塔河油田托甫臺區塊乳化井研究及對策

鄧利君，朱康華

（中國石油化工股份有限公司西北油田分公司采油三廠，新疆烏魯木齊 830011）

0 引言

塔河油田托甫臺區塊位于塔河十一區東部，是塔河油田采油三廠主力區塊。托甫臺區現有油水井252口，目前日產油1 695 t，綜合含水72.18%。隨著區塊的不斷開發，油井能量下降、含水上升，同時注水、注氣井次增加，托甫臺區塊的乳化井數也逐年增加，同時乳化井異常井次、加藥量、破乳劑費用逐年增加，乳化井管理難度不斷上升。

1 托甫臺區塊乳化原因分析

1.1 油井乳化原因分類

原油乳化指在剪切應力和催化劑（表面活性劑）作用下原本分開的油水兩相相互融合形成較為穩定的乳濁液[1]。從該定義上可以得出原油生成乳化油需具備3個條件：①存在著互不相溶的兩相，通常為水相和油相[2]；②存在有一種乳化劑(通常是一類表面活性劑) ；③具備強烈的攪拌條件，增加體系的能量。

1.2 托甫臺區塊原油乳化實驗

本次實驗主要通過控制變量法來探究含水、剪切應力、催化劑與托甫臺區塊原油乳化的關系。實驗采用不同含水情況、不同原油組分的樣本，在攪拌器不同攪拌速度的作用下，測試實驗樣本的黏度，達到探究3種因素與原油乳化的關系的目的。具體實驗樣本數據如表1。

表1 實驗樣本數據

表2 不同含水情況下單井混合液黏度(mPa·s)

表3 不同剪切應力情況下單井混合液黏度(mPa·s)

表4 不同重質成分下各單井混合液黏度

1.2.1 含水與乳化關系探究

實驗過程中，控制攪拌機轉速在1 000 r/min 以及每個樣本初始原油組分不變，混合液總容積150 mL，含水從0%～90%依次增加，攪拌0.5 h，測試樣品黏度。

通過實驗：原油發生乳化的含水區間在10%～90%之間，含水越低或者越高，原油越不容易發生乳化現象。當含水在10%～60%時，黏度隨含水的增加而緩慢上升；含水在60%～80%時，黏度快速上升，當黏度超過80%，又快速下降。結合相關資料，原油含水在10%～60%時產生W/O 型乳狀液，黏度緩慢上升，含水60%～80%，發生轉相，變為O/W 型或者W/O/W 型乳狀液，黏度快速上漲[3]。

1.2.2 剪切應力與乳化關系探究

實驗過程中，原油混合液總容積為150 mL，控制每個樣本含水在70%，攪拌速率從250 ～1 000 r/min依次上升，攪拌0.5 h，后測試樣品黏度。

通過實驗得出結論：剪切應力與原油乳化呈正相關關系，剪切應力越大，原油乳化越劇烈。

1.2.3 催化劑與乳化關系探究

在原油乳化過程中，起催化劑作用的主要是原油組分中的重質成分[4]。探究催化劑對原油乳化的影響，主要是選擇不同重質成分含量的井配合成相同含水的混合液，在同樣的轉速下，測試樣本黏度變化。在前兩次實驗過程中，單項實驗每個對比樣本的原油含量都是相同的，因此我們可以使用前兩次實驗中的數據來探究催化劑對原油乳化的影響。在前兩次實驗中選取5口井在含水和轉速一定時的黏度。

通過實驗我們可以得出結論：原油中重質成分越多，在相同條件下，混合液黏度越高。說明原油里的重質成分在原油乳化中起到了一定催化作用，重質成分越多，原油越容易乳化。

1.3 現場實踐

通過實驗確定含水、剪切應力與催化劑與原油乳化之間的關系，后選擇托甫臺區塊TP176井進行規律驗證分析。該井前期以5×4制度生產，含水在60%～66%之間波動，交變載荷穩定在34 kN，后上調至5×5制度生產，含水在56%～65%之間未明顯變化，交變載荷持續上漲至72 kN，井筒乳化嚴重。該井含水穩定，上調制度，油井乳化加劇，證明剪切應力越大，越容易發生原油乳化。同時對比該井同為5×4制度時，含水上漲至90%以上，該井未出現乳化現象，證明含水在乳化區間內較容易乳化。

