盐水对PEI/HPAM凝胶性能影响的实验研究

柳敏（大港油田分公司采油工艺研究院，天津　300280）



盐水对PEI/HPAM凝胶性能影响的实验研究

柳敏
（大港油田分公司采油工艺研究院，天津300280）

摘要：近年来低毒性聚乙烯亚胺/聚丙烯酰胺堵水凝胶在世界范围得到了广泛关注，但有关盐水对该凝胶性能的影响鲜有报道。本文通过实验，研究了盐水对PEI/HPAM凝胶强度与吸水膨胀性能的影响。结果认为，接触盐水后，凝胶体系都会吸水膨胀，但吸收KCl盐水最多，NaCl盐水次之，吸收MgCl2盐水最少；NaCl盐水吸收后对凝胶强度有重要影响，KCl次之，MgCl2影响最小仍然保持在G级强度。

关键词：盐水；PEI/HPAM凝胶；吸水量；性能影响

聚合物凝胶广泛应用于调剖堵水提高采收率领域。由于环保需求，国外于20世纪90年代就已开始了低毒性交联剂研究。聚乙烯亚胺（PEI）交联聚丙烯酰胺（HPAM）形成的有机凝胶近年来在世界范围内得到了广泛关注，PEI交联剂有着低毒特征，是一种食品可接触性物质[1，2]。聚乙烯亚胺交联凝胶在许多高温油藏堵水施工中得到了成功应用，在油田化学堵水领域具有广阔应用前景[3-5]。但交联后的凝胶在地层中会长时间受地层水（盐水）挤压、侵蚀等复杂物理化学作用，势必会影响长期热盐稳定性。本文通过实验研究了盐水对PEI/HPAM凝胶性能的影响，旨在探索盐水-PEI/HPAM凝胶相互作用机理，为PEI交联凝胶的现场应用提供指导。

1　实验设计

1.1实验试剂

HPAM（北京恒聚油田化学剂有限公司，平均相对分子质量800万，水解度为23 %）；PEI（上海阿拉丁生化科技股份有限公司，平均相对分子质量7万）；去离子水、氯化钠、氯化钾，氯化镁均为分析纯。

本实验研究盐水对低毒性PEI/HPAM凝胶体系强度及稳定性的影响。待PEI/HPAM凝胶体系成胶后，加入等体积不同矿化度的盐水，观察、记录凝胶体系与盐水接触后强度及质量的变化。

1.2实验仪器

S7401-Ⅱ调速搅拌器；ESJ120-4A精密电子天平；CS1013电热鼓风恒温干燥箱。

1.3实验方法

先配制若干体积为20 mL的预凝胶体系（PEI浓度为1.0%，HPAM浓度为1.5%），放入70℃恒温烘箱中，待凝胶体系达到终凝强度H后加入等体积不同的盐水，定期观察、记录凝胶体系强度变化以及吸水膨胀情况。

2　实验结果与讨论

2.1 NaCl对成胶后的PEI/HPAM凝胶体系性能影响

配制浓度分别为8 g/L、10 g/L、12 g/L、15 g/L的NaCl溶液，分别加20 mL到已经成胶且达到终凝强度H的凝胶体系中，3 d后用目测代码法观察凝胶体系强度变化情况，用称重法研究凝胶体系吸水膨胀情况，结果（见表1、图1）。

表1　已成胶的PEI/HPAM凝胶体系遇到不同浓度NaCl后吸水膨胀情况

由表1可知：当盐水中NaCl浓度在8 g/L～15 g/L范围内时，与盐水接触后，凝胶体系均出现吸水膨胀的现象，且NaCl的浓度越大，PEI/HPAM凝胶体系质量增加越少，吸水量越低。

由图1可知，当盐水中NaCl浓度在8 g/L～15 g/L范围内时，随着NaCl浓度的升高，已成胶的PEI/HPAM凝胶体系与盐水接触后强度降低越明显，变化趋势为：H→G→F→E，说明NaCl盐水对已成胶的PEI/HPAM凝胶的强度影响较大。

2.2 KCl对成胶后的PEI/HPAM凝胶体系性质影响

配制浓度分别为8 g/L、10 g/L、12 g/L、15 g/L的KCl溶液，分别加20 mL到已经成胶且达到终凝强度H的凝胶体系中，3 d后用目测代码法观察凝胶体系强度变化情况，用称重法研究凝胶体系吸水膨胀情况，结果（见表2、图2）。

