碳酸盐岩油藏稠油井筒降粘工艺技术研究

第一篇：碳酸盐岩油藏稠油井筒降粘工艺技术研究

摘要

s碳酸盐岩稠油油藏一般埋藏较深，油藏温度达126℃，原油粘度一般均在3000mPa·（50℃）以上。由于埋藏深、油藏温度高，原油地层条件下，粘度较小，原油在地层条件下，能成功地流入井筒，而在井底向地面流动的过程中，由于温度不断降低，原油粘度不断升高；同时压力的降低，造成原油中的气体、轻质成分不断分异，原油的粘度进一步增大，流动时产生的摩阻使得原油在地层能量下举升到一定高度后无法流动到地面。本文通过国内外井筒降粘工艺的调研，井筒的温度场、压力场和粘度沿井筒分布的研究，确定了最佳的井筒降粘深度点，开展了掺稀、化学降粘和电加热等降粘工艺的优化，针对不同的原油粘度配套了相关的井筒降粘工艺。

关键词：碳酸盐岩，稠油，降粘，举升

目

录

目

录..................................................................................................................................2 第1章 前言..............................................................................................................................1 1.1 研究的目的及意义......................................................................................................1 1.2 研究内容......................................................................................................................1 第2章 稠油降粘工艺国内外调研..........................................................................................2 2.1 井筒化学降粘原理......................................................................................................2 2.2 电加热降粘原理..........................................................................................................2 第3章 井筒能量平衡与井筒的流态特征..............................................................................3 3.1.井筒中的能量平衡......................................................................................................3 3.2 井筒的流态特征...........................................................................................................5 第4章 井筒掺稀油降粘工艺计算..........................................................................................6 4.1 掺稀油降原理与规律..................................................................................................6 4.1.1 降粘原理............................................................................................................6 4.1.2 降粘规律............................................................................................................6 第5章 结论..............................................................................................................................7 参考文献....................................................................................................................................8 致

谢..................................................................................................错误！未定义书签。

第1章 前言

1.1 研究的目的及意义

最近几年之内，碳酸盐岩油藏勘探开发在国内储层勘探中取得了突破，成为我国陆地石油开发的主要上产阵地。在多数已经探明的碳酸盐岩油藏中，中至重质原油占比例交大。由于油藏埋藏深、成藏的多批次及碳酸盐岩油藏的特殊性，造成油井原油物性差异变化大，相邻油井的原油性质即存在较大的差异，同一油井在不同的开采阶段，原油性质也会发生一定的变化，对采油工艺制定和实施提出了更高的要求。

为适应稠油油藏的开发要求，先后形成了许多稠油开采工艺技术系列，如掺稀自喷、掺稀机械采油工艺、电热杆降粘工艺和水力喷射泵降粘举升工艺、化学降粘辅助举升工艺等。

随着稠油井开井数的不断增加，对各种稠油采油工艺的配套和优选的要求日益迫切。通过稠油开采工艺室内理论研究，将增加稠油开采工艺的适用性，提高工艺的针对性，有效实现稠油油藏的高效开发，实现开发经济效益的最大化。

