委內(nèi)瑞拉超稠油降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性研究

丁 彬，楊宇堯，穆龍新，王平美，羅健輝

（1. 中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083；

2. 中國石油 新疆油田公司風(fēng)城作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000）

委內(nèi)瑞拉超稠油降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性研究

丁 彬1，楊宇堯2，穆龍新1，王平美1，羅健輝1

（1. 中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083；

2. 中國石油 新疆油田公司風(fēng)城作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000）

以委內(nèi)瑞拉超稠油降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性為研究目標(biāo)，采用不同類型降黏劑制備了委內(nèi)瑞拉超稠油水包油（O/W）降黏體系。以超稠油O/W降黏體系的表觀黏度為主要評(píng)價(jià)手段，考察了降黏劑的類型及用量、油與水體積比（簡稱油水比）、溫度及攪拌轉(zhuǎn)速對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，采用自制活性大分子涂層降黏劑得到的委內(nèi)瑞拉超稠油O/W降黏體系的靜態(tài)穩(wěn)定性更為優(yōu)越，在涂層降黏劑用量0.15%（w）、油水比10∶3、溫度25 ℃和攪拌轉(zhuǎn)速1 500 r/min的條件下，得到的超稠油O/W降黏體系在靜置60 d后表觀黏度仍小于1 000 MPa·s，具有很好的靜態(tài)穩(wěn)定性。

委內(nèi)瑞拉超稠油；涂層降黏劑；水包油型降黏體系；表觀黏度；靜態(tài)穩(wěn)定性

在世界油氣資源中常規(guī)原油只占大約30%，其余都是稠油、超稠油和瀝青。委內(nèi)瑞拉奧里諾科稠油帶是目前世界上儲(chǔ)量最大、開發(fā)程度最低的惟一一塊石油富集帶，稠油地質(zhì)儲(chǔ)量約12 000億桶［1-2］。目前，中國石油與委內(nèi)瑞拉PDVSA合資經(jīng)營的MPE3超稠油項(xiàng)目已建成了6 Mt的產(chǎn)能規(guī)模。委內(nèi)瑞拉超稠油的表觀黏度在50 ℃時(shí)超過5 000 MPa·s，25 ℃時(shí)在20 000～40 000 MPa·s之間，不利于開采及集輸。為了實(shí)現(xiàn)超稠油船運(yùn)到中國，在船運(yùn)過程中超稠油降黏體系不能發(fā)生破乳反相，達(dá)到港口后降黏后的體系仍應(yīng)具有較好的流動(dòng)性能，超稠油體系應(yīng)具有較低的表觀黏度和良好的穩(wěn)定性，即要求超稠油降黏后體系最終表觀黏度應(yīng)在1 000 MPa·s左右。因此，需研究經(jīng)濟(jì)高效的降黏新技術(shù)有效地降低委內(nèi)瑞拉超稠油表觀黏度，改善超稠油流動(dòng)性和穩(wěn)定性以滿足現(xiàn)場應(yīng)用的實(shí)際要求。

化學(xué)降黏技術(shù)由于具有經(jīng)濟(jì)成本低、工藝簡單和適用范圍廣等優(yōu)點(diǎn)，一直是稠油降黏領(lǐng)域研究的重點(diǎn)［3-6］。但目前常見的幾種降黏方法均存在一定的問題：催化降黏方法要求在油藏中先除去稠油中的重金屬成分，在實(shí)際操作中難以實(shí)施［7］；水溶性乳化降黏方法由于水包油（O/W）乳液穩(wěn)定性難以控制，一旦發(fā)生乳液反相，原油黏度急劇上升，若降黏后O/W乳液體系穩(wěn)定，后期的破乳脫水則十分困難［8-11］；油溶性降黏方法要求設(shè)計(jì)的油溶性降黏劑分子的結(jié)構(gòu)與稠油的重質(zhì)組分（瀝青、膠質(zhì)和重芳烴等）相匹配，但稠油的組成與結(jié)構(gòu)的分析屬世界性難題，目前國內(nèi)外文獻(xiàn)報(bào)道的油溶性降黏劑普遍降黏效率低，尚未見單一使用油溶性降黏劑進(jìn)行稠油降黏的報(bào)道［12］。

本工作以委內(nèi)瑞拉超稠油為研究對(duì)象，采用動(dòng)態(tài)造粒降黏技術(shù)［13］制備了委內(nèi)瑞拉超稠油O/W降黏體系，并考察了降黏劑的種類及用量、溫度、油與水的體積比（簡稱油水比）和攪拌轉(zhuǎn)速對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 原料

