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石油大学毕业论文范文
范文
高性能封隔器胶筒研制
摘要：
根据胶筒的使用环境及特点，针对目前市场上小直径特殊胶筒普遍存在耐压差低、寿命短的缺点，开展了小直径封隔器胶筒的胶料配合和结构形状研究。
结果显示：
与炭黑/NBR体系相比，在过氧化物硫化体系下,甲基丙稀酸镁可以有效补强丁腈橡胶，MMg/NBR硫化胶的邵A硬度、拉伸强度、扯断伸长率和100％定伸强度均较高；新设计的胶筒结构简单合理、易卸模、成品率高,并通过模拟试验发现,新的结构形状可以有效改善胶筒的抗破坏性能,耐压差性能平均提高5MPa.研制出的小直径特殊胶筒性能指标达到了耐温120℃、耐压差25MPa，能满足油田大部分套变井的要求.
关键词:
封隔器胶筒；过氧化物；甲基丙稀酸镁；结构；模拟试验
前言
近年来,中原油田的开发已进入高含水阶段，井况恶化现象严重，各种新的配套工艺措施不断出现，所需井下工具的结构类型也越来越多.根据统计,到2003年底中原油田有各类套管损坏井1121口，约占总油水井数的24%,其中，存在套管缩径变形问题的有720口，其变形段的内径仅有Φ108mm或者更少。
常规的51/2〞井下工具的外径一般在Φ113mm～Φ115mm，不能配合这部分措施井施工,导致部分油水井停产，给油田带来了巨大损失。
故急需研制小直径封隔器来满足现场施工需求，使这部分油水井恢复生产。
另外随着4〞套管技术在部分变形井中的应用,也需要小直径封隔器来配合现场施工。
两种封隔器都必须配有高性能的特殊胶筒来保证其密封性能和措施有效期.
（以下内容略）
1封隔器胶筒工况分析
1。
1简介
封隔器胶筒一般由弹性体复合材料制备而成，可分为强制型、自封型和复合型等，强制型中的压缩式封隔器胶筒是用的最为普遍的一种，本课题研究的就是此类。
作为封隔器的关键的弹性体密封部件。
其位于油管和套管之间，座封时承受轴向载荷产生径向大变形，胶筒外壁与套管壁产生接触压力,封隔环空.实现分层注水、酸化、压裂等工艺措施.其质量的好坏直接影响到井下工具性能的高低，影响到增产措施的成败。
据保守估计，国内油田年消耗量约在10万套以上。
1.2工况分析
封隔器胶筒的使用工况是非常复杂和苛刻的：
高压、高温、处于油介质中、同时还受到硫化氢、蒸汽、酸等的侵蚀。
在这样的环境中，弹性体复合材料将会发生油溶胀、老化、过度交联等现象,导致材料的硬度上升、强度下降、弹性下降、抗裂口增长能力也明显降低。
因此容易在单次使用时就产生早期破坏，导致密封失败。
同时，封隔器胶筒的“爆炸式解压破坏”模式是客观存在的，它将容易发生在胶筒的重复使用情况下.
（以下内容略）
1。
3胶筒性能的影响因素
在胶筒的使用工况下,各种橡胶的拉伸结晶特性事实上已经消失（即已经超过了橡胶的拉伸结晶熔点），常温下表现的高强度特性完全不复存在,实验表明：
室温下炭黑填充补强的NBR的常温强度25MPa以上，但在150℃下,却不足4MPa（见图1。
1）.即使是抗热氧老化特性非常好的氢化丁腈橡胶和氟橡胶,高温下的强度也大概是常温强度的25％以下（见表1。
1）。
如此低的强度无法满足高压密封需要，更不能抵制“爆炸式解压破坏”模式。
导致胶筒肩部出现裂纹、裂纹扩展、最后破裂失效。
表1.2显示了常规薄壁胶筒在不同温度下耐压差性能的变化.
图1。
1橡胶材料性能随温度变化示意图
表1。
1温度对橡胶材料性能的影响
项目
室温
150℃
拉伸强度/MPa
25
3。
2
扯断伸长率/%
200
40
硬度/度
90
70
表1.2常规φ80胶筒在不同温度下耐压差性能比较
温度/℃
25
120
150
工作压差/MPa
70
35
15
从表1.2可以看出，橡胶材料性能随着温度升高而大副下降是胶筒高温破坏的主要原因，所以,有效提高橡胶材料的强度和改善材料抵抗老化的能力是提高胶筒性能的关键。
2研究方案设计
2.1技术路线
技术路线如图2。
1所示
图2.1技术路线
2.2技术方案
先通过大量的实验室研究，包括：
复合材料的力学性能、防老化性能试验,获得特种弹性体复合材料配合的基本规律，获取最佳的配合和制备工艺参数.进而，对实验室规模产生的复合材料（10公斤级别），制备封隔器胶筒样品，研究最佳的加工工艺条件，对胶筒的结构进行优化设计等.然后，制备样品进行模拟试验，通过性能反馈来优化复合材料的配合及制备工艺，优化胶筒的结构设计、模具设计、成型工艺等内容。
使胶筒性能达到要求的指标。
3配方实验
3。
1实验准备
3。
1.1原材料选择
（此处内容略）
3.1。
2仪器设备
主要包括Φ230mm开炼机，100t、50t平板硫化机，MDR—100E硫化测定仪，老化测定仪,冲片机1台，DL-2.5电子拉力试验机,油浸模拟试验装置.
