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流动改进剂在泌304井区和东庄的应用研究论文.doc
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1、流动改进剂在泌304井区和东庄的应用研究 摘要:结合南部陡坡带泌304井区、东庄油田高含蜡、高凝原油特征,研制与上述两个区块原油相适应的原油流动改进剂。根据油井生产实际,设计出在不同井况条件下保持流动改进剂有效浓度的加药方法。并设计出与之配套的地面加药工艺流程和井下工艺技术,最终形成一套适合于南部陡坡带泌304井区、东庄油田高含蜡、高凝原油举升和集输的技术。 关键字:原油流动改进剂; 河南油田; 配方; 研究方法; 减阻降粘效果一、前言河南油田南部陡坡带泌304井区共有25口油井,原油密度0.86580.962g/cm3,地面原油粘度(70)10.45173.59mpa.s,凝固点1644,胶
2、质沥青质16.1734.18,含蜡13.6738.44,属高含蜡、高凝固点稠油。主要采取加清防蜡剂延长热洗周期,但效果较差,平均免清蜡周期仅30余天,采用超导热洗车洗井,洗井后含水恢复期较长,严重影响了油井产量。地面集输采用掺水伴热,单井平均日掺水20m3,消耗了大量的天然气、水、电等能源。东庄油田共有14口油井,原油凝固点44-57,含蜡量46%左右,地面粘度(70)7.86270.91mpa.s,属高凝、高含蜡原油。主要采用空心抽油杆井下电加热方式生产,单井吨液耗电154KWh,是其它井的12倍,生产成本高。如果采用油井加入原油流动改进剂的生产方式,实现上述两个区块高含蜡、高凝原油免清蜡生
3、产和低温输送,将大大降低洗井对油井产量的影响,节约大量的天然气、电等能源,大幅度降低生产成本。二、研究内容(一)、流动改进剂配方筛选及最佳加药浓度研究 以河南油田泌304井区和东庄两个区块的原油为介质,研制出具有良好减阻降粘效果的药剂配方;研究不同温度和不同原油流动性改进剂浓度条件下原油粘度和凝油粘壁量的变化规律。1、单剂筛选以降粘率和凝油粘壁量降低幅度为检验指标进行单剂筛选。在高于原油凝点1的油温、50%原油含水、1000mg/L的加药浓度下完成试验。从49种单剂中筛选出5种单剂,命名为D1、D2、D3、D4和D5,以它们为基础进行复配配方的研制。2、复配配方的研制拟比较20个配方的作用效果
4、,选用配方均匀设计表UM20(205)安排实验(见表3-2)。表3-2中Xi代表优选出的单剂Di的质量分数,X1+X2+X5=1,Xi0,i=1,2,5。- 26 -表1 U20(205)不同复配配方药剂含量表配方号X1X2X3X4X510.602360.024700.014260.242110.1165720.476680.064260.081900.103720.2734430.405400.130670.112140.325410.0263840.353220.016590.219360.215690.1951550.311280.099870.038030.344260.2065660
5、.275840.179700.065150.395430.0838870.244960.061500.403410.050770.2393680.217460.553730.063020.004140.1610590.192580.136010.487540.013790.17008100.169820.160460.352040.071480.24620110.148780.297670.357840.190810.00489120.129200.435400.168770.099980.16664130.110860.090380.248250.261490.28902140.093570
6、.524160.035050.112840.23436150.077250.288330.301730.257840.07486160.061740.040850.385810.294170.21743170.046950.373380.121400.194760.26350180.032830.269720.103590.074230.51962190.019300.432150.461820.062880.02385200.006310.008350.012390.851330.12162按表1组织的配方,以降粘率、原油粘壁量降低幅度为指标,以处理难度最大的东1209井为试验介质,在47的
