聚醚改性有机硅消泡剂性能评价及应用

陈 挺，杨 彬，邵泽恩，董丙响，田 丹

（1.中石油渤海钻探工程技术研究院压裂技术中心，天津 300280；2.中石油渤海钻探工程技术研究院酸化技术中心，天津 300280；3.中石油大港油田分公司第六采油厂，河北沧州 061100）

聚醚改性有机硅消泡剂性能评价及应用

陈 挺1，杨 彬2，邵泽恩3，董丙响1，田 丹1

（1.中石油渤海钻探工程技术研究院压裂技术中心，天津 300280；2.中石油渤海钻探工程技术研究院酸化技术中心，天津 300280；3.中石油大港油田分公司第六采油厂，河北沧州 061100）

为了满足苏里格水平井压裂返排液的消泡需求，合成了聚醚改性有机硅消泡剂。通过实验发现，当端烯丙基聚氧烯醚分子链中聚氧乙烯与聚氧丙烯质量比为10时，聚醚改性有机硅消泡剂的溶解时间短、消泡率高。与聚醚复配，当聚醚与改性有机硅消泡剂质量比为1.4时，消泡剂的消泡率高、抑泡时间长。在苏76-11-10H水平井压裂返排液消泡应用中，添加浓度为0.05%的消泡剂即可达到良好的消泡效果。

聚醚改性有机硅；压裂返排液；复配；消泡剂；现场应用

为提高渤海钻探苏里格自营区块水平井压裂施工后的返排率，通常采用压裂液中添加发泡剂助排和液氮助排技术来减少压裂液对地层的伤害，提高压裂效果。返排过程中，在油嘴高压条件下氮气与水及表面活性剂相互作用产生大量泡沫，进入储液罐后受到水流的扰动作用使得泡沫体积不断增大，为下一步的压裂液返排液存储、处理造成了很多的困难。在大风条件下，储液罐中的泡沫会溢出，造成环境污染。随着环境保护政策的逐渐严苛，施工现场需要对压裂返排液进行处理来避免环境污染。

目前油田生产用消泡剂的应用比较成熟，以有机硅类和聚醚类为主。有机硅消泡能力强但是抑泡能力弱，而聚醚消泡剂的抑泡能力强但是消泡时间长，破泡率低。为了满足消泡时间短、消泡彻底的现场应用需求，研究人员通常将这两种消泡剂进行复配[1，2]，或者通过添加催化剂的方式将聚醚与有机硅加成得到聚醚改性聚硅氧烷[3]。为了进一步提高消泡效率，也可将聚醚改性聚硅氧烷与有机硅复配[4，5]。同时为了便于应用，通常将消泡剂制备成乳液形式。

1 实验部分

1.1 原料和仪器

实验试剂：由EO、PO不同质量比制备得到的烯丙基聚氧乙烯聚氧丙烯醚，黏度100 mPa·s～500 mPa·s，自产；含氢硅油：活性氢质量分数0.1%～0.2%，黏度50 mPa·s～200 mPa·s，山东大易化工有限公司；氯铂酸，分析试剂。

实验仪器：SZCL-2智能控温磁力搅拌器（上海鹰迪仪器设备有限公司）；RE-52A旋转蒸发器（上海亚荣生化仪器厂）。

1.2 聚醚改性聚硅氧烷的合成

聚醚改性聚硅氧烷的制备参考文献[3]，将有机硅油与端烯丙基聚氧烯醚混合，加入一定量的氯铂酸-异丙醇溶液作催化剂，加热至120℃左右，反应4 h，使用旋转蒸发仪除去溶剂得聚醚改性聚硅氧烷。

将聚醚改性聚硅氧烷与聚醚按不同质量比复配，评价复合消泡剂的消泡时间、消泡率和抑泡性能。

1.3 消抑泡性能评价

采用振荡法测试消泡剂的消泡性能和抑泡性能。在室温下，用磁力搅拌器将1.0%的十二烷基硫酸钠水溶液搅拌5 min，静置后记录泡沫的体积。加入一定质量分数的消泡剂，在搅拌条件下记录消泡后泡沫的体积和消泡时间。静置后，再次搅拌5 min，记录起泡体积。

渠道的选择，应该严格按照霍童古镇规划的要求为前提，在整体品牌形象下进行渠道拓展工作。霍童古镇采用统一的品牌形象和VI识别系统：景区的标志、小品塑造、指示牌、宣传手册，在式样、颜色的选择上精心地加以区别，并且在购物、娱乐、交通、卫生、安全等方面形成统一的高质量服务保障体系。加强对古镇的宣传，建立多渠道销售模式，结合宁德市其他旅游资源的优势和影响力，借助“清新福建”品牌让霍童古镇旅游产品和服务走向全国。

采用同样的方法评价消泡剂对新配制的含有起泡剂压裂液的消泡性能。

1.4 现场应用

现场配制浓度为0.05%的消泡剂，根据点火罐和地罐中泡沫的体积添加。观察返排液储罐中泡沫体积大小决定是否进一步添加消泡剂。

2 结果与讨论

2.1 消泡剂配方研究

图1 聚醚改性聚硅氧烷消泡剂结构的确定

通过改变聚醚分子链中环氧乙烷（EO）与环氧丙烷（PO）的质量比，得到了不同结构的端烯丙基聚醚。再改性有机硅得到了不同结构的聚醚改性聚硅氧烷消泡剂，评价了消泡率和消泡剂的溶解时间（见图1）。由图1可知，随着消泡剂分子链中环氧乙烷质量的增大，溶解时间逐渐减小，消泡率逐渐增大。当EO与PO质量比为10时，消泡剂在45 s内溶解，消泡率达到95%。继续增大质量比，溶解时间和消泡率的变化不明显，故确定聚醚改性聚硅氧烷消泡剂中EO与PO质量比为10。

