碳氢和氟碳表面活性剂室内协同性研究

研究了碳氢表面活性剂和氟碳表面活性剂复配溶液的表面张力及CMC变化规律,采用K100C表面张力仪测试不同温度、pH值、盐以及溶剂下表面张力。实验结果表明:当0.0410 g/L的FC和0.3322 g/L的SDBS复配与SDBS单剂相比,溶液的表面张力降低8 mN/m;无机盐使FC+SDBS复配体系的表面活性增强,表面张力下降,不同价态的无机盐对溶液表面活性的影响规律是Ca^2+>K^+>Na^+;异丙醇对降低FC+SDBS复配体系的表面张力有利。通过对碳氢和氟碳表面活性剂室内协同性研究可以有效指导工业生产,降低成本。     

天然气水合物生成溶液的表面张力研究

提出使用高性能的氟碳表面活性剂来促进天然气水合物的生成,并通过实验研究了氟碳表面活性剂、碳氢表面活性剂及其复配后的表面活性性能,分析了配比、浓度和温度对复配溶液表面张力的影响,提出相应的表面张力计算关联方法。最后分析研究了压力对天然气水合物溶液表面张力的影响,提出利用等张比容法(基团贡献法)计算表面张力。此研究为表面张力对天然气水合物形成的影响提供一定的研究基础。     

不对称Gemini表面活性剂与SDS的复配研究

以三聚氯氰、二正辛胺、牛磺酸、乙醇胺为原料,合成一种阴-非离子不对称Gemini表面活性剂(HG-8),并利用ESI-MS、1 H NMR、元素分析对其结构进行了表征。采用Wilhelmy吊片法测定了HG-8、十二烷基硫酸钠(SDS,一种传统阴离子表面活性剂)以及两者的复配体系在30℃下的表面张力,探索并比较单一组分与复配体系的表面性能。结果表明:HG-8降低表面张力的效率和降低表面张力的能力优于SDS,而两者复配体系又优于任一单一组分,表现出强烈的协同效应。当HG-8的摩尔分数大于0.3时,复配体系在形成胶束能力方面存在协同效应。当α=0.9时,复配体系的临界胶束浓度和临界表面张力分别为5.11×10-5 mol/L和26.83mN/m。     

绿色环保型表面活性剂驱油体系研究

考察了绿色环保型表面活性剂YCH-601及其复配体系的驱油性能。生物毒性评价实验表明YCH-601无毒、无皮肤刺激及过敏反应,属于绿色环保型表面活性剂。YCH-601及其复配体系室内评价实验结果表明,与其他几种油田常用表面活性剂相比,YCH-601对原油的乳化效果较好;在砂岩表面的吸附量较低,其稳定的动态吸附量为0.123 mg/g砂;YCH-601降低表面张力效果最好,使用浓度最低,其最低表面张力为26.7 mN/m。YCH-601复配体系AON、ASN体系降低油水界面张力效果较好,耐Na+能力分别为20、50 g/L,耐Ca2+能力分别为1500、4000 mg/L,并且经150℃高温处理后,油水界面张力仍在10-3mN/m数量级。YCH-601及其复配体系提高采收率效果好于其他表面活性剂,采收率高达22.5%。图9表4参14     

双尾硫酸盐表面活性剂的溶液性质

测试了3种双尾硫酸盐表面活性剂2-丁基辛基硫酸钠(GC12S)、2-己基癸基硫酸钠(GC16S)和2-辛基十二烷基硫酸钠(GC20S)的表面张力,评价了表面活性剂溶液与烷烃间的界面性质。实验结果表明,GC12S,GC16S,GC20S形成临界胶团的浓度分别为9.70,0.80,0.04mmol/L,临界胶团浓度(cmc)时的表面张力为28.50,27.56,24.91mN/m,比相应碳数的直链表面活性剂低得多;增加双尾硫酸盐表面活性剂的碳链长度,表面活性剂的溶解性降低,cmc降低。GC12S的cmc比同碳数的直链十二烷基硫酸钠高,但界面张力低得多。双尾硫酸盐表面活性剂溶液与癸烷的界面张力达到最低界面张力的浓度随碳数的增加而降低,界面张力最低的是GC16S,其次是GC20S。加入NaCl后,短碳链的GC12S不能与烷烃产生超低界面张力,而长碳链的GC16S和GC20S溶液在NaCl质量分数分别为2.00%~3.00%和0.03%~0.10%时可与癸烷、十二烷、十四烷产生超低界面张力,达到10-3mN/m数量级。     

烷基苯磺酸盐/环烷基石油磺酸盐复配增效机制分析

测定了烷基苯磺酸盐（KPS）与环烷基石油磺酸盐（HABS-16）不同复配比下的临界胶束浓度与表面张力,考察了不同浓度下复配表面活性剂溶液的增溶量,并进行了岩心驱替实验,研究了复配表面活性剂的驱油效率。实验结果表明,当HABS-16质量分数为0.33时,复配表面活性剂胶束的平均粒径最大,表面张力最低,为22.74 mN/m。相比于单一体系,复配表面活性剂对模拟原油及烷烃、芳烃的增溶能力更强。复配表面活性剂含量越大,驱油效果越好,当复配表面活性剂加入量为1.0%(w)时,驱油效果最好,采收率最高,为81.60%。     

