潘建華

(中國石油遼河油田公司高升采油廠，遼寧盤錦 124125)

高升油田稠化油緩速乳化堵水技術

潘建華

(中國石油遼河油田公司高升采油廠，遼寧盤錦 124125)

根據(jù)高升采油廠稠油的特點，篩選出了稠化油緩速乳化堵水所需要的緩速乳化劑，通過一系列室內模擬實驗，研究了含水度、礦化度、乳化劑濃度等對乳狀液黏度變化的影響，并確定了其使用范圍；巖心驅替實驗表明，研制的稠化油緩速乳化劑符合緩速乳化堵水的要求，封堵性能好，能夠對地層進行有效封堵。

高升油田；緩速乳化劑；封堵性能

目前遼河油田高升采油廠注水區(qū)塊開發(fā)已進入中后期，存在含水上升速度快、產(chǎn)油快速下降等問題。以往開展了調剖等穩(wěn)油控水技術研究與應用，取得了一定效果，但部分油井仍存在高含水的現(xiàn)象。對此，近些年提出了“調堵結合”的思想，開展了稠化油堵水技術研究，篩選出了以高凝稠油為主的乳化體系，但在現(xiàn)場實施過程中，該體系遇水快速乳化，造成稠化油黏度大幅上升，致使注入壓力高，甚至無法注入，影響了堵水效果。因此，開展高升油田注水區(qū)塊稠化油緩速乳化堵水技術進行研究，實現(xiàn)油-水緩慢乳化，達到封堵水竄通道，提高油井產(chǎn)量的目的。

1 配方體系室內實驗研究

將兩種互不相溶的液相混合(一般可視為水相和油相)，其中一相以微粒分散在另一相中而形成乳狀液新體系。乳化過程必須借助于機械攪拌力和合適的乳化劑的作用。在水-油-乳化劑體系中，乳化液的類型主要取決于乳化劑在水、油兩相的溶解性，又稱親水親油平衡(HLB)。規(guī)定表面活性劑的HLB數(shù)值為1～40，其中非離子表面活性劑的HLB數(shù)值為1～20。HLB數(shù)值越大，親水性越強。從親油性到親水性的轉變點約為10，完全沒有親水基的石蠟HLB值為0。作為油包水(W/O)型表面活性劑的HLB值為3.5～6.0，而作為水包油型表面活性劑的HLB值為8～18。其中HLB值1.5～3.0為消泡劑，7.0～9.0為潤濕劑，13～15為洗滌劑，見表1。

因此，為了制備得到油包水(W/O)型乳狀液，首先要篩選出HLB值為3.5～6.0的表面活性劑。

將約0.1 g表面活性劑置于試管中，然后加入5 mL水，在70 ℃左右的水浴中加熱，用玻璃棒攪拌并記錄觀察到的結果，若分散不好，則再取0.1 g，加入5 mL柴油，在70 ℃左右的水浴中加熱，用玻璃棒攪拌并記錄觀察到的結果。

表1 化合物在水中狀態(tài)及其HLB值的范圍

根據(jù)表2可得，HLB值為3.5～6.0的表面活性劑有：LH-B2、LH-B14、LH-B17。

將以上篩選出的乳化劑配置乳狀液放入70℃恒溫箱中，每天定時取出，觀察乳狀液的狀態(tài)，并測其黏度的變化，由圖1可以明顯觀察到，由三種乳化劑配置的乳狀液的初始黏度均較低，能滿足現(xiàn)場注入壓力的要求，其中LH-B2配置的乳狀液黏度上升趨勢最大。觀察6個月，此乳狀液的黏度一直維持在12 000 mPa·s以上，具有很好的穩(wěn)定性。

2 乳化稠油穩(wěn)定性影響因素研究

2.1 乳化劑濃度的影響[1-2]

根據(jù)堵水機理，需要研制出高黏度、高穩(wěn)定性的油包水型乳狀液，因此首先需要考察乳狀液的類型，通過觀察乳狀液在水中的分散現(xiàn)象，判斷該乳狀液的類型。實驗采用木質素磺酸鈉乳化劑、遼河高升采油廠脫水原油和采出水，在乳化溫度為75 ℃，配制不同乳化劑濃度、含水率為60%的乳狀液，觀察乳狀液乳化結果。根據(jù)實驗結果(表3)可見，質量分數(shù)2%～8%的乳化劑都能使高升采油廠脫水原油與采出水完全乳化，形成油包水型乳狀液。

表2 表面活性劑在水中、油中狀態(tài)

