高压气井带压过油管作业清除蜡堵——中石油塔里木油田案例
摘要:
生产管柱结蜡是很多油气田存在的一个问题，这主要是由于原油到井口附近后温度降低，蜡析出并附着在油管内壁上。如果不采取措施预防结蜡或者及时将蜡清理掉，附着在油管内壁上的蜡会越来越多，生产通道越来越小直至将生产管柱完全堵死。一旦管柱被完全堵死，常规的作业方式，如挤柴油、热水或清蜡剂、钢丝作业刮蜡等方式就不足以解决问题，过油管作业实施冲洗/钻磨则成为必要。而正是由于油管被完全堵死，蜡堵下部可避免有圈闭压力，这也是这种过油管作业的难点之一。因为如果处理不好，当向下冲洗到一定程度时，蜡堵可能在下部的压力的作用下向上移动，造成卡钻或者是钻具损坏，从而造成井下复杂情况。所需要采取的措施是在作业过程中始终控制井口适当的回压，即在作业过程中保持蜡堵上、下适当的压差。在停止冲洗/钻磨时，井口回压控制比较容易；但在冲洗/钻磨过程中，需要不断的循环，就需要通过节流的方式实现井口回压的保持。当要求控制的回压比较高时，对节流系统的要求相当高，本文将介绍这口井是如何做到的。此外，本文还介绍了在这口井的施工过程中对其他几个问题的处理方式，包括如何保持适当的回压和套压从而最大限度的保护生产油管和生产套管；在当地条件受限，泵排量大于所要求的排量时的解决方案；接单根过程中不停泵的处理方式等。
简介：
W井为中石油塔里木油田的一口参数井，钻井深度6394m。井身结构及生产管柱相关信息见图1。7″生产套管抗内压强度79.77MPa，抗外挤强度109.47MPa。
3 1/2"P110 74.2mm内径油管抗内压强度109.6MPa，抗外挤强度114.9MPa；3 1/2"P110 76mm油管抗内压强度96.32MPa，抗外挤强度93.29MPa。
所投产的两个层段（即6005.00m～6020.00m和6038.50m～6052.00m）在试油过程中测得原油中蜡含量在8.97%~11.89%；天然气中CO2含量在0.35%~1.19%，H2S含量在0~1.17mg/m3。测试过程中所取得的地层水样密度 1.0852g/cm3，水样氯根65300mg/l，PH 7.55，总矿化度107400mg/l，水型为氯化钙。
原始地层压力117.8MPa（6012m），地层压力系数最高为2.01，属于超高压系统；地层温度127.8℃（6012m），温度梯度2.06~2.15℃/100m，为常温系统。
该井于2004年3月投产，采用5mm油嘴，生产初期日产气12.8×104m3，日产油127m3，不含水。2004年10月因结蜡严重而关井，通过正挤热水（水温57~78℃）25.8m3（等于生产管柱的内容积）后油压恢复至60MPa，继续生产，5mm油嘴，油压45MPa；至2005年3月再次因蜡堵而关井。第二次蜡堵后，曾尝试过正挤柴油解堵，泵压至97MPa仍然无法挤通；还尝试过向油管内投入金属棒（主要成分为金属钠，还有部分金属镁和金属钾），其除蜡原理为通过金属与水反应时产生的热量使蜡融化。由于融掉的蜡无法及时循环出井口而失败。关井前生产参数：油嘴6mm，油压7MPa，日产油9.7 m3、日产水19.3 m3、日产气21120 m3，含水66.5%。W井采用4-6mm油嘴累计试采251天，累计产油8216.4 m3，水5610.6 m3，天然气1317.0×104 m3。
作业前套压48MPa，油压46MPa。曾通过3/8″管线尝试放套压，套压下降缓慢，油压保持不变。但停止放压后，套压迅速恢复到48MPa。油压可快速泄至零，泄压过程中套压保持不变，再次关井后油压缓慢上升。
施工方案的确定：
根据第二次蜡堵后试挤的情况以及油、套压放压的情况可以做出如下判断：蜡堵上部油、套不连通，蜡堵中间存在微通道，蜡堵下部的气体可经由该通道窜到井口，但无法通过该通道将液体挤入井内使该通道增大从而解堵，因而无法压井也无法带压起出原井管柱；蜡堵下部、封隔器上部的油管存在泄漏或者封隔器存在泄漏。据此，施工方案确定为：利用带压作业设备下入1 1/4″油管及工具串，实施冲洗/钻磨，通过不断循环，将蜡循环出井口，从而达到清通蜡堵的目的；考虑到蜡堵下部有圈闭压力，在清通蜡堵前始终要保持一定的回压，确保蜡堵不会由于其长度在冲洗/钻磨过程中逐渐减短而在其下部圈闭压力作用下上行，造成钻具损坏或者被卡。工具串首选喷嘴，以对蜡堵实施冲洗，之所以考虑下磨鞋实施钻磨的后备方案是考虑到这口井地层出砂，油管内可能存在砂桥。而且以前蜡堵经受过高达97MPa的挤压，蜡堵压实的可能性比较大，可能冲洗效率低。
回压及循环流量的控制：
W井在2003年测试过程中记录的最高关井压力为90MPa；在第一次蜡堵清除后记录的关井压力为60MPa，但此时生产管柱内存在清水；第二次蜡堵后油压为46MPa。根据以上情况，难以准确判断蜡堵下部圈闭压力的大小。考虑到施工安全，回压应尽可能接近90MPa。
与磨鞋配套的井下马达所允许的最高排量为170L/min，但当地的高压低排量泵的最低
排量为180L/min。如果需要下磨鞋实施钻磨，则需要降低循环排量至170L/min以下。有一种可能的方式是利用一套节流管汇进行分流，从而控制循环流量。
为确定计划使用的节流管汇是否能满足施工要求，特别在施工前进行了循环试验，以明确以下问题：
1、单个节流阀在如此高的节流压差下能够工作多长时间；
2、单个节流阀在如此高的节流压差下是否容易调节；
3、液体节流后温度的变化情况；
4、如果单个节流阀不能正常工作，那么是否可以通过多个串联的节流阀同时使用实现
分级节流，降低每个节流阀的节流压差从而延长节流阀的寿命，确保施工的顺利进
行；
5、通过使用一套节流管汇在泵出口进行分流从而降低循环流量是否可行。
考虑到单个节流阀可能被很快冲蚀而失效，而且采用分级节流的方式需要串联多个节流阀，因此拟采用的节流管汇采用特殊的组合方式，具体见图2。该节流管汇有两个通道，每个通道均由两个闸阀和四个楔形节流阀串联组成。
循环试验流程见图3。在第一阶段的试验中用于回压控制和分流的节流管汇后均连接了一套笼套式节流阀，目的是确定楔形节流阀和笼套式节流阀哪种更适用于W井的施工。但对于笼套式节流阀，在340L/min的排量下，即使在全关状态也不能憋起压力，说明这种节流阀不适用于小排量的液体的节流。在使用单个楔形节流阀试验的过程中，当压力憋至97MPa时，阀芯突然发生断裂，见图4。在逐渐关楔形节流阀憋压的过程中，操作非常困难。因此，不能使用单个楔形节流阀进行较高的回压的控制。
第二阶段的试验将笼套式节流阀均更换为动力油嘴，并尝试通过分级节流的方式实现分流和回压的控制。分级节流控制回压的操作步骤为：
1、先将用于回压控制的节流管汇一个通道所有的闸阀和节流阀全开，动力油嘴全开；
用于回压控制的节流管汇另一个通道的闸阀关闭；用于分流的通道关闭；
2、开泵循环；
3、缓慢关BPCC1，直至泵压憋至20MPa；
4、然后缓慢关BPCC2，至泵压憋至40MPa；
5、缓慢关BPCC3，至泵压憋至60MPa；
6、缓慢关BPCC4，至泵压憋至80MPa；
7、缓慢关PC1，至泵压憋至95MPa。
在此过程中始终保持泵排量340L/min不变。继续保持泵排量不变循环，观察泵压变化情况。
测试分流的方式则是保持泵排量340L/min不变的情况下：
1、缓慢关BPCC1及BFCC1相同的圈数，直至泵压憋至20MPa；
2、缓慢关BPCC2及BFCC2相同的圈数，直至泵压憋至40MPa；
3、缓慢关BPCC3及BFCC3相同的圈数，直至泵压憋至60MPa；
