惠艷妮　付鋼旦　賈友亮　李旭日　李 辰

中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室

?

新型抗凝析油泡排劑的研究及應(yīng)用①

惠艷妮付鋼旦賈友亮李旭日李 辰

中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室

摘要針對高含凝析油氣井泡排劑應(yīng)用效果差的問題，在兩性表面活性劑鏈上引入親油類陰離子表面活性劑，充分反應(yīng)后，加入自制長鏈烷基類陽離子表面活性劑，生成一類抗油性能較好的新型泡排劑。采用GB/T 13173.6-2000《洗滌劑發(fā)泡力的測定》、SY/T 5761-1995《排水采氣用起泡劑CT5-2》和SY/T 6465-2000《泡沫排水采氣用起泡劑評價(jià)方法》對該泡排劑進(jìn)行室內(nèi)性能測試，其在60 ℃、凝析油體積分?jǐn)?shù)30%條件下，發(fā)泡高度及攜液率分別高達(dá)105 mm、62%，其抗溫能力可達(dá)120 ℃，抗鹽250 g/L、抗甲醇30%(φ)。在蘇里格氣田開展4口井現(xiàn)場試驗(yàn)(凝析油體積分?jǐn)?shù)10%～25%)，加注后氣井平均油套壓差降低2.21 MPa，產(chǎn)氣量增加0.45×104 m3/d，排水采氣效果明顯。

關(guān)鍵詞泡排劑泡沫排水凝析油礦化度

泡沫排水采氣工藝就是向井筒注入起泡劑，使之與積液混合后，借助天然氣流的攪動(dòng)，產(chǎn)生大量低密度含水泡沫，大大降低井筒的能量損失，減少液體沿油管壁上行時(shí)的“滑脫”損失，提高氣井的攜液能力[1]，從而達(dá)到排出井筒積液的目的。但對于產(chǎn)凝析油的氣井，由于油類物質(zhì)本身屬于消泡劑范疇[2]，因此會(huì)使產(chǎn)生的泡沫迅速破滅，從而大幅度削弱泡沫排水采氣工藝效果。調(diào)查表明，當(dāng)凝析油體積分?jǐn)?shù)大于10%時(shí)，大多數(shù)起泡劑已經(jīng)無法起泡[3]。上個(gè)世紀(jì)末，國內(nèi)外已有相關(guān)抗凝析油泡排劑的報(bào)道，但大多為氟碳類表面活性劑，價(jià)格昂貴，無法大面積推廣。近年來，國內(nèi)有關(guān)于抗凝析油泡沫排水劑的一些報(bào)道，但均不適用于長慶蘇里格氣田水質(zhì)特征。本實(shí)驗(yàn)基于該氣田水質(zhì)特點(diǎn)，合成了抗油泡排劑體系，對其性能進(jìn)行的評價(jià)表明，該泡排劑可以滿足井底溫度120 ℃、凝析油體積分?jǐn)?shù)不高于30%、礦化度含量不高于250 g/L、甲醇體積分?jǐn)?shù)不高于30%條件下氣井的泡沫排水采氣需求。

1實(shí)驗(yàn)部分

1.1新型抗凝析油泡排劑的研制

將長鏈羧酸和仲銨類化合物以1∶2的摩爾比加入反應(yīng)皿中，加入催化劑KOH，在160 ℃反應(yīng)4 h后,減壓抽真空，將反應(yīng)物冷卻得到叔胺類中間產(chǎn)物；將該產(chǎn)物與醋酸鈉以1∶1的摩爾比混合，在80 ℃反應(yīng)4 h后，生成兩性表面活性劑K；同時(shí)利用陰陽離子獨(dú)特的協(xié)同效應(yīng)，將胺鹽類陰離子表面活性劑E、烷基類陽離子表面活性劑T和蒸餾水按照3∶1∶10的質(zhì)量比混合并攪拌均勻，形成體系A(chǔ)。以K為主劑，將其和體系A(chǔ)進(jìn)行復(fù)配，得到新型抗油泡排劑，通過正交試驗(yàn)，得出各組分質(zhì)量比為K∶E∶T=8∶3∶1時(shí)，體系攜液性能最好。

