三次采油用表面活性剂结构对油/水界面性能的影响

测定了几种不同分子结构的磺酸盐类阴离子表面活性剂、两性表面活性剂和非离子表面活性剂水溶液与国内某油田原油间的界面张力。结果表明:磺酸盐类表面活性剂降低油水界面张力的能力相对较高,且磺酸盐的烷链长度、芳环种类对界面张力的影响较大,调整磺酸盐的分子结构可以使油水界面张力降低到10~(-2)mN/m数量级;醇/酚醚类非离子表面活性剂以及两性表面活性剂仅能使油水界面张力降低至0.1 mN/m~10 mN/m数量级。     

一种星型苯磺酸盐表面活性剂的合成及原油界面张力和乳化性能研究

以三乙醇胺为原料通过氯化反应、烷基化反应和磺化反应合成了一种星型表面活性剂,其具有3条疏水碳链和3个磺酸盐亲水基团。研究发现该表面活性剂具有很高的表面活性其临界胶束浓度CMC为4.93×10-5 mol/L,此时的界面张力为32.5 mN/m。同时,研究了星型表面活性剂浓度和NaOH浓度对原油/水界面张力的影响。研究发现,少量的星型表面活性剂就能有效的降低原油/水体系的界面张力。当表面活性剂浓度为0.1 g/L,NaOH浓度为0.5 g/L,温度为50 ℃时的原油/水体系的界面张力降至1.1×10-4 mN/m。该界面张力值已经属于超低界面张力,满足驱油用表面活性剂的基本条件。自乳化实验表明,该表面活性剂具有很好的乳化能力,表面活性剂浓度在0.1 g/L时就能将原油乳化成粒径为5 ~ 20 μm的O/W乳状液。     

碱对阴-非离子表面活性剂的界面活性影响研究

以某油田作为油相,研究了不同浓度的碱(苛性碱与碳酸钠)与阴-非离子表面活性剂(AEC、AES)复配体系在55℃时与原油油水界面张力行为。首先通过阴-非离子表面活性剂与地层水的配伍性实验筛选合适的阴-非离子表面活性剂;然后通过碱与筛选出来的表面活性剂复配,研究不同浓度下碱对该表面活性剂的界面张力的影响效果。研究结果表明:0.01%~1.20%Na OH分别与0.1%AES和0.3%AEC组成的复配体系体系以及0.01%~1.20%Na2CO3分别与0.1%AES和0.3%AEC组成的复配体系体系能够产生一定的协同效应,使得油水界面张力逐渐降低,最终都能达到10-3m N/m的超低界面张力,而且在相同浓度的Na OH、Na2CO3下,含AES的复配体系要比含AEC的复配体系所得到界面张力低。考虑到碱耗以及对储集层伤害的影响,选择0.6%~1.2%Na2CO3与0.1%AES复配体系能更好的达到降低油水界面张力、提高油田采收率的目的。     

驱油阴/两性表面活性剂复配体系协同效应研究

针对某油藏A区块,利用阴离子/两性表面活性剂的协同作用,进而达到油水超低界面张力,且两性表面活性剂十二烷基甜菜碱在浓度为0.1%~0.5%的范围内,降低油水界面张力的效果达到10~(-2) mN/m数量级,在加入阴离子表面活性剂的条件下,复配体系可以使油水界面张力达到超低界面张力。通过探讨表面活性剂的总浓度以及复配比对油水界面张力的影响,最终得到阴离子/两性表面活性剂复配体系可在较高矿化度和较低的浓度(0.4%)范围内达到10~(-3) mN/m的超低界面张力,并在此基础上对两者的协同作用进行分析。     

离子液体表面活性剂的合成与应用(Ⅵ)——离子液体表面活性剂的界面张力

离子液体表面活性剂在油/水界面吸附,降低界面张力。随着疏水烷基链长的增加,降低表面张力的能力增大。吡啶基表面活性剂比咪唑基表面活性剂具有更高的疏水性和降低界面张力能力。在高浓度无机盐存在下,离子液体表面活性剂降低界面张力的能力提高,界面张力可达10~(-2)mN/m,优于传统表面活性剂。     

