雷騰蛟，崔小虎，王紅標(biāo)，寇 國(guó)，王法鑫，蘇 洲

（1. 中國(guó)石油 塔里木油田公司 輪南油氣開(kāi)發(fā)部，新疆 庫(kù)爾勒 841000；2. 中國(guó)石油 塔里木油田公司 油氣工程研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000）

輪南、桑解油田部分儲(chǔ)層存在產(chǎn)層深、地層溫度高、地層水礦化度高、原油瀝青質(zhì)含量高等特點(diǎn)［1-2］，原油在井筒舉升及地面管線集輸過(guò)程中，隨溫度的降低黏度增大，造成井筒舉升及地面管線集輸困難。為了解決上述問(wèn)題，形成了一套電加熱、摻稀油降黏工藝［3-4］。然而，該工藝前期投入資金高、能耗高、稀油拉運(yùn)困難，隨油井產(chǎn)量逐步降低，電加熱生產(chǎn)無(wú)法實(shí)現(xiàn)盈利，且地層能量衰竭嚴(yán)重的油井采用油套環(huán)空摻稀油的方式將抑制地層原油的產(chǎn)出。因此，需要轉(zhuǎn)變降黏思路，開(kāi)展化學(xué)降黏研究，根據(jù)TI油組儲(chǔ)層及原油特性，研發(fā)化學(xué)降黏劑。

本工作合成了一種耐高溫、抗高礦化度的水溶性降黏劑JN-1，并設(shè)計(jì)出三種適用于不同油井管柱、不同原油黏度的藥劑加注工藝。該化學(xué)降黏工藝具有降黏效果好、生產(chǎn)成本低的特點(diǎn)，可確保油井高效生產(chǎn)。

1 現(xiàn)有降黏工藝的局限性

儲(chǔ)層及原油的物性見(jiàn)表1。由表1可見(jiàn)，輪南、桑解油田部分油井產(chǎn)層深達(dá)5 000 m，產(chǎn)層溫度高達(dá)130 ℃，地層水礦化度高達(dá)21×104mg/L，原油瀝青質(zhì)含量達(dá)10%～20%（w），50 ℃下原油黏度達(dá) 40 000 mPa·s。

表1 儲(chǔ)層及原油的物性Table 1 Physical properties of reservoir and crude oil

在井筒舉升過(guò)程中，隨溫度的降低瀝青質(zhì)逐漸析出，造成井筒舉升困難。油井投產(chǎn)初期產(chǎn)油量高，采用抽油機(jī)帶電加熱桿生產(chǎn)，在實(shí)現(xiàn)正常舉升的同時(shí)能獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益。隨地層能量逐漸降低、含水率上升，油井產(chǎn)油量下降，高能耗電加熱桿生產(chǎn)的經(jīng)濟(jì)效益變差，無(wú)法滿足現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)需求。而部分采用環(huán)空摻稀油降黏的油井，一方面，每日稀油用量大，試采單井需從聯(lián)合站拉運(yùn)稀油至井場(chǎng)，拉運(yùn)費(fèi)用高；另一方面，環(huán)空摻入稀油量大，造成井底液柱壓力高，降低了井底生產(chǎn)壓差，抑制了地層原油產(chǎn)出，影響油井產(chǎn)量。

2 水溶性降黏劑JN-1作用機(jī)理及性能評(píng)價(jià)

2.1 水溶性降黏劑JN-1作用機(jī)理

稠油降黏劑JN-1屬于水溶性降黏劑，由非離子-陰離子表面活性劑復(fù)配而成，將其與稠油混合，通過(guò)攪拌形成細(xì)小的水包油（O/W）型乳狀液并在稠油油水界面膜上形成乳化層，把原油流動(dòng)時(shí)油膜與油膜之間的摩擦變成水膜與水膜之間的摩擦，從而使稠油流動(dòng)的阻力大幅減小，黏度大幅降低，達(dá)到降黏以及提高采收率的目的［5］。水溶性降黏劑JN-1的作用機(jī)理見(jiàn)圖1。

圖1 水溶性降黏劑JN-1的作用機(jī)理Fig.1 Mechanism diagram of water soluble JN-1 viscosity reducer.

