聚合物驅(qū)油是在注水保持地層壓力的基礎(chǔ)上， 通過投加聚合物（目前工業(yè)上使用較多的是聚丙烯 酰胺，簡(jiǎn)稱PAM)增加注人水的粘度，改善油水流 度比，擴(kuò)大波及系數(shù)，從而提高石油采收率?3]。海 上油田采油風(fēng)險(xiǎn)大、平臺(tái)壽命短，因此必須在有限 的時(shí)間里采用各種提高采收率技術(shù)，進(jìn)行原油開 采。海上油田回注配聚用水最方便的水源應(yīng)是海 水，但由于海水具有較高的礦化度，與聚合物的配 伍性較差，配制的海水-聚合物溶液的粘度低「4]，不 能滿足聚驅(qū)粘度要求。實(shí)際上目前海上油田聚驅(qū) 用水一般不直接使用海水，用水來源多為采出水處 理回注、打水源井取水等，但提供的水量難以滿足 要求，且產(chǎn)水成本也比較高?。如果使用軟化技術(shù) 降低海水硬度和礦化度，提高聚合物水溶液粘度， 將會(huì)大大降低聚驅(qū)成本，提高經(jīng)濟(jì)效益。目前海水 軟化方法多為離子交換或藥劑軟化法，但都操作繁 瑣，消耗大量酸堿且會(huì)產(chǎn)生大量污泥，在海上油田 使用不便[6]。近年來，納濾軟化技術(shù)逐漸引起廣泛 關(guān)注。納濾膜軟化方法工藝簡(jiǎn)單、設(shè)備占地少[7_8]、 出水水質(zhì)穩(wěn)定[91°]。因此，納濾軟化技術(shù)在海上采 油平臺(tái)有限的空間內(nèi)具有顯著的實(shí)用價(jià)值。本 課題開展了納濾軟化海水應(yīng)用于油田聚驅(qū)的配 伍性研究，并進(jìn)行配聚工藝優(yōu)化實(shí)驗(yàn)的探索，為膜 軟化技術(shù)在聚驅(qū)過程中的應(yīng)用提供基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)參考 數(shù)據(jù)。
2實(shí)驗(yàn)2.1實(shí)驗(yàn)方法海水納濾軟化流程如圖1所示。以青島膠州 灣海水為原水，經(jīng)砂濾、精密過濾、超濾等工序除去 水中的不溶性顆粒及懸浮物后，經(jīng)高壓泵加壓進(jìn)入 納濾裝置，納濾出水即為產(chǎn)品軟化海水。
某海域地層油藏溫度為65 'C，用于驅(qū)油的甲 丙烯酰胺溶液粘度指標(biāo)要求在30 mPa ? s以上。 將軟化水與PAM配制成一定質(zhì)量濃度的水溶液， 以油藏溫度下聚合物水溶液實(shí)際粘度為考察對(duì)象， 評(píng)價(jià)軟化海水與聚丙烯酰胺的配伍性。
測(cè)試方法：聚內(nèi)烯酰胺固含量按GB12005. 2— 89測(cè)定;水解度按GB12005. 6—89測(cè)定;特性粘數(shù)按 GB12005.1—89測(cè)定;相對(duì)分子質(zhì)量按GB12005.10— 92測(cè)定。
2.2儀器自動(dòng)沖洗砂濾罐，天津嘉華新寶公司生產(chǎn)，型 號(hào)為180-F-1665;超濾采用藍(lán)濾超濾膜，操作壓力0. 08 MPa,進(jìn)水流量為60 IV(m2 ? h);納濾實(shí)驗(yàn)裝 置，自制，考察了三種卷式納濾膜組件，公稱有效膜 面積均為2. 6 m2,膜分離層材料為聚哌嗪聚合體， 根據(jù)哌嗪解離程度卨低的順序?qū)⑵浞謩e編號(hào)為 NFI, NFII, NFIII，實(shí)驗(yàn)時(shí)進(jìn)水流量均控制在 11. 5 L/min，操作壓力1. 6 MPa，水溫控制在22? 28 “C;粘度分析方法執(zhí)行天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/ T5862—93,粘度分析儀器為非稀釋型烏氏粘度計(jì) 及上海精密科學(xué)儀器有限公司生產(chǎn)的NI)j-5S數(shù) 字粘度計(jì);水質(zhì)分析采用美國DIONEX公司ICS~ 3000增離子色譜儀。
