李 甫，史建英，杜雪峰，石華業(yè)，黃 逸

（中國石油新疆油田分公司采油一廠，新疆克拉瑪依834000）

新疆地區(qū)稠油儲量豐富，但因稠油油藏區(qū)塊分散、含油面積小、地處偏遠等原因，常規(guī)的熱采不能及時有效地開采。采用傳統(tǒng)摻稀降粘方法，存在稀油來源地限制、加熱降粘能耗大及改質(zhì)降粘催化劑篩選困難的問題。相對而言，冷采降粘技術(shù)因其應(yīng)用范圍較寬（包括油層開采、井筒降粘、管道輸送等）、工藝簡單等優(yōu)勢，得到了較為廣泛的應(yīng)用。

然而，對于新疆油田拐16井區(qū)，由于單井原油性質(zhì)差異較大，加之乳化降粘劑的選擇性較強，要進行整區(qū)塊的乳化降粘，必須篩選具有廣泛適應(yīng)性的降粘劑。同時，配合其它試劑，保證降粘劑體系對稠油的降粘率，使形成的乳狀液的析水指數(shù)或脫水率足夠大，以滿足稠油在井筒和地層條件下易乳化降粘，在地面靜止時易脫水的工藝要求［1－3］。

1 冷采降粘體系室內(nèi)研究

1．1 原油物性

新疆油田拐1 6井區(qū)單井原油大部分粘度為2 000～10 000 mPa·s，密度為0．913～0．931 g／L，屬于粘度高、密度大的普通稠油。主要原因是原油中含有較多重質(zhì)組分膠質(zhì)和瀝青質(zhì)，且大部分為1．0～5．0mg／g的高酸值原油。通過對粘溫曲線分析后發(fā)現(xiàn)：粘度隨溫度升高急劇下降，幾乎每升高10℃，原油粘度下降一半。當(dāng)溫度小于40℃時，原油粘度較高，流動性能不佳；溫度大于40℃時，原油粘度降低，流動性能較好。另外，通過流變性測試，發(fā)現(xiàn)在30℃下，偏離牛頓流體的程度更大，接近于假塑性流體，表觀粘度隨剪切應(yīng)力的增大會減小。

1．2 降粘劑配方

1．2．1 降粘劑加量

將不同濃度的降粘劑HD加入原油中，測試其粘度和界面張力的變化情況（圖1）。

圖1 拐16井區(qū)稠油降粘劑加量確定實驗

隨著降粘劑加量的增加，原油粘度大幅度降低，油水間界面張力也不斷降低，原油更易從地層流入并筒［3］。從經(jīng)濟和降粘效果上考慮，HD降粘劑加量在0．3%～0．4%最為適宜。另外，考慮到降粘劑擠入地層后，有被地層水稀釋的可能，因此，HD降粘劑加量取0．5%較為合適。

然而，在此濃度下，室內(nèi)穩(wěn)定時間僅能持續(xù)2～3 h左右。為了提高乳狀液體系的穩(wěn)定性，可通過加入聚合物來延長其穩(wěn)定時間。此外，考慮到原油中含脂肪酸、環(huán)烷酸等酸性物質(zhì)與注入堿性物質(zhì)反應(yīng)后，能生成具有表面活性功能的自然O／W型乳化劑，有利于原油乳狀液的形成，因此可通過加堿來增強其穩(wěn)定性［4－6］。

1．2．2 聚合物的篩選及加量優(yōu)化

加入聚合物可增加體系的粘度，并使擴散系數(shù)減小，降低液滴碰撞頻率和聚集速度，增加乳狀液的穩(wěn)定性。為研究聚合物對單一降粘劑乳化降粘效果的影響，分別對樹脂聚合物、疏水締合聚合物、HPAM的降粘效果進行了考察。

對于疏水締合聚合物和樹脂聚合物，拐16井區(qū)單井的最佳用量均在500～2 000 mg／L，用量范圍相差較大，不滿足區(qū)塊的整體適應(yīng)性，暫不采用。對HPAM用量及效果分析后發(fā)現(xiàn)，拐16井區(qū)單井的最佳HPAM用量均在500 mg／L左右，且乳狀液的穩(wěn)定時間得到很大地提高，均超過100 h，較樹脂聚合物和疏水締合聚合物效果好。根據(jù)實際情況，要求穩(wěn)定時間保持在36～48 h。因此，對HPAM最佳加量進行了優(yōu)化，以滿足實際生產(chǎn)需求（表1）。

