CN101899290A - 一种用于高温产水气井排水采气用的泡排剂 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种用于高温产水气井排水采气用的泡排剂。该泡排剂包括下列组分，各组分按质量百分比配比：椰油酰基胺丙基甜菜碱25～40％，月桂酰肌氨酸20～30％，余量为水。该泡排剂在井底温度150℃的条件下起泡力、热稳定性及携液能力好。具有低刺激性、低毒、易降解的特点，且原材料价格适中，易于获得，以利于现场的规模应用。
Description
技术领域：
本发明涉及油气田领域中用的一种化学助剂，特别是一种用于高温产水气井排水采气用的泡排剂。
背景技术：
气田开发初期气井普遍见水，由于携液能力下降造成井底积液，导致气井减产甚至停喷。泡排工艺具有适应性强、受酸性气体腐蚀影响小、成本较低的特点，适合气田深层、高温、小产水量气井的排液。当前国内的泡排剂应用温度不超过120℃。但有些气田火山岩气藏气层温度高(104-149℃)，导致泡排剂的性能急剧变差，影响泡沫排水采气的效果。
发明内容：
为了克服背景技术存在的不足，本发明提供一种用于高温产水气井排水采气用的泡排剂，该泡排剂在井底温度150℃的条件下起泡力、热稳定性及携液能力好。具有低刺激性、低毒、易降解的特点，且原材料价格适中，易于获得，以利于现场的规模应用。
本发明的技术方案是：该泡排剂包括下列组分，各组分按质量百分比配比：椰油酰基胺丙基甜菜碱25～40％，月桂酰肌氨酸20～30％，余量为水。
上述方案中月桂酰肌氨酸用作发泡剂，具有良好的抗硬水性、较低的刺激性、较高的发泡力以及优异的配伍性能，与椰油酰基胺丙基甜菜碱产品配伍后可以产生极佳的协同效应，增强发泡能力；椰油酰基胺丙基甜菜碱用作泡沫稳定剂，具有优良的溶解性和配伍性、优良的发泡性和显著的增稠性、优良的抗硬水性及生物降解性及高温稳泡性。
本发明具有如下有益效果：本发明针对气田开发初期见水井数多、缺乏有效的排水采气手段的实际情况，研发了一种适用于高温(井底温度≤150℃)产水气井排水采气用的泡排剂。该泡排剂在井底温度150℃的条件下起泡力、热稳定性及携液能力好。具有低刺激性、低毒、易降解、配位性好的特点，且原材料价格适中，易于获得，以利于现场的规模应用。并且该发明具有一定的抗盐及抗甲醇能力。
附图说明：
图1为试验期间产气、产水情况(每30min记录，出水时加密录取，共353组数据)；
图2为试验期间井口压力变化情况。
具体实施方式：
下面结合实施例对本发明作进一步说明：
下面配制几种不同的泡排剂进行性能实验：方案1：椰油酰基胺丙基甜菜碱35％、月桂酰肌氨酸20％及水45％；方案2：椰油酰基胺丙基甜菜碱30％、月桂酰肌氨酸25％及水45％。上述组分按质量百分比计。
泡排剂的起泡力、热稳定性、动态携水能力以及地层水配伍性是评价其性能的重要参数，参照SY/T 6450-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准，测定泡排剂各性能参数见表1和表2。
起泡力、热稳定性及携液能力评价 表1
| 配制水型 | 浓度(％) | 老化温度(℃) | 实验温度(℃) | 平均原始泡高(mm) | 平均3min泡高(mm) | 平均5min泡高(mm) | 动态携液量(mL) |
| 模拟地层水(方案1) | 0.3 | 未老化 | 90 | 170 | 110 | 80 | 1190 |
| 模拟地层水(方案1) | 0.3 | 150 | 90 | 175 | 120 | 83 | 1020 |
| 模拟地层水(方案2) | 0.3 | 未老化 | 90 | 170 | 110 | 80 | 1190 |
| 模拟地层水(方案12) | 0.3 | 150 | 90 | 176 | 120 | 83 | 1020 |
泡排剂与地层水配伍性研究 表2
结果表明其在150℃高温条件下，起泡力、热稳定性好，携液能力强，且与地层水配伍性好。可以用于现场试验。