4、缓慢关BPCC4及BFCC4相同的圈数，直至泵压憋至80MPa；
5、缓慢关PC1及PC2相同的圈数，至泵压憋至95MPa。
6、保持泵排量不变，通过调节PC1及PC2的开度调节分流的流量及进入循环系统循
环的流量。
最后分流流量166L/min，循环流量164L/min，泵压93MPa，循环1小时。液体温度由47℃上升至56℃（前面调节过程液体温度由27℃上升至47℃）。期间泵压基本稳定。试验结束后拆开所有的节流阀观察，所有的阀芯及阀座没有或者仅有轻微冲蚀。
通过以上试验得出以下结论：利用这种特殊设计的节流管汇，通过分级节流的方式可以实现90MPa以上回压的控制；通过利用节流管汇分流的方式可以实现将泵排量降低至所要求的循环流量。液体在经过泵增压和节流后温度会上升，但在可接受的范围内。
井口设备组合：
井口设备组合见图5。采用的是高压带压作业的常规配置，所有设备均安装在原井采油树之上，依次为：3 1/16″15K闸阀（用于提供额外的保障）+3套3 1/16″20K单闸板防喷器+3 1/16″20K四通+3套3 1/16″20K单闸板防喷器+变径四通+4 1/16″10K环形防喷器+变径法兰+150K带压作业设备。
施工流程设计：
现场施工流程图见图6。该流程的特点为：
1、一套特殊设计的节流管汇用于回压的控制；一套相同的节流管汇用于在需要较低循
环排量时进行分流；分流回路及循环回路均连接了流量计用于流量的监测；
2、考虑到该井生产过程中地层出砂，在用于回压控制的节流管汇前增加了出砂器，确
保节流阀不会被固体颗粒冲蚀；
3、油管四通的侧出口连接了泵车、安全阀及节流管汇：在套压过低时可以补压；在套
压超过设定值时，安全阀自动打开泄压，防止套管被憋爆；套压持续过高时可通过
节流管汇有控制的泄压，使套压保持在合理的范围内；
4、连接了两台乙二醇注入泵，分别用于在天然气出现时防止放喷管线及带压作业设备
的放压管线内结冰；
5、设计了通过泵车-压井管汇-立管-水龙带-工作管柱-工具串-小环空-井口-出砂器-节
流管汇-分离器-循环罐及泵车-压井管汇-3 1/16″20K 四通-出砂器-节流管汇-分离
器-循环罐两种循环通道，两种循环通道可自由切换，确保在接单根、卸单根等情
况下不需要反复停泵和起泵，仅仅倒换流程即可。既能很好的保持回压在一定范围
内，也能提高施工效率；
6、接单根或者卸单根过程中卸油压通过节流阀进行，保护旋塞阀不受冲蚀；
7、接单根或者卸单根后恢复循环前先利用泵车平衡压力，然后才倒换流程恢复循环。
这样既能确保倒换流程时相关阀门前后压差最小，从而容易操作；同时避免了突然
倒换流程时井下单流阀受到冲击。
井场设备摆放：
井场设备摆放图见图7。所有高压管线、泵及管汇均集中摆放在井场东北角1/4的井场区域内，最大可能的减少了现场施工过程中的高压区域。
工作管柱和工具串组合：
工作管柱：
W井施工采用的是由1 1/4″3.02# S-135 BTS-8 油管组成的工作管柱。
工具串组合：
设计了用于冲洗和钻磨两种不同的工具串组合。
冲洗工具串组合：1.93″15K双挡板回压阀+1.93″15K双挡板回压阀+1.93″15K双挡板回压阀+变扣+1.7″液压丢手工具+1.7″循环接头+1.75″喷嘴。工具串总长2.50m。喷嘴前部为半球形，后部为圆柱形，共有0.07″孔13个，其中6个均匀分布在后部的圆柱面上，用于冲洗附着在管壁上的蜡；6个均匀分布在球面的侧面，1个在球面顶部，均设计用于冲洗蜡堵。施工过程中排量始终在180L/min，计算出口喷射速度为93.0m/s。
钻磨工具串组合：1.93″15K双挡板回压阀+1.93″15K双挡板回压阀+1.93″15K双挡板回压阀+变扣+1.7″HZ震击器+1.7″液压丢手工具+1.7″循环接头+1.7″井下马达
+2.25″平底磨鞋。工具串总长7.87m。由于实际施工过程中冲洗比较顺利，这种工具串没有用到。
循环液的选择：
考虑过的循环液有柴油、高闪点溶剂油、水基溶蜡液、普通水基溶液。
柴油是一种清蜡常用的介质，本身成本较低，容易获得，溶蜡效果也非常好。但也有其缺点，主要在于其闪点低，仅55℃，容易发生闪燃，施工风险较高。
高闪点溶剂油兼具柴油的所有优点，但其闪点达到75℃。但其对整个循环系统的橡胶件的影响不是很明确，因而没有采用。
施工前根据蜡样的性质配制了一种水基溶蜡液，溶蜡效果好，不存在闪燃的问题，但成本极高，因而最终没有采用。
最终选择的是一种能有效防止在井下形成水合物的普通水溶液。其具体配方为：15%乙二醇+85%NaCl溶液（密度1.17m/cm3）。这种溶液不能溶解蜡，但不存在闪燃的问题，不会影响循环系统橡胶的性能，配制所需材料容易获得，且成本较低。将这种溶液加热到一定温度，虽然不能溶解蜡，但能促使蜡的融化，同样可提高清蜡速度。但过高的液体温度会导致整个循环系统温度过高，容易发生人员灼伤事故。因此原计划采用常温的这种液体实施冲洗。
现场施工：
设备按设计安装、试压并调试合格后，下入冲洗工具串至采油树1#主阀上部，在1#主阀关闭的情况下，对正式施工过程中将要进行的操作程序进行了演练，以确保流程设计合理，同时使作业人员熟悉相关的操作。演练包括：通过井下工具串进行循环；切换到直接通过四通循环；通过节流管汇泄油压；平衡井下单流阀上下的压力后再次切换到通过井下工具串循环；同时缓慢起泵和打开节流阀以及同时缓慢停泵和关闭节流阀，确保起泵和停泵过程中回压始终保持在合理范围内。
演练结束后打开1#主阀，开泵循环，边冲洗边下入工具串。在132m±探到蜡堵。在冲洗到蜡堵底部前，中间有几次有大量气体返出，但继续快速向下冲洗时泵压很快上升，说明仍然有蜡堵。说明油管内的蜡堵并不是连续的，中间存在气柱。当冲洗到1751m±，泵压突然下降，随后有大量气体返出，继续快速向下冲洗没有憋泵的现象，说明蜡堵已完全解除。
在施工的前期，循环液的温度为常温，约20℃，冲洗出的蜡呈较大的块状（见图8），冲洗速度较慢，而且循环出井口后基本都留在除砂器内。后来的施工均在施工前将循环液加
热到45℃左右，冲洗出的蜡呈较细的粒状（见图9），而且大部分蜡均通过除砂器进入到循环罐内（见图10）。
施工前套压为48MPa，安全阀的打开压力设置在50MPa。从以前放套压的情况看，套压虽然能通过放压降低，但很快又会恢复至原来的水平；持续放套压很可能会导致漏点处的泄漏越来越严重，最后甚至会导致原泄露点油套完全连通。W井是一口老井，生产套管下入已有10年，其100%抗内压强度为79.77MPa，为确保套管不会被憋爆，取70%的抗内压强度，即55.8MPa为允许的套压上限。而施工前的套压在允许的范围内，且较高的套压可以确保施工过程中生产油管内外压差较小，可以确保油管不会被憋爆。因此该井采取的策略是保持原来的套压不变进行施工。现场为确保绝对安全，与环空连通的安全阀的自动打开压力设置在50MPa。套管在施工过程中套压呈缓慢上升的趋势，这主要是由油管内压力增加油管膨胀以及循环冲洗过程中循环液温度升高引起的。套压最高曾达到49.5MPa，为避免因套压过高将安全阀打开压力设置为52MPa（65%的套管抗内压强度）。整个施工过程中套压均未超过50MPa，安全阀也未因套压高出其设定值而开启。
