有大面积扩散，只在套管周围相对小的范围内浸水，可能使地层滑动，但泥
岩的蠕变会使套管变形。这与上面提到的油井套管损坏机理相同。②套管错断，大量水浸入上部或下部泥岩层后，岩石的内聚强度和内摩擦角急剧降低。因此，
在泥岩层和砂岩层面处形成了弱结构面，当注水压力大到一定程度时，在外力重
力或注采不平衡作用力下，地层发生相对滑动，从而使套管发生错断。
1.3套管腐蚀和储层出砂对套管造成的损坏
套管的腐蚀主要包括化学腐蚀和电化学腐蚀，由于地层中的矿物质、二氧化
碳以及原油中腐蚀性物质会对套管造成腐蚀。如果地层水中矿物质含量高，会对
套管造成严重的腐蚀。长时间的套管腐蚀会影响套管的强度，腐蚀严重时会出现
套管的穿孔甚至断裂。同时如果油层的出砂很多，也会造成套管的损坏。在出砂
井中，随着原油的开采，会伴随大量的砂子从地层中排除，长时间砂子的排除，
会在地层和套管之间形成空洞，空洞的出现使得套管失去了支撑，油层处套管受
力发生了较大的变化，容易造成套管的失稳，从而导致套管的损坏。而且大量的
砂子在套管内流动时，摩擦冲蚀套管，由于砂子形状的不规则，对套管造成严重
的损坏。因此在出砂井要控制和防止油层的出砂现象。
1.4套管受断层影响，发生破漏、变形
原因主要有两点：一是由于污水回注，使得断层上盘的压力增加，而下盘在
生产过程中不能保持注采平衡，使上下盘之间产生压差；由于地层具有一定的倾角，地层在重力及岩石结构遭受破坏的共同作用下，在沿地层倾角下滑的趋势，
当地层倾角大于岩石内摩擦角时，倾斜地层沿着地层倾斜面下滑，给阻挡地层下
滑的套管施加剪切力，损坏套管。二是在断层附近发育大段泥岩段，泥岩蠕变、
遇水膨胀，在井眼周围产生非均匀应力分布，使套管发生形变。同时，因为地层
水腐蚀套管，进入泥岩段产生膨胀，使得套管变形。所以，部分井同时在同一井
循环流化床锅炉的防磨措施
循环流化床锅炉的防磨措施 1 引言 循环流化床(CFB)锅炉是近几年在我国发展起来的一种新型燃烧设备，而循环流化床燃烧技术的发展以其高效率低污染的高性能更是突飞猛进。在环保要求日趋严格的今天，CFB锅炉已成为当前最有前途的燃烧设备，但是CFB与其它锅炉相比，磨损比较严重，本文对此问题进行讨论。 2 磨损机理及防磨措施 磨损在工程上常被理解为由于机械原因产生的颗粒剥离脱落引起的材料表面所不希望的逐渐变化，如减薄，开裂。锅炉常见的磨损即高速的灰粒子从不同的角度冲刷碰撞炉墙或受热面而引起的种种变化。有资料介绍，磨损量与烟速的3.22次方成正比，并随灰粒子的浓度增大而增大。单从理论上讲，降低磨损应从降低烟气流速，减小灰粒子浓度和减小粒子的颗粒直径入手。 下面从炉墙和受热面两个方面入手来介绍锅炉常见的磨损部位及处理办法。 2.1 炉墙 2.1.1 床体燃烧室部分因颗粒直径大，物料浓度高对炉壁造成的磨损最严重。若风室和床体为非水冷壁结构，因炉墙太厚造成的热应力和物料的磨损常常导致墙体内表面产生脱落和出现裂纹。通过把拐角处用圆角代替方角的方法很好地解决了这个问题，如图1所示。为保证床体的温度，床体的上部常保持一定高度的卫燃带，在炉墙与水冷壁的结合处磨损较严重，如图2(a)所示。原因是该处的截面形状发生了变化，导致烟气在此形成涡流区，加速了管子的磨损。我们顺势利导，把水冷壁下部的炉墙做成和膜式壁一样的截面，使炉壁在竖直方向上没有截面变化。如图2(b)所示，磨损大大减轻了。 图1
图2 2.1.2 旋风分离器出口的顶部由于烟气速度高且对炉顶是正面冲击，故此炉墙的脱落异常严重。在烟气速度、颗粒的直径和硬度都不可变的情况下，只能考虑更耐磨的炉墙材料来解决。如硅线石或棕刚玉等。 2.2 受热元件 针对锅炉受热面的磨损，我们从结构和工艺上进行一些探讨。 2.2.1 结构方面：采用一些常规的防磨结构：如在管子表面加装防磨套管或在易磨损部位加大壁厚；用Ω管或方形管等。都在循环流化床中得到了大量的应用，并收到了良好的效果，而一些特别的部位却需要特 别地对待。 (A)炉膛中的屏式受热面 当屏如图3所示布置时，经观察发现弯头部位磨损相当严重，因屏式受热面横向间距很大，用常规保护结构是不可能的，后来采用了图4形式，在弯头处加装了耐磨合金板做成的保护罩，效果不错。芬兰ALSTROM公司生产的410 t/h的CFB锅炉的屏结构如图5所示，炉膛内不出现弯头，每一片过热器屏都有独立的两个集箱。这种结构单从防磨观点上看不失为一种好办法，显然它的缺点是使系统变得复杂，成本 提高。 图3
井下套管损坏机理及围压分析-英文翻译
套管钻井和阶段性工具的结合：一种独特的 缓和井底条件的方法 Combination of Drilling With Casing and Stage Tool Cementing: A Unique Approach to Mitigating Downhole Conditions 作者：R. R o b i n s o n,S a n d R i d g e E n e r g y, a n d S. R o s e n b e r g, S P E, B. L i r e t t e, S P E, a n d A.C. O d e l l,S P E, W e a t h e r f o r d I n t l. L t d. 起止页码：1-12 出版日期（期刊号）：2007年2月20日 出版单位：SPE/IADC Drilling Conference 摘要 目前科罗拉多州重大挑战是在派深斯盆地西北部的天然气田钻井和套管方案的设计。这一地区地质情况较为复杂，其与浸渍形成岩床，导致“克鲁克德钻洞“的产生。因此造成的问题，包括钻井时失去流通，并未能使水泥下到水泥工作台的9 5/8寸套管，可能造成套管达不到总钻探的深度。 通过对问题的勘察，管理人员在该地区得出结论认为，一种不同的方法得到授 权是和选定的套管钻井（DWC）作为以前勘察的替代。钻井与套管，加上固井的表面外壳，预计将产生显著有效的表面和套管钻孔作业，从而减少了非生产性时间（NPT）和相关的成本。 本文回顾了在派深斯盆地中遇到的问题即传统的表面钻井和套管作业。同时也 审查了钻井监督关于套管和钻井的实施方案。 背景 自2003年以来投资方已在派深斯盆地开采天然气。图1显示普通区域的地图。在遇到比较困难的钻井和套管表面制造空穴，钻井监督人员有丰富的经验来判断以及解除困难。这通常是针对约3100英尺的钻采深度。钻井所造成的问题浸渍形成岩床，失去了循环间隔，而且岩石的强度不够。常规钻井泥浆马达使用的做法和低重位（钻压）钻探了十二寸又四分之一深。表面空穴因为高钻压与常规钻井测试 。 结果往往有严重的增加倾向，有时超过7 。表l列出了一个典型的常规钻具组合，
浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响及预防
浅谈井眼轨迹对套管损坏的影响及预防 谢学明黄军辉 摘要现在的开发井大多数以定向井和水平井代替了过去的直井，由于井眼曲率的变化，增加了套管弯曲变形的几率，使管杆偏磨、套管破损现象时有发生。据国内外有关报道，套管损坏原因及防治，多以“地质因素、工程因素、腐蚀”三方面为主，而对井眼轨迹的影响研究报道甚少。本文提出了预防套管损坏需从钻井源头抓起，认真抓好钻井井眼质量的前期工作，分析了井眼轨迹对套管损坏的影响，为预防套管损坏，延长油井寿命提供了可参考依据。 主题词井眼轨迹套管损坏影响分析措施 一、问题的提出 随着江汉油田的开发进入中后期，加之地处鱼米之乡，江河、湖泊、沟渠、稻田甚多，地面井位选择困难，致使定向井、水平井逐年增多，井眼轨迹控制难度越来越大。而定向井、水平井所形成的井眼大都是椭圆形井眼，这一先决条件就对固井质量有影响；如果井眼轨迹控制不好，形成较大的拐点，使井身剖面与设计相差甚远的话，就会导致摩阻增加，下套管困难，给后期完井和采油工作留下更多隐患。特别是套管不居中会带来固井质量差、套管变形、抽油杆偏磨、油井寿命短的不良后果。目前，江汉油田套损井日益增多，截止2009年底仅江汉区块就有307口。据采油厂统计，由于管杆偏磨导致的杆断、管漏占井下作业总井次的20%和30%，管杆偏磨一度成为影响油井免修期的“罪魁祸首”，诸多偏磨“缠身”的油井，严重影响了开发管理水平和油井寿命。因此，预防套管损坏是目前勘探开发工作的当务之急，除了在采油工艺上狠下功夫外，还必须从钻井源头抓起，优化井眼轨迹，改善管杆受力状况，减轻管杆偏磨程度，才能达到标本兼治的目的。 二、井眼轨迹对套管损坏的影响因素 研究套管损坏的原因有许多方面，主要表现在：（1）地应力异常高和非对称外挤力大是导致套管损坏的主因；（2）高压注水、射孔、采油工艺措施参数不合理；（3）套管不居中、固井质量差、套管应力变大；（4）套管抗挤强度与组合不合理；（5）下井工具偏磨、违章操作、频繁的井下作业。以上这些原因分析和预防措施，国内外均有大量报道，这里不再赘述。本文从另一角度出发，着重分析井眼质量对套管损坏的影响，找出了井眼轨迹对套管损坏的影响因素如下：
套管防磨接头
1.1 分类 产品按防磨套防磨轴旋转的方向分为左旋和右旋两类；按结构分为挡圈式和扣合式两类。 1.2 型号编制 产品按下列规则进行编制：
TF□□□/□-□-□ ·防磨轴旋转方向代号（LH表示左旋，右旋不标注）； 连接螺纹代号（符合GB/T 22512.2的规定）； 适用套管外径，mm； 工作外径，mm； 结构代号（D代表挡圈式，K表示扣合式）； 防磨套材质代号（J表示金属，F表示非金属）； 产品名称代号。 示例：TFFD206/245-NC50-LH表示防磨套材质为非金属，工作外径206毫米，适用套管直径245毫米，连接螺纹代号NC50左旋挡圈式的产品。 2 要求 2.1 正常工作条件 产品在下列条件下正常工作： a) 最大工作压力：21MPa； b) 温度：20℃～160 ℃； c) 适用环境：非酸性环境； d) 适用介质：钻井液。 2.2 性能指标 性能指标见表1。 性能指标 2.3 结构 产品示意图见图1、图2。 说明： 1—本体 2—扣合环 3—防磨套
4—扣合环 5—锁紧螺钉 图1 扣合式防磨接头示意图 说明： 1—本体 2—挡环 3—防磨套 图2 挡圈式防磨接头示意图 2.4 主要零部件 2.4.1 防磨套 2.4.1.1 金属型防磨套基材为牌号35＃钢或45＃钢，应符合 GB/T 699-1999 中6.4.2的规定。硬度HBW160～200。 2.4.1.2 非金属型防磨套基材为模塑用聚四氟树脂或MC尼龙复合管，应符合HG/T 2902-1997、 SY/T 6701-2012的规定。加工为成品后性能指标应符合表1的规定。 2.4.2 接头 接头材材料经过热处理后，力学性能应符合 SY/T 5200-2012 中表 10 的规定，硬度HBW285～329，化学成分中磷、硫的含量应符合 SY/T 5200-2012 中表 8 的规定。 2.4.3 挡圈 挡圈为45＃钢时应符合GB/T699-1999 的规定；为35 CrMo 或 42 CrMo时应符合 GB/T 3077-2012 的规定。 2.5 规格尺寸 2.5.1 规格尺寸及见表2 规格尺寸
套管的损坏与现象
一、套管损坏现象及判断 由于各种因素作用的结果，会使石油井套管产生破损。对于套管破损的油(水)井必须正确地判断、及时修复，才能保证油田生产的正常进行。所以，及时发现与正确判断套管损坏相当重要。一般来讲，在油(水)井生产或作业施工中是可以发现套管损坏的。例如： (1)正常生产过程中，突然发现有大量淡水或泥浆产出。 (2)生产过程中井口压力下降，产液量猛减。 (3)注水井突然发生泵压下降，注水量大增的现象，但却又注不到注水目的层位。 (4)作业施工时，起下钻具(或管柱)有遇阻现象。 (5)套管试压不合格，稳不住压力。 (6)发生地震后，油井不出油等。 发现上述现象后，应当进一步弄清套管损坏的情况和类型，查明破损的程度和形状等。通常在探测套管损坏时，采用工具通径检查和仪器工程测井两种方法。工具通径检查是用通井规、铅模或侧面打印器等工具下井进行实探检查；而工程测井主要是采用测井仪器进行微井径测井、井下电视测井等。近年来，也有采用工艺技术方法检查套管损坏情况的。如采用双水力压差式封隔器进行双卡法找漏，也是一种很有实用价值的方法。 二、套管损坏的类型 由于造成套管损坏的原因很多，每口井的具体情况又不相同，故套管损坏的形式多种多样。但按其损坏的程度和性质，可以分为套管变形、套管断错、套管破裂和套管外漏等四种类型。l．