王少華，吳春洲，孫玉豹，汪 成，肖 灑

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459）

渤海稠油資源儲量豐富，然而在稠油油田開發(fā)過程中，隨著含水率的上升，稠油形成油包水乳化現(xiàn)象加劇，產(chǎn)出液黏度變大，原油流動困難，造成了嚴(yán)重的井筒及近井地帶的乳化堵塞問題[1-3]，導(dǎo)致油井頻繁發(fā)生欠載和過載停泵現(xiàn)象，如何解決稠油乳化堵塞的問題成為海上稠油開采的一大難題。針對以上問題，本文對影響稠油油包水乳液的穩(wěn)定性因素進(jìn)行了分析，并根據(jù)分析結(jié)果，提出了化學(xué)劑體系解除稠油乳化堵塞的技術(shù)方向[4-6]，室內(nèi)通過靜態(tài)和動態(tài)性能評價，考察了防乳破乳體系+油溶性降黏體系解除稠油乳化堵塞的效果，證明了化學(xué)體系解除乳化堵塞的可行性，為海上稠油乳化堵塞問題的治理提供了思路和指導(dǎo)意義。

1 實驗部分

1.1 實驗油水樣

實驗用油為渤海某稠油區(qū)塊油田原油，50℃條件下的地面原油黏度2 480 mPa·s，膠質(zhì)含量9.62%、瀝青質(zhì)含量5.13%，含蠟量5.83%。實驗用水為地層水，礦化度為5 500 mg/L，水型為NaHCO3型。

1.2 實驗材料及儀器

實驗藥劑主要有：油溶性降黏體系（中海油田服務(wù)股份有限公司）主要成分為芳香烴，復(fù)配滲透劑、互溶劑等表面活性劑成分，閃點61℃，無色透明液體，有效物含量100%；防乳破乳體系B（中海油田服務(wù)股份有限公司），主要成分為改性聚醚類非離子表面活性劑，淺黃色乳狀液，有效物含量40%～50%。其他實驗材料主要有石油醚（沸點90℃～120℃）、乙醇、氧化鋁、實驗用煤油等；巖心為人工填砂巖心，尺寸（Φ38 mm×600 mm）。

HAAKE RS6000流變儀（德國thermal公司）；JB90-S電動攪拌器（上海梅穎浦儀器儀表制造有限公司）；WNB10恒溫水浴鍋（上海首立實業(yè)有限公司）；YT881-2恒溫干燥箱（上海柏欣儀器設(shè)備廠）；滾子加熱爐（青島鑫瑞德石油儀器股份有限公司）；一維驅(qū)替物理模擬裝置（揚州華寶石油儀器有限公司），包括恒溫箱、注入泵、填砂管、中間容器（1 000 mL）、壓力傳感器，控制系統(tǒng)等。

1.3 實驗方法

1.3.1 原油膠質(zhì)、瀝青質(zhì)分離 參照中華人民共和國石油化工行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《SH T 0509-2010石油瀝青四組分測定法》。將原油樣品溶解于正庚烷加熱回流，利用石油醚（90℃～120℃）、甲苯等藥劑分離出飽和分、芳香分，利用石油醚、甲苯、乙醇和氧化鋁等藥劑分離出膠質(zhì)和瀝青質(zhì)。

1.3.2 瀝青質(zhì)對油包水乳狀液穩(wěn)定性影響 向煤油中加入瀝青質(zhì)，形成0.5%、1%和2%濃度的模擬油，然后與地層水（油水比7：3）充分?jǐn)嚢韬螅玫接桶闋钜?，利用Hakke RS6000旋轉(zhuǎn)黏度儀測定不同轉(zhuǎn)速下的乳液界面黏度，判斷瀝青質(zhì)對稠油的影響[8]。

1.3.3 膠質(zhì)對油包水乳狀液穩(wěn)定性影響 向煤油中加入膠質(zhì)，形成1%、3%、7%和10%濃度的模擬油，然后與地層水（7：3）充分?jǐn)嚢韬?，得到油包水乳狀液，利用Hakke RS6000旋轉(zhuǎn)黏度儀測定不同轉(zhuǎn)速下的乳液界面黏度，判斷膠質(zhì)對稠油的影響[7]。

1.3.4 防乳破乳劑靜態(tài)性能測定

1.3.4.1 防乳效果測定 稱取60 g脫水原油和40 g地層水于兩個燒杯中；然后將上述燒杯置于50℃的恒溫水浴中加熱30 min。利用電動攪拌器攪拌20 min形成混合液。按照上述方法配制原油與不同濃度防乳破乳體系溶液混合液。配制的混合液分別裝入兩個老化罐中，將密封好的老化罐放入滾子加熱爐中加熱乳化5 h，滾動速率50 r/min。乳化結(jié)束后，將反應(yīng)釜中全部混合液倒入比色管中并靜置2 min，目測、記錄脫出的污水量；防乳化率按如下公式計算。