在整个施工过程中，由于冲洗比较顺利，特别是循环液加热后，因此未更换工具串，泵排量一直保持在180L/min。刚开始施工时，正常循环冲洗过程中泵压保持在88MPa，回压控制在75MPa左右。随着向下冲洗的进行，泵压始终控制在90MPa以内，控制回压逐渐减小。这是因为随着深度加深，循环摩阻越来越大，如果要保持75MPa的回压值，泵压会相应升高，但实际随着工具串深度的增加，逐渐获得越来越高的液柱，回压降低仍然可确保蜡堵上部的压力在75MPa以上。而控制泵压在90MPa以内，离系统压力等级105MPa存在15MPa的差距，可以确保在由于下管柱速度过快等原因造成的泵压上升在安全的范围内。
结论：
1、对于结蜡问题比较严重的井，在完井前就应考虑防止结蜡，可采取在完井管柱上预置化
学药剂注入阀，在生产过程中不断注入化学药剂；在生产过程中应监测蜡的形成程度及速度，并及时清除掉已形成的蜡，方法包括正挤柴油、热水及溶蜡剂，或者采取钢丝作业刮蜡等；如果蜡已完全将生产管柱堵死再处理，则施工难度、成本及风险都将极大的增加；
2、多个楔形节流阀串联起来组成的节流管汇在节流阀冲蚀比较严重的工况下使用非常实
用。有两种使用方法：一种是每次使用一个节流阀（当节流压差较小时），当一个节流阀冲蚀严重失效时即可开始使用下一个节流阀，可在施工过程中极大地缩短作业时间，
提高作业效率，在某些情况下可降低作业风险；另一种使用方式是在节流压差较大时采用分级节流的方式，即将节流压差平均分布在串联的各个节流阀上，能确保各个节流阀的寿命，从而确保施工的顺利进行；
3、在泵排量高于要求的循环排量时，可通过分流的方式降低循环排量，即使是在施工压力
较高时也可实现。其实施方式是在泵出口连接两套节流系统，一套用于分流，一套连接在循环通道上。通过两套节流管汇内节流阀开度的调节实现泵出的液体一部分通过分流直接返回储液罐，而另一部分则进入循环系统。分流系统在分流过程中会产生一定的热量使液体温度升高，但在可接受的范围内；
4、对于通过钻磨或者冲洗的方式清除蜡堵的作业，使用对蜡具有溶解作用的液体无疑会在
一定程度上提高作业速度，但不具溶解作用的液体体系也能达到作业目的。W井施工所使用的液体为15%乙二醇+85%NaCl溶液（密度1.17g/cm3），并不具溶蜡的作用。对循环液适当加热有助于蜡堵的清理。
致谢：
作者在此向为本文的准备提供帮助的托普威尔石油技术股份公司表示感谢。
参考文献：
1、Mark Embrey, SPE, and James Larke, SPE, BJ Services：“Paraffin-Plug Remediation in
Deep Water Wells via Capillary Tubing:A Cost Effective Alternative”SPE 135136，（2010）。
调制波油管电热清蜡装置简介 一、基本概要 调制波油管电热清蜡装置是针对超高含蜡油区采油工艺的特殊要求，采用多项专利技术，精心研制的高效节能电热清蜡洗井技术装置。其主要作用是：对井下油管管汇提供电热能，来抵消原油在上举途中的热量损失，提高油管的管壁温度，起到熔化管壁结蜡、疏通管汇阻力、降低抽油机负荷、杜绝蜡卡事故、节能增产的效果。 为适应井下的复杂环境，该装置采用调制波电源供电，最大限度地消除了由井下工具形成的感性负载（套管相当一个电感线圈）和容性负载（油管和套管形成的电容）造成的电能不良消耗和衰减，杜绝了电化学腐蚀，避免电能转化为化学能，保护井下工具；让电能在油管串上均匀地转化成热能，并可控制在油管串的某一指定位置重点转化成热能，达到清、化蜡保证正常生产的目的。 该装置采用的油管接箍绝缘扶正器，把油管限位于套管中央，成功地避免了油管与套管的中途短路和热能的接触传导损失。科学的供电原理及特殊的结构措施，阻塞了不良的热损途径，营造了良好的节电环境，充分提高了电能的有效利用率和加热效果；与中频空心杆相比节电率在50%左右（中频的设备自耗功率在30--40%左右）。 利用特种新型材料和工艺制造的各种主要部件（如：专利结构——法兰式绝缘油管悬挂器）的各项技术性能指标，均能满足或超
过超高含蜡油采集工艺的需要，配套、安装、对接方便。已通过国家级检测中心鉴定，无论其安全性、节电性、适应性、实用性和可靠性，都领先于现有技术一大步，符合国家相关技术标准规定。并在实施的过程中，得到大连理工大学、中科院半导体所等权威科研院校的精心指导，拥有良好的技术支撑；经不断持续改进，至此，调制波油管电热清蜡装置的电加热原理被受权为国家发明专利；受权号为：ZL03133713.9，获二项国家实用新型专利，授权号为；ZL03212744.8、ZL03213477.0。试验结果表明；清蜡彻底，效果明显优于其它电热产品，达到了理想效果。 二、工作原理： 调制波油管电热清蜡装置采用特种隔离变压器次级输出的三相工频交流电，经调制处理，以热阻效应（W=I2R）形式，在油管上实现电热转换，用电热能抵消地层热损失或供给原油，以达到高温清蜡减阻确保管路畅通的目的；为防止中途短路，在油管上装有高强度耐高温油管接箍绝缘扶正器。并在光杆下串接抽油杆绝缘短节，实现光杆与抽油杆之间的电隔离，实现井口与大地同电位，强化安全用电，确保正常生产。 三、主要用途： 1、电热洗井--清蜡： 利用调制波油管电热清蜡装置，将扶正器等必要的附件随油管预下到井中，在不停产的情况下根据对井下结蜡情况的分析结果，利
油管堵塞器在分注井中使用 一、应用的意义 分注井管柱漏失严重，一部分是由于井下分注工具漏失，而大部分是由于油管漏失，但究竟是分注工具漏失还是油管漏失缺乏明确的依据。特别是分注完井时，一旦分注管柱出现漏失，让工程技术人员极为棘手，如果对管柱漏失部位判断不当，不仅大大降低管柱下井成功率，而且使修井费用和工具成本成倍增加。以前由于人们对油管密封性的信赖和对分注工具存在的偏见，坐封时一旦油管压力不能保持稳定，往往就错误的认为一定是分注工具漏失，结果是一遍遍的更换分注工具，一次次的以原油管下钻，管柱漏失却仍然存在。因此，准确判断分注管柱漏失原因，对提高分注管柱下井成功率和节约作业费用极其重要。 另一方面，注水井注水压力普遍较高，注水过程中如果井口漏失或损坏，一般需要先放喷后维修或更新。放喷将会导致大量注入水返排，降低注水井的注水压力，违背了注水的目的，严重影响油田注水效果。 因此，将油管堵塞器应用于分注管柱中可解决以下问题： 1.检验井下分注管柱漏失原因； 2.不放喷维修或更换注水井口。 二、工具的工作原理及主要技术参数 1、油管堵塞器 1.1功能及作用 投入坐放短节，堵塞油管，实现堵塞器上下隔离。 1.2结构及工作原理
主要有芯轴、打捞头、本体、卡爪伸缩机构、密封盘根总成等组成。 工作原理：在下入过程中，旁通堵塞器的可移动式芯轴处于“旁通孔打开”的位置，液体可通过旁通孔流过；堵塞器一旦坐于坐放短节中，其移动式芯轴移动到“旁通孔关闭”位置，堵塞器就开始工作。它可承受上、下两个方面的压力；打捞时，将芯轴从堵塞器中去掉即可使上、下压力达到平衡；使用标准钢丝作业工具进行投放和打捞。 1.3主要性能参数 ●工作压力≥ 50 MPa ●最大外径：56.5mm； 2、坐放短节： 2.1功能和作用 用于坐入堵塞器。 2.2性能参数 ●工作压力：50 MPa ●抗拉强度：65t； ●密封孔直径：57mm； ●止过内径：55.68 mm； ●连接扣型：2-7/8 UP TBG。 三、油管堵塞器在分注管柱中典型应用工艺 下完井分注管柱时，在油管最上一级封隔器的上部一至两根油管处预先布置一根坐放短接，可进行以下应用： 1.管柱验漏
