聚丙烯酰胺和辛基酚聚氧乙烯醚10復配體系的界面活性研究

喻星辰，羅浩珉，榮 準，劉 洋，顏志立，龍 遠，張雪倫

1.安徽省煤田地質局第二勘探隊，安徽 蕪湖 241000；2.重慶科技學院智能技術與工程學院，重慶 401331；3.中國石油西南油氣田分公司川東北氣礦，四川 達州 635000；4.長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100

近年來，水溶性聚合物與表面活性劑的相互作用成為國內外的研究熱點，因為兩者復配后會產生明顯的協同作用，從而表現出更優異的界面性能、起泡及乳化等性能［1］，這些性質使得兩者的復配體系在老油田提高原油采收率方面得到了廣泛的應用［2-3］。

部分水解的聚丙烯酰胺（HPAM）是最常使用的聚合物之一，它能通過黏滯效應、吸附作用以及改善流度比達到驅油的作用［4］。非離子表面活性劑除具備一般表面活性劑的共性，還具有其獨有的性質，它不僅能通過降低表面張力和改變巖石潤濕性來提高采收率，還具有良好的抗鹽和抗酸堿性，是油田驅油中常用的表面活性劑［5-8］。HPAM 與非離子表面活性劑均有其獨特的性質，復配后各組分的基本性質會發生變化，從而影響復配體系的基本性質。

本文選用聚合物HPAM 和常用的4 種非離子表面活性劑進行實驗，使用TX-500 型旋轉滴界面張力儀研究不同濃度的HPAM 與不同濃度的非離子表面活性劑辛基酚聚氧乙烯醚10（OP-10）在不同比例的復配條件下的界面活性，并研究無機鹽濃度對不同復配體系降低界面張力能力的影響，以期為老油田聚/表復合驅技術提供參考。

1 實驗部分

1.1 新疆M區油田概況

新疆M 區油藏平均孔隙度為18.7%，滲透率為129.5 mD，地面原油的黏度為6.2 mPa·s，屬于中孔、中滲、稀油油藏。M區下組北部開發區，區塊日產油37 t，含水率84.3%，累產油1.028×106t。目前該區已進入中高含水期，區內產油量下降趨勢明顯，含水率上升速度較快，急需調整措施控制含水上升速度，抑制產量遞減率，改善開發效果，提高油藏滲透率。

1.2 材料與方法

1.2.1 實驗試劑

NaCl、KCl、NaHCO3、Na2SO4、無水 CaCl2、無水MgCl2，分析純，國藥集團化學試劑有限公司；丙三醇嵌段聚醚（DF-103T，含量為99%）、脂肪醇聚氧乙烯醚葡糖（AEG050，含量為50%）、辛基酚聚氧乙烯醚10（OP-10，含量為99%）、脂肪酸甲酯乙氧基化物（FMEE，含量為80%），分析純，天津市北聯精細化學品開發有限公司；部分水解HPAM（分子量300~2.2×107萬），北京恒聚化工有限公司。

實驗用水為新疆M 區油藏模擬地層水，M 區

油藏水質成分見表1，模擬地層水組成如表2所示。

表1 新疆M區油藏水質成分表

表2 新疆M區模擬地層水組成

1.2.2 實驗儀器

TX-500型旋轉滴界面張力儀，上海中晨數字技術設備有限公司；FA224TC 型電子分析天平，上海力辰邦西儀器科技有限公司。

1.2.3 實驗方法

1）非離子表面活性劑篩選方法。基于文獻［9-15］的研究，選用非離子型表面活性劑DF-103T、AEG050、OP-10、FMEE 在室溫下與模擬地層水配制質量分數為0.5%的溶液，攪拌均勻后靜置，觀察其與模擬地層水的配伍性，對表面活性劑進行初步篩選。