非離子表面活性劑為烷基酚或壬基酚聚氧烯烴類(lèi)非離子表面活性劑，由起始劑與環(huán)氧丙烷、環(huán)氧乙烷嵌段聚合而成的高分子化合物復(fù)配而成。非離子表面活性劑小分子吸附于液滴表面，在液滴周?chē)ㄏ蚺帕谐赡ぃ瑥亩档陀退缑鎻埩?，有效阻止液滴聚集，促進(jìn)油水形成穩(wěn)定的乳狀液。非離子表面活性劑小分子在液滴表面排列越整齊，乳化形成的油水膜越牢固、乳狀油水混合體系越穩(wěn)定［6-7］。

陰離子表面活性劑為磺酸鹽陰離子表面活性劑，由烷基磺酸鹽、醇醚硫酸、α-烯基磺酸鹽與無(wú)機(jī)助劑復(fù)配而成。陰離子表面活性劑的加入大幅提高了非離子表面活性劑乳液的耐高溫性能和抗高礦化度性能，實(shí)現(xiàn)了在高溫、高礦化度條件下，降低油水界面張力和稠油黏度的目的［8-9］。

2.2 水溶性降黏劑JN-1性能評(píng)價(jià)

2.2.1 乳化性能

選擇瀝青質(zhì)含量約為20%（w）的稠油和礦化度為21×104mg/L的模擬注入水，按照7∶3的油水質(zhì)量比配制兩份試樣，其中一份加入降黏劑JN-1配制成1 000 mg/L的乳化液；將試樣攪拌均勻后放入50 ℃恒溫水浴鍋中靜置30 min，取出后進(jìn)行攪拌，觀察乳化效果［10］。未加降黏劑和加入降黏劑的稠油乳化效果的對(duì)比見(jiàn)圖2。由圖2可知，加入降黏劑JN-1后混合液形成O/W型乳狀液，實(shí)現(xiàn)了油水混相，說(shuō)明該降黏劑對(duì)稠油表現(xiàn)出較好的乳化分散能力。

圖2 未加降黏劑（a）和加入降黏劑（b）的稠油乳化效果的對(duì)比Fig.2 Comparison of two kinds of heavy oil emulsification without(a) and with(b) adding viscosity reducer.

2.2.2 潤(rùn)濕性能

分別將降黏劑JN-1和模擬注入水滴加在輪南稠油表面，觀察從液滴滴下1 s后液滴在油面上的接觸角，接觸角越小，說(shuō)明溶液越容易潤(rùn)濕表面，溶液的親油性越好。液滴在稠油表面的鋪展見(jiàn)圖3和圖4、測(cè)量結(jié)果見(jiàn)表2。由表2可知，降黏劑JN-1液滴與稠油的接觸角為19.4°，模擬注入水與稠油的接觸角為78.9°。這表明降黏劑JN-1與稠油具有很好的親油、疏水潤(rùn)濕性作用，JN-1的疏水基伸入油相、親水基伸入水相發(fā)生定向吸附，從而降低界面張力，增強(qiáng)對(duì)稠油的分散和乳化能力。

圖3 JN-1降黏劑在稠油表面的鋪展Fig.3 Spreading of JN-1 viscosity reducer on heavy oil surface.

圖4 模擬注入水在稠油表面的鋪展Fig.4 Spreading of simulated injected water on heavy oil surface.

表2 液滴在稠油表面的接觸角Table 2 Contact angle of droplets on heavy oil surface

2.2.3 降黏性能

依照標(biāo)準(zhǔn) Q/SH 1020 1519—2013［11］中稠油降黏劑的通用技術(shù)條件，在50 ℃下使用礦化度為210 000 mg/L的模擬注入水配制混合液，分別加入質(zhì)量濃度為500～2 000 mg/L的JN-1降黏劑進(jìn)行稠油降黏實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

從表3可看出，JN-1降黏劑對(duì)輪南、桑解油田中低瀝青質(zhì)含量（10%～20%（w））稠油的降黏效果明顯，對(duì)黏度約10 000 mPa·s的稠油，500 mg/L質(zhì)量濃度下降黏率達(dá)到90.9%；對(duì)黏度約20 000 mPa·s的稠油，1 000 mg/L質(zhì)量濃度下降黏率達(dá)到95.4%；對(duì)黏度約40 000 mPa·s的稠油，2 000 mg/L質(zhì)量濃度下降黏率達(dá)到97.8%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，JN-1降黏劑具有較好的表面活性和乳化性，對(duì)不同黏度范圍的稠油都具有良好的降黏性能，使稠油混合液形成O/W型乳狀液，達(dá)到降黏目的［12］。

