新型復合泡排劑抗油性能研究與應用

徐海民

（中國石化中原油田分公司石油工程技術研究院，河南 濮陽 457001）

0 引言

白廟氣田是典型的高凝析油致密砂巖氣藏，凝析氣藏位于地下數(shù)千米深的巖石中,主要產(chǎn)品是凝析油和天然氣，其中氣井產(chǎn)出液中凝析油體積分數(shù)高達50%～60%。凝析油在地下總是以氣相存在，采出到地面后則呈液態(tài)［1-3］。氣藏斷塊復雜、斷塊小，儲層物性差、單井控制儲量少，主要含氣層系為 Es2d，Es3u，Es3m，Es3d，埋藏深度2 576～4 091 m，地層溫度130.0～140.0℃，地層水礦化度 7.64×104～17.55×104mg/L［4-5］。2001 年采用衰竭式開發(fā)方式投入開發(fā)，開發(fā)初期，反凝析現(xiàn)象主要發(fā)生在近井地層，造成積液堵塞滲流通道，導致氣井產(chǎn)量下降。隨著地層能量不斷降低，遠離井筒的地層也發(fā)生反凝析現(xiàn)象，進一步降低氣井的產(chǎn)量［6-7］。由白廟油田定容衰竭實驗數(shù)據(jù)可知，在地層溫度140.3℃的條件下，利用凝析氣藏流體體積-壓力關系，測試露點壓力35.7 MPa；當?shù)貙訅毫λソ咧?1.1 MPa時，凝析液量達到最大，凝析液體積占飽和壓力下流體體積的6.0%。目前，白廟氣田平均地層壓力19.0 MPa，凝析液體積占飽和壓力下流體體積的5.6%。

當氣井產(chǎn)量低于臨界攜液流量時，會造成氣井攜液困難，氣井逐漸積液，從而影響氣井生產(chǎn)。通過降低液滴的表面張力和液體密度，可以降低氣井臨界攜液流量，更有利于氣井在低流速下將井筒內(nèi)液體攜帶出井口。

白廟氣田開井70口，日均產(chǎn)氣1.2×104m3，油壓0.6～4.1 MPa，70%以上氣井油壓在0.7～0.8 MPa。白廟氣田氣井臨界攜液流量在0.2×104～0.3×104m3/d，氣田僅有4口氣井能維持自噴生產(chǎn)，30%氣井積液嚴重。

凝析油氣在開采過程需要形成井筒負壓，即地層壓力要高于井筒壓力，井筒形成負壓的條件是要降低井筒流體密度，泡沫是降低井筒流體密度的最佳方法。被氣田廣泛使用的泡沫排水采氣工藝具有設備簡單、施工方便、成本低等優(yōu)點。泡沫中的表面活性劑可以降低表面張力，生成泡沫后降低密度，進而降低氣井氣體臨界攜液流量［8］。在泡沫排液采氣工藝中，凝析油、濃度、溫度、礦化度、pH等是影響泡排劑性能的主要因素，而在凝析油氣藏中，凝析油對泡排劑的性能影響尤為明顯［9］。凝析油作為一種天然的消泡劑，它的存在會降低泡沫劑的起泡性能和穩(wěn)泡性能。當凝析油與泡沫接觸之后，凝析油會在氣液界面鋪展或者發(fā)生乳化，使不穩(wěn)定的氣/油界面代替穩(wěn)定的氣/水界面，泡沫的穩(wěn)定性急劇降低，造成液膜破裂，從而減少泡沫的數(shù)量。凝析油的油相越輕，消泡效果就變得越明顯。常規(guī)泡排劑在凝析油體積分數(shù)超過10%的情況下，起泡性和攜液能力急劇下降，僅有極少數(shù)的泡沫劑耐油體積分數(shù)達到 40%［10-11］。

