胡芳婷,趙密鋒,章景城,耿海龍,熊茂縣,李 巖,馬 磊

(中國(guó)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(fēng)險(xiǎn),油田采用氣密封檢測(cè)技術(shù)來排查和檢測(cè)完 井套管的泄漏情況,保障套管的完整性,對(duì)塔里木油田氣密封檢測(cè)的原理、標(biāo)準(zhǔn)、現(xiàn)狀、檢測(cè)壓力和 檢測(cè)時(shí)間進(jìn)行了分析,并抽取部分檢測(cè)報(bào)告對(duì)氣密封檢測(cè)檢出套管不合格的原因進(jìn)行了分析。結(jié) 果表明:經(jīng)卸扣、清洗、涂抹螺紋脂、排除外界干擾后再次檢測(cè),合格套管所占的比例較大。由于螺 紋損壞或質(zhì)量因素導(dǎo)致泄漏所占比例較小,認(rèn)為現(xiàn)場(chǎng)操作、使用環(huán)境是造成氣密封檢測(cè)時(shí)套管不合 格的主要因素。氣密封檢測(cè)技術(shù)能對(duì)接頭工廠端氣密封性提供技術(shù)保障,解決了油田工廠端缺少 檢測(cè)手段的問題。相比接頭泄漏導(dǎo)致的嚴(yán)重后果,盡管下套管時(shí)間每根增加了近4min,氣密封檢 測(cè)仍是不可缺少的過程。泄漏率不會(huì)隨著檢測(cè)壓力的增加而增加,與檢測(cè)壓力無直接關(guān)系,且檢測(cè) 壓力為套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的60%時(shí)較為安全、可靠。

關(guān)鍵詞:套管;氣密封檢測(cè);泄漏;檢測(cè)壓力;檢測(cè)時(shí)間 中圖分類號(hào):TE9 文獻(xiàn)標(biāo)志碼:A 文章編號(hào):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(gè)大型氣田, 天然氣 產(chǎn) 量 占 全 國(guó) 總 量 的 1/6,日 產(chǎn) 天 然 氣 超 過 30萬 m 3。為了保障這些氣井在生產(chǎn)作業(yè)期間管柱 的密封完整性以平穩(wěn)投產(chǎn),油田對(duì)入井使用的氣密 封螺紋進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)氣密封檢測(cè),結(jié)果合格后方可入井。 氣密封檢測(cè)技術(shù)能有效防止因螺紋上扣不到位、螺 紋質(zhì)量不合格、現(xiàn)場(chǎng)環(huán)境和運(yùn)輸中對(duì)螺紋磕碰等因 素導(dǎo)致的深層天然氣開采過程中套管發(fā)生泄漏[1]。該技術(shù)在油田領(lǐng)域的應(yīng)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(jīng) 濟(jì)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(cè)時(shí)螺紋泄露的主要原因和找到適 合的檢測(cè)壓力,筆者對(duì)氣密封檢測(cè)原理、標(biāo)準(zhǔn)、現(xiàn)狀、 不合格品、檢測(cè)時(shí)間和檢測(cè)壓力進(jìn)行了分析。 

1 氣密封檢測(cè)原理 

氣密封檢測(cè)系統(tǒng)由液氣動(dòng)力系統(tǒng)(主要提供動(dòng) 力)、增壓系統(tǒng)及檢測(cè)氣源(主要是氣瓶裝置)、檢測(cè) 執(zhí)行系統(tǒng)(檢測(cè)工具及檢漏儀等)和控制系統(tǒng)及輔助 系統(tǒng)(包括絞車、操作臺(tái)、滑輪等)等組成[5-7]。氣密 封檢測(cè)原理如圖1所示。當(dāng)具有氣密封螺紋的套管 下井時(shí),將雙封檢測(cè)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?dú)獾捏w積比為1∶7),用高靈敏度探測(cè)儀在螺紋 外檢測(cè),有氦氣泄漏則立即報(bào)警。因氦氣無毒,分子 直徑小,易于沿微細(xì)間隙通道滲透,故能及時(shí)發(fā)現(xiàn)套 管泄漏,且對(duì)套管無污染、無腐蝕、無損傷。

