冷冻暂堵技术在陕5X井的应用

雷宇，贾增强，王海峰，刘琳

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司（陕西 西安 710018）

常规带压更换井口装置技术主要有液压式堵塞器带压换阀技术、冷冻暂堵技术等[1]。冷冻暂堵技术具有作业周期短、封固效果好、作业风险低、自然升温解堵便利等优势。加拿大SNUBCO 公司研发出冷冻暂堵技术后，已成熟地在加拿大、美国等地应用。自2008年国内首次在罐31井应用冷冻暂堵技术以来[2]，四川油田、新疆油田、长庆油田相继应用此项技术。

1 冷冻暂堵技术原理

1.1 技术原理

冷冻暂堵技术可进行套管环空和油管内暂时封堵，能进行井口更换和维护等操作（图1）。该技术是在表层套管周围安装冷冻盒并在冷冻盒内加入冷冻剂，然后通过液压注入系统将封堵剂注入待封堵的井筒空间内，采用冷冻介质在套管外围持续降温并保持温度在-70 ℃至-45 ℃，由外层套管逐渐向油管内冷冻直至暂堵剂与套管、油管紧密结合，形成冰冻桥塞密封环空和油管内径，封隔井内压力，从而实现暂闭井筒、隔离井内高压，达到更换井口控制装置的目的。

图1 冷冻暂堵工艺示意图

1.2 技术特点

1）该技术适用于-35 ℃至-50 ℃环境条件，可以通过温度传导同时暂堵多级套管环空和油管内部。

2）暂堵成功后，持续向冷冻盒内加入冷冻剂，可保持稳定温度场，暂堵桥塞性质稳定，安全系数高。

3）解堵方便。冷冻盒拆除后可通过自然升温或人工加热解堵。

4）暂堵压力高。最大工作压力70 MPa，反向试压时要求至少为关井井口压力的1.5倍。

5）井口压力越高、空间尺寸越大，冷冻暂堵桥塞长度设计要求越高[3]。

1.3 设备参数

1）整套设备全部安装在一个6.1 m（20 英尺）的标准集装箱内（图2）。

图2 冷冻设备示意图

2）注入系统的注入压力为51.7 MPa。

3）配备有双注入系统，一用一备。

4）整体式增压系统使注入系统可以在低压下工作。

5）阀门、管汇最大工作压力为70 MPa。

1.4 工艺参数

1.4.1 冷冻剂选择

现场应用选择干冰作为冷冻剂。干冰是固态的二氧化碳，是利用干冰从固态升华到气态的一个物理变化过程。为达到冷冻管柱的效果，需配合低冰点液相物质甲醇进行热传导。由表1 可知，干冰在升华过程中，在常压下气化时可使周围温度降到-78 ℃左右。甲醇的相态稳定，始终以液态形式传递热量，当部分干冰升华消耗后，可以持续添加干冰至液相甲醇中，达到持续冷冻的效果。

表1 冷冻剂物性参数

1.4.2 暂堵剂选择

实验效果显示，选择蒙脱石为主要成分的膨润土作为暂堵剂，蒙脱石的化学成分为（Al2，Mg3）-Si4O10OH2·nH2O。它具有增稠性、触变性、悬浮稳定性、高温稳定性、耐水性及化学稳定性，是油气田生产中广泛应用的一种暂堵材料[4]。暂堵剂的配比对封堵效果起重要作用，按照水土比1：1、1：2、2：1、2：3进行4 组实验，通过冷冻、取出、解冻，观察物性，当水土比为1：2 时，混浆相对较稠，冷冻后表面结冰，解冻后静置仍保持黏稠状态，因此选取1：2 为暂堵剂配比。

1.4.3 暂堵剂用量

计算暂堵剂的用量，需充分计算油管空间封固体积、油套环空封固体积及采气树阀门通道附加体积。此外还需要考虑清洗井内管串所需量，因此注入量一般为计算容积的1.5～2.0倍。

式中：V1为油管封堵体积，L；V2为油套环空封堵体积，L；V3为采气树及阀门通道附加体积，L。

1.4.4 冷冻桥塞长度计算

根据前期室内研究，得出冷冻桥塞最短安全长度经验公式[5]

式中：Lmin为最短安全长度，m；Di为封堵管柱内径，mm；Psi为管柱内的压力，MPa。

1.4.5 冷冻桥塞承压试验

冷冻桥塞的承压能力直接影响施工安全，为了直观掌握冷冻桥塞承压能力，特别进行了实地试验。选用Φ273 mm 表层套管、Φ177.8 mm 技术套管、Φ73 mm 油管的管柱结构进行实验，使用60 cm高冷冻盒形成有效冷冻桥塞长度57 cm，冷冻12 h对油套环空及油管内形成的暂堵桥塞反向试压50 MPa，观察30 min无压降。

