高压高温技术（精选11篇）
高压高温技术 篇1
一、法兰密封和泄漏
法兰密封由法兰、密封垫和紧固件3部分结构组成, 紧固件通常由螺栓、螺母及密封垫3个部件构成。法兰是通过紧固螺栓压紧密封垫实现密封的, 每个部分都必须正确才能保证密封, 任何一部分都不能补偿其他部分的致命缺陷。法兰密封失效, 主要是介质在密封垫处的泄漏。法兰强度、密封面形式、粗糙度等机械性能对密封的影响, 在现代工业中已经逐步得到解决。随着材料研发和加工制造能力的提高, 高强石墨垫、波齿复合垫、金属八角垫、椭圆垫在不同工况的高温高压法兰中均具有良好的密封性能, 可以满足其强度、回弹性要求, 防止了密封垫“渗透泄漏”的发生。随着高强度螺栓和高温合金螺栓的应用, 螺栓材料方面的问题也已逐步得到解决。
螺栓预紧力失效造成的泄漏是法兰泄漏中最为常见的形式。法兰工作正常时无泄漏, 当螺栓未能给密封垫提供足够的预紧力时, 就会造成法兰泄漏。预紧力过大造成密封垫压溃, 也会引起泄漏。要使法兰不泄漏, 就必须确保密封面整个圆周上都有正确均匀的预紧力, 保证密封垫正常工作。如果螺栓和连接面以相同的速率, 在同一时间膨胀或收缩, 将不会有螺栓预紧力丢失的趋势。实际上, 在很大程度上, 因为螺栓被隔离在孔里, 它们的温度变化会滞后于法兰。在加热的时候螺栓不会像连接面一样膨胀得那么快, 连接面将在短期内发生载荷增大, 这有可能导致螺栓屈服。在冷却阶段螺栓冷却滞后于法兰, 会引起短期内载荷丢失。螺栓的预紧力在实际工况中是随着温度压力变化处于动态变化的, 适度的预紧力是防止法兰密封“界面泄漏”的关键, 如何精确控制螺栓预紧力也是长期困扰现代工业的难题。
二、螺栓预紧方法
1. 扭矩紧固法
扭矩紧固法是最常用的控制预紧力的方法, 通过控制扭矩实现对螺栓预紧力的控制。在高温高压法兰中使用的比较广泛的是液压扭力扳手, 见图1。通过设定泵站压力控制液压扳手输出扭矩, 液压扳手体积小, 出力大, 可以解决狭窄空间的螺栓紧固问题。螺栓通过液压扭力扳手得到的预紧力还与螺纹表面和法兰标的粗糙度、润滑状态、拧紧速度和温度等有关。由于受摩擦系数和几何参数偏差的影响, 在一定的扭矩下, 预紧力数值的离散系数较大, 精度不高, 其误差通常在± (10~25) %之间。
液压扭力扳手紧固螺栓时, 需要额外的一个点来阻止工具移动, 反作用力支点越近, 偏载力越大。使用时可能很难找到一个固定的可靠的着力点, 需要防止螺母跟转的扳手。使用液压扭力扳手时螺栓末端受到附加翻转力矩, 两侧螺牙变形克服螺牙摩擦, 损失扭矩未知;在螺栓载荷作用下, 可能出现螺母嵌入、受力面受损, 增加未知的摩擦力。螺栓螺纹间的摩擦, 偏载造成的额外不确定摩擦, 螺母和法兰面间的摩擦, 都是螺栓预紧力不均匀的原因。另外, 液压扳手由于偏载容易损坏螺栓螺牙。
2. 液压拉伸法
液压拉伸预紧技术是通过液压拉伸器拉伸螺栓完成预紧的, 液压扭力扳手工作示意见图2。液压拉伸方式是通过液压油缸直接对螺栓顶部端头施加拉伸力, 将螺栓拉伸到需要的长度, 然后将螺母紧固, 保留施加的载荷。由于不受螺栓润滑效果和螺纹摩擦力大小的影响, 拉伸法可以得到更为精确的螺栓载荷, 载荷误差通常为±10%。此外, 拉伸工具还可以对多个螺栓同步拉伸, 使法兰面全部螺栓受力均匀, 得到均衡的载荷。
液压拉伸器的优点是没有偏载, 缺点是当拉伸器拉伸到需要的预紧力后用不精准的手动力方式去拨动螺母, 控制螺母转动的角度, 不能消除即时效应。拉伸器泄压时螺栓回弹, 预紧力转移过程中损失, 最初的拉伸预紧力不等于最终形成的实际预紧力。导致螺栓实际承受的载荷和拉伸器的目标载荷有差距, 实际载荷参差不齐, 离散性较大。木桶效应在实际载荷最小的螺栓区域显现出来, 就是法兰密封失效外漏。拉伸工具通常需要较大的工作空间, 提供的拉伸力有限。
3. 扭力拉伸技术
扭力拉伸技术是近些年来发展的一项新的螺栓预紧力控制技术。该项技术的主要是通过一个独特的螺母垫圈和液压驱动套筒来实现扭矩和拉伸预紧力的转换。螺母垫圈如图3所示, 顶部为一定加工精度的环形平面, 底部的六角面上机械加工有径向发散沟槽, 下方的六角螺母体内镶嵌有和要紧固螺栓螺纹相同的螺纹圈。上端面的平面可以减少相对转动产生的摩擦力, 而下端面的发散沟槽, 可以增强和法兰面的摩擦力, 防止垫圈在法兰上的转动。将螺母垫圈通过螺纹配合安装在螺栓上, 转动直到垫圈底部和法兰表面贴合。将螺母安装在螺母垫圈上, 液压驱动头将套筒扣在螺栓螺母和垫圈上, 套筒握住垫圈下方六角体使其不转动, 同时转动螺栓螺母, 螺栓不转动, 进一步转动螺母时, 螺栓就能直接被拉伸。同时垫圈内部的螺纹牙随之沿轴向上移, 从而扭矩能转换为拉伸力。紧固完成后, 就如同双并螺母, 具有一定的防止松动效果。扭力拉伸技术工作示意见图4。
和扭矩液压扳手对比, 液压扳手上的反作用力臂被一个驱动套筒所替代, 直接转动螺母就与拉伸器一样能具有很高的精度。螺母垫圈安装于螺栓螺母下面防止螺栓转动, 使扭矩转换为精确的拉伸预紧力。螺栓本体不存在扭转, 直接进行轴向拉伸, 没有弯曲力, 不需要外部的反作用力支点, 不会产生夹伤点, 每一个螺栓都能获得均匀的螺栓载荷。消除人为误差, 螺栓紧固更加精确, 更加安全。
螺母垫圈在法兰面和螺母之间形成一种转换, 垫圈与法兰相互接触的面不会有相对转动, 转动只发生在螺母的下表面及与之相连接的垫圈上表面间。螺母的下表面喷涂有二硫化钼涂层, 这样是摩擦力变得可以控制。另外, 当安装上螺母垫圈后, 螺栓在紧固过程中没有偏载。原本不可控制的条件变成可控制的条件, 无偏载, 摩擦小, 这样可以比较精确地控制密封预紧力。螺栓的预紧力精度可知, 需要的扭矩减少, 应用潜在的失误降低。在螺母与垫圈表面间的摩擦力为已知及配合不存在偏载的拉伸下, 其产生的预紧力可达到通用工业通用标准的± (5~10) %。
扭力拉伸法并非传统意义上的完全拉伸, 由于扭矩和摩擦力的影响, 拉伸力并非完全精确。由于增加了螺母垫圈, 螺栓紧固成本相应增加;另外, 螺母垫圈通常只能一次性使用, 重复使用不能保持有初次的扭力拉伸效果, 每使用一次扭力拉伸技术均要更换螺母垫圈, 使其投入费用增加更多。由于螺母垫圈的存在, 使用扭力拉伸技术紧固法兰用的螺栓必须在原螺栓的长度上增加和螺母垫圈厚度相等的长度。如果是在泄漏发生后初次使用扭力拉伸技术, 就必须更换紧固法兰的所有螺栓, 维修处理泄漏的成本成倍上涨。
相对于扭力拉伸方法, 传统的紧固方法缺点在于: (1) 紧固方法只在于控制工具的输出力量, 而很难检测达到的螺栓预紧力, 造成无法达到所需的预紧力精度; (2) 紧固方法本身在同一法兰上达到的均匀性误差较大。
三、3种螺栓紧固方法的安全质量和经济性比较
螺栓的预紧力控制在密封垫材料屈服极限的90%以下, 40%的最小预紧力以上。控制的实际预紧力精度越高, 预紧力波动区域约窄, 受法兰温变工况影响小, 说明其密封性能越好, 承受外部环境改变预紧力影响的能力越强。通过3种螺栓紧固方法比较 (表1) 可以看出:从施工的质量上, 扭力拉伸法最高, 拉伸法次之, 扭矩法最低;从操作的安全性来比较, 扭力拉伸法最好, 拉伸法和扭矩法需要人工扶持机具操作安全性相对较差, 从经济性来讲, 扭力拉伸法费用昂贵, 是拉伸法和扭矩法的数倍, 后两者中, 拉伸法费用略高。
四、结论
在高温高压法兰的紧固过程中, 传统的液压拉伸法和扭矩法在经济性方面有着无可比拟的优势, 使用效果也很不错。若高温高压法兰在使用中存在频繁的压变和温变, 还可能出现超温超压、振动、疲劳损坏的现象, 容易发生泄漏的现象, 法兰密封失效后造成严重的危害则选择扭力拉伸法更为合适, 好钢用在刀刃上。要按照法兰在生产过程中的重要性、危险性以及安全和经济性的要求来合理选择法兰螺栓的紧固方式更为重要。
摘要：高温高压法兰泄漏较为常见, 分析法兰密封泄漏的因素。阐述扭矩紧固法、拉伸法和扭力拉伸法的工作原理和特点, 比较3种方法在实际应用中的预紧质量、安全性和经济性。根据法兰不同的工况条件, 合理选择预紧方法, 保证密封, 防止泄漏发生。
关键词：法兰,螺栓预紧,扭矩紧固,拉伸预紧,扭力拉伸
高压高温技术 篇2
为研究大陆中下地壳高导层成因及与物质组成之间的关系，用模拟实验的方法在不同的温度、压力条件下分别测定了干的和1mol/LNaCl溶液饱和的`榴辉岩的电导率.结果表明，干榴辉岩平行线理方向的电导率比垂直于线理方向的高，但两个方向上的活化能相近.在中下地壳条件下，干榴辉岩的电导率比中下地壳高导层电导率值低几个数量级.常温下1mol/LNaCl溶液饱和的榴辉岩两个方向上的电导率对压力具有不同的依赖性;在中下地壳条件下，1mol/LNaCl溶液饱和的榴辉岩的电导率可达到一般高导层的电导率值.无论干的还是饱和的榴辉岩都不能解释大别山20―50km深处的高导层成因，因此，在该深度范围内榴辉岩不可能是主要的岩石组成.