阳离子碳氟与阴离子碳氢表面活性剂复配体系的性质

采用表面张力法研究了阳离子碳氟表面活性剂FCI-3和阴离子碳氢表面活性剂SDS复配体系的表面活性以及两者在混合胶团中的相互作用。结果表明,两者以任意比例混合溶液均为澄清。随着FCI-3的摩尔分数的增大,体系中cmc值所对应的表面张力降低。由混合胶团的相互作用和气液界面的头基面积可见,两组分等物质的量混合时两者相互作用最大,混合胶团的作用参数达到-29.17,此时混合表面活性剂的头基面积为0.43nm2。将FCI-3/SDBS混合体系与其对比,发现两者等物质的量混合时相互作用力仍最大,但与FCI-3/SDS体系相比却比较小,βM值为-10.2,但两者混合比例发生改变时,头基面积基本不变,可能是由于SDBS的空间位阻所致。与正/负碳氢表面活性剂复配体系即DTAB/SDS进行了比较,发现两者等物质的量混合时,cmc为28.3mN/m,βM为-15.4,在表面张力降低程度和混合胶团中两者相互作用力方面都没有FCI-3/SDS体系强。     

新型阴—非离子Gemini表面活性剂

用AEO-9、三溴化磷、双酚A、氢氧化钠、氯磺酸等为原料合成了一种以双酚A为支撑基的双磺酸盐型表面活性剂.该表面活性剂的水溶液在25 ℃时的临界胶束浓度cmc≈2.5×10-4 mol/L,表面张力γcmc≈22.3 mN/m.同传统的磺酸盐表面活性剂相比临界胶束浓度低32～39倍,表面张力低16 ～ 18 mN/m.所合成的双磺酸盐型表面活性剂与CTAB组成的复配体系具有协同效应,当二者复配比例为1∶2时,它的cmc和γcmc值分别为0.1 mmol/L和22.5 mN/m,表明复配体系比单一组分具有更高的表面活性.     

十二烷基硫酸钠和OP-10复配体系定量研究

研究并建立了十二烷基硫酸钠（简称SDS）和非离子表面活性剂OP-10复配体系中两种表面活性剂的含量测定方法。分别采用相滴定法和分光光度法测定复配体系中SDS和非离子表面活性剂OP-10的含量,考察了复配体系中两种表面活性剂的相互干扰作用对各自定量的影响,对复配体系的定量条件、指示剂的用量、无机盐（Na2SO4、KCl）的影响等因素进行研究。结果表明,OP-10对SDS的定量影响很小,但是SDS对OP-10的定量影响较大,当SDS含量达到0.8～1.0g/L时,其对OP-10定量的干扰作用相同,在此范围内,复配体系中OP-10的质量浓度与吸光度呈正比。该方法操作简便、快速、准确、可靠性强,能分别测定复配体系中两种表面活性剂的含量。     

表面活性剂发泡体系的实验室研究

以表面活性剂理论为基础,考察了十二烷基硫酸钠等4种表面活性剂溶液的泡沫性能,通过对阴离子/阴离子,阴离子/阳离子和阴离子/非离子表面活性剂的复配试验,确定一定配比下十二烷基硫酸钠/十二烷基苯磺酸钠复配表面活性剂对泡沫性能的增效性.在保证一定起泡能力的前提下,筛选出了混合稳泡剂HPAM/HEC,研制了一种新的起泡体系.该体系成本低,起泡性良好,15 ℃下泡沫半衰期达40 min,同时也是一种环保型油气田工作液.     

双子表面活性剂表面活性的研究

利用胜利油田临盘采油厂的注入水配制了不同含量的双子表面活性剂,考察了双子表面活性剂的表面活性,并将其与对应的传统表面活性剂进行了对比.结果表明,双子表面活性剂具有较强的耐温抗盐性能,且在较低含量下降低表面张力的能力明显优于对应的传统表面活性剂,可用于高矿化度和温度为70～90℃的油藏.     

