英旺油田高含蜡原油降凝剂筛选及现场应用

2012-02-07王贺谊白建林江绍静王前荣仝敏波贺新宏

化学工程师 2012年9期

王贺谊，白建林，江绍静，王前荣，仝敏波，何晨，贺新宏

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司a.研究院，陕西西安 710075；b.英旺采油厂，陕西宜川 716200；2.长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500）

高蜡原油的共同特点是含蜡量高、凝固点高、粘度低。一般认为蜡质、沥青质胶质是引起原油高凝高粘的根本原因，开采过程中由于蜡晶析出结蜡和胶质沥青质的沉淀析出，造成井筒举升和管线输送困难，由于原油流变特性与这些重质组分的微观结构及其相互作用方式的内在联系非常复杂，至今有关这些重组分对原油粘度和凝固点异常的作用机理尚不清楚。而且，对原油在地层多孔介质中的流变特性的研究也不完善[1-3]。目前，国内外对原油的开采和输送主要有物理逐站加热和化学降凝降粘两种方法。物理法能耗大、成本高，且存在停输再启动困难等问题[4，5]。化学降凝法是通过在原油中添加化学试剂（一般为高分子聚合物）降低原油凝固点的方法。它成本低、使用方便，是改进原油开采和输送[6-8]。

英旺油田长8油藏类型主要为上倾方向遮挡形成的岩性油藏，其储层严格受着沉积岩性控制，具有岩性致密，渗透率特低，孔喉导流性差，非均质性强，驱动能量不足等特点。油层埋深在50～400m之间，平均埋深230m，油藏温度低，平均17～20℃，通过岩芯分析储层孔隙度平均值为10.8%，渗透率平均值为1.5×10-3μm2，含油饱和度平均值为30%，油层有效厚度10m。原油具有高凝固点（27～32℃）、高含腊量（14%左右）、粘度大162.1 mPa·s（20℃，170s-1）、高初镏点、低残炭的特征，给石油开采工艺造成较大的困难。针对英旺油田目极浅层油藏的流动问题而采取的低温降凝技术极为困难，开展了原油降凝剂配方的筛选及矿场试验。

1 实验仪器及试剂

DHG电热鼓风干燥箱；FA2004C电子天平；FA2004C型电子分析天平；SYD-510G石油产品凝点测试器等。

柴油降凝剂、解聚剂、T808、HABS、双子表活计、分散剂、SLHG降凝剂等；英旺高131原油、英旺地层水。

2 结果与讨论

2.1 英旺长8原油基本性质分析

2.1.1 长8油层高131原油流变曲线原油为石腊基稀油，地面原油冬季呈金黄色粘稠状，夏季呈墨绿色液态，且有轻质馏分从中逸出，具有高凝固点、高含蜡量、高初镏点、低残炭型的特点。英旺长8油层20℃地面原油密度0.8368g·cm-3，温度在30℃时粘度为11.18 mPa·s，凝固点17℃，含蜡量13.58%。

图1 长8高131原油流变曲线Fig.1 Flow curve of Gao131 crude oil for chang 8 reservoir

由图1可知，长8高131原油粘度在剪切速率为0～50s-1的增加逐渐下降呈假塑性流体特征。当剪切速率超过50s-1以后，剪切速率对原油的粘度基本不产生影响，原油呈牛顿流体状态。

图2为不同剪切条件下原油粘度随温度变化曲线。

图2 长8油层高131井原油粘温性能测定Fig.2 Determination of viscosity-temperature properties of chang 8 reservoir Gao131 crude oil

由图2可知，当温度高于高131井原油凝点17℃时，在21℃时斜率增大，发生转折，此温度也为该原油的析蜡点，之后原油粘度随温度的变化逐渐减小，当温度高于27℃时，粘度基本不受温度影响。由粘温性能曲线可知，若注热水，注入地层水的温度只要大于27℃就可以。

2.1.2 长8油层高131原油色质分析高131原油色谱图如图3所示。

图3 长8油层高131原油色谱图Fig.3 Chromatograms of chang 8 reservoir Gao131 crude oil

原油色质分析为降凝剂的筛选可提供可靠的依据。由图3可以看出，高131原油以正构烷烃组分为主，相对含量54.12%，其中碳数≥15的正构烷烃占总正构烷烃的76.55%；其次是其他有机物类34.85%；环烷烃相对含量6.23%，以甲基环己烷和二甲基环己烷为主；苯系物相对含量4.39%；多环芳烃相对含量0.41%。

