含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置及确定方法

摘要

本发明提供了一种含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置及确定方法，该含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置包括：模拟井筒，其具有内管及套设在内管外的外管，内管与外管之间形成有环形腔，外管的一端开设有进水口，其另一端开设有出水口，进水口、出水口分别与环形腔相连通；其中，模拟井筒的两端分别密封设有盲板，模拟井筒一端的盲板上设有气嘴；循环系统，其具有水浴箱，水浴箱分别与进水口、出水口相连接；加载测试系统，其具有气瓶，气瓶与气嘴相连。本发明的含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置及确定方法，可测试油井关井后不同位置井筒内相应温度顶挤胶凝原油所需的压力，为后续判断再开井所需要的顶挤压力提供重要的依据。

说明书

技术领域

本发明有关于一种顶挤压力的实验装置及确定方法，尤其有关于一种油井开采领 域中的含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置及确定方法。

背景技术

油井开采出的原油大多数属于高含蜡、高凝点原油。若遇异常情况，油井可能出 现紧急关断。生产井停产一段时间之后，井筒和地层内的流体将不再流动，逐渐达到 静止状态。井筒内的原油温度逐渐降低，蜡在原油中的溶解度大幅下降，当油温低于 析蜡点时，蜡将不断结晶析出，使得原油成为以蜡晶为主要分散相的胶体体系或固液 悬浮体系。当原油中蜡晶浓度增大到一定程度时，蜡晶之间形成复杂的三维空间网络 结构，使原油被包裹在结构中，整体上失去流动性，成为胶凝原油（也即，凝油段）， 随着停输时间的增加，凝油段部分油温甚至可低于凝点以下十几度。再开井时，若所 需顶挤压力超过泵能提供的压力或钢管所能承受的强度，则无法实现再开井。

如何准确判断关井再开井的安全性，一直是含蜡油井运行的关键问题。一方面用 数学方法描述复杂的停井再开井过程时，需要进行较多的简化处理；另一方面影响停 输再启动的因素众多，其中一些因素又具有一定的随机性和模糊性，因此难以建立关 井再开井顶挤压力的数学描述模型。受油井安全运行条件的限制，也难以在现场开展 试验。

目前围绕地面长距离含蜡原油输油管道的停输再启动进行了较多的研究。石油大 学储运教研室在20世纪70年代曾建造小型模型管道；中国石油天然气管道科学研究 院于1985年开始建造了一套管流试验装置，该装置测试管段长66m，内径48.9mm， 以螺杆泵为动力源，采用套管控温，实现了原油在管道中的循环流动；1992年石油 大学（北京）储运教研室研制一套小型管流试验装置，该试验装置以螺杆泵或空气压 缩机作为动力源，测试管段有两套，通过阀门控制可实现测试管段长度的变化，使用 水浴控温；新疆石油设计院也建造了一套管流试验装置，仍采用螺杆泵作为动力源， 并利用水套控制油温；艾慕阳等人建造了小型圆环形的管流装置并对原油进行了管流 模拟研究，该装置利用磁场作用力以非接触方式驱动流体在环形管内循环流动；石油 大学（华东）储运教研室于1995年建造了一套管流模拟试验装置，可以模拟管道正 常运行、停输和再启动过程。

尽管围绕长距离含蜡原油输油管道的停输再启动进行了较多的研究，但长距离输 油管道与油井油管及长距离输油管道停输再启动与油井关井再开井存在诸多不同之 处，也导致二者出现以下不同的结果：

1）与垂直的油井油管相比，输油管道基本属水平管道；2）与长距离输油管道相 比，油井的油管属短管道；3）与使用于高压环境的油井油管相比，长距离输油管道 的许用压力较低；4）与关井后油可接受管内凝油温度降至凝点十几度以下相比，长 距离输油管道停输后只可接受原油温度降至凝点附近；5）与长距离输油管道沿线地 温基本不变不同，沿井筒地层温度随着地层深度增加而上升。

