基于臨界干擾量的動(dòng)態(tài)清蠟周期預(yù)測(cè)新模型*

楊萬有 鄭春峰 李 昂

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津 300452)

渤海稠油油田具有析蠟點(diǎn)溫度高、含蠟量高的特點(diǎn)，析蠟點(diǎn)溫度高于30℃的油田數(shù)量占64.3%，含蠟量大于10%的油田數(shù)量占72.7%[1-4]。類似油田開發(fā)中出現(xiàn)井筒結(jié)蠟問題，表現(xiàn)為井口油壓下降、產(chǎn)能低、電泵效率下降、井筒易堵塞等特征[5-7]。以金縣1-1油田B平臺(tái)為例，結(jié)蠟較嚴(yán)重的井有7口，主力生產(chǎn)層為東二段Ⅳ、Ⅴ油組，地面原油密度0.94 g/cm3，蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高達(dá)26%。為了緩解結(jié)蠟的影響，該油田先后進(jìn)行了加熱車通井、隔熱油管、清防蠟化學(xué)藥劑、空心桿電加熱等清防蠟工藝措施，單井平均清蠟周期85 d。頻繁的清防蠟作業(yè)增加了作業(yè)成本，影響了油井生產(chǎn)時(shí)效，無法有效釋放產(chǎn)能，嚴(yán)重影響了油井的開發(fā)效益。因此，深入研究油井結(jié)蠟機(jī)理，做到準(zhǔn)確預(yù)測(cè)沿井筒結(jié)蠟剖面和清蠟周期，對(duì)提高結(jié)蠟油井生產(chǎn)時(shí)效有重要指導(dǎo)意義[8-10]。近20年來，陳德春、劉敏、黃啟玉、鄭春峰 等分別基于擴(kuò)散-剪切-彌散、擴(kuò)散-剪切-老化、擴(kuò)散-剪切-剝蝕實(shí)驗(yàn)和擴(kuò)散-剪切-沉積等機(jī)理建立了井筒結(jié)蠟剖面預(yù)測(cè)模型[11-15]。

對(duì)于含蠟原油清蠟周期模型的研究始于20世紀(jì)80年代，主要側(cè)重原油集輸管線和生產(chǎn)油井井筒的清蠟周期預(yù)測(cè)模型的建立與分析。1987年，張長(zhǎng)勇[16]給出了輸油管道清蠟周期計(jì)算方法。1990年，胡萱文[17]利用大港油田結(jié)蠟井?dāng)?shù)據(jù)回歸出適用于特定區(qū)塊的抽油機(jī)井的清蠟周期計(jì)算公式。2003年，王利中[18]給出了一種基于經(jīng)驗(yàn)的抽油機(jī)井清蠟周期預(yù)測(cè)方法。2006年，周詩崠 等[19]給出了熱含蠟原油經(jīng)濟(jì)清蠟周期計(jì)算方法。2010—2012年，劉揚(yáng) 等[20-21]給出了原油管道結(jié)蠟規(guī)律與清蠟周期的確定方法。2013年，宣英龍 等[22]給出了適用于抽油機(jī)井的結(jié)蠟預(yù)測(cè)和清蠟周期預(yù)測(cè)方法。以上基于井筒的清蠟周期預(yù)測(cè)方法多基于抽油機(jī)舉升工藝方式，未考慮到井型、溫度、壓力、氣油比、結(jié)蠟剖面及產(chǎn)液量等因素的相互影響。

結(jié)蠟電泵舉升井與常規(guī)電泵舉升井相比，由于井筒結(jié)蠟，井筒中流體的溫度場(chǎng)分布、壓力場(chǎng)分布受影響，從而改變油井的流出動(dòng)態(tài)規(guī)律，導(dǎo)致結(jié)蠟油井的生產(chǎn)協(xié)調(diào)點(diǎn)向左偏移，生產(chǎn)井生產(chǎn)特征直觀體現(xiàn)為產(chǎn)量下降、井底流壓升高，電泵機(jī)組運(yùn)行電流上升等，如圖1所示。

