抗凝析油泡排剂SH-1的泡沫性能研究与应用

孙玉鹏，吴向阳，张颖，闫旭涛，路建萍

(1.陕西省石油化工研究设计院，陕西 西安 710054； 2.延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西 延安 717400)

天然气井在开发过程中由于烃类凝析液的生成，边水、底水、注水的推进以及压裂、酸化等作业措施，造成井筒内不断积液，随着气田的开发，部分低压、低产气井由于产量低不能完全满足气井携液生产的要求，导致气井无法正常生产，从而使产气量下降，甚至压死气井[1]。在凝析油含量>20%的气井中，许多起泡剂产生的泡沫会在 1～ 2 min内消失，甚至不产生泡沫[2]，因此凝析气井的泡沫排水采气工艺和泡排剂的选取及加注工艺，成为凝析气井泡沫排水采气的关键因素。本文对耐凝析油泡排剂SH-1进行大量室内性能评价及现场应用实验，表明该泡排剂抗高凝析油、抗高矿化度、抗硫化氢性能优良，适用于高含量凝析油、高矿化度地层水及含硫化氢较高的天然气井积液的排除。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

泡排剂SH-1(淡黄色液体)，自制，其配方组成(质量比)为：三聚环氧六氟丙烷酰胺甜菜碱∶椰油酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸单酯二钠∶椰油酰胺丙基甜菜碱∶辅料=(5～10)∶(15～20)∶(20～30)∶(50～60)，易溶于水，pH=7～8，密度1.05～1.20 g/cm3；氯化钙、氯化钠、氯化镁、硫酸钠、石油醚均为化学纯。

Ross-mile恒温携液仪；2151型罗氏泡沫仪；LZB-FA30S转子流量计；高压氮气瓶；HH-2超级恒温水浴等。

1.2 实验方法

中石油天然气Q/SY 1815—2015《排水采气用起泡剂技术规范》，GB/T 13173.6—2000《洗涤剂发泡力的测定》，SY/T 6465—2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》，SY/T 5273—2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》。

2 结果与讨论

2.1 最佳浓度确定

配制不同质量浓度的SH-1泡排剂蒸馏水溶液，测试泡排剂在各质量浓度下的起始泡沫高度(H0)、5 min 泡沫高度(H5)及气体流量3.0 L/min、15 min的携液量，实验温度65 ℃，结果见图1。

图1 泡排剂加入浓度对泡沫高度及携液量影响Fig.1 Influence of foaming agent concentration on foam height and liquid carrying capacity

由图1可知，随着泡排剂质量浓度的增加，泡沫高度逐渐增大，当泡排剂质量分数为0.5%时，泡沫高度及携液量趋于平稳，起始高度162 mm、5 min泡沫高度164 mm，携液率148 mL，泡排剂在质量分数>0.5%时，泡沫高度及携液量变化不大，这是因为表面活性剂达到了临界胶束浓度时，泡沫高度及携液量不再增加[3]。考虑经济性因素，选择质量分数0.5%为该泡排剂的最佳加入浓度，以下实验均在该浓度下测定。

2.2 抗温能力测试

大部分气井底部温度较高，要求泡排剂必须具有一定的耐温能力，为了测试泡排剂在高温下的性能，参照中石油天然气Q/SY 1815—2015《排水采气用起泡剂技术规范》要求，将其在100 ℃ 条件下老化16 h，然后配制成80 g/L矿化度、0.5%泡排剂水溶液，测试其不同温度下的发泡力及携液能力，结果见图2、图3。

图2 温度对携液量的影响Fig.2 Influence of temperature on liquid carrying capacity

图3 温度对发泡力的影响Fig.3 Influence of temperature on foaming force

由图2和图3可知，随温度升高，在50～90 ℃范围内，泡排剂的发泡力和携液量变化不大；老化前后的发泡力及稳泡性、携液量相当，表明SH-1泡排剂具有较好的抗温性能。

