楊兵，張?zhí)﹣?，李佳，趙建軍，王成鋒

（1.中國石化華北油氣分公司采氣一廠，陜西榆林 719000；2.中國石化華北油氣分公司采油氣工程服務(wù)中心，山西晉中 030600）

大牛地氣田近幾年產(chǎn)氣量存在下降跡象[1]。儲銘匯[2]、唐明遠(yuǎn)[3]等學(xué)者表明下古氣藏儲量豐富，是氣田穩(wěn)產(chǎn)的重要接替陣地[4]。隨著下古氣藏的開發(fā)，氣井壓力、產(chǎn)量逐漸降低，需要泡排輔助排液生產(chǎn)。但下古氣藏?zé)o配套泡排劑，仍大規(guī)模延用上古氣藏的兩性泡排劑[5]。生產(chǎn)實際表明，兩性泡排劑不適用于下古氣藏，存在抗酸和礦化度性能差、通過節(jié)流氣嘴后液態(tài)不穩(wěn)定、滑脫嚴(yán)重、帶液能力弱等問題。原因在于兩者存在明顯差異，據(jù)覃偉等學(xué)者認(rèn)為，上古氣藏地層水礦化度分布在14～79 g/L[6]，而下古氣藏地層水礦化度高達150～260 g/L，同時下古氣藏還具有含少量H2S 和CO2酸性氣體、多采用井下節(jié)流工藝的特征[7]，見表1。

表1 大牛地氣田地層水性質(zhì)及工藝差異Table1 Formation water properties and process differences in Daniudi Gas Field

泡排劑的研究可追溯到20世紀(jì)初，但前期的泡排劑只有起泡功能[8]。隨后HASAN[9]、JELINEK[10]等學(xué)者以及Rhone?Poulenc[11]、Champion[12]等公司嘗試在泡排劑中加入緩蝕劑、咪唑啉等藥劑以提供抗油、抗高溫以及和地層配伍等能力。國內(nèi)泡排劑研究起步較晚，于1980年在四川氣田率先用空泡劑和油患子作為起泡劑應(yīng)用[13]。21世紀(jì)以后，泡排劑由于使用簡單、投資小等優(yōu)點使越來越多油氣田對其開展研究。目前國內(nèi)外已形成幾十種泡排劑，常用種類包括兩性表面活性劑[14]、聚合物類表面活性劑[15]、陰離子表面活性劑[16]、季銨鹽陽離子表面活性劑[17]等。但針對大牛地氣田下古氣藏特性研制的泡排劑還未見報道。

考慮泡排劑受高礦化度地層水的影響、對pH 的敏感度及泡沫通過節(jié)流器時的穩(wěn)定性等因素，構(gòu)建一種以磺化AEO3與月桂酰胺丙基磷酸甜菜堿為主劑、椰子油脂肪酸單乙醇酰胺為助泡劑、油患子精華素為穩(wěn)泡劑的新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑，并對其開展室內(nèi)評價和現(xiàn)場應(yīng)用試驗。研究結(jié)果表明，磺化AEO3、月桂酰胺丙基磷酸甜菜堿可增強泡排劑的抗礦化度和抗酸能力，椰子油脂肪酸單乙醇酰胺和油患子精華素可增強泡沫的穩(wěn)定性。新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑能夠改善大牛地氣田下古氣藏開發(fā)井的排液效果，達到改善攜液能力、降低油套壓差、提高產(chǎn)氣量目的。

1 泡沫排水采氣工藝

1.1 工藝原理

泡沫排水采氣工藝指將泡排劑注入到攜液能力不足的氣井井底，借助于天然氣氣流的攪動，使之與井底積液充分接觸，減小液體表面張力，產(chǎn)生大量較穩(wěn)定的含水泡沫[18?19]（圖1）。泡沫排水工藝可減少液體滑脫量，使氣液混合物密度大大降低，大幅度降低井筒內(nèi)摩阻損失和井內(nèi)重力梯度，提高氣井?dāng)y液能力，充分利用地層自身能量實現(xiàn)舉升，具有操作方便、成本低、單位排液量大、地面及環(huán)境條件要求低、見效快等特點[20?21]。