表面活性劑復配是增強泡沫耐油性能的常用方法。Osei-Bonsu等［12］研究了體積分數(shù)為5%的3種異構(gòu)烷烴 G(C10—12)，N(C12—16)和 V(C14—19)對表面活性劑甜菜堿（CAB）、十二烷基硫酸鈉（SDS）、烷基酚聚氧乙烯醚（Triton X100）、1∶1 的 CAB 和 SDS 混合物性能的影響：5%的凝析油會造成泡沫的穩(wěn)定性明顯變差，其中異構(gòu)烷烴G碳鏈最短，消泡最嚴重，CAB和SDS的混合物在5%凝析油條件下具有最高的起泡量和半衰期。2016年，徐杰等［13］研制出了獨特的抗油、抗鹽、抗乙二醇復配泡排劑，其主要成分為SDS、芥酸酰胺丙基甜菜堿（EAB）、穩(wěn)定劑 FC-117 和聚乙烯醇（PVG），質(zhì)量比為 SDS∶EAB∶FC-117∶PVG=2.00∶1.00∶0.04∶0.04， 可耐凝析油體積分數(shù)達30%。SDS親水基為陰離子硫酸酯，與甜菜堿中的陽離子基團通過靜電吸引作用，增加氣液表面的吸附量，降低氣液表面張力，進而提高其耐油性，但是硫酸酯鹽表面活性劑在溫度大于70℃時，會發(fā)生水解，導致分子結(jié)構(gòu)被破壞，并且由于SDS耐鹽能力弱，在鈣、鎂離子質(zhì)量濃度超過200 mg/L時會產(chǎn)生沉淀。在分子結(jié)構(gòu)中加入非離子聚醚基團，形成十二烷基聚醚硫酸鹽（AES），可以大幅度提高該類表面活性劑的耐鹽性。烴基聚醚羧酸鹽具有良好的耐溫性能，同時泡沫劑中的陰離子羧酸鹽和甜菜堿中正電荷存在靜電吸引作用，聚醚之間存在氫鍵相互作用，能增加泡沫劑分子在氣液表面吸附量，同時泡沫劑分子中的多親水基結(jié)構(gòu)，可以增強泡沫劑與水的相互作用，增強泡沫的攜液能力和穩(wěn)泡性能，增加油水界面張力，在高凝析油條件下，獲得優(yōu)異的起泡性能和攜液性能［14-18］。

基于白廟氣田高溫、高凝析油的地質(zhì)特點，本文采用自主合成的以烴基聚醚羧酸鹽、烴基聚醚甜菜堿為主要成分的復合泡排劑CSL，對影響其性能的因素進行室內(nèi)分析。通過測試動態(tài)攜液率，研究泡排劑的抗凝析油性能，并探究泡排劑的耐油機理。最后，將該新型抗凝析油復合泡排劑應用于現(xiàn)場進行產(chǎn)能測試，對解決氣田常規(guī)泡排劑很難將高凝析油氣井的井底積液高效舉升出井筒的問題具有指導意義。

1 實驗部分

1.1 藥品及儀器

藥品：氯化鈉、氯化鉀、氯化鈣、六水合氯化鎂（分析純）；CAB，AES（工業(yè)品）；煤油；CSL（自制）；實驗所用礦化水主要成分見表1。

表1 礦化水主要成分 mg·L-1

儀器：Ross-Mils泡沫儀、KRUSS表面張力儀K100、超級恒溫水浴、恒溫油浴、電子天平、電導率儀、燒杯、量筒等。

1.2 實驗方法

1）表面張力測試方法。在恒溫恒濕的實驗室環(huán)境中，向充滿泡排劑溶液的毛細管中注入一滴凝析油，使用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，在5 000 r/min的轉(zhuǎn)速下測量凝析油/水溶液界面張力，進行耐油性能的評價。

2）起泡能力評價方法。根據(jù)GB/T 13173.6—2000《洗滌劑發(fā)泡力的測定》，采用羅氏泡沫儀法測定泡沫上升的最高刻度，表征起泡劑的起泡性能。

3）攜液能力評價方法。攜液率實驗儀器采用羅氏泡沫儀，在常壓敞口條件下，盡可能模擬地下高溫情況，設計室內(nèi)實驗溫度為80℃。根據(jù)SY/T 5761—1995《排水采氣用起泡劑CT5-2》中的動態(tài)攜液法，配制200 mL待測樣品溶液，恒溫至指定溫度，將樣品溶液緩緩倒入羅氏泡沫儀，向羅氏泡沫儀通入指定流量的氮氣進行測定，記錄15 min內(nèi)泡沫攜帶出的液體體積，重復實驗3次，求取實驗的平均值為最終結(jié)果。攜液率計算公式為

2 模擬結(jié)果分析與討論

2.1 影響復合泡排劑CSL性能的因素

2.1.1 質(zhì)量分數(shù)

在實驗溫度80℃，煤油體積分數(shù)為50%，氣流速度為0.3 m3/h，實驗用鹽水為1﹟模擬水條件下，探究CSL質(zhì)量分數(shù)對其性能的影響，實驗結(jié)果見圖1?？梢钥闯?，CSL的泡沫高度和動態(tài)攜液率都隨著CSL質(zhì)量分數(shù)的增加先增后減。當CSL質(zhì)量分數(shù)為0.50%時，泡沫高度達到了最高，為197 mm。同樣，動態(tài)攜液率此時達到最高，為55.8%，比質(zhì)量分數(shù)為0.75%時的動態(tài)攜液率高出4.1百分點。原因是烴類物質(zhì)的存在使得氣流攪動作用形成乳液并消耗更多的表面活性劑，過量的表面活性劑形成高黏度和穩(wěn)定的乳液，從而降低了CSL的起泡性能及動態(tài)攜液率。在實驗選定的條件下，CSL的最佳使用質(zhì)量分數(shù)為0.50%。

