油管解堵方法介绍
油管堵塞器堵塞油管方法
油管堵塞器堵塞油管，水井带压作业辽河油田兴工处可以达到16MPa。
以下是详细的操作步骤。
一、预投油管堵塞器操作（油管堵塞器在井口附近将2 1/2″油管内部暂时封住，为拆卸井口，安装井口防喷装置提供便利条件）1、在油管闸门上接一个长度为1.5米左右的2 1/2″油管短接，短节上接与自封封井器相联接的卡箍头；（油管短接1.5米的长度是根据油管堵塞器的长度设定的）2、用大钩+1 1/2″油管吊卡吊起一根1 1/2″油管，上提至一定高度，（预留出安装1 1/2″自封封井器和油管堵塞器的位置即可），然后缓慢下放，使1 1/2″油管先穿过活动卡瓦再穿过自封封井器，此时在油管短接上方的自封封井器处于悬浮待接的状态，还没有与油管短节上的卡箍头相联接，需要用人把扶；（自封封井器大约在井口以上3米左右的位置处，需在作业平台上操作）3、待1 1/2″油管穿过的自封封井器后，接上油管堵塞器（在接油管堵塞器时手动上扣即可），继续下放管柱，使油管堵塞器全部进入油管短节内；4、下放1 1/2″自封封井器，与油管短节上的卡箍头联接，内装钢圈，再用2 1/2″卡箍卡紧；注：也可以采取在油管短接内预投油管堵塞器，再下11/2″油管进行对扣，这一操作需要先使油管堵塞器在油管短接内锚定，对扣后再解除锚定，这种操作不是很方便。
5、控制液压油缸上行至高位，活动卡瓦动作，卡紧1 1/2″油管，将井口油管闸门打开，放在全开的位置上，控制液压油缸下行至低位，由于活动卡瓦与1 1/2″油管已卡死，所以压着1 1/2″油管下行，使油管堵塞器通过井口，进入井内2米左右的位置处；（如已知井口附近有油管短节，须再下放油管堵塞器至深一些的位置，以保证油管堵塞器坐封时不卡在油管接箍处。
由于操作前修井机的大钩+1 1/2″油管吊卡是提着1 1 /2″油管处在一定的高度上，所以此步骤修井机大钩要配合液压油缸的下行动作。
）6、预先用油管钳搭住1 1/2″油管，松开活动卡瓦，与此同时反旋管柱1/4圈，使油管堵塞器锚定卡瓦进入锚定位置；活动卡瓦动作，卡住 1 1/2″油管上提，使锚定卡瓦紧紧锚定在油管内壁上，接着油管堵塞器光锥面打捞头上的2个剪钉被剪断，油管堵塞器内的单向阀关闭，胶筒在突然上顶的井内液体压力作用下工作并封住环空。
连续油管作业遇卡原因分析及解卡方法
连续油管作业遇卡原因分析及解卡方法摘要：连续油管越来越多地用于油田和天然气田的开发，特别是在定向井中，例如高度偏转的井和水平井，从而极大地减少了缠绕管的好处。
但是，当连续油管用于洗沙、塞孔或作业时例如，与常规管道操作相比，可观察到的桥梁断裂和底部连接的砂钻断裂等，连续油管管道的粘结风险大大增加。
关键词：连续油管作业；遇卡原因分析；解卡方法；连续油管作业在油气田开发中得到广泛应用。
但在冲砂、塞钻、大直径工具过程中，连续油管卡钻风险较常规油管作业大大增加。
为尽可能避免连续油管施工过程中卡钻，或卡钻后及时正确解除卡钻，避免工程复杂化，介绍了连续油管作业过程中5种典型卡钻类型，包括砂屑卡钻、落物卡钻、换套管卡钻、水泥卡钻和封隔器卡钻。
针对不同卡钻类型，分析了相应的卡钻原因，主要包括操作人员经验不足、判断失误、规章制度执行不严、工具选择不当、工作液性能不理想、钻井过程中停泵等。
根据材料力学的胡克定律，分析了夹紧点位置的计算方法。
根据建立有效循环和未能建立循环两种情况，分析了解卡片处置方法，总体思路是尽量建立循环。
一、遇卡类型与原因1.砂屑卡。
连续油管作业中，粘砂屑是一种常见的粘砂方式，主要发生在连续油管冲砂作业和钻塞作业过程中。
采用连续油管水力冲砂时，由于操作人员经验不足或循环泵车故障停机，循环上升过程中固体杂质沉淀，造成连续油管砂埋砂堵塞。
此外，在使用连续油管进行钻塞施工过程中，由于工具选择不当、工作液性能不合格、钻井过程中停泵等原因，也会因碎屑沉降、工具埋设等原因造成堵塞。
