新疆油田拐16井区稠油冷采降粘技术室内研究

李 甫，史建英，杜雪峰，石华业，黄 逸

（中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依834000）

新疆地区稠油储量丰富，但因稠油油藏区块分散、含油面积小、地处偏远等原因，常规的热采不能及时有效地开采。采用传统掺稀降粘方法，存在稀油来源地限制、加热降粘能耗大及改质降粘催化剂筛选困难的问题。相对而言，冷采降粘技术因其应用范围较宽（包括油层开采、井筒降粘、管道输送等）、工艺简单等优势，得到了较为广泛的应用。

然而，对于新疆油田拐16井区，由于单井原油性质差异较大，加之乳化降粘剂的选择性较强，要进行整区块的乳化降粘，必须筛选具有广泛适应性的降粘剂。同时，配合其它试剂，保证降粘剂体系对稠油的降粘率，使形成的乳状液的析水指数或脱水率足够大，以满足稠油在井筒和地层条件下易乳化降粘，在地面静止时易脱水的工艺要求［1－3］。

1 冷采降粘体系室内研究

1．1 原油物性

新疆油田拐1 6井区单井原油大部分粘度为2 000～10 000 mPa·s，密度为0．913～0．931 g／L，属于粘度高、密度大的普通稠油。主要原因是原油中含有较多重质组分胶质和沥青质，且大部分为1．0～5．0mg／g的高酸值原油。通过对粘温曲线分析后发现：粘度随温度升高急剧下降，几乎每升高10℃，原油粘度下降一半。当温度小于40℃时，原油粘度较高，流动性能不佳；温度大于40℃时，原油粘度降低，流动性能较好。另外，通过流变性测试，发现在30℃下，偏离牛顿流体的程度更大，接近于假塑性流体，表观粘度随剪切应力的增大会减小。

1．2 降粘剂配方

1．2．1 降粘剂加量

将不同浓度的降粘剂HD加入原油中，测试其粘度和界面张力的变化情况（图1）。

图1 拐16井区稠油降粘剂加量确定实验

随着降粘剂加量的增加，原油粘度大幅度降低，油水间界面张力也不断降低，原油更易从地层流入并筒［3］。从经济和降粘效果上考虑，HD降粘剂加量在0．3%～0．4%最为适宜。另外，考虑到降粘剂挤入地层后，有被地层水稀释的可能，因此，HD降粘剂加量取0．5%较为合适。

然而，在此浓度下，室内稳定时间仅能持续2～3 h左右。为了提高乳状液体系的稳定性，可通过加入聚合物来延长其稳定时间。此外，考虑到原油中含脂肪酸、环烷酸等酸性物质与注入碱性物质反应后，能生成具有表面活性功能的自然O／W型乳化剂，有利于原油乳状液的形成，因此可通过加碱来增强其稳定性［4－6］。

1．2．2 聚合物的筛选及加量优化

加入聚合物可增加体系的粘度，并使扩散系数减小，降低液滴碰撞频率和聚集速度，增加乳状液的稳定性。为研究聚合物对单一降粘剂乳化降粘效果的影响，分别对树脂聚合物、疏水缔合聚合物、HPAM的降粘效果进行了考察。

对于疏水缔合聚合物和树脂聚合物，拐16井区单井的最佳用量均在500～2 000 mg／L，用量范围相差较大，不满足区块的整体适应性，暂不采用。对HPAM用量及效果分析后发现，拐16井区单井的最佳HPAM用量均在500 mg／L左右，且乳状液的稳定时间得到很大地提高，均超过100 h，较树脂聚合物和疏水缔合聚合物效果好。根据实际情况，要求稳定时间保持在36～48 h。因此，对HPAM最佳加量进行了优化，以满足实际生产需求（表1）。

表1 聚合物浓度的优化效果

通过配方优化，拐16井区的最佳聚合物用量为300 mg／L，同时，降粘率也保持在90%以上。这主要是由于聚丙烯酰胺分子中的COO是强亲水基团，基团周围被水分子包围，使乳化液滴周围的水化层加厚，增加了分散相液滴相互碰撞聚并的难度，从而进一步增加了O／W乳状液乳化体系的稳定性。

1．2．3 碱对降粘效果的影响

为了研究碱对原油乳化降粘效果的影响，尝试在降粘体系中加入NaOH，对降粘率和稳定时间进行了考察（表2）。

表2 各井酸值与加碱浓度的对应关系

加入NaOH后，乳状液粘度有所增加，降粘率略有下降，但总体影响不大，而乳状液的稳定时间却比加碱前大幅增加，均超过35 h，可满足现场施工要求，建议现场施工时可以在酸值较高的油井中加入0．05%左右的碱。因此，拐16区块降粘体系配方为：0．5%HD＋0．3%HPAM＋0．05%NaOH。