1.2 研究内容

通过国内外稠油井筒降粘工艺的调研，结合稠油采油工艺现状，开展井筒降粘配套工艺技术研究，对目前降工艺进行优化和完善，形成适合于稠油降粘的稠油开采工艺技术系列。

1）稠油降粘工艺国内外调研

开展国内外稠油降粘工艺技术调研，了解国内外稠油降粘工艺的研究的新进展。2）原油组分及原油物性分析

对稠油开展组分及原油物性分析，开展原油粘温关系、流变性及原油含水对粘度变化规律研究，确定最佳的原油降粘温度、不同含水率下的降粘方式及最佳的井筒降粘深度。

3）井筒传热与流动规律计算

开展井筒传热方面的研究，建立井筒流态特征研究，确定电加热降粘、掺稀油降粘的方式及降粘工艺参数。

4）不同降粘工艺的分析与评价

结合原油流变性、井筒温度场、压力场研究结果，结合不同降粘工艺的模拟研究结果，对井筒降粘工艺进行分析评价，并对工艺进行完善和配套。

第2章 稠油降粘工艺国内外调研

目前国内外在稠油开采过程中常用的井筒降粘工艺主要有：掺化学剂乳化降粘工艺、电加热降粘工艺及掺稀油降粘工艺。

2.1 井筒化学降粘原理

井筒化学降粘技术是通过向井筒流体加入化学药剂，使流体粘度降低的稠油开采技术。其作用原理是：在井筒流体中加入一定量的水溶性表面活性剂溶液，使原油以微小的油珠分散在活性水中，形成水包油乳状液或水包油型粗分散体系，同时活性剂溶液在油管壁和抽油杆表面形成一层活性水膜，起到乳化降粘和润湿降阻的作用。

其主要的降粘机理如下：

由于原油中含有天然乳化剂（胶质、沥青质等），当原油含水后，易形成W/O型乳状液，使原油粘度急骤增加。原油乳状液的粘度可用Richarson公式表示：

0

（2-1）

式中，为乳状液粘度；0为外相粘度；为内相所占体积分数；为常数，取决于，当≤0.74时为7，≥0.74时为8。

从式中可看出，对于W/O型乳状液，由于乳状液的粘度与油的粘度成正比，并随含水率的增加而呈指数增加，所以含水原油乳状液的粘度远远超过不含水原油的粘度；而O/W型乳状液，由于乳状液的粘度与水的粘度成正比，与原油含水率的增加成反比，而水在50℃的粘度仅为0.55mPa.s，远远低于原油的粘度，而且含水越高，原油乳状液粘度越小。所以如果能设法将W/O型乳状液转变成O/W型乳状液，则乳状液的粘度将大幅度降低。

对于原油来说，含水小于25.98%时形成稳定的W/O型乳状液，含水大于74.02%时形成稳定的O/W型乳状液，在25.98%～74.02%范围内，属于不稳定区域，可形成W/O型，也可形成O/W型。但由于原油存在天然的W/O型乳化剂，所以一般形成W/O型单方面液，使原油粘度大幅度增加。乳化降粘就是添加一种表面活性剂或利用稠油中所含有的有机酸与碱反应，生成表面活性剂，其活性大于原油中天然乳化剂的活性，使W/O型乳状液转变成O/W型乳状液，从而达到降粘的目的。

2.2 电加热降粘原理

目前国内外油田应用的电加热采油方式主要有电热杆加热、电缆加热、电热油管加热三种方式。其工作原理是通过对井下电加热工具供电，将电能转化为热能，使井下电

加热工具发热，提高井筒原油的温度，利用稠油粘度的温度敏感性，降低原油的粘度，提高原油的流动性，使油井恢复生产能力。

产液粘度（mPa.s）

未电热产液粘度（mPa.s）******9601280井深（m）电加热160000未电热***000电加热3206409601280井深（m）图2-2 电加热降粘工艺对温度及粘度的影响

一般而言，高粘原油的粘度对温度更敏感，随着温度的升高，原油粘度呈明显下降的趋势。在通常的油藏加热温度范围内，温度升高10℃，稠油的粘度下降50%。另外，高粘原油的凝固过程是随温度降低，粘度增大，最后失去流动性的渐变过程，而一般原油在反常点以下呈突变过程，这表明高粘原油的加热降粘效果比一般原油更显著。

在电加热降粘技术采油设计中，关键是确定加热深度和加热功率及电加热降粘技术对油井的适应性。

电加热选井时，应选择含水较低的井，发挥电加热优势，提高加热井的经济效益。

第3章 井筒能量平衡与井筒的流态特征

3.1.井筒中的能量平衡

油层产出的油气混合物从井底上升时，历经散热、脱气及气体膨胀、析蜡等过程，产液的粘度、密度和产出气的体积、粘度等随着产液在井筒的流动相应的发生变化，所以，有必要对产液在井筒的流动规律（即压力和温度的分布）进行精确计算。

