论文部分内容阅读
摘要：矿场常用的稠油降粘技术主要包括：加热降粘技术、掺稀降粘技术、乳化降粘技术、油溶性降粘剂。文章概述了目前常用的稠油降粘工艺技术的研究方向和主要存在的问题。对稠油降粘技术有了一个准确的总结，在此基础之上指出了今后降粘技术研究方向。
关键词：稠油；降粘技术；原理；复合降粘
1掺稀油降粘
1.1降粘原理
一般当稠油和稀油的粘度指数接近时， 掺稀油降粘的实测值与计算值接近。我国辽河高升油田的稠油中，掺入1P3的稀油量，50e时粘度由2～4Pa#s降为150～200mPa#s。
1.2降粘规律
（1）轻油掺入稠油后可起到降凝降粘作用，但对于含蜡量和凝固点较低而胶质、沥青质含量较高的高粘原油，其降凝降粘作用较差。
（2）所掺轻油的相对密度和粘度越小，降凝降粘效果也越好；掺入量越大，降凝、降粘作用也越显著。
（3）一般来说，稠油与轻油的混合温度越低，降粘效果越好。混合温度应高于混合油的凝固点3～5e，等于或低于混合油凝固点时，降粘效果反而变差。
（4）在低温下掺入轻油后可改变稠油流型，使其从屈服假塑性体或假塑性体转变为牛顿流体。
1.3 优缺点
轻质稀原油不仅有好的降粘效果，且能增加产油量，并对低产、间隙油井输送更有利。在油井含水升高后，总液量增加，掺输管可改作出油管，能适应油田的变化。因此，在有稀油源的油田，轻油稀释降粘，具有更好的经济性和适应性。
采用此种方法大规模地开采稠油时，选用的稀释剂必然是稀原油，因为稀原油来源广泛，可提供的数量大，因此也带来一些问题。首先，稀原油掺入前，必须经过脱水处理，而掺入后，又变成混合含水油，需再次脱水，这就增加了能源消耗；其次，稀原油作为稀释剂掺入稠油后，降低了稀油的物性。稠油与稀油混合共管外输时，增加了输量，并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利影响；此外，鉴于稠油与稀油在价格等方面存在的差异，采用掺稀油降粘存在经济方面的损失。
2稠油原油的化学降粘技术的应用
2.1稠油原油开发的应用
虽然我国稠油的储量丰富，但是由于大多数的油藏区块分散，含油面积不大，导致造成了我国的稠油开采困难，或者通过电热或蒸汽吞吐等经济方法进行开采所得到的效果低下，为了在稠油原油开发的过程中获取更多的经济效益，通常采用化学降粘方式开采或者辅助开采，我国的稠油化学降粘技术主要应用在油层解堵、井筒降粘、蒸汽吞吐以及输油管的降粘等几个方面中，在稠油的开采中应用最多，通过化学降粘技术降低稠油粘度，不仅促进稠油的开发，更是提高了原油的产量以及降低原油的运输成本，还减少稠油中氮、硫等物质产生，大大降低了稠油开采成本。
2.2在管道集输中的应用
我国开采出来的稠油原油含蜡量的较高，，这种原油在低温中流动性差，不适合管道集输，所以在管道集输之前需要通过加热原油的方式，以促进稠油的管道集输，但是我国东部油田的产量逐年下降，我国的稠油原油开发不得不转向西部，但是这导致稠油原油管道集输相当困难，加热原油促进管道集输的方式不适和长距离的原油管道集输，而采用降凝降粘剂使输油管长期处于常温状态，能够有效地解决这一困难，不仅提高稠油的长距离的输送技术，还促进石油行业的快速發展。
3掺稀降粘技术
3.1降粘机理
利用有机溶剂相似相溶的原理，在稠油进入管道前，将一些低粘液态碳氢化合物作为稀释剂，与稠油混合在一起，降低稠油的输送粘度，从而以混合物的形式进行输送。通常掺入的稀释剂为轻质油，主要包括天然气凝析液、原油的馏分油、石脑油等。向稠油中掺入稀油 得到混合物的粘度与稀油的掺入量之间成指数关系。稀释剂的注入量主要取决于稠油稀释剂的相容性。例如。掺入到稠油中的凝析油的比例为5%～35%（体积），如果用轻质原油作为稀释介质，则掺入量更大。例如胜利草桥油田，其含蜡原油的掺入量为100%～150%。
3.2降存在问题
在油井含水量升高后，总液量增加，掺输管可改作出油管。因此，在具有稀油资源的油田，稀油稀释降粘具有更好的经济性和适应性。但掺稀油降粘也存在不足，首先，受到稀油资源的限制，由于稀油储量有限，且产量呈下降的趋势；其次，稀油掺人前，必须经过脱水处理，而掺入后，又变成混合含水油，需再次脱水，增加了能源消耗；再次，稀油用作稀释剂掺人稠油后，降低了稀油的物性。稠油与稀油混合共管外输时，不但增加了输量，并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利的影响。所以掺稀油降粘有一定的局限性。
