阴非离子型Gemini表面活性剂驱油体系性能评价

为提高低渗透油藏采收率,开发了一种阴非离子型Gemini表面活性剂ANG7-Ⅳ-7,并测定体系的界面张力、乳化性能和吸附量。结果表明,ANG7-Ⅳ-7表面活性剂浓度在1⁴ g/L范围内,油水界面张力均可达到10-3m N/m的超低数量级,当ANG7-Ⅳ-7浓度为4 g/L时,能使油水界面张力达到最低值6.025×10-3m N/m;在注入浓度为4 g/L时,表面活性剂在油砂上的吸附量为2.035 mg/g。室内岩心驱油试验结果表明,4 g/L的ANG7-Ⅳ-7表面活性剂驱可在水驱后提高采收率11个百分点。     

超高界面活性阴阳离子表面活性剂复合驱油体系研究

为提高高采出、高含水老油田采收率,研发了超高界面活性阴阳离子表面活性剂复合驱油体系S1。结果表明,针对胜利河口原油,在温度75～120℃,矿化度6 000～50 000 mg/L,二价离子100～2 000 mg/L,表面活性剂浓度0.05%～0.50%条件下,体系油水界面张力达到2×10~(-3)m N/m,增溶参数达到20。此外,该体系还可将岩石润湿性由油湿调变为中性润湿,是一种可有效调控油、水和岩石三相界面作用力,实现剥离原油和降低油水界面张力的超高界面活性原位微乳液表面活性剂体系。     

低界面张力驱油剂HW-2的制备及性能评价

通过阴离子/非离子/两性表面活性剂复配,制备了低界面张力驱油用HW-2表活剂体系。对HW-2表活剂体系的界面张力、岩心吸附、油水乳化等性能进行了分析;采用饱和油的储层岩石进行驱替实验。结果表明,HW-2具有优良的耐盐、耐温性能。矿化度为80 000 mg/L的盐水条件下,原油和航空煤油质量比为6∶4时,配制HW-2浓度1.0 g/L,测得油水界面张力为1.732×10^(-3)mN/m;配制HW-2浓度3.0 g/L,测得油水界面张力为4.7×10(-3)mN/m;配制HW-2浓度3.0 g/L,测得油水界面张力为4.7×10^(-4)mN/m。通过驱油实验数据分析可知,HW-2能有效提高驱油效率11.5%,在油田开发中具有重要的使用价值。     

低界面张力驱油剂HW-2的制备及性能评价

通过阴离子/非离子/两性表面活性剂复配,制备了低界面张力驱油用HW-2表活剂体系。对HW-2表活剂体系的界面张力、岩心吸附、油水乳化等性能进行了分析;采用饱和油的储层岩石进行驱替实验。结果表明,HW-2具有优良的耐盐、耐温性能。矿化度为80 000 mg/L的盐水条件下,原油和航空煤油质量比为6∶4时,配制HW-2浓度1.0 g/L,测得油水界面张力为1.732×10~(-3)mN/m;配制HW-2浓度3.0 g/L,测得油水界面张力为4.7×10~(-4)mN/m。通过驱油实验数据分析可知,HW-2能有效提高驱油效率11.5%,在油田开发中具有重要的使用价值。     

超低界面张力阴离子复合型驱油体系性能研究

采用旋转滴法分别测定了两种单一阴离子型表面活性剂体系和阴/阴离子复配型表面活性剂体系的油水界面张力,讨论了在50℃下表面活性剂的浓度、矿化度对油水界面张力的影响以及复配体系的最佳复配质量比,以此提高原油的采收率,评价了复配型体系表面活性剂的性能。结果表明,50℃、矿化度为3×104mg/L时将这两种阴离子表面活性剂以1∶1的质量比复配后,可以使油水界面张力值降至10-5m N/m,最终筛选出性能优越的超低界面张力驱油体系WY-2,同时此复配体系具有较好的稳定性和良好的乳化能力。     

