方 群

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南鄭州 450000）

涇河油田地處陜西省彬縣、長武縣與甘肅省寧縣、涇川縣、靈臺縣境內(nèi)，區(qū)域構造位于鄂爾多斯盆地西南部伊陜斜坡帶與渭北褶皺帶的交匯處，屬于裂縫、斷裂發(fā)育的致密砂巖油藏，主要生產(chǎn)層位為長8 層，原油密度為0.872 g/cm3～0.924 g/cm3，平均0.90 g/cm3；凝固點16 ℃～28 ℃，平均22 ℃，地層溫度下原油黏度集中在50 mPa·s～200 mPa·s；含蠟量13 %～15 %，平均14 %，屬于“三高”儲層。由于原油黏度較高導致抽油機負荷高、運行電流較大，且易發(fā)生軟卡，影響開發(fā)效果。在用的陰離子型降黏劑受地層水礦化度（平均為55 000 mg/L）的影響產(chǎn)生“鹽析反應”，影響降黏效果，因此需結合涇河油田長8 層的實際情況，優(yōu)選抗鹽能力較好的非離子型降黏劑，通過在非離子基團上嵌入硫酸根，使其具有陰離子活性劑特性，形成新的井筒降黏劑配方，達到提高降黏效果的目的[1，2]。

1 實驗儀器及方法

1.1 實驗儀器及藥品

實驗所用儀器主要包括SNB-1 恒溫數(shù)顯黏度測試儀，恒溫水浴，電子天平，數(shù)顯攪拌機，燒杯，秒表等。

實驗所需藥品包括聚氧乙烯蓖麻油，硫酸化試劑，催化劑，氟表面活性劑，現(xiàn)場取回油水樣（見表1、表2）。

1.2 實驗方法

1.2.1 降黏率測試 將原油油樣在50 ℃的恒溫水浴中恒溫1 h，攪拌去除其中的游離水和氣泡，迅速用旋轉黏度計測其50 ℃時的黏度記為μ0。

以含水30 %的油水樣，0.5 %降黏劑為例，稱取2.00 g 降黏劑于燒杯中，加入地層水樣118.00 g，攪拌至降黏劑完全溶解后，再稱取280.00 g 原油油樣于燒杯中，攪拌均勻后放入50 ℃的恒溫水浴中，恒溫1 h，將攪拌槳置于燒杯中心，并距底部2 mm～3 mm 處，調(diào)節(jié)轉速250 r/min，在恒溫的條件下攪拌2 min 后測得的黏度記作μ。

1.2.2 原油凝點測試 根據(jù)《SY/T 0541-94 原油凝點測定法》和《SY/T 510-83 石油產(chǎn)品凝點測定法》要求測定涇河油田原油凝點，將預熱后的油樣裝入試管中，以0.5 ℃/min～1 ℃/min 的冷卻速度冷卻至高于預期凝點8 ℃時，每降2 ℃觀測一次試樣的流動性，直至將試管水平放置5 s 而試樣不流動時的最高溫度即為凝點。

2 新型井筒降黏劑的優(yōu)選

2.1 主劑優(yōu)選

井筒降黏劑要求界面活性高，乳化能力強，優(yōu)選具有分支結構的非離子型聚氧乙烯蓖麻油EL-90，硫酸化后形成聚氧乙烯蓖麻油硫酸酯鹽EL-90S 作為主劑，其化學通式為：

2.2 助溶劑優(yōu)選

在地層水低礦化度的情況下，助溶劑會使降黏劑的界面活性降低，但在高礦化度的情況下，由于助溶劑和無機鹽對降黏劑的作用是相反的，因此，在高礦化度的情況下加入助溶劑，能保持降黏劑的活性，提高降黏率[3，4]。

優(yōu)選4 種具有高表面活性的氟表面活性劑，分別記為A、B、C、D，其水溶液表面張力均低于20 mN/m，可同時降低油水界面張力[5，6]。室內(nèi)實驗4 種氟表面活性劑與EL-90S 進行復配，其中加入氟表面活性劑B后降黏率可達93.7 %，因此降黏劑配方確定為聚氧乙烯蓖麻油EL-90 及氟表面活性劑B（見圖1）。

表1 涇河油田油樣分析

表2 涇河油田水樣分析

圖1 氟表面活性劑優(yōu)選

2.3 最終配方確定

確定新型井筒降黏劑JTJN-1 配方為聚氧乙烯蓖麻油硫酸酯鹽EL-90S 及氟表面活性劑B，其中EL-90S 由聚氧乙烯蓖麻油EL-90 硫酸化反應生成，室內(nèi)實驗氟表面活性劑B 最佳加入量為5 %（見圖2）。