表3 JN-1降黏劑的降黏性能Table 3 Viscosity reducing performance of JN-1 viscosity reducer

2.2.4 耐溫耐鹽性能

將JN-1降黏劑放在50～130 ℃的高溫壓力容器中處理2 h，取LNA井稠油與清水配制成質(zhì)量比為7∶3的混合液，加入2 000 mg/L經(jīng)高溫處理的JN-1降黏劑，測(cè)試降黏劑對(duì)稠油的降黏效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。配制礦化度為0～30×104mg/L的鹽水，將其與LNA井稠油按質(zhì)量比3∶7混合，加入2 000 mg/L的JN-1降黏劑，測(cè)試降黏劑對(duì)稠油的降黏效果［13］，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

表4 JN-1降黏劑的耐溫性能Table 4 Temperature resistance of JN-1 viscosity reducer

由表4和表5可見(jiàn)，JN-1降黏劑具有良好的耐溫、耐鹽性能，經(jīng)130 ℃高溫處理后的JN-1降黏劑的降黏率仍高達(dá)97.3%，耐溫效果明顯；隨稠油混合液礦化度的增加，JN-1降黏劑的降黏效果略有下降，但降黏率仍可達(dá)97.1%，在輪南油田21×104mg/L的礦化度條件下能夠滿足降黏要求。

表5 JN-1降黏劑的耐鹽性能Fig.5 Salt resistance of JN-1 viscosity reducer

3 降黏劑加注方式設(shè)計(jì)

3.1 環(huán)空加注方式設(shè)計(jì)

對(duì)于原油瀝青質(zhì)含量大于15%（w）的油井，原油黏度在20 000～40 000 mPa·s之間，原油黏度較高，當(dāng)溫度逐漸降低時(shí)，井筒中原油舉升困難。對(duì)該類(lèi)井可采取環(huán)空加注稠油降黏劑，降黏劑經(jīng)環(huán)空進(jìn)入油管與稠油混合實(shí)現(xiàn)降黏。根據(jù)油套環(huán)空壓力的不同、井筒管柱的差異，環(huán)空加注方式的設(shè)計(jì)有所不同。

放任生長(zhǎng)的大櫻桃樹(shù)，枝干比較直立，生長(zhǎng)勢(shì)較強(qiáng)，必須通過(guò)拉枝等方法開(kāi)張角度。對(duì)保留的大枝拉枝，開(kāi)張角度至70°～80°；對(duì)過(guò)于粗大、不掛果的大枝，應(yīng)結(jié)合高接換頭的辦法改造，高接成活后再拉枝開(kāi)角，緩解生長(zhǎng)勢(shì)。也可在大枝基部用8#鐵絲絞縊，阻止養(yǎng)分順利輸送，削弱枝干生長(zhǎng)勢(shì)，控制枝干及新梢旺長(zhǎng)，促進(jìn)花芽形成。

針對(duì)地層能量較低的油井、地層流體氣液比較低的油井以及抽油機(jī)完井管柱油井，油套環(huán)空壓力低，直接采用增壓泵向油套環(huán)空加注藥劑，就能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)，示意圖見(jiàn)圖5。在較低泵注壓力條件下，藥劑能夠順利通過(guò)油套環(huán)空進(jìn)入油管與稠油混合，實(shí)現(xiàn)降黏目的。

圖5 直接環(huán)空加藥示意圖Fig.5 Schematic diagram of direct annulus dosing.

針對(duì)地層能量充足的油井、地層流體氣液比高的油井以及電泵完井管柱油井，油套環(huán)空壓力高，直接采用增壓泵向油套環(huán)空加注藥劑困難，藥劑無(wú)法通過(guò)環(huán)空進(jìn)入油管進(jìn)行降黏。為此，設(shè)計(jì)了環(huán)空細(xì)管加注方式，示意圖見(jiàn)圖6。由圖6可見(jiàn)，直接通過(guò)增壓泵將藥劑加注進(jìn)細(xì)管中，藥劑再經(jīng)過(guò)安裝在油管壁的注入頭進(jìn)入油管與稠油混合，實(shí)現(xiàn)降黏目的。

3.2 地面管線加注設(shè)計(jì)

對(duì)于原油瀝青質(zhì)含量小于15%（w）的油井，原油黏度在5 000～20 000 mPa·s之間，原油黏度較低，該類(lèi)原油能夠正常從井筒舉升到井口，但隨著溫度的進(jìn)一步降低，原油在地面集輸管線中黏度逐漸增大，造成管線集輸壓力超高。該類(lèi)井可采取地面管線加注稠油降黏劑的方法，降黏劑通過(guò)增壓泵進(jìn)入地面管線與稠油混合實(shí)現(xiàn)降黏，示意圖見(jiàn)圖7。

圖6 環(huán)空細(xì)管加注示意圖Fig.6 Filling diagram of annular thin pipe.

