鄧利君，朱康華

（中國石油化工股份有限公司西北油田分公司采油三廠，新疆烏魯木齊 830011）

0 引言

塔河油田托甫臺區(qū)塊位于塔河十一區(qū)東部，是塔河油田采油三廠主力區(qū)塊。托甫臺區(qū)現(xiàn)有油水井252口，目前日產(chǎn)油1 695 t，綜合含水72.18%。隨著區(qū)塊的不斷開發(fā)，油井能量下降、含水上升，同時注水、注氣井次增加，托甫臺區(qū)塊的乳化井?dāng)?shù)也逐年增加，同時乳化井異常井次、加藥量、破乳劑費用逐年增加，乳化井管理難度不斷上升。

1 托甫臺區(qū)塊乳化原因分析

1.1 油井乳化原因分類

原油乳化指在剪切應(yīng)力和催化劑（表面活性劑）作用下原本分開的油水兩相相互融合形成較為穩(wěn)定的乳濁液[1]。從該定義上可以得出原油生成乳化油需具備3個條件：①存在著互不相溶的兩相，通常為水相和油相[2]；②存在有一種乳化劑(通常是一類表面活性劑) ；③具備強烈的攪拌條件，增加體系的能量。

1.2 托甫臺區(qū)塊原油乳化實驗

本次實驗主要通過控制變量法來探究含水、剪切應(yīng)力、催化劑與托甫臺區(qū)塊原油乳化的關(guān)系。實驗采用不同含水情況、不同原油組分的樣本，在攪拌器不同攪拌速度的作用下，測試實驗樣本的黏度，達到探究3種因素與原油乳化的關(guān)系的目的。具體實驗樣本數(shù)據(jù)如表1。

表1 實驗樣本數(shù)據(jù)

表2 不同含水情況下單井混合液黏度(mPa·s)

表3 不同剪切應(yīng)力情況下單井混合液黏度(mPa·s)

表4 不同重質(zhì)成分下各單井混合液黏度

1.2.1 含水與乳化關(guān)系探究

實驗過程中，控制攪拌機轉(zhuǎn)速在1 000 r/min 以及每個樣本初始原油組分不變，混合液總?cè)莘e150 mL，含水從0%～90%依次增加，攪拌0.5 h，測試樣品黏度。

通過實驗：原油發(fā)生乳化的含水區(qū)間在10%～90%之間，含水越低或者越高，原油越不容易發(fā)生乳化現(xiàn)象。當(dāng)含水在10%～60%時，黏度隨含水的增加而緩慢上升；含水在60%～80%時，黏度快速上升，當(dāng)黏度超過80%，又快速下降。結(jié)合相關(guān)資料，原油含水在10%～60%時產(chǎn)生W/O 型乳狀液，黏度緩慢上升，含水60%～80%，發(fā)生轉(zhuǎn)相，變?yōu)镺/W 型或者W/O/W 型乳狀液，黏度快速上漲[3]。

1.2.2 剪切應(yīng)力與乳化關(guān)系探究

實驗過程中，原油混合液總?cè)莘e為150 mL，控制每個樣本含水在70%，攪拌速率從250 ～1 000 r/min依次上升，攪拌0.5 h，后測試樣品黏度。

通過實驗得出結(jié)論：剪切應(yīng)力與原油乳化呈正相關(guān)關(guān)系，剪切應(yīng)力越大，原油乳化越劇烈。

1.2.3 催化劑與乳化關(guān)系探究

在原油乳化過程中，起催化劑作用的主要是原油組分中的重質(zhì)成分[4]。探究催化劑對原油乳化的影響，主要是選擇不同重質(zhì)成分含量的井配合成相同含水的混合液，在同樣的轉(zhuǎn)速下，測試樣本黏度變化。在前兩次實驗過程中，單項實驗每個對比樣本的原油含量都是相同的，因此我們可以使用前兩次實驗中的數(shù)據(jù)來探究催化劑對原油乳化的影響。在前兩次實驗中選取5口井在含水和轉(zhuǎn)速一定時的黏度。

通過實驗我們可以得出結(jié)論：原油中重質(zhì)成分越多，在相同條件下，混合液黏度越高。說明原油里的重質(zhì)成分在原油乳化中起到了一定催化作用，重質(zhì)成分越多，原油越容易乳化。

1.3 現(xiàn)場實踐

通過實驗確定含水、剪切應(yīng)力與催化劑與原油乳化之間的關(guān)系，后選擇托甫臺區(qū)塊TP176井進行規(guī)律驗證分析。該井前期以5×4制度生產(chǎn)，含水在60%～66%之間波動，交變載荷穩(wěn)定在34 kN，后上調(diào)至5×5制度生產(chǎn)，含水在56%～65%之間未明顯變化，交變載荷持續(xù)上漲至72 kN，井筒乳化嚴重。該井含水穩(wěn)定，上調(diào)制度，油井乳化加劇，證明剪切應(yīng)力越大，越容易發(fā)生原油乳化。同時對比該井同為5×4制度時，含水上漲至90%以上，該井未出現(xiàn)乳化現(xiàn)象，證明含水在乳化區(qū)間內(nèi)較容易乳化。