委內(nèi)瑞拉超稠油：中國石油南美公司提供，基本物性見表1。

表1 委內(nèi)瑞拉超稠油的基本物性Table 1 Physicochemical properties of Venezuela ultra heavy oil

活性大分子涂層降黏劑（簡稱涂層降黏劑）：含苯環(huán)結(jié)構(gòu)的大分子非/陰離子型試樣（CVR-V），實(shí)驗(yàn)室自制；小分子陽離子型降黏劑：十二烷基三甲基氯化銨（DTAC），純度99%（w），北京化學(xué)試劑公司；小分子陰離子型降黏劑：十二烷基苯磺酸鹽（LAS），純度不小于90%（w），北京化學(xué)試劑公司；小分子非離子型降黏劑：十二烷基聚氧乙烯醚（AEO-10），純度不小于90%（w），工業(yè)品；小分子非離子型降黏劑：壬基酚聚氧乙烯醚（OP-10），純度不小于90%（w），工業(yè)品。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 降黏體系的制備

將委內(nèi)瑞拉超稠油、降黏劑和水按一定比例加入到不銹鋼容器中，在50 ℃下恒溫30 min后以一定的轉(zhuǎn)速攪拌1 min，即得黑色的委內(nèi)瑞拉超稠油O/W降黏體系。

1.2.2 靜態(tài)穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

將制得的150 mL委內(nèi)瑞拉超稠油O/W降黏體系移至250 mL量筒中，將量筒置于指定溫度的水浴內(nèi)進(jìn)行穩(wěn)定性考察，測定不同穩(wěn)定時(shí)間試樣中分離出來的油和水的量，若在一定的穩(wěn)定時(shí)間內(nèi)，游離水的體積讀數(shù)超過5 mL（游離水含量大于10%（φ）），則視超稠油O/W降黏體系不穩(wěn)定；若在一定穩(wěn)定時(shí)間內(nèi)，游離水含量小于10%（φ），則視超稠油O/W降黏體系穩(wěn)定。

1.2.3 表觀黏度的測定

按照1.2.2所述方法首先評(píng)價(jià)超稠油O/W降黏體系在不同條件下的靜態(tài)穩(wěn)定性，如超稠油O/W降黏體系較為穩(wěn)定，則使用Brookfi eld公司LVDV-Ⅲ-ULTRA型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)在25 ℃、40 r/min條件下測定其初始表觀黏度。

2 結(jié)果與討論

2.1 降黏劑類型的影響

不同類型的降黏劑對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響見表2。從表2可看出，DTAC降黏劑對(duì)委內(nèi)瑞拉超稠油無降黏效果；而LAS，OP-10，AEO-10，CVR-V降黏劑對(duì)委內(nèi)瑞拉超稠油均具有較好的初始降黏效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，降黏劑親油分子鏈中含有的苯環(huán)結(jié)構(gòu)可增加單個(gè)活性分子與油、水界面作用的能力，通過降黏劑中親水鏈節(jié)可有效阻止稠油液滴之間的瞬間聚并，從而大幅降低超稠油體系的表觀黏度，改善體系的流動(dòng)性能。

從表2還可看出，LAS，OP-10，AEO-10降黏劑對(duì)委內(nèi)瑞拉超稠油雖具有良好的初始降黏效果，但降黏后的超稠油O/W降黏體系穩(wěn)定性較差，在25 ℃下靜置1 d后即出現(xiàn)油水分相的破乳現(xiàn)象。而采用CVR-V降黏劑制得的委內(nèi)瑞拉超稠油O/W降黏體系靜置60 d后的表觀黏度仍在1 000 MPa·s左右，其靜態(tài)穩(wěn)定時(shí)間下的流動(dòng)性可基本滿足45 d船運(yùn)的需要。這主要是因?yàn)镃VR-V降黏劑具有大分子的特點(diǎn)：一方面，親油鏈節(jié)上引入了含苯的功能團(tuán)，親油部分可更有效地吸附在超稠油表面，使每個(gè)稠油液滴表面都覆蓋帶有離子基團(tuán)的活性大分子物質(zhì)，由于靜電排斥的作用，這些具有相同電性的稠油液滴之間不易發(fā)生聚集；另一方面，CVR-V降黏劑中的活性大分子物質(zhì)在稠油液滴周圍所形成的親水膜比小分子降黏劑所能形成的親水膜厚得多，故在靜態(tài)穩(wěn)定的長時(shí)間內(nèi)聚集的液滴數(shù)量更少，所以超稠油O/W降黏體系的靜態(tài)穩(wěn)定性更優(yōu)越。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，對(duì)比單一的陰離子或非離子降黏劑，涂層降黏劑CVR-V在一定條件下可使超稠油O/W降黏體系長時(shí)間保持較低的表觀黏度，能滿足實(shí)際應(yīng)用的需要。

