本發(fā)明屬于油氣開(kāi)采，具體涉及一種稠油降粘冷采的方法。

背景技術(shù)：

1、在目前稠油注蒸汽開(kāi)采面臨著高耗能、高碳排放、低經(jīng)濟(jì)效益的問(wèn)題，已經(jīng)越來(lái)越不適應(yīng)時(shí)代的發(fā)展，而且注汽開(kāi)發(fā)還存在著受地面注汽管網(wǎng)限制、非預(yù)應(yīng)力完井注汽安全隱患、地面高溫高壓危害等問(wèn)題。另外還有部分稠油油藏由于儲(chǔ)層滲透率低、埋深大、出砂、存在邊底水等問(wèn)題，注汽干度無(wú)法保障，或熱采開(kāi)發(fā)效果不佳。同樣電加熱舉升技術(shù)，也存在能耗高、投入成本高、以及有效區(qū)域局限于井筒中等問(wèn)題，因此需要開(kāi)發(fā)新的降粘冷采技術(shù)。一是為稠油開(kāi)發(fā)尋找節(jié)能、降耗、減排的開(kāi)發(fā)手段；二是為不適用熱采的稠油區(qū)塊提供有效的降粘增產(chǎn)技術(shù)，可以有力地推動(dòng)油氣企業(yè)降本增效和節(jié)能減排工作。

2、目前在油田公司各采油廠開(kāi)展過(guò)相關(guān)技術(shù)試驗(yàn)，主要采用商品化磺酸鹽類降粘劑，注入工藝采用一次性注入，該技術(shù)主要存在的問(wèn)題是降粘劑降粘性能低，降粘率在95％以下，降粘劑在井下的混溶性較差，對(duì)膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量超過(guò)30％的原油，降粘效果差，最高適用原油粘度20000mpa·s；形成的o/w乳化物穩(wěn)定性差，無(wú)法兼顧降粘和洗油兩方面功能，無(wú)法達(dá)到超低界面張力(≤10-3mn/m)提高采收率作用有限；注入工藝單一，有效期短等問(wèn)題。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)思路

1、為了克服現(xiàn)有技術(shù)的不足，本發(fā)明提供一種稠油降粘冷采的方法，包括高效降粘劑的分子設(shè)計(jì)與制備，措施井篩選方法以及注入工藝設(shè)計(jì)與選擇，形成一套完善的降粘冷采方法，達(dá)到在非熱采條件下，稠油高效開(kāi)采的目的。

2、本發(fā)明的上述目的是通過(guò)以下技術(shù)方案實(shí)現(xiàn)的：一種稠油降粘冷采的方法，步驟如下：

3、1.油田原油hlb值測(cè)定：利用span-60和tw-80按照不同比例配制一系列hlb值不同的用于標(biāo)定的復(fù)配乳化劑，取用于標(biāo)定的復(fù)配乳化劑配置濃度1％，按照油水質(zhì)量比7:3的比例，將脫水原油與用于標(biāo)定的復(fù)配乳化劑溶液共200ml置于燒杯中，恒溫70℃，靜置1h后，攪拌形成混合均勻的油水乳狀液，取20ml置于離心管中，恒溫靜置6h，對(duì)比析出水的體積獲取原油hlb值，析出水最少的樣品最穩(wěn)定；

4、2.降粘劑的制備：高溫高壓反應(yīng)釜中，通入n2作為保護(hù)氣體，然后加thf作為溶劑，升溫至30℃，將聚苯乙烯馬來(lái)酸酐(sma)和側(cè)鏈接枝劑2-苯乙醇、硬脂醇(十八醇)以及豆甾醇，攪拌至充分溶解后，升溫至60℃，加少量ptsa作為催化劑。保持在不低于60℃條件下，恒溫反應(yīng)8h，期間充分?jǐn)嚢?。然后停止加熱和攪拌，用真空泵?fù)壓回收溶劑，至基本回收完。加入不高于20℃的丙酮內(nèi)，沉淀后得到白色粉末，反復(fù)用丙酮清洗，得到最終產(chǎn)物；按照1％的濃度配制降粘劑溶液，再利用臨界膠束濃度法，測(cè)定合成的降粘劑的hlb值標(biāo)；

5、3.降粘劑配方篩選：依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)q/sy?lh0552-2021開(kāi)展降粘率試驗(yàn)，將接近原油hlb值范圍的樣品分別配置為0.5％水溶液，再分別與原油進(jìn)行降粘實(shí)驗(yàn)，統(tǒng)計(jì)降粘率最高、70℃(模擬地層溫度)恒溫72h乳化物能保持穩(wěn)定的樣品，未出現(xiàn)分層問(wèn)題，為制備降粘劑的最佳配方體系；

