轮南桑解油田稠油化学降黏新工艺

雷腾蛟，崔小虎，王红标，寇 国，王法鑫，苏 洲

（1. 中国石油 塔里木油田公司 轮南油气开发部，新疆 库尔勒 841000；2. 中国石油 塔里木油田公司 油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000）

轮南、桑解油田部分储层存在产层深、地层温度高、地层水矿化度高、原油沥青质含量高等特点［1-2］，原油在井筒举升及地面管线集输过程中，随温度的降低黏度增大，造成井筒举升及地面管线集输困难。为了解决上述问题，形成了一套电加热、掺稀油降黏工艺［3-4］。然而，该工艺前期投入资金高、能耗高、稀油拉运困难，随油井产量逐步降低，电加热生产无法实现盈利，且地层能量衰竭严重的油井采用油套环空掺稀油的方式将抑制地层原油的产出。因此，需要转变降黏思路，开展化学降黏研究，根据TI油组储层及原油特性，研发化学降黏剂。

本工作合成了一种耐高温、抗高矿化度的水溶性降黏剂JN-1，并设计出三种适用于不同油井管柱、不同原油黏度的药剂加注工艺。该化学降黏工艺具有降黏效果好、生产成本低的特点，可确保油井高效生产。

1 现有降黏工艺的局限性

储层及原油的物性见表1。由表1可见，轮南、桑解油田部分油井产层深达5 000 m，产层温度高达130 ℃，地层水矿化度高达21×104mg/L，原油沥青质含量达10%～20%（w），50 ℃下原油黏度达 40 000 mPa·s。

表1 储层及原油的物性Table 1 Physical properties of reservoir and crude oil

在井筒举升过程中，随温度的降低沥青质逐渐析出，造成井筒举升困难。油井投产初期产油量高，采用抽油机带电加热杆生产，在实现正常举升的同时能获得较好的经济效益。随地层能量逐渐降低、含水率上升，油井产油量下降，高能耗电加热杆生产的经济效益变差，无法满足现场生产需求。而部分采用环空掺稀油降黏的油井，一方面，每日稀油用量大，试采单井需从联合站拉运稀油至井场，拉运费用高；另一方面，环空掺入稀油量大，造成井底液柱压力高，降低了井底生产压差，抑制了地层原油产出，影响油井产量。

2 水溶性降黏剂JN-1作用机理及性能评价

2.1 水溶性降黏剂JN-1作用机理

稠油降黏剂JN-1属于水溶性降黏剂，由非离子-阴离子表面活性剂复配而成，将其与稠油混合，通过搅拌形成细小的水包油（O/W）型乳状液并在稠油油水界面膜上形成乳化层，把原油流动时油膜与油膜之间的摩擦变成水膜与水膜之间的摩擦，从而使稠油流动的阻力大幅减小，黏度大幅降低，达到降黏以及提高采收率的目的［5］。水溶性降黏剂JN-1的作用机理见图1。

图1 水溶性降黏剂JN-1的作用机理Fig.1 Mechanism diagram of water soluble JN-1 viscosity reducer.

非离子表面活性剂为烷基酚或壬基酚聚氧烯烃类非离子表面活性剂，由起始剂与环氧丙烷、环氧乙烷嵌段聚合而成的高分子化合物复配而成。非离子表面活性剂小分子吸附于液滴表面，在液滴周围定向排列成膜，从而降低油水界面张力，有效阻止液滴聚集，促进油水形成稳定的乳状液。非离子表面活性剂小分子在液滴表面排列越整齐，乳化形成的油水膜越牢固、乳状油水混合体系越稳定［6-7］。

阴离子表面活性剂为磺酸盐阴离子表面活性剂，由烷基磺酸盐、醇醚硫酸、α-烯基磺酸盐与无机助剂复配而成。阴离子表面活性剂的加入大幅提高了非离子表面活性剂乳液的耐高温性能和抗高矿化度性能，实现了在高温、高矿化度条件下，降低油水界面张力和稠油黏度的目的［8-9］。

2.2 水溶性降黏剂JN-1性能评价

2.2.1 乳化性能

选择沥青质含量约为20%（w）的稠油和矿化度为21×104mg/L的模拟注入水，按照7∶3的油水质量比配制两份试样，其中一份加入降黏剂JN-1配制成1 000 mg/L的乳化液；将试样搅拌均匀后放入50 ℃恒温水浴锅中静置30 min，取出后进行搅拌，观察乳化效果［10］。未加降黏剂和加入降黏剂的稠油乳化效果的对比见图2。由图2可知，加入降黏剂JN-1后混合液形成O/W型乳状液，实现了油水混相，说明该降黏剂对稠油表现出较好的乳化分散能力。

图2 未加降黏剂（a）和加入降黏剂（b）的稠油乳化效果的对比Fig.2 Comparison of two kinds of heavy oil emulsification without(a) and with(b) adding viscosity reducer.

