CN106202716B - 一种油田产油井热洗参数优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油田产油井热洗参数优化方法，包括以下步骤：(1)、基于油井现场的采油工艺参数确定油井井筒内结蜡区域分布规律；(2)、确定井筒在不同洗井温度及排量下的热洗水温度分布情况；(3)、确定不同洗井阶段热洗工艺参数选择的条件要求；(4)、根据步骤(3)得到的条件要求优化得到不同洗井阶段的工艺参数。该方法既能有效保证油井的热洗清蜡效果，又能有效减轻洗井液对地层的污染。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发过程中油井热洗作业技术领域，特别涉及一种油田产油井热洗参数优化方法。
背景技术
随着油田开发，原油中蜡的析出增加,造成抽油机负荷加重。在生产现场,解决蜡影响的有效手段是油井高温热洗,即通过向井筒环形空间内打入热水,利用热水与油、套管间的热传导原理,靠高温将凝析的石蜡融化掉,再经过热水冲刷,把融化掉的石蜡,由泵筒经井口排出,达到化蜡的目的。油井热洗是保持油井正常生产最常用的维护措施之一，可以有效防止油井结蜡造成的管杆卡，降低抽采设备负荷，冲洗地面管线，提高系统效率，延长油井免修期，减少作业次数，降低开采成本。一旦热洗质量无法保证，那么因蜡卡等原因造成的油井躺井就会大幅度上升。因此，如何确保油井热洗质量是保证油田正常生产、保持产量稳定的重要课题。
CN 104213873 A公开了一种油井空心杆洗井温度的确定方法，该方法借助数学模型、计算回归、检验等手段，建立热洗车出口温度与热洗井井口出油温度之间的线性关系，克服了现场技术人员利用空心杆洗井装置对油井进行热洗时热洗温度的确定凭经验进行的弊端，但该方法仅适用于油井空心杆洗井温度的确定，并未对油井热洗的另一关键参数——洗井排量的优化有所涉及。
刘学民等发表在2014年第3期《石油石化节能》上的《结蜡井热洗参数优化的现场实验分析》一文为提高结蜡井的热洗效果，提出了相应的热洗工艺参数的调整措施：热洗开始时适时调大生产参数加大液量，提高冲刷效果，热洗一段时间后及时将参数调回，洗井过程中的参数调整有效缩短洗井过程的“排蜡排水期”，但因其油井的结蜡情况及热洗过程中的温度分布情况不明确，无法进行针对性的热洗参数优化。
程惠玲等发表在2012年第7期《中国石油和化工标准与质量》上的《桥口油田低产低能井管理方法探讨》一文提出了一种新型的热力清蜡技术为低压力小排量热力清蜡技术，即对低产、低能井应用高温蒸汽热洗，使用小排量注入，该技术可实现提高低产井热洗效果、增加油井高效生产时间的目的，但仅限于解决低产井热洗中存在的难题，具有一定的应用局限性。
油井热洗参数优化是实现热洗质量提高的关键，目前，油井热洗参数优化主要存在以下两方面的问题：
一是油井的结蜡点位置不能准确判断。不同油藏埋深、产液量、含水率的采油井，具有不同的结蜡规律和井筒结蜡点，且具有较大的差异性。目前，采油井结蜡点位置主要依据现场作业资料记录情况进行粗略判断，若缺少现场作业资料，油井的结蜡点位置则不能准确判断，导致油井热洗工艺参数设计缺少依据，从而影响油井热洗过程中的清蜡效果。
二是油井热洗温度、排量等大多根据现场经验确定，缺乏对个体性差异的考虑，无法保证洗井液到达结蜡段位置时热洗介质温度高于熔蜡温度，进而出现热洗参数选择不合适导致达不到预期清蜡效果，甚至油井蜡卡，以及大量入井液进入地层，造成储层污染，致使洗井结束后，油井不出油，洗井恢复期长，影响油井产量。
发明内容
本发明的目的在于克服上述现有技术存在的不足，提供一种油田产油井热洗参数优化方法，该方法既能有效保证油井的热洗清蜡效果，又能有效减轻洗井液对地层的污染。
一种油田产油井热洗参数优化方法，包括以下步骤：
(1)、基于油井现场的采油工艺参数确定油井井筒内结蜡区域分布规律；
