含蜡普通稠油低温冷采降黏剂的研制及性能

高 敏，江建林，乔富林

（中石化石油化工科学研究院有限公司，北京 100083）

稠油在世界油气资源中占有较大的比例，随着各国对原油需求量的增加及轻质油开采储量的减少，以及油气开采技术的提高，稠油在开发中所占的比重也越来越大。据统计，稠油（包括油砂及天然沥青）的储量约为1×1011t［1］，约占全球石油总量的70%。由于稠油黏度高、流动性较差，造成稠油开采难度加大。降低稠油黏度、改善稠油流动性是解决稠油开采、集输的关键。化学降黏法是较为常用的稠油开采方法之一，由于原油中正构烷烃碳数分布的多元性和胶质沥青质结构的复杂性，降黏剂对原油有很强的选择性。乳化降黏是在表面活性剂作用下，使稠油的油包水（W/O）型乳状液转变成水包油（O/W）型乳状液，从而达到降黏的目的。乳化降黏剂对稠油具有较好的乳化性，降黏效率高，在稠油开采和输送过程中得到广泛应用［2］。常用的稠油乳化降黏剂主要为阴离子型和非离子型表面活性剂［3-6］，近年来还研发了各种新型稠油降黏剂，如高分子表面活性剂、氟表面活性剂和生物表面活性剂［7-9］。多种表面活性剂与各类助剂复配，可扩大适用范围，提高降黏效果［10-12］。与蒸汽吞吐等稠油开采技术相比，采用乳化降黏剂的降黏开采技术具有能耗低、设备投资少等优点［13］。近年来，我国在采用乳化降黏对原油进行开采和输送方面取得了较大进展。赵庆辉等［14］针对中国石油辽河油田分公司杜84 块超稠油区块的油层特点、油品性质等因素，筛选出适合于超稠油区块的最佳降黏剂CSL-1，该降黏剂具有耐高温性能，在300 ℃下降黏特性不失效，适合蒸汽吞吐井的井底降黏。刘斌等［15］开发的LB-1 型降黏剂，在添加量为0.2%～0.3%（w）时，对稠油的降黏率可达到93%以上，矿场应用结果表明，加注降黏剂后单井日产油量由12 m3增至42 m3，达到了节能降耗和增产的目的。但现有的传统化学降黏剂针对油藏温度低（40 ℃以下）且蜡含量较高（5%（w）以上）的稠油乳化效果差，降黏效率低，无法实现冷采条件下含蜡稠油的高效降黏。

本工作制备了适合含蜡普通稠油的改性植物油脂型低温冷采降黏剂，考察了降黏剂的乳化能力，并与常用市售降黏剂进行了对比，研究了降黏剂对稠油的降黏界限，对降黏剂的模拟驱油效果进行评价。

1 实验部分

1.1 主要试剂

含蜡普通稠油：中国石化河南油田分公司的L区块稠油、XH 区块稠油、EX 区块稠油；改性植物油脂型降黏剂：自制；氢氧化钠助剂：分析纯，北京化学试剂公司；传统市售降黏剂（TX-100）：纯度99%（w），北京伊诺凯科技有限公司；配制降黏剂溶液所用水：对应区块的地层水；大豆油：医药级，北京伊诺凯科技有限公司；N，N-二甲基胺：纯度97%（w），北京伊诺凯科技有限公司；磺化试剂CHPS：纯度95%（w），上海麦克林生化科技股份有限公司。

1.2 降黏剂的制备方法

在稠油物性分析的基础上，以大豆油为原料，通过两步化学反应制备改性植物油脂型降黏剂，合成路线如图1 所示。

图1 改性植物油脂型降黏剂的合成路线Fig.1 Synthetic route of modified vegetable oil viscosity reducer.

实验步骤：取大豆油100 g、N，N-二甲基胺10 g 于三口烧瓶中，在100 ℃下加热反应4 h 后，停止加热，冷却至室温，即可得到中间体；取中间体100 g、磺化试剂CHPS 20 g 于三口烧瓶中，加入60 g 乙醇和水的混合溶剂，在80 ℃下回流反应12 h，即可制得改性植物油脂型降黏剂产物。

1.3 分析方法

采用德国赛默飞世尔科技有限公司HAAKE MARS Ⅲ型流变仪进行黏度的测定。测定前，试样先在测定温度下恒温20 min 左右。

采用上海光学仪器六厂BM-19 型光学显微成像仪观测乳液状态，测量乳状液中液滴大小及分布。

1.4 乳化降黏实验方法

称取7 g 稠油试样，在常温下加入3 g 含降黏剂的地层水溶液，玻璃棒搅拌10 min 或摇动5～10 min，直接观察乳化情况，或采用显微镜观察试样在显微镜下分布状态，水为连续相则为O/W 型乳状液，油为连续相则为W/O 型乳状液。通过改变实验中稠油试样和降黏剂的量，评价不同油/水质量比下降黏剂的乳化降黏效果。

