胡旭光罗卫华刘贵义

（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，四川 广汉 618300；2.国家能源高含硫气藏开采研发中心，四川 成都 610051）

0 引言

2008年，国内引进了70 MPa冷冻暂堵装置，并在四川气田罐31井、七里028-X1井等气井进行了应用［1-6］。其中七里028-X1井在完井后发现采气树2号、5号闸门内漏，无法关闭及密封，油套压力为31 MPa，采用冷冻暂堵技术成功更换了2号、5号闸门，但作业压力已接近70 MPa冷冻暂堵装置注入压力的极限（按照冷冻暂堵装置设计结构，注入压力应大于2倍井口压力与暂堵剂注入管汇压力损失之和），原有的70 MPa冷冻暂堵装置已出现注入困难的情况，从而对冷冻暂堵装置注入压力提出了更高的要求。随着油气勘探开发向着深井、超深井方向发展，隐患井口治理面临的压力越来越高，技术难度也越来越大，急需研制更高注入压力的冷冻暂堵装置。因此，通过自主研发，成功研制了国内首套105 MPa冷冻暂堵装置，并在川渝、长庆等区块开展应用，最高作业压力达48 MPa，以期达到满足高压气井带压更换井口装置的需要。

1 冷冻暂堵技术

冷冻暂堵技术是指在井口或管柱带压状态下，利用冷冻暂堵装置注入暂堵介质封堵井口和管路，暂时封隔井内压力，达到安全更换泄漏井口装置的技术［7-9］。通过冷冻装置的注入系统将暂堵剂注入环空和油管内，然后在套管周围实施降温，采用冷冻剂将套管周围的温度保持在-70℃左右，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，形成冷冻桥塞，密封环空或油管，从而完成对采气井口及泄漏闸门的检修或更换［10-15］。……