任厚霖，劉蜀東，黃禹忠，任基文，張 強(qiáng)

(1中國石化西南油氣分公司采氣三廠，四川 中江 618100；2 西南石油大學(xué)，四川 成都 610000)

泡沫排水采氣工藝是氣田排水采氣技術(shù)之一，因其經(jīng)濟(jì)效益好、施工作業(yè)簡單、排水效果好，得到氣田的廣泛應(yīng)用。隨著氣田開發(fā)逐步轉(zhuǎn)向深層、含硫、非常規(guī)、凝析氣藏，對于泡排劑性能要求日益嚴(yán)格，抗溫、抗鹽、抗油等功能型泡排劑性能不斷提升。在防凍性能方面，何黨聯(lián)[1]等人利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)復(fù)配方法得到可以應(yīng)用于靖邊氣田的防凍泡排劑，體系在-22 ℃條件下依然具有較好的流動性和攜液能力。鄭俊櫪[2]利用油患子精華素、聚乙二醇、三乙醇胺與防凍劑甲醇、乙醇、乙二醇、甘油等防凍劑復(fù)配，以澀北油田水為分散劑，在-30 ℃實(shí)驗(yàn)條件下開展防凍實(shí)驗(yàn)，取得較好的效果。張光生[3]利用榆林氣田水對LDYT-Ⅰ、LDYT-Ⅱ進(jìn)行性能評價，滿足-20～-25 ℃的防凍要求。防凍泡排技術(shù)在我國西北、北方部分氣田已經(jīng)得到一定的應(yīng)用。目前，防凍泡排劑的應(yīng)用僅限于氣井排水采氣，對泡排“全周期、全流程”的防凍實(shí)驗(yàn)和礦場驗(yàn)證開展得并不多。

四川盆地[4]屬于中亞熱帶濕潤氣候區(qū)，又兼有海洋性氣候特征。盆地北部極端最低溫-8～-5 ℃，南部-5～-2 ℃。由于各地區(qū)的氣溫差異大，四川盆地主力氣田在冬季溫度最低將達(dá)到-5 ℃。在冬季部分時間，一方面，地面泡排液注入管線由于暴露在低溫環(huán)境中，容易產(chǎn)生凍堵、脹破管線等問題；另一方面，低壓氣井由于產(chǎn)氣量小，從地層帶出熱量不足，天然氣在長輸管線中熱量逐漸散失，直至溫度達(dá)到大氣溫度。井筒返出液含泡沫較多，一旦遭遇0 ℃以下的惡劣極端天氣，返出液容易在管道中凝固，堵塞管線，造成難以預(yù)計的后果。為此，針對可能發(fā)生的井筒、地面管線凍堵問題[5]，綜合考慮注入階段、井筒返出、地面流動等多環(huán)節(jié)的需求，采取“預(yù)防性”防凍措施[6]，確保泡排液注入、井筒返出、地面流動等環(huán)節(jié)均不發(fā)生凍堵問題，實(shí)現(xiàn)“地面+井下”一體化防凍。

1 防凍堵的目標(biāo)與體系選擇

1.1 防凍堵的主要目標(biāo)

造成管線凍堵的主要原因：一是在泡排液中水、天然氣在一定溫度下形成水合物，為此，可以引入一種防凍劑、抑制劑，控制水合物的生成。二是泡排劑、積液在低溫管道中，自身發(fā)生凝固，產(chǎn)生冰堵，需要降低泡排劑、返出液的凝固點(diǎn)。將防凍劑、水合物抑制劑同步注入井下，達(dá)到防止水合物冰堵、氣田水凍堵的目的。產(chǎn)出液具有較高的溫度、礦化度的特點(diǎn)，防凍劑/抑制劑必須具備抗高溫、抗高鹽、與發(fā)泡劑配伍性良好等特點(diǎn)，實(shí)驗(yàn)選取氣田常用的甲醇、乙二醇、三甘醇等防凍劑，與氣田產(chǎn)出水、發(fā)泡劑進(jìn)行復(fù)配實(shí)驗(yàn)，評定復(fù)配體系抗溫性、防凍性、穩(wěn)定性。

根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際調(diào)查與室內(nèi)分析結(jié)果，容易凍堵的位置一般發(fā)生在管線彎頭、管線變徑、地面節(jié)流閥、計量元件等位置，主要是“節(jié)流效應(yīng)”導(dǎo)致溫度持續(xù)降低。