圖7 地面管線加注示意圖Fig.7 Schematic diagram of ground pipeline filling.

4 化學(xué)降黏工藝的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

LNA井于2020年1月11日抽油機(jī)完井，環(huán)空摻稀油投產(chǎn)TI油組，日產(chǎn)液4 t，日產(chǎn)油3.8 t，含水率（質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同）5%，由于該井日摻稀油量28 m3，摻稀量大，抑制了地層產(chǎn)出；3月22日采用環(huán)空加藥生產(chǎn)，日產(chǎn)液16 t，日產(chǎn)油15.4 t，含水率3.7%，日加降黏劑32 L，油井工況穩(wěn)定，實(shí)現(xiàn)了高效連續(xù)生產(chǎn)。截止2020年5月該井已連續(xù)生產(chǎn)48 d，大幅提高了油井產(chǎn)量，節(jié)約了生產(chǎn)成本，累計(jì)增油930 t。

LNC井于2019年5月28日電泵投產(chǎn)TI油組，日產(chǎn)液30 t，日產(chǎn)油16 t，日產(chǎn)氣0.16×104m3，含水率46.6%。在地面集輸過(guò)程中，隨溫度的降低，該井原油黏度逐漸增大，地面管線發(fā)生堵塞。在2019年8月1日管線解堵后，進(jìn)行地面管線加注降黏劑生產(chǎn)。截止2020年5月該井已連續(xù)生產(chǎn)306 d，回壓由3.0 MPa下降到0.8 MPa，大幅降低了生產(chǎn)回壓，確保油井正常生產(chǎn)，原油正常集輸，提高了生產(chǎn)效率，累計(jì)增油7 258 t、增氣27.1×104m3。

截止2020年5月，稠油化學(xué)降黏工藝在輪南、桑解油田現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用14井次，其中環(huán)空加藥4井次、地面管線加藥10井次，提高了油井井筒舉升和地面集輸能力，實(shí)現(xiàn)了油井連續(xù)生產(chǎn)，大幅降低生產(chǎn)成本的同時(shí)提高了油井生產(chǎn)效率，實(shí)現(xiàn)年增油16 037 t、年增氣257×104m3。稠油化學(xué)降黏工藝現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果見(jiàn)表6和表7。該工藝不僅大大降低了油井井筒堵塞、地面集輸管線超壓次數(shù)，還提高了油井生產(chǎn)時(shí)率，實(shí)現(xiàn)了油井連續(xù)生產(chǎn)，大幅提高了油井產(chǎn)量，極大提高了經(jīng)濟(jì)效益。

表6 油套環(huán)空加注降黏劑工藝應(yīng)用井?dāng)?shù)統(tǒng)計(jì)Table 6 Statistics of applied wells of injecting viscosity reducer into oil jacket annulus technology

表7 地面管線加注降黏劑工藝應(yīng)用井?dāng)?shù)統(tǒng)計(jì)Table 7 Statistics of applied wells of adding viscosity reducer to ground pipeline technology

5 結(jié)論

1）由非離子-陰離子表面活性劑復(fù)配而成的水溶性降黏劑JN-1在室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)中降黏效果明顯。該降黏劑在130 ℃高溫下、21×104mg/L高礦化度下，對(duì)瀝青質(zhì)含量低于20%（w）的原油具有良好的降黏效果，降黏率可達(dá)98%左右，能夠滿足輪南、桑解油田稠油降黏要求。

2）根據(jù)各油井原油物性、完井管柱、井口壓力的不同，設(shè)計(jì)了油套環(huán)空加注方式、地面集輸管線加注方式，確保了藥劑現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的可操作性。針對(duì)稠油井，現(xiàn)場(chǎng)環(huán)空加藥應(yīng)用4井次、地面集輸管線加藥應(yīng)用10井次，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果明顯，大幅降低了油井井筒堵塞、地面集輸管線超壓次數(shù)，提高了油井生產(chǎn)時(shí)率，大幅提高了油井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)低成本、高效益生產(chǎn)。