溫度壓力下起泡劑的起泡性和泡沫穩(wěn)定性研究

陳 楠 王治紅 劉友權(quán) 蔣澤銀

1.西南石油大學(xué) 2.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院

溫度壓力下起泡劑的起泡性和泡沫穩(wěn)定性研究

陳 楠1，2王治紅1劉友權(quán)2蔣澤銀2

1.西南石油大學(xué) 2.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院

介紹了一種模擬評價起泡劑在溫度壓力下的起泡性和泡沫穩(wěn)定性的裝置，并利用該裝置評價了壓力、溫度、井深段對起泡性和泡沫穩(wěn)定性的影響規(guī)律。室內(nèi)評價結(jié)果表明：在溫度壓力條件下，壓力對起泡劑的起泡性無明顯影響，對泡沫穩(wěn)定性的影響較大，隨著壓力的升高而更加穩(wěn)定；溫度對起泡劑的起泡性影響有限，對起泡劑的泡沫穩(wěn)定性在135 ℃以下影響較小，在135 ℃以上影響較大，表現(xiàn)為泡沫穩(wěn)定性隨溫度升高而降低；井深段對起泡劑的起泡性無明顯影響，對于泡沫穩(wěn)定性略有影響。應(yīng)用室內(nèi)評價結(jié)果，在T-19井開展了現(xiàn)場試驗，獲得成功，產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量增加，油套壓差大幅降低，證實了室內(nèi)評價方法和數(shù)據(jù)可靠性，可指導(dǎo)現(xiàn)場泡沫排水作業(yè)。

起泡劑 泡沫排水 起泡性 泡沫穩(wěn)定性 高溫 低壓

泡沫排水是有水氣藏開發(fā)中后期穩(wěn)定氣井生產(chǎn)的重要措施[1-4]。川渝地區(qū)在國內(nèi)最早應(yīng)用泡沫排水技術(shù)來解決氣井井底積液問題，取得了較好的效果。但隨著大量有水氣藏進入開發(fā)后期，氣井壓力較低，泡沫排水作業(yè)面臨諸多難題：一是氣井地層溫度范圍寬，對起泡劑的溫度適應(yīng)性要求高，且高溫對泡沫的影響大[2]；二是氣井壓力低，壓力對起泡劑的起泡性和泡沫穩(wěn)定性的影響不明確，現(xiàn)場低壓井泡沫排水困難[5-6]；三是室內(nèi)評價結(jié)果難以真實反映現(xiàn)場情況，特別是溫度壓力條件下的起泡性和泡沫穩(wěn)定性以及不同井深段對泡沫的影響等，現(xiàn)場試驗主要依靠經(jīng)驗操作。本實驗利用高溫高壓泡沫評價系統(tǒng)研究了溫度、壓力對起泡劑的起泡性和泡沫穩(wěn)定性的影響情況，評價了不同井深段的泡沫性能，從而為開發(fā)適應(yīng)溫度范圍寬的起泡劑和模擬現(xiàn)場溫度壓力下的起泡劑性能提供了評價手段，并可考察泡沫排水作業(yè)在低壓井的適應(yīng)性，為現(xiàn)場起泡劑的優(yōu)選與應(yīng)用提供理論支撐。

1 實驗部分

1.1主要藥劑與儀器

起泡劑CT5-20：具有一定緩蝕性能的高溫起泡劑。

高溫高壓泡沫評價系統(tǒng)：一種可以在室溫～200 ℃、常壓～10 MPa下評價起泡劑的起泡性和泡沫穩(wěn)定性的實驗裝置(見圖1)。該裝置可以密封、氮氣加壓，利用油浴鍋對整個發(fā)泡管進行加熱；起泡劑的起泡由發(fā)泡管底部的氮氣鼓氣產(chǎn)生；泡沫高度由發(fā)泡管上端的探頭自動檢測。

1.2實驗方法

(1) 現(xiàn)有評價方法的不足。對于泡沫排水用起泡劑性能，現(xiàn)有評價方法對于超過100 ℃的高溫井通常采用高溫下老化、95 ℃下測試的方法來評價起泡劑的起泡性和泡沫穩(wěn)定性，且測試均在常壓下進行，無法模擬帶壓條件下的泡沫性能[2，7]。利用高溫泡沫排水試驗裝置也只能在較低的壓力條件下(通常≤3 MPa)測試起泡劑的攜液能力[8-9]。對于帶壓條件下，溫度、壓力對起泡性和泡沫穩(wěn)定的影響規(guī)律不明確，并且沒有考慮井深段對泡沫的影響，不能真實反映現(xiàn)場情況，導(dǎo)致現(xiàn)場泡沫排水作業(yè)主要以經(jīng)驗指導(dǎo)為主，室內(nèi)篩選評價的起泡劑類型、起泡劑用量等對于現(xiàn)場指導(dǎo)意義有限，一些高溫井、低壓井泡沫排水作業(yè)效果不明顯。此外，基于最小攜液流速理論的起泡劑評價方法采用泰勒模型[10]，僅對部分區(qū)塊有效，對于許多區(qū)塊(特別是川渝地區(qū)復(fù)雜有水氣藏)需要大量的現(xiàn)場泡沫排水數(shù)據(jù)來修正，真正實施較為困難。