現(xiàn)有方法無法滿足海上電泵井舉升的結(jié)蠟油井的動(dòng)態(tài)清蠟周期的預(yù)測(cè)。為此,綜合考慮井筒動(dòng)態(tài)結(jié)蠟厚度、溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)與產(chǎn)能之間的相互影響，建立了一套準(zhǔn)確預(yù)測(cè)井筒動(dòng)態(tài)清蠟周期的計(jì)算方法，用于指導(dǎo)結(jié)蠟油井生產(chǎn)制度的制定和清防蠟工藝優(yōu)選，以提高結(jié)蠟油井的平穩(wěn)運(yùn)行時(shí)間。

圖1 結(jié)蠟油井IPR曲線動(dòng)態(tài)變化關(guān)系示意圖Fig.1 Diagram of the relationship between the inflow and outflow (IPR curve)of wax wells

1 臨界干擾量概念的提出

一般而言，油田管理者依據(jù)油井產(chǎn)量下降絕對(duì)值判定清蠟作業(yè)時(shí)機(jī)，但往往因油井產(chǎn)量生產(chǎn)情況不同和人員經(jīng)驗(yàn)存在差異，導(dǎo)致不同管理者判定同一口井的清蠟時(shí)機(jī)不同，因此引入“臨界干擾產(chǎn)量百分比”的概念，以指導(dǎo)并幫助管理者做出合理決策，并定義如下：

1)因生產(chǎn)管柱結(jié)蠟使油井產(chǎn)量下降至正常生產(chǎn)所允許的最低臨界產(chǎn)量時(shí)所對(duì)應(yīng)的產(chǎn)量為臨界干擾產(chǎn)液量。

2)臨界干擾產(chǎn)液量除以正常生產(chǎn)時(shí)的產(chǎn)液量稱為臨界干擾產(chǎn)量百分比。

3)產(chǎn)液量下降至臨界干擾產(chǎn)液量時(shí)，對(duì)應(yīng)的管壁結(jié)蠟厚度為臨界干擾結(jié)蠟厚度，對(duì)應(yīng)的結(jié)蠟時(shí)間為清蠟周期。

按照不同程度的臨界干擾百分比可將清蠟周期劃分為3個(gè)生產(chǎn)區(qū)域：①安全生產(chǎn)Ⅰ區(qū)，井筒流體開始析蠟，大部分蠟晶因流體沖刷隨井液產(chǎn)出至井口，僅有小部分蠟沉積在油管內(nèi)壁，未對(duì)生產(chǎn)造成明顯影響，一般表現(xiàn)為油井生產(chǎn)平穩(wěn)，電泵運(yùn)行電流、流壓無明顯變化；②過渡生產(chǎn)Ⅱ區(qū)，隨著沿程井筒溫度的降低，析蠟量逐漸升高，部分蠟晶隨井液產(chǎn)出至井口，大部分蠟晶在油管內(nèi)壁開始沉積，沉積厚度逐漸增加，一般表現(xiàn)為生產(chǎn)出現(xiàn)波動(dòng)，產(chǎn)量略有下降，流壓略有升高，運(yùn)行電流無顯著規(guī)律可循；③危險(xiǎn)生產(chǎn)Ⅲ區(qū)，絕大部分蠟晶在油管內(nèi)壁開始沉積，沉積厚度逐漸增加，嚴(yán)重者油管有效流動(dòng)通道變窄，甚至發(fā)生堵塞，一般表現(xiàn)為油井產(chǎn)量下降明顯，流壓升高顯著，運(yùn)行電流無顯著規(guī)律可循，如圖2所示。

圖2 結(jié)蠟油井生產(chǎn)周期劃分示意圖Fig.2 Schematic diagram of the production cycle of wax deposition wells

實(shí)際油田清蠟作業(yè)后油井產(chǎn)能恢復(fù)，隨著生產(chǎn)進(jìn)行，產(chǎn)液量逐漸降低，從生產(chǎn)安全期、生產(chǎn)過渡期到生產(chǎn)危險(xiǎn)期，產(chǎn)量降低的速度越來越快。這是因?yàn)楫?dāng)油井出現(xiàn)結(jié)蠟狀況時(shí)，油管內(nèi)的過流面積減小，增加了井筒內(nèi)的壓力損失，導(dǎo)致油井產(chǎn)量減小。隨著產(chǎn)量的減小，井筒流體溫度變小，加劇油管內(nèi)壁的結(jié)蠟狀況，進(jìn)一步減小油管內(nèi)過流面積，因此油井的產(chǎn)量降低速度越來越快。

