脂肪醇醚硫酸钠/烷基苯磺酸盐复配体系在高盐油藏中的室内实验研究

2018-04-02吴一慧金庭浩殷洪斌殷洪新

精细石油化工进展 2018年1期

王　健，吴一慧，金庭浩，邓　虹，殷洪斌，殷洪新

1.长江大学石油工程学院，武汉 430100；2.中国石化石油工程地球物理有限公司江汉分公司，湖北潜江433100；3.中国石化江汉分公司，湖北潜江433123

在油田开发中，化学驱提高采收率技术在我国原油增产稳产方面发挥了巨大的作用[1]。以表面活性剂驱为主的化学驱中，油水界面张力是评价表面活性剂的重要指标之一，要将地层孔隙中残余原油有效驱替出，油水界面张力需降低至超低界面张力(<10-2mN/m)[2]。近年来原油开采向高盐油藏发展，表面活性剂驱技术想在高盐油藏中推广，势必对驱油用表面活性剂提出了更高的要求。

两性表面活性剂界面活性好、抗硬水能力强、不易受酸碱影响，但价格偏高；常规非离子表面活性剂虽抗盐性能优良，但对温度敏感；双子表面活性剂是近几年的研究热点，优点是抗盐性好、配伍性强、降低界面张力效果明显，缺点是原料价格高、提纯困难，且结构复杂的双子表面活性剂合成工艺复杂、重复性差[3-6]。

阴-非离子型表面活性剂是一种复合型表面活性剂，其分子结构中亲水链上具有阴离子与非离子基团两种不同性质的亲水基，使其兼具阴离子型和非离子型表面活性剂的优点，耐高矿化度地层水、配伍性能良好、不易受温度的影响，诸如聚醚硫酸钠、羧酸钠等表面活性剂，生产路线已成熟，并工业化生产。烷基苯磺酸盐是我国三次采油中最常用表面活性剂，原料来源广泛、成本低廉，但抗盐性能差。表面活性剂复配能表现出比单一表面活性剂更优越的性能，在化学驱提高采收率技术中具有巨大的应用前景[7]，而对烷基苯磺酸盐复配体系的研究更多是与羧酸盐、碱或非离子型表面活性剂进行复配[8-11]，与阴-非离子型表面活性剂复配的研究并不多[12-13]。因此，笔者研究了阴-非离子型表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)与阴离子表面活性剂烷基苯磺酸钠的复配体系在高盐条件下的适用性，并考察了复配比例、浓度、矿化度及石英砂吸附对油水界面张力的影响，该研究旨在为低成本表面活性剂复配体系在高盐油藏的开采中提供一定的实验数据参考。

1　实验

1.1　原料与仪器

烷基苯磺酸盐SAS，实验室自制；阴-非离子表面活性剂AES，郑州科奇化工产品有限公司；氯化钙，分析纯；油样，X油田脱气原油；实验水样，模拟地层水，总矿化度为62 517 mg/L，其中Na++K+30 915 mg/L，Ca2++Mg2+276 mg/L。

TX-500C全量程旋转滴界面张力测量仪，美国CNG公司；S10-3型恒温磁力搅拌器，上海司乐仪器有限公司；HH型恒温水浴锅，江苏金坛金城国盛仪器厂；FA2004B型电子天平，上海佑科仪器仪表有限公司。

1.2　表面活性剂溶液的配制

用去离子水配制各表面活性剂的母液备用(2.5%SAS，5.0%AES)，对于复配体系，计算好体积后分别按照比例用移液管移取各组分至25 mL容量瓶中，再加入模拟地层水至刻度线，定容，静置一定时间后查看稳定性，观察是否有沉淀。

1.3　界面张力的测定

采用TX-500C旋转滴界面张力仪测定油水界面张力，测定油滴长度(L)和高度(D)后由电脑自动计算结果。文中涉及的界面张力值均为平衡值，实验温度(45±1) ℃，转速5 000 r/min。

1.4　石英砂吸附实验

将石英砂(20～40目)洗净后放入100 ℃烘箱中，烘干，放入干燥器中，冷却至室温，反复3次。按照固液质量比为1∶5比例混合，恒温45 ℃搅拌吸附，每隔12 h取溶液测定一次界面张力，共测定6次。

2　结果与讨论

2.1　AES与SAS的协同效应

将AES与SAS按照不同质量比进行复配，测定不同AES/SAS总加量(质量分数；下同)下的油水界面张力，结果见图1。

图1　AES/SAS复配体系界面张力

从图1看出，AES/SAS复配体系在较宽范围内产生了良好的协同作用，且在m(AES)∶m(SAS)为1.0∶1.2～2.0∶1.0，总加量为0.05%～0.70%，油水界面张力降至10-3mN/m数量级，随着复配比中AES比例增加，界面张力逐渐升高。分析认为AES亲水性较强，SAS亲油性强，表面活性剂分子在界面上插入深浅不同，形成的混合胶束比其中单一表面活性剂形成的胶束亲水基团间的斥力更小，且在高矿化度地层水中大量的Na+会吸引两者离子基团，大大削弱亲水基团间斥力，使之形成混合胶束紧密的吸附于油水界面，产生了良好的协同效应；然而随着AES比例的提高，吸附于界面上的SAS分子减少，此时溶液中过多的AES分子中聚氧乙烯链的空间位阻效应反而不利于形成结构紧密的混合胶束，导致界面活性变差。从实验现象发现，m(SAS)∶m(AES)>1.4∶1.0时，复配体系在静置若干时间后产生了组分分离现象，当m(SAS)∶m(AES)达1.8∶1.0以上时，复配体系产生明显的沉淀。

