高凝油化学采油工艺技术研究与应用.doc

高凝油化学采油工艺技术研究与应用赵哲袁武毕海昌吴小艳(辽河油田分公司沈阳采油厂)摘要高凝油化学采油技术利用沈阳高凝油田开发进人中高含水期原油含水较高这一特点， 通过加入化学药剂使原油在井下乳化、分散、同时改变油管内壁的润湿性，使高凝油以冷抽的 生产方式采出。以解决高凝油开采的主要方式空心杆热线投资大、耗电量大、生产成本高且生 产过程中事故率高、作业周期短的问题。高凝油化学采油技术20002002年度在沈阳采油厂各 高凝油区块累计实施167口井，节资300769104元，基本实现了中高含水期高凝油冷采的目 的，使得高凝油的开采更加经济合理。前言沈采开采高凝油所采取的生产方式主要是热采(包括闭抽和热线)，还有部分冷抽和电 泵。在现场生产中，发现空杆热线井生产工艺虽然解决了生产问题，但是存在很多不足：热线井投资大，单井设备一次性投资146104元。能耗巨大。由于高凝油的特点，将高凝油从井底开采至井口，需在较高的温度下运 行，为了保证高凝油在井筒内的流动及井口温度，电能能耗大，单井日均耗电936kWh， 日用电费443元，增加了原油生产成本。使用寿命短，每条热线的平均使用寿命为1年。事故率高，管理难度大，常发生断电、漏电、热线不热等问题。热线井检泵周期短，平均只有127d。作业周期短，一方面影响连续生产，另一方面增加了作业成本。 为了提高中高含水期高凝油井开采效益，优化采油工艺，节能降耗，自1996年，我厂研究并采用了高凝油化学采油技术，但此技术仍有很大局限性。2000年开始，我项目组在前几年研究的基础上，取得了突破性的进展。为了提高中高含水期高凝油的开采效果，降低 高凝油的开采成本，2000-2002年项目组在前几年研究的基础上，完成了对沈采高凝油生 产情况进行了全面的调查分析，完成了对几个区块原油的系统分析，完成了现场化学采油药 剂的综合评价，并根据沈采高凝油不同油井的特点，根据乳化、分散和防蜡降凝等原理研制 出了适合于40-70含水高凝油开采的药剂GHI防蜡降粘荆；适用于3040含 水高凝油开采的药剂GH一1、GHIV、GHV水基防蜡降凝剂、GH一油基防蜡降凝 剂。从2000年1月-2002年5月，各高凝油区块累计实施化学采油生产167井，节约资金300769104元。381高凝油油品性质系统分析一、高凝油的油品物性 沈95块、沈84块、沈边台原油油样取自3个区块的不同含水率的高凝油井。对原油物性、粘温性、流变性等进行了系统分析(表1)。一裹1原油构性数据区块含水率。密度，gcra3凝固点。析蜡点，含蜡量，胶质+沥青质 沈95 48 0894 4048 3675 10，l边台53 0862 39 52 3292 104沈84 43 0902 39 51 3304 108从表1可以看出，沈95块、沈84块、边台原油凝固点高，含蜡高，易发生结蜡现象。 二、沈95块、沈84块、沈边台原油的粘温特性原油粘温性质曲线见图1。?名繁404550556065705沮度，图1沈95块、沈84块、沈边台原油粘温曲线从图1可以看出，沈95块、沈84块、沈边台3个区块原油的粘温性在低温区有一定的 差距。三、离凝油螬晶分析1沈84原油物性 沈84块混合原油物性见表2。裹2泷弘块混合原油鞠性含水率密度，gcm3凝固点，析蜡点。古蜡量，胶质+沥青质，326 0862 4l5l 31 65 105沈84块原油为高蜡高凝原油。原油样品为沈84块低含水井混合原油，经测定，原油样 品含水为326，脱水后原油含水为5，经测定析蜡温度为51C，凝固点为41C，含蜡 量为3165。从粘温性数据可以看出，沈84块原油粘度在凝点与析蜡点之前变化较大。3822沈84块混合油蜡的组成及结构沈84块原油含蜡量高是原油流动性差、凝点高的根本原因，蜡含量越高，原油粘度、凝点随温度变化越大。裹3沈科块蜡红外吸收峰【cm_11的可能官能团50#蜡60#蜡舯#蜡吸收峰强度 可能官能团300029422924284529172849强CH2，CH31630 16361630弱芳环、杂环1473146314731463 14731463强CI乇1378 1378 1378 中等CH3730719 730720730720弱CH2根据试验要求，将原油中的蜡分离出来，并进行蜡碳链分析，主要是红外光谱、质谱。 