本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法及应用。
背景技术：
油田开发过程中油井结蜡现象普遍存在，如不及时清除就会造成油管堵塞、油井产量下降、油井堵死等问题。通过化学清蜡降黏技术可以将油井内的蜡垢等物质清除，保证油井正常生产。在化学清蜡降黏作业中，对于油层含水量大于50％的油井，向油井投加化学清蜡降黏药剂后，需要确定其化学清蜡降黏效果，进而判断油井能否满足正常生产、以及化学清蜡降黏药剂的投加周期和投加量。基于上述可知，对于油层含水量大于50％的油井来说，提供一种油井化学清蜡降黏效果的确定方法是十分必要的。
现有技术提供了一种含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法，该方法为：向目标油井内投加化学清蜡降黏药剂后，取目标油井内的油水试样，并将油水试样带至实验室。实验人员根据《钻采工艺》1999年第22第4期出版的“FV-1清蜡降粘剂研制与应用”中记载的方法，采用RV-2旋转粘度计测定油水试样在添加化学清蜡降黏药剂前后的表观粘度，并计算降粘率，以及获取化学清蜡降黏剂的溶蜡速度、防蜡效果，以判断该化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果的好坏，进一步判断目标油井是否满足正常生产，以及化学清蜡降黏药剂的投加周期和投加量。
发明人发现现有技术至少存在以下问题：
在现有技术中，需要取出目标油井内的油水试样在实验室内检测，获取的含油率或者含水率指导现场生产工作滞后，不能准确地判断化学清蜡降黏效果，进而不能准确地确定化学清蜡降黏药剂的投加周期和投加量。
技术实现要素：
本发明实施例所要解决的技术问题在于，提供了一种含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法，可解决获取的含油率或者含水率指导现场生产工作滞后，不能准确地判断化学清蜡降黏效果，进而不能准确地确定化学清蜡降黏药剂的投加周期和投加量等问题。具体技术方案如下：
第一方面，本发明实施例提供了一种含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法，所述方法包括：
步骤a、在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂前，取所述目标油井内的油水试样500～600mL置于第一量筒内，记录所述第一量筒内油水试样液面的刻度值w1；
步骤b、待所述第一量筒静置2～3min后，记录油水界面的刻度值w2，根据公式(1)计算在向所述目标油井投加所述化学清蜡降黏药剂前，油水试样中水所占的体积百分比q1；
步骤c、在向所述目标油井投加所述化学清蜡降黏药剂36～48h后，取所述目标油井内的油水试样500～600mL置于第二量筒内，记录所述第二量筒内油水试样液面的刻度值w3；
步骤d、待所述第二量筒静置2～3min后，记录油水界面的刻度值w4，根据公式(2)计算在向所述目标油井投加所述化学清蜡降黏药剂后，油水试样中水所占的体积百分比q2；
步骤e、对所述化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果进行评价：
计算q2与q1的比值，当比值小于或等于0.2时，确定所述化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第一等级；
当q2与q1的比值在0.2～0.3之间时，确定所述化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第二等级；
当q2与q1的比值大于或等于0.3时，确定所述化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第三等级；
所述第一等级、所述第二等级、所述第三等级分别代表的化学清蜡降黏效果逐渐变差。
第二方面，本发明实施例还提供了上述方法在油井化学清蜡降黏中的应用，
当q2与q1的比值小于或等于0.2时，每隔36～48h取目标油井内的油水试样，重复步骤c～步骤d，直至q2与q1的比值大于0.2时，向所述目标油井再次投加化学清蜡降黏药剂，直至q2与q1的比值小于或等于0.2；
当q2与q1的比值在0.2～0.3之间时，向所述目标油井再次投加所述化学清蜡降黏药剂，并重复步骤c～步骤d，直至q2与q1的比值小于或等于0.2；
当q2与q1的比值大于或等于0.3时，重新筛选投入所述目标油井的化学清蜡降黏药剂。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
