史勝龍　王業(yè)飛　周代余　陽建平　張海祖　丁名臣　李忠鵬

1.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院　2.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院

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耐溫耐鹽抗剪切黃原膠強(qiáng)化泡沫體系性能①

史勝龍1王業(yè)飛1周代余2陽建平2張海祖2丁名臣1李忠鵬1

1.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院2.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院

針對(duì)輪南2TI油組高溫高鹽油藏條件，利用輪南2TI油組地層水、甜菜堿表面活性劑、黃原膠配制黃原膠強(qiáng)化泡沫體系，通過高溫高壓可視化泡沫發(fā)生儀分析起泡劑濃度、穩(wěn)泡劑濃度、溫度、礦化度、原油體積分?jǐn)?shù)及剪切次數(shù)對(duì)泡沫性能的影響，利用顯微鏡對(duì)黃原膠強(qiáng)化泡沫微觀形態(tài)進(jìn)行表征。結(jié)果表明，在起泡劑質(zhì)量濃度2 000 mg/L、黃原膠質(zhì)量濃度2 000 mg/L、溫度120 ℃、礦化度200 572 mg/L、壓力10 MPa條件下，黃原膠強(qiáng)化泡沫的起泡體積和析液半衰期分別為365 mL和58 min。隨著黃原膠濃度增大，泡沫的起泡體積減小、半衰期增大，形成的泡沫更加均勻、氣泡直徑變小、液膜增厚，氣泡直徑及氣泡個(gè)數(shù)變化速率減慢，黃原膠最佳使用質(zhì)量濃度為2 000 mg/L。高溫、高鹽及原油均會(huì)對(duì)黃原膠強(qiáng)化泡沫的泡沫性能產(chǎn)生不利影響，但其可應(yīng)用于溫度110～130 ℃、礦化度180 000～240 000 mg/L、原油體積分?jǐn)?shù)低于10%的苛刻油藏。隨著剪切次數(shù)增加，泡沫體系的起泡體積增加，半衰期縮短，4次高速剪切后，黃原膠濃度為2 000 mg/L的強(qiáng)化泡沫體系的起泡體積增加率為13.6%，半衰期的保留率為77.6%，具有較強(qiáng)的再起泡能力和抗剪切性能。

耐溫耐鹽抗剪切黃原膠強(qiáng)化泡沫再起泡能力

由于泡沫流體具有較強(qiáng)的封堵能力及對(duì)油水的選擇性，已在我國東部特高含水油田中得到成功應(yīng)用[1-2]，但有關(guān)泡沫驅(qū)技術(shù)用于塔里木油田極端高溫高鹽油藏(溫度高于120 ℃，礦化度高于200 000 mg/L)的研究報(bào)道較少。方吉超、田疆等分別模擬塔中高溫高鹽油藏(溫度110 ℃，礦化度115 000 mg/L)和塔河高溫高鹽油藏(溫度100 ℃，礦化度210 000 mg/L)的油藏條件，均以甜菜堿表面活性劑為起泡劑制備泡沫，泡沫驅(qū)在水驅(qū)基礎(chǔ)上都表現(xiàn)出一定的效果，但由于未加穩(wěn)泡劑，泡沫驅(qū)提高采收率的幅度不大[3-4]。生物聚合物黃原膠具有類似棒狀的一級(jí)剛性結(jié)構(gòu)和穩(wěn)定的二維螺旋結(jié)構(gòu)，在120 ℃以內(nèi)能保持較高的黏度和穩(wěn)定性[5-7]，且溶液中一價(jià)鹽的加入能增強(qiáng)黃原膠的抗高溫能力[8]。黃原膠作為穩(wěn)泡劑吸附在泡沫表面可形成高厚度且致密的保護(hù)膜，使形成的泡沫體系具備排列整齊的螺旋共聚體網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，提高了泡沫的耐溫耐鹽能力。因此，穩(wěn)泡劑黃原膠具備了應(yīng)用于高溫高鹽油藏的潛力。本研究針對(duì)塔里木輪南2TI油組高溫高鹽油藏(油藏溫度110～130 ℃，礦化度160 000～240 000 mg/L)，分別用甜菜堿表面活性劑、黃原膠作為起泡劑和穩(wěn)泡劑配制黃原膠強(qiáng)化泡沫體系，通過高溫高壓可視化泡沫發(fā)生儀分析起泡劑濃度、穩(wěn)泡劑濃度、溫度、礦化度、原油體積分?jǐn)?shù)及剪切次數(shù)對(duì)泡沫性能的影響，利用顯微鏡對(duì)黃原膠強(qiáng)化泡沫微觀結(jié)構(gòu)進(jìn)行表征，分析黃原膠強(qiáng)化泡沫在高溫高鹽下穩(wěn)定的原因，為高溫高鹽油藏泡沫驅(qū)起泡劑、穩(wěn)泡劑的選用提供參考。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1試劑與儀器