连续油管作业操作手安全操作规程 4.1操作手安全操作规程 4.1.1 基础作业操作规程 （1）起升控制室 ①检查控制室气源压力显示是否正常，压力应在0.6～ 1.0MPa。 ②操作控制室气路阀，起升控制室于工作状态（起升速度可用手柄调压阀调节），合上控制室电源。 （2）起动柴油发动机 ①将发动机起动开关旋转置于“ON”的位置，待驾驶室内显示屏上各个参数（润滑油压力、柴油发动机转速、蓄电池电压、冷却液温度）显示正常，即可将起动开关顺时针旋到“START”位置进行起动；若第一次没有起动，则将起动开关逆时针旋到“OFF”位置，至少等待15秒后进行第二次起动。 ②柴油发动机起动后进行，观察显示屏上润滑油压力、冷却液温度、柴油发动机转速等参数，观察柴油发动机工作状况，确保柴油发动机工作正常。 ③调节控制室内发动机油门控制旋钮，将柴油发动机速度调到600 rpm～1000rpm，怠速运转3～5分钟预热后（观察液压油温指示表，待油温达到30℃左右时），将取力器旋钮转动置于“合”，合上带泵箱离合器。 ④支起车尾随车起重机两端液缸支腿。支腿处地面夯实并加垫枕木。 （3）注入头井口安装 ①取掉注入头四条立柱上的固定销子，将注入头安装在防喷器上，将注入头与防喷器整体吊起至井口并连接好。与此同时，台上操作人员调整排管器的高度，使其与注入头鹅颈管的高度相适应。
②调节注入头指重传感器支撑螺栓，使注入头自然落在指重传感器上，注入头驱动支架处于水平状态；放尽传感器管线中的气体；调节传感器端两个可调锁紧顶丝，使得当泵入液压油时，传感器接触盘刚好与注入头压盘接触，连接传感器电缆线。 ③连接防喷盒、防喷器、注入头速度和深度传感器、指重传感器信号线及液压管线。 ④仔细检查所有液压管线、注入头、防喷器、防喷盒润滑管线软管上编号与接头面板上序号是否相同，观察并调整深度传感器、载荷传感器的初始值，做好记录。 ⑤平整井口地面，支好注入头四条支腿，在注入头两侧的三个方向拉绷绳，应就近拉在井架、作业机梁上，必要时可打地锚。 ⑥调整滚筒摆位角度和方向，确保注入头的鹅颈管与滚筒中心对正。 ⑦将导向器上的压轮和排管器润滑盒合拢连接好。 （4）下放连续管作业 ①滚筒控制：下放连续管作业时，滚筒控制手柄放在“下放”位置，滚筒压力调节在4MPa左右，滚筒的先导压力是根据滚筒马达刹车预设的，一般用调压阀调节在3MPa左右。 ②将注入头控制手柄锁定装置向上提起，手柄推向“下”管位置，观察参数记录仪上的速度（初始速度应在 0~0.5m/min）、发动机转速、注入头马达压力（在6MPa左右）、回油压力、滚筒先导压力是否正常。 ③运行几分钟后，观察注入头、滚筒、供液油泵运行情况；油箱油温以及绷绳等有无异常情况（如有立刻停机检查整改），正常后调节注入头控制手柄，逐步提高下放连续管速度，一般正常下放连续管速度在10~20m/min之间，不超过 35m/min。每下入200～300m给注入头链条喷洒润滑油一次。
国内连续油管技术应用与研究现状 摘要：本文探讨了国内连续油管技术现状，此外，国内还涉足了针对CT本身的部分研究工作，如江汉机械研究所开展了“CT椭圆度恒磁检测技术及装嚣研究”和“CT缺陷综合检测传感器的磁路设计” 单元技术的研究，地面设备将继续体现作业用途、工况和道路条件的差异性与特殊性，突显其个性化。控制系统将朝着数字化和智能化方向发展，设备性能将进一步提高。 关键词：连续油管现状建议研究 国内开展连续油管技术与装备的研究与开发始于20世纪90年代初，主要由中国石油集团科学技术研究院江汉机械研究所承担。该所从充分调研和学习消化国外相关先进技术入手，先后开展了如下工作. 一、国内连续油管技术现状 我国引进和利用连续油管作业技术始于20世纪70年代。1977年，我国引进了第一台Bowen Oil Tools（波恩工具公司）的产品。 四川油田首先利用引进的连续油管设备进行气井小型酸化、注氮排残酸、气举降液、冲砂、清蜡等一些简单作业。大庆油田自1985年引进Hydra-Rig公司的连续油管设备以来，共在100多口井中进行了修井等多种井下作业。吐哈油田自1994年引进连续油管设备以来，每年的作业量不断增加。油管技术在我国油田已经得到认可。目前，国内共有引进连续油管作业机28台，主要分布陆地上（自走车装或大拖车装式）有大庆、胜利、中原、河南、大港、辽河、华北、四川、吉林、吐哈、塔里木等油田。海洋上（橇装式）也有少数几台。 1）广泛收集国外连续油管技术与装备的技术状况和应用情况，重点调研有关作业工艺技术，翻译、编辑和出版了《连续油管作业技术文集》一书； 2）针对塔里木油田早期引进的连续油管作业装备，学习消化该设备的使用、操作与维护，并翻译、编辑和出版了《连续油管作业机操作与维护》一书； 3）针对连续油管侧钻工艺技术，承担并完成了中国石油天然气集团公司科研项目“连续油管侧钻技术调研报告”的撰写工作； 4）对管径为32mm的连续油管作业机进行了总体设计和主要部件的详细设计； 5）1997～1998年，与塔里木油田合作，在对引进的连续油管作业井下配套工具进行学习和消化的基础上，研制了适应于Φ31.75 mm和Φ38.1 mm CTU使用的液压断开接头、双向震击器、加速器、旋转冲洗工具、拉拨工具等近l6种，已在新疆油田进行现场试验与使用；
新产品开发 DS Q -A 、B 型油管堵塞器的研制与应用 3 李天兴 段文立 于 强 (新疆油田公司井下作业公司) 摘要 以前使用的油管堵塞器在投堵后,靠井内压力撑开堵塞器卡瓦和胶皮来封堵油管。在 起下管柱时,由于井内压力的变化及作业时管柱的振动,堵塞器固定卡瓦易松开,被井内压力顶出油管,存在很大的安全风险。为此,研制了DS Q -A 、B 型油管堵塞器。该型油管堵塞器的密封胶皮外装有防护钢套,可使胶皮在入井过程中不被损坏,保证胶皮封堵质量;同时利用滑块捞矛的原理,使投堵后堵塞器不易移动,增强安全性。现场应用表明,DS Q -A 、B 型油管堵塞器是适合带压作业的新型堵塞器,并且可以重复使用,节约成本。 关键词 油管堵塞器 密封胶皮 防护钢套 滑块卡瓦 带压作业 0 引 言 传统的修井工艺常常要用压井液压井或放喷降压作业。压井会造成产层污染甚至堵塞,使油井产量下降。据国外资料统计,每次压井可造成20%的产量损失。另外,在压力敏感性地层,往往一压就漏,不压就喷,压井难度大、时间长、耗费资金多,造成钻井、修井作业复杂化;放喷会使局部地层压力降低,损害地层结构,影响油层出油。因此,压井和放喷作业都不利于油田的可持续发展。带压修井作业是指在井筒内有压力和油气的情况下带压进行起下管柱作业、实施增产措施的一种先进作业方法。带压修井作业装置主要由带压作业机、动力源、井口防喷装置和油管内密封控制系统等4部分组成。其中油管内密封控制系统主要由油管堵塞器或桥塞等构成,用于封堵油管,保证在作业时油管内压力为0,从而进行带压起、下管柱作 业。 以前使用的油管堵塞器在投堵后,靠井内压力撑开堵塞器卡瓦与胶皮来封堵油管。在起下管柱时,由于井内压力的变化及作业时管柱的振动,堵塞器固定卡瓦易松开,被井内压力顶出油管,存在很大的安全风险。 针对上述情况,新疆油田公司井下作业公司第二工程技术服务公司与江苏鑫源石化机械有限公司合作,于2008年研制了DS Q -A 、B 型油管堵塞器,并在同年8—10月完成地面试验和入井试验。 1 技术分析 111 DS Q -A 型油管堵塞器结构及工作原理 DS Q -A 型油管堵塞器结构如图1所示。其工 作原理为:当油管堵塞器进入油管下端时,卡瓦依靠自重向下滑动,与斜面产生相对位移。上提工具时, 斜面向上运动所产生的径向分力迫使卡瓦咬入 图1 DS Q -A 型油管堵塞器结构示意图 1—投入工具;2—连接螺母;3—上剪销;4—心轴;5、13—螺钉;6—胶皮外套;7—键;8—弹性挡圈;9—心轴套;10—护套;11—胶皮;12—锥体;14—并帽;15—矛杆;16—卡瓦;17—挡块;18—开槽螺钉。 — 15— 2010年 第38卷 第1期石 油 机 械 CH I N A PETROLEUM MACH I N ERY 3新疆油田公司推广项目“带压安全作业”。