新型两性表面活性剂的驱油体系界面特性变化规律研究

随着三次采油技术的不断发展,复合体系的表面活性性能和含量是在提高采收率技术研究中日趋重要。本文针对新型两性表面活性剂一元及聚合物/表面活性剂二元体系同油的界面特性展开了研究。结果表明：一元体系中表面活性剂质量浓度越高,界面张力达到稳定所需时间越短;随着体系中表面活性剂质量浓度的增加,稳定界面张力值越低。聚合物对两性表面活性剂同模拟油之间的界面张力有影响,且有利于体系同模拟油间的界面张力的降低;但界面张力并不是随着聚合物质量浓度的增加一直单纯降低,当质量浓度为1.0g/L时界面张力最低。     

表面活性剂降压增注技术在低渗透油田应用研究

针对胜利油田部分注水井注入压力高、注水驱替效率低及套损井不断增加情况,开展了表面活性降低注入井注入压力实验研究,室内进行了表面活性剂体系界面张力、界面张力稳定性能研究,在天然岩心上进行了表面活性剂体系降低驱替压力物理模拟实验及确定现场注入参数实验研究。实验结果表明,研究出的表面活性剂体系120℃条件下油水界面张力达到10-2mN/m数量级,且具有较好的界面张力稳定性;岩心驱油降压物理模拟实验。后续水驱潜压力下降30%以上。在现河油田进行了2口井现场试验,两口井见到了表面活性剂降压效果。     

DTAB降低水与十六烷之间界面张力的研究

实验就不同浓度的十二烷基三甲基溴化铵(DTAB)水溶液与十六烷之间的界面张力进行定量的测量,分析了表面活性剂DTAB的浓度与水-十六烷界面张力大小之间的关系。并对表面活性剂在油水界面的作用行为进行分析,得到了30℃下水-十六烷体系中DTAB的cm c值,该值显著低于其在水-空气体系中的cm c值。DTAB在该cm c值附近显著降低了水-十六烷界面张力。     

非离子型表面活性剂对氯乙烯-水界面张力和保胶能力的影响

以聚乙烯醇/羟丙基甲基纤维素(KH20/60SH50)为主分散剂.非离子表面活性剂Span 60为助分散剂,考察氯乙烯悬浮聚合中油-水界面张力和保胶能力随非离子表面活性剂浓度的变化,发现非离子表面活性剂降低界面张力的能力和效率都强于主分散剂,但界面保胶能力不如后者;从Gibbs界面吸附公式和R值理论出发建立非离子表面活性剂、主分散剂在油-水界面上的竞争吸附模型,认为主分散剂/助分散剂混合使用时,助分散剂优先吸附于界面,在降低界面张力的同时也使分散体系保胶能力下降.     

壬基酚聚氧乙烯醚溶液与原油组分界面张力的研究

制备了不同氧乙烯基团数的系列千基酚聚氧乙烯醚二聚体(GNP)和系列壬基酚聚氧乙烯醚单体(NP)两组表面活性剂.用旋滴法测定了GNP和NP水溶液与原油各组分在不同温度(25℃～50℃)和不同pH(5～9)下的界面张力.实验结果表明,在25℃,pH=7时,GNP和NP降低油水界面张力的大小顺序相同.尽管两组表面活性剂的HLB值近似相等,但GNP系列水溶液与原油各组分界面张力的吸附平衡浓度随着氧乙烯基团数的增大而降低,而NP系列水溶液与原油各组分界面张力的吸附平衡浓度随着氧乙烯基团数的增大逐渐升高.随着温度的升高,油水界面张力呈线性降低.随着pH的增大,油水界面张力减小.     

