分享：塔里木油田套管气密封检测技术现状及分析
胡芳婷,赵密锋,章景城,耿海龙,熊茂县,李 岩,马 磊
(中国石油塔里木油田分公司 油气工程研究院,库尔勒 841000)
摘 要:为降低油田气井套管泄漏造成的事故风险,油田采用气密封检测技术来排查和检测完 井套管的泄漏情况,保障套管的完整性,对塔里木油田气密封检测的原理、标准、现状、检测压力和 检测时间进行了分析,并抽取部分检测报告对气密封检测检出套管不合格的原因进行了分析。结 果表明:经卸扣、清洗、涂抹螺纹脂、排除外界干扰后再次检测,合格套管所占的比例较大。由于螺 纹损坏或质量因素导致泄漏所占比例较小,认为现场操作、使用环境是造成气密封检测时套管不合 格的主要因素。气密封检测技术能对接头工厂端气密封性提供技术保障,解决了油田工厂端缺少 检测手段的问题。相比接头泄漏导致的严重后果,尽管下套管时间每根增加了近4min,气密封检 测仍是不可缺少的过程。泄漏率不会随着检测压力的增加而增加,与检测压力无直接关系,且检测 压力为套管抗内压强度的60%时较为安全、可靠。
关键词:套管;气密封检测;泄漏;检测压力;检测时间 中图分类号:TE9 文献标志码:A 文章编号:1001-4012(2021)03-0001-06
塔里木油田是世界陆上第三大油气田,作为“西 气东输”的主力气源地,目前已建成多个大型气田, 天然气 产 量 占 全 国 总 量 的 1/6,日 产 天 然 气 超 过 30万 m 3。为了保障这些气井在生产作业期间管柱 的密封完整性以平稳投产,油田对入井使用的气密 封螺纹进行现场气密封检测,结果合格后方可入井。 气密封检测技术能有效防止因螺纹上扣不到位、螺 纹质量不合格、现场环境和运输中对螺纹磕碰等因 素导致的深层天然气开采过程中套管发生泄漏[1]。该技术在油田领域的应用自2008年起全面推广,降 低了由于螺纹泄漏造成事故的概率,减少了重大经 济损失,是确保井筒完整性的重要手段之一[2-4]。为 了分析气密封检测时螺纹泄露的主要原因和找到适 合的检测压力,笔者对气密封检测原理、标准、现状、 不合格品、检测时间和检测压力进行了分析。
1 气密封检测原理
气密封检测系统由液气动力系统(主要提供动 力)、增压系统及检测气源(主要是气瓶装置)、检测 执行系统(检测工具及检漏仪等)和控制系统及辅助 系统(包括绞车、操作台、滑轮等)等组成[5-7]。气密 封检测原理如图1所示。当具有气密封螺纹的套管 下井时,将双封检测工具投入到套管螺纹连接部位, 上、下卡封,然后向其中注入高压氮氦混合气(氦气 和氮气的体积比为1∶7),用高灵敏度探测仪在螺纹 外检测,有氦气泄漏则立即报警。因氦气无毒,分子 直径小,易于沿微细间隙通道渗透,故能及时发现套 管泄漏,且对套管无污染、无腐蚀、无损伤。
2 气密封检测判漏标准
为保证高温、高压、高含硫等特殊油气井生产套 管的完整性,满足安全生产的要求,油田在进行套管设计时要求高温、高压气井的生产套管和其上一层技 术套管均选用气密封螺纹接头,且优先选用接头压缩 效率和拉伸效率达到100%的特殊螺纹接头套管,以 保证接头在各种应力条件下的密封完整性。油田委 托专业的气密封检测团队现场操作,检测团队自得到 通知后,对气密封检测设备进行完整性检查、试压、试 运行,到现场后对设备进行吊装、安装和调试,再进行 螺纹气密封检测,判漏流程如图2所示。 