CN109339765B - 一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，步骤如下：根据给定目标井正常生产时的产液量、管柱特征及电泵机组参数、并初始假定清蜡周期时间，迭代计算该周期内由井口向下沿程井筒温度剖面、沿程井筒结蜡量和泵排出口井筒流体压力，该周期内由井底向上泵吸入口井筒流体压力，结合电泵特性曲线可反推流经电泵的产液量，直至计算结蜡影响条件下的初始产液量与根据电泵特性曲线反推产液量数值相近结束。最后迭代计算当前有效产液量与初始产液量相比，若满足初始设定的临界干扰产量百分比目标计算结束。本发明方法解决了海上电泵结蜡井清蜡周期准确预测的难题，可指导油田现场结蜡井生产制度的制定。
Description
技术领域
本发明涉及油田开采技术，特别涉及一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法。
背景技术
渤海稠油油田具有含蜡量高析蜡温度高的特点，析蜡点温度高于30℃的油田数量占64.3％。开发中出现井筒结蜡问题，油井结蜡严重表现为井口油压下降、产能低、电泵效率下降、井筒易堵塞等特征。以渤海X油田为例，共有23口井，开井15口，结蜡较严重的井有7口。为了缓解结蜡的影响，先后进行了加热车通井、隔热油管、清防蜡化学药剂、空心杆电加热等清防蜡工艺措施，平均清蜡周期113天，频繁的清防蜡作业增加了作业成本，影响油井生产时效，无法有效释放产能，严重影响了油田开发效益。因此深入研究油井结蜡机理，做到准确预测清蜡周期可对提高结蜡油井生产时效有重要指导意义。
1987年，张长勇给出输油管道清蜡周期计算方法。1990年，胡宣文利用大港油田结蜡井数据回归出适用于特定区块的抽油机井的清蜡周期计算公式。2003年，王利中给出一种基于经验的抽油机井清蜡周期预测方法。2013年，宣英龙等人给出适用于抽油机井的结蜡预测和清蜡周期预测方法。以上清蜡周期预测方法多基于抽油机举升工艺方式所建立的，所建立的清蜡周期计算方法未考虑到井型、温度、压力、气油比、结蜡剖面及产液量等因素相互影响。
现有方法无法满足海上电泵井举升的结蜡油井的动态结蜡剖面预测和清蜡周期的预测。为此，有必要给出一套准确的预测井筒动态结蜡剖面和清蜡周期的计算方法，用于指导结蜡油井生产制度的制定和清防蜡工艺的优选，提高结蜡油井的平稳运行时间。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术中的不足，提供一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，可以准确预测海上油田电泵井沿程井筒结蜡动态剖面和清蜡周期。解决了海上电泵结蜡井清蜡周期准确预测的难题，可有效指导现场结蜡井生产制度的制定，提高油藏动态分析人员对结蜡井的预测及分析能力。
本发明所采用的技术方案是：一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，包括以下步骤：
步骤一：给定目标井正常生产时的产液量Ql、管柱特征及电泵机组参数；
步骤二：初始令清蜡周期时间步长为△t，并赋值清蜡周期t＝△t；
步骤三：令清蜡周期t末期，赋值产液量Qm＝Ql；
步骤四：按照产液量Qm，清蜡周期t，由井口向下计算该周期内沿程井筒温度剖面T和沿程井筒结蜡量；
步骤五：按照产液量Qm，清蜡周期t，由井口向下计算至泵排出口井筒流体压力Pout；
步骤六：按照产液量Qm，清蜡周期t，根据井底流压Pwf由井底向上计算至泵吸入口井筒流体压力Pin；
步骤七：根据泵排出口井筒流体压力Pout和泵吸入口井筒流体压力Pin，计算泵实际提供有效扬程Hm；
步骤八：结合目标井实测电泵特性曲线，计算流经电泵流体的流量Qn；
步骤九：判断|Qn–Qm|＜ε是否成立，其中ε为误差精度；若不成立，赋值Qm＝(Qn+Qm)/2，重复步骤四至步骤八；若成立，记临界干扰产液量Qt＝Qn为当前有效产液量并执行步骤十；