2 基于臨界干擾量的動(dòng)態(tài)清蠟周期預(yù)測(cè)模型建立與求解

2.1 模型的建立

基于節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法，綜合考慮井筒結(jié)蠟剖面與產(chǎn)量、井筒流體溫度和壓力剖面之間的互相影響，建立了動(dòng)態(tài)清蠟周期預(yù)測(cè)模型，如式(1)所示。

(1)

式(1)中：pwf為井底流壓，MPa；fi為油井流入動(dòng)態(tài)關(guān)系函數(shù)；p為沿程井筒壓力，MPa；ki為沿程井筒壓力計(jì)算關(guān)系函數(shù)；l為沿程井筒深度，m；pt為井口油壓，MPa；T為沿程井筒溫度，℃；Ti為沿程井筒溫度計(jì)算關(guān)系式；λwax、λtub分別為蠟層、油管的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K)；dWd/dt為單位時(shí)間內(nèi)由分子擴(kuò)散而沉積的溶解蠟的質(zhì)量，kg/s；dWs/dt為單位時(shí)間內(nèi)因石蠟晶體剪切擴(kuò)散而發(fā)生沉積的蠟晶的質(zhì)量，kg/s；dWe/dt為單位時(shí)間內(nèi)剪切剝離作用和石蠟層的老化作用而發(fā)生沉積的蠟晶的質(zhì)量，kg/s；dW/dt為單位時(shí)間總沉積蠟晶的質(zhì)量，kg/s；ti為清蠟周期，d；yi為清蠟周期計(jì)算函數(shù)；Wt-wax為沿程井筒臨界干擾結(jié)蠟厚度，mm；η為臨界干擾產(chǎn)量百分比，%。

方程邊界條件為

(2)

式(2)中：H為垂深，m；H井口為井口處垂深，m；H井底為井底處垂深，m；d為油管內(nèi)徑，mm。

2.2 模型的求解

以臨界干擾產(chǎn)量百分比為計(jì)算求解目標(biāo)，計(jì)算泵上泵下沿程井筒溫壓分布規(guī)律，以此為條件計(jì)算沿程動(dòng)態(tài)結(jié)蠟剖面分布規(guī)律。綜合考慮井筒動(dòng)態(tài)結(jié)蠟厚度、溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)與產(chǎn)能之間的相互影響，建立清蠟周期求解方法(圖3)，具體求解步驟如下：

1)給定目標(biāo)井產(chǎn)液量Ql，根據(jù)油井流入動(dòng)態(tài)IPR計(jì)算目標(biāo)井產(chǎn)液量下的井底流壓pwf；

2)給定目標(biāo)井生產(chǎn)參數(shù)、管柱特征及電泵機(jī)組參數(shù)；

3)初始假定清蠟周期時(shí)間為Δt，賦值t=Δt；

4)假設(shè)該時(shí)間周期結(jié)束時(shí)產(chǎn)液量Qm不變，賦值迭代變量Qm=Ql；

5)按照產(chǎn)液量Qm、清蠟周期t，由井口向下計(jì)算Δt時(shí)間內(nèi)沿程井筒溫度剖面T和沿程井筒結(jié)蠟量Wm-wax；

6)按照產(chǎn)液量Qm、清蠟周期t，由井口向下計(jì)算至泵排出口井筒流體壓力pout；

7)按照產(chǎn)液量Qm、清蠟周期t，根據(jù)井底流壓pwf向上計(jì)算至泵吸入口井筒流體壓力pin；

8)根據(jù)泵排出口壓力pout和泵吸入口壓力pin，計(jì)算泵實(shí)際提供有效揚(yáng)程Hm；

9)結(jié)合電泵特性曲線，計(jì)算流經(jīng)電泵的流體流量Qn；

圖3 基于臨界干擾量的動(dòng)態(tài)清蠟周期計(jì)算流程圖Fig.3 Calculation process of pigging period prediction based on critical interference wax amount

10)若|Qn-Qm|<ε不成立，賦值Qm=(Qn+Qm)/2，重復(fù)步驟5～9，其中ε為誤差精度；

11)若|Qn-Qm|<ε成立，計(jì)Qt為生產(chǎn)t時(shí)間后的產(chǎn)液量；

12)若Qt/Ql<η不成立，賦值t=t+Δt，重復(fù)步驟4～11，其中η為定義的臨界干擾產(chǎn)量百分比，%；

13)若Qt/Ql<η成立，得到臨界干擾產(chǎn)液量Qt，預(yù)測(cè)的清蠟周期為ti和對(duì)應(yīng)的沿程井筒臨界干擾結(jié)蠟量為Wt-wax。

