第一篇：稠油催化降粘體系及其作用機(jī)理

稠油催化降粘體系及其作用機(jī)理

摘要：稠油在中國(guó)的石油資源中所占比例較大，隨著常規(guī)油藏可采儲(chǔ)量的減少以及石油開采技術(shù)的不斷提高,21世紀(jì)稠油開采所占的比重不斷增大，但由于稠油粘度高使得稠油開采非常困難，稠油改性降粘技術(shù)成為提高稠油油藏開采效果的重要前提。特稠油或超稠油體系在蒸汽開采中具有被催化降粘的可能性，不同催化劑體系的催化效果差別很大;催化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)、催化反應(yīng)溫度和時(shí)間共同影響催化劑體系的降粘效果。當(dāng)溫度升高至一定程度時(shí)，稠油中的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等大分子化合物的化學(xué)結(jié)構(gòu)會(huì)發(fā)生改變，催化劑可降低這類反應(yīng)發(fā)生的起始溫度，加快反應(yīng)速度。在稠油油藏注蒸汽開發(fā)過程中，加入含有某些過渡金屬可溶性鹽使稠油粘度降低。

關(guān)鍵詞：稠油 催化降粘 催化劑 降粘率影響因素

目前，在稠油油藏開發(fā)中，由于稠油的粘度高, 流動(dòng)性差，開采難度大, 無法進(jìn)行常規(guī)開采。蒸汽吞吐、蒸氣驅(qū)是通過高溫蒸氣提高稠油的溫度, 降低稠油分子間的作用力來降低粘度, 但地層溫度下降后，稠油粘度會(huì)大幅反彈, 降低蒸氣吞吐開采的效果。雖然稠油區(qū)塊存在較大潛力, 但由于稠油粘度問題, 限制了稠油區(qū)塊采收率的提高。稠油催化降粘技術(shù)是通過注入催化劑, 使蒸氣吞吐中的高溫水蒸氣與地層中的稠油發(fā)生水熱裂解反應(yīng), 從而不可逆地降低稠油的粘度, 改善稠油性質(zhì),增加稠油的流動(dòng)性, 達(dá)到提高稠油采收率的目的。

1.稠油催化降粘體系

1.1稠油體系的組成

稠油元素除C、H外, 還有O、S、N 等雜原子,它們主要分布在膠質(zhì)和

瀝青質(zhì)中, 對(duì)稠油的性質(zhì)影響最大。一般來說, 膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量越多, 粘度越大。稠油中主要的含硫有機(jī)物有硫醇類(RSH)、硫醚類(RSR)、噻吩類;主要的含氧有機(jī)物有(RCOOH)、酚(ArOH)、醚(ROR)、酮(RCOR)、醇(ROH)、醛(RCOH);其中酸、酚含量相對(duì)較多, 其他含量較少;主要的含氮有機(jī)物有喹啉類、吡啶類、吲哚類、咔唑類。1.2稠油催化降粘

催化降粘是一種通過向稠油添加催化劑,使稠油在地下發(fā)生催化反應(yīng)的方法，稠油催化改性降粘技術(shù)是在不改變目前蒸汽吞吐工藝條件下進(jìn)行的。催化劑 體系必須具有被水?dāng)y帶的良好水溶性、適應(yīng)蒸汽吞吐過程的良好耐溫性及耐 酸堿性、與地層水及復(fù)配催化劑間的良好配伍性等特點(diǎn)。1.3催化劑體系

國(guó)內(nèi)外已開發(fā)的催化劑主要為水溶性過渡金屬鹽催化劑、油溶性過渡金屬鹽 催化劑、超強(qiáng)酸催化劑及雜多酸催化劑。催化劑種類不同其催化能力不同，要取得最佳催化效果，需要將幾種具有不同催化能力的鹽進(jìn)行復(fù)配，并考 原料的易得性和成本。

2.稠油催化降粘機(jī)理

2.1由水中的氫結(jié)合到稠油中實(shí)現(xiàn)改質(zhì)

在200 ℃以上注蒸氣吞吐過程中, 水在250℃ 的離子負(fù)對(duì)數(shù)值是11, 而20 ℃時(shí)的值是14。當(dāng)水溫升高時(shí), 水變成了更強(qiáng)的酸和更強(qiáng)的堿, 除了動(dòng)力學(xué)速率隨溫度的自然增加外, 由水產(chǎn)生的酸、堿催化作用在高溫下也提高了。稠油中主要化學(xué)鍵的離解能如下: C-S< C-N < C-O< C-C。因C-S的離解能最低,最容易斷裂, 因此在高溫水蒸氣的條件下, 可使有機(jī)硫化合物發(fā)生水熱裂解反應(yīng), 同時(shí)還發(fā)生高溫環(huán)境下有機(jī)硫化物的熱裂解反應(yīng)。根據(jù)Hyne等的研究結(jié)果, 有機(jī)硫化合物中S-C鍵斷裂是稠油水熱裂解中的重要步驟, 其總的反應(yīng)方程式如下: RCH2CH2SCH3 + 2H2O→ RCH3 + CO2 + H2 + H2S+ CH4

其次弱堿性硫原子的質(zhì)子化可以產(chǎn)生活性中間體, 水最有可能進(jìn)攻活性中間體, 中間體中的正電荷可以通過結(jié)合脫去碳原子, 使其脫除H2S, 經(jīng)過分子重排生成醛。醛熱解生成CO 和烴, CO 與水蒸汽可發(fā)生水煤氣轉(zhuǎn)換反應(yīng), 生成CO2 和H2,H2 又參與稠油加氫裂解或加氫脫硫等改質(zhì)反應(yīng)。因此, 由水中的氫結(jié)合到稠油中實(shí)現(xiàn)改質(zhì)是水熱裂解反應(yīng)的重要步驟。2.2形成的中間體的歷程:

水作為親核試劑進(jìn)攻中間體的a碳, 導(dǎo)致S—C 鍵斷裂, 發(fā)生開環(huán), 釋放出H2S 和CO, 產(chǎn)生的CO 參與水煤氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)生成CO2 和H2。中間體發(fā)生熱解反應(yīng), 分解為H2S、MSx和小分子烴, 小分子烴可以進(jìn)一步發(fā)生聚合反應(yīng)。金屬離子與有機(jī)硫的絡(luò)合將削弱C—S鍵, 使得分子鏈斷裂, 從而使瀝青質(zhì)和膠質(zhì)等物質(zhì)生成較小的分子類, 或改變外形成為能降低粘度的分子類, 部分地降低稠油粘度。無論硫是在芳香烴中還是在脂肪烴中, 所有過渡金屬都加速了硫化物的分解。3.催化降粘效果的影響因素 3.1 催化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)

催化劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)降粘效果影響較大，特別是當(dāng)催化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于1．0% 后，降粘效果更為顯著。