2.落物卡。
如遇物体坠落，如手持工具、液压钳、橡胶等。
，需要使用带有大直径工具的连续油管进行钻孔和研磨。
连续油管在下入过程中，有时会突然遇阻，管柱被井内坠物挤向井壁，无法连续下放或提升。
特别是钢丝掉井的情况下，连续油管打捞时，由于判断不准确，打捞工具下得太深，超过鱼顶，导致钢丝缠绕打捞工具，被吊起时钢丝结块，造成卡钻。
3.套变卡。
由于腐蚀和压力，套管损坏、变形和断裂。
强负压解堵单项技术介绍
强负压解堵技术介绍2013元月15日一、原理介绍《强负压解堵》工艺作为《物理法增产增注工艺技术》之一，94年曾获得总公司科技进步壹等奖。
90年代初，强负压解堵工艺措施有效率达到85%以上，平均单井增油140吨，年累增油近万吨，取得显著的经济效益。
就项目增产机理而言，实质是通过对封隔器的限位改造，变固定式的井下工具为活动式，作业机类似抽油机，改造后的封隔器类似套管泵，瞬时可对油层产生340方每天的抽吸力，足以抽空油层。
下行程整个管柱重量与恢复上行液面在封隔器底面必然产生一次强力的水利冲击。
因此就近井地带的堵塞物而言，具有双向处理作用。
95年在红岗措施现场用井下压力计随管柱进行测试，测出了低压及冲击压力。
其低压值为零，高压值为流压的2倍左右。
96年对有实测地层压力的56口井，运用数理统计的回归方法发现：地层压力梯度大于0.7兆帕每百米油井，地面油管可见排液，说明下行程整个管柱重量与恢复上行液面在封隔器底面必然产生强力水利冲击值相当于0.3兆帕每百米压力，与实测2倍左右流压值基本吻合。
便于理解不妨把强负压解堵增产比喻如下：比如在静止江面放入圆木后将会杂乱无章呈任意方向漂浮，一但江水流动，则所有漂浮的圆木将顺向江水流动方向，原因是物体具有遵循表面能最低这一共性。
尽管油层中有机、无机堵塞物粒径较小，但油层孔隙、渗透率同样较低，堵塞物不妨比喻成江面上的圆木，在近井地带决不是呈一个方向（正常采油时油井产量低，相对流速慢），在振动液进入油层后，排量相对提高，（约提高20-30倍）液体脉动注入，所以堵塞物将有序排列，在化学药剂溶解、中和反应后，必将恢复提高近井地带渗透率。
再利用强负压工具（套管抽子）对油层进行负压返排，使油层生产压差达到历史最大值。
实现了对油层的二次振动。
同常规酸化工艺对比，不会造成油层的二次污染及伤害。
尽管强负压解堵工艺曾经有过光辉的历史，该工艺同样不是万能的，同样具有一定的适应性。
客观分析地层压力下降是工艺效果减弱的主要影响因素。
管线冻堵判识及常用解堵方法（终）
管线冻堵判识及常用解堵方法（终）管线冻堵判识及常用解堵方法一、管线冻堵分类及常见解堵方法1、管线冻堵的分类结合生产实际情况，苏东气田集气管线冻堵主要有：水堵、冰堵、水合物冻堵。
水堵：主要是由于天然气携液能力差，低位管线积液，导致堵塞；冰堵：如果气温比较低，管线内的积液就会结冰，造成管线冰堵；水合物冻堵：主要是由于天然气中的某些成分与水在高压、低温的环境下形成的笼型冰状固体化合物，造成管线冻堵。
其中冰堵、水合物冻堵在冬季是比较常见的；水堵在夏季经常发生。
2、常见解堵方法管线发生水合物冻堵及冰堵，常用的解堵方法有：注醇解堵、放空解堵、开水浇烫、蒸汽车吹扫、电磁解堵、电伴热解堵等；管线发生水堵后常用的解堵方法有：注醇、放空解堵。
二、管线冻堵部位的确认在生产运行过程中，冬季是管线冻堵频率最高及程度最严重的季节，单井井场、站内流程等多处管线发生冻堵，严重影响生产的平稳、安全运行。
1、单井管线冻堵单井管线冻堵主要是由于高压、低温的环境促使天然气中的某些成分与水发生反应生成水合物。
判失依据：（1）若截断阀未起跳座死、井口油压升高，地面管压较低，则井口针阀至截断阀间管线冻堵。
（2）若截断阀起跳座死，则截断阀下游冻堵。