由于沿井筒的地层温度随着地层深度增加而上升，因此油井关井后只有靠近地面 的数百米油管内的原油受低地温影响可能出现凝油段，接近地面处凝油温度可降到凝 点以下十几度，显现出较强的结构强度。因油管承压能力较高，凝油长度相对较短， 依然还是有可能通过较大的顶挤压力将其顶出的。但长距离输油管道的站间距为数十 公里，且管道承压能力相对较低，因此长距离输油管道停输后管内原油温度只可接受 降至凝点附近，具有较弱的结构强度，否则导致管道无法再启动。

长距离输油管道停输后管内原油降温收缩，导致原油并非充满整个管道截面，管 段内原油存在孔隙，即冷却作用产生了疏松性，油中孔隙降低了原油的结构强度，对 管道的整个启动过程是有利的；但垂直的生产井停井后，管内原油在自身重力的作用 下不断补偿温降收缩产生的空间，可认为井筒内胶凝原油连续无孔隙。故油井内凝原 油所处的状态与长距离输油管内凝原油所处的状态不同。

因此无法用水平实验环道模拟井筒问题，因此，有必要提供一种针对油井的实际 情况设计的确定关井再开井顶挤压力的实验装置与确定方法，以解决生产实际问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置，通过该实验 装置可测试油井关井后不同位置井筒内相应温度顶挤胶凝原油所需的压力，为后续判 断再开井所需要的顶挤压力提供重要的依据，其可用于指导油井的安全生产。

本发明的另一目的是提供一种含蜡油井关井再开井顶挤压力的确定方法，该方法 可测试油井关井后不同位置井筒内相应温度顶挤胶凝原油所需的压力，为判断再开井 所需要的顶挤压力提供重要的依据，其可用于指导油井的安全生产。

本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现：

本发明提供一种含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置，所述含蜡油井关井再 开井顶挤压力的实验装置包括：

模拟井筒，其具有内管及套设在所述内管外的外管，所述内管与所述外管之 间形成有环形腔，所述外管的一端开设有进水口，其另一端开设有出水口，所述进水 口、所述出水口分别与所述环形腔相连通；其中，所述模拟井筒的两端分别密封设有 盲板，所述模拟井筒一端的所述盲板上设有气嘴；

循环系统，其具有水浴箱，所述水浴箱分别与所述进水口、所述出水口相连 接；

加载测试系统，其具有气瓶，所述气瓶与所述气嘴相连。

在优选的实施方式中，所述进水口与所述出水口沿所述外管的管壁呈180度错开 设置。

在优选的实施方式中，所述气瓶与所述气嘴之间设有压力表。

在优选的实施方式中，所述气瓶上设有阀门。

本发明还提供一种含蜡油井关井再开井顶挤压力的确定方法，所述含蜡油井关井 再开井顶挤压力的确定方法采用上述含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置，其包 括如下步骤：

a）向内管中注入原油，通过水浴箱循环向内管与外管之间的环形腔中注入循 环水；

b）缓慢降低循环至所述环形腔中的循环水水温，待所述环形腔内的循环水水 温降至所述原油的凝固点或凝固点以下，且所述内管中的原油温度与所述循环水水温 相同时，采集所述循环水水温，同时通过气瓶向所述内管中施加将凝固后的所述原油 顶挤出的顶挤压力；

c）根据所述顶挤压力、所述内管的管长确定在所述循环水水温的状态下，单 位管长的顶挤压力；

d）根据所述单位管长的顶挤压力、所述循环水水温所对应的实际油管的管长 确定实际油管的顶挤压力；

e）重复上述步骤b）至步骤d），采集所述内管中不同温度下的原油所对应的 循环水水温，以得到每一循环水水温下的实际油管的顶挤压力，叠加所述每一循环水 水温下的所述实际油管的顶挤压力以确定实际井筒的顶挤压力。

