CN112796704B - 油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法，包括：步骤1、确定热洗井结构参数，计算总传热系数；步骤2、根据总传热系数，进行热洗温度场分布规律研究，建立温度分布数学模型；步骤3、通过实验测试，分析油井不同地区含水析蜡特点，根据油层温度分布以及油样物性参数计算油井析蜡模型；步骤4、将结蜡参数带入传热模型，计算热洗所需热量；步骤5、根据不同热洗结构，通过计算所需热洗液的条件，选出最优化的热洗方案。该油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法将结蜡程度、清蜡技术与运行管理有效融合，提高结蜡井治理效果，有效提高结蜡井运行时率，可对清理周期进行预测，使用方便简单便于推广。
Description
技术领域
本发明涉及油田采油过程中油井热洗施工技术领域，特别是涉及到一种油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法。
背景技术
油井结蜡是各大油田普遍存在的问题，我国主要油田生产的原油几乎都是高含蜡原油，蜡含量高达15％～37％。制约着油井高效生产，目前结蜡油井平均热洗周期2-3个月，但由于各项技术措施界限及油井结蜡规律不明确，清蜡效果差和效率低。目前主要清蜡方式为套管热洗，蓄能车热洗，空心杆热洗等，但仍无法满足现场需求。套管热洗热洗液用量大，热损失严重，清蜡效果不显著，同时热洗不彻底还可能引起蜡卡现象；而空心杆热洗效果显著，热洗液用量少，不会发生外来液对油藏产生伤害和污染，但配套工具容易发生失效问题。为此我们发明了一种新的油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种将蒸汽热洗、热水热洗，空心杆热洗、套管热洗从清蜡效果和清蜡成本两个方面进行综合评价，根据不同的现场情况选择最经济的清蜡方式的油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法，该油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法包括：步骤1、确定热洗井结构参数，计算总传热系数；步骤2、根据总传热系数，进行热洗温度场分布规律研究，建立温度分布数学模型；步骤3、通过实验测试，分析油井不同地区含水析蜡特点，根据油层温度分布以及油样物性参数计算油井析蜡模型；步骤4、将结蜡参数带入传热模型，计算热洗所需热量；步骤5、根据不同热洗结构，通过计算所需热洗液的条件，选出最优化的热洗方案。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，热洗流体与套管内侧对流换热热阻，热洗流体与油管外侧对流换热热阻，套管的导热热阻，油管与产出液回水对流换热热阻，油管的导热热阻，水泥环的导热热阻：
若以油管外表面为基准面积，套管内热洗流体向产出液传热总热阻Rl2
各传热系数为：
R1——热洗流体与套管内侧对流换热热阻，(W/(m·K))-1；
R2——热洗流体与油管外侧对流换热热阻，(W/(m·K))-1；
R3——套管的导热热阻，(W/(m·K))-1；
R4——油管与产出液回水对流换热热阻，(W/(m·K))-1；
R5——油管的导热热阻，(W/(m·K))-1；
R6——水泥环的导热热阻，(W/(m·K))-1；
Rl2——以油管外表面为基准面积，套管内热洗流体向产出液传热总热阻，(W/(m·K))-1；
h1——热洗流体对流换热系数，kW/(m2·K)；
h2——产出液对流换热系数，kW/(m2·K)；
r1——油管内半径，m；
r2——油管外半径，m；
r3——套内半径，m；
r4——隔热管外半径，m；
r5——水泥环外缘半径，m；
λtg——套管导热系数，kW/(m·K)；
λyg——油管导热系数，kW/(m·K)；
λsn——水泥环导热系数，kW/(m·K)。
步骤2中，建立的温度分布数学模型：
由于这是不稳定的热传导，随时间而变化，用公式可表示为：
式中：
τD——无因次变量，τD＝at/r9 2；
t——(注汽或)生产时间，d；
a——地层平均热扩散系数,a＝λe/(ρCp)e，m2/s；
Th——水泥环与地层交界面的温度，℃；
Te——平均原始地层温度，℃；
f(t)——随时间变化的导热传热函数；
r9——地层至油管中心半径，m；
λe——地层导热系数，J/(m·K)；
ρ——地层密度，kg/m3；
Cp——地层比热，J/(kg℃)；
dz——井筒长度，m；
dq——单位时间内dz长度上的热损失，W；
e——地层符号。
在步骤3中，根据油层温度分布以及油样物性参数计算油井析蜡模型：
式中：
W——蜡沉积速率，g/(m2·h)，即单位面积单位时间内的结蜡质量；
μ——原油粘度，mPa.s，通过实验测得；
dC/dT——管壁处蜡晶溶解度系数，10-4/℃，通过实验测得；
