稠油热采增效蒸汽驱技术研究技术总结验收13.docx
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稠油热采增效蒸汽驱技术研究技术总结验收13
稠油注蒸汽开采增效技术研究
河南油田分公司石油工程技术研究院
2001年11月29日
稠油注蒸汽开采增效技术研究
报告编写人:
谢建军
参加人:
谢建军罗洪友黄青松黄德明马道祥冯兴武
尹晓静郝立军赵长喜韩怀许玉春王新亮
妙兴陈渊先花程红晓李爱云宋春红
审核人:
石步乾
稠油注蒸汽开采增效技术研究
一、前言
二、国内外稠油注蒸汽热采增效技术的调查与研究
三.新型蒸汽增效剂配方研究
四、新型蒸汽增效剂的评价试验
五.数值模拟研究
六.现场应用情况
七.取得的结论和认识
八.存在问题及下步工作建议
一.前言
蒸汽吞吐是河南稠油油田的主要开发方式,截至2001年6月,平均单井吞吐8.2个周期,最高单井吞吐25个周期,吞吐周期高,效益差,我油田也曾开展过注稠油增产剂等吞吐增效技术研究和应用,但应用效果不太理想,蒸汽吞吐的化学增效技术亟待改进;吞吐转汽驱是稠油开发后期的必然趋势,河南油田热采面临着开发方式的转换,近几年,在五口井上开展蒸汽驱试验,但取得效果较差,平均油气比只有0.13。
如何提高蒸汽驱油效率,为稠油油田开发方式转换提供技术支撑,也是亟待攻关的课题之一。
二.国内外稠油注蒸汽热采增效技术的调查与研究
(一).蒸汽吞吐的特点及增效技术策略
蒸汽吞吐的机理主要是加热近井地带稠油,使之粘度降低。
蒸汽吞吐基本上是一种增产措施,需要靠天然驱动力生产,通常为溶解气驱、重力泄油和压实作用。
蒸汽吞吐另一机理是当生产压力下降时,地层束缚水和蒸汽的闪蒸,提供一些额外的气体驱动力。
与蒸汽驱相比,蒸汽吞吐响应较早,油气比(OSR)较高,井间地层不需要连续,并且一井可多次吞吐,但随着油藏天然能量的消耗(地层压力降低)和吞吐周期的增加,近井地带含油饱和度降低,束缚水饱和度增加,蒸汽热效率降低,周期生产效果逐渐变差,其最终采收率一般不会超过25%。
近年来,为提高蒸汽吞吐的采收率,国内外油田都比较重视化学添加剂的作用,研究和推广了薄膜扩展剂、驱油助剂、破乳剂的应用技术,新疆、辽河、胜利现场试验均见到了成效。
胜利乐安油田草20断块19口井应用KW-1高温驱油剂,平均油汽比从0.48提高到0.75,回采水率从38.6%提高到102%。
据调查,委内瑞拉在80年代开展了在蒸汽中加入高温泡沫剂、天然气及溶剂等新的蒸汽吞吐方法。
注入泡沫剂能够调整吸汽剖面;注入天然气可降低原油粘度,增加油层的加热体积和油层能量,在回采过程中发挥气驱作用;注入溶剂对于粘度很高的特超稠油能发挥溶解降粘作用。
90年代,这些新方法在油田得到大规模的应用,使蒸汽吞吐油井的动用程度提高,吞吐采收率由15%提高到20%以上,周期产量和油汽比提高1.5倍以上。
通过对国内外油田蒸汽吞吐增效技术策略的调查和分析,可以得出,提高高周期吞吐
效果的途径是:
1.提高蒸汽干度,增大注入油层有效热焓量,确保注汽质量是改善吞吐效果的关键;
2.放大生产压差,强化回采,是增加吞吐产量的有效手段。
一般来说,回采水率在40~60%是正常的,越高越好。
如果在20%以下,则预示着近井地带存水量过高,含水饱和度升高,将减少吞吐周期数和吞吐采收率。
也导致转汽驱前期排水量多,效果变差。
(二).蒸汽驱的特点及增效技术策略
注蒸汽开采一般包括两个阶段,蒸汽吞吐是第一阶段,而蒸汽驱是主要开采阶段。
其机理主要是:
①降低稠油粘度,改善稠油的流动性;②蒸汽蒸馏作用。
这种蒸馏作用导致蒸汽相不仅由水蒸汽组成,同时也含烃蒸汽,烃蒸汽与蒸汽一起凝结,驱替并稀释前缘原油,从而留下较少但较稠的残余油。