圖1 CSL質(zhì)量分數(shù)對起泡性能的影響

2.1.2 溫度

白廟氣井最深處地層溫度高達140.3℃，耐溫性是評價泡排劑性能的一項重要指標。為評價CSL的熱穩(wěn)定性，配制CSL質(zhì)量分數(shù)為0.50%的1﹟模擬水溶液，將溶液放入高溫老化罐中，在140.0℃高溫條件下恒溫老化12 h后取出，進行起泡性能測試，對比高溫老化前后的起泡性能。實驗條件：煤油體積分數(shù)50%，實驗溫度80℃，氣流速度0.3 m3/h。結(jié)果表明，CSL經(jīng)140.0℃老化后，泡沫高度由197 mm降至192 mm，動態(tài)攜液率由55.8%降至52.1%，變化幅度不大，說明在凝析油體積分數(shù)為50%時，CSL可以抗140.0℃高溫，完全滿足白廟氣田泡沫排液采氣的需求。

2.1.3 礦化度

用4種不同的礦化水配成質(zhì)量分數(shù)為0.5%的CSL溶液，并在140.0℃高溫條件下恒溫老化12 h。在實驗溫度為80℃，煤油體積分數(shù)為50%，氣流速度為0.3 m3/h的條件下，探究不同礦化水對其起泡性能和攜液性能的影響，實驗結(jié)果如圖2所示?？梢钥闯觯S著礦化度的增加，泡沫高度也隨之增加，當?shù)V化度超過10×104mg/L時，泡沫高度出現(xiàn)了下降。由于4種礦化水中所含離子不同，不能進行直接的比較，但可以看出泡沫高度都在190 mm以上，動態(tài)攜液率基本都保持在50%以上，說明CSL具有良好的抗鹽性能。

圖2 礦化度對CSL起泡能力的影響

另外，通過測試CSL在不同礦化度下的表面張力，評價其抗鹽性能。結(jié)果表明：隨著礦化度的逐漸增加，表面張力一直穩(wěn)定在較低值（小于30.0 mN/m）。CSL在去離子水中表面張力為29.8 mN/m，在礦化度達到4 607 mg/L時，表面張力降低至27.2 mN/m，并且隨著礦化度增加到17.5×104mg/L，表面張力始終保持在低值（27.2 mN/m），CSL表現(xiàn)出良好的抗鹽性。上述結(jié)果說明，CSL抗鹽可達17.5×104mg/L。

2.1.4 pH

用1﹟模擬水配制質(zhì)量分數(shù)為0.5%的CSL水溶液，并在140.0℃條件下恒溫老化12 h。在實驗溫度80.0℃，煤油體積分數(shù)為50%，氣流速度為0.3 m3/h的條件下，探究pH對其性能的影響，實驗結(jié)果見圖3。由圖3可以看出，溶液的pH從4.37到8.50，CSL的初始泡沫高度基本都維持在200 mm左右。pH為4.37時，泡沫高度略高一些，為210 mm；pH為8.50時，略低一些，為188 mm。在實驗的pH范圍內(nèi)，動態(tài)攜液率均在50%以上，當pH為7.44時，動態(tài)攜液率最高，為63.47%，高出其他5%左右，說明pH的變化對其起泡能力及攜液能力影響不大，CSL能適用于較寬的pH范圍。

圖3 pH對CSL起泡能力的影響

2.2 復合泡排劑CSL抗凝析油性能評價

在天然氣井開發(fā)中，烴類物質(zhì)的存在會影響泡排劑的性能。實驗室選用體積分數(shù)為50%煤油、室內(nèi)實驗溫度為80℃，目的是模擬實際生產(chǎn)中氣井高凝析油、高溫的環(huán)境。根據(jù)經(jīng)驗，使用泡排劑質(zhì)量分數(shù)為0.50%，氣流速度設定為0.3 m3/h，實驗用鹽水為2﹟模擬水，在中等礦化度下比較了不同煤油體積分數(shù)下3種泡排劑（兩性泡排劑CAB、陰離子型泡排劑AES及復合泡排劑CSL）的動態(tài)攜液能力，測試結(jié)果見圖4。實驗結(jié)果表明：當煤油體積分數(shù)為0時，3種泡排劑的動態(tài)攜液率都在85%以上，沒有明顯的差異；當煤油體積分數(shù)為30%時，3種泡排劑的動態(tài)攜液率都有一定幅度的下降，但都保持在50%以上；當煤油體積分數(shù)為50%時，3種泡排劑的動態(tài)攜液率均表現(xiàn)為驟降，僅CSL的動態(tài)攜液率能保持在50%以上，相比其他2種泡排劑有著更好的抗油性能。