评价了消泡剂中改性聚硅氧烷与聚醚质量比对消泡率和抑泡率的影响（见图2）。由图2可知，随着聚醚质量的增大，消泡率的增大不明显，抑泡率减小。当聚醚质量为改性聚硅氧烷质量的1.2倍时，抑泡率达到15%，继续增大聚醚的质量，抑泡率增大不明显。因此，聚醚与改性聚硅氧烷的质量比固定为1.4。

图2 复合消泡剂对消泡抑泡性能的影响

2.2 模拟压裂返排液消泡评价实验

根据苏里格压裂液配方，首先配制羟丙基胍胶压裂液，然后加入破胶剂在90℃水浴加热条件下破胶完全，破胶后体系黏度＜5 mPa·s，以此来模拟压裂返排液。取模拟返排液100 mL，高速搅拌5 min，发泡体积为300 mL，半衰期45 s。在持续搅拌的条件下，泡沫体积保持不变。因此，在实际返排过程中需要投加消泡剂来控制泡沫的体积。

取100 mL模拟返排液样品，搅拌起泡，加入消泡剂后继续搅拌观察消泡情况。模拟压裂返排液体系配方中加入发泡剂的质量分数为0.5%，其中还有其他表面活性剂也起到部分发泡效果，在实验中以发泡剂的加量作为标准。由表1可知，在常温条件下，当发泡剂与消泡剂质量比为10:1时，就能够有效使体系消泡。80℃条件下，消泡效果没有受到明显影响。

取100 mL返排液，加入一定量消泡剂，搅拌后观察起泡情况，来评价消泡剂的抑泡能力。由表2可知，预先加入消泡剂，使其与消泡剂混合，在发泡剂与消泡剂质量为10:1的条件下，能够有效抑制体系起泡。在80℃条件下，抑制效果没有受到明显影响。

2.3 现场应用

苏76-11-10H水平井位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗乌审召镇乌审召嘎查，井口距苏76-12-10井井口东南侧373 m，鄂尔多斯盆地伊陕斜坡苏76区块中南部构造。2016年10月27日凌晨压裂结束后开始返排，总入地液量2 928.75 m3。

凌晨2:30，安装3 mm油嘴放喷，至3:00时，出水3 m3；更换10 mm油嘴放喷，至上午7:00，累计出水90 m3，占入地液量3.07%。此时，点火罐中水面上聚集了细小的白色泡沫。流经地罐后，在其中泡沫体积开始增大。采用喷淋的方式，按质量浓度0.05%向地罐中喷洒消泡剂，接触瞬间即可消泡，能够有效减小泡沫体积。后续泵入盛放返排液的储罐，其中未出现泡沫，抑泡效果良好（见图3）。

表1 模拟压裂返排液样品消泡实验

表2 消泡剂抑泡性能评价

图3 返排液处理流程

3 结论

（1）采用EO与PO质量比为10的端烯丙基聚醚改性有机硅得到聚醚改性聚硅氧烷消泡剂，溶解速率快，消泡效果好。

（2）将聚醚与改性聚硅氧烷按质量比1.4复配得到抑泡能力优良的复合消泡剂，在苏里格水平井压裂返排液消泡应用效果良好。

［1］ 李杰训，孙云峰，王志华，等.适用于气田产出水的消泡剂复配体系研究［J］.油气地面工程，2016，35（1）：23-26.

［2］ 付孝锦，雷词浩，万世尧.压裂液用硅油聚醚乳液型消泡剂的制备及性能评估［J］.内江师范学院学报，2016，31（2）：17-20.

［3］ 倪秀，袁桂梅，陈胜利，等.聚醚改性聚硅氧烷原油消泡剂的制备［J］.油田化学，2009，26（2）：153-157.

［4］ 夏荣良.乳液型有机硅消泡剂的研究与制备［J］.浙江化工，2016，47（6）：21-24.

［5］ 胡廷，李新超，王超明，等.有机硅乳液消泡剂的制备及在渤海油田的推广应用［J］.有机硅科技，2015，29（1）：38-41.

Performance evaluation and field application of polyether modified silicone defoamer

CHEN Ting1，YANG Bin2，SHAO Zeen3，DONG Bingxiang1，TIAN Dan1
（1.Fracturing Technology Center，Engineering Technology Research Institute，BHDC of CNPC，Tianjin 300280，China；2.Aciding Technology Center，Engineering Technology Research Institute，BHDC of CNPC，Tianjin 300280，China；3.Oil Production Plant 6 of PetroChina Dagang Oilfield Company，Cangzhou Hebei 061100，China）

In order to defoam the backflow fracturing fluids of Sulige horizontal well, polyether modified silicone defoamer has been synthesized.It was found that the polyether modified silicone defoamer has a shorter dissolution time and a higher defoaming rate when the mass ratio of polyoxyethylene and polypropylene oxide in the allyl polyethylene oxide ether chain was 10.To compound with polyether,when the mass ratio of polyether and polyether modified silicone defoamer was 1.4,the defoamer has a higher defoaming rate and a longer inhibiting time.It has been implied to defoamation of Su 76-11-10H horizontal well backflow fracturing fluids.When the concentration of defoamer was 0.05%,an excellent defoaming effect can be achieved.

polyether modified silicone；backflow fracturing fluids；compound；defoamer；field application

TE357.12

A

1673-5285（2017）05-0090-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.022

2017－04-28

陈挺，男，工程师，2014年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，获博士学位，现从事压裂酸化等储层改造工作，邮箱：15315019827@163.com。