套管变形 凡是由于地应力轴向应力变化，以及套管外挤压力大于内压力等因素的作用所造成的套管一处或多处缩径，挤扁或弯曲等变化，统称为套管变形损坏，简称套管变形。 套管变形主要有以下几种： (1)套管缩径： 凡是套管发生局部内径缩小或出现凹形变形者，称为套管缩径变形，简称缩径。 (2)套管挤扁 现场统计与铅模打印资料证明，这类变形井较多，是油(水)井套管损坏中常见的一种。凡是套管截面由于四周受力不均匀而变成不规则椭圆形的，称为套管挤扁变形，简称套管挤扁。在实际生产中，套管挤扁变形很复杂，分一处挤扁变形与多处挤扁变形等。 (3)套管弯曲 由于轴向应力作用不均匀所造成的套管轴线发生弯曲变形，叫做套管弯曲变形，简称套管弯曲。 这种弯曲的形状很多，弯曲程度也不一样。有的弯曲段很小，弯曲的幅度和曲率很大；有的弯曲段很长，弯曲的幅度和曲率很小。 2．套管断错 所谓套管断错，是指套管在轴向(即指铅垂方向)发生断裂、在径向(即水平方向)发生位移的双向叠加变形，简称套管断错。 一般，套管断错可分为浅部断错(即指油层以上部位或接近地表部分)、油层部位断错和深层断错(即指油层下部)三种情况。不同油田或同一油田的不同区块，断错类型的特征也不相同，有的油田油层底部断错多，有的油田深层断错多。从断错的程度上看，断错的径向位移变化范围也很大，从几毫米到几十毫米不等，严重者套管全部错开。按套管断错的复杂性来看，一口井一般只会出现一处断错，个别井也有两处断错的。 3．套管破裂 套管破裂主要指套管在轴向上发生破孔或缝洞的现象。 造成套管破裂的原因很多，除了套管本身质量差之外，还有内应力和内挤压力、技术改造施
油水井破损套管堵漏修复技术
油水井破损套管堵漏修复技术 任松江 （胜利油田中利石油工程技术有限公司） 、F、- 前言 胜利油田由于特殊复杂的地质条件，加上长期的注水开发，特别是增压注水，油水井破损现象十分普遍，井况恶化问题日益突出，特别是一些老井，由于油层套管使用年限过长，固井水泥又没有完全封固油层套管，在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔，再加上套管变形、破损等现象造成了地层出泥浆、出水，严重影响油水井的正常生产。 套损井的出砂、出水、漏失，严重影响了油水井的正常生产，制约了部分采油工艺的应用，加大了措施难度和投入，降低了油田开发水平及经济效益。 目前，解决油水井因腐蚀和其它原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法，以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管等工艺技术。但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用限制，许多油水井的漏失问题不能得到有效及时的解决，制约了油气生产。 以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥般土堵漏技术）和热固性树脂堵漏技术（如尿醛树脂堵漏技术）为例，对于油水井的化学堵漏修复而言，主要存在下列问题： 1、堵剂不能有效地驻留在封堵层位，堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉，造成堵浆注入量大，施工时间长。 2、堵剂形成的固化体脆性大，易收缩，不能与周围介质形成牢固的界面胶结，在注采压力的作用下使封堵失效，缩短了施工有效期。 3、堵剂适应性和安全可靠性差，现场施工风险大。施工设备一旦出现问题造成时间延误时，往往使施工无法进行，甚至发生事故。 为了克服上述工艺的技术缺陷，更好地解决胜利油田油水井破损套管的修复问题，降低油水井生产作业成本，提高油气开发经济效益，我们重点针对套管破损穿孔漏失等问题，开展了油水井化学堵漏技术的研究，研制开发出了能在漏失位臵有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型高强度微膨胀化学堵剂YLD-1,先后在文33-107井等10 口井推广应用，新型油水井化学堵漏技术取得重大突破，显示出良好的应用前景。 一、主要研究内容 （一）堵剂材料的选择及其功能 1 、结构形成剂，主要功能是快速形成互穿网络结构。 2 、胶凝固化剂，主要功能是使化学堵剂形成高强度的固化体。 3 、膨胀型活性填充剂，主要功能是强化堵剂固化体的界面胶结强度。 4 、活性微晶增强剂，主要功能是使固化体结构致密，强化固化体本体强度和界面胶结强度。 5 、活性增韧剂，主要功能是提高堵剂固化体的韧性，提高界面胶结强度。 6 、施工性能调节剂，主要调节堵剂的初终凝时间。
循环流化床锅炉的防磨措施
循环流化床锅炉得防磨措施 1 引言 循环流化床(CFB)锅炉就是近几年在我国发展起来得一种新型燃烧设备,而循环流化床燃烧技术得发展以其高效率低污染得高性能更就是突飞猛进、在环保要求日趋严格得今天,CFB锅炉已成为当前最有前途得燃烧设备,但就是CFＢ与其它锅炉相比,磨损比较严重,本文对此问题进行讨论、 ２磨损机理及防磨措施 磨损在工程上常被理解为由于机械原因产生得颗粒剥离脱落引起得材料表面所不希望得逐渐变化,如减薄,开裂。锅炉常见得磨损即高速得灰粒子从不同得角度冲刷碰撞炉墙或受热面而引起得种种变化。有资料介绍,磨损量与烟速得3.22次方成正比,并随灰粒子得浓度增大而增大。单从理论上讲,降低磨损应从降低烟气流速,减小灰粒子浓度与减小粒子得颗粒直径入手。 下面从炉墙与受热面两个方面入手来介绍锅炉常见得磨损部位及处理办法。 2。1 炉墙 ２．１.1 床体燃烧室部分因颗粒直径大,物料浓度高对炉壁造成得磨损最严重。若风室与床体为非水冷壁结构,因炉墙太厚造成得热应力与物料得磨损常常导致墙体内表面产生脱落与出现裂纹、通过把拐角处用圆角代替方角得方法很好地解决了这个问题,如图１所示。为保证床体得温度,床体得上部常保持一定高度得卫燃带,在炉墙与水冷壁得结合处磨损较严重,如图２(ａ)所示。原因就是该处得截面形状发生了变化,导致烟气在此形成涡流区,加速了管子得磨损、我们顺势利导,把水冷壁下部得炉墙做成与膜式壁一样得截面,使炉壁在竖直方向上没有截面变化。如图2(b)所示,磨损大大减轻了。?
