冷凍暫堵更換采氣樹主控閥門技術

郭永強 ，王 維 ，任越飛

（1.西安石油大學，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗 017300）

冷凍暫堵更換采氣樹主控閥門技術

郭永強1，2，王 維2，任越飛2

（1.西安石油大學，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗 017300）

冷凍暫堵裝備和技術是針對高壓氣井修井開發的一項新技術。該技術通過注入裝置將暫堵劑注入環空和油管內部，冷凍后形成暫堵橋塞，封隔井內高壓氣體，達到帶壓更換采氣樹主控閥門的目的。該技術具有安全系數高、對環境無污染等優點。目前采用該技術在鄂爾多斯盆地已成功更換20多口油氣井主控閥門，消除了井口隱患，為帶壓更換主控閥門提拱了新途徑。冷凍暫堵更換采氣樹主控閥門技術對蘇里格氣田現階段氣井閥門維修及保養有著重要的指導及借鑒意義。

井口隱患；冷凍暫堵；帶壓修井；帶壓鉆孔

采氣井口裝置是氣井安全生產的重要通道，也是氣井壓力控制的主要裝置，然而隨著氣井生產年限的增加，井口裝置會因磨損、腐蝕、老化等原因存在很多安全隱患問題[1]。如不及時治理，會影響氣井的安全生產，嚴重破壞周邊環境，威脅人畜的生命安全。如果采用普通壓井方式更換閥門，作業時間長、費用高，產量恢復困難。因此，帶壓更換閥門的技術對井口更換主控閥門有著極為重要的作用。

目前較常規的帶壓換閘門技術是不丟手更換井口堵技術[2，3]，但對于高含硫的氣井，如果采用堵塞器進行暫堵作業，固定堵塞器困難，作業風險大，安全系數低。在國外，冷凍井口帶壓換閘技術已成功應用1 000井次，成功率達100%，且冷凍井口帶壓換閥技術已形成確定施工參數的經驗公式。在國內，冷凍井口帶壓換閥技術已經在四川油田、新疆油田和長慶油田成功應用。但是冷凍井口帶壓換閥技術的工藝流程及安全防護工作需要加強。國內外現場情況不同，需進行相關配套技術的研制[4]。

1 冷凍暫堵技術原理

1.1 技術原理

冷凍暫堵裝備和技術是針對高壓氣井修井開發的一項新技術，主要用于高壓氣井修井中暫時封堵環空和油管。冷凍暫堵技術是通過冷凍裝置的注入系統將暫堵劑注入環空和油管內，在套管周圍實施降溫，采用冷凍介質將套管周圍的溫度保持在-70℃左右，由外層套管逐漸向油管內冷凍，直至暫堵劑與套管、油管緊密結合，形成冰凍橋塞，繼而密封環空和油管，封隔井內壓力，達到安全更換采氣井口或部分閘閥的目的。采用冷凍技術不僅可進行井口冷凍（豎直），還可以冷凍水平或傾斜管線。

1.2 技術特點

（1）同時封堵：該技術可在環境溫度-35℃～50℃下，同時暫堵多層套管環空和油管內部。

（2）冷凍效果好：暫堵成功后，確保溫度在要求范圍內，冷凍效果一直保持。

（3）暫堵壓力較高：最高工作壓力可達70 MPa，暫堵后，反向試壓最少為關井井口壓力的1.5倍。

（4）暫堵橋塞長度通常在1 m以上，壓力越高的井，長度設計更高，空間尺寸越大，冷凍的時間越長。

（5）解堵方便：冰凍橋塞可人為加熱升溫解堵或自然升溫解堵。

冷凍暫堵技術常用的工藝流程依次為：安裝冷凍盒預冷凍、注入暫堵劑、冷凍、試壓、換裝井口閥門、解堵。

1.3 主要設備

整套設備全部安裝在一個6.66 m的標準集裝箱內，它由動力部分、液壓控制部分、注入管匯部分組成，其主要功能為向井內環空或管柱內注入暫堵劑。工藝流程（見圖1）：首先將配制好的暫堵劑放入加壓罐中，發電機組提供注入動力，操作人員在操作臺控制暫堵劑的注入速度及注入量，并通過注入管匯將暫堵劑注入各層油套空間（見圖2，表1）。

