王 鵬， 徐海霞， 陳 蘭， 劉 敏， 姜許健， 鐘 婷， 劉迎斌， 張 博

(1中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院 2中國石油塔里木油田分公司開發(fā)事業(yè)部)

哈拉哈塘油田碳酸鹽巖油藏埋深6 500～7 200 m，油藏溫度155℃～170℃，地層水平均礦化度20×104mg/L。部分縫洞單元存在稠油分布，原油密度為1.01～1.10 g/cm3，具有中等含蠟、高含瀝青質(zhì)特點(diǎn)，現(xiàn)均采用反摻稀降黏方式開采。目前生產(chǎn)中主要存在以下問題：①稀油需求量大，且向單井運(yùn)輸稀油成本高，經(jīng)濟(jì)效益相對較差；②部分井在含水率達(dá)到一定值時(shí)，出現(xiàn)反相乳化，混液黏度增大，導(dǎo)致地面管線堵塞。為有效解決以上問題，結(jié)合哈拉哈塘井身結(jié)構(gòu)及管柱特點(diǎn)，在加熱降黏、改質(zhì)降黏及化學(xué)降黏三類稠油降黏方法中[1-3]，優(yōu)選采用化學(xué)降黏法輔助摻稀降黏。該方法既能夠降低稀油用量，又能夠避免反相乳化問題。

在哈拉哈塘油田開展稠油化學(xué)降黏工藝研究主要存在以下技術(shù)難點(diǎn)：①油藏溫度高、地層水礦化度高，要求降黏劑具有優(yōu)良的耐高溫、耐鹽性能，且價(jià)格低廉；②降黏劑與地層產(chǎn)出液在井筒中的混合時(shí)間短，要求降黏劑能夠在流動(dòng)狀態(tài)下快速形成較為穩(wěn)定的乳狀液；③碳酸鹽巖油藏產(chǎn)出液含水波動(dòng)大，且無特定規(guī)律可循，要求降黏劑在較大的含水范圍內(nèi)有效；④與絮凝劑及破乳劑配伍性良好，對聯(lián)合站水處理無影響。針對以上技術(shù)難點(diǎn)，結(jié)合哈拉哈塘油田原油物性特點(diǎn)，進(jìn)行了乳化降黏劑配方的篩選與性能評價(jià)實(shí)驗(yàn)，并在此基礎(chǔ)上成功進(jìn)行了先導(dǎo)性現(xiàn)場試驗(yàn)。

一、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1. 原油與地層水分析

1.1 原油物性分析

從哈拉哈塘油田某井原油組分分析結(jié)果表明，哈拉哈塘稠油組分中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高(39.77%)，蠟含量為3.488%，屬中等含蠟、高含瀝青質(zhì)普通稠油。圖1為該油樣黏溫曲線。

圖1 哈拉哈塘原油黏溫曲線

1.2 地層水水質(zhì)分析

從哈拉哈塘油田某井產(chǎn)出地層水水質(zhì)分析數(shù)據(jù)可以看出，哈拉哈塘稠油區(qū)塊水中鈣、鎂離子以及礦化度都較高，總礦化度為217 365.4 mg/L，Ca2+、Mg2+、Na+含量分別為13 245.6 mg/L、798.3 mg/L、73 211.21 mg/L。。一方面，水中鈣、鎂、鈉等金屬離子的存在會(huì)對表面活性劑的某些活性組分產(chǎn)生破壞；另一方面，礦化度的高低將直接影響乳化水的相對密度及乳化劑的作用效果，礦化度越高，水的相對密度差就越大，對乳化劑作用效果的抑制作用也越大[4-7]。

2. 降黏劑配方篩選

根據(jù)乳化降黏的要求，選用陰離子型表面活性劑作為主劑，與非離子型表面活性劑進(jìn)行復(fù)配篩選。實(shí)驗(yàn)所用的陰離子型表面活性劑：ST-CN-2、ST-CN-3、ST-CN-4、ST-CN-5、ST-CN-6、ST-CN-7、ST-CN-8、ST-CN-9、ST-CN-10；所用的非離子型表面活性劑：ST-AN-1、ST-AN-2；所用稠油油樣50℃，黏度為25 321 mPa·s；所用地層水樣為某井產(chǎn)出地層水。

