泡沫輔助減氧空氣驅(qū)采出液脫水及消泡特性研究*

王晗 梁惠萍 柳英明 白劍鋒 賀禹銘 高維蔚

1長慶工程設(shè)計有限公司

2中國石油長慶油田分公司第二采油廠

3中國石油大學(xué)（北京）油氣管道輸送安全國家工程實(shí)驗(yàn)室·城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

泡沫驅(qū)油技術(shù)是繼水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)之后近年來發(fā)展迅速的新型三次采油技術(shù)，其中空氣減氧驅(qū)泡沫驅(qū)因具有優(yōu)良高效的油藏驅(qū)油特性，是提升原油采收率的重要方式[1-3]。國外較早開始了泡沫驅(qū)油的研究與應(yīng)用，在美國Siggins油田進(jìn)行的泡沫驅(qū)特性試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，采出液的水油比得到一定程度的降低[4]。在北海油田進(jìn)行了長時間的泡沫驅(qū)油試驗(yàn)，結(jié)果表明表面活性劑吸附程度、泡沫耐油性等因素對泡沫驅(qū)效果具有較大影響[5]。國內(nèi)在多個油田進(jìn)行了泡沫驅(qū)油技術(shù)試驗(yàn)。大慶薩北油田驅(qū)油試驗(yàn)表明，氮?dú)馀菽?qū)替液能有效抑制注入水沿高滲透部位的突進(jìn)，提高驅(qū)油效率[6]。勝利孤島油田通過泡沫復(fù)合驅(qū)相關(guān)實(shí)驗(yàn)與數(shù)值模擬研究，表明泡沫復(fù)合驅(qū)可有效改善蒸汽波及狀況，進(jìn)而提高稠油采收率[7-8]?？死斠烙吞镩_展了注氮?dú)廨o助吞吐的礦場試驗(yàn)，注氮?dú)夂罂捎行а娱L生產(chǎn)時間，提高稠油熱采開發(fā)效果[9]。

當(dāng)前，氮?dú)馀菽?qū)油工藝也存在現(xiàn)場應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)體系尚未成型、采出液藥劑殘留、氮?dú)馀菽瓘?fù)合驅(qū)與環(huán)境間相互作用、泡沫驅(qū)采出液處理困難等問題。這些問題還會造成對地面油水分離與消泡的影響[10-12]。隨著泡沫驅(qū)的推廣，采出液中的泡沫驅(qū)藥劑殘留量逐步上升，對地面油水分離與消泡的影響研究亟待開展。本文以泡沫驅(qū)采出液為研究對象，分析發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑殘留對脫水及消泡的影響，為實(shí)際生產(chǎn)提供理論與技術(shù)基礎(chǔ)。

1 實(shí)驗(yàn)方法

1.1 實(shí)驗(yàn)介質(zhì)

脫水原油在35 ℃條件下，黏度為13.6 mPa·s、密度為853.2 kg/m3、析蠟點(diǎn)為26.0 ℃。泡沫驅(qū)所用發(fā)泡劑為脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鹽，穩(wěn)泡劑為陰離子型聚丙烯酰胺（相對分子質(zhì)量700 萬～800 萬）?；诓沙鲆簹埩羲巹舛?，選取一定濃度的發(fā)泡劑與穩(wěn)泡劑制得水樣，并制備采出液油水混合液樣（含水率65%），開展后續(xù)脫水及消泡評價分析。

1.2 測試方法

采用SVT-20N 旋轉(zhuǎn)滴測量儀測定油水界面張力。采用TA DHR-2流變儀同軸圓筒模塊測定體相黏度。依照Q/SH 0236—2008《原油破乳技術(shù)要求》制備油水乳狀液，依照SY/T 5281—2000《原油破乳劑使用性能檢測方法（瓶試法）》開展破乳脫水分析。

采出液消泡分析采用泡沫測試分析裝置開展（圖1），主要包含氣瓶（模擬減氧空氣）、泡沫特性測試儀等，定量分析采出液消泡時間的特點(diǎn)。

圖1 消泡測試分析裝置Fig.1 Defoaming test and analysis device

實(shí)驗(yàn)步驟：將準(zhǔn)備好的試樣加入泡沫測試分析儀中，待溫度達(dá)到實(shí)驗(yàn)溫度后，打開氣瓶調(diào)節(jié)氣體流量（取0.16 L/min）。從通氣開始計時，待泡沫層穩(wěn)定后將此刻時間記錄為t1；關(guān)閉氣閥停止通氣后，泡沫層高度隨時間的變化由高變低逐漸消泡，將泡沫層消泡趨于穩(wěn)定的時間記為t2；消泡時間即為Δt=t2-t1。

