聚合物驱油是在注水保持地层压力的基础上， 通过投加聚合物（目前工业上使用较多的是聚丙烯 酰胺，简称PAM)增加注人水的粘度，改善油水流 度比，扩大波及系数，从而提高石油采收率?3]。海 上油田采油风险大、平台寿命短，因此必须在有限 的时间里采用各种提高采收率技术，进行原油开 采。海上油田回注配聚用水最方便的水源应是海 水，但由于海水具有较高的矿化度，与聚合物的配 伍性较差，配制的海水-聚合物溶液的粘度低「4]，不 能满足聚驱粘度要求。实际上目前海上油田聚驱 用水一般不直接使用海水，用水来源多为采出水处 理回注、打水源井取水等，但提供的水量难以满足 要求，且产水成本也比较高?。如果使用软化技术 降低海水硬度和矿化度，提高聚合物水溶液粘度， 将会大大降低聚驱成本，提高经济效益。目前海水 软化方法多为离子交换或药剂软化法，但都操作繁 琐，消耗大量酸碱且会产生大量污泥，在海上油田 使用不便[6]。近年来，纳滤软化技术逐渐引起广泛 关注。纳滤膜软化方法工艺简单、设备占地少[7_8]、 出水水质稳定[91°]。因此，纳滤软化技术在海上采 油平台有限的空间内具有显着的实用价值。本 课题开展了纳滤软化海水应用于油田聚驱的配 伍性研究，并进行配聚工艺优化实验的探索，为膜 软化技术在聚驱过程中的应用提供基础实验参考 数据。
2实验2.1实验方法海水纳滤软化流程如图1所示。以青岛胶州 湾海水为原水，经砂滤、精密过滤、超滤等工序除去 水中的不溶性颗粒及悬浮物后，经高压泵加压进入 纳滤装置，纳滤出水即为产品软化海水。
某海域地层油藏温度为65 'C，用于驱油的甲 丙烯酰胺溶液粘度指标要求在30 mPa ? s以上。 将软化水与PAM配制成一定质量浓度的水溶液， 以油藏温度下聚合物水溶液实际粘度为考察对象， 评价软化海水与聚丙烯酰胺的配伍性。
测试方法：聚内烯酰胺固含量按GB12005. 2— 89测定;水解度按GB12005. 6—89测定;特性粘数按 GB12005.1—89测定;相对分子质量按GB12005.10— 92测定。
2.2仪器自动冲洗砂滤罐，天津嘉华新宝公司生产，型 号为180-F-1665;超滤采用蓝滤超滤膜，操作压力0. 08 MPa,进水流量为60 IV(m2 ? h);纳滤实验装 置，自制，考察了三种卷式纳滤膜组件，公称有效膜 面积均为2. 6 m2,膜分离层材料为聚哌嗪聚合体， 根据哌嗪解离程度卨低的顺序将其分别编号为 NFI, NFII, NFIII，实验时进水流量均控制在 11. 5 L/min，操作压力1. 6 MPa，水温控制在22? 28 “C;粘度分析方法执行天然气行业标准SY/ T5862—93,粘度分析仪器为非稀释型乌氏粘度计 及上海精密科学仪器有限公司生产的NI)j-5S数 字粘度计;水质分析采用美国DIONEX公司ICS~ 3000增离子色谱仪。
2.3试剂实验用聚丙烯酰胺的性能指标见表1。实验 考察了三种纳滤软化海水，对应纳滤膜的编号分别 记为NFI，NFII，NFIII，其水质分析结采及经过超 滤预处理后的海水水质见表2。
表1 PAM性能指标项H同含量，%水解度，%特性粘数/ mL ? g~*相对分子 质曼PAM-D89. 142. 755 480. 37 ,?. 780 X 107表2超滤后海水及软化海水水质mg/L项Hp(总盐〉p(Na* )p(CV* )p(Mg2*)p(S()?t )
超滤后海水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结果与讨论3.1不同水质对聚丙烯酰胺溶液配伍性的影响尽管聚合物驱油最方便的水源是海水，但海水 体系组成复杂，特别是二价离子对高分子聚合物溶 液粘度具有很大的影响?12]。表3为经超滤等预 处理后海水在纳滤软化前后所配制聚丙烯酰胺溶 液的粘度对比，测定温度为65 "C，溶液浓度为 1 500 mg/L。
表3海水软化前后所配制聚丙烯酰胺溶液的粘度项M超滤后海水NFINFIINFIII粘度/mPa ? s8. 1178.019.922. 1聚丙烯酰胺在海水中溶解时，表观配伍性良 好，所配制的溶液未见明显混浊；但由于海水中高 达33 000 mg/L的总盐浓度，大大降低了聚丙烯酰 胺溶液的粘度，导致其粘度远低于各种经过软化的 海水所配制的溶液，也远低于油藏温度65 r下 30 mPa?S的驱油粘度要求。由此可见，海水不能 够直接应用于海上油田的注聚驱油，必须要经过软 化处理。表3中，三种聚丙烯酰胺软化水溶液粘度 是其海水溶液粘度的2. 7?9. 6倍，说明海水经纳 滤软化后，可显着提高与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软化海水与聚丙烯酰胺的配伍性实验考察了 65 r条件下三种纳滤软化海水配 制的聚丙烯酰胺溶液的粘度，结果见图2。从图2 可以着出，聚丙烯酰胺的NFI水溶液具有较高的 粘度，在PAM浓度较低时也能够达到油藏温度下 聚合物驱油的30 mPa ? s的粘度指标；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浓度较卨时(1 750?2 000 mg/L) 才能达到30 mPa . s的指标，NFIII在整个实验范 围内粘度指标均不合格。