2.3試劑實(shí)驗(yàn)用聚丙烯酰胺的性能指標(biāo)見表1。實(shí)驗(yàn) 考察了三種納濾軟化海水，對(duì)應(yīng)納濾膜的編號(hào)分別 記為NFI，NFII，NFIII，其水質(zhì)分析結(jié)采及經(jīng)過超 濾預(yù)處理后的海水水質(zhì)見表2。
表1 PAM性能指標(biāo)項(xiàng)H同含量，%水解度，%特性粘數(shù)/ mL ? g~*相對(duì)分子 質(zhì)曼PAM-D89. 142. 755 480. 37 ,?. 780 X 107表2超濾后海水及軟化海水水質(zhì)mg/L項(xiàng)Hp(總鹽〉p(Na* )p(CV* )p(Mg2*)p(S()?t )
超濾后海水33 00013 621.97490. 761 382.722 434.21NFI5 6402 379. 314. 4910. 0911.31NFII13 1007 029. 12128.19147.896.72NFIII17 8007 655.67147. 11237. 6526,483結(jié)果與討論3.1不同水質(zhì)對(duì)聚丙烯酰胺溶液配伍性的影響盡管聚合物驅(qū)油最方便的水源是海水，但海水 體系組成復(fù)雜，特別是二價(jià)離子對(duì)高分子聚合物溶 液粘度具有很大的影響?12]。表3為經(jīng)超濾等預(yù) 處理后海水在納濾軟化前后所配制聚丙烯酰胺溶 液的粘度對(duì)比，測(cè)定溫度為65 "C，溶液濃度為 1 500 mg/L。
表3海水軟化前后所配制聚丙烯酰胺溶液的粘度項(xiàng)M超濾后海水NFINFIINFIII粘度/mPa ? s8. 1178.019.922. 1聚丙烯酰胺在海水中溶解時(shí)，表觀配伍性良 好，所配制的溶液未見明顯混濁；但由于海水中高 達(dá)33 000 mg/L的總鹽濃度，大大降低了聚丙烯酰 胺溶液的粘度，導(dǎo)致其粘度遠(yuǎn)低于各種經(jīng)過軟化的 海水所配制的溶液，也遠(yuǎn)低于油藏溫度65 r下 30 mPa?S的驅(qū)油粘度要求。由此可見，海水不能 夠直接應(yīng)用于海上油田的注聚驅(qū)油，必須要經(jīng)過軟 化處理。表3中，三種聚丙烯酰胺軟化水溶液粘度 是其海水溶液粘度的2. 7?9. 6倍，說明海水經(jīng)納 濾軟化后，可顯著提高與聚丙烯酰胺的配伍性，可 替代淡水用于海上油田注聚采油。
3.2軟化海水與聚丙烯酰胺的配伍性實(shí)驗(yàn)考察了 65 r條件下三種納濾軟化海水配 制的聚丙烯酰胺溶液的粘度，結(jié)果見圖2。從圖2 可以著出，聚丙烯酰胺的NFI水溶液具有較高的 粘度，在PAM濃度較低時(shí)也能夠達(dá)到油藏溫度下 聚合物驅(qū)油的30 mPa ? s的粘度指標(biāo)；而NFII、 NFIII聚丙烯酰胺溶液的粘度均很低，NFII溶液 的粘度只在PAM濃度較卨時(shí)(1 750?2 000 mg/L) 才能達(dá)到30 mPa . s的指標(biāo)，NFIII在整個(gè)實(shí)驗(yàn)范 圍內(nèi)粘度指標(biāo)均不合格。
根據(jù)雙電層理論「13141，溶液中的離子強(qiáng)度可影 響聚丙烯酰胺分子鏈雙電層的厚度，進(jìn)而改變聚丙 烯酰胺分+帶電程度和卷曲程度，最終影響到聚丙 烯酰胺溶液的粘度。離子電荷數(shù)增加，分子雙電層 厚度變薄，導(dǎo)致聚內(nèi)烯酰胺分子卷曲程度增大，粘 度下降，因此高價(jià)離子含量對(duì)聚內(nèi)'烯酰胺溶液的粘 度有很大影響。溶液中礦化度低(離子濃度小)時(shí)， 聚丙烯酰胺分子形態(tài)為鏈狀舒展結(jié)構(gòu)，溶液具有較 高的粘度，反之粘度較低。
對(duì)于NFI水溶液，由于納濾膜對(duì)水中的多種 離子具有較高的截留率，其中對(duì)二價(jià)離子平均截留 率達(dá)到98%以上，其出水礦化度顯著低于NFII和 NFIII水溶液，有效降低了 PAM分子鏈的卷曲，因 此具有較高的溶液粘度；而NFII、NFIII聚合物溶 液則因礦化度過高，故溶液粘度較低。