按照SY/T6872-2012《套管和油管螺纹连接 气密封井口检测系统》的技术要求,螺纹连接副氦气泄漏 不 大 于 1.0×10 -7 Pa·m 3 ·s -1 (1.0× 10 -6 mbar·L·s -1 ) 为 密 封, 大 于 1.0 × 10 -7 Pa·m 3·s -1(1.0×10 -6 mbar·L·s -1)为 不 密 封。对于第一次检测不合格的螺纹,施工队采取3 种措施,加大扭矩再次上扣检测,卸扣3~4扣后再 次上扣检测,卸扣后再次清洁重新上扣检测。通常 施工队对第一次检测不合格的螺纹卸扣后再次清洁 重新上扣,再进行两次检测均合格后入井使用。
3 油田套管气密封检测现状
据统计,自2008年至今塔里木油田累计检测气 密封螺纹17.8万根,套管6.5万根,检测出的泄漏 数量为0.12万根,总体泄漏率为1.85%,检测套管 的规格及数量如图3所示。从 图 中 可 以 看 出 规 格 为 17.7800cm 和 19.6850cm 的两种套管检测数量最多(其泄漏率分 别为1.71%和1.96%)。对气密封检测团队出具的 不密封检测报告进行分析,经统计,对于第一次气密 封检测不合格的套管卸扣后,再次清洁重新上扣,第 二次气密封检测合格后入井的套管占不合格总数的 66.28%;排 除 外 界 干 扰 后 检 测 合 格 的 套 管 占 25.58%;卸扣后检查螺纹损坏和卸扣重上检测不合 格的套管分别占1.16%和6.98%,如图4所示。
可见第一次气密封检测不合格的套管经再次检 测合格的套管约占90%,第二次检测仍不合格的套 管约占10%,比例较少。
4 第二次气密封检测合格原因分析
4.1 螺纹卸扣重上后再次检测合格原因分析
结合现场施工,套管卸扣后经清洗和再次涂抹 螺纹脂,然后上扣、重新气密封检测合格的比例较大 (占第一次检测不合格总数的66.28%)的原因主要 有以下几点。 (1)现场施工时井队对螺纹保护不到位,有杂 质颗粒物黏在螺纹部位未清洁干净。 (2)上扣时螺纹脂涂抹不够均匀,或有杂质污 染了螺纹脂,影响了螺纹的密封性。 (3)上扣扭矩虽已达到标准扭矩,但接箍端面 仍未拧紧,经略增大扭矩再次上扣,气密封检测合 格,说明操作人员在上扣操作方面的水平不达标。
4.2 排除外界干扰后检测合格原因分析
排除外界干扰后套管检测合格的(占第一次检 测不合格总数的25.58%)原因主要有以下几个。 (1)受井位和空气湿度的影响,空气不易发生 对流,前期检测时空气中有氦气残留在钻台附近,造 成检漏仪误报。 (2)空气中氦气的质量分数为0.000524%,氦 气检漏仪(型号为 P3000XL)采用高流量(2660~ 3500mL·min -1)模式,仪器在空气中归零时氦气 的泄漏率为2.33×10 -5 ~3.06×10 -5 Pa·m 3·s -1,当氦气 在 空 气 中 的 含 量 发 生 变 化,泄 漏 率 小 于 1.0×10 -7 Pa·m 3·s -1时仪器不发生报警,认为螺纹 密封合 格,反 之 亦 然。气 密 封 检 测 泄 漏 判 定 值 为 1.0×10 -7 Pa·m 3·s -1,氦气检漏仪归零值为2.33× 10 -5 Pa·m 3·s -1,可见泄漏判定值对于氦气检漏仪 归零值过于敏感,易引起误报的现象,建议将判定值 适当增大。
4.3 其他原因分析
卸扣后发现螺纹损坏(占第一次检测不合格总 数的1.16%)和卸扣重上后检测不合格(占第一次 检测不合格总数的6.98%)所占比例虽然较小,但 认为是气密封检测中真正出现泄漏问题的套管,主 要原因有以下几个。 (1)套管在产品出厂时,经过厂家自检、商检、 抽检,入井前经过第三方对套管100%检测,但是部 分井队入井前套管没有进行100%检测,因此不能 完全排除套管的质量问题以及在运输、摆放中发生 磕碰造成的螺纹泄漏。 (2)经螺纹检测合格后吊装入井前可能发生磕 碰,影响了螺纹的密封性。
