烷基芳基磺酸盐与其他表面活性剂的配伍性研究

2020-04-28陈思宇邓占鑫

石油化工 2020年3期

闫磊，崔丹，徐祯，陈思宇，邓占鑫，丁伟

（1. 北京大学政府管理学院，北京 100871；2.东北石油大学化学化工学院，黑龙江大庆 163318；3.石油与天然气省化工重点实验室，黑龙江大庆 163318；4.黑龙江信维源化工有限公司，黑龙江安达 151400）

三元复合驱技术是一种在注入水中加入碱、表面活性剂和聚合物形成三元复合体系，从而提高原油采收率的方法［1］。三元复合驱油体系可提高原油采收率15%～28%［2］。我国各油田开展了多个三元复合驱先导实验和矿场应用试验［3］，2014 年大庆油田实现了大规模矿场应用，但三元复合驱也暴露出许多问题［4］。三元复合驱产出液严重乳化，给后续破乳和脱水工艺带来很大负担，这些主要是碱的存在造成的。因此，发展无碱二元复合驱技术势在必行。

烷基芳基磺酸盐（XWY）是应用较广泛的驱油用表面活性剂，多用于强碱、弱碱三元复合驱体系［5-7］。脂肽类生物表面活性剂（HLZT）价格低廉、配伍性好、乳化性能较强，但单独用于复合驱效果并不理想。腰果酚磺丙基甜菜碱两性表面活性剂（XCBS）［8-9］具有耐温抗盐等特点。为降低复合驱成本，提升生物表面活性剂的性能［10-11］，需研发二元复合驱采油复配体系。

本工作采用XWY，HLZT，XCBS 三种表面活性剂复配制备了一系列表面活性剂体系，考察了表面活性剂与聚合物二元复合驱油体系的性能。

1 实验部分

1.1 试剂和仪器

XWY：工业品，有效物含量50%±2%（w），黑龙江信维源化工有限公司；XCBS：工业品，有效物含量40%±2%（w），黑龙江信维源化工有限公司；HLZT：工业品，有效物含量50%（w），大庆华理生物技术有限公司；聚丙烯酰胺：工业品，相对分子质量2.5×107，固含量90%（w），中国石油大庆炼化公司；原油：中国石油大庆油田采油四厂脱水脱气原油；实验用水：大庆油田采油四厂回注污水，使用前经0.2 μm 微孔过滤。

HT-Ⅱ型自动混调器：海安县石油科研仪器有限公司；TX-500C 型全量程旋转滴界面张力仪：北京盛维基业科技有限公司；ty-2c 型岩心夹持器：海安县石油科研仪器有限公司；岩心：气测渗透率约为300×10-3μm2，规格为4.5 cm×4.5 cm×30 cm 贝雷岩心。

1.2 表面活性剂复配体系的制备

前期对XCBS 研究发现，XCBS 在高温、高矿化度等苛刻油藏条件下具有很好的界面张力，但对大庆油田的地质条件效果却不理想［12-17］。基于前期的研究［18］，将XCBS 与XWY 和HLZT 组成复配体系，研究XCBS 用于无碱二元复合驱油体系的性能。以m（XWY）∶m（HLZT）=1∶1 复配体系E 为基础［20］，将复配体系E 与XCBS 进行了复配。

将复配体系E 与XCBS 按照质量比9∶1，8∶2，7∶3，6∶4，5∶5 进行复配（复配体系分别记作F，G，H，M，N），然后在恒温45 ℃下，测定原油和不同表面活性剂体系之间的界面张力，筛选出界面张力合格的配方。确定4 个标准检测点，其中，表面活性剂和聚合物的质量含量分别为：1）0.30%的表面活性剂有效浓度，0.12%聚合物；2）0.20%表面活性剂有效浓度，0.08%聚合物；3）0.10%表面活性剂有效浓度，0.04%聚合物；4）0.05%表面活性剂有效浓度，0.04%聚合物。

1.3 界面张力测定

按照中国石油天然气行业标准SY/T 5370—1999《表面及界面张力测定方法》［19］测试原油与表面活性剂溶液间的界面张力随时间的变化及平衡界面张力。

1.4 乳化性能评价

乳化性能评价步骤为：1）按体积比为6∶4，向100 mL 比色管中加入3 g/L 的表面活性剂水溶液和原油，密封放置在45 ℃恒温烘箱中恒温20 min；2）将装有上述溶液的比色管上下振荡200次，至两相混合均匀，形成乳化液；3）将比色管放置在45 ℃恒温烘箱中恒温12 h，测量油水分离后两相的体积，以分离后的油水体积比表征表面活性剂体系对原油的乳化能力［20］。