起泡劑為甜菜堿表面活性劑SL1，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)33%；穩(wěn)泡劑為黃原膠XG，相對(duì)分子質(zhì)量3.4×106；氣體為氮?dú)?，體積分?jǐn)?shù)99.9%；實(shí)驗(yàn)用水為輪南2TI油組模擬地層水，礦化度200 572 mg/L，ρ(Na+)為66 000 mg/L，ρ(Ca2+)為11 000 mg/L，ρ(Mg2+)為550 mg/L，ρ(Cl-)為123 022 mg/L；實(shí)驗(yàn)用油為輪南油田原油，90 ℃下原油黏度為18.9 mPa·s。

高溫高壓可視化發(fā)泡儀；高溫高壓可視化微觀模型夾持器；“線形”微觀可視化玻璃模型(有效尺寸40 mm×2.5 mm×0.08 mm)；VD-100V體式顯微鏡。

1.2實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1泡沫性能評(píng)價(jià)

通過高溫高壓泡沫發(fā)生儀模擬油藏條件，分析起泡液在高溫高壓條件下的泡沫性能，實(shí)驗(yàn)步驟為：①用模擬地層水配制起泡液；②向泡沫發(fā)生儀中注入100 mL起泡液；③向泡沫儀中注入一定量的N2；④通過發(fā)泡儀外壁加熱板加熱至實(shí)驗(yàn)溫度，恒溫2 h后，充入N2至實(shí)驗(yàn)壓力；⑤以3 000 r/min的轉(zhuǎn)速攪拌起泡液2 min，記錄泡沫液的起泡體積和析液半衰期；⑥在不同的實(shí)驗(yàn)條件下重復(fù)步驟①～⑤。當(dāng)觀察泡沫流體的微觀結(jié)構(gòu)時(shí)，將新產(chǎn)生的泡沫流體通過發(fā)泡儀出液管線注入置于高溫高壓可視化微觀模型夾持器中的微觀模型中，并使微觀模型中的溫度、壓力與發(fā)泡儀中的溫度、壓力保持一致，用顯微鏡記錄泡沫流體的微觀形態(tài)，實(shí)驗(yàn)流程圖見圖1。泡沫性能實(shí)驗(yàn)中除特殊說明外，溫度為120 ℃，壓力為10 MPa，地層水礦化度為200 572 mg/L。

1.2.2表/界面張力測(cè)量

分別用Dataphysics DCAT21表面張力儀和TX-500界面張力儀測(cè)定SL1溶液在90 ℃下的表面張力和界面張力，并結(jié)合泡沫性能實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)優(yōu)選SL1的最佳用量。

2　結(jié)果與討論

2.1起泡劑濃度的影響

起泡劑濃度對(duì)泡沫性能的影響如圖2所示。隨著SL1質(zhì)量濃度增加，起泡體積和析液半衰期先迅速增加，然后趨于平穩(wěn)，當(dāng)SL1質(zhì)量濃度增至1 000 mg/L時(shí)，起泡體積、半衰期均達(dá)到最大值，分別為510 mL、382 s。這是由于隨著起泡劑濃度增大，起泡劑分子在N2/水界面上的排布更加緊密，吸附量增加，產(chǎn)生泡沫所需的自由能降低，因此起泡體積增大。與此同時(shí)，由于界面的起泡劑分子密度增大，使泡沫液膜的鎖水能力增加，起泡劑分子通過Marangoni效應(yīng)修復(fù)液膜的能力增加，氣體擴(kuò)散對(duì)液膜的干擾作用減弱，泡沫的穩(wěn)定性增強(qiáng)[9-10]。當(dāng)起泡劑濃度高于1 000 mg/L后，起泡劑分子在界面上吸附量達(dá)到飽和，泡沫性能基本保持不變。

