CN110627930A - 稠油用聚合物降粘剂及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种稠油用聚合物降粘剂，其为疏水改性聚丙烯酰胺，具有式(I)的结构式：其中，n代表聚丙烯酰胺单体总数，6万至10万，优选7万至8.5万；x代表丙烯酸单体数量，1万至4万，优选2万至3.5万；m疏水单体数量，0.4万至1.0万，优选0.6万至0.8万。本发明还涉及所述稠油用聚合物降粘剂的制备方法、用途。

Description

稠油用聚合物降粘剂及其制备方法
技术领域
本发明涉及稠油用聚合物降粘剂及其制备方法。
背景技术
随着常规原油开采的进行，在已探明的石油资源中，稠油所占比例越来越大，稠油的开采变得越来越重要。密度大、凝固点高、粘度大及流动困难是稠油资源的突出特点，并严重制约着稠油的开采和输送。长期以来，对于高粘、高凝稠油的输送，国内外主要采用传统的加热降粘和掺稀降粘的输送方式；前者沿输油管线间断加热，消耗大量燃料和动力；后者则存在受稀油来源及产量显著及成本较高的问题。因此，寻求一种操作简单，无需掺稀油，同时又能节约大量的能耗的降粘方法成为稠油降粘领域亟待攻克的挑战。
针对上述稠油开采过程中加热降粘能耗过大及掺稀降粘成本过高的问题，研究人员通过制备具有较强乳化能力的表面活性剂或具有调驱性能的亲水性聚合物作为降粘剂以化学降粘方式降低稠油粘度，并有效减少采油能耗、降低采油成本。中国专利CN102876310A公开了一种稠油乳化降粘剂，为阴离子表面活性剂、Gemini表面活性剂及小分子醇类的复配物，其低浓度水溶液具有较强的表面活性及乳化性能。中国专利CN1340589A公开了一种小分子乳化降粘剂，通过缩合反应将末端连有芳基的聚氧乙烯醚与取代芳酸、芳磺酸连接，合成了一种非离子-阴离子表面活性剂缩合物，从而显著增强了表面活性剂的乳化能力。中国专利CN100363456C公开了一种稠油乳化降粘剂，为阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂及破乳剂的复配物，具有较强的耐盐性，可在高矿化度下保持较强的乳化能力。中国专利CN201510124599公开了一种表面活性剂-醇类复配乳化降粘剂，通过将非表面活性剂、阴离子表面活性剂低聚物及醇类复配，显著提升了降粘剂抵抗阳离子的能力，使得降粘剂可在高矿化度碱敏地层中保持较强的乳化能力。美国专利US2007/0042911公开了一种亲水性聚合物稠油降粘剂，通过交联反应显著提升了水溶性聚合物-聚乙烯醇网络的交联密度，并使其具有较强的调驱降粘能力。上述文献中的实验现象说明，表面活性剂及其复配物具有较强的乳化能力，但由于其分子量较低，渗透性较差，与稠油中极性增粘组分(沥青质、胶质)间的亲和性较差，因而难以将以油包水大乳滴形式存在的稠油分散、乳化为粒径较小的水包油乳滴，导致表面活性剂类降粘体系降粘效果有限，且其多用于普通稠油中的低粘稠油(粘度小于1000mPa·s)。亲水性聚合物增粘效果较强，与稠油极性组分的亲和性较高，可渗透至稠油深层与胶质接触，但其表面活性较差，乳化性能不足，难以与稠油形成乳液，只能通过调驱的方式开采稠油，降粘效果较差，稠油采收率较低。
因此，研发出一种同时具有较强的乳化能力、稠油亲和性及调驱性能的稠油用降粘剂成为本领域亟待解决的问题之一。
发明内容
本发明提供了一种稠油用聚合物降粘剂，其为疏水改性聚丙烯酰胺，
具有式(I)的结构式：
其中，n代表聚丙烯酰胺单体总数，为6万至10万，优选7万至8.5万；x代表丙烯酸单体数量，为1万至4万，优选2万至3.5万；m疏水单体数量，0.4万至1.0万，优选0.6万至0.8万。
在本发明的一个优选实施方案中，稠油用聚合物降粘剂为式(I)疏水改性聚丙烯酰胺进一步水解的产物，其具有式(II)的结构式：