式中：X-防乳化率，%；V1-含防乳破乳劑的混合液脫水量，mL；V2-不含防乳破乳劑的混合液脫水量，mL。

1.3.4.2 破乳效果測定 參照《SY/T 5281-2000原油破乳劑使用性能檢測方法（瓶試法）》，測定不同濃度的防乳破乳體系溶液的破乳效果，觀察乳狀液的脫水量，計算破乳率。

1.3.5 油溶性降黏劑靜態(tài)性能測定

1.3.5.1 降黏效果測定 參照Q/SH1020《稠油降黏劑通用技術(shù)條件》，將渤海油田原油置于50℃恒溫水浴預(yù)熱30 min后，加入不同量的油溶性降黏劑配制成濃度2%、5%、10%的溶液；按照標(biāo)準(zhǔn)適度攪拌后，置于轉(zhuǎn)筒中，利用Hakke流變儀測量50℃下的黏度（剪切速率16.2 s-1），測定降黏效果。

1.3.5.2 溶瀝青效果測定 制備瀝青掛片，稱取質(zhì)量為m1，取10 mL溶劑于25 mL比色管中；將掛片置于25 mL比色管中，再置于50℃恒溫水浴中，反應(yīng)10 min；取出掛片，用無水乙醇清洗；待掛片完全吹干，稱取質(zhì)量m2；計算瀝青質(zhì)溶解速率如下。

其中：r-溶蠟速率，g/（min·mL）；m1-溶解前瀝青掛片質(zhì)量，g；m2-溶解后瀝青掛片質(zhì)量，g；t-瀝青掛片完全溶解所用時間，min；V-溶液體積，mL。

1.3.6 動態(tài)驅(qū)油效果測定 為研究化學(xué)體系的動態(tài)驅(qū)油效果，開展了一維驅(qū)替模擬實驗。

實驗用砂為石英砂（50目）。共3根填砂管1#、2#和3#，1#填砂管為50℃水驅(qū)，1#填砂管參數(shù)為孔隙度 35.5%，滲透率 1 900×10-3μm2，含油飽和度 87.5%；2#填砂管為50℃水驅(qū)乳化油，2#填砂管參數(shù)為孔隙度 37.1%，滲透率 1 700×10-3μm2，含油飽和度 86.5%；3#填砂管為50℃化學(xué)藥劑溶液驅(qū)油，3#填砂管參數(shù)為孔隙度 37.2%，滲透率 1 750×10-3μm2，含油飽和度85.1%。

實驗步驟如下：

（1）1#填砂管：模型抽真空，飽和地層水，飽和脫水原油，然后使用50℃水進(jìn)行驅(qū)替至含水99%，實驗溫度50℃，分別記錄各個階段驅(qū)出油量及驅(qū)出油的含水率，然后計算50℃水驅(qū)的采收率。

（2）2#填砂管：模型抽真空，飽和地層水，飽和油包水乳狀液（油水比為7：3），然后驅(qū)替過程采用50℃水驅(qū)替，直至驅(qū)出液中含水超過99%后停止注入，分別記錄。

（3）3#填砂管：模型抽真空，飽和地層水，飽和脫水原油，驅(qū)替過程采用50℃（水+化學(xué)藥劑）驅(qū)替，油溶性降黏體系段塞注入，然后再用質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%的防乳破乳體系水溶液驅(qū)替；直至驅(qū)出液中含水超過99%后停止注入。分別記錄各個階段驅(qū)出油量及驅(qū)出油的含水率，然后計算（水+化學(xué)劑）驅(qū)的采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 瀝青質(zhì)、膠質(zhì)對稠油油包水乳狀液穩(wěn)定性的影響

2.1.1 瀝青質(zhì)對油包水乳狀液穩(wěn)定性的影響 向航空煤油中加入瀝青質(zhì)，形成0.5%、1%和2%濃度的模擬油，與地層水高速攪拌后形成油包水乳狀液（油水比7：3），測定不同轉(zhuǎn)速下的界面黏度。