在优选的实施方式中，在所述步骤c）中包括根据式（1）确定单位管长的顶挤 压力：

$f_1=\frac{f}{L}---\left(1\right)$

其中，f₁为所述循环水水温下的单位管长的顶挤压力；f为所述气瓶施加的顶挤 压力；L为所述内管的管长。

在优选的实施方式中，在所述步骤d）中包括根据式（2）确定实际油管的顶挤 压力：

F=f₁×L₁  （2）

其中，F为所述循环水水温下的实际油管的顶挤压力；L₁为所述循环水水温下的 所述实际油管的管长；f₁为所述循环水水温下的单位管长的顶挤压力。

本发明的含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置及确定方法的特点及优点是： 本发明将实际井筒按胶凝含蜡原油温度划分成不同的井段，通过含蜡油井关井再开井 顶挤压力的实验装置的循环系统模拟实际井筒不同井段的温度，并通过加载测试系统 测试油井关井后模拟井筒内相应温度所对应的顶挤胶凝原油所需的压力。通过将测量 的压力值换算成单位长度顶挤压力，再将单位长度顶挤压力换算成该温度下实际井筒 的井段长度所需的凝油顶挤压力，最后，一段一段累计后即可确定自井口向下数百米 的实际井筒内凝油的顶挤压力，为判断再开井所需要的顶挤压力提供重要的依据。使 用本发明确定的关井再开井顶挤压力的实验装置与确定方法，可以判断再开井所需要 的顶挤压力和可能性，对油井的安全生产有重要的指导意义。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使 用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例， 对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图 获得其他的附图。

图1为本发明的含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置垂直放置的主视图。

图2为本发明的含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置水平放置的主视图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完 整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。 基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的 所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施方式一

如图1所示，本发明提供一种含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置，其包括 模拟井筒1、循环系统2和加载测试系统3，其中：模拟井筒1具有内管11及套设在 所述内管11外的外管12，所述内管11与所述外管12之间形成有环形腔13，所述外 管12的一端开设有进水口121，其另一端开设有出水口122，所述进水口121、所述 出水口122分别与所述环形腔13相连通；其中，所述模拟井筒1的两端分别密封设 有盲板14，所述模拟井筒1一端的所述盲板14上设有气嘴141；循环系统2具有水 浴箱21，所述水浴箱21分别与所述进水口121、所述出水口122相连接；加载测试 系统3具有气瓶31，所述气瓶31与所述气嘴141相连。

具体是，模拟井筒1的内管11大体呈圆柱筒形，其采用与实际油管尺寸相同的 油管，套设在内管11外的外管12大体呈圆柱筒形，其采用与实际套管尺寸相同的套 管；外管12套设在内管11外之后，二者之间形成有环形腔13。在本发明中，外管 12的上端侧壁上开设有进水口121，其下端侧壁上开设有出水口122，该进水口121 与出水口122分别与环形腔13相连通。该进水口121与出水口122分别靠近模拟井 筒1的上端和模拟井筒1的下端设置，这样可以减少循环流通在环形腔13内的“死” 水区域。进一步的，该进水口121与出水口122沿外管12的管壁呈180度错开设置， 也即，该进水口121与出水口122沿外管12的环向错开180度，这样可以进一步避 免环形腔13内出现“死”水区域。

在模拟井筒1的上端和下端分别设有连接法兰15，该连接法兰15上密封连接有 盲板14，盲板14是通过螺栓等连接件固定连接在连接法兰15上从而实现与模拟井 筒1的连接。在本发明中，盲板14与连接法兰15之间夹设有垫片16，该垫片16可 进一步保证盲板14与连接法兰15之间连接的密封性。在本实施例中，连接在模拟井 筒1上端的盲板14上设有气嘴141，该气嘴141由钢管制成，其与模拟井筒1的内 管11相连通。

循环系统2的水浴箱21中盛装有循环水，该水浴箱21的一端通过进水管22与 连接在外管12进水口121处的水嘴相连接，其另一端通过出水管23与连接在外管 12出水口122处的水嘴相连接，在本发明中，连接在外管12进水口121处的水嘴、 以及连接在外管12出水口122处的水嘴由钢管制成。该水浴箱21用于向外管12与 内管11之间的环形腔13内通入循环水，其可保证稳定的出水量和实验所需的设定温 度，并保证环形腔13内的循环水维持较高的雷诺数和流速，起到控温、维温的作用。

