辛基酚聚氧乙烯醚和脂肪醇醚硫酸钠复配体系的研究

严亮，许康宁，石祺瑶，孙坤琳

辛基酚聚氧乙烯醚和脂肪醇醚硫酸钠复配体系的研究

严亮1，许康宁1，石祺瑶1，孙坤琳2

（1. 长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100； 2. 新疆油田分公司油田技术服务公司，新疆 克拉玛依 834000）

研究了辛基酚聚氧乙烯醚OP-50和脂肪醇醚硫酸钠AES-9Na复配体系的性能，包括配伍性、界面活性、乳化性、驱油效果。结果表明：OP-50与AES-9Na复配体系在复配比为4∶1、总质量分数为0.4%和0.6%时，界面张力值为8.8×10-3、8.2×10-3mN·m-1，达到了超低界面张力水平，抗Ca2+能力可达到5 000 mg·L-1，抗Mg2+能力可达500 mg·L-1，具有较强的抗盐能力，适用于Ca2+较高的油藏；但其耐温性较差，自乳化性较差，乳化力能力较好。复配体系在模拟驱油实验中表现良好，表明该体系能够很好地提高原油采收率。

OP-50；AES-9Na；界面张力；驱油效果

表面活性剂主要是利用驱替流体和被驱原油体系之间具有的界面张力IFT的特性来提高采收率[1]，当水驱时的界面张力值从10～30 mN·m-1降低到 10-3mN·m-1时能显著降低残余油饱和度，从而有效地驱出剩余油、残余油。表面活性剂驱油体系的驱油效率在水驱的基础上提高10%～15%左右，因此，有关驱油用表面活性剂的研究一直都是国内外研究学者、石油工程师们关注的重点。

阴离子表面活性剂[2]优点是产率高、界面活性好、价格低廉、来源广泛，缺点是抗吸附能力差、耐盐性能差，尤其是二价阳离子，易形成沉淀堵塞孔隙，污染油层。非离子表面活性剂[3]通常在水溶液中不电离，耐盐性能优良，但通常不能单独使用。由非离子表面活性剂改性得到的阴-非离子表面活性剂[4-5]（酸酯盐类）存在两种不同的亲水基团，它们的共同作用提高了阴离子表面活性剂的亲水性和耐盐性。主要的高分子表面活性剂有烷基酚聚氧乙烯醚系列、纤维素醚系列、丙烯酸酯系列和丙烯酰胺系列高分子表面活性剂。随着时代的进步，绿色环保成为了当代主题，为了满足油田环保采油的目的，一些具有新型结构的表面活性剂[6-8]开始相继出现，如双子表面活性剂[9]，这些表面活性剂分子中的疏水基链除了碳氢外，有的还含有氟、磷、硅、硼等。生物表面活性剂，他本身无毒，并且可以在自然界完全、迅速地被微生物降解掉，满足人们环保的追求。

单一的表面活性剂组成成分较窄，很难满足如今的油田开采现状（温度、矿化度、油相等影响），表面活性剂降低油水界面张力的能力会受到限制。而表面活性剂复配后能够提高驱油体系的性能，同时还能降低成本，达到经济效益。因此，本文研究了辛基酚聚氧乙烯醚OP-50和脂肪醇醚硫酸钠AES-9Na在L油藏模拟地层水中的适应性，并考察了复配比例、质量分数、矿化度对油水界面张力的影响。

1 实验部分

1.1 仪器和样品

OP-50，海安县国力化工有限公司；AES-9Na，郑州科奇化工产品有限公司；NaHCO3、Na2SO4、NaCl、CaCl2、MgCl2，分析纯，天津市北联精细化学品开发有限公司；L油藏脱气原油。 FA2004B电子分析天平；TX-500C旋转滴界面张力仪；S10-3恒温磁力搅拌器；HH 型恒温水浴锅。模拟地层水水质成分如表1所示。

