塔河油田托甫台区块乳化井研究及对策

邓利君，朱康华

（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司采油三厂，新疆乌鲁木齐 830011）

0 引言

塔河油田托甫台区块位于塔河十一区东部，是塔河油田采油三厂主力区块。托甫台区现有油水井252口，目前日产油1 695 t，综合含水72.18%。随着区块的不断开发，油井能量下降、含水上升，同时注水、注气井次增加，托甫台区块的乳化井数也逐年增加，同时乳化井异常井次、加药量、破乳剂费用逐年增加，乳化井管理难度不断上升。

1 托甫台区块乳化原因分析

1.1 油井乳化原因分类

原油乳化指在剪切应力和催化剂（表面活性剂）作用下原本分开的油水两相相互融合形成较为稳定的乳浊液[1]。从该定义上可以得出原油生成乳化油需具备3个条件：①存在着互不相溶的两相，通常为水相和油相[2]；②存在有一种乳化剂(通常是一类表面活性剂) ；③具备强烈的搅拌条件，增加体系的能量。

1.2 托甫台区块原油乳化实验

本次实验主要通过控制变量法来探究含水、剪切应力、催化剂与托甫台区块原油乳化的关系。实验采用不同含水情况、不同原油组分的样本，在搅拌器不同搅拌速度的作用下，测试实验样本的黏度，达到探究3种因素与原油乳化的关系的目的。具体实验样本数据如表1。

表1 实验样本数据

表2 不同含水情况下单井混合液黏度(mPa·s)

表3 不同剪切应力情况下单井混合液黏度(mPa·s)

表4 不同重质成分下各单井混合液黏度

1.2.1 含水与乳化关系探究

实验过程中，控制搅拌机转速在1 000 r/min 以及每个样本初始原油组分不变，混合液总容积150 mL，含水从0%～90%依次增加，搅拌0.5 h，测试样品黏度。

通过实验：原油发生乳化的含水区间在10%～90%之间，含水越低或者越高，原油越不容易发生乳化现象。当含水在10%～60%时，黏度随含水的增加而缓慢上升；含水在60%～80%时，黏度快速上升，当黏度超过80%，又快速下降。结合相关资料，原油含水在10%～60%时产生W/O 型乳状液，黏度缓慢上升，含水60%～80%，发生转相，变为O/W 型或者W/O/W 型乳状液，黏度快速上涨[3]。

1.2.2 剪切应力与乳化关系探究

实验过程中，原油混合液总容积为150 mL，控制每个样本含水在70%，搅拌速率从250 ～1 000 r/min依次上升，搅拌0.5 h，后测试样品黏度。

通过实验得出结论：剪切应力与原油乳化呈正相关关系，剪切应力越大，原油乳化越剧烈。

1.2.3 催化剂与乳化关系探究

在原油乳化过程中，起催化剂作用的主要是原油组分中的重质成分[4]。探究催化剂对原油乳化的影响，主要是选择不同重质成分含量的井配合成相同含水的混合液，在同样的转速下，测试样本黏度变化。在前两次实验过程中，单项实验每个对比样本的原油含量都是相同的，因此我们可以使用前两次实验中的数据来探究催化剂对原油乳化的影响。在前两次实验中选取5口井在含水和转速一定时的黏度。

通过实验我们可以得出结论：原油中重质成分越多，在相同条件下，混合液黏度越高。说明原油里的重质成分在原油乳化中起到了一定催化作用，重质成分越多，原油越容易乳化。

1.3 现场实践

通过实验确定含水、剪切应力与催化剂与原油乳化之间的关系，后选择托甫台区块TP176井进行规律验证分析。该井前期以5×4制度生产，含水在60%～66%之间波动，交变载荷稳定在34 kN，后上调至5×5制度生产，含水在56%～65%之间未明显变化，交变载荷持续上涨至72 kN，井筒乳化严重。该井含水稳定，上调制度，油井乳化加剧，证明剪切应力越大，越容易发生原油乳化。同时对比该井同为5×4制度时，含水上涨至90%以上，该井未出现乳化现象，证明含水在乳化区间内较容易乳化。

2 乳化井管理对策及成效

2.1 乳化井管理对策

（1）针对高含水以及大液量乳化井，果断停加药，降低加药成本。2023年托甫台区块21口大液量加药井，目前13口井已实现停加药生产，日减少处理液量1 256 t/d，节约药剂836 L/d。

（2）针对乳化区间井，打破常规思维停加药。选取含水相对稳定，且生产参数波动不大的乳化井，主动尝试优化停止加药。若是停加药井参数出现变化，比如含水波动、交变上涨，则安排恢复加药保证生产平稳，做到乳化井加药的动态调整。

（3）针对长期乳化井，探索间断加药模式，在保证油井生产参数稳定的前提下，探索加1停1的模式，并且在这基础上逐步优化。如TP170井，该井正常后流程加药生产，回压1.12 MPa 稳定，安排停止加药2 d 后回压呈上涨趋势，落实出液乳化。该井长时间停加药生产不稳定，目前安排间断加药生产，加一天停一天，观察回压稳定、生产正常。

（4）针对站库加药，一站一策进行调整优化。TP-10计转站前期外输液黏度4 400 mPa·s 较高，采取加药降黏方式，保障外输正常。后采取就地分水方式，站内达到油水分离，降低外输液含水，使其不在乳化区间，外输液黏度下降至150 mPa·s，安排停止加药外输；TP-11计转站前期外输液黏度1 600 mPa·s较高，也采取加药降黏，后采用多开大液量、高含水井，增加外输液含水，使其脱离乳化区间内，黏度降至100 mPa·s，停加药生产正常。

（5）针对顽固乳化井，加注破乳剂对其降黏效果

较差，达不到破乳效果，则安排后流程或者环空伴水生产，提高混合液含水，使其脱离乳化区间，防止乳化异常。如TP151井，该井乳化情况严重，后流程加药150 L/d，加药浓度5 000×10-6，更换数次药剂后回压仍持续上涨，采取后流程伴水2 m3/h生产，回压保持在14～1.7 MPa之间，生产平稳。

2.2 取得成效

通过创新乳化井管理对策，托甫台区块科学管理乳化井，在管理和成本两个方面取得了显著成效。管理方面：2023年月平均乳化井异常1.5井次，较去年同期3.5井次下降2井次，同时乳化加药井数的减少，减轻了现场工作量，优化现场用工。成本方面：2023年1-5月平均日加药量1 316 L，较去年同期1 816 L 下降500 L；平均日处理液量765 t，较去年同期1 199 t下降434 t；破乳剂费用127.5 万元，较去年同期167.8万元下降40.3 万元。在乳化井安全平稳生产运行的情况下，完成了降本增效的目标。

3 结论

1）托甫台区块油井乳化现象符合原油乳化一般规律，乳化的含水区间为10-80%，剪切应力与原油乳化呈正相关关系，原油中的重质成分（胶质沥青质等）在原油乳化中起到催化作用。

2）托甫台区块针对乳化规律制定的乳化井管理对策，完善了乳化井管理的全过程细节，提升了乳化井安全运营水平，是一套行之有效的乳化井管理方法。

3）下步方向建立完善乳化井分析系统，做好相关参数的跟踪预警，针对原油乳化影响因素开展实验分析，主要是温度、密度、含水、含胶质沥青质、矿化度变化、产气量大小、注气影响等对乳化原油的黏度以及乳化液稳定性的影响，尝试建立单井乳化图版，分析单井乳化风险，提前介入预防治理。

4）针对部分乳化井的乳化防治效果较差的情况，将着手从药剂选型优化、复合工艺优化两个方向继续开展研究。