作 者：朱茂旭 谢鸿森 赵志丹 郭捷 白武明 作者单位：朱茂旭,谢鸿森,郭捷(##中国科学院地球化学研究所,)
赵志丹(贵阳 550002)
白武明(##中国地质大学,)
高温高压武器或大有用武之地 篇3
世界上第一种高温高压武器是苏联研制的“步兵火箭喷火器”，它于1984年装备部队，在车臣冲突中曾多次用于“清剿”洞穴强敌和狙击高手。此后，俄军研制了高温高压榴弹，并为反坦克制导武器系统配备了“温压战斗部”。
美国为满足在阿富汗和伊拉克的作战需要，创新研发了多种高温高压弹，包括BLU-118/B温压炸弹、采用温压战斗部的“海尔法”导弹、温压榴弹和肩射多用途攻击武器等温压武器。
继俄、美之后，保加利亚、英国、瑞士等国纷纷开展了温压武器研究。保加利亚已多次在武器展览会上展示出采用“温压战斗部”的GTB-7G榴弹；英国研制的“步兵反掩体武器”采用了“温压战斗部”，使其在攻击掩体、地下工事等目标时更具杀伤力。
高温高压武器通过发射激光炮弹，使沙漠升温，空气上升，产生人造旋风，使敌人坦克在沙暴中无法行驶，最终不战自败。
（孫立华）
高压高温技术 篇4
关键词：控制压力,钻井技术,油田,高温高压井
1 前言
传统钻井技术成本相对较高, 在复杂地层油井中, 容易受到孔隙与破裂压力的影响, 出现井喷、井漏及井塌等安全事故, 不仅延误了钻井工期, 降低钻井效率, 同时对人体安全、健康及环境等都造成很大的危害。因此, 钻井人员必须不断学习和掌握钻井新技术, 以提高钻井效率, 降低钻井成本, 提高钻井经济效益。而控制压力钻井技术是现阶段的钻井新技术, 在钻井中可对压力进行有效的控制, 提高了钻井的安全性。本文通过分析控制压力钻井技术在某高温高压油井中的应用, 对控制压力钻井技术进行有效的研究。
2 工程概述
某高温高压油井在开发初期, 其地层压力出现亏空现象, 导致储层地层形成的孔隙压力与破裂压力相似, 原有的孔隙压力为78.6M P a, 而破裂压力为82.3M P a;储层温度为150℃。在使用控制压力钻井技术进行钻井前, 高温高压油井在钻井过程中, 碰到压力亏空地层, 其内部压力为15至20MPa, 在钻井时出现严重井漏现象, 导致井控风险加大, 最终必须终止钻井工作。为了解决油田井漏问题, 保证油田开发的有效进行, 决定采取控制压力钻井技术, 对井内压力进行有效的控制, 为钻井作业提供一定安全的环境, 降低钻井风险, 促进油田开发。但是由于该油田地处高温高压的环境中, 因此, 必须实行控制压力钻井技术为技术核心, 并集合其他辅助技术的钻井模式, 以保证油井开发工作的有效进行。
3 高温高压油田的综合性钻井技术
综合型钻井技术主要是将控制压力钻井技术作为核心, 在应用其他钻井辅助技术, 主要包括:接单根和立柱连续性循环系统以及钻井液体系等。将综合型钻井技术贯穿于该油田开发的过程中, 以对油井内部压力进行有效的控制, 保证钻井作业的顺利完成。
3.1 控制压力钻井技术
控制压力钻井技术主要是在旋转头作用下, 完成环空动态的密封效果, 当返回泥浆通过地面的节流阀时, 可以在节流阀作用下, 对环空回压进行控制, 使得油井内压力得到有效的调节。控制压力钻井技术通过使用泥浆的密度比低层孔隙的压力要低, 使得泥浆环空回压、柱静压力及循环环空阻力均与地层压力相平衡, 或者比低层孔隙的压力相接近, 以使得油井内部压力得到平衡, 防止地层流体对其影响, 避免地层出现倒塌。但是由于泥浆密度、管柱运行等容易受到井温的影响, 使得油井压力出现不稳定的变化现象, 对油井开发造成严重影响。所以, 必须通过补偿压力的方法, 使得油井内部压力得到平衡, 而压力补偿主要是通过节流阀和空回压调节和控制来完成的, 因此, 在高温高压钻井作业中, 必须充分运营水力流型。节流阀的控制作用有体现在两个方面:其一, 通过能够自流型变化数据正确的输入到节流阀的控制系统中。其二, 能够有效且准确的对节流阀进行调节, 对节流阀进行实时的、动态的控制, 大大提高了控制压力钻井系统的反应力和效率[1]。
3.2 连续性循环系统
连续性循环系统可以在钻井液仍在继续循环运行情况下, 完成接单根或者立柱作业。在对该油田的高温高压进行钻井作业时, 泥浆连续性循环可以使得油井内部温度对钻井作业的影响有所降低, 使得井筒内部得到平衡, 对节流阀的调节和控制起着重要作用。连续性循环系统作为钻井设备体系的重要组成部分, 对钻井作业顺利完成起着至关重要的作用, 因此, 在安装及调试好连续性循环系统之后, 必须选择适宜的钻机系统与其相配合、运行。
3.3 钻井液体系
该高温高压油井钻井作业中所采取的泥浆体系属于甲酸盐, 需增加适量固相颗粒、碳酸钙、果壳、石墨等材料。通过前期试验表明, 这种混合型泥浆体系不仅能够增加地层的承压力, 同时对油井破裂压力也具有提高作用。在高温高压油井钻井作业中, 在起钻时, 可以利用旋转头及节流阀密封方式对井筒压力进行调节和控制, 但是在油井底部压力的调节和控制却取得良好的效果。该高温高压油井在利用控制压力钻井技术进行钻井作业时, 其起钻达到2/3时, 就可通过加重泥浆及使用打平衡泥浆塞的方法, 使得油井内部静液柱的压力与地层压力相平衡。打平衡泥浆塞稳定性高、分隔效果好, 可以对静液柱压力进行有效的控制, 对油井地层压力控制具有重要意义。在加重泥浆的时候, 首先利用打胶将打平衡泥浆塞隔离, 并起到良好的支撑作用, 尽最大可能的缩小轻泥浆与重泥浆之间的接触面积, 以避免加重泥浆顺着油井眼向下流[2]。
3.4 钻井作业设备的安置
该高温高压油井控制压力钻井技术设备设置, 主要是把油井口位置的控制压力钻井系统安置在高压型防喷器的上端, 以为油井内部压力控制提供方便。该高温高压油井在利用控制压力钻井技术进行钻井作业时, 使用了一个防喷器组, 由一个环形防喷器及四个闸板型防喷器组合而成, 中间和上面闸板属于全封型或者剪切型的闸板, 有利于剪切钻杆及全密封。而控制压力系统则有闸板型防喷器、环形防喷器及旋转控制头组合而成。在安置节流阀时, 要避免节流阀出现腐蚀性的损坏现象。在泄压阀处安设回流管线, 并有节流软件进行控制, 泄压阀压力应比节流阀压力大0.5至1MPa。当压力超过限定值时, 泄压阀会自动打开, 进行泄压。当压恢复至限定值时, 泄压阀就会自动的关闭, 使得油井眼出压力得到平衡。流量计应安置在路旁, 以便于其拆卸及清理。辅助泵主要是当起下钻经过井口装置中的循环系统时, 向油井灌注适量的泥浆, 使得环空处灌满泥浆, 而泥浆则在循环系统作用下, 使得节流管能够回压, 这样不仅环空压力得到控制, 能耗也得到降低[3]。
3.5 油井压力的有效控制
钻井人员通过对该高温高压油井地层压力进行测试, 制定了有效的压力控制方案。该高温高压油井采取的是控制压力钻井技术, 其初期储层压力以通过前期钻井作业获得, 其储层压力的曲线主要通过当量的循环密度来体现, 储层上部值为1.93SG, 底部值为1.88 SG。其地层破裂压力很难准确预测, 其储层钻井作业过程中, 碰到压力亏空可能性很大, 钻井作业风险较高。通过在储层进行钻井作业时, 对其井内压力进行控制, 即将井筒压力与地层压力最大值差异控制在0.02S G, 地层压力可通过FPWD工具进行测试, FPWD工具能够在系统不停止运行条件下, 对地层压力进行实时、动态的控制和测试。通过采用控制压力钻井技术, 使得油井内压力得到有效的控制, 避免不平衡油井产生的钻井风险, 保证了高温高压油井正常开发。
参考文献
[1]刘超, 周玉海, 王春喜.控制压力钻井技术在衡6井的应用[J].石油钻采工艺, 2009, 9 (03) :89-90[1]刘超, 周玉海, 王春喜.控制压力钻井技术在衡6井的应用[J].石油钻采工艺, 2009, 9 (03) :89-90
[2]席宝滨, 郑可, 朱忠喜.控制压力钻井技术在Auger平台侧钻井中的成功应用[J].国外油田工程, 2009, 12 (03) :87-88[2]席宝滨, 郑可, 朱忠喜.控制压力钻井技术在Auger平台侧钻井中的成功应用[J].国外油田工程, 2009, 12 (03) :87-88
高压高温技术 篇5
本文描述了一套利用激光加热技术、金刚石对顶砧高压技术,集成共聚焦拉曼光谱测量、六通道布里渊散射光谱测量、以及黑体辐射光谱测温,成功搭建起来的高温高压原位拉曼散射、布里渊散射的光学测量系统.利用该系统,并结合薄膜沉积金属、光刻技术改进了金刚石对顶砧中样品的装填方法,解决了样品透明不易加热的.问题.已利用该系统得到液态氩在0.85 GPa常温状态下和14.58 GPa熔融状态下的体声速分别为1.85 Km/s和5.19 Km/s.
