新型抗温抗盐稠油乳化降黏剂性能评价

鲍彦锋

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300459）

随着常规油藏的不断开采，稠油油藏作为主要的非常规油藏，逐渐成为未来石油开采的主要方向和趋势。稠油中具有高含量的胶质和沥青质，导致其黏度高，流动性差，这无疑大大增加了稠油开采和运输的成本。因此，稠油开采过程中的关键就是要对稠油降黏，以改善其流动性问题。目前，最常用的稠油降黏技术主要有热采降黏、改质降黏、物理降黏、微生物降黏以及乳化降黏技术等等，其中乳化降黏法由于降黏效果好、工艺简单、经济成本低廉的特点，成为目前广受研究学者欢迎的降黏方法。乳化降黏法是指将含有乳化剂的活性水注入稠油油层中，并通过一定的外力搅拌将稠油乳化，使其转变为连续相为水相的水包油（O/W）乳状液，从而显著降低稠油黏度和流动摩阻，有效提高其开采能力[1-3]。

随着开采地层条件越来越严苛，井下温度、地层水矿化度越来越高，乳化降黏剂需要有一定的耐温耐盐能力，因此，研制一种耐温耐盐的乳化降黏剂具有现实意义。以某油田稠油为原料，通过多种表面活性剂复配，得到了具有阴、非离子多重特性的新型抗温抗盐稠油乳化降黏剂NL，很好的改善了单一表面活性剂的性能[4-8]。室内对复配的乳化降黏剂开展了稠油乳化性能评价试验，结果表明，该剂在乳状液中降黏效果显著，能够很好的促进稠油乳状液的稳定性，且耐温耐盐效果突出，取得了较好的研究效果。

1 实验部分

1.1 材料和仪器

现场某油田稠油；复合型表面活性剂乳化降黏剂NL，淡水，油田模拟地层水，实验室自制。

TX-500全自动界面张力仪（美国科洛有限公司）；SNB-2数字式黏度计（上海精天电子仪器有限公司）；XMTD-7000恒温水浴锅（上海景迈仪器设备有限公司）；高温老化罐、GJS-B12K电动搅拌器（青岛海通达专用仪器有限公司）；JE1002电子天平，烧杯，量筒（荆州市江津化玻有限公司）。

1.2 实验方法

（1）稠油乳状液配制 将稠油原油和含有降黏剂的淡水或盐水溶液按照一定比例混合，使用电动搅拌器在1000r·min-1下充分搅拌均匀，并在一定温度下恒温水浴1h，即得到所需乳状液。

（2）降黏率测定 分别取一定量的稠油试样和含有乳化剂的水溶液，按照一定比例搅拌混合后，倒入试样检测杯中，恒温水浴1h，用黏度计测试混合体系在不同温度下的黏度，计算稠油乳化液的降黏率：

式中 φ0：稠油初始黏度，mPa·s；φ1：稠油乳化后黏度，mPa·s。

2 结果与讨论

室内对NL-1乳化降黏剂进行了性能评价，主要包括乳化体系油水比、抗温、抗盐、稳定性及对油水界面张力的影响。

2.1 原油黏温曲线测定

在样品杯中量取一定量的稠油样品，设置多个不同的水浴温度（包括20～90℃），并用黏度计测定不同温度下稠油的黏度。其原油黏度随温度变化的曲线见图1。

图1 原油黏度随温度变化曲线Fig.1 Crude oil viscosity change curve with temperature

由图1可以看出，温度对原油黏度的影响较大，随温度的升高其黏度明显降低。

2.2 油水比对乳状液黏度的影响

室内将稠油和乳化剂水溶液按不同比例搅拌混合，配制出不同油水比的混合乳状液，在50℃下恒温水浴1h后，分别测定各稠油乳化液的黏度和稳定性变化，结果见表1。

表1 油水比对乳状液黏度的影响Tab.1 Effect of oil-water ratio on the viscosity of emulsion

由表1可以看出，油水比越低，黏度越低，乳状液稳定性越高，降黏率越高，混合体系逐渐形成水包油的乳化体系。当油水比小于7∶3时，体系黏度已低至56mPa·s，降黏率达90%以上，具有显著的降黏效果。从机理上分析，在井底条件下，油水比越来越高时，混合体系中会发生水包油向油包水的相态转变，而导致破乳，此时的黏度变化主要与连续相油有关，从而增大乳状液黏度。

2.3 油水界面张力测定

为了考察制备的表面活性剂NL降低油水界面张力的能力，配制了不同浓度的溶液，并分别测定不同浓度溶液下的稠油乳状液油水界面张力，测试温度为50℃，试验结果见表2。

表2 油水界面张力Tab.2 Oil-water interfacial tension

由表2数据可以看出，随着表面活性剂浓度的增加，油水界面张力逐渐下降，当该表面活性剂浓度达到0.8%时，油水界面张力可降低至10-3mN·m-1数量级；此后继续增加浓度，其油水界面张力变化趋于稳定。结果表明，当样品浓度增加时，表面活性剂分子逐渐在界面上发生聚集，从而能够有效降低油水界面张力，当乳状液中表面活性剂达到一定浓度时，形成的O/W水包油乳状液状态稳定，不易改变。

2.4 乳状液稳定性能评价

室内将稠油和乳化剂水溶液按7∶3的比例搅拌混合，加入0.8%的降黏剂，在50、80、100℃下静置，并分别测定在不同时刻稠油乳化液的黏度变化，试验结果见图2。

图2 乳状液稳定性评价Fig.2 Evaluation of emulsion stability

由图2可知，随着时间的增加，稠油乳状液的黏度先缓慢增加后增黏较快；同时温度越高时，乳化体系黏度上涨较快，表明温度越高，乳化体系稳定性越差，但在12h内的乳状液还是在较稳定的范围内。

2.5 温度对稠油乳状液的影响

室内将降黏剂配制的溶液置于老化罐中，在不同高温下加热一段时间后，与原油按照7∶3的比例混合配制成乳状液，在50℃下测定乳化体系的黏度，试验结果见表3。

表3 降黏剂耐温能力Tab.3 Temperature resistance of viscosity reducer

由表3数据可知，NL经过高温处理后，乳化体系降黏率变化较小，仍然具有较好的降黏能力，耐温能力达200℃。

2.6 降黏剂抗盐性能评价

在对原油进行乳化降黏的过程中，高矿化度的地层水中含有大量的钙镁离子，会影响体系乳化的降黏效果。因此，室内模拟地层水成分，用不同矿化度的盐水配制乳化剂溶液，并按照7∶3的比例加入到原油中搅拌混合，在50℃下恒温水浴后测定该温度下的黏度，试验结果见图3。

图3 体系抗盐性评价Fig.3 Evaluation of the salt resistance of emulsification system

由图3数据可知，随着水的矿化度升高，混合乳化体系的黏度也逐渐增大，对稠油的降黏效果略有下降；当矿化度为20000mg·L-1时，降黏率仍达75%以上，表明该降黏剂抗盐效果较好，高矿化度下仍能形成较稳定的乳状液。

3 结论

（1）通过复配得到了具有双离子表面活性剂特性的复合型抗温抗盐乳化降黏剂NL，其耐温能力达200℃，耐盐达20000mg·L-1，抗盐效果较好，高矿化度下仍能形成较稳定的乳状液。

（2）乳化降黏剂NL加量为0.8%、油水比为7∶3时，可将油水界面张力降低至10-3mN·m-1数量级，形成的稠油乳状液黏度低至56.05mPa·s，降黏率达90%以上。在50～100℃下，12h内黏度上涨均在可控范围内，乳液稳定性较好。