不同濃度的瀝青質(zhì)模擬油與地層水間的油水界面剪切黏度隨剪切速率變化關(guān)系（見圖1）。由圖1看出，隨瀝青質(zhì)濃度增加，測得油水剪切界面黏度增大，說明瀝青質(zhì)中含有界面活性物質(zhì)，能夠形成一定強度的界面膜。瀝青質(zhì)模擬油與地層水間的油水界面剪切黏度隨剪切速率的增加而減小，然后趨于穩(wěn)定。因此瀝青質(zhì)中的界面活性物質(zhì)形成的界面膜會隨剪切而被破壞。

圖1 瀝青質(zhì)對油水界面剪切黏度的影響

向航空煤油中加入瀝青質(zhì)，形成0.1%、0.5%、1%和2%濃度的模擬油，與地層水高速攪拌后于50℃靜置1 h后析水量分別為10%、5%、2%和1%，說明隨著瀝青質(zhì)含量的增加，形成原油乳狀液的析水量逐漸降低。隨時間的增加，析水量幾乎不變，因此加入瀝青質(zhì)形成的原油乳狀液穩(wěn)定性增強，表明瀝青質(zhì)中含有界面活性物質(zhì)，瀝青質(zhì)模擬油與地層水能夠形成穩(wěn)定的W/O乳狀液。

2.1.2 膠質(zhì)對油包水乳狀液穩(wěn)定性的影響 向航空煤油中加入膠質(zhì)，形成1%、3%和7%濃度的模擬油，與地層水高速攪拌后形成油包水乳狀液（油水比7：3），測定不同轉(zhuǎn)速下的界面黏度。

不同濃度的膠質(zhì)模擬油與地層水間的油水界面剪切黏度隨剪切速率變化關(guān)系（見圖2）。由圖2可以看出，隨著膠質(zhì)濃度的增加，膠質(zhì)模擬油與地層水之間的油水界面剪切黏度增加，隨著剪切速率的增加，膠質(zhì)模擬油與地層水間的油水界面剪切黏度增加。當(dāng)膠質(zhì)含量較高時，界面活性物質(zhì)多，在油水界面形成的界面膜強度大，因此界面剪切黏度較大。這說明膠質(zhì)中含有界面活性物質(zhì)，能夠形成一定結(jié)構(gòu)的界面膜。

圖2 膠質(zhì)對油水界面剪切黏度的影響

由上述實驗結(jié)果可知，稠油的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)中，瀝青質(zhì)模擬油與地層水乳化所形成的W/O型乳狀液穩(wěn)定性最強，其次是膠質(zhì)。由于原油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等天然乳化劑易形成油包水的乳化液，從而導(dǎo)致原油黏度增大，發(fā)生乳化堵塞地層現(xiàn)象，因此利用既可防乳又可破乳的化學(xué)體系解決乳化堵塞問題；利用油溶性降黏體系破壞稠油瀝青膠體模型，降低黏度，增加原油流動性具備理論可行性[8]。

2.2 防乳破乳體系靜態(tài)性能評價

2.2.1 防乳效果測定 測得不同濃度（0.1%、0.3%、0.5%和1%）的防乳破乳體系的防乳率為67%、78%、83%和85%，說明該體系能有效防止油、水形成油包水乳液，避免稠油在地層或井筒中形成乳化堵塞。

2.2.2 破乳效果測定 測得不同濃度（0.1%、0.3%、0.5%和1%）的防乳破乳體系的破乳率為76%、86%、89%和90%，說明該體系能有效破除已形成的油包水乳液，解除乳化堵塞。

考慮藥劑的防乳和破乳效果及使用成本，建議使用濃度0.5%。

2.3 油溶性降黏體系靜態(tài)性能評價

2.3.1 降黏效果測定 測得不同濃度（2%、5%和10%）的油溶性降黏體系的降黏率為71%、90%和95%。

2.3.2 溶瀝青效果測定 利用掛片法測定，測定體系對瀝青的溶解效果，50℃下該體系10 min即可將瀝青溶解完全，測得其溶解速率為3.20 mg/（mL·min）。

實驗結(jié)果表明，該體系具有良好的降黏和溶瀝青效果，說明該體系能快速溶解稠油中的瀝青質(zhì)，解除地層中的有機堵塞，降低稠油黏度，提升原油流動性。

2.4 動態(tài)驅(qū)油評價

共3根填砂管1#、2#和3#，1#填砂管為50℃水驅(qū)；2#填砂管為50℃水驅(qū)乳化油；3#填砂管為50℃化學(xué)藥劑溶液驅(qū)油，考察了藥劑的解堵降壓效果和驅(qū)油效果。