(2)、确定井筒在不同洗井温度及排量下的热洗水温度分布情况；
(3)、确定不同洗井阶段热洗工艺参数选择的条件要求；
(4)、根据步骤(3)得到的条件要求优化得到不同洗井阶段的工艺参数。
优选地，所述步骤(1)包括如下步骤：
1)、输入采油工艺参数计算得到油井正常生产时井筒温度分布曲线；
2)、输入原油的析蜡温度，结合油井正常生产时井筒温度分布曲线确定油井的结蜡区域。
优选地，所述步骤(2)包括如下步骤：
1)、确定油井热洗过程中环空内热洗水与油管内产液的温度分布规律；
2)、输入采油工艺参数及洗井工艺参数计算得到油井热洗过程中环空内热洗水与油管内产液的具体温度分布。
优选地，所述步骤(3)中的条件要求为：
a.替液阶段：洗井液到达结蜡井段时温度必须高于原油析蜡温度5℃以上，以防止洗井液温度在结蜡井段或结蜡井段以下出现析蜡加剧现象。
b.提温熔蜡阶段：洗井液灌满井筒后，该阶段洗井液到达结蜡井段时温度应保证达到原油的熔蜡温度以上，即至少高于原油析蜡温度10℃以上，在确保保证清蜡效果的基础上，选择低排量连续向油套环空内注入洗井液，以减少洗井液向低地层压力储层漏失。在热洗过程中每20min记录一次泵压、上下行电流变化情况、井口出液情况。
c.排蜡阶段：待油井熔蜡基本结束，泵压稳定，连续2次电流没有明显变化时，保持热洗液温度不变或适当降低热洗液温度，提高洗井液排量进行冲洗排蜡，直至油管畅通。
优选地，所述采油工艺参数包括油管内径、油管外径、套管内径、套管外径、水泥环外径、地层外径、泵径、冲程、冲次、井深、下泵深度、日产液量、日产油量和含水率。
本发明提供的油田产油井热洗参数优化方法具有以下有益效果：①实现了准确预测油井井筒结蜡点的分布规律，热洗工艺参数优化设计针对性强；②针对不同油藏埋深、日产液、含水率的油井，直观显示出油井热洗过程中井筒温度场分布情况，提出适用于不同油井产况的热洗工艺参数，可提高油井热洗质量，有效保证油井的热洗清蜡效果；③可快速有效建立热洗温度场，每次洗井节约洗井液量10m3以上，有效减轻洗井液对地层的污染；④克服了现场技术人员对油井进行热洗时热洗参数确定凭经验进行的弊端，节省油井热洗井所需燃料。
附图说明
图1为本发明油田产油井热洗参数优化方法的流程框图；
图2为油井正常生产时井筒温度分布曲线和析蜡点位置；
图3为油井生产过程和热洗清蜡过程中井筒温度场分布曲线。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步的详细说明。
请参考图1，本发明所提供的一种油田产油井热洗参数优化方法，具体包括如下步骤：
一、确定油井析蜡点的计算方法，对油井结蜡分布规律进行预判。
不同油藏埋深、产液量、含水率的采油井，具有不同的结蜡规律和井筒结蜡点；同一采油井在不同的生产状况下，油井的结蜡特点也会随之变化。本发明建立了油井正常生产时井筒内原油的温度场分布模型，在此基础上，结合原油析蜡温度，便可计算得到在某一产况下油井的析蜡点及其结蜡分布规律，具体方法如下：
1、据油井的油藏埋深、产液量、含水率等生产参数计算油井生产过程中原油在不同井深位置时的温度(即油井正常生产时井筒的温度分布)，计算公式如下:
上式中：t—井筒内任意点的液体温度，单位为℃；t地1—油层温度，同一油田的同深度处温度基本一致，单位为℃；h—所求点井筒高度(距井底的高度)，单位为m；D—套管外径，单位为m；G—液体质量流量，单位为kg/s；C—液体比热，单位为J/(kg·℃)；GC＝G油C油+G水C水，C油＝4200J/(kg·℃)，C水＝2100J/(kg·℃)；m—地温梯度，地质学上一般认为m＝0.03℃/m，由于地温有异常区，故不同地区m亦不同；K—总传热系数，K值计算较复杂，本发明中所涉及的K采用如下简化计算方法：