作 者：贾茹 崔启良 李芳菲 李敏 何志 崔田 周强 洪时明 邹广田 JIA Ru CUI Qi-liang LI Fang-fei LI Min HE Zhi CUI Tian ZHOU Qiang HONG Shi-ming ZOU Guang-tian 作者单位：贾茹,JIA Ru(西南交通大学高温高压物理研究所,成都,610031;吉林大学超硬材料国家重点实验室,长春,130012)
崔启良,李芳菲,李敏,何志,崔田,周强,邹广田,CUI Qi-liang,LI Fang-fei,LI Min,HE Zhi,CUI Tian,ZHOU Qiang,ZOU Guang-tian(吉林大学超硬材料国家重点实验室,长春,130012)
洪时明,HONG Shi-ming(西南交通大学高温高压物理研究所,成都,610031)
高压高温技术 篇6
摘 要：在高温高压的天然气内一般会含有大量的硫化氢、二氧化碳等腐蚀性气体，在测试作业中会出现井下测试管柱不能密封、油管出现腐蚀、损坏、压力泄露等问题，进而对施工的进度以及人员和设备的安全等造成影响。对此，从工艺和安全角度上出发，在简单和实用原则上，通过对四种DST管柱结构的应用特点和工艺实行分析，进而得出DST的测试管柱。此外，结合井况实用不同的合理且有效测试管柱组合，对高温高压井现场测试和施工质量做出保证。
关键词：高温高压井；测试；可靠性；有效性
中图分类号： TQ023 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）29-182-2
0 引言
在全球石油天然气的需求增大状况大，很容易被勘探到目标得到了长足的发展，当前，很多的石油公司逐渐开始将自己的勘察目标定位在了环境恶劣的油气实施勘察，比较常见的恶劣环境之一就是高温高压井。高温高压井的测试和一般的井存在比较大的差异，有着较多的局限性，弱工程条件局限性、温度压力等限制，对此，在现场作业中，充分的考虑井矿和井矿的具体条件，根据井下地质情况合理选取测试设备并采取合理井控措施，采用合理工艺流程，保证测试任务可以顺利完成。
1 现场设计
1.1 测试的方法
通常使用的测试方法是对其中一层测试中，将一层实行关闭，随后开展逐层上返测试，在保证剂量要低于压井液密度情况下，达到负压射孔测试的联作，在测试的时间很长之后，直接跳转并采取无固相射孔液的方式。
1.2 地面设计
根据测试的工具实现起下、坐封、放喷求产、关井以及压井的各个状态下确定井口的装置、坐封历程以及放喷求产的过程和设备以及压井流程。根据地面的连接顺序依次排列，同时还要确定连接工具管线、规格和设备的名字，以及准确的额定压力，实现现场地面流程安装过程的顺利，同时还要在工作中分析额定压力。
1.3 数据采集系统设计
采取温度、压力和数据的自采系统，了解放喷求产和关井地面的位置和温度改变，将以上内容当作现场管理中的重要依据。在地面监测中的关键位置为：井口油压、技术套管、环空压力和油层套管顶部的压力以及温度；测试数据顶部的压力和温度，二级油嘴管汇下流压力和温度，分离器中的压力。同时还要结合井下管柱和地面井口以及各个监控地点工具的最大承受压力，通过以上措施，监控井下管柱和地面井口的各个监控位置下的工具额定压承，监控各个监控点的最大以及最小的压力，同时还要对井口的最高温度实行有效监控。
1.4 井下管柱设计
井下工具操作是需要被工程条件所限制的，在满足资料录取的基础上，管柱的结构要保证越简单越好。关于设计测试管柱，需要存在的特点是操作简便、灵活使用等特点，同时做好良好应急。
在设计中必须需要对管柱的力学性能进行分析，同时要结合高温高压井特点，对下列几点进行考虑：套管内的压强评估和对抗外力挤压强度的评估；分析顶替射孔液整个过程的套管外挤压力变化情况，同时评价射孔液密度设计的合理性和安全性；针对有可能会出现的较为恶劣的情况下，对管柱的强度进行校核；并且实现在各种工况下计算出管柱的变形情况，计算长时间试采或投产井气体冲蚀；根据强度校核和变形情况实行计算，提出管柱最佳组合建议；并且要根据管柱应力确定孔射、酸化和测试联作施工泵压，并且确定环空平衡压力的施工参数安全数值。
1.5 实行施工计算测试
深井在高温状态下的底层测试井下管柱和地面井、放喷过程等，会伴随测试井的工况变化较大应力，因此对于管柱的设计，在不同工况下应力变化的计算是测试工艺获得成功的重点。
计算井口最高压方法：井口的最大压力的测试中，选择控制的井口、计算施工力学测试的数据十分重要，在设计中同时还要接受相应的预测。
井口温度预测，在温度变化中，精密测试管柱会发生伸长或缩短，分别针对封隔器造成向上或向下的力。针对插管封隔器，确定插管程度，计算得出温度效应，保证插管不会出现滑动或抽出。对固定式分封隔器要计算其温度效应力，该力可以导致封隔器失封。
2 测试采取的工艺
2.1 测试工具的选择
由于高温高压井测试存在自身特点，针对测试工具的压力级别、放硫化氢等级别的要求十分严格。原则是：井下DST测试工具的额定工作压力应该不小于最高预测井底关井压力的1.1倍；针对含硫化氢的地层测试，要结合底层硫化氢的含量来确定工具的防硫级别，进行该设备的选择要符合NACE MR-0175标准要求。
2.2 使用合适的射孔液和压井液
在测试中利用射孔液的密度一般需要遵守三个原则，这三个原则一是满足封隔器承压能力需求；在射孔测试联作条件下，根据测试垫密度设计射孔液密度，设计压差时要保持器低于封隔器工作压差；并且还要满足替液作业安全需要。使用中低密度射孔液针对原钻孔内出现的压差引起井筒负压的出现，射孔液密度保证地层不会经过套管悬挂器下进入井筒内，更不能因为替液作业引起套管外挤力变化，满足相关的作业要求。
2.3 高温高压井中的测试管柱设计
高温高压井的测试管柱存在一个共同点就是对井下开关阀进行了设置，显示出了保证先从井下对油气源实现切断的思路，进而有效缓解井口的压力，避免出现井口与地面油气失控。
2.3.1 射孔测试的联作管柱
管柱的各个结构依次是：控制头、钻杆、深短节、循环阀、安全循环阀、放样阀、LPRN阀、内压计托筒、电子压计托筒、旁通阀、安全接头等。
2.3.2 跨隔测试管柱
跨隔测试管柱的结构从上到下分别是：控制头、油管、反循环阀、油管、MFE测试器、锁紧接头、压力计托筒、减销封隔器、筛管、起爆器、射孔枪、减震器、卡瓦分隔器、电子压力计、泄压阀、盲接头以及监测压力计。
2.3.3 RD测试管柱
这一管柱作业有着较高的安全度，比较适合运用在确认后的高压以及高产底层，同时还符合了需要实施射孔、酸化和测试联作等要求。其具有的特点主要是：管柱内的RD安全循环阀球阀能够开启但是循环孔需要被关住，管柱内部是重泥浆，其内外的压力需要保持平衡。管柱在到位之后，正替清水以及在轻泥浆之后要先实行坐封封隔器，并且在随后的管柱内实行憋压孔射。经过求产后，环空憋压将会打开RD循环阀的循环孔，关闭球阀后，实现井下的一次灌井和压井的反循环。
2.3.4 投棒射孔测试管柱
该管柱主要特点为安全可靠，且封隔器具有良好的耐高温性，最高耐温是180℃，并且还能在关注中实现进一步负压。管柱中的主要结构是：油管、定位短节、RD安全循环阀、内置电子压力计、开孔和点火头、射孔枪等。
以上几种对管柱进行测试的方法要结合不同情况来灵活选用，或是可以变换测试工作组的新管柱。保证高压作业的安全性，钻杆测试管柱通常是要被运用在井口压力小于50MPa、其产量在50×104m3/d之下的工况。
2.4 井口控制
高压气井井口控制系统与井的安全密切相关，因此要根据井口压力实现预测性的选择井口控制装置。井口的流动压力预测是低于50MPa、关井压力要小于70MPa两开两关的常规性测试可以采用103MPa测试控制头，并且两端配备了液动控制阀。系统试气和预测井口的流动压力通常要比50MPa这一数值高、灌井压力要高于70MPa两开两关常规测试采用103MPa采气树。
2.5 地面测试
较为合理的高温高压井地面测试要经过以下环节：用地面油嘴管汇取代钻台管汇，将很容易发生失控的环节保持远离井口。采取两套流程双翼放喷求产。通过液动和手动双重控制高压有效控制井口，紧急情况能够远程控制，井口到地面油嘴管汇使用件数密封的专用高压管线进行连接，避免出现高温高压气体的泄露，造成火灾。设置地面测试数据自动采集装置，对压力进行适当的采集和检测，同时还要对温度和产量等数据实行有效收集，并且能够较为及时地发出警报信号。设置安全装置能够有效防止油气发生失控，引发突发事件。
3 小结
结合油气井情况确定合理的施工方案，安装和配置安全有效测试管柱，并且选取合适的管柱组合，开展必要的估算保证测试成功。
在实行高温高压井的测试中，井口装置和地面流程化设计密切联系着施工的安全和可靠。
参 考 文 献
[1] 李俊明，杨庆峰，陈胜军.川东北地区高压气井测试技术研究及现场应用[J].油气井测试，2014，02：35-44+77.