具体位臵需根据气井放空解堵及气井开井判断。
（3）气井放空后，注醇开井，如能开井成功，则截断阀至下游小闸阀水合物堵塞。
若注醇量大于下游小闸阀至井口放空阀管容量，甲醇浸泡一段时间后开井成功，则判断为小闸阀下游发生水合物堵塞轻微；冬季生产时如果浸泡时间较长，不能成功开井，则小闸阀下游管线水合物堵塞情况较为严重。
2、集气干管冻堵干管冻堵主要是由于高压低温环境下造成的，干管冻堵部位及程度可根据注醇、开井效果来判断。
干管冻堵后，堵点上游气井油压上升，堵点下游气井正常生产。
3、站内管线冻堵从集气站的生产情况来看，站内多条管线容易发生冻堵，包括：自用气管线、排污管线、放空管线以及仪表风管线等。
井口来气进入站内温度比较低，加上气温比较冷，所以在站内多处部位发生冻堵。
解堵技术
目前我国东部油田地层进入双高阶段（采出可采储量69.1%，平均综合含水已达到81.9%），中低渗透层占1/3-1/2，油层堵塞问题较为普遍，解堵技术已成为当前保护油气层、提高产量及提高采收率的重要方法。
解堵技术包括化学解堵和物理解堵。
（1）氧化型解堵剂：氧化型解堵剂的解堵效果要好于非氧化型解堵剂。
其解堵机理为强氧化剂通过氧化作用使聚合物分子变小，使其失去桥联和附着作用，从而将致密、坚韧的滤饼变为松散、破坏的结构。
（2）复合解堵酸：有机酸和盐酸为前置液，有机酸、盐酸和氢氟酸为主体酸，有机酸和盐酸为后置酸。
添加剂主要有油垢清洗剂、缓蚀剂和综合添加剂。
需根据油田的具体情况，选用各种添加剂组成体系。
（3）二氧化氯：二氧化氯是一种强氧化剂，为一种不常见的化合物，过去一直用于水处理、漂白和消毒等领域，现在已成功用于油田增产增注措施作业中。
其主要作用为：有效消除对岩心的损害作用；与酸液配伍，可扩大酸化效果，能够有效消除、缓解油水井近井地带的聚合物、铁硫化物和微生物的阻塞；复合型二氧化氯解堵剂可清除、疏通注聚合物井内交联聚合物的阻塞。
（4）物理解堵：高温热处理是常用的物理解堵方法，其作用机理为通过使粘土脱水和破坏粘土晶格补救与粘土相关的损害，使堵塞水蒸发，热导应力在近井区域产生微裂，增大近井地层渗透率。
（5）互溶剂：从油湿向水湿变化，对油气层损害是严重的，据统计渗透率下降40%。
通常应用互溶剂和表面活性剂混合物、表面活性剂来防止或处理润湿反转。
水包油乳状液可利用互溶剂水溶液、互溶剂与表面活性剂混合液将其分解，而油包水乳状液可利用芳香族溶剂与互溶剂的混合液进行分解，如甲苯二甲苯。
互溶剂、芳香族溶剂与互溶剂的混合液、乙醇与互溶剂的混合液、含有10%冰醋酸的柴油和无水乙酸均可消除水锁。
（6）防垢及溶垢技术：垢可分为无机垢及有机垢两种。
无机垢是水溶性化合物，它是从改变条件的溶剂或与不相配伍的水混合而析出的有机垢，是压力温度降低时重烃石蜡或沥青沉淀而形成的产物。
天然气井油管冻堵原因分析及解堵措施
天然气井油管冻堵原因分析及解堵措施作者：张紫阳薛亦喆来源：《石油研究》2019年第12期摘要：针对2019年气井生产过程中的油管冻堵现象，分析了造成气井油管冻堵的主要原因，并根据冬季生产经验及理论分析总结出一些切实有效的解堵措施，为后续油管防堵提供有效的帮助。
关键词：天然气水合物油管冻堵解堵措施气井生产过程中，部分气井由于压力高、产液量大，气井生产状态发生变化时，在油管内壁形成一层水合物。
如果未及时发现和处理，水合物逐渐变厚，堵塞油管，导致气井产能无法有效的发挥。
随着温度的回升，一旦油管解通，瞬时的高流量也会对集输工艺造成较大的安全隐患。
1、今年油管冻堵情况据统计，今年气井生产过程中，累计有10口井发生油管冻堵51井次，影响气量200.6万方。
2、油管冻堵原因分析水合物是在一定的压力、温度条件下，天然气中某些气体组分和液体分子水形成的白色结晶络合物。