复配表面活性剂对油水界面行为和性质影响的模拟研究

含复配表面活性剂的油田废水是一种多组分复杂体系,研究其中的分子作用关系有助于后续废水处理方案的确定。采用分子动力学(MD)模拟方法建立界面模型,通过定义表面活性剂的关键扭转点及相应的分子夹角、定义协同作用能,结合界面处的密度分布函数等性能模拟和界面张力测试结果,多角度分析两类阴阳离子表面活性剂复配对油水界面特性的影响。结果表明,与含单组分表面活性剂的油水体系相比,复配表面活性剂的相反电荷极性头基间静电吸引作用提高了油水界面稳定性;相较于十二烷基磺酸钠/十六烷基三甲基溴化铵(SLS/CTAB)复配体系,十二烷基硫酸钠/十六烷基三甲基溴化铵(SDS/CTAB)中分子间的协同作用可更好地提高体系的稳定性;当复配表面活性剂的配比为8/10~12/6时的油/水界面稳定效果较优、12/6时稳定性最好。研究结果可为石油开采及油水分离方案的确定提供依据。     

复配表面活性剂对油水界面行为和性质影响的模拟研究

含复配表面活性剂的油田废水是一种多组分复杂体系,研究其中的分子作用关系有助于后续废水处理方案的确定。采用分子动力学(MD)模拟方法建立界面模型,通过定义表面活性剂的关键扭转点及相应的分子夹角、定义协同作用能,结合界面处的密度分布函数等性能模拟和界面张力测试结果,多角度分析两类阴阳离子表面活性剂复配对油水界面特性的影响。结果表明,与含单组分表面活性剂的油水体系相比,复配表面活性剂的相反电荷极性头基间静电吸引作用提高了油水界面稳定性;相较于十二烷基磺酸钠/十六烷基三甲基溴化铵(SLS/CTAB)复配体系,十二烷基硫酸钠/十六烷基三甲基溴化铵(SDS/CTAB)中分子间的协同作用可更好地提高体系的稳定性;当复配表面活性剂的配比为8/10~12/6时的油/水界面稳定效果较优、12/6时稳定性最好。研究结果可为石油开采及油水分离方案的确定提供依据。     

纳米颗粒与表面活性剂的自组装行为对硅油-水界面性质影响的分子动力学

采用耗散分子动力学模拟方法,研究了氨基修饰的表面活性剂聚二甲基硅氧烷与羧基修饰的二氧化硅纳米颗粒在硅油-水界面上的自组装行为,通过分析油-水界面性质（界面厚度和界面张力）和活性剂的结构性质（回转半径）,探讨了活性剂质量分数ω_S和纳米颗粒质量分数ω_N等对界面性质的影响,阐明了自组装过程中界面性质的影响因素。结果表明,纳米颗粒和表面活性剂在油-水界面上自发组装成纳米颗粒表面活性剂,当ω_S=0.005~0.2时,纳米颗粒表面活性剂可有效降低界面张力;而在ω_S=0.2~0.5时,该组装行为使界面张力随ω_S而提高。当ω_S=0.2时,活性剂的回转半径最大、随时间波动最小,表明活性剂分子被拉伸效果更明显,此时体系的界面张力最低。活性剂结构对界面张力影响较大,活性剂链长在8~17时,端氨基占比较大,即链长最短时,体系的界面张力最低,界面厚度最大。当纳米颗粒直径在2.44~12.21Å(1Å=0.1nm)时,界面张力随颗粒直径增大而降低;当ω_N=0.0165625~0.1325时,界面张力随ω_N而提高。当活性剂与颗粒的作用参数在9~21时,作用参数对界面性质无影响。     

Synergism in mixed monolayers of alkylpolyglucoside and alkylsorbitan surfactants at liquid/liquid interface

A study of nonideal behavior in the formation of mixed monolayers at the oil-water interface was performed for a nonionic-nonionic surfactant system. Mixtures containing alkylpolyglucoside and alkylsorbitan derivatives were investigated. As the oily phase, colza-rapeseed and olive oils were used. To evidence a synergetic effect in the interfacial tension reduction in the oil-water-surfactant-cosurfactant system, the model based on the regular solution theory was modified for the case of both surfactants being soluble in the water as well as in the oily phase. For determination of the condition for the synergism and the point of the maximum synergetic effect, the molar fraction in the mixed monolayer X ^s and the interaction parameter β^s were calculated, using experimental data for the interfacial tension and for the partition coefficient. A set of general equations was developed, to allow the analysis of a mixture containing a water-soluble and an oil-soluble surfactant. The equations are applied according the characteristics of studied quaternary systems. The mathematical model was tested with literature data, and the results were compared with those obtained from the phase diagram of oil-water-mixed surfactant system. The systems water-vegetable oil-alkylpolyglucoside-alkylsorbitan show a maximum synergetic effect at molar fractions between 0.85 and 0.90. The liquid-liquid interfacial tension and partition coefficient data were used to calculate the point of the maximum synergetic effect, i.e., the surfactant-cosurfactant ratio, which ensures the interfacial tension miniumum. The dramatic reduction in interfacial tension due to the presence of the surfactant mixture at the interface at the point of the synergism maximum is related to the formation of three-phase and single-phase microemulsions. The results were applied to obtain single-phase microemulsion in water-vegetable oil-alkylpolyglucoside-alkylsorbitan systems.     

