近日，西北油田新研制的TMS01型水溶性降粘剂突破了常规技术低耐盐的瓶颈，实现了22万毫克/升矿化度地层水中的应用。该项突破不仅扩大了水溶降粘技术的适用范围，而且大幅降低了工艺成本。

    水溶性降粘技术是通过相关配套工艺把降粘剂溶液注入井筒，依靠水溶性降粘剂对稠油的乳化作用，有效降低稠油粘度。

    西北油田地层水钙镁离子多（≥1.5万毫克/升）、矿化度高（≥22万毫克/升），前期应用的阴离子型水溶性降粘剂耐盐度只有11万毫克/升，无法直接使用地层水配置降粘剂溶液，只能用于矿化度较低的稠油井或者拉运清水进行配液，工艺复杂且成本颇高，严重制约了该技术的大规模应用。

    为解决该技术的耐盐问题，西北油田专门成立了以公司专家为首的21人专业团队进行技术攻关，前后召开技术研发会19次，查阅国内外文献140余篇，经过不断的研讨、实验、复配、优化，确定了添加多官能团结构、利用聚电解质效应来提高药剂抗盐能力的技术思路，历时6个多月，终于成功研制出TMS01型水溶性降粘体系。室内评价显示，该体系在全地层水环境下老化20天未发生沉淀及分层等现象，2000ppm浓度下对5万毫帕秒稠油的乳化降粘率达96%。

    2019年7月，针对TK4102井稠油粘度高达6万毫帕/秒，导致管线回压高达4.3MPa、地面输送困难的问题，用地层水配置TMS01型水溶性降粘剂进行地面加注应用。结果表明，在2500ppm药剂浓度下，输油管线平均压力降低至1.7MPa，日节约稀油15t/d，保证了油井的安全平稳生产，取得了良好的经济效益。

    目前该技术正在西北油田十区稠油井开展井筒降粘、替代掺稀现场试验，预计推广应用后，可替代掺稀油量350吨/天，日增效益70万元。

    同时，技术研发团队正在攻关该体系140℃的耐温稳定性，拟用该技术进行地层降粘提高采收率，一旦成功实施，预计可动用近1亿吨的超稠油储量，为西北油田的开发带来巨大效益。

    （闫科举）