2）非離子表面活性劑界面活性研究。參照石油天然氣行業標準SY/T 5370—2018《表面及界面張力測定方法》中的實驗方法［16］，使用TX?500 型旋轉滴界面張力儀，在溫度為45 ℃、轉速5 000 r/min 的條件下測定配伍性實驗篩選出的非離子表面活性劑體系與新疆M 區油藏原油間的界面張力。

3）不同復配體系界面活性研究。將方法2）中優選出的界面活性低的表面活性劑與HPAM進行復配，并考察表面活性劑濃度與HPAM 濃度對復配體系界面活性的影響。

4）HPAM 和OP-10復配體系與原油間界面張力的研究。由于表面活性劑在注入地層后需要運移一段時間才能接觸到原油，且在注入過程中可能會接觸到不同礦化度的地層水，故進一步研究時間及礦化度對復配體系降低油水界面張力性能的影響。

2 結果與討論

2.1 非離子表面活性劑在地層水中的溶解性

考察不同表面活性劑（從左至右依次為OP-10、FMEE、DF-103T、AEG050，質 量分數 皆為0.5%）與模擬地層水的配伍性，結果如圖1 所示。由圖1可知：當AEG050與新疆M區油藏模擬地層水混合后有沉淀生成，溶液渾濁，說明AEG050 是油溶性的，抗鹽性差，所以當水相的鹽度過高時，在地層水中的溶解性低，不適用于復配體系；而FMEE、DF-103T、OP-10 與模擬地層水混合后均無沉淀出現，溶液澄清，說明這3 種非離子表面活性劑的抗鹽性、與地層水的配伍性相對較好。故進一步對其界面活性進行考察。

圖1 非離子表面活性劑在地層水中的溶解性

2.2 不同非離子表面活性劑的界面活性

測定 0.5% 的 DF-103T、OP-10、FMEE 這 3 種非離子表面活性劑的表面張力，結果見圖2。

圖2 3種非離子表面活性劑的表面張力曲線

由圖2可知：這3種表面活性劑的表面張力值均隨時間的延長有所下降，其中FMEE 和DF-103T 的界面張力分別降至10-1mN/m，這是因為這兩種表面活性劑的界面活性不夠高，不能有效降低油水界面張力；而OP-10 較前兩者有更好的界面活性，界面張力降至10-2mN/m。因此選擇OP-10作為復配體系的表面活性劑。

2.3 HPAM和OP-10復配體系的界面活性

將HPAM 配制成質量分數為0.10%的水溶液，與不同濃度的OP-10 按不同比例復配，并測定不同復配體系的界面活性，結果見表3。

表3 0.10%HPAM 與不同質量分數OP-10復配體系的界面活性

由表3 可知：與純OP-10 相比，不同復配體系的界面張力均有所下降。當兩者的復配比例為1∶3時，OP-10質量分數為1.00%時界面張力值下降得最多，約為0.002 mN/m；當復配比例為1∶6時，各復配體系界面張力均下降，而OP-10濃度為0.50%時界面張力下降的幅度最大，約為0.006 mN/m；復配比例為1∶9時，OP-10濃度為0.50%時界面張力下降最多，約為0.004 mN/m。由此可見，當HPAM濃度為0.10%、OP-10濃度為0.50%、復配比例為1∶6時，HPAM與OP-10之間的協同效應最強。

固定HPAM 質量分數為0.05%，與不同質量分數的OP-10 進行復配試驗，結果見表4。由表4可知：當復配比例為1∶3 時，不同復配體系與單一表面活性劑的界面張力值相比有所上升；當復配比例為1∶6 時，不同復配體系的界面張力均有所下降，其中OP-10的質量分數為0.50%時，復配體系的界面張力下降最多，大約為0.003 mN/m；當復配比例為1∶9時，質量分數為0.30%的OP-10復配體系的界面張力值與單一表面活性劑體系的界面張力值相比，下降約0.004 mN/m；質量分數為1.00%的OP-10復配體系的界面張力值與單一表面活性劑體系的界面張力值相比，上升約0.001 mN/m。。