2.2.2 润湿性能

分别将降黏剂JN-1和模拟注入水滴加在轮南稠油表面，观察从液滴滴下1 s后液滴在油面上的接触角，接触角越小，说明溶液越容易润湿表面，溶液的亲油性越好。液滴在稠油表面的铺展见图3和图4、测量结果见表2。由表2可知，降黏剂JN-1液滴与稠油的接触角为19.4°，模拟注入水与稠油的接触角为78.9°。这表明降黏剂JN-1与稠油具有很好的亲油、疏水润湿性作用，JN-1的疏水基伸入油相、亲水基伸入水相发生定向吸附，从而降低界面张力，增强对稠油的分散和乳化能力。

图3 JN-1降黏剂在稠油表面的铺展Fig.3 Spreading of JN-1 viscosity reducer on heavy oil surface.

图4 模拟注入水在稠油表面的铺展Fig.4 Spreading of simulated injected water on heavy oil surface.

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

2.2.3 降黏性能

依照标准 Q/SH 1020 1519—2013［11］中稠油降黏剂的通用技术条件，在50 ℃下使用矿化度为210 000 mg/L的模拟注入水配制混合液，分别加入质量浓度为500～2 000 mg/L的JN-1降黏剂进行稠油降黏实验，实验结果见表3。

从表3可看出，JN-1降黏剂对轮南、桑解油田中低沥青质含量（10%～20%（w））稠油的降黏效果明显，对黏度约10 000 mPa·s的稠油，500 mg/L质量浓度下降黏率达到90.9%；对黏度约20 000 mPa·s的稠油，1 000 mg/L质量浓度下降黏率达到95.4%；对黏度约40 000 mPa·s的稠油，2 000 mg/L质量浓度下降黏率达到97.8%。实验结果表明，JN-1降黏剂具有较好的表面活性和乳化性，对不同黏度范围的稠油都具有良好的降黏性能，使稠油混合液形成O/W型乳状液，达到降黏目的［12］。

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

2.2.4 耐温耐盐性能

将JN-1降黏剂放在50～130 ℃的高温压力容器中处理2 h，取LNA井稠油与清水配制成质量比为7∶3的混合液，加入2 000 mg/L经高温处理的JN-1降黏剂，测试降黏剂对稠油的降黏效果，实验结果见表4。配制矿化度为0～30×104mg/L的盐水，将其与LNA井稠油按质量比3∶7混合，加入2 000 mg/L的JN-1降黏剂，测试降黏剂对稠油的降黏效果［13］，实验结果见表5。

表4 JN-1降黏剂的耐温性能Table 4 Temperature resistance of JN-1 viscosity reducer

由表4和表5可见，JN-1降黏剂具有良好的耐温、耐盐性能，经130 ℃高温处理后的JN-1降黏剂的降黏率仍高达97.3%，耐温效果明显；随稠油混合液矿化度的增加，JN-1降黏剂的降黏效果略有下降，但降黏率仍可达97.1%，在轮南油田21×104mg/L的矿化度条件下能够满足降黏要求。

表5 JN-1降黏剂的耐盐性能Fig.5 Salt resistance of JN-1 viscosity reducer

3 降黏剂加注方式设计

3.1 环空加注方式设计

对于原油沥青质含量大于15%（w）的油井，原油黏度在20 000～40 000 mPa·s之间，原油黏度较高，当温度逐渐降低时，井筒中原油举升困难。对该类井可采取环空加注稠油降黏剂，降黏剂经环空进入油管与稠油混合实现降黏。根据油套环空压力的不同、井筒管柱的差异，环空加注方式的设计有所不同。

放任生长的大樱桃树，枝干比较直立，生长势较强，必须通过拉枝等方法开张角度。对保留的大枝拉枝，开张角度至70°～80°；对过于粗大、不挂果的大枝，应结合高接换头的办法改造，高接成活后再拉枝开角，缓解生长势。也可在大枝基部用8#铁丝绞缢，阻止养分顺利输送，削弱枝干生长势，控制枝干及新梢旺长，促进花芽形成。

针对地层能量较低的油井、地层流体气液比较低的油井以及抽油机完井管柱油井，油套环空压力低，直接采用增压泵向油套环空加注药剂，就能够满足现场生产，示意图见图5。在较低泵注压力条件下，药剂能够顺利通过油套环空进入油管与稠油混合，实现降黏目的。

图5 直接环空加药示意图Fig.5 Schematic diagram of direct annulus dosing.

