泡沫排水采气工艺就是向井筒注入起泡剂, 使之与积液混合后, 借助天然气流的搅动, 产生大量低密度含水泡沫, 大大降低井筒的能量损失, 减少液体沿油管壁上行时的“滑脱”损失, 提高气井的携液能力[1], 从而达到排出井筒积液的目的。但对于产凝析油的气井, 由于油类物质本身属于消泡剂范畴[2], 因此会使产生的泡沫迅速破灭, 从而大幅度削弱泡沫排水采气工艺效果。调查表明, 当凝析油体积分数大于10%时, 大多数起泡剂已经无法起泡[3]。上个世纪末, 国内外已有相关抗凝析油泡排剂的报道, 但大多为氟碳类表面活性剂, 价格昂贵, 无法大面积推广。近年来, 国内有关于抗凝析油泡沫排水剂的一些报道, 但均不适用于长庆苏里格气田水质特征。本实验基于该气田水质特点, 合成了抗油泡排剂体系, 对其性能进行的评价表明, 该泡排剂可以满足井底温度120 ℃、凝析油体积分数不高于30%、矿化度含量不高于250 g/L、甲醇体积分数不高于30%条件下气井的泡沫排水采气需求。
将长链羧酸和仲铵类化合物以1:2的摩尔比加入反应皿中, 加入催化剂KOH, 在160 ℃反应4 h后, 减压抽真空, 将反应物冷却得到叔胺类中间产物; 将该产物与醋酸钠以1:1的摩尔比混合, 在80 ℃反应4 h后, 生成两性表面活性剂K; 同时利用阴阳离子独特的协同效应, 将胺盐类阴离子表面活性剂E、烷基类阳离子表面活性剂T和蒸馏水按照3:1:10的质量比混合并搅拌均匀, 形成体系A。以K为主剂, 将其和体系A进行复配, 得到新型抗油泡排剂, 通过正交试验, 得出各组分质量比为K:E:T=8:3:1时, 体系携液性能最好。
本方法合成的泡排剂pH值为7.0, 表面张力29.984 mN/m, 凝点-11 ℃, 30 ℃时运动黏度8.52 mm2·s。
发泡能力测试参照GB/T 13173.6-2000《洗涤剂发泡力的测定》, 携液能力测试参照SY/T 5761-1995《排水采气用起泡剂CT5-2》, 高温老化测试参照SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》进行。
氯化钙、硫酸镁、甲醇, 分析纯; 苏里格气田苏A井凝析油, 密度0.792 g/cm3、运动黏度1.814 7 mm2·s(常温下); 蒸馏水。
Ross mile恒温携液仪, 高温高压反应釜, 转子流量计, 减压阀, 高压氮气瓶, 超级恒温水浴等。
在60 ℃、蒸馏水条件下, 测试了新型抗凝析油泡排剂在不同浓度下的起泡高度及携液能力, 结果如图 1所示。
由图 1可以看出, 当泡排剂质量分数为0.5%时, 其发泡力达145 mm、携液率82%。之后, 随着浓度的增加, 两者变化幅度不大, 可以判断新型抗凝析油泡排剂在质量分数为0.5%时已达到表面活性剂的临界胶束浓度, 同时考虑经济性指标, 选择质量分数0.5%为该泡排剂的最佳浓度, 以下实验均在该浓度下测定。
温度对表面活性剂的性能影响较大, 通常, 随着温度的升高, 起泡剂的黏度会降低, 进而影响其发泡及携液能力。因此, 性能好的泡排剂必须具有一定的耐温能力。本实验着重考虑井筒内温度及室内实验条件, 选择在30~90 ℃温度范围内开展实验。新型抗油泡排剂性能随温度变化见图 2。
由图 2可知, 新型泡排剂随温度的升高, 其发泡能力及携液率均呈上升-下降趋势, 在60 ℃时, 两者均达到峰值, 分别为225 mm、83%;当温度达到90 ℃时, 发泡能力为195 mm, 携液率为79.5%。导致该现象的原因是, 随着温度的升高, 分子运动加剧, 泡排剂体系黏度降低, 同时液膜表面的水分子加速挥发, 导致膜强度降低, 使得泡沫稳定性降低[4]。
为了测试泡排剂在高温下的性能, 将其在120 ℃条件下老化24 h, 复测其发泡及携液能力。新型抗油泡排剂在0.5%、120℃老化后性能测试图见图 3。
