辛基酚聚氧乙烯醚和脂肪醇醚硫酸鈉復配體系的研究

嚴亮，許康寧，石祺瑤，孫坤琳

辛基酚聚氧乙烯醚和脂肪醇醚硫酸鈉復配體系的研究

嚴亮1，許康寧1，石祺瑤1，孫坤琳2

（1. 長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100； 2. 新疆油田分公司油田技術服務公司，新疆 克拉瑪依 834000）

研究了辛基酚聚氧乙烯醚OP-50和脂肪醇醚硫酸鈉AES-9Na復配體系的性能，包括配伍性、界面活性、乳化性、驅油效果。結果表明：OP-50與AES-9Na復配體系在復配比為4∶1、總質量分數為0.4%和0.6%時，界面張力值為8.8×10-3、8.2×10-3mN·m-1，達到了超低界面張力水平，抗Ca2+能力可達到5 000 mg·L-1，抗Mg2+能力可達500 mg·L-1，具有較強的抗鹽能力，適用于Ca2+較高的油藏；但其耐溫性較差，自乳化性較差，乳化力能力較好。復配體系在模擬驅油實驗中表現良好，表明該體系能夠很好地提高原油采收率。

OP-50；AES-9Na；界面張力；驅油效果

表面活性劑主要是利用驅替流體和被驅原油體系之間具有的界面張力IFT的特性來提高采收率[1]，當水驅時的界面張力值從10～30 mN·m-1降低到 10-3mN·m-1時能顯著降低殘余油飽和度，從而有效地驅出剩余油、殘余油。表面活性劑驅油體系的驅油效率在水驅的基礎上提高10%～15%左右，因此，有關驅油用表面活性劑的研究一直都是國內外研究學者、石油工程師們關注的重點。

陰離子表面活性劑[2]優點是產率高、界面活性好、價格低廉、來源廣泛，缺點是抗吸附能力差、耐鹽性能差，尤其是二價陽離子，易形成沉淀堵塞孔隙，污染油層。非離子表面活性劑[3]通常在水溶液中不電離，耐鹽性能優良，但通常不能單獨使用。由非離子表面活性劑改性得到的陰-非離子表面活性劑[4-5]（酸酯鹽類）存在兩種不同的親水基團，它們的共同作用提高了陰離子表面活性劑的親水性和耐鹽性。主要的高分子表面活性劑有烷基酚聚氧乙烯醚系列、纖維素醚系列、丙烯酸酯系列和丙烯酰胺系列高分子表面活性劑。隨著時代的進步，綠色環保成為了當代主題，為了滿足油田環保采油的目的，一些具有新型結構的表面活性劑[6-8]開始相繼出現，如雙子表面活性劑[9]，這些表面活性劑分子中的疏水基鏈除了碳氫外，有的還含有氟、磷、硅、硼等。生物表面活性劑，他本身無毒，并且可以在自然界完全、迅速地被微生物降解掉，滿足人們環保的追求。

單一的表面活性劑組成成分較窄，很難滿足如今的油田開采現狀（溫度、礦化度、油相等影響），表面活性劑降低油水界面張力的能力會受到限制。而表面活性劑復配后能夠提高驅油體系的性能，同時還能降低成本，達到經濟效益。因此，本文研究了辛基酚聚氧乙烯醚OP-50和脂肪醇醚硫酸鈉AES-9Na在L油藏模擬地層水中的適應性，并考察了復配比例、質量分數、礦化度對油水界面張力的影響。

1 實驗部分

1.1 儀器和樣品

OP-50，海安縣國力化工有限公司；AES-9Na，鄭州科奇化工產品有限公司；NaHCO3、Na2SO4、NaCl、CaCl2、MgCl2，分析純，天津市北聯精細化學品開發有限公司；L油藏脫氣原油。 FA2004B電子分析天平；TX-500C旋轉滴界面張力儀；S10-3恒溫磁力攪拌器；HH 型恒溫水浴鍋。模擬地層水水質成分如表1所示。