其中，n和m具有上述的定义，x’代表丙烯酸单体数量，1.5万至6万，优选2.5万至5万，并且x’>x。
本发明又一方面提供了所述的聚合物降粘剂的制备方法，其中所述方法包括以下步骤：
(1)将丙烯酰胺和α-烯烃磺酸钠溶于去离子水中形成水溶液，
(2)在升高的温度下，例如50-70℃下，将氧化还原引发体系加入所述水溶液并持续低速搅拌，获得所述式(I)的聚合物降粘剂。
本发明又一方面提供了所述的聚合物降粘剂用于稠油降粘的用途，其中所述用途包括：
将浓度为0.01-10wt％的式(I)或(II)的聚合物降粘剂，优选式(II)的聚合物降粘剂，溶于高矿化度地层水中，使稠油与其在地层温度下混合，而后将低粘水包油乳液驱替至采出井，运移至地面。
本发明的技术特点及有益效果：
1.本发明所合成的聚合物降粘剂具有较强的乳化能力。通过利用亲水、疏水单体无规共聚，显著增强了聚合物降粘剂的两亲性，使其具有较强的表面活性，可显著降低油水界面界面张力，从而达到乳化稠油的目的。
2.本发明所合成的聚合物降粘剂具有较强的稠油亲和性及渗透能力。本发明所制备聚合物降粘剂的亲水部分为极性较强的聚丙烯酰胺，经热碱液改性后，聚合物亲水嵌段的极性及反应活性进一步增大，使其与稠油中的极性重质组分—沥青质及胶质具有较强的亲和性，可渗透至稠油深部扩散在胶质层界面上，从而分化、拆解稠油超分子结构，将稠油油包水大乳滴分解为两亲性聚合物水包油小乳滴。
3.本发明所合成的聚合物降粘剂具有较强的调驱性能。本发明所制备聚合物降粘剂亲水部分—聚丙烯酰胺具有较强的增粘性能，可显著增强降粘液的粘度及机械性能，使降粘液具有较强的调剖、驱油能力。
附图说明
图1为实施例2中稠油用聚合物降粘剂HPAM/AOS及其参比物聚丙烯酰胺HPAM的紫外光谱图。
图2为实施例3中稠油用聚合物降粘剂HPAM/AOS及参比物聚丙烯酰胺HPAM的固体核磁共振分析13C-NMR图。
图3为实施例4中稠油用聚合物降粘剂HPAM/AOS及参比物聚丙烯酰胺HPAM的红外光谱图。
图4为实施例6中稠油降粘率-降粘剂浓度曲线。
图5为实施例7中稠油-降粘剂乳液界面张力-降粘剂浓度曲线。
图6为实施例8中稠油-降粘剂乳液油水界面粘度-降粘剂浓度曲线。
图7为实施例9中稠油-降粘剂乳液破乳电压-降粘剂浓度曲线。
具体实施方式
为了进一步说明本发明的目的、技术特征及有益效果，下面结合具体实施例对本发明进行详细的阐述。实施例只对本发明具有示例性作用，而不具有任何限制性作用，本领域的技术人员在本发明的基础上做出的任何非实质性修改，都应属于本发明的保护范围。
本发明提供了一种稠油用聚合物降粘剂，其为疏水改性聚丙烯酰胺，
具有式(I)的结构式：
其中，n代表聚丙烯酰胺单体总数，6万至10万，优选7万至8.5万；x代表丙烯酸单体数量，1万至4万，优选2万至3.5万；m疏水单体数量，0.4万至1.0万，优选0.6万至0.8万。
在本发明的一个优选实施方案中，在氧化还原引发体系作用下，由亲水性单体丙烯酰胺和疏水性单体α-烯烃磺酸钠(AOS)在水溶液中发生无规共聚反应，生成所述聚合物降粘剂(简称为HPAM/AOS)。HPAM意为部分水解聚丙烯酰胺，其为阴离子聚合物。
在本发明的一个优选实施方案中，稠油用聚合物降粘剂为式(I)疏水改性聚丙烯酰胺进一步水解的产物，其具有式(II)的结构式：
其中，n和m具有上述的定义，x’代表丙烯酸单体数量，1.5万至6万，优选2.5万至5万，并且x’>x。
在本发明方法的一个优选实施方案中，本发明的疏水改性聚丙烯酰胺(I)和水解的疏水改性聚丙烯酰胺(II)如下制备：
由亲水性单体丙烯酰胺(AM)、疏水性单体α-烯烃磺酸钠(AOS，反应型表面活性剂)、在氧化还原引发体系作用下，于50-70℃水溶液中发生无规共聚反应，生成所述降粘剂HPAM/AOS；之后，将生成的降粘剂HPAM/AOS置于70-90℃的热碱液中水解，得到水解的疏水改性聚丙烯酰胺(II)，以提升聚合物中亲水性嵌段的反应活性；