圖1 乳狀液穩(wěn)定性的測定

表3 不同乳化劑濃度的乳狀液乳化結果表

將配好的這四種乳狀液放入75 ℃恒溫箱中，每天定時取出，觀察乳狀液的狀態(tài)，并測其黏度的變化，由實驗結果(圖2)可以看出，隨著乳化劑濃度的增加，乳狀液的黏度隨之增加。但也不是意味著乳化劑濃度越高越好，這是由于乳化劑達到一定的濃度后，乳化劑分子在乳液液滴界面上的吸附達到了飽和狀態(tài)，界面能降到最低，繼續(xù)增大用量對乳化效率的提高貢獻不大?？紤]到成本，選擇質量分數(shù)6%的乳化劑為最優(yōu)。

圖2 不同質量分數(shù)乳狀液的黏度隨時間變化曲線

2.2 含水率的影響

配制乳化劑質量分數(shù)為6%、不同含水率的乳狀液，通過使用顯微鏡、旋轉黏度計等測定乳狀液的黏度和微觀形態(tài)，從而考察含水率對原油乳化類型、乳化后粒徑分布情況。

將10 mL含水率為50%～70%的乳狀液置于75 ℃恒溫箱中，每隔一段時間取出，觀察乳狀液的吸水量，實驗數(shù)據(jù)如表4所示。可以看出，在不同溫度下，含水率為50%、60%的乳狀液都能維持在75 ℃內6個月不破乳，說明該乳化劑的穩(wěn)定性能好。但是含水率70%的乳狀液輕微出水，說明其穩(wěn)定性不好。

表4 不同含水率乳狀液穩(wěn)定性實驗的數(shù)據(jù)

從乳狀液微觀形態(tài)觀察表明，50%～60%含水率的乳狀液形成的都是液滴大小不一的多分散體系，隨著含水量的增大，彼此分散的自由液滴數(shù)量增多，而以相互接觸的乳滴簇數(shù)量下降，液滴相互連接或橋架形成網(wǎng)狀結構趨勢在降低，說明含水率越高，乳狀液的穩(wěn)定性越不好。70%含水率形成的液滴大小非常不均勻，而且有些自由液滴非常大，說明70%含水率形成的乳狀液不穩(wěn)定?？紤]黏度和封堵性，因此確定含水率為60%。

2.3 礦化度的影響

采用不同礦化度水配置乳狀液，在75 ℃條件下觀察其黏度穩(wěn)定性，由實驗結果(圖3)看出，礦化度為0～20 000 mg/L的乳狀液穩(wěn)定性均較好，在75 ℃時都能維持6個月內不破乳。

圖3 不同礦化度乳狀液的黏度隨時間變化曲線

3 配方體系室內實驗評價

3.1 乳化劑的界面張力研究[3-5]

乳化劑的主要作用機理是：①降低液液界面張力，從而減小了因乳化而引起的界面面積增加帶來的體系的熱力學不穩(wěn)定性；②在分散相液滴表面因表面活性劑吸附而形成機械的、空間的或電性的障礙，減小分散相液滴聚結速度。吸附層的機械和空間障礙作用使液滴相互碰撞時不易聚結，而空間和電性障礙可以避免液滴間相互靠攏。

運用LH-B2配置的活性油、原油分別與區(qū)塊地層水混合測定界面張力，實驗結果如表5所示。

表5 界面張力實驗數(shù)據(jù)

注：實驗溫度：70 ℃；電機轉速：8000 r/min。

加入LH-B2表面活性劑之后界面張力降低，說明LH-B2是通過吸附在分散相(水)的液滴表面，形成機械的、空間的或電性的障礙，減小分散相液滴聚結速度從而提高乳狀液的穩(wěn)定性，降低油-水界面張力而進行乳化作用的，從而達到延遲乳化堵水的目的。

3.2 室內巖心模擬實驗研究

在70 ℃條件下進行包水型乳化劑LH-B2通過模擬地層壓裂前后巖心驅替實驗，評價堵水劑配方的封堵率、突破壓力、殘余阻力系數(shù)的參數(shù)等，實驗結果如表6所示?？梢缘贸?，其封堵性能良好，能夠對地層進行有效地封堵。

表6封堵性能評價實驗結果

4 結論

(1)對于高升采油廠合作區(qū)塊原油采用油，包水型乳化劑LH-B2形成的乳狀液初始黏度比較低，能滿足現(xiàn)場注入壓力的要求， 經(jīng)過一段時間后乳狀液黏度增大，6個月內，黏度一直維持在12 000 mPa·s以上，符合緩速乳化堵水的要求。

(2)乳化劑使用范圍為：質量分數(shù)6%，原油含水率小于60%，地層水礦化度小于20 000 mg/L。

(3)室內巖心模擬實驗表明，研制的乳化劑封堵性能良好，能夠對地層進行有效地封堵。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)05-0141-03

2015-05-19

潘建華，博士，高級工程師，1969年生，1991年畢業(yè)于華東石油學院石油工程專業(yè)，2004年獲得華東石油學院石油與天然氣工程碩士學位，2012年獲得大慶石油學院石油與天然氣工程博士學位，現(xiàn)從事油田開采方面的研究工作。

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