超低界面张力阴离子复合型驱油体系性能研究

采用旋转滴法分别测定了两种单一阴离子型表面活性剂体系和阴/阴离子复配型表面活性剂体系的油水界面张力,讨论了在50℃下表面活性剂的浓度、矿化度对油水界面张力的影响以及复配体系的最佳复配质量比,以此提高原油的采收率,评价了复配型体系表面活性剂的性能。结果表明,50℃、矿化度为3×104mg/L时将这两种阴离子表面活性剂以1∶1的质量比复配后,可以使油水界面张力值降至10-5m N/m,最终筛选出性能优越的超低界面张力驱油体系WY-2,同时此复配体系具有较好的稳定性和良好的乳化能力。     

一种驱油用表面活性剂GY-9的制备及性能评价

通过阴离子表面活性剂(ME-3)、非离子表面活性剂(SM-2)、两性表面活性剂(AO-3)制备驱油用耐高温表面活性剂GY-9。在不同矿化度、温度下,对GY-9体系进行了油水界面张力、乳化性能、吸附性能等测试,并用长庆城95岩心进行模拟驱替实验。结果表明:体系具有较宽的温度和矿化度适用范围。在质量浓度为4.0 g/L,50 000 mg/L矿化水,模拟原油比为6∶4时,油水界面张力达到2.754×10-3m N/m数量级;当质量浓度为5.0 g/L时,界面张力可达6.7×10-4m N/m数量级,远高于行业标准。GY-9溶液的稳定性、耐温性均良好;驱替实验表明,可有效提高采收率约11.3%,在三次采油中具有极大的应用价值。     

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。     

HYZ-12/AP-P4二元体系与原油界面性质研究

对双离子对表面活性剂HYZ-12与水溶性疏水缔合聚合物组成的二元体系与模拟原油界面行为进行了研究。结果表明,油水界面张力随着HYZ-12表面活性剂浓度的升高先急剧下降后趋于平稳;SP二元体系与模拟油的油水界面张力随着HYZ-12浓度的增加而降低;HYZ-12/AP-P4二元体系中对降低界面张力作出主要贡献的是HYZ-12;一定量的无机盐对降低二元体系界面张力有利。该二元体系在提高采收率方面有一定的应用前景。     

高盐油藏提高采收率的室内研究

高盐油藏在水驱采油之后仍有相当一部分原油滞留在地层中,很难将其采出,因此可选用化学方法动用,但高盐油藏地层水矿化度相对较高,温度相对较高,普通表面活性剂很难满足如此苛刻条件下的油藏环境。因此需要将表面活性剂进行复配,充分发挥各种活性剂的优势,进而达到提高采收率的目的。针对玉门油田鸭儿峡L油藏地层水矿化度的特点,采用阴离子-两性表面活性剂复配,通过测定不同复配比和活性剂浓度下的油水界面张力,最终确定了适用于L油藏的表面活性剂驱油复配体系。实验表明在石油磺酸盐A与C14BE复配比为1:4、1:3,总浓度为0.6%、0.1%时,油水界面张力达到了10-3 m N/m级别。此驱油配方适用于L油藏提高采收率的要求。     

Enhanced oil recovery from high‐salinity reservoirs by cationic gemini surfactants

In order to enhance oil recovery from high‐salinity reservoirs, a series of cationic gemini surfactants with different hydrophobic tails were synthesized. The surfactants were characterized by elemental analysis, infrared spectroscopy, mass spectrometry, and ¹H‐NMR. According to the requirements of surfactants used in enhanced oil recovery technology, physicochemical properties including surface tension, critical micelle concentration (CMC), contact angle, oil/water interfacial tension, and compatibility with formation water were fully studied. All cationic gemini surfactants have significant impact on the wettability of the oil‐wet surface, and the contact angle decreased remarkably from 98° to 33° after adding the gemini surfactant BA‐14. Under the condition of solution salinity of 65,430 mg/L, the cationic gemini surfactant BA‐14 reduces the interfacial tension to 10^?3 mN/m. Other related tests, including salt tolerance, adsorption, and flooding experiments, have been done. The concentration of 0.1% BA‐14 remains transparent with 120 g/L salinity at 50 °C. The adsorption capacity of BA‐14 is 6.3–11.5 mg/g. The gemini surfactant BA‐14 can improve the oil displacement efficiency by 11.09%. © 2017 Wiley Periodicals, Inc. J. Appl. Polym. Sci. 2018 , 135, 46086.     