井筒流体向周围地层岩石传热必须克服油管壁、油套环空、套管壁和水泥环产生的热阻。因此总传热系数即为个串联热阻的总热阻的倒数，于是有：
K＝R-1＝(R1+Re)-1 (2)
上式中：R1—为油管流体与油套环空流体之间的单位长度导热热阻，即主要由管内对流换热热阻，油管壁导热热阻和油管外壁到油套环空对流换热热阻三部分组成；Re—为环空流体与地层岩石之间的单位长度导热热阻，即主要由环空流体到套管内壁面的对流换热热阻，套管壁导热热阻，水泥导热热阻和地层岩石的导热热阻四部分组成；rti—油管内半径；m；rto—油管外半径，m；kt—油管导热系数，W/(m·℃)；ht—油管流体与油管内壁面之间的对流换热系数，W/(m2·℃)；han—油套环空流体与油管外壁面之间的对流换热系数，W/(m2·℃)；rci—套管内半径，m；rco—套管外半径，m；rh—水泥环外半径，m；kcas、kcem—套管、水泥环的导热系数，W/(m·℃)；Rsurr—地层岩石热阻，(W/(m·℃))-1，把水泥环外壁到地层岩石的导热过程视为稳态传热的地层热阻计算公式为：
2、输入原油的析蜡温度，在第一步得到的油井正常生产时原油井筒温度分布图上计算得到该油井的析蜡位置，对油井井筒内的结蜡情况进行预判。如图2所示，以井深1560m，下泵深度为1402m，产液量10t/d，含水率70％的生产井为例，计算在生产过程中原油在不同井深位置时的温度，并绘制油井温度随井身位置的温度曲线。已知原油析蜡温度为45℃，由此结合图1计算得到该油井析蜡点位置在620m，油井在生产过程中随着采出液的温度逐渐降低的过程中，蜡会不断析出。
二、针对不同油藏埋深、日产液、含水率的油井，设计出有针对性的热洗工艺参数的技术方法。
影响油井热洗清蜡效果的最重要因素是热洗介质在整个井筒内的温度分布。显然，要保证清蜡的良好效果，必须使热洗水在结蜡段的温度高于熔蜡温度。若洗井排量、洗井温度等参数选择不合适，热洗介质在整个井筒内各点的温度不一定高于熔蜡温度，致使热洗介质在油井下部不能达到清蜡效果，甚至还有可能将上部熔化的蜡带到下部重新析出。油井热洗井时洗井液向下流动过程中发生的能量传递主要有以下两方面：一是洗井液将热量传递给套管内壁、套管外壁、水泥环及地层；二是洗井液将热量传递给油管、油管内的返回液。热洗经过一定时间后，沿井筒某一深度的径向散热量趋于稳定。基于以上需求，本发明建立了油井热洗过程中的温度场分布的数学模型，直观地显示出油井热洗清蜡过程中的温度场变化情况，进而针对不同油藏埋深、日产液、含水率的油井，在井口温度、排量最优的情况下，提出了具有针对性的经济有效的热洗工艺参数，具体方法如下：
1、洗井过程中井筒温度分布数学模型的建立
本发明所涉及的井筒温度分布模型的建立基于以下假设条件:a.井筒向地层中的散热损失是径向的,不考虑井深方向的传热；b.井筒中的传热是稳态传热；c.井筒中流体比热容的变化不大,对计算影响很小,视为常数,并且不考虑油管、套管、水泥及环空流体的热容量；d.油井产量恒定。
基于以上假设条件，由能量平衡原理建立洗井过程中井筒温度分布模型，能量平衡方程组为：
上式中：W—洗井液体的水当量(流量与比热之积)，W/℃；t—套管内洗井液注入段的温度，℃；θ—油管内洗井液返回段的温度，℃；l—计算点的深度(据井口的深度)，m；K2—油管流体与油套环空流体的传热系数，可由公式(3)得到:K1＝R1 -1，W/(m·℃)；Ke—油套环空内流体与地层之间的传热系数，可由公式(4)得到:Ke＝Re -1，W/(m·℃)；te—沿井筒l处(计算点)地层温度；t0—地表年平均温度(即恒温层温度)，℃；m—地温梯度，℃/m。
建立环空内热洗水与油管内返出液的温度分布数学模型分别为
t＝C1eAl+C2eBl+al+t0 (6)
其中
由2个边界条件求取2个未知参数。
a.在井口处：l＝0，t＝t1，t1为热洗介质井口温度；