针对地层能量充足的油井、地层流体气液比高的油井以及电泵完井管柱油井，油套环空压力高，直接采用增压泵向油套环空加注药剂困难，药剂无法通过环空进入油管进行降黏。为此，设计了环空细管加注方式，示意图见图6。由图6可见，直接通过增压泵将药剂加注进细管中，药剂再经过安装在油管壁的注入头进入油管与稠油混合，实现降黏目的。

3.2 地面管线加注设计

对于原油沥青质含量小于15%（w）的油井，原油黏度在5 000～20 000 mPa·s之间，原油黏度较低，该类原油能够正常从井筒举升到井口，但随着温度的进一步降低，原油在地面集输管线中黏度逐渐增大，造成管线集输压力超高。该类井可采取地面管线加注稠油降黏剂的方法，降黏剂通过增压泵进入地面管线与稠油混合实现降黏，示意图见图7。

图6 环空细管加注示意图Fig.6 Filling diagram of annular thin pipe.

图7 地面管线加注示意图Fig.7 Schematic diagram of ground pipeline filling.

4 化学降黏工艺的现场应用

LNA井于2020年1月11日抽油机完井，环空掺稀油投产TI油组，日产液4 t，日产油3.8 t，含水率（质量分数，下同）5%，由于该井日掺稀油量28 m3，掺稀量大，抑制了地层产出；3月22日采用环空加药生产，日产液16 t，日产油15.4 t，含水率3.7%，日加降黏剂32 L，油井工况稳定，实现了高效连续生产。截止2020年5月该井已连续生产48 d，大幅提高了油井产量，节约了生产成本，累计增油930 t。

LNC井于2019年5月28日电泵投产TI油组，日产液30 t，日产油16 t，日产气0.16×104m3，含水率46.6%。在地面集输过程中，随温度的降低，该井原油黏度逐渐增大，地面管线发生堵塞。在2019年8月1日管线解堵后，进行地面管线加注降黏剂生产。截止2020年5月该井已连续生产306 d，回压由3.0 MPa下降到0.8 MPa，大幅降低了生产回压，确保油井正常生产，原油正常集输，提高了生产效率，累计增油7 258 t、增气27.1×104m3。

截止2020年5月，稠油化学降黏工艺在轮南、桑解油田现场应用14井次，其中环空加药4井次、地面管线加药10井次，提高了油井井筒举升和地面集输能力，实现了油井连续生产，大幅降低生产成本的同时提高了油井生产效率，实现年增油16 037 t、年增气257×104m3。稠油化学降黏工艺现场应用效果见表6和表7。该工艺不仅大大降低了油井井筒堵塞、地面集输管线超压次数，还提高了油井生产时率，实现了油井连续生产，大幅提高了油井产量，极大提高了经济效益。

表6 油套环空加注降黏剂工艺应用井数统计Table 6 Statistics of applied wells of injecting viscosity reducer into oil jacket annulus technology

表7 地面管线加注降黏剂工艺应用井数统计Table 7 Statistics of applied wells of adding viscosity reducer to ground pipeline technology

5 结论

1）由非离子-阴离子表面活性剂复配而成的水溶性降黏剂JN-1在室内评价实验中降黏效果明显。该降黏剂在130 ℃高温下、21×104mg/L高矿化度下，对沥青质含量低于20%（w）的原油具有良好的降黏效果，降黏率可达98%左右，能够满足轮南、桑解油田稠油降黏要求。

2）根据各油井原油物性、完井管柱、井口压力的不同，设计了油套环空加注方式、地面集输管线加注方式，确保了药剂现场应用的可操作性。针对稠油井，现场环空加药应用4井次、地面集输管线加药应用10井次，现场应用效果明显，大幅降低了油井井筒堵塞、地面集输管线超压次数，提高了油井生产时率，大幅提高了油井产量，实现低成本、高效益生产。