此外，圖2中各種軟化海水的聚丙烯酰胺溶液 在高濃度時(shí)粘度差異是顯著的，而低濃度溶液的粘 度差異則相對(duì)較小。說明在溶液中，聚丙烯酰胺濃 度越高，納濾軟化水中的離子對(duì)分子鏈的雙電層影 響越大，造成的分子鏈卷曲程度越大，粘度下降得 越明顯。
圖3為聚丙烯酰胺濃度為實(shí)際驅(qū)油過程常用 的1 500 mg/L時(shí)，三種軟化海水配制的聚丙烯丑 胺溶液的粘度隨溫度的變化。由圖3可以看出， NFI軟化水所制溶液的粘度在溫度變化時(shí)的耐溫 性能明顯優(yōu)于NFII和NFIII軟化水溶液。NFI， NFII，NFII三種聚丙烯酰胺軟化水溶液由室溫升高 到65 X：時(shí)的粘度下降率分別為38. 68%,60. 06%， 56. 72%，且NFI溶液在高溫時(shí)的粘度也較其余兩 種軟化海水溶液高，溶液表觀粘度隨著溫度的升高 顯著降低。這是由于溫度是分子無規(guī)則熱運(yùn)動(dòng)激 烈程度的反映U5],溫度升高導(dǎo)致分子運(yùn)動(dòng)加劇，大 分子鏈流動(dòng)性增加，分子內(nèi)摩擦減小，粘度降低。
溫度/C圖3三種軟化海水溶液的粘-溫關(guān)系曲線 □—NFI | 〇—NFII i A—NFIII通過以上實(shí)驗(yàn)，與某海域地層溫度（65 "C)條件 下聚丙烯酰胺溶液注聚驅(qū)油粘度指標(biāo)值(30 mPa ? s) 相比較，可總結(jié)出海上油田注聚驅(qū)油過程中，各種 軟化海水的適用范圍，結(jié)果見表4。由表4可以看 出，當(dāng)聚丙烯酰胺溶液濃度為1 500 mg/L時(shí)，在實(shí) 際的地層溫度條件下，只有NFI軟化水適用于注 聚驅(qū)油。而NFII及NFIII軟化水若應(yīng)用在地層溫 度下，必須增加聚丙烯酰胺溶液的濃度。
表4注聚用軟化海水的適用范圍項(xiàng)目NFINFIINFIIIp(PAM)/mg- I，1>900>1 800>2 100使用溫度/’CX限制<50<503.3PAM-NFI溶液長(zhǎng)期穩(wěn)定性考察驅(qū)油是一個(gè)較為長(zhǎng)期的過程，對(duì)于注入的聚合 物，其粘度應(yīng)在地層中保持長(zhǎng)期穩(wěn)定性才能有效發(fā) 揮提高石油采收率的作用。實(shí)驗(yàn)考察了 65‘C條件 下聚內(nèi)烯酰胺的NFI軟化海水溶液的長(zhǎng)期穩(wěn)定性 (見圖4)，并與聚丙烯酰胺的NFII、NFIII溶液進(jìn) 行對(duì)比，PAM濃度均為1 500 mg/L。由圖4可以 看出，NFI的聚丙烯酰胺溶液具有較好的穩(wěn)定性， 90天時(shí)粘度保留率為70. 29%，NFII溶液具有 72.28%的粘度保留率，NHII溶液只有61. 34% 的粘度保留率。聚丙烯酰胺的NFI溶液在放置90 天之后，其粘度保持在50 mPa ? s以上，說明從穩(wěn) 定性方面來講，NFI軟化水也適合用作驅(qū)油用聚合 物溶液的配制用水。
u20406080100時(shí)間/d圖4 PAM軟化海水溶液的粘度隨時(shí)間的變化 口一NFI > 〇一NFII;NFIII4結(jié)論(1)采用納濾軟化海水進(jìn)行配聚，能夠有效增 加注入水的粘度，聚丙烯酰胺軟化海水溶液粘度可 達(dá)其海水溶液粘度的2倍以上。
(2)在相同條件下，NFI軟化海水中影響聚丙 稀酰胺溶液粘度的二價(jià)離子被有效去除，降低了分 子鏈的卷曲程度，使得聚丙烯酰胺溶液能表現(xiàn)出 較高的粘度特征，因此NFI軟化海水較NFII、 NFIII軟化海水對(duì)聚丙烯酰胺溶液具有更高的增 粘效果。
(3)聚丙烯酰胺的NFI水溶液具有較好的穩(wěn) 定性，放置90天之后，其粘度保持在50 mPa ? s以 上，適合于驅(qū)油用聚合物溶液的配制。
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