本发明涉及一种含二芳基磺酸盐的排水采气用泡排剂。
背景技术：
：天然气井在开发过程中由于边水的推进、注水驱动以及压裂等作业措施，造成井筒内不断积水，从而导致产气量下降，甚至压死气井。目前，国内外油气田从天然气井中排除积液的常用方法有泡沫排水法和液氮法等。修复死井时，用液氮法效果较好，但液氮法需要专业的作业队伍，成本很高。泡沫排水法是近年来迅速发展起来的一种排水采气技术，在国内外采气工业中得到普遍应用。它是利用天然气和泡沫剂的作用，形成连续上升的泡沫柱，从井内携带出液体以及混在其中的固体颗粒，具有设备简单，施工方便，成本较低，产能高，适用井深范围广，不影响气井正常生产等优点。泡沫排水的工作原理是通过套管向气井内注入一定数量能起泡的表面活性剂(起泡剂)，使井底积液在天然气流的搅动下形成大量低密度含水泡沫。随着气泡界面的生成，液体被连续举升，带到地面。同时，泡沫柱底部的液体不断补充进来，直到井底水被替净。目前，用于泡沫排水采气的起泡剂主要有两大类：阴离子型表面活性剂和非离子型表面活性剂。对于高温，高矿化度气井，阴离子表面活性剂与地层水的配伍性较差，容易与地层水中的钙，镁等高价离子形成沉淀；而非离子泡沫剂存在浊点，耐温性能差，当地层温度高于浊点时，表面活性剂即开始从水中析出。泡沫排水采气的核心问题是研制起泡能力强，稳定性好，与地层水配伍性能良好，抗温、耐盐的泡沫剂体系。两性离子表面活性剂阴阳一体的内盐结构决定了其具有良好的耐温抗盐特性。分子中多个活性基团使其具有较高的界面活性，起泡性能较好，泡沫稳定好。本发明将两性离子表面活性剂甜菜碱与阴离子表面活性剂烷基二芳基磺酸盐复配，研制了一种新型的抗温耐盐泡沫剂体系。技术实现要素：本发明所要解决的技术问题之一是现有技术中存在的泡沫剂热稳定性差，遇二价离子沉淀，不能满足高温高矿化度气井排水采气需要的技术问题，提供一种新的二芳基磺酸盐的气井排水采气用的泡排剂。该泡排剂具有在总矿化度为5000～250000mg/L，Ca2+、Mg2+总含量为500～50000mg/L的地层水条件下澄清透明，100℃老化一个月后溶液澄清透明且泡沫起泡体积和半衰期基本无变化的优点。本发明所要解决的技术问题之二是提供一种解决技术问题之一所述二芳基磺酸盐的气井排水采气用的泡排剂的制备方法。本发明所要解决的技术问题之三是提供一种解决技术问题之一所述二芳基磺酸盐的气井排水采气用的泡排剂在排水采气中的应用。为解决上述技术问题之一，本发明采用的技术方案如下：一种含二芳基磺酸盐的气井排水采气用的泡排剂，以质量份数计包括以下组分：(1)0.01～5份的脂肪基二芳基磺酸盐；(2)0.01～5份的脂肪酰胺烷基甜菜碱；其中，脂肪基二芳基磺酸盐，具有式(I)所示分子通式式(I)中R1、R2均独立选自H或C1～C20的脂肪基；A为O,S，-(CH2)x-，-O-(CH2CH2O)y-中的一种，其中x、y为1～5中的任意一个整数；M1、M2均独立选自碱金属、碱土金属中的任意一种金属离子或铵基；m、n为磺酸基团的个数，其取值范围为m+n＝1～5中的任意一个整数；a、b分别是M1、M2的个数，当M1、M2为碱金属离子或铵基时，a＝m，b＝n，当M1、M2为碱土金属离子时，a＝m/2，b＝n/2；脂肪酰胺甜菜碱具有式(II)所示分子通式：式(II)中R3为C3～C18的脂肪基；R4为(CH2)z-，其中z为1～5中的任意一个整数；R5、R6独立选自C1～C10的烷基或取代烷基；R7为-CH2-和-CH2-CH2-中的一种；B选自使式(II)所示分子呈电中性的阴离子基团。上述技术方案中，所述R1优选为C4～C20的脂肪基，R2优选为H原子或C4～C20的脂肪基，A优选为O或S，m和n独立取值为m+n＝1～3中的任意一个整数。上述技术方案中，所述M1和M2独立优选自任意一种碱金属离子；R1为C8～C20的脂肪基；R2为H原子；A为O原子或S原子；m和n独立取值为0或1，且m和n不同时为0。上述技术方案中，所述M1和M2独立优选自碱金属或碱土金属中任意一种金属离子；R1、R2独立优选自C8～C20的脂肪基；A优选为-(CH2)x-或-O-(CH2CH2O)y-，其中x、y优选为1～3中的任意一个整数上述技术方案中，所述R3优选为C8～C18的烃基，z优选为1～3中的任意一个整数，R5、R6优选为C1～C3的烷基或取代烷基，R7优选为-CH2-或-CH2CH2-，B优选为HPO4—、COO—或SO3—中的至少一种，进一步优选为COO—或SO3—中的至少一种。上述技术方案中，以质量份数计，所述烷基二芳基磺酸盐的含量优选为0.01～1份。上述技术方案中，以质量份数计，所述脂肪酰胺烷基甜菜碱的含量优选为0.01～1份。上述技术方案中，所述M1和M2独立优选自任意一种碱金属离子或铵基，进一步优选方案为碱金属离子，更优选方案为钠或钾。上述技术方案中，所述M1和M2优选为相同，这样方便制备。上述技术方案中，所述的“脂肪基”，可以含有酰基、羰基、醚基、羟基等基团，可以是饱和碳链，也是含有不饱和碳链；所述“取代烷基”中的取代基可以是羟基取代基、卤素取代基等取代基团。上述技术方案中，所述含二芳基磺酸盐的排水采气用泡排剂，以质量份数计还包括98～100份模拟地层水；所述地层模拟水总矿化度优选为10000～200000mg/L，更优选方案为20000～180000mg/L，Ca2++Mg2+优选方案为500～40000mg/L，更优选方案为1000～25000mg/L。上述技术方案中，所述R2优选方案为H原子或C8～C15的烷基；A优选方案为O原子或-O-(CH2CH2O)y-，y＝1～3；m+n＝1或2；R3优选方案为C8～C16的烷基；R5、R6相互独立或相同，优选方案为C1～C3的烷基。为了解决的技术问题之二，本发明采用的技术方案为：一种上述技术方案中任一所述的含烷基二芳基磺酸盐的气井排水采气用泡排剂的制备方法，包括以下步骤：将所需量的脂肪基二芳基磺酸盐、脂肪酰胺烷基甜菜碱混合均匀，得到所述的泡排剂。上述技术方案中，优选将所需量的烷基二芳基磺酸盐、椰油酰胺烷基甜菜碱与地层模拟水均匀混合，搅拌20～60分钟，得到所需的泡排剂。