摘 要：国内油气田天然气井随着天然气开采出现大量环空带压现象，造成严重安全隐患,据资料统计环空带压现象90%左右由螺纹泄漏引起[1]。特殊扣油套管受到螺纹类型、加工误差、材质选择、运输磕碰、不规范操作、密封脂的选择等方面的影响，都可能导致螺纹出现气体泄漏[2]。在金坛盐穴储气库已投产注采井运行过程中，已经有4口井出现环空带压，给储气库的安全运行带来一定的安全隐患。利用气密封检测技术对金坛储气库注采完井管柱螺纹进行密封检测，有效剔除泄漏管柱入井，避免因螺纹泄漏引发环空带压。目前该技术在金坛储气库4口井注采完井作业中成功应用，为储气库的长期注采运行提供了安全保障。
关键词：储气库；完井；气密封检测；螺纹；泄漏
美国在20世纪80年代首先提出特殊扣螺纹气密封检测技术，并将该技术成功应用到油气井中，目前对油套管螺纹的气密封检测已成为国外石油行业强制性要求[3]。四川油气田自20世纪90年代最早引进使用特殊扣套管，但在生产过程中一直存在套管螺纹泄漏现象，某区块30口井有超过半数环空带压[4]。为确保金坛盐穴储气库注采井长期安全运行，注采完井管柱近期均引进特殊扣型气密套管；同时，并先后组织专业套管队进行下套管作业、上扣扭矩检测、涂抹专用密封脂，目的通过现场措施尽量保证螺纹密封性完好[5]。尽管在金坛储气库注采井完井作业中采取一系列措施确保螺纹密封，但目前还是有4口井出现环空带压，给储气库安全运行带来一定隐患[6]。为确保金坛储气库后期注采气安全、可靠运行，特引进螺纹气密封检测技术对注采管柱螺纹连接进行气密封检测。现场应用表明，该技术能有效对管柱螺纹密封性进行检测，有效剔除泄漏油套管，保证了注采气井井筒的密封性[7]。
1 检测原理
油套管螺纹气密封检测技术主要利用氦气分子直径比天然气小、更易渗漏的特点，在油套管下井之前，从油管或套管管柱内下入有双封隔器的测试工具，向测试工具内注入氦氮混合气，工具座封，加压至规定值，稳压一定时间后泄压，利用氦气(见表1)分子直径很小、在气密封扣中易渗透的特点[8]，通过高灵敏度的氦气探测器在螺纹连接外探测氦气有无泄漏，从而来判断螺纹连接的密封性。
2 设备简介
气密封检测设备(见图1)主要包括液气动力系统、增压系统及检测气源、检测执行系统、控制系统及其他辅助系统。
表1 常温下不同介质的渗透率表
图1 气密封检测设备示意图
液气动力系统为增压储能器提供高压水源，为绞车及操作台提供液压源、气源，并携带相关驱动装置的高压设备。增压储能器则利用来自液气动力系统的高压水源，对进入储能器的氦氮混合气体进行增压的压力容器。检测系统主要包括液气动力系统，由原动机及其辅助装置，高压柱塞泵、液压泵、气泵、各种阀件和气路、液路高低压管线等组成。增压系统及检测气源由增压储能器及进出口阀件、氦氮混气装置及氦气瓶组成。检测执行系统由检测工具及其高压管线、集气套和检漏仪组成[9]。控制系统及辅助系统由绞车及操作台、井架操作台、井架滑轮组成。
图2 金坛储气库注采管柱示意图
图3 金坛储气库注采完井示意图
3 现场应用
3.1 井况简介
金坛储气库注采井统一采用外径177.8 mm、壁厚9.19 mm、气密螺纹、钢级N80注采管柱，管柱配套工具有流动短节、井下安全阀、封隔器、坐落接头及引鞋[10，11]。排卤管柱使用API NU螺纹的普通油管，管柱配套有坐落接头，管柱结构为：引鞋+短油管+坐落接头+油管[12](见图2、图3)。
3.2 施工操作步骤
3.2.1 准备5段 启动设备，将高压水泵与供水管线连接好，打开氮气、氦气气瓶，运转发动机，按标准检查设备各部分，确认设备正常。把检测工具在待测套管外下放，让检测工具的双封隔器中间点对应于待测套管接箍中部，然后在绞车钢丝绳上做好记号，对钢丝绳位置进行标定[13]。待测套管上扣完成后，将检测工具放入到待测套管内，上提套管直到待测接箍高出钻台面一定高度，调整检测工具位置定位在套管内接箍的上下位置，将检测集气套扣在套管接箍上，将检漏仪探测头插入检测护套的通孔。
3.2.2 氦气增压 储能器中加载检测气体，待储能器内压力达到4 MPa～6 MPa后，关闭气控气源供气阀，将工具放空阀打开，坐封测试阀、储能排液阀关闭，启动高压水泵将储能器内的混合气体打压，让检测工具坐封。
3.2.3 加压、检测 高压水泵继续对工具和储能器打压，直至达到检测压力，停泵，关闭坐封阀，稳压20 s后泄压，根据检漏仪探测到的氦气泄漏率来判断螺纹密封性能是否合格。若泄漏率超过2×10-7bar·mL/s，则表明螺纹密封性不合格，需采取相应的整改措施；若泄漏率低于 2×10-7bar·mL/s，则表明螺纹密封性能合格[14]。
3.2.4 泄压、解封 检测完毕后将坐封阀、储能排液阀打开，泄掉储能器内压力，然后关闭坐封测试阀，打开工具放空阀，将卡封工具压力泄掉，解封，取出测试工具，继续检测下一螺纹密封性[15]。重复以上操作步骤，直到所有待测管柱螺纹全部检测完毕(见图4)。
3.3 应用实例
2017年在金坛储气库4口井先后进行5次螺纹气密封检测施工作业，套管扣型主要包括API NU和BGT2两种扣型。经过现场施工作业数据统计分析，两种扣型油套管螺纹均存在泄漏，单井最大泄漏率为3.51%，平均泄漏率为2.23%(见表2)。现场采取的整改措施如下：(1)对油套管螺纹进行二次上扣；(2)卸开对扣并对密封台5面和螺纹进行再次清理，重新上扣；(3)更换油套管母螺纹接头；(4)清理不密封油套管，更换新油套管。
表2 金坛盐穴储气库气密封检测数据统计表
图4 设备加压、坐封检测5段示意图
4 主要结论
(1)油套管螺纹气密封检测技术，可以有效的剔除螺纹密封不严的套管入井，保证了井筒密封性。
(2)造成油套管螺纹密封不严泄漏的原因是多方面的，不能单靠入井前通径、螺纹清理、涂抹密封脂、扭矩检测等措施，来避免和判别油套管螺纹连接处是否存在泄漏。
(3)油套管螺纹密封检测设备目前已经国产化，检测费用也大幅降低，建议在盐穴储气库注采完井作业中全面推广使用，为盐穴储气库长期注采气运行提供可靠的安全保障。
