聚丙烯酰胺和辛基酚聚氧乙烯醚10复配体系的界面活性研究

2023-01-16喻星辰罗浩珉颜志立张雪伦

精细石油化工进展 2022年6期

喻星辰，罗浩珉，荣准，刘洋，颜志立，龙远，张雪伦

1.安徽省煤田地质局第二勘探队，安徽芜湖 241000；2.重庆科技学院智能技术与工程学院，重庆 401331；3.中国石油西南油气田分公司川东北气矿，四川达州 635000；4.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100

近年来，水溶性聚合物与表面活性剂的相互作用成为国内外的研究热点，因为两者复配后会产生明显的协同作用，从而表现出更优异的界面性能、起泡及乳化等性能［1］，这些性质使得两者的复配体系在老油田提高原油采收率方面得到了广泛的应用［2-3］。

部分水解的聚丙烯酰胺（HPAM）是最常使用的聚合物之一，它能通过黏滞效应、吸附作用以及改善流度比达到驱油的作用［4］。非离子表面活性剂除具备一般表面活性剂的共性，还具有其独有的性质，它不仅能通过降低表面张力和改变岩石润湿性来提高采收率，还具有良好的抗盐和抗酸碱性，是油田驱油中常用的表面活性剂［5-8］。HPAM 与非离子表面活性剂均有其独特的性质，复配后各组分的基本性质会发生变化，从而影响复配体系的基本性质。

本文选用聚合物HPAM 和常用的4 种非离子表面活性剂进行实验，使用TX-500 型旋转滴界面张力仪研究不同浓度的HPAM 与不同浓度的非离子表面活性剂辛基酚聚氧乙烯醚10（OP-10）在不同比例的复配条件下的界面活性，并研究无机盐浓度对不同复配体系降低界面张力能力的影响，以期为老油田聚/表复合驱技术提供参考。

1 实验部分

1.1 新疆M区油田概况

新疆M 区油藏平均孔隙度为18.7%，渗透率为129.5 mD，地面原油的黏度为6.2 mPa·s，属于中孔、中渗、稀油油藏。M区下组北部开发区，区块日产油37 t，含水率84.3%，累产油1.028×106t。目前该区已进入中高含水期，区内产油量下降趋势明显，含水率上升速度较快，急需调整措施控制含水上升速度，抑制产量递减率，改善开发效果，提高油藏渗透率。

1.2 材料与方法

1.2.1 实验试剂

NaCl、KCl、NaHCO3、Na2SO4、无水 CaCl2、无水MgCl2，分析纯，国药集团化学试剂有限公司；丙三醇嵌段聚醚（DF-103T，含量为99%）、脂肪醇聚氧乙烯醚葡糖（AEG050，含量为50%）、辛基酚聚氧乙烯醚10（OP-10，含量为99%）、脂肪酸甲酯乙氧基化物（FMEE，含量为80%），分析纯，天津市北联精细化学品开发有限公司；部分水解HPAM（分子量300~2.2×107万），北京恒聚化工有限公司。

实验用水为新疆M 区油藏模拟地层水，M 区

油藏水质成分见表1，模拟地层水组成如表2所示。

表1 新疆M区油藏水质成分表

表2 新疆M区模拟地层水组成

1.2.2 实验仪器

TX-500型旋转滴界面张力仪，上海中晨数字技术设备有限公司；FA224TC 型电子分析天平，上海力辰邦西仪器科技有限公司。

1.2.3 实验方法

1）非离子表面活性剂筛选方法。基于文献［9-15］的研究，选用非离子型表面活性剂DF-103T、AEG050、OP-10、FMEE 在室温下与模拟地层水配制质量分数为0.5%的溶液，搅拌均匀后静置，观察其与模拟地层水的配伍性，对表面活性剂进行初步筛选。

2）非离子表面活性剂界面活性研究。参照石油天然气行业标准SY/T 5370—2018《表面及界面张力测定方法》中的实验方法［16］，使用TX‑500 型旋转滴界面张力仪，在温度为45 ℃、转速5 000 r/min 的条件下测定配伍性实验筛选出的非离子表面活性剂体系与新疆M 区油藏原油间的界面张力。

3）不同复配体系界面活性研究。将方法2）中优选出的界面活性低的表面活性剂与HPAM进行复配，并考察表面活性剂浓度与HPAM 浓度对复配体系界面活性的影响。

4）HPAM 和OP-10复配体系与原油间界面张力的研究。由于表面活性剂在注入地层后需要运移一段时间才能接触到原油，且在注入过程中可能会接触到不同矿化度的地层水，故进一步研究时间及矿化度对复配体系降低油水界面张力性能的影响。

2 结果与讨论

2.1 非离子表面活性剂在地层水中的溶解性

考察不同表面活性剂（从左至右依次为OP-10、FMEE、DF-103T、AEG050，质量分数皆为0.5%）与模拟地层水的配伍性，结果如图1 所示。由图1可知：当AEG050与新疆M区油藏模拟地层水混合后有沉淀生成，溶液浑浊，说明AEG050 是油溶性的，抗盐性差，所以当水相的盐度过高时，在地层水中的溶解性低，不适用于复配体系；而FMEE、DF-103T、OP-10 与模拟地层水混合后均无沉淀出现，溶液澄清，说明这3 种非离子表面活性剂的抗盐性、与地层水的配伍性相对较好。故进一步对其界面活性进行考察。