图1? ??图2 2.1。2 旋风分离器出口得顶部由于烟气速度高且对炉顶就是正面冲击,故此炉墙得脱落异常严重。在烟气速度、颗粒得直径与硬度都不可变得情况下,只能考虑更耐磨得炉墙材料来解决。如硅线石或棕刚玉等。 2。2 受热元件 针对锅炉受热面得磨损,我们从结构与工艺上进行一些探讨。?2。2、1 结构方面:采用一些常规得防磨结构:如在管子表面加装防磨套管或在易磨损部位加大壁厚;用Ω管或方形管等、都在循环流化床中得到了大量得应用,并收到了良好得效果,而一些特别得部位却需要特别地对待。? (Ａ)炉膛中得屏式受热面 当屏如图3所示布置时,经观察发现弯头部位磨损相当严重,因屏式受热面横向间距很大,用常规保护结构就是不可能得,后来采用了图4形式,在弯头处加装了耐磨合金板做成得保护罩,效果不错。芬兰AＬＳTROM公司生产得410 ｔ/h得CFB锅炉得屏结构如图5所示,炉膛内不出现弯头,每一片过热器屏都有独立得两个集箱、这种结构单从防磨观点上瞧不失为一种好办法,显然它得缺点就是使系统变得复杂,成本提高、 ?图 ?图3?
油水井套管损坏机理与防治.doc
科学管理 2016 年第11期 油水井套管损坏机理与防治 杜兴龙 大庆油田有限责任公司采油五厂一矿黑龙江大庆163513 摘要：随着社会经济的不断发展，针对现阶段损坏程度日趋严重以及套损井数目日益增多的问题，已经得到人们的广 泛关注。本文简要分析了套损井损坏机理分析，并深入研究了修复工艺技术应用，最后提出了套损井防治建议。旨在让人 们直观的认识油水井套管的本质，更好地开展相关工作。 关键词：油水井套管损坏机理防治 目前，我国的多数油田已经逐渐进入注水开发阶段。目前，套损通常情况下包括套管变形以及套管破损漏 与此同时，由于现阶段的生产周期的不断增加，相应的，失，相应的会在前期进行一些修复措施，一般采用的修复 由于注水以及地层下沉压实等，进而引起应力的相应变措施有以下几种：水泥浆封堵工艺，其又包括特殊管柱封 化，并伴随着固井质量、油水井套管材质与井下作业等原堵工艺、封堵工艺、大剂量水泥灰浆封堵工艺、化学药剂 因，以至于油水井套管产生破损与变形的状况。总之，套封堵工艺、超细水泥灰浆工艺以及普通水泥灰浆封堵工艺 损井不仅极大的影响了增产和增效，还在一定程度上给井等；套管整形技术，通常情况下借助于变径整形器以及下 下施工作业加剧了风险性以及难度。入梨形铣锥进行相应的机械修复就可以轻松应对套管的轻 1套损井损坏机理分析 微变形，但是如果相应的油水井套损特别严重，且一般是众所周知，油水井套管损坏是由于诸多因素综合作用斜井段时，则必须借助于爆炸整形工艺技术；取换套与套 产生的。通常情况下，其影响因素有以下几种：腐蚀因管补贴工艺。 素、工程因素以及地质因素。一般的，地质因素涉及到岩 3套损井防治建议 3.1 预防建议 层运动、地层出砂造成上覆岩层沉积压实、断层以及泥岩 的蠕变与吸水膨胀等。工程因素涉及到高压注水、射孔及进行必要的井身结构优化：借助于比较探讨地层岩性 措施作业、固井质量以及套管结构等。腐蚀因素在一定程和套损井段的联系，并在后期相应的安排井位时，可以更 度上与该区域矿化度、入井液的含硫、含氧、注入水以及好的远离地层倾角相对较大的泥岩段与断层，与此同时， 地层水有关。进一步加大优化井身结构的力度，以至于在套管易损井段借助对相关的油水井套管损坏的规律以及特点可以得合理的借助更耐用的厚壁套管。尽可能的提升注入水的水 知，综合油田开发特征以及油藏特征，一般的，将影响油质：在此过程中，必须尽可能的降低注入水中的腐蚀性物 水井套管的原因概括为几下几点：质的含量，基于此，添加有效的除垢剂以及杀菌剂，可以 1.1 泥岩吸水后粘土膨胀造成的套管变形 在很大程度上降低注入水对套管的损坏。可以采用添加封隔通常情况下，基于岩性进行研究，各储层中普遍有砂进而极大的保护套管：针对高压注水井以及压裂井必须借助 泥岩互层段以及泥岩段等。所以，在注入水逐渐进入泥岩于合理的封隔措施，从而在根本上保护上部套管，极大的降 层之后，由于在泥岩中普遍存在的粘土矿物会随着吸水量低高压对上部套管的破坏作用。最后，有机的结合射孔层段 的增加，进而产生极大的膨胀变形，以至于泥岩段的成岩地层压力以及固井质量等，从而切实的避免出现压裂酸化和 胶结力在很大程度上会不断降低，从而逐渐塑化，致使其射孔的情况，利用正确的压裂压力和孔密与孔径控制。 3.2 治理建议 移动范围更广泛，与此同时，产生大量的非均匀应力，并 进而作用于油水井套管，极大的加剧了套管的变形程度。在油水井的治理过程中，一定要灵活的采取相应的措 1.2 射孔因素 施。针对套管严重变形的油水井，必须采取爆炸整形以及现阶段，射孔作为一项重要的完井方式，与此同时，机械整形的治理办法；通常情况下，不仅要借助于传统的 其在工作过程中形成的高压能够极大的破坏套管。除此之找漏验套工艺进行油水井的治理，还能够借助于国际上相 外，首先，孔眼周围的固井水泥墙会在很程度上由于射孔关的先进的套损检测技术，像数控超声电视测井以及井径 时受到强烈冲击，从而发生严重变形，以至于固结力降测井等；针对套管已经漏失的油水井，通常情况下会采取 低，从而使其对套管的保护作用降低；其次，射孔也会引相应的封堵，并辅助以卡漏的方法进行彻底治理；针对套 起套管自身的应力的相应变化，进而造成套损。管破损严重的油水井，一般情况下借助于打更新井、侧钻 1.3 腐蚀因素 以及小套管固井；针对轻微变形的油水井，且没有耽误常通常情况下，注入水与产出液中包括的盐和酸性物质规作业时，一般能够继续进行生产。 4结论 等强腐蚀性物质，可以在一定条件下和套管中的铁之间发 生化学反应，从而极大的降低了套管的壁厚，进而引起套总之，油水井套管损坏机理与防治已经得到的人们的 管强度不足，这也能够在一定程度上加剧套管疲劳，甚至广泛关注，也取得了一定的研究成果，但我们应该清楚的 是引起套管发生渗漏现象。一般的，腐蚀作用针对地层水认识到，我国现阶段的油水井套管研究仍处于起步阶段， 以及注水井矿化度相对较高的油水井腐蚀更严重。其发展进程任重道远。本文通过分析油水井套管损坏机理 2修复工艺技术应用 与防治，旨在使人们直观的认识到油水井套管的本质，更 2.1 套损井找漏验套工艺应用 好地开展相关的工作，进而服务于人们。
