高温稠油掺稀降黏开采辅助降黏剂的研究与应用

2018-05-07徐海霞姜许健刘迎斌

钻采工艺 2018年1期

王鹏，徐海霞，陈兰，刘敏，姜许健，钟婷，刘迎斌，张博

(1中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院 2中国石油塔里木油田分公司开发事业部)

哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏埋深6 500～7 200 m，油藏温度155℃～170℃，地层水平均矿化度20×104mg/L。部分缝洞单元存在稠油分布，原油密度为1.01～1.10 g/cm3，具有中等含蜡、高含沥青质特点，现均采用反掺稀降黏方式开采。目前生产中主要存在以下问题：①稀油需求量大，且向单井运输稀油成本高，经济效益相对较差；②部分井在含水率达到一定值时，出现反相乳化，混液黏度增大，导致地面管线堵塞。为有效解决以上问题，结合哈拉哈塘井身结构及管柱特点，在加热降黏、改质降黏及化学降黏三类稠油降黏方法中[1-3]，优选采用化学降黏法辅助掺稀降黏。该方法既能够降低稀油用量，又能够避免反相乳化问题。

在哈拉哈塘油田开展稠油化学降黏工艺研究主要存在以下技术难点：①油藏温度高、地层水矿化度高，要求降黏剂具有优良的耐高温、耐盐性能，且价格低廉；②降黏剂与地层产出液在井筒中的混合时间短，要求降黏剂能够在流动状态下快速形成较为稳定的乳状液；③碳酸盐岩油藏产出液含水波动大，且无特定规律可循，要求降黏剂在较大的含水范围内有效；④与絮凝剂及破乳剂配伍性良好，对联合站水处理无影响。针对以上技术难点，结合哈拉哈塘油田原油物性特点，进行了乳化降黏剂配方的筛选与性能评价实验，并在此基础上成功进行了先导性现场试验。

一、室内实验

1. 原油与地层水分析

1.1 原油物性分析

从哈拉哈塘油田某井原油组分分析结果表明，哈拉哈塘稠油组分中胶质、沥青质含量较高(39.77%)，蜡含量为3.488%，属中等含蜡、高含沥青质普通稠油。图1为该油样黏温曲线。

图1 哈拉哈塘原油黏温曲线

1.2 地层水水质分析

从哈拉哈塘油田某井产出地层水水质分析数据可以看出，哈拉哈塘稠油区块水中钙、镁离子以及矿化度都较高，总矿化度为217 365.4 mg/L，Ca2+、Mg2+、Na+含量分别为13 245.6 mg/L、798.3 mg/L、73 211.21 mg/L。。一方面，水中钙、镁、钠等金属离子的存在会对表面活性剂的某些活性组分产生破坏；另一方面，矿化度的高低将直接影响乳化水的相对密度及乳化剂的作用效果，矿化度越高，水的相对密度差就越大，对乳化剂作用效果的抑制作用也越大[4-7]。

2. 降黏剂配方筛选

根据乳化降黏的要求，选用阴离子型表面活性剂作为主剂，与非离子型表面活性剂进行复配筛选。实验所用的阴离子型表面活性剂：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；所用的非离子型表面活性剂：ST-AN-1、ST-AN-2；所用稠油油样50℃，黏度为25 321 mPa·s；所用地层水样为某井产出地层水。

2.1 主剂筛选

2.1.1 根据降黏率筛选

各实验组数据均在6 000 mg/L降黏剂浓度、30%含水率、50℃条件下测定，表1为不同表面活性剂单剂降黏率对比表。根据降黏率对比结果，初步选取阴离子型表面活性剂ST-CN-9、ST-CN-10作为主剂。

表1 不同表面活性剂单剂降黏率对比表

2.1.2 根据乳化效率筛选

降黏剂的乳化效率为分散相(稠油)质量W1与形成稳定乳状液时所需乳化剂质量W2之比。为满足经济效益需求，对各单剂进行了乳化效率对比实验，各实验组均在30%含水率、50℃条件下进行，表2为实验结果，由表2中可以看出，当形成稳定的O/W型乳状液时，ST-CN-9与ST-CN-10的乳化效率最高，这与降黏率的分析结果相吻合，因此最终选取阴离子型表面活性剂ST-CN-9、ST-CN-10作为主剂。

