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这俩个是表面活性剂
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为兴趣而生，贴吧更懂你。或罕见的“油包水”现象被识破
&&& □闪海威 罗 智
&&& 最近，深圳蛇口检验检疫局原油检验员经历了一次海上原油外输中非常罕见的“奇观”――不是从储油轮往提油轮输油，而是从提油轮往储油轮输油。在这次少见的提油作业中，该局检验员凭借丰富的专业经验帮助企业及时发现重大贸易风险，并通过相应举措，避免了一次巨额贸易索赔事件的发生。
&&& 7月31日12时48分，惠州1093次提油外输开始。14时许，蛇口局检验员在例行巡查了计量现场之后，来到实验室见证船方每小时外输样品的监控测试。船方化验员反映刚刚发现的一个问题：卡尔费休水分测试仪无法正常显示外输样品的测量结果。在化验员一筹莫展之际，蛇口局检验员凭着丰富的从业经验给出了两个判断：要么是仪器出现故障，要么是样品水含量超出仪器测量范围。并给出了确认的方法：另取一处已知水含量的样品，用此仪器测试，看仪器是否正常；或者换用其他方法测试此外输样品，比如离心法，看水含量的高低。
&&& 使用上述方法，双方发现了问题所在：外输样品水分异常，经离心法测定，15时水分高达3.75%，15时30分水分含量2.42%。蛇口局检验员在确认外输货油水分异常的第一时间，就通知了油田作业方，指出：即使从此时起的外输货油中不含一点水分，已经外输到提油轮的货油中包含的水就已经能够导致整批货油水分超标。果然，经提油轮（“凤凰洲”号）上蛇口局检验员量舱，测得明水758.332立方米，约合4772桶，以47万桶的外输总量计算的话，水含量已达1％，严重超标。贸易合同规定的水含量上限是0.5%，超过上限意味着违反合同，很可能会被索赔，而且数额可能高达数百万元。
&&& 怎么办？油田作业方万分焦急，苦苦寻找对策。此时，蛇口局检验员再一次发挥技术优势，凭借多年实践工作积累的丰富经验建议油田作业方积极和买方协商，争取把已输货油单独存放、单独计量并结算；或者干脆把已输货油回输，直至回输货油水分正常，此种情况下，可考虑使用提油轮船舱取样和提油轮舱容计重，这对买方也是一种计量方式上的让步。
&&& 经多方沟通和协商，最终确定按照第二种方案实施。22时54分，外输重新开始，8月1日17时54分，外输结束。提油轮量舱，测得明水为50.757立方米，约合319桶，经从提油轮取样化验测得货油水含量为0.07％，符合性良好，到此提油作业顺利结束。
&&& 事后作业方自查事故原因，坦承：这是由于7月中旬台风来临时，船方做好了撤离准备，导致未处理好的原油进入货舱，在后期的割水作业中，只割去了明水，未发现货油中存在严重的油包水现象，导致这次事故的发生。这也就解释了蛇口局检验员在外输前的检验中没有发现明水而存在水分异常的原因。
&&& 在本次提油作业过程中，蛇口局检验员专业过硬、工作严谨，能及时发现问题并提供专业的解决办法，帮助企业应对紧急情况，保护了贸易各方的合法利益，促进了原油贸易的顺利进行，赢得了企业的赞誉，树立了良好的社会形象。《中国国门时报》
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推行回压峰值削减方法,降低单井回压
