英旺油田高含蠟原油降凝劑篩選及現場應用

王賀誼，白建林，江紹靜，王前榮，仝敏波，何 晨，賀新宏

（1.陜西延長石油（集團）有限責任公司a.研究院，陜西 西安 710075；b.英旺采油廠，陜西 宜川 716200；2.長慶油田分公司 第一采氣廠，陜西 靖邊 718500）

高蠟原油的共同特點是含蠟量高、凝固點高、粘度低。一般認為蠟質、瀝青質膠質是引起原油高凝高粘的根本原因，開采過程中由于蠟晶析出結蠟和膠質瀝青質的沉淀析出，造成井筒舉升和管線輸送困難，由于原油流變特性與這些重質組分的微觀結構及其相互作用方式的內在聯系非常復雜，至今有關這些重組分對原油粘度和凝固點異常的作用機理尚不清楚。而且，對原油在地層多孔介質中的流變特性的研究也不完善[1-3]。目前，國內外對原油的開采和輸送主要有物理逐站加熱和化學降凝降粘兩種方法。物理法能耗大、成本高，且存在停輸再啟動困難等問題[4，5]?；瘜W降凝法是通過在原油中添加化學試劑（一般為高分子聚合物）降低原油凝固點的方法。它成本低、使用方便，是改進原油開采和輸送[6-8]。

英旺油田長8油藏類型主要為上傾方向遮擋形成的巖性油藏，其儲層嚴格受著沉積巖性控制，具有巖性致密，滲透率特低，孔喉導流性差，非均質性強，驅動能量不足等特點。油層埋深在50～400m之間，平均埋深230m，油藏溫度低，平均17～20℃，通過巖芯分析儲層孔隙度平均值為10.8%，滲透率平均值為1.5×10-3μm2，含油飽和度平均值為30%，油層有效厚度10m。原油具有高凝固點（27～32℃）、高含臘量（14%左右）、粘度大162.1 mPa·s（20℃，170s-1）、高初鎦點、低殘炭的特征，給石油開采工藝造成較大的困難。針對英旺油田目極淺層油藏的流動問題而采取的低溫降凝技術極為困難，開展了原油降凝劑配方的篩選及礦場試驗。

1 實驗儀器及試劑

DHG電熱鼓風干燥箱；FA2004C電子天平；FA2004C型電子分析天平；SYD-510G石油產品凝點測試器等。

柴油降凝劑、解聚劑、T808、HABS、雙子表活計、分散劑、SLHG降凝劑等；英旺高131原油、英旺地層水。

2 結果與討論

2.1 英旺長8原油基本性質分析

2.1.1 長8油層高131原油流變曲線 原油為石臘基稀油，地面原油冬季呈金黃色粘稠狀，夏季呈墨綠色液態，且有輕質餾分從中逸出，具有高凝固點、高含蠟量、高初鎦點、低殘炭型的特點。英旺長8油層20℃地面原油密度0.8368g·cm-3，溫度在30℃時粘度為11.18 mPa·s，凝固點17℃，含蠟量13.58%。

圖1 長8高131原油流變曲線Fig.1 Flow curve of Gao131 crude oil for chang 8 reservoir

由圖1可知，長8高131原油粘度在剪切速率為0～50s-1的增加逐漸下降呈假塑性流體特征。當剪切速率超過50s-1以后，剪切速率對原油的粘度基本不產生影響，原油呈牛頓流體狀態。

圖2為不同剪切條件下原油粘度隨溫度變化曲線。

圖2 長8油層高131井原油粘溫性能測定Fig.2 Determination of viscosity-temperature properties of chang 8 reservoir Gao131 crude oil

由圖2可知，當溫度高于高131井原油凝點17℃時，在21℃時斜率增大，發生轉折，此溫度也為該原油的析蠟點，之后原油粘度隨溫度的變化逐漸減小，當溫度高于27℃時，粘度基本不受溫度影響。由粘溫性能曲線可知，若注熱水，注入地層水的溫度只要大于27℃就可以。

2.1.2 長8油層高131原油色質分析 高131原油色譜圖如圖3所示。

圖3 長8油層高131原油色譜圖Fig.3 Chromatograms of chang 8 reservoir Gao131 crude oil

原油色質分析為降凝劑的篩選可提供可靠的依據。由圖3可以看出，高131原油以正構烷烴組分為主，相對含量54.12%，其中碳數≥15的正構烷烴占總正構烷烴的76.55%；其次是其他有機物類34.85%；環烷烴相對含量6.23%，以甲基環己烷和二甲基環己烷為主；苯系物相對含量4.39%；多環芳烴相對含量0.41%。

2.2 降凝劑篩選實驗

長8原油含蠟14%，凝固點約為32℃，而地層溫度只有17℃，為解決其在極淺層油藏的流動問題而采取的低溫降凝技術極為困難，必須打破傳統思路，有針對性地開展降凝實驗。室內選用柴油降凝劑、解聚劑、T808、HABS、雙子表活計、分散劑、SLHG降凝劑共7種藥劑進行降凝實驗。

