新型复合泡排剂抗油性能研究与应用

徐海民

（中国石化中原油田分公司石油工程技术研究院，河南 濮阳 457001）

0 引言

白庙气田是典型的高凝析油致密砂岩气藏，凝析气藏位于地下数千米深的岩石中,主要产品是凝析油和天然气，其中气井产出液中凝析油体积分数高达50%～60%。凝析油在地下总是以气相存在，采出到地面后则呈液态［1-3］。气藏断块复杂、断块小，储层物性差、单井控制储量少，主要含气层系为 Es2d，Es3u，Es3m，Es3d，埋藏深度2 576～4 091 m，地层温度130.0～140.0℃，地层水矿化度 7.64×104～17.55×104mg/L［4-5］。2001 年采用衰竭式开发方式投入开发，开发初期，反凝析现象主要发生在近井地层，造成积液堵塞渗流通道，导致气井产量下降。随着地层能量不断降低，远离井筒的地层也发生反凝析现象，进一步降低气井的产量［6-7］。由白庙油田定容衰竭实验数据可知，在地层温度140.3℃的条件下，利用凝析气藏流体体积-压力关系，测试露点压力35.7 MPa；当地层压力衰竭至11.1 MPa时，凝析液量达到最大，凝析液体积占饱和压力下流体体积的6.0%。目前，白庙气田平均地层压力19.0 MPa，凝析液体积占饱和压力下流体体积的5.6%。

当气井产量低于临界携液流量时，会造成气井携液困难，气井逐渐积液，从而影响气井生产。通过降低液滴的表面张力和液体密度，可以降低气井临界携液流量，更有利于气井在低流速下将井筒内液体携带出井口。

白庙气田开井70口，日均产气1.2×104m3，油压0.6～4.1 MPa，70%以上气井油压在0.7～0.8 MPa。白庙气田气井临界携液流量在0.2×104～0.3×104m3/d，气田仅有4口气井能维持自喷生产，30%气井积液严重。

凝析油气在开采过程需要形成井筒负压，即地层压力要高于井筒压力，井筒形成负压的条件是要降低井筒流体密度，泡沫是降低井筒流体密度的最佳方法。被气田广泛使用的泡沫排水采气工艺具有设备简单、施工方便、成本低等优点。泡沫中的表面活性剂可以降低表面张力，生成泡沫后降低密度，进而降低气井气体临界携液流量［8］。在泡沫排液采气工艺中，凝析油、浓度、温度、矿化度、pH等是影响泡排剂性能的主要因素，而在凝析油气藏中，凝析油对泡排剂的性能影响尤为明显［9］。凝析油作为一种天然的消泡剂，它的存在会降低泡沫剂的起泡性能和稳泡性能。当凝析油与泡沫接触之后，凝析油会在气液界面铺展或者发生乳化，使不稳定的气/油界面代替稳定的气/水界面，泡沫的稳定性急剧降低，造成液膜破裂，从而减少泡沫的数量。凝析油的油相越轻，消泡效果就变得越明显。常规泡排剂在凝析油体积分数超过10%的情况下，起泡性和携液能力急剧下降，仅有极少数的泡沫剂耐油体积分数达到 40%［10-11］。

