套管的失效和处理
套管的失效和处理
内 容 摘 要
《套管的失效和处理》， 主要分析油水在长期采注输过程中，套管因化学腐蚀、作业过程中的机械伤害、井下工具的坐封解封、地层的应力等原因，导致套管强度下降、不密封，套管发生不同情况的失效形式。通过对目前套管失效情况的调查分析，对套管损坏井进行分类，归纳分析了造成套管损坏的主要原因，并结合成功修复套管损坏井的事例，深入探讨了套管损坏特点的修复工艺技术，这些修复工艺技术经过现场多口井的应用，成功地解决了现场生产难题，同时缩短了修井时间，降低了生产成本。
关键词： 油水井作业 套管 套管损坏 套管修复技术
套管处理
第1章 前言
世界各国油田开发进程表明，随着油水井生产的时间延长，开发方案的不断调整和实施，由于地层地应力的变化、油水井作业及其他施工的影响，油、气、水井套管技术状况越来越差，使油井不能正常生产，甚至使井报废，以致影响油田稳产。如美国威明顿油田，从1926年到1986年开发60年间，由于大量采出地下液体，引起该地区较大的构造运动，油田中心地区地面下沉达9m，水平位移最多达3m，造成油水井成片错断，损失严重；罗马尼亚的坦勒斯油田开发22年后，已有20%的油井套管损坏；俄罗斯的班长达勒威油田有30%的油水井因套管损坏而停产。国内港西油田油水井套损比例高达40%以上；长庆樊家油田投入开发仅13年，油水井套损比例达34%，吉林扶余油田套管变形井至1988年多达1347口，占总井数的39.4%；大庆油田套损井数逐年增加，1997年套管损坏井576口，2001年套损井超过700口，整个油田套损井累计已超过8000口。胜利油田在四十余年的开发过程中，由于长期的注水开发，使本来就复杂的地质条件变得更加复杂，油水井套管的状况越来越差，套损井也逐年增加。胜利油田大量套损井，主要集中在孤岛、孤东、胜坨、埕东、渤南和滨南等几个大型整装含油气构造上。另外，疏松砂岩油藏和几个稠油热采工艺区域矛盾尤为突出。据查，胜利油田截止1991年底套损井已占油、水井总数的十分之一，16400多口井中就有1659口套损井（其中包括正式批准工程报废井266口）。截止到今年的4月，胜利油田有限公司（不包括海洋、清河）有油水井27375口，其中有套损井5427口（其中油井3318口，水井2109口），占总井数的19.8％。报废井4838口，其中因套损原因报废的1502口，占31.1％；停产井7212口，因套损原因停产井2089口，占29％；生产井15325口，其中套损井1836口，占12％。如此数量的套损井的出现，必然影响到井网的完善和布网的困难，油田不得不投入大量资金打更新井和替补井，也相应地增加了作业工作量，更重要的是影响了油田的开发效果和经济效益。并且，胜利油田每年新增加套损井400口（已连续三年超过430口），修复任务相当繁重，是一项长期的修复工程。因此研究油田套管损坏失效的防治技术对油田预防和修复套损井、减少套损井、完善注采关系及油田可持续开发具有重要意义。
第2章 套管现状调查
2.1套管现状调查
随着勘探开发的不断深入，套管损坏井越来越多，越来越严重，严重地影响了油田正常生产，造成了巨大的经济损失。截止到2006年6月，XX油区油水井中套管损坏井184口（其中试采一厂150口、试采二厂29口、安徽采油厂5口），占江苏油区油水井总井数的10.3%。其中钻井、作业等人为造成损坏的25口井。经分类统计，套管损坏类型主要有破漏、变形、外漏和作业时碰损四种，其中套管破漏井最多(87口)，占套损井总数的47.28%。江苏油田套管损坏井分布面广，涉及油区达25个，个别油区相对严重，损坏类型较为典型。如真武、富民及杨家坝油区共有套损井75口，占总套损井数的41.9%，其套损井数分别占各油区总井数的23.9%、42.0%、13.0%。经归纳分析，造成本油田套管损坏的主要原因有套管质量差、地层水腐蚀、固井质量差、高压注水的影响、油水井周围岩性的影响及施工作业的影响。
2.2套管失效的类型
套管因损坏而失效，出现套管破裂、套管错断、套管腐蚀、套管弯曲变形和套管缩径等现象。江苏油田套管损坏井失效形式多种多样，经分类统计，按其损坏失效的特征和原因可以分为套管破漏、套管变形、套管外漏和作业时碰损四种类型。
（1）套管破漏。这样类型最多，占套损井总数的47.28%，主要表现为套管在轴向上有裂缝或破孔。有的油井微裂缝很难发觉，当套管内带高压作业时，原微裂缝被撑大，变成张开的裂缝，此时油管漏；当套管内压力降低时，裂缝又闭合变成裂纹，不影响油井正常生产。
（2）套管变形。主要表现为套管在轴向上有一处或多处挤扁、缩径或弯曲变形，其中挤扁变形较多，当下大工具遇阻时通过打铅印可以得到验证。
（3）套管外漏。主要表现为油水井套管外面有油气水渗漏。套管外漏多发生在夹层薄而且比较疏松的地层或在井的浅层，因为浅层井段地层松散，套管外水层没有封固住或套管外水泥返高没达到此处，正常生产时地面有油气水渗出。
（4）作业时碰损。这种损坏分钻井作业、下套管作业和修3 井作业时碰损套管三种。损坏的程度轻重不一，有变形、破裂、错断、外漏和综合几种损坏，有的甚至造成油水井报废或套管内侧钻新井。
第3章 套管失效的机理分析
结合江苏油田套管因损坏而失效的井四种类型，归纳分析了造成该油田套管损坏的主要原因有以下六种：
3.1套管质量差
江苏油田前几年存在着套管检验设备缺乏、手段落后、检验项目少、抽检率低，造成下井套管本身质量差，强度低，承受不了长期生产过程中所承受的复杂多变的外力作用，导致套管损坏。如周32-2井投产后含水上升很快，挤水泥封堵后套管试压仍稳不住，测井温发现1230m-1275m井段套管存在破损，超声波成像解释井深1263m附近套管有小块断裂。
3.2地层水腐蚀
地层水含有一定氧气，在地层温度条件下会发生强烈的腐蚀反应：
2e+O +H O→(OH) 22Fe→Fe +++2e ++
Fe +3(OH) →Fe(OH)3↓
Fe(OH)3可以生成黄色的FeO铁锈。杨家坝油田目前综合含水23 接近70%，高含量的地层水一方面加速了套管腐蚀，尤其是当套管在受到磨蚀和刮伤后，腐蚀速度更快，另一方面在套管内壁极易形成坚硬的水垢，因此，杨家坝油区套管腐蚀非常严重。根据室内测试数据，N80套管在富民、真武油区地层水中70℃时平均腐蚀速率分别达0.7749mm/d和0.5446mm/d。目前富民、真武油区部分套损井的超声波成像测试结果显示,发生破漏损坏的套管大多内壁腐蚀严重。如富114井投产50天后超声波测试就发现2051.5m-2052.8m、2053.9m-2055.7m及2058.