步骤十：判断Qt/Ql＜η是否成立，其中η为定义的临界干扰产量百分比，计量单位为％；若不成立，赋值t＝t+△t，重复步骤三至步骤九；若成立，计算结束，得到最终的临界干扰产液量Qt，此时求得的清蜡周期t即为预测的动态清蜡周期。
进一步的，所述步骤四中沿程井筒结蜡量，利用下式计算：
式中，dWd/dt为单位时间内由分子扩散而沉积的溶解蜡的质量，kg/s；Ds为含水率修正系数，用实验方法确定；ρs为蜡晶密度，kg/m3；A为蜡沉积表面积，m2；μ为流体的粘度，mPa·s；Ch为单位换算系数，Ch＝0.8267578；Tt为管壁温度，℃；V为井筒流体的体积流量，由产液量Qm换算得到，m3/s；ρl为井筒流体的密度，kg/m3；Cp为井筒流体的定压比热，kJ/(kg·℃)；k为井筒流体的热传导系数，kJ/(m·s·℃)；d为油管直径，m；dT/dL为井筒轴向温度梯度，℃/m；dWs/dt为单位时间内因石蜡晶体剪切扩散而发生沉积的蜡晶的质量，kg/s；γ为剪切速度，s-1；Cs为单位换算系数，Cs＝35.31467；Tc为蜡的初始结晶温度，℃；dWe/dt为单位时间剥蚀与老化作用损失的蜡质质量，kg/s；De为蜡层冲刷和老化的经验系数，无因次；Dd为流量修正系数，用实验方法确定；dc/dT为管壁处蜡晶溶解度系数，10-3/℃；dT/dr为径向温度梯度，℃/m；fw为含水率，％；dW/dt为单位时间内总井壁结蜡重量，kg/s。
其中，所述的含水率修正系数Ds按照室内实验测试结果进行修正，修正结果为a＝-1.926，b＝8.81：即：Ds＝-1.926ln(fw)+8.81。
其中，所述的流量修正系数Dd按照室内实验测试结果进行修正，修正结果为c＝5.232，d＝0.9825，n＝1.2：即：Dd＝5.232+0.9825γ1.2。
其中，所述的单位时间内总井壁结蜡重量dW/dt按照室内实验测试结果进行修正，修正结果为e＝2.922，f＝1.328：即：
进一步的，所述步骤九中临界干扰产液量Qt定义为：因生产管柱结蜡使油井产量下降至正常生产所允许的最低临界产量时，此时所对应的产量为临界干扰产液量。
进一步的，所述步骤十中临界干扰产量百分比η定义为：
式中，Qt为临界干扰产液量，m3/d；Ql为目标井正常生产时的产液量，m3/d；η为临界干扰产量百分比，％。
进一步的，所述步骤十中动态清蜡周期定义为：产液量下降至临界干扰产液量Qt时对应的清蜡周期t为动态清蜡周期。
本发明的有益效果是：
(1)本发明中，首次提出了临界干扰产量百分比，临界干扰产液量，临界干扰结蜡量为和清蜡周期的概念，为新方法的建立提供理论支撑。
(2)本发明中，所建立的清蜡周期预测方法运用节点系统分析理论，综合考虑结蜡厚度、温度、压力与产能之间的相互作用，建立一种新的清蜡周期预测方法，该方法可实现多参数敏感性分析与预测。
(3)本发明中，所建立的海上电泵生产结蜡油井的清蜡周期预测方法，以沿程井筒动态结蜡剖面理论为基础，解决了海上电泵结蜡井清蜡周期准确预测的难题。
(4)本发明中，所建立的清蜡周期预测新方法计算结果与油井实际清蜡周期对比其精度满足现场需求，可有效指导现场结蜡井生产制度的制定，提高油藏动态分析人员对结蜡井的预测及分析能力。
附图说明
图1为本发明一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法的计算流程图；
图2为井筒蜡沉积量与含水率修正关系图；
图3为井筒蜡沉积量与流量修正关系图；
图4为井筒蜡沉积量与流体温度修正关系图；
图5-1为本发明中利用动态结蜡剖面预测新方法计算得到的沿程井筒动态结蜡量示意图；
图5-2为本发明中利用动态结蜡剖面预测新方法计算得到的清蜡周期曲线示意图；
图6为本发明的利用动态清蜡周期预测新方法计算得到的典型井清蜡周期预测结果曲线示意图。
具体实施方式
为能进一步了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并配合附图详细说明如下：
本发明提供一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其中结蜡电泵井井设计基础参数见表1和表2所示。