新型无碱三采用驱油剂的性能研究

以自制两性表面活性剂为主体的HLODA-4型驱油剂为研究对象,测试了驱油剂在无碱的条件下对克拉玛依油田原油的油—水界面张力,并考察了其与聚合物复配性能、抗色谱分离性能、抗盐性、抗硬水性和稳定性等方面的性能特征,结果表明HLODA-4型驱油剂质量分数在0.05%～0.2%无碱体系下,油—水界面张力均能达到10~（-3）m...     

水溶性阳离子高分子的驱油性能及机理研究

对水溶性阳离子高分子（SCP）进行一系列物模驱油实验，结果表明SCP比非离子高分子（NIP）有更好的驱油效果，在低矿化度（3×10^3mg／L）下采收率可提高43.8％，高矿化度（1×10^5mg／L）下能提高18.1％的采收率。SCP在人造岩心多孔介质中的阻力系数约为部分水解聚丙烯酰胺聚合物3530S的2倍，在不同pH值和电解质浓度下，SCP对原油乳液Zeta电位的影响比NIP大的多。用透射电镜分析SCP分子的结构形貌，初步考察了SCP的抗盐性。     

新型磺基甜菜碱与聚丙烯酰胺作用的研究

合成了一种耐温抗盐表面活性剂,通过红外光谱分析了该表面活性剂的结构。将其与2500万分子量聚丙烯酰胺进行复配,考察了复配体系的表面、界面性能。研究结果表明：所合成的产物为目标产物;磺基甜菜碱表面活性剂的临界胶束浓度（cmc）为2．19×10^-3mol／L,临界胶束浓度下的表面张力（γcmc）为25．51mN／m;加入聚合物后临界胶束浓度变为4．09×10^-3mol／L,γcmc变为26．65mN／m;表面活性剂质量浓度在0．8—1．5g/L,可使胜利原油油水间的界面张力达到超低数量级（10^-3mN／m）;聚合物的加入有利于乳状液的形成。     

甜菜碱型Gemini表面活性剂的合成及泡沫排水性能

通过原料的季铵化合成油酸酰胺羟丙基甜菜碱(S18),S18与二卤代烷反应,得到的Gemini表面活性剂(S18-18)。S18-18用红外光谱(FT-IR)和核磁共振氢谱(1H NMR)进行了表征。在25℃下研究了不同质量浓度的S18-18的表面张力。其临界胶束浓度(CMC)为5.0×10-6 mol/L,表面张力(γcmc)为31.67 mN/m。测定了S18-18的携液率,在清水、250000 mg/L矿化水、质量分数为30%凝析油溶液和质量分数为30%甲醇溶液中,S18-18的携液率分别为90%、76%、63%和79%,数据表明,矿化度、甲醇、凝析油对S18-18的泡沫携液性能影响很小。对比S18与S18-18的携液性能,S18-18的携液性能优于S18。比较3种不同类型表面活性剂与S18-18的液体携带性能,S18-18具有更好的携液性能和泡沫性能。     

辛基酚聚氧乙烯醚烷基磺酸钠溶液的性能研究

对非离子-阴离子型表面活性剂辛基酚聚氧乙烯醚(10)烷基磺酸钠(OPS-10)的溶液性能进行了研究。用表面张力法测定OPS-10的CMC为65 mg/L;在85℃、无机盐离子浓度90 000 mg/L的水溶液中,OPS-10表现出了良好的抗温抗盐性;动态界面张力研究显示,OPS-10降低油-水动态界面张力的曲线呈"L"型,平衡值达到10-2数量级;室内驱替实验表明,对于特低渗透率的岩心,OPS-10可以在水驱的基础上提高驱油效率2.89%,优于十二烷基苯磺酸钠的驱替效果。基于在上述方面表现的良好性能,OPS-10可以作为驱油剂或助剂进行高矿化度水和高温油藏的驱油实验研究和应用。     