其中所述氧化还原引发体系为本领域中已知用于该类型反应的氧化还原引发体系，优选为Na2S2O8/Na2SO3，所述碱液为NaOH-Na2CO3水溶液。合成路线如下所示：
其中，x’>x。
本发明另一方面提供了所述的聚合物降粘剂的制备方法，其中所述方法包括以下步骤：
(1)将丙烯酰胺和α-烯烃磺酸钠溶于去离子水中形成水溶液，
(2)在升高的温度下，例如50-70℃下，将氧化还原引发体系加入所述水溶液并持续低速搅拌，获得所述式(I)的聚合物降粘剂。
在本发明方法的一个优选实施方案中，将一定量的丙烯酰胺及α-烯烃磺酸钠混合于去离子水中形成水溶液，并将溶液水浴加热至50-70℃，而后将一定量的Na2S2O8及Na2SO3加入溶液中并持续低速搅拌8-16h，即可获得两亲性聚合物HPAM/AOS。
在本发明方法的一个优选实施方案中，丙烯酰胺浓度为15-40wt％，α-烯烃磺酸钠浓度为5-15wt％，各自基于丙烯酰胺和α-烯烃磺酸钠的水溶液总重量计；其中氧化还原引发体系为Na2S2O8/Na2SO3，其质量比例为1:1-2:1；其中所述氧化还原引发体系的加入量为0.1-1.2wt％，优选0.3-0.7wt％，基于丙烯酰胺和α-烯烃磺酸钠的水溶液总重量计，由此获得浓度为0.1-0.3wt％的式(I)的聚合物降粘剂。
在本发明方法的一个优选实施方案中，其中所述方法包括以下步骤：
将作为水解剂的NaOH/Na2CO3的混合溶液与式(I)的聚合物降粘剂混合，在升高的温度下，例如70-90℃下水解，获得所述式(II)的水解的聚合物降粘剂。
在本发明方法的一个优选实施方案中，水解剂为NaOH与Na2CO3等质量比混合的液体，其总浓度为0.02-0.2wt％；其中HPAM/AOS浓度为0.1-0.3wt％；水解剂与HPAM/AOS的体积比为1-2:5-7；由此获得水解的聚合物降粘剂浓度为0.1-0.3wt％。
在本发明方法的一个优选实施方案中，制备的式(I)或(II)的聚合物降粘剂浓度通常为0.1-0.3wt％，其可以直接使用，或根据实际需要进行稀释或浓缩后使用。也可以通过调节反应原料的浓度获得想要浓度的聚合物降粘剂。
在本发明方法的一个优选实施方案中，以NaOH及Na2CO3的混合溶液作为水解剂，将一定量的水解剂与HPAM/AOS溶液混合，置于70-90℃烘箱中水解0.5-6h，以提升HPAM中羧酸根基团的含量，从而有效增强降粘剂HPAM/AOS中亲水性嵌段的反应活性。
其中，上述原料用量配比为：NaOH及Na2CO3质量比为1:1，其用量为0.02-0.2wt％、水解剂加入量10-20ml、HPAM/AOS水溶液50-70ml。
在本发明方法的一个优选实施方案中，所述降粘剂合成(共聚)反应搅拌速率为200-500rpm。
本发明另一方面提供了所述的聚合物降粘剂用于稠油降粘的用途，其中所述用途包括：将浓度可为0.01-10wt％的式(I)或(II)的聚合物降粘剂，优选式(II)的聚合物降粘剂，溶于高矿化度地层水中，使稠油与其在地层温度下混合，而后将低粘水包油乳液驱替至采出井，运移至地面。
在本发明方法的一个优选实施方案中，式(I)或(II)的聚合物降粘剂的使用浓度可为0.01-10wt％，优选0.09-1.2wt％；更优选0.2-0.7wt％。
在本发明方法的一个优选实施方案中，所述高矿化度地层水矿化度含有NaCl为1-5×104mg·l-1、CaCl2或MgCl2均为1-3×104mg·l-1，总矿化度10-12×104mg·l-1；
所述稠油粘度为5000-12000mPa.s，其沥青质含量为0.5-1.3wt％，胶质含量为10-25wt％，蜡含量为3-5wt％，各自基于稠油总质量计。
在本发明方法的一个优选实施方案中，所述地层温度为50-70℃；
所述稠油与降粘液混合的油水比为，按照质量计，为6-10:1-5，优选7-9:2-4，例如7:3。