圖1 泡沫排水采氣工藝技術(shù)流程Fig.1 Flow chart of foam drainage gas recovery technology

1.2 大牛地氣田應(yīng)用概況

據(jù)2021年大牛地氣田開發(fā)研究所對采氣工藝的統(tǒng)計，氣田約83.29 %的生產(chǎn)井采用泡沫排水，下古氣井中約62.5%。氣田使用泡排劑類型15 種，主要為非離子型泡排劑、陰離子表面活性劑與非離子表面活性劑復(fù)配的兩性泡排劑2 類，采用套管泵注、油管泵注、小環(huán)空泵注、站內(nèi)伴注和油管投送等方式對氣井進行連續(xù)或周期性加注，單井加注量分布在1～32 L，日消耗量超過2 700 L。自2019年大牛地氣田開展下古氣藏先導(dǎo)性試驗以來，下古氣藏延用上古使用的兩性泡排劑，泡排成功率不足70%。

2 新型泡排劑基礎(chǔ)體系組成

新型泡排劑是一種兩性非離子復(fù)合型表面活性劑，以磺化AEO3與月桂酰胺丙基磷酸甜菜堿為主劑，以椰子油脂肪酸單乙醇酰胺為助泡劑，以油患子精華素為穩(wěn)泡劑，其中磺化AEO355%、月桂酰胺丙基磷酸甜菜堿25%、椰子油脂肪酸單乙醇酰胺8%、油患子精華素7 %、其余為水?；腔疉EO3擁有非離子表面活性劑特性，在高礦化度條件下具有較好適應(yīng)性，可降低活性劑在地層水中的“臨界溶解溫度”、穩(wěn)定活性劑在高礦化度地層水中的起泡、攜液能力[22]；月桂酰胺丙基磷酸甜菜堿擁有兩性表面活性劑特性，對地層水pH 值不敏感，而且在低pH 值條件下具有較強的起泡、攜液能力[23]。同時，下古氣藏含硫氣井地層水體系中不僅礦化度高、pH 值低，還存在凝析油、甲醇和緩蝕劑等物質(zhì)對泡排劑的干擾，因此引入椰子油脂肪酸單乙醇酰胺為助泡劑、引入油患子精華素為穩(wěn)泡劑。其中，椰子油脂肪酸單乙醇酰胺能夠控制氣泡液膜的結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性，使表面活性劑分子在氣泡的液膜有秩序的分布，賦予泡沫良好的彈性和自修復(fù)能力[24]；油患子精華素是在分子油患子、皂角植物精華素分子鏈上嵌入雙烷基鏈二羧酸鈉陰離子基團后的一種產(chǎn)物，其分子有兩個帶負(fù)電荷的親水基團，二者產(chǎn)生一個負(fù)電荷增強重疊區(qū)，較高的電荷密度將大大的增大分子間的吸引力，從而產(chǎn)生很大的溶解作用，使得界面膜中定向排列的分子層結(jié)合得十分緊密，膜強度大大增強，泡沫難以破裂[25]。

3 新型泡排劑性能室內(nèi)評價

3.1 泡排劑性能測試

3.1.1 測試方法

泡排劑性能評價方法較多，包括羅氏泡沫法、攪拌法、震蕩法、氣流法等，其中羅氏泡沫法和氣流法與氣井實際泡排劑加注、排液方式最為相似，主要依據(jù)有國家標(biāo)準(zhǔn)《表面活性劑洗滌劑試驗方法：GB/T 13173—2008》，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《排水采氣用起泡劑CT5?2：SY/T 5761—1995》與《泡沫排水采氣用起泡劑評價方法：SY/T 6465—2000》[26?27]。采用羅氏泡沫法和氣流法，依據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)《表面活性劑—洗滌劑試驗方法：GB/T 13173—2008》，測試新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑（以下統(tǒng)稱為新型泡排劑）性能。測試裝置見圖2，其中羅氏泡沫儀精度±1 mm，攜液儀攜液量采用500 mL量筒測量，精度±5 mL。