(2) 高溫高壓泡沫評價系統(tǒng)測試方法。高溫高壓泡沫評價系統(tǒng)主要由可密封的發(fā)泡管、泡沫探頭、油浴、加壓和鼓氣的氮氣源、控制鼓氣流量的質(zhì)量流量計以及數(shù)據(jù)采集電腦組成。實驗時，配制一定礦化度和起泡劑濃度的溶液，加入高溫高壓泡沫評價系統(tǒng)的發(fā)泡管中。發(fā)泡管采用雙層密封設(shè)置，先利用油浴將發(fā)泡管及其起泡劑溶液加熱至測試溫度。發(fā)泡管接有加壓管線，利用外部氮氣源加壓至測試壓力。利用發(fā)泡管底部的通氣管線對起泡劑溶液進行鼓氣發(fā)泡，并通過質(zhì)量流量計控制通氣流量(鼓氣時間240 s、通氣流量為150 mL/min(標況))。發(fā)泡管上端設(shè)置有上下活動的探頭，鼓氣發(fā)泡完成后，探頭下降至泡沫頂端，并記錄此時的泡沫高度，用以表征起泡劑在此工況下的起泡性。隨著時間的延長，泡沫逐漸衰變、破裂，泡沫高度下降，探頭隨之下降，不斷地測試泡沫的高度，以泡沫高度隨時間的變化曲線來表征泡沫的穩(wěn)定性。測試數(shù)據(jù)傳輸至數(shù)據(jù)采集電腦進行分析，也避免了人工觀察帶來的人為誤差。

2 結(jié)果與討論

2.1高溫下壓力對起泡性和泡沫穩(wěn)定性的影響

目前，通常認為高壓對于泡沫排水有利，但其影響規(guī)律，特別是在高溫下壓力對于起泡性和泡沫穩(wěn)定性的影響規(guī)律并不明確。實驗考察了150 ℃高溫和不同壓力條件下起泡劑的泡沫體積隨時間的變化情況。配液用水為礦化度10 g/L的NaCl礦化水，起泡劑CT5-20用量為1.5 g/L(下同)。

從圖2可看出，在150 ℃下，鼓氣240 s后，不同壓力下起泡的泡沫體積沒有明顯變化，表明壓力對于該起泡劑的起泡性影響不大；隨著時間的延長，壓力對于泡沫體積的影響變大，壓力高更利于泡沫穩(wěn)定，這也是低壓井泡沫排水效果差的原因。由于泡沫質(zhì)量一定時，壓力越高，泡沫半徑越小，雖然此時液膜較薄，但其排液速度小，從而穩(wěn)定了泡沫。

2.2壓力下溫度對起泡性和泡沫穩(wěn)定性的影響

目前，通常認為高溫不利于泡沫穩(wěn)定，但室內(nèi)實驗基本上都是在常壓下進行，通過老化實驗考察高溫的影響，沒有真實掌握壓力下溫度的影響規(guī)律。實驗考察了5.0 MPa壓力和不同溫度下起泡劑的泡沫體積隨時間的變化情況。

從圖3可以看出，對于起泡性，在5.0 MPa下，鼓氣240 s后，不同溫度下的泡沫高度有一定差異，但在實驗的60～170 ℃范圍內(nèi)，起泡的泡沫體積變化幅度不大；對于泡沫穩(wěn)定性，135 ℃以下泡沫穩(wěn)定性隨溫度變化較小，135 ℃以上泡沫穩(wěn)定性隨溫度升高逐漸降低。這是由于高溫使得分子運動加快，從而引起液膜的排液速度加快，加速了泡沫的衰減，并且高溫使得液膜黏度降低，強度減小，也進一步加速了泡沫破裂。

2.3溫度壓力下不同井深段對起泡性和泡沫穩(wěn)定性的影響

隨著井深的增加，井筒的溫度和壓力升高。由于泡沫排水是從井底到井口覆蓋整個井筒的全過程，且整個泡沫是一個段塞流，處于不斷起泡、穩(wěn)泡、消泡的過程。因此,應(yīng)考慮不同井深段對起泡性和泡沫穩(wěn)定性的影響。實驗按井口壓力3.0 MPa、井口溫度30 ℃，井底9.0 MPa、井底溫度90 ℃，以2 MPa、20 ℃為階梯，評價了不同井深段條件下的起泡性和泡沫穩(wěn)定性。

從圖4可看出，在不同的井深段時，鼓氣240 s后,均達到相同的泡沫體積，表明井深段對于起泡劑的起泡性無明顯影響；對于泡沫穩(wěn)定性，不同的井深段略有不同，差異較小。由于井深時的溫度高、壓力高，而泡沫穩(wěn)定性與溫度高低反相關(guān)，與壓力大小正相關(guān)。因此，不同井深段條件下的泡沫穩(wěn)定性是溫度和壓力共同作用的結(jié)果，從宏觀上表現(xiàn)出較小的影響。