(1)管線彎頭位置

天然氣通過管道彎頭，流向發(fā)生偏轉(zhuǎn)，外側(cè)流速快，內(nèi)側(cè)流速慢，天然氣膨脹吸熱，導(dǎo)致彎頭處凍堵。

(2)管線變徑位置

天然氣通過管道變徑時，體積膨脹吸熱，流速加快，導(dǎo)致在變徑處凍堵。

(3)地面節(jié)流閥、計量元件位置

天然氣在通過節(jié)流元件、節(jié)流閥，體積膨脹吸熱時，流速加快，導(dǎo)致節(jié)流處凍堵。

1.2 實(shí)驗(yàn)體系的選擇

分散劑選擇氣田產(chǎn)出水，其礦化度在18732.19～24691.92 mg/L，水型為CaCl2，顏色微黃，微含凝析油(凝析油含量少于 <50 mg/L)?？紤]到體系的實(shí)際應(yīng)用溫度<-5 ℃，實(shí)驗(yàn)選取甲醇、乙二醇、甘油質(zhì)量濃度0%～20%進(jìn)行實(shí)驗(yàn)評價，實(shí)驗(yàn)共計選取13組(12組實(shí)驗(yàn)組，1組空白對照)實(shí)驗(yàn)樣品，防凍劑質(zhì)量分別選取5 g、10 g、15 g、20 g，體系溶液共計100 g。由于設(shè)備最小溫度跨度在±0.5 ℃，實(shí)驗(yàn)從±0 ℃開始下降，每 1 h下降0.5 ℃，直至所有實(shí)驗(yàn)樣品全部凝固為止。

表1 甲醇、乙二醇、甘油的冰點(diǎn)溫度Table 1 Freezing point temperature of methanol，glycol and glycerol

實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，相同濃度的防凍劑，其抗凍性能為甲醇>乙二醇>甘油。質(zhì)量濃度10%的甲醇、質(zhì)量濃度15%的乙二醇、質(zhì)量濃度20%的甘油基本滿足高于-5 ℃環(huán)境的抗凍要求，且用量最少。20%濃度的甘油在-5 ℃時有結(jié)冰、凍堵的風(fēng)險。

2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

2.1 穩(wěn)定性評價

實(shí)驗(yàn)選取地層水為分散劑，質(zhì)量濃度10%的甲醇、質(zhì)量濃度15%的乙二醇、質(zhì)量濃度20%的甘油分別與質(zhì)量濃度1‰～5‰泡排劑FA-1進(jìn)行復(fù)配，體系共計100 g，在室溫(25.0 ℃)下靜置48 h，觀察復(fù)配體系的穩(wěn)定性。

表2 復(fù)配體系穩(wěn)定性評價Table 2 Stability evaluation of compound system

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，質(zhì)量濃度10%的甲醇、質(zhì)量濃度15%的乙二醇、質(zhì)量濃度20%的甘油與泡排劑在1‰～5‰等比例下的復(fù)配體系穩(wěn)定性，不產(chǎn)生沉淀、凝固，不發(fā)生變質(zhì)，流動性未見明顯降低。

2.2 抗溫抗凍性能評價

2.2.1 抗溫能力評價

氣井深度在1800～3400 m，地層溫度在54.5～75.7 ℃之間。實(shí)驗(yàn)選取地層水為分散劑，實(shí)驗(yàn)選取泡排劑FA-1質(zhì)量濃度3‰為實(shí)驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)，分別與10%甲醇，15%乙二醇、20%甘油進(jìn)行混合，選取40.0 ℃、60.0 ℃、80.0 ℃、97.9 ℃(沸騰)四個實(shí)驗(yàn)溫度，采取水浴加熱48 h，觀察復(fù)配體系是否出現(xiàn)分層、凝固、變性、流動性降低等現(xiàn)象，模擬復(fù)配體系在井下高溫環(huán)境中的穩(wěn)定性。

表3 復(fù)配體系抗溫能力評價Table 3 Evaluation of temperature resistance of composite system

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果來看，10%甲醇，15%乙二醇、20%甘油與FA-1配伍性較好，不發(fā)生分層、凝固、變性、流動性降低等現(xiàn)象。

2.2.2 抗凍能力評價

實(shí)驗(yàn)選取氣田產(chǎn)出水為分散劑，泡排劑FA-1使用質(zhì)量濃度為3‰，分別與10%甲醇，15%乙二醇、20%甘油進(jìn)行混合，選取100 g體系溶液在-7～0 ℃為實(shí)驗(yàn)范圍內(nèi)評價復(fù)配體系的抗凍性能。