油井清防蜡的几点建议 原油在开采过程中虽有不少防蜡方法,但油井结蜡仍不可避免。结蜡常造成油井油流通道减小, 油井负荷增大,井口回压升高,严重时甚至会造成蜡卡、抽油杆断脱等,增加维护性作业井次。目前我们江汉油田防蜡和清蜡措施主要依赖热洗，锅炉车闷井和加清防蜡剂。本文针对目前江汉油田的清防蜡方法提点自己的建议。 一，日常工作中加清防蜡剂的建议。 清防蜡剂具有腐蚀的特点，在长时间的使用清防蜡剂的过程中会主要是对套管壁造成严重的伤害，久而久之导致套管穿孔报废，得不偿失。 1、在加清防蜡剂前，打开油套连通放4-5分钟，让油依附在套管壁上，使清防蜡剂尽量避免和套管壁接触。加完药，在开掺水一分钟，对套管壁上的残药进行稀释冲洗，最后在开油套连通放4-5分钟，使原油在套管壁上冷却沉积，形成油垢，在下次加药中能更好的保护套管。 2、针对油井结蜡大部分集中在井口以下500米这段距离，锅炉车闷井，温度也只能达到200米左右，清防蜡剂打循环，也不能有效的对这段距离进行清蜡。如果把药品通过井口加入油管内，停井2小时，使药品在这段距离停留，就充分起到解蜡清蜡的效果。 3、在加清防蜡剂打循环的工作中，应针对油井的液量，含水的实际情况，在制定加药量的多少。既能保障油井有效的清蜡，也能降低成本，提高实效。 二，油井热洗清蜡的建议。 江汉油田部分油井具有井深，地层较薄，易出沙，含水较低，供液不足低产低能，结蜡严重，采用小泵径深抽强采（一般泵径在56mm以下的），液量在5吨左右的特点，在热洗中常采用的低泵压，小排量，长时间的热洗方式。这种洗井方式，油井泵径的排量造成了瓶颈，如果压力排量控制不好，造成入井液进入地层，伤害地层。在热洗的过程中不好掌握热洗的时间，只能看温度来判断。造成蜡变软从油管壁上脱离后，油井小泵径排量低，不能及时的将蜡排除，造成洗完井就蜡卡。如广203C 热洗了5小时，温度保持在70度，但是开抽两小时后蜡卡。 1、在井口装节流阀，以便控制排量，避免油井在洗井过程中产生负压，大排量的吸入地层，从而保护地层。也能更好充分的加热，达到热洗的效果。 2、在热洗中将光杆上提一米，造成抽油杆节箍和油管壁上的蜡垢产生摩擦，可以刮掉部分蜡垢，起到更好的清蜡效果。 3、热洗温度保持在70度左右，洗井时间达到4小时后，将活塞提出工作筒，用水大排量的对井筒清洗，蜡的密度比水轻，水会对未融化的蜡块产生一定的浮力和冲刷力，能更好的起到清蜡的效果。为避免水对油井造成伤害，要慎重的选择洗井液。 4、热洗完后，在加入50公斤清防蜡剂，能确保开抽后不会蜡卡。 总束语 油井结蜡关系到油井的正常生产，在平常的工作中，班组应该加强对每口油井的加药量，热洗和打循环等工作建立台账，在根据作业后检查结蜡的情况，上报主管领导重新制定工作制度。使防蜡清蜡这项工作更精细化，达到更好的工作实效。
连续油管作业技术的特点和应用 摘要：本文探讨了连续油管国内应用和研究现状，连续油管的优点，对连续油管作业的基本技术要求进行了论述，对除垢施工技术步骤进行了论述，连续油管作业在我国油田受到普遍欢迎。 关键词：连续油管特点除垢技术 连续油管（Coiled tubing）是用低碳合金钢制作的管材，有很好的绕性，又称绕性油管，一卷连续油管长几千米。可以代替常规油管进行很多作业，连续油管作业设备具有带压作业、连续起下的特点，设备体积小，作业周期快，成本低。 1、国内应用和研究现状 我国引进和利用连续油管作业技术始于70年代，1977年，我国引进了第一台波温公司生产的连续油管作业机，在四川油田开始利用连续油管进行气井小型酸化、注氮排残酸、气举降液、冲砂、清蜡、钻磨等一些简单作业，累计进行数百口井的应用试验，取得了明显效果，积累了初步的经验，随后在全国各油田推广应用。目前，据不完全统计，国内共有引进的连续油管作业机30台左右，主要分布在四川、大庆、长庆、胜利、华北、中原、吉林、新疆、辽河、吐哈、大港、河南和克拉玛依等油田。四川、辽河、华北自引进连续油管以来累计作业井次均己超过1000井次。大庆油田自1985年引进连续油管作业装置以来，共在百余口井中进行了修井等多种井下作业，主要用于气举、清蜡、洗井、冲砂、挤水泥封堵和钻水泥塞等。吐哈油田自1993年引进连续油管作业机以来，作业井次达40～60井次，用连续油管进行测井的最大井深已达到4300m。总的来讲，国内连续油管作业机主要应用于以下几个方面：冲砂洗井、钻桥塞、气举、注液氮、清蜡、排液、挤酸和配合测试。用得比较多的是冲砂堵、气举排液和清蜡，占95%以上。连续油管作业在我国油田受到普遍欢迎。 2、连续油管的优点 作业简单，作业人员少，费用低。搬迁快，占地小，环保，占地面积是常规钻井的1/3。 起下时间短、减少停产时间，常规油管的11倍。起下钻时可以循环，封闭油管可带压作业，对地层伤害小。可选择不同尺寸的油管作水力通道.施工安全，维护方便。可以通过大斜度井。 3、连续油管作业的基本技术要求 精确的深度测量，精确的重量测量和控制，油管运动的精确控制，合适的管柱结构-台阶型，压力控制设备的额定压力大于工作的最大压力，下井的所有工具的都要有尺寸图。
地面打油管清蜡操作规范 2005-01-01发布2005-01-01实施华东石油局井下作业公司
1、主题内容与适用范围 本规范规定了油气田修井中地面打油管清蜡的技术要求、操作规范及安全注意事项。 本规范适用于油气田修井作业中地面打油管清蜡施工。 2、引用标准 SY/T 6114-94 压裂管汇车 SY/T 6138-1996 油田阀门的选用及采油技术规定 SY/T 6128-1995 油套管螺纹连接性能评价方法 SY 5211-87 高压管接、高压活动弯头 SY/T 6276-1997 石油天然气工业健康、安全与环境管理体系 3、技术要求 3.1在修井时进行的打油管施工，应符合本标准的各项有关要求，并严格按照操作规程和安全注意事项施工。 3.2高压胶管技术参数 现场使用的胶管额定工作压力不低于16MPa。 4、作业准备 4.1设计准备 修井设计中关于打油管的说明应符合本规范的要求。 4.2 设备准备
检查调试好压裂车及其与打油管清蜡有关的设备、仪器。 4.3 工具准备 检查高压胶管的老化程度，快速接头的丝扣完好程度，子弹头直径（不小于58mm），供水泵的工作情况，新投入使用的工具须经检查说明书、合格证后，按使用说明在现场进行试压合格后方可投入使用。 5、作业程序 5.1 平整井场，对需进行清蜡的油管排放整齐，节箍不错位，丝扣刷干净。 5.2 压裂车就位，接管线，备水，压裂车须做好发车前检查。 5.3 软管试压，将清蜡打油管用的管汇连接好，用泵车试压至20Mpa，稳压2分钟观察软管的耐压性能，试压合格方可投入使用。对软管试压时所有人员要保持一定的安全距离。 5.4 作业工将清油管用的子弹头塞入油管内，接好软管与快速接头，接油管的对扣接头余扣不多于3扣，其它接头须上紧到位。 5.5 连接好后，作业工通知泵工开泵，限压13MPa，控制施工排量10-18方/小时进行打油管清蜡。打压时要控制好施工排量，缓慢升压，严禁猛然打压。 5.6打压时油管两头严禁站人，泵工注意泵压，作业工要离开被清蜡的油管1米以上的距离，严禁跨跃高压管线，泵工与作业工及时传递压力信息。 5.7确认子弹头出油管后，作业工通知泵工停泵，作业工确认停