现场实验：实验用的泡排剂由椰油酰基胺丙基甜菜碱30％、月桂酰肌氨酸25％及水45％组成。上述组分按质量百分比计。
(1)试验井简况：
徐深6-211井基础数据表 表3
| 完钻日期 | 2007.8.6 | 完钻井深(m) | 3859 |
| 投产日期 | 2008.10.31 | 生产层位 | Klyc4107，3577.0~3585.0m |
| 人工井底(m) | 3828.6 | 气层中部深度m) | 3581 |
| 油层套管内径及深度(mm×m) | 121.36×3856.19 | 套补距(m) | 4.62 |
| 套管钢级 | P110、HP13Gr-110 | 水泥返高(m) | 2300 |
| 原始地层压力 | 37.54 | 原始地层温度 | 140.2 |
(2)试验前生产情况：
现场试验前，该井生产分为三个阶段：
第一阶段：稳产阶段，2009年12月8日前，井口压力、气水产量稳定；
第二阶段：产量下降阶段，2009.12.9-2010.3.9，出现油套压差，产气量下降；
第三阶段：放喷维持生产，2010.3.10-试验前，油套压差增大，气、水产量下降。
试验前该井产气量下降，产水量下降，油套压差6.0MPa，积液特征明显，依靠站内放空维持生产。需尽快采取排水采气措施恢复正常生产。试验的目的一时通过现场试验评价泡排剂的耐高温性能，并针对出现的问题进一步改进，提高其对徐深气田产水气井的适应性；二是评价泡排剂加注方式的适应性，三是探索制定产水气井合理加药制度、保持气井稳定生产的可行性。
(3)泡排剂性能评价：
试验前，实验室内针对该井的水质分析数据，进行了配伍性实验。结果表明，泡排剂在模拟地层水中保持了较好的起泡力、热稳定性和携水能力，混合后无沉淀、絮凝产生，配伍性良好。
泡排剂与地层水配伍性试验结果 表4
(4)现场试验情况：
2010年4月21，开始XS6-211井泡沫排水采气现场试验，试验取得了预期效果。
徐深6-211井泡沫排水采气施工记录 表5
(5)试验效果分析：
①气井产量保持稳定，气井能够依靠自身能量带水生产，见图1。
见效前，产气量持续下降，瞬时流量930m3/h降至800m3/h，气井已无法带水生产；见效后，瞬时流量在930m3/h-1600m3/h之间，产气量相对稳定，在未改变生产制度的情况下，能够依靠自身能量间歇带水生产。
②油套压差减小，排出部分井筒积液，见图2。
见效前，油套压差持续放大，最高6.7MPa，见效后，油套压差有所减小，最小至3.2MPa，维持在4.0MPa左右。
见效前后生产情况对比表 表6
| 时间 | 井口油压(MPa) | 井口套压(MPa) | 折算日产气量(104m3) | 出水量(kg) |
| 见效前 | 5.7 | 12.4 | 22080 | 0 |
| 4.22 | 5.7 | 11.6 | 23839 | 783 |
| 4.23 | 5.6 | 9.8 | 23167 | 266 |
| 4.24 | 5.6 | 10.5 | 22930 | 310 |
| 4.25 | 5.6 | 9.5 | 24630 | 384 |
| 4.26 | 5.7 | 9.7 | 23869 | 270 |
| 4.27 | 5.7 | 10.1 | / | / |
(6)试验的结论和认识：
①加药时机的确定：
加药时机晚。积液多，油套压差大，靠放喷已无法维持生产，在出现积液现象的初期采取排水措施效果会更明显。
②加药方式的选择：
单纯从环空加入泡排剂难以短期内见效，若在油管内同时加注泡排剂效果会更加明显。
③保持加药的连续性：
部分积液排出后，地层持续出水，而此时泡排剂效力已过，难以形成连续排液。若采取连续加药的方式，能够排空井内积液并恢复正常生产。
Claims (1)
1.一种用于高温产水气井排水采气用的泡排剂，该泡排剂包括下列组分，各组分按质量百分比配比：椰油酰基胺丙基甜菜碱25～40％，月桂酰肌氨酸20～30％，余量为水。
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