3.2 催化反應(yīng)時(shí)間

圖1 催化反應(yīng)時(shí)間與降粘率的關(guān)系 由實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖1)可以看出:當(dāng)催化劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%和1．0%時(shí)，降粘效果較好的反應(yīng)時(shí)間為100 ～150 h;當(dāng)催化劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.5%時(shí)，降粘效果較好的反應(yīng)時(shí)間為50 h 左右。因此，降粘裂解反應(yīng)存在一個(gè)最佳反應(yīng)時(shí)間段，這一點(diǎn)是取得現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)成功的關(guān)鍵因素之一。

3.3 催化反應(yīng)溫度

圖2 不同反應(yīng)時(shí)間下催化反應(yīng)溫度與降粘率的關(guān)系

實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖2)表明: 當(dāng)反應(yīng)溫度在150 ℃左右時(shí)，開始發(fā)生改性降粘反應(yīng)，但是反應(yīng)程度較弱，所以降粘率較低;當(dāng)反應(yīng)溫度為280 ℃ 時(shí)，反應(yīng)時(shí)間大于20 h 時(shí)，降粘率較高，說明此時(shí)反應(yīng)加劇，生成了較多的輕質(zhì)組分;隨著反應(yīng)溫度的進(jìn)一步升高，反應(yīng)更加劇烈，但當(dāng)反應(yīng)時(shí)間大于240 h 后，新縮聚反應(yīng)生成的瀝青質(zhì)開始聚并，導(dǎo)致降粘率不升反降。結(jié)

果表明，當(dāng)反應(yīng)溫度達(dá)到280 ℃且反應(yīng)時(shí)間為120 h時(shí)，既可以得到較高的降粘率，又可以防止新生成瀝青質(zhì)的聚沉而導(dǎo)致的粘度再次升高。所以選取合適的反應(yīng)時(shí)間和反應(yīng)溫度對(duì)催化降粘效果尤為重要。3.4 油藏含水率

不同油藏或同一油藏在不同的開發(fā)時(shí)期其含水率是不同的，當(dāng)含水率大于60%時(shí)，降粘率降低較快，這和稠油與水的接觸程度變差有關(guān)。3.5 pH 值

地層酸堿環(huán)境對(duì)催化劑的催化降粘效果影響較大，pH 值小于4 時(shí)，降粘效果較好;當(dāng)pH 值繼續(xù)增大，因催化劑大量沉淀，導(dǎo)致催化降粘效果變差。4.使用條件及注入方式

根據(jù)稠油催化降粘的機(jī)理及實(shí)驗(yàn), 篩選了以下選井條件:（2）1.稠油粘度較高(20000mPa.s 以上);（3）2.含硫2% 以上;（4）3.注汽溫度較高(300℃ 左右)。

（5）現(xiàn)場(chǎng)施工注人方式: 注蒸汽前將催化劑和助劑注人地層, 使之在隨后的蒸 汽作用下與稠油發(fā)生反應(yīng)。

參考文獻(xiàn)

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第二篇：稠油降粘冷采處理劑

HMD-11稠油降粘冷采處理劑使用說明

HMD-11稠油降粘冷采處理劑是我公司專業(yè)技術(shù)人員根據(jù)國(guó)內(nèi)各油田稠油油品性質(zhì)，結(jié)合多年的稠油現(xiàn)場(chǎng)處理經(jīng)驗(yàn)自主研發(fā)的高新技術(shù)產(chǎn)品，它以特殊枝節(jié)改性合成的特種表面活性劑為主要原料，配合專用滲透剝離劑、潤(rùn)濕分散劑及其他助劑復(fù)合而成。

一、產(chǎn)品特點(diǎn)及應(yīng)用范圍

由于產(chǎn)品組分的特異性，使得該產(chǎn)品在油田注汽、采油、注水等多個(gè)領(lǐng)域有其廣泛且高效的應(yīng)用特性。

1.產(chǎn)品具有耐高溫特性，其中的特效表面活性劑可耐370℃高溫；

2.產(chǎn)品具有抗鹽特性，在高礦化度、高電解質(zhì)地層條件下仍具有良好的驅(qū)油效能； 3.產(chǎn)品具有耐低溫下可使用的特性，在稍高于原油凝固點(diǎn)以上的溫度下可保持油水良好的潤(rùn)濕分散，原油在水中一般以粒狀分散（超稠油可用肉眼看到分散粒子）；

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)均表明該產(chǎn)品可在28℃-95℃，電解質(zhì)0-15萬mg/L，硬度0-4萬mg/L條件下應(yīng)用，并且具有良好的冷采驅(qū)油性能（該性能在藥劑耐受250℃高溫條件后仍不會(huì)改變）。

HMD-11應(yīng)用范圍如下：

1.可實(shí)現(xiàn)替代稠油電加熱桿加降粘劑的開采模式，真正實(shí)現(xiàn)冷采； 2.可應(yīng)用于常規(guī)的稠油井筒降粘處理；

3.可應(yīng)用于稠油油藏驅(qū)油，可與水驅(qū)驅(qū)油、蒸汽驅(qū)驅(qū)油相結(jié)合使（可增加原油采出量，實(shí)現(xiàn)原油穩(wěn)定增產(chǎn)）；也可配置成5%的水溶液進(jìn)行活性水驅(qū)驅(qū)油。

二、產(chǎn)品應(yīng)用作用機(jī)理

1.冷采機(jī)理

原油機(jī)采抽提過程的負(fù)荷由油水自身重量，油水與油管壁及抽桿桿作用力及井口外輸管線內(nèi)原油對(duì)油管內(nèi)原油反作用形成。抽油機(jī)上行過程，抽油桿與油相對(duì)靜止，油水與油管相對(duì)運(yùn)動(dòng)，下行過程油管內(nèi)油水與油管相對(duì)靜止，抽油桿與油水相對(duì)運(yùn)動(dòng)。

由于該產(chǎn)品具有的特效潤(rùn)濕作用，在水溶液作用下可有效地降低油水界面張力和選擇性接觸角，從而增強(qiáng)了對(duì)油管壁的潤(rùn)濕性，使油滴變形，降低了油與油管間的吸附功，促使吸附油從油管壁脫落，然后活性水吸附于油管及抽油桿壁上，形成了一層活性水膜，從而使抽油機(jī)上行過程中，油水與油管的固相摩擦變?yōu)橛团c水膜間的摩擦，從而顯著降低了摩擦阻力；下行過程中，同樣由于活性水膜的作用，使原油與抽油桿固相摩擦轉(zhuǎn)變?yōu)橛团c活性水膜的摩擦，同樣顯著降低了摩擦阻力。同時(shí)由于產(chǎn)品具有高效降粘及油水分散作用，可以有效降低管道層間流動(dòng)阻力，降低了回壓及管輸油對(duì)采出油的反作用力，達(dá)到顯著降低抽油機(jī)負(fù)荷的目的，從而實(shí)現(xiàn)稠油冷采。