τ——管壁处剪切应力，mPa，通过对流体流动状态模拟测得；
dT/dr——径向温度梯度，℃/mm，通过对流体流动状态模拟测得；
根据结蜡质量速率求得不同天数的结蜡质量，进而得到油管壁上结蜡厚度以及传热热阻。
在步骤4中，根据公式12，进行每个微元段迭代计算，根据有结蜡时的热阻，计算热洗液向蜡传递的热量，当热量达到融化所需的热量时，则说明此时的热洗条件刚好满足需求，得到此时所需的热洗温度与压力。
在步骤4中，通过计算多种条件下热洗需求，得到最优方案：
1、进口温度固定时，通过改变注入流量，观察进回水温度场；
2、流量固定时，通过改变温度，观察进回水温度场；
3、进口温度固定时，通过改变注入流量，观察进回水温度场。
本发明中的油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法，解决了石油生产中油井清蜡是否彻底和油井结蜡周期如何确定的问题，不仅能确定油井清蜡是否完成，还能对结蜡周期进行较为准确的预测。本发明明确了结蜡规律和不同清蜡热洗方式温度场分布规律。对不同的蜡样进行了成分分析，总结出结蜡规律。
本发明的优点是，将结蜡程度、清蜡技术与运行管理有效融合，提高结蜡井治理效果，同时有效提高结蜡井运行时率，并可对清理周期进行预测，使用方便简单便于推广。
附图说明
图1为本发明的油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的油井结构示意图；
图3为本发明的一具体实施例中计算温度场分布的流程图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图1所示，图1为本发明的油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法的流程图。
步骤101、确定热洗井结构参数，计算总传热系数：
如图2所示，图2为本发明的油井结构示意图，计算分析图中各个结构的传热热阻，得到热洗流体与套管内侧对流换热热阻，热洗流体与油管外侧对流换热热阻，套管的导热热阻，油管与产出液回水对流换热热阻，油管的导热热阻，水泥环的导热热阻的表达式：
若以油管外表面为基准面积，套管内热洗流体向产出液传热总热阻Rl2
各传热系数为：
R1——热洗流体与套管内侧对流换热热阻，(W/(m·K))-1；
R2——热洗流体与油管外侧对流换热热阻，(W/(m·K))-1；
R3——套管的导热热阻，(W/(m·K))-1；
R4——油管与产出液回水对流换热热阻，(W/(m·K))-1；
R5——油管的导热热阻，(W/(m·K))-1；
R6——水泥环的导热热阻，(W/(m·K))-1；
Rl2——以油管外表面为基准面积，套管内热洗流体向产出液传热总热阻，(W/(m·K))-1；
h1——热洗流体对流换热系数，kW/(m2·K)；
h2——产出液对流换热系数，kW/(m2·K)；
r1——油管内半径，m；
r2——油管外半径，m；
r3——套内半径，m；
r4——隔热管外半径，m；
r5——水泥环外缘半径，m；
λtg——套管导热系数，kW/(m·K)；
λyg——油管导热系数，kW/(m·K)；
λsn——水泥环导热系数，kW/(m·K)。
步骤102、根据总传热系数，进行热洗温度场分布规律研究，建立的温度分布数学模型：
由于这是不稳定的热传导，随时间而变化，用公式可表示为：
式中：
τD——无因次变量，
t——(注汽或)生产时间，d；
a——地层平均热扩散系数,a＝λe/(ρCp)e，m2/s；
Th——水泥环与地层交界面的温度，℃；
Te——平均原始地层温度，℃；
f(t)——随时间变化的导热传热函数；
r9——地层至油管中心半径，m；
λe——地层导热系数，J/(m·K)；
ρ——地层密度，kg/m3；
Cp——地层比热，J/(kg℃)；
dz——井筒长度，m；
dq——单位时间内dz长度上的热损失，W；
e——地层符号。
步骤103、通过实验测试，分析油井不同地区含水析蜡特点，根据油层温度分布以及油样物性参数计算油井析蜡模型：
式中：
W——蜡沉积速率，g/(m2·h)，即单位面积单位时间内的结蜡质量；
μ——原油粘度，mPa.s(通过实验测得)；
dC/dT——管壁处蜡晶溶解度系数，10-4/℃(通过实验测得)；
τ——管壁处剪切应力，mPa(通过对流体流动状态模拟测得)；
dT/dr——径向温度梯度，℃/mm(通过对流体流动状态模拟测得)。
根据结蜡质量速率求得不同天数的结蜡质量，进而得到油管壁上结蜡厚度以及传热热阻。
步骤104、将结蜡参数带入传热模型，计算热洗所需热量：
如图3所示，设定井底压力、干度、原油流量、原油含水率、原油粘度、井深、注入的热水流量、温度等参数，通过井筒结构计算各个结构的传热热阻，进行油井各结构的导热系数计算，根据所得的导热系数和设定的参数，计算井筒不同深度的温度场分布，用所得的温度场分布进行各个微元段压力迭代计算，得到出口压力值，通过与现场测量值进行比较，判断是否满足要求，否则重新设置进口参数，进行循环运算，最终得到温度场分布。
