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[摘 要]复合型稠油助产剂，原油与水形成O/W型乳化体系，使期间形成水膜与水膜之间的摩擦，达到降低粘度，降低粘阻，达到提高采收率的目的。
[关键词]井筒降粘 复合型乳化体系 润湿性 反转 稠油 减阻
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）08-273-01
引 言
我国稠油油田资源丰富、分布广。而我国常规的采油方法已经很成熟，而油田增产就得采用非常规的方法开采。特别是对稠油的开采，稠油一般含沥青质、胶质多，是造成原油粘度高的根本原因。采油注蒸汽开采以降低粘度，但是到井筒时，由于温度下降，粘度增高，就不易能过井下泵设备抽到地面，由于粘度增高，油井负荷增大，地面设备易损坏，因此影响油井的产量。本文主要是采用复合型乳化降粘体系来降低井筒的原油粘度，提高流度，达到提高产量的目的。
乐安油田位于山东省东营市广饶县与滨州市博兴县之间，构造位置位于东营凹陷南斜坡草桥—纯化镇断鼻带东部，处于牛庄、博兴和牛头镇洼陷的交汇处。草13区块位于乐安油田的西部，处于石村断层上升盘，为一个自孔店组到明化镇早期地层北倾、南界被石村断层切割遮挡的继承性断鼻构造。该区块含油面积4.8km2，地质储量1787万吨，是含油层系多、油稠、出砂严重、油水关系复杂的普通稠油油藏。
乐安油区的最大特色即为全国有名的油稠，现在主要以蒸汽吞吐的方式开采，特稠油井辅以电加热系统，改善原油在井筒的流动性，但能耗十分巨大。为了验证降粘剂在井筒降粘方面的实际使用效果，探索最合理的加药剂方式及药剂用量，我们选择了草13-平60作为试验井，通过全面对比该井使用药剂前后的液量、工况及能耗，考察该降粘剂在稠油井降粘方面的使用性能。
1.试验井
草13-平60。该井于2012.2月转抽开，目前生产层为孔店，油层深度为1543.38-1830.35m。机型为600皮带机，电机为22kW普通电机，采用智能中频电加热系统。
2.工艺原理
在复合型稠油助产剂的作用下，原油与水形成O/W型乳化体系，使稠油在举升过程中，把原油流动时油膜与油膜之间的摩擦变为水膜与水膜之间的摩擦，粘度和摩擦阻力将会大幅度降低；同时，在药剂的作用下，会产生润湿降阻作用，破坏油管或抽油杆表面的稠油膜，使其表面润湿性反转变为亲水性，形成连续的水膜，减小举升及抽吸过程中原油流动的阻力，来达到降粘减阻的目的。
3.试验方法
将本降粘药与水（掺水）混合成为一定浓度的药剂溶液，在油套环空注入井下；药剂溶液与稠油及水混合后，再被泵吸入排出，送至井口。由于药剂溶液、水已经与稠油在泵的作用下，充分混合，形成了一个相对稳定的o/w乳化体系，使稠油在举升过程中的粘度大大降低，因而使得阻力减小，产量增加。将复合型稠油助产剂加入药剂槽中，定量泵将其定量加入到油套环空中；该泵可精确控制药剂的加入量，试验中应随工艺情况调整药剂的注入量；站外来的用于原油输送的热水，分出一个支路，经热水表计量后，也一同进入环空。进入的热水、药剂与地层渗流出的油水，一同进入到抽油机泵中，在泵的作用下，充分混合，即可形成粘度较低的乳化體系，被举升至地面。第一阶段：2012.5.5日开始加药剂，加剂方式为24小时不间断式从井筒滴入，药剂量为采液量的1.0%，热水的加入量按药剂量的3 倍，加入药剂为期两周，密切跟踪该井液量、工况、电机电流变化。第二阶段：降低该井参数，逐步下调电加热电流，密切观察该井液量、工况、电机电流以及生产情况，防止出现光杆缓下。第三阶段：将电加热电流降至维持正常生产的最低值并视油井生产状况论证停止电加热的可行性，持续跟踪观察至试验结束。
4.试验过程描述