2.驅(qū)油機(jī)理 2-1 HMD-11稠油降粘冷采處理劑進(jìn)入地層后，降低了油水界而張力和選擇性接觸角，從而降低了地層巖砂對(duì)原油的束縛能，同時(shí)增強(qiáng)了水對(duì)巖砂的潤(rùn)濕能力，使原來油潤(rùn)濕巖砂轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂?rùn)濕，在低界面張力條件下，吸附于巖砂的油滴容易變形，從而降低了原油流經(jīng)孔隙喉道排出所做的功，提高了原油在地層中的移動(dòng)速度。

公式:W=δ（1-COSQ）中，δ為界面張力，Q為接解角，W原油在巖石表面吸附功。δ、Q的降低總起來導(dǎo)致吸附功W的降低，這樣原油在相同驅(qū)動(dòng)力作用下更容易地向井口運(yùn)移。

2-2 由于Q接解角的強(qiáng)烈變小，巖石由原來油潤(rùn)濕變成水潤(rùn)濕，從而造成油水在巖層中相對(duì)滲透率的改變，油相滲透率相對(duì)變高，水相滲透率相對(duì)變小，從而提高了巖層油相滲透率，在相同驅(qū)動(dòng)力的作用下，更多的原油可流向井口，提高驅(qū)替效率。

2-3 地層原油與藥水作用，形成水外相分散體系，增加了流動(dòng)性，減少了流動(dòng)阻力。2-4 由于該產(chǎn)品具有很大的溫度適應(yīng)范圍，故可配合熱水驅(qū)、蒸汽驅(qū)油提高驅(qū)替效率，提高原油產(chǎn)量。

三、HMD-11稠油降粘冷采處理劑使用方法

1.套管環(huán)空加藥降低油井負(fù)荷及替代電加熱實(shí)現(xiàn)冷采

1-1 視產(chǎn)液量及含水量情況，一般產(chǎn)液含水大于30%，直接加入產(chǎn)液量1%的產(chǎn)品即可，每天加藥劑一次；含水較低，低于25%時(shí)應(yīng)補(bǔ)充適量水（補(bǔ)水量越多，效果越好，一般補(bǔ)至油水比7：3即可）。

1-2 油井液壓面較低時(shí)，不可直接加藥（因?yàn)榧铀幒笏巹┖芸毂坏叵掠捅贸槲?，不利于形成活化水膜），必須在油井旁安裝一個(gè)小型的加藥罐，將藥劑倒入加藥罐中，倒入一定量水，使藥水連接流入套管環(huán)空，控制24小時(shí)流完（水量控制使產(chǎn)液總量含水不少于30%），水源條件不允許時(shí)，可以在油井附近打一口地表小水井（成本約300元），用自吸泵抽取定量水到加藥罐中，再行配置即可（定量冷水不影響藥劑性能）。

1-3 當(dāng)采出原油為完全乳化原油時(shí)或原油含水少于30%時(shí)必須補(bǔ)充少量水，以利于破乳及活性水膜的形成（方法同2。）

2.作為驅(qū)油劑使用

2-1 選井條件：投產(chǎn)初期產(chǎn)量較高，后來產(chǎn)量明顯降低，地層能量充足，油層條件較好，無明顯出砂，生產(chǎn)管柱正常的油井。

2-2 根據(jù)地層條件配制5%的冷采處理劑水溶液，定量擠入地層（充分考慮到擠壓滲漏、地層吸附，地層水稀釋等多方面因素，故選擇遠(yuǎn)高于臨界濃度的藥劑水溶液），一般不少于200噸水，之后擠入20-30噸純水頂替液，燜井48小時(shí)，之后按正常工藝開井采油。（也可作為段塞，繼續(xù)向井底注汽，按注汽工藝后開采）

2-3 配藥用水要用地層熱污水，溫度不低于60℃，溫度越高越好，以利于增加地層能量及提高驅(qū)替效率。

四、產(chǎn)品現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

HMD-11稠油降粘冷采處理劑先后在濱南采油廠31油區(qū)31-

2、31X-

10、31-5、17-

4、17-12等井，單

2、單56油區(qū)進(jìn)行停電加熱，冷采采油實(shí)驗(yàn)，應(yīng)用效果明顯；另外在東辛采油五礦、河口采油廠四礦油區(qū)進(jìn)行低溫井冷采采油實(shí)驗(yàn)都取得成功，有的井井口溫度28℃既可有效降低油井負(fù)荷，井口回壓從4.0Mpa降到0.6Mpa；2008年7月份進(jìn)行了配合蒸汽區(qū)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，在熱采三礦18-42#擠入200m，5%藥劑后燜井48小時(shí)注汽，回采時(shí)采油總量從第一周期采油量132噸，上升到1146噸，取得了巨大成功。

第三篇：碳酸鹽巖油藏稠油井筒降粘工藝技術(shù)研究

摘要

s碳酸鹽巖稠油油藏一般埋藏較深，油藏溫度達(dá)126℃，原油粘度一般均在3000mPa·（50℃）以上。由于埋藏深、油藏溫度高，原油地層條件下，粘度較小，原油在地層條件下，能成功地流入井筒，而在井底向地面流動(dòng)的過程中，由于溫度不斷降低，原油粘度不斷升高；同時(shí)壓力的降低，造成原油中的氣體、輕質(zhì)成分不斷分異，原油的粘度進(jìn)一步增大，流動(dòng)時(shí)產(chǎn)生的摩阻使得原油在地層能量下舉升到一定高度后無法流動(dòng)到地面。本文通過國(guó)內(nèi)外井筒降粘工藝的調(diào)研，井筒的溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)和粘度沿井筒分布的研究，確定了最佳的井筒降粘深度點(diǎn)，開展了摻稀、化學(xué)降粘和電加熱等降粘工藝的優(yōu)化，針對(duì)不同的原油粘度配套了相關(guān)的井筒降粘工藝。

關(guān)鍵詞：碳酸鹽巖，稠油，降粘，舉升

目

錄

目

錄..................................................................................................................................2 第1章 前言..............................................................................................................................1 1.1 研究的目的及意義......................................................................................................1 1.2 研究?jī)?nèi)容......................................................................................................................1 第2章 稠油降粘工藝國(guó)內(nèi)外調(diào)研..........................................................................................2 2.1 井筒化學(xué)降粘原理......................................................................................................2 2.2 電加熱降粘原理..........................................................................................................2 第3章 井筒能量平衡與井筒的流態(tài)特征..............................................................................3 3.1.井筒中的能量平衡......................................................................................................3 3.2 井筒的流態(tài)特征...........................................................................................................5 第4章 井筒摻稀油降粘工藝計(jì)算..........................................................................................6 4.1 摻稀油降原理與規(guī)律..................................................................................................6 4.1.1 降粘原理............................................................................................................6 4.1.2 降粘規(guī)律............................................................................................................6 第5章 結(jié)論..............................................................................................................................7 參考文獻(xiàn)....................................................................................................................................8 致