高压高温技术 篇7
关键词：凝析气田,控制压力钻井,窄小压力窗口,KVITEBJΦRN油田,高温高压
1 概述
KVITEBJΦRN油田位于北海北部挪威大陆架Gullfaks油田的东南部, 是高温高压凝析气田, 油层位于中侏罗纪BRENT组和下侏罗纪的砂岩中。储层的油顶垂深大约是4 070 m。早期的开发导致了地层压力亏空, 致使储层的地层孔隙压力接近破裂压力。原始孔隙压力是77.5 MPa (相对密度1.93 SG) , 破裂压力是87.5 MPa (2.19 SG) , 储层温度155 ℃, 作业处海水深度193 m。
在应用控制压力钻井 (MPD) 技术以前, 共钻了9口井。2004年9月, 第二口井完井后, 该油田开始投产。34/11-A-2井是最后一口采用常规方法钻的井, 该井钻遇压力亏空层, 地层压力亏空达14～17 MPa, 发生了严重的井漏。考虑到井漏带来的井控方面的高风险, 被迫中断钻井作业, 未能钻达设计井深。
34/11-A-2井的井漏停钻事实表明:传统的钻井方法不再适用于该油田, 除非找到能在压力窗口窄小情况实现安全钻进的钻井方式, 否则KVITEBJΦRN油田的钻井计划无法进一步实施。
发生34/11-A-2井井漏停钻事件后, 该油田靠采取降低产量、遏制地层压力衰竭速度的方法, 以完成其最初的勘探开发计划。2006年12月, 油田产量降低了50%, 而到2007年5月, 当地层亏空压力达20 MPa时, 被迫关井停产。
为解决这一高温高压气田窄小压力窗口钻井问题, 继续该油田的开发, 综合使用了包括控制压力钻井在内的多项技术。
控制压力钻井是利用较低的钻井液密度和地面控制回压装置来调整井下压力的一项技术。如果能精确地控制井底压力接近或稍大于最大地层孔隙压力, 就能创造一个安全的作业环境, 继续进行钻井作业。控制压力钻井技术为KVITEBJΦRN油田后续钻井作业提供了一个解决方案, 但该技术在高温高压环境下的应用却鲜有成功先例。
高温高压环境需要用到精确的自动节流控制, 以补偿因井下温度、钻具旋转、抽吸/压力激动及其他原因产生的井底压力变化。为了恢复KVITEBJΦRN油田的钻井作业, 采用了以控制压力钻井技术为核心, 选择了能支持该技术的其他配套技术, 以适应高温高压环境, 统称为综合控制压力钻井技术。2007年, 该技术在KVITEBJΦRN油田2口开发井中得到成功应用。
2 综合控制压力钻井技术
综合控制压力钻井技术是多项技术的集成, 包括:MPD在高温高压井中的应用技术;接单根/立柱过程中的不间断循环技术;选用能提高地层承压能力的钻井液体系等。新技术和新方法的开发和应用贯穿于项目的设计、配套装备测试和调试等各个阶段。
2.1 专业管理
专业管理是成功实施MPD技术的关键。MPD钻井的复杂性, 以及服务、设备和人员的协作, 要求高水平的监督和管理。要充分发挥设备的潜能, 必须优化设备的配套, 但这种配套应根据设计的主要目标和要求进行优化。
完成技术和设备的配套设计后, 要做的便是进行合理的取舍和权衡, 例如要在快速反应和高精度之间进行合理的均衡等。水力模型模拟在应用MPD作业全过程中十分重要, 是作为一项最基础的工作反映在MPD作业的设计、作业程序、应急方案及设备配套等各个环节中。
然而, 实践表明, 计算机的模拟数据和实际情况还是有差别的, 在MPD实施的过程中, 应始终进行实时参数的人工解释, 对模拟数据的准确与否作出判断。
2.2 MPD的技术核心
MPD核心是利用旋转头实现环空动态密封, 使返回的泥浆流经地面节流阀, 依靠节流阀控制环空回压, 达到调节井下压力的目的。采用的泥浆密度低于初始地层孔隙压力, 泥浆柱静压力、环空循环阻力和环空回压平衡于底层压力或稍微高于地层孔隙压力。MPD技术以这种方式保持了井下压力平衡, 阻止地层流体侵入, 防止地层垮塌。
水力流型是实现MPD技术应用于高温高压井的关键。
高温高压井的显著特点是井下压力大, 这种变化并不只是体现在高当量循环密度 (ECD) 的影响, 而且井温的变化可以影响泥浆密度和黏度, 管柱的运动、转动、扭矩和岩屑的运移等, 这一切对井底压力变化产生连续和显著的影响。因此, 只有通过采用补偿压力机制, 才能实现井底压力稳定 (图1) 。
压力补偿是利用调节节流阀和调控环空回压实现的。为此, 在高温高压情况下, 需要实时运行一个高级动态水力流型。受微机计算能力和来自钻机传感器的数据输入速度和准确性的限制, 需要用实测的井下压力数据对流型进行校对, 确保其准确性。
自动节流控制的作用有两方面:一方面将来自流型的变化准确地输入给节流阀控制器;另一方面是准确及时地调节节流阀, 从而实现实时、动态的节流调节与控制。二者是实现系统快速反应和有效工作的关键。
一般的钻井过程中, 是连续小幅度地调节节流阀, 平衡井下压力的连续小幅变化。但在一些特殊情况下需要节流控制作出极快速和精确的反应, 例如, 环空发生堵塞、突然停泵、动力系统故障、刺钻具等, 这时通常就需要人工干预。
用于钻井液的先进的流体计量技术也适用于MPD钻井系统。质量流量计精度高, 与合适的软件配套应用, 可对井涌进行极其准确的检测和辨识。
2.3 不间断循环系统
不间断循环系统允许在不停止钻井液循环的条件下实现接单根或立柱的上卸扣作业。在高温高压井中, 泥浆不间断循环降低了井下温度变化造成的影响, 实现井筒内的水力学稳定, 并有利于更好地实施节流阀控制。作为设备配套的不可或缺步骤, 在完成安装调试不间断循环系统后, 还需要与钻机系统进行匹配运转, 该系统才能完成预期的作业任务。
2.4 钻井液
作业中采用的泥浆体系为甲酸盐 (铯/钾) 体系, 加入含量和分布得到良好控制的固相颗粒, 以及混入碳酸钙、石墨和果壳等材料。实验室证明, 这种混合泥浆配方具有良好的提高地层承压能力特性, 能有效提高KVITEBJΦRN油田砂岩破裂压力。
在钻高温高压井过程中, 起钻时单靠应用旋转头和节流阀机械密封的方式实现井筒压力的控制并非最佳的选择, 对于井下压力的有效控制是不够的。在MPD控制压力作业中, 当起钻起出大约2/3时, 可以采用打平衡泥浆塞 (BMP) 和加重泥浆的办法实现井内的静液柱压力过平衡于地层压力, 此后便可以采用常规方法起钻。这种新研制的BMP是非常稳定的, 具有良好的分隔作用, 同时可以完全传递静液柱压力, 对井底压力实现直接控制。当打重泥浆时, 先打胶联隔离塞 (基于甲酸盐泥浆) , 起支撑作用, 最大程度地减小轻重泥浆间的接触面, 防止重泥浆沿井眼下滑。不过应该注意到, 这种利用井内多密度泥浆柱实现井底压力平衡办法可能会使井内压力过平衡于油层压力的程度较高, 且由于后续起钻作业没有MPD的压力补偿机制, 起钻时产生的井内压力波动会比较大。
3 设备布置
MPD作业的设备布置见图1。将MPD技术用于高温高压井的关键是将MPD井口压力控制组置于高压防喷器 (HP BOP) 上面, 这样的井口组合可以满足高温高压井的所有井控要求。在任何情况下, 都可以即时启用高温高压井控程序, 使用高压防喷器。
KVITEBJΦRN油田MPD作业中, 采用了183/4 in (1 in=25.4 mm) 15 000 psi (1 psi=6.895 kPa) 防喷器组, 其包含4个闸板防喷器和1个10 000 psi的环形防喷器。其中中上部闸板为全封/剪切闸板, 可以实现剪切钻杆并实施全密封。置于高压防喷器组上面的MPD井口控制组则由1个11 in 5 000 psi的旋转控制头 (RCH) 、1个135/8 in 5 000 psi的闸板防喷器 (能起刮泥和密封作用) 和1个135/8 in 5 000 psi的起下钻环形防喷装置组成。
就设备本身而言, MPD井口控制装置可以作为钻低压井的井控装置, 但在这里的MPD作业中, 应将井控控制和正常作业控制区分开来。MPD控制系统的核心是随钻压力控制 (PCWD) 旋转控制头, 通过活动的密封元件控制带压起下钻具, 并要考虑多组密封配合, 确保密封胶芯可以在作业过程中安全更换。
安装双节流阀是为了防止节流阀腐蚀坏损。泄压阀安装在回流管线, 主泄压阀由节流控制软件自动控制, 主泄压阀的压力设置比节流参考压力高出0.5～1 MPa。