表1 聚合物濃度的優(yōu)化效果

通過配方優(yōu)化，拐16井區(qū)的最佳聚合物用量為300 mg／L，同時，降粘率也保持在90%以上。這主要是由于聚丙烯酰胺分子中的COO是強親水基團，基團周圍被水分子包圍，使乳化液滴周圍的水化層加厚，增加了分散相液滴相互碰撞聚并的難度，從而進一步增加了O／W乳狀液乳化體系的穩(wěn)定性。

1．2．3 堿對降粘效果的影響

為了研究堿對原油乳化降粘效果的影響，嘗試在降粘體系中加入NaOH，對降粘率和穩(wěn)定時間進行了考察（表2）。

表2 各井酸值與加堿濃度的對應(yīng)關(guān)系

加入NaOH后，乳狀液粘度有所增加，降粘率略有下降，但總體影響不大，而乳狀液的穩(wěn)定時間卻比加堿前大幅增加，均超過35 h，可滿足現(xiàn)場施工要求，建議現(xiàn)場施工時可以在酸值較高的油井中加入0．05%左右的堿。因此，拐16區(qū)塊降粘體系配方為：0．5%HD＋0．3%HPAM＋0．05%NaOH。

2 降粘主導(dǎo)機理

拐16井區(qū)冷采降粘主要機理體現(xiàn)在降低油水界面張力，改變巖石表面潤濕性，降粘劑洗油解堵三個方面。通過填砂管模擬吞吐實驗，對三種機理下提高采收率程度進行了模擬和對比，發(fā)現(xiàn)拐16井區(qū)在降粘劑質(zhì)量分數(shù)達到0．1%時，潤濕角已達最低43．65°，潤濕效果較好，載玻片潤濕性從親油變成了親水。在此降粘劑濃度下，模擬吞吐后可提高的采收率為11．21%；當(dāng)降粘劑質(zhì)量分數(shù)為0．3%時，界面張力隨降粘劑量的增加下降明顯，在此最佳界面張力對應(yīng)濃度下，采收率可提高16．06%。

通過對降粘劑洗油解堵機理模擬后發(fā)現(xiàn)：當(dāng)降粘劑質(zhì)量分數(shù)在0．4%時，清洗效果隨降粘劑質(zhì)量分數(shù)的增加而大幅增加；當(dāng)降粘劑質(zhì)量分數(shù)大于0．4%的時候，清洗效果增加的幅度已經(jīng)不大，此時所能提高的采收率為16．36%。

從三種機理對采收率提高的情況可以看出（圖2）：拐16井區(qū)隨著降粘劑濃度的增加，采收率的提高幅度也在增加。

3 降粘劑體系性能評價

3．1 影響因素

3．1．1 油水體積比

圖2 不同濃度降粘劑提高采收率幅度

油水體積比越大，乳狀液粘度越大；油水體積比越小，乳狀液粘度越?。▓D3a）。當(dāng)油水比小于70∶30時，乳狀液粘度主要與體系中水相的粘度有關(guān)；反之，乳狀液粘度受油相粘度的影響增大。隨著油水比的降低，乳狀液由 W／O型轉(zhuǎn)換成O／W型，乳狀液的穩(wěn)定時間降低。這主要是因為含水量增大，使降粘劑被分配到了更多的油水界面，導(dǎo)致穩(wěn)定性下降?？紤]到現(xiàn)場生產(chǎn)和經(jīng)濟因素，當(dāng)油水比在70∶30時，可以滿足現(xiàn)場需要［7－8］。

3．1．2 礦化度

隨著礦化度的升高，乳狀液的粘度升高，降粘率下降，穩(wěn)定時間降低，穩(wěn)定性受到一定影響（圖3b）。這主要由于大量無機鹽的存在，對外加表面活性劑有鹽析作用，使體相中單分散的活性物質(zhì)量減少，吸附于油珠界面的降粘劑分子也減少，乳化效果減弱。此外，水樣中礦化度越高，同離子效應(yīng)越強，使得液珠不穩(wěn)定易聚并，乳化分散體系的析水指數(shù)和脫水率大。當(dāng)?shù)V化度達到20 000 mg／L時，降粘率仍然保持在90%左右，穩(wěn)定時間保持在30 h左右。

