第48卷第5期 当 代 化 工 Vol.48，No.5 2019年5月 Contemporary Chemical Industry May，2019
基金项目：国家科技重大专项《缝洞型油藏堵调及靶向酸压工艺技术》，项目号：2016ZX05014-005。 收稿日期：2019-01-14 作者简介：任波（1983-），男，四川省南充市人，工程师，2007年毕业于西南石油大学石油工程专业，研究方向：碳酸盐岩提高采收率、稠油降
黏开采技术。E-mail：renb.xbsj@sinopec。
任波1
，钱真1
，焦保雷1，范宏伟2
（1. 中国石化西北油田分公司 采油工程技术研究院， 新疆 乌鲁木齐 830011； 2. 西安石油大学 石油工程学院， 陕西 西安 710065）
摘 要： 通过向起泡剂中加入硬脂酸，构建了高表面扩张模量气泡体系。对比研究了起泡剂溶液的表面扩张模量对搅拌法和多孔介质中气液同注两种泡沫生成方式的影响。结果表明：与常规起泡体系相比，高表面扩张起泡体系通过搅拌法生成的泡沫高度较低，析液半衰期较短，但生成的泡沫粒径小；而对于向多孔介质中同时注入气液生泡方式，高表面扩张模量起泡体系具有生泡速度快，泡沫粒径小，封堵压差高的优点。填砂管驱替实验结果表明：高表面扩张模量起泡体系生成的泡沫具有更好的提高采收率效果。因此，起泡体系的筛选应主要以填砂管中的泡沫评价结果为主。 关 键 词：表面扩张模量；泡沫生成；搅拌法；多孔介质
中图分类号：TE357 文献标识码： A 文章编号：1671-0460（2019）05-0886-04
Effect of Surface Dilatational Modulus on Foam Generation
REN Bo 1, QIAN Zhen 1, JIAO Bao-lei 1, F AN Hong-wei 2
（1. Research Institute of Oil Recovery Engineering Technology, Sinopec Northwest Oilfield Branch, Xinjiang Urumqi 830011，China ；
2. School of Petroleum Engineering, Xi'an Shiyou University, Shaanxi Xi’an 710065, China ）
Abstract : A foaming system with high surface dilatational modulus was established by adding stearic acid in foaming
agents. Aiming at the foam system generated by stirring method and co-injection of gas and liquid, the effect of surface dilatational modulus of foaming agent solution on foam generation was studied. The results showed that compared with common foaming system, via stirring method, the foaming system with high surface dilatational modulus had fewer initial foam volume and shorter liquid drainage half-time, but the generated foam had smaller radius; while the foaming system generated by co-injection of gas and liquid into porous media had advantages of faster foam generation speed, finer foam diameter and higher pressure difference. Oil flooding test results in sandpack showed that foam generated by foaming system with high surface dilatational modulus had better oil recovery effect. Hence, foaming system screening should mainly depend on the evaluation results of foam performance in porous media. Key words : Surface dilatational modulus; Foam generation; Stirring method; Porous media
