方 群

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450000）

泾河油田地处陕西省彬县、长武县与甘肃省宁县、泾川县、灵台县境内，区域构造位于鄂尔多斯盆地西南部伊陕斜坡带与渭北褶皱带的交汇处，属于裂缝、断裂发育的致密砂岩油藏，主要生产层位为长8 层，原油密度为0.872 g/cm3～0.924 g/cm3，平均0.90 g/cm3；凝固点16 ℃～28 ℃，平均22 ℃，地层温度下原油黏度集中在50 mPa·s～200 mPa·s；含蜡量13 %～15 %，平均14 %，属于“三高”储层。由于原油黏度较高导致抽油机负荷高、运行电流较大，且易发生软卡，影响开发效果。在用的阴离子型降黏剂受地层水矿化度（平均为55 000 mg/L）的影响产生“盐析反应”，影响降黏效果，因此需结合泾河油田长8 层的实际情况，优选抗盐能力较好的非离子型降黏剂，通过在非离子基团上嵌入硫酸根，使其具有阴离子活性剂特性，形成新的井筒降黏剂配方，达到提高降黏效果的目的[1，2]。

1 实验仪器及方法

1.1 实验仪器及药品

实验所用仪器主要包括SNB-1 恒温数显黏度测试仪，恒温水浴，电子天平，数显搅拌机，烧杯，秒表等。

实验所需药品包括聚氧乙烯蓖麻油，硫酸化试剂，催化剂，氟表面活性剂，现场取回油水样（见表1、表2）。

1.2 实验方法

1.2.1 降黏率测试 将原油油样在50 ℃的恒温水浴中恒温1 h，搅拌去除其中的游离水和气泡，迅速用旋转黏度计测其50 ℃时的黏度记为μ0。

以含水30 %的油水样，0.5 %降黏剂为例，称取2.00 g 降黏剂于烧杯中，加入地层水样118.00 g，搅拌至降黏剂完全溶解后，再称取280.00 g 原油油样于烧杯中，搅拌均匀后放入50 ℃的恒温水浴中，恒温1 h，将搅拌桨置于烧杯中心，并距底部2 mm～3 mm 处，调节转速250 r/min，在恒温的条件下搅拌2 min 后测得的黏度记作μ。

1.2.2 原油凝点测试 根据《SY/T 0541-94 原油凝点测定法》和《SY/T 510-83 石油产品凝点测定法》要求测定泾河油田原油凝点，将预热后的油样装入试管中，以0.5 ℃/min～1 ℃/min 的冷却速度冷却至高于预期凝点8 ℃时，每降2 ℃观测一次试样的流动性，直至将试管水平放置5 s 而试样不流动时的最高温度即为凝点。

2 新型井筒降黏剂的优选

2.1 主剂优选

井筒降黏剂要求界面活性高，乳化能力强，优选具有分支结构的非离子型聚氧乙烯蓖麻油EL-90，硫酸化后形成聚氧乙烯蓖麻油硫酸酯盐EL-90S 作为主剂，其化学通式为：

2.2 助溶剂优选

在地层水低矿化度的情况下，助溶剂会使降黏剂的界面活性降低，但在高矿化度的情况下，由于助溶剂和无机盐对降黏剂的作用是相反的，因此，在高矿化度的情况下加入助溶剂，能保持降黏剂的活性，提高降黏率[3，4]。

优选4 种具有高表面活性的氟表面活性剂，分别记为A、B、C、D，其水溶液表面张力均低于20 mN/m，可同时降低油水界面张力[5，6]。室内实验4 种氟表面活性剂与EL-90S 进行复配，其中加入氟表面活性剂B后降黏率可达93.7 %，因此降黏剂配方确定为聚氧乙烯蓖麻油EL-90 及氟表面活性剂B（见图1）。

表1 泾河油田油样分析

表2 泾河油田水样分析

图1 氟表面活性剂优选

2.3 最终配方确定

确定新型井筒降黏剂JTJN-1 配方为聚氧乙烯蓖麻油硫酸酯盐EL-90S 及氟表面活性剂B，其中EL-90S 由聚氧乙烯蓖麻油EL-90 硫酸化反应生成，室内实验氟表面活性剂B 最佳加入量为5 %（见图2）。