钢丝投堵式油管堵塞器 【摘要】在不压井带压作业技术中油管堵塞器的作用是在井口有压力的情况下实现油管的安全、无污染起出。目前高压注水井通常是采用放喷溢流的方法将井筒压力降低后再进行作业。据统计，这种作业方式每井次平均占井周期长达35d，平均单井卸水量多达1870m3，同时，污水处理困难，还会造成地层能量损失，对应的受效油井产量下降，影响油田开发效益。 【关键词】钢丝投堵式；油管堵塞器；改进 前言 井口油管快速封堵及井口更换技术以油管堵塞器为核心工具，通过带压下堵塞器、更换井口设备等步骤实现试油井原压裂井口向大通径生产井口的转换，该技术最高可承受35MPa的油管压力。带压下泵技术采用防喷管、抽油泵悬卡减震装置和抽油杆防喷器配合实现井内带压下入联作泵，能避免泵内通道无法密闭带来的井液外喷风险，适用的最高井内压力为21MPa。连续杆动密封防喷技术，利用自封和变径密封两套密封装置，实现一动一静双重保险，能实现1MPa以内的动密封能力。经过自主研发和联合攻关，油水井带压作业技术日趋成熟，气井带压作业也取得一定成果。队伍不断发展、装备水平不断提高、推广规模不断扩大、实施效果显著，为增储上产、稳定单井产量和节能减排做出了突出贡献。 1、目前我国油田油管堵塞器作业现状 1.1带压作业，因其不须压井、无须泄压排液、不须注入外来液体，所以它能够有效保持储层压力，不污染油气层，减少停井时间，节约水电费用，尤其在注水井上效果更明显。一口注水井管几口生产井，水井停井时间大幅度缩短对油气增产具有成倍放大效应。 1.2井口密封防喷技术、管柱堵塞技术等关键技术，形成了高压、中压、低压三个系列的带压作业设备，配套了针对胜利油田管柱特点的堵塞工艺，制定出完善的技术规范和安全规范，解决了油井作业过程中的油层污染问题、水井作业过程的溢流问题以及特殊作业地区的环境保护问题，实现了高压油水井快速、低成本、无污染带压作业。 1.3在管柱堵塞方面仔细查找管柱漏点，实施分段堵塞，成功堵塞腐蚀穿孔管柱；同时，针对带压作业井多处于村庄、农田等环保敏感带，在施工方案审核及措施制定上注重准确性，最大限度降低作业风险，提高作业速度。 2、采用钢丝投堵式油管堵塞器的必要性 2.1带压作业如欠平衡钻井一样，是利用井控设备控制井口（管内和环空）压力，避免井内流体无序外泄的一整套工艺技术。其核心是“双封一顶”，即运动
连续油管清蜡作业程序 -海洋石油-奥帝斯完井服务有限公司 1、作业前的安全工作会议； 2、连续油管设备卸载； 3、摆放设备，连接液压管线； 4、启动柴油机，进行防器和注入器的功能试验； 5、插油管至鹅颈头及注入器； 6、连接油管接头并做提拉试验，10000LBS； 7、地面管线通水，记录地面管线的内容积，直至通水干净； 8、连接地面管线过滤器，并连接地面管线到工作盘管； 9、连续油管通水，并确认连续油管的内容积，直至通水干净； 10、在钻台连接高压冲洗工具，并做功能试验； 11、在转台面对连续油管深度计数器校零； 12、连接防喷器及注入器到井口； 13、试压。分别对防喷盒及防喷器进行低压（500psi）和高压（根据工作需要确定试压压力） 测试。 A、保持防喷盒（STRIPPER）打开状态，慢慢通水（保持泵压不高于500psi）至防喷盒有水流出； B、关闭防喷盒，试压500psix10min, 检查地面管线及连续油管有无泄露； C、继续试压至????psix10min(根据工作需要确定试压压力)，检查地面管线及连续油管有无泄露。若有任何泄露，停泵，钻台放压至零，维修后重新进行A-C步骤； D、若没有泄露，钻台放压至零; E、保持防喷盒打开状态，慢慢通水（保持泵压不高于500psi）至防喷盒有水流出； F、关闭放喷器（TBG RAMS）; G、防喷器试压500psix10min, 检查地面管线及连续油管有无泄露； H、继续试压至????psix10min（根据工作需要确定试压压力）, 检查地面管线及连续油管有无泄露；若有任何泄露，停泵，钻台放压至零，维修后重新进行E-H步骤; I、若没有泄露，钻台放压至零；
油管堵塞器的研制 小组名称：作业科QC小组 发布人：李宝 单位名称：采油四厂作业科 小组名称：作业科QC小组 课题类型：现场型 推荐日期：二0一二年十二月十日
目录 一、小组简介 (2) 二、选择课题 (2) 三、设定目标 (4) 四、提出方案并选定最佳方案 (4) 五、制定对策 (4) 六、实施对策 (5) 七、效果确认 (5) 八、巩固措施 (7) 九、总结及下步打算 (7)
油管堵塞器的研制一、小组简介 二、选择课题 （一）问题的提出：
2010年，采油四厂落实集团公司、油田分公司安全工作会议精神，组建了不压井作业队伍，不压井设备只能解决套管封堵的问题，而解决不了油管堵塞的问题。 （二）调查分析： 1、油管内壁是光滑，堵塞器没有办法固定在油管内，只要有压力堵塞器就会被推动上移，不能实现堵塞的功能。 2、油管内通径一致，堵塞器投入油管内之后，由于没有支撑点就落到了井底，不能实现堵塞的功能。 3、堵塞器在油管内没有锁定功能，受油套压差的影响已发生位移，存在安全隐患。 结论：油管内没有支撑点和锁紧装置，造成堵塞器不能实现堵塞的功能。 （三）确定课题 为实现堵塞器对油管的封堵功能，小组成员采取头脑风暴法对问题进行了激烈的讨论，经整理汇总成3种可供选择的课题，分别是： 1、堵塞器上携带卡瓦起支撑作用。 2、在油管内下入变径工具支撑堵塞器。 3、研制卡瓦支撑式油管堵塞器。 课题分析、评估及选定表
本小组确定此次活动的课题为：研制固定式油管堵塞器。 三、设定课题目标 研制一种外有工作筒，内有堵芯的堵塞器。目标是可投、可捞，方便操作，密封性能好，安全可靠。 四、提出方案并选定最佳方案
连续油管作业事故预防作业指导书 人身伤害预防 一、吊装井口装置 1、吊装注入头 ⑴从副车上吊下时，确保注入头与车体无绷挂现象，防止意外发生。 ⑵地面连接管线时，注入头要用四条支腿支好，防止倾斜伤人。 ⑶注入头管线接头连接到位，防止压力泄漏伤人。 ⑷吊装时钢圈槽内涂抹少量黄油。 ⑸钢圈上不许涂抹黄油。 ⑹法兰连接使用BX154钢圈。 ⑺平稳吊装，螺栓对角上紧。 ⑻注入头上作业，系好安全带，工具用尾绳系好，防落下伤人。 2、吊装防喷器组 ⑴吊装时钢圈槽内涂抹少量黄油。 ⑵钢圈上不许涂抹黄油。 ⑶上下法兰连接均使用BX154钢圈。 ⑷平稳吊装，螺栓对角上紧。
⑸防喷器组管线接头连接到位，防止压力泄漏伤人 ⑹登高作业，系好安全带，工具用尾绳系好，防落下伤人。 3、连续油管入井 ⑴连续油管从滚筒引入注入头前，严禁打开防脱绳卡，防止连续油管缩回滚筒。 ⑵把连续油管引入注入头要用专门引入工具，不得使用自制绳套或综绳，防止滑脱伤人。 ⑶引入前确保中心线与连续油管滚筒对中并检查鹅颈管护罩是否完全打开。 ⑷连续油管引入注入头后，打好鹅颈管护罩，防止连续油管滑脱。 ⑸高空作业人员系好安全带，防止高处坠落。 ⑹连续油管入井前，确保井口完全打开，防止油管挤弯或刮伤。 4、高空作业 ⑴从事高空作业人员必须经过正规培训并取得高空作业证书资格方可从事高空作业。 ⑵距地面2米及2米以上高处作业必须系好安全带，将安全带挂在上方牢固可靠处，高度不低于腰部。 ⑶高空作业人员应衣着轻便，穿软底鞋。