表1 主要設備技術參數

圖1 冷凍暫堵技術工藝流程示意圖

圖2 冷凍暫堵主要設備

2 室內實驗情況

針對現場實際情況開展了模擬井口冷凍暫堵帶壓更換主控閥門實驗，對施工過程中所涉及到的相關技術參數進行驗證。

2.1 冷凍時間和暫堵劑高度

理論冷凍時間為在干冰冷凍作用下，油套結構由室溫25℃降至-71℃所需的時間。根據室內測試結果，并結合實際作業中記錄的冷凍時間，可得經驗公式：T=管徑的尺寸（英寸）×1.5小時/英寸＋1.5小時～2小時；根據設備廠家提供經驗值及實驗測試情況，冷凍高度推薦值為550 mm～800 mm。

2.2 暫堵劑注入后運移方式

從室內實驗可以看出，暫堵劑注入管柱內部后先向管柱上方運移，當上部填滿后再向下方運移，最終在管柱內形成致密的暫堵劑段（見圖3）。

圖3 暫堵劑運移方式

2.3 暫堵劑理論注入量

在進行冷凍井口時，需要分別向表套環空、技套環空、油套環空及油管內部注入暫堵劑。注入量為注入口至冷凍盒底部管柱內容積，計算時需附加采氣樹閥門通道體積。同時還需要考慮2個因素：

（1）油套及油管內壁不干凈，暫堵劑不能全部附在油套內壁上。

（2）在注入管匯空間上，有一定的暫堵劑。暫堵劑實際用量比計算暫堵劑用量大。結合國內外大量成功案例可得到暫堵劑注入量經驗值：①27/8″油管內徑暫堵劑注入量：3 L/m；②27/8″油管與7″套管環空暫堵劑注入量：16 L/m；③95/8″套管與 7″套管環空暫堵劑注入量：15 L/m；④133/8″套管與 95/8″套管環空暫堵劑注入量：33.3 L/m。

2.4 冷凍橋塞承壓能力驗證

選用 95/8″表層套管、7″技術套管、27/8″油管的管柱結構進行實驗，冷凍高度570 mm，對油套環空及油管內形成的暫堵橋塞反向試壓50 MPa，觀察30 min無壓降（見圖4）。

圖4 冷凍橋塞承壓能力實驗

2.5 冷凍前后鋼材性能影響

根據檢驗報告顯示：冷凍后管材的沖擊性能值與冷凍前沖擊性能值相差不大，且冷凍后管材的沖擊值仍超過規定值。可以得出結論：冷凍暫堵后不會對鋼材的機械性能造成影響（見表2）。

表2 管材性能檢驗結果（上海寶鋼研究院（技術中心））

3 現場應用

2015-2016年，利用冷凍暫堵帶壓換閥技術，在長慶油田成功更換12口氣井，20個閥門，消除了井口安全隱患（見表3）。

表3 冷凍暫堵帶壓更換氣井閥門統計表

3.1 標準套管頭氣井施工S-5-47H2井

S-5-47H2井是S區塊產建井，完井后1#閥門內漏，油/套壓18.15 MPa/18.26 MPa。該井配備標準套管頭，施工時間為2016年10月20日-21日。利用冷凍暫堵技術依次封堵103/4″套管和7″套管之間環空、7″套管和31/2″油管之間環空以及31/2″油管內通道，形成冷凍橋塞，泄掉圈閉壓力后更換采氣樹1號主控閥門，其施工步驟為：

