纳米粒子泡排剂在大牛地低含硫气井中的应用及评价

杨易骏 ，王锦昌 ，周瑞立 ，王 萍 ，罗 曦 ，袁本福 ，房晓军，吴伟然 ，徐卫峰 ，罗旭术

（1.中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450006；2.中国石化华北油气分公司采气一厂，陕西榆林 719000）

大牛地奥陶系风化壳为典型的“低压、低孔、低渗”致密碳酸盐岩气藏，有储层埋深较深（3 000 m～3 600 m）、温度较高（80℃～90℃）的特点[1]。由于沉积原因，目前奥陶系风化壳气藏31.9%的气井不同程度含有H2S，其中微含硫7口、低含硫21口、中含硫2口，根据气藏分类标准SY/T6168-1995可知，其整体属于低、微含硫气藏[2]。

随着开发的不断深入，气井压力、产量逐渐降低，33%的含硫井产气量低于临界携液流量，需要加注泡排剂辅助带液生产。但由于大牛地奥陶系风化壳气藏规模开发后，采用前置酸加砂酸压工艺进行储层改造，使其产出液具有高矿化度（平均143 300 mg/L）、偏酸性（pH为5.5～6）等特点；同时在生产过程中需加注除硫剂、缓蚀阻垢剂、水合物抑制剂等多种药剂，最终造成现用泡排剂排液效果较差。为解决奥陶系风化壳气藏低含硫气井的泡沫排液问题，引进纳米粒子泡排剂，剖析了其作用机理、评价了其基本性能。并通过2口井（H2S 含量 12 mg/m3～150 mg/m3）的现场试验证明，该纳米粒子泡排剂能够改善大牛地低含硫气井的排液效果，达到降低油套压差、降压带液频率，提高产气量、生产时率的目的。

1 纳米粒子泡排剂作用机理[3-5]

纳米粒子泡排剂是由阴离子（磺酸基团）表面活性剂、两性离子表面活性剂及氟碳表面活性剂进行复配而成，同时加入改性的纳米二氧化硅球作为固态稳泡剂，从而使该泡排剂体系具有优异的抗温（≤150℃）、抗盐（≤250 000 mg/L）、抗酸（H2S≤2 000 mg/m3）及抗油（≤30%）性能。

其中带有磺酸基的高效Gemini双子表面活性剂由两个双亲分子的离子头基经连接基团通过化学键连接而成的，其溶解度受电解质和溶液pH值范围限制小，从而提高了体系的抗温、抗盐及抗酸性；氟碳表面活性剂的分子结构既疏水又疏油，能够显著降低油水界面张力，从而提高体系在油水混合相中的泡沫稳定性，达到极佳抗油效果；纳米二氧化硅球作为固体稳泡剂，可以吸附在气水界面形成稳定的空间壁垒，阻止气泡的聚并和歧化，且其可与表面活性剂之间发生协同作用，从而提高体系泡沫稳定性。

2 纳米粒子泡排剂性能评价

为验证纳米粒子泡排剂在大牛地奥陶系风化壳低含硫气井中的适应性，按照Q/SH4006 03-2014《大牛地气田泡沫排水采气工艺作业规范》要求对其配伍性、起泡、稳泡及携液等性能进行了评价。室内试验用的水样取自现场低含硫气井X2（H2S含量53 mg/m3～150 mg/m3、pH为5.5、矿化度161 000 mg/L）的产出液，试验用药剂均取自大牛地气田现场。

2.1 配伍性评价

由于大牛地气田越冬生产期间，低含硫气井生产工况极其苛刻，需要加注除硫剂、缓蚀阻垢剂、水合物抑制剂等多种药剂维持正常生产，因此亟需评价纳米粒子泡排剂与地层水及各种药剂的配伍性。

图1 初始状态下的地层水样及3%泡排溶液

2.1.1 与地层水配伍性 为评价纳米粒子泡排剂与奥陶系风化壳气藏地层水样的配伍性能，取低含硫气井X2地层水水样配制3%的泡排剂溶液，室温下静置24 h后，泡排剂溶液显示均一、无分层、无沉淀现象（初始状态下及静置24 h后的地层水样与3%泡排溶液分别见图1、图2）。说明该泡排剂与现场采出水水样配伍性良好。

2.1.2 与现用主剂的配伍性 目前大牛地奥陶系风化壳气藏已初步形成低含硫气井井筒除硫技术，成功保障了低含硫气井产能的有效释放。为防止纳米粒子泡排剂与现用除硫剂发生反应，造成气井堵塞影响生产。按照现场加注药剂配比（1：1、1：2、1：3）要求，分别量取纳米粒子泡排剂及现用除硫剂进行复配，室温下静置24 h后，复配药剂显示均一、无分层、无沉淀现象（初始状态下及静置24 h后的复配药剂分别见图3、图4）。说明该泡排剂与现场用除硫剂配伍性良好。

图2 静置24 h后的地层水样及3%泡排溶液

2.1.3 与现用辅剂的配伍性 为评价纳米粒子泡排剂与低含硫气井现用辅助药剂的配伍性能，按照现场加注药剂配比（1：1：8）要求，分别量取纳米粒子泡排剂、现用辅助药剂（甲醇、缓蚀剂、阻垢剂）、清水配制成150 mL～250 mL的混合溶液，室温下静置24 h后，混合溶液显示均一、无分层、无沉淀现象（初始状态下及静置24 h后的高效泡排、现用辅剂及清水混合液分别见图5、图6）。说明该泡排剂与现用辅剂及清水配伍性良好。