通过试验分析认为，沈84块原油的蜡主要是C16Q6的正构烷烃，占91-92，少量支 链位于碳链末端的异构烷烃，占7-8，还有极少量的环状烃类。约为1-2，分子 量为260500。3蜡及蜡含量对原油析蜡量的影响 蜡及蜡含量对原油析蜡量的影响试验是基于国标GB 6986-86石油浊点测定法，50#蜡、60#蜡、80#蜡在基础油中溶解性进行的模拟试验。试验不同标号的蜡及含量对原油析 蜡量影响曲线见图2。曩蚶譬静图2蜡及蜡含量对原油析蜡量影响曲线试验研究表明：在较低温度范围内，蜡的溶解度变化不大，但当温度升高到一定程度 时，变化非常显著。在相同温度下，蜡熔点越高，其在基础油中溶解度越低，换言之，对于 相同含蜡的模拟油，蜡熔点越高，蜡溶解的温度越高，在相同温度下的析蜡量越高。4蜡度蜡含量对原油凝点的影响原油的凝点反映了蜡晶颗粒形成网状结构的难易程度。图3为3种蜡的模拟油蜡含量与 凝点的关系曲线。由图3可见，模拟油凝点随蜡含量增加而升高，但存在明显的差异，凝点383高的蜡含量升高，凝点升高幅度更大。肆扣磐图3蜡及蜡含量与原油凝点的关系作用机理研究一、药剂的作用原理 主要有乳化澜湿作用、分散作用、渗透作用、防蜡降凝作用。通过乳化润湿作用、分散作用、渗透作用，将原油形成水包油的分散体系，药剂从套管进入油管后，在抽油机和泵的作用下，药剂随原油流动过程中，可对油管管壁、抽油杆、泵体表面形成润湿膜，减少了温 降后的阻力以及蜡的吸附和凝聚；通过分散作用、渗透作用、防蜡降凝作用增加了表面活性 剂的亲油亲水性能，使原油在凝点附近容易形成均匀的微粒分散体系，同时具有防蜡和溶蜡 清蜡的效果。1润湿水膜作用 含有活性剂成分的分子极性部分具有乳化作用、分散作用、润湿作用，使高凝油在开采集输系统中形成水包油比较稳定的微粒乳状液，药剂从套管中加入到油管后，在流动过程中 对油管管壁、抽油杆、泵体表面具有润湿作用，减弱了高凝油的吸附与凝聚。2乳化分散作用 蜡晶分散剂与其他表面活性剂共同作用，使小蜡晶不易聚结，在乳化剂的作用下形成水包油型乳状液，在稳定剂的作用下，分散体系处于相对稳定状态，因而大大提高了低温的流动性。3防蜡降凝作用 防蜡剂与降凝分散剂的共同作用，可以使原油水乳状液在较低的温度下，有时低于蜡晶凝点37，不结晶。二、药剂的化学组成 药剂是针对沈阳油田高凝油的特点及生产工艺研制开发的一种新型、高效、经济适用型药剂，是既能防蜡又能降凝，且有乳化作用的多功能药剂，其组成包括蜡晶分散剂、乳化剂、高效分散剂、润湿剂、渗透剂、防蜡降凝荆、稳定剂等表面活性剂及其他助剂，主要成384分由我所自行研制合成，是采用正交试验法复配而成的新型高凝油防蜡降凝剂。新型防蜡降凝剂的研制一、实验仪器 恒温水浴、天平、凝点测定仪、密度计、JZHY一180界面张力仪、哈克电脑粘度计、比色管、DuponP900差热扫描量热仪、玻璃仪器、可调电炉、电动搅拌器、干燥箱、高速离 心机。二、实验方法原油含水率：GB8929。密度：GBr1884。凝点：GB510。含蜡量：柱蜡胶抽提法。胶质沥青质含量：柱蜡胶抽提法。析蜡点：用DuponT900差热扫描量热仪测试，在差热扫描量谱图上确定。不同含水原油的配制。将用电脱水器脱水后的合格原油加热至60*(3，按预定含水率， 分别加入现场取来的游离水，充分搅拌均匀，形成稳定的油水乳状液，得到含水I-90 的不同含水率的原油样品，作为不同含水原油加药前后的粘温性及流变性测试样品。原油粘温性试验：用哈克电脑粘度计测试。粘温曲线测定所用哈克电脑粘度计，根据 所测油样粘度范围不同选取相应转子，调节好水浴温度。恒温30min后测不同温度下的对应 的剪切速率、剪切应力和粘度。从加药前后原油粘度等参数的变化确定不同含水期的最佳加 药量。原油流变性试验：用哈克电脑粘度计测试。原油的流变性曲线测定用哈克电脑粘度计 测试，根据所测油样粘度范围不同选取相应转子，调节好水浴温度。恒温30min后测不同温 度下的对应的剪切速率、剪切应力和粘度。