2.2　AES/SAS复配体系与原油间的动态界面张力

油水间界面张力会随着时间不断变化直至平衡为止，因此，测量界面张力时，表面活性剂在油水界面的吸附量变化可通过动态界面张力反映[14]。选取几组实验数据考察动态界面张力随时间变化，结果见图2。

图2　AES/SAS复配体系动态界面张力变化

从图2看出，油水界面张力在初始10 min内变化较大，一些体系瞬时界面张力可达10-4mN/m数量级，15 min后界面张力趋于平衡。m(AES)∶m(SAS)=1.0∶1.0时，界面张力变化趋势是先减小后增大再平衡；而m(AES)∶m(SAS)为2.0∶1.0时，界面张力却是逐渐上升后再平衡。在总加量为0.5%，质量比为2.0∶1.0时，即使初始界面张力达到超低，最终无法维持在10-3mN/m，在界面张力仪中通过图像可看出油滴先拉长后“蜷缩”的现象，界面张力无法稳定在10-3mN/m，说明油滴被驱出后仍易被滞留在地层中。

2.3　矿化度对界面张力的影响

从上述实验结果看出，复配体系能在高盐条件下与原油形成超低界面张力，但在油田实际应用中，地层水矿化度是变化的，而磺酸盐阴离子表面活性剂易与地层中Ca2+结合产生沉淀堵塞地层，不仅对地层造成损害，且影响驱油效率。实验选取m(AES)∶m(SAS)为1.2∶1.0，1.0∶1.0,总加量为0.3%的复配体系作为研究对象，在溶液中加入单一无机盐NaCl，考察Na+浓度对复配体系油水界面张力的影响；用氯化钙调节模拟地层水中Ca2+浓度，考察Ca2+浓度对复配体系油水界面张力的影响，结果分别见图3和图4。

图3　Na+浓度对界面张力的影响

图4　Ca2+浓度对界面张力的影响

从图3看出，复配体系在较高矿化度下能产生良好的界面活性，当NaCl浓度为20 000 mg/L时，界面张力为6.57×10-3mN/m，随着NaCl浓度增加，界面张力先下降后上升，但在(2～14)×104mg/L条件下界面张力仍达10-3mN/m数量级，且m(AES)∶m(SAS)=1.0∶1.2，矿化度为60 000 mg/L时，界面张力达10-4mN/m数量级，为该体系的最佳盐含量；当m(AES)∶m(SAS)升至1.0∶1.0时，最佳盐含量随之升高，约为80 000 mg/L。从图4看出，复配体系抗Ca2+能力优良，m(AES)∶m(SAS)=1.0∶1.2时，能在Ca2+浓度800 mg/L形成超低界面张力，随着AES比例增加，复配体系在Ca2+浓度达1 000 mg/L时，界面张力最终平衡值为9.8×10-3mN/m。实验过程中发现两种复配体系在矿化度14×104mg/L下静置10 h后，m(AES)∶m(SAS)=1.0∶1.2的体系出现组分分离现象，而m(AES)∶m(SAS)=1.0∶1.0的体系仍澄清，说明AES的加入不仅能显著增强体系的抗盐性能，还具有良好的溶解性。

2.4　石英砂吸附试验

在化学驱过程中，表面活性剂在地层中会有一定程度的损失，导致有效含量降低，影响驱油效率。选取复配体系总加量为0.3%，m(AES)∶m(SAS)为1.0∶1.2，1.0∶1.0为研究对象，恒温45 ℃进行石英砂吸附实验，结果见图5。

图5　复配体系界面张力随吸附时间变化

从图5看出，复配体系混合吸附36 h后，界面张力均趋于平衡状态，在与石英砂混合搅拌72 h，界面张力仍达10-3mN/m数量级；另可看出，复配体系组分比例不同，油水界面张力变化幅度也不同。

3　结论

1)阴-非离子型表面活性剂AES与烷基苯磺酸盐SAS复配后可产生较强的协同效应，在不加碱条件下迅速地在m(AES)∶m(SAS)为(1.0∶1.2)～(2.0∶1.0)，总加量为0.05%～0.70%的范围内，达到10-3mN/m超低界面张力。m(AES)∶m(SAS)最佳复配比为1.0∶1.2，总加量为0.3%。

2)m(AES)∶m(SAS)=1.0∶1.2时，最佳盐浓度为6×104mg/L，在NaCl浓度为14×104mg/L或Ca2+浓度为800 mg/L时，界面张力仍能达到10-3mN/m，对复配体系中AES比例适量增加能继续提高复配体系的抗盐性。

3)盐浓度对复配体系具有一定的影响，且该体系适合用于高矿化度油藏，可根据实际情况调整两种表面活性剂的比例。

4)AES/SAS复配体系能在高矿化度、低加量条件下形成超低界面张力，且通过复配避免了复杂结构表面活性剂的合成，减少了成本，在高盐油藏化学驱提高采收率方面具有重要的实际意义。

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