表2 不同表面活性剂单剂乳化效率对比表

2.2 复配筛选

阴离子型与非离子型表面活性剂复配使用可产生协同效应，从而能够降低临界胶束浓度、增强药剂的耐温耐盐性能，提高表面活性剂体系的乳化降黏效果及适用范围[8-10]。

为获得更好的降黏效果，选取阴离子型表面活性剂ST-CN-9、ST-CN-10作为主剂分别与非离子型表面活性剂ST-AN-1、ST-AN-2进行复配。各表面活性剂加量均为1 500 mg/L，复配实验结果可知，非离子型表面活性剂ST-AN-1与阴离子型表面活性剂ST-CN-10复配效果最好，降黏率达到96.32%。据此确定降黏剂配方由ST-CN-10与ST-AN-1复配而成。图2为单剂与复配体系降黏效果对比情况，其中复配体系为ST-CN-10与 ST-AN-1按照1 ∶1比例复配而成。据图2中对比可知，相同浓度下，复配体系降黏效果优于单剂，综合以上筛选结果，确定降黏剂配方由ST-CN-10与ST-AN-1按照1 ∶1的比例复配而成，并命名为PPH。

图2 单剂与复配体系降黏效果对比

3. 降黏剂浓度优选

根据现场实际需求，需将日掺稀量降低50%。为确定最优的降黏剂浓度，结合试验井生产数据，每组实验称取8 g稠油油样(取自HA10-2C井，未脱水处理)，加入不同量的PPH降黏剂，乳化后加入12.5 g稀油，然后测定50℃的黏度，实验结果如图3所示(取稠油与稀油混液原始黏度205.5 mPa·s作为降黏率计算基值)。由图3可知，随着降黏剂浓度的增大，降黏率首先快速升高，而当浓度达到0.1%时，降黏率达到90.51%，继续增大降黏剂浓度，对降黏率提高幅度较小。因此，PPH降黏剂的最优浓度为0.1%。

图3 降黏剂浓度对降黏效果的影响

4. 降黏剂性能评价

4.1 含水率对降黏效果的影响评价

保持PPH降黏剂浓度0.1%及加入稀油量不变，使用地层水配制不同含水率的混液，评价含水率对降黏效果的影响，结果如图4(取稠油与稀油混液原始黏度205.5 mPa·s作为降黏率计算基值)。由图4可知，随着含水率的增加，降黏率呈首先升高而后逐渐下降的趋势。在含水率30% ～ 70%范围内，降黏率均在70%以上，表明PPH降黏剂适用的含水率范围较广，能够满足现场实际需求。

图4 含水率对降黏效果的影响

4.2 温度对降黏效果的影响评价

保持PPH降黏剂浓度0.1%、含水率40%不变，考察不同温度对稠油降黏的影响，实验结果如图5所示(取稠油与稀油混液原始黏度205.5 mPa·s作为降黏率计算基值)。由图5可知，随着温度的升高，降黏率呈首先升高而后缓慢降低的变化规律，在30 ℃～ 160℃范围内，降黏率均在88%以上，表明PPH降黏剂耐温性能较好，能够满足实际井筒温度条件要求。

图5 温度对降黏效果的影响

5. 降黏剂与添加剂配伍性评价

5.1 降黏剂与絮凝剂配伍性

取联合站所用絮凝剂及未处理污水，通过室内实验评价PPH降黏剂对絮凝剂絮凝效果的影响(含悬量参照SY/T 5329-94标准测定)，实验结果见表3。由表3可知，PPH降黏剂的加入对絮凝剂絮凝效果无影响，表明降黏剂与絮凝剂配伍性良好。

表3 PPH降黏剂对絮凝剂作用效果的影响

5.2 降黏剂与破乳剂配伍性

取联合站所用破乳剂及某井产出油样，通过室内实验评价PPH降黏剂对破乳剂脱水效果的影响(脱水量参照Q/SYLY 0115-2008标准测定)，实验结果见表4。由表4可知，PPH降黏剂的加入对破乳剂脱水效果无影响，表明降黏剂与破乳剂配伍性良好。

表4 PPH降黏剂对破乳剂脱水效果的影响

二、现场应用效果

为验证PPH型降黏剂的现场应用效果，选取X井进行了先导性现场试验。X井井底温度141℃，采取反掺稀方式生产，掺稀阀深度6 387.31 m。试验前日掺稀量78 t，日产液43 t，含水率41.93%，存在掺稀量大、能耗高等问题，现场试验目标为将日掺稀量降低至39 t。

1. 现场施工工艺及参数

现场加药工艺流程图如图6所示，试验采用在线连续加药方式，加药点设在喂油泵与掺稀泵之间，降黏剂由加药泵注入掺稀管线与稀油混合，经过掺稀泵增压后进入油套环空。该加药工艺流程具有施工风险低、药剂与稀油混合均匀的特点。

图6 现场加药工艺流程图

2. 现场降黏效果

X井于2017年4月25日开始加药，7月30日试验结束，施工效果如表5所示。由表5可知，加药前井口产出液黏度为42.5 mPa·s(井口温度35℃下测量)，日掺稀量为78 t；试验结束时，日掺稀量已降低至38 t，而产出液黏度降低至30.2 mPa·s，表明PPH型降黏在该井应用效果较好，对稠油起到了良好的降黏作用，有效降低了掺稀量，达到了试验目的。