随着油田的开发，因油藏非均质性造成的水窜现象日益严重，使得采收率较低，亟需开展调剖作业[1,2]。泡沫是通过表面活性剂或颗粒稳定的气体分散在液体中的分散体，其视黏度较高，在地层中有良好的调剖效果。国内学者[3-8]对泡沫开展了大量的研究。对泡沫的优选和评价主要有搅拌法、罗氏
泡沫仪法、填砂管测阻力因子。目前，筛选调剖用起泡剂时，通常先通过搅拌法评价泡沫的起泡性能及稳定性，然后针对优选出的起泡剂测定其阻力因子。然而，与搅拌法中泡沫的生成机理不同，泡沫在储层中的生成机理主要有：卡断、液膜分离和液膜滞后[9]。因此，通过搅拌法优选出的体系可能不适于油藏调剖。
表面扩张模量是起泡剂溶液一项非常重要的表
面性质。随着表界面扩张流变技术的发展，越来越多的学者重视到了表面扩张模量对多孔介质中分散体系生成行为的影响。通常认为，高表面扩张模量对泡沫的稳定性有益[10-15]。但表面扩张模量对泡沫生成行为的影响研究不多，本文通过构建不同表面扩张模量的起泡体系，并对比不同方法生成泡沫的差别，研究了表面扩张模量对泡沫生成行为的影响。
1 实验部分
1.1 实验材料
起泡剂TUH （99%），实验室自制，主要成分为两性表面活性剂与阴离子表面活性剂；硬脂酸（99%），国药集团；蒸馏水，实验室自制；氯化钠，国药集团。
蛭石板DOI:10.13840/jki21-1457/tq.2019.05.002
自动化物流线
第48卷第5期 任波，等：表面扩张模量对泡沫生成的影响 887
1.2 实验方法
1.2.1 起泡剂溶液的表面扩张模量测定
使用质量浓度0.5%的氯化钠溶液，分别配制质量浓度1.0%的TUH 溶液和1.0%TUH+0.1%硬脂酸溶液。在周期5 s 的条件下，使用Kruss 公司的DSA100表界面扩张流变仪测定上述两种起泡剂溶液在不同面积形变量下的表面扩张模量。 1.2.2 搅拌法测定泡沫性质
使用Waring Blender 法测定上述两起泡剂溶液的泡沫高度和析液半衰期。向搅拌杯中加入100 mL 起泡剂溶液，在3 000 r/min 的转速下搅拌1 min ，然后将生成的泡沫倒入量筒，读取泡沫生成高度及析出50 mL 液体时的时间。重复上述实验，将生成的泡沫导入观察窗，在显微镜下统计泡沫的粒径。 1.2.3 多孔介质中泡沫性质测定
使用玻璃珠填制渗透率2000 mD 的填砂管，设定回压为2 MPa ，实验温度为25 ℃，向填砂管中同时注入氮气和起泡剂溶液，其中氮气的流量为10 mL/min （标况下），起泡剂溶液的流量为0.5 mL/min。测定填砂管两端的压差及产出泡沫的粒径。 1.2.4 提高采收率效果研究
通过填砂管驱替实验考察了质量浓度1.0%的TUH 溶液和1.0%TUH+0.1%硬脂酸溶液生成的泡沫的提高采收率效果。实验中，使用80~120目的石英砂填制渗透率为2 000 mD 的填砂管，设定回压为2 MP
a，实验温度为25 ℃。向填砂管中饱和模拟盐水（0.5%的氯化钠溶液）后，饱和模拟油（柴油与原油配制，25 ℃下黏度为50 mPa·s）。水驱后，向泡沫发生器中同时注入氮气和起泡剂溶液（其中氮气的流量为10 mL/min（标况下），起泡剂溶液的流量为0.5 mL/min），待产出的泡沫均匀后，向填砂管中注入0.3 PV 的泡沫，然后恢复水驱。上述过程中，计量产出的油水体积，并计算各个阶段的含水率及采收率。
2 实验结果与讨论
涂锡焊带2.1 不同起泡体系的表面扩张模量 在25 ℃下，分别测定了TUH 和TUH-硬脂酸复配体系在不同面积形变量下的表面扩张模量，结果见图1。 从图1的结果中可以看出，对于TUH 体系而言，不同面积形变量下，该体系的表面扩张模量变化不明显，均在5.4 mN/m 左右。而加入了硬脂酸的体系则表现出与之不同的表面扩张模量变化规律。不同面积形变量下，TUH-硬脂酸体系的表面扩张模量均在50 mN/m 以上，远高于单独的TUH 溶液。对于TUH-硬脂酸体系而言，随着面积形变量的减小，表面扩张模量增大。对于其表面扩张模量较高的原因，这是由于在25 ℃下，硬脂酸在水中溶解度极低，其主要增溶在TUH 形成的胶束中。泡沫生成过程中，大量的硬脂酸分子吸附在气液界面，形成了“致密相”，这大幅增强了气-液界面膜的强度，使得该体系的表面扩张模量表现出远高于常规起泡体系的特性。
图1 TUH 与TUH-硬脂酸表面扩张模量
Fig.1 Surface dilatational modulus of TUH and TUH-stearic
acid
2.2 搅拌法生成泡沫对比
使用Waring Blender 搅拌器对比了上述两个体系在25 ℃下的初始起泡体积及析液半衰期（析出50 mL 液体所需时间），结果见表1。
表1 初始起泡体积及析液半衰期汇总表