3．1．3 溫度

溫度升高，乳狀液的粘度變化不大。這說明在實驗的溫度范圍（20～90℃）內(nèi)，降粘劑比較穩(wěn)定，所形成的乳狀液也相對穩(wěn)定（圖3c）。體系粘度主要取決定于連續(xù)相的粘度。由于連續(xù)相（注入水）粘度小，且粘度受溫度影響小，所以乳狀液在所實驗的溫度范圍內(nèi)不但粘度小且變化也小。

圖3 乳狀液粘度影響因素

3．2 配伍性

稠油乳化降粘與O／W型乳狀液破乳是兩個相矛盾的過程，在乳化過程中要求O／W型乳狀液粘度小且具有很好的動態(tài)和靜態(tài)穩(wěn)定性，使得O／W型乳狀液在井筒以及管道中流動時不絮凝、不聚并、不反相［9］。當(dāng)O／W型乳狀液輸送至終點聯(lián)合站后加入與乳化劑相匹配的破乳劑則能快速破乳，要求破乳脫水后殘余油含水率符合原油外輸要求以及脫出水清、含油率低；破乳劑與乳化劑要求具有良好的配伍性，不能有沉淀生成，因此，相匹配的乳化劑與破乳劑是致力于乳化降粘研究人員的重點工作。

采用0．5%HD形成的乳狀液，與同濃度下不同破乳劑進行配伍性研究。結(jié)果表明，HD與所用的幾種破乳劑的配伍性較好，均無粉塵或絮狀沉淀物生成。另外，與地層水混合后同樣也表現(xiàn)出較好的配伍性。

4 結(jié)論與認識

（1）按0．5%HD＋0．3%HPAM 的配方，拐16井區(qū)單井降粘率保持在90%以上，穩(wěn)定時間在36～48 h。在酸值高于4 mg／g的稠油中，加入0．05%左右的NaOH后，降粘效果會更好。

（2）降低油水界面張力、改變巖石表面潤濕性、降粘劑洗油解堵是拐16井區(qū)冷采降粘三個主要機理。其中，降低油水界面張力起主導(dǎo)作用。

（3）油水體積比越大，乳狀液粘度越大；油水體積比越小，乳狀液粘度越小，但是隨著油水體積比的減小，所形成乳狀液體系的穩(wěn)定性也越來越差。

（4）隨著礦化度的升高，乳狀液粘度增加，降粘率下降，穩(wěn)定時間降低，穩(wěn)定性受到一定影響。當(dāng)?shù)V化度達到20 000 mg／L時，降粘率仍然保持在90%左右，穩(wěn)定時間保持在30小時左右。

（5）溫度升高，稠油本身的粘度在不斷減小，所形成乳狀液的粘度略有減小，變化不大。這主要是取決于連續(xù)相（水）的粘度，因其粘度小，且受溫度影響小。

（6）該降粘劑與地層水和破乳劑的配伍性較好，均無粉塵或絮狀沉淀物生成。

［1］袁士義，張義堂，謝培功，等．中油股份公司稠油開發(fā)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢［C］．中美清潔能源技術(shù)論壇，北京，2001：31－34．

［2］Huizhuan Xie，F(xiàn)usheng Zhang，Lijian Dong．Study and application of the viscosity reducer used In production of the viscous crude oil［C］．SPE65382－MS，2001．

［3］孫瑞云，丁沛然，白新潮，等．河南油田稠油化學(xué)輔助吞吐技術(shù)現(xiàn)狀及展望［J］．石油地質(zhì)與工程，2010，24（4）：67－69．

［4］Sun Jianfang，Li Zhenquan，Wu Guanghuan．Advancement and application of thermal recovery technology in heavy oil reservoir in shengli petroleum province［C］．IPTC14582－MS，2011．

［5］耿毅．塔河油田TK1073井稠油降粘劑的合成及評價［D］．北京：中國石油大學(xué)碩士學(xué)位論文集，2011：19－21．

［6］郭繼香，李明遠．不同原油界面活性組分的分離及表征［J］．精細化工，2007，24（5）：457－461．

［7］紀艷玲．魯克沁油田油井化學(xué)吞吐技術(shù)研究與應(yīng)用［J］．石油地質(zhì)與工程，2009，23（4）：123－125．

［8］吳國斌，向明光，李小龍，等．稠油井筒化學(xué)降粘技術(shù)室內(nèi)試驗及現(xiàn)場應(yīng)用［J］．河南石油，2004，18（3）：50－54．

［9］陳大鈞．油氣田應(yīng)用化學(xué)［M］．北京：石油工業(yè)出版社，2006：274－275．