根据温度场分布计算各个微元段的结蜡分布，进而计算各微元段蜡融化所需的热量，判断热洗所需的热洗液量和热洗时间。
以**井为例，设定原油参数：井底压力为13MPa，井底温度为65℃，原油流量为0.146t/h，原油含水率25％，原油粘度为36.3mPa.s，井深2100m，以50米为一个步长，热洗出口压力为0.5MPa，热洗液注入温度为80℃，注入流量为2t/h。通过迭代计算得到井筒温度分布和各个微元段热洗所需要的时间，其中所需的最长热洗时间为2.294小时，则**井在该热洗条件下热洗所需要的时间应大于2.3小时。
步骤105、根据不同热洗结构，通过计算所需热洗液的条件，选出最优化的热洗方案：
通过计算多种条件下热洗需求，得到最优方案。
1、进口温度固定时，通过改变注入流量，观察进回水温度场；
2、流量固定时，通过改变温度，观察进回水温度场；
3、进口温度固定时，通过改变注入流量，观察进回水温度场；
本方法的优点是通过表格的方式呈现相应区块的洗井方案，结合现场可提供的水量和洗井时间，给出合理条件范围内的可行方案，可较为清晰的选择行之有效的洗井方案。
Claims (2)
1.油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法，其特征在于，该油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法包括：
步骤1、确定热洗井结构参数，计算总传热系数；
步骤2、根据总传热系数，进行热洗温度场分布规律研究，建立温度分布数学模型；
步骤3、通过实验测试，分析油井不同地区含水析蜡特点，根据油层温度分布以及油样物性参数计算油井析蜡模型；
步骤4、将结蜡参数带入传热模型，计算热洗所需热量；
步骤5、根据不同热洗结构，通过计算所需热洗液的条件，选出最优化的热洗方案；
在步骤1中，井筒传热热阻包括热洗流体与套管内侧对流换热热阻，热洗流体与油管外侧对流换热热阻，套管的导热热阻，油管与产出液回水对流换热热阻，油管的导热热阻，水泥环的导热热阻：
若以油管外表面为基准面积，套管内热洗流体向产出液传热总热阻Rl2
各传热系数为：
R1——热洗流体与套管内侧对流换热热阻，(W/(m·K))-1；
R2——热洗流体与油管外侧对流换热热阻，(W/(m·K))-1；
R3——套管的导热热阻，(W/(m·K))-1；
R4——油管与产出液回水对流换热热阻，(W/(m·K))-1；
R5——油管的导热热阻，(W/(m·K))-1；
R6——水泥环的导热热阻，(W/(m·K))-1；
Rl2——以油管外表面为基准面积，套管内热洗流体向产出液传热总热阻，(W/(m·K))-1；
h1——热洗流体对流换热系数，kW/(m2·K)；
h2——产出液对流换热系数，kW/(m2·K)；
r1——油管内半径，m；
r2——油管外半径，m；
r3——套内半径，m；
r4——套管外半径，m；
r5——水泥环外缘半径，m；
λtg——套管导热系数，kW/(m·K)；
λyg——油管导热系数，kW/(m·K)；
λsn——水泥环导热系数，kW/(m·K)；
在步骤2中，建立的温度分布数学模型：
由于这是不稳定的热传导，随时间而变化，用公式可表示为：
式中：
τD——无因次变量，τD＝at/r9 2；
t——注汽或生产时间，d；
a——地层平均热扩散系数,a＝λe/(ρCp)e，m2/s；
Th——水泥环与地层交界面的温度，℃；
Te——平均原始地层温度，℃；
f(t)——随时间变化的导热传热函数；
r9——地层至油管中心半径，m；
λe——地层导热系数，W/(m·K)；
ρ——地层密度，kg/m3；
Cp——地层比热，J/(kg℃)；
dz——井筒长度，m；
dq——单位时间内dz长度上的热损失，W；
e——地层符号；
在步骤3中，根据油层温度分布以及油样物性参数计算油井析蜡模型：
式中：
W——蜡沉积速率，g/(m2·h)，即单位面积单位时间内的结蜡质量；
μ——原油粘度，mPa.s，通过实验测得；
dC/dT——管壁处蜡晶溶解度系数，10-4/℃，通过实验测得；
τ——管壁处剪切应力，mPa，通过对流体流动状态模拟测得；
dT/dr——径向温度梯度，℃/mm，通过对流体流动状态模拟测得；
根据结蜡质量速率求得不同天数的结蜡质量，进而得到油管壁上结蜡厚度以及传热热阻；
在步骤4中，根据公式(12)，进行每个微元段迭代计算，根据有结蜡时的热阻，计算热洗液向蜡传递的热量，当热量达到融化所需的热量时，则说明此时的热洗条件刚好满足需求，得到此时所需的热洗温度与压力。
2.根据权利要求1所述的油井热洗清蜡方式优选与参数优化方法，其特征在于，在步骤5中，通过计算多种条件下热洗需求，得到最优方案：
a、进口温度固定时，通过改变注入流量，观察进回水温度场；
b、流量固定时，通过改变温度，观察进回水温度场。
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