不同區(qū)塊的井溫梯度和井深壓力梯度是不同的，針對不同的區(qū)塊，應(yīng)通過實驗來考察不同井深段對起泡性和泡沫穩(wěn)定性的影響情況，從而為現(xiàn)場應(yīng)用提供理論支撐。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

常規(guī)評價方法未同時考慮溫度、壓力以及井深段的影響，現(xiàn)場起泡劑首次用量通常是室內(nèi)評價結(jié)果的2～3倍，再根據(jù)實際情況不斷調(diào)整，摸索周期較長(通常3周以上)，部分井甚至無效。室內(nèi)采用本實驗的評價方法將T-19井從井口到井底按井深劃分為幾段，并根據(jù)該井的壓力梯度、溫度梯度計算了不同井深段的溫度和壓力，從而評價了起泡劑CT5-20在不同井深段壓力和溫度條件下的起泡性和泡沫穩(wěn)定性。實驗結(jié)果表明，該起泡劑在1.5 g/L的用量下，在不同的井深段均具有良好的泡沫性能。因此，采用該起泡劑及其用量對T-19井進行泡沫排水作業(yè)。

表1 現(xiàn)場試驗井泡沫排水前基本情況Table1 Basicconditionsofthesitewellbeforefoamdrainage井號井底溫度/℃油壓(平均)/MPa套壓(平均)/MPa產(chǎn)氣量(平均)/m3產(chǎn)水量(平均)/m3備注T?191142．945．65401632．42油套壓差大，近一年產(chǎn)水下降20%

從表1可看出，該井的油壓不到3 MPa，油套壓差達2.71 MPa，井底溫度達114 ℃，屬于典型的高溫低壓井，近一年來產(chǎn)水量下降，自身帶液困難，積液嚴重。

按室內(nèi)評價的起泡劑種類和用量，現(xiàn)場從油套環(huán)空注入起泡劑溶液，并按照±0.5 g/L的幅度優(yōu)化起泡劑用量，1周后油套壓差降低至穩(wěn)定值，減少了起泡劑用量，縮短了摸索周期。圖5是T-19井加注泡沫排水前后的生產(chǎn)情況。

從圖5可看出，泡沫排水作業(yè)后，油套壓差大幅降低，產(chǎn)氣量有一定增加，產(chǎn)水量大幅增加。表明該起泡劑起到了良好的排水效果，進一步驗證了室內(nèi)評價方法和數(shù)據(jù)的可靠性。

4 結(jié) 論

(1) 在溫度壓力條件下，壓力對起泡劑的起泡性無明顯影響，但泡沫穩(wěn)定性受壓力的影響較大，壓力高更利于泡沫穩(wěn)定，這也是低壓井泡沫排水效果差的原因。

(2) 在溫度壓力條件下，溫度對起泡劑起泡性有一定的影響，但整體影響不大， 135 ℃以下的泡沫穩(wěn)定性隨溫度變化較小，而135 ℃以上的泡沫穩(wěn)定性隨溫度升高逐漸降低。

(3) 模擬井深段條件下起泡劑的起泡性和泡沫穩(wěn)定性評價結(jié)果表明，井深段對于起泡劑的起泡性無明顯影響，對于泡沫穩(wěn)定性有影響，但差異較小。

(4) 應(yīng)用室內(nèi)評價的起泡劑CT5-20開展現(xiàn)場試驗，成功將一口高溫低壓氣井的積液排出，產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量增加，油套壓差大幅降低，證實了室內(nèi)評價方法和數(shù)據(jù)的可靠性，可指導(dǎo)現(xiàn)場泡沫排水作業(yè)。

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Researchonfoamingabilityandfoamstabilityoffoamingagentatthetemperatureandpressure

ChenNan1,2,WangZhihong1，LiuYouquan2，JiangZeyin2

1.SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan,China; 2.ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu,Sichuan,China

This paper introduces a simulation evaluation device about foaming ability and foam stability of foaming agent at the temperature and pressure, and evaluates the influence laws of pressure, temperature and depth section on the foaming ability and foam stability. Indoor evaluation results showed that: the pressure had no significant effect on foaming ability but had great effect on foam stability at the condition of temperature and pressure, the foam was more stable with the increase of pressure; the effect of temperature on foaming ability was limited; the effect of temperature on foam stability was smaller under 135 ℃, and was larger above 135 ℃, it meant the foam stability was decreased with temperature; the well depth section pressure had no significant effect on foaming ability and had slight effect on foam stability. The indoor evaluation results were applied to conduct field test in T-19 well, the field test was successful, and gas production rate and water production rate were increased, oil pressure differential was greatly reduced. The field test confirmed the reliability of indoor evaluation method and data, and it could guide the field foam drainage operation.

foaming agent, foam drainage, foaming ability, foam stability, high temperature, low pressure

TE357.3

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.05.013

2017-05-08；編輯馮學(xué)軍

陳楠(1987-)，女，2011年畢業(yè)于西南石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，學(xué)士，現(xiàn)就職于中國石油西南油氣田公司天然氣研究院，主要從事油氣田化學(xué)劑的研究與檢測工作。