謝..................................................................................................錯(cuò)誤！未定義書簽。

第1章 前言

1.1 研究的目的及意義

最近幾年之內(nèi)，碳酸鹽巖油藏勘探開發(fā)在國(guó)內(nèi)儲(chǔ)層勘探中取得了突破，成為我國(guó)陸地石油開發(fā)的主要上產(chǎn)陣地。在多數(shù)已經(jīng)探明的碳酸鹽巖油藏中，中至重質(zhì)原油占比例交大。由于油藏埋藏深、成藏的多批次及碳酸鹽巖油藏的特殊性，造成油井原油物性差異變化大，相鄰油井的原油性質(zhì)即存在較大的差異，同一油井在不同的開采階段，原油性質(zhì)也會(huì)發(fā)生一定的變化，對(duì)采油工藝制定和實(shí)施提出了更高的要求。

為適應(yīng)稠油油藏的開發(fā)要求，先后形成了許多稠油開采工藝技術(shù)系列，如摻稀自噴、摻稀機(jī)械采油工藝、電熱桿降粘工藝和水力噴射泵降粘舉升工藝、化學(xué)降粘輔助舉升工藝等。

隨著稠油井開井?dāng)?shù)的不斷增加，對(duì)各種稠油采油工藝的配套和優(yōu)選的要求日益迫切。通過稠油開采工藝室內(nèi)理論研究，將增加稠油開采工藝的適用性，提高工藝的針對(duì)性，有效實(shí)現(xiàn)稠油油藏的高效開發(fā)，實(shí)現(xiàn)開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益的最大化。

1.2 研究?jī)?nèi)容

通過國(guó)內(nèi)外稠油井筒降粘工藝的調(diào)研，結(jié)合稠油采油工藝現(xiàn)狀，開展井筒降粘配套工藝技術(shù)研究，對(duì)目前降工藝進(jìn)行優(yōu)化和完善，形成適合于稠油降粘的稠油開采工藝技術(shù)系列。

1）稠油降粘工藝國(guó)內(nèi)外調(diào)研

開展國(guó)內(nèi)外稠油降粘工藝技術(shù)調(diào)研，了解國(guó)內(nèi)外稠油降粘工藝的研究的新進(jìn)展。2）原油組分及原油物性分析

對(duì)稠油開展組分及原油物性分析，開展原油粘溫關(guān)系、流變性及原油含水對(duì)粘度變化規(guī)律研究，確定最佳的原油降粘溫度、不同含水率下的降粘方式及最佳的井筒降粘深度。

3）井筒傳熱與流動(dòng)規(guī)律計(jì)算

開展井筒傳熱方面的研究，建立井筒流態(tài)特征研究，確定電加熱降粘、摻稀油降粘的方式及降粘工藝參數(shù)。

4）不同降粘工藝的分析與評(píng)價(jià)

結(jié)合原油流變性、井筒溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)研究結(jié)果，結(jié)合不同降粘工藝的模擬研究結(jié)果，對(duì)井筒降粘工藝進(jìn)行分析評(píng)價(jià)，并對(duì)工藝進(jìn)行完善和配套。

第2章 稠油降粘工藝國(guó)內(nèi)外調(diào)研

目前國(guó)內(nèi)外在稠油開采過程中常用的井筒降粘工藝主要有：摻化學(xué)劑乳化降粘工藝、電加熱降粘工藝及摻稀油降粘工藝。

2.1 井筒化學(xué)降粘原理

井筒化學(xué)降粘技術(shù)是通過向井筒流體加入化學(xué)藥劑，使流體粘度降低的稠油開采技術(shù)。其作用原理是：在井筒流體中加入一定量的水溶性表面活性劑溶液，使原油以微小的油珠分散在活性水中，形成水包油乳狀液或水包油型粗分散體系，同時(shí)活性劑溶液在油管壁和抽油桿表面形成一層活性水膜，起到乳化降粘和潤(rùn)濕降阻的作用。

其主要的降粘機(jī)理如下：

由于原油中含有天然乳化劑（膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等），當(dāng)原油含水后，易形成W/O型乳狀液，使原油粘度急驟增加。原油乳狀液的粘度可用Richarson公式表示：

?????0

（2-1）

式中，?為乳狀液粘度；?0為外相粘度；?為內(nèi)相所占體積分?jǐn)?shù)；?為常數(shù)，取決于?，當(dāng)?≤0.74時(shí)?為7，?≥0.74時(shí)?為8。

從式中可看出，對(duì)于W/O型乳狀液，由于乳狀液的粘度與油的粘度成正比，并隨含水率的增加而呈指數(shù)增加，所以含水原油乳狀液的粘度遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過不含水原油的粘度；而O/W型乳狀液，由于乳狀液的粘度與水的粘度成正比，與原油含水率的增加成反比，而水在50℃的粘度僅為0.55mPa.s，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于原油的粘度，而且含水越高，原油乳狀液粘度越小。所以如果能設(shè)法將W/O型乳狀液轉(zhuǎn)變成O/W型乳狀液，則乳狀液的粘度將大幅度降低。

對(duì)于原油來說，含水小于25.98%時(shí)形成穩(wěn)定的W/O型乳狀液，含水大于74.02%時(shí)形成穩(wěn)定的O/W型乳狀液，在25.98%～74.02%范圍內(nèi)，屬于不穩(wěn)定區(qū)域，可形成W/O型，也可形成O/W型。但由于原油存在天然的W/O型乳化劑，所以一般形成W/O型單方面液，使原油粘度大幅度增加。乳化降粘就是添加一種表面活性劑或利用稠油中所含有的有機(jī)酸與堿反應(yīng)，生成表面活性劑，其活性大于原油中天然乳化劑的活性，使W/O型乳狀液轉(zhuǎn)變成O/W型乳狀液，從而達(dá)到降粘的目的。

2.2 電加熱降粘原理

目前國(guó)內(nèi)外油田應(yīng)用的電加熱采油方式主要有電熱桿加熱、電纜加熱、電熱油管加熱三種方式。其工作原理是通過對(duì)井下電加熱工具供電，將電能轉(zhuǎn)化為熱能，使井下電

加熱工具發(fā)熱，提高井筒原油的溫度，利用稠油粘度的溫度敏感性，降低原油的粘度，提高原油的流動(dòng)性，使油井恢復(fù)生產(chǎn)能力。

產(chǎn)液粘度（mPa.s）

未電熱產(chǎn)液粘度（mPa.s）******9601280井深（m）電加熱160000未電熱***000電加熱3206409601280井深（m）圖2-2 電加熱降粘工藝對(duì)溫度及粘度的影響

一般而言，高粘原油的粘度對(duì)溫度更敏感，隨著溫度的升高，原油粘度呈明顯下降的趨勢(shì)。在通常的油藏加熱溫度范圍內(nèi)，溫度升高10℃，稠油的粘度下降50%。另外，高粘原油的凝固過程是隨溫度降低，粘度增大，最后失去流動(dòng)性的漸變過程，而一般原油在反常點(diǎn)以下呈突變過程，這表明高粘原油的加熱降粘效果比一般原油更顯著。