7、油温、50%原油含水、1000mg/L的加药浓度下完成试验。试验结果见表2。表2 五种单剂复配的原油流动改进剂室内试验数据表配方号粘度(mPas)凝油粘壁量(g)降粘率(%)凝油粘壁量降低幅度(%)空白941.761.61941.761.62588.632.437.5 47.4 3478.238.449.2 37.7 4366.14861.1 22.1 5501.639.446.7 36.0 6459.341.251.2 33.1 7771.428.618.1 53.6 8400.220.757.5 66.4 9699.236.125.8 41.4 10614.525.434.7 58.8 1
8、1279.635.670.3 42.2 12283.716.869.9 72.7 13355.243.662.3 29.2 14397.041.057.8 33.4 15240.037.274.5 39.6 16120.94.187.2 93.3 17485.536.848.4 40.3 18240.610.974.5 82.3 19314.844.166.6 28.4 20394.224.658.1 60.1 从表2中可以看出,20个配方中有5个降粘率和凝油粘壁量降低幅度均达到了50%以上,其中,16号配方效果最好,降粘率和凝油粘壁量降低幅度分别达到了87.2%和93.3%。该配方中各单剂D
9、1、D2、D3、D4和D5所占的质量百分数(%)分别为6.2、4.1、38.6、29.4和21.7。试验继续考察了16号配方对其余3口井的适应性,均达到了理想的效果,见表3。至此,可将16号配方确定为最优配方,命名为TXH-1。3、 复配配方的作用效果TXH-1的作用效果以降粘率和粘壁量降低幅度作为评价指标。试验数据如表3所示。表3 配方作用效果试验数据井号温度()药剂加药量(mg/L)粘度(mPas)粘壁量(g)降粘率(%)粘壁量降低幅度(%)赵安400538.0空白-914.842.93-TXH-11000101.57.6888.982.1东120947.0空白-938.361.1-TXH
10、-11000127.63.486.494.4赵安402134.0空白-873.74.3-TXH-1100082.11.690.662.8安平132.0空白-900.83.6-TXH-1100057.70.593.686.1注:降粘率和粘壁量降低幅度测试按Q/SY DQ2007-92标准规定进行。由表3可以看出,研制出的配方对所选油样的降粘率在86.4%-93.6%之间,凝油粘壁量降低幅度在62.8%-94.4%之间,具备良好的减阻降粘效果。4、 合理加药浓度研究以河南油田赵安4005井、东1209井、赵安4021井及安平1井油样为介质,分别对加药浓度对原油乳状液视粘度的影响、加药浓度对凝油粘壁
11、量降低幅度的影响进行研究。确定能使降粘率及凝油粘壁量降低幅度达到稳定的最低加药浓度,即为合理加药浓度。以60%含水的四个油样中投加不同浓度原油流动改进剂TXH-1后的降粘率数据见表4。表4加药浓度试验结果序号区块井号药剂含水率(%) 温度()加药浓度(mg/L)粘度(mPas)降粘率(%)1高凝区赵安4005空白60380970.80 -2TXH-138100471.80 51.40 3TXH-138200444.90 54.17 4TXH-138300430.70 55.63 5TXH-138500170.00 82.49 6TXH-138800142.60 85.31 7TXH-13810
12、00178.70 81.59 8东1209井空白60470894.20 -9TXH-147100444.60 50.28 10TXH-147200278.60 68.84 11TXH-147300178.20 80.07 12TXH-147500123.20 86.22 13TXH-147800137.80 84.59 14TXH-1471000129.70 85.50 15低凝区赵安4021空白60340906.40 -16TXH-134100170.60 81.18 17TXH-13420075.80 91.64 18TXH-13430069.10 92.38 19TXH-13450048
13、.20 94.68 20TXH-13480045.90 94.94 21TXH-134100047.80 94.73 22安平1空白60320874.80 -23TXH-132100573.50 36.73 24TXH-132200472.80 47.84 25TXH-132300483.90 46.61 26TXH-132500273.60 69.81 27TXH-132800195.80 78.40 28TXH-1321000119.60 86.80 从表4可以看出,在60%含水的条件下,投加原油流动改进剂可有效降低原油乳状液的粘度。以河南油田赵安4005井、东1209井、赵安4021井及
