风城超稠油强亲油弱亲水降黏体系

风城超稠油强亲油弱亲水降黏体系
贺丽鹏;丁彬;耿向飞;罗健辉;刘勇
【摘要】针对风城超稠油在蒸汽吞吐生产中后期低温条件下开采效果较差的现状，引入了活性大分子降黏剂辅助蒸汽吞吐开采技术。

以风城超稠油胶质、沥青质含量等主要物化性能为依据，设计制备了具有强亲油弱亲水特征的活性大分子降黏剂。

模拟蒸汽吞吐工艺，室内评价显示降黏剂用量0.2%、油水质量比10∶3时，所形成O/W降黏体系初始表观黏度小于300 mPa·s，降黏体系静态稳定，降黏剂耐温高达300℃，与正相破乳剂TA1031配伍。

现场试验显示开采温度低于60℃时，试验轮产油量比上一轮产量增加40.38 t，是上一轮产油量的2.27倍。

研究结果
表明活性大分子降黏剂可大幅降低风城超稠油表观黏度，特别是改善超稠油在低温条件下的流动性，有效延长蒸汽吞吐的低温开采时间，提升周期产油量，应用前景广阔。

%In middle and late stages of ultra heavy oil development through steam huff-and-puff in Fengcheng Block, performances are poor under low temperatures. Accordingly, active macromolecular viscosity reducers are often selected to assist the steam huff-and-puff operations. Depending on speciifc properties (including contents of gel and asphalts) of ultra heavy
oil in Fengcheng Block, strong-lipophilic and weak-hydrophilic active macromolecular viscosity reducers were prepared. They were assessed in lab for simulated steam huff-and-puff operations. The test results show that the O/W viscosity-reducing system with viscosity reducer of 0.2% and oil/water mass ratio of 10׃3 has an initial apparent viscosity less than 300 mPa·s. The system displayed static stability. The viscosity reducer can endure high temperature up to 300℃ and have good compa tibility with
de-emulsiifer TA1031. Field tests show that oil production in the test is 40.38 t higher than, or 2.27 times of, that in the preceding round, under temperatures below 60℃. It is suggested that the active macromolecular viscosity reducers can dramatically reduce apparent viscosity of ultra heavy oil in Fengcheng Block. These reducers can effectively enhance mobility of ultra heavy oil under low temperatures and prolong low-temperature production time of steam huff-and-puff operations to enhance oilifeld productivity. These reducers are prospective for application in oilifelds.【期刊名称】《石油钻采工艺》
【年(卷),期】2016(038)003
【总页数】4页(P378-381)
【关键词】超稠油;降黏剂;表观黏度;O/W降黏体系;蒸汽吞吐
【作者】贺丽鹏;丁彬;耿向飞;罗健辉;刘勇
【作者单位】中国石油集团科学技术研究院; 中国石油天然气股份有限公司纳米化学重点实验室;中国石油集团科学技术研究院; 中国石油天然气股份有限公司纳米化学重点实验室;中国石油集团科学技术研究院; 中国石油天然气股份有限公司纳米化学重点实验室;中国石油集团科学技术研究院; 中国石油天然气股份有限公司纳米化学重点实验室;中国石油新疆油田分公司风城作业区
【正文语种】中文
【中图分类】TE39
新疆风城超稠油饱和分、芳香分、胶质和沥青质含量分别为54.06%、21.52%、23.86%和0.56%，胶质含量高且易凝固，20℃时黏度高至（5～50）×104mPa·s，目前主要采用蒸汽吞吐方式进行开采。

如何有效降低风城超稠油表观黏度，增加蒸汽吞吐中、后期低温条件下的开采时间，对风城超稠油的高效开发具有重要意义［1］。

化学降黏技术［2］（包括催化裂解降黏［3］、加碱降黏［4］、加油溶
性降黏剂降黏［5］和加表面活性剂降黏［6-7］）由于具有经济成本低、工艺简
单和适用范围广等优点，一直是稠油降黏领域研究的热点。

课题组在前期的研究中［8］，研发出一种单一组分的活性大分子降黏剂用于将稠油颗粒在水中分散，可以有效阻止稠油颗粒的凝聚，从而达到降低稠油黏度，改善稠油流动能力的效果。

笔者以风城超稠油物化性能为依据，通过优选功能单体，制备了具有强亲油弱亲水特征的活性大分子降黏剂CVR，模拟蒸汽吞吐工艺条件，在室内考察了CVR的降黏效果，并开展了现场试验，达到增产效果。

Laboratory test
1.1 实验材料与仪器
Test materials and instruments
风城超稠油，新疆油田风城作业区提供，活性大分子降黏剂CVR，自制；壬基酚
聚氧乙烯醚（OP-10）、十二烷基苯磺酸钠（SDBS）、正相破乳剂TA1031、异
丙烯苯、丙烯酸辛酯、丙烯酸，偶氮二异丁腈（AIBN），工业品。

IKA Eurostar power control搅拌器，德国IKA；XMTD-6000电热恒温水浴，
北京东方精瑞；Nicolet 6700傅立叶红外光谱仪，德国Thermol；Kanuer-7000分子量测定仪，德国KNAUER公司；R/S流变仪，美国Brookfield。