本方法合成的泡排劑pH值為7.0，表面張力29.984 mN/m，凝點(diǎn)-11 ℃，30 ℃時(shí)運(yùn)動(dòng)黏度8.52 mm2·s。

1.2新型抗凝析油泡排劑的性能測試

發(fā)泡能力測試參照GB/T 13173.6-2000《洗滌劑發(fā)泡力的測定》，攜液能力測試參照SY/T 5761-1995《排水采氣用起泡劑CT5-2》，高溫老化測試參照SY/T 6465-2000《泡沫排水采氣用起泡劑評價(jià)方法》進(jìn)行。

1.2.1實(shí)驗(yàn)材料及儀器

氯化鈣、硫酸鎂、甲醇，分析純；蘇里格氣田蘇A井凝析油，密度0.792 g/cm3、運(yùn)動(dòng)黏度1.814 7 mm2·s(常溫下)；蒸餾水。

Ross mile恒溫?cái)y液儀，高溫高壓反應(yīng)釜，轉(zhuǎn)子流量計(jì)，減壓閥，高壓氮?dú)馄?，超級恒溫水浴等?/p>

1.2.2最佳濃度確定

在60 ℃、蒸餾水條件下，測試了新型抗凝析油泡排劑在不同濃度下的起泡高度及攜液能力，結(jié)果如圖1所示。

由圖1可以看出，當(dāng)泡排劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，其發(fā)泡力達(dá)145 mm、攜液率82%。之后，隨著濃度的增加，兩者變化幅度不大，可以判斷新型抗凝析油泡排劑在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)已達(dá)到表面活性劑的臨界膠束濃度，同時(shí)考慮經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)，選擇質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%為該泡排劑的最佳濃度，以下實(shí)驗(yàn)均在該濃度下測定。

1.2.3抗溫能力測試

溫度對表面活性劑的性能影響較大，通常，隨著溫度的升高，起泡劑的黏度會(huì)降低，進(jìn)而影響其發(fā)泡及攜液能力。因此，性能好的泡排劑必須具有一定的耐溫能力。本實(shí)驗(yàn)著重考慮井筒內(nèi)溫度及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)條件，選擇在30～90 ℃溫度范圍內(nèi)開展實(shí)驗(yàn)。新型抗油泡排劑性能隨溫度變化見圖2。

由圖2可知，新型泡排劑隨溫度的升高，其發(fā)泡能力及攜液率均呈上升-下降趨勢，在60 ℃時(shí)，兩者均達(dá)到峰值，分別為225 mm、83%；當(dāng)溫度達(dá)到90 ℃時(shí)，發(fā)泡能力為195 mm，攜液率為79.5%。導(dǎo)致該現(xiàn)象的原因是，隨著溫度的升高，分子運(yùn)動(dòng)加劇，泡排劑體系黏度降低，同時(shí)液膜表面的水分子加速揮發(fā)，導(dǎo)致膜強(qiáng)度降低，使得泡沫穩(wěn)定性降低[4]。

為了測試泡排劑在高溫下的性能， 將其在120 ℃條件下老化24 h，復(fù)測其發(fā)泡及攜液能力。新型抗油泡排劑在0.5%、120℃老化后性能測試圖見圖3。

由圖3可知，新型抗凝析油泡排劑在120 ℃老化24 h之后，發(fā)泡及攜液性能均變化不大，說明表面活性劑在120 ℃的高溫下不會(huì)失效。因此，該泡排劑具有良好的耐高溫性能。

1.2.4抗凝析油能力測試

凝析油的強(qiáng)消泡能力會(huì)嚴(yán)重制約泡排劑的發(fā)泡性能，進(jìn)而影響其攜液能力，導(dǎo)致泡沫排水效果變差。新型抗油泡排劑具有親油基團(tuán)，能有效吸附溶液中的油溶性分子，改善該現(xiàn)象。本實(shí)驗(yàn)選擇60 ℃、5%～30%凝析油體積分?jǐn)?shù)進(jìn)行測試。0.5%新型抗油泡排劑性能隨凝析油體積分?jǐn)?shù)變化見圖4。