表2 不同類型的降黏劑對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響Table 2 Effect of the types of viscosity reducers on the static stability of the oil-in-water(O/W) viscosity reduction system

2.2 降黏劑用量的影響

CVR-V降黏劑用量對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響見表3。由表3可看出，當(dāng)降黏劑用量較少時(shí)（小于0.08%（w）），體系中稠油液滴的自發(fā)聚并不能被有效阻止，體系靜態(tài)穩(wěn)定性很差，靜態(tài)穩(wěn)定時(shí)間小于7 d；隨降黏劑用量的增加，體系的靜態(tài)穩(wěn)定性增加，當(dāng)降黏劑用量為0.15%（w）時(shí)，體系具有最佳的靜態(tài)穩(wěn)定性效果，說明在此條件下，降黏劑用量足以維持整個(gè)體系的靜態(tài)穩(wěn)定性，超稠油液滴之間的聚并幾率最低，超稠油液滴數(shù)目和粒徑在一定時(shí)間內(nèi)不再發(fā)生變化。若繼續(xù)增加降黏劑用量，整個(gè)體系靜態(tài)穩(wěn)定時(shí)間反而縮短，這可能是由于隨降黏劑分子數(shù)目的不斷增加，體系中易形成尺寸更小、數(shù)目更多的超稠油液滴，則體系中超稠油液滴的總比表面積增大，形成親水膜所需的水量增多，當(dāng)體系含水量不充足時(shí)，部分超稠油液滴會(huì)通過發(fā)生聚并黏連的方式來減少超稠油液滴的總比表面積，以得到需水量平衡，導(dǎo)致表觀黏度增大。因此，綜合考慮，選擇涂層降黏劑用量為0.15%（w）較適宜。

表3 CVR-V降黏劑用量對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響Table 3 Effect of the CVR-V viscosity reducer amount on the static stability of the O/W viscosity reduction system

2.3 油水比的影響

油水比對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響見表4。由表4可看出，當(dāng)油水比等于10∶2時(shí)，體系靜態(tài)穩(wěn)定較差，靜態(tài)穩(wěn)定時(shí)間較短。這主要是由于體系中水含量較低，涂層降黏劑與水形成的親水膜數(shù)目相應(yīng)也少，雖然具有較好的初始降黏效果，但隨時(shí)間的延長，親水膜的數(shù)量無法有效阻隔超稠油顆粒的聚并。增大體系中水含量可明顯改善體系的靜態(tài)穩(wěn)定性，當(dāng)油水比小于10∶3時(shí)，CVR-V降黏劑在水中與稠油形成的O/W液滴數(shù)量與粒徑較為穩(wěn)定，體系的靜態(tài)穩(wěn)定性基本趨于穩(wěn)定。結(jié)合破乳后期脫水工藝及水含量對(duì)整體經(jīng)濟(jì)效益的影響，油水比應(yīng)控制在10∶3左右較 適宜。

表4 油水比對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響Table 4 Effect of oil-water ratio on the static stability of the O/W viscosity reduction system

2.4 溫度的影響

委內(nèi)瑞拉超稠油在集輸過程中，特別是船運(yùn)集輸過程中經(jīng)常伴隨著溫度的變化，所以需考察溫度的影響。溫度對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響見表5。

由表5可看出，在溫度較低（低于5 ℃）和溫度較高（高于50 ℃）的條件下，超稠油O/W降黏體系超過13 d后均出現(xiàn)稠油結(jié)塊等破乳脫水現(xiàn)象，這主要是因?yàn)椋簻囟冗^低時(shí)，體系中超稠油黏度急劇增加，加速了超稠油液滴的聚并，使體系的靜態(tài)穩(wěn)定性受到破壞；溫度過高時(shí)，則會(huì)加劇體系中分子間的熱運(yùn)動(dòng)，增加油水分子間的碰撞幾率，從而導(dǎo)致CVR-V降黏劑與水形成的親水膜被破裂，使體系的靜態(tài)穩(wěn)定性降低。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)CVR-V降黏劑用量為0.15%（w）、溫度在15～25℃時(shí)，降黏劑與水形成的親水膜較為牢固，體系的靜態(tài)穩(wěn)定性較好，穩(wěn)定45 d后體系的表觀黏度仍小于1 000 MPa·s。

