新型两性Gemini表面活性剂制备及表界面性能

目的以甲酸、甲醛、长链伯胺、环氧氯丙烷、甲醇和三氯甲烷为原料制备3种两性Gemini表面活性剂[(2,2''-硫酸钠-3,3''-烷基二甲基氯化铵)-N,N-丙烷基]甲胺(C₁₂SAPA、C₁₄SAPA和C₁₆SAPA)。方法 对产物结构进行了表征,比较了不同疏水链长度的表面张力、Krafft点和热稳定性,考查了3种两性Gemini表面活性剂抗温性、降低界面张力能力和提高采收率效果。通过FTIR和¹H-NMR确认了目标产物的合成。结果随着疏水链从C₁₂H₂₅ 增加到C₁₆H₃₃,临界胶束浓度(CMC)减小,γCMC表面张力增加。随着疏水链的增加,Krafft点增加,在9 ℃以上具有良好的溶解性。3种两性Gemini表面活性剂(C₁₂SAPA、C₁₄SAPA和C₁₆SAPA)的抗温能力分别可达153 ℃、157 ℃和150 ℃;抗盐性大小为:C₁₄SAPA＞C₁₂SAPA＞C₁₆SAPA,C₁₄SAPA抗盐性达到 5×10⁴ mg/L。降低油/水界面张力能力大小为:C₁₂SAPA＞C₁₄SAPA＞C₁₆SAPA,C₁₂SAPA和C₁₄SAPA效果更好,降低油/水界面张力能达到10-2的数量级。模拟油藏地层环境下,3种两性Gemini表面活性剂分别可提高采收率12.63%、10.91%和9.87%。结论合成的3种两性Gemini表面活性剂具有良好的表界面活性和驱油性能,在油藏提高采收率领域具有广泛的应用潜力。      

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文章使用荧光光谱、粘度法和冷冻蚀刻透射电镜等手段，研究了疏水缔合聚丙烯酰胺(HAPAM)在水溶液中通过疏水缔合形成疏水微区、超分子聚集体及发展到空间网络的过程。在荧光实验中，以芘为探针，通过Ｉ₃/Ｉ₁与聚合物浓度的变化关系确定了溶液的临界缔合浓度，研究了疏水缔合聚合物在溶液中的缔合状态及网络结构的形成过程。使用透射电镜研究了疏水缔合聚合物溶液的微观结构，发现疏水缔合聚合物在一定浓度时可以形成网络结构。通过粘度法证实当溶液中有大量疏水微区生成时，聚合物溶液粘度将急剧增大。     

微嵌段长度对疏水缔合聚合物流变性能的影响

为揭示疏水缔合聚合物结构与性能的关系,采用稳态应力扫描、剪切速率扫描、频率扫描等流变性实验方法,研究了疏水缔合聚合物（丙烯酰胺、丙烯酸钠和十二烷基丙烯酰胺共聚物,疏水单体十二烷基丙烯酰胺含量0.2 mol%）的微嵌段长度（N_H）对其流变性能的影响规律。研究结果表明：随着微嵌段长度的增加,聚合物的缔合效应加强,更易于形成可逆空间网络结构;同时其临界缔合浓度（CAC）逐渐降低,会使其增黏能力、黏弹性能均有很大提升;当N_H 从3.3 增至12.5 时,CAC 从1684 mg/L 降为846 mg/L,零剪切黏度从204.73 mPa·s 增至65833.19 mPa·s,松弛时间从0.07 s 增至12.64 s。流变实验结果表明,疏水缔合聚合物的缔合与解缔合是一个可逆的动态过程,微嵌段长度越长,经剪切作用破坏后的结构黏度重新恢复速度越慢,但其恢复后的黏度越高。在一定范围内升高温度和增加溶液离子强度有利于增强缔合效应,从而促使疏水缔合聚合物的抗温、抗盐性能在一定程度上提高。图8表1 参33     