当节流阀设定压力通过流型器调节时, 泄压阀的设定压力也会相应自动调节。压力超过设定值, 泄压阀打开, 泄压。当压力降到设定值后, 泄压阀会自动关闭。这种泄压阀能准确地按照预设自动调节, 保持井眼的压力平衡。
流量计安装在旁路, 以便清洁和拆卸。安装和校验后, 它可提供高质量的数据。这些数据可用于实时在线分析和判断, 甚至可以用于对意外事件的系统反应和决策。在MPD作业中, 流量计只用于监测, 不用于对系统的直接控制。
辅助泵用于在起下钻时通过井口装置连续从循环罐向井内注清洁的泥浆, 保持环空充满泥浆, 泥浆的连续循环流动使节流管汇可以维持回压。这样就能在不使用钻井主泥浆泵的情况下, 确保环空的压力控制, 降低能耗。辅助泵要求必须是独立驱动 (电动机或柴油机) , 此外, 对其可靠性、压力波动和排量也有较高的要求。
4 压力控制
根据所钻井的地层压力预测, 制定了压力控制策略和办法, 在钻34/11-A-13 T2井时采用的压力控制方法中, 初始储层压力根据已钻井获得;储层压力曲线是由当量循环密度来表示的, 储层顶部的值为1.92 SG, 储层底部的值为1.86 SG。由于地层破裂压力衰竭情况无法准确预计, 因此在该储层中钻遇压力亏空的几率和风险较高。
钻井过程中, 在储层顶部, 井眼压力梯度控制在1.94 SG (比预测的最大孔隙压力高出0.02 SG) 。随着井深增加, 压力逐渐降低, 原则是:
◇ 在储层钻进时, 始终保持井筒压力高于最大地层预测压力值0.02 SG;
◇ 井筒压力保持高于已钻地层压力测量值0.02 SG, 已钻地层压力值通过井下钻具组合中的随钻地层压力测试 (FPWD) 工具获取。
对于压力控制策略而言, FPWD技术是关键, 它可以在不停泵或起下钻的情况下, 对地层压力随时进行测定。
这种压力控制方法可以最大限度地利用“压力窗口”内的可控性, 不存在欠平衡带来的风险。通过节流压力的控制, 可以简单又快捷地实现对井下压力的增量控制。实践表明, 利用MPD控制压力系统对井下压力进行动态调整的范围是±0.5 MPa。
5 作业概述
97/8 in套管下深为6 101 m (垂深4 093 m) , 调整替换为甲酸盐泥浆 (密度为1.84, 测量温度50 ℃) , 在钻出97/8 in套管鞋23 m后, 进行地层破裂压力试验, 测得地层破裂压力当量泥浆密度为2.05。之后, 安装、调试MPD控制系统, 并完成人员培训、实战演练等准备工作。
钻具组合配有综合随钻测井 (LWD) (包括1个随钻地层压力测试工具) 、环空压力和温度传感器、3个钻柱浮阀 (工作压力51.7 MPa) 、1个多功能循环接头 (MFCS) 。采用含41/2in和5 in钻杆的塔形钻具组合, 能承受55 kN5m的扭矩。
以MPD模式钻81/2 in井眼至6 197 m, 由于当量循环密度比预测的高0.8～1 MPa, 泥浆密度从1.84降至1.81 (测量温度50 ℃) , 从而提高了节流阀控制的压力范围。
在钻进过程中压力检测到钻具被刺坏, 停钻, 起钻检查, 发现钻具在1 900 m处断开。关高压封井器, 关井套压为4.2 MPa, 以补偿当量循环密度及回压的损失, 确保井下压力平衡。人工干预措施以尽量缩短井下欠平衡的时间, 未监测到有地层流体的侵入。为达到静液态平衡, 打入密度为2.12的重泥浆塞 (特制的平衡泥浆塞) 。由于在断开处以上的钻具中没有浮阀, 当起钻并替换井内泥浆时, 不间断循环系统 (CCS) 被证明可以维持井筒内的压力。
打捞作业进行了数次, 在成功打捞出落鱼前, 还下了电缆测试工具。通过打入平衡泥浆塞, 曾几次在控制压力钻井模式和普通钻井之间转换。由于泥浆中固相粒子的沉降, 落鱼的顶部所处环空和钻具被堵塞, 因此必须先清除堵塞物才能成功实施打捞, 这延长了打捞作业的时间。在打捞作业过程中, 控制压力钻井系统的设计灵活性及其可靠性得到充分的证明。
成功完成打捞后, 继续采用控制压力钻井的方式钻穿油层, 到测量井深6 351 m完钻。平均钻井参数:机械钻速10 m/h, 排量 (钻井泵) 1 000 L/min, (辅助泵) 580 L/min, 转速100 r/min, 扭矩是45～58 kN5m。井下压力维持在当量泥浆密度1.92, 节流阀的节流压力是1.4～1.6 MPa。在钻穿储层时, 对多点进行地层压力测试, 测试记录表明储层压力衰竭很大, 且测到的最大地层亏空压力出现在下Ness地层, 亏空值为12.4 MPa。
钻达目的井深后, 评估完获取的数据, 后续作业顺利转换为过平衡钻井方式, 即常规钻井模式。
6 总结
6.1 实现高温高压环境下MPD压力自动控制
正常钻进和循环作业期间, MPD钻井系统将井眼压力变化增幅控制在0.04 MPa的范围内。MPD系统在钻高温高压井中, 可以实施精确的压力自动控制。
6.2 成功配套应用不间断循环系统
在不间断循环系统安装调试结束后, 完全可以在不中断井内循环的情况下接钻具。接钻具时, 立管压力波动范围大约是0.6 MPa, 比井下压力指示值低0.2 MPa, 钻杆上卸扣的扭矩是63 kN5m。
当多次连接钻具时, 停止泥浆循环。此时, 当量循环密度减少到零, 利用泥浆泵摘泵后的惯性并配合节流阀自动控制模式增加节流阀回压, 用这样的方法维持井底压力。这种方法多在紧急情况下和在上部井段起下钻时使用。
6.3 LWD测量和随钻地层压力测试
要启动随钻测量系统 (LWD) 中的地层压力测试功能 (FPWD) , 需要周期性地将泥浆泵排量从1 000 L/min减到600 L/min, 排量的定量变化可以启动FPWD工具进行压力测量。要补偿泥浆排量的这种变化造成的压力波动, 单靠控压系统的自动控制难以达到稳定压力的目的, 这就需要实施人工控制, 并且产生结果过程具有可重复性。尽管利用人工干预的方式与井下工具进行通讯会产生±0.4 MPa的井下压力波动, 但仍在±0.5 MPa的控制目标范围内。
6.4 钻井过程中的气体问题
在钻穿油层的过程中, 没有观察到气体渗入或气侵。但仍然在钻进过程中有气体进入井内, 根据记录, 在泥浆中钻进气的浓度最高达到3%, 泥浆循环量增加了400～500 L。滞后时间约是1小时。依据流量计的测量, 相应的上返速度相当于300 L/min。
监测各参数是确定泥浆中侵入气体性质及其相关事故的最好方法, 一旦钻进过程中进入井内的气体返回到地面, 泥浆池液面和流速恢复到正常水平, 对BHP没有影响。必要时, 应停钻循环排放气体。在这种情况下, 用BOP关井会使水力流型不稳定, 产生更大的压力波动。明确判断是气侵或是地层其他流体侵入, 有利于减少关井次数。
6.5 泥浆体系
所用泥浆配方基于大量的室内实验, 其特点是具有低的当量循环密度, 但同时在某种程度上牺牲低泥浆的悬浮性。最初的泥浆配方包括果壳材料, 但施工过程中发现它会堵塞一些地面设备, 因此没再使用。
泥浆中加入了大量的碳酸钙。正常循环时, 没有发生问题。停止循环进行长时间的打捞作业时, 在井斜57°的井段发现存在严重的固相颗粒沉降, 严重影响了打捞作业的进行。
可见, 该泥浆的固相粒子悬浮特性较差, 因此
在后续的作业中需要调整固相粒子的浓度和增加泥浆的悬浮能力, 在优化当量循环密度 (ECD) 和泥浆悬浮性能间获取较平衡、合理的方案。
6.6 流型和APWD读数
用随钻环空压力测试 (APWD) 短节实时测量环空压力值。这些压力值主要用来校核流型, 优化流型。在测试阶段, APWD读数有1.2 MPa的误差, 经过仔细校核后, 读数稳定。
在钻井过程中, 流型分析结果和APWD读数之间有0.8～1 MPa的压力差值, 由此可见校核的必要性。通过修正钻井液流变性输入值, 两者之间的差值可以减至0.2 MPa, 从而提高了精度。
当精度要求较高时, 结果校核及APWD工具的误差值是非常重要的考虑因素。尽管流型的精度不断得到改善, 但毕竟是有限的。可以比较来自APWD和FPWD (随钻地层压力测试) 两个工具的压力读数值, 这两个压力值是独立的, 可与流型比较。对这些测量工具而言, 准确性和误差依然需要关注。
6.7 静态钻井液密度
高温高压反应釜系统研制 篇8