表5 溫度對(duì)超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性的影響Table 5 Effect of temperature on the static stability of the O/W viscosity reduction system

2.5 攪拌轉(zhuǎn)速的影響

不同的攪拌轉(zhuǎn)速制備的超稠油O/W降黏體系具有不同的靜態(tài)穩(wěn)定性。超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性與攪拌轉(zhuǎn)速的關(guān)系見圖1。從圖1可看出，當(dāng)攪拌轉(zhuǎn)速較低時(shí)，體系的表觀黏度隨時(shí)間的延長變化不大，體系的靜態(tài)穩(wěn)定性較好，這與文獻(xiàn)［14］報(bào)道的結(jié)果一致；隨攪拌轉(zhuǎn)速的提高，體系的表觀黏度隨時(shí)間的延長有所增大；當(dāng)攪拌轉(zhuǎn)速提高至19 000 r/min時(shí)，35 d后體系的表觀黏度會(huì)突然急劇增大，體系的靜態(tài)穩(wěn)定性下降。這是因?yàn)閿嚢柁D(zhuǎn)速越快，體系中形成的超稠油O/W液滴尺寸越小，數(shù)目越多，體系中液滴的總比表面積越大。當(dāng)體系中含水量不足以與CVR-V降黏劑形成更多的親水膜時(shí)，隨時(shí)間的延長，體系中部分超稠油液滴會(huì)發(fā)生聚并黏連，導(dǎo)致表觀黏度不斷增大。因此，在一定的油水比條件下，應(yīng)選擇合適的攪拌轉(zhuǎn)速。綜合考慮超稠油O/W降黏體系的性能和經(jīng)濟(jì)成本等因素，攪拌轉(zhuǎn)速選擇500～1 500 r/min較適宜。

圖1 超稠油O/W降黏體系靜態(tài)穩(wěn)定性與攪拌轉(zhuǎn)速的關(guān)系Fig.1 Effect of stirring speed on the static stability of the O/Wviscosity reduction system.

3 結(jié)論

（1） 涂層降黏劑CVR-V兼有非離子和陰離子的特性，相比單一的小分子陰離子或非離子降黏劑，所制備的委內(nèi)瑞拉超稠油O/W降黏體系具有較好的靜態(tài)穩(wěn)定性。

（2） 在CVR-V降黏劑用量0.15%（w）、油水比10∶3、溫度25 ℃、攪拌轉(zhuǎn)速1 500 r/min的條件下，得到的委內(nèi)瑞拉超稠油O/W降黏體系初始表觀黏度小于100 MPa·s，在穩(wěn)定60 d后體系的表觀黏度仍小于1 000 MPa·s。

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Static Stability of Venezuela Ultra Heavy Oil Viscosity Reduction System

Ding Bin1，Yang Yuyao2，Mu Longxin1，Wang Pingmei1，Luo Jianhui1
（1. CNPC Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China；
2. CNPC Fengcheng Oilfield Operation District，Xinjiang Oilfield Company，Karamay Xinjiang 834000，China）

An oil-in-water(O/W) system for Venezuela ultra heavy oil viscosity reduction was prepared using an active macromolecule coating viscosity reducer for the static stability of the system. The effects of different types of viscosity reducers，oil-water ratio，temperature and stirring speed on the static stability of the viscosity reduction system were investigated by the apparent viscosity. Under the conditions of 0.15%(mass fraction) coating viscosity reducer，10∶3 oil-water volume ratio，25℃ and 1 500 r/min stirring speed， the apparent viscosity of the heavy oil keeps less than 1 000 MPa·s after 60 days. The experimental results indicate that the O/W ultra heavy oil viscosity reduction system prepared by coating viscosity reducer has good static stability.

Venezuela ultra heavy oil；coating viscosity reducer；oil-in-water viscosity reduction system；apparent viscosity；static stability

1000 - 8144（2012）08 - 0933 - 05

TQ 314.255

A

2012 - 02 - 08；［修改稿日期］2012 - 05 - 11。

丁彬（1980—），男，湖南省桃江縣人，博士，工程師，電話 010 - 83597979，電郵 dingb@petrochina.com.cn。

國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”資助項(xiàng)目（2011ZX05032-003）。

（編輯 鄧曉音）