加载测试系统3的气瓶31通过连接管32与设置在模拟井筒1上端的盲板14上 的气嘴141相连接。该气瓶31用于向模拟井筒1的内管11中通入加载气体。在本发 明中，在气瓶31与气嘴141之间的连接管32上设有压力表33，该压力表33用于检 测气瓶31通入内管11中的加载气体的压力。进一步的，该气瓶31的出气口处设有 阀门34，该阀门34用于开启或关闭气瓶31。该加载测试系统3是通过施加稳定的外 部加载气体，以测试内管11中的胶凝原油是否屈服流动，其测试压力误差不大于 0.005MPa。

该含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置的工作过程如下：首先组装该实验装 置，先将外管12套设在内管11的外部，内管11与外管12之间形成的环形腔13在 封闭前需进行清扫工作，以免遗留杂质而堵塞进水口121和出水口122；在环形腔13 清扫完毕之后，通过盲板14连接在模拟井筒1下端的连接法兰15上从而实现对模拟 井筒1下端的密封，并确保盲板14与连接法兰15之间的密封性，做好密闭、耐压检 查；之后，由模拟井筒1的上端向内管11中充入原油，待原油基本注满后，将盲板 14与模拟井筒1上端的连接法兰15相连，以密封模拟井筒1的上端，并做好密闭、 耐压检查；然后，将循环系统2的水浴箱21连接在模拟井筒1上，由水浴箱21向内 管11与外管12之间的环形腔13中注入循环水，该循环水的温度可控，通过该循环 水的温度可以模拟实际井筒中不同位置处的地层温度；待内管11中的原油温度达到 预定的地层温度后，即可进行加压顶挤测试，也即通过气瓶31向内管11中注入加载 气体，该加载气体的压力以满足将内管11中的胶凝原油顶抵出内管11即可。

本发明的含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置，请配合参阅图2所示，该实 验装置可垂直放置或水平放置，由于该实验装置整体较重，为保证实验装置的稳定性， 在垂直放置或水平放置时，分别在实验装置的下方安装有支腿。例如，在图1所示的 实验装置垂直放置的状态下，在模拟井筒1下端的盲板14上连接有多个支腿17；在 图2所示的实验装置水平放置的状态下，在模拟井筒1的外管12的左右两侧的下方 各连接有一个支腿17。

本发明将实际井筒按胶凝含蜡原油温度划分成不同的井段，通过该实验装置的循 环系统2模拟实际井筒不同井段的温度，并通过加载测试系统3测试油井关井后模拟 井筒1内相应温度所对应的顶挤胶凝原油所需的压力。通过将测量的压力值换算成单 位长度顶挤压力，再将单位长度顶挤压力换算成该温度下实际井筒的井段长度所需的 凝油顶挤压力，最后，一段一段累计后即可确定自井口向下数百米的实际井筒内凝油 的顶挤压力，为判断再开井所需要的顶挤压力提供重要的依据，以用于指导实际油井 的安全生产。

实施方式二

本发明还提供一种含蜡油井关井再开井顶挤压力的确定方法，所述含蜡油井关井 再开井顶挤压力的确定方法采用实施方式一的含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验 装置，所述的含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验装置的结构、工作原理和有益效果 与实施方式一相同，在此不再赘述。该含蜡油井关井再开井顶挤压力的确定方法包括 如下步骤：

a）向内管11中注入原油，通过水浴箱21循环向内管11与外管12之间的环 形腔13中注入循环水；

b）缓慢降低循环至所述环形腔13中的循环水水温，待所述环形腔13内的循 环水水温降至所述原油的凝固点或凝固点以下，且所述内管11中的原油温度与所述 循环水水温相同时，采集所述循环水水温，同时通过气瓶31向所述内管11中施加将 凝固后的所述原油顶挤出的顶挤压力；

c）根据所述顶挤压力、所述内管11的管长确定在所述循环水水温的状态下， 单位管长的顶挤压力；

d）根据所述单位管长的顶挤压力、所述循环水水温所对应的实际油管的管长 确定实际油管的顶挤压力；

e）重复上述步骤b）至步骤d），采集所述内管11中不同温度下的原油所对 应的循环水水温，以得到每一循环水水温下的实际油管的顶挤压力，叠加所述每一循 环水水温下的所述实际油管的顶挤压力以确定实际井筒的顶挤压力。

