冷冻暂堵装备和技术是由加拿大SNUBCD公司针对高压油气井修井开发的一项新技术，主要用于高压油气井修井中暂时封堵环空和油管。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，在油气田修井施工中具有极大的推广应用价值^[1]。采用该装备和技术，能在环境温度-35~50℃范围实现环空和油管内径同时封堵，封堵最高压力可以达到70 MPa，具有很高的安全性^[2]。带压开孔是一种安全、环保、经济、高效的在役管线维抢修技术，适用于原油、成品油、化工介质、天然气等多种介质管线的正常维修改造和突发事故的抢修。

“带压开孔+冷冻暂堵”技术也可用于井控应急作业中的带压封堵作业，在实施过程中取得了积极效果。本文就以A井（成功应用）和B井（未应用）具体情况，分享经验和教训，期望对类似作业提供一定的借鉴。

1 A井（成功应用）过程分析 1.1 A井基本数据

A井为陆地油田一口直井，设计井深4 169 m，在钻进至3 805 m时发生井喷，上层套管鞋深3 157 m。井深结构见表 1。

1.2 应急发生过程

A井152.4 mm井段钻进至3 803 m时泵压下降（从28 MPa下降至26 MPa），此时钻井液密度为1.72 g/ cm³，关井后读取套压25 MPa。利用司钻法压井，循环排气期间气测值86% ~88%，火焰高度9~10 m；提高钻井液密度至2.04 g/ cm³后能够平衡地层压力。

采用“欠平衡钻井”方法钻进至3 805 m，泵压下降（从26 MPa下降至16.6 MPa），钻井液减少（15 min减少6.7 m³），关井堵漏。憋通钻具旁通阀，顶替入21 m³堵漏钻井液（密度为2.04 g/ cm³），顶替到位后关井；立压5 MPa，套压由9.2 MPa上升至22 MPa（漏失钻井液77 m³）。随后在全部钻井液中加入堵漏剂，利用司钻法循环排气，停泵关井；套压快速上升（从4.8 MPa上涨至15.8 MPa），最后立压8.5 MPa，套压16.2 MPa。

继续泵入1.8 g/ cm³的堵漏泥浆，套压突降（从18.1 MPa下降至1.1 MPa）。停泵检查，堵漏剂和岩屑将节流管汇和内控管线连接的Y型三通堵塞；清理期间手动节流阀处压力突涨（从19.5 MPa上涨至29 MPa），液气分离器井口管线震动强烈，钻井液从分配槽喷出。立即关环形防喷器，检查井控设备；分配槽喷势更加猛烈，关闭手动节流阀，瞬间3#泥浆泵保险凡尔憋爆，从泄压管线喷出大量钻井液和气体，关闭地面所有闸门；判断顶驱液动旋塞失效，关闭钻台立管闸门组，打开液动旋塞，发现立压升高（从29 MPa上涨至47 MPa），尝试关闭顶驱手动旋塞，失败。由于钻柱内压力太高（47 MPa），无法泄压，又不能循环压井；启动应急，做好井口失控的相关预案，讨论抢险方案。

1.3 应急的处理

首先进行环空压井作业，期望将193.675 mm套管与101.6 mm钻杆之间的环空压力降至6 MPa或更低（目前为18.5 MPa），从而可以通过环形防喷器强行起出一定长度的钻杆，为实施进一步的井控作业做准备。由于没有置换出气体，且固井车及相关高压管线频繁堵塞，该方案失败。

后期采用了boots & coots的技术方案，进行“带压开孔+冷冻暂堵”作业。就位相关设备及管汇闸阀，清洗管线并试压合格。在顶部钻杆（和顶驱连接的钻杆）上钻孔，钻孔后钻具内压力48 MPa，放压至35 MPa，开始向井内泵入隔离液测试地层的吸液能力。相关数据详见表 2。

由上述数据可见地层吸液能力有限或者钻具下部已基本堵塞，具备冷冻暂堵作业条件。泵0.8m³胶质液（暂堵剂）进入钻具内，同时开启冷冻设备对胶质液进行冷冻作业。5小时后对钻具内冰柱进行试压，分别用胶质液和清水先后试压，高压69 MPa×30 min，压力不降；低压0 MPa×30 min，没有气体或者钻井液喷出，暂堵作业成功。

卸掉顶驱和顶部钻杆（已钻孔），安装变扣及boots & coots采气树，更换顶驱液动旋塞等设备，应急解除，恢复常规压井作业。

注入暂堵剂的量与需要暂堵的压力、压力通道的内径有关，计算公式如下：

$ {\mathit{L}_{{\rm{min}}}}{\rm{ = }}\left( {{\rm{PSI}} \times {\rm{ID}} \times {\rm{2}}{\rm{.54}}} \right)/1600 $

式中：L_min为最短的段塞长度，m；ID为封堵管柱的内径，in（1 in=2.54 cm）；PSI为管柱内的压力，psi（1 psi=6.895 kPa）^[3]。