2 結(jié)果分析

2.1 采出水界面特性分析

現(xiàn)場采出液在35 ℃下油水界面張力為17.5 mN/m，采出水體相黏度為0.871 mPa·s。油水界面張力受發(fā)泡劑的影響較大，發(fā)泡劑濃度越高，油水界面張力越低?；诖耍梢酝ㄟ^油水界面張力對減氧空氣泡沫驅(qū)采出液中發(fā)泡劑的殘留濃度進(jìn)行預(yù)估。

以去離子水為溶劑，溶解不同濃度的發(fā)泡劑，并測試35 ℃條件下油水界面張力，如表1 所示。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出油水界面張力隨著發(fā)泡劑的濃度增加而減小，穩(wěn)泡劑對油水界面張力影響不大；由此推測出采出液的發(fā)泡劑殘留質(zhì)量濃度（以下簡稱濃度）在10 mg/L 左右。

表1 油水界面張力測量結(jié)果（35 ℃）Tab.1 Measurement results of oil-water interfacial tension(35 ℃)mN/m

隨著油田開發(fā)的進(jìn)行，減氧空氣驅(qū)采出液中藥劑的殘留量存在一定的波動。當(dāng)采出液中發(fā)泡劑與穩(wěn)泡劑的濃度上升，其水相黏度增大，更多藥劑分子吸附于油水界面膜上，形成更加穩(wěn)定、剛性更強(qiáng)的油水界面膜，很大程度上會降低消泡速率，延長脫水時間。為保障地面集輸流程中的消泡、脫水工藝正常運(yùn)行，需進(jìn)一步探究更高濃度的發(fā)泡劑與穩(wěn)泡劑對采出水界面特性的影響，在采出水中繼續(xù)添加發(fā)泡劑與穩(wěn)泡劑，進(jìn)行油水界面張力隨發(fā)泡劑濃度變化的測試，結(jié)果如圖2所示。

圖2 發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑濃度增加對油水界面張力的影響Fig.2 Effect of increasing the concentration of foaming agent and stabilizing agent on oil-water interfacial tension

從測試結(jié)果可以看出，隨著發(fā)泡劑濃度的增大，油水界面張力大幅下降，當(dāng)發(fā)泡劑濃度增加200 mg/L 時，油水界面張力從17.5 mN/m 降低至4.73 mN/m。隨著穩(wěn)泡劑濃度的增大，油水界面張力降低至一定區(qū)間，這是由于陰離子型聚丙烯酰胺分子結(jié)構(gòu)中存在親水性的氨基、離子基團(tuán)和疏水性的碳長鏈也具備吸附于油水界面的能力，具有一定的表面活性，但降低幅度遠(yuǎn)小于發(fā)泡劑的作用。

2.2 脫水分析

針對泡沫驅(qū)采出液，開展了不同脫水溫度、破乳劑（YT-100）濃度下的采出液脫水破乳實(shí)驗(yàn)分析，測試上層采出液中含水率隨時間的衍化規(guī)律（圖3）。由于現(xiàn)場含水率（65%）已超過該油水體系反相點(diǎn)，未形成均一穩(wěn)定的乳狀液，按照測試標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行脫水實(shí)驗(yàn)，初始階段包含預(yù)熱過程，所以存在不同破乳條件下初始計時時刻上層油相含水率不一的現(xiàn)象。脫水實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，提高溫度、延長脫水時間均起到降低含水率的作用，在所評價的破乳劑濃度范圍內(nèi)（100～200 mg/L），脫水效果隨破乳劑濃度的增加而有所提升。由圖3可知，在脫水時間為60 min 時，脫水溫度為55 ℃，破乳劑濃度為150 mg/L條件下采出液脫水后含水率低于0.5%，以此為該采出液的優(yōu)選脫水條件。

圖3 不同溫度、破乳劑濃度下采出液含水率Fig.3 Water content of produced liquid at different temperatures and demulsifier concentrations