2.4.1 化學(xué)體系的解堵降壓效果 2#相比于1#巖心，前期驅(qū)替壓差最高達(dá)1.1 MPa，而普通水驅(qū)油最高為0.07 MPa，壓差上升明顯，測得該油包水乳液黏度為4 229 mPa·s，黏度增加70%，說明巖心中形成油包水后，稠油乳化增黏使得驅(qū)替壓差明顯抬升，阻力增大；3#巖心注入0.1 PV的油溶性降黏劑，注入藥劑前期壓差較大，后續(xù)壓差迅速降低至0.32 MPa，降壓約0.8 MPa，燜井0.5 h后，使用0.5%防乳破乳劑溶液（80℃）繼續(xù)驅(qū)替，壓差幾乎降為零，說明水和化學(xué)藥劑結(jié)合的協(xié)同作用可有效解除地層堵塞（見圖3）。

圖3 不同驅(qū)替方式驅(qū)替壓差對比曲線

2.4.2 化學(xué)體系的驅(qū)油效果 2#巖心與1#巖心相比，兩者驅(qū)替效率相差不大；3#巖心驅(qū)替效率較高，最終驅(qū)替效率比1#、2#高約5%左右，驅(qū)油速度快，含水上升速度加快，1.3 PV左右含水即達(dá)到98%（見圖4）。

圖4 不同驅(qū)替方式驅(qū)替效率對比曲線

以上實驗表明，化學(xué)體系的加入可有效提高洗油效率，加快采收速度，提高采收率。

3 結(jié)論與認(rèn)識

（1）稠油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)是形成油包水乳狀液的天然乳化劑，且含量越多，乳化越穩(wěn)定，乳化堵塞越嚴(yán)重；因此利用既可防乳又可破乳的化學(xué)體系解決乳化堵塞問題；利用油溶性降黏體系破壞稠油瀝青膠體模型，降低黏度，增加原油流動性具備理論可行性。

（2）室內(nèi)靜態(tài)評價表明，0.5%防乳破乳體系的防乳率為83%，破乳率為89%，具有良好的防止和解除乳化堵塞的能力；濃度為5%的油溶性降黏體系的降黏率為90%，溶瀝青質(zhì)速率為3.20 mg/（mL·min），可快速溶解稠油中的瀝青質(zhì)，降低原油黏度。

（3）動態(tài)驅(qū)油實驗表明，油溶性降黏體系與防乳破乳體系可降低注入壓差0.8 MPa，且兩種體系的加入可使其驅(qū)油效率提升5%，說明化學(xué)體系可有效解除稠油乳化堵塞的問題，同時還可進(jìn)一步提高洗油效率，加快采收速度，提高采收率，為海上問題井的解決提供技術(shù)指導(dǎo)。

我國大力推進(jìn)生物天然氣產(chǎn)業(yè)化發(fā)展

近日，國家能源局下發(fā)征求對《關(guān)于促進(jìn)生物天然氣產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的指導(dǎo)意見》的意見函?！兑庖姟分赋觯?dāng)前生物天然氣處于發(fā)展初期，面臨著技術(shù)不成熟、產(chǎn)業(yè)體系不健全、政策支持力度不夠等問題，急需強化支持、完善政策，加快生物天然氣產(chǎn)業(yè)化發(fā)展步伐。

《意見》提出我國生物天然氣有四個發(fā)展階段：到2020年，生物天然氣實現(xiàn)初步發(fā)展，初步建立產(chǎn)業(yè)體系，政策體系基本形成。到2030年，生物天然氣實現(xiàn)穩(wěn)步發(fā)展，規(guī)模位居世界前列，生物天然氣年產(chǎn)量超過300億立方米，占國內(nèi)天然氣產(chǎn)量一定比重。

據(jù)悉，我國將編制國家生物天然氣發(fā)展中長期規(guī)劃，明確生物天然氣商業(yè)化可持續(xù)發(fā)展的路徑等。同時，還將根據(jù)國家規(guī)劃和重點地區(qū)省級規(guī)劃，大型能源企業(yè)以及其他有實力的企業(yè)編制本企業(yè)生物天然氣發(fā)展規(guī)劃，面向全國謀劃提出項目布局。《指導(dǎo)意見》鼓勵燃?xì)饨?jīng)營企業(yè)開發(fā)建設(shè)生物天然氣項目。完善支持政策，包括修訂城鎮(zhèn)燃?xì)夤芾項l例，將生物天然氣納入管理范圍，支持生物天然氣并入城鎮(zhèn)燃?xì)夤芫W(wǎng)和消費。制定生物天然氣優(yōu)先利用政策措施，研究建立綠色燃?xì)馀漕~制度等。

（摘自中國石油報第7295期）