1.5 驱油效果评价

驱油效果评价方法为：1）将岩心注入岩心夹持器，检测不漏气后抽真空4 h，饱和现场回注污水，测孔隙体积；2）将岩心置于45 ℃恒温箱中加热15 h；3）将岩心饱和原油，置于45 ℃恒温箱中加热20 h；4）以0.3 mL/min 的驱替速度水驱油至模型出口含水98%（w），计算水驱采收率；5）注入化学剂段塞，继续水驱至出口含水率达98%（w）时结束，计算化学驱采收率。

2 结果与讨论

2.1 界面张力测定结果

表1 为三种表面活性剂复配体系2 h 的平衡界面张力。由表1 可知，三种表面活性剂复配的F，G，H，M，N 体系2 h 的平衡界面张力均达到了10-3数量级，但三种表面活性剂复配H 体系的界面性能最好，最低点达到0.92×10-3mN/m，而F 和N体系的界面张力较差，这可能是由于XCBS 的亲油性较大，低比例的F 体系和高比例的N 体系中，三种表面活性剂的配伍性欠佳，所以造成了界面张力性能变差。因此，选择三种表面活性剂复配的H体系作为后续研究使用的表面活性剂。

表1 三种表面活性剂复配体系2 h 平衡界面张力Table 1 Equilibrium interfacial tension of three kinds of surfactant compound system in 2 h

2.2 复配表面活性剂H 与聚合物二元复合驱油体系性能评价

将聚丙烯酰胺配制成质量浓度为1 200 mg/L的溶液，考察不同含量H 的二元复合驱油体系的界面张力，实验结果见图1。由图1 可知，表面活性剂H 在0.05%～0.60%（w）范围内均可以形成超低界面张力。

图1 不同含量复配表面活性剂H 的二元复合驱油体系的界面张力Fig.1 Interfacial tension of binary compound flooding system with mixed surfactants H of different concentration.H concentration(w)/%：● 0.05；■ 0.10；▲ 0.20；▲ 0.30；◆ 0.40；○ 0.50；□ 0.60

复配表面活性剂H 的含量固定为0.3%（w），测定不同质量浓度聚合物二元驱油体系的界面张力，实验结果见图2。从图2 可看出，聚合物质量浓度在400 ～1 600 mg/L 之间时二元驱油体系的界面张力均达到了10-3mN/m，但当聚合物质量浓度为2 000 mg/L 时，体系界面张力仅为10-2数量级。这是因为聚合物质量浓度过高时，体系黏度较大，束缚了表面活性剂向油水界面的运动，导致油水界面上表面活性剂不足以形成紧密排列，使得体系界面张力升高。

图2 不同质量浓度聚合物二元复合驱油体系界面张力Fig.2 Interfacial tension of binary compound flooding system with polymer of different mass concentration.Polymer concentration/(mg·L-1)：● 400；◆ 800；▲ 1 200；▲ 1 600；■ 2 000

剪切条件为20 000 r/min，时间为15 s，将试样密封保存在45 ℃恒温烘箱中，定期取出测定体系的表面张力，实验结果见图3。从图3 可看出，复配表面活性剂H 含量为0.20%（w）和0.30%（w）的二元复合驱油体系，在90 d 内剪切前后的界面张力均在超低界面张力范围之内，说明体系的界面张力稳定性良好。从图3 还可看出，剪切后体系的界面张力有下降的趋势，这是因为剪切后复合驱油体系的黏度降低，有利于表面活性剂在油水界面的吸附排列。

大庆油田地层的平均温度为45 ℃，但在注入井的近井地带，地层温度稍低一些，考察了温度对二元驱油体系界面张力的影响，实验结果见图4。由图4 可看出，在35 ℃下，体系的界面张力均没有达到超低界面张力，而在45 ～55 ℃温度范围内，体系的界面张力均可达到超低界面张力。这是因为温度较低时表面活性剂的溶解性相对较差，在驱油体系中起不到应有的效果，当温度升高时，表面活性剂的溶解性变好，且界面张力有随温度升高而降低的趋势。

图3 剪切对二元复合驱油体系界面张力的影响Fig.3 Effect of shear on interfacial tension of binary compound flooding system.Before the shear：● 0.20%(w)H surfactant；■ 0.30%(w)H surfactantAfter the shear：▲ 0.20%(w)H surfactant；◆ 0.30%(w)H surfactant