注水井套管损坏原因分析及预防措施
注水井套管损坏原因分析及预防措施 摘要：根据某油田地质特征和注水开发套管损坏的特点，从泥岩吸水蠕变、砂岩膨胀等方面分析油田套损形成的原因，并提出了综合预防及治理措施。实际表明，注入水进入地层后，在砂岩垂向膨胀、轴向拉应力和泥岩径向挤压载荷的作用下，使套管发生变形损坏。采取合理注入压力、选择合适套管等级、调整注采井网、控制注水压力和工艺措施是预防套损的有效手段。 关键词：套管损坏注水开发蠕变砂岩膨胀 某作业区从2007-2011年共发现注水井套损井70口，套损井主要为水井。从现场验证的情况来看，其中套损形式以变形为主共有49口，占70%，其次是错断17口井，占24.3%，其次还有套管破裂、外漏、拔不动。大部分套损井为多变点、长井段损坏，其中断层附近的套损井所占比例较大，且套损程度比较严重，大部分套损点位于射孔井段内夹层部位或顶界附近。 1原因分析 1.1泥岩段套管损坏分析 （1）注水诱发泥岩段套管损坏的基本原因。注入水进入泥岩层，改变了泥岩的力学性质和应力状态，从而使泥岩产生位移和变形，挤压造成套管损坏。当注水井在接近或超过底层破裂压力注水时，大量高压水便窜入泥岩隔层、地层界面引起物质、地层因素变化，对套管产生破坏力。不平稳注水使地层经常性张合，导致套管周围的水泥环松动、破裂，注入水得以沿破裂的水泥环窜至泥岩层，使注入水与损坏段外泥岩充分接触。 （2）由于地下岩层非均匀地应力存在，当注入水进入泥岩层，破坏了其原始的含水状态，使泥岩层出现侵水软化，产生了蠕变变形，从而在套管周围形成了随时间变化而增大的类似椭圆型的径向分布非均匀外载，要忽略水泥环的作用时，这种载荷在最大地应力方向将超过该深处的最大主地应力值，而在最小地应力方向低于该深处的最小主地应力值。 套管周围蠕变外载的分布形式用椭圆形表示，一般情况下，套管周围椭圆形蠕变外载的分布规律可表示为： ，（1） 套管外载的最终值与地应力成正比，比值以K1、K2表示： ；，（2） 式中：—套管所受的径向蠕变外载力，MPa；—与最大水平地应力方向的
套管偏磨原因、措施与井口校正
套管偏磨原因、措施与井口校正 一、套管、防磨套偏磨的原因 1、 井斜大，全角变化率大，井眼狗腿严重，钻柱在“支点”处产生过大侧向力（左图） 2、 铁矿粉颗粒分选差，硬度大，在 钻柱与套管之间充当磨料，对套管产生微切削作用。 3、 钻杆接头敷焊碳化钨耐磨带加 速了对套管的磨损。 4、转速钻进也加剧了对套管的磨损，尤其是958″套管与5″钻杆接头间隙小，造成的磨损最为严重。 5、 部分井由于井口不正，造成套管 磨损、破裂，尤其是井口附近套管磨损、破裂。 6、钻井周期长（如深井，超深井，事故、复杂井）也是造成套管磨损、破裂的重要 原因之一。 7、 大斜度井、大位移井、水平井，因钻杆作用在套管上的侧向力增大，加速了套管的 磨损。 主要原因： 1、井身质量控制不好带来的磨损、破裂是最为严重的。 2、井口不正，造成井口附近套管磨损、破裂较为多见。 3、钻井周期长是造成套管磨损、破裂的另一重要原因。 二、套管防磨措施 套管防磨的关键是井口居中。各次开钻前需认真校对井口，确保天车、转盘、井口中心三点一线，偏差小于10mm 。 (1).根据电测井斜、方位数据，狗腿严重度大井段钻具必须使用钻杆胶皮护箍，减轻对套管的磨损。 (2).如钻井液密度、机泵条件、井下情况允许，尽量采用动力钻具钻进，最大限度减小钻具与套管相对运动产生的机械磨损。 (3).优选高效能PDC 钻头，提高单只钻头入井工作时间，减少起下钻次数； (4).对于高密度钻井液，尽可能采用减磨加重剂，减少磨粒磨损。 (5).钻进中注意观察返出岩屑中有无铁屑、钻杆有无偏磨，如有，则需及时调整钻井参数，主要是适当降低转盘转速。 (6).必须使用加长防磨套并定期检查，确保井口套管完好。 套管磨损实例
油田开发过程中油水井套管损坏问题探讨
油田开发过程中油水井套管损坏问题探讨 发表时间：2018-09-12T15:55:39.603Z 来源：《基层建设》2018年第23期作者：徐智勇[导读] 摘要：现阶段，油田生产作业频繁，生产周期逐渐变长，以及注水、底层下沉引起的应力变化，造成油田开发过程中油水井套管损坏现象逐渐增多，严重影响着油田的产量和开采效率，而且为井下施工带去一定的风险与难度。 长庆油田分公司坪北石油合作开发项目经理部陕西延安 716000 摘要：现阶段，油田生产作业频繁，生产周期逐渐变长，以及注水、底层下沉引起的应力变化，造成油田开发过程中油水井套管损坏现象逐渐增多，严重影响着油田的产量和开采效率，而且为井下施工带去一定的风险与难度。基于此，本文首先分析套管损坏机理，继而提出有效的预防、检测及修复技术措施。 