表1目标油田地层流体高压物性参数表
表2结蜡电泵井井设计基础参数表
一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其计算流程图如图1所示，具体包括以下步骤：
步骤S101：给定目标井生产参数(即目标井正常生产时的产液量Ql)、管柱特征及电泵机组参数。
步骤S102：初始令清蜡周期时间步长为△t，并赋值清蜡周期t＝△t，一般推荐取值范围△t∈(0.5天-1.0天)。
步骤S103：令清蜡周期t末期，赋值产液量Qm＝Ql。
步骤S104：按照产液量Qm，清蜡周期t，由井口向下计算该周期内沿程井筒温度剖面T和沿程井筒结蜡量；
其中，沿程井筒温度剖面T按照Ramey方法计算得到；
其中，沿程井筒结蜡量，其计算方法如下式所示：
式中，dWd/dt为单位时间内由分子扩散而沉积的溶解蜡的质量，kg/s；ρs为蜡晶密度，kg/m3；A为蜡沉积表面积，m2；μ为流体的粘度，mPa·s；Ch为单位换算系数，Ch＝0.8267578；Tt为管壁温度，℃；V为井筒流体的体积流量(可将产液量Qm换算为V)，m3/s；ρl为井筒流体的密度，kg/m3；Cp为井筒流体的定压比热，kJ/(kg·℃)；k为井筒流体的热传导系数，kJ/(m·s·℃)；d为油管直径，m；dT/dL为井筒轴向温度梯度，℃/m；dWs/dt为单位时间内因石蜡晶体剪切扩散而发生沉积的蜡晶的质量，kg/s；γ为剪切速度，s-1；Cs为单位换算系数，Cs＝35.31467；Tc为蜡的初始结晶温度，℃；dWe/dt为单位时间剥蚀与老化作用损失的蜡质质量，kg/s；De为蜡层冲刷和老化的经验系数，无因次；dc/dT为管壁处蜡晶溶解度系数，10-3/℃；dT/dr为径向温度梯度，℃/m；fw为含水率，％；
其中，Ds为含水率修正系数，未用室内实验方法进行含水率修正前Ds初值为1。如考虑含水率修正(即为扩散沉积速度修正)，可按照室内实验测试结果进行修正。定义含水率修正关系式为：
Ds＝a×ln(fw)+b (1-4)
实验测试含水率4％，15％，28％，40％，52％，65％条件下井筒蜡沉积量，绘于含水率-井筒蜡沉积量坐标系，并连成曲线，得到实验测试值曲线(如图2
所示)。
对于沿程井筒结蜡量计算公式(1)，式中含有未知数a、b、c、d、e、f、n，在含水率修正中，赋值c＝1，d＝0(当d赋值为0时，n取任何值dγn项均为0)，e＝0、f＝1，此时，式(1)中的式(1-6)
中仅含有未知数a和b，对a和b进行任意值赋值，计算各组a，b值下的dW/dt(由dW/dt即可计算得到井筒蜡沉积量W)，将各组a，b值下的(含水率，井筒蜡沉积量)组值绘于含水率-井筒蜡沉积量坐标系，并连成光滑曲线，取最接近实验测试值曲线的光滑曲线(如图2---所示)所对应的a，b值为修正结果值，修正结果为a＝-1.926，b＝8.81，即：Ds＝-1.926ln(fw)+8.81。
其中，Dd为流量修正系数，未用室内实验方法进行流量修正前c初始值为1、d初始值为0。如考虑流量修正(即为剪切速度修正系数)，可按照室内实验测试结果进行修正。定义流量修正关系式为：
Dd＝c+dγn (1-5)
实验测试流量15m3/d、25m3/d、30m3/d、38m3/d、45m3/d、54m3/d条件下井筒蜡沉积量，绘于流量-井筒蜡沉积量坐标系，并连成曲线，得到实验测试值曲线(如图3
所示)。
对于沿程井筒结蜡量计算公式(1)，式中含有未知数a、b、c、d、e、f、n，在流量修正中，赋值Ds＝1、e＝0、f＝1，此时，式(1)中的式(1-6)
中仅含有未知数c、d和n，对c、d和n进行任意值赋值，计算各组c、d、n值下的dW/dt(由dW/dt即可计算得到井筒蜡沉积量W)，将各组c、d、n值下的(流量，井筒蜡沉积量)组值绘于流量-井筒蜡沉积量坐标系，并连成光滑曲线，取最接近实验测试值曲线的光滑曲线(如图3---所示)所对应的c、d、n为修正结果值，修正结果为c＝5.232，d＝0.9825，n＝1.2，即：Dd＝5.232+0.9825γ1.2。
