胡芳婷,趙密鋒,章景城,耿海龍,熊茂縣,李 巖,馬 磊

(中國石油塔里木油田分公司 油氣工程研究院,庫爾勒 841000)

摘 要:為降低油田氣井套管泄漏造成的事故風險,油田采用氣密封檢測技術來排查和檢測完 井套管的泄漏情況,保障套管的完整性,對塔里木油田氣密封檢測的原理、標準、現狀、檢測壓力和 檢測時間進行了分析,并抽取部分檢測報告對氣密封檢測檢出套管不合格的原因進行了分析。結 果表明:經卸扣、清洗、涂抹螺紋脂、排除外界干擾后再次檢測,合格套管所占的比例較大。由于螺 紋損壞或質量因素導致泄漏所占比例較小,認為現場操作、使用環境是造成氣密封檢測時套管不合 格的主要因素。氣密封檢測技術能對接頭工廠端氣密封性提供技術保障,解決了油田工廠端缺少 檢測手段的問題。相比接頭泄漏導致的嚴重后果,盡管下套管時間每根增加了近4min,氣密封檢 測仍是不可缺少的過程。泄漏率不會隨著檢測壓力的增加而增加,與檢測壓力無直接關系,且檢測 壓力為套管抗內壓強度的60%時較為安全、可靠。

關鍵詞:套管;氣密封檢測;泄漏;檢測壓力;檢測時間 中圖分類號:TE9 文獻標志碼:A 文章編號:1001-4012(2021)03-0001-06

塔里木油田是世界陸上第三大油氣田,作為“西 氣東輸”的主力氣源地,目前已建成多個大型氣田, 天然氣 產 量 占 全 國 總 量 的 1/6,日 產 天 然 氣 超 過 30萬 m 3。為了保障這些氣井在生產作業期間管柱 的密封完整性以平穩投產,油田對入井使用的氣密 封螺紋進行現場氣密封檢測,結果合格后方可入井。 氣密封檢測技術能有效防止因螺紋上扣不到位、螺 紋質量不合格、現場環境和運輸中對螺紋磕碰等因 素導致的深層天然氣開采過程中套管發生泄漏[1]。該技術在油田領域的應用自2008年起全面推廣,降 低了由于螺紋泄漏造成事故的概率,減少了重大經 濟損失,是確保井筒完整性的重要手段之一[2-4]。為 了分析氣密封檢測時螺紋泄露的主要原因和找到適 合的檢測壓力,筆者對氣密封檢測原理、標準、現狀、 不合格品、檢測時間和檢測壓力進行了分析。

1 氣密封檢測原理

氣密封檢測系統由液氣動力系統(主要提供動 力)、增壓系統及檢測氣源(主要是氣瓶裝置)、檢測 執行系統(檢測工具及檢漏儀等)和控制系統及輔助 系統(包括絞車、操作臺、滑輪等)等組成[5-7]。氣密 封檢測原理如圖1所示。當具有氣密封螺紋的套管 下井時,將雙封檢測工具投入到套管螺紋連接部位, 上、下卡封,然后向其中注入高壓氮氦混合氣(氦氣 和氮氣的體積比為1∶7),用高靈敏度探測儀在螺紋 外檢測,有氦氣泄漏則立即報警。因氦氣無毒,分子 直徑小,易于沿微細間隙通道滲透,故能及時發現套 管泄漏,且對套管無污染、無腐蝕、無損傷。

2 氣密封檢測判漏標準

為保證高溫、高壓、高含硫等特殊油氣井生產套 管的完整性,滿足安全生產的要求,油田在進行套管設計時要求高溫、高壓氣井的生產套管和其上一層技 術套管均選用氣密封螺紋接頭,且優先選用接頭壓縮 效率和拉伸效率達到100%的特殊螺紋接頭套管,以 保證接頭在各種應力條件下的密封完整性。油田委 托專業的氣密封檢測團隊現場操作,檢測團隊自得到 通知后,對氣密封檢測設備進行完整性檢查、試壓、試 運行,到現場后對設備進行吊裝、安裝和調試,再進行 螺紋氣密封檢測,判漏流程如圖2所示。 按照SY/T6872-2012《套管和油管螺紋連接 氣密封井口檢測系統》的技術要求,螺紋連接副氦氣泄漏 不 大 于 1.0×10 -7 Pa·m 3 ·s -1 (1.0× 10 -6 mbar·L·s -1 ) 為 密 封, 大 于 1.0 × 10 -7 Pa·m 3·s -1(1.0×10 -6 mbar·L·s -1)為 不 密 封。對于第一次檢測不合格的螺紋,施工隊采取3 種措施,加大扭矩再次上扣檢測,卸扣3~4扣后再 次上扣檢測,卸扣后再次清潔重新上扣檢測。通常 施工隊對第一次檢測不合格的螺紋卸扣后再次清潔 重新上扣,再進行兩次檢測均合格后入井使用。

