两亲性降黏剂合成及性能评价

2022-04-28伍晓妮

石油地质与工程 2022年1期

伍晓妮

（中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁盘锦 124010）

稠油中胶质含量和沥青质含量高，导致原油黏度高，流动困难[1–2]。目前，国内外稠油油藏开发主要为稠油热力开采，技术日益成熟，但存在投资高、对井下状况要求高等问题。因此，稠油开发技术人员开始研究稠油冷采降黏技术。稠油降黏技术包括掺水溶性乳化降黏、掺有机溶剂降黏、掺油溶性降黏剂降黏等，其中水溶性乳化降黏和油溶性降黏剂降黏技术经济价值较好。水溶性乳化降黏技术能较大幅度降黏，且使用最经济，已在国内各稠油油田广泛应用，但乳状液稳定性差，O/W乳状液腐蚀井筒及管材，稠油聚并黏度反弹；油溶性降黏技术能够克服乳化降黏技术的缺点，但成本高、降黏波及范围有限，国内主要应用在管道运输方面，在采油工艺中的应用则处于起步阶段[3–4]。

针对上述问题，研制出一种两亲性降黏剂，兼具油溶性及水溶性降黏剂特性，可以实现地层深部静态乳化降黏驱油，降低降黏成本。通过对油溶性表面活性剂改性合成A剂，在A剂中加入水溶性多功能降黏高分子L剂，A剂极易渗透到稠油中，油滴溶于稠油的同时可将功能性高分子带入稠油中，捋直剪断长链烃类物质；L剂中存在大量的苯环可以有效削弱π–π作用，分散沥青质和胶质，同时，表面活性剂基团SSS、AMPS可降低界面张力，实现稠油的大量乳化，从而实现稠油静态降黏及防止聚并黏度反弹。

1 实验部分

1.1 实验仪器及试剂

实验仪器主要为电动搅拌器、乌氏黏度计、玻璃恒温水浴、电导率仪、高温高压老化罐、三口瓶、温度计、滴液漏斗等。

实验主要试剂为偶氮二异丁腈、丙烯酸钠、1–丁烯苯、丙烯酸十二脂、对苯乙烯磺酸钠、2–丙烯酰胺–2–甲基丙磺酸、环己烷、丙烯酰胺、氯化钠、Span80、Tween60、无水乙醇、正丁醇、正己醇、煤油等。实验用油为中石油冀东油田某区块普通稠油，50 ℃时黏度为261.7 mPa·s。

1.2 两亲性降黏剂的合成

两亲性降黏剂具体合成步骤：①在三口瓶上安装搅拌器、温度计等装置；②取油溶性单体A剂（1–丁烯苯、丙烯酸十二脂），置于反应器三口瓶内；③将0.1 g引发剂（偶氮二异丁腈AIBN）溶于3.00 mL蒸馏水中，平均分成三份；④在三口瓶中加入水溶性单体L剂（丙烯酰胺、丙烯酸钠、对苯乙烯磺酸钠、2–丙烯酰胺–2–甲基丙磺酸）溶液37.5 g、蒸馏水44.00 mL；⑤开动搅拌，水浴加热至65 ℃，加入第一份引发剂，待完全溶解后用滴液漏斗滴加油溶性单体，调节滴加速度，先慢后快，慢慢升温至70 ℃，在70 ℃时反应1 h后加入第二份引发剂；过1 h后再加入第三份引发剂，2 h内将5.00 mL单体加完；⑥在70～72 ℃保温10 min，缓慢升温至75 ℃，保持10 min，再缓慢升温至78 ℃，保持10 min，再缓慢升温至80 ℃，保持10 min；⑦停止反应，撤掉水浴，自然冷却至40 ℃，停止搅拌，出料即得两亲性稠油降黏剂L–A（以下简称L–A剂）。

2 两亲性降黏剂性能

按照中国石化Q/SH1020 2193–2013《高温稠油降黏剂通用技术条件》的标准评价L–A剂对冀东油田L1块的降黏效果。配制质量分数为1.0%～9.0%的降黏剂溶液待用，将油样分别与不同质量分数的降黏剂溶液按7∶3混合，放入60 ℃的恒温水浴中，1 h后取出、低速搅拌使之成为均匀分散体，测其黏度（剪切速率9.3 s–1条件下）。