3。
2实验方案
进行补强和防老化两个方面的性能试验。
3。
2。
1补强性能采用正交设计法进行配方设计
考虑到多因素变量，选定相应的变量及变量水平见表3。
1。
表3.1变量及水平表
（表格略）
不考虑因素之间的相互作用，并且因素的变化水平都是三个,因此，采用L9（34）正交试验表，可以安排三个系列实验元素，对三个系列试验的具体安排如下表3.2。
表3.2丁腈橡胶L9（34）
（表格略）
3.2。
2防老化试验设计
考虑到油田井下的实际工况,存在油、水、氧、硫化氢等介质，选择了几种防老剂进行并用，具体设计见表3.3.
表3.3防护体系设计表
（表格略）
3.3实验过程
3。
3。
1混炼
针对丁腈胶的特点，选择合理的混炼工艺：
（以下内容略）
3.3.2硫化
正硫化点的确定利用硫化仪测定出各试验配方，计算正硫化时间（表3.4）.
表3.4各配方正硫化时间表
（表格略）
3。
3.3物化性能测试
按照国家标准，压片测试，各配方的强度、伸长率、硬度、老化系数等主要性能指标测试结果见表3。
5.
表3.5硫化胶性能表
配方
拉伸强度
（MPa）
扯断伸长率
（％）
硬度
（邵A）
老化系数
N4101
12.5
260
72
0。
80
N4102
18.2
270
80
0。
85
N4103
19.2
280
86
0.85
N4104
19。
5
280
87
0.85
N4105
14.0
270
72
0。
80
N4106
18。
3
250
81
0。
85
N4107
19.0
260
85
0。
80
N4108
20.6
270
90
0.90
N4109
15。
0
260
80
0.80
各防护体系耐热氧老化性能见表3.6。
表3.6各防护体系耐热氧老化性能对比
（表格略）
耐水井介质性能对比见表3。
7。
表3.7各防护体系耐水井介质性能对比
（表格略）
3.4结果分析
3.4.1补强性能分析
按L9（34）正交法对数据进行分析，计算各因素的水平数据和,并求出最大偏差R,表3。
8列出了试验的结果。
由表中数据可以看出，对拉伸强度的影响因素D﹥A﹥B﹥C，最佳组合为A3B2C2D3；对扯断伸长率的影响D=C﹥A﹥B,最佳组合为A1B2C2D3；对老化因素的影响D﹥B=C﹥A，最佳组合为A1B2C2D3。
（以下内容略）
表3.8丁腈橡胶试验结果
（表格略）
3.4。
2防老化性能分析
从表3。
6、3。
7中可以看出，防护体系的加入可以大大提高橡胶材料的耐老化和耐水井介质性能，平均提高一倍以上。
在三种防护体系的对比中,MB/BLE/硬脂酸防护体系（2.0/1。
0/1.0）的橡胶材料性能最优.
3.5小结
（1）适的配合体系可以使胶料的综合性能达到最佳,拉伸强度提高5～7MPa;伸长率高出50%；老化系数提高10％～15%。
（2）特殊补强剂甲基丙稀酸镁（MMg）的应用可以有效提高胶料的物理机械性能，同等条件下，10份甲基丙稀酸镁可以提高拉伸强度5在MPa以上，提高伸长率30％～50％。
这一点，对大变形量的小直径胶筒是很重要的。
经过以上的配方试验,确定了最佳配方见表3.9。
表3。
9优化配方及性能表
（表格略）
4结构形状优化
4.1尺寸设计
（1）51/2〞胶筒内、外径分别确定为Φ60mm和Φ104mm（与封隔器钢体配套）,根据资料介绍，胶筒高度可以用下式近似计算：
⊿P（Rt2－R12）
2R1［I］＋2RtfP0μ/（1－μ）（4。
1）
Rt—套管内半径,mm;R1—胶筒外半径,mm；
⊿P—工作压差，MPa；[I]-胶筒许用剪切应力，MPa；
f—胶筒与套管壁的摩擦系数，一般取0。
3；
P0—预压载荷，MPa；μ-波松系数，一般取0.475.