本发明实施例提供的含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法，在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂前后，分别获取目标油井内油水试样中水所占的体积百分比q1和q2，然后计算q2与q1的比值，当两者的比值小于或等于0.2时，确定化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第一等级；当q2与q1的比值在0.2～0.3之间时，确定化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第二等级；当q2与q1的比值大于或等于0.3时，确定化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第三等级。并且，第一等级、第二等级、第三等级分别代表的化学清蜡降黏效果逐渐变差。该方法可以在作业现场简便地、快速地、准确地确定含水50％以上油井化学清蜡降黏效果，进而方便现场作业人员判断目标油井是否正常生产、以及确定化学清蜡降黏药剂的投加周期和投加量等，还节省了化学清蜡降黏药剂的用量。
具体实施方式
除非另有定义，本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式作进一步地详细描述。
第一方面，本发明实施例提供了一种含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法，该方法包括：
步骤101、在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂前，取目标油井内的油水试样500～600mL置于第一量筒内，记录第一量筒内油水试样液面的刻度值w1；
步骤102、待第一量筒静置2～3min后，记录油水界面的刻度值w2，根据公式(1)计算在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂前，油水试样中水所占的体积百分比q1；
步骤103、在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂36～48h后，取目标油井内的油水试样500～600mL置于第二量筒内，记录第二量筒内油水试样液面的刻度值w3；
步骤104、待第二量筒静置2～3min后，记录油水界面的刻度值w4，根据公式(2)计算在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂后，油水试样中水所占的体积百分比q2；
步骤105、对化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果进行评价：
计算q2与q1的比值，当比值小于或等于0.2时，确定化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第一等级；
当q2与q1的比值在0.2～0.3之间时，确定化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第二等级；
当q2与q1的比值大于或等于0.3时，确定化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第三等级；
第一等级、第二等级、第三等级分别代表的化学清蜡降黏效果逐渐变差。
本发明实施例提供的含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法，在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂前后，分别获取目标油井内油水试样中水所占的体积百分比q1和q2，然后计算q2与q1的比值，当两者的比值小于或等于0.2时，确定化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第一等级；当q2与q1的比值在0.2～0.3之间时，确定化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第二等级；当q2与q1的比值大于或等于0.3时，确定化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第三等级。并且，第一等级、第二等级、第三等级分别代表的化学清蜡降黏效果逐渐变差。该方法可以在作业现场简便地、快速地、准确地确定含水50％以上油井化学清蜡降黏效果，进而方便现场作业人员判断目标油井是否正常生产、以及确定化学清蜡降黏药剂的投加周期和投加量等，还节省了化学清蜡降黏药剂的用量。
以下对本发明实施例提供的含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法进行详细描述：