當(dāng)采出液中所殘留發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑濃度進(jìn)一步增大后，將進(jìn)一步影響脫水分離的效果。因此，本文進(jìn)一步研究了發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑濃度增加對破乳脫水條件的適應(yīng)性影響。在上述優(yōu)選破乳條件下，繼續(xù)增加發(fā)泡劑與穩(wěn)泡劑的濃度，開展脫水測試。由圖4 可知，繼續(xù)添加5 mg/L 發(fā)泡劑或繼續(xù)添加50 mg/L 穩(wěn)泡劑，脫水后含水率仍低于0.5%；但當(dāng)繼續(xù)添加10 mg/L發(fā)泡劑或繼續(xù)添加5 mg/L發(fā)泡劑+100 mg/L穩(wěn)泡劑時，脫水后含水率高于0.5%，此時不滿足外輸含水率要求。說明當(dāng)采出液發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑殘留增加至一定濃度時，需提高破乳溫度或增加破乳劑濃度，以滿足原油含水率要求。

圖4 繼續(xù)添加發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑后的采出液含水率（溫度55 ℃、破乳劑濃度150 mg/L）Fig.4 Water content of produced liquid after continuously adding foaming agent and foam stabilizing agent(temperature:55 ℃，demulsifier concentration:150 mg/L)

2.3 消泡分析

為掌握泡沫驅(qū)采出液的消泡規(guī)律，開展了不同溫度、繼續(xù)添加發(fā)泡劑及穩(wěn)泡劑后采出液的消泡實(shí)驗(yàn)分析。結(jié)果表明，在未繼續(xù)添加發(fā)泡劑條件下消泡較為迅速，消泡過程在幾十秒內(nèi)完成，當(dāng)采出液發(fā)泡劑與穩(wěn)泡劑殘余濃度上升時，其消泡時間逐漸增長。繼續(xù)添加50 mg/L 發(fā)泡劑后觀察到消泡時間明顯增加（圖5），單純繼續(xù)添加穩(wěn)泡劑對消泡時間影響較小（圖6），說明消泡時間主要受發(fā)泡劑濃度影響。同時，對比45 ℃與55 ℃下消泡時間的差異可知，溫度的增加將有利于采出液的消泡。

圖5 繼續(xù)添加發(fā)泡劑后的消泡時間Fig.5 Defoaming time after continuously adding foaming agent

圖6 繼續(xù)添加穩(wěn)泡劑后的消泡時間Fig.6 Defoaming time after continuously adding foam stabilizing agent

選取繼續(xù)添加150 mg/L發(fā)泡劑為分析對象，分析了兩種藥劑協(xié)同作用對消泡時間的影響。結(jié)果表明，在發(fā)泡劑與穩(wěn)泡劑協(xié)同作用下，相比于單獨(dú)添加發(fā)泡劑的條件下，采出液的消泡時間呈現(xiàn)增加的趨勢，說明兩者協(xié)同作用將不利于消泡過程（圖7）。同時，驗(yàn)證了溫度增加對消泡的促進(jìn)影響。

圖7 繼續(xù)添加發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑后的消泡時間Fig.7 Defoaming time after continuously adding foaming agent and foam stabilizing agent

3 結(jié)論

通過開展泡沫輔助減氧空氣驅(qū)采出液的界面張力測試、脫水實(shí)驗(yàn)和消泡實(shí)驗(yàn)，得出了泡沫驅(qū)藥劑對采出液破乳脫水和消泡特性的影響規(guī)律，可為現(xiàn)場泡沫輔助減氧空氣驅(qū)采出液的脫水和消泡提供參考。

（1）泡沫驅(qū)采出液的油水界面張力主要受發(fā)泡劑濃度的影響，油水界面張力隨發(fā)泡劑濃度增大而降低，并測定了采出液的發(fā)泡劑殘留濃度在10 mg/L左右。

（2）發(fā)泡劑和發(fā)泡劑+穩(wěn)泡劑都對泡沫驅(qū)采出液的破乳脫水有不利影響，部分條件（發(fā)泡劑濃度為10 mg/L或5 mg/L發(fā)泡劑+100 mg/L穩(wěn)泡劑）時采出液脫水后油相含水率高于0.5%。

（3）泡沫驅(qū)采出液的消泡時間主要受發(fā)泡劑濃度影響，隨發(fā)泡劑濃度的增加消泡時間明顯增加，且發(fā)泡劑與穩(wěn)泡劑兩者的協(xié)同對消泡時間的影響更為顯著，而提高溫度有利于采出液的消泡。