以质量份数计，烷基二芳基磺酸盐、椰油酰胺烷基甜菜碱以及模拟水的配比为0.01～1份∶0.01～1份∶98～100份。烷基二芳基磺酸盐的用量优选范围为0.01～0.5份，椰油酰胺烷基甜菜碱的用量优选范围为0.01～0.5份，搅拌时间优选为30～40分钟。本发明中的阴离子表面活性剂烷基二芳基磺酸盐与两性离子表面活性剂椰油酰胺烷基甜菜碱复配使用产生协同效应，得到一类起泡性能强，稳泡性能好，抗温、耐盐的泡排剂。本发明的泡排剂可适用于温度不高于100℃，矿化度低于250000mg/L，钙镁离子浓度低于50000mg/L的气井。该泡排剂与空气，氮气，二氧化碳和天然气混合形成稳定的泡沫，应用于西南油田气井地层水泡沫体系室内试验，75℃时罗氏泡沫法测量其发泡体积大于400mL，泡沫半衰期大于600s。该泡排剂在100℃条件下老化30天后，其发泡能力和泡沫稳定性没有明显下降，取得了较好的技术效果。具体实施方式为了更好地理解本发明以及更好地展示本发明的有益效果，结合具体实例对本发明做进一步阐述。本实验过程所采用的泡沫评价方法为Ross-Miles法，所用仪器为罗氏泡沫仪。实验时，将450mL试液从置于1300mL夹套量筒高度，出口内径为1mm的分液漏斗中自由流下，冲击盛放在夹套量筒中的50mL同种试液后产生泡沫。记录450mL试液全部流完时的泡沫体积即为起泡体积，泡沫减少一半的时间即为泡沫半衰期。起泡体积和泡沫半衰期分别表示该泡沫剂的发泡能力和泡沫稳定性。【实施例1】以质量百分比计，取十二烷基二苯醚磺酸钠X(wt％)，月桂酸酰胺丙基甜菜碱Y(wt％)，西南油田地层模拟水1，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。西南油田地层模拟水1的离子含量见表1。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表2。表1名称Na+Mg2+Ca2+Cl-总矿化度含量(mg/L)8109509261391523000表2X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)410420400390泡沫半衰期(s)80015601250700【实施例2】取【实施例1】中的泡排剂装入压力容弹内，放入烘箱，100℃老化30天取出，在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量老化后该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表3。表3X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)400410400380泡沫半衰期(s)72013401190620【实施例3】以质量百分比计，取十二烷基二苯醚磺酸钠X(wt％)，月桂酰胺丙基甜菜碱Y(wt％)，西南油田地层模拟水2，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。西南油田地层模拟水2的离子含量见表4。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表5。表4名称Na+Mg2+Ca2+Cl-总矿化度含量(mg/L)58310500350097690160000表5X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)470420410400泡沫半衰期(s)8001056730640【实施例4】取【实施例3】中的泡排剂装入压力容弹内，放入烘箱，100℃老化30天取出，在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量老化后该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表6。表6X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)470410400400泡沫半衰期(s)720980680620【实施例5】以质量百分比计，取单十二烷基二苯醚磺酸钠X(wt％)，椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)Y(wt％)，西南油田地层模拟水1，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表7。表7X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)400400410370泡沫半衰期(s)1440825960280【实施例6】取【实施例5】中的泡排剂装入压力容弹内，放入烘箱，100℃老化30天取出，在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量老化后该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表8。表8X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)400390400380泡沫半衰期(s)1390835930300【实施例7】以质量百分比计，取单十二烷基二苯醚磺酸钠X(wt％)，椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)Y(wt％)，西南油田地层模拟水2，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表9。表9X(wt％)0.020.030.150.18Y(wt％)0.180.170.050.02起泡体积(mL)500450400390泡沫半衰期(s)700953640560【实施例8】取【实施例7】中的泡排剂装入压力容弹内，放入烘箱，100℃老化30天后取出，在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量老化后该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表10。