由圖4可知，隨著凝析油含量的不斷增大，新型泡排劑的發(fā)泡能力及攜液率均逐漸降低，當(dāng)體積分?jǐn)?shù)大于20%以后，攜液率降低幅度較大，主要為凝析油的消泡能力所致。

1.2.5抗礦化度能力測試

當(dāng)體系內(nèi)有鹽存在時(shí)，會(huì)在液膜上形成兩層離子吸附的雙電層結(jié)構(gòu)，隨著電解質(zhì)濃度逐步增加，泡沫液膜的擴(kuò)散雙電層被壓縮，相斥作用減小，膜變薄速度加快，因而泡沫穩(wěn)定性明顯減弱[5]。本實(shí)驗(yàn)著重測試礦化度在0～250 g/L內(nèi)泡沫性能變化情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖5。

由圖5可知，隨著礦化度含量的逐步增加，新型泡排劑的發(fā)泡能力及攜液率均逐步降低，在0～50 g/L范圍內(nèi)降幅較明顯，之后相對平緩，說明該泡排劑在50～250 g/L礦化度環(huán)境中性能較穩(wěn)定。

1.2.6抗甲醇能力測試

甲醇是一種抗凍助劑，廣泛用于氣井冬季生產(chǎn)中。室內(nèi)大量實(shí)驗(yàn)表明，體系內(nèi)含有一定濃度的甲醇，有助于延緩泡沫破滅，這主要是由于甲醇在該濃度下可以降低表面活性劑的表面張力，進(jìn)而提高泡沫的起泡能力及攜液能力[6]。本實(shí)驗(yàn)主要測試甲醇含量在0～30%范圍內(nèi)體系性能變化情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖6。

由圖6可知，隨著甲醇含量的逐步增加，新型泡排劑的發(fā)泡能力及攜液率呈降低-升高-降低的趨勢，主要是由于甲醇在一定濃度下可降低溶液表面張力，但這一現(xiàn)象隨著甲醇濃度的持續(xù)升高而消失。在甲醇含量為30%時(shí)，該泡排劑的攜液率仍達(dá)80.5%。

通過上述實(shí)驗(yàn)，可確定新型抗油泡排劑的應(yīng)用性能如下：耐溫120 ℃、抗凝析油30%、抗礦化度250 g/L、抗甲醇30%，完全能滿足蘇里格氣田低壓低產(chǎn)氣井泡沫排水采氣工藝需求。

2泡排劑的現(xiàn)場應(yīng)用

2014年6月～7月，在蘇里格氣田蘇A井區(qū)開展了4口井現(xiàn)場對比試驗(yàn)。該區(qū)塊平均水氣比0.64 m3/104m3、油水比15%，起泡劑的加注制度和加注量保持不變，在加入新型抗油泡排劑后，氣井平均油套壓差降低2.21 MPa，產(chǎn)氣量增加0.45×104m3/d。

蘇X井產(chǎn)出液中油水比25%，2014年4月～5月，該井油壓持續(xù)降低，壓差明顯增大，判斷井底有部分積液。5月初，加注普通液體起泡劑，油壓上升、產(chǎn)氣量下降，該階段為排液階段，但由于泡排劑性能有限，連續(xù)加注30天后油壓穩(wěn)定、產(chǎn)氣量持續(xù)降低。6月初，改為加注新型抗油泡排劑，短時(shí)間積液排出，產(chǎn)氣量迅速增加，后期氣井間斷產(chǎn)水并迅速排出，說明新型抗油泡排劑性能優(yōu)于普通泡排劑。加入新型抗油泡排劑后，蘇X井產(chǎn)氣量較試驗(yàn)前增加0.23×104m3/d，油套壓差降低1.5 MPa，較加入普通液體泡排劑增加0.5×104m3/d，排水采氣效果明顯。