蒸汽驱采油法是一种非常好的提高采收率法,目前,其产量约占整个稠油提高原油采收率法的3/4,特别适合超稠油和沥青砂油藏开采。
蒸汽驱的累积油汽比一般在0.15~0.25之间,但采收率可超过60%。
蒸汽驱存在一些问题,如纵向波及效率差、热水带驱油效率低等。
目前,行之有效的方法是应用有机凝胶或水泥浆体系封堵注汽井的高渗透通道。
另外,使用表面活性剂在地下形成蒸汽泡沫可降低蒸汽在高渗透通道上的流度,从而改善吸汽剖面;壳牌、雪夫龙等石油公司已开展该技术的现场试验,试验证明,该技术可提高原油采收率,获得较高经济效益。
总之,提高蒸汽驱效果的途径是:
(1)调整吸汽剖面,扩大纵向动用程度;
(2)加深泵挂,提高泵效,增加产液量及产油量;
(3)提高热水带驱油效率;
(4)对汽驱不见效的井点,进行蒸汽吞吐引效。
(三).河南油田稠油油藏的特点及开发现状
1.河南稠油油藏特点
1985年以来,河南油田先后在泌阳凹陷西北斜坡带发现了井楼、古城、新庄及表外
储量(主要是层系厚度小于5m的特、超稠油)1634万吨。
这些稠油油藏具有浅、薄、稠、散的特点,资源品位低,基本达不到国内外稠油注蒸汽开采标准。
具体表现在以下四个方
面:
第一,油藏埋藏浅,成岩作用差。
油层埋藏深度90~1100m,绝大部分在200~900m之间,储层胶结疏松。
第二,油层厚度薄,非均质性严重。
单层厚度一般在1~4m之间,层系组合厚度一般在3~10m之间,平面和纵向最大渗透率级差达10以上。
第三,原油粘度高,流动性差。
油层温度下脱气原油粘度在90~160000mPa•s之间,其中原油粘度超过10000mPa•s的特超稠油储量占60%。
第四,油层分布散,热采效益相对较低。
纵向上含油井段长,绝大部分区块只能组合成一套开发层系,开发层系纯总厚度比0.2~0.8,一般只有0.5左右;油砂体面积小,一般在0.1~0.5Km2之间。
2.河南稠油的特点
河南油田稠油酸值高,含有有机酸和非酸性含氧化物,有机酸主要是C9-C29长链脂肪酸,其含量占原油总量的0.9~2.6%;非酸性含氧化物主要是酚、酯类,含量为0.5%~1.5%。
河南油田井楼、古城等四个稠油区块原油酸值统计结果见下表:
表1原油酸值统计表(单位mgKOH/g油)
区块
酸值范围
平均值
样品数(个)
井楼
0.51~4.22
2.61
31
古城
0.21~4.79
1.72
15
杨楼
0.41~3.60
1.46
4
新庄
2.18~3.61
2.90
2
可以看出:
河南稠油酸值为0.2~4.8mgKOH/g。
其中普通稠油为0.2~0.9mgKOH/g,特、超稠油一般为1.2~4.8mgKOH/g。
河南稠油酸值高,与碱水能迅速乳化,乳化性能明显高于国内其它油田的稠油,见表2。
表2国内主要油田稠油乳化能力比较
透过率(%)
井楼
古城
杨楼
大港
胜利
辽河
1.5小时
0.0
0.5
10.4
51
80
88.5
24小时
1.8
0.9
13.0
80
97
93.0
3.开发现状及面临的形势
蒸汽吞吐一直是河南油田稠油开发的主要开发方式。
1992年,稠油热采产量所占比例最高达81.4%;1994年,热采产量达到峰值,为18.06万吨,占稠油年产量的62.5%;1999年,热采产量锐减至13.12万吨,所占产量比例下降至53.3%。
截止1999年底,稠油地质储量采出程度达11.5%,可采储量采出程度达62.9%,储采比只有6.3,后备资源缺乏,稠油开发形势十分严峻。
如何确保“九五”以后稠油产能接替,是摆在我们面前的十分重要和紧迫的课题。
蒸汽吞吐开发区块地质储量采出程度已达15.5%,采出可采储量的78.5%,七个热采区块中已有六个可采储量采出程度接近或超过80%,储采比仅为3.7;而且,这些热采区块地层压力下降幅度大,已下降到0.5~2.6MPa,压力保持水平仅30~50%,老井综合递减平均达18.3%,部分区块已局部报废。