2.3 抗凝析油能力测试

实验用石油醚做抗凝析油实验。将石油醚按一定比例加入配制好的80 g/L矿化度、0.5%泡排剂溶液中，在65 ℃水浴中放置30 min，进行携液量性能测试。参照中石油天然气Q/SY 1815—2015《排水采气用起泡剂技术规范》要求，实验温度65 ℃，结果见图4。

图4 凝析油加入比例对携液量的影响Fig.4 Influence of condensate oil addition ratio on liquid carrying capacity

由图4可知，当体系中凝析油的含量<30%时，泡排剂的携液量变化不大，当>35%时，携液量急剧下降。这说明这种泡排剂适用于凝析油含量小于30%。这是因为凝析油对表面活性剂水溶液体系的物理化学性质(如表面张力、界面张力、溶解性等)的影响，造成了妨碍泡沫生成的条件，烃类渗入被气泡包围的表面活性剂液膜，然后向泡膜两面上扩展，在泡膜面上形成像凸透镜一样的扩张的单分子膜。吸附在泡膜面上的泡沫剂分子被挤出并生成新的表面膜，根据结构力学性质，此表面膜强度较差，不稳定，于是发生了泡沫的破坏[4]。

2.4 抗矿化度能力测试

按照Q/SY 1815—2015中矿化水配制方法，分别配为50，100，150，200，250 g/L的矿化度、0.5%SH-1泡排剂溶液，模拟地层水，测试泡排剂的耐盐性能，在 65 ℃下实验，结果见图5。

由图5可知，SH-1泡排剂在0～150 g/L矿化度范围内，起泡力及携液量变化不大，矿化度>150 g/L 时，泡排剂及携液量缓慢下降，但仍能够满足规范技术要求，表明该泡排剂耐盐性能较好。这是因为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]。

图5 矿化度对泡沫高度及携液量的影响Fig.5 Influence of salinity on foam height and liquid carrying capacity

2.5 腐蚀速率测定

按照Q/SY 1815—2015《排水采气用起泡剂技术规范》中的实验条件，测试发泡剂的腐蚀速率。配制腐蚀介质：80 g/L矿化度水溶液、硫化氢浓度 500 mg/L 和二氧化碳浓度250 mg/L、1 000 mg/L发泡剂浓度，试片处理及操作按照SY/T 5273—2000《油田采出水缓蚀剂性能评价方法》进行，腐蚀试片用N80碳钢材质(50 mm×10 mm×3 mm)，同时做4个平行挂片，试验温度70 ℃，放置时间72 h，实验结果见表1。

表1 试片在加入泡排剂腐蚀介质中的缓蚀效果Table 1 Corrosion inhibition effect of the test piece in the corrosive medium with foaming agent

由表1可知，SH-1泡排剂平行 4个试片的腐蚀速率都低于0.076 mm/a，挂片表面光亮，无腐蚀斑痕，达到Q/SY 1815—2015标准中泡排药剂缓蚀性能的技术指标要求。

2.6 现场试验

在陕北井区进行了现场试验，选取了不同油水比的两口气井进行加注，加注前该井油压持续降低，压差明显增大，判断井底有部分积液。加注抗油泡排剂SH-1，连续加注10 d泡排剂，积液排出，产气量迅速增加，后期气井间断产水，并迅速排出，加注前后气量变化见表2。

表2 气井加入泡排剂气量的变化对比Table 2 Comparison of changes in gas volume of bubble exhauster added in gas wells

由表2可知，施工前，由于该井底部有积液，产气量降低，严重影响气井的正常生产，加注后，井底积液排出，气量增加显著，产量稳定，泡排效果较好。建议油压下降后继续加注SH-1泡排剂，维持气井正常生产。

3 结论

(1)泡排剂SH-1加入质量浓度为0.5%时，泡沫的稳定性、起泡性能及携液量优良，均达到Q/SY 1815—2015《排水采气用起泡剂技术规范》中技术要求，SH-1泡排剂适合高矿化度、高含凝析油及硫化氢气井的泡沫排水采气。

(2)现场试验表明，井底部有积液、产气量降低、严重影响正常生产的气井，加注泡排剂SH-1后，气井气量增加显著，产量稳定，泡排效果较好。建议油压下降后继续加注SH-1泡排剂，维持气井正常生产。