⑷患有精神病、癫痫病、高血压、心脏病及酒后、精神不振者严禁从事高空作业。 ⑸高空作业地点必须有安全通道，通道不得堆放过多物件，垃圾和废料及时清理运走。 ⑹遇有六级以上大风及恶劣天气时应停止高空作业。 ⑺严禁人随吊物一起上落，吊物未放稳时不得攀爬。 ⑻严禁人随吊物一起上落，吊物未放稳时不得攀爬。 ⑼高空行走、攀爬时严禁手持物件。 ⑽垂直作业时，必须使用差速保护器和垂直自锁保险绳。 5、连续油管拆卸 ⑴必须使用指定倒管装置，不得使用自制或未经检验的倒管器。 ⑵连续油引入端接头必须与倒管装置内滚筒固定死或焊死，防止断开伤人。 ⑶在倒换过程中，必须保证连续油管滚筒与倒管装置传导速度一致，防止一方过快或过慢导致意外事故发生。 ⑷倒换过程中，被倒下来的连续油管也要排码整齐。 ⑸当连续油管车滚筒上的连续油管全部被倒入倒管器上之后，再将连续油管车上油管的另一端割开，严禁提前割开，防止油管窜出伤人。
Q J29 连云港擎天机械制造有限公司企业标准 Q/320700QT01—2019智能变频电磁清防蜡装置 2019-04-24发布2019-04-25实施连云港擎天机械制造有限公司发布
前言 本标准按GB/T1.1—2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》的规定编写。本标准由连云港擎天机械制造有限公司提出并起草。 本标准主要起草人：范益来、刘纲。 本标准于2019年4月首次发布。
智能变频电磁清防蜡装置 1范围 本标准规定了智能变频电磁清防蜡装置（以下简称清蜡防蜡装置）的型号、要求、试验方法、检验规则、标志、包装、运输及贮存。 本标准适用于油井抽油管及出油管口径为63.5mm线内石蜡的变频电磁清防蜡装置。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T191包装储运图示标志 GB/T2423.1电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A：低温 GB/T2423.2电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B：高温 GB4208外壳防护等级 GB/T6388运输包装收发标志 GB7251.1低压成套开关设备和控制设备第1部分：总则 JB/T7599.7漆包绕组线绝缘漆第7部分：200级聚酰胺酰亚胺漆包线漆 SJ/T11125电子元器件用环氧系灌封材料 3分类与命名 — 输油管线接口形式：A——丝口、B——法兰； 输油管线接口直径（mm） 企业名称代号 示例：QT-63.5-A表示输油管线接口管径63.5mm丝口的BK清蜡防蜡装置。 4构成 清蜡防蜡装置机构由主机、控制箱和电源、信号连接线组成。 主机构件：壳体、电磁转换线圈、热敏元件及输油管线接口。 控制箱构件：防水配电箱、变频电磁波发生器、功率驱动器、单片机控制系统、线圈温度保护电路。
第二节防蜡与清蜡 一、教学目的 了解油井防蜡机理，掌握油井防蜡、清蜡的方法。 二、教学重点、难点 教学重点 1、油井防蜡方法 2、油井清蜡方法 教学难点 油井防蜡机理 三、教法说明 课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关的数据和图表 四、教学内容 本节主要介绍三个方面的问题： 一、油井防蜡机理 二、油井防蜡方法 三、油井清蜡方法 石蜡：16到64的烷烃(C16H34～ C64H130)。纯石蜡为白色，略带透明的结晶体，密度880～905kg/m3，熔点为49～60℃。 结蜡现象：对于溶有一定量石蜡的原油，在开采过程中，随着温度、压力的降低和气体的析出，溶解的石蜡便以结晶析出、长大聚集和沉积在管壁等固相表面上，即出现所谓的结蜡现象。 油井结蜡的危害：
①影响着流体举升的过流断面，增加了流动阻力； ②影响着抽油设备的正常工作。 （一）油井防蜡机理 1、油井结蜡的过程 ①当温度降至析蜡点以下时，蜡以结晶形式从原油中析出； ②温度、压力继续降低和气体析出，结晶析出的蜡聚集长大形成 蜡晶体； ③蜡晶体沉积于管道和设备等的表面上。 蜡的初始结晶温度或析蜡点： 当温度降低到某一值时，原油中溶解的蜡便开始析出，蜡开始析出的温度即称为蜡的初始结晶温度或析蜡点。 2、油井结蜡现象和规律 国内各油田的油井均有结蜡现象，油井结蜡一般具有下列规律： ①原油含蜡量愈高，油井结蜡愈严重； ②在相同温度条件下，稀油比稠油结蜡严重； ③油田开采后期比初期结蜡严重； ④高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重，或不结蜡，反之结 蜡严重； ⑤油井工作制度改变，结蜡点深度也改变，缩小油嘴，结蜡点上 移； ⑥表面粗糙的油管比表面光滑的容易结蜡； ⑦出砂井易结蜡；
连续油管作业工艺 概述 目前,油气田已进入开发中后期,随着资源勘探力度加大，降低作业成本,规避作业风险已成为油气田开发的首要考虑因素,在老井加深侧钻挖潜增效、难动用储量增产措施开采,水平井及浅层石油天然气、煤层气资源开发,是提高油气采收率的最有效的途径,连续油管作业技术本身所具有的柔性刚度及自动化程度高、可带压作业等特性，非常适合于这种作业，并能够有效降低成本和对作业环境的损害,被认为是21世纪油气井修井作业方法的一项革命性新技术。可以预见,连续油管技术必将成为未来修井作业行业的主导技术之一。特别是在在小井眼、老井眼重入和带压作业中应用前景广阔，为连续油管技术提供了广阔的发展空间。 目前连续油管作业几乎涉及到了所有的常规钻杆、油管作业。已广泛应用于油气田的修井、酸化、压裂、射孔、测井、完井、钻井以及地面输油气管道解堵疏通等多个领域，特别是应用于带压作业、水平井及大斜度井测井射孔、完井等作业，被誉为“万能作业”设备，使用连续油管作业机作业同使用常规油管作业相比，具有节省作业时间、减少地层伤害、作业安全可靠等优点，在油气勘探与开发中发挥越来越重要的作用。 随着勘探开发的不断深入，一批深井超深井陆续出现，对井下作业技术提了出了越来越高的要求，为适应工作需要，迫切需要超长度、大管径、高强度连续油管，为此开发了 D50.8m m X6500M连续油管装置并投入使用。 关键字：连续油管，修井，增产措施 一.连续油管装置设备主要规格及技术参数 （一）.连续油管装置技术参数 D50.8m m X6500M连续油管作业装置是一种移动式液压驱动的用于起下连续油管和运输连续油管的设备，主要由连续油管、液压注入头、井口防喷系统、液压动力系统等组成。 1.D50.8m m连续油管装置整体技术参数 ⑴ 最大容管量： D50.8m m×6500m(2″ ×6500m) ⑵ 最大工作压力： 103M P a ⑶ 最大起下速度： 60m/m i n
连续油管作业场地工操作规程 6.1场地工岗位安全操作规程 6.1.1常规作业操作规程 （1）出车前的准备工作 ①勘查井场现场，根据井场空地情况，确定作业机合理的安装位置和方向。 ②对井场进车路线、随车吊支腿和注入头支腿安放位置进行平整夯实。现场、行车路线勘察；配合车辆、现场施工地锚由配合作业队伍完成。 ③检查连续管与其他作业设备连接的接头型式、采油树与防喷器的接口尺寸。 ④出车前对设备各润滑点进行加油、保养，备好油箱燃油 ⑤出车前检查滚筒，注入头固定情况。滚筒是否用绳卡固定好、注入头定位销是否齐全。 ⑥仔细阅读施工设计书，熟练掌握操作规程。 ⑦对于本次作业所需的工具、工装及相关资料认真清查，做好充分准备。 （2）注入头井口安装 ①取掉注入头四条立柱上的固定销子，将注入头安装在防喷器上，将注入头与防喷器整体吊起至井口并连接好。与此同时，台上操作人员调整排管器的高度，使其与注入头鹅颈管的高度相适应。 ②调节注入头指重传感器支撑螺栓，使注入头自然落在指重传感器上，注入头驱动支架处于水平状态；放尽传感器管线中的气体；调节传感器端两个可调锁紧顶丝，使得当泵入液压油时，传感器接触盘刚好与注入头压盘接触，连接传感器电缆线。