关键词：油田开发；油水井；套管损坏 引言 在油田生产中，如果发生套管损坏，会造成注采井网布局不合理，影响开发效果与进度，如果重新打更新井会大大增加成本，同时拖延开发进度，因此，套管损坏的预防与修复成为油田开发中亟待解决的问题。 一、套管损坏的类型 首先油田开发中多种因素的干扰，套管损坏的类型较多，常见的有套管的破裂、变形、穿孔、错断等，对套管的运行造成很大的影响，严重的会导致流体泄漏，影响油田生产。如果注水井的套管发生故障，会导致注入水的窜槽，影响注水效果。油井的套管损坏，导致压力的泄漏，影响到井下抽油泵的正常运行，致使油井产量大大降低。 套管变形有缩颈变形和弯曲变形两种，有一些还有套管漏失的现象，包括套管断裂、套管错断，一旦出现套管损坏，必须进行修复技术措施。对井下套管进行修复，可以解决套损故障，保障油水井的正常生产，满足油田开发过程中的技术要求。 二、套管损坏机理 1、地层力对套管的破坏 第一，套管受盐层塑性流动产生的外挤压力而出现损坏和变形，盐膏和盐层发育井段，在波动的外界压力、高压和高温下出现塑性流动，产生较大的外挤压力，大大的超过上覆地层压力而挤毁套管，尽管在有水泥封固的组合套管中，外壁受到的压力会明显减小，但非均匀载荷也会通过固体介质传递到外壁，造成破坏。 第二，在盐层的溶解作用下，扩大了井眼或是造成坍塌而产生外挤压力和冲击力挤毁套管，通常情况下会有结盐出现在损坏处，压裂放压可释放出盐水，严重情况下结盐会卡死油管和套管，不能进行大修。 第三，断层区间非均质力对套管造成的损坏，区间压力会因为断层的存在而表现的不平衡，同时出现水串，加重了套管受力的非均质性，损坏套管。 第四，断层滑移和泥岩蠕动形成的剪切力破坏套管，泥岩层段因高压注水的侵入而出现膨胀蠕动挤压套管，侵入到断层后润滑侧面而出现侧移，形成的剪切力会破坏套管。 第五，在高寒地区永冻层的解冻和再结冻对套管形成损坏，永冻层随着钻进或是热流作用而出现解冻，上覆地层的下沉就会造成套管变形，完井后的油井在间断生产或未生产的情况下又会重新结冻，加大的体积也会损坏套管。 2、施加外力造成的套管损坏 施加外力对套管的损坏主要包括摩擦力、流体动静力、注水诱发力对套管造成的破坏。套管下入过程中与岩层之间的相对摩擦，生产过程中流动的岩屑和泥浆与表面产生的摩擦，下钻杆中产生的碰撞和摩擦，这些情况下产生强大摩擦力的同时还会严重破坏套管。在钻井和固井过程中流体会对套管内外壁形成冲击，如果其强度小于套管设计强度则不会造成破坏，但在注水、光油管压裂或环空压裂等高压措施下就会形成强大的轴向力而破坏套管。注水开发过程中通常需要施加高压，在超过注水层上覆岩压的情况下就会形成浮托和滑移形成剪切、弯曲和拉伸，损坏套管。 三、油田开发过程中油水井套管损坏的预防及修复 1、套损预防技术 油田开发过程中，要想杜绝套损现象、保持井筒完整，确保油田开发顺利，保障油田产能，就应该以预防为主的原则，控制套损现象的发生，采取有效的预防措施，防止发生套损故障。 控制合理的注水压力，严格配注要求，实现水驱的开发效率。针对高渗透层控制注水，低渗透层加强注水，并对套管的承压能力进行测试，防止超高压运行状态下，引起套管的变形。长期高压注水，导致套管超负荷运行，套管受到地应力和地层压力的作用，极易发生套损的现象。合理控制油井的生产压差，提高油井的开采效率，降低套损的发生率，减少井下修井作业的工程量，从而降低油田生产的成木，才能达到提高油田生产效率的目的。 2、套损检测技术 检测技术的使用，可以准确判断出套损的位置以及套损的类型，帮助工作人员制定合理的修复技术，提高套损修复的工作效率。现阶段，我国已经形成的套损检测技术主要有井温仪测量井温曲线的技术措施，验证套管泄漏的情况。多臂井径仪井径测量技术，可以测量井径的变化，判断套管的缩颈变形。超声波成像技术措施的应用，能够分析井下套管的影像资料，更加精准地判断套损的类型。井下电视检测技术的应用，将井下套管的运行情况进行现场直播，实现了可视化管理的目标。通过各种检测技术的使用，能够准确判断井下套损的类型，采取相应的对策，实施修井作业，及时恢复套管的正常运行状态。 3、套管修复技术 套管修复技术主要包括套管整形工艺、套管修补技术、套管加固技术、倒套换套技术以及套管内侧钻工艺。 根据缩径变形的复杂程度不同，套管整形工艺可分为机械整形和爆炸整形，机械整形修复工艺主要应用于轻微缩径变形，而在形变超过内径12%的严重变形情况下就可采取爆炸整形工艺。机械整形工艺中的主要设备有辊子整形器、梨形整形器和铣锥等，受制于配套设备和钻具重量，通常是对轻微缩径变形、套管毛刺等情况进行处理。爆炸整形是通过爆炸的瞬时能量来应对挤压应力和变形应力进行扩张膨胀，重新分布局部地应力完成修套。爆炸整形通常应用在变形后井径超过70 mm的套管。
柳南区块套管损坏机理研究及综合治理技术