由图 3可知, 新型抗凝析油泡排剂在120 ℃老化24 h之后, 发泡及携液性能均变化不大, 说明表面活性剂在120 ℃的高温下不会失效。因此, 该泡排剂具有良好的耐高温性能。
凝析油的强消泡能力会严重制约泡排剂的发泡性能, 进而影响其携液能力, 导致泡沫排水效果变差。新型抗油泡排剂具有亲油基团, 能有效吸附溶液中的油溶性分子, 改善该现象。本实验选择60 ℃、5%~30%凝析油体积分数进行测试。0.5%新型抗油泡排剂性能随凝析油体积分数变化见图 4。
由图 4可知, 随着凝析油含量的不断增大, 新型泡排剂的发泡能力及携液率均逐渐降低, 当体积分数大于20%以后, 携液率降低幅度较大, 主要为凝析油的消泡能力所致。
当体系内有盐存在时, 会在液膜上形成两层离子吸附的双电层结构, 随着电解质浓度逐步增加, 泡沫液膜的扩散双电层被压缩, 相斥作用减小, 膜变薄速度加快, 因而泡沫稳定性明显减弱[5]。本实验着重测试矿化度在0~250 g/L内泡沫性能变化情况, 实验结果见图 5。
由图 5可知, 随着矿化度含量的逐步增加, 新型泡排剂的发泡能力及携液率均逐步降低, 在0~50 g/L范围内降幅较明显, 之后相对平缓, 说明该泡排剂在50~250 g/L矿化度环境中性能较稳定。
甲醇是一种抗冻助剂, 广泛用于气井冬季生产中。室内大量实验表明, 体系内含有一定浓度的甲醇, 有助于延缓泡沫破灭, 这主要是由于甲醇在该浓度下可以降低表面活性剂的表面张力, 进而提高泡沫的起泡能力及携液能力[6]。本实验主要测试甲醇含量在0~30%范围内体系性能变化情况, 实验结果见图 6。
由图 6可知, 随着甲醇含量的逐步增加, 新型泡排剂的发泡能力及携液率呈降低-升高-降低的趋势, 主要是由于甲醇在一定浓度下可降低溶液表面张力, 但这一现象随着甲醇浓度的持续升高而消失。在甲醇含量为30%时, 该泡排剂的携液率仍达80.5%。
通过上述实验, 可确定新型抗油泡排剂的应用性能如下:耐温120 ℃、抗凝析油30%、抗矿化度250 g/L、抗甲醇30%, 完全能满足苏里格气田低压低产气井泡沫排水采气工艺需求。
2014年6月~7月, 在苏里格气田苏A井区开展了4口井现场对比试验。该区块平均水气比0.64 m3/104 m3、油水比15%, 起泡剂的加注制度和加注量保持不变, 在加入新型抗油泡排剂后, 气井平均油套压差降低2.21 MPa, 产气量增加0.45×104 m3/d。
苏X井产出液中油水比25%, 2014年4月~5月, 该井油压持续降低, 压差明显增大, 判断井底有部分积液。5月初, 加注普通液体起泡剂, 油压上升、产气量下降, 该阶段为排液阶段, 但由于泡排剂性能有限, 连续加注30天后油压稳定、产气量持续降低。6月初, 改为加注新型抗油泡排剂, 短时间积液排出, 产气量迅速增加, 后期气井间断产水并迅速排出, 说明新型抗油泡排剂性能优于普通泡排剂。加入新型抗油泡排剂后, 苏X井产气量较试验前增加0.23×104 m3/d, 油套压差降低1.5 MPa, 较加入普通液体泡排剂增加0.5×104 m3/d, 排水采气效果明显。
(1) 以两性表面活性剂K为主剂, 通过引入特定抗油阴离子表面活性剂E, 并加入实验室自制带有弱阳离子电荷的表面活性剂T, 合成了新型抗油泡排剂, 极大地降低了体系的表面张力, 改善了胶束形成条件, 增强了协同效应, 发挥了较好的抗油性能。
(2) 经室内实验得出, 该泡排剂可耐温120 ℃、抗凝析油30%(φ)、抗矿化度250 g/L、抗甲醇30%(φ)。
(3) 4口井的现场对比实验表明, 加注后气井平均油套压差降低2.21 MPa, 产气量增加0.45×104 m3/d, 排水采气效果明显。
2016, Vol. 45 Issue (3): 72-75
2016, Vol. 45 Issue (3): 72-75