表面活性剂复配是增强泡沫耐油性能的常用方法。Osei-Bonsu等［12］研究了体积分数为5%的3种异构烷烃 G(C10—12)，N(C12—16)和 V(C14—19)对表面活性剂甜菜碱（CAB）、十二烷基硫酸钠（SDS）、烷基酚聚氧乙烯醚（Triton X100）、1∶1 的 CAB 和 SDS 混合物性能的影响：5%的凝析油会造成泡沫的稳定性明显变差，其中异构烷烃G碳链最短，消泡最严重，CAB和SDS的混合物在5%凝析油条件下具有最高的起泡量和半衰期。2016年，徐杰等［13］研制出了独特的抗油、抗盐、抗乙二醇复配泡排剂，其主要成分为SDS、芥酸酰胺丙基甜菜碱（EAB）、稳定剂 FC-117 和聚乙烯醇（PVG），质量比为 SDS∶EAB∶FC-117∶PVG=2.00∶1.00∶0.04∶0.04， 可耐凝析油体积分数达30%。SDS亲水基为阴离子硫酸酯，与甜菜碱中的阳离子基团通过静电吸引作用，增加气液表面的吸附量，降低气液表面张力，进而提高其耐油性，但是硫酸酯盐表面活性剂在温度大于70℃时，会发生水解，导致分子结构被破坏，并且由于SDS耐盐能力弱，在钙、镁离子质量浓度超过200 mg/L时会产生沉淀。在分子结构中加入非离子聚醚基团，形成十二烷基聚醚硫酸盐（AES），可以大幅度提高该类表面活性剂的耐盐性。烃基聚醚羧酸盐具有良好的耐温性能，同时泡沫剂中的阴离子羧酸盐和甜菜碱中正电荷存在静电吸引作用，聚醚之间存在氢键相互作用，能增加泡沫剂分子在气液表面吸附量，同时泡沫剂分子中的多亲水基结构，可以增强泡沫剂与水的相互作用，增强泡沫的携液能力和稳泡性能，增加油水界面张力，在高凝析油条件下，获得优异的起泡性能和携液性能［14-18］。

基于白庙气田高温、高凝析油的地质特点，本文采用自主合成的以烃基聚醚羧酸盐、烃基聚醚甜菜碱为主要成分的复合泡排剂CSL，对影响其性能的因素进行室内分析。通过测试动态携液率，研究泡排剂的抗凝析油性能，并探究泡排剂的耐油机理。最后，将该新型抗凝析油复合泡排剂应用于现场进行产能测试，对解决气田常规泡排剂很难将高凝析油气井的井底积液高效举升出井筒的问题具有指导意义。

1 实验部分

1.1 药品及仪器

药品：氯化钠、氯化钾、氯化钙、六水合氯化镁（分析纯）；CAB，AES（工业品）；煤油；CSL（自制）；实验所用矿化水主要成分见表1。

表1 矿化水主要成分 mg·L-1

仪器：Ross-Mils泡沫仪、KRUSS表面张力仪K100、超级恒温水浴、恒温油浴、电子天平、电导率仪、烧杯、量筒等。

1.2 实验方法

1）表面张力测试方法。在恒温恒湿的实验室环境中，向充满泡排剂溶液的毛细管中注入一滴凝析油，使用旋转滴界面张力仪，在5 000 r/min的转速下测量凝析油/水溶液界面张力，进行耐油性能的评价。

2）起泡能力评价方法。根据GB/T 13173.6—2000《洗涤剂发泡力的测定》，采用罗氏泡沫仪法测定泡沫上升的最高刻度，表征起泡剂的起泡性能。

3）携液能力评价方法。携液率实验仪器采用罗氏泡沫仪，在常压敞口条件下，尽可能模拟地下高温情况，设计室内实验温度为80℃。根据SY/T 5761—1995《排水采气用起泡剂CT5-2》中的动态携液法，配制200 mL待测样品溶液，恒温至指定温度，将样品溶液缓缓倒入罗氏泡沫仪，向罗氏泡沫仪通入指定流量的氮气进行测定，记录15 min内泡沫携带出的液体体积，重复实验3次，求取实验的平均值为最终结果。携液率计算公式为

2 模拟结果分析与讨论

2.1 影响复合泡排剂CSL性能的因素

2.1.1 质量分数

在实验温度80℃，煤油体积分数为50%，气流速度为0.3 m3/h，实验用盐水为1﹟模拟水条件下，探究CSL质量分数对其性能的影响，实验结果见图1。可以看出，CSL的泡沫高度和动态携液率都随着CSL质量分数的增加先增后减。当CSL质量分数为0.50%时，泡沫高度达到了最高，为197 mm。同样，动态携液率此时达到最高，为55.8%，比质量分数为0.75%时的动态携液率高出4.1百分点。原因是烃类物质的存在使得气流搅动作用形成乳液并消耗更多的表面活性剂，过量的表面活性剂形成高黏度和稳定的乳液，从而降低了CSL的起泡性能及动态携液率。在实验选定的条件下，CSL的最佳使用质量分数为0.50%。