柳南区块套管损坏机理研究及综合治理技术 焦金生,焦光辉,薛 涛,朱磊磊 (冀东油田公司陆上油田作业区,河北唐海 063200) 摘 要:针对柳南区块开发中后期套管损坏较多,严重影响油田正常开发生产的情况,对该区块套管损坏的因素进行了分析,总结了套管损坏的规律,并对套管损坏修复和综合治理技术进行了研究和应用,使油井井况好转,区块开发效果明显改善。 关键词:套管损坏;机理研究;综合治理 中图分类号:T E358+ .4 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0093—02 柳南区块构造复杂,断层较为发育,非均质性严重,特别是近几年加快了开发速度,油水井措施作业频繁,随着油藏采出程度的增加,油层动用程度提高,又造成地层出砂严重,部分油层经历多次射孔、挤封,极易造成套管破损变形。同时随着开采方式的增加和改进,如负压采油、分采等,套损形势更加复杂,修井难度越来越大。统计分析柳南区块共发生套管损坏井26口,占总井数28.6%,套管损坏严重影响了油田正常的生产。轻者可使生产管柱不能正常下入,重者可造成油井套管外井喷,致使油井报废。套管损坏使部分增产措施不能实施,尤其是部分主力油层段,严重影响区块的开发水平提高,造成局部剩余油暂时无法动用或相当长时间内无法动用,增加了油田稳产难度。因此,加强油井套管损坏机理及治理技术研究,已成为目前油田面临的重要课题。1 套损因素及机理分析1.1 地质因素分析 柳南区块断层的形成和发育主要受高柳断裂和柏各庄边界断裂的影响,断层十分发育,以拉张性正断层占优势,有部分张扭性断层,浅层及上部断裂相对发育,断层交割关系比较复杂。断层或地层局部失稳,使地应力在井壁上集中作用,超过套管的承载能力时,导致套管损坏,损坏形式主要表现为剪切、挤扁和缩径。柳南区块主要沉积相类型为曲流河点坝微相,砂体厚度大,非均质性较为严重,多个单砂体相互叠置,上下层之间主要为泥质砂岩所隔,由于泥质砂岩见水后发生蠕变将地应力作用于套管,导致 一些特定地层的套管极易被挤压损坏。1.2 地层出砂因素分析 柳南浅层油藏明、馆两套储层成岩性较差,胶结物含量较低,胶结疏松易破碎,随着柳南区块进入高含水期而采用大排量提液后,增加了套损井的数量。因为加大采液强度后,会引起地层压力的迅速降低,开采过程中井底油层产生较大激动,高含水对地层岩石的胶结物也有破坏作用,引起油层出砂严重。从近几年柳南作业中发现80%以上油井发现出砂,砂柱高度从11.9米到410米不等。随着出砂量的增多,井筒周围地层砂产出形成空洞,空洞上方的岩石和疏松砂层由于缺乏支撑而塌落,岩体进入新的平衡状态,油井可能继续出砂,如果地层砂没有及时补充过来,套管周围砂岩形成空洞,套管在砂层段外部约束减弱,为套管纵向弯曲创造了条件,由于砂岩油层塌陷和上部地层的沉降,在井筒周围发生复杂的岩层位移,使套管柱受到井壁压、塌、挤造成弯曲变形,甚至错断破裂。 1.3 井下作业因素分析 柳南区块曾经作为油田主力区块,封层补孔、卡水、防砂、提液等措施频繁,导致套管变形损坏。井下卡水堵水施工,用封隔器或挤封进行封隔,封隔器坐封力和挤封里都会使套管内挤压力增大,易损坏套管;砂卡或井内落物,需要冲砂或打捞作业,频繁作业对套管造成损坏;射孔造成套管挤破或开裂,如果套管韧性较差时,会加剧套管的损坏。柳南区块套管损坏点主要分布在Ng 、Nm 组主力小层的射孔井 93 2012年第16期 内蒙古石油化工 收稿日期5作者简介焦金生(—),男,河南巩义人,助理工程师,6年毕业于西南石油大学石油工程专业,获学士学位,现 在中国石油冀东油田陆上油田作业区采油一区担任地质师。 :2012-0-21 :1982200
油田套管损坏原因及防治措施研究 吴存银
油田套管损坏原因及防治措施研究吴存银 摘要：国内外许多油田随着开发时间的不断延长，开发方案的不断调整和实施，特别是注水开发的油藏，由于不同的地质、工程和管理条件，油、气、水井套管 技术状况将逐渐变差，甚至损坏，使油井不能正常生产，以致影响油田稳产。不 仅造成巨大的经济损失，而且已经严重影响了油田的开发调整与最终的开发效果。本文对油田套管损坏原因进行了简单介绍并提出一些防治措施。 关键词：油田；套管损坏；原因及措施； 1套管损坏原因分析 1.1地层原因 由于套管是一个变形段，而不是一个点（最大变形范围可达15米）。在整个变形区间内，套管最终会在一个应力最大薄弱面（主变形面）上破坏。岩石力学 与地应力分析表明，应力薄弱面通常为断层面、层理面、砂泥岩界面、砂岩间泥 质夹层面等。由于研究区缺乏多臂井径成像资料，很难准确判断变形范围，而铅 模位置一般只是变形的顶部位置，对于实际的变形情况很难准确提供，故确定的 离砂泥岩界面1.5米内，很可能其套损主变形面在砂泥岩界面。砂岩层中存在泥 岩夹层（应力薄弱面），决定了沉积体的砂泥岩互层性质，正是这种岩石薄弱面 的存在，为套损创造了静态地质条件。 1.2高压注水引起的套管损坏 高压注水引起套管损坏，统计结果可以说明高压注水后，如果注水压力超过 地层的破裂压力，注入水会上窜至泥岩层，造成两个结果①套管变形如果浸入的水没有大面积扩散，只在套管周围相对小的范围内浸水，可能使地层滑动，但泥 岩的蠕变会使套管变形。这与上面提到的油井套管损坏机理相同。②套管错断，大量水浸入上部或下部泥岩层后，岩石的内聚强度和内摩擦角急剧降低。因此， 在泥岩层和砂岩层面处形成了弱结构面，当注水压力大到一定程度时，在外力重 力或注采不平衡作用力下，地层发生相对滑动，从而使套管发生错断。 1.3套管腐蚀和储层出砂对套管造成的损坏 套管的腐蚀主要包括化学腐蚀和电化学腐蚀，由于地层中的矿物质、二氧化 碳以及原油中腐蚀性物质会对套管造成腐蚀。如果地层水中矿物质含量高，会对 套管造成严重的腐蚀。长时间的套管腐蚀会影响套管的强度，腐蚀严重时会出现 套管的穿孔甚至断裂。同时如果油层的出砂很多，也会造成套管的损坏。在出砂 井中，随着原油的开采，会伴随大量的砂子从地层中排除，长时间砂子的排除， 会在地层和套管之间形成空洞，空洞的出现使得套管失去了支撑，油层处套管受 力发生了较大的变化，容易造成套管的失稳，从而导致套管的损坏。而且大量的 砂子在套管内流动时，摩擦冲蚀套管，由于砂子形状的不规则，对套管造成严重 的损坏。因此在出砂井要控制和防止油层的出砂现象。 1.4套管受断层影响，发生破漏、变形 原因主要有两点：一是由于污水回注，使得断层上盘的压力增加，而下盘在 生产过程中不能保持注采平衡，使上下盘之间产生压差；由于地层具有一定的倾角，地层在重力及岩石结构遭受破坏的共同作用下，在沿地层倾角下滑的趋势， 当地层倾角大于岩石内摩擦角时，倾斜地层沿着地层倾斜面下滑，给阻挡地层下 滑的套管施加剪切力，损坏套管。二是在断层附近发育大段泥岩段，泥岩蠕变、 遇水膨胀，在井眼周围产生非均匀应力分布，使套管发生形变。同时，因为地层 水腐蚀套管，进入泥岩段产生膨胀，使得套管变形。所以，部分井同时在同一井