在井筒上截取dl长的微元，并坐标l的正方向向上，进行能量平衡的分析（如图3-1）。假设脱气及气体膨胀做功与油气的举升相抵消，又假设析蜡放出的热均匀分布于全井筒，并作为内热源，则可写出能量平衡方程式：

向地层散热量＋举升功－析蜡放热＝产液内能的改变量

kdtmldlGfGggdlqdlGfCfGgCgd

（3-1a）'o又可简化为：

kl 'tomldlGfGggdlqdlWd

（3-1）



图3-1 井筒微元之能量平衡

式中：kl为从油管中的流体至地层间单位管长的传热系数，W/(m·℃)，klkd，k也是传热系数，但针对1m2油管表面积而言，W/(m2·℃)；为油管中油气混合物的温'度，℃；to为井底原始地层温度，℃；m为地温梯度，℃/m，通常，m=0.02～0.035℃/m；l为从井底至井中某一深度的垂直距离；q为通过油管的石油析蜡释放出的溶解热，作

为内热源强度，对含蜡很高的原油，内热源作用不可忽略，W/m；Gf,Gg为产出石油和伴生气通过油管的质量流率，Kg/s；GfGggdl为油气混合物的举升功，实际上可忽略不计；WGfCfGgCg为称为水当量，而Cf,Cg相应为石油及伴生气的比热，J/(Kg·℃)。

在忽略举升功后，上式的解为：

CekllW'tomlWmkq

（3-2）

ll'上式的边界条件是，在井底，l0,t0，而

CWmq

lklWm而，qlklkl'1Wltoml

（3-2a）e实际上，一般的原油中的含蜡量不超过30%，析蜡的影响可忽略不计，得到：

kWmll'1eWtoml

（3-2b）kl 4

对于斜直井，井筒中产出的流体温度分布仍按(3-2a)式计算，仍取垂直方向长度l为自变量，但同样垂直长度，倾斜的井筒散热表面积要比垂直 的大，这可在传热系数上加以修正，即用kL代替kl，这里kLkl。同理，水平井的弯曲段可以把它分为若干cos个倾斜的直线段，分段按斜直井的方法计算温度的变化。

3.2 井筒的流态特征

3.2.1 气体的粘度（游离气）

气体的粘度随压力和温度变化：



（3-29）gK104expxgx3.5547.780.01M

（3-30）TM28.96g

（3-31）

1.59.40.02M1.8T

（3-32）K20919M1.8T2.40.2x

（3-35）

式中，g为气体的相对（干空气）密度；T为气体的绝对温度，K。3.2.2混合物的粘度（油、气、水）

mlElg1El

（3-36）

Elql

（3-37）qlqg

（3-38）

qgp0TZRpRsq086400PT0qlq0B0

（3-39）86400式中，Z为天然气压缩因子；

P0、T0为标准状况下的压力(MPa)、温度(K)；

P、T为计算段的平均压力(MPa)、温度(K)；

q0为日产量，m3/d。

在采用掺稀降粘工艺计算井筒流态特征时，先计算稠油与稀油混合时的混合物的粘度，再计算油、水混合物的粘度，计算油、气、水三相流的粘度。一般当稠油和稀油的 5

粘度指数接近时，混合油粘度符合下式。

lglg混xlglg稀(1x)lglg稠

（3-40）

式中，混、稀、稠分别为混合油、稀油及稠油在同一温度的粘度，mPa·s；x为稀油的质量分数。

第4章 井筒掺稀油降粘工艺计算

掺稀工艺就是指通过油（套）管向井内注入热轻质油，与井内稠油混合，稀释从地层流入井筒的原油，使稠油粘度降低，从而实现稠油开采的目的。实施掺稀工艺的依据为：1）稠油在高温下有较好的流动性，能够与稀油很好的混合；2）稠油掺稀后能大幅度降低粘度，减小井筒流动阻力，缓解抽油设备的不适应性。室内掺稀实验结果表明，通过原油掺稀，稠油粘度能够降低90%以上；3）用相应管柱使稀油在井底与稠油混合，降低混合油粘度，并一定程度上降低了生产液的回压，采取合理生产制度，使稠油能够实现连续生产。

