发泡剂体系配方筛选和优化研究

李国仓

大庆油田工程建设有限公司安装公司（黑龙江大庆163710）

■质量

发泡剂体系配方筛选和优化研究

李国仓

大庆油田工程建设有限公司安装公司（黑龙江大庆163710）

为了优化适用于大庆油田应用的发泡剂体系，通过对7种表面活性剂和6种稳泡剂的泡沫及界面性能分析，筛选出了FL和HPAM发泡剂体系，并优化出了FL浓度为0.3%、HPAM浓度0.1%的最佳配比。发泡剂体系可同时满足起泡体积大于150 mL，泡沫半衰期大于30min，且能形成超低界面张力。该发泡剂体系配方在油田泡沫复合驱现场试验，应用效果良好。

泡沫界面性能；表面活性剂；稳泡剂；发泡剂体系

大庆油田已进入高含水开发后期，开展有效的三次采油技术研究是确保油田稳产的关键。聚合物驱油技术已经被大规模工业化应用，三元复合驱也取得了一定效果。尽管如此，仍有约50%的剩余油留在地下[1-2]。为了挖掘这部分潜力，必须研究比聚合物驱和三元复合驱更好的三次采油方法。泡沫是气体分散于发泡剂溶液中所组成的分散体系，是一种黏弹性流体[3]，具有比聚合物更大的渗流阻力，因此泡沫驱是一种很有潜力的提高采收率技术。泡沫流体应用于三次采油，在国内外已有几十年的历史，并取得了肯定的效果[4-7]。

发泡剂的起泡和稳泡性能好坏，影响泡沫在地下油藏多孔介质中的传播距离和扩大波及体积的效果。而发泡剂的界面性能影响驱油效率，发泡剂的界面张力越低，其驱油效率越高。因此，具有较好起泡性能、稳泡性能和低界面张力的发泡剂可以同时起到扩大波及体积和提高驱油效率作用，可以大幅提高泡沫复合驱的最终采收率。

为了优化适用于大庆油田应用的发泡剂体系配方，针对发泡剂配方起泡性及泡沫稳定性影响因素复杂、不能有效降低界面张力等问题，开展了运用质量管理方法提高发泡剂配方的泡沫及界面性能，收到了良好的效果。

1 实验部分

1.1 主要试剂及仪器

主要试剂：α-烯烃磺酸钠（AOS），十二烷基硫酸钠（SDS），脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)，非离子双子表活剂（FL），烷基磺酸盐（RDF），十二烷基苯磺酸钠（SDBS），烷基甜菜碱（CD），聚合物（HPAM），低分子量醇（FE），羧甲基纤维素（CMC），羟乙基纤维素（HEC），聚乙二醇（PEG），氮气，原油(大庆脱水原油）。

主要仪器：全自动泡沫扫描仪，界面张力仪TX-500C。

1.2 实验方法

泡沫起泡性和稳泡性测定：泡沫扫描仪采用鼓气方式产生泡沫，在鼓气结束后测量泡沫的最大体积，即泡沫的起泡体积。泡沫体积衰减一半，所用的时间记为泡沫半衰期。泡沫扫描仪自动控制气体流速、流量及进气时间，自动监测表面活性剂溶液的起泡体积和泡沫半衰期。本实验在45℃样品池中注入50mL发泡剂，预热20min后，通入氮气，气体流速为30mL/min，进气时间为5min。测定表面活性剂溶液的起泡体积和泡沫半衰期。

界面张力测定：选用TX-500C界面张力仪进行测量，样品均由污水配制，实验温度45℃，转速为5 000r/min，平衡2 h读取界面张力值。

2 结果与讨论

2.1不同种类表面活性剂的泡沫性能分析

针对表面活性剂的泡沫及界面性能差，调研国内外文献及相关报道，选择了国内外常用且泡沫性能好的不同种类、不同分子结构的7种表面活性剂，评价其起泡性能、稳泡性及界面张力。不同类型表面活性剂的起泡性如图1所示。