2 乳化井管理對策及成效

2.1 乳化井管理對策

（1）針對高含水以及大液量乳化井，果斷停加藥，降低加藥成本。2023年托甫臺區塊21口大液量加藥井，目前13口井已實現停加藥生產，日減少處理液量1 256 t/d，節約藥劑836 L/d。

（2）針對乳化區間井，打破常規思維停加藥。選取含水相對穩定，且生產參數波動不大的乳化井，主動嘗試優化停止加藥。若是停加藥井參數出現變化，比如含水波動、交變上漲，則安排恢復加藥保證生產平穩，做到乳化井加藥的動態調整。

（3）針對長期乳化井，探索間斷加藥模式，在保證油井生產參數穩定的前提下，探索加1停1的模式，并且在這基礎上逐步優化。如TP170井，該井正常后流程加藥生產，回壓1.12 MPa 穩定，安排停止加藥2 d 后回壓呈上漲趨勢，落實出液乳化。該井長時間停加藥生產不穩定，目前安排間斷加藥生產，加一天停一天，觀察回壓穩定、生產正常。

（4）針對站庫加藥，一站一策進行調整優化。TP-10計轉站前期外輸液黏度4 400 mPa·s 較高，采取加藥降黏方式，保障外輸正常。后采取就地分水方式，站內達到油水分離，降低外輸液含水，使其不在乳化區間，外輸液黏度下降至150 mPa·s，安排停止加藥外輸；TP-11計轉站前期外輸液黏度1 600 mPa·s較高，也采取加藥降黏，后采用多開大液量、高含水井，增加外輸液含水，使其脫離乳化區間內，黏度降至100 mPa·s，停加藥生產正常。

（5）針對頑固乳化井，加注破乳劑對其降黏效果

較差，達不到破乳效果，則安排后流程或者環空伴水生產，提高混合液含水，使其脫離乳化區間，防止乳化異常。如TP151井，該井乳化情況嚴重，后流程加藥150 L/d，加藥濃度5 000×10-6，更換數次藥劑后回壓仍持續上漲，采取后流程伴水2 m3/h生產，回壓保持在14～1.7 MPa之間，生產平穩。

2.2 取得成效

通過創新乳化井管理對策，托甫臺區塊科學管理乳化井，在管理和成本兩個方面取得了顯著成效。管理方面：2023年月平均乳化井異常1.5井次，較去年同期3.5井次下降2井次，同時乳化加藥井數的減少，減輕了現場工作量，優化現場用工。成本方面：2023年1-5月平均日加藥量1 316 L，較去年同期1 816 L 下降500 L；平均日處理液量765 t，較去年同期1 199 t下降434 t；破乳劑費用127.5 萬元，較去年同期167.8萬元下降40.3 萬元。在乳化井安全平穩生產運行的情況下，完成了降本增效的目標。

3 結論

1）托甫臺區塊油井乳化現象符合原油乳化一般規律，乳化的含水區間為10-80%，剪切應力與原油乳化呈正相關關系，原油中的重質成分（膠質瀝青質等）在原油乳化中起到催化作用。

2）托甫臺區塊針對乳化規律制定的乳化井管理對策，完善了乳化井管理的全過程細節，提升了乳化井安全運營水平，是一套行之有效的乳化井管理方法。

3）下步方向建立完善乳化井分析系統，做好相關參數的跟蹤預警，針對原油乳化影響因素開展實驗分析，主要是溫度、密度、含水、含膠質瀝青質、礦化度變化、產氣量大小、注氣影響等對乳化原油的黏度以及乳化液穩定性的影響，嘗試建立單井乳化圖版，分析單井乳化風險，提前介入預防治理。

4）針對部分乳化井的乳化防治效果較差的情況，將著手從藥劑選型優化、復合工藝優化兩個方向繼續開展研究。