0m-2059.2m井段套管严重腐蚀。
3.3固井质量差
江苏油田主要是钻眼不规则、井斜、固井水泥与岩壁胶结固化不好；套管外水泥返高不够，卸下顶联接后，套管下沉而变形；封固段质量差，引起注入水窜入泥岩层，使得泥岩膨胀挤压套管；固井泥浆候凝时放热不均匀产生不均衡轴向应力等原因造成固井质量差，导致套管外面侧向压力不均匀，结果使套管变形，加速套管损坏。
3.4高压注水的影响
江苏油田为小断块低渗透油田，一般采用高压注水开发，虽然提高了采收率，但也使地层应力发生较大变化，使油水井套管的工况恶化，造成套管发生变形或错断损坏。当进行高压注水时，注水层形成高压层，而临近油层相对地变为低压层，由于压力扩散作用，高压层挤压低压层，低压层5 产生横向流动，压力传给套管就成了破坏套管的作用力。据资料统计，江苏油田套损井中与高压注水直接相关的井占套损井总数的10.7%。
3.5周围岩性的影响
江苏油田的油层夹层既有砂岩也有泥岩，随着油田注水开发的深入，注水压力越来越高，注入水极易被挤入油层顶部或底部的泥岩中，造成粘土成分膨胀，泥岩吸水软化，成岩胶结力逐渐消失，泥岩的力学性质和应力状态发生了改变，当泥岩产生移动或变形时，在套管周围形成了新的周向应力，使套管承受的侧向压力不均匀，造成套管发生破坏变形。根据杨家坝油田套损井统计，套损部位基本都是在泥岩层段，这也是杨家坝油田套损的重要原因。
3.6施工作业的影响
（1）钻井作业：江苏油田为典型的复杂小断块油田，地面河网密布、交叉纵横，井距小，井位密，多目标井多，钻井施工难度大。如在施工过程中防碰绕障和井身轨迹中靶预测不慎，钻碰邻井，造成邻井套管损坏。
（2）下套管作业：江苏油田前几年下套管上扣作业基本都是使用钻杆钳而未使用液压套管钳进行上扣，由于钻杆钳钳牙过于尖锐，一方面，极易在套管表面形成一定深度的压痕或咬伤套管，套管下入井内后就易形成腐蚀穿孔；另一方面，大钳牙痕在套管表面形成牙痕缺口，产生缺口效应和强烈的应力集中，在套管柱自重及弯曲应力作用下，牙痕尖6 端产生三向拉应力场，如果材质本身韧性差、脆性大，则极易产生纵向裂缝。另外，由于有些井队不及时更换磨损严重的钳牙，造成钳牙严重磨损套管。此外丝扣未上紧或错扣套管入井也是造成入井套管发生破漏损坏的原因之一。
（3）修井作业：频繁的井下作业，特别是进行一些强化性的技术改造施工，不断使套管涨缩，反复地加压与卸载，如压裂、酸化、射孔、胀管、磨铣等，都不同程度的加速了套管的损坏。据资料统计，江苏油田因修井、酸化、压裂和作业过程中频繁起下管柱等作业中的不规范操作造成套管损坏的井占套损井总数的4.1%。
第4章 套管失效处理的常用措施
套管损坏的形式多种多样，因而套管修复的工艺技术也不尽相同，要根据具体情况具体分析，有时一种修复技术即可，有时要综合几种修复技术。针对江苏油田套管修复工艺技术的研究，具体方法有以下几种：
4.1通胀扩径
对套管轻微缩径变形的套损井利用套管整形工具（如梨形胀管器、三锥辊整形器、偏心辊子整形器和旋转震击式整形器等）连接钻杆下至变形部位，通过顿压下放的方法使之冲胀套管变形位置，并使套管逐渐恢复至原来尺寸。注意在选择胀管器时应该由小到大，先小后大的顺序逐级加大外径，不可一次加大过多，头一次通过后，下一次下井的工具外径尺寸只能加大1.5mm-2mm，否则容易损坏套管，甚至造成卡死胀管器的井下卡钻事故。
4.2磨铣扩径
对套管缩径比较严重或有一些错断以及套管破裂卷边使用胀管器无法胀管通过的情况下，利用合适的磨铣工具（磨鞋、铣锥等）连接钻杆下至变形部位，启动转盘慢慢下放，使磨铣工具修铣变形位置，从而达到扩径目的。这种扩径方式经常需要其他修复方法配合，如磨铣后挤水泥封堵或套管内补贴封堵等。
4.3爆炸整形
对套管缩径不很严重的套损井可将炸药下入到套管缩径部位，点火后高压气体的高压膨胀和冲击使缩径部位得到扩张。在下炸药入井前，必须进行工程测井或下通井规检查套管最小通径，确信炸药可以安全顺利下至预计深度，以防止造成井下落物事故。这种办法的优点是施工工艺简单，速度快，成本低；缺点是不十分可靠，有时会使事故复杂化。
4.4挤水泥封堵
对于套管腐蚀穿孔破漏和通径无变化的破裂套损井以及无工业价值的射孔井段封堵，可采用对破漏、破裂部位和射孔井段挤注水泥浆，在套管外形成一个新的水泥环进行封固。这种修复方法优点是施工简便，成本较低；缺点是不适8
特殊性能热电偶套管的技术对策
ｌ１科技探索与应用
特殊性能热电偶套管的技术对策
陈孑ｊ、艺．刘 恒
（茂名重力石化机械制造有限公司，广东茂名市５２５０２４）
摘要：热电偶套管在各种高温、腐蚀工况环境中很容易损坏，但个案各不相同，本文有针对性地综合了设计制造方案，以解决不同的热
电偶套管问题。 关键词：热电偶套管；腐蚀；设计；制造
Ｔｒｅａｔｍｅｎｔｓ ｔｏ Ｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ Ｔｈｅｒｍｏｗｅｌｌ Ｐｉｐｅ ｉｎ Ｓｐｅｃｉａｌ Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ
ＣＨＥＮ Ｓｕｎｙｉ，Ｌｉｕ Ｈｅｎｇ
（Ｓｉｎｏ Ｍａｏｍｉｎｇ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｍｅｃｈｉｎｅｒｙ Ｐｌａｎｔ，Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ Ｍａｏｍｉｎｇ ５２５０２４ Ｐ．Ｒ．Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｒｍｏｗｅｌｌ ｐｉｐｅ ｉｓ ｅａｓｙ ａｎｄ ｆｒｅｑｕｅｎｔｌｙ ｄａｍａｇｅｄ ｂｅｃａｕｓｅ ｔｈｅ ｓｅｒｖｉｃｅ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ ｏｆ ｈｅｉｇｈｔ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｎｄ ｂａｄ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ．Ｅａｃｈ ｄａｍ— ａｇｅｄ ｃａｓｅ ｉｓ ｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ ｅａｃｈ ｏｔｈｅｒ ａｎｄ ｍａｙ ｂｅ ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ａｃｃｏｒｄｉｎｇ ｔｏ ｓｐｅｃｉａｌ ｄｅｓｉｇｎ ａｎｄ ｆａｂｒｉｃａｔｉｏｎ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｔｈｅｍｍｗｅｌｌ ｐｉｐｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ；ｄｅｓｉｇｎ：ｍａｎｕｆａｃｔｕｒｅ
１引言
热电偶是常用的一种接触式测温仪表，由两种不同导体材
料接合成回路，当两接合点温度不同时就会在回路内产生热电
势，可广泛应用于发电、炼油、化工、水泥、玻璃、镀锌等行业。
热电偶套管是保证热电偶在高温下正常工作的关键部件，
其质量直接影响热电偶的使用寿命，因此，热电偶套管不但要
求良好的导热性能，而且还要求优良的耐高温、耐热冲击、耐冲
刷和耐腐蚀性能等。
热电偶套管在各种高温、热冲击、冲刷和腐蚀工况环境中
220kV变压器高压侧套管电容超标分析和处理
220kV变压器高压侧套管电容超标分析和处理
摘要：本文主要就220kV变压器高压侧套管电容超标分析和处理进行探讨，以供广大同行参考。
关键词：220KV；变压器；高压套管
1故障现象
某个220KV变压器1号主变在高压预试工作中发现，B相高压侧套管（型号：ETG-252/1250，生产厂家：抚顺传奇套管有限公司）电容量由2015年的257.9pF增长至286.9pF，变化率超出规程规定范围，综合讨论研究，初步判定为套管内部两层绝缘屏被击穿，需对变压器B相高压侧套管进行整体更换。
2分析故障原因
（1）套管表面脏污吸收水分后，使绝缘电阻降低，其后果是容易发生闪络，造成跳闸。同时，闪络也会损坏套管表面。脏污吸收水分后，导电性提高，不仅引起表面闪络，还可能因泄漏电流增加，使绝缘套管发热并造成瓷质损坏，甚至击穿。（2）由于高压套管胶垫密封失效，油纸电容式套管顶部密封不良，可能导致进水使绝缘击穿，下部密封不良使套管渗油，导致油面下降。（3）由于胶垫质量不过关或超周期运行使胶垫老化。
3处理过程
3.1施工环境
（1）进行GIS解体及变压器排油，施工现场空气湿度不大于75%，施工现场有防尘、防潮的措施，保证工作中不起尘。（2）B相高压套管气室气体已回收。（3）1号主变绝缘油已排至主变进人口门下端20cm处。
3.2套管更换前的相关试验
（1）待安装的套管在现场进行交接试验应合格。（2）变压器绝缘油试验应合格。（3）新SF6气体检测应合格。
3.3脚手架搭建、吊点安装、桥架拆除
在主变低压侧左侧搭设施工脚手架，脚手架底部用竹胶板铺平，在B相套管中间法兰处搭建一个平台，在主变B相进人门处搭建一个平台；在管线层B相套管上方安装两个对称的吊点拆除上方桥架，将桥架线缆移向旁边，拆除主变高压侧B相至管线层地板，准备枕木备用。
石油套管抗挤毁解决方案及发展
石油套管抗挤毁解决方案及发展
江勇;吴永莉;焦丽峰
【摘 要】介绍了套管抗挤毁强度预报方法的演变过程和最新进展,对比了各理论的先进性和局限性;按照K-T理论分析了影响套管抗挤毁强度的主要因素,其中制造质量因素主要包括椭圆度和残余应力;介绍了国内外油气井套管抗挤毁的各种方案和产品;对比了各系列产品和方案的优缺点及控制重点.提出了深井异常高压地层采用特厚壁套管,抗挤毁套管采用调质热处理工艺,以及提高抗挤毁设计安全系数等一系列建议.