為確定SL1的最佳使用濃度，測(cè)定不同濃度下起泡劑溶液的表/界面張力，如圖3所示。在SL1實(shí)驗(yàn)濃度條件下，表面張力基本維持在29 mN/m左右，而界面張力隨著SL1質(zhì)量濃度的增加先降低后升高，當(dāng)SL1質(zhì)量濃度為2 000 mg/L時(shí)，界面張力達(dá)到最低值，且界面張力可以降低至10-1mN/m數(shù)量級(jí)。說明此時(shí)起泡劑分子在油/水界面已達(dá)到飽和吸附狀態(tài)，界面張力降至最低，繼續(xù)增加SL1濃度對(duì)界面張力影響不大。這是由于優(yōu)選的SL1以磺酸鹽作為親水基團(tuán)，具有良好的界面活性，起泡劑分子在界面上排列致密，有效降低了界面張力。考慮到起泡劑的吸附損失，后續(xù)實(shí)驗(yàn)SL1的質(zhì)量濃度為2 000 mg/L。

2.2穩(wěn)泡劑濃度的影響

單獨(dú)用起泡劑形成的泡沫穩(wěn)定性較差，因此，在起泡劑溶液中加入穩(wěn)泡劑XG。XG濃度對(duì)泡沫性能的影響如圖4所示。從圖4可看出，當(dāng)XG質(zhì)量濃度由500 mg/L增加至4 000 mg/L時(shí)，泡沫起泡體積由435 mL降低至210 mL，半衰期由15 min延長(zhǎng)到132 min。這是由于加入XG后，起泡液黏度增加，減緩了液膜的排液速率，同時(shí)由于黃原膠分子含有大量的剛性基團(tuán)以及特殊的棒狀螺旋結(jié)構(gòu)[5]，在氣液表面吸附后形成牢固致密的復(fù)合膜結(jié)構(gòu)[11]，提高了液膜的強(qiáng)度和厚度，增大了起泡劑分子的運(yùn)動(dòng)阻力，降低了氣泡透過液膜的擴(kuò)散速率，顯著提高了泡沫的穩(wěn)定性。但另一方面，起泡液黏度增加導(dǎo)致起泡時(shí)克服的黏滯阻力增大，起泡性能減弱。

通過顯微鏡進(jìn)一步對(duì)比觀察不同靜置時(shí)間、不同XG濃度強(qiáng)化泡沫的微觀形態(tài)，如圖5所示。對(duì)于XG質(zhì)量濃度為500 mg/L形成的泡沫體系，起初氣泡排布緊密且較為細(xì)膩，但由于僅有起泡劑分子吸附在氣液界面，液膜的強(qiáng)度較弱，靜置數(shù)分鐘后，氣泡便會(huì)發(fā)生破裂及聚并現(xiàn)象，導(dǎo)致氣泡直徑增大，液膜變薄，個(gè)數(shù)減少。隨著起泡液中XG質(zhì)量濃度增大，溶液的黏度增加，形成泡沫的結(jié)構(gòu)更加致密，多層次網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)有效改善了泡沫的流體動(dòng)力學(xué)，增強(qiáng)了液膜的厚度和機(jī)械強(qiáng)度，并且較高的黏度限制了氣泡增長(zhǎng)，形成的泡沫更加均勻且氣泡直徑變小，氣泡直徑及氣泡個(gè)數(shù)變化速率減慢[12]。同時(shí)，起泡劑分子與黃原膠分子締合作用富集在氣泡間的Plateau邊界，降低液膜的排液作用，增強(qiáng)了Marangoni修復(fù)液膜效應(yīng)，提高了液膜抗外界熱力學(xué)干擾的能力，有利于泡沫體系穩(wěn)定性提高?？紤]到使用成本，后續(xù)實(shí)驗(yàn)XG的質(zhì)量濃度為2 000 mg/L。