6、4.試驗(yàn)井潛力評(píng)價(jià)：總結(jié)措施井儲(chǔ)層特征及動(dòng)態(tài)參數(shù)，依據(jù)降粘劑技術(shù)指標(biāo)，以及相關(guān)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)參數(shù)，給出對(duì)降粘冷采措施效果主要影響因素即原油粘度、油藏深度、油層厚度、滲透率、含油飽和度、地層壓力系數(shù)，選井標(biāo)準(zhǔn)為原油粘度(地面50℃脫氣)≤50000mpa·s，油藏深度≤3000m，油層厚度3～30m，滲透率≥10×10-3μm2，含油飽和度≥0.35，地層壓力系數(shù)≥0.2；

7、5.稠油降粘冷采方法選擇：可選擇泵車一次性注入的方式和周期性注入的方式；其中泵車一次性注入的方式針對(duì)的生產(chǎn)情況為以下任意一種：

8、a.前期高產(chǎn)后期低液低產(chǎn)，液量下降幅度超過(guò)30％，疑似由于油稠導(dǎo)致低液的問(wèn)題井；

9、b.前期吞吐生產(chǎn)，目前產(chǎn)液量低，疑似本周期生產(chǎn)接近結(jié)束的井；

10、c.受地面、完井、地層出砂或底水活躍等限制，不適宜注汽生產(chǎn)的井；

11、周期性注入的方式具體為地面自動(dòng)加藥裝置+注采一次管柱泵，其針對(duì)的生產(chǎn)情況為以下任意一種：

12、a.含水率低于70％；

13、b.由于油稠導(dǎo)致軟卡，抽油機(jī)載荷高，功圖顯示油稠影響，導(dǎo)致舉升困難或泵效低的問(wèn)題；

14、c.油在采出液中分散差，呈團(tuán)狀；

15、所述泵車一次性注入的方法為：套管環(huán)空注入，波及半徑≥4m，降粘劑注入濃度0.5％，滲透劑注入濃度0.03％，頂替水≥30方，要求必須灌滿井筒，并把降粘劑頂替入地層，排量≤20m3/h，注入壓力≤18mpa，燜井7-10d；

16、所述周期性注入的方法為：采用地面自動(dòng)加藥裝置，通過(guò)注采一體管柱，把藥劑注入泵效套管中，1-3日注一次，一次用時(shí)0.5-1h，注入量0.5-1.0m3，降粘劑注入濃度0.5％，滲透劑注入濃度0.03％，注藥期間停泵。

17、進(jìn)一步的，所述步驟1中析水體積與原油hlb值關(guān)系為：析水體積10.5ml、hlb值12.86；析水體積7.2ml、hlb值11.33；析水體積1.0ml、hlb值10.12；析水體積0.7ml、hlb值9.28；析水體積3.7ml、hlb值8.66；析水體積8.1ml、hlb值7.31。

18、進(jìn)一步的，所述步驟2中降粘劑配方和hlb值關(guān)系為：sma：2-苯乙醇＝10：3，hlb值12.7；sma：2-苯乙醇：硬脂醇：豆甾醇＝10:3:1:1，hlb值11.5；sma：2-苯乙醇：硬脂醇：豆甾醇＝10:2:2:1，hlb值10.7；sma：2-苯乙醇：硬脂醇：豆甾醇＝10:1:3:1，hlb值10.1；sma：2-苯乙醇：硬脂醇：豆甾醇＝20:1:8:1，hlb值9.6；sma：2-苯乙醇：硬脂醇：豆甾醇＝20:1:10:1，hlb值9.2；sma：硬脂醇：豆甾醇＝20:12:1，hlb值8.5。

19、本發(fā)明與現(xiàn)有技術(shù)相比的有益效果是：研制的降粘劑與海外河原油混合，原油降粘率96％-99％，油水界面張力平均3.1×10-3mn/m，乳化穩(wěn)定性好，臨界膠束濃度(cmc)0.82-3.55g/l，臨界膠束濃度下界面張力γcmc＝34.81-40.76mn/m，耐溫性30-80℃。

20、在海外河油田開(kāi)展試驗(yàn)6井次，投入資金58.9萬(wàn)元，措施見(jiàn)效率100％，井口采出原油粘度由10964.3mpa·s降至159.2mpa·s，平均有效期146.4d，平均含水下降8.6％，累計(jì)增油1137噸，增油創(chuàng)效196.8萬(wàn)元。措施后抽油機(jī)平均電流下降17.0a，電流下降率16.9％，節(jié)約電費(fèi)9.3萬(wàn)元，節(jié)約蒸汽5100噸，節(jié)約蒸汽費(fèi)用73.4萬(wàn)元，綜合累計(jì)創(chuàng)效279.5萬(wàn)元，對(duì)公司低碳綠色開(kāi)發(fā)具有推動(dòng)性積極作用。

技術(shù)特征：

1.一種稠油降粘冷采的方法，其特征在于，步驟如下：

2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的稠油降粘冷采的方法，其特征在于，所述步驟s1具體為：利用span-60和tw-80按照不同比例配制一系列hlb值不同的用于標(biāo)定的復(fù)配乳化劑，取用于標(biāo)定的復(fù)配乳化劑配置濃度1％，按照油水質(zhì)量比7:3的比例，將脫水原油與用于標(biāo)定的復(fù)配乳化劑溶液共200ml置于燒杯中，恒溫70℃，靜置1h后，攪拌形成混合均勻的油水乳狀液，取20ml置于離心管中，恒溫靜置6h，對(duì)比析出水的體積獲取原油hlb值。