图1 CSL质量分数对起泡性能的影响

2.1.2 温度

白庙气井最深处地层温度高达140.3℃，耐温性是评价泡排剂性能的一项重要指标。为评价CSL的热稳定性，配制CSL质量分数为0.50%的1﹟模拟水溶液，将溶液放入高温老化罐中，在140.0℃高温条件下恒温老化12 h后取出，进行起泡性能测试，对比高温老化前后的起泡性能。实验条件：煤油体积分数50%，实验温度80℃，气流速度0.3 m3/h。结果表明，CSL经140.0℃老化后，泡沫高度由197 mm降至192 mm，动态携液率由55.8%降至52.1%，变化幅度不大，说明在凝析油体积分数为50%时，CSL可以抗140.0℃高温，完全满足白庙气田泡沫排液采气的需求。

2.1.3 矿化度

用4种不同的矿化水配成质量分数为0.5%的CSL溶液，并在140.0℃高温条件下恒温老化12 h。在实验温度为80℃，煤油体积分数为50%，气流速度为0.3 m3/h的条件下，探究不同矿化水对其起泡性能和携液性能的影响，实验结果如图2所示。可以看出，随着矿化度的增加，泡沫高度也随之增加，当矿化度超过10×104mg/L时，泡沫高度出现了下降。由于4种矿化水中所含离子不同，不能进行直接的比较，但可以看出泡沫高度都在190 mm以上，动态携液率基本都保持在50%以上，说明CSL具有良好的抗盐性能。

图2 矿化度对CSL起泡能力的影响

另外，通过测试CSL在不同矿化度下的表面张力，评价其抗盐性能。结果表明：随着矿化度的逐渐增加，表面张力一直稳定在较低值（小于30.0 mN/m）。CSL在去离子水中表面张力为29.8 mN/m，在矿化度达到4 607 mg/L时，表面张力降低至27.2 mN/m，并且随着矿化度增加到17.5×104mg/L，表面张力始终保持在低值（27.2 mN/m），CSL表现出良好的抗盐性。上述结果说明，CSL抗盐可达17.5×104mg/L。

2.1.4 pH

用1﹟模拟水配制质量分数为0.5%的CSL水溶液，并在140.0℃条件下恒温老化12 h。在实验温度80.0℃，煤油体积分数为50%，气流速度为0.3 m3/h的条件下，探究pH对其性能的影响，实验结果见图3。由图3可以看出，溶液的pH从4.37到8.50，CSL的初始泡沫高度基本都维持在200 mm左右。pH为4.37时，泡沫高度略高一些，为210 mm；pH为8.50时，略低一些，为188 mm。在实验的pH范围内，动态携液率均在50%以上，当pH为7.44时，动态携液率最高，为63.47%，高出其他5%左右，说明pH的变化对其起泡能力及携液能力影响不大，CSL能适用于较宽的pH范围。

图3 pH对CSL起泡能力的影响

2.2 复合泡排剂CSL抗凝析油性能评价

在天然气井开发中，烃类物质的存在会影响泡排剂的性能。实验室选用体积分数为50%煤油、室内实验温度为80℃，目的是模拟实际生产中气井高凝析油、高温的环境。根据经验，使用泡排剂质量分数为0.50%，气流速度设定为0.3 m3/h，实验用盐水为2﹟模拟水，在中等矿化度下比较了不同煤油体积分数下3种泡排剂（两性泡排剂CAB、阴离子型泡排剂AES及复合泡排剂CSL）的动态携液能力，测试结果见图4。实验结果表明：当煤油体积分数为0时，3种泡排剂的动态携液率都在85%以上，没有明显的差异；当煤油体积分数为30%时，3种泡排剂的动态携液率都有一定幅度的下降，但都保持在50%以上；当煤油体积分数为50%时，3种泡排剂的动态携液率均表现为骤降，仅CSL的动态携液率能保持在50%以上，相比其他2种泡排剂有着更好的抗油性能。