4国内外稠油开发状况
由于稠油油藏的储层一般为胶结疏松或非固结的松散砂层，且敏感性粘土的含量高，因而操作不当会引起粘土膨胀、微粒运移等地层损害。加之热液反应、水岩作用等因素，致使稠油油藏的开采难度不断加大。由于水敏性稠油油藏开发的高风险、低效益，国外对水敏性稠油油藏的开发持谨慎的态度，投入的精力和经费均较少，目前尚未对此油藏类型开展大规模生产实践。
据资料调研，多数的稠油油藏均具有不同程度的水敏性，在不同的工艺技术条件下，水敏性对开发产生国内水敏性稠油油藏较多，主要集中在胜利、辽河两大稠油产区，但由于储层条件的差异，各水敏性油藏开发效果存在较大的差异。胜利油田水敏性稠油油藏相对较多，如金家油田、郑408块及面120等区块，先后采用弹性开采、常规注水、注蒸汽吞吐等不同方式开发，生产12年采出程度只有4.5%，开发效果很不理想，强水敏是制约该类油藏开发的关键。
高升油田沙四段为具有强水敏性的稠油油藏。该油藏埋深1500 m～1800m，单层厚度平均约为70m，渗透率1000×10-3μm2～23000×10-3μm2，粘土矿物含量约为7%～10%，其中蒙脱石达到90%。据高升3305井岩心分析，该井样品泥质含量约为2%～5.6%，无油岩心的淡水渗透率约降低90%；有残余油岩心淡水渗透率降低43%。实际开发中回采水率最高为7.8%，反映储层存在一定程度的水敏。
胜利油田的单家寺、乐安油田储层均存在较强的水敏性，据岩心流动试验测试，蒸馏水测渗透率保留率不到气测渗透率的10%，但由于这两个稠油油藏渗透率高达5000×10-3μm2～8000×10-3μm2，即使储层存在水敏伤害，采用目前的油层保护技术仍然可以实现经济有效的开发，因而水敏性不是影响开发的主要因素。
参考文献：
[1]霍广荣，李献民等著.胜利油田稠油油藏热力开采技术. 北京：石油工业出版社，1999：93-113.
[2]刘慧卿著. 热力法采油技术原理与方法.东营：石油大学出版社，2000：78-122.
（作者单位：胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司）
关键词：稠油；降粘技术；原理；复合降粘
1掺稀油降粘
1.1降粘原理
一般当稠油和稀油的粘度指数接近时， 掺稀油降粘的实测值与计算值接近。我国辽河高升油田的稠油中，掺入1P3的稀油量，50e时粘度由2～4Pa#s降为150～200mPa#s。
1.2降粘规律
（1）轻油掺入稠油后可起到降凝降粘作用，但对于含蜡量和凝固点较低而胶质、沥青质含量较高的高粘原油，其降凝降粘作用较差。
（2）所掺轻油的相对密度和粘度越小，降凝降粘效果也越好；掺入量越大，降凝、降粘作用也越显著。
（3）一般来说，稠油与轻油的混合温度越低，降粘效果越好。混合温度应高于混合油的凝固点3～5e，等于或低于混合油凝固点时，降粘效果反而变差。
（4）在低温下掺入轻油后可改变稠油流型，使其从屈服假塑性体或假塑性体转变为牛顿流体。
1.3 优缺点
轻质稀原油不仅有好的降粘效果，且能增加产油量，并对低产、间隙油井输送更有利。在油井含水升高后，总液量增加，掺输管可改作出油管，能适应油田的变化。因此，在有稀油源的油田，轻油稀释降粘，具有更好的经济性和适应性。
采用此种方法大规模地开采稠油时，选用的稀释剂必然是稀原油，因为稀原油来源广泛，可提供的数量大，因此也带来一些问题。首先，稀原油掺入前，必须经过脱水处理，而掺入后，又变成混合含水油，需再次脱水，这就增加了能源消耗；其次，稀原油作为稀释剂掺入稠油后，降低了稀油的物性。稠油与稀油混合共管外输时，增加了输量，并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利影响；此外，鉴于稠油与稀油在价格等方面存在的差异，采用掺稀油降粘存在经济方面的损失。
2稠油原油的化学降粘技术的应用
2.1稠油原油开发的应用