2 氣密封檢測(cè)判漏標(biāo)準(zhǔn) 

為保證高溫、高壓、高含硫等特殊油氣井生產(chǎn)套 管的完整性,滿足安全生產(chǎn)的要求,油田在進(jìn)行套管設(shè)計(jì)時(shí)要求高溫、高壓氣井的生產(chǎn)套管和其上一層技 術(shù)套管均選用氣密封螺紋接頭,且優(yōu)先選用接頭壓縮 效率和拉伸效率達(dá)到100%的特殊螺紋接頭套管,以 保證接頭在各種應(yīng)力條件下的密封完整性。油田委 托專業(yè)的氣密封檢測(cè)團(tuán)隊(duì)現(xiàn)場(chǎng)操作,檢測(cè)團(tuán)隊(duì)自得到 通知后,對(duì)氣密封檢測(cè)設(shè)備進(jìn)行完整性檢查、試壓、試 運(yùn)行,到現(xiàn)場(chǎng)后對(duì)設(shè)備進(jìn)行吊裝、安裝和調(diào)試,再進(jìn)行 螺紋氣密封檢測(cè),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(cè)系統(tǒng)》的技術(shù)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(duì)于第一次檢測(cè)不合格的螺紋,施工隊(duì)采取3 種措施,加大扭矩再次上扣檢測(cè),卸扣3~4扣后再 次上扣檢測(cè),卸扣后再次清潔重新上扣檢測(cè)。通常 施工隊(duì)對(duì)第一次檢測(cè)不合格的螺紋卸扣后再次清潔 重新上扣,再進(jìn)行兩次檢測(cè)均合格后入井使用。 

3 油田套管氣密封檢測(cè)現(xiàn)狀

據(jù)統(tǒng)計(jì),自2008年至今塔里木油田累計(jì)檢測(cè)氣 密封螺紋17.8萬根,套管6.5萬根,檢測(cè)出的泄漏 數(shù)量為0.12萬根,總體泄漏率為1.85%,檢測(cè)套管 的規(guī)格及數(shù)量如圖3所示。從 圖 中 可 以 看 出 規(guī) 格 為 17.7800cm 和 19.6850cm 的兩種套管檢測(cè)數(shù)量最多(其泄漏率分 別為1.71%和1.96%)。對(duì)氣密封檢測(cè)團(tuán)隊(duì)出具的 不密封檢測(cè)報(bào)告進(jìn)行分析,經(jīng)統(tǒng)計(jì),對(duì)于第一次氣密 封檢測(cè)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(cè)合格后入井的套管占不合格總數(shù)的 66.28%;排 除 外 界 干 擾 后 檢 測(cè) 合 格 的 套 管 占 25.58%;卸扣后檢查螺紋損壞和卸扣重上檢測(cè)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(cè)不合格的套管經(jīng)再次檢 測(cè)合格的套管約占90%,第二次檢測(cè)仍不合格的套 管約占10%,比例較少。 

4 第二次氣密封檢測(cè)合格原因分析 

4.1 螺紋卸扣重上后再次檢測(cè)合格原因分析 

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工,套管卸扣后經(jīng)清洗和再次涂抹 螺紋脂,然后上扣、重新氣密封檢測(cè)合格的比例較大 (占第一次檢測(cè)不合格總數(shù)的66.28%)的原因主要 有以下幾點(diǎn)。 (1)現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)井隊(duì)對(duì)螺紋保護(hù)不到位,有雜 質(zhì)顆粒物黏在螺紋部位未清潔干凈。 (2)上扣時(shí)螺紋脂涂抹不夠均勻,或有雜質(zhì)污 染了螺紋脂,影響了螺紋的密封性。 (3)上扣扭矩雖已達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)扭矩,但接箍端面 仍未擰緊,經(jīng)略增大扭矩再次上扣,氣密封檢測(cè)合 格,說明操作人員在上扣操作方面的水平不達(dá)標(biāo)。