1.5 模拟驱油实验方法

实验用油为L 区块、XH 区块和EX 区块稠油，实验用水为对应区块产出水，相关参数见表1。模拟驱油实验步骤：1）将直径为2.5 cm、长度为7.1 cm的圆柱体人造岩心烘干，称重；2）测定岩心的气测渗透率，抽真空、饱和地层水，然后接入驱替实验流程；3）将岩心中饱和原油，老化24 h；4）以1 mL/min 的流量水驱岩心，记录不同时间的出油量、出水量，直至含水95%（w）以上；5）注入降黏剂驱油体系；6）以1 mL/min 的流量二次水驱岩心，记录不同时间的出油量、出水量，直至出口端含水95%（w）以上，计算不同时间的采收率和含水率。

表1 实验用水及稠油性质Table 1 Experimental water and heavy oil property

2 结果与讨论

2.1 FTIR 表征结果

中间体和降黏剂的FTIR 谱图见图2。

图2 中间体（i）和产物（ii）的FTIR 谱图Fig.2 FTIR spectra of intermediate(i) and product(ii).

从图2 可看出，中间体在3 380 cm-1处存在宽峰，归属于反应产生的丙三醇O—H 键的伸缩振动，由此说明发生了酰胺化反应。在2 930 cm-1和2 857 cm-1处存在尖峰，归属于饱和C—H 键的不对称伸缩振动和对称伸缩振动。在1 650，1 463，618 cm-1处的3 个尖峰，分别归属于酰胺Ⅰ带（C=O）、Ⅱ带（N—H）和Ⅳ带（O=C—N），表明中间体酰胺键的生成。相比中间体，降黏剂在1 259 cm-1处出现了新的吸收峰，归属于磺酸基团S=O 键的伸缩振动，表明成功制备了降黏剂。

2.2 降黏剂性能评价

2.2.1 降黏剂对稠油的乳化行为

考察了降黏剂的乳化能力，并与常用市售降黏剂进行了对比，结果见表2。从表2 可看出，所制备的降黏剂对于三个区块稠油均具有好的适应性，能够实现16 ℃或40 ℃下稠油的乳化降黏，可形成低黏度的均匀O/W 型乳液体系，且在16 ℃下静置24 h 后，也能够保持低黏度的乳液状态。而市售降黏剂TX-100，仅能实现L 区块稠油的乳化降黏，而对XH 区块和EX 区块稠油的乳化能力较弱，形成了颗粒较粗的分散体系或无法乳化分散稠油。

表2 降黏剂对不同区块稠油的乳化效果Table 2 Emulsification effect of viscosity reducer on heavy oil in different blocks

固定降黏剂含量为0.5%（w），观察不同油/水质量比下，L 区块稠油在加入降黏剂后的乳状液状态，结果见图3。从图3 可看出，不同油/水质量比下，降黏剂的乳化性能均较好，油滴分散均匀且为细小颗粒。随着油/水质量比的减小，乳液液滴分散得更疏松，且视野里会出现更大尺寸的乳液液滴。

图3 不同油/水质量比下降黏剂对L 区块稠油的乳化照片Fig.3 Micrograph of emulsification of heavy oil in block L by viscosity reducer under different oil/water mass ratio.

2.2.2 不同区块稠油的降黏界限

针对L 区块稠油，考察了降黏剂含量和油/水质量比对稠油降黏效果的影响，结果见图4。从图4 可看出，在15～40 ℃温度范围内，当降黏剂含量降至0.2%（w）时，降黏率将下降至90%以下；当油/水质量比上升至7∶3 时，降黏剂对L 区块稠油的降黏率有所下降，但仍可实现降黏率超过95%。因此，降黏剂对L 区块稠油的降黏界限为：降黏剂含量大于等于0.3%（w），油/水质量比小于等于7∶3.

图4 降黏剂含量和油/水质量比对L 区块稠油降黏效果的影响Fig.4 Effect of viscosity reducer content and oil/water mass ratio on viscosity reduction of heavy oil in block L.