根据双电层理论「13141，溶液中的离子强度可影 响聚丙烯酰胺分子链双电层的厚度，进而改变聚丙 烯酰胺分+带电程度和卷曲程度，最终影响到聚丙 烯酰胺溶液的粘度。离子电荷数增加，分子双电层 厚度变薄，导致聚内烯酰胺分子卷曲程度增大，粘 度下降，因此高价离子含量对聚内'烯酰胺溶液的粘 度有很大影响。溶液中矿化度低(离子浓度小)时， 聚丙烯酰胺分子形态为链状舒展结构，溶液具有较 高的粘度，反之粘度较低。
对于NFI水溶液，由于纳滤膜对水中的多种 离子具有较高的截留率，其中对二价离子平均截留 率达到98%以上，其出水矿化度显着低于NFII和 NFIII水溶液，有效降低了 PAM分子链的卷曲，因 此具有较高的溶液粘度；而NFII、NFIII聚合物溶 液则因矿化度过高，故溶液粘度较低。
此外，图2中各种软化海水的聚丙烯酰胺溶液 在高浓度时粘度差异是显着的，而低浓度溶液的粘 度差异则相对较小。说明在溶液中，聚丙烯酰胺浓 度越高，纳滤软化水中的离子对分子链的双电层影 响越大，造成的分子链卷曲程度越大，粘度下降得 越明显。
图3为聚丙烯酰胺浓度为实际驱油过程常用 的1 500 mg/L时，三种软化海水配制的聚丙烯丑 胺溶液的粘度随温度的变化。由图3可以看出， NFI软化水所制溶液的粘度在温度变化时的耐温 性能明显优于NFII和NFIII软化水溶液。NFI， NFII，NFII三种聚丙烯酰胺软化水溶液由室温升高 到65 X：时的粘度下降率分别为38. 68%,60. 06%， 56. 72%，且NFI溶液在高温时的粘度也较其余两 种软化海水溶液高，溶液表观粘度随着温度的升高 显着降低。这是由于温度是分子无规则热运动激 烈程度的反映U5],温度升高导致分子运动加剧，大 分子链流动性增加，分子内摩擦减小，粘度降低。
温度/C图3三种软化海水溶液的粘-温关系曲线 □—NFI | 〇—NFII i A—NFIII通过以上实验，与某海域地层温度（65 "C)条件 下聚丙烯酰胺溶液注聚驱油粘度指标值(30 mPa ? s) 相比较，可总结出海上油田注聚驱油过程中，各种 软化海水的适用范围，结果见表4。由表4可以看 出，当聚丙烯酰胺溶液浓度为1 500 mg/L时，在实 际的地层温度条件下，只有NFI软化水适用于注 聚驱油。而NFII及NFIII软化水若应用在地层温 度下，必须增加聚丙烯酰胺溶液的浓度。
表4注聚用软化海水的适用范围项目NFINFIINFIIIp(PAM)/mg- I，1>900>1 800>2 100使用温度/’CX限制<50<503.3PAM-NFI溶液长期稳定性考察驱油是一个较为长期的过程，对于注入的聚合 物，其粘度应在地层中保持长期稳定性才能有效发 挥提高石油采收率的作用。实验考察了 65‘C条件 下聚内烯酰胺的NFI软化海水溶液的长期稳定性 (见图4)，并与聚丙烯酰胺的NFII、NFIII溶液进 行对比，PAM浓度均为1 500 mg/L。由图4可以 看出，NFI的聚丙烯酰胺溶液具有较好的稳定性， 90天时粘度保留率为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，说明从稳 定性方面来讲，NFI软化水也适合用作驱油用聚合 物溶液的配制用水。
u20406080100时间/d图4 PAM软化海水溶液的粘度随时间的变化 口一NFI > 〇一NFII;NFIII4结论(1)采用纳滤软化海水进行配聚，能够有效增 加注入水的粘度，聚丙烯酰胺软化海水溶液粘度可 达其海水溶液粘度的2倍以上。
(2)在相同条件下，NFI软化海水中影响聚丙 稀酰胺溶液粘度的二价离子被有效去除，降低了分 子链的卷曲程度，使得聚丙烯酰胺溶液能表现出 较高的粘度特征，因此NFI软化海水较NFII、 NFIII软化海水对聚丙烯酰胺溶液具有更高的增 粘效果。
(3)聚丙烯酰胺的NFI水溶液具有较好的稳 定性，放置90天之后，其粘度保持在50 mPa ? s以 上，适合于驱油用聚合物溶液的配制。
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