4.2 排除外界干擾后檢測(cè)合格原因分析 

排除外界干擾后套管檢測(cè)合格的(占第一次檢 測(cè)不合格總數(shù)的25.58%)原因主要有以下幾個(gè)。 (1)受井位和空氣濕度的影響,空氣不易發(fā)生 對(duì)流,前期檢測(cè)時(shí)空氣中有氦氣殘留在鉆臺(tái)附近,造 成檢漏儀誤報(bào)。 (2)空氣中氦氣的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.000524%,氦 氣檢漏儀(型號(hào)為 P3000XL)采用高流量(2660~ 3500mL·min -1)模式,儀器在空氣中歸零時(shí)氦氣 的泄漏率為2.33×10 -5 ~3.06×10 -5 Pa·m 3·s -1,當(dāng)氦氣 在 空 氣 中 的 含 量 發(fā) 生 變 化,泄 漏 率 小 于 1.0×10 -7 Pa·m 3·s -1時(shí)儀器不發(fā)生報(bào)警,認(rèn)為螺紋 密封合 格,反 之 亦 然。氣 密 封 檢 測(cè) 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(duì)于氦氣檢漏儀 歸零值過于敏感,易引起誤報(bào)的現(xiàn)象,建議將判定值 適當(dāng)增大。

4.3 其他原因分析

卸扣后發(fā)現(xiàn)螺紋損壞(占第一次檢測(cè)不合格總 數(shù)的1.16%)和卸扣重上后檢測(cè)不合格(占第一次 檢測(cè)不合格總數(shù)的6.98%)所占比例雖然較小,但 認(rèn)為是氣密封檢測(cè)中真正出現(xiàn)泄漏問題的套管,主 要原因有以下幾個(gè)。 (1)套管在產(chǎn)品出廠時(shí),經(jīng)過廠家自檢、商檢、 抽檢,入井前經(jīng)過第三方對(duì)套管100%檢測(cè),但是部 分井隊(duì)入井前套管沒有進(jìn)行100%檢測(cè),因此不能 完全排除套管的質(zhì)量問題以及在運(yùn)輸、擺放中發(fā)生 磕碰造成的螺紋泄漏。 (2)經(jīng)螺紋檢測(cè)合格后吊裝入井前可能發(fā)生磕 碰,影響了螺紋的密封性。

5 氣密封檢測(cè)必要性分析

從以上分析中可以看出,氣密封檢測(cè)時(shí)會(huì)出現(xiàn) 誤判的情況,但不能否認(rèn)氣密封檢測(cè)的必要性。氣 密封檢測(cè)排除了螺紋不清潔、螺紋脂涂抹不均勻、上 扣不到位、螺紋質(zhì)量及運(yùn)輸、吊裝過程中發(fā)生磕碰等 導(dǎo)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(duì)接頭工廠端(生產(chǎn)廠家管體與接箍 連接的外螺紋端)也可以進(jìn)行檢測(cè),如某井在入井前 進(jìn)行氣密封檢測(cè)時(shí),發(fā)現(xiàn)螺紋脂的接箍處發(fā)生泄漏。 對(duì)泄漏 接 頭 取 樣,在 扭 矩 儀 上 進(jìn) 行 卸 扣 試 驗(yàn),如 圖5a)所示,發(fā)現(xiàn)工廠端螺紋發(fā)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(cè)泄漏原因分析中發(fā)現(xiàn),螺紋卸扣 后螺紋參數(shù)滿足要求,但是密封面上無二硫化鉬潤(rùn) 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(chǎn)規(guī)范的要求涂抹二硫化鉬潤(rùn)滑劑,使 螺紋發(fā)生黏扣導(dǎo)致泄漏。 工廠端螺紋在 入 井 前 已 在 工 廠 進(jìn) 行 了 上 扣, 目前油田缺少對(duì)工 廠 端 檢 測(cè) 的 手 段,該 實(shí) 例 亦 反 映出氣密封檢測(cè)技 術(shù) 對(duì) 工 廠 端 上 扣、螺 紋 脂 涂 抹 質(zhì)量等能進(jìn)行有效 的 檢 測(cè),保 證 了 套 管 入 井 的 完整性。

