水平井開采中后期降黏助排技術(shù)研究

尉小明,柳榮偉,趙金姝

(中油遼河油田公司,遼寧 盤錦 124010)

水平井開采中后期降黏助排技術(shù)研究

尉小明,柳榮偉,趙金姝

(中油遼河油田公司,遼寧 盤錦 124010)

水平井技術(shù)經(jīng)多輪次吞吐后,剩余原油黏度變高,流體流動性變差,不易于被開采。針對這一問題,依據(jù)表面活性劑理論知識、有機(jī)合成技術(shù),分析降黏助排技術(shù)機(jī)理,完成對降黏助排劑配方的優(yōu)化。通過復(fù)配非離子表面活性劑、陰離子表面活性劑、混合型表面活性劑和快速滲透劑等,合成具有耐溫、低表面張力和快速滲透等特點(diǎn)的助排劑。實(shí)現(xiàn)油水快速混合,充分發(fā)揮降黏助排作用,改善油井開發(fā)效果。

水平井;超稠油;降黏劑;表面活性劑

前 言

水平井技術(shù)是 20世紀(jì) 80年代石油界迅速發(fā)展并日臻完善的一項(xiàng)綜合性配套技術(shù)。國內(nèi)外大量的水平井案例充分證明,水平井技術(shù)是石油行業(yè)發(fā)展過程中的重大突破[1]。近年來,遼河油田新發(fā)現(xiàn)的油田規(guī)模逐漸縮小,低壓、低滲、薄層稠油儲量百分比逐年增加?？碧介_發(fā)難度日益增大,資源接替緊張。推廣水平井技術(shù)的應(yīng)用已成為持續(xù)有效開發(fā)、解決資源矛盾的重要手段[2-4]。

針對曙光油田超稠油油藏的開發(fā),進(jìn)行系列相關(guān)室內(nèi)實(shí)驗(yàn),優(yōu)化水平井降黏助排技術(shù)。研究表明,降黏助排劑具有優(yōu)良的耐溫和乳化性能,形成泡沫穩(wěn)定,與破乳劑配伍性良好,滿足超稠油熱采的開發(fā)需要。

1 降黏助排技術(shù)作用機(jī)理

流過微小孔道的高溫流體 (原油)與藥劑共同作用,將長期浸泡、覆蓋在巖石表面、沉積老化的膠質(zhì) +瀝青質(zhì)和半極性成分 (憎水厚膜)等相互纏繞的大分子,迅速剝離出來,使孔道、蒸汽通道和油流通道相對增大,注入壓力降低。同時,藥劑與油體在流動過程中相互沖擊,發(fā)生化學(xué)反應(yīng)釋放氣體,使油層混合流體膨脹,地層壓力上升,能量升高?？椎赖姆蔷|(zhì)性和流體剪切作用又加強(qiáng)乳化發(fā)生[1]。該技術(shù)的主要作用分為以下幾個方面。

(1)降低油水界面張力,形成水包油乳狀液,改善原油流動性。

(2)改變巖石表面潤濕性,提高回采水率。

(3)形成豐富穩(wěn)定的泡沫,堵塞高滲透率地層。

(4)巖石膠結(jié)礦物產(chǎn)生一定的收縮作用,增大儲層巖石的滲流孔道,降低滲流阻力。

2 降黏助排劑配方優(yōu)化及性能評價

依據(jù)表面活性劑理論知識和有機(jī)合成技術(shù),完成降黏助排劑中間體分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)及其合成,實(shí)現(xiàn)降黏助排劑配方優(yōu)化[5-8]。

2.1 動態(tài)管道流動模擬實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)巖心滲透率均為 2 048×10-3μm2,長度為 10 cm,直徑為 3 cm,注采壓差為 2MPa。不同配方降黏助排劑經(jīng)高溫 (300℃,24 h)處理后,與綜合含水為 30%的超稠油溶液混合,進(jìn)行動態(tài)管道流動模擬實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)測得未加配方的管道流量為0.03 cm3/s,5種配方的流量依次為 1.42、1.35、1.57、1.82、2.14。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示,在相同壓差作用下,降黏助排劑處理后的地層產(chǎn)出液流量大幅增加。配方 5效果尤為明顯,確定該配方為降黏助排劑優(yōu)化配方。

2.2 降黏助排劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對藥劑性能影響

按照文獻(xiàn)[9]測定方法,對 30℃不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的降黏助排劑進(jìn)行表面張力測定。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。降黏助排劑在較低質(zhì)量分?jǐn)?shù)時即可達(dá)到較小表面張力,質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 0.5%時表面張力僅為20.5 mN/m。