图1 非离子表面活性剂在地层水中的溶解性

2.2 不同非离子表面活性剂的界面活性

测定 0.5% 的 DF-103T、OP-10、FMEE 这 3 种非离子表面活性剂的表面张力，结果见图2。

图2 3种非离子表面活性剂的表面张力曲线

由图2可知：这3种表面活性剂的表面张力值均随时间的延长有所下降，其中FMEE 和DF-103T 的界面张力分别降至10-1mN/m，这是因为这两种表面活性剂的界面活性不够高，不能有效降低油水界面张力；而OP-10 较前两者有更好的界面活性，界面张力降至10-2mN/m。因此选择OP-10作为复配体系的表面活性剂。

2.3 HPAM和OP-10复配体系的界面活性

将HPAM 配制成质量分数为0.10%的水溶液，与不同浓度的OP-10 按不同比例复配，并测定不同复配体系的界面活性，结果见表3。

表3 0.10%HPAM 与不同质量分数OP-10复配体系的界面活性

由表3 可知：与纯OP-10 相比，不同复配体系的界面张力均有所下降。当两者的复配比例为1∶3时，OP-10质量分数为1.00%时界面张力值下降得最多，约为0.002 mN/m；当复配比例为1∶6时，各复配体系界面张力均下降，而OP-10浓度为0.50%时界面张力下降的幅度最大，约为0.006 mN/m；复配比例为1∶9时，OP-10浓度为0.50%时界面张力下降最多，约为0.004 mN/m。由此可见，当HPAM浓度为0.10%、OP-10浓度为0.50%、复配比例为1∶6时，HPAM与OP-10之间的协同效应最强。

固定HPAM 质量分数为0.05%，与不同质量分数的OP-10 进行复配试验，结果见表4。由表4可知：当复配比例为1∶3 时，不同复配体系与单一表面活性剂的界面张力值相比有所上升；当复配比例为1∶6 时，不同复配体系的界面张力均有所下降，其中OP-10的质量分数为0.50%时，复配体系的界面张力下降最多，大约为0.003 mN/m；当复配比例为1∶9时，质量分数为0.30%的OP-10复配体系的界面张力值与单一表面活性剂体系的界面张力值相比，下降约0.004 mN/m；质量分数为1.00%的OP-10复配体系的界面张力值与单一表面活性剂体系的界面张力值相比，上升约0.001 mN/m。。

表4 0.05%HPAM 与不同质量分数OP-10复配体系的界面活性

进一步调整HPAM 质量分数为0.2%与OP-10 复配后，会出现油滴维持球形的情况，无法测量界面张力，可能的原因是溶液黏度过大。从油滴的形状为球形亦可分析得知，复配体系的界面活性很差。故可初步确定最佳二元复配体系OP-10 质量分数为0.50%、HPAM 质量分数为0.10%、复配比例为1∶6。

2.4 HPAM和OP-10复配体系的界面张力

2.4.1 不同复配体系与原油之间的界面张力

在复配体系与原油接触的过程中，界面张力是一个动态变化的过程，它会随着时间的推移维持一段时间，最终会趋于一个动态平衡，这时候的油水界面张力就是一个相对稳定的值［17-20］。根据前面的实验可知，OP-10 质量分数为0.50%且复配比例为1∶6 时，界面张力下降最明显，因此，以此种浓度及比例进行实验。图3 为复配体系与原油界面张力随时间变化的动态关系。

图3 不同复配体系界面张力随时间的变化曲线

由图3 可知：相比于纯OP-10，复配体系的界面张力最小值和稳定值均有所下降，且随着HPAM 浓度的增加，界面张力降低得更多，说明HPAM 与OP-10 之间确实发生了相互作用，存在一定的协同效应，但复配体系的界面活性并没有显著提高。

2.4.2 矿化度对复配体系性能的影响

新疆M 区油藏地层水矿化度较高，且在聚/表二元驱的实际应用过程中，地层水的矿化度也是变化的，因此，还需进一步考察矿化度对复配体系界面活性的影响，在HPAM 质量分数为0.10%、OP-10 质量分数为0.50%且两者复配比例为1∶6的复配体系溶液加入NaCl 和CaCl2，考察Na+和Ca2+各自对复配体系界面活性的变化。Na+对复配体系油水界面张力的影响见图4，Ca2+对复配体系油水界面张力的影响见图5。

图4 Na+对油水界面张力的影响

图5 Ca2+对油水界面张力的影响

由图4 和5 可知：随着Na+浓度的增加，复配体系的油水界面张力值虽然不断上升，但是当矿化度上升至50 000 mg/L 时，界面张力值增幅很小，仅增加了0.008 mN/m。当Ca2+质量浓度增加至1 000 mg/L 时，界面张力值增幅也很小，仅上升了0.007 mN/m。这两种现象证明了随着矿化度的增加，复配体系仍然具有较好的抗盐性能，这也正是非离子表面活性剂的特点。