从流变曲线所反映的加药前后原油流变性等参数 的变化可以得出不同含水期的最佳加药量。降凝荆水溶液表面张力值的测定：用JZHY一180界面张力仪测定。蜡降凝荆水溶液的润湿性测定试验。油田现场用棉布块测定表面活性剂的润湿能力。 将未经洗涤的棉布剪成25mm25mm的方形，放入装有表面活性剂水溶液的烧杯中，记录 棉布从放人到沉人杯底所需的时间，此时间被定义为表面活性剂的润湿能力。溶蜡速度的测定。采用静态溶蜡法。取20mL的防蜡降凝剂于100mL比色管中，在40恒温后，再加入010-0209的原油蜡样，继续恒温，记录完全溶解所需的时间。加药后降凝效率试验。称取500-5109高凝油样，置于100mL的烧杯中，然后将 玻璃容器置于60水浴中恒温，待高凝油全部溶化后，将配制好的药品按一定的比例加入 到原油中，将装有原油的烧杯从恒温水浴中取出，用玻璃轻轻搅拌至温度下降到40时， 使高凝油变为乳液后在室内下静置后观测。脱蜡性能试验。采用比色管法。将高凝油样置于100mL的烧杯中，然后将玻璃容器 置于60水浴中恒温。待高凝油蜡样全部溶化后，在100mL比色管中加入10mL溶化的高 凝油蜡样，让蜡样均布于50mL刻度的比色管中，再加入40mL水和一定量的降凝剂药品， 振荡，使药品混合均匀，放于42恒温水浴中加热，观察脱蜡情况，一定时间后，再进行385振荡，观察脱蜡情况。 三、研制主要依据根据沈采不同区块高凝油油品组成及油品特点、高凝油化学冷采的工艺特点，以及不同 油井的日产液量、产油量、含水率。四、新型防螬降凝剂的研制 针对沈阳油田高凝油的特点及生产工艺特点，研制开发出5种新型、高效、经济适用药剂，既能防蜡又能降凝，且有乳化作用等多功能，其组成包括蜡晶分散剂、乳化剂、高效分散剂、润湿剂、渗透剂、防蜡降凝剂、稳定剂等表面活性剂及其他助剂，主要成分由我所自 行研制合成，是采用正交试验法复配而成的新型高凝油防蜡降凝剂。产品主要成分及作用为：蜡品改进剂：改变蜡分子结构，将链网状结构的蜡品分成碎片状蜡品。使其在油中分散 不易交链。润湿剂：改变油管及蜡、油表面润湿性，减少原油流动阻力。 分散剂：使蜡品在油水中分散，不易成块。 醇类：分散蜡品。另外，还有溶剂、互溶剂及水等。新型防蜡降凝剂性能综合评价一、产品袖性 产品GHI主要针对高含水(40以上)高凝油井研制的，为水溶性淡黄色液体。GHII、GHIll、GHIV、GHV等4种产品是针对不同的区块较低含水的高凝油井研制的，GHIII为油溶褐色液体，其他3种为水溶性淡黄色液体(表4)。 二、新型药荆的表面张力值新型药剂的表面张力值见表5。裹4新产品的物理性能基本性能 GHI GHII GHlII GH一 GHV 外观状况 淡黄色藏体 诙黄色液体 褐色液体 淡黄色液体 淡黄色液体 分层状况 不分层 不分层 不分层 不分层 不分层pH值7O70707070密度(20)09880 09855 08950 098印0984510水溶液状态 无色透明 乳白色 乳白色 无色透明 无色透明衰5新产品的水溶液的囊面张力位不同浓度，mgL 溶液的表面张力，rnNm药品代号3050 100200400GHI405 356 323 306 317(瑚一lI434 402368 344 34 63# 448428388 355352(埘一Ill489467 436 43 9 344GHIV42 639 3375 36 4360(讯一V417402 418396 365防蜡降凝剂水溶液表面张力值的测定试验表明GHI、GHII药剂的表面张力较低，在35mNm左右，与原油的表面张力接近。其他药剂水溶液的表面张力也有不同程度的降低。 三、溶蜡速度 GHIII药剂的溶蜡速度、脱蜡速度最快，GHI、GFIV药剂的脱蜡性能较好、乳化性能、降凝效果都有优于其他药剂(见表6)。裹6新产品的溶蜡速度油样区块 药品代号 含蜡油样，g 药品加入量，HlL 溶蜡时min 溶蜡速度，mg(mL“n)GH1 016932020 60 41_GH1101659 20134 0623#01395 20162 043沈95GH一|110 1846 2048192GHIV01643 20 179043GHV01732 20 234 037从产品的使用性能来看，5种药品均有较好的乳化性能、润湿性、溶蜡效果。