3 油田套管氣密封檢測現狀

據統計,自2008年至今塔里木油田累計檢測氣 密封螺紋17.8萬根,套管6.5萬根,檢測出的泄漏 數量為0.12萬根,總體泄漏率為1.85%,檢測套管 的規格及數量如圖3所示。從 圖 中 可 以 看 出 規 格 為 17.7800cm 和 19.6850cm 的兩種套管檢測數量最多(其泄漏率分 別為1.71%和1.96%)。對氣密封檢測團隊出具的 不密封檢測報告進行分析,經統計,對于第一次氣密 封檢測不合格的套管卸扣后,再次清潔重新上扣,第 二次氣密封檢測合格后入井的套管占不合格總數的 66.28%;排 除 外 界 干 擾 后 檢 測 合 格 的 套 管 占 25.58%;卸扣后檢查螺紋損壞和卸扣重上檢測不合 格的套管分別占1.16%和6.98%,如圖4所示。

可見第一次氣密封檢測不合格的套管經再次檢 測合格的套管約占90%,第二次檢測仍不合格的套 管約占10%,比例較少。

4 第二次氣密封檢測合格原因分析

4.1 螺紋卸扣重上后再次檢測合格原因分析

結合現場施工,套管卸扣后經清洗和再次涂抹 螺紋脂,然后上扣、重新氣密封檢測合格的比例較大 (占第一次檢測不合格總數的66.28%)的原因主要 有以下幾點。 (1)現場施工時井隊對螺紋保護不到位,有雜 質顆粒物黏在螺紋部位未清潔干凈。 (2)上扣時螺紋脂涂抹不夠均勻,或有雜質污 染了螺紋脂,影響了螺紋的密封性。 (3)上扣扭矩雖已達到標準扭矩,但接箍端面 仍未擰緊,經略增大扭矩再次上扣,氣密封檢測合 格,說明操作人員在上扣操作方面的水平不達標。

4.2 排除外界干擾后檢測合格原因分析

排除外界干擾后套管檢測合格的(占第一次檢 測不合格總數的25.58%)原因主要有以下幾個。 (1)受井位和空氣濕度的影響,空氣不易發生 對流,前期檢測時空氣中有氦氣殘留在鉆臺附近,造 成檢漏儀誤報。 (2)空氣中氦氣的質量分數為0.000524%,氦 氣檢漏儀(型號為 P3000XL)采用高流量(2660~ 3500mL·min -1)模式,儀器在空氣中歸零時氦氣 的泄漏率為2.33×10 -5 ~3.06×10 -5 Pa·m 3·s -1,當氦氣 在 空 氣 中 的 含 量 發 生 變 化,泄 漏 率 小 于 1.0×10 -7 Pa·m 3·s -1時儀器不發生報警,認為螺紋 密封合 格,反 之 亦 然。氣 密 封 檢 測 泄 漏 判 定 值 為 1.0×10 -7 Pa·m 3·s -1,氦氣檢漏儀歸零值為2.33× 10 -5 Pa·m 3·s -1,可見泄漏判定值對于氦氣檢漏儀 歸零值過于敏感,易引起誤報的現象,建議將判定值 適當增大。

4.3 其他原因分析

卸扣后發現螺紋損壞(占第一次檢測不合格總 數的1.16%)和卸扣重上后檢測不合格(占第一次 檢測不合格總數的6.98%)所占比例雖然較小,但 認為是氣密封檢測中真正出現泄漏問題的套管,主 要原因有以下幾個。 (1)套管在產品出廠時,經過廠家自檢、商檢、 抽檢,入井前經過第三方對套管100%檢測,但是部 分井隊入井前套管沒有進行100%檢測,因此不能 完全排除套管的質量問題以及在運輸、擺放中發生 磕碰造成的螺紋泄漏。 (2)經螺紋檢測合格后吊裝入井前可能發生磕 碰,影響了螺紋的密封性。