表4 0.05%HPAM 與不同質量分數OP-10復配體系的界面活性

進一步調整HPAM 質量分數為0.2%與OP-10 復配后，會出現油滴維持球形的情況，無法測量界面張力，可能的原因是溶液黏度過大。從油滴的形狀為球形亦可分析得知，復配體系的界面活性很差。故可初步確定最佳二元復配體系OP-10 質量分數為0.50%、HPAM 質量分數為0.10%、復配比例為1∶6。

2.4 HPAM和OP-10復配體系的界面張力

2.4.1 不同復配體系與原油之間的界面張力

在復配體系與原油接觸的過程中，界面張力是一個動態變化的過程，它會隨著時間的推移維持一段時間，最終會趨于一個動態平衡，這時候的油水界面張力就是一個相對穩定的值［17-20］。根據前面的實驗可知，OP-10 質量分數為0.50%且復配比例為1∶6 時，界面張力下降最明顯，因此，以此種濃度及比例進行實驗。圖3 為復配體系與原油界面張力隨時間變化的動態關系。

圖3 不同復配體系界面張力隨時間的變化曲線

由圖3 可知：相比于純OP-10，復配體系的界面張力最小值和穩定值均有所下降，且隨著HPAM 濃度的增加，界面張力降低得更多，說明HPAM 與OP-10 之間確實發生了相互作用，存在一定的協同效應，但復配體系的界面活性并沒有顯著提高。

2.4.2 礦化度對復配體系性能的影響

新疆M 區油藏地層水礦化度較高，且在聚/表二元驅的實際應用過程中，地層水的礦化度也是變化的，因此，還需進一步考察礦化度對復配體系界面活性的影響，在HPAM 質量分數為0.10%、OP-10 質量分數為0.50%且兩者復配比例為1∶6的復配體系溶液加入NaCl 和CaCl2，考察Na+和Ca2+各自對復配體系界面活性的變化。Na+對復配體系油水界面張力的影響見圖4，Ca2+對復配體系油水界面張力的影響見圖5。

圖4 Na+對油水界面張力的影響

圖5 Ca2+對油水界面張力的影響

由圖4 和5 可知：隨著Na+濃度的增加，復配體系的油水界面張力值雖然不斷上升，但是當礦化度上升至50 000 mg/L 時，界面張力值增幅很小，僅增加了0.008 mN/m。當Ca2+質量濃度增加至1 000 mg/L 時，界面張力值增幅也很小，僅上升了0.007 mN/m。這兩種現象證明了隨著礦化度的增加，復配體系仍然具有較好的抗鹽性能，這也正是非離子表面活性劑的特點。

3 結論

1）AEG050 的水溶液渾濁，不易溶于地層水中，不耐高鹽，而其他3 種表面活性劑DF-103T、FMEE、OP-10 與模擬地層水的配伍性相對較好，耐鹽性也較好。其中，OP-10單劑活性最佳，將油水界面張力降低至10-2mN/m，而DF-103T 與FMEE的油水界面張力為10-1mN/m。

2）與純 OP-10 相比，加入 HPAM 的不同復配體系的界面張力均有所下降，證明HPAM 能與OP-10 發生一定的協同作用。其中，最佳二元復配體系為HPAM 質量分數為0.10%、OP-10 濃度為0.50%且兩者復配比例為1∶6。此種復配體系降低油水界面張力的能力比OP-10更強。

3）與純OP-10 相比，0.05%和0.10%質量分數的HPAM與OP-10的復配體系的界面張力最小值和穩定值都有所下降，且隨著HPAM 質量分數的增加，界面張力降低更為明顯，進一步證明了HPAM 與OP-10 之間確實發生了相互作用，存在一定的協同效應。

4）隨著礦化度的增加，最佳二元復配體系的界面張力最大只變化了0.008 mN/m 左右，證明HPAM 和OP-10復配體系保留了非離子表面活性劑的特點，抗鹽性能較好。