冷凍技術在多層套管環空堵漏中的應用

冷藏密封設備是川慶勘探技術研究所從加拿大引進的一種先進的挖掘和開采技術設備（圖1所示）。冷凍暫堵裝備和技術是由加拿大專業化服務公司針對高壓油氣井修井開發的一項新技術,主要用于高壓油氣井修井中暫時封堵環空和油管。采用該裝備和技術,能在環境溫度-35℃~+50℃范圍實現環空和油管內徑同時封堵,封堵最高壓力可以達到70MPa,具有很高的安全性。即使在油氣田極端惡劣的環境下,也非常可靠。采用冷動暫堵技術更換采油(氣)井口或部分閘閥,是通過冷凍裝置的注入系統將暫堵劑注入環空和油管內,然后在套管周圍實施降溫,采用干冰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,達到密封環空和油管內徑要求。鉆采工藝技術研究院引進冷凍暫堵裝備后,在室內進行了178mm套管與63.5mm油管環空的冷凍暫堵實驗,實驗壓差達25MPa,能實現良好密封;進行了178mm空套管的冷凍暫堵實驗,獲得成功。2008年9月,四川油氣井滅火公司在西南油氣田川東北氣礦罐31井采用冷凍暫堵裝備及技術成功地帶壓更換了采氣井口(見圖2)1#、2#、3#、4#閘閥。甲方技術負責人、安全監督等對施工全過程進行了監督,他們對冷凍暫堵裝備及技術的先進性、安全性、可靠性給予了充分的肯定和贊譽。罐31井冷凍暫堵帶壓更換閘閥取得成功,標志著帶壓修井技術在國內有了新的發展,帶壓修井作業又增添了新的先進裝備和技術。一、kq65-60采氣井罐31井位于四川省開江縣回龍鄉余家坡村八組。該井于1987年12月24日完鉆,1994年3月4日投產,產層C2hl,酸化后獲氣1.65×104m3/d,天然氣中H2S含量6.30g/m3。罐31井為油、套合采井,目前處于關井復壓階段,關井油壓8.1MPa、套壓6.9MPa。井口為KQ65-60采氣井口裝置,如圖2所示。其中采氣井口除1#、2#、3#、4#閘閥銹蝕存在多處泄漏外,8#、10#閘閥情況不確定,為了徹底根除安全隱患,要求盡快更換1#、2#、3#、4#閘閥。二、嚴格執行冷沉壓縫、空壓擋銷的技術措施1.單井閥關不符通過對現場實際情況考察,結合該井基礎資料進行了認真分析,罐31井采氣井口套壓6.9MPa,油壓8.15MPa,1#、2#、3#、4#閘閥銹蝕存在多處泄漏,能關閉,但關不嚴。8#、10#閘閥處于關閉狀態,但銹蝕嚴重,如果打開可能無法正常關閉,因此不能打開。該井硫化氫含量高達6.30g/m3,作業風險較大,如采用常規帶壓換閥門作業,現場操作人員必須配帶空氣呼吸器等防毒設備進行作業,方井1.5m深,操作空間受限,給施工作業增加了難度。綜合以上兩個主要因素,罐31井采用目前最先進的冷凍暫堵裝備及技術對油管內徑、油管與178mm套管環空、178mm套管與244mm套管環空實施冷凍封堵,然后更換采氣井口閘閥是最安全可靠的施工作業方法。2.冷凍系統試壓(1)在方井內244mm套管周圍挖一個直徑1m深1.2~1.5m的坑用于安裝冷凍盒;(2)清理244mm套管上63.5mmLP扣,連接冷凍設備注入管線,在244mm套管與178mm套管環空注入冷凍專用暫堵劑,冷凍時間2~3h。(3)然后從3#、6#閘閥注入暫堵劑封堵油管與178mm套管之間環空,冷凍2~3h。(4)再從10#、8#、4#、1#閘閥通道注入暫堵介質封堵油管內徑,冷凍10~12h。(5)達到規定冷凍時間,開啟泄壓閥泄壓力,泄壓后關閉泄壓閥,觀察數分鐘。(6)反向試壓,觀察20min,無泄露、無異常,開始更換1#、2#、3#、4#閘閥。(7)更換好所有閘閥后根據井口壓力試壓。(8)試壓合格后拆除冷凍盒,可采用人工快速解凍或自然解凍,暫堵劑隨著溫度升高自動變軟,通過放噴口將暫堵劑有控制放出,解除暫堵恢復采氣。三、冷凍暫堵帶壓修井技術2008年9月9日,用復合式氣體監測儀檢測井口周圍,測得井口周圍硫化氫濃度8mg/L、二氧化硫濃度0.8mg/L,采氣井口閘閥存在輕微泄漏;井口油壓和套壓均為5.5MPa;在井口附近放置兩臺超大防爆排風扇,將井口周圍硫化氫和二氧化硫吹散,在井口方井內挖深1m,直徑為1.2m左右的坑用于安裝冷凍盒;對采氣井口生銹螺栓噴除銹劑和松動劑,為更換螺栓做好準備。2008年9月10日,逐顆更換采氣井口生銹螺栓;檢查閘閥滲漏情況,關閉1#、2#、3#、4#、5#、6#閘閥,泄掉外部壓力,發現壓力很快回升,輸氣管匯閘閥和1#、2#、3#、4#、5#、6#閘閥內漏嚴重。