2.3溫度的影響

溫度是影響泡沫性能的重要參數(shù)之一。從圖6可看出，隨著溫度升高，起泡體積增大，半衰期降低，且溫度的變化對(duì)起泡體積和半衰期的變化速度的影響較為明顯。當(dāng)溫度由110 ℃升高至130 ℃過程中，起泡液黏度降低，起泡劑分子克服的黏滯阻力降低，起泡能力增強(qiáng)。但吸附在氣/液界面的黃原膠分子可能由有序的二維螺旋狀結(jié)構(gòu)向松散的松枝狀結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變，導(dǎo)致剛性主鏈暴露出來，使其抵擋外部自由基攻擊的能力變?nèi)鮗5]，黃原膠分子的立體結(jié)構(gòu)破壞并不嚴(yán)重，即使溫度為130 ℃時(shí)，黃原膠強(qiáng)化泡沫依然保持著良好的泡沫性能，起泡體積、半衰期分別為428 mL、47 min。因此，黃原膠強(qiáng)化泡沫可在輪南油田高溫油藏環(huán)境下(110～130 ℃)使用。若溫度進(jìn)一步升高至黃原膠構(gòu)象轉(zhuǎn)變的溫度(150 ℃)，黃原膠分子會(huì)完全轉(zhuǎn)變?yōu)闊o序、不穩(wěn)定的狀態(tài)，此時(shí)會(huì)發(fā)生高溫降解反應(yīng)，導(dǎo)致液膜的黏度和黏彈性降低，加速了液膜排液，泡沫的穩(wěn)定性顯著降低[13]。

2.4礦化度的影響

用礦化度為160 000～240 000 mg/L(其中Na+、Ca2+、Mg2+的質(zhì)量比為6∶1∶0.05)的模擬地層水配制起泡液，分析礦化度對(duì)泡沫性能的影響，結(jié)果如圖7所示。在實(shí)驗(yàn)礦化度條件下，起泡體積在360～390 mL，變化不大，起泡性能良好且礦化度變化對(duì)起泡性能的影響較小，而半衰期隨礦化度的增大而緩慢增加。這是因?yàn)殡S著礦化度升高，加劇了溶液中金屬陽離子與黃原膠分子側(cè)鏈上帶負(fù)電的羧基基團(tuán)的靜電反應(yīng)，降低了側(cè)鏈間的靜電排斥作用，有利于XG側(cè)鏈與主鏈纏繞，二維螺旋結(jié)構(gòu)更加有序、穩(wěn)定，增加了泡沫液膜的黏度和穩(wěn)定性[5,14]。但礦化度升高，溶液中陽離子壓縮液膜擴(kuò)散雙電層的強(qiáng)度增大，導(dǎo)致液膜變薄，加速了液膜排液，不利于泡沫穩(wěn)定[9]。實(shí)驗(yàn)條件下，溶液中陽離子中和負(fù)電荷占主導(dǎo)作用，因此，泡沫穩(wěn)定性隨礦化度的增大而緩慢增大。實(shí)驗(yàn)表明，黃原膠強(qiáng)化泡沫可以在輪南油田高鹽油藏環(huán)境下(160 000～240 000 mg/L)使用。