反应釜是一种过程设备, 在化学、石油炼制、石油化工、能源、冶金、建材、造纸、食品、核能、生物技术以及医药卫生等工业领域有着非常重要的作用。反应釜结构多样, 内部一般为高温高压, 有剧烈的化学物理反应。为了满足科学研究与实际应用的需要, 本文研制了一套高温高压反应釜系统。
1 高温高压反应釜工艺要求
反应釜一般伴随着各种化学反应, 其内部状态对整个系统的影响非常大。本反应釜需要耐100 MPa高压, 能承受1 200℃高温, 为其配备相应的手动控制系统与远程控制系统, 对反应釜的温度、压力进行控制[1]。反应釜工艺过程如图1所示。一般分为预热、升温、恒温和冷却回收4个阶段。其中预热温度θ1根据实际情况确定, 恒温阶段温度θ2是反应工艺的关键参数, 对于产品质量有着重要的影响, 所以提高恒温阶段的控制精度是提高产品质量的关键。
2 电磁感应加热系统
把金属圆柱体放在通有交流电的线圈中, 尽管金属圆柱不与线圈接触, 线圈本身的温度也很低, 但是圆柱表面却会被加热到发红, 甚至熔化。这是由于电磁感应作用, 在金属柱中感生与线圈电流方向相反的涡流, 在涡流的焦耳热作用下, 金属自身发热升温。金属圆柱中的感生电流表面最强, 在径向从外到里按指数函数方式减小, 这种电流不均匀分布的现象, 随电流频率升高而趋显著, 如图2所示。为简化电流计算, 假定图2 (a) 中斜线所示的电流全能折合成图2 (b) 所示的按表面电流密度均匀分布的形式, 则其电流分布带的宽度δ可表示为:
其中:ρ为金属的电阻率;ur为金属的相对导磁率;f为电流频率。
基于这样的理论基础, 经过多次试验, 我们采用额定功率为14kW的中频电源提供电源, 再用紫铜管绕制所需要的线圈产生磁场, 构建电磁感应加热系统。
3 过程控制系统
过程控制系统由被控对象 (反应釜温度) 、传感器和变送器 (热电偶、传感器、仪表) 、控制装置 (控制器) 、执行器 (继电器) 和控制阀 (继电器) 等几部分构成, 如图3所示。
4 控制策略
由于反应釜内部条件复杂, 具有非线性、时变不确定性, 难以建立精确的数学模型, 应用常规PID控制器不能达到理想的控制效果, 而且在实际生产现场, 由于受到参数整定方法复杂的困扰, 常规PID控制器参数往往整定不良、性能欠佳, 对运行工况的适应性很差。在调试过程中, 曾经多次出现强干扰的现象, 当温度在1 200℃附近时, 会突然引起很大的振荡, 系统的返回数据会突然降到零。这是非常严重的问题, 会引起相关控制系统的误操作, 因而引起系统的振荡, 无法达到控制的目的。基于这种情况, 如果结合一定的人工智能做出判断, 将会给程序设计与策略制定带来很大的方便, 所以考虑引入积分环节, 其目的主要是为了消除静差, 提高控制精度。即采用一个先进的积分分离PID控制策略[3], 具体实现过程如下: (1) 根据实际情况, 人为设定阈值ε>0; (2) 当e (t) >ε, 采用PD控制, 可避免产生过大的超调, 又使系统有较快的响应; (3) 当e (t) ≤ε, 采用PID控制, 以保证系统的控制精度。
为控制成本, 根据经验ε取值见表1。
经试验证明, 采用积分分离PID控制结合经验取值的控制策略, 其控制品质远超过普通PID控制, 特别是当系统有强干扰时, 积分分离PID控制将能很好地去除干扰, 得到较好的控制。图4为普通PID温度控制结果, 图5为采用积分分离PID之后的控制结果。
5 中频电源与水电安装
中频电源在本系统中给电磁感应加热系统提供高频电源, 其控制面板如图6所示。
中频电源由IGBT实现调频, 其功率可调, 最高可达14.7kW, 考虑到高温高压反应釜的危险性, 设计了远程开关;为了直观地看到各种参数, 中频电源带有LED显示屏, 可显示电压、电流和功率;为了保证中频电源的工作条件和安全, 设置有10个报警灯及蜂鸣器, 只要中频电源的任何一个工作条件不符合, 蜂鸣器就报警, 方便了人工的监控, 也增强了整个系统的安全性。由于中频电源的要求高, 研发成本高, 而市场上又有成熟的产品, 本中频电源按照工作要求订制[5]。
中频电源需要配套水冷系统, 反应釜的紫铜管也需要水冷保护, 以防止紫铜烧化, 整个反应釜的水电系统如图7所示。
6 操作界面
高温高压反应釜配备远程上位机专门操作, 可对反应釜的实时状态及期间状态进行监控与记录。运用高级语言可以编写出各种界面, 但是在仪器仪表行业, 在不需要很高要求的前提下, 可以用LabVIEW方便地编写出简洁大方的操作界面, 如图8所示。
7 结语
本课题在综合了包括压力容器、过程控制以及材料科学等相关研究的成果之上, 通过长期实践探索, 研制出了一套高温高压反应釜系统。在特种装备的设计中做了一些小的尝试, 包括在强干扰环境中采用的先进PID控制策略和在放氧化环境中采用新的结构。这是一个多学科交织在一起的研究, 对于高温高压的实践应用是一次非常有效的探索。
参考文献
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高温高压深井试油完井问题分析 篇9
通常情况下, 高温高压深井均指油井的温度超过155℃、油井口的压力超过75MPa或者油井底的压力超过110MPa, 高温高压深井和常规的油井对比, 具有完井、试油、钻井等作业风险高难度大等特点, 在操作过程中要尤其注意, 不然则会造成重大意外事故。从21世纪初以来我国许多地区的高温高压深井不断的进行完井、试油等作业, 在生产部门的努力下, 很多完井、试油等作业都能够安全完成, 但油井在作业过程中也出现也一些问题。本文分析了高温高压深井的具体特点以及在作业过程中出现的问题, 并且根据问题提出了相应的解决措施。
2 试油完井作业的特点及对高温高压深井的影响
高温高压深井作业和一般的油井作业有着很多不一样的地方, 为了能够达到精细勘探的具体需求, 醉着试油技术以及装备水平的不断进步, 在现代化的油井作业中采用相同管柱能够完成不同方面的任务。在我国高温高压深井作业中, 完井与试油作业的基本特点可以总结为“复、深、高、联”, 其基本特点以及对高温高压深井作业的影响具体分析如下。
“复”首先是指由于深井有着较为复杂的结构, 由于井深, 通常要在尾部挂上管柱;其次是指在深井作业的过程中因为油井复杂的情况, 不仅增加了套管损伤的可能, 还会给试油留下安全隐患;再者因为油井储层有着不确定的因素并且比较复杂, 储层结构不仅有低渗高压还有高渗高压, 而低渗高压与高压高渗带给试油的准备以及套管的影响是不相同的;最后是指试油管柱有着复合的尺寸, 井下封隔器、安全阀以及测试阀等生产工具的组合比较复杂。
“深”是指油井的深度, 通常深度为5500~6500m, 有些油井则深达9000m。深井作业需要套管技术, 在进行钻井时必须要磨损实现放下的套管, 减少套管强度, 使试油作业受到一定的影响。相对放下油井的管柱来讲, 其变形以及受力青光对油管、流体密度、温度、井壁以及粘滞摩阻之间的敏感性有着很大的影响, 则是对油井管柱的活塞、膨胀以及温度等各方面效应造成管柱变形的作业安全性受到影响。
“高”则是指高地应力、高产、高压、高温以及其高生产压力差、不均匀性高储存压力等。这些不仅加大油井套管被挤毁的损失, 还会造成油井口开关的压力过大, 高温高压深井完井作业过后, 造成井内压力在被动情况下增加。在被动情况下增加油井压力会造成不同方面的危险因素:
(1) 导致油井套管出现破裂;
(2) 在特殊情况下将油井测试阀打开, 导致测试不成功。高生产出现压力差别使射孔套管破损以及底层出现沙砾的情况大大增加。
“联”是指转采、抽汲、测试、气举、射孔、酸化等不同方面的生产作业共同联作。将高压低渗作为例子, 油井在进入测试排液的后期时套管会有着较大的生产压力温差, 严重的甚至会造成套管挤毁;对待这种类型的深井通常会将储层进行改造, 而改造储层则会导致套管要承受较大的内部压力, 会导致破裂。所以, 在酸化以及测试进行联作时, 要将管柱压缩的距离合理配置, 倘若管柱压缩的距离达不到要求, 在酸化过程中则会由于管柱轴向变形缩短往轴向拉力转变, 给封隔器的密封功能带来一定的影响, 严重的甚至会造成失封移位。
3 高温高压深井试油完井出现的问题以及解决措施
根据调查相关资料显示, 高温高压深井在完井、试油的作业中, 油井的油嘴、下井管柱、试井电缆、套管等许多井下工具都出现过问题, 其主要表现以及解决措施如下。
