技术领域：
[0001] 本发明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。
背景技术：
[0002] 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。
发明内容：
[0003] 为了克服背景技术存在的不足，本发明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。
[0004] 本发明的技术方案是：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。
[0005] 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。
[0006] 本发明具有如下有 益效果：本发明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。并且该发明具有一定的抗盐及抗甲醇能力。
附图说明：
[0007] 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）；
[0008] 图2为试验期间井口压力变化情况。
具体实施方式：
[0009] 下面结合实施例对本发明作进一步说明：
[0010] 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。[0011] 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I和表2。
[0012] 起泡力、热稳定性及携液能力评价 表I
[0013]
[0016] 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。
[0017] 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。
[0018] ⑴试验井简况：
[0019] 徐深6-211井基础数据表 表3
[0020]
[0021] (2)试验前生产情况：
[0022] 现场试验前，该井生产分为三个阶段：
[0023] 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；
[0024] 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；
[0025] 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。
[0026] 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。
[0027] (3)泡排剂性能评价：
[0028] 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。
[0029] 泡排剂与地层水配伍性试验结果 表4
[0030]
[0031] (4)现场试验情况：
[0032] 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。
[0033] 徐深6-211井泡沫排水采气施工记录 表5
[0034]
[0035] (5)试验效果分析：
[0036] 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。
[0037] 见效前，产气量持续下降，瞬时流量930mVh降至800m3/h，气井已无法带水生产；见效后，瞬时流量在930m3/h-1600m3/h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。
[0038] ②油套压差减小，排出部分井筒积液，见图2。
[0039] 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。
[0040] 见效前后生产情况对比表 表6
[0041]
[0042] (6)试验的结论和认识：
[0043] ①加药时机的确定：
[0044] 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。[0045] ②加药方式的选择：
[0046] 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。
[0047] ③保持加药的连续性：
[0048] 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。