6 氣密封檢測(cè)時(shí)間分析 

氣密封檢測(cè)技術(shù)受到現(xiàn)場(chǎng)質(zhì)疑,除上文中提及 儀器受干擾出現(xiàn)誤判的原因外,還因氣密封檢測(cè)技 術(shù)增加了作業(yè)的程序和下套管的時(shí)間,將進(jìn)行氣密 封檢測(cè)的螺紋下套管數(shù)量與不需要進(jìn)行氣密封檢測(cè) 的偏梯形螺紋和特殊螺紋下套管數(shù)量進(jìn)行對(duì)比,如 圖6所示。 可見,需進(jìn)行氣密封檢測(cè)時(shí),每小時(shí)下套管數(shù)量 確實(shí)比不需要檢測(cè)時(shí)的少,進(jìn)行氣密封檢測(cè)時(shí),每小 時(shí)下套管數(shù)量為5~6根,這與預(yù)估的氣密封檢測(cè)時(shí) 間吻合,包括吊套管至井口約2min,對(duì)扣、上扣約 2min,投 放 檢 測(cè) 工 具 約 0.5 min,打 壓 檢 測(cè) 約 1.5min,卸 壓 約 1 min,坐 卡 瓦、取 檢 測(cè) 工 具 約 1min。不進(jìn)行氣密封檢測(cè)的特殊螺紋套管下入時(shí) 節(jié)省了打壓、試壓、取檢測(cè)工具等的工作時(shí)間,平均 每根節(jié)約4min,每小時(shí)下10~11根。偏梯形螺紋 因結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單,上扣比特殊螺紋更快,此種套管每小時(shí) 下13~14根。 套管的泄漏會(huì)導(dǎo)致嚴(yán)重的環(huán)空帶壓,造成井口 竄氣或?qū)?/span>間竄流,對(duì)人身、井口設(shè)備及環(huán)境造成嚴(yán)重 的后果[8],相比之下氣密封檢測(cè)雖增加了下套管的 時(shí)間,但整體來說是利大于弊的。

7 氣密封檢測(cè)壓力分析 

根據(jù)SY/T7338-2016《石油天然氣鉆井工程 套管螺紋連接氣密封現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)作業(yè)規(guī)程》對(duì)氣密封檢 測(cè)的規(guī)定,檢測(cè)壓力應(yīng)高于油氣井最大關(guān)井壓力、注 氣井最高注氣壓力的5%~10%,或不應(yīng)超過套管服 役條件下抗內(nèi)壓強(qiáng)度的80%;特殊情況下,根據(jù)用戶 的生產(chǎn)需求確定。據(jù)調(diào)研,油田在現(xiàn)場(chǎng)氣密封檢測(cè) 時(shí),檢測(cè)壓力執(zhí)行過套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的50%,60%, 70%,80%,以規(guī)格為17.7800cm 套管為例,部分井 的檢測(cè)壓力和泄漏率結(jié)果如表1所示。可見同一規(guī) 格套管雖然執(zhí)行了不同的檢測(cè)壓力,但各井的泄漏率 不會(huì)隨氣密封檢測(cè)壓力的增加而增大,因此認(rèn)為檢測(cè) 壓力的大小與泄漏率并無直接關(guān)系,同時(shí)現(xiàn)場(chǎng)也沒有 發(fā)現(xiàn)氣密封檢測(cè)導(dǎo)致螺紋損壞的直接證據(jù)。 為了分析螺紋在不同檢測(cè)壓力下進(jìn)行氣密封檢 測(cè)時(shí)的受力情況,用有限元模擬軟件對(duì)氣密封檢測(cè) 時(shí)接頭的受力進(jìn)行模擬。螺紋受力示意圖如圖7所 示,其中Pi 為檢測(cè)時(shí)接頭受到的氣密封檢測(cè)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(shí)對(duì)油管內(nèi)壁的擠壓力[9]。 以外徑為17.7800cm 的套管為分析對(duì)象,接 頭材料為 140V 鋼,屈服強(qiáng)度為 965 MPa,壁 厚 為 12.65mm,抗內(nèi)壓強(qiáng)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(nèi)螺紋牙型高度略高于外螺紋牙型高度,逆向臺(tái)肩 為-15°,螺紋錐度為1∶16,采用軸對(duì)稱模型,網(wǎng)格 劃分如圖8所示。 在不改變浮重的情況下,對(duì)現(xiàn)場(chǎng)執(zhí)行套管抗內(nèi) 壓強(qiáng)度的50%,60%,70%,80%等4種檢測(cè)壓力的 受力情況分別進(jìn)行計(jì)算,接頭有限元模擬計(jì)算的最大等效應(yīng)力與安全系數(shù)如表2所示。可知檢測(cè)壓力 為套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的50%的接頭密封面受到的最 大 等 效 應(yīng) 力 為 638MPa,又 由 于 屈 服 強(qiáng) 度 為 965MPa,計(jì)算得到安全系數(shù)為1.51;檢測(cè)壓力為套 管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的60%的接頭密封面受到的最大等 效應(yīng)力為736MPa,計(jì)算得到的安全系數(shù)為1.31;檢 測(cè)壓力為套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的70%的接頭密封面受 到的最大等效應(yīng)力為830 MPa,計(jì)算得到的安全系 數(shù)為1.16。前3種檢測(cè)壓力下,接頭密封面受到的 最大等效應(yīng)力均低于材料的屈服強(qiáng)度,未發(fā)生塑性 變形。檢測(cè)壓力為套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的80%的接頭 密封面受到的最大等效應(yīng)力為987MPa,超過了材 料的屈服強(qiáng)度,密封面發(fā)生輕微的塑性變形,但仍能 保證接頭的密封性,該種檢測(cè)壓力下計(jì)算的安全系 數(shù)為0.98,結(jié)合油田規(guī)定(氣密封檢測(cè)壓力應(yīng)綜合 考慮三軸應(yīng)力強(qiáng)度及設(shè)計(jì)安全系數(shù),三軸應(yīng)力設(shè)計(jì) 安全系數(shù)規(guī)定為1.25),認(rèn)為檢測(cè)壓力按套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的60%執(zhí)行較為安全、可靠。