2.5原油體積分?jǐn)?shù)的影響

原油存在會(huì)對(duì)起泡液的泡沫性能產(chǎn)生不利影響，因此，將不同體積原油(占起泡液體積的5%～40%)與100 mL起泡液同時(shí)注入高溫高壓發(fā)泡儀中發(fā)泡，分析原油體積分?jǐn)?shù)對(duì)泡沫性能的影響，結(jié)果見圖8。當(dāng)原油體積分?jǐn)?shù)低于10%時(shí)，隨著原油含量升高，起泡體積變化不大，半衰期略有升高。當(dāng)原油體積分?jǐn)?shù)高于10%時(shí)，起泡體積和半衰期隨著原油體積分?jǐn)?shù)的增加而迅速減小。這是由于高速攪拌條件下，原油與起泡液發(fā)生乳化作用形成乳狀液，當(dāng)原油體積分?jǐn)?shù)低于10%時(shí)，部分O/W乳狀液分散在泡沫液膜表面，形成了穩(wěn)定性較好的假乳化膜，發(fā)揮了類似三相泡沫中固體顆粒的穩(wěn)泡作用，增強(qiáng)了液膜的厚度、黏度，降低了液膜排液速率，泡沫的穩(wěn)定性得到提升，但此時(shí)原油的加量對(duì)起泡性能影響較小[15-16]。當(dāng)原油體積分?jǐn)?shù)進(jìn)一步增大時(shí)，泡沫液膜的Plateau邊界無法容納更多的乳化油滴，油滴逐漸被擠入氣/液界面，占據(jù)了泡沫液膜上起泡劑分子的位置，導(dǎo)致液膜上起泡劑分子濃度降低，液膜自我修復(fù)能力減弱，加速了液膜排液作用，泡沫性能顯著降低。

2.6剪切次數(shù)的影響

保持SL1質(zhì)量濃度2 000 mg/L不變，制備不同XG質(zhì)量濃度的起泡液，將起泡液置于高溫高壓發(fā)泡儀中發(fā)泡，待泡沫完全消泡后，繼續(xù)以相同的實(shí)驗(yàn)條件制備泡沫，分析剪切次數(shù)對(duì)泡沫性能的影響，結(jié)果如圖9所示。從圖9可看出，隨著剪切次數(shù)增加，起泡體積增加，半衰期縮短，且隨著XG質(zhì)量濃度增大，起泡體積和半衰期的變化幅度更加明顯。由于黃原膠分子在水溶液中形成的致密樹枝狀網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，且黃原膠分子上的羥基和羧基通過與水的溶劑化作用及鹽的絡(luò)合作用，使泡沫具備較大的流體力學(xué)體積，在一定程度上減弱剪切應(yīng)力對(duì)泡沫結(jié)構(gòu)的破壞。同時(shí)，由于黃原膠分子具有大量的剛性基團(tuán)，有效抑制了高速剪切降解作用，使泡沫的構(gòu)象在短時(shí)間內(nèi)得到恢復(fù)，因此，第二次剪切后的泡沫性能與第一次相差不大。但隨著剪切次數(shù)增多，黃原膠分子上大量剛性基團(tuán)斷裂，側(cè)鏈上的羧基、羥基、乙?；裙倌軋F(tuán)丟失，穩(wěn)定的雙螺旋結(jié)構(gòu)被破壞，導(dǎo)致黃原膠分子與起泡劑分子的締合作用變?nèi)?，液膜的黏度和厚度降低，泡沫的半衰期降低[12]。起泡液中XG濃度越高，泡沫網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)被破壞的程度越高，剪切后泡沫溶液的黏度降低的幅度增大，泡沫恢復(fù)構(gòu)象需要的時(shí)間更長(zhǎng)。因此，相同剪切次數(shù)下，泡沫半衰期降低的幅度變大，但黏度降低使起泡時(shí)克服的黏滯阻力降低，起泡體積增大。經(jīng)過4次剪切后，配方為2 000 mg/L SL1+2 000 mg/L XG起泡液的起泡體積增加率為13.6%，半衰期的保留率為77.6%，具有較強(qiáng)的再起泡能力和抗剪切性能。

3　結(jié) 論

(1) 在起泡劑質(zhì)量濃度2 000 mg/L、穩(wěn)泡劑黃原膠質(zhì)量濃度2 000 mg/L、溫度120 ℃、礦化度200 000 mg/L、壓力10 MPa條件下，黃原膠強(qiáng)化泡沫的起泡體積和析液半衰期分別為365 mL和58 min，黃原膠強(qiáng)化泡沫耐溫可達(dá)130 ℃、抗鹽可達(dá)240 000 mg/L，耐油體積分?jǐn)?shù)為10%，經(jīng)4次高速剪切后，起泡液的起泡體積增加率為13.6%，半衰期的保留率為77.6%，表現(xiàn)出良好耐溫耐鹽抗剪切性能。