表10X(wt％)0.020.030.150.18Y(wt％)0.180.170.050.02起泡体积(mL)480440400390泡沫半衰期(s)720925600530【实施例9】以质量百分比计，取十二烷基二苯硫醚磺酸钠X(wt％)，油酸酰胺丙基甜菜碱Y(wt％)，西南油田地层模拟水1，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表11。表11X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)380420400370泡沫半衰期(s)11201080860560【实施例10】取【实施例9】中的泡排剂装入压力容弹内，放入烘箱，100℃老化30天后取出，在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量老化后该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表12。表12X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)390410390380泡沫半衰期(s)11601120820600【实施例11】以质量百分比计，取十二烷基二苯硫醚磺酸钠X(wt％)，油酸酰胺丙基甜菜碱Y(wt％)，西南油田地层模拟水2，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表13。表13X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)550500480490泡沫半衰期(s)9001060820750【实施例12】取【实施例11】中的泡排剂装入压力容弹内，放入烘箱，100℃老化30天后取出，在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量老化后该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表14。表14X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)520480480490泡沫半衰期(s)850940760760【实施例13】以质量百分比计，取壬基苯酚聚氧乙烯醚(y＝3)磺酸钠X(wt％)，椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)Y(wt％)，西南油田地层模拟水1，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表15。表15X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)440450430400泡沫半衰期(s)86011801050780【实施例14】取【实施例13】中的泡排剂装入压力容弹内，放入烘箱，100℃老化30天后取出，在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量老化后该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表16。表16X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)430430430400泡沫半衰期(s)7501070980770【实施例15】以质量百分比计，取壬基苯酚聚氧乙烯醚(y＝3)磺酸钠X(wt％)，椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)Y(wt％)，西南油田地层模拟水2，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表17。表17【实施例16】取【实施例15】中的泡排剂装入压力容弹内，放入烘箱，100℃老化30天后取出，在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量老化后该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表18。表18X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)390420420390泡沫半衰期(s)9001260980900【比较例1】以质量百分比计，取单十二烷基二苯醚磺酸钠0.2wt％，西南油田地层模拟水1，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果为：起泡体积40mL，泡沫半衰期20s。【比较例2】以质量百分比计，取椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)0.2wt％，西南油田地层模拟水1，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果为：起泡体积290mL，泡沫半衰期196s。【比较例3】以质量百分比计，取十二烷基二苯醚磺酸钠X(wt％)，十二烷基丙基甜菜碱Y(wt％)，西南油田地层模拟水1，搅拌30分钟，得到所需的泡排剂。在75℃水浴条件下，用Ross-Miles法测量该泡排剂的起泡体积和泡沫半衰期，结果见表19。表19X(wt％)0.030.060.090.12Y(wt％)0.170.140.110.08起泡体积(mL)280300190200泡沫半衰期(s)220190100130当前第1页1 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