在電加熱降粘技術(shù)采油設(shè)計(jì)中，關(guān)鍵是確定加熱深度和加熱功率及電加熱降粘技術(shù)對(duì)油井的適應(yīng)性。

電加熱選井時(shí)，應(yīng)選擇含水較低的井，發(fā)揮電加熱優(yōu)勢(shì)，提高加熱井的經(jīng)濟(jì)效益。

第3章 井筒能量平衡與井筒的流態(tài)特征

3.1.井筒中的能量平衡

油層產(chǎn)出的油氣混合物從井底上升時(shí)，歷經(jīng)散熱、脫氣及氣體膨脹、析蠟等過程，產(chǎn)液的粘度、密度和產(chǎn)出氣的體積、粘度等隨著產(chǎn)液在井筒的流動(dòng)相應(yīng)的發(fā)生變化，所以，有必要對(duì)產(chǎn)液在井筒的流動(dòng)規(guī)律（即壓力和溫度的分布）進(jìn)行精確計(jì)算。

在井筒上截取dl長(zhǎng)的微元，并坐標(biāo)l的正方向向上，進(jìn)行能量平衡的分析（如圖3-1）。假設(shè)脫氣及氣體膨脹做功與油氣的舉升相抵消，又假設(shè)析蠟放出的熱均勻分布于全井筒，并作為內(nèi)熱源，則可寫出能量平衡方程式：

向地層散熱量＋舉升功－析蠟放熱＝產(chǎn)液內(nèi)能的改變量

k?d???t?ml?dl??Gf?Gg?gdl?qdl???GfCf?GgCg?d?

（3-1a）'o???又可簡(jiǎn)化為：

kl?? ??'to?mldl??Gf?Gg?gdl?qdl??Wd?

（3-1）

???

圖3-1 井筒微元之能量平衡

式中：kl為從油管中的流體至地層間單位管長(zhǎng)的傳熱系數(shù)，W/(m·℃)，kl?k?d，k也是傳熱系數(shù)，但針對(duì)1m2油管表面積而言，W/(m2·℃)；?為油管中油氣混合物的溫'度，℃；to為井底原始地層溫度，℃；m為地溫梯度，℃/m，通常，m=0.02～0.035℃/m；l為從井底至井中某一深度的垂直距離；q為通過油管的石油析蠟釋放出的溶解熱，作

?為內(nèi)熱源強(qiáng)度，對(duì)含蠟很高的原油，內(nèi)熱源作用不可忽略，W/m；Gf,Gg為產(chǎn)出石油和伴生氣通過油管的質(zhì)量流率，Kg/s；?Gf?Gg?gdl為油氣混合物的舉升功，實(shí)際上可忽略不計(jì)；W?GfCf?GgCg為稱為水當(dāng)量，而Cf,Cg相應(yīng)為石油及伴生氣的比熱，J/(Kg·℃)。

在忽略舉升功后，上式的解為：

???CekllW'?to?ml???Wm?kq

（3-2）

l?l'上式的邊界條件是，在井底，l?0,??t0，而

C??Wm?q

lklWm???而，??qlklkl??'?1??Wl??to?ml

（3-2a）e??????實(shí)際上，一般的原油中的含蠟量不超過30%，析蠟的影響可忽略不計(jì)，得到：

kWm??ll?'???1?eW??to?ml

（3-2b）??kl???? 4

對(duì)于斜直井，井筒中產(chǎn)出的流體溫度分布仍按(3-2a)式計(jì)算，仍取垂直方向長(zhǎng)度l為自變量，但同樣垂直長(zhǎng)度，傾斜的井筒散熱表面積要比垂直 的大，這可在傳熱系數(shù)上加以修正，即用kL代替kl，這里kL?kl。同理，水平井的彎曲段可以把它分為若干cos?個(gè)傾斜的直線段，分段按斜直井的方法計(jì)算溫度的變化。

3.2 井筒的流態(tài)特征

3.2.1 氣體的粘度（游離氣）

氣體的粘度隨壓力和溫度變化：

??

（3-29）?g?K?10?4exp?x?gx?3.5?547.78?0.01M

（3-30）TM?28.96?g

（3-31）

1.5?9.4?0.02M??1.8T?

（3-32）K?209?19M?1.8T??2.4?0.2x

（3-35）

式中，?g為氣體的相對(duì)（干空氣）密度；T為氣體的絕對(duì)溫度，K。3.2.2混合物的粘度（油、氣、水）

?m??lEl??g?1?El?

（3-36）

El?ql

（3-37）ql?qg

（3-38）

qg?p0TZ?Rp?Rs?q086400PT0ql?q0B0

（3-39）86400式中，Z為天然氣壓縮因子；

P0、T0為標(biāo)準(zhǔn)狀況下的壓力(MPa)、溫度(K)；

P、T為計(jì)算段的平均壓力(MPa)、溫度(K)；

q0為日產(chǎn)量，m3/d。

在采用摻稀降粘工藝計(jì)算井筒流態(tài)特征時(shí)，先計(jì)算稠油與稀油混合時(shí)的混合物的粘度，再計(jì)算油、水混合物的粘度，計(jì)算油、氣、水三相流的粘度。一般當(dāng)稠油和稀油的 5

粘度指數(shù)接近時(shí)，混合油粘度符合下式。

lglg?混?xlglg?稀?(1?x)lglg?稠

（3-40）

式中，?混、?稀、?稠分別為混合油、稀油及稠油在同一溫度的粘度，mPa·s；x為稀油的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

第4章 井筒摻稀油降粘工藝計(jì)算

摻稀工藝就是指通過油（套）管向井內(nèi)注入熱輕質(zhì)油，與井內(nèi)稠油混合，稀釋從地層流入井筒的原油，使稠油粘度降低，從而實(shí)現(xiàn)稠油開采的目的。實(shí)施摻稀工藝的依據(jù)為：1）稠油在高溫下有較好的流動(dòng)性，能夠與稀油很好的混合；2）稠油摻稀后能大幅度降低粘度，減小井筒流動(dòng)阻力，緩解抽油設(shè)備的不適應(yīng)性。室內(nèi)摻稀實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，通過原油摻稀，稠油粘度能夠降低90%以上；3）用相應(yīng)管柱使稀油在井底與稠油混合，降低混合油粘度，并一定程度上降低了生產(chǎn)液的回壓，采取合理生產(chǎn)制度，使稠油能夠?qū)崿F(xiàn)連續(xù)生產(chǎn)。

摻稀油降粘時(shí)，摻入稀油的比例、摻入溫度、混合效率等對(duì)降粘效果都有一定影響，摻入稀油的比例越高，溫度越高，混合時(shí)間越長(zhǎng)，降粘效果越好。考慮到舉升成本，應(yīng)盡可能地減少稀釋比。