圖2 測試裝置Fig.2 Test device

1）不同礦化度條件下的性能測試

①利用蒸餾水、氯化鈣和氯化鈉分別配置礦化度為50、100、150、200、250、300 g/L的水樣；②稱取適量新型泡排劑，分別利用各礦化度水樣和鹽酸配置泡排劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3‰，pH 為5 的液樣；③將液樣置于恒溫水浴中加熱至（70±1）℃?zhèn)溆?；④用恒溫水浴預(yù)熱羅氏泡沫儀并恒溫在（70±1）℃，用200 mL 移液管移取50 mL液樣沿羅氏泡沫儀管壁放下沖洗管壁，待沖洗液流完后關(guān)閉羅氏泡沫儀下端閥門，然后移取50 mL液樣沿羅氏泡沫儀管壁放下，在底部形成液面后，用移液管移取200 mL 液樣置于羅氏泡沫儀上端中心位置，對準(zhǔn)液面垂直放下，待液樣放完后立即記下羅氏泡沫儀內(nèi)泡沫上升的高度；⑤記錄5 min 后泡沫高度；⑥用恒溫水浴預(yù)熱攜液儀并恒溫在（70±1）℃，倒入攜液儀中400 mL 液樣，打開充氣泵，充入8 L/min 的氣體使溶液起泡，用集液器收集帶出的液體，待無泡沫帶出時，量取帶出液體體積、計算攜液率（攜液率＝攜液量/液樣總體積×100%）；⑦重復(fù)步驟④至⑥分別測試不同液樣的起泡、穩(wěn)泡和攜液性能。

2）不同酸性條件下的性能測試

①利用蒸餾水、氯化鈣和氯化鈉配置250 g/L 的礦化度水樣；②稱取適量新型泡排劑，利用250 g/L的礦化度水樣和鹽酸分別配置泡排劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3‰，pH 值為1、3、5、7 的液樣；步驟③至⑦和不同礦化度條件下的性能測試步驟一致。

3）二次起泡能力測試

①利用蒸餾水、氯化鈣和氯化鈉配置250 g/L 的礦化度水樣；②稱取適量新型泡排劑和兩性泡排劑，利用250 g/L的礦化度水樣和鹽酸分別配置泡排劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3 ‰、pH 值為5 的新型泡排劑液樣和兩性泡排劑液樣；③開啟計量泵，將液樣泵入直井演示儀后，開啟充氣泵，通入16 L/min的氣體使溶液起泡，用集液器收集帶出的液體，待無泡沫帶出時，量取帶出液體的體積、計算攜液率；④開啟計量泵，將液樣泵入井下節(jié)流器演示裝置中，開啟充氣泵，通入16 L/min的氣體使溶液起泡，用集液器收集帶出的液體，待無泡沫帶出時，量取帶出液體的體積、計算攜液率；⑤重復(fù)步驟③、④分別測試新型泡排劑液樣和兩性泡排劑液樣的攜液能力，對比分析各液樣在通過節(jié)流裝置后的二次起泡能力。

3.1.2 測試結(jié)果

1）高礦化度對泡排劑性能的影響

在70 ℃、藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)3 ‰、pH 值為5 的條件下，不同礦化度對新型泡排劑的性能影響測試結(jié)果見表2。新型泡排劑初始起泡高度大于150 mm，5 min 穩(wěn)泡高度大于初始起泡高度的94%，攜液率大于83%。隨著礦化度的升高，液樣的起泡高度、穩(wěn)泡高度和攜液率基本穩(wěn)定，表明新型泡排劑具有較強的抗礦化度能力，在下古氣藏地層水礦化度條件下（150～260 g/L）具有穩(wěn)定的發(fā)泡和穩(wěn)泡性。

表2 新型泡排劑抗礦化度能力測試數(shù)據(jù)Table2 Test data of anti-salinity ability of the new type foaming agents

2）酸性條件對泡排劑性能的影響

在70 ℃、藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)3 ‰、礦化度250 g/L 的條件下，不同pH 值對新型泡排劑的性能影響測試結(jié)果見表3。當(dāng)pH 值介于3～7 時，泡排劑的起泡高度、穩(wěn)泡高度和攜液率穩(wěn)定，初始起泡高度降幅小于10%，5 min穩(wěn)泡高度大于初始起泡高度的96%，攜液率降幅小于7%。當(dāng)pH 值低于3 時，起泡高度、穩(wěn)泡高度和攜液率明顯下降。表3表明，隨著酸性增強，新型泡排劑的起泡、穩(wěn)泡和攜液能力在逐漸降低，在酸性較弱（3＜pH＜7）時，泡排劑性能受影響較小，具有較強抗酸能力，在地層水酸性條件（4.8＜pH＜5.3）下具有穩(wěn)定的發(fā)泡和穩(wěn)泡性。

表3 新型泡排劑抗酸能力測試數(shù)據(jù)Table 3 Test data of anti-acid ability of the new type foaming agents