【期刊名称】《钢管》
【年(卷),期】2016(045)002
【总页数】8页(P59-66)
【关键词】石油套管;抗挤毁;径壁比;椭圆度;残余应力;K-T模型
【作 者】江勇;吴永莉;焦丽峰
【作者单位】中油管道物资装备总公司,河北廊坊065000;中油管道物资装备总公司,河北廊坊065000;中油管道物资装备总公司,河北廊坊065000
【正文语种】中 文
【中图分类】TG113.25;TE931+.2
挤毁破坏是套管常见的破坏形式，套管的抗挤毁性能一直是人们关注的焦点，石油专用管（OCTG）的抗挤毁强度预报和应用也一直是研究的热点。
20世纪30年代，美国石油学会（API）采用试验、修正并拟合的方式，研究了计算套管强度的各种经验公式，包括套管管体的抗挤毁强度；20世纪60年代以通报API Bull 5C3［1］的形式给出公式，以API Bull 5C2［2］的形式给出具体的计算值（包括圆整结果）。在很长时期内，上述经验公式成为石油行业管柱设计，尤其是套管柱设计的经典参考。进入21世纪，科研人员开始研究套管质量和复杂工况条件下的载荷分布对抗挤毁性能的影响。
对于管体的挤毁破坏形式，可根据套管径壁比D/S大小将其分为失稳破坏和强度破坏两大类；API Bull 5C3标准按径壁比将其分为4种破坏形式：屈服挤毁强度PYP、塑性挤毁强度PP、过渡性挤毁强度PT和弹性挤毁强度PE，并给出了相应的计算方法：
高压套管介绍及案例分析
高压套管介绍及案例分析
摘要：高压套管主要用于变压器、电抗器、断路器等电力设备的进出线和高压电路穿越墙体等的对地绝缘。文章主要对高压套管的分类进行分析，并探讨具体的执行方案。
关键词：高压套管；套管缺陷；套管故障；故障案例
一、高压套管的分类
1.1单一介质套管
用纯瓷或树脂绝缘，常制成穿墙套管，用于35千伏及以下电压等级。其绝缘件为管状，中部卡装或胶装法兰以便固定在穿孔墙上。法兰一般为灰铸铁，当工作电流大于1500安时常用非磁性材料以减少发热。单一绝缘套管的绝缘结构分为有空气腔和空气腔短路两类。空气腔套管用于10千伏及以下电压等级，导体与瓷套之间有空气腔作为辅助绝缘，可以减少套管电容，提高套管的电晕电压和滑闪电压。当电压等级较高时（20~30千伏），空气腔内部将发生电晕而使上述作用失效，这时采用空气腔短路结构。这种瓷套管的瓷套内壁涂半导体釉，并用弹簧片与导体接通使空气腔短路，用以消除内部电晕。但法兰附近仍可能发生电晕和滑闪。
1.2复合介质套管
以油或气体作绝缘介质，一般制成变压器套管或断路器套管，常用于35千伏以下的电压等级。复合绝缘套管的导体与瓷套间的内腔充满变压器油，起径向绝缘作用。当电压超过35千伏时，在导体上套以绝缘管或包电缆线，以加强绝缘。复合绝缘套管的导体结构有穿缆式和导杆式两种。穿缆式利用变压器的引出电缆直接穿过套管，安装方便。当工作电流大于600安时，穿缆式结构安装比较困难，一般采用导杆式结构。电容式套管由电容心子、瓷套、金属附件和导体构成。主要用于超高压变压器和断路器。其上部在大气中、下部在油箱中工作。电容式套管的电容心子作为内绝缘，瓷套作为外绝缘，也起到保护电容心子的作用。瓷套表面的电场受内部电容心子的均压作用而分布均匀，从而提高了套管的电气绝缘性能。金属附件有中间连接套筒（法兰）、端盖、均压球等。导体为电缆或硬质钢管。
套管抗挤特性及高抗挤套管——《油套管标准研究、油套管失效分析及典型案例》(4)
技术讲窿５
套管抗挤特性及高抗挤套管
——《油套管标准研究、油套管失效分析及典型案例》（４）
摘要：简要介绍了套管的抗挤特性与生产开发期中损坏的关系及其主要影响因素，指出套管抗挤毁特性除 与钢管本身的屈服强度、残余应力以及直径／壁厚比值、椭圆度、壁厚偏差等几何因素有关外，还与外载荷条件有 关，因此在设计管柱时，若使用高抗挤套管，还应考虑外载条件，尤其是盐岩、普岩地层的不均匀蠕变。不能把
实际管子的挤毁压力比ＡＰＩ Ｂｕｌｌ ５Ｃ２高或者高２５％～３０％，就笼统称其为高抗挤套管。 关键词：套管抗挤特性；临界挤毁压力；高抗挤套管
０前言
挤毁是套管在生产开发期失效或损坏的一种重
要型式．抗挤毁特性是衡量套管承受外压作用不发
生失稳变形的能力。临界挤毁抗力是套管强度设计
的重要依据。
套管柱外压力主要由管外钻井液和水泥浆液柱
压力．地层中的油、气、水压力及上覆地压力和地
层（如盐岩、膏岩、泥岩）蠕动所造成。由于油气井
在不同的条件、不同的时间所处的工况各不相同，
故套管柱承受外压力的情况比较复杂。当注水压力
达到或超过上覆地层压力时，大量的高压水便窜入
泥页岩隔层、地层界面破碎带和断层面，引起岩石
性质及地质力学因素的变化，由此对服役中的套管
产生超常外压力。多采少注会造成纵向的压力不平