表1 L油藏注入水水質成分

1.2 實驗方法

1.2.1 表面活性劑溶解性研究

將表面活性劑溶于L油藏模擬水中，配制成0.3%（質量分數）的溶液，充分攪拌后，靜置24 h，觀察表面活性劑在地層水的溶解性。如若表面活性劑產生沉淀或懸浮物，則說明，該表面活性劑與該地層配伍性差，不耐鹽，反之則可以考察其界面活性。

1.2.2 界面活性測定

用TX-500C旋轉滴界面張力儀測量油水界面張力（記錄長高比，由電腦計算數據）：①將OP-50和AES-9Na以一定的質量比進行復配，觀察不同質量比對油水界面張力的影響；②加入Ca2+、Mg2+觀察復配體系的耐鹽能力；③改變溫度觀察溫度對復配體系的影響。

1.2.3 乳化性能和驅油效果測試

在西林瓶中，依次注入（0.4%和0.6%總質量分數）復配體系，再注入L油藏脫氣原油。將具塞瓶放入90 ℃恒溫水浴鍋中24 h，取出后觀察刻度管中的油相和水相的變化。

通過室內模擬地層條件，用巖心驅替實驗對優選出的表面活性劑驅油配方進行驅油效果評價。

2 結果與討論

2.1 OP-50和AES-9Na的界面活性

將表面活性劑進行復配[10]，是要通過表面活性劑之間的相互作用，使得表面活性劑的界面活性得到充分發揮，這樣可以充分發揮各種表面活性劑的優勢，克服單一表面活性劑的局限性。

表2 復配體系的界面張力

表2表明OP-50和AES-9Na復配體系的界面張力總體呈現先隨質量分數的增加增大后減小，再增大的變化趨勢。當OP-50和AES-9Na復配比為4∶1、總質量分數為0.4%、0.6%時，表現出了較低的界面張力值，達到了10-3mN·m-1，達到了超低界面水平，說明此時這兩種表面活性劑之間有較好的協同作用，能適用于L油藏。

圖1為界面張力隨時間的變化曲線。從圖1可以看出，OP-50和AES-9Na復配體系在原油中的界面張力值一開始迅速下降，隨后有所浮動，最終在40 min左右時保持一個穩定的水平，其數值波動可以視為人為讀數誤差導致。這說明在實際驅油中，質量分數0.4%、0.6%的該復配體系，可以顯著降低孔隙中油水界面張力值。

圖1 界面張力隨時間變化曲線

Ca2+質量濃度對復配體系界面張力的影響如圖2所示。由圖2可以看出，一開始0.4%的OP-50和AES-9Na復配體系在Ca2+質量濃度逐漸增加的情況下，界面張力值變化趨勢是先下降，然后緩慢的增加。當Ca2+質量濃度范圍在1 000 ～3 000 mg·L-1時，界面張力數值基本維持在超低的范圍內。當Ca2+質量濃度范圍超過4 000 mg·L-1以后界面張力值迅速增大，無法滿足超低界面張力值驅油的需要。

圖2 Ca2+質量濃度對復配體系界面張力的影響

Mg2+質量濃度對復配體系界面張力的影響如圖所示。由圖3可以看出，0.4%的OP-50和AES-9Na復配體系在Mg2+質量濃度不斷增加的條件下，復配體系與原油的界面張力值變化趨勢是先緩慢增加然后迅速增加，界面活性不斷減小。Mg2+質量濃度范圍在400～440 mg·L-1時界面張力值基本沒有變化，能夠維持超低界面狀態。

圖3 Mg2+質量濃度對復配體系界面張力的影響

將0.4%的OP-50和AES-9Na復配體系放入安剖瓶中融封后放入90 ℃烘箱中，并放置20天，然后將界面張力儀的溫度設為60 ℃，在此條件下測其界面張力，所測得結果為0.273、0.320 mN·m-1，在整個70 min測量過程中，油滴形狀一直保持球狀，說明經加熱后體系的界面活性變差，也就是說該體系耐溫性能差。

2.2 OP-50和AES-9Na的乳化性和驅油效果

表面活性劑的乳化作用是指表面活性劑能將不互溶的油、水兩相乳化形成相對穩定的乳狀液。在這個過程中表面活性劑降低表面張力是通過其親水基團和疏水基團在油水界面所形成的薄膜來實現的。將0.4%的OP-50和AES-9Na復配體系和L油藏脫氣原油按不同比例放入瓶中，觀察混合后油相和水相變化，若界限清晰則說明乳化效果不理想，若油相分散到水相中導致水相變黑，則說明乳化效果明顯。實驗結果如圖4所示。