2.2 起泡、稳泡性能评价

分别量取0.75 mL的纳米粒子泡排剂及现场用泡排剂Y，加入250 mL低含硫气井X2的地层水中，得到药剂浓度为3‰的待测样液。在70℃条件下，将配制好的待测样液装在罗氏泡沫管内，用滴液法测定泡排剂的起泡及稳泡性能。测试结果（见表1）。

图3 高效泡排与现用除硫剂复配药剂（初始）

图4 高效泡排与现用除硫剂复配药剂（24 h后）

图5 高效泡排、现用辅剂及清水混合液（初始）

图6 高效泡排、现用辅剂及清水混合液（24 h后）

表1 纳米粒子泡排剂及现用泡排剂起泡、稳泡性能（pH为5.5、70℃、矿化度161 000 mg/L）

表2 纳米粒子高效及现用泡排剂携液性能（pH为5.5、70℃、矿化度161 000 mg/L）

通过表1试验测试结果可以看出：在高酸、高盐的环境下，纳米粒子泡排剂初始发泡高度为155 mm、5 min后泡沫高度为140 mm、10 min后泡沫高度为130 mm，其起泡、稳泡性能均优于现用泡排剂Y。

2.3 携液性能评价

分别量取0.75 mL的纳米粒子泡排剂及现场用泡排剂Y，加入250 mL低含硫气井X2的地层水中，得到药剂浓度为3‰的待测样液。在70℃条件下，将配制好的待测样液装在Ross Mile恒温携液仪，用气流法测定泡排剂的携液性能；此外用同样的方法，测试纳米粒子泡排剂4‰浓度下的携液能力。测试结果（见表2）。

由表2可知，在高酸、高盐的环境下，纳米粒子泡排剂携液率为94%，而现用泡排剂Y的携液率仅为85%，说明纳米粒子泡排剂具有较强的携液性能，且在一定范围内随着药剂浓度的增加、携液能力越强。

综上所述，纳米粒子泡排剂与大牛地气田低含硫气井地层水及现用药剂配伍性良好，且在高酸、高盐的环境下，其起泡、稳泡及携液能力均比现用泡排剂强。

3 现场试验

3.1 选井情况

为验证纳米粒子泡排剂在大牛地奥陶系风化壳气藏低含硫气井的辅助带液能力及适应性，根据泡沫排水采气技术应用条件（产气量介于临界携液流量与携泡流量之间），选取2口低含硫化氢且存在井筒积液的气井开展现场试验。试验井基本情况（见表3）。

3.2 试验效果分析

对表3中选取的2口存在积液且含硫化氢气井开展了纳米粒子泡排剂现场试验，试验前后各井压力、产量变化（见图 7、图 8）。

由图7、图8可知：X1井泡排试验前平均油压为3.0 MPa、平均套压4.2 MPa，套油压差1.2 MPa，生产时率82.74%，平均产气3 368 m3/d，平均产液4.11 m3/d，降压带液频繁（0.88天1次），采取2天1次井口排车套注。纳米粒子泡排剂5 L～10 L后，平均油压2.95 MPa、平均套压4.31 MPa，套油压差1.36 MPa，生产时率86.46%，平均产气3 871 m3/d、平均产液3.44 m3/d。与空白试验相比，油套压差相当，产气量增加503 m3/d，生产时率提高3.72%，表明纳米粒子泡排剂一定程度上提高了气井的带液能力，取得了良好的增产、稳产效果。2018年在大牛地奥陶系风化壳气藏共进行2口低含硫气井（H2S 含量 12 mg/m3～150 mg/m3）纳米粒子泡排剂现场试验，有效率100%，试验期间均取得了一定的增产效果（见表4）。

表3 试验井基本情况

表4 2口低含硫气井纳米粒子高效泡排试验效果评价表

图7 X1井纳米粒子泡排剂现场试验过程中采气曲线

图8 X2井纳米粒子泡排剂现场试验过程中采气曲线

4 经济评价

由纳米粒子泡排剂现场试验过程可知，其成本费主要包括人工劳务费、化排车运行费、药剂成本及运输费，通过计算可得：2口井试验总成本费为0.78万元。2口低含硫气井开展纳米粒子泡排剂先导试验后均取得一定的增产效果，日增产气量1 017 m3、累计增产气量2.440 8×104m3，天然气价按照1.16元/立方米计算，日创效0.12万元、累计创效2.83万元，作业成本仅为0.78万元，投入产出比为1：3.6。

5 结论

（1）室内评价显示，纳米粒子泡排剂与大牛地低含硫气井地层水及现用药剂配伍性良好，其抗酸、抗盐性能均比现用泡排剂优异。

（2）现场试验表明，2口低含硫气井试验后，日增气量 1 017 m3，累计增气量 2.440 8×104m3，作业成本低廉，投入产出比可观，取得了良好的增产效果及经济效益。

（3）通过室内评价与现场试验，验证了纳米粒子泡排剂在大牛地含硫气井中具有较强的适应性，实现了低含硫气井经济有效排采目的，可在奥陶系风化壳气藏中规模化应用。