缓慢释放型起泡剂的研究与应用

针对普通起泡剂在井筒中溶解迅速、发泡时间短、泡沫排水采气效果差的难题,开展了缓慢释放型起泡剂的研究,考察了温度、矿化度、甲醇、凝析油对起泡剂的影响。结果表明,温度从60℃ 升至100℃ ,起泡剂起泡高度和携液率分别从120 mm和77% 降至105 mm和56% ;矿化度由0 增至250 g/L,起泡高度和携液率分别从130 mm和71% 降至90mm和48% ;甲醇体积分数由0 增至40% ,起泡高度和携液率分别从140 mm和85% 降至70mm和78% ;凝析油体积分数由0 增至40% ,起泡高度和携液率分别从140 mm和85% 降至120 mm和76.3% 。该起泡剂耐温90℃ 、抗矿化度150 g/L、抗甲醇30% 、抗凝析油30% ,完全满足苏里格气田低压低产气井的排水采气需求。2012率2013年开展了5 口井现场试验,平均油套压差降低1.3 MPa,平均产气量增加0.07×10⁴m³/d 。     

气田含醇污水发泡性能的影响因素模拟试验

气田开采过程中因使用大量泡排剂造成含醇污水起泡现象严重,这对精馏塔的稳定运行产生了不利影响。以起泡高度为评价指标,研究了甲醇含量、凝析油含量、温度和压力对泡排剂发泡性能的影响,并以甲醇浓度、凝析油含量和压力、温度为因素进行正交设计试验。试验结果表明:当甲醇含量超过40%时,基本不起泡,凝析油和压力对泡排剂UT-6的起泡能力有一定的抑制作用,温度对泡排剂UT-6发泡性能有促进作用。正交试验表明,各因素对泡排剂发泡性能影响顺序是:甲醇浓度温度凝析油含量压力。     

化学泡沫排液中凝析油的影响

从气井中排液,广泛采用能生成泡沫的表面活性剂。试验证明,表面活性剂的起泡能力和从气井中排液的效率,主要是与泡沫形成的条件、积液(地层水或凝析油)的矿化度和存在的凝析油有关。凝析油存在时,不仅要改变生成泡沫的条件,更主要的是泡沫的性能亦要改变。并且随着凝析油含量的增加泡沫稳定性有某些提高,但是当凝析油中芳烃含量增高时,溶液起泡性能变差,消泡性增强。图4,表1,参8。     

苏里格气田气井凝析油对泡排携液能力影响分析

苏里格气田含凝析油气井生产中，凝析油的存在会降低起泡剂起泡能力并加速泡沫衰减，严重影响泡沫排采技术现场应用效果。为提高含凝析油气井的泡排效果，利用动态携液法在室内开展不同凝析油含量的地层水对泡排携液能力影响的实验，模拟井筒积液从井底被携带至地面的演化过程，对实验现象进行机理分析，并优化改进起泡剂加注量公式。结果表明，随着凝析油含量的增加，泡沫携液能力不断下降；0～20%含量的凝析油对携液能力影响相对较弱，返排率大于80%,返排率环比平均降低2.33%,这表明起泡剂可将表面张力远小于地层水的凝析油乳化，并有效降低凝析油对起泡剂的抑制作用；20%～40%含量的凝析油对携液能力影响相对较强，返排率小于80%,返排率环比平均降低9.13%,这表明未被起泡剂乳化的凝析油严重抑制泡沫生成。经苏X-9X井现场应用取得良好排液增产效果，该分析为苏里格地区气井积液治理提供新思路。     

气田含醇含油污水混凝处理研究

长庆气田高含醇含油污水具有含醇高、含油高、含铁高、矿化度高、pH值低的特点，污水腐蚀性强、结垢严重，絮凝过程形成的絮体聚结力小、沉降慢，因此直接影响甲醇回收系统的正常运行。本实验应用化学氧化方法对长庆气田高含醇含油污水进行了混凝处理研究。结果表明，污水pH值为7.3～7．5、H2O2用量为175mg／L、PAC用量为30mg／L、阳离子PAM（平均相对分子质量为1200万）用量为2．0mg／L时，处理后的水中总铁含量降至1．0mg／L以下，凝析油含量降至30mg／L以下，达到了甲醇精馏塔的进料要求。     