b.在泵深LB处，假设套管中注入的热水到达泵时的温度与油管中从泵处抽出的水温相同，即t(LB)＝θ(LB)
由式(6)和(7)可知
EC1＝F (8)
MC2＝N (9)
其中
2、根据油井的油藏埋深、产液量、含水率等生产参数及相关传热系数，利用公式(2)～(9)计算油井热洗过程中环空内热洗水与油管内产液的温度分布情况，即热洗过程中井筒温度分布情况。
三、不同洗井阶段热洗工艺参数选择的条件要求
洗井过程中，需要对不同洗井阶段工艺参数满足的要求做进一步的限定，以获取最优的洗井工艺参数。具体为：
a.替液阶段：洗井液到达结蜡井段时温度必须高于原油析蜡温度5℃以上，以防止洗井液温度在结蜡井段或结蜡井段以下出现析蜡加剧现象。
b.提温熔蜡阶段：洗井液灌满井筒后，该阶段洗井液到达结蜡井段时温度应保证达到原油的熔蜡温度以上，即至少高于原油析蜡温度10℃以上，在确保保证清蜡效果的基础上，选择低排量连续向油套环空内注入洗井液，以减少洗井液向低地层压力储层漏失。在热洗过程中每20min记录一次泵压、上下行电流变化情况、井口出液情况。
c.排蜡阶段：待油井熔蜡基本结束，泵压稳定，连续2次电流没有明显变化时，保持热洗液温度不变或适当降低热洗液温度，适当提高洗井液排量进行冲洗排蜡，直至油管畅通，油井洗井结束。
四、在满足上述条件要求的基础上，优选出最佳工艺参数
如图3所示，采用洗井排量为10m3/h，洗井温度为90℃的热水对油井进行洗井，并绘制热洗过程中套管进入液、油管返出液的温度分布情况曲线。从图2中可以看出在热洗过程中，洗井液由进入油套环空到深井泵吸入口，是一个降温过程；在油管中，洗井液从泵吸入口在到井口是一个升温过程。在套管环空或油管内返回的热洗水到达一定深度后，其温度低于蜡的熔蜡温度；当深度进一步增加时，热洗液的温度甚至低于该处的地层温度。油管中的温度在整个井深位置上的温度都高于熔蜡温度(55℃)，说明熔蜡阶段采用10m3/h，90℃的热水是可以达到预期清蜡效果。
以下结合实施例对本发明作进一步说明。
实施例1
1、油井基本参数：油管内径0.062m，油管外径0.073m，套管内径0.124m，套管外径0.14m，水泥环外径0.216m，地层外径0.8m(以上均为直径)；
2、传热相关参数：油管导热系数43W/(m·℃)，套管导热系数43W/(m·℃)，水泥环导热系数0.933W/(m·℃)，地层岩石导热系数1.73W/(m·℃)，油的比热容4200J/(kg·℃)，水的比热容2100J/(kg·℃)，地表温度20℃，地温梯度0.03℃/m；
3、油井生产参数：泵径0.038m，冲程*冲次为3*3；井深1560m，下泵深度1402m，日产液量10.2t/d，日产油量1.9t/d，含水率为81％。
4、根据以上相关参数，利用公式(1)～(4)可计算得到生产过程中井筒在不同位置的温度分布，计算结果如表1所示。
表1正常生产过程中井筒随井深的温度变化
5、已知原油析蜡温度为45℃，由此结合以上计算结果可求得该油井井筒内析蜡位置在650m，油井在生产过程中随着采出液的温度逐渐降低的过程中，蜡会不断析出，即预判该油井井筒内结蜡段为0～650m。
6、根据以上相关参数，利用公式(2)～(9)分别计算不同洗井排量、洗井温度时油井结蜡段油管内返出液温度随井深的变化情况，计算结果列于表2中。
表2不同洗井排量、温度时油管返出液在结蜡段(0～650m)温度
7、不同洗井阶段油井热洗参数优化及现场洗井情况
结合表2计算结果确定不同洗井阶段油井热洗工艺参数，并根据热洗参数优化结果进行油井洗井作业，相关数据列于表3中。
表3不同洗井阶段油井热洗参数优化及现场洗井情况
油井洗井时，替液阶段和熔蜡阶段热洗参数的优化均遵循既要保证热洗水到达结蜡段位置满足其温度要求，又要保证其采用较小排量，以实现在保证清蜡效果的前提下达到节省油井热洗井所需燃料和减轻洗井液对地层污染的目的，克服了现场技术人员对油井进行热洗时热洗参数确定凭经验进行的弊端。