虽然我国稠油的储量丰富，但是由于大多数的油藏区块分散，含油面积不大，导致造成了我国的稠油开采困难，或者通过电热或蒸汽吞吐等经济方法进行开采所得到的效果低下，为了在稠油原油开发的过程中获取更多的经济效益，通常采用化学降粘方式开采或者辅助开采，我国的稠油化学降粘技术主要应用在油层解堵、井筒降粘、蒸汽吞吐以及输油管的降粘等几个方面中，在稠油的开采中应用最多，通过化学降粘技术降低稠油粘度，不仅促进稠油的开发，更是提高了原油的产量以及降低原油的运输成本，还减少稠油中氮、硫等物质产生，大大降低了稠油开采成本。
2.2在管道集输中的应用
我国开采出来的稠油原油含蜡量的较高，，这种原油在低温中流动性差，不适合管道集输，所以在管道集输之前需要通过加热原油的方式，以促进稠油的管道集输，但是我国东部油田的产量逐年下降，我国的稠油原油开发不得不转向西部，但是这导致稠油原油管道集输相当困难，加热原油促进管道集输的方式不适和长距离的原油管道集输，而采用降凝降粘剂使输油管长期处于常温状态，能够有效地解决这一困难，不仅提高稠油的长距离的输送技术，还促进石油行业的快速發展。
3掺稀降粘技术
3.1降粘机理
利用有机溶剂相似相溶的原理，在稠油进入管道前，将一些低粘液态碳氢化合物作为稀释剂，与稠油混合在一起，降低稠油的输送粘度，从而以混合物的形式进行输送。通常掺入的稀释剂为轻质油，主要包括天然气凝析液、原油的馏分油、石脑油等。向稠油中掺入稀油 得到混合物的粘度与稀油的掺入量之间成指数关系。稀释剂的注入量主要取决于稠油稀释剂的相容性。例如。掺入到稠油中的凝析油的比例为5%～35%（体积），如果用轻质原油作为稀释介质，则掺入量更大。例如胜利草桥油田，其含蜡原油的掺入量为100%～150%。
3.2降存在问题
在油井含水量升高后，总液量增加，掺输管可改作出油管。因此，在具有稀油资源的油田，稀油稀释降粘具有更好的经济性和适应性。但掺稀油降粘也存在不足，首先，受到稀油资源的限制，由于稀油储量有限，且产量呈下降的趋势；其次，稀油掺人前，必须经过脱水处理，而掺入后，又变成混合含水油，需再次脱水，增加了能源消耗；再次，稀油用作稀释剂掺人稠油后，降低了稀油的物性。稠油与稀油混合共管外输时，不但增加了输量，并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利的影响。所以掺稀油降粘有一定的局限性。
4国内外稠油开发状况
由于稠油油藏的储层一般为胶结疏松或非固结的松散砂层，且敏感性粘土的含量高，因而操作不当会引起粘土膨胀、微粒运移等地层损害。加之热液反应、水岩作用等因素，致使稠油油藏的开采难度不断加大。由于水敏性稠油油藏开发的高风险、低效益，国外对水敏性稠油油藏的开发持谨慎的态度，投入的精力和经费均较少，目前尚未对此油藏类型开展大规模生产实践。
据资料调研，多数的稠油油藏均具有不同程度的水敏性，在不同的工艺技术条件下，水敏性对开发产生国内水敏性稠油油藏较多，主要集中在胜利、辽河两大稠油产区，但由于储层条件的差异，各水敏性油藏开发效果存在较大的差异。胜利油田水敏性稠油油藏相对较多，如金家油田、郑408块及面120等区块，先后采用弹性开采、常规注水、注蒸汽吞吐等不同方式开发，生产12年采出程度只有4.5%，开发效果很不理想，强水敏是制约该类油藏开发的关键。
高升油田沙四段为具有强水敏性的稠油油藏。该油藏埋深1500 m～1800m，单层厚度平均约为70m，渗透率1000×10-3μm2～23000×10-3μm2，粘土矿物含量约为7%～10%，其中蒙脱石达到90%。据高升3305井岩心分析，该井样品泥质含量约为2%～5.6%，无油岩心的淡水渗透率约降低90%；有残余油岩心淡水渗透率降低43%。实际开发中回采水率最高为7.8%，反映储层存在一定程度的水敏。
胜利油田的单家寺、乐安油田储层均存在较强的水敏性，据岩心流动试验测试，蒸馏水测渗透率保留率不到气测渗透率的10%，但由于这两个稠油油藏渗透率高达5000×10-3μm2～8000×10-3μm2，即使储层存在水敏伤害，采用目前的油层保护技术仍然可以实现经济有效的开发，因而水敏性不是影响开发的主要因素。
参考文献：
[1]霍广荣，李献民等著.胜利油田稠油油藏热力开采技术. 北京：石油工业出版社，1999：93-113.
[2]刘慧卿著. 热力法采油技术原理与方法.东营：石油大学出版社，2000：78-122.
（作者单位：胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司）