注入暂堵剂的量不能只考虑通道容积，还要考虑清洗井内管串内径所增加暂堵剂的量，根据经验注入量一般为计算容积的1.5~2倍，前期注入的暂堵剂主要起到清洁管壁的作用，后期注入的暂堵剂才起到暂堵的作用。暂堵成功后，需要反向试压，试验压力应为关井压力2倍，确认完全封堵后再更换闸阀，确保施工作业安全^[4]。

1.4 应急总结

本井由于节流管线堵塞、顶驱液动旋塞阀失效、手动旋塞关闭失败等一系列问题引起的险情，随时有高压泄露、爆炸起火的风险，处于失控状态。不能有效控制、隔离高压，损坏的管汇、液动旋塞阀不能更换，不能实施压井作业，使作业人员、设备、钻机处于高压危险（可能演变成油气泄漏、爆炸起火）之中。采用冷冻暂堵方案后，安全、顺利控制了井口，安全更换了顶驱液动旋塞阀等设备，在可控状态下实施压井作业，避免了人员伤亡和设备损坏。

2 B井（未应用）过程分析 2.1 B井基本数据

B井为海上常规定向井，钻进至5 108 m时发生溢流，关井套压为10.3 MPa。

井深结构数据详见表 3。

2.2 应急发生过程

根据套压估算钻遇高压层地层压力系数为1.8，首先采取边循环边加重法进行压井作业，钻井液密度加重至1.67 g/ cm³，后因为缺少加重材料、修理泥浆泵等原因致使边循环边加重法压井作业失败。

压井作业期间发生了钻具刺漏事故（后期钻杆内测井显示在731 m附近有3处刺漏点），循环短路，高密度压井液无法有效的顶替至井底，无法有效地实施常规循环压井作业。决定采取置换法进行压井作业，后因立管管汇多处刺漏、液气分离器刺漏，泥浆泵、固井泵先后失去动力，高压处于失控状态，启动应急。

2.3 应急处理

应急发生后，从整个集团公司内部、外部协调、动员相关加重材料、堵漏材料及泥浆泵配件，利用测试作业的液气分离器、高压管汇及动力油嘴等重建多路放喷、放压通道，替代损坏的立管管汇及液气分离器。利用新安装的放喷、放压通道控制井口压力并继续压井，同时对损坏的液气分离器等设备进行修复或更换。

后期采用滴灌法循环排气过程中发现立压有间断为0 MPa的状况（10 min左右），在发现顶驱的IBOP阀刺漏时及时卸掉顶驱、抢接钻具考克，并连接了钻具三通（图 1）。三通测出口连接到立管，由泥浆泵→立管→钻具三通（侧端）→钻具内部→井眼环空→循环池，实现滴灌法循环排气；保障井内畅通，气体及时排出，确保井底、套管鞋、井口等位置压力稳定，达到不恶化事故的目的。三通的上部连接连续油管的鹅颈头、注入器、防喷盒及防喷器，实现在钻杆内进行连续油管、测井、钻杆切割、顶替压井液等作业，直至压井成功、应急解除。

2.4 应急总结

B井是在采用滴灌法循环排气过程中发现有立压间断为0 MPa的现象，卸掉顶驱，抢接了考克和钻具三通，更换了顶驱IBOP阀。卸掉顶驱相当于地层压力直接暴露，极易引起井喷失控，甚至溢油、船毁人亡，风险巨大。

B井压井前期作业期间关闭顶驱IBOP阀后无法液动打开，最后采用人力在高空手动打开。作业人员是在高压、高空同时存在的情况实施相关作业，如果发生高压泄露，后果同样不可预估，风险极高。

B井这种工况（压井期间立压间断为0 MPa）实属罕见（本井产层为高压低渗层），大多数情况下A井的模式比较常见。故“带压钻孔+冷冻暂堵”作业不失为一种解决类似高压泄露等高风险作业的一种安全、有效、经济的解决方案。

其实在对溢流井实施了关井后，如果井口压力过大，有可能会出现旋塞阀无法打开，造成压井通道失效，使得事故变得复杂。为了解决钻完井作业期间可能出现的此类特殊事故，需要重新创建一条井口至井底的循环压井通道。“带压钻孔+冷冻暂堵”针对此类设备在控制溢流时可能发生的失效问题非常有效^[5]。建议相关人员加大对“带压钻孔+冷冻暂堵”技术的深入研究，以期能够解决现场更多高风险作业。

3 结论

（1）B井的工况实属罕见，作业模式危险很高，B井的工况更适合采用“带压钻孔+冷冻暂堵”作业。

（2）通过对上述两口井应急处置过程的分析，可见“带压钻孔+冷冻暂堵”作业对于隔离压力、完成对冷冻点以上部分设备进行更换或维护是安全、有效、经济的，后续若有类似作业可以考虑借鉴使用。

（3）实施冷冻暂堵作业也有一些不适工况，比如高压液体必须处于静止状态（非流动状态），这样就在适用性上就有了一定局限性。

（4）目前成熟的冷冻剂有干冰和液氮，各有优缺点；建议对暂堵剂、冷冻剂和冷冻模式做进一步研究，以期提高“带压钻孔+冷冻暂堵”作业的适用性。