要解决这个问题，需要从以下4个方面入手：（1）、天然气水合物形成的临界条件;（2）、油管内温度变化情况;（3）、饱和含水量;（4）、井筒内流体的流态变化。
2.1、天然气水合物形成的临界条件通过统计研究区62口井天然气组分测试结果的统计，研究区气井井口天然气的相对密度为0.61，作出研究区气井水合物形成温度与压力关系图（见图1）。
2.2、油管内温度变化情况通过对近3年气温统计，发现8月份为全年气温最高的月份。
通过对2019年8月份测试的13口井进行统计，8月份研究区井口平均温度为12-13 ℃，以苏东XX-XX为例。
对0-500米油管温度进行统计，如下表：2.3、饱和含水量生成水合物的首要条件是要有充足的水分，即管线中天然气的含水量要大于其饱和含水量，这样才能有水凝析出来。
对10口油管冻堵井进行分析，其冻堵期间段内日均产液均在2方/天以上，说明这部分气井油管中天然气含水量远大于其饱和含水量。
2.4、井筒内流体的流态天然气在井筒中的理想状态是以雾状流的方式连续上升，而实际上气液两相在井筒流动时，由于密度差异，会产生气相超越液相的相对流动，即滑脱效应。
油水井带压作业时油管内堵塞问题的解决措施
17一、问题的提出注水井带压作业是利用特殊修井设备，在井口带压的情况下，实施起下油管、井筒修理及增注措施的井下作业。
控制油管内压力对油管实施有效内堵塞是带压作业的前提和关键。
油管内堵塞技术是在注水井带压作业施工前采取水力投送、钢丝投送或自重投送将油管堵塞器投送到油管内预定位置，并对油管内部实施有效封堵。
如图1，目前油管内堵塞的方式：封堵保护封隔器以上管柱；封堵配水器以上管柱；封堵单流阀以上整个管柱。
在这三种方式中，封堵保护封隔器以上管柱最容易实现，也是目前应用最多的一种方式，封堵配水器以上管柱应用较少，封堵单流阀以上整个管柱实现困难。
图1 目前油管内堵塞的方式由于注水管柱长时间注水，管柱腐蚀结垢比较严重，前两种堵塞方式存在堵塞器投送不到预定位置、不能形成良好密封及投送位置不确定等问题。
为此，应针对注水管柱结构研究油管堵塞器及油管内堵塞方式，解决注水井带压作业中油管内堵塞问题。
二、目前油管内堵塞问题分析1.封堵保护封隔器以上管柱方式从开展注水井带压作业施工以来，油管内堵塞一直采取封堵保护封隔器以上管柱方式。
该方式是将油管堵塞器投送到保护封隔器上部油管内，靠油管堵塞器胶筒自封或压缩胶筒胀封密封油管内壁，使用过滑块式油管堵塞器、静压智能式油管堵塞器。
（1）滑块式油管堵塞器。
原理：在井口压力作用下，液压推动杆体上的助推胶套，使堵塞器下行，下到预定位置后，井内压力压缩杆体上的胶筒自封密封油管，杆体上的滑块卡瓦牙相对杆体下行使其卡瓦牙卡在油管内壁上。
（2）静压智能式油管堵塞器。
原理：在该油管堵塞器自重作用下，堵塞器下行到预定位置后，油管正打压，将堵塞器的活塞销钉剪断，杆体下行，三块卡瓦牙卡住油管内壁，同时压缩胶筒胀封。
因这两种油管堵塞器外径大于φ50mm，不能通过封隔器及配水器，只能在保护封隔器以上封堵管柱。
由于注水管柱长时间注水，管柱腐蚀结垢，且油管堵塞器外径大，导致堵塞器有时投送不到预定位置、位置不能确定，有时密封胶筒被油管内壁划破，造成投堵失效不能形成良好密封，但静压智能式油管堵塞器性能优于滑块式油管堵塞器性能，目前，主要应用液压智能式油管堵塞器。
酸化解堵技术的应用分析与酸液的选择
酸化解堵技术的应用分析与酸液的选择在油气井生产过程中，由于油层的特殊性质以及地层环境变化等原因，可能会出现井筒、油管等管道受到堵塞的情况。
当发现管道堵塞时，应该及时采取有效的措施进行处理，以保障油井正常生产。
酸化解堵技术就是解决管道堵塞问题的常用方法之一。
本文将探讨酸化解堵技术的应用分析，以及如何选择合适的酸液来进行处理。