圖 1 降黏助排劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)與其表面張力試驗(yàn)曲線

2.3 降黏助排劑耐溫實(shí)驗(yàn)

將降黏助排劑分別置于 240、260、280、300、320℃高溫烘箱內(nèi),經(jīng) 24 h恒溫?zé)崽幚砗笕〕?冷卻至室溫。對比實(shí)驗(yàn)前后表面張力變化(表 1)。

表 1 降黏助排劑表面張力測試結(jié)果

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,經(jīng)高溫處理后降黏劑表面張力明顯增大。在 320℃條件下,表面張力仍小于 30 mN/m,滿足降黏劑的技術(shù)指標(biāo)要求。

2.4 降黏助排劑降黏率實(shí)驗(yàn)

將降黏助排劑分別置于 240、260、280、300、320℃高溫烘箱內(nèi),經(jīng) 24 h恒溫?zé)崽幚砗笕〕?冷卻至室溫。分別測定其對杜 84-館 H55、杜 84-館 H51、杜 84-興 H132-2水平井油樣的降黏效果,降黏率測定方法及步驟見文獻(xiàn)[10]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,降黏助排劑經(jīng)高溫處理后,油樣降黏率均可保持在 95%以上,隨溫度的升高,降黏率呈下降趨勢(表 2)。

表 2 降黏助排劑降黏率室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.5 降黏助排劑發(fā)泡性能實(shí)驗(yàn)

泡沫的穩(wěn)定性是指形成泡沫的持久性,泡沫維持的時間越持久,半衰期越長,說明泡沫的穩(wěn)定性越好。在實(shí)驗(yàn)室內(nèi),考察了降黏助排劑的發(fā)泡體積和半衰期。采用普通自來水和礦化度為 10 000 mg/L的地層水分別進(jìn)行相應(yīng)實(shí)驗(yàn)。配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 0.5%的降黏助排劑水溶液,取 100 mL水溶液于混調(diào)器中,以最大的轉(zhuǎn)速轉(zhuǎn)動 30 s后,將泡沫倒入量筒中,通過前后體積對比,測定降黏助排劑的發(fā)泡性能。實(shí)驗(yàn)測定自來水、地層水的起泡體積分別為 580、530 mL,半衰期分別為 120、98 min,表明該降黏助排劑能夠形成穩(wěn)定泡沫。

2.6 降黏助排劑與聯(lián)合站破乳劑配伍性實(shí)驗(yàn)

優(yōu)質(zhì)降黏助排劑除具有良好的破乳降黏能力以外,還要保持破乳后原油乳狀液的穩(wěn)定性和易脫水性,而過于穩(wěn)定的原油乳狀液會給后續(xù)脫水帶來很大困難[11-12]。將破乳劑、降黏助排劑分別按表4配方進(jìn)行配置后,與原油進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。原油綜合含水率為 28%,分別注入不同含量破乳劑和降黏助排 劑,對比不同時刻原油脫水量(表4)。

表 4 降黏助排劑與破乳劑配伍性評價

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,該降黏助排劑破乳脫水效果明顯,與聯(lián)合站破乳劑表現(xiàn)出良好的配伍性。

3 結(jié)束語

降黏助排劑首先具有優(yōu)良的耐溫和乳化性能,能夠滿足超稠油熱采開發(fā)需要;其次,可改變潤濕性,有利于油井的后續(xù)開發(fā);再次,降黏助排劑配伍性好,不會對后續(xù)集輸脫水造成影響;最后,降黏助排劑通過泡沫調(diào)剖來改善水平段吸汽不均的矛盾。目前,水平井降黏助排技術(shù)已完成室內(nèi)實(shí)驗(yàn)部分,正在準(zhǔn)備進(jìn)行現(xiàn)場施工。

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編輯 周丹妮

TE355.6;TE357.46

A

1006-6535(2010)03-0099-02

20091112;改回日期:20100310

中油遼河油田公司重大科技攻關(guān)項(xiàng)目“提高稠油、超稠油蒸汽吞吐效果技術(shù)研究與應(yīng)用”(200903010205)部分內(nèi)容

尉小明 (1972-),男,高級工程師,2000年博士畢業(yè)于浙江大學(xué)物理化學(xué)專業(yè),現(xiàn)在從事科技項(xiàng)目研究和管理工作。