掺稀油降粘时，掺入稀油的比例、掺入温度、混合效率等对降粘效果都有一定影响，掺入稀油的比例越高，温度越高，混合时间越长，降粘效果越好。考虑到举升成本，应尽可能地减少稀释比。

4.1 掺稀油降原理与规律 4.1.1 降粘原理

一般当稠油和稀油的粘度指数接近时，混合油粘度符合式（4-1）。

lglg混xlglg稀(1x)lglg稠

（4-1）

式中，混、稀、稠分别为混合油、稀油及稠油在同一温度的粘度，mPa·s；

x为稀油的质量分数。

4.1.2 降粘规律

（1）轻油掺入稠油后可起到降粘降凝作用，但对于含蜡量和凝固点较低而胶质、沥青质含量较高的高粘原油，其降凝降粘作用较差。

（2）所掺轻油的相对密度和粘度越小，降凝降粘效果也越好；掺入量越大，降凝降粘作用也越显著。

（3）一般来说，稠油与轻油混合温度越低，降粘效果越好。混合温度应高于混合油的凝固点3~5℃，等于或低于混合油凝固点时，降粘效果反而变差。

（4）在低温下掺入轻油后可改变稠油的流型，使其从屈服假塑性体或塑性体转变

为牛顿流体。

第5章 结论

目前主要的机械采油工艺有螺杆采油、抽稠泵采油、电潜抽稠泵采油、管式泵采油和复合采油等工艺，从目前生产情况来看，自喷采油掺稀降粘效果好，但稀油资源有限，随着稠油区的不断探明将不能满足需求。

1）国内外调研分析表明：化学降粘、电加热是目前主要的井筒降粘工艺，同时也适用于塔河油田稠油油藏的开发。

2）通过井筒流动与传热规律的研究，确定了不同降粘工艺参数的计算模型，为井筒降粘工艺设计提供了技术基础。

3）不同降粘工艺的适应性分析表明，目前采取的井筒掺稀油降粘工艺可行，掺入深度、掺入比合理。对于自喷井，采用套管掺、油管采的方式更合理。对于含水≥45%的机抽井，应采用化学降粘工艺进行井筒降粘。对于油田边远的单独油井，电加热可作为主要的降粘工艺。

参考文献

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第二篇：稠油降粘冷采处理剂

HMD-11稠油降粘冷采处理剂使用说明

HMD-11稠油降粘冷采处理剂是我公司专业技术人员根据国内各油田稠油油品性质，结合多年的稠油现场处理经验自主研发的高新技术产品，它以特殊枝节改性合成的特种表面活性剂为主要原料，配合专用渗透剥离剂、润湿分散剂及其他助剂复合而成。

一、产品特点及应用范围

由于产品组分的特异性，使得该产品在油田注汽、采油、注水等多个领域有其广泛且高效的应用特性。

1.产品具有耐高温特性，其中的特效表面活性剂可耐370℃高温；

2.产品具有抗盐特性，在高矿化度、高电解质地层条件下仍具有良好的驱油效能； 3.产品具有耐低温下可使用的特性，在稍高于原油凝固点以上的温度下可保持油水良好的润湿分散，原油在水中一般以粒状分散（超稠油可用肉眼看到分散粒子）；

室内实验及现场试验均表明该产品可在28℃-95℃，电解质0-15万mg/L，硬度0-4万mg/L条件下应用，并且具有良好的冷采驱油性能（该性能在药剂耐受250℃高温条件后仍不会改变）。

HMD-11应用范围如下：

1.可实现替代稠油电加热杆加降粘剂的开采模式，真正实现冷采； 2.可应用于常规的稠油井筒降粘处理；

3.可应用于稠油油藏驱油，可与水驱驱油、蒸汽驱驱油相结合使（可增加原油采出量，实现原油稳定增产）；也可配置成5%的水溶液进行活性水驱驱油。

二、产品应用作用机理

1.冷采机理

原油机采抽提过程的负荷由油水自身重量，油水与油管壁及抽杆杆作用力及井口外输管线内原油对油管内原油反作用形成。抽油机上行过程，抽油杆与油相对静止，油水与油管相对运动，下行过程油管内油水与油管相对静止，抽油杆与油水相对运动。

