本发明专利技术涉及一种用于高温产水气井排水采气用的泡排剂。该泡排剂包括下列组分，各组分按质量百分比配比：椰油酰基胺丙基甜菜碱２５～４０％，月桂酰肌氨酸２０～３０％，余量为水。该泡排剂在井底温度１５０℃的条件下起泡力、热稳定性及携液能力好。具有低刺激性、低毒、易降解的特点，且原材料价格适中，易于获得，以利于现场的规模应用。
【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及油气田领域中用的一种化学助剂，特别是一种用于高温产水气井排水 采气用的泡排剂。
技术介绍
气田开发初期气井普遍见水，由于携液能力下降造成井底积液，导致气井减产甚 至停喷。泡排工艺具有适应性强、受酸性气体腐蚀影响小、成本较低的特点，适合气田深层、 高温、小产水量气井的排液。当前国内的泡排剂应用温度不超过120°C。但有些气田火山岩 气藏气层温度高(104-149°C )，导致泡排剂的性能急剧变差，影响泡沫排水采气的效果。
技术实现思路
为了克服
技术介绍
存在的不足，本专利技术提供一种用于高温产水气井排水采气用的 泡排剂，该泡排剂在井底温度150°C的条件下起泡力、热稳定性及携液能力好。具有低刺激 性、低毒、易降解的特点，且原材料价格适中，易于获得，以利于现场的规模应用。本专利技术的技术方案是该泡排剂包括下列组分，各组分按质量百分比配比椰油 酰基胺丙基甜菜碱25 40%，月桂酰肌氨酸20 30%，余量为水。上述方案中月桂酰肌氨酸用作发泡剂，具有良好的抗硬水性、较低的刺激性、较高 的发泡力以及优异的配伍性能，与椰油酰基胺丙基甜菜碱产品配伍后可以产生极佳的协同 效应，增强发泡能力；椰油酰基胺丙基甜菜碱用作泡沫稳定剂，具有优良的溶解性和配伍 性、优良的发泡性和显著的增稠性、优良的抗硬水性及生物降解性及高温稳泡性。本专利技术具有如下有益效果本专利技术针对气田开发初期见水井数多、缺乏有效的排 水采气手段的实际情况，研发了一种适用于高温(井底温度< 150°C)产水气井排水采气用 的泡排剂。该泡排剂在井底温度150°C的条件下起泡力、热稳定性及携液能力好。具有低刺 激性、低毒、易降解、配位性好的特点，且原材料价格适中，易于获得，以利于现场的规模应 用。并且该专利技术具有一定的抗盐及抗甲醇能力。附图说明图1为试验期间产气、产水情况(每30min记录，出水时加密录取，共353组数 据)；图2为试验期间井口压力变化情况。 具体实施例方式下面结合实施例对本专利技术作进一步说明下面配制几种不同的泡排剂进行性能实验方案1 椰油酰基胺丙基甜菜碱35%、 月桂酰肌氨酸20%及水45% ；方案2 椰油酰基胺丙基甜菜碱30%、月桂酰肌氨酸25%及 水45%。上述组分按质量百分比计。泡排剂的起泡力、热稳定性、动态携水能力以及地层水配伍性是评价其性能的重 要参数，参照SY/T 6450-2000《泡沫排水采气用起泡剂评价方法》标准，测定泡排剂各性能 参数见表1和表2。起泡力、热稳定性及携液能力评价表1 泡排剂与地层水配伍性研究表2 结果表明其在150°C高温条件下，起泡力、热稳定性好，携液能力强，且与地层水配 伍性好。可以用于现场试验。现场实验实验用的泡排剂由椰油酰基胺丙基甜菜碱30%、月桂酰肌氨酸25%及 水45%组成。上述组分按质量百分比计。(1)试验井简况徐深6-211井基础数据表表3 (2)试验前生产情况现场试验前，该井生产分为三个阶段第一阶段稳产阶段，2009年12月8日前，井口压力、气水产量稳定；第二阶段产量下降阶段，2009. 