2.1 主劑篩選

2.1.1 根據(jù)降黏率篩選

各實(shí)驗(yàn)組數(shù)據(jù)均在6 000 mg/L降黏劑濃度、30%含水率、50℃條件下測定，表1為不同表面活性劑單劑降黏率對比表。根據(jù)降黏率對比結(jié)果，初步選取陰離子型表面活性劑ST-CN-9、ST-CN-10作為主劑。

表1 不同表面活性劑單劑降黏率對比表

2.1.2 根據(jù)乳化效率篩選

降黏劑的乳化效率為分散相(稠油)質(zhì)量W1與形成穩(wěn)定乳狀液時(shí)所需乳化劑質(zhì)量W2之比。為滿足經(jīng)濟(jì)效益需求，對各單劑進(jìn)行了乳化效率對比實(shí)驗(yàn)，各實(shí)驗(yàn)組均在30%含水率、50℃條件下進(jìn)行，表2為實(shí)驗(yàn)結(jié)果，由表2中可以看出，當(dāng)形成穩(wěn)定的O/W型乳狀液時(shí)，ST-CN-9與ST-CN-10的乳化效率最高，這與降黏率的分析結(jié)果相吻合，因此最終選取陰離子型表面活性劑ST-CN-9、ST-CN-10作為主劑。

表2 不同表面活性劑單劑乳化效率對比表

2.2 復(fù)配篩選

陰離子型與非離子型表面活性劑復(fù)配使用可產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，從而能夠降低臨界膠束濃度、增強(qiáng)藥劑的耐溫耐鹽性能，提高表面活性劑體系的乳化降黏效果及適用范圍[8-10]。

為獲得更好的降黏效果，選取陰離子型表面活性劑ST-CN-9、ST-CN-10作為主劑分別與非離子型表面活性劑ST-AN-1、ST-AN-2進(jìn)行復(fù)配。各表面活性劑加量均為1 500 mg/L，復(fù)配實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，非離子型表面活性劑ST-AN-1與陰離子型表面活性劑ST-CN-10復(fù)配效果最好，降黏率達(dá)到96.32%。據(jù)此確定降黏劑配方由ST-CN-10與ST-AN-1復(fù)配而成。圖2為單劑與復(fù)配體系降黏效果對比情況，其中復(fù)配體系為ST-CN-10與 ST-AN-1按照1 ∶1比例復(fù)配而成。據(jù)圖2中對比可知，相同濃度下，復(fù)配體系降黏效果優(yōu)于單劑，綜合以上篩選結(jié)果，確定降黏劑配方由ST-CN-10與ST-AN-1按照1 ∶1的比例復(fù)配而成，并命名為PPH。

圖2 單劑與復(fù)配體系降黏效果對比

3. 降黏劑濃度優(yōu)選

根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際需求，需將日摻稀量降低50%。為確定最優(yōu)的降黏劑濃度，結(jié)合試驗(yàn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，每組實(shí)驗(yàn)稱取8 g稠油油樣(取自HA10-2C井，未脫水處理)，加入不同量的PPH降黏劑，乳化后加入12.5 g稀油，然后測定50℃的黏度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示(取稠油與稀油混液原始黏度205.5 mPa·s作為降黏率計(jì)算基值)。由圖3可知，隨著降黏劑濃度的增大，降黏率首先快速升高，而當(dāng)濃度達(dá)到0.1%時(shí)，降黏率達(dá)到90.51%，繼續(xù)增大降黏劑濃度，對降黏率提高幅度較小。因此，PPH降黏劑的最優(yōu)濃度為0.1%。

圖3 降黏劑濃度對降黏效果的影響

4. 降黏劑性能評價(jià)

4.1 含水率對降黏效果的影響評價(jià)

保持PPH降黏劑濃度0.1%及加入稀油量不變，使用地層水配制不同含水率的混液，評價(jià)含水率對降黏效果的影響，結(jié)果如圖4(取稠油與稀油混液原始黏度205.5 mPa·s作為降黏率計(jì)算基值)。由圖4可知，隨著含水率的增加，降黏率呈首先升高而后逐漸下降的趨勢。在含水率30% ～ 70%范圍內(nèi)，降黏率均在70%以上，表明PPH降黏劑適用的含水率范圍較廣，能夠滿足現(xiàn)場實(shí)際需求。

圖4 含水率對降黏效果的影響

4.2 溫度對降黏效果的影響評價(jià)