在本发明中，若无相反说明，则操作在常压、常温条件进行。
在本发明中，除非另外说明，否则所有比例、份数或百分数均为重量比、重量份或重量百分数。
在本发明中，所用物质均为已知物质，可以购得或通过已知的方法合成。
在本发明中，所用装置或设备均为所述领域已知的常规装置或设备，均可购得。
为详细阐述本发明所述稠油用聚合物降粘剂的分子结构，验证该降粘剂已成功合成，本发明进行了如下实验例。
下面将结合实施例对本发明作进一步详细描述。
实施例
实施例1：
稠油用聚合物降粘剂(其为优选的水解后的聚合物降粘剂)的元素分析，见表1、2。
表1 HPAM/AOS及HPAM固态样品各元素质量比
表2 HPAM/AOS及HPAM固态样品各元素摩尔比
元素分析结果如表1、2所示，根据表1、2，发现HPAM与HPAM/AOS中各元素质量分数和摩尔分数都十分接近，其C、H、O元素的相对偏差绝对值均在3％以内，说明两者的主体结构非常相似。由于S元素含量极低，近似认为HPAM和HPAM/AOS中不含S元素。对比HPAM及HPAM/AOS的元素分析结果，根据两者各元素的摩尔分数，发现二者主要含有O、N官能团。对比HPAM及HPAM/AOS各元素含量发现，相较于HPAM，HPAM/AOS中H元素含量显著增大，说明HPAM/AOS中含有更多烃基，从而使其疏水性明显增强。上述实验现象说明成功合成了本发明的降粘剂。
实施例2：
稠油用聚合物降粘剂的紫外光谱分析，见图1。
紫外光谱分析结果如图1所示，根据图1，对比HPAM/AOS与HPAM的紫外光谱图可以发现，HPAM/AOS与HPAM均在200nm左右出现最大吸收峰，其中HPAM/AOS的λmax＝202nm，HPAM的λmax＝201nm。此特征吸收带是由酰胺的n→π*跃迁引起的，由于醛基中的H被-NH2取代，导致n→π*吸收带蓝移。据此可证明HPAM/AOS、HPAM分子中均含有“-CONH2”结构单元，HPAM/AOS与HPAM分子结构具有相似性，证明HPAM/AOS是以HPAM为基体改性的聚合物。
实施例3：
稠油用聚合物降粘剂的固体核磁共振13C-NMR分析，见图2。
固体核磁共振碳谱分析结果如图2所示，根据图2，对比HPAM/AOS和HPAM的核磁(固体)碳谱谱线，可以发现HPAM/AOS与HPAM的主要碳谱峰都是一致的，说明HPAM/AOS共聚物是以HPAM为基体改性而来。根据HPAM/AOS的核磁共振碳谱，由图2可见，δ＝180.416ppm处的峰为酰胺(O＝C-NH2)基团中的羰基碳峰(C＝O)，δ＝120.701ppm处为样品中存在的少量未发生聚合反应的丙烯酰胺单体的烯碳峰(C＝C)，δ＝42.997ppm为与酰胺基团相连的α碳原子的峰(C-CONH2)，δ＝38.073ppm为与酰胺基团相邻的β碳原子的峰(C-C-CONH2)。上述实验结果说明HPAM/AOS分子中含有“C-C-CONH2”结构，证明HPAM/AOS共聚物是以HPAM为基体改性而来。
实施例4：
稠油用聚合物降粘剂的红外光谱分析，见图3。
红外光谱分析结果如图3所示，根据图3，对比HPAM/AOS与HPAM的红外谱图，可以发现，HPAM/AOS与HPAM的谱线高度相似。在HPAM/AOS的红外谱图中，包含了所有HPAM的特征峰，这些相同的特征峰具体为：3432.88cm-1处为游离的-NH2的特征吸收峰，3199.81cm-1为氢键缔合的-NH2的特征吸收峰，2926.60cm-1为亚甲基反对称伸缩振动的特征吸收峰，2883.27cm-1为亚甲基对称伸缩振动的特征吸收峰，1661.69cm-1处为羰基的特征吸收峰，对应于酰胺C＝O伸缩振动，1612.24cm-1处为酰胺N-H弯曲振动的特征峰，1454.22cm-1处为亚甲基变形的特征吸收峰，1565.98cm-1为仲酰胺N-H弯曲振动。1185.74cm-1和1109.78cm-1处吸收峰与C-N伸缩振动有关。以上分析结果说明HPAM/AOS分子中含有“-CH2-CH(CONH2)-”结构单元(HPAM单体的结构单元)，HPAM/AOS是在HPAM的基础上改性而来的。