4.1 摻稀油降原理與規(guī)律 4.1.1 降粘原理

一般當(dāng)稠油和稀油的粘度指數(shù)接近時(shí)，混合油粘度符合式（4-1）。

lglg?混?xlglg?稀?(1?x)lglg?稠

（4-1）

式中，?混、?稀、?稠分別為混合油、稀油及稠油在同一溫度的粘度，mPa·s；

x為稀油的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

4.1.2 降粘規(guī)律

（1）輕油摻入稠油后可起到降粘降凝作用，但對(duì)于含蠟量和凝固點(diǎn)較低而膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高的高粘原油，其降凝降粘作用較差。

（2）所摻輕油的相對(duì)密度和粘度越小，降凝降粘效果也越好；摻入量越大，降凝降粘作用也越顯著。

（3）一般來說，稠油與輕油混合溫度越低，降粘效果越好?；旌蠝囟葢?yīng)高于混合油的凝固點(diǎn)3~5℃，等于或低于混合油凝固點(diǎn)時(shí)，降粘效果反而變差。

（4）在低溫下?lián)饺胼p油后可改變稠油的流型，使其從屈服假塑性體或塑性體轉(zhuǎn)變

為牛頓流體。

第5章 結(jié)論

目前主要的機(jī)械采油工藝有螺桿采油、抽稠泵采油、電潛抽稠泵采油、管式泵采油和復(fù)合采油等工藝，從目前生產(chǎn)情況來看，自噴采油摻稀降粘效果好，但稀油資源有限，隨著稠油區(qū)的不斷探明將不能滿足需求。

1）國(guó)內(nèi)外調(diào)研分析表明：化學(xué)降粘、電加熱是目前主要的井筒降粘工藝，同時(shí)也適用于塔河油田稠油油藏的開發(fā)。

2）通過井筒流動(dòng)與傳熱規(guī)律的研究，確定了不同降粘工藝參數(shù)的計(jì)算模型，為井筒降粘工藝設(shè)計(jì)提供了技術(shù)基礎(chǔ)。

3）不同降粘工藝的適應(yīng)性分析表明，目前采取的井筒摻稀油降粘工藝可行，摻入深度、摻入比合理。對(duì)于自噴井，采用套管摻、油管采的方式更合理。對(duì)于含水≥45%的機(jī)抽井，應(yīng)采用化學(xué)降粘工藝進(jìn)行井筒降粘。對(duì)于油田邊遠(yuǎn)的單獨(dú)油井，電加熱可作為主要的降粘工藝。

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第四篇：國(guó)內(nèi)外稠油降粘劑發(fā)展現(xiàn)狀及展望

國(guó)內(nèi)外稠油降粘劑發(fā)展現(xiàn)狀及展望

1、概述

稠油，國(guó)外叫重質(zhì)原油，是指在油層條件下，原油粘度大于50mPa·s或者在油層溫度下脫氣原油粘度大于100mPa·s，密度大于0.934g/cm3的原油。近年來各國(guó)石油專家認(rèn)為，輕質(zhì)原油的開發(fā)受儲(chǔ)量的限制，不會(huì)有太多的輕質(zhì)原油儲(chǔ)量供我們?nèi)ラ_采。據(jù)有關(guān)資料估計(jì)，全世界輕質(zhì)原油資源為3600億噸?？刹蓛?chǔ)量為1350億噸，而重質(zhì)原油的資源有9000億噸，可采儲(chǔ)量為1800億噸。我國(guó)現(xiàn)已探明和開發(fā)的稠油油田已有20多個(gè)。主要有勝利油田的孤島油田，勝坨東營(yíng)組、單家寺、草橋等油田，大港油田的棗園、羊三木上油組、孔店等油田，新疆的克拉瑪依六東區(qū)、黑油山油田，吉林的扶余油田。遼河油田稠油儲(chǔ)量占全國(guó)第一位，產(chǎn)量占遼河油田年產(chǎn)1500萬噸的一半以上，主要分布在遼河油田的高升油田、曙一區(qū)、歡17塊、錦45塊、齊40塊、錦7塊、冷43.37塊、牛心坨、海外河及小洼油田。有的區(qū)塊稠油粘度高達(dá)13×104mPa·s。

稠油之所以稠，主要由于油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高所致，從表1中可看出，原油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量越高、油的粘度就越大。

長(zhǎng)期以來，世界各國(guó)關(guān)于重質(zhì)原油（稠油）和瀝青的定義、分類標(biāo)準(zhǔn)及評(píng)價(jià)的說法不完全一致。1982年2月在委內(nèi)瑞拉召開的第二屆重質(zhì)原油及瀝青砂學(xué)術(shù)會(huì)上正式提出了這一定義和標(biāo)準(zhǔn)，聯(lián)合國(guó)開發(fā)訓(xùn)練署推薦的分類標(biāo)準(zhǔn)見表2。

上述由聯(lián)合國(guó)開發(fā)訓(xùn)練署推薦的分類標(biāo)準(zhǔn)，主要是針對(duì)重質(zhì)原油和瀝青的差異，也包括了重質(zhì)原油與普通原油界限，但比較粗。根據(jù)我國(guó)稠油特點(diǎn)和開發(fā)的需要，石油總公司勘探開發(fā)研究院提出了我國(guó)稠油分類標(biāo)準(zhǔn)見表3。

遼河油田參照國(guó)內(nèi)外稠油分類標(biāo)準(zhǔn)和本油田實(shí)際及開采工藝，將稠油分為以下四類見表4。

由于稠油粘度大，流動(dòng)性差，有的在地層溫度下根本無法流動(dòng)，給開采帶來許多困難：

1）、由于油稠，所以抽油機(jī)的負(fù)荷很大，這不僅耗電量大，而且機(jī)械事故（如斷抽油桿，斷懸繩等）也隨著增加，作業(yè)頻繁；

2）、由于油稠，有時(shí)連抽油桿也下不去，影響正常生產(chǎn)； 3）、由于油稠，地面管線回壓很高，增加了原油外輸困難； 4）、由于有的油特稠，在地層條件下無法流動(dòng)，不采取措施根本無法生產(chǎn)。

為了開采稠油，國(guó)內(nèi)外石油科技工作者做了大量的科學(xué)研究。三十年代美國(guó)已開始試驗(yàn)。美國(guó)、加拿大、委內(nèi)瑞拉、西德、荷蘭、法國(guó)、印度尼西亞、土耳其等國(guó)廣泛采取注蒸氣加熱油層，開采稠油的技術(shù)，我國(guó)從“

六、五”期間開始研究采取注蒸汽（蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)）開采稠油，取得很好的效果，但是這一技術(shù)需要耗費(fèi)大量資金和能源。每年用與燒鍋爐產(chǎn)生過熱蒸汽要燒掉大量原油（或煤）。遼河油田每年需要燒掉總產(chǎn)量10%左右的原油用于制造蒸汽。