2.2.1沿程結(jié)蠟井筒壓力計(jì)算方法

基于Hagedorn-Brown管流壓降模型[23]，綜合考慮海上結(jié)蠟油井的生產(chǎn)特點(diǎn)，建立了井筒流體壓力計(jì)算方法，主要考慮以下影響因素：①節(jié)流點(diǎn)和井斜對(duì)位差壓頭損失的影響；②油管內(nèi)壁結(jié)蠟引起管壁摩阻和過流面積的變化，引發(fā)的壓頭損失。沿程井筒壓力按式(3)計(jì)算方法，利用該公式求出泵出口壓力pout和泵吸入口壓力pin。

(3)

式(3)中：HL為持液率，m3/m3；ρl為液相的密度，kg/m3；ρg為氣相的密度，kg/m3；λ為兩相摩阻系數(shù)，無因次量；θ為井斜角，(°)；η1為摩阻修正系數(shù)，無因次量；G為混合物的質(zhì)量流量，kg/s；v為混合物的平均流速，m/s；g為重力加速度，m/s2；dwax為結(jié)蠟后油管內(nèi)徑，m；vsg為氣相的折算速度，m/s；A1為油管的截面積，m2。

2.2.2沿程結(jié)蠟井筒溫度計(jì)算方法

參考任瑛 等[24]基于能量平衡所建立的井筒流體溫度計(jì)算方法，建立了沿程結(jié)蠟井筒溫度剖面計(jì)算方法：

(4)

式(4)中：t(l)為產(chǎn)出液的溫度，℃；qv為單位長(zhǎng)度電纜發(fā)熱量，W/m；Tp為下泵深度處的地層溫度，℃;W為產(chǎn)出液的水當(dāng)量(即流量與比熱之積),W/℃；ms為地溫梯度，℃/m；Tpo為泵排出口處流體溫度，℃；Tp為下泵垂深處地層溫度，℃;λwax、λtub分別為蠟層、油管的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K)；λr為油套環(huán)空中介質(zhì)的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K)；λcas、λcem分別為套管、水泥環(huán)的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K)；dti、dto分別為油管內(nèi)、外徑，mm；dci、dco、dh分別為套管內(nèi)、外徑和水泥環(huán)外緣直徑，mm；h1為井筒流體與套管內(nèi)表面的表面對(duì)流傳熱系數(shù)，W/(m·K)；ki為傳熱系數(shù)，當(dāng)下標(biāo)i=c、w、a時(shí)分別表示地層至泥面段、泥面至海平面段、海平面至井口段的傳熱系數(shù)，W/(m·K);dc1i、dc1o、dc2i、dc2o、dc3i、dc3o分別為技術(shù)套管內(nèi)徑、技術(shù)套管外徑、表層套管內(nèi)徑、表層套管外徑、隔水套管內(nèi)徑和隔水套管外徑，mm。

2.2.3沿程井筒動(dòng)態(tài)結(jié)蠟剖面模型修正

應(yīng)用李昂 等[25]設(shè)計(jì)的適用于海上大斜度井井筒含蠟原油動(dòng)態(tài)析蠟特性評(píng)價(jià)裝置，取渤海金縣1-1油田原油蠟樣，并開展不同含水、不同流量和不同溫度下的動(dòng)態(tài)析蠟特征評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，利用實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)修正鄭春峰 等[15]提出的基于擴(kuò)散沉積、剪切沉積、老化剝離原理建立的理論模型。進(jìn)一步提高文獻(xiàn)[15]所建立的理論模型在礦場(chǎng)應(yīng)用的計(jì)算精度，實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)參數(shù)見表1。

表1 原油蠟樣動(dòng)態(tài)析蠟特征實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)參數(shù)表Table 1 Basic parameters of the experiment of dynamic waxing characteristics

文獻(xiàn)[15]中提出的基于擴(kuò)散沉積、剪切沉積、老化剝離原理建立的理論模型計(jì)算方法為

(5)