比较HPAM/AOS与HPAM的红外谱图，可以发现，在上述区域内HPAM/AOS比HPAM多出以下特征峰：1406.32cm-1、1351.14cm-1、1250.46cm-1、950.27cm-1和529.17cm-1。其中1406.32cm-1处为羧酸盐-COO-对称伸缩振动的特征吸收峰，1351.14cm-1和950.27cm-1处为＝CH2弯曲振动的特征吸收峰，1320.87cm-1和1250.46cm-1处为羧酸类C-O伸缩振动产生的多重峰，而羧基O＝C-OH中位于3750-3000cm-1区域内的O-H伸缩振动吸收峰，由于其与酰胺O＝C-NH2中-NH2的特征吸收峰重合而被掩蔽，而羧基O＝C-OH中羰基O＝C的伸缩振动吸收峰也被酰胺中羰基的特征峰所掩蔽。由于HPAM/AOS红外谱图中3400cm-1和1109cm-1处具有极强的特征吸收峰，结合元素分析结果，推测在这两个化学位移附近存在被掩蔽的氢键缔合羟基的O-H伸缩振动吸收峰和仲醇、叔醇的C-O伸缩振动吸收峰。对比HPAM及HPAM/AOS红外谱图发现，与HPAM相比，HPAM/AOS分子在1320-1450cm-1处的吸收峰(亚甲基的C-H面内弯曲振动峰)强度明显增大，说明相较于HPAM，HPAM/AOS分子中烃基含量显著提高，其疏水亲油性亦随之增强。以上分析结果表明，HPAM/AOS分子结构中存在一定量羧基O＝C-OH、羟基-OH及大量亚甲基-CH2-，根据驱油机理，前两种官能团作为亲水性基团可参与乳化、拆解稠油，亚甲基所组成的烃基作为疏水性基团可参与乳化降粘。上述实验现象说明成功合成了本发明的降粘剂。
为了清楚地表明本发明所述稠油用降粘剂具有优良乳化、调驱及分化、拆解稠油的能力，本发明进行了如下实验例。
实施例5：
利用沥青质分离器测定HPAM及HPAM/AOS降粘体系稠油降粘前后其主要组分的变化，实验结果见表3和4。
测试时，根据国标NBSHT 0509-2010，利用沥青质测定器测定相同降粘条件(降粘剂浓度、温度及搅拌速率)下HPAM及HPAM/AOS降粘体系降粘前后稠油中各组分(沥青质、胶质及轻油组分)相对含量的变化，并据此分析降粘剂HPAM/AOS是否可通过氧化降粘方式降低稠油粘度，评价其氧化降粘效果。
表3 HPAM/AOS降粘体系降粘前后稠油各组分含量变化
表4 HPAM降粘体系降粘前后稠油各组分含量变化
用沥青质分离器(型号：SF-TDL-5，购自上海菲恰尔分析仪器有限公司)测定HPAM及HPAM/AOS降粘体系稠油降粘前后其主要组分的变化，实验结果如表3和4所示。根据表3，对比降粘前后HPAM/AOS降粘体系(降粘剂浓度0.2wt％)稠油各主要组分的含量发现，随着HPAM/AOS降粘剂的加入，稠油中沥青质含量有所降低，胶质含量趋于恒定，轻油组分含量有所升高，说明HPAM/AOS具有较强的乳化降粘性能及一定的氧化降粘能力。HPAM/AOS可深入稠油超分子内部，并与其各组分(胶质、沥青质)产生较强的超分子缔合作用(氢键、离子-偶极作用)，从而替代稠油重质组分间的氢键缔和作用，使沥青质分解为胶质、胶质分解为轻油组分，并使稠油大乳滴分解一个个水包油小乳滴，从而降低稠油粘度，增强稠油流动性。根据表3及4，对比相同降粘剂浓度(0.2wt％)下HPAM及HPAM/AOS降粘体系降粘前后稠油各组分含量的变化发现，与HPAM相比，HPAM/AOS降低稠油中沥青质组分的含量趋势更明显，说明其不仅具有较好的乳化性能及界面性质，还具有较强的氧化降粘能力，可使稠油中的重质组分部分分解为黏度及密度较小的胶质或轻油组分，从而使稠油粘度显著降低。