在室内的 脱蜡性，低温分散流动性也较好。综合各种性能评价，GHIII药剂为强油溶性防蜡降凝 剂，其溶蜡、脱蜡效果明显优于其他药剂，GHI、GHII、GHIV、GHV为水溶性 防蜡降凝剂，其表面张力值、润湿性、乳化降粘性、降凝效果等都优于现场3#药剂，低温 分散流动性也较好。四、药剩对原油粘沮性作用加药前后高凝油粘温性对比(以沈84一安12块，含水30原油为例)见图4、图5。 从图4、图5可以看出，粘温曲线的第一拐点温度与原油析蜡温度相近，起点温度与原油凝 点温度相近，加入药品后，粘温曲线上的这种规律基本没有变化，但原油的粘度得到了明显的降低， 特别是在低温段，粘度降低幅度较大。?名-越 餐图4沈84一安12块含水30原油粘温曲线?刍恻 霉图5沈84一安12块含水30原油加药后粘温曲线 五、药剂对蜡晶表面性质的影响 从含蜡高的沈84块高凝油加药前后原油的微观物理结构(图6)可以看出，加药后蜡晶颗粒的分散度大大提高，蜡晶颗粒间充满了分散介质，彼此相互接触，连接的趋势降低。 其药剂主要作用归纳为：圈6沈84块高凝油加药前后的微观物理结构降低了表面张力，药荆吸附在固液面，降低界面的自由能。减少了空间摩阻作用。降低了电垒作用，使蜡结晶后形成部分电荷而互相排斥从而稳定分散。388降低原油屈服值。高凝油由于含蜡量高，虽然蜡在地层中主要-1：2溶解状态存在，但在开采过程中，原油沿 着油管上升，随着温度下降，压力的降低以及原油中轻组分的逸出，蜡开始结晶析出，并不 断沉积，从而导致油井产量下降，甚至停产，因此寻找好的开采高凝油的工艺至关重要。六、经济加药的确定 将用脱水后的原油加热至60，按预定含水率，分别加入现场取来的游离水，充分搅拌均匀，形成以油包水为主的乳状液，从而得到含水550的不同含水的原油样品，作 为含水原油的流变性测试样品。根据药剂的作用机理，原油加药后，使原油形成乳化状态，水为外相，油颗粒为内相， 在测定试验中，由于剪切搅拌都会出现油水分离现象，水外相会造成粘度计打滑，对于35以上含水段的原油，测粘度时转子打滑严重。为了取得较好的试验效果，对加药后的破 乳原油水混合体，取上层的油层做流变性测试。所以应用这一方法测定的原油流变性要高于 原油分散于水中的实际值。根据加药前后原油流变性数据、流变曲线，以及粘度的变化，可以确定药剂的理想加药 量。通过大量试验，沈二区不同含水段原油的理想加量确定为：原油含水30-35：加药量为0510。原油含水40-50：加药量为05。原油含水50以上：加药量为01O5。 七、现场试验油井的选择 GHI适用于产液量大于10m3d，含水率大于40的油井；GHII、GHIII、GHIV、GHV适用于产液量大于10mad，含水率为3040的油井。 八、室内研究结论室内研制出5种新型防蜡降凝剂，都具有很好的乳化、润湿、分散、降凝、防蜡效果。润湿性、乳化降粘性、降凝效果等都优于现场使用的最好药剂3#药剂，而且具有良 好分散蜡晶的作用。确定了沈二区不同含水段的原油的理想加量为：含水3035，加药量为0510；含水4050，加药量为05；含水50以上，加药量为01-05。现场试验与推广在室内实验基础上，研制出了适合于含水4070及含水30-40的高凝油井化采 的两类药剂，5个配方，并进行了现场实验。一，适合于含水40-70高凝油井化学采油药剂GHI的现场实验1实验井共选实验井2 121，井号为J69555 J67557，具体情况见表7。裹7 J69555和J67557情况统计井号日产液t日产油t含水。泵型冲程，m 冲次I动液面，m 泵挂，1131695551 6 3 6 526 444 841305 17986J675578 6 36 580 44 4 8 4 1512 6 1798 92现场实验 项N组从2001年4月10日始在以上2口井上进行了现场实验，4月i0日首次每口井加药50lqg，于4月11日每口井加药25kg，停线，以后加药制度为每口井24 Jm药25kg，实验结果见所附2口井加药前后功图及电流曲线(图7、图8、图9)。