也就是说热采区块在现有技术条件下继续吞吐的潜力很小,且经济效益将越来越差,开发方式急待转换。
为了搞好吞吐转汽驱,河南油田进行了5口井的蒸汽驱先导试验,但稠油热采开发进入吞吐后期,吞吐生产排水期长、周期产油量低,经济效益差,蒸汽驱开发受油藏条件、堵窜工艺、地面工艺多方面影响,蒸汽驱开发进展艰难,风险大。
针对目前稠油开发所面临的严峻形势,如何提高蒸汽吞吐后期开发效果,搞好开发方式的转换,延长稠油热采开发单元的稳产期并提高采收率,已成为稠油开发的当务之急。
(四).河南稠油热采效果差的因素分析及新型蒸汽增效剂的研制思路
通过对河南稠油热采现状的系统调查,对低效热采吞吐井和蒸汽驱井组的油藏特点和生产动态进行跟踪分析,我们认为稠油热采中后期热采效果差的主要因素是以下四点:
1.地下存水率高
油井经过多周期注蒸汽后,注入蒸汽的凝结水积存于近井地带越来越多,周期数越多,地下存水率越高。
据统计,低效井回采水率在16~60%。
地下存水量大,导致蒸汽热效降低,油井排水期长,高含水期长,使吞吐效果逐次变差,产量下降幅度大。
蒸汽驱井组也由于地下存水多,造成注汽、采水的恶性循环。
2.油层纵向动用差异大
由于受油藏非均质性影响,各单层吸汽不均,蒸汽波及体积低,油层纵向动用程度差。
据井楼零区L03井吸汽剖面和L010井产液剖面测试资料,纵向上占60%以上的油层吸汽不好。
而对于井楼一区的厚油层,据LG103和LG104两口观察井的动态监测资料,蒸
汽仅波及油层厚度的15.4%,中下部三分之二的厚度仍是冷油带,几乎没有动用。
因此,扩大蒸汽波及体积,是改善热采效果的一条重要途径。
3.蒸汽热水带的驱油效率低
由于地下存水量大,导致蒸汽热效降低,油井排水期长;蒸汽驱采用的是间歇汽驱
方式,故目前的热采过程实际是一个热水洗油的过程。
但原油粘度大,油水流度比大,造成蒸汽前沿的冷凝液(热水带)只能洗掉易流动的油,驱油效率低。
需要借助表面活性剂来降低油水界面张力和流度比,提高热水带的驱油效率。
4.采出程度高
2001年统计数据表明,我油田蒸汽吞吐的累计采出程度已达19.5%,而平均标定采收率只有18.5%,稠油热采开发进入后期,地层压力和近井地带含油饱和度较低,常规热采和增效工艺适应性变差,急待改进。
根据以上的调研分析,我们认为稠油热采中后期的蒸汽增效,不管是蒸汽吞吐还是蒸汽驱,最佳的途径是提高采注比,强化回采;提高驱油效率;扩大蒸汽波及体积。
研制新型蒸汽增效剂,必须适应高周期蒸汽吞吐和蒸汽驱开采方式及油藏的特点,要求蒸汽增效剂不但能够降粘、助排,而且能够提高驱动能量、扩大蒸汽波及体积。
我们准备研制新型蒸汽增效剂SEPA(SteamEfficiencyPromotionAgent),分为两个配方:
一是SEPA-Ⅰ型蒸汽增效剂,主剂是表面活性剂,具有乳化降粘、解堵功效;二是SEPA-Ⅱ型蒸汽增效剂,主剂是高温下能分解产气的物质,气体的膨胀能够产生附加驱动能量,强化回采;气体和泡沫剂能够生成泡沫,对大孔道或汽窜通道具有一定的封堵作用,即扩大了蒸汽的波及体积。
三.新型蒸汽增效剂配方研究
1.能够分解产生气体的化学剂的优选
首先确定气体的种类。
用于增产措施的气体一般为氮气、甲烷、二氧化碳等非凝集性气体,主要通过它们与原油在地层混相形成混相驱替方式,提高采收率。
研究报告指出,在相同条件下,氮气的两相区比二氧化碳、甲烷都大,因此它的混相压力高。
氮气驱只适应于相对密度小于0.850的轻油。
二氧化碳比甲烷有更低的混相压力,有更小的两相区。
而且由于二氧化碳在水中的溶解度比甲烷在水中的溶解度更高,更容易通过水相扩散至油相,达到混相的目的。
因此,我们选择能够产生二氧化碳的物质。