图4 温度对二元复合驱油体系界面张力的影响Fig.4 Effect of temperature on interfacial tension of binary compound flooding system.Temperature/℃：■ 35；● 45；▲ 55

考察了二元复合驱油体系的稳定性，实验结果见图5。从图5 可看出，在表面活性剂含量为0.10%～0.30%（w）时，二元复合驱油体系稳定90 d 后界面张力均能够保持在10-3mN/m。

图6 为二元复合驱油体系黏度稳定性曲线。由图6 可见，二元复合驱油体系的黏度比相同质量浓度聚合物溶液的黏度偏低，但二元复合驱油体系90 d 内黏度的保留率均在80%以上，而聚合物溶液黏度则下降近40%。

在恒温45 ℃的条件下，将原油与二元复合驱油体系按体积比为15 的比例混合乳化，根据不同时间的析出水量确定乳化性能，实验结果见表2 和图7。

图5 二元复合驱油体系界面张力的稳定性Fig.5 Interfacial tension stability of binary compound flooding system.■ Polymer 1 200 mg/L，H surfactant 0.10%(w)；● Polymer 1 200 mg/L，H surfactant 0.20%(w)；▲ Polymer 1 200 mg/L，H surfactant 0.30%(w)

图6 二元复合驱油体系黏度的稳定性Fig.6 Viscosity stability of binary compound flooding system.■ Polymer 1 200 mg/L；● Polymer 1 200 mg/L，H surfactant 0.10%(w)；▲ Polymer 1 200 mg/L，H surfactant 0.20%(w)；▲ Polymer 1 200 mg/L，H surfactant 0.30%(w)；◆ Polymer 1 200 mg/L，H surfactant 0.40%(w)

表2 不同时间的析出水量Table 2 Amount of precipitated water at different times

图7 乳化实验照片Fig.7 Photos of emulsification experiment.Time：a 40 min；b 2 h；c 6 h；d 12 h；e 24 h

从表2 和图7 可看出，随着表面活性剂含量的增加，乳化性能变好。当表面活性剂含量为0.30%（w）时，体系24 h 的析出水量仅有10 mL，但当表面活性剂含量为0.05%（w）和0.10%（w）时，体系在12 h 时已完全破乳。

采用80 ～120 目的天然油砂，按照油砂与复合体系固液比为1∶9 混合后，在45 ℃下恒温振荡24 h，经过离心分离，取部分上层清液，测定体系的界面张力；再将剩余上层清液与新油砂重新按油砂与复合体系固液比为1∶9 混合，按照相同的条件继续进行下一次吸附实验，连续重复上述实验步骤，直至界面张力达到10-2数量级，实验结果见图8。由图8 可看出，二元复合驱油体系在经过4 次吸附过程后，界面张力能达到10-2数量级，满足了二元复合驱油体系抗吸附性要求。

利用0.30%（w）H 表面活性剂与聚合物组成的二元驱油体系，在贝雷岩心上进行驱油实验，实验结果见表3。

图8 二元复合驱油体系吸附界面张力曲线Fig.8 Adsorption interfacial tension curves of binary compound flooding system.■ First time adsorption；● Second times adsorption；▲ Third times adsorption；▲ Fourth times adsorption

表3 二元复合驱驱油实验结果Table 3 Results of binary compound flooding test

由表3 可看出，在水驱过后，转注0.3 PV 的H 表面活性剂二元复合驱油体系段塞可提高采收率，体系的最终采收率可达63.9%。

图9 为贝雷岩心驱油压力、含水率和采出率的变化曲线。从图9 可看出，岩心出口含水率达98%左右时，原油采出率可达到43.8%，在注入了二元复合体系之后，含水率明显下降，在驱替前的原油不断采出的同时，含水率仍有缓慢上升的趋势。采出率上升最为明显的阶段即是在采出液的含水率下降幅度最大的阶段。由此可看出，随二元复合体系中表面活性剂含量的增加，驱油效率增加。从图9 注入压力曲线可看出，注入压力高则岩心采收率也高，随二元复合体系中表面活性剂含量的增加，注入压力增大，这是因为二元复合驱体系中的聚合物在岩心孔隙中的吸附、滞留、捕集作用强，因此扩大波及体积效果更强。

图9 贝雷岩心驱油压力、含水率和回收率的变化曲线Fig.9 Variation curves of oil flooding pressure，moisture content and recovery rate of the Berea core.▲ Recovery rate；● Moisture content；■ Pressure