酸化解堵技术简介酸化解堵技术就是将酸液注入受到堵塞的管道，利用酸液对管道内积垢进行化学反应处理，以达到破除堵塞物的目的。
主要针对以下两个方面：1.管柱内的机械阻塞。
机械阻塞往往是由于管道内积聚过多的油垢、杂物等形成的，而这些物质在管径变小的部位堵塞了管道。
针对这种情况，通过使用一些酸性化学药物，可以溶解这些积垢物质，使之变得更加容易流动，从而消除堵塞。
2.地层内的化学阻塞。
在弱酸性地质环境下，井壁形成一层薄膜，也叫水化层。
这层薄膜会吸附油气中的一些物质，导致油管管径变小，最终形成管道堵塞。
针对这种情况，酸化解堵技术就可以通过溶解薄膜上的物质，使之变得更加容易流动，从而消除堵塞。
酸液的选择实际操作中，针对不同的堵塞情况，需要选择不同的酸液来进行处理。
下面将针对不同堵塞情况，介绍一些常用的酸液：盐酸盐酸是一种常用的酸性化学药品，可以用于溶解管道内的碱性垢、铁锈、钙盐等物质。
盐酸的pH值很低，处理效果比较强，但同时也会对井壁产生一定的侵蚀作用，如果不慎操作有可能会对井身产生损伤。
硫酸硫酸是一种强酸，可溶解管道内的多种沉积物、杂质、铁锈、腐蚀产物等。
硫酸作为一种撬孔液，常用于处理难以溶解的大块油垢、钙、铁焊等，其化学作用力强，但同时对金属材料带来的腐蚀性也很大。
螯合剂螯合剂可以与金属及其他物质形成化学配合物，具有特殊的选择性与温和的腐蚀性，因此成为一种受欢迎的酸剂。
钙在一定PH值范围内与碳酸根离子可以生成螯合物，若嵌入于垢层内，则不再占据管壁空间，从而垢层变薄。
此外，锌、铜等金属也可以形成螯合物，这在一些操作中可以起到保护金属的作用。
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目
一 二 三 四
录
公 司 简 介
油管堵塞的情况介绍 电加热水循环解堵方法 电热棒直接解堵方法 电热棒加热水循环解堵方法
五
六
预防堵塞的电缆解堵方法
公 司 简 介 南阳市天达同兴石油技术有限公司属中国石 化集团河南油田内部单位改制企业，改制成立于 2004年底，注册资金570万元人民币，是一家集 石油仪器的研发、设计、加工制造、生产、现场 施工作业以及技术服务为一体的新型高科技石油 仪器专业制造及作业服务公司，公司现有员工 186 人，其中大专以上学历占员工总数60%以上 ，管理人员占11%，研发人员占15%，生产技术人 员占32%，工程服务人员占42%。
用 户 意 见
油管堵塞情况
在自喷井、电潜泵生产井的生产过程中，由于温度、压力的变化会造成矿物 质析出，石蜡凝固，胶质沥青固化等，从而造成油管堵塞，影响生产。并可能造 成生产井报废。
电加热水循环解堵
电热棒解堵
高压热水与电热棒复合解堵技术电缆式解堵技术Mutual benefit Win-Win for future! 双赢互利 携手未来！ Thank you!
公 司 资 质
公司拥有先进的机械加工制造设备及雄厚的 研发技术力量，自主研发具有独有专利技术的 FCT钻进式井壁取芯器、BFT裸眼井电缆泵抽式测 试器、CFT套管井电缆泵抽式地层测试取样器、 DSB井下捞沙器及井下液压爬行器等多种井下仪 器、系列油管解堵及切割技术、电动压裂分隔器 等，已成功服务国内外多家油田，深得用户的认 可 。公司还拥有全套的5700测井系统、以及多 项先进的测井技术，公司建立并锻炼出一支高素 质的技术服务及现场施工作业队伍，随时为用户 提供技术支持和现场工程服务。
公司下设南阳分公司、大庆分公司、西北分 公司、中海油分公司、辽河分公司，在西安高新 区创业园建立了研发、生产中心，在南阳唐河工 业园区建立了工程作业基地。公司业务分布在全 国各大油田。公司于2010年成功通过了ISO9001及 QHSE国际质量、环境管理、职业、健康、安全管 理体系认证。并于2012年获得了河南省安全监督 管理局颁发的安全生产许可证 。