在步骤101中，确定需要进行化学清蜡降黏的目标油井后，在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂前，根据GB/T 4756-1998《石油和液体石油产品取样法(手工法)》标准或SY/T 5317-2006《石油液体管线自动取样法》标准提供的方法，取目标油井内的油水试样500～600mL，例如可以为500mL、510mL、520mL、530mL、540mL、550mL、560mL、570mL、580mL、590mL、600mL等，置于1000mL的第一量筒内，并记录第一量筒内油水试样液面的刻度值w1。
可以理解的是，将油水试样置于第一量筒后，油和水还未彻底分层，油水液面的刻度值w1指的是：油水试样中油和水的总体积。
在步骤102中，待第一量筒静置2～3min后，例如可以为2min、2.1min、2.2min、2.3min、2.4min、2.5min、2.6min、2.7min、2.8min、2.9min、3min等，油水试样中的油、水分层，记录油水界面的刻度值w2。
其中，油的密度比水的密度小，油水界面的刻度值w2指的是：在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂前，获取的油水试样中水所占的体积。
通过公式(1)计算在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂前，油水试样中水所占的体积百分比q1：
在步骤103中，在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂36～48h后，例如可以为36h、37h、39h、41h、43h、45h、47h、48h等，根据GB/T 4756-1998《石油和液体石油产品取样法(手工法)》标准或SY/T 5317-2006《石油液体管线自动取样法》标准提供的方法，取目标油井内的油水试样500～600mL，例如可以为500mL、510mL、520mL、530mL、540mL、550mL、560mL、570mL、580mL、590mL、600mL等，置于1000mL的第二量筒内，记录第二量筒内油水试样液面的刻度值w3。
可以理解的是，将油水试样置于第二量筒后，油和水还未彻底分层，油水液面的刻度值w3指的是：在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂后，油水试样中油和水的总体积。
在步骤104中，待第二量筒静置2～3min后，例如可以为2min、2.1min、2.2min、2.3min、2.4min、2.5min、2.6min、2.7min、2.8min、2.9min、3min等，油水试样中的油、水分层，记录油水界面的刻度值w4
其中，油水界面的刻度值w4指的是：向目标油井投加化学清蜡降黏药剂36～48h后，获取的油水试样中水所占的体积。
通过公式(1)计算在向目标油井投加化学清蜡降黏药剂后，油水试样中水所占的体积百分比q2；
在步骤105中，对化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果进行评价：
(a)当q2与q1的比值小于或等于0.2时，确定所投加的化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第一等级。
(b)当q2与q1的比值在0.2～0.3之间时，例如可以为0.2、0.21、0.22、0.23、0.24、0.25、0.26、0.27、0.28、0.29、0.3等，确定所投加的化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果第二等级。
(c)当q2与q1的比值大于或等于0.3时，确定所投加的化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第三等级。
计算q2与q1的比值，两者的比值越小，说明q2越小，化学清蜡降黏后油水试样中的蜡质溶解于水后的效果越好，形成乳液，即化学清蜡降黏效果越好。所以，第一等级、第二等级、第三等级分别代表的化学清蜡降黏效果逐渐变差。
对于不同等级的化学清蜡降黏效果，确定相应的化学清蜡降黏药剂的投加周期和投加量，以在减少化学清蜡降黏药剂的前提下，使目标油井能够正常生产。
第二发明，本发明实施例还提供了上述方法在油井化学清蜡降黏中的应用：
当q2与q1的比值小于或等于0.2时，每隔36～48h取目标油井内的油水试样，重复上述方法中的步骤103～步骤104，直至q2与q1的比值大于0.2时，向目标油井再次投加化学清蜡降黏药剂，直至q2与q1的比值小于或等于0.2；
当q2与q1的比值在0.2～0.3之间时，向目标油井再次投加化学清蜡降黏药剂，并重复上述方法中的步骤103～步骤104，直至q2与q1的比值小于或等于0.2；
当q2与q1的比值大于或等于0.3时，重新筛选投入目标油井的化学清蜡降黏药剂。
上述应用为现场作业人员提供了指导，方便作业人员进行化学清蜡降黏作业，进而在节省化学清蜡降黏药剂的前提下，使目标油井能够正常生产。
以下对本发明实施例提供的上述方法在油井化学清蜡降黏中的应用进行详细描述：