套管破损具体有几个方面的原因:
(1) 挤毁, 出现这种现象的油井最为典型的是YX1井, 由于下井套管在很多位置出现磨损情况, 导致清水代替浆液, 油井内部与外部的压力差高于套管的强度, 解决措施为根据套管磨损的具体情况将井液的密度进行确定;
(2) 渗漏, 出现这种现象的油井最为典型的是LJ2井, 由于井下套管遭到磨损破裂, 导致张开裂度以及溶洞的底层无法将套管固定, 解决措施应为增加油井井筒。
油管破损具体有几个方面的原因:
(1) 在油井口时油管就已经挤毁, 出现这种现象的油井最为典型的是XS2井, 由于油管在进行轴向拉力时减少强度, 解决措施为将反排速度以及环空压力控制。
(2) 油管在油井底部时就已经破损, 出现这种现象的油井最为典型的是DB3井, 出现这种因素的原因是由于油管受到拉力的影响, 导致减少油管的强度, 解决措施为将油管内部的压力进行控制。
(3) 油管外壁遭到破损, 出现这种现象的油井最为典型的是KS101井, 由于管柱出现弯曲的情况, 而油井在进行作业时会导致井眼弯曲以及油井低频震动而造成油井油管破损的程度增加, 解决措施为控制油井生产的产量, 将油井底部的油管压力在一定程度上减少。
(4) 油管出现破裂情况。出现这种现象的油井最为典型的是KL203井, 出现油管破裂的情况主要是因为使用卡瓦, 卡体是油井油管受到较为严重的破损, 使油管的应力以及强度减少, 解决措施为通过使用无压痕管钳将油管进行上扣处理。
油井井下作业封堵器出现破损的原因分别为几种情况:
(1) 油井的电线电缆出现破损的情况, 这种情况主要是表现在油井出口处破裂, 出现这种现象的油井最为典型的是TZ821井, 主要是因为横向负载、加重杆、轴向冲击等方面的压力超过电缆自身能够负载的压力, 解决措施为从不同方面降低压力。
(2) 封堵器失封渗漏, 出现这种现象的油井最为典型的是DN3井, 由于油井在进行排量较大的酸压过后油井下层的温度处于过低状态, 导致管柱缩短出现渗漏失封情况, 解决措施为将封压缩距以及坐封负载能力根据实际情况加大, 在情况允许的情况下将缩管缩长。
(3) 油嘴发生破损的情况最明显的表现为刺漏, 出现这种现象的油井最为典型的是KL205井, 主要是因为油嘴在作业时压力差过大, 解决对策为从不同方面进行节流。
(4) 油井封堵器无法成功跨隔, 出现这种现象的油井最为典型的是TZ62井, 主要是由于封堵器在作业时生产压力有较大差别或者跨距较大, 造成在跨距过程中工具以及管柱破损, 解决措施为将作业过程中压力差以及跨距进行合理的规划。
4 结束语
总之, 在高温高压深井的完井与试油作业中要重视生产过程中出现的问题, 根据具体问题找到解决的措施, 要全面的分析油井井下工具压差升高以及磨损的主要原因, 并且从不同方面引进国外先进的高温高压深井完井与试油的技术, 与我国现有的油井作业技术互相对比, 选择比较安全可靠并且与各地区油井互相符合的完井与试油的技术。
摘要：本文简要的论述了我国油田高温高压深井以及深井的完井、试油作业, 并且分析了此作业自身具有的“复、深、高、联”等基本特点。以石油套管为主要例子, 研究完井、试油作业的基本特点以及高温高压深井对完井与试油作业的安全性带来怎样的影响。根据高温高压深井完井试油作业的基本问题进行细致的分析, 提出了相应的解决措施。
关键词：高温高压深井,完井,试油,问题,对策
参考文献
[1]窦益华, 张福祥.高温高压深井试油井下管柱力学分析及其应用[J].钻采工艺, 2007, 22 (5) :178-179
[2]王树强.大港油田套管完井水平井试油测试技术研究[J].油气井测试, 2008, 18 (4) :144-145
白云岩高温高压稳定性研究 篇10
白云岩的主要成分为白云石(碳酸钙镁),通常混有石英、长石、方解石和黏土等杂质,是超硬材料行业的主要原辅材料之一。在我国早期的工业金刚石合成实践中,万克拉金刚石所消耗的硬质合金顶锤高达数公斤至10公斤。上世纪90年代末,白云岩被引入高温高压组装块后,万克拉金刚石的锤耗降至0.1～0.5公斤范围,使金刚石合成成本得以大幅度下降[1]。目前我国金刚石年产量已经突破百亿克拉,占世界工业金刚石总产量的90%以上。这一成就来自行业多方面的科研成果,并不能简单地归因于白云岩的使用,但如果没有白云岩,由锤耗引起的生产成本太高,像今天这么高的产量不可能达到。事实上白云岩的广泛使用已经成为我国超硬材料行业的一大重要技术特点。
白云岩之所以能被应用于金刚石生产中是因为它具有很好的保温性能,在金刚石合成的高温高压条件下基本稳定,兼有良好的传压和绝缘性能。作为白云岩主要成分的白云石的热导率只有6.657 W/K/m,比叶蜡石的热导率9.044 W/K/m低26.4%。在金刚石生产中用白云岩取代紧邻石墨加热管区域的叶蜡石的好处是:(1)通过减轻叶蜡石相变降低锤耗;(2)增加合成组装块的保温能力节省了用来加热组装块的电力;(3)提高合成腔体温度均匀性,从而提高了合成金刚石块的产值。
使用白云岩的好处已经明白无误地被大规模金刚石生产实践所证实,但白云岩的使用会不会对金刚石合成造成不良影响?目前在超硬材料行业中,白云岩的使用已经扩大至cBN、PcBN、PCD和宝石级大单晶金刚石等超硬材料的合成,尤其是宝石级大单晶金刚石的合成时间需要几天至一个月,白云岩在超硬材料合成过程中有无负面影响更是一个值得探讨的问题。作为白云岩主要成分的白云石是一种复式碳酸盐,常压下加热至600℃就开始分解出CO2。该分解反应随着温度的升高而加速,随着压力的升高而逐渐被抑制,问题是在金刚石合成的高温高压条件下究竟白云石会分解出多少CO2,遗憾的是白云石在金刚石合成条件下的分解程度还没有被认真地研究过。白云石分解出的CO2带来的影响可能有两方面。首先,CO2对金刚石的质量没有好处,因为它溶入金属触媒就会造成触媒的氧化;其次,CO2可能导致放气炮频率增加。 “放气炮”的主要原因当然是叶蜡石的密封能力不足,但这与白云石分解出CO2是否有关?因此,无论是研究“放气炮”的机理,还是提高金刚石的质量,我们都需要对白云石在金刚石合成条件下的稳定性有一个比较清晰的了解。
本研究的目的在于查明白云岩作为合成组装块的保温传压材料,在金刚石合成的高温高压条件下,其主要成分白云石是否会大量分解从而放出大量CO2,白云石是否与白云岩中的杂质成分以及成形辅助剂水玻璃发生化学反应。
2 实验条件
所使用的白云岩粉产自河南南阳,粒度为100～200目。其它辅助材料包括:二氧化硅(石英),分析纯级,粒度200目;工业水玻璃,模数2.5。所使用的高温高压设备为560mm缸径六面顶压机,物相分析设备为粉末X射线衍射仪(型号D/Max2200PC,日本理学株式会社)。
图1为高温高压实验所使用的合成组装块示意图,与生产金刚石所使用的组装块基本相同。先后将白云岩粉末、白云岩与石英(20%重量)混合粉末装入钼制金属屏蔽杯,然后放入组装块作高温高压处理。为考察白云岩实际使用状态下的稳定性,将白云岩粉末与水玻璃(Na2SiO3)混合均匀,经过压制成形、烘干(120℃,3小时)后再装入金属屏蔽杯。高温高压处理温度1350℃～1450℃,压力5.2～5.3GPa,保温时间1小时。
3 实验结果
3.1 白云岩的成分
图2为白云岩X射线衍射图谱,衍射分析结果表明,所用白云岩的成分为白云石和石英。白云岩的其它杂质如长石和黏土等衍射峰未能确认。
为进一步估算白云岩中的石英分量,对白云岩进行了热重分析(升温速度40℃/min)。热重曲线显示,白云岩中的白云石约在580℃时开始分解,至860℃时分解完毕,分解过程重量损失42.60%。与纯白云石全部分解时重量损失47.73%相比较,如果略去X射线衍射未能确认的其它少量成分,可知白云岩中的石英分量约为10.8%。
3.2 白云岩高温高压下的稳定性
为了考察白云岩的高温高压稳定性,分别将白云岩粉末、白云岩与石英(20%重量)混合粉末进行高温高压处理。虽然3.1中的X射线衍射分析未能确认白云岩中包含长石和黏土等杂质,但并不能因此彻底排除这些微量杂质存在的可能性。可以预测白云石与石英在实验温度范围内不会发生化学方应,但它们可能在长石或黏土等微量杂质作用下发生反应,为加强这种可能的反应以便于观察,在白云岩中加入了石英。