1.2 实验方法
Test methods
（1）活性大分子降黏剂（CVR）制备。

向反应器中依次加入质量分数为20% 的
异丙烯苯、30% 的丙烯酸辛酯和50% 的丙烯酸，搅拌、升温至65℃，再加入2% 的引发剂AIBN，引发聚合4 h，即得到带有强亲油弱亲水基团的活性大分子降黏
剂CVR。

（2）红外光谱分析。

采用Thermo Scientific Nicolet 6700智能型傅立叶红外光谱仪测定，分辨率1 cm-1，扫描次数65次/s（数据点分辨率8 cm-1，谱图分辨率16 cm-1）。

（3）分子量测定。

相对分子量由Kanuer-7000相对分子质量测量仪测定，采用VPO方法以水为溶剂，测定温度为45.0 ℃。

（4）O/W降黏体系制备及性能评价。

O/W降黏体系的制备及性能评价参照中国
石油天然气集团公司企业标准Q/SY 118—2013（水包油型稠油降黏剂技术规范）。

1.3 现场应用流程
Workflow of field tests现场试验流程见图1。

Results and discussions
2.1 活性大分子降黏剂（CVR）合成及表征
Synthesis and characterization of active macromolecular viscosity reducer （CVR）
齐邦峰［9］和Bosch［10］曾报道胶质成分主要为芳香稠环非烃化合物，常以大分子缔合体形式存在于稠油中，是高黏的本质原因。

风城超稠油胶质含量极高，为23.86%。

为此，根据相似相溶原理，优选出强亲油功能单体异丙烯苯，并选取弱
亲水单体不饱和有机酸（酯）：丙烯酸与丙烯酸辛酯，制备得到活性大分子降黏剂CVR，反应式见图2。

采用VPO法测得CVR相对分子量为9 260，明显高于普通降黏剂分子量。

由CVR红外光谱（图3）可见，650～900 cm-1，1 450～1 650 cm-1，3 050～3
150 cm-1为苯环吸收峰；1 650～1 700 cm-1为C=O吸收峰，表明制备的活性大分子降黏剂CVR结构中同时含有苯基与酯基（羧基），与所设计结构一致。

2.2 室内评价
Lab assessment
考察了CVR、小分子降黏剂OP-10及SDBS对风城超稠油的降黏效果，结果见表1。

从表1中可以看出，CVR与OP-10、SDBS相比，降黏效果好，所得O/W降黏体系不仅初始黏度低，且分散均匀较稳定。

这是因为CVR分子中的亲油基团能有效吸附在超稠油表面，覆盖有CVR的稠油液滴在静电排斥作用下不易发生聚集；此外，CVR分子量较大，可与稠油颗粒形成较厚的亲水膜，导致一定时间内聚集的液滴数量减少，静态稳定性得以提高。

室内评价CVR降黏体系静态稳定性，降黏剂的耐温性与配伍性，结果见表2～表4。

表2考察了不同油水质量比对O/W降黏体系静态稳定性的影响，可以看出，当油水质量比为10∶2时，降黏体系的初始表观黏度较大，稳定性差，静置1 d即发生破乳。

当油水比为10∶3～10∶4时，所形成O/W降黏体系表现出良好的静态稳定性，静置15 d后表观黏度仍低于500 mPa·s。

说明增大体系中水的含量可以有效降低降黏体系的初始表观黏度，并明显改善降黏体系的稳定性。

当油水比达到10∶5～10∶9时，降黏体系稳定性保持不变，可稳定35 d以上，满足现场试验要求。

表3考察了CVR耐温性，结果表明：CVR在300℃下放置15 d以上，所制备降黏体系仍能保持均匀分散，体系黏度小于500 mPa·s，说明CVR具有良好的耐温性，这是因为CVR分子结构中有含苯结构
单元，使大分子结构在高温下不易被破坏。

表4考察了CVR对破乳脱水的影响，结果表明：加入CVR的降黏体系，用正相
破乳剂TA1031脱水后，油水界面齐，无挂壁现象。

与未加CVR的体系相比，脱水率仅降低4.5%，说明CVR与TA1031配伍性良好，不影响后期破乳脱水效果。

2.3 现场应用效果
Result of field tests
风城超稠油60℃时表观黏度为10 000 mPa·s，处于开采的临界状态，考察了采
出液温度为60 ℃时的生产状况。

如图4，在上一轮吞吐过程中，采出液温度下降缓慢，吞吐周期结束后采出液温度仍保持在60 ℃左右。

而试验轮中采出液温度下降较快，吞吐生产20 d后，采出液温度降到60 ℃以下。

如图5，当试验井出油温度高于60 ℃时，上一轮产油68.97 t，试验轮累计产油57.13 t，未得到提高；而当出油温度低于60 ℃时，上一轮产油31.75 t，试验轮
累计产油72.13 t，增加了40.38 t，是上一轮产油量的2.27倍。

表明CVR的加
入可大幅降低风城超稠油的黏度，特别是改善超稠油在低温条件下的流动性，有效延长蒸汽吞吐的低温开采时间，提升周期产油量。

Conclusions
（1）以风城超稠油物化性能为依据，优选强亲油和弱亲水单体，制备了活性大分子降黏剂CVR。

（2）CVR对风城超稠油降黏效果显著。

一定条件下，降黏体系可以长时间保持静态稳定，CVR耐温性与配伍性良好，满足现场实际要求。

（3）现场试验表明，试验轮产油量明显增加，尤其在较低温度（60 ℃）条件下，产油量是上一轮产油量的2.27倍。

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