以熔蜡阶段为例，根据表2计算结果可知，该阶段采用洗井温度90℃、洗井排量10m3/h和洗井温度80℃、洗井排量12m3/h两套热洗参数均可满足洗井液到达结蜡井段时温度至少高于原油析蜡温度10℃以上的要求，均可实现较好的清蜡效果，但后一种热洗参数，洗井排量较高，以造成过多洗井液进入地层，致使洗井结束后全水采油期长，甚至油井产量得不到恢复，因此熔蜡阶段最佳洗井参数为：洗井温度90℃、洗井排量10m3/h。
排蜡阶段则要求保持热洗液温度不变或适当降低热洗液温度，同时适当提高洗井液排量进行冲洗排蜡，直至油管畅通，因此排蜡阶段的最佳洗井参数为：洗井温度90℃、洗井排量12m3/h。
8、油井热洗效果分析
油井热洗前后最大载荷由57.75kN降低至42.22kN，载荷恢复至正常水平，表明实现了较好的清蜡效果。与常规热洗相比，该技术可节约洗井液12m3，有效减轻洗井液对地层的污染，油井热洗后产量恢复周期由10天至缩短4天。
实施例2
1、油井基本参数参照具体实施例1；
2、传热相关参数参照具体实施例1；
3、油井生产参数：泵径0.038m，冲程*冲次为3*3；井深2153m，下泵深度1921m，日产液量5.1t/d，日产油量4t/d，含水率为17％。
4、根据以上相关参数，利用公式(1)～(4)可计算得到生产过程中原油在不同井深位置时的温度，计算结果如表4所示。
表4正常生产过程中井筒随井深的温度变化
5、已知原油析蜡温度为45℃，由此结合以上计算结果可求得该油井井筒内析蜡位置在770m，油井在生产过程中随着采出液的温度逐渐降低的过程中，蜡会不断析出，即预判该油井井筒内结蜡段为0～770m。
6、根据以上相关参数，利用公式(2)～(9)分别计算不同洗井排量、洗井温度时油井结蜡段油管内返出液温度随井深的变化情况，计算结果列于表5中。
表5不同洗井排量、温度时油管返出液在结蜡段(0～770m)温度
7、不同洗井阶段油井热洗参数优化及现场洗井情况
结合表5计算结果确定不同洗井阶段油井热洗工艺参数，并根据热洗参数优化结果进行油井洗井作业，相关数据列于表6中。
表6不同洗井阶段油井热洗参数优化及现场洗井情况
8、油井热洗效果分析
油井热洗前后电流和载荷均恢复至正常水平，表明实现了较好的清蜡效果。与常规热洗相比，采用优化的油井热洗参数洗井节约洗井液16m3，有效减轻洗井液对地层的污染，油井热洗后产量恢复周期由7天至缩短2天。
实施例3
1、油井基本参数参照具体实施例1；
2、传热相关参数参照具体实施例1；
3、油井生产参数：泵径0.038m，冲程*冲次为3*3；井深1240m，下泵深度1060m，日产液量7.6t/d，日产油量3.9t/d，含水率为48.7％。
4、根据以上相关参数，利用公式(1)～(4)可计算得到生产过程中原油在不同井深位置时的温度，计算结果如表7所示。
表7正常生产过程中井筒随井深的温度变化
5、已知原油析蜡温度为45℃，由此结合以上计算结果可求得该油井井筒内析蜡位置在710m，油井在生产过程中随着采出液的温度逐渐降低的过程中，蜡会不断析出，即预判该油井井筒内结蜡段为0～710m。
6、根据以上相关参数，利用公式(2)～(9)分别计算不同洗井排量、洗井温度时油井结蜡段油管内返出液温度随井深的变化情况，计算结果列于表8中。
表8不同洗井排量、温度时油管返出液在结蜡段(0～710m)温度
7、不同洗井阶段油井热洗参数优化及现场洗井情况
结合表8计算结果确定不同洗井阶段油井热洗工艺参数，并根据热洗参数优化结果进行油井洗井作业，相关数据列于表9中。
表9不同洗井阶段油井热洗参数优化及现场洗井情况
8、油井热洗效果分析
油井热洗前后电流和载荷均恢复至正常水平，表明实现了较好的清蜡效果。与常规热洗相比，采用优化的油井热洗参数洗井节约洗井液10m3，有效减轻洗井液对地层的污染，油井热洗后产量恢复周期由11天至缩短3天。