2.1 单体对乳液聚合降黏剂的影响

通过改变油溶性单体A剂（1–丁烯苯、丙烯酸十二脂）与水溶性单体L剂（丙烯酰胺、丙烯酸钠、对苯乙烯磺酸钠、2–丙烯酰胺–2–甲基丙磺酸）的比例，制备出不同的两亲性降黏剂样品，原料配比见表1。从实验结果可知，1#样品不溶于水，无法有效降低原油黏度，因为油溶性降黏单体引入能够增强聚合物亲油性，但过多的油溶性降黏单体引入使聚合物水溶性降低；6#样品溶于水，但降黏率降低，是因为过多的水溶性单体引入使L–A剂亲油性下降，甚至失去降黏效果[5]。从降黏效果和水溶性结果来看，油溶性降黏单体与水溶性单体之比等于3∶1时，降黏效果最好，降黏率可达72%。

表1 不同单体比例降黏剂的降黏效果

将L–A剂水溶液放入高温高压老化罐，再置于120 ℃恒温箱内高温老化3 h以上；将原油样品与老化后的降黏剂水溶液按照设计质量分数和比例混合，用电动搅拌器搅拌后，在60 ℃下测定体系黏度，结果见表2。

表2 不同单体比例降黏剂的耐温降黏效果

为确定高温老化后温度改变对L–A剂的性质是否产生影响，对降黏率的保留率进行计算，进一步评估降黏剂的抗温性能。按照所测定高温处理后高温稠油降黏剂的降黏率，其保留率按式计算。

式中：k为降黏保留率；f0为高温稠油降黏剂耐温前降黏率；1f为高温稠油降黏剂耐温后的降黏率。

从高温老化后L–A剂降黏率保留率可以看出，L–A剂在高温条件下具有很好的耐温性能。综合考虑降黏效果及降黏率保留率，两亲性降黏剂复配最优配比为A剂与L剂比例为3∶1（表3）。

表3 降黏剂的降黏保留率

2.2 性能评价

2.2.1 质量分数对降黏效果的影响

将最优配比的L–A剂在80 ℃条件下配制成质量分数为0.5%、1.0%、1.5%、2.0%、3.0%、4.0%、5.0%的溶液后，分别放入60 ℃的恒温水浴中，恒温1 h。称取140 g稠油置于烧杯中，再加入60 g配制好的降黏剂溶液，放入60 ℃的恒温水浴中，恒温1 h，取出后低速搅拌，使之成为均匀分散体，测定混合乳状液的黏度，并计算降黏率。从表4可以看出，随着降黏剂质量分数的增加，原油黏度逐渐降低，但随着质量分数的增加，降黏幅度减小。

表4 不同质量分数降黏剂的降黏效果

2.2.2 温度对降黏剂效果的影响

在稠油中加入3.0%的L–A剂，测定该油样在不同温度下的黏度，并与原油黏温曲线进行对比。如图1所示，随着温度升高，加入降黏剂前后原油黏温曲线均呈现逐渐降低且趋于平稳的趋势，但加入降黏剂后的黏度曲线下降幅度大。因为温度升高后，原油体积膨胀，胶质、沥青质等组分分子间距离增加，相互之间作用力减小，部分中间相态的碳氢化合物在高温下由液相变为气相，使得原油密度减小，其黏度也随之降低[6]。

图1 加入两亲性降黏剂前后原油的黏温曲线

2.2.3 不同矿化度地层水对降黏剂的影响

在温度为50 ℃，L–A剂用量为3.0%时，评价不同矿化度地层水对降黏剂的影响。如图2所示，地层水矿化度从0增加到30 000 mg/L时，黏度在65.2～78.6 mPa·s之间波动，说明地层水矿化度对L–A剂的降黏效果影响不明显。由于L–A剂的分子中有AM与AA亲水基团结构，地层水中的阳离子对其影响较小，因而该降黏剂具有良好的抗盐性能[7]。

图2 地层水矿化度对降黏效果的影响

2.2.4 自然沉降脱水率效果评价

取配置好的L–A剂稠油降黏分散液20.00 mL，分别迅速加入具塞量筒或具塞刻度试管中，然后在60 ℃的恒温水浴中静止放置60 min，读取量筒下部脱水体积V，结果按式计算：