实施例6：
利用旋转粘度计(美国BROOKField公司型号DV-III)测定了HPAM及HPAM/AOS降粘体系降粘前后稠油的粘度，并据此计算两者的降粘率，结果见表5及图4。
利用旋转粘度计分别测定相同降粘条件(降粘剂浓度、温度及搅拌速率)下HPAM及HPAM/AOS降粘体系中降粘前后稠油的粘度，并据此计算两降粘剂的降粘率(式(A))。对比降粘剂HPAM及HPAM/AOS降粘效果，据此分析降粘剂HPAM/AOS对稠油的降粘效果。
表5降粘剂HPAM及HPAM/AOS降粘效果对比
利用旋转粘度计测定了HPAM及HPAM/AOS降粘体系降粘前后稠油的粘度，并据此计算两者的降粘率，结果如表5及图4所示。根据表5及图4，对比最佳降粘剂浓度(HPAM/AOS浓度为0.2-0.7wt％，HPAM为0.4-1.0wt％)下HPAM及HPAM/AOS降粘体系降粘效果发现，与HPAM相比，HPAM/AOS的加入可显著降低稠油粘度、提升降粘体系降粘率，从而降低了稠油运输及开采难度，有利于增加稠油采收率。根据图4，对比不同降粘剂浓度下HPAM/AOS降粘体系的降粘率发现，随着降粘剂浓度的增加，其降粘率先增大后趋于不变最后逐渐减小，说明适当增加HPAM/AOS的浓度，可显著增强其降粘效果。低浓度下，随着HPAM/AOS浓度的上升，稠油油水界面排列的HPAM/AOS分子密度逐渐增多，稠油洗脱量及洗脱速率明显变大，且稠油中胶质、沥青质组分被拆解为分子量较低的轻质组分，使得稠油粘度显著降低。随着降粘剂浓度的升高，油水界面HPAM/AOS分子吸附量达到饱和，继续增加降粘剂浓度将无法再降低油水界面张力。当降粘剂浓度超过一定范围时，过多的降粘剂分子使其水溶液本体粘度过大，从而抑制了油水界面对HPAM/AOS分子的吸附，从而使油水界面张力有所回升，导致降粘体系降粘率减小，稠油粘度增大。
为了清楚地阐明本发明所述稠油用降粘剂的降粘机理，本发明进行了如下实验例。
实施例7：
利用界面张力仪(美国CNG有限责任公司型号TX-500C)分别测定HPAM及HPAM/AOS-稠油降粘体系的油水界面张力，结果见图5。
界面张力测定过程为：将油滴悬浮在溶液中，高速绕水平轴旋转下将油滴拉为柱形，根据油柱柱体直径计算稠油与降粘剂水溶液间的界面张力。在相同条件(转速、油水相密度差)下，油柱直径越小，油水界面张力越低。
当油柱长度大于4倍油柱直径时，油水界面张力值可根据式(Ⅲ)计算；当油柱长度小于4倍油柱直径时，油水界面张力值可根据式(Ⅳ)计算。
式中，y为油水界面张力，mN/m；Δρ为油水密度差，g/mL；Y油柱直径，m；P为转速的倒数，ms/rev；n水相折光率；Z油柱长度，m；f(Z/Y)为校正因子，可根据式(Ⅴ)求得(k1及k2根据Z/Y值查表得出)。
利用界面张力仪分别测定HPAM及HPAM/AOS-稠油降粘体系的油水界面张力，结果如图5所示。根据图5，对比不同降粘剂浓度(0.01-10wt％)HPAM及HPAM/AOS-稠油降粘体系的油水界面张力平衡值发现，相同降粘剂浓度下，与HPAM相比，HPAM/AOS降粘体系油水界面张力显著降低，说明相较于HPAM，HPAM/AOS对稠油具有更强的亲和性及表面活性，其降低油水界面张力的能力更强。
根据图5，发现随着降粘剂浓度的增加(0.01-10wt％)，HPAM/AOS降粘体系油水界面张力先下降后趋于不变最后呈上升趋势。低降粘剂浓度下，随着HPAM/AOS浓度的增加，稠油油水界面吸附的HPAM/AOS分子数量增多，HPAM/AOS向油水界面迁移及吸附的速率增大，使得稠油的油水界面张力显著下降。随着HPAM/AOS降粘剂浓度的进一步增大，降粘剂水溶液粘度逐渐增大，HPAM/AOS分子间及HPAM/AOS与水分子间的相互作用增强；动力学上，由于同种及异种分子间相互作用的增强，HPAM/AOS水溶液对HPAM/AOS分子的束缚能力更强，使得HPAM/AOS分子在水溶液中的迁移速率显著下降；热力学上，由于单位体积溶液中HPAM/AOS分子数量的增多，HPAM/AOS分子间的超分子作用增强，使得HPAM/AOS分子对稠油超分子的相对亲和性减弱(相较于HPAM/AOS水溶液)，降粘剂水溶液的性质发生变化，HPAM/AOS分子更多地留存在水溶液中而非迁移至油水界面，稠油油水界面上排列的HPAM/AOS分子数量减少，油水界面张力有所上升。