3）節(jié)流對泡排劑性能的影響

在70 ℃、藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)3‰、礦化度250 g/L、pH值為5的條件下，新型泡排劑和兩性泡排劑的二次起泡能力測試結(jié)果見表4。兩性泡排劑在直井演示裝置中起泡快、穩(wěn)定帶液，攜液率78.5 %；在井下節(jié)流演示裝置中帶液狀態(tài)不穩(wěn)定、滑脫嚴(yán)重，攜液率僅為39.0 %，和直井演示裝置相比，攜液能力明顯下降。新型泡排劑在直井演示裝置中起泡快、穩(wěn)定帶液，攜液率84.5%，具有比兩性泡排劑更優(yōu)秀的攜液能力；同時，在井下節(jié)流器演示裝置中帶液狀態(tài)仍比較穩(wěn)定，攜液率為80.5 %，和直井演示裝置相比，攜液能力無明顯下降。結(jié)果表明，新型泡排劑攜液能力受節(jié)流裝置影響小，具有較強二次起泡能力。

表4 兩性和新型泡排劑二次起泡對比Table4 Comparison of secondary foaming between conventional and the new type foaming agents

3.2 配伍性評價

泡排劑的配伍性評價十分必要，氣井加注泡排劑后，若泡排劑與地層水或氣井使用的其他藥劑發(fā)生反應(yīng)，或在高溫條件下發(fā)生性質(zhì)改變，極有可能引起井下堵塞。在新型泡排劑配伍性評價中，選取前期開發(fā)中加注過其他防堵、緩蝕、除硫等藥劑的下古氣藏井地層水樣。同時，考慮到井底積液不可能完全帶出，殘留井筒積液中泡排劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)相對較高，因此，在評價中將藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)適當(dāng)提高，以考察高質(zhì)量分?jǐn)?shù)條件下新型泡排劑和地層水的配伍性。

首先稱取2 g 新型泡排劑于廣口瓶中，加入地層水樣200 mL，得到藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10 ‰的液樣，觀察其狀態(tài)。然后將液樣放入烘箱中，在70 ℃條件下，靜置恒溫4 h 后取出觀察其狀態(tài)。實驗照片見圖3，地層水樣在恒溫前后均為淡黃色透明液體。將泡排劑加入水樣后，藥劑溶解于水樣中，無沉淀產(chǎn)生，無分層現(xiàn)象,有良好流動性。70 ℃靜置恒溫4 h 后，液樣未分層，無沉淀產(chǎn)生，仍具有良好流動性。測試表明，新型泡排劑與下古氣藏地層水樣有良好配伍性。

圖3 液樣照片F(xiàn)ig.3 Liquid sample photos

4 現(xiàn)場應(yīng)用試驗

4.1 選井概況

為驗證新型泡排劑實際效果，從生產(chǎn)層位、帶液能力、井身結(jié)構(gòu)和計量狀況4 方面，選取4 口井開展現(xiàn)場應(yīng)用試驗。選取原則如下：①生產(chǎn)層位為下古氣藏馬家溝組；②氣井因攜液能力不足、井筒積液的原因生產(chǎn)不穩(wěn)定，日常需要開展泡沫排水、降壓帶液、氣舉、環(huán)空激動等助排措施；③井身結(jié)構(gòu)完好，且井下無異物、油套管連通性好；④氣井可單獨計量和收集液樣，準(zhǔn)確反映試驗期間生產(chǎn)情況，以便調(diào)整加注制度。其中，A 井前期采用酸化壓裂施工，生產(chǎn)層位為馬家溝組馬五層，采用井下節(jié)流工藝，節(jié)流器氣嘴3 mm，硫化氫質(zhì)量分?jǐn)?shù)152～759 mg/m3，投產(chǎn)后使用上古氣藏常用泡排劑9 種，以1∶10 的藥水比例連續(xù)加注，單次加注量5 L?，F(xiàn)場收集地層水樣礦化度略高于20 000 mg/L，pH 5.32。試驗前一周，A 井平均油壓1.43 MPa，平均套壓5.80 MPa，日產(chǎn)氣量2 109 m3，日產(chǎn)水量0.43 m3。

4.2 試驗效果

整個現(xiàn)場應(yīng)用試驗分為試驗前、試驗中和試驗后3個階段。試驗中階段包括強排積液、調(diào)整制度和穩(wěn)定生產(chǎn)3個環(huán)節(jié)，期間注新型泡排劑，共開展28 d。試驗開展期間A 井生產(chǎn)情況見圖4。圖4表明，試驗前A 井產(chǎn)氣、產(chǎn)液呈明顯下降趨勢，在5月16日至17日產(chǎn)氣低于1 000 m3/d，井筒內(nèi)積液嚴(yán)重，處于水淹狀態(tài)。試驗中首先以1∶6 的藥水比例連注新型泡排劑3 d 共15 L，強排積液，隨后分別嘗試1∶6 和1∶10注5 L 泡排劑觀察氣井產(chǎn)量，最終穩(wěn)定生產(chǎn)期間泡排制度為每日以1∶10的藥水比例注5 L泡排劑。

