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新型助排劑配方組分、對(duì)表/界面性能的影響及助排效果（三）
來(lái)源：西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版) 瀏覽 30 次 發(fā)布時(shí)間:2025-06-27
描述固氣、固液、液氣界面張力和接觸角的楊氏方程為:
式中，γsg為固體表面張力，γsl為固液界面張力，γlg為液體表面張力。巖石表面親水性增強(qiáng)降低了巖石與水間的固液界面張力γsl，由于巖石的表面張力γsg不變，因而γcosθ上升。更重要的是，雖然隨著FC-XF質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，γ減小，但是由于同時(shí)引起接觸角減小，導(dǎo)致γcosθ增加。由公式(1)可知，γcosθ增加表明毛細(xì)管阻力增大，這更直觀地說(shuō)明對(duì)巖石潤(rùn)濕性的調(diào)節(jié)是決定助排劑體系性能的一個(gè)至關(guān)重要的因素。
圖5為Ⅱ型潤(rùn)濕性改變劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0．2%、FC-XF質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0．02%時(shí)碳?xì)浔砻婊钚詣〢PS質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)體系表面張力、界面張力和接觸角的影響。
圖5 APS+0．2%Ⅱ型潤(rùn)濕性改變劑+0．02%FC-XF混合體系表面張力、界面張力和接觸角隨APS濃度的變化
從圖5(a)中可以看出，隨著APS質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，體系的表面張力增大，界面張力減小，這與FXCF對(duì)表/界面張力的影響機(jī)制相同。從圖5(b)中可以看出，隨著APS質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，體系與巖石的接觸角先增加再減小，相應(yīng)的γcosθ先減小再增大，均出現(xiàn)極值點(diǎn)，這與圖4(b)的變化趨勢(shì)不同。這是因?yàn)槲舰蛐蜐?rùn)濕性改變劑和FC-XF使得巖石表面由水濕轉(zhuǎn)變?yōu)槿跤H水性潤(rùn)濕(接觸角＜75°)，更易于吸附APS的親水頭基而使碳?xì)滏溤趲r石表面暴露，這降低了巖石表面的親水性，因而隨著APS質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加接觸角增大。但是，當(dāng)APS質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0．15%后，過(guò)多的APS分子可能在巖石表面發(fā)生雙分子層吸附或因競(jìng)爭(zhēng)吸附而降低Ⅱ型潤(rùn)濕性改變劑的吸附量，使得巖石表面的親水性增加。而且，接觸角的變化決定了γcosθ的變化趨勢(shì)，因而接觸角和γcosθ隨APS質(zhì)量分?jǐn)?shù)的變化曲線中均出現(xiàn)極值點(diǎn)。
從圖4和圖5中也可以看出，當(dāng)Ⅱ型潤(rùn)濕劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0．2%、APS質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0．05%～0．20%之間、FC-XF質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0．01%～0．03%之間時(shí)混合體系具有更高的界面活性。因此，選擇APS質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0．05%、0．10%和0．20%，Ⅱ型潤(rùn)濕劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0．1%、0．2%和0．5%，F(xiàn)C-XF質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0．01%、0．02%和0．03%進(jìn)行三因素三水平的正交實(shí)驗(yàn)，考察APS/Ⅱ/FC-XF混合體系的界面性能及與巖石的接觸角，結(jié)果如表1所示。
表1體系組成和含量對(duì)APS/Ⅱ/FC-XF混合體系界面性能的影響
從表1中可以看出，在所測(cè)試的濃度范圍內(nèi)APS/Ⅱ/FC-XF混合體系均表現(xiàn)出良好的界面性能，且綜合對(duì)比上述混合體系的表/界面張力和接觸角數(shù)據(jù)，可以發(fā)現(xiàn):0．05%APS+0．5%Ⅱ+0．02%FC-XF、0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF、0．1%APS+0．5%Ⅱ+0．03%FC-XF混合體系均能達(dá)到表面張力≤22 mN/m、界面張力≤0．5 mN/m和接觸角≥80°的高界面活性性能指標(biāo)。實(shí)驗(yàn)選擇具有21．7 mN/m和0．046 3 mN/m的低表/界面張力，并且與巖石達(dá)到中性潤(rùn)濕的接觸角83．27°的0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF混合體系作為新型高界面活性助排劑使用。
2．3助排效果評(píng)價(jià)
實(shí)驗(yàn)對(duì)比了新型助排劑(0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF混合體系)與勝利油田在用助排劑性能，結(jié)果如表2所示。
無(wú)助排劑、含質(zhì)量分?jǐn)?shù)0．3%在用助排劑、含質(zhì)量分?jǐn)?shù)0．32%的新型助排劑的破膠液黏度相當(dāng)，且含新型助排劑的破膠液黏度略低，這表明新型助排劑的加入不影響壓裂液的破膠性能。同時(shí)，無(wú)助排劑破膠液的表/界面張力高且接觸角小，加入在用助排劑后的界面性能得到大大改善，界面張力可降低到0．023 1～0．933 5 mN/m，表面張力可降低到23．8～29．3 mN/m，接觸角在59°～71°間，破膠液排出效率上升，助排率為69%～76%。含新型助排劑的破膠液的界面性能更加優(yōu)異，可具有20．8 mN/m和0．017 6 mN/m的低表/界面張力，且接觸角為82°，因而助排率可達(dá)到85%，這比在用常規(guī)助排劑的助排率提高了9%～16%。從上述結(jié)果可以看出，所制備的新型助排劑由于具有降低表/界面張力和改變巖石表面潤(rùn)濕性的雙重作用，助排效果優(yōu)良。
表2新型助排劑與在用助排劑性能對(duì)比
3結(jié)論
(1)烷基羧基甜菜堿APS、Ⅱ型潤(rùn)濕性改變劑和全氟烷基氧化胺FC-XF復(fù)配體系具有高界面活性，0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF配方體系具有21．7 mN/m和0．046 mN/m的低表/界面張力，并且可將巖石表面潤(rùn)濕性由55°的水濕接觸角調(diào)節(jié)到83°的中性潤(rùn)濕接觸角，可作為高界面活性助排劑使用。
(2)由于具有降低表/界面張力和改變巖石表面潤(rùn)濕性的雙重作用，所制備的新型助排劑比常規(guī)在用助排劑具有更加優(yōu)異的界面性能和助排效果。