衡．油层顶部向下沉陷，使套管产生缩径、弯曲错
切变形。同时因油层孔隙压力下降，管内液面下
降，区块两临端注采压力不一致等而造成横向压力
不平衡．使套管承受的有效挤压载荷加大。在盐岩
层埋藏达到一定深度时，在上覆地层压力作用下，
就会产生“塑性流动”．使套管受到挤压。由于地
层出砂造成套管径向非均匀外挤压力，在地层上覆
压力的联合作用下．套管将发生挤毁和错断。注蒸
汽单井吞吐稠油热采井的套管损坏除与热应力超过
其作业温度下的屈服强度有关外，还与其抗挤特性
的变化密切相关。
１高抗挤套管［１－３］
什么是高抗挤套管，目前没有明确的规定。有
电气设备套管法兰面防水措施失效案例分析
Ｉ亚技术 ２０１３年第４期Ｉ科技创新与应用 电气设备套管法兰面防水措施失效案例分析 李娟 李明 金子惠。 （１、甘肃省电力公司电力交易中心，甘肃兰州７３００５０ ２、甘肃省电力公司电力科学研究院，甘肃兰州７３００５０ ３、甘肃省电力公司定西供电公司，甘肃定西７４３０００） 摘要：本文通过对甘肃电网中３３０ｋＶ桃曲变电站和３３０ｋＶ海石湾变电站先后发生的两起运行中断路器套管断裂事故进行分 析．阐述了电气设备套管法兰面做好防水措施的重要性和必要性，并根据现场工作经验，提出了做好法兰面防水措施的一些合 理化建议。 关键词：套管；断裂；法兰面；防水 引言 套管作为电气设备导电部分的外绝缘，是变压器、电抗器、断路 器等设备的重要组成部分。套管外表通体由瓷件构成，内部填充着 ＳＦ６气体，以此实现导电杆与套管外部环境绝缘的目的。由于套管 外表面瓷套在设计制造时，爬电比距都留有合理的裕度，在雨雪天 气时确保了套管表面具有足够的绝缘强度，与此同时，套管与断路 器或者变压器基座法兰面连接处成为了薄弱环节，一旦表面防水处 理不严密或者防水措施日久失效，水分从法兰面间的缝隙进入套管 内部，冬季严寒时，水分结冰后对套管内壁形成挤压，最终造成套管 运行中断裂事故的发生，对设备安全稳定运行造成很大的影响。近 年来，随着这类事故的发生，电力系统各单位对于套管法兰面如何 做好防水措施日益关注，本文在分析两起现场案例的基础上，提出 了一些自己的合理化建议。 １故障情况概述 １．１ ３３０ｋＶ桃曲变电站３３４２断路器事故 １．１．１故障过程描述：２０１２年１月４日７：０７分３５秒，３３４２断路 器Ｂ相故障，３３０千伏ＩＩ母ＢＰ一２Ｂ、ＷＭＺ一４１Ｂ母差保护动作，３３０ 千伏ＩＩ母３３１２、３３２２、３３３２、３３４２、３３５０断路器跳闸，桃池ＩＩＲＣＳ一 ９３１、ＣＳＣ１０３Ａ保护动作，３３４０断路器跳闸，重合闸动作，重合成功， ７：５３桃池ＩＩ线临时转热备用，将３３４２断路器与系统隔离。 １．１．２ ３３４２断路器基本情况：３３４２断路器型号为ＬＷｌ３—３６３Ｔ／ ２５００—４０，气动弹簧机构，操作压力１．５ＭＰａ，ＳＦ６压力０．５ＭＰａ，生产厂 家西安高压断路器厂（现西安西电断路器电气有限公司），出厂日期 １９９２年１２月，投运日期１９９３年１２月２３日。其中，瓷套生产厂家为 抚顺电瓷厂，出厂日期１９９２年８月，２００８年３月１７ Ｅｔ～２６日对 ３３４２断路器进行大修，主要是更换机构，检修灭弧室。２００９年１０月 ３０ Ｅｔ进行了例行试验，试验合格；２０１１年４月２６日，检测微水合 格。 １．１．３ ３３４２断路器现场检查结果： ａ．夕 观检查情况３３４２断路器Ｂ相母线侧套管（编号９２０１７）从 其下法兰根部断裂后，飞至３３４２２隔离断路器Ｂ相１米处，断路器 母线侧导电杆插入水泥地面，断路器Ｂ相母线侧接线板从根部断 裂。断裂的套管法兰水泥浇装面有进水迹象，１５ｅｒａ左右的沙子颜色 略青，其他发白。现场检查发现，ＣＴ内屏蔽因套管中心导体飞出造 成端头一处灼烧痕迹，对ＣＴ外观进行检查，并对ＣＴ回路进行相关 试验，结果正常。对断路器进行开盖检查，灭弧室内部完好，没有异 常，零表压下仍承受住了全电压重合冲击。 ｂ．部件或材料的实验室分析：１月７日，将３３４２断路器Ｂ相另 一侧瓷套（编号９２０２４）委托西安西电高压电瓷有限责任公司进行相 关试验，试验标准按照套管最初的设计要求。 试验项目与结论： 试验项日 结论 外观质量检查 无明显开裂和破损，此项通过 超声波探测检查 未见缺陷，此项通过 四向弯曲负荷试验（９ ８ＫＮ，１０Ｓ） 未见损坏，此项通过 内向耐受试验（２．ＯＭＰａ，５ｍｉｎ） 未见损坏，此项通过 内压破坏负荷试验（≥２．８ＭＰａ，５ｒａｉｎ） 实测值：２．８ＭＰａ保持ｌＯｓ，炸裂，此项未通过 Ｌ隙性试验 此项通过 ｃ．损失情况：３３４２断路器Ｂ相母线侧瓷套（编号９２０１７）损坏，未 伤及相临设备，未造成对外停电损失。 １．２ ３３０ｋＶ海石湾变电站３３６１断路器事故 １．２．