能够产生二氧化碳的物质主要是碳酸盐,除碱金属碳酸盐和碳酸铵较易溶于水外,其它金属碳酸盐都只微溶于水。
除碱金属碳酸盐受热不分解外,碳酸铵分解出二氧化碳、氨和水,其它金属碳酸盐受热分解出一氧化物和二氧化碳。
选择能够产生二氧化碳的物质,需要建立三个标准:
一是价格低廉。
二是分解温度适宜,三是水溶性好。
常用的碳酸铵、碳酸氢铵、碳酸氢钠和尿素都能够分解出二氧化碳气体。
表3四种物质的化学性能比较
碳酸铵
碳酸氢铵
碳酸氢钠
尿素
分解温度(℃)
58
35
270
150
溶解度
2015
2515
11.130
10017
价格(元/吨)
1000~1200
400~600
1500~2000
1100~1300
分解温度太低,施工不容易控制,太高则分解效率不高;由上表可以看出,尿素水溶性极好,分解温度和价格适中。
在室内20℃下,我们把尿素配制到66.7%的浓度无结晶析出。
综合考虑分解温度和成本等因素,我们认为尿素可作为SEPA-Ⅱ型蒸汽增效剂的主剂,为了尽量减少注入地层的水量,减少注入蒸汽的热损失,也为了尿素溶液与其它化学剂混配后能够长期储存不析出,我们认为尿素溶液的浓度在30%左右较合适。
尿素溶液在150℃高温下发生分解反应,释放出二氧化碳和氨气。
其反应方程式为:
△
CO(NH2)2+H2O---→CO2↑+2NH3↑
由反应方程式可以看出,尿素能化合蒸汽中的冷凝水,有利于保持蒸汽干度。
氨水能和稠油中的环烷酸、长链脂肪酸发生化学反应,生成具有表面活性的皂类物质,也具有乳化降粘作用。
将尿素溶液注入高温地层后焖井,尿素在地层发生分解反应,二氧化碳气体溶于原油中,然后吞吐开采,既增加原油在油层中的流动性,又增加了回采时的弹性驱动能量。
我们可以用非理想气体的状态方程来粗算一下生成的二氧化碳和氨在地层的压力和体积,来说明它们的助排和扩大波及体积作用。
假设一口吞吐井参数如下:
温度T=200℃,地层压力P=5MPa,油层厚度H=5m,孔隙度ф=30%,尿素用量Q=2t;计算半径R=2m。
则:
V孔=3.14*22*5*30%=18.84(m3)
P(CO2)=nRT/(V-n*0.0427)-n23.59/V2=11.6(MPa)
P(NH3)=2nRT/(V-2n*0.0371)-4n24.17/V2=13.9(MPa)
PCO2+PNH3=25.5MPa
2t尿素分解后可使2m以内的封闭地层的压力达到30.5MPa。
这说明在地层条件下,分解气体有很大的聚能作用。
这一特征对低压地层的吞吐回采非常有利,也为蒸汽转向、
扩大波及提供了驱动能量。
假设产生的压力扩散至地层压力仍为5MPa,2t尿素分解后可生成33333.33摩尔的二氧化碳和66666.66摩尔的氨。
由非理想气体的状态方程得:
(50+n23.59/V2)(V-n*0.0427)=nRTV(CO2)=25.9(m3)
(50+n24.17/V2)(V-n*0.0371)=nRTV(NH3)=51.8(m3)
V总=V(CO2)+V(NH3)=77.7(m3)V总/V孔=4.13
即:
2t尿素分解后产生的气体可使可使77.7m3的地层达到200℃、5MPa的条件,蒸汽的波及体积提高到原来的4倍以上。
若压力降低到100℃、1MPa,则蒸汽的波及体积可达到306.4m3,达到原来的16倍以上。
2.表面活性剂的优选
作为热采添加剂,要满足两个条件:
(1)成本低;
(2)在250℃左右保持分子结构稳定,其溶液仍具有较高的界面活性。
我们收集了国内油田现场应用效果较好的WPS-3、JSF-10B、KW-1、BK-1、HB-1、JN-1、QY-1、HCS-1等8种热采添加剂,进行了与古城油田原油的乳化降粘效果对比实验,古城油田原油的粘度为60940mPa•s,添加剂浓度统一定为2.0%,实验温度为25℃,油水比为7:
