新疆油田冷冻暂堵技术的研究与应用

郭南舟，秦本良，王美洁，祁丽莎

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)



新疆油田冷冻暂堵技术的研究与应用

郭南舟，秦本良，王美洁，祁丽莎

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

摘要：用常规压井方式进行修井作业具有作业时间长、对储层有伤害、成本高等问题。为了解决这些问题，对冷冻暂堵技术进行了研究和应用，优化了冷冻暂堵技术相关施工工艺参数及配套设备。优选冷冻胶体基质，通过实验分析了不同土水配比混合形成的冷冻胶体性质，并测试冷冻段塞的承压能力。结果表明，钻井膨润土作为冷冻胶体基质可满足现场施工要求，最佳土水质量比为2∶1。冷冻速度越快，冷冻段塞胶体结构越致密、承压能力越高。选用干冰作为冷冻剂，建立公式计算干冰用量，与现场实际总干冰用量较吻合，可指导后续暂堵施工。设计新型冷冻盒，增强了密封性能，提升了快速冷冻效果。现场应用表明，冷冻暂堵技术有效解决了高压油气井带压作业的工艺难题，提高了效率，降低了风险，具有极大的推广应用价值。

关键词：冷冻暂堵；带压作业；修井；新疆油田

油气田开发进入中后期阶段后，油气井的井口设备常会出现如阀门坏死、零件脱落、老化腐蚀渗漏等问题。进行维修更换设备就需要克服井口带压的问题，常规压井平衡地层压力的修井作业时间长，伤害产层、产量恢复困难、作业成本高，特别是对高压油井、气井的影响更为明显。冷冻暂堵技术可实现带压作业，在不伤害产层的前提下实现压力快速封堵，保证高压、高含硫油气井修井作业的安全施工[1-2]。

1 冷冻暂堵技术

1.1 工作原理

冷冻暂堵技术是在套管外围采用干冰降温，使通过高压注入系统进入油套环空和油管内的冷冻胶体(冻胶)冻结，冻胶由外层套管逐渐向油管内冷冻，形成冷冻段塞密封环空和油管，封隔井内压力，达到安全更换采油(气)井口或主控阀的目的[3]。

1.2 工艺流程

工艺流程主要步骤为：进行井场道路勘察，读取井口压力；检查羊角阀，改造井口，做好施工准备；对现场冷冻设备实施标准化安装；表层套管至油管各个空间逐层注入暂堵剂；安装冷冻盒，装入冷冻剂，持续冷冻，暂时堵塞油套管；进行冷冻段塞的正压和负压测试；更换或维修井口；移除冷冻盒，解冻；最后外排恢复井口。

2 工艺参数优选及配套技术

2.1 冷冻胶体的筛选实验

在冷冻暂堵技术中，除了高压注入系统外，冷冻胶体至关重要。为了满足冷冻胶体应具备的黏附性、流动性、致密性，以及解冻便于外排性、易获得性、经济性等特性，选择了以蒙皂石为主的含水黏土矿物的膨润土作为冷冻胶体基质，进行标准膨润土和钻井膨润土的对比实验。采用泵车打压方式检测冷冻胶体不同冷冻方式及冷冻时间下的承压能力，观察其是否达到冷冻暂堵的施工要求，优选最佳配比方式。

2.1.1 冷冻胶体的基质配制

膨润土与水按一定比例充分混合，使冷冻胶体基质充分水化、无杂质，满足流动性及黏附性等基本要求。实验分别取标准膨润土、钻井膨润土与水按1∶1、2∶1、3∶1(质量比)的比例混合，搅拌充分后呈现出不同状态(图1、图2)。

实验发现，无论标准膨润土还是钻井膨润土，当土水混合比例为1∶1时，搅拌后均较稀，黏附性差；当土水混合比例为2∶1时，黏附性基本符合要求；当土水混合比例为3∶1时，冷冻胶体较稠，流动性差。搅拌混合发现，钻井膨润土水化膨胀性比标准膨润土差。

2.1.2 冷冻胶体的挂壁实验

实验将KY65-25B采油树吊起，采油树下分别连接339.7mm套管短接和73mm油管短接，使用SNUBCO公司冷冻暂堵注入设备，将配置好的冷冻胶体分别从采油树油管闸门和套管闸门注入油套环空和油管内，模拟空井筒状态及有油管状态下注入冷冻胶体状况。

通过1小时的挂壁实验发现，在油套环空及油管内，土水混合比例为1∶1的冷冻胶体无法挂壁，土水混合比例为2∶1、3∶1的冷冻胶体挂壁较好；但土水混合比例为3∶1的冷冻胶体流动性差。综合分析表明，土水混合比例为2∶1的冷冻胶体满足施工要求，黏附性和流动性均较好。