１故障过程描述：２０１２年１月３０日１４时ｌ０分１６秒，３３６１ 断路器Ａ相本体故障，３３０千伏Ｉ母ＷＭＨ一８００、ＷＭＺ一４１Ｂ母差保 护动作，３３１ｌ、３３２１、３３３１、３３４１、３３５１、３３６１断路器 相跳闸，同时 ３９８５海兰Ⅲ线ＣＳＬ一１０１、ＣＳＬ一１０２线路保护动作，３３６０Ａ相断路器 跳闸（故障持续时间５２ｍｓ）。３３６０断路器重合闸装置动作，开关重合 成功。经过２９６０ｍｓ，３３６１断路器Ａ相本体再次发生故障（故障持续 时间６０ｍｓ），３９８５海兰Ⅲ线ＣＳＬ一１０１、ＣＳＬ一１０２线路保护后加速动 作，３３６０断路器 相跳闸，同时３３０千伏Ｉ母ＷＭＨ一８００、ＷＭＺ一４１Ｂ 母差保护再次动作。又经６５１ｍｓ出现第二三次故障（故障持续时问 ４０ｍｓ），３３６０、３３６２断路器间短引线Ｉ、ＩＩ保护动作，３３６２断路器跳 闸，同时３９８５海兰Ⅲ线ＣＳＬ一１０１、ＣＳＬ一１０２线路保护再次后加速动 作。 １．２．２ ３３６１断路器基本情况：３３６１断路器型为３００一ＳＦＭＴ一 ５００Ｂ，气动弹簧机构，额定操作压力１．５ＭＰａ，额定ＳＦ６压力０．５ＭＰａ， 额定电流３１５０Ａ，额定短路开断电流５０ｋＡ，生产厂家西安ｊ菱株式 会社（现西安西电断路器电气有限公司），出厂Ｅｔ期１９９８年１月，投 运日期１９９８年１Ｏ月１８日。其中，断路器瓷套为南京电瓷厂产品，出 厂Ｅｔ期１９９６年。断路器最近３次的检修试验分别是２００５年、２００８ 年常规预试，数据合格；２０１１年３月２ Ｅｔ，微水试验检测，合格。 １．２－３ ３３６１断路器现场检查结果： ａ．外观检查情况：３３６１断路器Ａ相母线侧套管（Ａ１）从其下法兰 根部断裂后，飞至３３６１１隔离断路器Ａ相母线侧０．１米处，断路器 套管完全破裂。对３３６１断路器进行开盖检查，Ａ１侧套管升高座内 部有弧光喷射痕迹。 Ａ２侧套管内部升高座底部有２处明显的放电点，合闸电阻从 端部向中部约１ １片表面发黑，需进一步试验检查，验证性能。 对３３６０断路器进行开盖检查，发现Ａ２套管（ＩＩ母侧）套管导电 杆静触座及升高座内部有明显放电痕迹。 ｂ．试验检查情况：３３６１断路器断口绝缘电阻、３３６１ＣＴ二次绕组 绝缘电阻试验合格，３３６０断路器断口绝缘电阻、３３６０ＣＴ二次绕组绝 缘电阻结果正常。３３６０断路器Ａ、Ｂ、Ｃ三相微水测试正常，３３６１断 路器Ｂ、Ｃ两相微水测试正常。３３６０断路器Ａ相ＳＦ６分解物组分分 析，Ｈ２Ｓ数据异常，Ｂ、Ｃ相数据正常，３３６２断路器Ａ相数据正常， ３３６１断路器Ｂ、Ｃ两相数据正常。 ｃ．损失情况：２０１２年１月３０日１４时４０分，３３６１断路器热备用 转冷备用。１５时４９分，３３０ｋＶ Ｉ母线热备用转运行。因３８７６海兰一 线继续运行中，对外未造成负荷损失。 ２故障原因分析 ２．１ ３３０ｋＶ桃曲变电站３３４２断路器事故原因分析：从现场对故 障断路器检查情况和套管试验来看：灭弧室内部无异常，无放电痕 迹，可排除由于设备绝缘故障致使气室压力增高，进而造成套管断 裂的可能性；本试验套管与故障套管为同一批次产品，而且运行条 件相同。通过返厂后的验证试验结论来看，本试验套管满足生产时 的设计要求，但不能满足目前设计要求。根据现场检查及验证试验 结果，初步判断本次故障为个性问题；通过对故障套管断面的查看， 可以发现套管与外部法兰之间的水泥夹层上有进水痕迹。表明水泥 夹层上表面防水层没有起到防水作用，致使水分进入到水泥夹层。 受到环境因素影响水分结冰后对套管内壁产生挤压，是造成此次套 管断裂的直接原因。 ２．２ ３３０ｋＶ海石湾变电站３３６１断路器事故原因分析：初步分析 套管断裂原因为套管法兰与瓷套之间填充水泥因受潮及温度变化 膨胀，产生不均匀应力，挤压瓷套根部造成瓷套根部薄弱处损伤，并 在断路器内部压力情况下断裂飞出；３３６１断路器Ａ１套管断裂后， ＳＦ６气体泄露，绝缘强度下降，Ａ２套管静触座与罐壁问绝缘击穿，造 成第二次故障。 一
夹套式热力管网的聚乙烯外套管的失效分析
夹套式热力管网的聚乙烯外套管的失效分析
朱流;郦剑;王幼文;俞建国;金富根;宋晓平
【期刊名称】《浙江大学学报（工学版）》
【年(卷),期】2004(038)003
【摘 要】对夹套式热力管网发生早期腐蚀泄漏的原因进行分析,发现因聚乙烯夹套接头普遍开裂,地下水渗入导致钢管发生严重电化学腐蚀.对聚乙烯夹套的开裂进行了失效研究,结果发现,在环境应力影响下聚乙烯分子链片晶的扭连集结被打开,相邻片晶之间的结合被切断,材料的变形抗力与断裂抗力发生明显降低,在宏观上表现为脆性断裂.管线焊结方式使聚乙烯外套接头处的裂缝无需形核,只需长大,开裂所需能量很低.漏泄处温度过高导致聚乙烯套管焊缝强度进一步降低,加速其老化过程.