由于该产品具有的特效润湿作用，在水溶液作用下可有效地降低油水界面张力和选择性接触角，从而增强了对油管壁的润湿性，使油滴变形，降低了油与油管间的吸附功，促使吸附油从油管壁脱落，然后活性水吸附于油管及抽油杆壁上，形成了一层活性水膜，从而使抽油机上行过程中，油水与油管的固相摩擦变为油与水膜间的摩擦，从而显著降低了摩擦阻力；下行过程中，同样由于活性水膜的作用，使原油与抽油杆固相摩擦转变为油与活性水膜的摩擦，同样显著降低了摩擦阻力。同时由于产品具有高效降粘及油水分散作用，可以有效降低管道层间流动阻力，降低了回压及管输油对采出油的反作用力，达到显著降低抽油机负荷的目的，从而实现稠油冷采。

2.驱油机理 2-1 HMD-11稠油降粘冷采处理剂进入地层后，降低了油水界而张力和选择性接触角，从而降低了地层岩砂对原油的束缚能，同时增强了水对岩砂的润湿能力，使原来油润湿岩砂转变为水润湿，在低界面张力条件下，吸附于岩砂的油滴容易变形，从而降低了原油流经孔隙喉道排出所做的功，提高了原油在地层中的移动速度。

公式:W=δ（1-COSQ）中，δ为界面张力，Q为接解角，W原油在岩石表面吸附功。δ、Q的降低总起来导致吸附功W的降低，这样原油在相同驱动力作用下更容易地向井口运移。

2-2 由于Q接解角的强烈变小，岩石由原来油润湿变成水润湿，从而造成油水在岩层中相对渗透率的改变，油相渗透率相对变高，水相渗透率相对变小，从而提高了岩层油相渗透率，在相同驱动力的作用下，更多的原油可流向井口，提高驱替效率。

2-3 地层原油与药水作用，形成水外相分散体系，增加了流动性，减少了流动阻力。2-4 由于该产品具有很大的温度适应范围，故可配合热水驱、蒸汽驱油提高驱替效率，提高原油产量。

三、HMD-11稠油降粘冷采处理剂使用方法

1.套管环空加药降低油井负荷及替代电加热实现冷采

1-1 视产液量及含水量情况，一般产液含水大于30%，直接加入产液量1%的产品即可，每天加药剂一次；含水较低，低于25%时应补充适量水（补水量越多，效果越好，一般补至油水比7：3即可）。

1-2 油井液压面较低时，不可直接加药（因为加药后药剂很快被地下油泵抽吸走，不利于形成活化水膜），必须在油井旁安装一个小型的加药罐，将药剂倒入加药罐中，倒入一定量水，使药水连接流入套管环空，控制24小时流完（水量控制使产液总量含水不少于30%），水源条件不允许时，可以在油井附近打一口地表小水井（成本约300元），用自吸泵抽取定量水到加药罐中，再行配置即可（定量冷水不影响药剂性能）。

1-3 当采出原油为完全乳化原油时或原油含水少于30%时必须补充少量水，以利于破乳及活性水膜的形成（方法同2。）

2.作为驱油剂使用

2-1 选井条件：投产初期产量较高，后来产量明显降低，地层能量充足，油层条件较好，无明显出砂，生产管柱正常的油井。

2-2 根据地层条件配制5%的冷采处理剂水溶液，定量挤入地层（充分考虑到挤压渗漏、地层吸附，地层水稀释等多方面因素，故选择远高于临界浓度的药剂水溶液），一般不少于200吨水，之后挤入20-30吨纯水顶替液，焖井48小时，之后按正常工艺开井采油。（也可作为段塞，继续向井底注汽，按注汽工艺后开采）