式(5)中：dWd/dt為單位時(shí)間內(nèi)由分子擴(kuò)散而沉積的溶解蠟的質(zhì)量，kg/s；Dd為蠟質(zhì)擴(kuò)散沉積速率的修正系數(shù)，無因次；Ds為含水率修正值；Ch為單位換算系數(shù)，Ch=0.826 757 8；A2為蠟沉積表面積，m2；μ為流體的黏度，mPa·s；V為井筒流體的體積流量，m3/s；ρl為井筒流體的密度，kg/m3；Cp為井筒流體的定壓比熱，kJ/(kg·℃)；k為井筒流體的熱傳導(dǎo)系數(shù)，kJ/(kg·s·℃)；dT/dL為井筒軸向溫度梯度，℃/m；Tt為管壁溫度，℃；dWs/dt為單位時(shí)間內(nèi)因石蠟晶體剪切擴(kuò)散而發(fā)生沉積的蠟晶的質(zhì)量，kg/s；Cd為剪切沉積修正常數(shù)，Cd=1.25；Cs為單位換算系數(shù)，Cs=35.314 67；mwax為原油中蠟質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；γ為剪切速度，s-1；Tc為蠟的初始結(jié)晶溫度，℃；dWe/dt為單位時(shí)間剝蝕與老化作用損失的蠟質(zhì)質(zhì)量，kg/s；De為蠟層沖刷和老化的經(jīng)驗(yàn)值，無因次；ρs為蠟晶密度，kg/m3；dc/dT為原油中蠟濃度梯度(可根據(jù)原油DSC曲線回歸得到)，℃-1；dT/dr為徑向溫度梯度，℃/m；Ka為剪切剝蝕損失速度常數(shù)；fw為地層產(chǎn)出液含水率，%；系數(shù)a1、b1、c1和d1取值見表2。

表2 公式(5)系數(shù)a1、b1、c1和d1的取值Table 2 The value of coefficients a1，b1，c1 and d1 in the formula(5)

為進(jìn)一步提高理論模型在礦場(chǎng)應(yīng)用的計(jì)算精度，需利用實(shí)驗(yàn)方法修正擴(kuò)散沉積速度修正、剪切速度修正系數(shù)和溫度修正系數(shù)[15]。

1)含水率修正(擴(kuò)散沉積速度修正)。

當(dāng)實(shí)驗(yàn)排量為45 m3/d、實(shí)驗(yàn)流體溫度為35 ℃、油壁溫差為10 ℃時(shí)、實(shí)驗(yàn)時(shí)間為24 h，實(shí)驗(yàn)測(cè)試含水率4%、15%、28%、40%、52%和65%下實(shí)驗(yàn)管內(nèi)蠟沉積量。定義含水率修正關(guān)系式為

Ds=a2lnfw+b2

(6)

式(6)中：Ds為蠟質(zhì)擴(kuò)散沉積速率的含水率修正系數(shù)；a2、b2為擬合參數(shù),對(duì)結(jié)蠟?zāi)Ｐ蛿?shù)據(jù)進(jìn)行擬合可得出a2=-1.926、b2=8.81(圖4)。

2)流量修正(剪切速度修正)。

當(dāng)實(shí)驗(yàn)樣品不含水、實(shí)驗(yàn)流體溫度為35 ℃、油壁溫差為10 ℃時(shí)、實(shí)驗(yàn)時(shí)間為24 h，實(shí)驗(yàn)測(cè)試流量在15、25、30、38、45和54 m3/d下實(shí)驗(yàn)管內(nèi)蠟沉積量。定義流量修正關(guān)系式為：

圖4 結(jié)蠟量與含水率修正關(guān)系Fig.4 Wax amount and water cut correction relationship diagram

Dd=c2+d2γn

(7)

式(7)中：c2、d2、n為擬合參數(shù)，對(duì)結(jié)蠟?zāi)Ｐ蛿?shù)據(jù)進(jìn)行擬合可得出c2=5.232、d2=0.982 5、n=1.2(圖5)。

圖5 結(jié)蠟量與流量修正關(guān)系圖Fig.5 Wax amount and water cut correction diagram

3)溫度修正。

當(dāng)實(shí)驗(yàn)排量為45 m3/d、樣品不含水、油壁溫差為10 ℃時(shí)、實(shí)驗(yàn)時(shí)間為24 h，實(shí)驗(yàn)測(cè)試流體溫度為12、17、22、27、33和36 ℃下實(shí)驗(yàn)管內(nèi)蠟沉積。參照實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)利用最小二乘法對(duì)模型進(jìn)行線性擬合，定義修正關(guān)系為