5 氣密封檢測必要性分析

從以上分析中可以看出,氣密封檢測時會出現 誤判的情況,但不能否認氣密封檢測的必要性。氣 密封檢測排除了螺紋不清潔、螺紋脂涂抹不均勻、上 扣不到位、螺紋質量及運輸、吊裝過程中發生磕碰等 導致不密封的原因,從源頭上杜絕了井下套管的密 封失效,甚至是對接頭工廠端(生產廠家管體與接箍 連接的外螺紋端)也可以進行檢測,如某井在入井前 進行氣密封檢測時,發現螺紋脂的接箍處發生泄漏。 對泄漏 接 頭 取 樣,在 扭 矩 儀 上 進 行 卸 扣 試 驗,如 圖5a)所示,發現工廠端螺紋發生黏扣,在外螺紋表 面可觀察到有凸起的金屬瘤、鉤犁和凹槽,如圖5b) 所示。 在氣密封檢測泄漏原因分析中發現,螺紋卸扣 后螺紋參數滿足要求,但是密封面上無二硫化鉬潤 滑劑殘留,其泄漏原因判定為工廠上扣工序中沒有 按照工廠生產規范的要求涂抹二硫化鉬潤滑劑,使 螺紋發生黏扣導致泄漏。 工廠端螺紋在 入 井 前 已 在 工 廠 進 行 了 上 扣, 目前油田缺少對工 廠 端 檢 測 的 手 段,該 實 例 亦 反 映出氣密封檢測技 術 對 工 廠 端 上 扣、螺 紋 脂 涂 抹 質量等能進行有效 的 檢 測,保 證 了 套 管 入 井 的 完整性。

6 氣密封檢測時間分析

氣密封檢測技術受到現場質疑,除上文中提及 儀器受干擾出現誤判的原因外,還因氣密封檢測技 術增加了作業的程序和下套管的時間,將進行氣密 封檢測的螺紋下套管數量與不需要進行氣密封檢測 的偏梯形螺紋和特殊螺紋下套管數量進行對比,如 圖6所示。 可見,需進行氣密封檢測時,每小時下套管數量 確實比不需要檢測時的少,進行氣密封檢測時,每小 時下套管數量為5~6根,這與預估的氣密封檢測時 間吻合,包括吊套管至井口約2min,對扣、上扣約 2min,投 放 檢 測 工 具 約 0.5 min,打 壓 檢 測 約 1.5min,卸 壓 約 1 min,坐 卡 瓦、取 檢 測 工 具 約 1min。不進行氣密封檢測的特殊螺紋套管下入時 節省了打壓、試壓、取檢測工具等的工作時間,平均 每根節約4min,每小時下10~11根。偏梯形螺紋 因結構簡單,上扣比特殊螺紋更快,此種套管每小時 下13~14根。 套管的泄漏會導致嚴重的環空帶壓,造成井口 竄氣或層間竄流,對人身、井口設備及環境造成嚴重 的后果[8],相比之下氣密封檢測雖增加了下套管的 時間,但整體來說是利大于弊的。

