本发明涉及一种适用于凝析气井的耐温、抗盐、抗酸型气井泡排剂及其制备方法和应用。
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、抗盐和抗酸特性。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、抗酸泡沫剂体系。但是，普通泡沫剂在凝析气井中的起泡能力和稳定性大大降低。在凝析油含量大于10％的气井中，许多泡沫剂产生的泡沫在1～2min内消失，甚至不产生泡沫。本发明提供一种抗温、耐盐、抗酸泡排剂，大大提高了泡沫在凝析气井的稳定性，解决了高温、高盐、酸性凝析气井的排水采气问题。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高温、高盐、酸性、凝析气井，特别是酸性条件下的排水采气过程中泡沫稳定性差问题，提供一种适用于凝析气井的抗温、耐盐、抗酸泡排剂，特别是抗酸泡排剂，该泡排剂具有在总矿化度为5000～250000mg/L，Ca2+、Mg2+总含量为500～50000mg/L，pH＝3～7，凝析油含量为0％～15％(wt)的模拟水中澄清透明，75℃温度条件下起泡性好、半衰期长(即稳定性好)、携液量大的优点。本发明所要解决的技术问题之二是提供一种与解决技术问题之一相对应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与解决技术问题之一相对应的泡排剂在气井排水采气中的应用。为了解决上述技术问题之一，本发明采用的技术方案如下：一种适用于凝析气井的耐温、抗盐、抗酸型气井泡排剂，以质量份数计包括以下组分：(1)0.01～1份阴离子表面活性剂；(2)0.01～1份两性离子表面活性剂；(3)0.01～0.5份泡沫稳定剂；其中，所述阴离子表面活性剂具有式(I)所示分子通式式(I)中，R1为H或C1～C20的脂肪基；R2为H原子或C1～C20的烷基；A为O、S、-(CH2)x-、-O-(CH2CH2O)y-中的任意一种，其中x为1～5中的任意一个整数，y为1～5中的任意一个数；M1、M2均独立选自碱金属离子、碱土金属离子、铵根离子或氢离子中的至少一种；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、铵根离子或氢离子时，a＝m，b＝n，当M1、M2为碱土金属离子时，a＝m/2，b＝n/2；两性离子表面活性剂(II)所示分子通式：式(II)中R3为C1～C15的脂肪基，C3～C18脂肪酰胺基和/或R7O-(CH2-CH2-O)z-中的至少一种，R7为C1～C5的脂肪基，z为1～10中的任意一个数；R4、R5独立选自C1～C10的烷基或取代烷基；R6为C1～C4的亚烷基中的一种；B选自使式(II)所示分子呈电中性的阴离子基团；c为1～5中的任意一个整数。上述技术方案中，所述R1优选为C1～C20的烷烃基或烯烃基，进一步优选为C4～C15的烷基，更优选为C8～C15的烷基，最优选方案为C8～C12的烷基。上述技术方案中，所述R2优选为H原子或C4～C15的烷基，进一步优选为C8～C15的烷基。上述技术方案中，所述其中x优选为1～3中的任意一个整数；y优选为1～3中的任意一个数；m和n独立取值优选为m+n＝1～3中的任意一个整数。上述技术方案中，R3优选为C8～C18的脂肪酰胺基(如C8～C18的烷基酰胺基、C8～C18的烯基酰胺基等)、C6～C15的烷基、R7O-(CH2-CH2-O)z，其中R7优选为C5～C15的脂肪基，更优选为C5～C15的烷烃基或烯烃基，z优选为3～10中的任意一个数；c优选为1～4中的任意一个整数，进一步优选为1～3中的任意一个整数；R4、R5独立优选为C1～C3的烷基，进一步优选为甲基；R6优选为-CH2-或-CH2-CH2-；B优选为COO-或SO3-；更优选为COO-。上述技术方案中，作为优选方案之一：所述M1和M2独立选自任意一种碱金属离子或碱土金属离子，R1为C4～C15的烷基，R2为H原子或C4～C15的烷基，A为O原子或S原子，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，作为优选方案之二：所述M1和M2独立选自铵根离子或氢原子，R1为C8～C15的烷基，R2为C8～C15的烷基，A为O原子或S原子，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，作为优选方案之三：所述M1和M2独立选自碱金属或碱土金属中任意一种金属离子，R1为C8～C15的烷基，R2为C8～C15的烷基，A为-(CH2)x-或-O-(CH2CH2O)y-，其中为1～3中的任意一个整数，y为1～3中的任意一个数。上述技术方案中，所述泡沫稳定剂优选为羧甲基纤维素、聚丙烯酰胺、二乙醇胺或三乙醇胺中的一种或两种以上的混合物；所述聚丙烯酰胺可以是油田采油领域常用的各类聚丙烯酰胺类聚合物，包括聚丙烯酰胺均聚物、共聚物等，阴离子型、阳离子型均可。上述技术方案中，M1和M2相互独立，优选方案为碱金属离子，更优选方案为钠或钾；A优选方案为O原子或-O-(CH2CH2O)y-，y＝1～3；优选m+n＝1或2；R7优选自C5～C10的脂肪基，z＝3～8；所述聚丙烯酰胺优选由丙烯酰胺和抗温、耐盐单体共聚而成，两个单体的摩尔比优选方案为(1～30):1，更优选方案为(5～20):1。抗温、耐盐单体优选方案为N-烷基丙烯酰胺或丙烯酰胺基烷基磺酸。上述技术方案中，所述气井泡排剂，以质量份数计，还优选包括97.5～100份的水，所述水可以是淡水、盐水、油田采出水及地层模拟水；所述水的总矿化度优选为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。