式中：S为自然沉降脱水率；V为稠油乳液静止后的脱水体积，mL；6为20.00 mL稠油乳液的含水量，mL。

按照要求，取配置好的稠油降黏分散液20.00 mL倒入量筒中，密封后放入恒温50 ℃水浴中，静置60 min后，取出。

配制质量分数为1.0%、3.0%、5.0%、7.0%、9.0%的稠油降黏分散液，分别取20.00 mL迅速倒入具塞量筒中，密封后放入恒温60 ℃水浴中，静置60 min后取出观察读数。结果显示，不同质量分数下稠油降黏分散液均没有表现出明显的脱水，这是由于L–A剂降黏机理不同于常规的乳化降黏剂，属于高分子悬浮分散性降黏机理，因此自然沉降脱水率较低。

2.2.5 常规稠油降黏剂性能对比

将所合成的L–A剂和非离子型降黏剂、阴离子型降黏剂性能进行对比。

（1）降黏效果对比。将两亲性降黏剂与非离子型降黏剂烷基酚聚氧乙烯醚OP–10和吐温–80、阴离子型降黏剂石油磺酸盐（WPS）和烷基硫酸钠（SDS）降黏效果进行对比（表5）。从不同降黏剂降黏效果对比可以看出，L–A剂和烷基酚聚氧乙烯醚OP–10对冀东稠油具有良好的降黏性能，超过一定的质量分数后降黏率达到70%以上，非离子降黏剂吐温–80对冀东稠油降黏基本无效。

表5 不同质量分数的降黏剂降黏效果

（2）耐温性能对比。将L–A剂与非离子型降黏剂烷基酚聚氧乙烯醚OP–10和吐温–80、阴离子型降黏剂石油磺酸盐（WPS）和烷基硫酸钠（SDS）在120 ℃条件下降黏保留率进行对比（表6）。

表6 不同质量分数的降黏剂降黏保留率

由表6可知，在高温条件下，各种降黏剂降黏保留率不同，两亲性降黏剂表现出良好的抗温性能，甚至降黏效果超过常温，这是由高温后降黏剂的增溶作用造成的。

综合五种降黏剂的降黏效果和高温老化后的降黏保留率可以看出，合成的L–A剂具有良好的降黏效果，高温作用后仍然保持良好的性能，甚至高温降黏效果超过常温降黏效果[8–14]。

3 两亲性降黏剂提高采收率

为了验证L–A剂的驱油效果，开展了室内物模实验。实验用油为X1–23原油（脱水）；实验模型为石英砂填充人工岩心，岩心长30.00 cm、直径2.54 cm；实验条件：65 ℃、3.0%的L–A剂。实验步骤为：①按要求制作好人工岩心后用渗透率仪测定渗透率，测得空气渗透率为494×10–3μm2，岩心抽成真空后进行污水（去除溶解气）饱和岩心，获得岩心孔隙体积为44.25 mL；②饱和油时，注入泵速度为0.25 mL/min，饱和油驱出水量为48.00 mL，油饱和度82.49%，饱和油完成后，测得压差与注入倍数的关系（图3）；③饱和油完成之后，先进行水驱，泵注入速度为0.25 mL/min，含水到98.8%时暂停水驱，此时原油采收率为30.1%，然后注入L–A剂13.50 mL，浸泡24 h后再进行水驱，含水到98.5%时结束水驱，整个物理模拟实验结束，测得采收率与产出倍数的关系（图4）。由图可知，注降黏剂后再注水，最终采收率为36.2%，相比单一水驱，采收率提高6.1%，表明注降黏剂能够有效提高原油采收率。

图3 饱和油压差与注入倍数的关系

图4 采收率与产出倍数的关系曲线

4 现场应用

冀东油田某区块属于复杂断块油藏，主要含油层系为Es32+3Ⅲ小层，平均孔隙度17.4%，平均渗透率为256×10–3μm2，原油密度为0.92 g/cm3，50 ℃时地面原油黏度为261.7 mPa·s，为中孔中渗普通稠油储层。多年注水开发后，存在主要问题为：①井组注水压力高，油井供液能力差；②注采井组之间稠油聚集，注入阻力大、油水流度比小，导致无法建立有效驱替。地层原油黏度大，流动困难，注水阻力大，注入水波及范围小，注入水聚集在近井地带，导致注入压力过高。针对区块地质、油藏及开发特征，选取X1–23井进行降黏试验，优化设计降黏剂注入方式、用量及注入程序等施工参数：3.0%的降黏剂600 m3+顶替液30 m3，注入速度15～20 m3/h，注入时间2 d，注入方式为油管注入，焖井7 d后放喷生产，初期日产油20 t，有效期内平均日增油10 t，有效期内累计增油950 t。与常规稠油冷采开采方式相比，降黏增油效果较好。