　　摘 要：采油二矿从实际工作着手，在混输管网没有太大优化的前提下，摸索并总结出几种有针对性的降回压措施，实施后取得了良好效果，有效消减了回压峰值，保障油井生产系统稳定，节能降耗提升经济效益。 　　关键词：油井回压；峰值控制；参数优化；药剂选择；管线匹配；单井升温 　　前言 　　临盘采油厂采油二矿共开油井502口，管输生产398口，2012年11月-2013年1月统计数据显示，有64口井因供液不足、管网较长、原油粘度较高或产液“油包水”，频繁出现回压偏高，冬季平均峰值回压为1.72MPa，这些井回压高于1.5MPa时，都需要停井冲管线处理。2011年11月-2012年1月，这64口井累计冲管线584井次，发生车辆劳务费用47.88万元（三井次为一台班，泵车费用1280元/台班，罐车费用1188元/台班），累计停井时间2140小时，影响产量155吨，因回压高导致泵漏检泵17井次，发生作业费用93.5万元，影响产量114.5吨。在混输管网没有太大优化的前提下，如何采取有针对性的措施，行之有效的降低单井回压，实现经济效益最优化，是我们必须面对的一项问题。 　　一、降低单井回压峰值所采取的方法 　　（一）合理优化加药措施 　　1.合理优选药剂 　　部分油井由于产出液性质原因，导致回压较高，可以有针对性的使用化学药剂进行降粘。目前我们常用的化学药剂有稠油降粘剂和破乳剂。 　　2.降粘剂降低粘油井回压 　　油溶性降粘剂降粘技术主要针对胶质、沥青质分子成层次堆积状态，借助高温或溶剂作用下堆积层隙“疏松”的特点，使降粘剂分子渗入到胶质或沥青质分子层之间，起到降低稠油粘度的作用。 　　如S741沙一火成岩单元，目前开油井8口，平均日液8吨/天，日油2.2吨/天，综合含水73%，功图充满程度基本上都在3/4左右，原油粘度普遍在10000毫帕.秒以上，一直采用电热杆热采技术，能耗高、作业周期短，尽管单井管线平均240米，但由于原油粘度过高导致单井回压峰值高达3.5-4MPa。我们采用拖拉机配合进行套管掺水加降粘剂技术，采取小计量多频次加药方式，使用浓度一般在300-900mg/l即0.3-0.9Kg/t，同时安装井口回压监控装置，严密监控回压变化，不断调整加药模式，取得良好效果。 　　目前我矿对于原油粘度高于300毫帕.秒的11口油井使用套管掺水加降粘剂开采，回压峰值得到有效控制。 　　3.破乳剂降低产液“油包水”型油井回压 　　原油破乳剂是一种活性剂水溶液，在适当的温度和搅拌条件下，使稠油以微小的油珠分散在活性水中形成水包油型O/W乳状液，油珠被活性水膜包围，其外相是水，使稠油分子间的摩擦变为水的摩擦，使粘度大幅度下降、从而使高粘度的稠油变为低粘度的水包油型乳化液采出。 　　如S69-X1沙二上单元，目前开油井3口，平均日液21吨/天，平均日油5.8吨/天，综合含水71%，产出液“油包水”现象明显，单井回压峰值平均在2.5-3.0 MPa。我们安装井口自动加药箱，配合进行井口取水投加破乳剂降低管线技术，采取小计量多频次加药方式，加药量一般在50-100mg/l即0.05-0.1 kg/m3，不断调整加药模式，效果明显： 3口单井平均峰值均控制在0.7 MPa以下，单井最大载荷平均降低9千牛。 　　目前我矿对于产出液“油包水”现象明显、单井回压峰值在1.0MPa以上的7口油井中采用井口自动加药箱，配合进行井口取水投加破乳剂降低管线技术，回压峰值得到有效控制。 　　（二）细化升温管理，降低单井回压 　　在井场安装水套加热炉提高产液温度，不但可以有效利用伴生气资源，又可以降低原油粘度，据不完全统计，该方案可以降低回压峰值42%。 　　采油二矿目前安装单井加热炉306台，占到油井开井数的61%。