3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的稠油降粘冷采的方法，其特征在于，所述步驟s2具體為：高溫高壓反應(yīng)釜中，通入n2作為保護(hù)氣體，然后加thf作為溶劑，升溫至30℃，將聚苯乙烯馬來(lái)酸酐和側(cè)鏈接枝劑2-苯乙醇、硬脂醇以及豆甾醇，攪拌至充分溶解后，升溫至60℃，加少量ptsa作為催化劑。保持在不低于60℃條件下，恒溫反應(yīng)8h，期間充分?jǐn)嚢?。然后停止加熱和攪拌，用真空泵?fù)壓回收溶劑，至基本回收完。加入不高于20℃的丙酮內(nèi)，沉淀后得到白色粉末，反復(fù)用丙酮清洗，得到最終產(chǎn)物；按照1％的濃度配制降粘劑溶液，再利用臨界膠束濃度法，測(cè)定合成的降粘劑的hlb值標(biāo)。

4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的稠油降粘冷采的方法，其特征在于，所述步驟s3具體為：依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)q/sylh0552-2021開(kāi)展降粘率試驗(yàn)，將接近原油hlb值范圍的樣品分別配置為0.5％水溶液，再分別與原油進(jìn)行降粘實(shí)驗(yàn)，統(tǒng)計(jì)降粘率最高、70℃恒溫72h乳化物能保持穩(wěn)定的樣品，未出現(xiàn)分層問(wèn)題，為制備降粘劑的最佳配方體系。

5.根據(jù)權(quán)利要求1所述的稠油降粘冷采的方法，其特征在于，所述步驟s4具體為：總結(jié)措施井儲(chǔ)層特征及動(dòng)態(tài)參數(shù)，依據(jù)降粘劑技術(shù)指標(biāo)，以及相關(guān)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)參數(shù)，給出對(duì)降粘冷采措施效果主要影響因素即原油粘度、油藏深度、油層厚度、滲透率、含油飽和度、地層壓力系數(shù)，選井標(biāo)準(zhǔn)為地面50℃脫氣條件下原油粘度≤50000mpa·s，油藏深度≤3000m，油層厚度3～30m，滲透率≥10×10-3μm2，含油飽和度≥0.35，地層壓力系數(shù)≥0.2。

6.根據(jù)權(quán)利要求1所述的稠油降粘冷采的方法，其特征在于，所述步驟s5中稠油降粘冷采方法選擇具體可選擇泵車一次性注入的方式和周期性注入的方式。

7.根據(jù)權(quán)利要求6所述的稠油降粘冷采的方法，其特征在于，所述泵車一次性注入的方式針對(duì)的生產(chǎn)情況為以下任意一種：

8.根據(jù)權(quán)利要求7所述的稠油降粘冷采的方法，其特征在于，所述泵車一次性注入方法為：套管環(huán)空注入，波及半徑≥4m，降粘劑注入濃度0.5％，滲透劑注入濃度0.03％，頂替水≥30方，要求必須灌滿井筒，并把降粘劑頂替入地層，排量≤20m3/h，注入壓力≤18mpa，燜井7-10d。

9.根據(jù)權(quán)利要求6所述的稠油降粘冷采的方法，其特征在于，所述周期性注入的方式針對(duì)的生產(chǎn)情況為以下任意一種：、

10.根據(jù)權(quán)利要求9所述的稠油降粘冷采的方法，其特征在于，所述周期性注入的方法為：采用地面自動(dòng)加藥裝置，通過(guò)注采一體管柱，把藥劑注入泵效套管中，1-3日注一次，一次用時(shí)0.5-1h，注入量0.5-1.0m3，降粘劑注入濃度0.5％，滲透劑注入濃度0.03％，注藥期間停泵。

技術(shù)總結(jié)
本發(fā)明屬于油氣開(kāi)采技術(shù)領(lǐng)域，公開(kāi)了一種稠油降粘冷采的方法。包括油田原油HLB值測(cè)定、降粘劑的制備、降粘劑配方篩選、試驗(yàn)井潛力評(píng)價(jià)、稠油降粘冷采方法選擇。研制的降粘劑與海外河原油混合，原油降粘率96％?99％，油水界面張力平均3.1×10?3mN/m，乳化穩(wěn)定性好，臨界膠束濃度(CMC)0.82?3.55g/L，臨界膠束濃度下界面張力γcmc＝34.81?40.76mN/m，耐溫性30?80℃。

技術(shù)研發(fā)人員：乞迎安,田鑫,李建平,汪小平,高維洋,陳志會(huì),楊開(kāi),唐明良,林璐,齊鵬,張新慧,周月慧,張學(xué)欽,高蓉,趙永亮,孫放,楊婉羚,王寧輝
受保護(hù)的技術(shù)使用者：中國(guó)石油天然氣股份有限公司
技術(shù)研發(fā)日：
技術(shù)公布日：2025/1/2