（1）2012.5.5日开始加药剂，加剂方式为24小时不间断式从井筒滴入，至5.10日该井的液量由5.3日的14.9t/d升至27.0t/d，增加近一倍，含水由又62.5%升至64.1%，变化不明显，而工况明显变好，由之前的严重供液不足转为轻微工业不足。（2）5.11日上午该井量化25.8t/d，含水64.5%；下午量油不出，憋压不起，测功图显示为严重供液不足。5.11日晚反洗井后憋压正常，5.12日液化28.2t/d，功图均基本正常。此后几天液量在14.1t/d至28.5t/d，变化比较大。（3）5.18日该井再度不出，中午调参，由之前的1.5次/分下调至1次/分，5.19日至5.23日液量在14.4至17.7之间，较为稳定，含水也一直在65%左右，工图为轻微供液不足。（4）鉴于该井生产情况已趋于稳定，5.21日该井电加热电流由之前的80A下调至60A，液量及工况无明显变化，计划继续下调电加热电流。
5.阶段性试验结果
6. 结 论
（1）该井加降粘剂后初期液量增加近一倍，在下调参数后液量仍能达到调参前的液量，效果显著。对于高粘度稠油井使用该降粘剂改善原油在井筒的流动性，增加产量及减少电加热电量的方法是可行有效的。（2）实验的第二阶段，该井电加热的日电量由之前的730 kW·h降至550 kW·h，而这只是降低电加热电流的第一步，还拥有较大的下调潜力。（3）该井在试验阶段两次量化不出，主要是因为井筒加入降粘剂后油套环空的原油与水及降粘剂形成流动性好的乳化体系，并被迅速吸入泵筒，导致该井严重供液不足而反复不出，在下调参数后，此问题得以解决。至实验的最后阶段，该井液量极不稳定且间歇性出液，对比本周期及前两个周期我们可找到答案：
综合对比该井实验前的生产状况及近况，我们可发现C13-P60的地层供液能力较之前已明显下降，而对比前两个周期同期累液情况，我们可初步判断该井已到周期中后期，该井也于7月进入第六周期。尽管该实验未达到预期效果，
给予我们的启示：
（1）该稠油助产剂如果在供液能力更好的稠油井使用在增产方面的前景相当乐观，推荐在供液能力较好的井如转抽前期，沉没度在300-500m，使用该降粘剂能取得更好的应用效果；（2）稠油助产剂与电加热并用，将电加热调至最低档（大约200 kW·h/24h），防止因偶然地层油水或井温的变化引起的光杆缓下事件。
参考文献：
[1]万仁溥主编.采油工程手册.北京.石油工业出版社，2000 .
[2]邹艳霞主编.采油工艺技术.北京.石油工业出版社，2006.
[关键词]井筒降粘 复合型乳化体系 润湿性 反转 稠油 减阻
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）08-273-01
引 言
我国稠油油田资源丰富、分布广。而我国常规的采油方法已经很成熟，而油田增产就得采用非常规的方法开采。特别是对稠油的开采，稠油一般含沥青质、胶质多，是造成原油粘度高的根本原因。采油注蒸汽开采以降低粘度，但是到井筒时，由于温度下降，粘度增高，就不易能过井下泵设备抽到地面，由于粘度增高，油井负荷增大，地面设备易损坏，因此影响油井的产量。本文主要是采用复合型乳化降粘体系来降低井筒的原油粘度，提高流度，达到提高产量的目的。
乐安油田位于山东省东营市广饶县与滨州市博兴县之间，构造位置位于东营凹陷南斜坡草桥—纯化镇断鼻带东部，处于牛庄、博兴和牛头镇洼陷的交汇处。草13区块位于乐安油田的西部，处于石村断层上升盘，为一个自孔店组到明化镇早期地层北倾、南界被石村断层切割遮挡的继承性断鼻构造。该区块含油面积4.8km2，地质储量1787万吨，是含油层系多、油稠、出砂严重、油水关系复杂的普通稠油油藏。
乐安油区的最大特色即为全国有名的油稠，现在主要以蒸汽吞吐的方式开采，特稠油井辅以电加热系统，改善原油在井筒的流动性，但能耗十分巨大。为了验证降粘剂在井筒降粘方面的实际使用效果，探索最合理的加药剂方式及药剂用量，我们选择了草13-平60作为试验井，通过全面对比该井使用药剂前后的液量、工况及能耗，考察该降粘剂在稠油井降粘方面的使用性能。
1.试验井
草13-平60。该井于2012.2月转抽开，目前生产层为孔店，油层深度为1543.38-1830.35m。机型为600皮带机，电机为22kW普通电机，采用智能中频电加热系统。
2.工艺原理