尤其是近两年，对单井炉升温降回压管理更加细化，如针对部分单井套管气不足的井，采用就近原则，从附近套管气大的井引进气源，由几口井为一小单元，分片连成气体网络。一方面可以给套管气小的井补充气源，提高效率。另一方面，套管气大的井在满足自己升温的同时还可以提供气源给其他井升温，从而避免了由于气大造成气锁现象的发生。 　　（三）根据压头损失确定单井回压，实现回压管理科学化 　　我们在实际生产中发现，还有部分油井供液正常，原油粘度也不高，单井管线在500米之内，但单井回压却频繁偏高，先后采取升温、加药等措施，但回压降低并不理想。后来，我们考虑到在采油管理中都是凭经验确定单井合理回压值，没有准确的理论为依据。为了加强回压管理，用数据说话，我们引进了沿程水头损失公式和局部水头损失公式，通过计算沿程水头损失和局部水头损失来确定单井回压值。沿程水头损失是管路直管段水头损失、局部损失是指沿程弯头和阀门等管段的水头损失。 　　沿程水头损失公式：hf=λ 　　局部水头损失公式：hj= 　　因此该井的回压为0.5MPa左右，但是目前该井回压为0.6MPa 　　说明该井在回压管理方面是有问题的。我们对该井进行了分析调查，发现沿程有一个直角弯，有一个阀门开关程度不够。我们都进行了整改，回压降到了0.55 MPa。 　　我矿对目前回压较高的28口井进行了计算，共计发现19口井回压管理有问题，采取了相应的措施，见到了明显的效果，平均单井回压降低0.07MPa。 　　二、取得效果 　　通过以三项措施的实施，2014年11月至2015年3月，采油二矿64口重点井的回压峰值控制在1.2Ma以内，降低回压峰值的效果非常显著。 　　同时取得经经济效益明显：冬季5个月冲管线次数下降到130井次以内，停井时间降低到320小时以内，泵漏检泵降低11井次，单井最大载荷值平均降低6.4KN，单井耗能有所降低。 　　三、 结论 　　（一）部分高含蜡油井回压峰值控制并不适用于降粘剂或破乳剂，应当更注重温度的控制，或者投加阻凝剂； 　　（二）油井单井管线结垢导致管径变小，从而影响单井回压的现象也是有发生，应当注意管线结垢问题； 　　（三）消减单井回压峰值是一项系统工程，参数优化、升温、加药、单井管线、集输站干压应当综合考虑，各项措施系统联动，才能取得最佳效果。 　　参考文献： 　　[1]步廷文，等.稠油高凝油开采工艺. 　　[2]赵福麟.采油化学. 　　[3]刘国然.国内外稠油乳化降粘技术调研. 　　[4]陈长植.工程流体力学.
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系统分类：&>>&0.9MPa，井口回压由1.1MPa下降到0.8；2.3套管加降粘剂工艺及效果2.3.1降粘剂选择；GDB42-1从历年取样情况看，转周后原油粘度变；表3GDB42-1历年原油粘度统计表；日在GDB42-1井进行了调查；表4降粘剂类型表；a.加入水的效果；油样直接加入水，原油粘性增大，搅拌费力，油粘在容；油样搅拌轻松，油水溶合在一起，分不出
0.9MPa，井口回压由1.1MPa下降到0.80MPa，目前该井日液25t/d，日油14t/d，混合液含水控制在70%左右，周期生产天数已达到314天，累计产油3538吨，至今仍维持高产。
2.3套管加降粘剂工艺及效果 2.3.1降粘剂选择试验
GDB42-1从历年取样情况看，转周后原油粘度变化大，06年实施低频电加热未进行转周，原油粘度达到19628mPa.s，该井2010年5月第五周期生产，前四个周期天数短，周期产油量低，其中第四周期虽然采取了双空心杆掺水的降粘措施，仍未取得理想效果，天数仅为107天，周期产油为983吨。