2、乳化漿粘開采稠油的機(jī)理

可用乳化劑，乳化降粘法開采稠油，這一方法是將活性劑水溶液注到井下，在適當(dāng)?shù)臏囟群蛿嚢钘l件下，使稠油以微小的油珠分散在活性水中形成水包油型O/W乳狀液，油珠被活性水膜包圍，其外相是水，使稠油分子間的摩擦變?yōu)樗哪Σ?，使粘度大幅度下降、從而使高粘度的稠油變?yōu)榈驼扯鹊乃托腿榛翰沙觥?/p>

3、乳化液的性質(zhì)及影響因素

水包油型乳狀液的粘度可用下面的經(jīng)驗(yàn)公式來表示：μ0ekψ式中μ——水包油型乳狀液的粘度；μ0——水的粘度；ψ——油在乳狀液中所占的體積分?jǐn)?shù)；k——常數(shù)，決定于ψ，當(dāng)ψ低于或等于0.74時(shí)為7.0，當(dāng)ψ超過0.74時(shí)為8.0；e——自然對(duì)數(shù)的低，即2.718從式中可以看出：

3.1、水包油型乳狀液的粘度只與水的粘度（50℃時(shí)為0.55mPa?s）有關(guān)，而與油的粘度無關(guān)，這是由于水是處在連續(xù)相狀態(tài)，而油是處在分散相狀態(tài)。

3.2、水包油型乳狀液的粘度隨油在乳狀液中所占的本積分?jǐn)?shù)增加而指數(shù)也增加，即乳狀液粘度受油在乳狀液中所占的體積分?jǐn)?shù)的影響很大?？梢?，要使稠油乳化后能夠降粘，必要條件是要求它乳化后能形成水包油型乳狀液，而充分條件是要求油在乳狀液中所占的體積分?jǐn)?shù)（或油對(duì)水的體積比）不能太大，否則，即使形成水包油型乳狀液，它的粘度也會(huì)很高。稠油對(duì)水的體積比一般是70：30—80：20。在實(shí)際生產(chǎn)中，不可能完全形成理想的乳狀液，原油多呈較大顆粒分散在活性水中，形成一種水包油型粗分散體系，也可以大大降低流動(dòng)阻力。另一方面，在油管壁和抽油桿壁上，形成一層活性水膜，使稠油與管壁、抽油桿的摩擦變成與水膜的摩擦，減小了摩擦阻力。大面積摻活性水降粘生產(chǎn)的降粘機(jī)理主要屬于潤(rùn)濕減阻。

3.3、水包油乳狀液的粘度與溫度有關(guān)，乳狀液的粘度隨溫度升高而下降。

4、乳化劑的選擇及注入工藝 4.1、乳化劑的選擇

乳化劑在稠油摻水降粘中起著重要作用。乳狀液形成的類型，穩(wěn)定性都與乳化劑本身的性質(zhì)有直接關(guān)系。選用乳化劑一般按親水親油平衡值（HLB）來確定，通常形成O/W型乳狀液乙烯聚氧丙烯多烯多胺；聚氧乙烯聚氧丙烯烷基苯酚醚；

選擇乳化劑的原則是必須保證O/W乳狀液在不同條件下的穩(wěn)定性，在地面原油脫水處理時(shí)應(yīng)容易分離，在井下條件下，離子和非離子型表面活性劑都可形成低粘度的水包油型乳狀液。一般情況下都選用非離子表面活性劑，因?yàn)榉请x子表面活性劑比較便宜、不受產(chǎn)出水影響。而且這類表面活性劑乳化效率高，降粘幅度大，不受介質(zhì)PH值及硬離子濃度影響，加熱時(shí)油水易分離，分離后的活性水還可重復(fù)使用。

委內(nèi)瑞拉INIEVEP研究院在奧里諾科稠油區(qū)試驗(yàn)研究中，為了找到適合于形成穩(wěn)定的水包油型乳狀液的表面活性劑對(duì)500多種化學(xué)劑進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，其中包括離子型和非離子型及陽(yáng)離子表面活性劑的試驗(yàn)研究，結(jié)果見表5。表5中列出一系列表面活性劑在形成溫度，礦化度，原油類型等一組固定參數(shù)下得到的部分結(jié)果，從表中看出非離子表面活性劑（HLB＞14）產(chǎn)生的乳狀液所形成油滴直徑小均勻，從而具有較好的穩(wěn)定性。遼河油田在篩選大量乳化劑同時(shí)，提出采用復(fù)配方式解決乳化、解堵、防膨等綜合技術(shù)問題，近年來研究出耐高溫（340℃）的乳化劑。目前生產(chǎn)乳化劑的工廠有五、六個(gè)。年產(chǎn)上萬噸。

4.2、乳狀液的配制及注入工藝

選擇適合的表面活性劑后，按一定重量加入水里，配成活性水。一般加量在0.02%—1.00%（wt%）范圍。對(duì)特稠油加入量要高些。在一定溫度下（0—90℃）把活性水注入井下，通過機(jī)械攪拌形成低粘度的水包油型乳狀液。

目前國(guó)內(nèi)外，以計(jì)量站和轉(zhuǎn)油站為中心建成稠油摻活性水系統(tǒng)工程。這些流程簡(jiǎn)單。易于操作，便于管理。

5、稠油乳化降粘技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀及效果

根據(jù)國(guó)內(nèi)外一些稠油油田乳化降粘技術(shù)效果表明：確定合適的乳化劑和加入量，在一定溫度下，使其溶液在井下與地層流體充分混合就會(huì)形成低粘度的水包油型乳狀液，這種乳狀液可大幅度降低稠油粘度。乳化降粘技術(shù)的應(yīng)用可以解決抽油機(jī)負(fù)荷大和抽油桿下不去避免機(jī)械事故，減少動(dòng)力消耗，提高泵效增加泵的沖程數(shù)提高原油產(chǎn)量。從經(jīng)濟(jì)上分析，乳化漿粘技術(shù)使用的表面活性劑用量少費(fèi)用低，可大幅度降低生產(chǎn)稠油的成本。

Lind bergh（林德伯洛）油田，原油粘度20000mPa?s（20℃）油的色度為API 11℃采用乳化降粘技術(shù)后原油粘度大幅度下降，產(chǎn)量有很大提高。表6是林德伯洛油田某井乳化前后原油粘度比較情況。表7是某油井乳化前后諸生產(chǎn)參數(shù)對(duì)比情況。抽油桿的最大負(fù)荷約為5850kg，最小負(fù)荷為0。從井下乳化技術(shù)應(yīng)用后總的能耗比井下乳化技術(shù)應(yīng)用前有了減少，最大負(fù)荷減少。最小負(fù)荷增加。井下乳化技術(shù)不僅能減少機(jī)械負(fù)荷，還能增加設(shè)備的機(jī)械壽命。