2.1.3 冷冻段塞的承压实验

冷冻胶体经过冷冻后能否承受井内高压是冷冻暂堵技术的关键。实验使用标准膨润土和钻井膨润土分别与水按2∶1、3∶1(质量比)混合搅拌成冷冻胶体，将冷冻胶体灌入66.68mm油管短接形成冷冻段塞，然后使用400型泵车打压，实验结果见表1。

表1　不同条件下冷冻胶体承压能力表

实验表明，相较于采用冰箱冷冻22小时，采用干冰快速冷冻5小时或采用冰箱延长冷冻时间到120小时，段塞承压能力显著提高，冷冻胶体结构更加致密；在不同土水质量比情况下，标准膨润土和钻井膨润土做冷冻胶体基质用干冰冷冻5小时，胶体承压能力均在20MPa左右。综合考虑承压能力，易取得性、经济性等条件，实际施工中选择钻井膨润土作为冷冻胶体基质。

2.2 冷冻剂的选择及用量

干冰具有吸热快、冷冻效率高的性质，可作为冷冻暂堵技术中的冷冻剂。干冰用量是冷冻暂堵技术成功实施的决定性参数之一。冷冻过程中干冰不断吸热，各层套管环空及油管内不断放热使温度逐渐降低。当温度降到0℃以下，并持续冷冻一定时间后，井内冷冻胶体形成冷冻段塞将下部油套管暂堵，可实施更换或维修作业。

利用圆柱体体积计算公式和热量交换公式计算干冰用量，然后将现场施工参数与公式对比，利用现场施工参数确定经验公式的系数，再通过公式指导后续施工。

干冰总用量公式为：

Mg=Mc+Mx

(1)

式中Mg——干冰总用量，kg；

Mc——干冰初始用量， kg；

Mx——干冰吸热用量， kg。

干冰初始用量公式为：

(2)

式中μ——干冰孔隙系数；

Dln——冷冻盒内径， m；

Dbw——表层套管外径， m；

l——冷冻段塞长度， m；

ρg——干冰密度， kg/m3。

经验公式建立需引进冷冻段塞长度，即冷冻空间内圆柱的高度。

(3)

式中p——井口压力， MPa；

D——表层套管内径，m;

λ——经验系数。

各层套管环空及油管空间内放热的物质有油管、各层套管、水、膨润土，乙醇。设油管、各层套管的放热量为Q1，水的放热量为Q2，膨润土的放热量为Q3，乙醇放热量为Q4；则放热总量为Q=Q1+Q2+Q3+Q4。已知1kg干冰气化吸收的热量为364kJ，根据公式即可得到干冰总用量。

干冰吸热用量公式为：

Mx=εQ/36000

(4)

式中ε——吸热系数；

Q——放热总量。

经验公式计算的结果与现场实际干冰总用量对比结果见表2。由表2可见，两种情况下干冰用量偏差小于4%，计算结果与现场实际用量符合率非常高，说明经验公式能够准确得出现场实际干冰用量，既满足施工要求，又避免浪费。

表2　经验公式计算结果与现场干冰用量对比表

2.3 冷冻盒优化设计

冷冻暂堵技术要求根据井口套管及井内压力大小制作不同直径的冷冻盒，保证冷冻盒底部与套管和地面接触的根部密封，防止制冷传导液从底部流出。

初期设计的冷冻盒密封性欠佳且无法重复利用，目前针对采气井口的具体情况优化了冷冻盒布局及材料，选用镀锌的铁皮进行裁剪，冷冻盒底部和接缝处填充暂堵剂增强密封性，同时顶部加上一层盖子密封，促进井内冷冻胶体冻结。重新设计优化后，冷冻盒密封性得到提升，加入乙醇过程中没有出现渗漏情况。新型冷冻盒可重复使用，降低了作业成本，缩短了施工周期。

3 现场应用

DX1427井是位于克拉美丽气田滴西作业区的一口高压气井，油管、套管压力均为35MPa。该井有3层套管，井身结构为：φ339.7mm表层套管×497.85m；φ244.48mm技术套管×3125.5m；φ177.8mm油层套管×3627m；φ73mm油管×3593.35m。该井总闸门及右侧套管闸门损坏，需要更换。设计膨润土与水的比例为2∶1(质量比)，段塞长度为1.4m，冷冻盒为直径914.4mm(36in)、高1400mm的圆柱空间。