GDB42-1历年原油粘度统计表
日在GDB42-1井进行了调查实验，该井生产参数57*941.34*3.6*4，平均含水78.8%，套压0MPa，回压0.56MPa，动液面151米。取样中没有游离水，油包水，搅拌困难。将取得的油样四等分，分别加入同体积的水、降粘剂（兑水后），对比效果如下：
降粘剂类型表
a.加入水的效果
油样直接加入水，原油粘性增大，搅拌费力，油粘在容器壁上。 b.加入SY-168水溶性降粘剂的效果
油样搅拌轻松，油水溶合在一起，分不出油和水，形成大块的油颗粒，底部水不清。 c.加入NAT-61降粘剂的效果
油样搅拌轻松，油悬浮在降粘剂上面，油水分层，底部水清，油分散成棉絮状的大颗粒，挑起原油拉丝。
d.加入NM-10油溶性降粘剂的效果
油样搅拌轻松，原油分散成小颗粒，挑起原油不拉丝。静置3分钟后，原油重新凝结在一期，形成油水分层。
GDB42-1加入降粘剂对比效果
结论：对于高粘度稠油井，油包水现象严重，如果不加入药剂，油井生产困难，使用NM-10油溶性降粘剂的效果最好。
2.3.2套管加降粘剂选井原则
合理筛选降粘井：一是含水低于60%的油井，有一定供液能力较好的油井，沉没度良好，功图油稠；二是生产连续，具备一定的产能即日油2.5t/d以上；三是井口回压大于1MPa，需套管掺水井优先考虑；四是光杆缓下的油井。
药剂量的确定：根据原油粘度的不同，加入药剂量为产液量的5‰-10‰药剂。
2.3.3套管加降粘应用及效果
2010年9月油稠杆不下，生产困难，对GDB42-1通过掺水加热炉将掺水加热，进行套管掺水，并在井口位置安装2.4mm水嘴，日掺水不超过20方。同时向套管加注NM-10“纳米”稠油增油剂20升，进行井筒降粘。目前该井日液34t/d，日油12t/d，混合液含水控制在85%，原油粘度下降至4080mP.s，周期生产天数已达到386天，累计产油4211吨，至今仍正常生
GDB42-1生产曲线
结论：通过套管掺热水及辅助加药
工艺在特稠油区块的成功应用，孤三区加大了应用范围，2011年实施稠油井地面伴输改泵下掺水15口，其中辅助加药剂5口。
GD2-28-537井位为中二北馆3-4注聚单元，2010年9月作业后一直低液生产，原油粘度6190mP.s，动液面320m，日液15t/d，含水60%，符合加药原则，先实施套管加药，地面掺水升温伴输，在2011年3月出现了产量回升期，但时间很短，仅维持了30天，整体效果不明显，5月6日实施套管掺水配合套管加药，初期掺水量不好控制，掺水
GD2-28-537生产曲线
量30方，使日液上升了一倍，日油没有增加，含水上升了30%，5月11日安装
掺水配水器，控制套管掺水量，将参数上调至4次后，增加井底液流动性，日液增加到17t/d，日油增加到10t/d，混合液含水控制在75%，混合液原油粘度降至2290mP.s。
2.4掺水升温
在GDGN4-13、GDB42-1实施的单井掺水升温工作，为解决稠油井受粘度困扰提供了一个途径。为此2010年孤岛油田进行了稠油单井集油工艺现状调研分析和稠油管输室内模拟试验，指出了稠油掺水温度低是影响稠油井正常生产的关键问题。
2.4.1油样实验分析
对孤北1-38和孤南4-13进行了油样管壁粘附性实验、管道停输再启动实验、测试不同含水混输液粘温曲线等实验。
取样原油物性数据统计表
从表中看出取样原油特点是胶质和沥青质含量高，原油密度大，粘度高，低温流动性差。 通过油样管壁粘附性实验认识到：低温下稠油管输混合液中原油会不断在管壁上粘附，这是导致冬季部分稠油井管线堵塞的主要原因。必须提高管输液的温度。
