在天然气开发过程中,由于边底水的推进,气井井筒内不断积水,产气量下降,甚至压死气井[1]。泡沫排水采气工艺是向井内注入一定数量的起泡剂,井底积水与起泡剂接触以后,借助天然气流的搅动,生成大量低密度的含水泡沫,随气流从井底携带到地面,达到排出井底积液的目的[2]。普通起泡剂在凝析油含量大时稳定性、携水能力差,这是因为油类物质本身属于消泡剂范畴而引起的[3]。调查表明,当凝析油体积分数大于10%时,大多数起泡剂已经无法起泡[4]。20世纪末,国内外已有相关抗凝析油泡排剂的报道,但大多为氟碳类表面活性剂,价格昂贵,无法进行大面积推广。近年来,国内有一些关于抗凝析油泡沫排水剂的报道,但均不适用于长庆气田水质特征[5]。根据起泡剂结构特点、基团特性及作用机理[6],以异构烷基脂肪酸与二甲基丙二胺在催化作用下进行缩合反应,得到异构长链烷基叔胺,再与氧化剂发生氧化反应,形成一种异构烷基两性氧化胺起泡剂[7-8]。对起泡剂的性能评价表明,该起泡剂可以满足温度90 ℃、凝析油体积分数≤20%、矿化度≤200 g/L条件下气井的泡沫排水采气要求。
异构长链烷基脂肪酸;二甲基丙二胺;NaOH;双氧水;CaCl2;NaCl;甲醇(分析纯);凝析油;蒸馏水。
电子天平;DCAT11表面张力仪; 电动搅拌器; 温度计; 黏度计; 干燥箱; 501型超级恒温器; 傅里叶变换红外光谱仪; 高温高压反应釜; RossMile恒温携液仪; 转子流量计; 减压阀; 高压氮气瓶; 超级恒温水浴等。
将异构长链烷基脂肪酸、二甲基丙二胺加入装有温度计、回流和搅拌装置的三口烧瓶中,在油浴下加热至70 ℃,使反应物都处于熔融状态后,加入NaOH催化剂,加热至150 ℃反应8 h,反应物冷却后得到异构长链烷基叔胺中间产物;60 ℃下滴加1.2倍物质的量比的双氧水,水浴加热至85 ℃搅拌均匀, 使其在恒温下充分发生氧化反应6.5 h后,再自然冷却至室温,得到异构长链烷基氧化胺起泡剂。采用流变改进剂进行降黏处理,使合成产物的表面黏度降低至26.7 mPa·s,测得0.5%(w, 下同)起泡剂表面张力为28.3 mN/m。该起泡剂在酸性介质中表现为阳离子型,在中性/碱性介质中表现为非离子型,起泡能力强;在泡沫溶液中,长链烷基侧链亲油端在空气中的排列更为紧密,泡沫稳定性提高,临界胶束浓度降低。合成反应式见图 1。
起泡剂性能测定参考SY/T 6465-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》[9];起泡高度测定参考GB/T 13173-2008《表面活性剂洗涤剂试验方法》;携液能力测定参照SY/T 5761-1995《排水采气用起泡剂CT5-2》[10]。
将合成的异构长链烷基氧化胺产品进行红外检测,结果见图 2。1 653 cm-1处为酰胺基上C=O吸收峰,970~914 cm-1附近出现明显的N→O伸缩振动吸收峰,720 cm-1处为长链烷基特征的吸收峰。
在异构长链烷基脂肪酸与二甲基丙二胺物质的量比为1: 1.04,反应温度为150 ℃,催化剂加量为0.2%(w,下同),反应8 h条件下,中间产物转化率高达97.3%。进一步升高反应温度,提高二甲基丙二胺比例,转化率无明显提高。因此,异构长链烷基脂肪酸与二甲基丙二胺物质的量比为1: 1.04、反应温度150 ℃为最佳反应条件。
