一种乳液型油田解堵洗油剂的研制及其性能评价*

张丽平，邹 剑，张 璐，符扬洋，高 尚，刘长龙，杨红斌

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300459；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

渤海油田S 区块采油井普遍存在结垢堵塞现象。在水驱油井开发中后期，综合含水率升高，地层水与注入水不配伍，地层水与注入水在油层混合时往往产生悬浮固体；注入水中含有一定悬浮固体，也会形成无机垢［1］；此外，由于地层温度、压力等变化，原油中的石蜡、胶质和沥青质会析出并吸附在无机垢上形成含油堵塞物［2］，导致采油井采收率降低［3-4］。通过对渤海油田S 区块采油井堵塞物成分分析发现，该堵塞物多为高含油垢，垢中吸附着胶质沥青质以及重质原油。对于这种堵塞物，通常采用单一洗油剂进行处理，但其处理效果有限［5-6］。现在常用的油污清洗剂是表面活性剂和萃取剂，表面活性剂有较好的乳化能力和界面活性，但洗油效果较差；常用萃取剂为油溶性，洗油效果好，但使用不安全且成本高［7-8］。基于此，本文提出使用低浓度萃取剂和表面活性剂复配形成一种乳液型洗油剂，测试其配伍性、稳定性以及洗油效率，并分析其洗油机理。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

十二烷基硫酸钠，化学纯，国药集团化学试剂有限公司；十二烷基磺酸钠、油酸钠、芥酸酰胺丙基羟磺基甜菜碱、十六烷基二甲基甜菜碱、十六烷基三甲基溴化铵，分析纯，国药集团化学试剂有限公司；癸基葡萄糖苷、月桂基葡糖苷，分析纯，山东优索化工科技化工有限公司；甲醇、石油醚、二甲苯、丙三醇、正丁烷、异丙醇、乙醇、正庚烷、丙酮、正丁醇，分析纯，国药集团化学试剂有限公司；聚氧乙烯辛基苯酚醚-10（OP-10，99%），分析纯，山东莱阳市双双化工有限公司；蒸馏水，实验室自制；石英砂，100 目，巩义市旭宏净水材料有限公司；原油，取自渤海油田S区块，黏度112 mPa·s（60℃）。

JZHY-180表面张力仪，承德鼎盛试验机检测设备有限公司；TX-500 界面张力仪，美国科诺公司；SL200KS接触角 ＆ 界面张力仪，美国科诺公司。

1.2 实验方法

1.2.1 界面张力测试

在60℃下，采用TX-500 界面张力仪测定表面活性剂溶液与原油间的界面张力。当连续3次读数之差在10-3mN/m 之内时，即可认为测定的体系已经达到平衡状态［9］，记录最终的界面张力。

1.2.2 接触角测定

利用SL200KS 接触角 ＆ 界面张力仪，首先测试蒸馏水在不同岩心表面的接触角；然后将岩心分别在25℃和60℃下用待测溶液浸泡24 h，取出岩心烘干，再次测试蒸馏水在岩心表面的接触角［10］。

1.2.3 模拟油砂制作

将原油与石英砂按照质量比为1∶5搅拌均匀制备油砂，放入60℃烘箱中熟化24 h，取出密封备用，模拟油井堵塞物。

1.2.4 洗油效率测定

将30 mL的质量分数10%的待测溶液倒入塑料试管中，放入2 g 的油砂（初始油砂含油量为0.33 g），均匀震荡5 次后，放入60℃烘箱静置，24 h 后取出油砂，并用蒸馏水过滤洗涤3次，烘干后称油砂质量m1，根据式（1）计算洗油效率f。

1.2.5 配伍性测定

将待测溶液充分震荡后放置在60℃的烘箱中，定期观察溶液是否有杂质析出，若无杂质析出则配伍性良好。

2 结果与讨论

2.1 表面活性剂的筛选

通过测量不同表面活性剂的界面活性、洗油性能以及润湿性，优选出性能较好的表面活性剂。

2.1.1 界面活性

界面张力是衡量表面活性剂洗油能力的重要指标之一。一般情况下，油水界面张力越小，地层原油越容易被驱替出来。研究表明，洗油性能较好的表面活性剂溶液与原油间的界面张力大多可降至超低界面张力（10-3mN/m）［11-12］。

图1为60℃下质量分数2%的癸基葡糖苷溶液与原油之间界面张力。可以看出，在5数15 min内，界面张力随时间变化较大；20 min后，油水界面张力趋于平稳，最终维持在10-3mN/m左右。60℃时，质量分数为2%的不同表面活性剂溶液与原油之间的平衡界面张力见表1。从表1可以看出，芥酸酰胺丙基羟磺基甜菜碱、十六烷基二甲基甜菜碱、十六烷基三甲基溴化铵、癸基葡糖苷和OP-10 的界面活性较好，溶液与原油间的界面张力在10-3mN/m 的超低数量级。

图1 质量分数2%的癸基葡糖苷溶液与原油之间界面张力随时间变化（60℃）

表1 质量分数2%的不同表面活性剂溶液与原油之间的界面张力（60℃）

2.1.2 洗油性能

质量分数2%的不同的表面活性剂溶液对模拟油砂的洗油效率如表2。可以看出，单一表面活性剂对油砂的洗油效率比较低，洗油效率相对较好的表面活性剂有十六烷基三甲基溴化铵、癸基葡糖苷以及OP-10，这3 种表面活性剂对油砂的洗油效率在25%以上，且这3 种表面活性剂溶液与原油间的界面张力很低，因此对这3 种表面活性剂进行润湿性测试。

