抗凝析油泡排劑SH-1的泡沫性能研究與應用

孫玉鵬，吳向陽，張穎，閆旭濤，路建萍

(1.陜西省石油化工研究設計院，陜西 西安 710054； 2.延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西 延安 717400)

天然氣井在開發(fā)過程中由于烴類凝析液的生成，邊水、底水、注水的推進以及壓裂、酸化等作業(yè)措施，造成井筒內(nèi)不斷積液，隨著氣田的開發(fā)，部分低壓、低產(chǎn)氣井由于產(chǎn)量低不能完全滿足氣井攜液生產(chǎn)的要求，導致氣井無法正常生產(chǎn)，從而使產(chǎn)氣量下降，甚至壓死氣井[1]。在凝析油含量>20%的氣井中，許多起泡劑產(chǎn)生的泡沫會在 1～ 2 min內(nèi)消失，甚至不產(chǎn)生泡沫[2]，因此凝析氣井的泡沫排水采氣工藝和泡排劑的選取及加注工藝，成為凝析氣井泡沫排水采氣的關鍵因素。本文對耐凝析油泡排劑SH-1進行大量室內(nèi)性能評價及現(xiàn)場應用實驗，表明該泡排劑抗高凝析油、抗高礦化度、抗硫化氫性能優(yōu)良，適用于高含量凝析油、高礦化度地層水及含硫化氫較高的天然氣井積液的排除。

1 實驗部分

1.1 試劑與儀器

泡排劑SH-1(淡黃色液體)，自制，其配方組成(質(zhì)量比)為：三聚環(huán)氧六氟丙烷酰胺甜菜堿∶椰油酸單乙醇酰胺磺基琥珀酸單酯二鈉∶椰油酰胺丙基甜菜堿∶輔料=(5～10)∶(15～20)∶(20～30)∶(50～60)，易溶于水，pH=7～8，密度1.05～1.20 g/cm3；氯化鈣、氯化鈉、氯化鎂、硫酸鈉、石油醚均為化學純。

Ross-mile恒溫攜液儀；2151型羅氏泡沫儀；LZB-FA30S轉子流量計；高壓氮氣瓶；HH-2超級恒溫水浴等。

1.2 實驗方法

中石油天然氣Q/SY 1815—2015《排水采氣用起泡劑技術規(guī)范》，GB/T 13173.6—2000《洗滌劑發(fā)泡力的測定》，SY/T 6465—2000《泡沫排水采氣用起泡劑評價方法》，SY/T 5273—2000《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》。

2 結果與討論

2.1 最佳濃度確定

配制不同質(zhì)量濃度的SH-1泡排劑蒸餾水溶液，測試泡排劑在各質(zhì)量濃度下的起始泡沫高度(H0)、5 min 泡沫高度(H5)及氣體流量3.0 L/min、15 min的攜液量，實驗溫度65 ℃，結果見圖1。

圖1 泡排劑加入濃度對泡沫高度及攜液量影響Fig.1 Influence of foaming agent concentration on foam height and liquid carrying capacity

由圖1可知，隨著泡排劑質(zhì)量濃度的增加，泡沫高度逐漸增大，當泡排劑質(zhì)量分數(shù)為0.5%時，泡沫高度及攜液量趨于平穩(wěn)，起始高度162 mm、5 min泡沫高度164 mm，攜液率148 mL，泡排劑在質(zhì)量分數(shù)>0.5%時，泡沫高度及攜液量變化不大，這是因為表面活性劑達到了臨界膠束濃度時，泡沫高度及攜液量不再增加[3]?？紤]經(jīng)濟性因素，選擇質(zhì)量分數(shù)0.5%為該泡排劑的最佳加入濃度，以下實驗均在該濃度下測定。

2.2 抗溫能力測試

大部分氣井底部溫度較高，要求泡排劑必須具有一定的耐溫能力，為了測試泡排劑在高溫下的性能，參照中石油天然氣Q/SY 1815—2015《排水采氣用起泡劑技術規(guī)范》要求，將其在100 ℃ 條件下老化16 h，然后配制成80 g/L礦化度、0.5%泡排劑水溶液，測試其不同溫度下的發(fā)泡力及攜液能力，結果見圖2、圖3。

圖2 溫度對攜液量的影響Fig.2 Influence of temperature on liquid carrying capacity

圖3 溫度對發(fā)泡力的影響Fig.3 Influence of temperature on foaming force

由圖2和圖3可知，隨溫度升高，在50～90 ℃范圍內(nèi)，泡排劑的發(fā)泡力和攜液量變化不大；老化前后的發(fā)泡力及穩(wěn)泡性、攜液量相當，表明SH-1泡排劑具有較好的抗溫性能。