Table 1 Summary table of initial foam volume and liquid
drainage half-time
起泡体系 初始泡沫体积/mL
析液半衰期/s
TUH 510 320 TUH-硬脂酸
320
210
从表1中可以看出，对于TUH 起泡剂而言，其起泡体积为510 mL ，析液半衰期为325 s ；而TUH-硬脂酸体系的起泡体积仅为320 mL ，析液半衰期为210 s 。按照该评价方法的结果来看，TUH-硬脂酸体系的泡沫生成能力和泡沫稳定性均差于单独的TUH 。然而，进一步统计上述两体系生成的泡
沫直径发现，二者生成泡沫的粒径差别明显，结果
见图2。 从图2可以看出，由TUH-硬脂酸体系生成的泡沫粒径明显小于单独TUH 生成泡沫的粒径。因
此，搅拌法测得的泡沫体积并不能真实地反应新生成的气-液界面的面积。表面扩张模量高的TUH-硬脂酸体系之所以能够生成较小的泡沫，这是由于在搅拌过程中，除了有起泡剂溶液与气体的相互作用外，泡沫间也有一定的相互作用。
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图2 泡沫直径分布曲线
Fig.2 Foam diameter distribution
在泡沫相互挤压碰撞的过程中，高表面扩张模
量TUH-硬脂酸体系生成的气泡在形变过程中能够产生更大的表面张力梯度，所以更容易发生因“毛管力不稳定”而引起的大气泡被小气泡“夹断”而生成两个小气泡的现象[16]，从而使得其泡沫粒径更小。综上，硬脂酸加入提高了起泡体系的表面扩张模量，而表面扩张模量的增加使得搅拌生成泡沫的过程中更易于生成粒径小的泡沫。
2.3 填砂管中泡沫生成行为对比
多孔介质中，泡沫的主要生成机理有：卡断、液膜分离与液膜滞后。其中，由液膜滞后生成的泡沫通常是弱泡沫。虽然对卡断和液膜分离哪一个是生成强泡沫的最主要机理仍存有争议，但几乎所有学者都认为液膜分离与卡断是生成强泡沫的主要机理。
使用填砂管模拟多孔介质，向填砂管中同时注入氮气和起泡剂溶液，记录泡沫生成过程中填砂管两端的压差变化规律，结果见图3。
图3 填砂管两端压差变化曲线图
Fig.3 Pressure difference of sandpack
从图3中可以看出，高表面扩张模量的TUH-硬脂酸体系在强泡沫生成时间和稳定压差两方面与单独的TUH起泡剂存在明显的差别。多孔介质中，当达到某一压力梯度时，才能够开始生成强泡沫，此压力
梯度被称作临界压力梯度。图4可以看出，对于高表面扩张模量的TUH-硬脂酸体系而言，其达到临界压力梯度的时间早于TUH。这是由于高表面扩张模量起泡体系在多孔介质中更易于通过卡断和液膜分离生成泡沫，从而可以更快地达到临界压力梯度，压差也更早地开始明显升高。此外，两个体系填砂管两端的平衡压差存在明显差别。对于TUH-硬脂酸体系，其平衡压差高于TUH。这是由于高表面扩张模量体系生成了更多粒径更小的气泡，因此单位填砂管长度内泡沫的数量更多，从而形成了更大的压差。
2.4 两种泡沫生成方法的对比
为了验证上述两体系生成的泡沫在提高采收率上的效果，通过填砂管实验研究了其提高采收率的效果。图4是驱油实验中两体系生成的泡沫提高采收率曲线。
从图4的结果中可以看出，由TUH-硬脂酸体系生成的泡沫形成的封堵压差更大，其最终采收率也更高。
综合搅拌法和填砂管两种评价泡沫的方法来看，由于两种评价方法中泡沫的生成机理不同，因此，对于不同的体系而言，其评价结果可能会有所差别。对于TUH-硬脂酸体系，在搅拌法评价中，其性能较差，可能会被认定为不适宜用于泡沫驱。
（a）TUH
（b）TUH-硬脂酸
图4 驱油实验中压差及采收率变化曲线
Fig.4 Variation curve of pressure difference and oil recovery
during oil displacement
但填砂管实验结果表明其具有比常规起泡体系
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更高的流动压差。储层条件下泡沫是不断破裂、再生的过程，因此，在优选泡沫时应以填砂管实验的评价结果作为主要标准。
3 结 论
（1） 通过向起泡剂溶液中加入硬脂酸构建了
高表面扩张模量起泡体系，该体系的表面扩张模量随面积形变量降低而增大。
（2） 高表面扩张模量起泡体系通过搅拌法生成的泡沫高度较低，析液时间短，但泡沫粒径小。
（3） 通过多孔介质生成泡沫时，高表面扩张模量起泡体系生成泡沫的粒径更小，形成的封堵压差更大。PELOPHYLAX NIGROMACULATUS
（4） 搅拌法与填砂管中生成泡沫的机理不同，因此两种方法的评价结论不同，由于储层条件下泡沫的生成条件与填砂管中泡沫生成条件相似，因此，室内评价泡沫时应以填砂管中的评价结果为主要参考依据。
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