温度压力下起泡剂的起泡性和泡沫稳定性研究

陈 楠 王治红 刘友权 蒋泽银

1.西南石油大学 2.中国石油西南油气田公司天然气研究院

温度压力下起泡剂的起泡性和泡沫稳定性研究

陈 楠1，2王治红1刘友权2蒋泽银2

1.西南石油大学 2.中国石油西南油气田公司天然气研究院

介绍了一种模拟评价起泡剂在温度压力下的起泡性和泡沫稳定性的装置，并利用该装置评价了压力、温度、井深段对起泡性和泡沫稳定性的影响规律。室内评价结果表明：在温度压力条件下，压力对起泡剂的起泡性无明显影响，对泡沫稳定性的影响较大，随着压力的升高而更加稳定；温度对起泡剂的起泡性影响有限，对起泡剂的泡沫稳定性在135 ℃以下影响较小，在135 ℃以上影响较大，表现为泡沫稳定性随温度升高而降低；井深段对起泡剂的起泡性无明显影响，对于泡沫稳定性略有影响。应用室内评价结果，在T-19井开展了现场试验，获得成功，产气量和产水量增加，油套压差大幅降低，证实了室内评价方法和数据可靠性，可指导现场泡沫排水作业。

起泡剂 泡沫排水 起泡性 泡沫稳定性 高温 低压

泡沫排水是有水气藏开发中后期稳定气井生产的重要措施[1-4]。川渝地区在国内最早应用泡沫排水技术来解决气井井底积液问题，取得了较好的效果。但随着大量有水气藏进入开发后期，气井压力较低，泡沫排水作业面临诸多难题：一是气井地层温度范围宽，对起泡剂的温度适应性要求高，且高温对泡沫的影响大[2]；二是气井压力低，压力对起泡剂的起泡性和泡沫稳定性的影响不明确，现场低压井泡沫排水困难[5-6]；三是室内评价结果难以真实反映现场情况，特别是温度压力条件下的起泡性和泡沫稳定性以及不同井深段对泡沫的影响等，现场试验主要依靠经验操作。本实验利用高温高压泡沫评价系统研究了温度、压力对起泡剂的起泡性和泡沫稳定性的影响情况，评价了不同井深段的泡沫性能，从而为开发适应温度范围宽的起泡剂和模拟现场温度压力下的起泡剂性能提供了评价手段，并可考察泡沫排水作业在低压井的适应性，为现场起泡剂的优选与应用提供理论支撑。

1 实验部分

1.1主要药剂与仪器

起泡剂CT5-20：具有一定缓蚀性能的高温起泡剂。

高温高压泡沫评价系统：一种可以在室温～200 ℃、常压～10 MPa下评价起泡剂的起泡性和泡沫稳定性的实验装置(见图1)。该装置可以密封、氮气加压，利用油浴锅对整个发泡管进行加热；起泡剂的起泡由发泡管底部的氮气鼓气产生；泡沫高度由发泡管上端的探头自动检测。

1.2实验方法

(1) 现有评价方法的不足。对于泡沫排水用起泡剂性能，现有评价方法对于超过100 ℃的高温井通常采用高温下老化、95 ℃下测试的方法来评价起泡剂的起泡性和泡沫稳定性，且测试均在常压下进行，无法模拟带压条件下的泡沫性能[2，7]。利用高温泡沫排水试验装置也只能在较低的压力条件下(通常≤3 MPa)测试起泡剂的携液能力[8-9]。对于带压条件下，温度、压力对起泡性和泡沫稳定的影响规律不明确，并且没有考虑井深段对泡沫的影响，不能真实反映现场情况，导致现场泡沫排水作业主要以经验指导为主，室内筛选评价的起泡剂类型、起泡剂用量等对于现场指导意义有限，一些高温井、低压井泡沫排水作业效果不明显。此外，基于最小携液流速理论的起泡剂评价方法采用泰勒模型[10]，仅对部分区块有效，对于许多区块(特别是川渝地区复杂有水气藏)需要大量的现场泡沫排水数据来修正，真正实施较为困难。

(2) 高温高压泡沫评价系统测试方法。高温高压泡沫评价系统主要由可密封的发泡管、泡沫探头、油浴、加压和鼓气的氮气源、控制鼓气流量的质量流量计以及数据采集电脑组成。实验时，配制一定矿化度和起泡剂浓度的溶液，加入高温高压泡沫评价系统的发泡管中。发泡管采用双层密封设置，先利用油浴将发泡管及其起泡剂溶液加热至测试温度。发泡管接有加压管线，利用外部氮气源加压至测试压力。利用发泡管底部的通气管线对起泡剂溶液进行鼓气发泡，并通过质量流量计控制通气流量(鼓气时间240 s、通气流量为150 mL/min(标况))。发泡管上端设置有上下活动的探头，鼓气发泡完成后，探头下降至泡沫顶端，并记录此时的泡沫高度，用以表征起泡剂在此工况下的起泡性。随着时间的延长，泡沫逐渐衰变、破裂，泡沫高度下降，探头随之下降，不断地测试泡沫的高度，以泡沫高度随时间的变化曲线来表征泡沫的稳定性。测试数据传输至数据采集电脑进行分析，也避免了人工观察带来的人为误差。

2 结果与讨论

2.1高温下压力对起泡性和泡沫稳定性的影响

目前，通常认为高压对于泡沫排水有利，但其影响规律，特别是在高温下压力对于起泡性和泡沫稳定性的影响规律并不明确。实验考察了150 ℃高温和不同压力条件下起泡剂的泡沫体积随时间的变化情况。配液用水为矿化度10 g/L的NaCl矿化水，起泡剂CT5-20用量为1.5 g/L(下同)。