7種藥劑單獨使用對長8儲層原油降凝效果不明顯，見下表1。

表1 不同種類化學劑降凝效果Tab.1 The pour point depressant effect on different types of chemicals

由表1可見，柴油降凝劑、解聚劑、T808、HABS、雙子表活劑沒有效果，分散劑和SLHG降凝劑可以將凝固點降低2℃。

利用具有降凝效果的分散劑和SLHG降凝劑作為主劑進行復配，觀察實驗效果。表2為復配后對長8儲層原油的降凝效果。

表2 復配藥劑對長8原油降凝效果Tab.2 The pour point depressant effect of compounding pharmacy on chang 8 reservoir crude oil

由表2可見，復配后藥劑可降低長8儲層原油凝固點1～3℃，只有2#添加劑和分散劑復配能夠明顯降低原油的凝固點。

室內試驗過的降凝類型有樹脂類、酐類、表面活性劑類、高碳醇酯類、分散類和復配類。其中復配類效果最好，利用分散劑作為主劑，加入某種添加劑可以有效降低長8和長8儲層原油凝固點。

實驗稠油為長8儲層原油。一定濃度的分散劑與不同濃度添加劑對長8儲層原油凝固點的影響。實驗結果見表3。其中配方濃度為重量百分比。

表3 復配添加劑對長8原油降凝效果Tab.3 The pour point depressant effect of combined additives on chang 8 reservoir crude oil

從表3可以看出，分散劑和添加劑復配可有效降低長8儲層原油凝固點，最低可降到4℃。添加劑的最佳濃度為0.5%。

用長8儲層原油作為實驗用油，添加劑濃度為0.5%，分散劑選用不同濃度進行試驗，優選出分撒劑最佳濃度。實驗數據見表4。

表4 不同濃度分散劑對長8儲層原油降凝效果的影響Tab.4 The pour point depressant effect of different concentrations of dispersant on chang 8 reservoir of crude oil

根據表4繪制濃度-凝固點曲線見圖4。

圖4 不同濃度比例分散劑和添加劑時長8原油凝固點Fig.4 Ppour point depressant of Different concentration ratio of dispersant and additives for chang 8 reservoir crude oil

從以上實驗數據可以看出，對于長8儲層原油，分散劑和添加劑復配可有效降低該儲層原油凝固點。添加劑最佳濃度為0.5%。分散劑最佳濃度為5%。5%分散劑+0.5%添加劑可使長8儲層原油凝固點從27℃降低到4.5℃。

2.3 降凝劑現場試驗

經過大量的實驗，多次調整降凝劑配方，最終將凝固點降低到5℃。2011年3月初經過專家及采油廠對現場的勘察及了解初步確定了蒸汽吞吐、清潔壓裂液壓裂、降凝劑吞吐等工藝措施。初步篩選效果比較好、成本相對比較低的降凝劑+N2吞吐試驗方案及清潔壓裂液壓裂方案。并做出了英53井的具體實施方案，工藝原理主要是利用降凝劑降低原油凝固點，利用氮氣補充能量并增加降凝劑的波及面積。

按照清潔壓裂液壓裂、RPIE采油方案，于2011年5月27日對英53井456～457m，460～464m，468～469m進行了清潔壓裂液壓裂改造，破壓25.7 MPa，加砂 41m3，總液量 162.86m3。憋壓 1.5h 后利用5mm油嘴控制放噴，放噴結束后下泵投產，于5月29日見到油花，截止5月31日停抽累計產液113.7 m3，累計產油1.03t，最高日產油0.7t。6月1日注降凝劑12m3，最高壓力為9MPa。6月2日開始注N2，最高壓力為9.5MPa。6月9日中午11:30停注，累計注入N290063m3。6月10～6月12日關井后壓力降為6.8MPa，下午15:03開始放壓，6月13日繼續放壓，放噴時產液4.68m3，產油2t。6月14日中午14:00起出封隔器，后下泵投產，于晚上18:30上液，泵掛為420m，沖程為1.5m，沖次為11次，投產后無壓力，截止8月28日，累計產液77.82m3，累計產油17.18t，目前日產液0.48m3，日產油0.1t。試驗井采出液凝點均已降低到5℃以下，原油流動性也很好，產量較試驗前有很大提高。

3 結論

（1）長8油層高131原油粘度在剪切速率超過50s-1以后，剪切速率對原油的粘度基本不產生影響，原油呈牛頓流體狀態。組分以正構烷烴為主，相對含量54.12%，其中碳數≥15的正構烷烴占總正構烷烴的76.55%。

（2）對于長8儲層原油，分散劑和添加劑復配可有效降低該儲層原油凝固點。在添加劑最佳濃度為0.5%，分散劑最佳濃度為5%時可使長8儲層原油凝固點從27℃降低到4.5℃。

（3）現場試驗井采出液凝點均已降低，原油流動性也很好，產量有所增加且穩定。

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