图4 煤油体积分数对携液率的影响

2.3 复合泡排剂CSL抗油机理研究

Garrett提出了铺展系数模型，总结了3个参数：进入系数E、铺展系数S和桥连系数B。根据热力学分析，当E小于0时，油滴不能进入液膜内，油滴失去消泡作用，但也不能被携带出；当E和S大于0时，油滴可以进入到泡沫液膜中拉伸铺展，不稳定的气/油表面代替了稳定的气/水表面，导致液膜破裂；当S小于0时，凝析油不发生铺展，而是以油镜的形式在薄膜上存在。油滴在泡沫液膜上连接形成架桥，桥连系数B决定着架桥效应的稳定性。当B大于0时，液膜易破裂，而B小于0时，形成的架桥相对稳定，泡沫液膜不易破裂。

E，S，B与气/水/油三相的表面张力关系为

式中：γGW，γOW，γGO分别为水/气、 油/水和油/气表面张力，mN/m。

计算泡排剂CSL的E，S，B值，与AES，CAB的结果对比，实验结果见表2。从表中可以看出，3种泡排剂的进入系数E都大于0，说明油滴都能够进入到泡沫液膜中；泡排剂CSL的铺展系数S是小于0的，AES与CAB的皆大于0，表明油滴不能在CSL形成的泡沫液膜中铺展，这是其具有良好抗油性的原因。

表2 泡排剂表面张力和E，S，B计算结果

3 白64井的现场应用

3.1 基本情况

白64井位于白庙构造的白9断块，是白9储气库建库区域内的一口待封井。由于固井质量差，为保证封井后储气库的安全运行，在该井固井质量较差的井段3 370～3 390 m处，设计打工程孔、挤注水泥的方法提高固井质量。该井于2021年8月11日射工程孔作业后，自喷生产，初期油压2.0 MPa，套压6.8 MPa，日产油 4.3 t，日产水 2.8 m3，日产气 1 317 m3，产出液检测凝析油体积分数在60%～70%。模型计算该井临界携液流量为2 500 m3/d，由于该井以低于临界携液流量的气量生产，井筒逐步积液，最终于2021年8月21日停喷关井，停喷前气井油压0.5 MPa，套压7.2 MPa。

3.2 现场应用效果

2021年8月22日，向白64井套管环空泵入CSL 20 kg，加注药剂3 h后，开井生产。开井前油压2.2 MPa，套压6.9 MPa，开井2 h后，井口开始出液，阶段产油4.8 t，产水3.2 m3。2021年8月24日停喷，8月25日再次向该井加入CSL 20 kg，开井2 h后，井口开始出液，阶段产油4.0 t，产水2.8 m3。按单次加注有效期2 d，原油价格 80$/bbl（1 bbl=0.1590 m3）测算，投入产出比 1∶50，经济效益显著。

4 结论

本文对自主复配的以烃基聚醚羧酸盐、烃基聚醚甜菜碱为有效成分的新型复合泡排剂CSL的各项性能展开了系列研究。通过室内评价试验可知，在矿化度17.5×104mg/L、温度140.0℃、煤油体积分数50%的条件下，泡排剂的动态携液率仍高于50%，表明CSL具有优异的抗盐、抗油及耐高温性能。此外，还对泡排剂的抗油机理进行了探究。结果表明，油滴不能在CSL形成的泡沫液膜中铺展，是其具有良好抗油性的根本原因。从白64井的现场应用情况得知，CSL适用于白庙气田等高温高凝析油气田排水采气，且能获得显著的气井排液效果。