磺酸盐型表面活性剂界面性能影响因素研究

在三次采油中,表面活性剂降低油水界面张力是驱油的主要原理之一。为了能够清楚地逐一研究表面活性剂体系各因素对界面行为的影响,本文采用一种磺酸盐型表面活性剂以及结构组成明确的模拟油(烷烃),探讨各因素对界面张力行为的影响。     

表面活性剂在油水界面的吸附行为

简要介绍了液液界面张力的由来,以及降低油水界面张力在石油工业中的意义;重点介绍了影响表面活性剂降低油水界面张力的因素,包括水相、油相、表面活性剂及使用条件。概括总结了类V型、类L型、类倒L型动态油水界面张力曲线,讨论了不同形状动态界面张力曲线与表面活性剂在油水界面处吸附、解吸行为的关系;简述了界面张力曲线形态间的相互转变。     

油水界面上阴/阳离子型复配表面活性剂体系的分子动力学模拟

采油过程中阴/阳离子型表面活性剂复配使用可显著增强驱油效果,对其微观机理的深入研究有助于驱油用表面活性剂的结构优化设计及使用。采用分子动力学方法研究了不同摩尔比的阴离子表面活性剂聚醚羧酸钠(PECNa)和阳离子表面活性剂十八烷基三甲基氯化铵(OTAC)复配体系在油水界面上的分子行为和物理性质。结果表明,复配体系比单种表面活性剂体系更有利于降低油水界面张力。不同复配比体系中,两种表面活性剂头基相反电荷间的吸引作用使表面活性剂之间对各自反离子的静电吸引作用减弱,且等摩尔比体系尤为明显。阴离子表面活性剂的亲水头基对阳离子表面活性剂亲水头基形成的水化层内水分子的结构取向无显著影响,反之亦然。通过调节两种离子型表面活性剂的复配比例,可调整油水界面吸附层微观结构,有望降低油水界面张力,提高采收率。     

耐盐型双子表面活性剂驱油体系研究

对一种新型双子表面活性剂GA12-4-12进行了研究。该表面活性剂在矿化度为2.5×10^5mg/L、氯化钙浓度为1.5×10^4mg/L的水溶液中表现出良好的表面活性,其临界胶束浓度为538.6mg/L。GA12-4-12溶液与稀油间的油水界面张力随着盐含量的增加（60～250g/L）而降低。在高矿化度模拟地层水条件下,GA12-4-12及其与聚合物复合体系SP的油水动态界面张力均能达到超低值（10^-3mN/m）。进行模拟驱油实验表明,GA12-4-12与SP复合体系提高水驱采收率分别为6.25%、10.67%。     

Suspension stabilizers for PVC production I: Interfacial tension measurements

The effect of commonly used suspension stabilizers on the interfacial tension of the vinyl chloride (VCM)/water interface was studied at 50°C, using the drop volume method. The measurements covered drop times from a few seconds to about 1000 s. The interfacial tension between VCM and pure water was found to be 32 mN/m. In the presence of additives, the interfacial tension varied with drop time. An equilibrium situation was probably not reached in any of these experiments. The surface activity of the poly(vinyl alcohol) increased with increasing acetate content. The interfacial tension decreased much more slowly with time in the presence of the poly(vinyl alcohol)s than with the cellulose ether tested. However, this polymer, Methocel F50, on adsorption at the interface formed a solid, mechanically strong surface film. The formation of such films was delayed by addition of ammonium laurate and/or Span 20.