【总页数】4页(P329-332)
【作 者】朱流;郦剑;王幼文;俞建国;金富根;宋晓平
【作者单位】浙江大学,材料与化工学院,浙江,杭州,310027;浙江大学,材料与化工学院,浙江,杭州,310027;浙江大学,材料与化工学院,浙江,杭州,310027;杭州市热力有限公司,浙江,杭州,310011;杭州市热力有限公司,浙江,杭州,310011;杭州市热力有限公司,浙江,杭州,310011
【正文语种】中 文
【中图分类】TG149
【相关文献】 1.聚乙烯套管服役可靠性对热力管网的影响 [J], 朱流;郦剑;王幼文;俞建国;金富根;宋晓平
2.聚乙烯外套管开辟防腐保温新空间 [J],
3.硫磺输送管线中的金属夹套管失效分析 [J], 邱超
4.全夹套式夹套管在PDS系统中的建模设计要点 [J], 李杨
5.水冷夹套器壁过热损伤的失效分析 [J], 谭蔚; 樊东东
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BT110T高抗挤毁石油套管热处理工艺研究
第３７卷第１期 ２０１１年２月 包钢科技 Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｏｆ Ｂａｏｔｏｕ Ｓｔｅｅｌ Ｖｏ１．３７，Ｎｏ．１ Ｆｅｂｒｕａｒｙ，２０１ １ ＢＴ１ １０Ｔ高抗挤毁石油套管热处理工艺研究 王彩兰 ，贺景春 ，丰小冬 （１．内蒙古包钢钢联股份有限公司无缝钢管厂，内蒙古包头０１４０１０； ２．内蒙古包钢钢联股份有限公司技术中心，内蒙古包头０１４０１０） 摘要：在开发ＢＴ１１０Ｔ高抗挤毁石油套管过程中，在实验室研究了不同热处理工艺对性能的影响规律，据此提出 的推荐热处理工艺制度，在工业试制中应用，各项性能指标均达到设计要求。 关键词：ＢＴ１１０Ｔ；高抗挤毁石油套管；热处理工艺 中图分类号：ＴＧ１６１ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００９—５４３８（２０１１）０１—００２０—０３ Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ Ｈｅａｔ Ｔｒｅａｔｍｅｎｔ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｆｏｒ ＢＴ１ １０Ｔ Ｈｉｇｈ Ａｎｔｉ——ｃｏｌｌａｐｓｅ Ｏｉｌ Ｃａｓｉｎｇ ＷＡＮＧ Ｃａｉ—ｌａｎ ，ＨＥ Ｊｉｎｇ—ｃｈｕｎ ，ＦＥＮＧ Ｘｉａｏ—ｄｏｎｇ２ （１．Ｓｅａｍｌｅｓｓ Ｔｕｂｅ Ｐｌａｎｔ ｏｆＳｔｅｅｌ Ｕｎｉｏｎ Ｃｏ．Ｌｔｄ．ｏｆＢａｏｔｏｕ Ｓｔｅｅｌ（Ｇｒｏｕｐ）Ｃｏｒｐ．，Ｂａｏｔｏｕ ０１４０１０，Ｎｅｉ Ｍｏｎｇｇｏｌ，Ｃｈｉｎａ； ２．Ｔｅｃｈｎｉｃａｌ Ｃｅｎｔｅｒ ｏｆＳｔｅｅｌ Ｕｎｉｏｎ Ｃｏ．Ｌｔｄ．ｏｆＢａｏｔｏｕ Ｓｔｅｅｌ（Ｇｒｏｕｐ）Ｃｏｒｐ．，Ｂａｏｔｏｕ ０１４０１０，Ｎｅｉ Ｍｏｎｇｇｏｌ，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ ｔｈｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ｄｅｖｅｌｏｐｉｎｇ ＢＴ１ ｌＯＴ ｈｉｇｈ ａｎｔｉ—ｃｏｌｌａｐｓｅ ｏｉｌ ｃａｓｉｎｇ，ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔ ｒｅｇｕｌａｒｉｔｉｅｓ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｈｅａｔ ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ｏｎ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓ ａｒｅ ｒｅｓｅａｒｃｈｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｉｓ，ｔｈｅ ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ ｈｅａｔ ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｃａｌ ｓｙｓｔｅｍ ｉｓ ａｐｐｌｉｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｉｎｄｕｓｔｒｉａｌ ｔｒｉａｌ—ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｔｈｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｉｎｄｉｃｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｃａｓｉｎｇｓ ｃｏｕｌｄ ａｌｌ ｍｅｅｔ ｔｈｅ ｄｅｓｉｇｎ ｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ＢＴ１ １０Ｔ；ｈｉｇｈ ａｎｔｉ—ｃｏｌｌａｐｓｅ ｏｉｌ ｃａｓｉｎｇ；ｈｅａｔ ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ 深井和超深井中如存在盐岩、盐膏岩和软泥岩 等塑性流动地层，对套管的抗挤毁性能要求很高，这 种情况下，普通ＡＰＩ钢级石油套管经常发生挤毁失 效，给油田生产带来很大困扰，需选用特殊钢级的高 抗挤毁石油套管…。套管的挤毁失效形式一般为 弹塑性挤毁，因而管体材料的屈服强度、几何尺寸精 度、残余应力等将显著影响管体的抗挤毁强度 Ｊ。 在开发ＢＴ１ １０Ｔ高抗挤毁石油套管过程中，在实验 室研究了不同热处理工艺对性能的影响规律，据此 提出的推荐热处理工艺制度，在工业试制中应用，各 项性能指标均达到设计要求。 １ 试验方法 １．１试验材料 试验材料取自包钢无缝钢管厂中１８０ ｍｍ ＭＰＭ 连轧管机组生产的热轧态无缝钢管，实验材料为 ３０ＣｒＭｎＭｏＲＥ，其化学成分列于表１。 表１ ３０ＣｒＭｎＭｏＲＥ的化学成分（质量分数。最大值）％ Ｃ Ｓｉ Ｍｎ Ｐ Ｓ Ｃｒ Ｍｏ Ａｌ ＲＥ ０．２９ ０．３５ １．１０ ０．０２５ ０．０２０ １．１０ ０．５０ ０．０３ 适量 收稿日期：２０１０—１０—２Ｏ 作者简介：王彩兰（１９７１一），女，内蒙古通辽市人，工程师，现从事热处理技术工作。
