高含蜡原油驱油用表面活性剂的室内性能评价

杨姗 吴庆凯 丁锡刚 李金平 胡朋朋（山东新港化工有限公司，山东东营257000）

0 引言

原油是一种由蜡晶、胶质、沥青质和液态油等组成的复杂混合物，随着原油的开采，高含蜡比例增多，蜡晶之间形成的三维网状结构给原油开采、运输等带来很大的困难，尤其是对于高含蜡原油的开采方面，对驱油剂的性能要求原来越苛刻。利用表面活性剂降低表面张力、提高毛细管数的表面活性剂驱技术行之有效，已成为使用范围广且最具发展前景的技术[1-11]。

在前期研究的基础上，结合油田实际技术需求，笔者研发了一种表面活性剂复配体系，优选磺酸盐类和脂肪醇聚氧乙烯醚表面活性剂进行复配，另外针对原油中高含蜡特征，加入一定比例的水溶性降凝剂，其对蜡晶的形成有一定的抑制作用，从而有效促进油水界面张力的降低，满足了提高高含蜡原油采收率的技术需要。

1 实验部分

1.1 实验用品

1.1.1 实验原料（见表1）

表1 主要实验原料一览表

1.1.2 实验仪器（见表2）

表2 主要实验仪器一览表

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1.2 性能评价

1.2.1 油水界面张力测定

用注入水配制0.1%～0.6%一系列的表面活性剂溶液，用TX-500 旋转滴超低界面张力仪（密度差△ρ=0.15，转速T=5000r/min），在地层温度下（70℃）测定溶液和实验脱水原油的界面张力，取不同时间段的界面张力值。

1.2.2 吸附稳定性测试

用注入水配制0.3%表面活性剂溶液90g，与30.0g模拟地层砂混合，放入恒温水浴（地层温度70℃）中振荡3天，每天测试吸附后的表面活性剂溶液与原油间的界面张力。

1.2.3 热稳定性

用注入水配制0.3%表面活性剂溶液100.0g，放入恒温干燥箱（地层温度70℃）中恒温老化30天，测定不同老化时间的表面活性剂溶液与原油间的界面张力。

1.2.4 抗钙能力测定

抗钙用模拟盐水：在1000mL 注入水中加入0.2769g 的Ca⁃Cl2。

用抗钙模拟盐水配制0.3%的表面活性剂溶液100.0g，搅拌均匀后记录溶液实验现象，并在地层温度70℃下用旋转滴界面张力仪测定样品溶液与实验原油间的界面张力。

1.2.5 聚合物配伍性

称取表面活性剂体系样品0.3g，加入63.7g 注入水，搅拌15min 后，再加入1800ppm 聚合物母液36.0g，继续搅拌30min，用旋转滴界面张力仪测定所得样品溶液与实验原油的界面张力。

1.2.6 洗油试验

（1）将模拟地层砂与实验脱水原油按质量比4：1混合，放入烘箱中（地层温度70℃）恒温老化7天，每天搅拌一次，使油砂混合均匀；

（2）称取老化好的油砂5.000g放至锥形瓶中称重得m1；

（3）用注入水配制0.3%的表面活性剂溶液50.0g，加入到称量好的油砂中，充分混合后在地层温度下静置48h；

（4）将静置后的样品溶液中漂浮的原油及瓶壁上粘附的原油用干净棉纱蘸出，并倒出表面活性剂溶液，接着将锥形瓶置于100℃烘箱中烘至恒重，称重得m2；

（5）使用沸程90～120℃的石油醚对恒重后的样品进行原油洗脱，直至石油醚无色；

（6）将洗脱尽原油的锥形瓶置于120℃烘箱中烘至恒重，称量得m3；

（7）按下式（1）计算原油洗脱率：

式中：

σ—原油洗脱率，%；

m1—洗油前锥形瓶与地层砂总质量，g；

m2—洗油后锥形瓶与地层砂质量，g；

m3—锥形瓶与洗净后地层砂质量，g。

2 结果与讨论

2.1 油水界面张力

0.1%～0.6%一系列的表面活性剂溶液与原油间的界面张力随时间、浓度的变化关系，测试结果见图1。

图1 不同浓度的表面活性剂与原油间的界面张力值

由图1 可知，该驱油体系具有较宽的浓度使用窗口，在70℃、8000mg/L矿化度下，0.1%～0.6%的浓度都可以使油水界面张力降到10-3mN/m，且随着浓度达到0.3%以上，最终稳定后的油水界面张力可达到10-4mN/m，浓度再增大则对最终的界面张力值影响不是很明显。

2.2 吸附稳定性

表面活性剂经过岩石吸附后，剩余量是否还能有效降低油水界面张力，这将直接影响驱油效果，因此，使用模拟地层砂进行驱油表面活性剂体系的吸附稳定性测试。结果见图2。

图2 油水界面张力随吸附时间的变化

由图2可知，随着吸附时间变长，界面张力值降低的幅度变缓慢，但表面活性剂体系溶液被模拟地层砂吸附3天后，油水界面张力仍能降至10-4mN/m，这表明该驱油体系抗吸附稳定性比较强，天然岩石对其吸附损耗较小，对降低油水界面张力影响不大。

2.3 热稳定性

在地层温度70℃下，测定不同老化时间的表面活性剂溶液与原油间的界面张力，结果如图3所示。由图3可知，随着老化时间延长，油水界面张力变化不是很大，均能够达到10-3mN/m，这说明该表面活性剂体系热稳定性较好，在地层温度下化学稳定性好，可以较长时间地保持良好驱油效果。

图3 油水界面张力老化稳定性

2.4 抗钙能力

图4 Ca2+对油水界面张力的影响

用抗钙模拟盐水配制0.3%的表面活性剂溶液，搅拌均匀后无沉淀生成，在地层温度70℃下测定样品溶液与实验原油间的界面张力，并与未加Ca2+的测试进行对比，如图4所示。从对比结果来看，加入100mg/L 的Ca2+对油水界面张力的影响不是很大，半小时内界面张力也能够降到5×10-3mN/m 以下，表明该表面活性剂体系具有较强的抗钙能力。

2.5 聚合物配伍性

图5 表面活性剂体系与聚合物的配伍性

0.3%的表面活性剂体系与1800ppm 聚合物母液的混合溶液，在地层温度70℃下，与实验脱水原油间的界面张力测试结果如图5。从测试结果来看，2h 内油水界面张力也可降到5×10-3mN/m 以下，这说明该表面活性剂体系与聚合物配伍性良好，可以取得较好的驱油效果。

2.6 洗油率

经过洗油试验，实验过程中的称量数据如表3。根据实验数据计算原油洗脱率为σ=48.5%，满足Q/SH1020 2191—2018驱油用表面活性剂的技术要求[12]，洗油效果较好。

表3 洗油试验过程数据

3 结语

（1）该表面活性剂体系针对高含蜡原油（含蜡量为35%）表现出优异的界面性能，在0.1%～0.6%较宽浓度范围内可使油水界面张力达到10-4mN/m，具有较强的抗钙能力，对注入水的普适性较强。

（2）该表面活性剂体系静态吸附3 天后界面张力仍然能够保持超低（小于10-3N/m），表现出良好的抗吸附性能。

（3）该表面活性剂体系具有较好的热稳定性，在地层温度下能保持较长时间的低界面张力（10-3N/m），起到较好的驱油效果。

（4）该表面活性剂体系与聚合物配伍性良好，原油洗脱率可达到48.5%，均能满足驱油用表面活性剂的技术要求。