图1 不同表面活性剂的起泡性

由图1可知，表面活性剂浓度超过一定值后，起泡体积趋于平稳。不同表面活性剂的起泡体积有一定差别，SDBS和RDF起泡性能较差，其余5种表面活性剂起泡体积均接近160mL。

不同类型表面活性剂的泡沫稳定性如图2所示。由图2可知，随着表面活性剂浓度的增加，泡沫的稳定性增加，但是当浓度达到一定值时，泡沫的半衰期开始随着表面活性剂浓度的增加而减小。其中CD的泡沫稳定性最好，RDF泡沫稳定性次之，SDBS的泡沫稳定性较差。不同类型表面活性剂的亲水基团的结构、大小和电性存在较大差异，导致表面活性剂分子在气液界面上排列方式及紧密程度不同，因此不同表面活性剂的起泡体积和泡沫半衰期差别较大。通过不同表面活性剂的起泡性和稳泡性综合分析可知，SDS、AES、FL和CD具有较好的泡沫性能。

2.2不同种类表面活性剂的界面性能分析

不同表面活性剂的界面张力如表1所示。表面活性剂浓度为0.1%，FL与大庆原油可以形成超低界面张力，RDF与大庆原油的界面张力低于1mN/m，而其余5种不同表面活性剂与原油的界面张力较高。结合不同表面活性剂泡沫性能，确定FL为发泡剂体系配方中的最佳表面活性剂。

图2 不同表面活性剂的泡沫稳定性

表1 不同发泡剂的界面张力

每个FL分子中有两个烷基亲油基团，一个非离子亲水基团，FL分子的油溶性好于其余6种表面活性剂，FL分子更趋向于在原油界面紧密排列，使油水界面张力达到超低。其余6种表面活性剂均为离子型表面活性剂，每个表面活性剂分子只有一个烷基亲油基团，导致其降低界面张力效果较FL差。

2.3稳泡剂种类优化

针对稳泡剂对表面活性剂泡沫性能及界面性能的影响，通过调研文献及相关报道，选用6种常用的稳泡剂，不同稳泡剂对FL的起泡体积和泡沫稳定性影响如表2所示。FL浓度为0.3%，稳泡剂浓度为0.1%。

由表2可知，稳泡剂对FL起泡体积影响较小，其中CMC和HPAM使FL的起泡体积略有降低，其余4种稳泡剂使FL的起泡体积增大。FL溶液中加入不同稳泡剂后，泡沫稳定性差异较大，其中FE、HEC、PEG6使FL的泡沫稳定性减弱，而CMC、PEG2、HPAM使FL的泡沫稳定性出现不同程度增强，其中HPAM效果最好，泡沫半衰期增加超过一倍。因此，发泡剂体系配方选用HPAM作为稳泡剂。

表2 不同稳泡剂对FL泡沫性能的影响

2.4发泡剂体系性能优化

为优选出适合大庆油田的发泡剂体系，对FL和HPAM发泡剂体系配方进行泡沫及界面性能优化，不同浓度FL和HPAM发泡剂体系的泡沫性能如图3所示。FL和HPAM发泡剂体系中，FL浓度大于0.3%，起泡体积趋于稳定，体系中HPAM浓度增加，起泡体积减小。FL和HPAM发泡剂体系泡沫半衰期随无碱发泡剂和聚合物浓度增加而增加，不同浓度发泡剂体系配方的泡沫半衰期均明显大于30 min。由于体系中HPAM分子增多，FL分子与HPAM、HPAM与HPAM分子间作用力及缠绕作用增强[9-10]，这些作用导致泡沫液膜更加稳定，因此泡沫稳定性增强。但当HPAM质量浓度大时，FL和 HPAM体系黏度高，起泡性降低。

图3 FL和HPAM发泡剂体系的泡沫性能

由表3可知，不同浓度发泡剂体系配方的界面张力均可达到超低。FL和HPAM发泡剂体系配方中FL浓度低于0.3%时，界面张力变化趋于平稳，而FL浓度大于0.3%时，界面张力明显增大。这是由于FL在油和水两相的分配系数等于1时，界面张力最小[11]。FL浓度较高时，在胶束中增溶或油相的分布破坏了这种分配系数等于1的平衡，使FL和HPAM发泡剂体系界面张力反而增大。