图2 氟表面活性剂B 加入量优化

3 新型井筒降黏剂性能评价

3.1 配伍性评价

选取JH2-1 等7 口油井的地层水样，分别配制JTJN-1 浓度为1 %的样品，观察在室温及70 ℃条件下静置恒温24 h 后水样无分层现象、无沉淀产生，有良好的流动性能，说明JTJN-1 与泾河油田长8 储层地层水具有较好配伍性（见表3）。

3.2 耐温耐盐性评价

室内实验JTJN-1 在50℃条件下，矿化度40000mg/L～100 000 mg/L 时降黏率均大于99 %；在矿化度为80 000 mg/L 条件下，温度20 ℃～100 ℃以内降黏率均大于99 %，具有较好的耐温耐盐性（见图3、图4）。

3.3 降凝能力评价

选择JH2-2 等5 口油样评价JTJN-1 降凝能力，实验表明，加入0.5 %的JTJN-1 后油样凝点降低5.5 ℃～8.5 ℃，降凝效果明显（见表4）。

4 加注浓度优化

4.1 不同含水率下最佳经济浓度

实验室模拟长8 储层地层温度50 ℃，地层水矿化度80 000 mg/L 的实验条件下，分别测试含水＜30 %、30 %～50 %及含水＞50 %时不同浓度JTJN-1 的降黏率。实验结果表明当含水率＜30 %时，JTJN-1 最佳使用浓度为0.7 %～1.0 %；当含水率为30 %～50 %时，JTJN-1 最佳使用浓度为0.3 %～0.5 %；当含水率＞50 %时，JTJN-1 最佳使用浓度为0.1 %～0.3 %（见图5）。

表3 新型降黏剂与长8 储层地层水配伍性测试结果

图3 不同矿化度下的降黏率

图4 不同温度下的降黏率

表4 泾河油田原油凝点测试表

表4 泾河油田原油凝点测试表（续表）

图5 不同含水条件下不同药剂浓度的降黏率

4.2 不同黏度下最佳经济浓度

泾河油田长8 层油井间黏度差异较大，室内实验不同黏度下的JTJN-1 最佳经济加注浓度。由实验结果可以看出，随着黏度的增加，所需的降黏剂浓度增大，但0.3 %～0.5 %的药剂浓度均能达到降黏率大于90 %的效果（见表5）。

表5 不同黏度条件下不同浓度的新型降黏剂降黏率实验

5 现场实施效果

2015 年6 月2 日开始进行JTJN-1 加注，加注前测试该井地层温度下黏度638 mPa·s，地面温度下黏度5 926 mPa·s。依据加注浓度优化结果，考虑经济效益，现场试验不断调整加注制度，并结合原油脱水问题，最终确定加药制度为每两天加注20 kg。加注后电流由16.4 A 下降至8.8 A，日节约用电量55.4 kW·h，地层温度下原油黏度由638 mPa·s 下降至70 mPa·s，原油集输压力由1.2 MPa 下降至0.2 MPa，泵效提高5.7 %。井筒降黏剂现场试验效果明显。

6 结论

（1）优选泾河油田长8 储层新型井筒降黏剂JTJN-1配方为95 %聚氧乙烯蓖麻油硫酸酯盐EL-90S 及5 %氟表面活性剂B，其中EL-90S 由聚氧乙烯蓖麻油EL-90 硫酸化后反应生成。

（2）JTJN-1 与长8 储层地层水有较好配伍性，室内实验在泾河长8 储层地层温度及地层水矿化度条件下降黏率大于95 %，降低原油凝点5.5 ℃～8.5 ℃，对长8储层有较好的适应性。

（3）现场试验加注JTJN-1 后电流由16.4 A 下降至8.8 A，地层温度下原油黏度由638 mPa·s 下降至70 mPa·s，应用效果较好。