保持PPH降黏劑濃度0.1%、含水率40%不變，考察不同溫度對稠油降黏的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5所示(取稠油與稀油混液原始黏度205.5 mPa·s作為降黏率計(jì)算基值)。由圖5可知，隨著溫度的升高，降黏率呈首先升高而后緩慢降低的變化規(guī)律，在30 ℃～ 160℃范圍內(nèi)，降黏率均在88%以上，表明PPH降黏劑耐溫性能較好，能夠滿足實(shí)際井筒溫度條件要求。

圖5 溫度對降黏效果的影響

5. 降黏劑與添加劑配伍性評價(jià)

5.1 降黏劑與絮凝劑配伍性

取聯(lián)合站所用絮凝劑及未處理污水，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價(jià)PPH降黏劑對絮凝劑絮凝效果的影響(含懸量參照SY/T 5329-94標(biāo)準(zhǔn)測定)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。由表3可知，PPH降黏劑的加入對絮凝劑絮凝效果無影響，表明降黏劑與絮凝劑配伍性良好。

表3 PPH降黏劑對絮凝劑作用效果的影響

5.2 降黏劑與破乳劑配伍性

取聯(lián)合站所用破乳劑及某井產(chǎn)出油樣，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價(jià)PPH降黏劑對破乳劑脫水效果的影響(脫水量參照Q/SYLY 0115-2008標(biāo)準(zhǔn)測定)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。由表4可知，PPH降黏劑的加入對破乳劑脫水效果無影響，表明降黏劑與破乳劑配伍性良好。

表4 PPH降黏劑對破乳劑脫水效果的影響

二、現(xiàn)場應(yīng)用效果

為驗(yàn)證PPH型降黏劑的現(xiàn)場應(yīng)用效果，選取X井進(jìn)行了先導(dǎo)性現(xiàn)場試驗(yàn)。X井井底溫度141℃，采取反摻稀方式生產(chǎn)，摻稀閥深度6 387.31 m。試驗(yàn)前日摻稀量78 t，日產(chǎn)液43 t，含水率41.93%，存在摻稀量大、能耗高等問題，現(xiàn)場試驗(yàn)?zāi)繕?biāo)為將日摻稀量降低至39 t。

1. 現(xiàn)場施工工藝及參數(shù)

現(xiàn)場加藥工藝流程圖如圖6所示，試驗(yàn)采用在線連續(xù)加藥方式，加藥點(diǎn)設(shè)在喂油泵與摻稀泵之間，降黏劑由加藥泵注入摻稀管線與稀油混合，經(jīng)過摻稀泵增壓后進(jìn)入油套環(huán)空。該加藥工藝流程具有施工風(fēng)險(xiǎn)低、藥劑與稀油混合均勻的特點(diǎn)。

圖6 現(xiàn)場加藥工藝流程圖

2. 現(xiàn)場降黏效果

X井于2017年4月25日開始加藥，7月30日試驗(yàn)結(jié)束，施工效果如表5所示。由表5可知，加藥前井口產(chǎn)出液黏度為42.5 mPa·s(井口溫度35℃下測量)，日摻稀量為78 t；試驗(yàn)結(jié)束時(shí)，日摻稀量已降低至38 t，而產(chǎn)出液黏度降低至30.2 mPa·s，表明PPH型降黏在該井應(yīng)用效果較好，對稠油起到了良好的降黏作用，有效降低了摻稀量，達(dá)到了試驗(yàn)?zāi)康摹?/p>

表5 現(xiàn)場試驗(yàn)前后參數(shù)對比表

三、結(jié)論

(1)通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行單劑篩選，最終確定選用陰離子型表面活性劑ST-CN-10與非離子型表面活性劑ST-AN-1按照1 ∶1比例進(jìn)行復(fù)配，制成PPH乳化降黏劑，兩種類型的表面活性劑可起到協(xié)同降黏作用。

(2)PPH乳化降黏劑耐溫160℃，耐礦化度21.74×104mg/L，最優(yōu)使用濃度為0.1%，該濃度下降黏率可達(dá)90.51%；在含水率30%～70%范圍內(nèi)均可起到較好的降黏作用；并與現(xiàn)場所用絮凝劑、破乳劑及脫硫劑配伍性良好。

(3)現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明，PPH乳化降黏劑能夠滿足哈拉哈塘油田井況要求，對稠油起到良好的乳化降黏作用，有效降低了摻稀量。

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