表1 L油藏注入水水质成分

1.2 实验方法

1.2.1 表面活性剂溶解性研究

将表面活性剂溶于L油藏模拟水中，配制成0.3%（质量分数）的溶液，充分搅拌后，静置24 h，观察表面活性剂在地层水的溶解性。如若表面活性剂产生沉淀或悬浮物，则说明，该表面活性剂与该地层配伍性差，不耐盐，反之则可以考察其界面活性。

1.2.2 界面活性测定

用TX-500C旋转滴界面张力仪测量油水界面张力（记录长高比，由电脑计算数据）：①将OP-50和AES-9Na以一定的质量比进行复配，观察不同质量比对油水界面张力的影响；②加入Ca2+、Mg2+观察复配体系的耐盐能力；③改变温度观察温度对复配体系的影响。

1.2.3 乳化性能和驱油效果测试

在西林瓶中，依次注入（0.4%和0.6%总质量分数）复配体系，再注入L油藏脱气原油。将具塞瓶放入90 ℃恒温水浴锅中24 h，取出后观察刻度管中的油相和水相的变化。

通过室内模拟地层条件，用岩心驱替实验对优选出的表面活性剂驱油配方进行驱油效果评价。

2 结果与讨论

2.1 OP-50和AES-9Na的界面活性

将表面活性剂进行复配[10]，是要通过表面活性剂之间的相互作用，使得表面活性剂的界面活性得到充分发挥，这样可以充分发挥各种表面活性剂的优势，克服单一表面活性剂的局限性。

表2 复配体系的界面张力

表2表明OP-50和AES-9Na复配体系的界面张力总体呈现先随质量分数的增加增大后减小，再增大的变化趋势。当OP-50和AES-9Na复配比为4∶1、总质量分数为0.4%、0.6%时，表现出了较低的界面张力值，达到了10-3mN·m-1，达到了超低界面水平，说明此时这两种表面活性剂之间有较好的协同作用，能适用于L油藏。

图1为界面张力随时间的变化曲线。从图1可以看出，OP-50和AES-9Na复配体系在原油中的界面张力值一开始迅速下降，随后有所浮动，最终在40 min左右时保持一个稳定的水平，其数值波动可以视为人为读数误差导致。这说明在实际驱油中，质量分数0.4%、0.6%的该复配体系，可以显著降低孔隙中油水界面张力值。

图1 界面张力随时间变化曲线

Ca2+质量浓度对复配体系界面张力的影响如图2所示。由图2可以看出，一开始0.4%的OP-50和AES-9Na复配体系在Ca2+质量浓度逐渐增加的情况下，界面张力值变化趋势是先下降，然后缓慢的增加。当Ca2+质量浓度范围在1 000 ～3 000 mg·L-1时，界面张力数值基本维持在超低的范围内。当Ca2+质量浓度范围超过4 000 mg·L-1以后界面张力值迅速增大，无法满足超低界面张力值驱油的需要。

图2 Ca2+质量浓度对复配体系界面张力的影响

Mg2+质量浓度对复配体系界面张力的影响如图所示。由图3可以看出，0.4%的OP-50和AES-9Na复配体系在Mg2+质量浓度不断增加的条件下，复配体系与原油的界面张力值变化趋势是先缓慢增加然后迅速增加，界面活性不断减小。Mg2+质量浓度范围在400～440 mg·L-1时界面张力值基本没有变化，能够维持超低界面状态。

图3 Mg2+质量浓度对复配体系界面张力的影响

将0.4%的OP-50和AES-9Na复配体系放入安剖瓶中融封后放入90 ℃烘箱中，并放置20天，然后将界面张力仪的温度设为60 ℃，在此条件下测其界面张力，所测得结果为0.273、0.320 mN·m-1，在整个70 min测量过程中，油滴形状一直保持球状，说明经加热后体系的界面活性变差，也就是说该体系耐温性能差。