以上对本发明所提供的一种油田产油井热洗参数优化方法进行了详细介绍。本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的核心思想。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干改进和修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求的保护范围内。
Claims (3)
1.一种油田产油井热洗参数优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)、基于油井现场的采油工艺参数确定油井井筒内结蜡区域分布规律，包括如下步骤：
1)、输入采油工艺参数计算得到油井正常生产时井筒温度分布曲线，计算公式为：
其中，t井筒—井筒内任意点的液体温度，单位为℃；t地1—油层温度，单位为℃；h—所求点井筒高度，单位为m；D—套管外径，单位为m；G—液体质量流量，单位为kg/s；C—液体比热，单位为J/(kg·℃)；GC＝G油C油+G水C水，C油＝4200J/(kg·℃)，C水＝2100J/(kg·℃)，m—地温梯度；K—总传热系数；
2)、输入原油的析蜡温度，结合油井正常生产时井筒温度分布曲线确定油井的结蜡区域；
(2)、确定井筒在不同洗井温度及排量下的热洗水温度分布情况，包括如下步骤：
1)、确定油井热洗过程中环空内热洗水与油管内产液的温度分布规律，其中，
环空内热洗水的温度分布模型为：
t＝C1eAl+C2eBl+al+t0 (6)
油管内返出液的温度分布模型为：
其中，a＝m
由2个边界条件求取2个未知参数：
a.在井口处：l＝0，t＝t1，t1为热洗介质井口温度；
b.在泵深LB处，假设套管中注入的热水到达泵时的温度与油管中从泵处抽出的水温相同，即t(LB)＝θ(LB)
由式(6)和(7)可知
EC1＝F (8)
MC2＝N (9)
其中
式中：W—洗井液体的水当量，W/℃；l—计算点的深度；K1＝R1 -1，W/(m·℃)，R1为油管流体与油套环空流体之间的单位长度导热热阻；Ke—油套环空内流体与地层之间的传热系数，W/(m·℃)；t0—地表年平均温度，℃；m—地温梯度，℃/m；
2)、输入采油工艺参数及洗井工艺参数计算得到油井热洗过程中环空内热洗水与油管内产液的具体温度分布；
(3)、确定不同洗井阶段热洗工艺参数选择的条件要求；
(4)、根据步骤(3)得到的条件要求优化得到不同洗井阶段的工艺参数。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(3)中的条件要求为：
a.替液阶段：洗井液到达结蜡井段时温度必须高于原油析蜡温度5℃以上，以防止洗井液温度在结蜡井段或结蜡井段以下出现析蜡加剧现象；
b.提温熔蜡阶段：洗井液灌满井筒后，该阶段洗井液到达结蜡井段时温度应保证达到原油的熔蜡温度以上，即至少高于原油析蜡温度10℃以上，在确保保证清蜡效果的基础上，选择低排量连续向油套环空内注入洗井液，以减少洗井液向低地层压力储层漏失，在热洗过程中每20min记录一次泵压、上下行电流变化情况、井口出液情况；
c.排蜡阶段：待油井熔蜡基本结束，泵压稳定，连续2次电流没有明显变化时，保持热洗液温度不变或适当降低热洗液温度，提高洗井液排量进行冲洗排蜡，直至油管畅通。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述采油工艺参数包括油管内径、油管外径、套管内径、套管外径、水泥环外径、地层外径、泵径、冲程、冲次、井深、下泵深度、日产液量、日产油量和含水率。
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