③连接防喷盒、防喷器、注入头速度和深度传感器、指重传感器信号线及液压管线。 ④仔细检查所有液压管线、注入头、防喷器、防喷盒润滑管线软管上编号与接头面板上序号是否相同，观察并调整深度传感器、载荷传感器的初始值，做好记录。 ⑤平整井口地面，支好注入头四条支腿，在注入头两侧的三个方向拉绷绳，应就近拉在井架、作业机梁上，必要时可打地锚。 ⑥调整滚筒摆位角度和方向，确保注入头的鹅颈管与滚筒中心对正。 ⑦将导向器上的压轮和排管器润滑盒合拢连接好。 （3）穿管 ①将管卡卡在与连续管头部3.5~5m处，用5T以上吊带缠住连续管头部管卡，并将吊带的一头挂在吊车大钩上。打开润滑盒，用随车吊从滚筒上拉出连续管，同时下放或升高排管器，保证连续管平滑过渡。并连续管引过防喷盒，确保无连接错误。 ②将注入头方向控制阀扳到中间位置，逆时针旋转滚筒控制阀使其处于中位。 ③地面操作人员用连续管卡子将伸出注入头的连续管卡住，操作人员系好安全带到滚筒上，卸掉排管器前部连续管上的限位卡子。 ④检查导向器的安装位置，确保连续管对中注入头链条和夹持块中心；肉眼观察连续管进入链条以及从链条进入防喷盒的情况，正常情况下连续管应自然弯曲进入链条中心，不应存在“S”型弯曲。 ⑤用吊车吊起注入头，启动注入头马达，调整连续管出防喷盒长度，根据情况将井下工具或上半部分与连续管相连为一体。
第六章复杂条件下的开采技术 第二节油井防蜡与清蜡
结蜡现象：对于溶有一定量石蜡的原油，在开采过程中，随着温度、压力的降低和气体的析出，溶解的石蜡便以结晶体析出、长大聚集并沉积在管壁等固相表面上，即出现所谓的结蜡现象。 6.2.1影响结蜡的因素 1.油井结蜡的过程 (1)当温度降至析蜡点以下时，蜡以结晶形式从原油中析出； (2)温度、压力继续降低，气体析出，结晶析出的蜡聚集长大形成蜡晶体； (3)蜡晶体沉积于管道和设备等的表面上。 原油对蜡的溶解度随温度的降低而减小，当温度降低到原油对蜡的溶解度小于原油的含蜡量的某一值时，原油中溶解的蜡便开始析出，蜡开析始出时的温度称为蜡的初始结晶温度或析蜡点。 2.影响结蜡的因素 （1）原油的性质及含蜡量 （2）原油中的胶质、沥青质 （3）压力和溶解气油比 （4）原油中的水和机械杂质 （5）液流速度、管壁粗糙度及表面性质 3.油井防蜡方法 （1）阻止蜡晶的析出 （2）抑制石蜡结晶的聚集 （3）创造不利于石蜡沉积的条件 4.具体防蜡方法 （1）油管内村和涂层防蜡 （2）化学防蜡（通过向井筒中加入液体化学防蜡剂或在抽油泵下的油管中连接上装有固体化学防蜡剂的短节，防蜡剂在井筒流体中溶解混合后达 到防蜡的目的） （3）磁防蜡技术 5.油井清蜡方法 （1）机械清蜡（用专门的工具刮除油管壁上的蜡，并靠液流将蜡带至地面
的清蜡方法。） （2）热力清蜡 （3）微生物清蜡 6．清蜡操作： 三、油井清蜡方法 在含蜡原油的开采过程中，虽然可采用各类防蜡方法，但油井仍不可避免地存在有蜡沉积的问题。蜡沉积严重地影响着油井正常生产，所以必须采取措施将其清除。 目前油井常用的清蜡方法根据清蜡原理可分为机械清蜡和热力清蜡两类。 图8-16 机械清蜡示意图 1—绞车；2—钢丝；3—防喷管；4—采油树； 5—套管；6—油管；7—刮蜡片 (一)机械清蜡 机械清蜡是指用专门的工具刮除油管壁上的蜡，并靠液流将蜡带至地面的清蜡方法。在自喷井中采用的清蜡工具主要有刮蜡片和清蜡钻头等。一般情况下采用刮蜡片；但如果结蜡很严重，则用清蜡钻头；结蜡虽很严重，但尚未堵死时用麻花钻头；如已堵死或蜡质坚硬，则用矛刺钻头。 自喷井的机械清蜡如图8-16所示,是利用地面绞车，绕在绞车滚筒上的钢丝穿过滑轮后将清蜡工具经防喷管下到油管中，并在油管结蜡部位上下活动，将蜡沉积刮除，由液流携带出井筒。也曾使用过依靠上升液推动和自重下行的自动清蜡器。
金属焊接大作业（2013-2014学年第一学期）学院 石油工程学院 专业班级储运11101班 学生姓名戚本杨 学号/序号201100961 / 28
目录 第一节：连续油管性质 (3) 第二节:油管焊前准备 (4) 第三节：焊接方法选用 (6) 第四节：焊接工艺特点 (7) 第五节：焊接技术要求 (9) 第六节：油管焊接过程 (11) 第七节：油管焊接应用与发展 (13)
连续油管焊接 摘要：连续油管焊接技术作为20世纪90年代国外大力研究和发展起来的热门钻井技术之一，是石油天然气勘探开发中一项具有广泛应用价值的先进技术。在连续油管技术的生产应用中,管体失效、损伤等情况出现时，都需要采用焊接方法解决。于用螺纹连接下井的定尺常规而言的，一般几百米至几千米，又称为挠性油管、蛇形管或盘管。 连续油管的管一管现场对接焊技术是连续油管技术中不可或缺的关键技术之一。国外对于连续油管生产应用中的焊接核心技术严密封锁，现有的国外可供参考的连续油管焊接文献很少。国外连续油管生产和应用中可能采用活性气体保护焊、钨极氩弧焊、等离子弧焊等焊接方法。本文主要介绍油管的焊接方法，工艺，以及应用。 Abstract:the coiled tubing welding technology to study abroad in the 1990 s and developed one of the hot drilling technology, is a widely used in oil and gas exploration and development of a value of advanced technology. In the production of coiled tubing technology applications, the tube body failure, the circumstance such as damage occurs, all need welding method is used to solve. Under with threaded connections from the perspective of the scale of conventional Wells, generally a few hundred meters to thousands of meters, also known as flexible tubing, coil, or coil. Coiled tubing at the scene of the （一）连续油管性质 连续油管是一种单根长度达几千米并可反复弯曲、实现多次塑性变形的连续油管 新型石油管材。连续油管主要用于油阳修井、测井、钻井、完井等作业，也可作为管线管应用于质井场或海洋的油气输送。由于连续油管作业的多样性、快捷性和可靠性，连续油管是连续油管作业中的关键部件，由于在作业中要反复弯曲变形，并承受井下高温、高压和腐蚀介质、固体流体介质的冲蚀，以及拉、压、扭、弯等复合载荷作用，对其性能和质量要求高，制造技术难度大。被称作“万能作业机”。在国外特别是美国、加拿大等国家。连续油管已成为油田作业中必不可少的石油装备连续油管的概念最早起源于第二次世界大战时期，当时盟军为实现快速敷设海上油管线，将一根根短管通过焊接方式对接起来并缠绕在滚筒上．可在海上快速打开，用于燃油供给。 1962年，美国加利福尼亚石油公司和Bowen公司研制出了世界上第一台连续油