1.4.6 冷冻时间

利用ANSYS数值模拟软件进行瞬态热分析，经过参数修正，得出经验公式：冷冻时间=最大管径×1.5+1.5-2，单位为h。

根据公式得出Φ177.8 mm 套管冷冻时间不得小于12.5 h；Φ73 mm油管冷冻时间不得小于6.5 h。

1.4.7 冷冻前后钢材性能

上海宝钢研究院（技术中心）出具的检验报告显示：冷冻后管材的冲击性能值与冷冻前冲击性能值相差不大，且冷冻后管材的冲击值仍超过规定值，如图3所示。可以得出结论：冷冻暂堵后不会对钢材性能造成影响。

图3 管材性能检验结果

2 陕5X井技术措施

2.1 基本情况

陕5X 井是靖边气田西区的一口预探井。该井于1992 年5 月完井，1992 年7 月至11 月开展酸化1次、压裂1 次、试气2 层的井下作业，在山西组两段砂岩储层获无阻流量8.642 8×104m3（下古储层试气仅见气显示，日产水42.66 L，打水泥塞封堵）。自1992年完井以来，该井曾于1998年、2007年开展过测试作业。气井当前油压23 MPa，套压23 MPa。

2.2 隐患诊断

2018 年1 月，发现该井1 号阀门阀杆处有轻微漏气声。该井油管1号主阀存在内漏及轻微外漏情况，2、3 号主控阀门均存在内漏问题。该井泄漏阀门可完全打开，阀门型号为KQ600，阀门本体情况较完好，但阀杆处密封件因老化及锈蚀等原因而发生漏气，且该阀门无注脂孔，无法通过注脂来改善漏气状况。

井场周边农田密布，有多户农牧民居住，采用常规压井措施处理存在作业周期长、作业液体量大、放空作业难度大等问题。

2.3 方案制定

通过反复讨论后，制定陕5X井冷冻暂堵施工设计，决定利用冷冻暂堵技术先封堵Φ273 mm表层套管和Φ177.8 mm 技术套管之间的环空，再封堵Φ177.8 mm 技术套管和Φ73 mm 油管之间的环空后，泄掉圈闭压力，更换采气树1、2、3号主阀。

3 陕5X井换阀施工过程

3.1 施工准备

2018年9月6日至10日，完成了井口开挖工作，作业面充分暴露。经现场确认，Φ273 mm表层套管和Φ177.8 mm 技术套管之间的环空存在进入通道，无需进行带压钻孔作业。向Φ273 mm 表层套管与Φ177.8 mm技术套管之间环空注入清水6 L，液位达到观察口。静置24 h，此环空液位未降低，确认不需要对此环空注入暂堵剂封堵，准备工作完成。

3.2 预冷冻作业

9月11日18：00，在井口表套外安装60 cm高冷冻盒，使用干冰作为冷冻剂，配合甲醇进行热力传导，确保充分起到制冷及传热作用。预冷冻2 h后，干冰与甲醇混合物使表套与气套、气套至油管、油管内部形成一个低温场，预冷冻作业顺利完成。

3.3 暂堵剂注入

9月11日20：00，由高压泵将搅拌均匀的膨润土暂堵剂缓慢挤入油套环空，暂堵剂在冷冻部位挂壁、聚结，形成封堵桥塞，经井口观察套管压力稳定。过程中累计注入暂堵剂80 L。9月12日10：00，倒换流程，将注剂管线接到9 号测试闸门下游对油管进行注剂。此过程向油管内注入暂堵剂20 L。

3.4 冷冻候凝

9 月12 日12：00，在完成油管内注暂堵剂后，开始冷冻候凝。候凝期间，继续向冷冻盒内添加干冰，保证冷冻温度持续低于-50 ℃，保证封堵塞凝固良好。

3.5 主阀更换

9月13日14点，在环空冷冻40 h、油管冷冻24 h后，正式启动主阀更换作业。对油管内冷冻桥塞反向试压28 MPa，观察15 min 压降0.5 MPa，泄掉冷冻桥塞上部压力观察15 min，压力不上升，确认暂堵成功，开始进行1 号阀更换作业。在旧阀总成被吊离后，作业人员迅速在7 min内将1号主阀安装到位。

随后对油套环空内冷冻桥塞反向试压28 MPa，观察15 min 压降为0，泄掉冷冻桥塞上部压力观察15 min，压力不上升，确认暂堵成功。立即对2、3号主阀进行了拆除抢装，于17点完成了2、3号主控阀门更换（图4）。

图4 主阀更换现场

3.6 试压

阀门更换完成后利用冷冻暂堵设备对更换好的新阀门连接处试压28 MPa，观察15 min，阀门连接处无外漏，试压合格，恢复井口（表2）。

表2 试压记录

4 结论

1）通过陕5X 井冷冻暂堵更换井口主阀作业实践，证实该工艺是一项高效的封堵高压流体、快速更换井口主阀的工艺措施。

2）冷冻暂堵技术无需压井、不产生大量作业液体、作业设备少、占地面积小，较堵塞器作业或压井作业更安全、环保、高效。

3）苏南区块内目前有近50口边远探井，部分老井井口压力高、完井时间较长，井口普遍存在阀门密封件老化问题，下步将继续对边远探井进行排查，确保边远老探井安全，筑牢安全生产防线。