2 乳化井管理對策及成效

2.1 乳化井管理對策

（1）針對高含水以及大液量乳化井，果斷停加藥，降低加藥成本。2023年托甫臺區(qū)塊21口大液量加藥井，目前13口井已實現(xiàn)停加藥生產(chǎn)，日減少處理液量1 256 t/d，節(jié)約藥劑836 L/d。

（2）針對乳化區(qū)間井，打破常規(guī)思維停加藥。選取含水相對穩(wěn)定，且生產(chǎn)參數(shù)波動不大的乳化井，主動嘗試優(yōu)化停止加藥。若是停加藥井參數(shù)出現(xiàn)變化，比如含水波動、交變上漲，則安排恢復(fù)加藥保證生產(chǎn)平穩(wěn)，做到乳化井加藥的動態(tài)調(diào)整。

（3）針對長期乳化井，探索間斷加藥模式，在保證油井生產(chǎn)參數(shù)穩(wěn)定的前提下，探索加1停1的模式，并且在這基礎(chǔ)上逐步優(yōu)化。如TP170井，該井正常后流程加藥生產(chǎn)，回壓1.12 MPa 穩(wěn)定，安排停止加藥2 d 后回壓呈上漲趨勢，落實出液乳化。該井長時間停加藥生產(chǎn)不穩(wěn)定，目前安排間斷加藥生產(chǎn)，加一天停一天，觀察回壓穩(wěn)定、生產(chǎn)正常。

（4）針對站庫加藥，一站一策進行調(diào)整優(yōu)化。TP-10計轉(zhuǎn)站前期外輸液黏度4 400 mPa·s 較高，采取加藥降黏方式，保障外輸正常。后采取就地分水方式，站內(nèi)達到油水分離，降低外輸液含水，使其不在乳化區(qū)間，外輸液黏度下降至150 mPa·s，安排停止加藥外輸；TP-11計轉(zhuǎn)站前期外輸液黏度1 600 mPa·s較高，也采取加藥降黏，后采用多開大液量、高含水井，增加外輸液含水，使其脫離乳化區(qū)間內(nèi)，黏度降至100 mPa·s，停加藥生產(chǎn)正常。

（5）針對頑固乳化井，加注破乳劑對其降黏效果

較差，達不到破乳效果，則安排后流程或者環(huán)空伴水生產(chǎn)，提高混合液含水，使其脫離乳化區(qū)間，防止乳化異常。如TP151井，該井乳化情況嚴重，后流程加藥150 L/d，加藥濃度5 000×10-6，更換數(shù)次藥劑后回壓仍持續(xù)上漲，采取后流程伴水2 m3/h生產(chǎn)，回壓保持在14～1.7 MPa之間，生產(chǎn)平穩(wěn)。

2.2 取得成效

通過創(chuàng)新乳化井管理對策，托甫臺區(qū)塊科學(xué)管理乳化井，在管理和成本兩個方面取得了顯著成效。管理方面：2023年月平均乳化井異常1.5井次，較去年同期3.5井次下降2井次，同時乳化加藥井?dāng)?shù)的減少，減輕了現(xiàn)場工作量，優(yōu)化現(xiàn)場用工。成本方面：2023年1-5月平均日加藥量1 316 L，較去年同期1 816 L 下降500 L；平均日處理液量765 t，較去年同期1 199 t下降434 t；破乳劑費用127.5 萬元，較去年同期167.8萬元下降40.3 萬元。在乳化井安全平穩(wěn)生產(chǎn)運行的情況下，完成了降本增效的目標(biāo)。

3 結(jié)論

1）托甫臺區(qū)塊油井乳化現(xiàn)象符合原油乳化一般規(guī)律，乳化的含水區(qū)間為10-80%，剪切應(yīng)力與原油乳化呈正相關(guān)關(guān)系，原油中的重質(zhì)成分（膠質(zhì)瀝青質(zhì)等）在原油乳化中起到催化作用。

2）托甫臺區(qū)塊針對乳化規(guī)律制定的乳化井管理對策，完善了乳化井管理的全過程細節(jié)，提升了乳化井安全運營水平，是一套行之有效的乳化井管理方法。

3）下步方向建立完善乳化井分析系統(tǒng)，做好相關(guān)參數(shù)的跟蹤預(yù)警，針對原油乳化影響因素開展實驗分析，主要是溫度、密度、含水、含膠質(zhì)瀝青質(zhì)、礦化度變化、產(chǎn)氣量大小、注氣影響等對乳化原油的黏度以及乳化液穩(wěn)定性的影響，嘗試建立單井乳化圖版，分析單井乳化風(fēng)險，提前介入預(yù)防治理。

4）針對部分乳化井的乳化防治效果較差的情況，將著手從藥劑選型優(yōu)化、復(fù)合工藝優(yōu)化兩個方向繼續(xù)開展研究。