具体是，在步骤a）中，利用实施方式一的含蜡油井关井再开井顶挤压力的实验 装置进行实验，首先向内管11中充入原油，然后，由水浴箱21向内管11与外管12 之间的环形腔13中注入循环水，该循环水的温度可控，通过该循环水的温度可以模 拟实际井筒中不同位置处的地层温度。

在步骤a）完毕之后进行步骤b），缓慢降低自水浴箱21向环形腔13中注入的循 环水水温，待环形腔13内的循环水水温降至内管11中原油的凝固点或凝固点以下时， 需静置一定的时间，以使内管11中的原油温度与环形腔13内的循环水水温保持一致， 此时，采集该循环水水温，例如此时的循环水水温为W，该循环水水温W与内管11 中的原油温度相同，然后通过气瓶31向内管11中施加将凝固后的原油，也即胶凝原 油，顶挤出的顶挤压力，该顶挤压力例如为f；之后进行步骤c），确定单位管长的顶 挤压力f₁。

在本发明中，步骤c）中包括根据式（1）确定单位管长的顶挤压力f₁：

$f_1=\frac{f}{L}---\left(1\right)$

其中，f₁为循环水水温为W时的单位管长的顶挤压力；f为气瓶31施加的顶挤 压力；L为内管11的管长。

在确定完毕单位管长的顶挤压力f₁后，进行步骤d），在步骤d）中包括根据式（2） 确定实际油管的顶挤压力F：

F=f₁×L₁  （2）

其中，F为循环水水温为W时的实际油管的顶挤压力；L₁为实际油管的管长； f₁为循环水水温为W时的单位管长的顶挤压力。

最后，进行步骤e），对环形腔13内的循环水水温进行调整，以采集内管11中 不同温度下的原油所对应的循环水水温，例如循环水水温为W₁、W₂、W₃等等，以 得到每一循环水水温下的实际油管的顶挤压力F₁、F₂、F₃等等，叠加每一循环水水温 下的所述实际油管的顶挤压力，也即将F₁、F₂、F₃等等数据相互叠加，可以得出实际 井筒的顶挤压力。

本发明的含蜡油井关井再开井顶挤压力的确定方法，油井关井后，自上向下不同 位置油管内原油将陆续降到各自所处地层的温度。实际井筒部分管段内，因地层温度 低于凝点，因此原油会降至凝固点及凝固点以下的温度。此时，将实际井筒按胶凝含 蜡原油温度划分成不同管段，以每一温度所对应的管长为步长，逐段研究顶挤出各管 段内凝油所需的顶挤压力。例如30.5℃至29.5℃的管段内凝油的顶挤压力可用30℃ 原油的顶挤压力代表，即认为30℃是该段的平均温度。在含蜡油井关井再开井顶挤 压力的实验装置内，测试内管11中原油在30℃的顶挤压力f，将该顶挤压力f除以 内管11的长度L，可算出单位管长的顶挤压力f₁，之后，将单位管长的顶挤压力f₁乘以30.5℃至29.5℃实际井筒的油管长度L₁，就可得到实际井筒的油管在该井段内 再开井所需的凝油的实际油管的顶挤压力F。以此类推，按每一温度为间隔，测试出 每一温度凝油的单位管长的顶挤压力f₁，并换算成实际油管各对应温度段的实际油管 的顶挤压力F。各段累加后，即可得到实际井筒内凝油段的顶挤压力。