從圖4（a）中可以看出，在原油和表面活性劑比例為1∶1混合的條件下，油相和水相體積沒有發生顯著變化，變黑顯現也沒有在水相中發生，說明復配體系的自乳化性能力較差。

從圖4（b）中可以看出，在原油和表面活性劑比例為3∶1混合條件下，經過充分振蕩，使復配體系和原油充分接觸，觀察其乳化力度，發現原油能與復配體系在瓶中互溶，說明乳化力度比較良好。

圖4 不同原油和表面活性劑比例下乳化效果

巖心驅替實驗是室內評價表面活性劑驅油效果的主要方法，首先用L油田脫氣原油在恒定壓力下驅替已飽和地層水的巖樣至出口100%出油，記錄水驅油的體積，計算束縛水和原始含油飽和度；然后用注入水驅替原油至巖樣出口出水接近100%，記錄水驅油的體積，計算出水驅殘余油飽和度和水驅油效率；最后再用表面活性劑復配體系（OP-50和AES-9Na比例4∶1、總質量分數為0.4%）驅油至巖樣出口100%出水，計算表面活性劑驅油殘余油飽和度和表面活性劑驅油效率，結果如表2所示。

表2 表面活性劑驅油效率實驗結果

表2表明，復配體系具有較高的洗油效率，降低了水驅殘余油飽和度(殘余油飽和度平均降低3.16%)，使得水驅油效率得到明顯的提高，提高5.96%。因此可以看出，當向地層中注入表面活性劑復配體系，可以顯著地降低注水井周圍的殘余油，從而減小了注入水的滲流阻力，進而改善油田的注水效果。

3 結 論

1）OP-50與AES-9Na復配，在復配比為4∶1、總質量分數為0.4%和0.6%時，界面張力值為 8.8×10-3、8.2×10-3mN·m-1，達到了超低界面張力水平，復配效果較好。

2）OP-50與AES-9Na復配體系能抗Ca2+能力可達到5 000 mg·L-1，抗Mg2+能力可達500 mg·L-1，抗鹽能力較強，適用于Ca2+較高的油藏。

3）OP-50與AES-9Na復配體系的耐溫性較差，自乳化性較差，乳化力能力較好。

4）OP-50與AES-9Na復配體系在模擬驅油實驗中表現良好，表明該體系能夠很好地提高原油采收率。

［1］葉仲斌，提高采收率原理[M]．北京：石油工業出版社，2007．

［2］劉彩娟，表面活性劑的應用與發展[J]．河北化工，2007（4）： 20-21．

［3］趙濤濤，宮厚健，徐桂英，等.陰離子表面活性劑在水溶液中的耐鹽機理[J]．油田化學，2010，27（1）：112-118．

［4］王業飛，趙福麟.非離子-陰離子型表面活性劑的耐鹽性能[J]．油田化學，1999（4）：336-340．

［5］黃宏度，何歸，張群，等.非離子、陽離子表面活性劑與驅油表面活性劑的協同效應[J]石油天然氣學報，2007（4）：101-104．

［6］蘇慕博文．新型Gemini兩性表面活性劑的制備及頁巖抑制性能評價[J]．當代化工，2019，48（6）：1194-1196．

［7］許園，唐永帆，李偉，等．基于易降解型雙子氟碳表面活性劑的新型助排劑研究[J]．石油與天然氣化工，2019，48（5）：62-65.

［8］林超，潘仁明，邢萍，等．新型支鏈型氟碳表面活性劑的合成及性能研究[J]．有機化學，2018，38（12）：3260-3269．

［9］馮雷雷．用于降壓增注的雙子表面活性劑在渤海油砂上的吸附行為[J]．當代化工，2018，47（8）：1626-1629．

［10］沙帆，表面活性劑驅油劑的配方研究[D]．西安：西安石油大學，2013．

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

嚴亮（1996-），男，新疆自治區克拉瑪依市人，長江大學石油工程專業碩士研究生，研究方向：提高采收率。