表4 復(fù)配體系抗凍能力評價Table 4 Evaluation of frost resistance of compound system

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果來看，甲醇復(fù)配體系在-5 ℃下不凝固，乙二醇復(fù)配體系在-4.5 ℃下不凝固，甘油復(fù)配體系在-3.5 ℃下不凝固。復(fù)配體系在接近凝固溫度時會出現(xiàn)冰凌，但未完全喪失流動性。

2.3 攜液能力評價

發(fā)泡實(shí)驗(yàn)按照SY/T6465-2000《泡沫排水采氣用起泡劑評價方法》使用質(zhì)量濃度3‰，發(fā)泡實(shí)驗(yàn)選擇在室溫20.0 ℃環(huán)境中進(jìn)行。

表5 復(fù)配體系攜液能力Table 5 Liquid carrying capacity of compound system

從實(shí)驗(yàn)中可以看出，甲醇對于泡排劑的發(fā)泡能力有較大的影響，攜液能力下降72.79%。乙二醇、甘油對于泡排劑發(fā)泡能力的影響較小，分別比對照組下降9.72%、12.5%。

綜上，為達(dá)到用量最少，防凍效果最優(yōu)，推薦使用3‰FA-1，15%乙二醇復(fù)配體系。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 氣井產(chǎn)出液防凍效果評價

實(shí)驗(yàn)選取MG-3氣井，井口油壓1.6 MPa、套壓1.8 MPa，日產(chǎn)天然氣3100 m3，日產(chǎn)液0.05 m3，由于產(chǎn)量低于臨界攜液量，氣井時常積液，需要定期注入泡排劑進(jìn)行排液。該井冬季最低氣溫在-2～-3 ℃左右，井口-水套爐管線溫度最低在 -1 ℃左右。1月3日，該井注入泡排劑0.3 kg，乙二醇 4.5 kg，清水25.2 kg，共計出水126 kg，返出液乙二醇濃度初步估算為3.57%。

表6 MG-3井1月3日返出液的抗凍能力評價Table 6 Evaluation of frost resistance of returned fluid from MG-3 well on January 3

實(shí)驗(yàn)分析1月3日返出液，由于氣井產(chǎn)液，產(chǎn)出液對防凍劑的稀釋作用，導(dǎo)致防凍能力下降，重新調(diào)整配方體系，暫估氣井積液量為100 kg。1月9日，該井注入0.3 kg泡排劑，乙二醇19.2 kg，清水27.7 kg，氣井共計出液147 kg，返出液乙二醇濃度初步估算為13.06%，防凍效果較好。MG-3井采取每日泵注1次，1月11日-1月14日，在夜間平均溫度最低-2.0 ℃的環(huán)境下，地面管線均未發(fā)生凍堵、結(jié)霜現(xiàn)象。

表7 MG-3井1月9日返出液的抗凍能力評價Table 7 Evaluation of frost resistance of returned fluid from MG-3 well on January 9

3.2 排水效果評價

對比防凍泡排復(fù)配體系與對照組的排水效果，攜液能力下降約9.72%，從氣井實(shí)際的產(chǎn)液情況來看，復(fù)配體系依然能滿足氣井積液返排，防凍劑對氣井生產(chǎn)沒有明顯影響，返出液的抗凍性能得到明顯提升，能滿足日常生產(chǎn)需要。

4 結(jié) 論

(1)甲醇具有消泡作用，與FA-1泡排劑配伍性較差，不建議與泡排劑同時使用。對于氣井少量積液，且能自行攜液，或是通過關(guān)井激動、氣舉攜液的，可以少劑量加入甲醇，提高產(chǎn)出液的抗凍能力，保證輸送管線的安全。

(2)對于低溫天氣(高于-5 ℃)，為防止地面管線凍堵、產(chǎn)出液結(jié)冰、水合物凍堵，應(yīng)采取“預(yù)防性”防凍措施，提前加注防凍劑，保護(hù)管線流程，抵御低溫天氣的傷害?？梢圆扇》纼鰟┡c泡排劑的復(fù)配工藝，復(fù)配體系的用量應(yīng)與井筒積液成一定比例，以達(dá)到“全周期、全流程”的防凍要求。

(3)對于低于-5 ℃的環(huán)境，本文未涉及，但必須對防凍體系對防凍、溫度、攜液能力等進(jìn)行礦場評價，達(dá)到“全周期全流程”防凍要求。同時，可采用多元復(fù)配、分子改性或者井口升溫、管線保溫等方式處理防凍問題。