实施例8：
利用界面粘弹性测定仪(型号：TRACKER HT-HP，购自法国泰克利斯(TECLIS)界面技术有限公司)测定HPAM及HPAM/AOS-稠油降粘体系的界面粘度，并据此分析降粘剂HPAM/AOS的分子结构对降粘体系油水界面流变特性的影响，结果见图6。
测试时，取120mL待测降粘剂水溶液加入直径为15cm的培养皿中，并将培养皿置于界面粘弹性测定仪转台中央。采用锥形转子，调节转子刀口使其与液面相切，后加入90mL待测油样，于45℃恒温槽中静置30分钟，而后进行界面粘度的测量。记录不同转速下转子的偏转角度，并根据式(Ⅵ)计算油水界面粘度ηs(mN·s/m)。
式中，K为扭力丝的扭力常数，其值为9.9377；ω为转台转动的角速度，rad/s；R1、R2分别为转子及培养皿半径，其中R1＝2.469cm，R2＝7.350cm；θ为转子表面有单分子膜时偏转角，θ0为转子表面为单分子膜时的偏转角，θ-θ0可消除转子侵入待测体相所引起的误差。上式所得界面粘度为由于单分子膜存在而使界面粘度上升的增加值。
利用界面粘弹性测定仪测定稠油在HPAM及HPAM/AOS降粘剂水溶液降粘体系中的油水界面粘度，对比分析降粘剂HPAM/AOS的分子结构对稠油油水界面粘度的影响，结果如图6所示。根据图6，固定剪切频率0.02rad·s-1下，对比不同降粘剂浓度(0.01-10wt％)下稠油-HPAM/AOS降粘体系的平衡油水界面粘度发现，随着降粘剂HPAM/AOS浓度的升高，稠油乳状液的油水界面粘度呈先下降后上升趋势。随着降粘剂HPAM/AOS浓度的升高，稠油乳状液中HPAM/AOS分子由水溶液本体迁移至油水界面的速率逐渐增大，油水界面上排列的HPAM/AOS分子数量逐渐增多，稠油-水界面张力显著降低，在HPAM/AOS降粘驱替流体的洗涤及机械冲击下，一部分表层稠油自稠油本体表面分化、脱落进入驱替液本体中，从而使稠油乳状液界面粘度显著降低。随着HPAM/AOS浓度的进一步升高，HPAM/AOS水溶液粘度逐渐增大，排列在稠油-水界面上的HPAM/AOS分子数量逐渐减小，HPAM/AOS降粘体系对稠油的洗脱能力下降，使得稠油乳状液的界面粘度逐渐升高，降粘剂降粘效果变差。
实施例9：
利用电稳定法测定了不同降粘剂浓度下HPAM及HPAM/AOS降粘体系的破乳电压，结果见图7。
采用电稳定性法，利用高分辨率Zeta电位分析仪，(型号：WALLIS，购自法国Cordouan公司)分别测量HPAM及HPAM/AOS水溶液-稠油乳液破乳电压，并以破乳电压作为评价指标分析对比两种乳液的稳定性，据此探究降粘剂HPAM/AOS分子结构的对其稠油乳状液稳定性的影响机理。实验中，高分辨率Zeta电位分析仪电压读数越大说明击穿界面膜的电压越大，界面膜越坚固，乳液越稳定。
利用电稳定法测定了不同降粘剂浓度下HPAM及HPAM/AOS降粘体系的破乳电压，结果如图7所示。根据图7，对比相同降粘剂浓度下HPAM及HPAM/AOS稠油乳状液的破乳电压发现，与HPAM相比，HPAM/AOS降粘体系破乳电压显著提高，说明HPAM/AOS具有更强的乳化能力，相较于大分子、亲水性聚合物HPAM，HPAM/AOS分子量较低、表面活性更强，可显著降低稠油乳液油水界面张力，从而维持乳液体系的稳定性。对比不同降粘剂浓度下，HPAM/AOS稠油乳状液的破乳电压发现，随着降粘剂浓度的上升，HPAM/AOS降粘体系破乳电压呈先增大后趋于不变最后逐渐减小的趋势，说明适当增加降粘剂HPAM/AOS浓度可显著提升其乳液稳定能力。