杜813南塊超稠油摻活性水降黏技術

摘要：針對杜813南塊超稠油開發使用電加熱降黏工藝存在能耗過高的問題，提出并應用摻活性水降黏工藝。通過對超稠油性質的測定，得到超稠油乳化降黏劑的HLB值，確定乳化劑。實驗結果表明，該工藝具有較高的降黏率，解決了超稠油乳化降黏與破乳脫水之間的矛盾，實現了替代電加熱工藝進行超稠油開采的目的。在該塊5口超稠油井進行摻活性水降黏工藝試驗，結果表明，摻活性水降黏技術可以取代電加熱降黏技術維持正常生產，降本增效效果顯著，單井年平均節約成本34.59×104元。

關鍵詞：杜813南塊 摻活性水降黏 HLB值 超稠油降黏

杜813南塊興隆臺油層是歡喜嶺油田在2003年全面投入開發的一個超稠油油藏。該塊普遍采用摻稀油和電加熱降黏2種工藝實現井筒舉升。由于超稠油的特點，采用摻稀油生產存在摻油量大、影響產量的缺點，目前全部采用電加熱的方式確保油井正常生產。但電加熱存在投入費用大，維護費用高、能耗高的缺點，電加熱年支出近1000×104元，導致杜813南塊開發成本一直居高不下。基于上述原因，提出開展超稠油摻活性水降黏技術研究，探索舉升新方式，替代電加熱方式，降低舉升成本，實現杜813南塊的高效開發。

1、油藏概況

杜813南塊位于遼河盆地西部凹陷西斜坡，開發目的層為興隆臺油層。該塊于2003年投入開發，截至2007年11月，動用含油面積0.63km2，動用石油地質儲量420×104t，日產油為120.6t/d，綜合含水為84.5%，累計產油13.01×104t，累計產水37.01×104t，累計注汽61.91×104t，采油速度為0.66%，采出程度為3.1%，累計油汽比為0.21，累計返水率為59.7%，平均單井注汽吞吐5.8個周期。

2、超稠油摻活性水降黏技術

2.1 超稠油性質的測定

通過對原油黏度和溫度變化曲線的測定，可以準確掌握稠油在不同溫度下的黏度，為實驗提供依據。HLB值稱親水親油平衡值。表面活性劑的HLB值之所以重要，是因為它不僅與表面活性劑的親水親油性有關，而且與其基本性能有關，如表面張力、界面上的吸附性、乳化性及乳狀液的穩定性、分散性、溶解性、去污性等。HLB值反映了表面活性劑的親水、親水性。采用熒光法測定杜813-32-39井超稠油乳化最佳HLB值為10.7。

2.2 乳化劑的選擇

根據所做超稠油乳化最佳HLB值測定實驗，結合環氧丙烷環氧乙烷嵌段共聚物可以改變嵌段數控制分子鏈長短的特性，可以滿足不同井、不同時期的超稠油物性差異的需要。最終確定活性水主劑為有機多胺類和多元醇類，附劑為接支兩段或三段的環氧丙烷環氧乙烷嵌段共聚物。

2.3 與破乳劑的配伍性

聯合站現場破乳劑使用濃度為150mg/L，摻活性水降黏劑使用濃度為100mg/L。采用SY/T 5281-2000《中華人民共和國石油體天然氣行業標準的原油破乳劑使用性能檢測方法（瓶試法）》進行實驗評價。

實驗結果表明，摻活性水降黏劑與聯合站破乳劑配伍性良好。實驗設計降黏劑濃度對聯合站破乳脫水沒有影響，摻活性水降黏技術所使用的降黏劑與破乳劑具有協同效應，在一定濃度范圍內可以提高脫水效果。

3、現場應用

3.1 現場實施情況

2010年10月至2011年5月，共進行5口井摻活性水降黏試驗，采用摻活性水降黏工藝后，抽油機電流平均下降2～8A，產出液黏度平均降低96%以上，有效地控制了該塊超稠油開發成本，為該塊高效開發提出了新的思路。

3.2 經濟效益

摻活性水降黏技術與電熱桿加熱降黏所實際發生的平均費用對比，摻活性水降黏劑用量單井年用量為16.4t，加藥泵功率為1.5kW，電熱桿加熱日耗電量為1200kW·h，2010年活性水降黏劑單價為1.0×104元/t，電費為0.55元/kW·h。摻活性水降黏技術單井年平均降低成本34.59×104元。

4、結論

（1）研制的乳化降黏劑具有理想的降黏效果，與聯合站破乳劑配伍性良好，解決了超稠油摻活性水降黏與脫水工藝之間的矛盾。

（2）與電加熱降黏比，摻活性水降黏技術可靠性高，有效降低了超稠油開發成本。

（3）摻活性水降黏技術對超稠油降黏率不低于96%，達到了取代電加熱工藝進行超稠油舉升開采的目的。

參考文獻：

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