(8)

式(8)中：a3、b3為修正系數(shù)，對(duì)結(jié)蠟?zāi)Ｐ蛿?shù)據(jù)進(jìn)行擬合可得出a3=2.922、b3=1.328(圖6)。

圖6 結(jié)蠟量與流體溫度修正關(guān)系圖Fig.6 Wax amount and fluid temperature correction diagram

綜上所述，修正后的井筒沿程動(dòng)態(tài)結(jié)蠟剖面預(yù)測(cè)模型為

(9)

2.3 模型驗(yàn)證

為驗(yàn)證所建立的預(yù)測(cè)模型計(jì)算結(jié)果的可靠性，以金縣1-1油田X06井為例計(jì)算不同臨界干擾產(chǎn)量百分比下沿程井筒結(jié)蠟剖面和動(dòng)態(tài)清蠟周期，并與實(shí)際生產(chǎn)時(shí)的清蠟周期對(duì)比。該井自投產(chǎn)以來，因井筒結(jié)蠟堵塞周期性出現(xiàn)產(chǎn)液量下降，流壓上升(結(jié)蠟特征明顯)，現(xiàn)場(chǎng)多次實(shí)施加熱車熱洗、鋼絲通井、熱障油管、熱化學(xué)解堵等清防蠟工藝，平均歷史清蠟周期121 d。該井位于金縣1-1油田2D井區(qū)，原油密度0.94 g/cm3，地面原油黏度197.80 mPa·s，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量19.9%，含蠟量6.8%，油層溫度60 ℃，飽和壓力10.44 MPa，原始地層壓力13.6 MPa，析蠟溫度37～41 ℃。

以X06井典型生產(chǎn)周期為例，計(jì)算不同臨界干擾產(chǎn)量百分比下沿程井筒結(jié)蠟剖面和動(dòng)態(tài)清蠟周期，如圖7所示。由圖7計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)臨界干擾產(chǎn)量百分比為70%時(shí)，對(duì)應(yīng)清蠟周期為128 d，井筒最大結(jié)蠟厚度為4.3 mm，當(dāng)臨界干擾產(chǎn)量百分比為50%時(shí)，對(duì)應(yīng)清蠟周期為152.6 d，井筒最大結(jié)蠟厚度為6.08 mm，當(dāng)臨界干擾產(chǎn)量百分比為30%時(shí)，對(duì)應(yīng)清蠟周期為167.4 d，井筒最大結(jié)蠟厚度為6.52 mm，結(jié)蠟深度1 100 m(現(xiàn)場(chǎng)通井規(guī)通井至840 m和975 m多次遇阻，實(shí)際作業(yè)遇阻深度與預(yù)測(cè)結(jié)蠟深度偏差不大，表明計(jì)算模型精度可滿足現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際需求)。

圖7 不同臨界干擾產(chǎn)量百分比下沿程井筒結(jié)蠟剖面和動(dòng)態(tài)清蠟周期預(yù)測(cè)圖(X06井，2013年6—11月)Fig.7 The wax proflie along the wellbore and pigging period under different critical interference percentage fluid(Well X06，from June to November in 2013)

對(duì)X06井生產(chǎn)7個(gè)明顯結(jié)蠟周期進(jìn)行預(yù)測(cè)，結(jié)果如圖8所示，實(shí)際清蠟周期平均121 d，預(yù)測(cè)清蠟周期平均118.1 d，平均相對(duì)誤差(相對(duì)誤差取絕對(duì)值計(jì)算)6.29%。

按照上述理論方法，對(duì)金縣1-1油田X01、X05和X06井共計(jì)15個(gè)清蠟周期內(nèi)的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行了動(dòng)態(tài)清蠟周期預(yù)測(cè)，結(jié)果見表3，由表3可知預(yù)測(cè)結(jié)果與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)誤差平均相對(duì)誤差為10.6%，最大相對(duì)誤差為19.1%，最小相對(duì)誤差為2.2%，其預(yù)測(cè)精度滿足現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際需求。

圖8 金縣1-1油田X06井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)結(jié)果圖Fig.8 Prediction results of production performance of Well X06 in JX1-1 oilfield