12. 9-2010. 3. 9，出现油套压差，产气量下降；第三阶段放喷维持生产，2010. 3. 10-试验前，油套压差增大，气、水产量下降。试验前该井产气量下降，产水量下降，油套压差6. OMPa，积液特征明显，依靠站内 放空维持生产。需尽快采取排水采气措施恢复正常生产。试验的目的一时通过现场试验评 价泡排剂的耐高温性能，并针对出现的问题进一步改进，提高其对徐深气田产水气井的适 应性；二是评价泡排剂加注方式的适应性，三是探索制定产水气井合理加药制度、保持气井 稳定生产的可行性。(3)泡排剂性能评价试验前，实验室内针对该井的水质分析数据，进行了配伍性实验。结果表明，泡排 剂在模拟地层水中保持了较好的起泡力、热稳定性和携水能力，混合后无沉淀、絮凝产生， 配伍性良好。泡排剂与地层水配伍性试验结果表4 (4)现场试验情况2010年4月21，开始XS6-211井泡沫排水采气现场试验，试验取得了预期效果。徐深6-211井泡沫排水采气施工记录表5 (5)试验效果分析①气井产量保持稳定，气井能够依靠自身能量带水生产，见图1。见效前，产气量持续下降，瞬时流量930m3/h降至800m3/h，气井已无法带水生产； 见效后，瞬时流量在930m7h-1600m7h之间，产气量相对稳定，在未改变生产制度的情况 下，能够依靠自身能量间歇带水生产。②油套压差减小，排出部分井筒积液，见图2。见效前，油套压差持续放大，最高6. 7MPa,见效后，油套压差有所减小，最小至 3. 2MPa,维持在4. OMPa左右。见效前后生产情况对比表表6 (6)试验的结论和认识①加药时机的确定加药时机晚。积液多，油套压差大，靠放喷已无法维持生产，在出现积液现象的初 期采取排水措施效果会更明显。②加药方式的选择单纯从环空加入泡排剂难以短期内见效，若在油管内同时加注泡排剂效果会更加 明显。③保持加药的连续性部分积液排出后，地层持续出水，而此时泡排剂效力已过，难以形成连续排液。若 采取连续加药的方式，能够排空井内积液并恢复正常生产。权利要求一种用于高温产水气井排水采气用的泡排剂，该泡排剂包括下列组分，各组分按质量百分比配比椰油酰基胺丙基甜菜碱25～40％，月桂酰肌氨酸20～30％，余量为水。全文摘要本专利技术涉及一种用于高温产水气井排水采气用的泡排剂。该泡排剂包括下列组分，各组分按质量百分比配比椰油酰基胺丙基甜菜碱25～40％，月桂酰肌氨酸20～30％，余量为水。该泡排剂在井底温度150℃的条件下起泡力、热稳定性及携液能力好。具有低刺激性、低毒、易降解的特点，且原材料价格适中，易于获得，以利于现场的规模应用。文档编号C09K8/06GK101899290SQ20101017712公开日2010年12月1日 申请日期2010年5月20日 优先权日2010年5月20日专利技术者宁凡哲, 张永平, 朱振锐, 翟庆红, 马品刚, 马文海, 高纯良 申请人:大庆油田有限责任公司本文档来自技高网...
【技术保护点】
一种用于高温产水气井排水采气用的泡排剂，该泡排剂包括下列组分，各组分按质量百分比配比：椰油酰基胺丙基甜菜碱２５～４０％，月桂酰肌氨酸２０～３０％，余量为水。
【技术特征摘要】
【专利技术属性】
技术研发人员：张永平，朱振锐，高纯良，马品刚，马文海，翟庆红，宁凡哲，
申请(专利权)人：大庆油田有限责任公司，
类型：发明
国别省市：23
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