一种阴离子表面活性剂的合成与性能研究

合成了一种阴离子型双醚双苯磺酸盐Gemini表面活性剂,测定该系列Gemini表面活性剂水溶液的表面张力(γcmc)分别为:32.00mN/m、28.41 mN/m、29.76 mN/m、33.20 mN/m,临界胶束浓度(cmc)分别为:0.79mmol/L、0.87 mmol/L、1.02 mmol/L、0.84 mmol/L;该Gemini表面活性剂(DPDAS-12)可在无碱,浓度为0.35%条件下,将油/水界面张力降至1.2×10-3mN/m的超低水平;可有效改变岩石表面润湿性,可将亲油表面(θ=114°)改变为弱亲油(θ=69.3°),可将亲水表面(θ=26.0°)改变为弱亲水表面(θ=34.0°)。     

耐盐高稳泡超低界面张力泡沫体系研究

对28种表面活性剂进行了泡沫综合性能评价和油水界面张力测试,并通过不同表面活性剂之间的复配和配方的优化,筛选出高稳泡超低界面张力的泡沫体系。结果表明,当FC-06、5#和DS10复配表面活性剂的质量分数为0.4%,配比为2∶1∶3时,最大起泡体积为500 mL,半衰期为28.8 min,平衡时的油水界面张力为8.0×10~(-3) mN/m。泡沫体系性能评价结果表明,在40 000 mg/L的矿化度条件以下,泡沫体系均能保持高稳泡时间和超低界面张力,具有较强的耐盐性。     

Salt-Induced Constructions of Gemini-like Surfactants at the Interface and Their Effects on the Interfacial Tension of a Water/Model Oil System

It is an urgent issue to enhance oil recovery for unconventional reservoirs with high salinity. Focused on this topic, salt addition is a powerful tool to motivate the surfactant assembly at the water/oil interface and improve the interfacial activity. We used a cationic surfactant cetyltrimethylammonium bromide (CTAB) and an anionic salt dicarboxylic acid sodium (CnDNa) to construct gemini-like surfactants at the interface and evaluated their ability to reduce the interfacial tension (IFT) between model oil (toluene and n-decane, v:v = 1:1) and water. Interestingly, the fabrication of a (CTAB)₂/C4DNa gemini-like surfactant was hardly achieved at the fresh water/model oil interface, but accomplished at the brine/model oil interface. At a high NaCl concentration (100,000 mg L⁻¹), the IFT value is reduced to 10⁻³ mN m⁻¹ order of magnitude, which is generally desired in practical applications. The control experiments displacing the surfactant type and the spacer length further confirmed the NaCl effects on the interfacial assembly.     

Progress in research of sulfobetaine surfactants used in tertiary oil recovery

The synthesis of sulfobetaine surfactants and their application in tertiary oil recovery (TOR) are summarized in this paper. The synthesis of sulfobetaine surfactants was classified into three categories of single hydrophobic chain sulfobetaine surfactants, double hydrophobic chain sulfobetaine surfactants and Gemini sulfobetaine surfactants for review. Their application in TOR was classified into surfactant flooding, microemulsion flooding, surfactant/polymer (SP) flooding and foam flooding for review. The sulfonated betaine surfactants have good temperature resistance and salt tolerance, low critical micelle concentration (cmc) and surface tension corresponding to critical micelle concentration (γ_cmc), good foaming properties and wettability, low absorption, ultralow interfacial tension of oil/water, and excellent compatibility with other surfactants and polymers. Sulfobetaine surfactants with ethoxyl structures, hydroxyl and unsaturated bonds, and Gemini sulfobetaine surfactants will become an important direction for tertiary oil recovery because they have better interfacial activity in high-temperature (≥90°C) and high-salinity (≥10⁴ mg/L) reservoirs. Some problems existing in the synthesis and practical application were also reviewed.