为了解决上述技术问题之二，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气井泡排剂的制备方法，包括以下步骤：将所需量的阴离子表面活性剂、两性离子表面活性剂、泡沫稳定剂混合均匀，得到所述的泡排剂。上述技术方案中，优选将所需量的阴离子表面活性剂、两性离子表面活性剂、泡沫稳定剂、水混合均匀，得到所述的泡排剂；更优选如下制备方法：：将所需量的阴离子表面活性剂、两性离子表面活性剂、稳泡剂及水混合，以150rpm的转速室温搅拌20～60分钟，得到所需的泡排剂。以质量份数计，阴离子表面活性剂、两性离子表面活性剂、稳泡剂以及模拟水的配比为0.01～1份∶0.01～1份∶0.01～0.5份∶97.5～99.7份。阴离子表面活性剂的用量优选范围为0.01～0.5份，两性离子表面活性剂的用量优选范围为0.01～0.5份，泡沫稳定剂的用量优选范围为0.01～0.3份，搅拌时间优选为30～40分钟。为了解决上述技术问题之三，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气井泡排剂在气井排水采气中的应用。上述技术方案中，所述应用并无特殊限定，本领域技术人员可以根据现有气井排水采气工艺加以应用，例如但不限定本发明的泡排剂可适用于温度不高于200℃，矿化度低于250000mg/L，钙镁离子浓度低于50000mg/L，pH＝3～7，凝析油含量≤15％的气井。该泡排剂与空气，氮气，二氧化碳和天然气混合都能形成稳定的泡沫。本发明中的阴离子表面活性剂与两性离子表面活性剂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、抗酸型泡沫剂，添加一定量的泡沫稳定剂后，三者协同增效能抵抗凝析油的干扰。本发明的泡排剂可适用于温度不高于200℃，矿化度低于250000mg/L，钙镁离子浓度低于50000mg/L，pH＝3～7，凝析油含量≤15％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。泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测得该泡排剂在75℃、含10％凝析油的西南油田模拟地层水中的起泡时间小于75s(达到200mL泡沫体积)，泡沫携液率大于50％，泡沫半衰期大于400s，携液半衰期大于60s。该泡排剂在150℃条件下老化15天后，其发泡能力、泡沫稳定性和携液能力没有明显下降；本发明更是惊奇的发现，尤其是酸性条件下含有凝析油时，携液半衰期比现有技术含有阴离子表面活性剂与两性离子表面活性剂的泡排剂可以高出60％以上。采用本发明的技术方案，在75℃、含10％凝析油的西南油田模拟地层水中的起泡时间小于75s(达到200mL泡沫体积)，泡沫携液率大于50％，泡沫半衰期大于400s，携液半衰期大于60s，取得了较好的技术效果。下面通过具体实施例对本发明进一步进行说明。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电导率法，所用仪器为泡沫扫描分析仪。实验时，用进样器将60mL试液注入试样池中，再打开泡沫扫描分析仪的主机及测试软件。通入氮气鼓泡，气体流速100mL/min，泡沫体积达到200mL时自动停止鼓泡。以达到200mL泡沫体积的起泡时间评价该泡排剂的起泡能力；以泡沫携液量评价泡排剂的排液能力；以泡沫半衰期和携液半衰期评价泡沫稳定性。【实施例1】以质量百分比计，取0.06wt％十二烷基二苯醚磺酸钠(R1、R2＝C12；A＝O；M1、M2＝Na+)，0.14wt％椰油酰胺丙基甜菜碱(R3＝R’CONH-；R’＝C8～C18，R4、R5＝CH3，R6＝-CH2-，B为COO-，c＝3)以及一定量的阴离子聚丙烯酰胺X(wt％)溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表2。表1名称Na+Mg2+Ca2+Cl-总矿化度pH值含量(mg/L)81095092613915230004.5表2【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，150℃老化15天取出，在75℃水浴条件下，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表3。表3【实施例3】以质量百分比计，取0.02wt％十二烷基二苯醚磺酸钠(R1、R2＝C12；A为O；M1、M2为Na+)，0.18wt％椰油酰胺丙基甜菜碱以及一定量的阴离子聚丙烯酰胺，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表5。表4名称Na+Mg2+Ca2+Cl-总矿化度pH值含量(mg/L)583105003500976901600003.6表5【比较例1】以质量百分比计，取0.02wt％十二烷基苯磺酸钠(SDBS)，0.18％椰油酰胺丙基甜菜碱以及一定量的阴离子聚丙烯酰胺，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表6。表6【比较例2】以质量百分比计，取0.02wt％α-烯基磺酸盐(AOS)，0.18％椰油酰胺丙基甜菜碱以及一定量的阴离子聚丙烯酰胺，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表7。