（1）井口開挖（長1.5 m、寬1.5 m、深2 m）。

（2）向103/4″套管與7″套管之間環空注入清水。

（3）用水泥在導管外砌一底面積800 mm×800 mm的冷凍盒，高度700 mm；不間斷向冷凍盒中加入冷凍介質和冷凍劑。

（4）從6號閥門向7″套管與31/2″油管之間環空注入暫堵劑60 L。

（5）從7號閥門向31/2″油管內注入暫堵劑40 L；不間斷向冷凍盒中加入冷凍介質和冷凍劑，冷凍23 h。

（6）對油管內冷凍橋塞反向試壓，壓力33 MPa觀察15min無壓降；泄壓后觀察15min，壓力始終為0MPa。

（7）拆除1號閥與大四通連接螺栓，將1號閥及以上部分吊移。

（8）拆除舊鋼圈，清理鋼圈槽，安裝新鋼圈、安裝新1號閥。

（9）安裝1號閥以上部分，并對新閥試壓33 MPa，觀察30 min無壓降。

（10）拆除冷凍盒及作業設備。

3.2 無標準套管頭氣井施工X436井

X436 井油/套壓為：22.05 MPa/22.06 MPa，該井 1#主控閥門內漏，由于該井無標準套管頭，需利用帶壓鉆孔技術在表層套管上鉆開Φ25 mm的孔后進行冷凍暫堵施工作業。

帶壓鉆孔技術其基本原理是利用帶壓鉆孔裝置和有效密封、放噴流程，在壓力管路或承壓閘閥上實施帶壓開孔，為后期作業的開展提供有利條件（見圖5，表4）。

圖5 帶壓鉆孔作業施工示意圖

表4 液控帶壓鉆孔機技術參數

X436井帶壓鉆孔施工作業步驟為：

（1）井口開挖。套管周圍挖一個直徑1.5 m（一側拓寬至5 m用于安置鉆孔機）深2.5 m的坑。

（2）在 103/4″套管外依次安裝 103/4″抱箍、鉆孔主控平板閥和四通。

（3）在四通上安裝帶壓鉆孔機與泄壓流程。

（4）對帶壓鉆孔裝置試壓10 MPa，穩壓15 min無壓降。

（5）打開鉆孔主控平板閥，帶壓在103/4″套管上鉆開Φ25 mm的孔。

（6）拆除帶壓鉆孔裝置，轉入冷凍暫堵作業。

冷凍暫堵作業步驟與S-5-47H2井施工步驟一致，從外層套管到油管內部依次冷凍，暫堵成功后更換1#主控閥門（見表5）。

表5 更換井口主控閥門技術對比表

4 結論

與不丟手帶壓換閥技術、壓井換閥技術相比冷凍暫堵換閥技術具有以下優點：

（1）冷凍暫堵技術作為帶壓更換采氣樹井口主控閥門技術之一，與傳統的不丟手帶壓更換主控閥門相比，增加了反向試壓，提高了安全系數。

（2）適用于井下腐蝕嚴重的井。冷凍暫堵帶壓換閥技術由于暫堵劑在油管與油層套管的環空形成長段橋塞，即使泄漏，也不會形成失控的局面。因此，即使井口段套管或油管腐蝕，通過內外堵塞，也可實現全面暫堵。

（3）暫堵劑與管壁完全緊密結合，無氣體排放，對環境無污染，不污染地層。

［1］劉忠飛，等.四川地區氣井井口隱患治理技術與應用［J］.鉆采工藝，2014，37（3）：1-4.

［2］彭小強，等.新疆油田冷凍井口帶壓換閘技術的研究與應用［J］.新疆石油科技，2014，24（2）：36-41.

［3］黃楨，王銳，杜娟.冷凍暫堵帶壓換閥技術及應用前景［J］.天然氣工業，2009，29（2）：79-80.

［4］李艷豐，等.冷凍暫堵技術在灌31井的應用［J］.鉆采工藝，2009，32（1）：11-13.

TE358.3

A

1673-5285（2017）10-0034-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.009

2017-09-20