冷采降粘工艺研究20110410

1国内稠油冷采技术现状稠油热力开采应用了几十年，技术日臻成熟，但普遍存在投资偏高，对井下技术状况要求高，对薄层、互薄层油藏及边底水活跃油藏适应性差等问题。

因此，从事稠油开发的技术人员已将注意力转移到稠油冷采的研究和应用上。

稠油化学降粘是指向原油中加入某种化学药剂，通过药剂的化学作用达到降低原油粘度的方法。

根据原油的乳状液理论和最佳密堆积理论，冷采化学降粘就是添加一种表面活性剂或利用稠油中所含的有机酸与碱反应，生成表面活性剂，其活性大于原油中天然乳化剂的活性，使油包水型乳状液转变成水包油型乳状液，从而达到降粘的目的。

因此，研制出一种具有良好性能的降粘剂是稠油化学降粘技术的关键。

化学降粘技术成功与否的另一个关键因素是：是否具有配套的工艺条件。

在采用化学降粘采油工艺采出稠油时，现场需要增加配套的工艺包括地面配液加药、集输、保温，降粘液地面回收循环利用等，以利于化学降粘工艺技术的充分发挥，最大限度提高稠油产量化学降粘一直没能在油田大面积推广应用，主要原因就在于降粘剂研究工作不系统，同时现场实施工艺不配套。

这两方面的研究如果都有了较大的突破，化学降粘技术将完全可以替代掺稀油及电加热工艺技术。

1.1化学降粘工艺技术概述1.1.1化学降粘技术概述1.1.1.1化学降粘技术化学降粘是指向原油中加入某种化学药剂，通过药剂的化学作用达到降低原油粘度的方法。

目前，国内外化学降粘主要包括：表面活性剂降粘和碱液降粘。

表面活性剂降粘包括：乳化降粘、破乳降粘、吸附降粘。

（1）乳化降粘：在活性剂的作用下使油包水型乳状液反相成水包油型乳状液而降粘。

（2）破乳降粘：活性剂使油包水型乳状液破乳生成游离水，根据游离水量和流速，形成水套有心，悬浮油，水漂油而降粘。

（3）吸附降粘：活性剂分子吸附于管壁上或油层向而减少摩擦阻力。

这三种降粘机理往往同时存在，但不同活性剂和不同条件起主导作用的降粘机理也不同。

碱液降粘是由于稠油中有机酸含量较高，加碱液后，使碱与有机酸反应生成表面活性物质，该活性物质是天然的水包油型乳化剂，在该乳化剂的作用下，稠油与水形成水包油型乳状液，可大幅度降粘。

1.1.1.2降粘剂选择的重要性根据稠油物理性质的不同，所加入降粘剂的类别也不同。

稠油物理性质主要区别于导致原油粘度高的原因。

根据油藏流体的特性，降粘剂可分为：水基降粘剂、油基降粘剂、石蜡基降粘剂。

目前国内外研制开发的水基降粘剂较多，降粘效果普遍较好，但同时均存在着对后段的联合站破乳脱水带来困难和负面影响的问题，难以在现场得到大面积推广使用。

因此，开发高效、可推广使用的水基降粘剂成为人们关注的焦点之一。

另一方面，现场实际工艺条件的不完善又不同程度地约束和阻碍了水基降粘技术的综合性能。

根据稠油含水率的不同，降粘剂的选用应该予以区别。

（1）含水稠油在含水稠油的开采过程中，一般形成油包水型乳状液，为此，应选用以破乳剂型为主的降粘剂。

由于原油粘度大，活性剂分子运移到水滴表面的时间长，而且在运移过程中，被胶质，沥青质及其它杂质表面吸附，因此，要求活性剂用量大，混合时间长，搅拌强度大，也就是说高粘原油采用井口加药、管道破乳输送和脱水相结合的工艺是合理的。

（2）不含水稠油对不含水稠油开采及输送，需要掺活性水降粘，应选择乳化型活性剂或碱液降粘。

此时，要考虑大站破乳脱水的难易程度，还需有效的乳化措施(混合器)，因为在一般管道中高粘原油的流态不易达到形成水包油的乳化条件。

1.1.2化学降粘吞吐工艺概述1.1.2.1化学吞吐降粘机理化学吞吐是将化学降粘剂注入油层，通过降低油水界面张力和毛细管阻力来分散原油重质组分以增加原油流动性能，同时改善油层岩石表面的润湿性,以改善油井产量。

化学降粘辅助吞吐是利用降粘剂以下特性，对原油进行降粘减阻开采的。

（1）降粘剂较天然乳化剂具有更高的表面活性，并且在两亲结构中其亲水能力大于亲油能力。

它能够在原油表面形成一层稳定的水包油活性水膜或将油包水型乳液反转成水包油型乳液，从而大幅度降低原油流动阻力。

（2）使分散相对岩石粘附功小于连续相对岩石的粘附功，即游离的活性水吸附在岩石表面降低岩石表面自由能，使原油不易附着在岩壁，以达到驱油效果。

（3）具有较好的起泡性，能起到调整注汽剖面作用，提高蒸汽波及系数。

1.1.2.2化学吞吐工艺过程（1）注入阶段与其他常规油井措施类似，首先将化学吞吐液大排量注人油层中。

（2）关井浸泡(闷井)阶段考虑到化学吞吐液吸附和润湿油层岩石表面，降低原油粘度和油水界面张力，解除近井地带堵塞需要一定的时间，闷井若干小时后方可开井生产。

（3）采油阶段油井开井生产后，首先回采出一部分化学吞吐液，然后产油。

由于降低了近井地带油层的表皮系数和油水界面张力，改善了油层岩石表面的润湿性，初期低粘度的稠油乳状液迅速被采出，由此激励了深部稠油的流动，使采油速度加快，产量升高。