（以下内容略）
（2）4〞胶筒内外径设计为60mm和80mm，高度采用式4.1计算。
（以下内容略）
4。
2端部形状设计
根据资料介绍和实际试验得到，胶筒在长时间的大压缩负荷和介质的物理化学作用下，胶筒肩部应力集中,产生很大的残余变形将导致胶筒破坏.桶形胶筒的变形与应力关系见图4.1：
（图略）
图4.1桶形胶筒的变形与应力关系
根据这个原理，设计了新型胶筒端部形状如下图，并通过模拟试验发现,新的结构形状可以有效改善胶筒的抗破坏性能，耐压差性能平均提高5Mpa（详见图4.2）。
（a）改变前形状（b）改变后形状
图4。
2胶筒形状对比图
5加工工艺研究
5.1填料方式
采用手工填料和注压移模两种方式并改变硫化的压力进行试验，检验胶筒的外观、断面性质、硫化胶密度。
表5.1中列出了对比的结果:
表5.1填料方式对性能的影响
（表格略）
从表中可以看出，注压移模明显优于手工填料，而且随着硫化压力的增加，胶料的流动性增加，外观及致密度有明显改善，产品性能提高。
综合考虑选用注压移模方式进行填料，硫化压力定为15MPa—20MPa.
5.2胶筒壁厚对硫化时间及温度的影响
橡胶的硫化温度和硫化时间是相互制约的，它们之间的关系可以用下式表示：
t1/t2=K（T2-T1）/10（5.1）
t1—--温度为T1时所需的硫化时间;
t2——-温度为T2时所需的硫化时间；
K——-硫化温度系数,一般取K=2。
从式5.1说明，硫化温度提高10℃,硫化时间可缩短一倍,温度的提高可以有效的提高生产效率。
但橡胶的传导系数很低，传热速度很慢，对于象胶筒的厚壁制品，内层的温度达到规定的硫化温度需要一定的时间，硫化温度过高，就会导致内外层硫化不均，要么外层正硫化内层欠硫化，要么内层正硫化外层过硫化，影响胶筒的性能.
（以下内容略）
6封隔器胶筒模拟试验
6.1试验设备
（1）模拟试验装置:
模拟试验装置是胶筒室内试验的主要设备，由试压泵、套加热装置和控温仪等组成.
技术指标为:
试验温度：
室温～180℃
试验压差:
0～120MPa
套管内径：
86mm、125mm
（2）试验工具：
胶筒试验工具主要由活塞、液缸、萝卜头、中心管和外锁紧机构组成.利用试验工具模拟封隔器胶筒的工作状态，可以进行胶筒的座封性能、密封性能的测试。
6.2试验记录
表6。
1、6。
2列出了部分试验原始记录.
6。
3试验结果分析
6.3.1结构形状对胶筒性能的影响
在胶筒内外径一定的条件下,胶筒高度对性能有较大的影响，表6。
3列出了相同条件下不同高度胶筒所达到耐压指标：
表6.151/2〞套管胶筒模拟试验记录
（表格略）
表6.24〞套管胶筒模拟试验记录
（表格略）
表6。
3胶筒高度与工作压差关系
（表格略）
可见胶筒太长和太短都不能取得最好的性能，分析其原因，胶筒太短，座封时肩部变形量大，易剪切破坏，座封后与套管壁的有效接触面积小，也不利于长久密封；胶筒太长，座封过程容易出现双峰现象，降低与套管壁的接触应力,也就降低了所能密封的工作压差。
所以,合理的胶筒高度可以有效提高耐压指标。
通过试验得出：
51/2〞小直径胶筒的合理高度为100mm,4〞胶筒的合理高度为50mm，与理论计算值基本相同.但内外径的改变也会引起合理高度的改变.
6。
3。
2初始密封的座封力测定
在地面上用4〞套管胶筒加压，泵压为1.5Mpa时，胶筒开始贴紧套管壁，经计算此时座封力为12kN，达到性能指标要求。
6.3。
3座封载荷和密封压差的关系
根据资料介绍，座封载荷F和密封压差⊿P具有下面的关系：
π⊿P（Rt2－R02）（R12－R02）
4fR0h（1－εz）
2Rt（Rt－R12）
（Rt2－R02）（6。
1）
Rt-套管内半径，mm；
R1—胶筒外半径,mm；
R0—中心管外半径，mm;
h-胶筒高度，mm；
f—胶筒与套管壁的摩擦系数，一般取0.3；
由以上公式计算和实际测试的结果见表6。
4：
表6.4座封载荷与密封压差的关系
（表格略）
从表中可以看出，实际试验的座封载荷高于理论计算值，这在实际应用中是必要的.
（以下内容略）
结论
（1）在过氧化物硫化体系条件下，甲基丙稀酸镁（MMg）的应用可以有效提高胶料的物理机械性能.尤其适应大变形量的小直径胶筒。
（2）胶筒结构的合理设计，可以有效提高胶筒的耐压差性能和密封耐久性能。
（3）研制出的小直径特殊胶筒具有结构合理、性能高、用途广等特点,能满足油田大部分套变井的要求,推广应用前景广阔。
参考文献
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机械工业出版社,1989
致谢
首先，感谢西安石油大学继续教育学院老师们的辛勤劳动，是他们严谨求实的科学态度、一丝不苟的治学作风,鼓励、引导着我顺利完成学业。
我特别感谢我的指导老师XXX老师。
本毕业设计（论文）是在他的悉心指导和大力帮助下完成的.在毕业设计完成的过程中，中原油田采油工程技术研究院分层工艺室XXX高级工程师给予了精心指导；XXX工程师在资料查阅方面给予了大力支持，
在此对以上人员一并表示衷心的谢意。
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