毕业论文--高性能封隔器胶筒研制

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1、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

2、。关键词：封隔器胶筒；过氧化物；甲基丙稀酸镁；结构；模拟试验目录前言11封隔器胶筒工况分析21.1简介21.2工况分析21.3胶筒性能的影响因素22研究方案设计42.1技术路线42.2技术方案43配方实验53.1实验准备53.1.1原材料选择53.1.2仪器设备53.2实验方案53.2.1补强性能采用正交设计法进行配方设计53.2.2防老化试验设计53.3实验过程63.3.1混炼63.3.2硫化63.3.3物化性能测试63.4结果分析73.4.1补强性能分析73.4.2防老化性能分析73.5小结74结构形状优化84.1尺寸设计84.2端部形状设计85加

3、工工艺研究95.1填料方式95.2胶筒壁厚对硫化时间及温度的影响96封隔器胶筒模拟试验106.1试验设备106.2试验记录106.3试验结果分析106.3.1结构形状对胶筒性能的影响106.3.2初始密封的座封力测定116.3.3座封载荷和密封压差的关系11结论12参考文献13致谢14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Φ1

4、08mm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。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

5、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

6、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。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

7、。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。252015105MPa23℃60℃90℃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/MPa253.2扯断伸长率/%20040硬度/度9070表1.2常规φ80胶筒在不同温度下耐压差性能比较温度/℃25120150工作压差/MPa703515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所示加工

8、工艺合理选择原材料配方试验试制胶筒样品胶筒的工作条件分析油浸模拟试验，产品性能达到规定要求结构