本发明将实际井筒按胶凝含蜡原油温度划分成不同的井段，通过含蜡油井关井再 开井顶挤压力的实验装置的循环系统2模拟实际井筒不同井段的温度，并通过加载测 试系统3测试油井关井后模拟井筒1内相应温度所对应的顶挤胶凝原油所需的压力。 通过将测量的压力值换算成单位长度顶挤压力，再将单位长度顶挤压力换算成该温度 下实际井筒的井段长度所需的凝油顶挤压力，最后，一段一段累计后即可确定自井口 向下数百米的实际井筒内凝油的顶挤压力，为判断再开井所需要的顶挤压力提供重要 的依据，以用于指导实际油井的安全生产。

本发明的一应用实例如下所述：

K2油井原油属高含蜡，凝点为41℃。若遇异常情况油井可能出现紧急关断。原 油井停井一定时间后井筒内的原油温度逐渐降低，部分管段可能会出现凝油，对再开 井构成一定威胁和风险。

使用与实际井筒尺寸相同的89mm管与140mm套管，长度均为1600mm，构成 油井关井再开井顶挤压力实验装置，分别测试不同温度下的凝油的顶挤压力f，再折 算为单位管长的顶挤压力f₁。采取逐步恒压顶挤方式，依次逐步增大压力，直至凝油 被顶动，记录该单位管长的顶挤压力f₁。

不同温度凝油单位管长的顶挤压力f₁的实验测试结果见表1所示。

表1井筒凝油在不同温度下的单位长度的顶挤压力f₁

温度/℃ 单位长度的顶挤压力f₁/Pa 41 33142.0 40 44121.7 39 47038.4 38 54933.3 37 62338.6 36 67668.0 35 75515.1 34 83096.5 33 93483.5 32 99705.2 31 103318.6 30 104210.8 29 104965.7 28 105308.8

根据K2油原油在不同温度下的单位管长的顶挤压力f₁，结合自井口向下可能出 现的凝油管段长度，将实际井筒的凝油段按温度划分成不同长度，将该长度与相应温 度的凝油单位管长的顶挤压力f₁相乘，得到该温度的实际油管再开井顶挤压力F，各 段累加后，得到实际井筒的凝油段的顶挤压力。

K2油井关井不同时间后井筒内可能出现的低于凝点不同温度的凝油段长度计算 值见表2。关井不同时间后再开井的顶挤压力见表3。

表2K2井关井不同时间后井筒内原油在凝点以下温度的井筒长度分布

停输时间/h 4 5 6 7 8 9 28℃凝油长度/m           40 29℃凝油长度/m         30 40 30℃凝油长度/m         40 40 31℃凝油长度/m       40 40 40

32℃凝油长度/m       40 40 40 33℃凝油长度/m     30 50 40 40 34℃凝油长度/m     50 40 40 40 35℃凝油长度/m     40 40 40 40 36℃凝油长度/m   40 50 40 40 40 37℃凝油长度/m   50 40 40 40 40 38℃凝油长度/m   40 40 50 50 40 39℃凝油长度/m 50 50 50 40 40 40 40℃凝油长度/m 10 50 40 40 40 40 凝油段总长/m 60 230 340 420 480 520

表3K2井关井不同时间后再开井凝油段所需的挤顶压力

关井时间/h 顶挤压力/MPa 4 3.2 5 14.5 6 25.0 7 34.3 8 41.1 9 46.2

由表3可知，关井后5小时，实际井筒中低于凝点不同温度的凝油段总长度达到 230m，各段凝油的顶挤压力F累加后确定的再开井顶挤压力为14.5MPa；关井后6 小时不同温度的凝油段总长度达到340m，由此确定的再开井顶挤压力达到25MPa。

再开井所需顶挤压力确定后，与顶挤泵能提供的压力以及钢管能承受的压力进行 比较，若顶挤泵能提供的压力或钢管能承受的压力均大于再开井所需顶挤压力，表明 油井尚能再启动，否则无法实现再开井。

综上，使用本发明确定的关井再开井顶挤压力的实验装置与确定方法，可以判断 再开井所需要的顶挤压力和可能性，对油井的安全生产有重要的指导意义。

以上所述仅为本发明的几个实施例，本领域的技术人员依据申请文件公开的内容 可以对本发明实施例进行各种改动或变型而不脱离本发明的精神和范围。