A 井在試驗前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表5，試驗穩(wěn)定生產(chǎn)期間相比實驗前一周，A 井的平均產(chǎn)氣量增加1 087 m3/d，增幅51.54%，平均產(chǎn)液量增加0.51 m3/d，增幅118.60%，平均油壓降低0.05 MPa，降幅3.50%，平均套壓降低0.17 MPa，降幅2.93%，平均油套壓差降低0.12 MPa，降幅2.75%。圖4和表5說明，A 井在更換新型泡排劑后，排液和產(chǎn)氣能力得到明顯改善，且產(chǎn)液和產(chǎn)氣基本趨于穩(wěn)定。原因在于井筒積液在開關(guān)井、井筒回壓、巖石潤濕性以及微孔隙毛管力等作用方式下會對儲層的微毛管孔道產(chǎn)生反滲吸效應(yīng)，形成反滲吸水鎖，堵塞氣體滲流的通道，降低氣體有效滲透率，加劇對儲層的傷害[28]。相比之前使用的兩性泡排劑，新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑更適用于下古氣藏，氣井排液能力提高，井筒積液減少，因此，氣井的產(chǎn)氣量、油套壓差等生產(chǎn)指標(biāo)得到改善。進一步將新型泡排劑按相同制度應(yīng)用在其他3 口井中，平均日產(chǎn)氣量分別增加1 031、1 095、991 m3，日產(chǎn)液量分別增加0.33、0.41、0.14 m3，油套壓差分別降低3.1%、13.1%、2.7%，均取得了良好的效果。

表5 A井試驗前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)Table 5 Production data table of Well-A before and after the test

圖4 試驗開展期間A井生產(chǎn)情況Fig.4 Production of Well-A during trial period

4.3 經(jīng)濟效益評價

相比之前使用的兩性泡排劑，應(yīng)用新型泡排劑的成本變化主要是藥劑成本，約增加2 500 元/t。按照試驗井的泡排制度和增產(chǎn)效果，每日注5 L 泡排劑量，日增產(chǎn)氣量約1 000 m3，每噸新型泡排劑可增產(chǎn)天然氣20×104m3。按照1～6月天然氣平均價格1.33 元/m3計算，除去每噸新型泡排劑增加的2 500 元藥劑成本，應(yīng)用新型泡排劑單井增效可達26.4×104元/t。

5 結(jié)論

采用磺化AEO3與月桂酰胺丙基磷酸甜菜堿為主劑、椰子油脂肪酸單乙醇酰胺為助泡劑、油患子精華素為穩(wěn)泡劑，構(gòu)建一款新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑，并對其開展不同條件下的起泡、穩(wěn)泡和攜液能力室內(nèi)評價，與下古氣藏地層水的配伍性研究，以及現(xiàn)場應(yīng)用試驗。新型泡排劑室內(nèi)評價和現(xiàn)場應(yīng)用效果良好，填補了大牛地氣田下古氣藏泡排劑的空缺，并得到以下結(jié)論：

1）磺化AEO3、月桂酰胺丙基磷酸甜菜堿可增強泡排劑的抗礦化度和抗酸能力，椰子油脂肪酸單乙醇酰胺和油患子精華素可增強泡沫的穩(wěn)定性，因此新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑具有較強的抗礦化度、抗酸和二次起泡能力。在礦化度小于300 g/L、pH 介于3～7的條件下，新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑性能穩(wěn)定。

2）相比之前使用的兩性泡排劑，新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑更適用于大牛地氣田下古氣藏，可有效提高氣井排液能力，減弱井筒積液對儲層的傷害程度，達到降低油套壓差、提高產(chǎn)氣量、改善氣井生產(chǎn)狀況的目的。

3）新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑在大牛地氣田下古氣藏中具有廣闊的經(jīng)濟效益前景。按照試驗井的應(yīng)用效果和1～6月的天然氣平均價格1.33 元/m3，應(yīng)用新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑單井增效可達26.4×104元/t，可進一步推廣應(yīng)用。

4）在與大牛地氣田類似水性的氣田中，新型兩性非離子復(fù)合型泡排劑具有推廣應(yīng)用價值。