5 气密封检测必要性分析
从以上分析中可以看出,气密封检测时会出现 误判的情况,但不能否认气密封检测的必要性。气 密封检测排除了螺纹不清洁、螺纹脂涂抹不均匀、上 扣不到位、螺纹质量及运输、吊装过程中发生磕碰等 导致不密封的原因,从源头上杜绝了井下套管的密 封失效,甚至是对接头工厂端(生产厂家管体与接箍 连接的外螺纹端)也可以进行检测,如某井在入井前 进行气密封检测时,发现螺纹脂的接箍处发生泄漏。 对泄漏 接 头 取 样,在 扭 矩 仪 上 进 行 卸 扣 试 验,如 图5a)所示,发现工厂端螺纹发生黏扣,在外螺纹表 面可观察到有凸起的金属瘤、钩犁和凹槽,如图5b) 所示。 在气密封检测泄漏原因分析中发现,螺纹卸扣 后螺纹参数满足要求,但是密封面上无二硫化钼润 滑剂残留,其泄漏原因判定为工厂上扣工序中没有 按照工厂生产规范的要求涂抹二硫化钼润滑剂,使 螺纹发生黏扣导致泄漏。 工厂端螺纹在 入 井 前 已 在 工 厂 进 行 了 上 扣, 目前油田缺少对工 厂 端 检 测 的 手 段,该 实 例 亦 反 映出气密封检测技 术 对 工 厂 端 上 扣、螺 纹 脂 涂 抹 质量等能进行有效 的 检 测,保 证 了 套 管 入 井 的 完整性。
6 气密封检测时间分析
气密封检测技术受到现场质疑,除上文中提及 仪器受干扰出现误判的原因外,还因气密封检测技 术增加了作业的程序和下套管的时间,将进行气密 封检测的螺纹下套管数量与不需要进行气密封检测 的偏梯形螺纹和特殊螺纹下套管数量进行对比,如 图6所示。 可见,需进行气密封检测时,每小时下套管数量 确实比不需要检测时的少,进行气密封检测时,每小 时下套管数量为5~6根,这与预估的气密封检测时 间吻合,包括吊套管至井口约2min,对扣、上扣约 2min,投 放 检 测 工 具 约 0.5 min,打 压 检 测 约 1.5min,卸 压 约 1 min,坐 卡 瓦、取 检 测 工 具 约 1min。不进行气密封检测的特殊螺纹套管下入时 节省了打压、试压、取检测工具等的工作时间,平均 每根节约4min,每小时下10~11根。偏梯形螺纹 因结构简单,上扣比特殊螺纹更快,此种套管每小时 下13~14根。 套管的泄漏会导致严重的环空带压,造成井口 窜气或层间窜流,对人身、井口设备及环境造成严重 的后果[8],相比之下气密封检测虽增加了下套管的 时间,但整体来说是利大于弊的。
7 气密封检测压力分析
根据SY/T7338-2016《石油天然气钻井工程 套管螺纹连接气密封现场检测作业规程》对气密封检 测的规定,检测压力应高于油气井最大关井压力、注 气井最高注气压力的5%~10%,或不应超过套管服 役条件下抗内压强度的80%;特殊情况下,根据用户 的生产需求确定。据调研,油田在现场气密封检测 时,检测压力执行过套管抗内压强度的50%,60%, 70%,80%,以规格为17.7800cm 套管为例,部分井 的检测压力和泄漏率结果如表1所示。可见同一规 格套管虽然执行了不同的检测压力,但各井的泄漏率 不会随气密封检测压力的增加而增大,因此认为检测 压力的大小与泄漏率并无直接关系,同时现场也没有 发现气密封检测导致螺纹损坏的直接证据。 