轻烃回收装置中关键参数的选择

本文介绍了轻烃回收装置中原料气的压力与预冷温度对凝液量、轻烃回收量的影响。任一压力下都存在“最低温度”,在此温度时可使轻烃回收量达到最大值。同时还讨论了膨胀机制冷量的分配及分离凝液的次数对轻烃回收量的影响。     

胜利油田瓜胶压裂液返排液回收利用水质指标

通过对胜利油田多口压裂井返排液水质指标的分析,确定了瓜胶压裂液返排液的水质特点。在此基础上,分别考察了pH、还原性离子、硬度、矿化度、含油量和悬浮物含量对瓜胶压裂液性能的影响程度,确定了压裂液返排液回收利用需要控制的水质指标:pH值为6.5～7.5,Fe2+含量不超过5 mg/L,S2-含量不超过2 mg/L,Ca2+不超过500 mg/L,矿化度低于100 000 mg/L,悬浮物不超过300 mg/L,悬浮物和原油含量对瓜胶压裂液的基液黏度和耐温耐剪切性能无影响,说明悬浮物和原油与瓜胶和交联剂都不发生反应。因此,在压裂返排液回用过程中,可适当放宽对原油和悬浮物含量的要求。为压裂液返排液的回收利用提供了依据。      

天然气水合物抑制剂甲醇回收中结垢机理研究

天然气开采过程中,天然气水合物经常造成管道,设备的堵塞。气田上常采用甲醇作为水合物抑制剂。针对甲醇回收过程中结垢严重的运行现状,采集了现场水样和垢样对其成分进行了分析。以实验数据为基础,结合化学反应机理和结晶动力学机理,研究甲醇回收过程中的结垢机理。进而分析了结垢的影响因素。分析结果表明,甲醇回收过程中的结垢是不相容离子间相互混合以及热力学的变化的复杂结果。溶液中的成垢离子浓度,pH值,压力,温度以及矿化度都会对结垢趋势产生影响。     

HY-5型泡排棒应用效果分析

榆林气田南区低产气井较多,携液能力较差,凝析水在举升过程中由于滑脱效应逐渐在井筒里及井底近区积聚,积液现象普遍存在,严重影响气井正常生产。泡沫排水采气是解决"气井积液"的有效方法之一,但泡沫排水采气的关键在于起泡剂的性能,地层水矿化度、凝析油含量、地层温度、H_2S含量等条件的不同对起泡剂性能的要求也不同。主要通过对HY-5型泡排棒进行室内评价和现场试验,分析泡排效果,确定该泡排棒适合加注的气井及加注时机,有效提高气井泡排效率。     

从气井中除液的起泡剂

本发明与采气工业有关。其目的是增加起泡剂从气井携出凝析油高矿化度水混合物的能力。为此，在温度高于１００℃时，需在起泡剂中另行加入氢氧化钠和水。这样一来，起泡液就按一定的配比含有下列组分：烷基甲胺氧化物ＣｎＨ２ｎ＋１（ＣＨ３）２ＮＯ，３１．４７－３２．４５；氢氧化钠１２．５９－１２．８６；其余是水。     

陕北气田含醇污水综合治理室内实验研究

针对陕北气田含醇污水矿化度高、油分和机械杂质含量较高,pH值较低,同时溶解有一定量的CO2及O2,在甲醇回收装置运行中经常出现管线、设备腐蚀穿孔、精馏塔结垢堵塞等问题,提出用絮凝/缓蚀阻垢技术综合治理陕北气田含醇污水.含醇污水经处理后,总铁、H2S、机杂、油分含量大为降低;含醇污水对碳钢腐蚀速率可控制在0.15 mm/a以下,阻垢率达到100%,很好地解决了陕北气田含醇污水甲醇回收处理过程中存在的结垢、腐蚀、堵塞等问题.     