在复合型稠油助产剂的作用下，原油与水形成O/W型乳化体系，使稠油在举升过程中，把原油流动时油膜与油膜之间的摩擦变为水膜与水膜之间的摩擦，粘度和摩擦阻力将会大幅度降低；同时，在药剂的作用下，会产生润湿降阻作用，破坏油管或抽油杆表面的稠油膜，使其表面润湿性反转变为亲水性，形成连续的水膜，减小举升及抽吸过程中原油流动的阻力，来达到降粘减阻的目的。
3.试验方法
将本降粘药与水（掺水）混合成为一定浓度的药剂溶液，在油套环空注入井下；药剂溶液与稠油及水混合后，再被泵吸入排出，送至井口。由于药剂溶液、水已经与稠油在泵的作用下，充分混合，形成了一个相对稳定的o/w乳化体系，使稠油在举升过程中的粘度大大降低，因而使得阻力减小，产量增加。将复合型稠油助产剂加入药剂槽中，定量泵将其定量加入到油套环空中；该泵可精确控制药剂的加入量，试验中应随工艺情况调整药剂的注入量；站外来的用于原油输送的热水，分出一个支路，经热水表计量后，也一同进入环空。进入的热水、药剂与地层渗流出的油水，一同进入到抽油机泵中，在泵的作用下，充分混合，即可形成粘度较低的乳化體系，被举升至地面。第一阶段：2012.5.5日开始加药剂，加剂方式为24小时不间断式从井筒滴入，药剂量为采液量的1.0%，热水的加入量按药剂量的3 倍，加入药剂为期两周，密切跟踪该井液量、工况、电机电流变化。第二阶段：降低该井参数，逐步下调电加热电流，密切观察该井液量、工况、电机电流以及生产情况，防止出现光杆缓下。第三阶段：将电加热电流降至维持正常生产的最低值并视油井生产状况论证停止电加热的可行性，持续跟踪观察至试验结束。
4.试验过程描述
（1）2012.5.5日开始加药剂，加剂方式为24小时不间断式从井筒滴入，至5.10日该井的液量由5.3日的14.9t/d升至27.0t/d，增加近一倍，含水由又62.5%升至64.1%，变化不明显，而工况明显变好，由之前的严重供液不足转为轻微工业不足。（2）5.11日上午该井量化25.8t/d，含水64.5%；下午量油不出，憋压不起，测功图显示为严重供液不足。5.11日晚反洗井后憋压正常，5.12日液化28.2t/d，功图均基本正常。此后几天液量在14.1t/d至28.5t/d，变化比较大。（3）5.18日该井再度不出，中午调参，由之前的1.5次/分下调至1次/分，5.19日至5.23日液量在14.4至17.7之间，较为稳定，含水也一直在65%左右，工图为轻微供液不足。（4）鉴于该井生产情况已趋于稳定，5.21日该井电加热电流由之前的80A下调至60A，液量及工况无明显变化，计划继续下调电加热电流。
5.阶段性试验结果
6. 结 论
（1）该井加降粘剂后初期液量增加近一倍，在下调参数后液量仍能达到调参前的液量，效果显著。对于高粘度稠油井使用该降粘剂改善原油在井筒的流动性，增加产量及减少电加热电量的方法是可行有效的。（2）实验的第二阶段，该井电加热的日电量由之前的730 kW·h降至550 kW·h，而这只是降低电加热电流的第一步，还拥有较大的下调潜力。（3）该井在试验阶段两次量化不出，主要是因为井筒加入降粘剂后油套环空的原油与水及降粘剂形成流动性好的乳化体系，并被迅速吸入泵筒，导致该井严重供液不足而反复不出，在下调参数后，此问题得以解决。至实验的最后阶段，该井液量极不稳定且间歇性出液，对比本周期及前两个周期我们可找到答案：
综合对比该井实验前的生产状况及近况，我们可发现C13-P60的地层供液能力较之前已明显下降，而对比前两个周期同期累液情况，我们可初步判断该井已到周期中后期，该井也于7月进入第六周期。尽管该实验未达到预期效果，
给予我们的启示：
（1）该稠油助产剂如果在供液能力更好的稠油井使用在增产方面的前景相当乐观，推荐在供液能力较好的井如转抽前期，沉没度在300-500m，使用该降粘剂能取得更好的应用效果；（2）稠油助产剂与电加热并用，将电加热调至最低档（大约200 kW·h/24h），防止因偶然地层油水或井温的变化引起的光杆缓下事件。
参考文献：
[1]万仁溥主编.采油工程手册.北京.石油工业出版社，2000 .
[2]邹艳霞主编.采油工艺技术.北京.石油工业出版社，2006.