(a)当q2与q1的比值小于或等于0.2时，确定该化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第一等级，化学清蜡降黏效果好，油井能够正常生产。
为了避免目标油井内继续结蜡影响油井正常生产，每隔36～48h，例如可以为36h、37h、38h、39h、40h、41h、42h、43h、44h、45h、46h、47h、48h等，取目标油井内的油水试样，重复步骤103～步骤104，直至q2与q1的比值大于0.2时，向目标油井再次投加化学清蜡降黏药剂，直至q2与q1的比值小于或等于0.2。
其中，向目标油井再次投加化学清蜡降黏药剂的添加量可以根据q2与q1的比值来确定。
(b)当q2与q1的比值在0.2～0.3之间时，例如可以为0.2、0.21、0.22、0.23、0.24、0.25、0.26、0.27、0.28、0.29、0.3等，确定该化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第二等级，化学清蜡降黏效果一般，需要向目标油井内再次投加化学清蜡降黏药剂，并重复步骤103～步骤104，直至q2与q1的比值小于等于0.2，以保证油井的正常生产。
其中，向目标油井再次投加化学清蜡降黏药剂的投加量和投加周期根据q2与q1的比值来确定。
(c)当q2与q1的比值大于或等于0.3时，确定该化学清蜡降黏药剂的化学清蜡降黏效果为第三等级，化学清蜡降黏效果差，需要重新筛选投入目标油井的化学清蜡降黏药剂。举例来说，可以选择化学清蜡降黏效果更好的其他化学清蜡降黏药剂，重新对目标油井进行化学清蜡降黏，以使化学清蜡降黏效果变好。
在本发明实施例提供的方法中，化学清蜡降黏药剂可以为专“BJ系列清蜡剂及其现场应用”中记载的化学清蜡降黏剂，或者化学清蜡降黏药剂可以为具有相同作用的国内外其他化学清蜡降黏剂，或者化学清蜡降黏药剂可以为专利CN201110027189.X中记载的化学清蜡降黏药剂，或者化学清蜡降黏药剂可以为“FV-1清蜡降粘剂研制与应用”中记载的化学清蜡降黏剂。
以下将通过具体实施例进一步地描述本发明。
在以下具体实施例中，所涉及的操作未注明条件者，均按照常规条件或者制造商建议的条件进行。所用原料未注明生产厂商及规格者均为可以通过市购获得的常规产品。
实施例1
本实施例采用本发明提供的含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法和应用，对XX-21井的化学清蜡降黏效果进行评价和投加化学清蜡降黏药剂，具体过程如下：
在向XX-21井投加化学清蜡降黏药剂前，根据GB/T 4756-1998《石油和液体石油产品取样法(手工法)》或SY/T 5317-2006《石油液体管线自动取样法》标准提供的方法取XX-21井内的油水试样置于1000mL的第一量筒内，并记录第一量筒内油水试样液面的刻度值w1为550mL。
将第一量筒静置2min，观察油水界面稳定后，记录第一量筒内油水试样油水界面的刻度值w2为319mL，根据公式(1)计算在向XX-21井内投加化学清蜡降黏药剂前，油水试样中水所占的体积百分比q1为58％。
在向XX-21井投加200kg化学清蜡降黏药剂36h后，根据GB/T 4756-1998《石油和液体石油产品取样法(手工法)》或SY/T 5317-2006《石油液体管线自动取样法》标准提供的方法，取XX-21井内的油水试样置于1000mL的第二量筒内，并记录第二量筒内油水试样液面的刻度值w3为565mL。
将第二量筒静置2min，观察油水界面稳定后，记录第二量筒内油水试样油水界面的刻度值w4为22mL，根据公式(2)计算在向XX-21井内投加化学清蜡降黏药剂前，油水试样中水所占的体积百分比q2为3.89％。
计算q2与q1的比值为0.067，小于0.2，确定化学清蜡降黏效果为第一等级，所以对XX-21井的化学清蜡降黏效果好，能够使油井正常生产。
现场作业人员每隔48h取XX-21井的油水试样，并对应计算q2与q1的比值，均小于0.2。待22天后，q2与q1的比值为0.24，说明XX-21井投加化学清蜡降黏药剂的周期为22天，取整确定为20天，为了保证油井清蜡降黏效果。
而在现有技术中，通过实验室数据来推测XX-21井投加化学清蜡降黏药剂的周期为15天，且15天投加一次化学清蜡降黏药剂200kg，一年加药次数为24.33次。采用本发明实施例提供的含水50％以上油井化学清蜡降黏效果的确定方法及应用能够延长投加化学清蜡降黏药剂的周期5天，即加药周期为20天，一年加药次数为18.25次，减少加药次数6.08次，一年可以减少加药量1.216吨。
在现场200余口油井应用中，单井投加化学清蜡降黏药剂的周期平均延长3.8天，全年单井平均减少投加化学清蜡降黏药剂4.6次，单井平均节省投加化学清蜡降黏药剂0.92吨。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。