圖4 煤油體積分數(shù)對攜液率的影響

2.3 復合泡排劑CSL抗油機理研究

Garrett提出了鋪展系數(shù)模型，總結(jié)了3個參數(shù)：進入系數(shù)E、鋪展系數(shù)S和橋連系數(shù)B。根據(jù)熱力學分析，當E小于0時，油滴不能進入液膜內(nèi)，油滴失去消泡作用，但也不能被攜帶出；當E和S大于0時，油滴可以進入到泡沫液膜中拉伸鋪展，不穩(wěn)定的氣/油表面代替了穩(wěn)定的氣/水表面，導致液膜破裂；當S小于0時，凝析油不發(fā)生鋪展，而是以油鏡的形式在薄膜上存在。油滴在泡沫液膜上連接形成架橋，橋連系數(shù)B決定著架橋效應的穩(wěn)定性。當B大于0時，液膜易破裂，而B小于0時，形成的架橋相對穩(wěn)定，泡沫液膜不易破裂。

E，S，B與氣/水/油三相的表面張力關系為

式中：γGW，γOW，γGO分別為水/氣、 油/水和油/氣表面張力，mN/m。

計算泡排劑CSL的E，S，B值，與AES，CAB的結(jié)果對比，實驗結(jié)果見表2。從表中可以看出，3種泡排劑的進入系數(shù)E都大于0，說明油滴都能夠進入到泡沫液膜中；泡排劑CSL的鋪展系數(shù)S是小于0的，AES與CAB的皆大于0，表明油滴不能在CSL形成的泡沫液膜中鋪展，這是其具有良好抗油性的原因。

表2 泡排劑表面張力和E，S，B計算結(jié)果

3 白64井的現(xiàn)場應用

3.1 基本情況

白64井位于白廟構(gòu)造的白9斷塊，是白9儲氣庫建庫區(qū)域內(nèi)的一口待封井。由于固井質(zhì)量差，為保證封井后儲氣庫的安全運行，在該井固井質(zhì)量較差的井段3 370～3 390 m處，設計打工程孔、擠注水泥的方法提高固井質(zhì)量。該井于2021年8月11日射工程孔作業(yè)后，自噴生產(chǎn)，初期油壓2.0 MPa，套壓6.8 MPa，日產(chǎn)油 4.3 t，日產(chǎn)水 2.8 m3，日產(chǎn)氣 1 317 m3，產(chǎn)出液檢測凝析油體積分數(shù)在60%～70%。模型計算該井臨界攜液流量為2 500 m3/d，由于該井以低于臨界攜液流量的氣量生產(chǎn)，井筒逐步積液，最終于2021年8月21日停噴關井，停噴前氣井油壓0.5 MPa，套壓7.2 MPa。

3.2 現(xiàn)場應用效果

2021年8月22日，向白64井套管環(huán)空泵入CSL 20 kg，加注藥劑3 h后，開井生產(chǎn)。開井前油壓2.2 MPa，套壓6.9 MPa，開井2 h后，井口開始出液，階段產(chǎn)油4.8 t，產(chǎn)水3.2 m3。2021年8月24日停噴，8月25日再次向該井加入CSL 20 kg，開井2 h后，井口開始出液，階段產(chǎn)油4.0 t，產(chǎn)水2.8 m3。按單次加注有效期2 d，原油價格 80$/bbl（1 bbl=0.1590 m3）測算，投入產(chǎn)出比 1∶50，經(jīng)濟效益顯著。

4 結(jié)論

本文對自主復配的以烴基聚醚羧酸鹽、烴基聚醚甜菜堿為有效成分的新型復合泡排劑CSL的各項性能展開了系列研究。通過室內(nèi)評價試驗可知，在礦化度17.5×104mg/L、溫度140.0℃、煤油體積分數(shù)50%的條件下，泡排劑的動態(tài)攜液率仍高于50%，表明CSL具有優(yōu)異的抗鹽、抗油及耐高溫性能。此外，還對泡排劑的抗油機理進行了探究。結(jié)果表明，油滴不能在CSL形成的泡沫液膜中鋪展，是其具有良好抗油性的根本原因。從白64井的現(xiàn)場應用情況得知，CSL適用于白廟氣田等高溫高凝析油氣田排水采氣，且能獲得顯著的氣井排液效果。