8 結(jié)論

(1)經(jīng)卸扣、清洗、涂抹螺紋脂后再次檢測(cè)氣密 封合格套管所占的比例較大,其原因與現(xiàn)場(chǎng)操作、使 用環(huán)境有關(guān),需要進(jìn)一步規(guī)范螺紋脂的存放、涂抹以 及螺紋上 扣 等 操 作 過 程,加 強(qiáng) 對(duì) 井 隊(duì) 現(xiàn) 場(chǎng) 操 作 的 管理。 (2)排除外界干擾后再次檢測(cè)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(shí)儀 器靈敏度過高,建議將標(biāo)準(zhǔn)中泄漏判定值適當(dāng)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(duì)于螺紋損壞和卸扣后經(jīng)檢測(cè)不合格所占 比例雖然最小,但是是真正出現(xiàn)泄漏問題的套管,建 議加強(qiáng)對(duì)套管質(zhì)量的檢測(cè),特別是對(duì)具有氣密封螺 紋的套管 在 入 井 前 進(jìn) 行 100% 檢 測(cè),并 在 運(yùn) 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(cè)對(duì)接頭工廠端氣密封性提供技 術(shù)保障,具有必要性,也增強(qiáng)了套管的可靠性。 (5)在現(xiàn)場(chǎng)增加氣密封檢測(cè)的作業(yè)程序,對(duì)比 同樣的 氣 密 封 螺 紋,下 套 管 時(shí) 間 每 根 增 加 了 近 4min,相比接頭泄漏導(dǎo)致的嚴(yán)重后果,認(rèn)為氣密封 檢測(cè)仍是不可缺少的過程。 (6)同一規(guī)格套管在不同檢測(cè)壓力下,泄漏率 不會(huì)隨著檢測(cè)壓力的增加而增大,與檢測(cè)壓力無直 接關(guān)系。采用有限元模擬計(jì)算了不同氣密封檢測(cè)壓 力下接頭密封面的受力狀況,結(jié)合油田規(guī)定的三軸 應(yīng)力安全系數(shù),認(rèn)為檢測(cè)壓力為套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的 60%較為安全和可靠,推薦現(xiàn)場(chǎng)使用。

來源：材料與測(cè)試網(wǎng)