针对XH 区块稠油，考察了降黏剂含量和油/水质量比对稠油降黏效果的影响，结果见表3。从表3 可看出，在15～50 ℃温度范围内，降黏剂含量为0.1%～0.5%（w）、油/水质量比为6∶4～8∶2条件下，降黏剂可实现98.5%以上的稠油降黏率。表明降黏剂对XH 区块稠油的适应性极佳，只要满足降黏剂含量大于等于0.1%（w）、油/水质量比小于等于8∶2，对XH 区块稠油可实现降黏率超过98.5%。

表3 降黏剂含量和油/水质量比对XH 区块稠油降黏效果的影响Table 3 Effect of viscosity reducer content and oil/water mass ratio on viscosity reduction of heavy oil in block XH

针对EX 区块稠油，考察了降黏剂含量对稠油降黏效果的影响，结果见表4。从表4 可看出，在 15～45 ℃温度范围内，在降黏剂含量为1.0%（w）时，可实现98%以上的降黏率。因此，降黏剂对EX 区块稠油的降黏界限为：降黏剂含量大于等于1.0%（w），油/水质量比小于等于6∶4。表明降黏剂对EX 区块的适应性略差，这是由于EX 区块稠油性质较特殊，胶质含量较低、蜡含量较高。为了降低降黏剂的使用量，本工作采用添加助剂的方法对降黏剂体系进行优化调整，在降黏剂中引入了质量分数0.05%的氢氧化钠助剂，实现了降黏剂含量降至0.5%（w），仍可达到98%以上的降黏率（图5）。因此对于高含蜡的EX 区块稠油，优选降黏剂与氢氧化钠助剂复配使用的复合降黏体系。

表4 降黏剂含量对EX 区块稠油降黏效果的影响Table 4 Effect of viscosity reducer content on viscosity reduction of heavy oil in block EX

图5 助剂对EX 区块稠油降黏效果的影响Fig.5 Effect of assistant on viscosity reduction of heavy oil in block EX.Condition：oil/water mass ratio 6∶4.

2.3 降黏剂模拟驱油效果评价

选用圆柱体J-1 和J-2 人造岩心（参数见表5），考察了降黏剂对于L 区块和XH 区块稠油的驱替效果，结果见图6。稠油乳化降黏模拟驱油实验步骤为：首先将岩心饱和稠油，一次水驱后至含水率大于95%（w）后，注入0.5 PV 的0.4%（w）降黏剂，然后进行二次水驱，至岩心出口含水率达95%（w）以上，模拟驱油实验温度恒定为35 ℃。从图6 可看出，一次水驱至含水率达95%（w）以上趋于平稳，之后岩心注入降黏剂段塞，含水率出现明显下降，对应注入压力和采收率均显著上升，说明降黏剂对于L 区块和XH 区块稠油均具有明显的驱油效果。

图6 降黏剂驱油体系对L 区块（a）和XH 区块（b）稠油的模拟驱替效果Fig.6 Simulation displacement effect of viscosity reducer flooding system on heavy oil in block L(a) and block XH(b).

表5 人造岩心的测量参数Table 5 Measurement parameters of artificial core

对比了降黏剂对L 区块和XH 区块的驱替效果，结果见表6。从表6 可看出，由于XH 区块稠油黏度较高，L 区块稠油的一次水驱的采收率高于XH 区块。注入0.5 PV 的降黏剂段塞后，L 区块稠油采出液的含水率下降值（16.67 百分点）高于XH 区块的下降值（7.89 百分点）；L 区块稠油二次水驱后提高采收率达14.67 百分点，高于XH 区块稠油（9.17 百分点）。

表6 降黏剂驱采收率及含水变化Table 6 Change of recovery ratio and water content by viscosity reducer flooding

观察岩心出口端产出液，注入降黏剂后，出口端的产出液明显呈现乳化状态，静置48 h 油水分层后的照片如图7 所示。从图7 可看出，一次水驱至含油量显著下降后，注入降黏剂驱段塞，产出液中油量又明显增加。综上所述，低温条件下，降黏剂对于L 区块和XH 区块稠油均具有显著的驱油效果，对于黏度较低的L 区块稠油采收率提高幅度更大。

图7 岩心出口端产出液静置分层后的照片Fig.7 Photos of produced fluid at the outlet after stratification.

3 结论

1）成功研制了改性植物油脂型降黏剂，使用此降黏剂在低温条件下（15～40 ℃）能够较好地乳化分散含蜡普通稠油，形成低黏度均匀分散的稳定O/W 乳液体系。

2）对于L 区块、XH 区块和EX 区块稠油，降黏剂实现低温区稠油降黏率大于95%的降黏界限条件分别为：降黏剂含量大于等于0.3%（w），油/水质量比小于等于7∶3；降黏剂含量大于等于0.1%（w），油/水质量比小于等于8∶2；降黏剂含量大于等于1.0%（w），油/水质量比小于等于6∶4。对于EX 区块稠油，可通过引入氢氧化钠助剂将降黏剂使用量降至0.5%（w）。

3）降黏剂对L 区块和XH 区块稠油均具有显著的驱油效果，模拟驱油采收率分别提高了14.67，9.17 百分点。