在异构长链烷基叔胺与双氧水物质的量比为1: 1.2,反应温度85 ℃,催化剂加量为2%的条件下,反应6 h,中间产物的转化率高达97.2%,最终产物起泡高度达158 mm。进一步升高反应温度,提高氧化剂加量,转化率及起泡能力均无明显变化。因此,异构长链烷基叔胺与双氧水最佳反应的物质的量比为1: 1.2。
对比碳链长度相同的异构长链烷基氧化胺与长链烷基氧化铵性能,结构异构化后,在泡沫溶液中,表面活性剂亲油端在空气中的排列更为紧密,泡沫稳定性提高,临界胶束浓度降低,表面张力降低。
在90 ℃、200 g/L矿化度(CaCl2、NACl质量比1: 3)、30%(φ,下同)凝析油3种条件下,起泡剂质量分数为5%时,分别对长链烷基氧化铵与异构长链烷基氧化胺进行性能测试。测试结果(见图 3)表明,在相同条件下,异构长链烷基氧化胺的携液率分别比长链烷基氧化铵提高4%、6%、12%,完全满足泡沫排水采气的需求。
在起泡剂质量分数为5%、凝析油体积分数为20%、矿化度为150 g/L时,在50~100 ℃测试起泡剂的起泡高度和携液能力,结果见图 4。由图 4可知,温度升高,合成起泡剂的稳泡能力逐渐降低,起泡能力和携液率先增加后降低,在80 ℃达到最大值,起泡高度176 mm,携液率78%;当温度达到90 ℃时,起泡高度168 mm,携液率75%,起泡剂仍具有较好的携液能力,耐温性较好。
在90 ℃、矿化度150 g/L、起泡剂质量分数5%时,测试0~30%(φ)凝析油对起泡剂性能的影响,结果见图 5。由图 5可知:随着凝析油含量的不断增大,合成起泡剂的发泡力、稳泡力及携液率均逐渐降低。在凝析油体积分数为20%时,起泡高度167 mm,携液率65%;继续增加凝析油含量,携液率大幅下降,在凝析油体积分数为30%时,携液率仅为51%,这是因为凝析油的有强的消泡作用。总的来说,该起泡剂在20%凝析油时,仍具有较好的抗油性能。
在90 ℃、起泡剂质量分数5%、无凝析油条件下,测试0~250 g/L矿化度(CaCl2、NaCl质量比1: 3)对起泡剂性能的影响,结果见图 6。由图 6可知:随着矿化度的增加,新型泡排剂的发泡力、稳泡力及携液率均逐渐降低;在矿化度为200 g/L时,起泡高度172 mm,携液率73%;当矿化度再增加时,携液率大幅下降,这是由于体系内有盐存在时,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[11]。
榆林气田属低压、低渗透岩性气藏,气井普遍具有低压、低产、小水量特征,携液能力差。气田积液井中,气井压力和产气量均较低,凝析油含量10%~20%,气井排液难度非常大。2015年,在榆林气田进行了5口井加注对比试验,试验结果见表 1。从表 1可以看出,加入新型起泡剂后,气井平均油套压差降低3.2 MPa,平均产气量增加30%,说明合成的起泡剂具有良好的抗凝析油能力,气井的排液效果好。
(1) 以异构长链烷基脂肪酸与二甲基丙二胺为原料,在物质的量比1: 1.04、反应温度150 ℃、反应时间8 h,催化剂作用下进行缩合反应,得到异构长链烷基叔胺中间产物;再与氧化剂以物质的量比1: 1.2发生氧化反应,反应温度85 ℃,反应时间6.5 h,合成了一种异构长链烷基两性氧化胺起泡剂。
(2) 室内实验表明,该起泡剂抗温90 ℃、抗凝析油30%、抗矿化度200 g/L,满足气田排水采气要求。
(3) 在榆林气田开展5口凝析油(不大于20%)气井现场应用,平均油套压差降低3.2 MPa,产气量增加30%,气井生产稳定。