14、安平1井油样为介质,测定了原油凝固点以下2时,含水率为60%,不同原油流动性改进剂投加浓度下的凝油粘壁量变化值,计算出凝油粘壁量降低幅度。凝固点以下2时,60%含水的油样中投加不同浓度原油流动改进剂TXH-1后的凝油粘壁量数据见表5。表5 加药浓度试验结果序号井号药剂加药浓度(mg/L)凝油粘壁量(g) 凝油粘壁量降低幅度(%)1赵安4005空白057.22 -2TXH-110011.58 79.76 3TXH-120011.54 79.83 4TXH-13008.25 85.58 5TXH-15002.09 96.35 6TXH-18002.79 95.12 7TXH-110002.50 9
15、5.63 8东1209井空白014.82 -9TXH-11009.06 38.87 10TXH-12002.45 83.47 11TXH-13001.72 88.39 12TXH-15001.63 89.00 13TXH-18001.09 92.65 14TXH-110001.57 89.41 15赵安4021空白06.94 -16TXH-11006.38 8.07 17TXH-12004.96 28.53 18TXH-13005.72 17.58 19TXH-15001.60 76.95 20TXH-18001.43 79.39 21TXH-110001.09 84.29 22安平1空白03
16、.76 -23TXH-11003.26 13.30 24TXH-12001.26 66.49 25TXH-13000.82 78.19 26TXH-15000.68 81.91 27TXH-18000.73 80.59 28TXH-110000.98 73.94 综合表5可以看出,各油样凝油粘壁量随加药浓度的增大而下降并逐渐趋于一稳定值。分析认为,对于河南高含蜡、高凝原油,TXH-1型原油流动改进剂表现出良好的防蜡、减阻、降粘效果。从现场大规模加药的覆盖性和经济性综合考虑认为,加药浓度500mg/L为合理加药浓度。(二)、南部陡坡带冬季掺水加药最低浓度、最低流量界限优化研究为了保证油井在安全回
17、油温度下生产,充分考虑南部陡坡带地区自然热力状况,结合油田现场的经验公式和数据,建立了符合工程实际情况的物理及数学模型,根据热量平衡关系给出掺水埋地管道沿程温降的计算公式,并给出了掺热水原油在输送过程中温降的计算方法,编制了相应的计算机应用程序。1、温度对药剂效果影响实验测定了3种油样(由于安平1井油样用完,未进行本组试验)在60%和70%的含水率下,不同温度时的粘度和凝油粘壁量。试验结果见表6。表6不同温度条件下药剂效果实验数据序号油样含水率(%)试验温度()加药浓度(mg/L)粘度(Mpas)凝油粘壁量(g)降粘率(%)凝油粘壁量降低幅度(%)1赵安400560450585.2 18.03
18、 -250093.2 0.66 84.07 96.34 3400808.8 23.43 -4500163.2 1.35 79.82 94.24 5380980.5 30.18 -6500182.7 2.22 81.37 92.64 73501332.5 59.32 -8500212.3 3.39 84.07 94.29 93201442.4 88.90 -10500945.0 60.54 34.48 31.90 1170450517.8 11.45 -1250055.3 1.35 89.32 88.21 13400632.9 18.75 -1450096.3 1.85 84.78 90.13
19、15380892.3 34.78 -16500160.5 2.37 82.01 93.19 173501215.3 43.87 -18500283.5 3.11 76.67 92.91 193201265.4 48.97 -20500759.5 40.65 39.9716.99 21东1209井60500706.4 6.94 -22500100.2 1.03 85.82 85.16 23470905.6 8.79 -24500111.3 1.07 87.71 88.28 254401187.6 16.65 -26500148.9 2.11 87.46 87.33 274101212.5 31.
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