2.2 降凝剂筛选实验

长8原油含蜡14%，凝固点约为32℃，而地层温度只有17℃，为解决其在极浅层油藏的流动问题而采取的低温降凝技术极为困难，必须打破传统思路，有针对性地开展降凝实验。室内选用柴油降凝剂、解聚剂、T808、HABS、双子表活计、分散剂、SLHG降凝剂共7种药剂进行降凝实验。

7种药剂单独使用对长8储层原油降凝效果不明显，见下表1。

表1 不同种类化学剂降凝效果Tab.1 The pour point depressant effect on different types of chemicals

由表1可见，柴油降凝剂、解聚剂、T808、HABS、双子表活剂没有效果，分散剂和SLHG降凝剂可以将凝固点降低2℃。

利用具有降凝效果的分散剂和SLHG降凝剂作为主剂进行复配，观察实验效果。表2为复配后对长8储层原油的降凝效果。

表2 复配药剂对长8原油降凝效果Tab.2 The pour point depressant effect of compounding pharmacy on chang 8 reservoir crude oil

由表2可见，复配后药剂可降低长8储层原油凝固点1～3℃，只有2#添加剂和分散剂复配能够明显降低原油的凝固点。

室内试验过的降凝类型有树脂类、酐类、表面活性剂类、高碳醇酯类、分散类和复配类。其中复配类效果最好，利用分散剂作为主剂，加入某种添加剂可以有效降低长8和长8储层原油凝固点。

实验稠油为长8储层原油。一定浓度的分散剂与不同浓度添加剂对长8储层原油凝固点的影响。实验结果见表3。其中配方浓度为重量百分比。

表3 复配添加剂对长8原油降凝效果Tab.3 The pour point depressant effect of combined additives on chang 8 reservoir crude oil

从表3可以看出，分散剂和添加剂复配可有效降低长8储层原油凝固点，最低可降到4℃。添加剂的最佳浓度为0.5%。

用长8储层原油作为实验用油，添加剂浓度为0.5%，分散剂选用不同浓度进行试验，优选出分撒剂最佳浓度。实验数据见表4。

表4 不同浓度分散剂对长8储层原油降凝效果的影响Tab.4 The pour point depressant effect of different concentrations of dispersant on chang 8 reservoir of crude oil

根据表4绘制浓度-凝固点曲线见图4。

图4 不同浓度比例分散剂和添加剂时长8原油凝固点Fig.4 Ppour point depressant of Different concentration ratio of dispersant and additives for chang 8 reservoir crude oil

从以上实验数据可以看出，对于长8储层原油，分散剂和添加剂复配可有效降低该储层原油凝固点。添加剂最佳浓度为0.5%。分散剂最佳浓度为5%。5%分散剂+0.5%添加剂可使长8储层原油凝固点从27℃降低到4.5℃。

2.3 降凝剂现场试验

经过大量的实验，多次调整降凝剂配方，最终将凝固点降低到5℃。2011年3月初经过专家及采油厂对现场的勘察及了解初步确定了蒸汽吞吐、清洁压裂液压裂、降凝剂吞吐等工艺措施。初步筛选效果比较好、成本相对比较低的降凝剂+N2吞吐试验方案及清洁压裂液压裂方案。并做出了英53井的具体实施方案，工艺原理主要是利用降凝剂降低原油凝固点，利用氮气补充能量并增加降凝剂的波及面积。

按照清洁压裂液压裂、RPIE采油方案，于2011年5月27日对英53井456～457m，460～464m，468～469m进行了清洁压裂液压裂改造，破压25.7 MPa，加砂 41m3，总液量 162.86m3。憋压 1.5h 后利用5mm油嘴控制放喷，放喷结束后下泵投产，于5月29日见到油花，截止5月31日停抽累计产液113.7 m3，累计产油1.03t，最高日产油0.7t。6月1日注降凝剂12m3，最高压力为9MPa。6月2日开始注N2，最高压力为9.5MPa。6月9日中午11:30停注，累计注入N290063m3。6月10～6月12日关井后压力降为6.8MPa，下午15:03开始放压，6月13日继续放压，放喷时产液4.68m3，产油2t。6月14日中午14:00起出封隔器，后下泵投产，于晚上18:30上液，泵挂为420m，冲程为1.5m，冲次为11次，投产后无压力，截止8月28日，累计产液77.82m3，累计产油17.18t，目前日产液0.48m3，日产油0.1t。试验井采出液凝点均已降低到5℃以下，原油流动性也很好，产量较试验前有很大提高。