施工步骤如下：

(1)在井口周围挖一个直径为1.5m的坑。

(2)向表层套管—技术套管环空内注入膨润土胶体。

(3)制作冷冻盒并加入干冰、乙醇。

(4)倒换注入流程至技术套管羊角，向技术套管—油层套管环空内注入胶体。

(5)加入干冰并加高冷冻盒至设计高度。

(6)连接注入管汇到套管闸门、生产闸门，对注入系统试压后，开始向油套环空、油管内注入胶体。

(7)计算冷冻时间，并定时向冷冻盒内加入干冰、乙醇，持续冷冻14小时。

(8)对冷冻段塞试压59MPa，泄压后，对冷冻段塞进行35 MPa负压测试40min。

(9)更换闸门。

(10)自然解冻、外排。

外排15min后关闭采气树，测试油压为34MPa，套压为34MPa，说明解冻后的冷冻胶体依靠井内压力全部排出，应用冷冻暂堵技术成功更换闸门。

4 结论及认识

(1)冷冻胶体基质采用钻井膨润土可满足现场施工要求，最佳土水混合比例为2∶1。且冷冻速度越快，冷冻段塞胶体结构越致密、承压能力越高。

(2)冷冻暂堵选用干冰作为冷冻剂，根据热量交换公式计算的干冰总用量与现场实际总用量较吻和，表明该经验公式可以指导现场施工时干冰用量。

(3)新型冷冻盒可重复利用，密封性高，能较好地实现快速冷冻。

(4)冷冻暂堵技术成功应用于高压气井，缩短了作业时间，减少了对产层的伤害，且作业成本较低，在油气田修井施工上具有极大的推广应用价值。

参考文献

[1]黄桢,王锐,杜娟，等.冷冻暂堵带压换阀技术及应用前景[J].钻采工艺,2009,29(2): 79-83.

[2]李艳丰，盛勇，谢意湘，等.冷冻暂堵技术在灌31井的应用[J].钻采工艺，2009，32(1):11-13.

[3]彭小强,刘先印,吴虎，等.新疆油田冷冻井口带压换闸技术的研究与应用[J].新疆石油科技,2014, 2(24):36-41.

[4]刘忠飞，何世明，黄桢，等.四川地区气井井口隐患治理技术与应用[J].钻采工艺,2014,37(3):1-4.

[5]陈平,梅宗斌.带压换阀整改采油气井口[J].中国石油石化,2005(10):79-81.

[6]黄桢.川东地区“三高”气井井口隐患治理技术[J].天然气工业,2008,28(4):59-60.

[7]文成槐,尹强,文蜀江.带压安全更换井口闸阀技术的研究与应用[J].钻采工艺, 2002(2): 76-70.

[8]李莲明.带压更换天然气井口采气树主控制阀新技术[J].钻采工艺,2007,30(3):93-95.

[9]马骏,林盛旺.采气井口装置安全隐患的整改技术[J]. 钻采工艺,2003,20(1):89-92.

[10]崔斌.带压作业修井装置的研制[J].石油矿场机械,2007,36(1):63-66.

[11]王新纯.修井施工工艺技术[M].北京:石油工业出版社,2005.

[12]车洪昌，冀成楼，陈鑫，等. 井口完整性技术在鲁迈拉油田的应用[J]. 非常规油气，2015，2(6)：64-71.

Research and Application of the Freezing Temporary Plugging Technology in Xinjiang Oilfield

Guo Nanzhou, Qin Benliang，Wang Meijie，Qi Lisha

(PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay，Xinjiang 834000，China)

Abstract:The workover with conventional well killing method would appear a lot of problems such as wasting time, reservoir damage and high cost, etc. So the technology of freezing temporary plugging in Xinjiang oilfield is introduced. To address these problems, the freezing temporary technology has been studied, and optimized relevant technical parameters and matched equipment, such as optimization of frozen colloidal stroma, testing and analysis of the property of frozen colloid that formed by different mixing proportion of both soil and water, and testing the pressure bearing capacity of frozen plug. Results showed that taking bentonite as a frozen colloid matrix can meet the requirements of workover operation, the best ratio is 1∶2. The faster the freezing speed, the more compact the structure of frozen colloidal plug is, and the higher the pressure bearing is. Dry ice has been taken as refrigerants, and a calculating formula established to determine the volume of dry ice, which was consistent with the actual amount used at well site, and considered to be a guidance for subsequent temporary plugging operation. A new type of frozen box was designed to raise the sealing performance and freezing effect. Field application showed that freezing temporary plugging technique had solved the problem that snubbing operation must be done for workover, and raised the efficiency as well as lowered the risk. So it should have a significant value of promotion and application in the future.

Key words：Frozen temporary plugging；snubbing Operation；well intervention； Xinjiang Oilfield

第一作者简介:郭南舟(1987年生)，男，硕士，工程师，从事井下工艺技术研究。邮箱：guonan_zhou@126.com。

中图分类号：TE358

文献标识码:A