固井复杂情况及处理措施
1 固井复杂情况及处理措施
一、下套管复杂情况
1.套管阻卡
套管阻卡一般可分为以下三类：一是套管粘阻卡；二是井眼缩径阻卡；三是井眼坍塌和砂桥阻卡。
套管阻卡的原因及影响因素
1)套管粘吸卡是由于套管外径大于钻杆外径，套管与井壁的接触面积大于钻杆的接触面积，上扣时间要大于钻杆的上扣时间，且下套管时又难以旋转，因此，卡套管的发生机率较大。2)井眼缩径卡套管是由于井眼不稳定，特别是钻遇蠕动性盐岩层或由于钻井液性能不好形成较厚的假泥饼，导致井眼缩径，造成缩径卡套管事故。3）下套管前没有认真通井，对缩径段没有很好的划眼，易造成卡套管事故。4）下套管作业没有认真准备（包括组织、工具等），造成下套管时间过长或中间停顿等，易发生卡套管事故。5）中途测试、取芯、电测后没有通井直接下套管易发生卡套管事故。6）钻井液性能不好，没有形成很好的滤饼，井眼摩阻系数大，尤其是高密度、分散型钻井液，发生卡套管的机率大。7）下套管前对漏失层没有很好的堵漏，加之下套管时速度过快，易压漏地层，造成井塌引起卡套管事故。8）高压层下套管前没有压稳，在下套管过程中发生溢流，环空液柱压力下降，易发生井塌，造成卡套管事故。9）井口不正，下套管上扣时反复错扣，下套管时井下套管静止时间长且没有活动套管，易发生卡套管事故。10）钻井液密度设计不合理，如密度设计较低，造成井眼坍塌或没有压稳蠕动性地层引起井眼缩径，造成卡套管事故。11）下套管时遇阻，盲目下压，造成下套管由遇阻变成套管卡死。
2 预防发生套管阻卡的技术措施
1）下套管前认真通井，对缩径段要反复划眼。2）设计合理的钻井液密度，保证压稳地层，防止井眼坍塌，减少蠕动性地层的蠕动速度和井眼缩径。3）中途测试、取芯及电测后要求认真通井才能下套管。4）下套管前认真处理好钻井液性能，降低钻井液粘度、切力和失水，并充分循环处理钻井液，方可下套管。5）对于深井、长裸眼井和定向井、水平井等，必要时在下套管前要求加入塑料小球或混入5％-10％的原油,降低井眼摩阻系数。6）下套管作业要认真准备(包括人员组织、工具等)，尽可能减少下套管时间和中间停待。7）下套管前对漏失层要求很好的堵漏，并控制下套管速度，防止压漏地层。8)在高压层下套管前要求压稳，防止在下套管过程中发生溢流，保持井内压力平衡。9）在下套管过程中如发生井漏、井塌等复杂情况，一般要求起出套管，下钻处理井眼，正常后再重新下套管。10）下套管时如遇阻，应反复活动套管，并接方钻杆或循环头循环处理钻井液，不能盲目下压，防止套管卡死。11）下套管前要校正井口，做到天车、转盘和井口三点一线，防止下套管上扣时错扣。12）必要时使用套管扶正台，采用人工和机械扶正套管，防止下套管上扣时错扣并加快下套管速度。13）尽可能使用自动灌浆设备，减少因灌浆造成的下套管停顿时间，使用自动灌浆设备时要及时注意其工作状况，如失效要采用人工灌浆。14）下完套管后要求先灌满钻井液后再慢慢开泵循环，等循环畅通后慢慢提高循环排量，防止混入空气造成开泵困难和压漏地层。15)采用人工灌浆时，在灌浆间隙要不停的活动套管，上下活动套管距离不小于2m，发现井下有遇阻迹象时要停止灌浆，并采用大距离活动套管或接方钻杆循环等措施，等正常后再灌浆和下套管。16)下套管过程中要及时注意井口返浆，如发现异常应立即停止下套管进行处理，待正常后方可继续下套管。
变电站内主变压器套管渗漏油故障分析及预控措施周泽远
变电站内主变压器套管渗漏油故障分析及预控措施 周泽远
发布时间：2021-11-05T05:38:43.354Z 来源：《福光技术》2021年17期 作者： 周泽远[导读] 变压器是变电站内核心电力设备，而变压器套管是变压器的重要部件。
国网福建电力有限公司漳州供电公司 福建漳州 363000
摘要：变压器是变电站内核心电力设备，而变压器套管是变压器的重要部件。本文针对变压器套管渗漏油缺陷进行深入分析，结合现场实例分析归纳套管渗漏油的起因、发展、处理措施，同时进一步提出套管渗漏油隐患防范治理及预控措施。
关键词：主变压器、套管、渗漏油
一、前言
套管是变压器的重要部件，它将变压器外壳与带电绕组引出线隔离， 保持足够的安全距离，并将绕组引出线可靠固定，保证足够的机械强度。渗漏油是套管常见缺陷故障，严重威胁变压器套管安全稳定运行[1]。
二、主变套管常见结构分析
主变套管按照本身是否储油，主要分为储油式和干式两种类型，其中储油式套管自带油位计；按外绝缘材质，主要分为瓷质套管和硅橡胶套管； 不同电压等级套管在尺寸及制造工艺方面存在区别。
图 1 变压器套管典型外观结构图
三、主变套管渗油常见部位及处理要点
套管与升高座之间法兰面渗油
套管最大的密封面处于升高座法兰面，该处主要依靠内部密封圈进行密封。若在安装过程中出现密封圈材质不良、压缩不均、存在异物等情况， 在运行维护阶段，出现密封圈老化变形、外部侵蚀等情况，均会造成渗漏油。应对该种类型渗漏时，可采取不停电紧固螺栓、减缓渗漏速度，结合停电更换密封圈的检修策略。在更换密封圈时，应保持密封圈、密封面清洁平滑，紧固螺栓均匀紧固到位，保证密封圈压缩量合格。平垫密封圈压缩量建议为三分之一，胶棒密封圈压缩量建议为二分之一[2]。整个处理过程涉及主变放油、补油、套管解体环节，应特别注意异物掉入变压器内部， 做好防护措施。
套管底部胶装部位渗油
套管外部主绝缘为非金属材质，而变压器壳体均为金属部件，为可靠连接，套管底部采用金属胶装，保证对接机械强度。在套管生产阶段，胶装部位出现安装不牢固、内部有细微沙眼等情况，安装运行过程中，出现套管底部应力、振动较大等情况时，均有可能出现渗漏。该种类型缺陷投运初期可能不会暴露，但长期发展，最终量变产生质变，导致渗漏发生。处理时，渗漏较缓慢可采取堵漏策略，渗漏较严重建议采取更换套管方案。