图3为白云岩粉末、白云岩与石英混合粉末经过高温高压处理后所得产物的X射线衍射图谱。首先,由衍射图谱A可以确认白云岩所得产物仅包含白云石和柯石英两个相,未见氧化镁、氧化钙或其它物相的衍射峰,说明白云石在实验的高温高压下没有分解或基本不分解,而白云岩中的石英却完全转变成柯石英。其次,由衍射图谱B可以确认白云岩与石英混合物所得产物与白云岩所得产物所包含的相完全相同,只是柯石英的衍射峰变强了,这当然是由于高温高压处理前样品中加入的石英所致。
A:白云石高温高压合成产物, B:白云石+20%石英高温高压合成产物。
A: dolomite, B: dolomite+20wt% quartz
为了进一步查明白云石在实验条件下不分解还是基本不分解,将白云岩和经高温高压处理所得产物分别研成粉末后放入少量蒸馏水中制成水溶液。发现前者未能使PH试纸变色,而后者能使PH试纸微微变色,这说明白云石在实验条件下发生了很轻微分解,生成了微量氧化钙和氧化镁,而正是氧化钙使水溶液呈弱碱性。
3.3 白云岩与水玻璃混合物高温高压稳定性
在金刚石工业化生产中,白云岩一般要与少量水玻璃溶液混合后压制成形才能使用。为了查明白云岩在实际使用条件下的稳定性,将白云岩粉末与水玻璃(20%重量)混合,经压制成形、烘干后再进行高温高压处理。图4为处理所得产物的X射线衍射图谱(B)。结果表明,除了白云石和柯石英外产物中还有一定量的新相透辉石(CaMg(SiO3)2)。作为参照,图4中并列显示了白云岩高温高压处理产物的衍射图谱(A)。仔细对比观察衍射图谱A和B可以发现,白云岩粉末与水玻璃混合产物衍射图谱中的柯石英衍射峰增强了。
A:白云石高温高压合成产物, B:白云石+20%水玻璃高温高压合成产物。
A: dolomite, B: dolomite+20wt% soluble glass
4 分析讨论
水玻璃的加入,使白云岩经高温高压处理后出现了新相透辉石,反应进程如下:
关于反应式中二氧化硅的来源存在三种可能性。一种可能性来自于白云岩中所含的杂质石英;另一种可能性来自于水玻璃,而水玻璃中的Na2O则与白云岩中的部分石英反应生成玻璃。因为玻璃为非晶态物质,在X射线衍射图谱中看不到;再一种可能就是同时来源于石英和水玻璃。究竟二氧化硅来源如何还有待于进一步查明,但无论哪一种来源,透辉石的生成表明白云石参加了反应并释放出CO2。白云岩与水玻璃混合物的高温高压处理产物中(图4中的X射线衍射图谱B)柯石英分量的增加,可能是水玻璃中的部分SiO2转变成柯石英。
透辉石的生成降低了白云岩的保温性能,CO2的生成增加了高温高压合成腔体中的触媒(如在金刚石或大单晶金刚石合成中)或粘接剂(如在PCD合成中)被氧化的可能,同时对密封介质的密封性能提出了更高的要求。
为查明加入水玻璃对白云岩稳定性的影响,3.3所述实验中使用了高达20%的水玻璃,实际金刚石生产实践中不会使用如此大量的水玻璃,因此也不会有大量二氧化碳的生成。
5 结论
(1)白云岩作为一种常用的保温传压介质,在高温高压条件下具有很好的稳定性,白云岩中的白云石仅发生轻微分解,生成微量二氧化碳、氧化钙和氧化镁。
(2)在没有加入水玻璃的情况下,白云岩中的二氧化硅杂质不会降低白云石的高温高压稳定性。
(3)加入水玻璃后,白云岩的高温高压稳定性减弱,白云石与二氧化硅反应生成透辉石并释放出二氧化碳气体。尚未查明二氧化硅来自白云岩还是水玻璃,或两种来源均有。对高温高压合成而言,透辉石和二氧化碳所产生的影响均为负面,尤其是后者。
参考文献
高压高温技术 篇11
1 分析现有的自密封结构
电站阀当前使用的自密封结构主要有两种:楔形组合密封与楔形垫密封。通常情况下, 组合式的楔形垫结构适用于大口径的阀门, 楔形垫结构适用于小口径阀门。其结构如下图1所示;
这两种结构形式有着相同的工作原理, 均是在浮动顶盖与圆筒体端部间放置楔形垫, 在螺栓的作用下, 预紧力产生, 进而初始比压形成。在受到介质压力的影响后, 浮动顶盖在压力的作用下, 会向上使楔形垫受到压缩, 这时自紧密封就实现了。如果管道介质的压力是从低到高的变化, 只有达到以下两个条件, 才能使这种阀门一直处于密封状态:1) 在预紧螺栓的作用下, 形成特有的初始比压;2) 处于高压时, 高压不影响到密封面。在进行楔形垫的设计时, 为了达到这两个条件, 不但其材料要满足在低压时, 其塑性的变形, 而且为了使密封面不被高压压溃, 又必须有足够的强度。当前解决这一矛盾的主要方法就是, 将软质镀层或者是涂覆层镀在高强度材料的表面。现有的楔形垫密封结构在经过分析后, 主要的不足有以下方面:在加工零件时, 有很高的精度要求, 且装配的要求也比较高;由于需要镀层等, 加大了投资费用, 而且在高温时, 镀层等可能会出现剥落, 在低压时, 密封的可靠性不强。
2 设计新型的自密封结构
基于现有自密封结构的缺点, 设计一种双密封圈的自密封结构, 如下图2所示:
1—阀体2—软密封圈3—硬密封圈4—阀盖5—压环6———四开环
此种密封结构最主要的特点就是, 基于原有的楔形垫, 并将其分为软密封圈及弹性硬密封圈所组合而成的双密封结构。下面的软密封圈主要是用柔性石墨或者是基于柔性石墨的材料压制而成, 下面的弹性密封圈则是由0Crl8Ni9或者是奥氏体钢制。
2.1 设计时注意的事项
1) 由于软密封圈是由柔性石墨或者是基于柔性石墨的材料压制而成, 因而在考虑到材料有较大的回弹量与压缩量后, 要适宜的放大H尺寸。2) 因为在设计金属密封圈时, 是弹性设计, 所以设计的尺寸D1=D- (1~1.5) , 同时角度5℃在设置时也要注意。在外圆上进行槽数量与大小的设计时, 要基于H1的大小, 使弹性加大。3) 软密封圈是30℃的斜角, 弹性金属密封圈是32℃的斜角, 在进行密封金属密封圈时, 要先密封金属密封圈的上口, 以此加大金属密封圈的弹性。对于这样的设计, 既综合了现有楔形垫密封结构的优势, 还使现有楔形密封的不足得到了很好的改善。
2.2 双密封结构的优点
1) 双密封结构由于存在软密封, 因则对螺栓预紧力的需求就要小很多, 初始密封的比压也比较小, 很容易在低压下密封。在进行设计时, 预紧螺栓可适当地减小, 以便使阀门的成本降低。2) 柔性石墨的的压缩率较之于金属材料, 是非常大的, 且柔性线胀系数要比金属材料小很多, 在20~600℃时, 两者的值分别为1.5~4.65×16-16/℃、17.9×16-16/℃。随着压力与温度的不断升高, 弹性金属密封圈逐渐受力并进行密封, 这时软密封圈的受力是非常小的。如此, 不但在高温高压下可以密封, 而且软密封圈也受不到压溃。3) 初始密封比压主要是在柔性石墨的作用下, 进行密封的, 所以在加工浮动阀盖、弹性金属密封圈与圆筒体端部时, 可以降低精度的要求。且也无需镀层至金属密封圈表面, 成本也随之减少。4) 在安装顶盖时, 由于此种结构没有较高的误差要求, 因而在装配时, 比较容易。5) 因为软硬双层密封圈都要进行密封, 所以如果温度与压力出现变动, 则可靠的密封也是可能实现的。
3 计算与双密封结构有关的数据
1) 计算预紧螺栓的载荷 (预紧状态时, 软密封圈的楔形垫的轴向分力)
公式中, Fa是楔形密封圈的轴向分力, 单位N;D为密封与圆接触的直径, 单位mm;q1为初始密封比压, q1=1.1~1.3qMF, 单位Mpa;qMF是密封的必需比压, 单位Mpa;a在设计时已确定, 通常是30℃;ρ为摩擦角, 一般为2.8℃~5.7℃。
2) 计算由内压引起的总轴向力
公式中, F是由内压而产生的轴向力, 单位N;密封与圆接触的直径, 在设计时已确定, 单位mm;p为设计的压力, 低压计算时, 令p=0.3Mpa。
4 结语
在进行设计自密封结构的阀门时, 将普通的楔形垫改换为双密封圈的楔式结构是最关键的一步。如果处于低压状态, 则密封的可靠性可以通过柔性石墨或者是基于柔性石墨材料的软密封圈实现在;如果处于高压状态, 则可以通过弹性金属密封圈进行实现密封的可靠性。如此, 避免了现有的自密封结构的不足, 还可以使成本减少。对于大口径、高温高压的最站阀门而言, 这种结构非常适用, 其应用价值也非常大。
参考文献
[1]曾爱国.高温高压阀门铸造缺陷的现场修复探讨[J].现代商贸工, 2008.