表7【比较例3】以质量百分比计，取0.02wt％石油磺酸盐，0.18％椰油酰胺丙基甜菜碱以及一定量的阴离子聚丙烯酰胺，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表8。表8【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，150℃老化15天取出，在75℃水浴条件下，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表9。表9【实施例5】以质量百分比计，取0.09wt％单十二烷基二苯醚磺酸钠(R1＝C12；R2＝H；A＝O；M1、M2＝Na+)，0.11wt％十八烷基二甲基甜菜碱(R3＝C15，c＝3，R4、R5＝CH3，R6＝-CH2-，B为COO-)，以及一定量的羧甲基纤维素，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表10。表10【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，150℃老化15天取出，在75℃水浴条件下，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表11。表11【实施例7】以质量百分比计，取0.03wt％单十二烷基二苯醚磺酸钠(R1＝C12；R2＝H；A＝O；M1、M2＝Na+)，0.17wt％十八烷基二甲基甜菜碱，以及一定量的羧甲基纤维素，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表12。表12【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，150℃老化15天取出，在75℃水浴条件下，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表13。表13【实施例9】以质量百分比计，取0.09wt％十二烷基二苯硫醚磺酸钠(R1、R2＝C12；A＝S；M1、M2＝Na+)，0.11wt％辛基醇聚氧乙烯醚丙基甜菜碱(R3＝R7O-(CH2-CH2-O)z-，R7＝C8，z＝5，c＝2，R4、R5＝CH3，R6＝-CH2-，B为SO3-)，以及阴离子聚丙烯酰胺、二乙醇胺，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表14。表14【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，150℃老化15天取出，在75℃水浴条件下，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表15。表15【实施例11】以质量百分比计，取0.04wt％十二烷基二苯硫醚磺酸钠(R1、R2＝C12；A＝S；M1、M2＝Na+)，0.11wt％辛基醇聚氧乙烯醚丙基甜菜碱(R3＝R7O-(CH2-CH2-O)z-，R7＝C8，z＝5)，以及阴离子聚丙烯酰胺、二乙醇胺，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表16。表16【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，150℃老化15天取出，在75℃水浴条件下，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表17。表17【实施例13】以质量百分比计，取0.06wt％壬基二苯酚聚氧乙烯醚磺酸钠(R1、R2＝C9；A＝-O-(CH2-CH2O)y-，y＝2；M1、M2＝Na+)，0.09wt％月桂酰胺丙基甜菜碱以及一定量三乙醇胺，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表18。表18【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，150℃老化15天取出，在75℃水浴条件下，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表19。表19【实施例15】以质量百分比计，取0.06wt％壬基二苯酚聚氧乙烯醚磺酸钠(R1、R2＝C9；A＝-O-(CH2-CH2O)y-，y＝2；M1、M2＝Na+)，0.09wt％月桂酰胺丙基甜菜碱以及一定量三乙醇胺，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表20。表20【比较例4】以质量百分比计，取0.06wt％脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸钠，0.09wt％月桂酰胺丙基甜菜碱以及一定量三乙醇胺，溶于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，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表21。表21【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，150℃老化15天取出，在75℃水浴条件下，用泡沫扫描分析仪(FOAMSCAN)测量该泡排剂的起泡时间、携液量、泡沫半衰期和携液半衰期，结果见表22。表22当前第1页1 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