驱油用耐温抗盐表面活性剂的研究进展

综述了国内外表面活性剂复配体系、阴离子-非离子两性表面活性剂和双子型(Gemini)表面活性剂3类驱油用耐温抗盐表面活性剂的研究进展情况,指出阴离子-非离子两性表面活性剂和新型Gemini表面活性剂是具有良好应有前景的高温、高盐油藏用表面活性剂,而且通过与石油磺酸盐和羧酸盐等廉价的表面活性剂进行复配使用,可以降低驱油成本。     

低聚表面活性剂的结构及性质

Gemini表面活性剂不同于常规表面活性剂,其临界胶束浓度低,润湿性好,表面张力、Krafft点低,聚集形态特殊,引起广泛关注。介绍了近年来有关阴离子、阳离子和两性离子低聚表面活性剂的最新结构,阐述了聚合度、联接基和疏水基对Gemini表面活性剂性质的影响,同时介绍了其应用。     

石油磺酸盐与非离子表面活性剂TritonX-100的相互增效作用

研究不同矿化度(即NaCl含量或CaCl2含量)下非离子表面活性剂(Triton X-100)对阴离子表面活性剂胜利石油磺酸盐(SLPS)溶解性(用透光率表示)的影响和SLPS含量对Triton X-100浊点的影响;考察Triton X-100含量对SLPS在高岭土上吸附量的影响;研究矿化度和Triton X-100含量对SLPS降低油水界面张力的影响,以期了解SLPS与Triton X-100的相互增效作用。实验结果表明,随矿化度的升高,SLPS的透光率降低;在NaCl含量为10%(w)时,加入0.06%(w)Triton X-100可使SLPS溶液的透光率达到87%;当SLPS含量由0增至0.1%(w)时,Triton X-100的浊点可从71℃升到117℃。不同矿化度下,Triton X-100可大幅降低SLPS在高岭土上的吸附损失。SLPS与3种原油的界面张力均随NaCl含量的增加而降低,且两种表面活性剂之间的负协同效应在一定含量范围内较低。     

阳离子表面活性剂吸附规律的研究

彩静态吸附法研究了在高矿化度，高钙、镁离子浓度水中的阳离子表面活性剂（ＪＪ－７６８）的吸附特性，研究用岩心为中原油田马寨油砂。通过吸附实验探讨了温度、ｐＨ值等因素对其吸附的影响。结果表明，阳离子表面活性剂在岩心上的吸附主要是靠静电作用。根据这一吸附机理，合成了３种能有效地抑制阳离子表面活性剂吸附的配合物，使其在岩心上的吸附量降低了８８．０２％。     

含gemini成分的正/负离子表面活性剂复配体系性质研究进展

含gemini成分的正/负离子表面活性剂复配体系因离子头基间强相互吸引及疏水相互作用,较传统表面活性剂复配体系具有更多的优良性质。综述了含gemini成分的正/负离子表面活性剂复配体系的研究进展,包括混合体系的协同效应、混合胶束的聚集行为、混合体系的微观结构及相行为。还介绍了混合体系中分子相互作用规律。     

烷基酚聚氧乙烯醚丙烯酸酯共聚物表面活性剂的合成与性质

烷基酚聚氧乙烯醚与丙烯酸反应制成了烷基酚聚氧乙烯醚丙烯酸酯活性大单体。以水为溶剂、过氧化物为引发剂，烷基酚聚氧乙烯醚丙烯酸酯（AE）、丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）合成了三元共聚物表面活性剂（AA／AM／AE），研究了单体组成、引发剂及溶剂对AA／AM／AE共聚物的表面活性与增稠能力的影响。结果表明，AA／AM／AE共聚物有高表面活性，低临界胶束浓度值（CMC），良好的增稠、增溶与乳化能力，表面张力和界面张力可低至27mN／m和0．5mN／m。该共聚物可望用作三次采油驱油剂。     

表面活性剂对聚合物溶液流变性的影响

采用流变方法研究了胜利油田常用阴离子表面活性剂和非离子型表面活性剂对聚丙烯酰胺流变性的影响。结果表明,阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠、石油磺酸盐和非离子表面活性剂TW-80与聚合物混合溶液随着剪切速率的增加,溶液呈现假塑性流体;随着表面活性剂浓度的增大,溶液更接近牛顿流体。但非离子表面活性剂聚氧乙烯(9)月桂醇醚不同。通过研究盐度对聚合物溶液流变性的影响,发现单一聚合物体系的表观黏度随着盐度的增大而降低,混合溶液加入高浓度的盐后变为牛顿流体,剪切应力与速率基本呈线性关系。     

Effect of a nonionic surfactant on the formation of natural gas hydrate in a diesel emulsion system

Abstract

In order to investigate the effect of different nonionic surfactants on hydrate formation in oil-water emulsion systems, the hydrate formation experiments were carried out in a diesel water-in-oil emulsion system with a water cut of 40% using nonionic surfactants such as Span80, Tween80, Span20 and Tween20, respectively. The results show that under the experimental conditions of 275?K and 7?MPa, a certain concentration of nonionic surfactant can promote the growth of hydrates in diesel emulsion systems, shorten the hydration reaction time, and have a significant effect on the improvement of gas storage density. The combination of Span80 and Tween80 in a mass ratio of 1:1 was the most effective in promoting the formation of hydrate in the emulsion system. When the mass fraction was 0.5%, the hydration reaction time was the shortest and the hydrate gas storage density was the highest. Due to the addition of the nonionic surfactant, a stable interfacial film and interfacial charge are formed around the water droplets of the emulsion system, making it difficult for the droplets to approach and polymerize, which maintains the stability of the water-in-oil emulsion system and has great reference value for the study of hydrate storage and transportation.