加药前加药后J87-557井示劝冒90725436一臻溅曩一1801020 30 40 508590726854 5l363418 1700 102 030 40 50 01122 33 44 55井号50-555量丈负荷86Oklf冲放405 日期00-0302量小负荷507l【1冲程46h图7 2口井加药前后功图、电流曲线656055 50麓 45智 40353025810 12 14 16 18 202224日期图8静69555井电流曲线甓 删图9静69555井电流曲线试验结论：OJ69555、J67557 2 El井原为无法实现冷抽的热线井，实验表明采用新研制的GHI的化学药剂可以实现该高凝油井从井底至井口的冷抽生产。加药前后油井电流及产液都较平稳，对油井的正常生产无影响。改进后的化学药剂以改变润湿性、防蜡、乳化为主，不仅性能可靠，且应用剂量较 现场所用药剂应用剂量小，平均每天125l【g，成本为100元d，平均每天可节约电费340 元。此药剂可在含水40以上的高凝油热线井上推广应用。 二、适合于含水3040的高凝油井化学采油药剂的现场实验 后面的药剂都是在前面的药剂现场应用试验的基础上改进的，2001年现场累计选井9口，已有5口井在改型后CHV药剂的作用下，实现了正常的冷抽生产，低含水高凝油化采药剂的研究已有了很大的突破。 CHV药剂共配制了2种药剂，GHII为水基药剂，GHIII为油基药剂，每种药剂选实验井2 171，实验情况如下。1试验井 试验井统计表见表8。裹8试验井统计井号日产液，t 日产油c含水。泵型 动液面m 泵挂，m 所属井站J66546125 64 48 838 17788 1951 6220J6350713，8 87 37 4416975 17628 2212现场试验 试验从6月10日开始，每天加药25kg，6月13日停热线，实验情况如表9。裹9现场试验情况统计J66546J63507日期液。t油t含水液t油t含水，610103 66359 13 68477611 10366 35911372363 132 69477613 11375 336 13 6 5 50614 107 71 336126 6350615107 71 33612 60506 16 104 64 38512 6635061710 46438512 56 4 488从以上试验中得出如下结论：66546加药停线后，油井液量、电流均平稳，到目前为止，此井仍加药停线正常生391产。J63507井加药停线后，油井电流平稳，但含水上升，液量稍降，615落实液量及含 水，落实后认为含水未升，液量有所下降，说明加药停线后，由于井筒内温度的下降大幅度 增加了井筒内油流阻力，从而使得生产压差减小，产量降低，618加药停线生产，将加药量提至50lcg(此剂量成本与热线电费相当)，油井液量正常。此2口井的实验说明此种油基的化学采油药剂CHV对含水3040的高凝油井具 有一定的适用性。但成本较高，需进一步的研究。三、适合于含水40-70的高凝油井的化学采油药剂的现场推广应用 从5月17日开始，我项目组先后在沈84安12块选井61口进行了现场推广应用，其中58口井为热线井，3口为电泵井，在58口热线井中，有51口加药停热线后，实现了正 常冷抽生产，平均单井El加药量为25kg，有2口井停线后电流升高，必须停加药送线，有3 口井因液量降停加药必送热线，有2 El井必闭抽，在61 13推广井中，还存在以下问题：加药后大部分油井取样不准，由于加药后原油在药剂的作用下破乳、分散、油水分 离，致使原油在井筒内的流动状态改变，形成一段油一段水，不再是稳定油水混相流，这样 取样时，无法取得稳定的混合油液，因此所测的台水不稳定。个别井由于加药停线以后，井内温度下降，液流阻力加大，致使生产压差减小，产液 量降低，负荷增大。经济效益分析一、高凝油加药冷采井平均单井加药费用：平均单井日加药255kg，单井平均年加药82125kg，平均单井 年加药费用64104元(药剂价格以8100元t计)。平均单井年检泵费用：全厂167口高凝油加药冷