(2) 隨著起泡液中黃原膠濃度增大，溶液的黏度增加，形成泡沫的結(jié)構(gòu)更加致密，多層次網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)有效改善了泡沫的流體動(dòng)力學(xué)，增強(qiáng)了液膜的厚度和機(jī)械強(qiáng)度，并且較高的黏度限制了氣泡增長(zhǎng)，形成的泡沫更加均勻且氣泡直徑變小，氣泡直徑及氣泡個(gè)數(shù)變化速率減慢。黃原膠分子含有大量的剛性基團(tuán)且可以形成特殊雙鏈螺旋的二級(jí)立體結(jié)構(gòu)，與起泡劑分子締合作用形成牢固致密的復(fù)合膜結(jié)構(gòu)，使黃原膠強(qiáng)化泡沫在高溫高鹽下能夠保持較好的穩(wěn)定性。

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Performance of temperature-resistant, salinity-tolerant and shear-resistant xanthan gum enhanced foam system

Shi Shenglong1, Wang Yefei1, Zhou Daiyu2, Yang Jianping2, Zhang Haizu2, Ding Mingchen1, Li Zhongpeng1

( 1.SchoolofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),Qingdao266580,China； 2.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment，PetroChinaTarimOilfieldCompany，Korla841000,China)

Aiming at the reservoir conditions of high temperature and high salinity in Lunnan 2TI oil group, the xanthan enhanced foam system was prepared by Lunnan 2TI formation brine, betaine surfactant and xanthan. This paper analysed the effect of foaming agent concentration, foam stabilizer concentration, temperature, salinity, volume fraction of oil and shearing times on foam performance by using high temperature and high pressure visualization foam meter, and the micromorphology of xanthan enhanced foam was characterized by microscope. The results showed that the foam volume and drainage half-life of xanthan enhanced foam were 365 mL and 58 min under the conditions of 2 000 mg/L foaming agent concentration, 2 000 mg/L xanthan concentration, 120 ℃, 200 572 mg/L salinity and 10 MPa. With xanthan concentration increased, foam volume decreased, half-life and liquid film thickness increased, the foam became uniformed and bubble size decreased, the change rate of bubble diameter and bubble number became slow, and xanthan optimum concentration was 2 000 mg/L. High temperature, high salt and oil would have negative effects on foam performance, but xanthan enhanced foam could be applied to the strict reservoir conditions with the temperature of 110-130 ℃, the salinity of 180 000-240 000 mg/L and oil volume fraction less than 10%. The foam volume increased and half-life decreased with the increasing of shearing time. After four times of high-speed shearing, the foam volume increment rate and half-life retention rate of xanthan enhanced foam were 13.6% and 77.6% respectively, the corresponding xanthan concentration was 2 000 mg/L, and it had strong repeating foaming ability and shear-resistant capacity.

temperature resistance, salt tolerance, shear resistance, xanthan gum enhanced foam, repeating foaming ability

中國石油天然氣股份有限公司重大專項(xiàng)“塔里木油田勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(2014E-2107) ；長(zhǎng)江學(xué)者和創(chuàng)新團(tuán)隊(duì)發(fā)展計(jì)劃項(xiàng)目“復(fù)雜油藏開發(fā)和提高采收率的理論與技術(shù)”(IRT1294)；中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費(fèi)專項(xiàng)資金資助“微泡沫體系的構(gòu)筑及性能評(píng)價(jià)”(15CX06030A)。

史勝龍(1988-)，中國石油大學(xué)(華東)油氣田開發(fā)工程專業(yè)在讀博士研究生，主要從事油田化學(xué)與提高采收率方面的研究。E-mail：essenssl@163.com

TE357

ADOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2016.05.013

2016-03-16；編輯：馮學(xué)軍