3。
实验结果见下表。
表48种热采添加剂筛选结果
代号
实验编号
乳化情况
乳化液粘度
mPa•s
原油粘度
WPS-3
2
好
68.5
JSF-10B
3
不乳化
60940
KW-1
4
不乳化
60940
BK-1
5
好
58.7
60940
HB-1
6
好
51.8
60940
JN-1
7
不乳化
60940
QY-1
8
不乳化
60940
HCS-1
9
不乳化
60940
根据初步筛选的试验结果,2#、5#和6#三种添加剂效果相对较好,我们对三种添加剂进行最佳应用浓度的优化试验,实验条件同上,实验结果见下表。
表5添加剂的浓度的优选实验结果
代号
浓度,%
乳化情况
乳化液粘度
降粘率,%
WPS-3
2.0
乳化,稳定
68.5
99.89
1.0
乳化,稳定
80
99.87
0.8
乳化,不稳定
0.5
不乳化
BK-1
2.0
乳化,稳定
58.7
99.90
1.5
乳化,不稳定
1.0
不乳化
HB-1
2.0
乳化,稳定
51.8
99.91
0.5
乳化,稳定
40.5
99.93
0.25
乳化,稳定
46.2
99.92
0.15
乳化,不稳定
由上表看出,WPS-3的最佳使用浓度为1.0~2.0%;BK-1的最佳使用浓度为1.5~2.0%;HB-1的最佳使用浓度为0.25~0.5%。
综合考虑使用浓度和成本等因素,我们认为HB-1可以作为SEPA-Ⅰ型蒸汽增效剂的主剂。
WPS-3和BK-1可在长岩心提高驱油效率试验中作为参照对比。
HB-1热采添加剂是木质素磺酸盐类表面活性剂,它是将造纸废料中的木质素分离、浓缩,经过特殊工艺,将木质素裂解成小单元木质酚,再经浓硫酸磺化改性而成。
又复合了脂肪酸钠盐和HR-9801。
其中,木质素磺酸盐起分散、溶解作用,脂肪酸钠盐起乳化分散作用,HR-9801是泡沫剂,提高乳化液的稳定性。
由降粘对比实验看出,HB-1的乳化速度快,乳状液均一稳定。
3.助剂的优选
河南稠油酸值高,普通稠油为0.2~0.9mgKOH/g,特超稠油一般为1.2~4.8mgKOH/g。
河南稠油与碱水能够迅速乳化,其乳化性能高于国内其它油田的稠油。
研究结果表明:
长链脂肪酸是稠油中的主要活性物质,它与碱反应就地生成表面活性剂,有助于降低油水界面张力,促使稠油乳化。
另外,碱可以与表面活性剂产生协同作用,提高油水界面活性,增强降粘效果。
因此我们选定碱作为助剂。
常用的驱油碱剂有Na4SiO4、Na5P3O10、NaOH、Na2CO3等,综合考虑环保、乳化能力、与地层水配伍性等因素,我们采用复合碱,即NaOH和Na2CO3的混合物,复配比例为1:
3。
经过以上的化学剂优选和实验,参照表面活性剂、碱、尿素的物理化学数据,参照国内油田的经验,我们确定蒸汽增效剂的实验配方是:
SEPA-Ⅰ型蒸汽增效剂:
0.25~1.0%HB-1+0.01%FJ+0~5%NS
SEPA-Ⅱ型蒸汽增效剂:
30%NS+0~1.0%HB-1
四.新型蒸汽增效剂的评价试验
(一).尿素饱和溶液高温下分解反应规律试验
1.温度、浓度对尿素溶液分解速率的影响
尿素溶液的分解速率可以用有以下方式表达:
CO(NH2)2=-d[CO(NH2)2]/dt单位:
mol·l-1·s-1。
我们在150℃、200℃、230℃和270℃条件下,测定浓度分别为30%、45%和60%时尿素溶液的分解速率。
实验装置见图1,包括:
(1)恒温烘箱(360℃,精度:
0.1℃)、(2)高温高压反应釜、(3)热电偶及压力传感器
热电偶
压力传感器
反
应
釜烘箱
图1尿素溶液分解速率测定实验流程示意图
测定原理:
利用CO(NH2)2+H2OCO2+2NH3反应原理,实验过程中,监测反应釜内的压力随时间的变化,然后,利用状态方程,计算尿素溶液的浓度随时间的变化及其分解速率。