2.2 OP-50和AES-9Na的乳化性和驱油效果

表面活性剂的乳化作用是指表面活性剂能将不互溶的油、水两相乳化形成相对稳定的乳状液。在这个过程中表面活性剂降低表面张力是通过其亲水基团和疏水基团在油水界面所形成的薄膜来实现的。将0.4%的OP-50和AES-9Na复配体系和L油藏脱气原油按不同比例放入瓶中，观察混合后油相和水相变化，若界限清晰则说明乳化效果不理想，若油相分散到水相中导致水相变黑，则说明乳化效果明显。实验结果如图4所示。

从图4（a）中可以看出，在原油和表面活性剂比例为1∶1混合的条件下，油相和水相体积没有发生显著变化，变黑显现也没有在水相中发生，说明复配体系的自乳化性能力较差。

从图4（b）中可以看出，在原油和表面活性剂比例为3∶1混合条件下，经过充分振荡，使复配体系和原油充分接触，观察其乳化力度，发现原油能与复配体系在瓶中互溶，说明乳化力度比较良好。

图4 不同原油和表面活性剂比例下乳化效果

岩心驱替实验是室内评价表面活性剂驱油效果的主要方法，首先用L油田脱气原油在恒定压力下驱替已饱和地层水的岩样至出口100%出油，记录水驱油的体积，计算束缚水和原始含油饱和度；然后用注入水驱替原油至岩样出口出水接近100%，记录水驱油的体积，计算出水驱残余油饱和度和水驱油效率；最后再用表面活性剂复配体系（OP-50和AES-9Na比例4∶1、总质量分数为0.4%）驱油至岩样出口100%出水，计算表面活性剂驱油残余油饱和度和表面活性剂驱油效率，结果如表2所示。

表2 表面活性剂驱油效率实验结果

表2表明，复配体系具有较高的洗油效率，降低了水驱残余油饱和度(残余油饱和度平均降低3.16%)，使得水驱油效率得到明显的提高，提高5.96%。因此可以看出，当向地层中注入表面活性剂复配体系，可以显著地降低注水井周围的残余油，从而减小了注入水的渗流阻力，进而改善油田的注水效果。

3 结 论

1）OP-50与AES-9Na复配，在复配比为4∶1、总质量分数为0.4%和0.6%时，界面张力值为 8.8×10-3、8.2×10-3mN·m-1，达到了超低界面张力水平，复配效果较好。

2）OP-50与AES-9Na复配体系能抗Ca2+能力可达到5 000 mg·L-1，抗Mg2+能力可达500 mg·L-1，抗盐能力较强，适用于Ca2+较高的油藏。

3）OP-50与AES-9Na复配体系的耐温性较差，自乳化性较差，乳化力能力较好。

4）OP-50与AES-9Na复配体系在模拟驱油实验中表现良好，表明该体系能够很好地提高原油采收率。

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Study on Compound System of Octyl Phenol Polyoxymethylene Ether and Aliphatic Alcohol Ether Sodium Sulfate

1,1,1,2

（1. School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan Hubei 430100, China;2. Xinjiang Oilfield Company Oilfield Technology Service Branch, Karamay Xinjiang 834000, China）

The compatibility, interfacial activity, emulsification and oil displacement effect of the complex system of octyl phenol polyoxymethylene ether OP-50 and aliphatic alcohol ether sodium sulfate AES-9Na were studied. The results showed that when the complex ratio of OP-50 and AES-9Na was 4∶1 and the total mass fractions were 0.4% and 0.6%, the interfacial tension values were 8.8×10-3mN·m-1and 8.2×10-3mN·m-1, reaching the ultra-low interfacial tension level, and the anti-Ca2+ability reached 5000 mg·L-1, the resistance to Mg2+was up to 500mg·L-1, with a strong salt resistance, being suitable for reservoirs with high Ca2+. It had poor temperature resistance, poor self-emulsification and good emulsification ability. The composite system performed well in the simulated oil displacement experiment, which indicated that the system could improve the oil recovery.

OP-50; AES-9Na; Interfacial tension; Oil displacement effect

TE39

A

1004-0935（2022）02-0170-04

2021-07-23

严亮（1996-），男，新疆自治区克拉玛依市人，长江大学石油工程专业硕士研究生，研究方向：提高采收率。