通过管道停输再启动实验认识到：低温低含水条件下，稠油管输短暂停输将会导致难以启动，只有升高管输液温度同时增加管输液含水才能顺利启动。这反映出冬季稠油井短时间停产导致管输回压急剧升高，长时间停产难以恢复的现象。必须通过掺水提高管输液的含水，同时掺水升高温度。
根据掺水升温需求实施孤岛稠油掺水升温改造工程。
孤北1-38原油粘温实验曲线
从孤北1-38原油粘温曲线表明：70℃-55℃，原油粘度随温度降低增长幅度较小；55℃-38℃，原油粘度有较大幅度的增长，粘温曲线变陡；38℃-30℃，原油粘度已经超过104mPa.s，流动性很低，表现出原油粘壁的现象。温度30℃，粘度值仅有10mPa.s，出现这样低的粘度值，表明原油已经基本失去流动性，大部分粘附在流变仪测量器具的内筒和外筒壁上，基本是水的流动表现。
敏感变化区间
孤南4-13原油粘温实验曲线
从孤南4-13原油粘温曲线表明：孤南4-13原油粘壁性更强，管输温度应高于60℃，掺水量达到90%的原油在温度是50℃时即在管壁发生粘附，因此对于原油成分类似孤南4-13油样时应避免过渡掺水。
通过原油粘稳实验曲线认识到：不同区块油品性质不同，要求的管输温度不同，掺水还要有量的控制。
2.4.2掺水温度优化原则
对于油田边部孤北1、渤76区块稠油粘度大，胶质沥青质含量大的油品，管输温度大于50℃。孤南4区块稠油管输温度应在60℃为最佳。
对于油田内部中二北、东区等区块稠油粘度相对较小，胶质沥青质含量少的油品，管输温度保持40℃以上，达到夏季地面管输相同温度条件。
2.4.3掺水升温实施效果 2.4.3.1联合站掺水升温改造
从掺水管输模拟试验得到的认识，有利说明了稠油掺水升温的必要性。因此采油厂利用已建的低压掺水系统有利的地面条件下设计实施低压掺水升温工程，通过在掺水源头新建掺水加热炉的方式达到掺水升温的效果。分别在孤三联、孤六联、孤五联、南区东泵站、孤北1注汽站内建设掺水加热炉，满足区块掺水管输温度的要求，也满足空心杆掺水工艺对掺水温度的要求,使污水中原油杂质粘壁性降低。
2.4.3.2掺水升温技术的效果
掺水未升温前因管输液温度低，原油粘壁性表现明显，造成冬季油井回压升高，管网冻堵现象频发，对冬季稠油井产量和采油时率均造成较大影响。2010年12月实现掺水升温后，受益单井平均掺水温度提高8℃ ～10℃ ，冬季单井掺水压力与11月份掺水升温前对比降低0.11MPa，采油时率增加0.3%，采油厂稠油生产保持平稳。
掺水温度变化情况对比表
2009年12月与2010年12月低压掺水井生产情况对比表
实施掺水升温后，孤三区掺水伴输井生产情况与2009年12月进行了对比，从月度运行曲线看出，回压较去年同期平均下降0.03 MPa，单井产油量与去年同期对比自然递减小，但与2010年10月未进行掺水升温前相比，单井日液平均上升3.7t/d，单井日油平均上升0.7t/d。
掺水运行曲线
（1）地面掺水是保证稠油井产出液正常输送的必要手段。
（2）套管掺水辅助加药有效的解决了低含水稠油井的生产问题，对于地层供应能力好的稠油井，具有很好的适应性，实现了稠油冷采。
（3）掺水升温对于降低井口回压，提高稠油井产液量具有重要意义。
三亿文库包含各类专业文献、高等教育、中学教育、外语学习资料、幼儿教育、小学教育、专业论文、行业资料、稠油井掺水工艺在孤岛采油厂的应用56等内容。　
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