3結(jié) 論

(1) 以兩性表面活性劑K為主劑，通過引入特定抗油陰離子表面活性劑E，并加入實(shí)驗(yàn)室自制帶有弱陽離子電荷的表面活性劑T，合成了新型抗油泡排劑，極大地降低了體系的表面張力，改善了膠束形成條件，增強(qiáng)了協(xié)同效應(yīng)，發(fā)揮了較好的抗油性能。

(2) 經(jīng)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)得出，該泡排劑可耐溫120 ℃、抗凝析油30%(φ)、抗礦化度250 g/L、抗甲醇30%(φ)。

(3) 4口井的現(xiàn)場對比實(shí)驗(yàn)表明，加注后氣井平均油套壓差降低2.21 MPa，產(chǎn)氣量增加0.45×104m3/d，排水采氣效果明顯。

參 考 文 獻(xiàn)

[1] 張書平， 白曉弘， 樊蓮蓮， 等. 低壓低產(chǎn)氣井排水采氣工藝技術(shù)[J]. 天然氣工業(yè)， 2005, 25(4)： 106-109.

[2] 王遇東. 我國凝析油氣綜合利用現(xiàn)狀及若干認(rèn)識[J]. 石油與天然氣化工， 1994, 23(1)： 1-7.

[3] 于海棠. 一種起泡劑的研制及其性能研究[J]. 鉆采工藝， 2007， 30(1)： 108-110.

[4] 熊穎， 賈靜， 劉爽， 等. 抗高溫泡沫排水用起泡劑的研究與性能評價(jià)[J]. 石油與天然氣化工， 2012, 41(3)： 308-310.

[5] 陳偉章， 徐國財(cái)， 張建忠， 等. 陰離子表面活性劑溶液泡沫性能與靜態(tài)力學(xué)模型研究[J]. 日用化學(xué)工業(yè)， 2007, 37(2)： 71-75.

[6] 王顯光， 王琳， 任立偉， 等. 新型陰-非離子型表面活性劑的泡沫性能[J]. 油田化學(xué)， 2009, 26(4)： 357-361.

Research and application of a new type of foam drainage agent for resistance to condensate oil

Hui Yanni, Fu Gangdan, Jia Youliang, Li Xuri, Li Chen

(OilandGasTechnologyResearchInstitute,PetroChinaChangqingOilfieldBranchCompany,NationalEngineeringLaboratoryofLowPermeabilityOilandGasExplorationandDevelopment,Xi’an710021,China)

Abstract:Aiming at the poor application effect of foaming agent in gas well with high content of condensate oil, using ampholytic surfactant as the main agent, introducing pro oil anionic surfactant on its side chain，adding a kind of self made cationic surface active agent after full reaction, a new type of foaming agent with good oil resistance has been produced. The laboratory performance of foaming agent was tested according to GB/T 13173.6-2000 Determination of foaming power of detergent, SY/T 5761-1995 Foaming agent for gas drainage CT5-2 and SY/T 6465-2000 Evaluation method of foaming agent for drainaging gas recovery. Under the conditions of 60 ℃ and condensate oil content of 30%, its foaming height and liquid carrying rate are as high as 105 mm and 62%, and it can be adapted to the temperature of 120 ℃, the mineralization degree of 250 g/L, methanol content of 30%. Four wells tests (10%～25% condensate oil content) in Sulige gas field were carried out, and the average pressure difference for oil and casing reduced 2.21 MPa, and gas production increased 0.45×104 m3/d, drainage gas recovery effect was obviously.

Key words:foaming agent, foam drainage, condensate oil, mineralization degree

基金項(xiàng)目：中石油集團(tuán)(股份)公司科技項(xiàng)目“長慶油田油氣當(dāng)量上產(chǎn)5 000萬噸關(guān)鍵技術(shù)—長慶氣田穩(wěn)產(chǎn)及提高采收率技術(shù)研究”(2011E-1306)。

作者簡介：惠艷妮(1983-)，女，陜西富平人，現(xiàn)就職于中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，主要從事泡沫排水采氣工藝技術(shù)及泡排劑研究工作。

中圖分類號：TE357.46+9

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2016.03.015

收稿日期：2015-07-08；編輯：馮學(xué)軍