2-3 配药用水要用地层热污水，温度不低于60℃，温度越高越好，以利于增加地层能量及提高驱替效率。

四、产品现场应用情况

HMD-11稠油降粘冷采处理剂先后在滨南采油厂31油区31-

2、31X-

10、31-5、17-

4、17-12等井，单

2、单56油区进行停电加热，冷采采油实验，应用效果明显；另外在东辛采油五矿、河口采油厂四矿油区进行低温井冷采采油实验都取得成功，有的井井口温度28℃既可有效降低油井负荷，井口回压从4.0Mpa降到0.6Mpa；2008年7月份进行了配合蒸汽区驱油实验，在热采三矿18-42#挤入200m，5%药剂后焖井48小时注汽，回采时采油总量从第一周期采油量132吨，上升到1146吨，取得了巨大成功。

第三篇：稠油催化降粘体系及其作用机理

稠油催化降粘体系及其作用机理

摘要：稠油在中国的石油资源中所占比例较大，随着常规油藏可采储量的减少以及石油开采技术的不断提高,21世纪稠油开采所占的比重不断增大，但由于稠油粘度高使得稠油开采非常困难，稠油改性降粘技术成为提高稠油油藏开采效果的重要前提。特稠油或超稠油体系在蒸汽开采中具有被催化降粘的可能性，不同催化剂体系的催化效果差别很大;催化剂质量分数、催化反应温度和时间共同影响催化剂体系的降粘效果。当温度升高至一定程度时，稠油中的胶质和沥青质等大分子化合物的化学结构会发生改变，催化剂可降低这类反应发生的起始温度，加快反应速度。在稠油油藏注蒸汽开发过程中，加入含有某些过渡金属可溶性盐使稠油粘度降低。

关键词：稠油 催化降粘 催化剂 降粘率影响因素

目前，在稠油油藏开发中，由于稠油的粘度高, 流动性差，开采难度大, 无法进行常规开采。蒸汽吞吐、蒸气驱是通过高温蒸气提高稠油的温度, 降低稠油分子间的作用力来降低粘度, 但地层温度下降后，稠油粘度会大幅反弹, 降低蒸气吞吐开采的效果。虽然稠油区块存在较大潜力, 但由于稠油粘度问题, 限制了稠油区块采收率的提高。稠油催化降粘技术是通过注入催化剂, 使蒸气吞吐中的高温水蒸气与地层中的稠油发生水热裂解反应, 从而不可逆地降低稠油的粘度, 改善稠油性质,增加稠油的流动性, 达到提高稠油采收率的目的。

1.稠油催化降粘体系

1.1稠油体系的组成

稠油元素除C、H外, 还有O、S、N 等杂原子,它们主要分布在胶质和

沥青质中, 对稠油的性质影响最大。一般来说, 胶质、沥青质含量越多, 粘度越大。稠油中主要的含硫有机物有硫醇类(RSH)、硫醚类(RSR)、噻吩类;主要的含氧有机物有(RCOOH)、酚(ArOH)、醚(ROR)、酮(RCOR)、醇(ROH)、醛(RCOH);其中酸、酚含量相对较多, 其他含量较少;主要的含氮有机物有喹啉类、吡啶类、吲哚类、咔唑类。1.2稠油催化降粘

催化降粘是一种通过向稠油添加催化剂,使稠油在地下发生催化反应的方法，稠油催化改性降粘技术是在不改变目前蒸汽吞吐工艺条件下进行的。催化剂 体系必须具有被水携带的良好水溶性、适应蒸汽吞吐过程的良好耐温性及耐 酸碱性、与地层水及复配催化剂间的良好配伍性等特点。1.3催化剂体系

国内外已开发的催化剂主要为水溶性过渡金属盐催化剂、油溶性过渡金属盐 催化剂、超强酸催化剂及杂多酸催化剂。催化剂种类不同其催化能力不同，要取得最佳催化效果，需要将几种具有不同催化能力的盐进行复配，并考 原料的易得性和成本。