东海气田小直径加药管线泡沫排水发泡剂实验研究

为研究现有发泡剂对东海气田的适应性,优选发泡剂进行管线泡沫排水,选取目前常用的阴离子、两性离子、非离子型发泡剂,以药剂在高温、凝析油、矿化度水情况下的最大发泡体积和析水半衰期作为实验指标优选发泡性能良好的发泡剂;结合东海气田的地层温度、地层水矿化度、凝析油含量确定了发泡剂的使用配比及参数。结果表明,非离子类型的发泡剂FP-08具有良好的热稳定性,在具一定矿化度的地层水和凝析油环境中均具有良好的发泡性能,能满足东海气田气井小直径管线注药泡沫排液采气工艺要求。根据现场数据,FP-08发泡剂的合理使用浓度为0.5%~1.0%,稀释比例不低于1:1,发泡剂使用时凝析油含量应不高于30%。     

耐高含量凝析油泡排剂的研制及现场应用

针对龙凤山气区出水气井普遍具有井较深(3000 m)、气层温度较高(104～149℃)、部分区块凝析油含量特高(10%～60%)的特点,研制了一种有机铵盐型阳离子氟碳表面活性剂,将氟碳表面活性剂与实验室自制起泡剂(月桂酰胺丙基甜菜碱与α-烯基磺酸钠的质量比为10∶1)按质量比1∶15混合,得到耐高含量凝析油的泡排剂PQ-Y,考察了该泡排剂在高凝析油含量下的起泡力、稳泡力和携液能力及耐温耐盐性能,并进行了现场应用。研究结果表明,该泡排剂在160℃老化14 h后的初始起泡高度H_0和5 min后泡沫高度H5仍分别高达194 mm和186 mm,在矿化度高达250000 mg/L时其H0和H_5仍分别高达189 mm和180 mm,在50%石油醚含量下初始起泡高度H_0和5min后泡沫高度H_5分别高达171 mm和168 mm,携液速率达8 mL/min,证明其有较强的抗凝析油能力。在龙凤山北201-XY井现场试验中,平均产气量由7256 m~3/d提高到11329 m~3/d,提高幅度达56%;平均油套压差由2.66 MPa下降到2.38 MPa,下降10.5%;携液增产效果明显。该泡排剂可满足凝析油含量较高气区排水采气需求。图3表5参12     

N,N′-乙撑双[N-(乙磺酸钠)-十二酰胺]的起泡性能

研究了磺酸盐型双子表面活性剂N,N′-乙撑双[N-(乙磺酸钠)-十二酰胺](DTM-12)的起泡性能,考察了醇、盐及pH值对DTM-12起泡性能的影响.结果表明,矿化度越高起泡性能越差,溶液在呈现中性左右时起泡性能最好;当质量分数小于5%时,醇对表面活性剂的起泡体积和稳定性都有促进作用,且异丙醇对其影响最大;pH值介于...     

生化型耐温耐盐泡排体系的起泡及稳泡性能评价

针对低压、高含水天然气井的积液问题,优选出起泡、稳泡性能优良的OPUS-087泡排剂。实验结果表明,OPUS-087在矿化度为7.2×10~4mg/L、温度为90℃时,起泡高度可达77.5mm,起泡性能及耐温耐盐性能良好;在凝析油的质量分数不高于20%时,可以保持起泡性能基本不变,抗凝析油性能良好。生物表面活性剂稳泡体系H19的质量分数为0.03%时,可使OPUS-087泡排剂溶液的起泡高度由77.5 mm提高到100 mm。     

川渝地区气井井底积液清除工艺技术研究

针对川渝地区气井井底积液问题,通过对五宝场地区气井积液的分析,进行了泡沫排液体系配方的试验,优选出适合川渝地区气井泡沫排液施工的起泡剂体系为:2.0%QPJ+0.035%pH值调节剂TJJ+0.03%胍胶(质量配比)。该复配起泡剂体系抗温、抗盐能力较好,具有极强的抗凝析油能力,在不同凝析油含量条件下均具有良好的起泡能力、泡沫稳定性和携液能力。现场施工结果表明,该配方对于高含凝析油气井和低压、低产等恶劣井况气井效果明显,为这类气井井底积液的清除作业开辟了一条新思路。     