2 降粘主导机理

拐16井区冷采降粘主要机理体现在降低油水界面张力，改变岩石表面润湿性，降粘剂洗油解堵三个方面。通过填砂管模拟吞吐实验，对三种机理下提高采收率程度进行了模拟和对比，发现拐16井区在降粘剂质量分数达到0．1%时，润湿角已达最低43．65°，润湿效果较好，载玻片润湿性从亲油变成了亲水。在此降粘剂浓度下，模拟吞吐后可提高的采收率为11．21%；当降粘剂质量分数为0．3%时，界面张力随降粘剂量的增加下降明显，在此最佳界面张力对应浓度下，采收率可提高16．06%。

通过对降粘剂洗油解堵机理模拟后发现：当降粘剂质量分数在0．4%时，清洗效果随降粘剂质量分数的增加而大幅增加；当降粘剂质量分数大于0．4%的时候，清洗效果增加的幅度已经不大，此时所能提高的采收率为16．36%。

从三种机理对采收率提高的情况可以看出（图2）：拐16井区随着降粘剂浓度的增加，采收率的提高幅度也在增加。

3 降粘剂体系性能评价

3．1 影响因素

3．1．1 油水体积比

图2 不同浓度降粘剂提高采收率幅度

油水体积比越大，乳状液粘度越大；油水体积比越小，乳状液粘度越小（图3a）。当油水比小于70∶30时，乳状液粘度主要与体系中水相的粘度有关；反之，乳状液粘度受油相粘度的影响增大。随着油水比的降低，乳状液由 W／O型转换成O／W型，乳状液的稳定时间降低。这主要是因为含水量增大，使降粘剂被分配到了更多的油水界面，导致稳定性下降。考虑到现场生产和经济因素，当油水比在70∶30时，可以满足现场需要［7－8］。

3．1．2 矿化度

随着矿化度的升高，乳状液的粘度升高，降粘率下降，稳定时间降低，稳定性受到一定影响（图3b）。这主要由于大量无机盐的存在，对外加表面活性剂有盐析作用，使体相中单分散的活性物质量减少，吸附于油珠界面的降粘剂分子也减少，乳化效果减弱。此外，水样中矿化度越高，同离子效应越强，使得液珠不稳定易聚并，乳化分散体系的析水指数和脱水率大。当矿化度达到20 000 mg／L时，降粘率仍然保持在90%左右，稳定时间保持在30 h左右。

3．1．3 温度

温度升高，乳状液的粘度变化不大。这说明在实验的温度范围（20～90℃）内，降粘剂比较稳定，所形成的乳状液也相对稳定（图3c）。体系粘度主要取决定于连续相的粘度。由于连续相（注入水）粘度小，且粘度受温度影响小，所以乳状液在所实验的温度范围内不但粘度小且变化也小。

图3 乳状液粘度影响因素

3．2 配伍性

稠油乳化降粘与O／W型乳状液破乳是两个相矛盾的过程，在乳化过程中要求O／W型乳状液粘度小且具有很好的动态和静态稳定性，使得O／W型乳状液在井筒以及管道中流动时不絮凝、不聚并、不反相［9］。当O／W型乳状液输送至终点联合站后加入与乳化剂相匹配的破乳剂则能快速破乳，要求破乳脱水后残余油含水率符合原油外输要求以及脱出水清、含油率低；破乳剂与乳化剂要求具有良好的配伍性，不能有沉淀生成，因此，相匹配的乳化剂与破乳剂是致力于乳化降粘研究人员的重点工作。

采用0．5%HD形成的乳状液，与同浓度下不同破乳剂进行配伍性研究。结果表明，HD与所用的几种破乳剂的配伍性较好，均无粉尘或絮状沉淀物生成。另外，与地层水混合后同样也表现出较好的配伍性。

4 结论与认识

（1）按0．5%HD＋0．3%HPAM 的配方，拐16井区单井降粘率保持在90%以上，稳定时间在36～48 h。在酸值高于4 mg／g的稠油中，加入0．05%左右的NaOH后，降粘效果会更好。

（2）降低油水界面张力、改变岩石表面润湿性、降粘剂洗油解堵是拐16井区冷采降粘三个主要机理。其中，降低油水界面张力起主导作用。

（3）油水体积比越大，乳状液粘度越大；油水体积比越小，乳状液粘度越小，但是随着油水体积比的减小，所形成乳状液体系的稳定性也越来越差。

（4）随着矿化度的升高，乳状液粘度增加，降粘率下降，稳定时间降低，稳定性受到一定影响。当矿化度达到20 000 mg／L时，降粘率仍然保持在90%左右，稳定时间保持在30小时左右。

（5）温度升高，稠油本身的粘度在不断减小，所形成乳状液的粘度略有减小，变化不大。这主要是取决于连续相（水）的粘度，因其粘度小，且受温度影响小。

（6）该降粘剂与地层水和破乳剂的配伍性较好，均无粉尘或絮状沉淀物生成。

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