7 氣密封檢測壓力分析

根據SY/T7338-2016《石油天然氣鉆井工程 套管螺紋連接氣密封現場檢測作業規程》對氣密封檢 測的規定,檢測壓力應高于油氣井最大關井壓力、注 氣井最高注氣壓力的5%~10%,或不應超過套管服 役條件下抗內壓強度的80%;特殊情況下,根據用戶 的生產需求確定。據調研,油田在現場氣密封檢測 時,檢測壓力執行過套管抗內壓強度的50%,60%, 70%,80%,以規格為17.7800cm 套管為例,部分井 的檢測壓力和泄漏率結果如表1所示。可見同一規 格套管雖然執行了不同的檢測壓力,但各井的泄漏率 不會隨氣密封檢測壓力的增加而增大,因此認為檢測 壓力的大小與泄漏率并無直接關系,同時現場也沒有 發現氣密封檢測導致螺紋損壞的直接證據。 為了分析螺紋在不同檢測壓力下進行氣密封檢 測時的受力情況,用有限元模擬軟件對氣密封檢測 時接頭的受力進行模擬。螺紋受力示意圖如圖7所 示,其中Pi 為檢測時接頭受到的氣密封檢測壓力; G 為下部套管的浮重(重力與浮力之差);F 為工具 膠桶膨脹時對油管內壁的擠壓力[9]。 以外徑為17.7800cm 的套管為分析對象,接 頭材料為 140V 鋼,屈服強度為 965 MPa,壁 厚 為 12.65mm,抗內壓強度為120.2 MPa [10],套管懸重 為49 kN,線 密 度 52.09 kg·m -1,泥 漿 密 度 為 1.8g·cm -3,螺紋為氣密封螺紋,螺距為2牙·cm -1, 內螺紋牙型高度略高于外螺紋牙型高度,逆向臺肩 為-15°,螺紋錐度為1∶16,采用軸對稱模型,網格 劃分如圖8所示。 在不改變浮重的情況下,對現場執行套管抗內 壓強度的50%,60%,70%,80%等4種檢測壓力的 受力情況分別進行計算,接頭有限元模擬計算的最大等效應力與安全系數如表2所示。可知檢測壓力 為套管抗內壓強度的50%的接頭密封面受到的最 大 等 效 應 力 為 638MPa,又 由 于 屈 服 強 度 為 965MPa,計算得到安全系數為1.51;檢測壓力為套 管抗內壓強度的60%的接頭密封面受到的最大等 效應力為736MPa,計算得到的安全系數為1.31;檢 測壓力為套管抗內壓強度的70%的接頭密封面受 到的最大等效應力為830 MPa,計算得到的安全系 數為1.16。前3種檢測壓力下,接頭密封面受到的 最大等效應力均低于材料的屈服強度,未發生塑性 變形。檢測壓力為套管抗內壓強度的80%的接頭 密封面受到的最大等效應力為987MPa,超過了材 料的屈服強度,密封面發生輕微的塑性變形,但仍能 保證接頭的密封性,該種檢測壓力下計算的安全系 數為0.98,結合油田規定(氣密封檢測壓力應綜合 考慮三軸應力強度及設計安全系數,三軸應力設計 安全系數規定為1.25),認為檢測壓力按套管抗內壓強度的60%執行較為安全、可靠。

8 結論

(1)經卸扣、清洗、涂抹螺紋脂后再次檢測氣密 封合格套管所占的比例較大,其原因與現場操作、使 用環境有關,需要進一步規范螺紋脂的存放、涂抹以 及螺紋上 扣 等 操 作 過 程,加 強 對 井 隊 現 場 操 作 的 管理。 (2)排除外界干擾后再次檢測合格套管所占比 例次之,其原因是受井位和空氣濕度的影響,同時儀 器靈敏度過高,建議將標準中泄漏判定值適當增大, 今后油田可開展該方面的研究,再次確定合理的泄 漏判定值。 (3)對于螺紋損壞和卸扣后經檢測不合格所占 比例雖然最小,但是是真正出現泄漏問題的套管,建 議加強對套管質量的檢測,特別是對具有氣密封螺 紋的套管 在 入 井 前 進 行 100% 檢 測,并 在 運 輸、吊 裝、擺放過程中避免磕碰,以免造成螺紋損傷。 (4)氣密封檢測對接頭工廠端氣密封性提供技 術保障,具有必要性,也增強了套管的可靠性。 (5)在現場增加氣密封檢測的作業程序,對比 同樣的 氣 密 封 螺 紋,下 套 管 時 間 每 根 增 加 了 近 4min,相比接頭泄漏導致的嚴重后果,認為氣密封 檢測仍是不可缺少的過程。 (6)同一規格套管在不同檢測壓力下,泄漏率 不會隨著檢測壓力的增加而增大,與檢測壓力無直 接關系。采用有限元模擬計算了不同氣密封檢測壓 力下接頭密封面的受力狀況,結合油田規定的三軸 應力安全系數,認為檢測壓力為套管抗內壓強度的 60%較為安全和可靠,推薦現場使用。

來源：材料與測試網