其中，dW/dt为单位时间内总井壁结蜡重量，kg/s，未用室内实验方法进行温度修正前e初值为0、f初值为1。若按照室内实验测试结果进行修正，参照实验数据利用最小二乘法对沿程井筒结蜡量计算公式(1)进行线性拟合，定义温度修正关系为：
实验测试流体温度12℃、17℃、22℃、27℃、33℃、36℃条件下井筒蜡沉积量，绘于流体温度-井筒蜡沉积量坐标系，并连成曲线，得到实验测试值曲线(如图4
所示)。
对于沿程井筒结蜡量计算公式(1)，式中含有未知数a、b、c、d、e、f、n，在温度修正中，赋值Ds＝1、c＝1、d＝0(当d赋值为0时，n取任何值dγn项均为0)，此时，式(1)中的式(1-6)
中仅含有未知数e和f，对e和f进行任意值赋值，计算各组e，f值下的dW/dt(由dW/dt即可计算得到井筒蜡沉积量W)，将各组e，f值下的(流体温度，井筒蜡沉积量)组值绘于流体温度-井筒蜡沉积量坐标系，并连成光滑曲线，取最接近实验测试值曲线的光滑曲线(如图4---所示)所对应的e，f值为修正结果值，修正结果为e＝2.922，f＝1.328，即：
步骤S105：按照产液量Qm，清蜡周期t，由井口向下计算至泵排出口井筒流体压力Pout；泵排出口井筒流体压力Pout按照Beggs-Brill方法计算。
步骤S106：按照产液量Qm，清蜡周期t，根据井底流压Pwf由井底向上计算至泵吸入口井筒流体压力Pin；泵吸入口井筒流体压力Pin按照Beggs-Brill方法计算。
步骤S107：根据泵排出口井筒流体压力Pout和泵吸入口井筒流体压力Pin，按照电泵举升原理方法计算泵实际提供有效扬程Hm。
步骤S108：结合电泵特性曲线，按照电泵举升原理方法计算流经电泵流体的流量Qn。
步骤S109：若|Qn–Qm|＜ε不成立，赋值Qm＝(Qn+Qm)/2，重复步骤S104至步骤S108，其中ε为误差精度。
步骤S110：若|Qn–Qm|＜ε成立，记临界干扰产液量Qt＝Qn为当前有效产液量，并执行步骤S111。
步骤S111：若Qt/Ql＜η不成立，赋t＝t+△t，重复步骤S103至步骤S110，其中η为定义的临界干扰产量百分比，计量单位为％。
步骤S112：若Qt/Ql＜η成立，得到最终的临界干扰产液量Qt，此时求得的清蜡周期t即为预测的动态清蜡周期。
所述步骤S110至步骤S112中临界干扰产量百分比η，临界干扰产液量Qt，动态清蜡周期，按照如下式定义：
临界干扰产液量Qt：因生产管柱结蜡使油井产量下降至正常生产所允许的最低临界产量时，此时所对应的产量为临界干扰产液量。
临界干扰产量百分比η：临界干扰产液量Qt除以正常生产时的产液量Ql为临界干扰产量百分比η：
式中，Qt为临界干扰产液量，m3/d；Ql为目标井正常生产时的产液量，m3/d；；η为临界干扰产量百分比，％。
动态清蜡周期：产液量下降至临界干扰产液量Qt时对应的清蜡周期t为动态清蜡周期。
按照上述的一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，可计算得到设计成果，见表3、图5-1、图5-2和图6所示。
表3典型井清蜡周期计算结果汇总表。
尽管上面结合附图对本发明的优选实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可以做出很多形式，这些均属于本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：给定目标井正常生产时的产液量Ql、管柱特征及电泵机组参数；
步骤二：初始令清蜡周期时间步长为△t，并赋值清蜡周期t＝△t；
步骤三：令清蜡周期t末期，赋值产液量Qm＝Ql；
步骤四：按照产液量Qm，清蜡周期t，由井口向下计算该周期内沿程井筒温度剖面T和沿程井筒结蜡量；
步骤五：按照产液量Qm，清蜡周期t，由井口向下计算至泵排出口井筒流体压力Pout；
步骤六：按照产液量Qm，清蜡周期t，根据井底流压Pwf由井底向上计算至泵吸入口井筒流体压力Pin；