为了分析螺纹在不同检测压力下进行气密封检 测时的受力情况,用有限元模拟软件对气密封检测 时接头的受力进行模拟。螺纹受力示意图如图7所 示,其中Pi 为检测时接头受到的气密封检测压力; G 为下部套管的浮重(重力与浮力之差);F 为工具 胶桶膨胀时对油管内壁的挤压力[9]。 以外径为17.7800cm 的套管为分析对象,接 头材料为 140V 钢,屈服强度为 965 MPa,壁 厚 为 12.65mm,抗内压强度为120.2 MPa [10],套管悬重 为49 kN,线 密 度 52.09 kg·m -1,泥 浆 密 度 为 1.8g·cm -3,螺纹为气密封螺纹,螺距为2牙·cm -1, 内螺纹牙型高度略高于外螺纹牙型高度,逆向台肩 为-15°,螺纹锥度为1∶16,采用轴对称模型,网格 划分如图8所示。 在不改变浮重的情况下,对现场执行套管抗内 压强度的50%,60%,70%,80%等4种检测压力的 受力情况分别进行计算,接头有限元模拟计算的最大等效应力与安全系数如表2所示。可知检测压力 为套管抗内压强度的50%的接头密封面受到的最 大 等 效 应 力 为 638MPa,又 由 于 屈 服 强 度 为 965MPa,计算得到安全系数为1.51;检测压力为套 管抗内压强度的60%的接头密封面受到的最大等 效应力为736MPa,计算得到的安全系数为1.31;检 测压力为套管抗内压强度的70%的接头密封面受 到的最大等效应力为830 MPa,计算得到的安全系 数为1.16。前3种检测压力下,接头密封面受到的 最大等效应力均低于材料的屈服强度,未发生塑性 变形。检测压力为套管抗内压强度的80%的接头 密封面受到的最大等效应力为987MPa,超过了材 料的屈服强度,密封面发生轻微的塑性变形,但仍能 保证接头的密封性,该种检测压力下计算的安全系 数为0.98,结合油田规定(气密封检测压力应综合 考虑三轴应力强度及设计安全系数,三轴应力设计 安全系数规定为1.25),认为检测压力按套管抗内压强度的60%执行较为安全、可靠。
8 结论
(1)经卸扣、清洗、涂抹螺纹脂后再次检测气密 封合格套管所占的比例较大,其原因与现场操作、使 用环境有关,需要进一步规范螺纹脂的存放、涂抹以 及螺纹上 扣 等 操 作 过 程,加 强 对 井 队 现 场 操 作 的 管理。 (2)排除外界干扰后再次检测合格套管所占比 例次之,其原因是受井位和空气湿度的影响,同时仪 器灵敏度过高,建议将标准中泄漏判定值适当增大, 今后油田可开展该方面的研究,再次确定合理的泄 漏判定值。 (3)对于螺纹损坏和卸扣后经检测不合格所占 比例虽然最小,但是是真正出现泄漏问题的套管,建 议加强对套管质量的检测,特别是对具有气密封螺 纹的套管 在 入 井 前 进 行 100% 检 测,并 在 运 输、吊 装、摆放过程中避免磕碰,以免造成螺纹损伤。 (4)气密封检测对接头工厂端气密封性提供技 术保障,具有必要性,也增强了套管的可靠性。 (5)在现场增加气密封检测的作业程序,对比 同样的 气 密 封 螺 纹,下 套 管 时 间 每 根 增 加 了 近 4min,相比接头泄漏导致的严重后果,认为气密封 检测仍是不可缺少的过程。 (6)同一规格套管在不同检测压力下,泄漏率 不会随着检测压力的增加而增大,与检测压力无直 接关系。采用有限元模拟计算了不同气密封检测压 力下接头密封面的受力状况,结合油田规定的三轴 应力安全系数,认为检测压力为套管抗内压强度的 60%较为安全和可靠,推荐现场使用。
来源：材料与测试网