圖2 氟表面活性劑B 加入量優(yōu)化

3 新型井筒降黏劑性能評價

3.1 配伍性評價

選取JH2-1 等7 口油井的地層水樣，分別配制JTJN-1 濃度為1 %的樣品，觀察在室溫及70 ℃條件下靜置恒溫24 h 后水樣無分層現(xiàn)象、無沉淀產(chǎn)生，有良好的流動性能，說明JTJN-1 與涇河油田長8 儲層地層水具有較好配伍性（見表3）。

3.2 耐溫耐鹽性評價

室內(nèi)實驗JTJN-1 在50℃條件下，礦化度40000mg/L～100 000 mg/L 時降黏率均大于99 %；在礦化度為80 000 mg/L 條件下，溫度20 ℃～100 ℃以內(nèi)降黏率均大于99 %，具有較好的耐溫耐鹽性（見圖3、圖4）。

3.3 降凝能力評價

選擇JH2-2 等5 口油樣評價JTJN-1 降凝能力，實驗表明，加入0.5 %的JTJN-1 后油樣凝點降低5.5 ℃～8.5 ℃，降凝效果明顯（見表4）。

4 加注濃度優(yōu)化

4.1 不同含水率下最佳經(jīng)濟濃度

實驗室模擬長8 儲層地層溫度50 ℃，地層水礦化度80 000 mg/L 的實驗條件下，分別測試含水＜30 %、30 %～50 %及含水＞50 %時不同濃度JTJN-1 的降黏率。實驗結果表明當含水率＜30 %時，JTJN-1 最佳使用濃度為0.7 %～1.0 %；當含水率為30 %～50 %時，JTJN-1 最佳使用濃度為0.3 %～0.5 %；當含水率＞50 %時，JTJN-1 最佳使用濃度為0.1 %～0.3 %（見圖5）。

表3 新型降黏劑與長8 儲層地層水配伍性測試結果

圖3 不同礦化度下的降黏率

圖4 不同溫度下的降黏率

表4 涇河油田原油凝點測試表

表4 涇河油田原油凝點測試表（續(xù)表）

圖5 不同含水條件下不同藥劑濃度的降黏率

4.2 不同黏度下最佳經(jīng)濟濃度

涇河油田長8 層油井間黏度差異較大，室內(nèi)實驗不同黏度下的JTJN-1 最佳經(jīng)濟加注濃度。由實驗結果可以看出，隨著黏度的增加，所需的降黏劑濃度增大，但0.3 %～0.5 %的藥劑濃度均能達到降黏率大于90 %的效果（見表5）。

表5 不同黏度條件下不同濃度的新型降黏劑降黏率實驗

5 現(xiàn)場實施效果

2015 年6 月2 日開始進行JTJN-1 加注，加注前測試該井地層溫度下黏度638 mPa·s，地面溫度下黏度5 926 mPa·s。依據(jù)加注濃度優(yōu)化結果，考慮經(jīng)濟效益，現(xiàn)場試驗不斷調(diào)整加注制度，并結合原油脫水問題，最終確定加藥制度為每兩天加注20 kg。加注后電流由16.4 A 下降至8.8 A，日節(jié)約用電量55.4 kW·h，地層溫度下原油黏度由638 mPa·s 下降至70 mPa·s，原油集輸壓力由1.2 MPa 下降至0.2 MPa，泵效提高5.7 %。井筒降黏劑現(xiàn)場試驗效果明顯。

6 結論

（1）優(yōu)選涇河油田長8 儲層新型井筒降黏劑JTJN-1配方為95 %聚氧乙烯蓖麻油硫酸酯鹽EL-90S 及5 %氟表面活性劑B，其中EL-90S 由聚氧乙烯蓖麻油EL-90 硫酸化后反應生成。

（2）JTJN-1 與長8 儲層地層水有較好配伍性，室內(nèi)實驗在涇河長8 儲層地層溫度及地層水礦化度條件下降黏率大于95 %，降低原油凝點5.5 ℃～8.5 ℃，對長8儲層有較好的適應性。

（3）現(xiàn)場試驗加注JTJN-1 后電流由16.4 A 下降至8.8 A，地層溫度下原油黏度由638 mPa·s 下降至70 mPa·s，應用效果較好。