步骤七：根据泵排出口井筒流体压力Pout和泵吸入口井筒流体压力Pin，计算泵实际提供有效扬程Hm；
步骤八：结合目标井实测电泵特性曲线，计算流经电泵流体的流量Qn；
步骤九：判断|Qn–Qm|＜ε是否成立，其中ε为误差精度；若不成立，赋值Qm＝(Qn+Qm)/2，重复步骤四至步骤八；若成立，记临界干扰产液量Qt＝Qn为当前有效产液量并执行步骤十；
步骤十：判断Qt/Ql＜η是否成立，其中η为定义的临界干扰产量百分比，计量单位为％；若不成立，赋值t＝t+△t，重复步骤三至步骤九；若成立，计算结束，得到最终的临界干扰产液量Qt，此时求得的清蜡周期t即为预测的动态清蜡周期。
2.根据权利要求1所述的一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其特征在于，所述步骤四中沿程井筒结蜡量，利用下式计算：
式中，dWd/dt为单位时间内由分子扩散而沉积的溶解蜡的质量，kg/s；Ds为含水率修正系数，用实验方法确定；ρs为蜡晶密度，kg/m3；A为蜡沉积表面积，m2；μ为流体的粘度，mPa·s；Ch为单位换算系数，Ch＝0.8267578；Tt为管壁温度，℃；V为井筒流体的体积流量，由产液量Qm换算得到，m3/s；ρl为井筒流体的密度，kg/m3；Cp为井筒流体的定压比热，kJ/(kg·℃)；k为井筒流体的热传导系数，kJ/(m·s·℃)；d为油管直径，m；dT/dL为井筒轴向温度梯度，℃/m；dWs/dt为单位时间内因石蜡晶体剪切扩散而发生沉积的蜡晶的质量，kg/s；γ为剪切速度，s-1；Cs为单位换算系数，Cs＝35.31467；Tc为蜡的初始结晶温度，℃；dWe/dt为单位时间剥蚀与老化作用损失的蜡质质量，kg/s；De为蜡层冲刷和老化的经验系数，无因次；Dd为流量修正系数，用实验方法确定；dc/dT为管壁处蜡晶溶解度系数，10-3/℃；dT/dr为径向温度梯度，℃/m；fw为含水率，％；dW/dt为单位时间内总井壁结蜡重量，kg/s。
3.根据权利要求2所述的一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其特征在于，所述的含水率修正系数Ds按照室内实验测试结果进行修正，修正结果为a＝-1.926，b＝8.81：即：Ds＝-1.926ln(fw)+8.81。
4.根据权利要求2所述的一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其特征在于，所述的流量修正系数Dd按照室内实验测试结果进行修正，修正结果为c＝5.232，d＝0.9825，n＝1.2：即：Dd＝5.232+0.9825γ1.2。
5.根据权利要求2所述的一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其特征在于，所述的单位时间内总井壁结蜡重量dW/dt按照室内实验测试结果进行修正，修正结果为e＝2.922，f＝1.328：即：
6.根据权利要求1所述的一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其特征在于，所述步骤九中临界干扰产液量Qt定义为：因生产管柱结蜡使油井产量下降至正常生产所允许的最低临界产量时，此时所对应的产量为临界干扰产液量。
7.根据权利要求1所述的一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其特征在于，所述步骤十中临界干扰产量百分比η定义为：
式中，Qt为临界干扰产液量，m3/d；Ql为目标井正常生产时的产液量，m3/d；η为临界干扰产量百分比，％。
8.根据权利要求1所述的一种海上油田油井动态清蜡周期预测方法，其特征在于，所述步骤十中动态清蜡周期定义为：产液量下降至临界干扰产液量Qt时对应的清蜡周期t为动态清蜡周期。
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