表2　已成胶的PEI/HPAM凝胶体系遇到不同浓度KCl后吸水膨胀情况

图1　不同浓度NaCl（从左至右依次为8 g/L、10 g/L、12 g/L、15 g/L）与成胶后的凝胶接触后凝胶体系强度变化

由表2可知：当盐水中KCl浓度在8 g/L～15 g/L范围内时，与盐水接触后，凝胶体系均出现吸水膨胀的现象，且KCl的浓度越大，PEI/HPAM凝胶体系质量增加越少，吸水量越低。由图2可知：当盐水中KCl浓度在8 g/L～15 g/L范围内时，随着KCl浓度的升高，已成胶的PEI/HPAM凝胶体系强度与盐水接触后也在不断减小，变化趋势为：H→G→G→F。

2.3 MgCl2对成胶后的PEI/HPAM凝胶体系性质影响

配制浓度分别为8 g/L、10 g/L、12 g/L、15 g/L的MgCl2溶液，分别加20 mL到已经成胶且达到终凝强度H的凝胶体系中，3 d后用目测代码法观察凝胶体系强度变化情况，用称重法研究凝胶体系吸水膨胀情况，结果（见表3、图3）。

图2　不同浓度KCl（从左至右依次为8 g/L、10 g/L、12 g/L、15 g/L）与成胶后的凝胶接触后凝胶体系强度变化

图3　不同浓度MgCl2（从左至右依次为8 g/L、10 g/L、12 g/L、15 g/L）与成胶后的凝胶接触后凝胶体系强度变化

表3　已成胶的PEI/HPAM凝胶体系遇到不同浓度MgCl2后吸水膨胀情况

由表3可知：在一定范围内，含有MgCl2的浓度越大，PEI/HPAM凝胶体系质量增加越少。并且接触的含有MgCl2的盐水浓度在8 g/L～15 g/L范围内时，该凝胶体系均发生膨胀。

由图3可知，当MgCl2浓度在8 g/L～15 g/L范围内时，随着MgCl2升高，已成胶的PEI/HPAM凝胶体系强度与盐水接触后也在不断减小，变化趋势为：H→G→G→G，说明MgCl2盐水对已成胶的PEI/HPAM凝胶的强度影响较小。

3　结论

（1）盐水与已经成胶的PEI/HPAM凝胶体系接触后，凝胶体系均出现了一定程度的强度降低和膨胀现象。且随着矿化度的升高，凝胶体系的强度降低得越明显，而膨胀率逐渐减小。

（2）NaCl盐水对已经成胶的PEI/HPAM凝胶体系强度的影响最大，KCl盐水次之，MgCl2盐水影响最小；而KCl盐水对其吸水膨胀性能的影响最大，NaCl盐水次之，MgCl2盐水影响最小。

参考文献：

［1］贾虎.有机凝胶控水及堵水技术研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2013，35（6）:141-152.

［2］贾艳平，王业飞，何龙，等.堵剂聚乙烯亚胺冻胶成冻影响因素研究［J］.油田化学，2007，24（4）：316-319.

［3］刘锦霞，赵梦云，赵青.高温下PAM/PEI体系延缓成胶技术研究［J］.油田化学，2010，27（3）：279-283.

［4］Jia H.，Pu W F.，Zhao J Z.，et al.Research on the Gelation Performance of Low Toxic PEI Cross-Linking PHPAM Gel Systems as Water Shutoff Agents in Low Temperature Reservoirs［J］.Industrial & Engineering Chemistry Research，2010，49（20）:9618-9624.

Experimental study on the effect of salinity water on the performance of PEI/HPAM gel

LIU Min
（Oil Production Technology Institute of Dagang Oilfield Company，Tianjin 300280，China）

Abstract:Low toxic PEI/HPAM gel as water shutoff agent has received more attention in recent years.However,the effect of salinity water（formation water）on the performance of the target gel is not well understood.In this study,the effect of different salinity water on gel strength and absorbency swelling ability of PEI/HPAM gel was investigated through experimental approach.Results show that PEI/HPAM gel can swell to some degree after contacting with salinity water.The absorbency ability for KCl salinity water is the best,followed by NaCl salinity water.MgCl2salinity water is the worst candidate for the absorbency ability of PEI/HPAM gel.The gel strength after absorbing salinity water is inversely proportional to the total absorption of different salinity water.For instance,gel strength after absorbing MgCl2salinity water still keeps at a higher level of code G.

Key words：salinity water；PEI/HPAM gel；absorbency ability；performance impact

作者简介：柳敏，男（1981-），工程师，主要从事油田三次采油研究工作，邮箱：6375608@qq.com。

*收稿日期：2016－02-18

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.039

中图分类号：TE358.3

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）03-0145-03