2.3 抗凝析油能力測試

實驗用石油醚做抗凝析油實驗。將石油醚按一定比例加入配制好的80 g/L礦化度、0.5%泡排劑溶液中，在65 ℃水浴中放置30 min，進行攜液量性能測試。參照中石油天然氣Q/SY 1815—2015《排水采氣用起泡劑技術規(guī)范》要求，實驗溫度65 ℃，結果見圖4。

圖4 凝析油加入比例對攜液量的影響Fig.4 Influence of condensate oil addition ratio on liquid carrying capacity

由圖4可知，當體系中凝析油的含量<30%時，泡排劑的攜液量變化不大，當>35%時，攜液量急劇下降。這說明這種泡排劑適用于凝析油含量小于30%。這是因為凝析油對表面活性劑水溶液體系的物理化學性質(zhì)(如表面張力、界面張力、溶解性等)的影響，造成了妨礙泡沫生成的條件，烴類滲入被氣泡包圍的表面活性劑液膜，然后向泡膜兩面上擴展，在泡膜面上形成像凸透鏡一樣的擴張的單分子膜。吸附在泡膜面上的泡沫劑分子被擠出并生成新的表面膜，根據(jù)結構力學性質(zhì)，此表面膜強度較差，不穩(wěn)定，于是發(fā)生了泡沫的破壞[4]。

2.4 抗礦化度能力測試

按照Q/SY 1815—2015中礦化水配制方法，分別配為50，100，150，200，250 g/L的礦化度、0.5%SH-1泡排劑溶液，模擬地層水，測試泡排劑的耐鹽性能，在 65 ℃下實驗，結果見圖5。

由圖5可知，SH-1泡排劑在0～150 g/L礦化度范圍內(nèi)，起泡力及攜液量變化不大，礦化度>150 g/L 時，泡排劑及攜液量緩慢下降，但仍能夠滿足規(guī)范技術要求，表明該泡排劑耐鹽性能較好。這是因為當體系內(nèi)有鹽存在時，會在液膜上形成兩層離子吸附的雙電層結構，隨著電解質(zhì)濃度逐步增加，泡沫液膜的擴散雙電層被壓縮，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]。

圖5 礦化度對泡沫高度及攜液量的影響Fig.5 Influence of salinity on foam height and liquid carrying capacity

2.5 腐蝕速率測定

按照Q/SY 1815—2015《排水采氣用起泡劑技術規(guī)范》中的實驗條件，測試發(fā)泡劑的腐蝕速率。配制腐蝕介質(zhì)：80 g/L礦化度水溶液、硫化氫濃度 500 mg/L 和二氧化碳濃度250 mg/L、1 000 mg/L發(fā)泡劑濃度，試片處理及操作按照SY/T 5273—2000《油田采出水緩蝕劑性能評價方法》進行，腐蝕試片用N80碳鋼材質(zhì)(50 mm×10 mm×3 mm)，同時做4個平行掛片，試驗溫度70 ℃，放置時間72 h，實驗結果見表1。

表1 試片在加入泡排劑腐蝕介質(zhì)中的緩蝕效果Table 1 Corrosion inhibition effect of the test piece in the corrosive medium with foaming agent

由表1可知，SH-1泡排劑平行 4個試片的腐蝕速率都低于0.076 mm/a，掛片表面光亮，無腐蝕斑痕，達到Q/SY 1815—2015標準中泡排藥劑緩蝕性能的技術指標要求。

2.6 現(xiàn)場試驗

在陜北井區(qū)進行了現(xiàn)場試驗，選取了不同油水比的兩口氣井進行加注，加注前該井油壓持續(xù)降低，壓差明顯增大，判斷井底有部分積液。加注抗油泡排劑SH-1，連續(xù)加注10 d泡排劑，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，加注前后氣量變化見表2。

表2 氣井加入泡排劑氣量的變化對比Table 2 Comparison of changes in gas volume of bubble exhauster added in gas wells

由表2可知，施工前，由于該井底部有積液，產(chǎn)氣量降低，嚴重影響氣井的正常生產(chǎn)，加注后，井底積液排出，氣量增加顯著，產(chǎn)量穩(wěn)定，泡排效果較好。建議油壓下降后繼續(xù)加注SH-1泡排劑，維持氣井正常生產(chǎn)。

3 結論

(1)泡排劑SH-1加入質(zhì)量濃度為0.5%時，泡沫的穩(wěn)定性、起泡性能及攜液量優(yōu)良，均達到Q/SY 1815—2015《排水采氣用起泡劑技術規(guī)范》中技術要求，SH-1泡排劑適合高礦化度、高含凝析油及硫化氫氣井的泡沫排水采氣。

(2)現(xiàn)場試驗表明，井底部有積液、產(chǎn)氣量降低、嚴重影響正常生產(chǎn)的氣井，加注泡排劑SH-1后，氣井氣量增加顯著，產(chǎn)量穩(wěn)定，泡排效果較好。建議油壓下降后繼續(xù)加注SH-1泡排劑，維持氣井正常生產(chǎn)。