低降粘剂加量下，乳状液液滴界面膜上的降粘剂分子排列不够致密，乳液液膜强度低，乳状液颗粒间发生碰撞时易聚并为大液滴，从而导致乳状液破乳、分层，乳液体系稳定性下降。随着稠油乳液中降粘剂浓度的上升，乳液颗粒外吸附的降粘剂密度逐渐增大，油水界面膜变得更致密，乳液液膜强度变大，乳状液电稳定性提高。当HPAM/AOS降粘剂浓度大于1wt％时，降粘体系水溶液粘度过大，降粘剂分子在溶液中迁移速率变慢，导致降粘剂分子在油水界面的吸附效率变低，油水界面上排列的降粘剂分子数量降低，从而使稠油乳状液稳定性下降，乳液破乳电压有所下降。

Claims (10)

1.一种稠油用聚合物降粘剂，其为疏水改性聚丙烯酰胺，具有式(I)的结构式：
其中，n代表聚丙烯酰胺单体总数，6万至10万，优选7万至8.5万；x代表丙烯酸单体数量，1万至4万，优选2万至3.5万；m疏水单体数量，0.4万至1.0万，优选0.6万至0.8万。
2.权利要求1所述的聚合物降粘剂，其特征在于在氧化还原引发体系作用下，由亲水性单体丙烯酰胺和疏水性单体α-烯烃磺酸钠在水溶液中发生无规共聚反应，生成所述聚合物降粘剂(HPAM/AOS)。
3.权利要求1或2所述的聚合物降粘剂，其为式(I)疏水改性聚丙烯酰胺进一步水解的产物，其具有式(II)的结构式：
其中，n和m具有上述的定义，x’代表丙烯酸单体数量，1.5万至6万，优选2.5万至5万，并且x’>x。
4.权利要求1或2所述的聚合物降粘剂的制备方法，其中所述方法包括以下步骤：
(1)将丙烯酰胺和α-烯烃磺酸钠溶于去离子水中形成水溶液，
(2)在升高的温度下，例如50-70℃下，将氧化还原引发体系加入所述水溶液并持续低速搅拌，获得所述式(I)的聚合物降粘剂。
5.权利要求5所述的制备方法，其中丙烯酰胺为15-40wt％，α-烯烃磺酸钠为5-15wt％，各自基于丙烯酰胺和α-烯烃磺酸钠的水溶液总重量计；
其中氧化还原引发体系为Na2S2O8/Na2SO3，其质量比例为1:1-2:1；
其中所述氧化还原引发体系的加入量为0.1-1.2wt％，优选0.3-0.7wt％，基于丙烯酰胺和α-烯烃磺酸钠的水溶液总重量计。
6.权利要求3所述的聚合物降粘剂的制备方法，其中所述方法包括以下步骤：
将作为水解剂的NaOH/Na2CO3的混合溶液与式(I)的聚合物降粘剂混合，在升高的温度下，例如70-90℃下水解，获得所述式(II)的水解的聚合物降粘剂。
7.权利要求6所述的制备方法，其中水解剂为NaOH与Na2CO3等质量比混合的液体，其总浓度为0.02-0.2wt％；
其中式(I)的聚合物降粘剂浓度的0.1-0.3wt％；
其中水解剂与HPAM/AOS的体积比为1-2:5-7。
8.权利要求1-3任一项所述的聚合物降粘剂用于稠油降粘的用途，其中所述用途包括：将浓度可为0.01-10wt％的式(I)或(II)的聚合物降粘剂，优选式(II)的聚合物降粘剂，溶于高矿化度地层水中，使稠油与其在地层温度下混合，而后将低粘水包油乳液驱替至采出井，运移至地面。
9.根据权利要求8所述的用途，其特征在于：所述高矿化度地层水矿化度含有NaCl为1-5×104mg·l-1、CaCl2或MgCl2均为1-3×104mg·l-1，总矿化度10-12×104mg·l-1；
所述稠油粘度为5000-12000mPa.s，其沥青质含量为0.5-1.3wt％，胶质含量为10-25wt％，蜡含量为3-5wt％，各自基于稠油总质量计。
10.根据权利要求8所述的用途，其特征在于：所述地层温度为50-70℃；
所述稠油与降粘液混合的油水比，按照质量计，为6-10:1-5，例如7:3。
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