亭廷頓油田原油粘度為30000mPa?s，油田每產(chǎn)出一桶原油向環(huán)空加入0.45kg的乙氧基化苯酚非離子表面活性劑，在井下形成水包油型乳狀液，井下溫度130℉（54.5℃）粘度為10mPa?s，再由油管抽到地面。

通過測(cè)試比較注入或未注入表面活性劑水溶液情況下產(chǎn)量，泵運(yùn)轉(zhuǎn)性能、液面、壓力降和產(chǎn)出油、水分離特征，得出注入表面活性劑水溶液后乳化作用效果顯著。

1）、泵溶劑效率由47%增加到60%；2）、環(huán)空液面下降到90m；3）、升舉效率由21%增到47%；4）、光油桿馬力降低1/3；5）、地面出油管壓降由5.8MPa降到0.1MPa；6）、抽油桿下降摩阻力從1070kg降到180kg；7）、變速箱最大扭矩由6214.17N.m降到3389.5N.m；8）、乳化后產(chǎn)油量增加10%。

可恩河油田原油粘度42000MPa?s，試驗(yàn)中是往油管套管環(huán)空加入0.2%（wt%）的乙氧基壬基酚（乙氧基數(shù)15）水溶液，在井下形成低粘度的水包油乳狀液（80℉5mPa?s）每產(chǎn)出一桶原油加0.04kg表面活性劑，效果顯著。

1）、泵沖次由8次/min增到12次/min； 2）、總產(chǎn)油量比加活性劑前提高34% Bodo油田原油粘度50000mPa?s以上，抽油桿下不去，泵效低，注表面活性劑（SRCK—1）水溶液后，提高了抽油桿下降速度沖次由不足1次/min增到5.7次/min，產(chǎn)油是由注劑前1.6t/d增到11t/d。

遼河油田冷14井，原油粘度13000mPa?s，采用由油套環(huán)空加活性水，在井下形成水包油型乳狀液，達(dá)到增產(chǎn)的目的，不加活性水降粘，抽油桿下不去，產(chǎn)量為0，加活性水降粘后，日產(chǎn)達(dá)26t/d，最高達(dá)62t/d。錦25—28—28井，50℃時(shí)原油粘度為47560mPa?s，92年4月蒸汽吞吐，開井生產(chǎn)67天，累計(jì)產(chǎn)油225t，92年6月再次注汽日產(chǎn)油降至2t，采用活性水200m3進(jìn)行處理后，日產(chǎn)油上升至17.5t，回采水率提高至70.6%。錦25—6—8井50℃時(shí)原油粘度10450mPa?s，蒸汽吞吐后95天累計(jì)產(chǎn)油1840t后再注汽日產(chǎn)油7t/d。采用活性水處理后，日產(chǎn)油增至30t/d，效果十分顯著。

6、結(jié)論和展望

6.1、稠油乳化降粘是一種稠油開采和集輸?shù)挠行Ъ夹g(shù)，據(jù)國(guó)內(nèi)外實(shí)踐證明，乳化降粘工藝設(shè)備簡(jiǎn)單，已建成以計(jì)量站、轉(zhuǎn)油站為中心的摻活性水系統(tǒng)工程，所用乳化劑貨源廣，價(jià)格便宜。采用這一技術(shù)可大幅度降低原油開采成本。

6.2、從國(guó)內(nèi)外乳化降粘趨勢(shì)看，對(duì)采用復(fù)配乳化劑而少用單一乳化劑，效果更顯著，降粘率達(dá)90%以上。

6.3、乳化降粘技術(shù)多和蒸汽吞吐結(jié)合起來應(yīng)用。已不局限井筒降粘和地面集輸，把活性水?dāng)D入油層，使表活性劑能夠在油層溫度下玻璃清洗解除巖石表面的油膜增加儲(chǔ)層的滲透率，同時(shí)，這種活性水又可形成水包油型乳狀液降低原油粘度，使稠油順利開采出地面和集輸，使乳化降粘技術(shù)向油層降粘、解堵等多層次技術(shù)轉(zhuǎn)化，目前遼河油田等單位研究出的耐高溫（340℃）的降粘劑已廣泛應(yīng)用到生產(chǎn)實(shí)踐中。

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曾從榮

第五篇：SBS改性瀝青穩(wěn)定劑作用機(jī)理簡(jiǎn)介

SBS改性瀝青穩(wěn)定劑作用機(jī)理簡(jiǎn)介 東營(yíng)潤(rùn)豐博越石油技術(shù)有限公司是一家高科技民營(yíng)企業(yè)，創(chuàng)建于2001年，主要從事油田開發(fā)新技術(shù)、石油煉制和油品深加工新技術(shù)、水處理新技術(shù)新工藝的研發(fā)、產(chǎn)品生產(chǎn)、推廣應(yīng)用及技術(shù)服務(wù)等相關(guān)業(yè)務(wù)，同時(shí)生產(chǎn)柴油穩(wěn)定劑、柴油抗氧劑、十六烷值改進(jìn)劑、柴油降凝劑、FCC脫硫醇催化劑、活化劑、FCC丙烯增收劑、汽油抗爆劑、消泡劑、金屬鈍化劑、油漿阻垢劑等系列煉油助劑……

SBS改性瀝青的主要問題是SBS和瀝青的相容性及貯存穩(wěn)定性。由于SBS和瀝青的化學(xué)結(jié)構(gòu)、分子量、粘度和密度不同，在熱貯存過程中SBS和瀝青易發(fā)生相分離，改性瀝青不能穩(wěn)定貯存。結(jié)合SBS和瀝青的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，加入相容劑和穩(wěn)定劑來穩(wěn)定SBS在瀝青中的分散,相容劑在SBS-瀝青體系中能夠促使SBS在瀝青中溶脹更充分，分散更均勻，起增塑劑的作用。

穩(wěn)定劑加入SBS改性瀝青中，能夠引發(fā)溶脹的SBS發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，形成穩(wěn)定的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，將瀝青包裹在網(wǎng)絡(luò)中，阻止SBS和瀝青分離；同時(shí)，穩(wěn)定劑也能夠引發(fā)SBS和瀝青發(fā)生接枝反應(yīng)，生成SBS-瀝青接枝物，位于SBS相和瀝青相界面間，降低SBS相和瀝青相界面間的表面張力和體系的吉布斯自由能，起乳化劑的作用，從而抑制SBS和瀝青相的分離。

在相容劑和穩(wěn)定劑共同作用下，SBS被均勻、穩(wěn)定地分散在瀝青中，形成穩(wěn)定的體系。通過調(diào)整工藝參數(shù)，可制得不同級(jí)別的SBS

改性瀝青，滿足不同的使用要求。

注：中海瀝青的相容劑為常減壓側(cè)線抽出油，生產(chǎn)時(shí)已加入。東營(yíng)潤(rùn)豐博越石油技術(shù)有限公司地 址：東營(yíng)市經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū) 聯(lián)系電話：***聯(lián)系人：陳經(jīng)理