表3 金縣1-1油田3口典型井預(yù)測(cè)清蠟周期與實(shí)際清蠟周期對(duì)比表Table 3 Comparison the prediction and actual pigging period for 3 typical wells in JX1-1 oilfield

綜上所述，所建模型精度可滿足現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際需求，可為油田清防蠟提供依據(jù)，可指導(dǎo)油田清防蠟工作的開展，做到提前預(yù)防與處理。

3 清蠟周期影響因素分析

3.1 產(chǎn)液量

不改變其他條件，分別計(jì)算產(chǎn)液量為40、50、60和70 m3/d時(shí)的清蠟周期，結(jié)果如圖9所示。圖9計(jì)算結(jié)果表明，相同臨界干擾產(chǎn)量百分比條件下，隨著產(chǎn)液量的增加，清蠟周期隨之增加。當(dāng)臨界干擾產(chǎn)量百分比為30%時(shí)，產(chǎn)液量降低至40～70 m3/d時(shí)的清蠟周期為110～125 d。臨界干擾產(chǎn)量百分比為50%時(shí)，產(chǎn)液量降低至40～70 m3/d時(shí)的清蠟周期為85～113 d。臨界干擾產(chǎn)量百分比為70%時(shí)，產(chǎn)液量降低至40～70 m3/d時(shí)的清蠟周期為65～93 d。

圖9 不同產(chǎn)液量下的動(dòng)態(tài)清蠟周期圖Fig.9 Dynamic pigging period diagram under different fluid production rates

3.2 含水率

不改變其他條件，分別計(jì)算含水率為0、20%、40%和60%時(shí)的清蠟周期，結(jié)果如圖10所示，由圖10計(jì)算結(jié)果表明，相同臨界干擾產(chǎn)量百分比條件下，隨著含水率的增加，清蠟周期隨之增加。當(dāng)臨界干擾產(chǎn)量百分比為30%時(shí)，含水率為0～60%時(shí)的清蠟周期為63～90 d。臨界干擾產(chǎn)量百分比為50%時(shí)，含水率為0～60%時(shí)的清蠟周期為78～112 d。臨界干擾產(chǎn)量百分比為70%時(shí)，含水率為0～60%時(shí)的清蠟周期為88～127 d。

圖10 不同含水率下的動(dòng)態(tài)清蠟周期圖Fig.10 Dynamic pigging period diagram under different water cut

3.3 生產(chǎn)氣油比

不改變其他條件，分別計(jì)算生產(chǎn)氣油比為20、50、100和150 m3/m3時(shí)的清蠟周期，結(jié)果如圖11所示，由圖11計(jì)算結(jié)果表明，相同臨界干擾產(chǎn)量百分比條件下，隨著氣油比的增加，清蠟周期隨之增加。當(dāng)臨界干擾產(chǎn)量百分比為30%時(shí)，氣油比為20～150 m3/m3時(shí)的清蠟周期為68～81 d。臨界干擾產(chǎn)量百分比為50%時(shí)，氣油比為20～150 m3/m3時(shí)的清蠟周期為85～101 d。臨界干擾產(chǎn)量百分比為70%時(shí)，氣油比為20～150 m3/m3時(shí)的清蠟周期為96～114 d。

圖11 不同氣油比下的動(dòng)態(tài)清蠟周期圖Fig.11 Dynamic pigging period diagram under different production GOR

4 結(jié)論

1)首次定義了臨界干擾產(chǎn)液量、臨界干擾產(chǎn)量百分比、臨界干擾結(jié)蠟厚度及對(duì)應(yīng)的清蠟周期。應(yīng)用節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析方法，綜合考慮動(dòng)態(tài)結(jié)蠟剖面、溫度、壓力與產(chǎn)量之間的相互影響，建立了一種基于臨界干擾量的動(dòng)態(tài)清蠟周期預(yù)測(cè)新模型。

2)新模型預(yù)測(cè)清蠟周期與油井實(shí)際清蠟周期相比平均誤差為10.6%，精度滿足現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際需求，可為油田清防蠟提供依據(jù)，做到提前預(yù)防與處理。

3)清蠟周期影響因素分析結(jié)果表明，相同臨界干擾產(chǎn)量百分比條件下，隨著產(chǎn)液量、含水率以及氣油比的增加，清蠟周期隨之增加，可有效指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)結(jié)蠟井生產(chǎn)制度制定。