一种耐油抗甲醇气井泡排剂的研究

本文以氧化胺(A)、合成两性表面活性剂(B)为主剂,特种表面活性剂(C)为稳定剂,研制出一种性能优异的泡排剂FHG-1。采用罗氏-迈尔斯评价方法,以起泡高度和携液量为指标,通过实验筛选A、B、C最优配比8:2:1,评价了泡排剂FHG-1的相关性能。实验结果表明:FHG-1在30℃、含20%油(或含20%醇)的矿化度为5.0×10~4mg/L的配液用水中的5min后泡沫高度为110mm(170mm),携液量为116mL(176mL),表明FHG-1耐凝析油、抗甲醇能力优异。另外FHG-1与配液用水、地层水的配伍性优良,可适用于含甲醇、含凝析油的气井生产。     

一种新型高效泡排剂LH的泡沫性能研究

泡沫排水采气方法是一种经济性高、效率高、施工方便的排水采气方法，在油气田得到了广泛的应用。气井泡沫排液所使用的泡排剂直接影响到排液的效率，针对大量的泡排剂不能同时适合高温、高矿化度和高凝析油气水井的情况，结合有水气藏的开发特点，根据表面活性剂理论和起泡性、稳泡性理论，在实验的基础上采用正交设计实验方法研制了一种新型泡沫排水剂--LH。采用Ross-Miles法和搅拌法对泡排剂LH进行泡沫静态性能研究，利用现场取得的凝析油和地层水对新型泡排剂LH的起泡能力、抗矿化度能力、抗凝析油能力及其抗高温能力进行了系统的分析和研究。并在同等实验的条件下与其他泡排剂进行比较，实验结果表明，泡排剂LH是一种起泡性能好、泡沫稳定性优良、抗高温、抗高矿化度、抗高凝析油的泡排剂。     

长庆油田低渗透高矿化度油藏驱油用起泡剂评价

对于长庆油田低渗高矿化度油藏,空气泡沫复合驱提高采收率是可行、有效的方法。本文评价了高矿化度地层水、原油等地层介质对8种起泡剂发泡性能、稳泡性能的影响;起泡剂对原油和高矿化度地层水的表面张力和黏度的影响。这8种起泡剂分别为高级醇聚氧乙烯醚硫酸钠,椰油酰胺丙基二甲胺乙内酯,十二烷基苯磺酸钠,辛基酚聚氧乙烯醚（TX-10）,烷基酚聚氧乙烯醚（OP-10）,椰子油烷醇酰胺6501,醇醚羧酸盐,FLH非离子渗析剂,依次按1~8编号。长庆油田注入水水型Na₂SO₄,矿化度1.1 g/L,pH值6.5;地层水水型CaCl₂,矿化度82.2 g/L,pH值5.95;原油密度0.85 g/cm³,黏度6 mPa·s。结果表明,6~8号起泡剂与长庆油田地层水不配伍。1~5号起泡剂使注入水和地层水的表面张力降低一半,对原油表面张力和黏度无影响。将配液用水由注入水改为体积比1:1的注入水、地层水混合水后,1~5号起泡剂的泡沫体积变化较小,3~5号起泡剂的泡沫半衰期没有变化,1号起泡剂泡沫半衰期由70增至260 min,2号由60降至25 min。在5% 1号起泡剂溶液中加入1%原油,泡沫体积由398降至388 mL、泡沫半衰期由70降至7 min,洗油能力较好。1号起泡剂高级醇聚氧乙烯醚硫酸脂钠符合长庆油田空气泡沫驱的要求。     

酸气中烃含量对硫黄回收的影响及控制措施

随着天然气工业的快速发展,环保对二氧化硫排放要求日益严格。硫黄回收装置是控制二氧化硫排放量的主要装置,从如下5个方面讨论了酸气中烃含量对硫黄回收装置的影响:主燃烧炉操作温度提高可能影响主燃烧炉的长期安全运行;降低硫黄回收装置硫收率;增加空气消耗量;影响硫黄质量:增加能耗。提出了3种降低胺法脱硫装置酸气中烃含量的措施:严格控制进入脱硫吸收塔贫液温度不低于原料天然气入塔温度,确保不因贫液温度低于原料天然气温度而引起液烃析出;完善富液闪蒸罐和酸气分离器撇油措施:优化富液闪蒸罐的设计操作参数。上述措施能够有效降低胺法天然气脱硫装置酸气中的烃含量,减小酸气对硫黄回收装置的影响。