2008年9月11日,準備工作結束,14∶45向干冰盒內加干冰,開始冷凍。17∶25開始向油層套管環空(178mm套管與油管的環空)注暫堵劑,套壓從5.5MPa升至5.6MPa,油壓無變化,關閉暫堵劑注入專用閘閥。17∶35套壓降至5.4MPa,油壓無變化;19∶45開始向油管內注暫堵劑,油壓從5.5MPa升至5.6MPa,套壓無變化,關閉暫堵劑注入專用閘閥;20∶00油壓從5.6MPa降至5.5MPa,套壓無變化。2008年9月12日,9∶23達到規定冷凍時間,開始試壓,準備換閘閥。套壓打壓到8MPa,關閉暫堵劑注入專用閘閥,觀察15min,套壓降至7.4MPa后穩定無變化。分析是閘閥間微露。泄壓后關閉3#和6#閘閥,觀察15min,套壓一直為零,顯示油層套管與油管的環空已完全封住。油壓泄壓至0MPa,關閉8#、10#和暫堵劑注入專用閘閥,油壓從0MPa升至5.5MPa,油管內徑未被完全封堵。決定先更換2#和3#閘閥,然后重新冷凍暫堵油管內徑;安全更換2#、3#閘閥,試壓8MPa,觀察30min,無泄露現象。12∶32再次向油管內徑注入暫堵劑;油壓從5.5MPa升16MPa,關暫堵劑注入專用閘閥,加干冰繼續冷凍;16∶10達到規定冷凍時間,開始泄油壓至0MPa,關閉暫堵劑注入專用閘門,觀察15min,油壓一直為0MPa,顯示油管內徑暫堵成功;16∶57采氣井口1#和4#閘閥換裝完畢,安全成功地完成了罐31井冷凍暫堵帶壓換閥門施工作業。灌31井冷凍暫堵帶壓換采氣井口閘閥取得成功證明冷凍暫堵技術是一項安全可靠的修井技術。在罐31井施工作業時,雖然出現油管內徑第一次暫堵失敗的現象,但再次注入暫堵劑,繼續冷凍后暫堵成功,最后順利完成了帶壓換1#、2#、3#、4#閘閥施工作業,因此仍可以肯定冷凍暫堵帶壓修井技術是一項可靠而安全的先進技術。冷凍暫堵技術在國內還是一項新技術,不管是冷凍時間,還是暫堵劑的注入量、冷凍高度,雖然外國服務公司提供了參考值,但提供的參數是外國公司在當地作業積累的經驗數字,因此在國內應用必須根據國內實際情況,特別是含硫化氫氣井管串腐蝕嚴重的情況,不同井況采用不同的施工作業參數,并在施工作業中進行校驗,因此相關冷凍暫堵施工技術參數還需要進一步探索。灌31井冷凍暫堵帶壓換閘閥作業為我們提供了一次很好的探索機會,對氣井、特別是含硫化氫氣井,注入暫堵劑的量不能只是考慮通道容積,還必須考慮到清洗井內管串內徑所增加的暫堵劑量,因此注入量一般為計算容積的1.5~2倍,前端注入的暫堵劑主要起到清潔管壁的作用,后注入的暫堵劑才起到暫堵的作用。暫堵成功后,反向試壓,試驗壓力應至少為關井壓力2倍,保證壓差大于關井壓力。如關井壓力過高,采油(氣)井口不能承受2倍關井壓力,則先釋放采油(氣)井口冷凍暫堵上部壓力,再關閉閘閥,觀察10~20min,上部壓力一直保持0MPa,即可以確認冷凍封堵成功,確認完全封堵后再更換閘閥,確保施工作業安全。四、不壓井修井安全技術目前,我國很多陸上油氣田已經進入中、后期開發階段,一方面油氣井壓力逐年降低,需要進行修井作業,提高產量,因此需要將采油(氣)井口裝置更換為修井井口裝置。另一方面采油(氣)井口由于露天熱曬雨淋嚴重銹蝕,有的長期處于關閉狀態的不能開啟,而長期處于打開狀態的則不能關閉,或者能關,但不能關嚴,需要更換閘閥。常規辦法是采用壓井后再進行更換井口裝置和閘閥作業,但需要修井的井往往是生產多年的老井,其產能較低,很可能在壓井作業后不能恢復生產,對油氣藏產生不可逆轉的破壞。近年不壓井修井技術已在各油田廣泛地應用,不壓井作業一方面可以為油田公司省去壓井液及其處理費用,另一方面,還能有效地保護油氣藏,提高油氣產能。不管是不壓井修井將采油(氣)井口裝置更換為修井井口裝置,還是更換采油(氣)井口(圖2所示)1#、2#、3#閘閥,均需要將油管內徑或環空進行暫時封堵。在沒引進冷凍暫堵設備之前,封堵油管內徑通常采用油管堵塞器;封堵環空采用旁通堵塞裝置封堵油管頭旁通孔,由于旁通孔尺寸交短,其封堵既困難又不可靠。特別是一些高含硫化氫較高的老井,由于嚴重腐蝕,如采用堵塞器進行暫堵作業,其作業風險很大,要可靠地固定堵塞器就非常困難,因此既不安全也不可靠性。安全可靠的冷凍暫堵修井技術在國外已廣泛應用,冷凍暫堵修井在加拿大