耐温抗盐驱油用纳米分散体系的研制与性能评价*

为了改善聚合物驱油体系在高温高盐油藏中高温断裂、抗盐性和长期稳定性差的问题,研制了一种由油酸 改性纳米SiO₂（O-SiO₂）和疏水缔合聚合物KAPAM组成的纳米分散体系,评价了纳米分散体系的增黏性、耐温 性、抗盐性、抗剪切性、长期稳定性和驱油效果。结果表明,与单一KAPAM溶液相比,纳米分散体系的三维网格 结构提升了体系的结构稳定性及结构恢复能力,从而提高了体系的各项性能。O-SiO₂可使KAPAM溶液黏度增 加,组成为0.15% KAPAM+0.3% O-SiO₂的纳米分散体系的黏度最大,增黏率为25.73%。纳米分散体系在90 ℃ 下的黏度保留率为 89.41%;当体系中的 NaCl、CaCl₂的质量浓度为 60、7 g/L 时,黏度保留率分别为 72.13%、 65.74%;纳米分散体系在90 ℃下可稳定分散约20 d;在90 ℃、矿化度为3.3×10⁴ mg/L的条件下,向填砂管中注入 0.5 PV纳米分散体系可在水驱基础上提高采收率23.5%,表现出较好的耐温抗盐性、长期稳定性及驱油能力。     

低伤害高效减阻水压裂液的研究与应用

为解决目前减阻水压裂液对地层伤害大、抗盐性能差等问题,合成了一种水包水型减阻剂FR-4,并以FR-4为主剂配制了组成为0.1% 减阻剂FR-4+0.11%复合增效剂ZX-1+0.50%黏土稳定剂NW-2 的减阻水压裂液,考察了该压裂液的减阻性能、抗盐性能及其对支撑剂充填层导流能力及岩心的伤害等性能。研究结果表明,在剪切 速率10000 s^-1、1/8″管径的条件下,该减阻水压裂液在室温、70℃时的减阻率分别为72.1%、71.4%,具有优良的减阻性能和耐温性;分别用盐水、返排水和模拟海水配制的减阻水压裂液的减阻率均在70%以上,具有良好的抗盐性能;在铺砂（50/70 目陶粒）浓度10 kg/m²、压力10～70 MPa的情况下,该减阻水压裂液对支撑剂充填层导流能力伤害率均小于10%,属低伤害减阻水压裂液;用该减阻水压裂液驱替低渗岩心（渗透率1.92×10^-3～3.52×10^-3μm²）24 h 后,对岩心伤害较小,伤害率仅为5.62%。该减阻水压裂液的表观黏度1.203 mPa·s（温度30℃、转速100 r/min）,表面张力为24.96 mN/m（温度25℃）,膨胀体积为2.88 mL,具有良好的表面活性和防膨性能,有利于保护储层和压后液体返排;该减阻剂分散时间小于5 s,而且无毒环保,可满足现场即配即注工艺要求。图3表6参7     

以酸性铬蓝K-萘酚绿B为显色剂测定钙镁离子浓度的方法

本文研究了以酸性铬蓝K（ACBK）和萘酚绿B（NGB）的混合指示剂K-B为显色剂,利用722紫外可见分光光度计测定部分水解聚丙烯酰胺溶液中Ca²⁺、Mg²⁺总浓度的方法,确定了最佳的测定条件。结果表明,在波长为472 nm下测定吸光度,ACBK与NGB的质量比为1:2,加入含Ca²⁺、Mg²⁺ 的混合盐溶液、K-B混合显色剂、pH=10的NH₃-NH₄Cl缓冲溶液体积比依次为1:3:8,Ca²⁺、Mg²⁺总浓度为0~32 mg/L时,绘制的标准曲线服从朗伯-比尔定律,浓度与吸光度的线性拟合方程为A=0.30124+0.01001c_m,测定结果平均误差不大于±0.9%。     

APEC(Na)降低油水界面张力影响因素研究

在埕岛油田埕北油水条件下,考察了烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠(APEC(Na)) 阴非离子表面活性剂乙氧基（EO）数、温度、无机盐、溶液pH值对油水界面张力的影响。结果表明,APEC(Na)中的EO数为6时的油水界面张力最低6.5×10^-3 mN/m。温度由30℃增至80℃,0.3%的APEC(Na) （EO数=6）海水溶液与埕北原油间的界面张力由5.6×10^-2 mN/m降至6.4×10^-3 mN/m;在APEC(Na)完全溶解后,温度（50~80℃）对界面张力的影响不明显。单一NaCl、Na2SO4、NaHCO3、CaCl2、MgCl2无机盐对APEC(Na)降低油水界面张力产生影响。随无机盐浓度升高,界面张力均先降低后升高;阳离子类型对界面张力的影响强于阴离子类型。Na₂SO₄、MgCl₂、CaCl₂加量分别为25×10⁴、10×10⁴、25×10⁴ mg/L时,界面张力最低,分别为1.2×10^-3、2.2×10^-3、5.8×10^-3mN/m,Mg²⁺对APEC(Na)界面活性的影响最大。在APEC(Na)海水溶液中加入1% NaOH,EO数为7的APEC(Na)可使原油界面张力达到最低值2.9×10^-3 mN/m;随EO数为7的APEC(Na)海水溶液pH值升高,油水界面张力先降低后升高,pH值为13.4（NaOH加量1%）时的界面张力最低。     