测定结果见表6。
表6不同温度、浓度条件下尿素溶液分解速率
温度
℃
分解速率,mol·l-1·s-1
30%(wt)
45%(wt)
60%(wt)
150
2.67×10-3
2.70×10-3
2.77×10-3
200
3.84×10-3
3.68×10-3
3.62×10-3
230
4.58×10-3
4.64×10-3
4.67×10-3
270
4.85×10-3
4.93×10-3
5.08×10-3
根据测定结果可以看出:
在实验测定的范围内,尿素溶液的浓度对其分解速率没有明显影响;随温度升高,尿素的分解速率增大。
但差别不大,这说明尿素溶液在高于150℃快速分解。
2.压力对尿素溶液分解速率的影响规律实验
使用的尿素溶液浓度为45%,温度为200℃。
测定装置见图1。
测定结果见表7。
表7体系压力对尿素溶液分解速率的影响
压力
(MPa)
1.5
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
分解速率(mol·l-1·s-1)
3.68×10-3
3.3×10-3
2.7×10-3
2.1×10-3
1.75×10-3
1.52×10-3
我们知道,对于有气体产生的化学反应来说,压力的改变会使反应过程中平衡发生移动从而影响平衡达到的时间;对尿素溶液的分解反应来说,体系压力升高,尿素溶液的分解速率减小。
但是,体系压力在1.5~10MPa之间变化,分解速率只有2倍的变化,没有数量级的变化。
(二).蒸汽增效剂的降粘效果试验
2.1尿素溶液高温下对稠油的降粘效果试验
试验装置主要包括:
RV20旋转粘度计、中间容器、注入泵和计算机数据采集、处理系统。
将45%浓度的尿素溶液分别以一定的比例与稠油混合均匀,通过中间容器用泵挤入D100/300密闭压力容器,在一定温度下测定其反应前的粘度,然后升温至200℃,使尿素溶液充分分解,再降至反应前对应的温度当温度压力保持平衡后,测定其粘度。
测定结果见表8
表8尿素溶液高温下反应后的降粘效果实验结果
粘度(mPa•s)
溶液:
原油
反应前
反应后
降粘率%
50℃
40℃
50℃
80℃
50℃
1:
9
3481
3609
1549
174.6
55.5
2:
8
3481
2588
922.7
152.8
73.5
3:
7
3481
3037
1166
156.9
66.5
根据表3和上图的结果和上图可以看出:
尿素溶液高温分解产生的二氧化碳溶解于油中,氨与二氧化碳对原油的综合表现为原油粘度的降低,在50℃条件下,当溶液∶原油=2∶8,其降粘率可达73.5%。
溶有二氧化碳的原油其剪切应力对剪切速率的响应明显减弱,例如,产生降粘作用后,在50S-1的剪切速率下,原油产生的剪切应力由原来的140Pa降低到40Pa,这说明原油在较低的驱动力下就可以流动,流动性能得到显著改善。
2.2蒸汽增效剂降粘效果试验
我们选取几个有代表性的区块的原油做蒸汽增效剂降粘效果试验,河南稠油油藏的地层温度在50℃左右,故实验温度确定为50℃,SEPA-Ⅰ的使用浓度为0.5%。
理论计算表明,形成O/W型乳状液的最低含水率为26%,故实验油水比定为7比3。
经过复配后的蒸汽增效剂配方SEPA-Ⅰ,由于表面活性剂与碱的协同作用,乳化速度快、降粘率高,室内降粘试验结果见下表9。
表9.蒸汽增效剂对河南三个区块稠油的降粘效果
油样来源
反应前稠油的粘度(mPa•s)
反应后稠油的粘度(mPa•s)
降粘率(%)
古城BQ10区
4600
47
98.99
井楼特超稠油区块
63810
64.4
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