从图2可看出，在150 ℃下，鼓气240 s后，不同压力下起泡的泡沫体积没有明显变化，表明压力对于该起泡剂的起泡性影响不大；随着时间的延长，压力对于泡沫体积的影响变大，压力高更利于泡沫稳定，这也是低压井泡沫排水效果差的原因。由于泡沫质量一定时，压力越高，泡沫半径越小，虽然此时液膜较薄，但其排液速度小，从而稳定了泡沫。

2.2压力下温度对起泡性和泡沫稳定性的影响

目前，通常认为高温不利于泡沫稳定，但室内实验基本上都是在常压下进行，通过老化实验考察高温的影响，没有真实掌握压力下温度的影响规律。实验考察了5.0 MPa压力和不同温度下起泡剂的泡沫体积随时间的变化情况。

从图3可以看出，对于起泡性，在5.0 MPa下，鼓气240 s后，不同温度下的泡沫高度有一定差异，但在实验的60～170 ℃范围内，起泡的泡沫体积变化幅度不大；对于泡沫稳定性，135 ℃以下泡沫稳定性随温度变化较小，135 ℃以上泡沫稳定性随温度升高逐渐降低。这是由于高温使得分子运动加快，从而引起液膜的排液速度加快，加速了泡沫的衰减，并且高温使得液膜黏度降低，强度减小，也进一步加速了泡沫破裂。

2.3温度压力下不同井深段对起泡性和泡沫稳定性的影响

随着井深的增加，井筒的温度和压力升高。由于泡沫排水是从井底到井口覆盖整个井筒的全过程，且整个泡沫是一个段塞流，处于不断起泡、稳泡、消泡的过程。因此,应考虑不同井深段对起泡性和泡沫稳定性的影响。实验按井口压力3.0 MPa、井口温度30 ℃，井底9.0 MPa、井底温度90 ℃，以2 MPa、20 ℃为阶梯，评价了不同井深段条件下的起泡性和泡沫稳定性。

从图4可看出，在不同的井深段时，鼓气240 s后,均达到相同的泡沫体积，表明井深段对于起泡剂的起泡性无明显影响；对于泡沫稳定性，不同的井深段略有不同，差异较小。由于井深时的温度高、压力高，而泡沫稳定性与温度高低反相关，与压力大小正相关。因此，不同井深段条件下的泡沫稳定性是温度和压力共同作用的结果，从宏观上表现出较小的影响。

不同区块的井温梯度和井深压力梯度是不同的，针对不同的区块，应通过实验来考察不同井深段对起泡性和泡沫稳定性的影响情况，从而为现场应用提供理论支撑。

3 现场应用

常规评价方法未同时考虑温度、压力以及井深段的影响，现场起泡剂首次用量通常是室内评价结果的2～3倍，再根据实际情况不断调整，摸索周期较长(通常3周以上)，部分井甚至无效。室内采用本实验的评价方法将T-19井从井口到井底按井深划分为几段，并根据该井的压力梯度、温度梯度计算了不同井深段的温度和压力，从而评价了起泡剂CT5-20在不同井深段压力和温度条件下的起泡性和泡沫稳定性。实验结果表明，该起泡剂在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，采用该起泡剂及其用量对T-19井进行泡沫排水作业。

表1 现场试验井泡沫排水前基本情况Table1 Basicconditionsofthesitewellbeforefoamdrainage井号井底温度/℃油压(平均)/MPa套压(平均)/MPa产气量(平均)/m3产水量(平均)/m3备注T⁃191142．945．65401632．42油套压差大，近一年产水下降20%

从表1可看出，该井的油压不到3 MPa，油套压差达2.71 MPa，井底温度达114 ℃，属于典型的高温低压井，近一年来产水量下降，自身带液困难，积液严重。

按室内评价的起泡剂种类和用量，现场从油套环空注入起泡剂溶液，并按照±0.5 g/L的幅度优化起泡剂用量，1周后油套压差降低至稳定值，减少了起泡剂用量，缩短了摸索周期。图5是T-19井加注泡沫排水前后的生产情况。

从图5可看出，泡沫排水作业后，油套压差大幅降低，产气量有一定增加，产水量大幅增加。表明该起泡剂起到了良好的排水效果，进一步验证了室内评价方法和数据的可靠性。

4 结 论

(1) 在温度压力条件下，压力对起泡剂的起泡性无明显影响，但泡沫稳定性受压力的影响较大，压力高更利于泡沫稳定，这也是低压井泡沫排水效果差的原因。

(2) 在温度压力条件下，温度对起泡剂起泡性有一定的影响，但整体影响不大， 135 ℃以下的泡沫稳定性随温度变化较小，而135 ℃以上的泡沫稳定性随温度升高逐渐降低。

(3) 模拟井深段条件下起泡剂的起泡性和泡沫稳定性评价结果表明，井深段对于起泡剂的起泡性无明显影响，对于泡沫稳定性有影响，但差异较小。

(4) 应用室内评价的起泡剂CT5-20开展现场试验，成功将一口高温低压气井的积液排出，产气量和产水量增加，油套压差大幅降低，证实了室内评价方法和数据的可靠性，可指导现场泡沫排水作业。

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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；编辑冯学军

陈楠(1987-)，女，2011年毕业于西南石油大学应用化学专业，学士，现就职于中国石油西南油气田公司天然气研究院，主要从事油气田化学剂的研究与检测工作。