疏水缔合聚合物/表面活性剂二元体系性能研究

针对大港油田孔南地区油藏具有高凝、高黏和高矿化度等特点及水驱开发效果较差的问题,进行了疏水缔合聚合物/表面活性剂二元复合体系应用的可行性研究。分别考察了疏水缔合聚合物AP-P7 溶液及由聚合物AP-P7 和非离子表面活性剂官109PS985 组成的聚/表复合二元体的系黏度、分子线团尺寸、界面张力及其影响因 素,采用β-环糊精作为调节剂改善疏水缔合聚合物油藏适应性,分析了高凝高黏油藏聚合物和聚/表二元复合驱提高采收率机制。结果表明,β-环糊精可改变疏水缔合聚合物分子形态结构,使其与岩心孔喉匹配性变强,减少堵塞。由注入水和软化水配制的浓度2000 mg/L 的聚合物溶液黏度分别为223.4 mPa·s 和302.5 mPa·s,而加入0.07%的β-环糊精后的黏度分别为26.5 mPa·s 和35.3 mPa·s,加入β-环糊精后聚合物AP-P7 溶液的黏度明显降低。调节剂β-环糊精加量由0.001%增加至0.07%时,聚合物的分子线团尺寸由235 nm降至155 nm。此外,β-环糊精加量由0.001%增至0.07%或溶剂水中钙镁离子浓度由508 mg/L降低至0 时,聚/表二元体系与原油间界面张力降低,洗油效率提高。将含有β-环糊精的由注入水配制的浓度2000 mg/L的AP-P7 溶液注入气测渗透率3500×10^-3μm²的岩心,β-环糊精加量由0.001%增至0.07%时,阻力系数和参数阻力系数分别由35.6 和15.9 分别降至25.7 和11.0。在聚/表二元复合体系（C_p=2000 mg/L,C_s=2000 mg/L）中加入0.02%的β-环糊精,软化水配制的聚/表二元复合体系的黏度（81.5 mPa·s）高于未除去加药后注入水中沉淀的含垢水所配制的聚/表二元复合体系的黏度（69.5 mPa·s）,但后者的阻力系数和残余阻力系数高于前者的,后者的注入压力也高于前者的。图5表8参16     

基于长链疏水单体的新型疏水缔合聚合物的分子动力学模拟

：为了探究不同疏水单体对聚合物类减阻剂耐盐性能的影响,采用分子动力学模拟方法研究了3 种不同的疏 水长链型疏水单体与亲水的丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）共聚形成的疏 水缔合聚合物在盐溶液中的减阻性能和聚集行为。结果表明：3 种疏水单体均能提高共聚物与水的相互作用,其 中疏水长链由亲水的烷氧基链、烷基链和芳环类疏水基共同组成的疏水单体性能最优异。3 种疏水单体均能提 高共聚物的回转半径,且链长更长并带有芳环类疏水基的疏水单体使共聚物的流体力学半径更大;此外,聚合物 疏水链的疏水缔合有利于促进共聚物通过氢键进行分子间交联,形成聚合物链之间的空间网络结构,增加聚合 物链的刚性。减阻性能测试验证了分子动力学模拟结果的正确性。     

联结基对磺酸盐型双子表面活性剂的界面张力和起泡性能的影响

 合成了一系列具有支状疏水链的新型磺酸盐型双子表面活性剂D₂C_n（D为疏水基仲辛基,C为联结基中亚甲基,n=2,4,6,8）,考察了联结基对其表面活性的影响。结果表明,D₂C_n系列双子表面活性剂溶液的临界表面张力γ_CMC与临界胶束浓度CMC值均随联结基长度的增加而增大;辽河原油加入D₂C_n系列双子表面活性剂溶液后的油-水界面张力随着联结基团长度的增加先增加后降低。D₂C_n系列双子表面活性剂具有良好的泡沫性能,随着联结基长度的增加,初始起泡体积降低,泡沫半衰期先增加后降低;随着温度的增加,泡沫半衰期显著下降,初始起泡体积先增加后降低。