套管修复作业指导书
套管修复作业指导书 一、套管变形修复 （一）施工步骤 1、利用井下工具查明套管变形程度、深度、通过能力。 2、选用适宜的涨管器下井。 3、涨管器下入变形遇阻位置后，在变形部位上下活动顿击数次，畅通后起出。 4、根据修复内径及设计要求，再选用大一级涨管器涨管，直至达到质量标准。 （二）技术要求 1、对单一变形点且变形不严重的套管选择相应尺寸的涨管器，按先小后大的顺序选择使用。 2、对长段或几处变形点且变形严重的套管，选用辊工整型器严格规程修理。 3、变形处修复后，下工具证实套管修复后的通
过能力（和未修复处基本一致）。 （三）质量、安全、环保 1、套管修复后，用相应的通井规通井畅通至井底。 2、不得对套管造成新的损伤。 3、顿击时平稳操作，防止因卸扣造成井下落物或卡钻事故。 4、顿击多次仍未通过变形点，要分析原因采取相应措施，不可盲干。 （四）应取资料 涨管方法、使用钻具、工具的名称、规范、修复的深度、修复后通井结果。 二、套管断错修复 （一）施工步骤及工艺技术要求 1、利用井下工具和工程测井方法，查明套管断错位置形状、破损程度、通过能力、类型，制定可行性修复方案。
2、对断错不严重者先用套管整形器、铣锥等工具处理好错断口。 3、对脱扣错位套管采用涨管器扶正，套管对扣方法对扣。 4、对断裂错位套管采用涨管器扶正对接后，在断口处挤注水泥。 5、对错断较严重者先下木质扶正器将上下套管扶正并连接起来，然后用水泥封固。 6、凝固后钻掉水泥塞、扶正器。 （二）质量、安全、环保 1、套管修复后，必须通井试压合格，达到设计要求。 2、不得对套管造成新的损伤。 3、平稳操作，防止井下落物或卡钻事故。 4、工完料尽、利于环保。 （三）应取资料 修复的方法、使用钻具、工具的名称、规范、修复
循环流化床锅炉的防磨措施
循环流化床锅炉得防磨措施?1引言 循环流化床(CFB)锅炉就是近几年在我国发展起来得一种新型燃烧设备,而循环流化床燃烧技术得发展以其高效率低污染得高性能更就是突飞猛进。在环保要求日趋严格得今天,ＣFＢ锅炉已成为当前最有前途得燃烧设备，但就是CFB与其它锅炉相比,磨损比较严重，本文对此问题进行讨论。?2磨损机理及防磨措施?磨损在工程上常被理解为由于机械原因产生得颗粒剥离脱落引起得材料表面所不希望得逐渐变化，如减薄,开裂。锅炉常见得磨损即高速得灰粒子从不同得角度冲刷碰撞炉墙或受热面而引起得种种变化。有资料介绍,磨损量与烟速得3、22次方成正比,并随灰粒子得浓度增大而增大。单从理论上讲，降低磨损应从降低烟气流速,减小灰粒子浓度与减小粒子得颗粒直径入手。?下面从炉墙与受热面两个方面入手来介绍锅 炉常见得磨损部位及处理办法。?2、1 炉墙 2.1.1 床体燃烧室部分因颗粒直径大,物料浓度高对炉壁造成得磨损最严重。若风室与床体为非水冷壁结构,因炉墙太厚造成得热应力与物料得磨损常常导致墙体内表面产生脱落与出现裂纹。通过把拐角处用圆角代替方角得方法很好地解决了这个问题,如图１所示。为保证床体得温度,床体得上部常保持一定高度得卫燃带,在炉墙与水冷壁得结合处磨损较严重,如图2(a）所示。原因就是该处得截面形状发生了变化,导致烟气在此形成涡流区，加速了管子得磨损。我们顺势利导,把水冷壁下部得炉墙做成与膜式壁一样得截面，使炉壁在竖直方向上没有截面变化。如图2(b）所示,磨损大大减轻了。? ?图1? 图2
２、1、2 旋风分离器出口得顶部由于烟气速度高且对炉顶就是正面冲击，故此炉墙得脱落异常严重。在烟气速度、颗粒得直径与硬度都不可变得情况下,只能考虑更耐磨得炉墙材料来解决。如硅线石或棕刚玉等。 ２、２受热元件 针对锅炉受热面得磨损,我们从结构与工艺上进行一些探讨。?2、2、1 结构方面：采用一些常规得防磨结构:如在管子表面加装防磨套管或在易磨损部位加大壁厚;用Ω管或方形管等。都在循环流化床中得到了大量得应用,并收到了良好得效果,而一些特别得部位却需要特别地对待。 (A）炉膛中得屏式受热面?当屏如图3所示布置时,经观察发现弯头部位磨损相当严重,因屏式受热面横向间距很大,用常规保护结构就是不可能得,后来采用了图4形式，在弯头处加装了耐磨合金板做成得保护罩，效果不错。芬兰ALSTROM公司生产得410 t/h得ＣＦB锅炉得屏结构如图5所示，炉膛内不出现弯头,每一片过热器屏都有独立得两个集箱。这种结构单从防磨观点上瞧不失为一种好办法,显然它得缺点就 是使系统变得复杂,成本提高。 ?图４ ?图3? ? 图5 (Ｂ）尾部受热面?图3所示,转向室内设置导向板，避免了因离心作用导致得局部灰浓度过高而造成得对吊管与尾部受热面得磨损。横置式过热器与经济器得弯头得保护有多种方式,图6得缝板结构与孔板结