表2 60℃时，不同表面活性剂对模拟油砂的洗油效率

2.1.3 润湿性

表面活性剂吸附到岩心表面可以改变岩心的表面润湿性［13］。分别在25℃和60℃下测定蒸馏水在经质量分数2%的表面活性剂溶液浸泡处理过的岩心表面的润湿角，结果见表3。由表3可知，3 种表面活性剂对岩心都具有很好的反转润湿性，岩心表面润湿性由亲油性转变为亲水性，有助于堵塞物从地层表面脱离，从而进行油污清洗以及进一步的解除堵塞物。

表3 经不同表面活性剂处理后岩心的润湿性变化

2.2 萃取剂的筛选

质量分数为10%的不同萃取剂对油砂的洗油效率如表4所示。可以看出，单一萃取剂高于单一表面活性剂的洗油效率，其中洗油效率较高的是石油醚和二甲苯，洗油效率在80%左右。

将二甲苯和石油醚按不同比例进配制成质量分数为10%的溶液，然后进行洗油效率测试，结果见表5。由表5可见，复配萃取剂体系对油砂的洗油效率均达到85%左右，大于单一萃取剂的洗油效率。从成本方面考虑，最终确定萃取剂石油醚、二甲苯的复配比为4∶1。

2.3 乳液型洗油剂的研发及性能评价

在2%二甲苯+8%石油醚的复配萃取剂体系中加入2%的十六烷基三甲基溴化铵、癸基葡糖苷或OP-10配制成乳液型洗油剂，所配制的乳液型洗油剂对油砂的洗油效率分别为95.8%、96.2%和95.5%。

表4 不同萃取剂对油砂的洗油效率（60℃）

表5 复配萃取剂体系对油砂洗油效率（60℃）

2.3.1 乳液型洗油剂的配伍性

洗油剂的配伍性包括洗油剂自身的稳定性、与地层水的配伍性和与地层原油的配伍性［15］。

（1）洗油剂自身的稳定性

按照配方2%二甲苯+8%石油醚+2%十六烷基三甲基溴化铵（或癸基葡糖苷或OP-10）配制的洗油剂体系（以下用表面活性剂命名洗油剂体系），充分震荡后放置在60℃的烘箱中，观察发现，十六烷基三甲基溴化铵体系自身稳定性能较差，从第3 d 开始即析出白色沉淀；而癸基葡糖苷和OP-10 两种体系的自身稳定性良好，均澄清无沉淀。

（2）与地层水的配伍性

将模拟地层水与洗油剂分别按10∶1和1∶10混合，充分震荡后放入60℃烘箱中，放置24 h，观察发现，3 种洗油剂体系均无沉淀和分层现象，说明这3种体系与地层水的配伍性良好。

（3）与地层原油的配伍性

将原油与洗油剂按照体积比1∶1 混合，充分震荡后放在60℃烘箱中，在24 h 内观察油水分层状况。通过实验发现，这3 种体系与原油形成的乳状液很快分层，但轻微震荡后会重新形成乳状液，说明这3种洗油剂与地层原油配伍性良好。

2.3.2 乳液型洗油剂的稳定性

在60℃下，配方为2%二甲苯+8%石油醚+2%十六烷基三甲基溴化铵（或癸基葡糖苷或OP-10）的洗油体系与原油间的界面张力随测试时间的变化见图2。可以看出，随着时间的延长，OP-10 洗油剂体系油水界面张力没有发生明显变化，两周内的油水界面张力均可以保持在10-2mN/m 以下，而癸基葡糖苷和十六烷基三甲基溴化铵洗油体系的油水界面张力明显增长，说明OP-10 体系的稳定性良好。因此最终乳液型洗油剂的配方确定为：2%二甲苯+8%石油醚+2%OP-10，该体系具有良好的洗油解堵效果，在油田及矿场具有良好的推广应用价值。

图2 3种洗油体系与原油间的界面张力随时间变化（60℃）

2.3.3 乳液型洗油剂的洗油机理分析

在溶液中表面活性剂将萃取剂分子包裹住，亲水头基向外而疏水尾链插入到萃取剂分子中，如图3所示，形成“水包芳烃型乳状液”。在对含油堵塞物进行解堵时，洗油剂中的表面活性剂可以降低油水界面张力，增加毛管数，并改变润湿性，使得原油从堵塞物中脱离，增加流体的流动性［14］，而萃取剂可通过相似相溶的原理对油污起到溶解分散作用，两者复配后表面活性剂可以促进萃取剂更好地进入含油堵塞物内，洗油更彻底。

图3 洗油剂中的分子结构

3 结论

单一表面活性剂洗油效率较低，均在30%以下；单一萃取剂洗油效率较高，最高可达80%左右。将表面活性剂OP-10 与洗油剂二甲苯、石油醚复配得到的配方为2%二甲苯+8%石油醚+2%OP-10的乳液型洗油剂的配伍性、稳定性良好，对油砂的洗油效率达95.5%。该乳液型洗油剂中的表面活性剂可以促进萃取剂更好地进入堵塞物内，从而使得洗油更彻底。