杜813南块超稠油掺活性水降黏技术

摘要：针对杜813南块超稠油开发使用电加热降黏工艺存在能耗过高的问题，提出并应用掺活性水降黏工艺。通过对超稠油性质的测定，得到超稠油乳化降黏剂的HLB值，确定乳化剂。实验结果表明，该工艺具有较高的降黏率，解决了超稠油乳化降黏与破乳脱水之间的矛盾，实现了替代电加热工艺进行超稠油开采的目的。在该块5口超稠油井进行掺活性水降黏工艺试验，结果表明，掺活性水降黏技术可以取代电加热降黏技术维持正常生产，降本增效效果显著，单井年平均节约成本34.59×104元。

关键词：杜813南块 掺活性水降黏 HLB值 超稠油降黏

杜813南块兴隆台油层是欢喜岭油田在2003年全面投入开发的一个超稠油油藏。该块普遍采用掺稀油和电加热降黏2种工艺实现井筒举升。由于超稠油的特点，采用掺稀油生产存在掺油量大、影响产量的缺点，目前全部采用电加热的方式确保油井正常生产。但电加热存在投入费用大，维护费用高、能耗高的缺点，电加热年支出近1000×104元，导致杜813南块开发成本一直居高不下。基于上述原因，提出开展超稠油掺活性水降黏技术研究，探索举升新方式，替代电加热方式，降低举升成本，实现杜813南块的高效开发。

1、油藏概况

杜813南块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡，开发目的层为兴隆台油层。该块于2003年投入开发，截至2007年11月，动用含油面积0.63km2，动用石油地质储量420×104t，日产油为120.6t/d，综合含水为84.5%，累计产油13.01×104t，累计产水37.01×104t，累计注汽61.91×104t，采油速度为0.66%，采出程度为3.1%，累计油汽比为0.21，累计返水率为59.7%，平均单井注汽吞吐5.8个周期。

2、超稠油掺活性水降黏技术

2.1 超稠油性质的测定

通过对原油黏度和温度变化曲线的测定，可以准确掌握稠油在不同温度下的黏度，为实验提供依据。HLB值称亲水亲油平衡值。表面活性剂的HLB值之所以重要，是因为它不仅与表面活性剂的亲水亲油性有关，而且与其基本性能有关，如表面张力、界面上的吸附性、乳化性及乳状液的稳定性、分散性、溶解性、去污性等。HLB值反映了表面活性剂的亲水、亲水性。采用荧光法测定杜813-32-39井超稠油乳化最佳HLB值为10.7。

2.2 乳化剂的选择

根据所做超稠油乳化最佳HLB值测定实验，结合环氧丙烷环氧乙烷嵌段共聚物可以改变嵌段数控制分子链长短的特性，可以满足不同井、不同时期的超稠油物性差异的需要。最终确定活性水主剂为有机多胺类和多元醇类，附剂为接支两段或三段的环氧丙烷环氧乙烷嵌段共聚物。

2.3 与破乳剂的配伍性

联合站现场破乳剂使用浓度为150mg/L，掺活性水降黏剂使用浓度为100mg/L。采用SY/T 5281-2000《中华人民共和国石油体天然气行业标准的原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法）》进行实验评价。

实验结果表明，掺活性水降黏剂与联合站破乳剂配伍性良好。实验设计降黏剂浓度对联合站破乳脱水没有影响，掺活性水降黏技术所使用的降黏剂与破乳剂具有协同效应，在一定浓度范围内可以提高脱水效果。

3、现场应用

3.1 现场实施情况

2010年10月至2011年5月，共进行5口井掺活性水降黏试验，采用掺活性水降黏工艺后，抽油机电流平均下降2～8A，产出液黏度平均降低96%以上，有效地控制了该块超稠油开发成本，为该块高效开发提出了新的思路。

3.2 经济效益

掺活性水降黏技术与电热杆加热降黏所实际发生的平均费用对比，掺活性水降黏剂用量单井年用量为16.4t，加药泵功率为1.5kW，电热杆加热日耗电量为1200kW·h，2010年活性水降黏剂单价为1.0×104元/t，电费为0.55元/kW·h。掺活性水降黏技术单井年平均降低成本34.59×104元。

4、结论

（1）研制的乳化降黏剂具有理想的降黏效果，与联合站破乳剂配伍性良好，解决了超稠油掺活性水降黏与脱水工艺之间的矛盾。

（2）与电加热降黏比，掺活性水降黏技术可靠性高，有效降低了超稠油开发成本。

（3）掺活性水降黏技术对超稠油降黏率不低于96%，达到了取代电加热工艺进行超稠油举升开采的目的。

参考文献：

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