FL和HPAM发泡剂体系配方中HPAM浓度为0.15%时，界面张力明显增大，在HPAM浓度较低时界面张力变化不是很明显。由于HPAM浓度增加，体系黏度逐渐增加，FL分子在高黏度体系中的运动非常困难，使油水界面分布的FL分子排列改变，导致FL和HPAM发泡剂体系的界面张力增大[12]。

表3 FL和HPAM发泡剂体系的界面张力

2.5应用情况分析

通过筛选和优化得到了适合大庆油田泡沫复合驱矿场试验所需的发泡剂体系配方。目前该发泡剂体系配方已经在大庆油田泡沫复合驱试验得到应用，试验区共有注入井6口，共需注入表面活性剂2 300t，每吨发泡剂体系配方的成本比三元发泡剂体系配方节约1.06万元。

3 结论

1）通过对不同表面活性剂起泡性和稳泡性的综合分析，SDS、AES、FL和CD具有较好的泡沫性能，FL与大庆原油可以形成超低界面张力，HPAM稳泡效果最好。

2）FL浓度为0.3%，HPAM浓度为0.1%，二元发泡剂体系的泡沫及界面性能最优，其起泡体积大于160mL，泡沫半衰期接近60min，同时界面张力可以达到超低水平。

[1]WANG D M,CHENG JC,WU JZ,et al.Experiences learned after production ofmore than 300 million barrels of oil by polymer flooding in DaqingOilfield[C].SPE 77693,2002.

[2]王德民,程杰成,吴军政,等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用[J].石油学报,2005,26(1):74-78.

[3]Benjamin D,Miguel A,Francois G.Anti-inertiral lift in foams: A signature of theelasticity of complex fluids[J].Physical Re⁃view Letters,2005,95(16):1-4.

[4]Tortopidis S,Shallcross DC.Carbon dioxide foam flood stud⁃iesunderaustralian reservoir conditions[C].SPE 28811,1994.

[5]Chou SL.Conditions for generating foam in porousmedia[C]. SPE 22628，1991.

[6]刘合,叶鹏,刘岩,等.注氮气泡沫控制水窜技术在油田高含水期的应用[J].石油学报,2010,31(1):91-95.

[7]张彦庆,刘宇,钱昱.泡沫复合驱注入方式段塞优化及矿场试验研究[J].大庆石油地质与开发,2001,20(1):46-48.

[8]周国华,宋新旺,王其伟,等.泡沫复合驱在胜利油田的应用[J].石油勘探与开发,2006,33(3):369-373.

[9]燕永利,张宁生,屈撑囤,等.胶质液体泡沫的形成及其稳定性研究[J].化学学报,2006,64(1):54-60.

[10]赵振国.吸附作用应用原理[M].北京:化学工业出版社, 2005:41-50.

[11]杨普华,杨承志.化学驱提高石油采收率[M].北京:石油工业出版社,1988:43-54.

[12]刘宏生.超低界面张力泡沫体系界面性能[J].石油学报, 2011,32(6):1021-1025.

In order tooptimize the foaming agentsystem applied to Daqing Oilfield,7 kinds of surfactantand 6 kinds of foam stabilizer were provioled.Based on the foaming properties and interfacial propertiesof the systems composed of the surfactants and the foam stabi⁃lizers,the foamingagentsystem consisting of surfactantFL and foam stabilizer HPAM wasscreened out,and an optimal formulation com⁃posed of 0.3%surfactant FL and 0.1%foam stabilizer HPAM was obtained.The optimal formulation system canmeet the foaming vol⁃ume ofmore than 150mL,the foam half-life ofmore than 30m in,and can form a super low interfacial tension.Ithasa good field app li⁃cation effect in DaqingOilfield.

interface performanceof foam;surfactant;foam stabilizer;foamingagentsystem

左学敏

2015-12-16

国家科技重大专项(编号：2011ZX05010-005)。

李国仓（1982-），男，工程师，现主要从事科研设计工作。