1.1.3化学降粘配套工艺1.1.3.1掺药工艺在化学降粘吞吐现场施工时，选择适宜的掺药工艺，有助于更好地发挥降粘剂性能，不同程度降低成本，提高生产效率。

1.1.3.1.1掺药方式采用药剂掺药方式主要有2种：（1）将降粘剂直接挤入地层，其优点为措施有效期长、效果好，缺点是实施难度大、成本高；（2）油套环空掺药工艺。

该工艺是采用封隔器将油井封隔形成两条通路,化学剂从井口由油套环形空间注入油井，经泵上或泵下掺液器进入油管或泵下尾管中。

由于抽油机井井筒流体流动的脉动性，使得化学剂能够与流入井筒的油层流体很好地混合。

1.1.3.1.2选井原则根据油井生产运行需求，以地质数据、资料为依据，油井各周期运行情况为基础，主要有三种措施实施的选井原则：（1）套管加药：油井温度低，原油粘度较高，靠电热杆维持低产的油井；油井温度低，使用实心抽油杆或空心抽油杆堵无法下入电加热的油井。

（2）地层挤药：对生产困难、液面低、无法继续生产的油井，采用地层挤药，恢复油井生产；对于已经进入周期末生产、产能有限的油井，采用地层挤药，降低原油粘度，改善近井地层亲水亲油性，延长生产周期。

（3）前（中）地层挤药：对因油稠注汽效果不佳、生产周期短的油井实施注汽前（中）地层挤药，以提高注汽质量，延长生产周期，减少单井转周注汽次数，提高整体效益。

在现场实施中，以化学药剂效果最大化发挥为准绳，根据各油井的具体情况，结合所需实施措施的各项要求，进行现场实施工作。

1.1.3.1.3掺药量的确定根据不同的掺药工艺，掺药量的确定不同。

（1）油层掺药通过室内试验研究，得出挤入量由降粘半径、油层厚度和孔隙度等条件决定的降粘剂用量公式如下：Q=0.029πr2φλh式中，0.029—试验系数，t/m3；r—降粘半径，m；φ—油层孔隙度，％；λ—降粘剂使用浓度，％；h—油层厚度，m；Q—油层降粘剂用量，t。

（2）井筒掺药据现场施工效果显示，井筒掺药量与油层产出油体积之比为一特定值时，化学降粘吞吐的效果最佳。

而根据不同的油藏物理特性，井筒掺药量应当根据具体工况进行调整。

1.1.3.2污水回掺工艺通过对稠油降粘液室内实验分析，找到适合该种降粘液的破乳剂，并应用油水界面仪控制放底水，将含水低于5%的原油拉至别的原油处理站。

同时在站内安装一台撬装式注水泵，将放出的底水就地回注。

1.1.3.3地面集输工艺根据提高采出液粘度方法的不同，现阶段国内地面集输工艺主要有以下两种：（1）稠油井口换热降粘集输该工艺主要采用换热原理。

为保证采出的稠油顺利输送到集油站，采用合适的板式井口换热装置，设计合理的换热器温降，并保持井口回压在合适的范围内即可。

（2）稠油改质降粘集输该工艺主要是在油田内建立一套稠油改质的装置，使得稠油的大分子裂化降粘便于运输。

a 加氢裂化降粘法设置原油加压加氢处理装置，使得原油粘度降低至可用管线输送。

b 全部重油残渣改质精炼法（CHERRY-P）该法采用热裂化和重整工艺来加工原油。

在油田进行加热、反应、闪蒸，将拔头馏分回掺井下循环使用，其余降粘降凝部分集输。

1.2立项意义新疆油田稠油储量丰富，但是许多稠油油藏因为区块分散、含油面积小、地处偏远等原因，常规的热采不能够及时或者经济有效的进行开采。

为了丰富稠油的开发方式并且提高稠油开发的经济效益，我公司在前期研究的基础上，已进行了现场实验，也取得了较好的效果，为了获得更好的技术支持，我们计划针对稠油进行系统深入的化学吞吐降粘技术理论研究，研究筛选出合适高效的稠油冷采降粘剂以及相应的吞吐开采工艺并进行现场试验。

同时，化学降粘采出液的破乳脱水处理也是目前较难解决的问题。

因此针对化学降粘采出液进行研究，找到能够解决该类原油破乳脱水的好的办法。

2主要攻关内容2.1技术目标充分借鉴国内稠油油藏化学降粘吞吐的技术，结合室内实验研究，并根据新疆油田的地质特征，开发出适合稠油化学吞吐降粘的降粘剂以及相应的开采工艺和地面配套工艺，实现常规热采无法实施的稠油区块的化学降粘开采、集输和脱水处理，提高稠油开采的经济效益，丰富稠油开采工艺。

2.2研究内容（1）降粘吞吐采油的物模实验及最佳参数的确定；（2）降粘液地面回收循环利用工艺的研究；（3）冷采降粘工艺（不同的降粘工艺及其组合）及相关地面配套工艺的研究（地面配液加药、集输、保温等）。

3研究思路及技术路线3.1研究思路（1）通过室内一维填砂管或三维物理模型，建立化学降粘吞吐采油物理模型。

并通过物理模型对拟采用降粘剂进行性能评价，确定现场试验参数，包括降粘剂浓度、注入压力等。

（2）通过对室内物模实验降粘采出液的脱水研究，优选出一套良好的降粘液地面循环利用工艺。

（3）结合现场实际情况，优选出与降粘剂配套的加药工艺、搅拌工艺，地面集输工艺。

3.2技术路线。