2.稠油催化降粘机理

2.1由水中的氢结合到稠油中实现改质

在200 ℃以上注蒸气吞吐过程中, 水在250℃ 的离子负对数值是11, 而20 ℃时的值是14。当水温升高时, 水变成了更强的酸和更强的碱, 除了动力学速率随温度的自然增加外, 由水产生的酸、碱催化作用在高温下也提高了。稠油中主要化学键的离解能如下: C-S< C-N < C-O< C-C。因C-S的离解能最低,最容易断裂, 因此在高温水蒸气的条件下, 可使有机硫化合物发生水热裂解反应, 同时还发生高温环境下有机硫化物的热裂解反应。根据Hyne等的研究结果, 有机硫化合物中S-C键断裂是稠油水热裂解中的重要步骤, 其总的反应方程式如下: RCH2CH2SCH3 + 2H2O→ RCH3 + CO2 + H2 + H2S+ CH4

其次弱碱性硫原子的质子化可以产生活性中间体, 水最有可能进攻活性中间体, 中间体中的正电荷可以通过结合脱去碳原子, 使其脱除H2S, 经过分子重排生成醛。醛热解生成CO 和烃, CO 与水蒸汽可发生水煤气转换反应, 生成CO2 和H2,H2 又参与稠油加氢裂解或加氢脱硫等改质反应。因此, 由水中的氢结合到稠油中实现改质是水热裂解反应的重要步骤。2.2形成的中间体的历程:

水作为亲核试剂进攻中间体的a碳, 导致S—C 键断裂, 发生开环, 释放出H2S 和CO, 产生的CO 参与水煤气转换反应生成CO2 和H2。中间体发生热解反应, 分解为H2S、MSx和小分子烃, 小分子烃可以进一步发生聚合反应。金属离子与有机硫的络合将削弱C—S键, 使得分子链断裂, 从而使沥青质和胶质等物质生成较小的分子类, 或改变外形成为能降低粘度的分子类, 部分地降低稠油粘度。无论硫是在芳香烃中还是在脂肪烃中, 所有过渡金属都加速了硫化物的分解。3.催化降粘效果的影响因素 3.1 催化剂质量分数

催化剂的质量分数对降粘效果影响较大，特别是当催化剂质量分数大于1．0% 后，降粘效果更为显著。

3.2 催化反应时间

图1 催化反应时间与降粘率的关系 由实验结果(图1)可以看出:当催化剂的质量分数为0.5%和1．0%时，降粘效果较好的反应时间为100 ～150 h;当催化剂质量分数为1.5%时，降粘效果较好的反应时间为50 h 左右。因此，降粘裂解反应存在一个最佳反应时间段，这一点是取得现场实验成功的关键因素之一。

3.3 催化反应温度

图2 不同反应时间下催化反应温度与降粘率的关系

实验结果(图2)表明: 当反应温度在150 ℃左右时，开始发生改性降粘反应，但是反应程度较弱，所以降粘率较低;当反应温度为280 ℃ 时，反应时间大于20 h 时，降粘率较高，说明此时反应加剧，生成了较多的轻质组分;随着反应温度的进一步升高，反应更加剧烈，但当反应时间大于240 h 后，新缩聚反应生成的沥青质开始聚并，导致降粘率不升反降。结

果表明，当反应温度达到280 ℃且反应时间为120 h时，既可以得到较高的降粘率，又可以防止新生成沥青质的聚沉而导致的粘度再次升高。所以选取合适的反应时间和反应温度对催化降粘效果尤为重要。3.4 油藏含水率

不同油藏或同一油藏在不同的开发时期其含水率是不同的，当含水率大于60%时，降粘率降低较快，这和稠油与水的接触程度变差有关。3.5 pH 值

地层酸碱环境对催化剂的催化降粘效果影响较大，pH 值小于4 时，降粘效果较好;当pH 值继续增大，因催化剂大量沉淀，导致催化降粘效果变差。4.使用条件及注入方式

根据稠油催化降粘的机理及实验, 筛选了以下选井条件:（2）1.稠油粘度较高(20000mPa.s 以上);（3）2.含硫2% 以上;（4）3.注汽温度较高(300℃ 左右)。

（5）现场施工注人方式: 注蒸汽前将催化剂和助剂注人地层, 使之在随后的蒸 汽作用下与稠油发生反应。

参考文献

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