摘 要： 针对江汉油区高矿化度、高地层温度地层条件研制出抗盐耐温的阴-非离子型SH系列表面活性剂。通过溶解配伍性实验、界面张力测试, 筛选出耐温抗盐的SH01、SH03两种表面活性剂。二者的乳化性、长期稳定性、抗盐性和耐温性能均较好, 且SH03表面活性剂性能优于SH01, 在低浓度下SH03表面活性剂可有效降低油水界面张力。实验表明, 用浓度为0.3%的SH03表面活性剂0.3PV驱替岩芯, 采收率可提高6%。
关键词： 表面活性剂; 耐温性; 耐盐性; 界面张力;
Abstract： Heat-resistance and salt-tolerance surfactants, Yin-non-ionic type SH series, are developed aiming at hypersalinity and high formation temperature conditions in Jianghan Oilfield.Two surfactants (SH01 and SH03) are screened out through dissolution compatibility experiment and interfacial tension test.They are good at emulsibility, long-term stability, salt tolerance and heat resistance.SH03 is better than SH01 in performance and can reduce oil-water interface tension.the experiment shows that recovery efficiency can be increased by 6% by using 0.3 PV SH03 with 0.3% concentration to displace rock core.
Keyword： Surfactant; Heat Resistance; Salt Tolerance; Interfacial Tension;
江汉油区为盐湖沉积环境, 发育了下第三系沙市组上段-新沟嘴组下段及潜江组两套成盐成油岩系。潜江组油藏地层水矿化度为21.0×104~32.9×104 mg/L, 新沟嘴组油藏地层水矿化度为13.4×104~22.1×104 mg/L, 地层温度在54.2℃~124℃。针对高矿化度、高地层温度油藏条件, 通过表面活性剂降低油水界面张力, 达到提高驱油效率的目的。
高温下离子表面活性剂随着温度升高溶解度增加, 当温度超过kraff点溶解度急剧增大, 具有较好的耐温性。阴离子头基良好的水溶性, 可解决非离子在高温下因非离子活性基团部分与水的氢键发生断裂, 造成非离子表面活性分子脱水和收缩, 导致溶解度降低并析出, 水溶液混浊的部分浊点问题, 提高非离子表面活性剂耐温性。同时非离子表面活性剂具有耐盐性, 其非离子活性基团可减少阴离子与Ca2+、Mg2+、Na+接触的几率, 屏蔽阴离子;增大表面性活剂溶解度, 避免盐析;改变表面活性剂表面电荷分布, 降低静电作用力, 提高阴离子表面活性剂耐盐性。
研制出抗盐抗温的阴-非离子型SH系列表面活性剂, 能使不同性能的官能团优势互补, 充分发挥协同作用, 不仅可以避免色谱分离, 而且耐温抗盐性能大幅度提高。
1、 SH系列表面活性剂筛选
在地层水矿化度为277 012.56mg/L, 地层温度高达85℃的情况下, 选用抗盐抗温的阴-非离子型SH系列表面活性剂, 从中筛选出超低界面张力值的表面活性剂, 以增加毛细管数, 提高驱油效率。
1.1、 配伍性
观察在常温、地层温度下表面活性剂与地层水的配伍性, 从测试结果 (表1) 看出, 高温下SH01、SH03的溶解性比较而言要好些, 与地层水的配伍性最优。
表1 不同温度下SH系列表面活性剂溶解实验
在地层温度85℃、转速5 000rpm条件下, 测不同浓度SHSA系列表面活性剂界面张力值 (图1) 。SH01、SH02、SH03在不同浓度下界面张力可达到10-3数量级, 其它样品在不同浓度下界面张力可达到10-2数量级。
图1 不同表面活性剂不同浓度下界面张力
1.2、 乳化性能评价
通过原油乳化、乳状液颗粒大小、乳状液分层时间, 来确定表面活性剂与原油乳状液的乳化性。
配制SH系列表面活性剂与原油的油水比为1∶1 (85℃地层温度下) , 进行原油乳化洗油能力实验。在油水体系中加入表面活性剂后界面张力大大降低, 由26.7mN/m降低到10-2甚至10-3数量级。从原油乳化实验看出, 不同表面活性剂的原油乳化性较好, SH02、SH03、SH04洗油性好, 只有少许油沾壁, SH05较其它表面活性剂水相较澄清, 乳化性较差, 且分层快, 稳定性较差。因此, 综合考虑配伍性、乳化性、界面张力参数, 初步筛选出两种具有超低界面张力值表面活性剂SH01、SH03。
2、 表面活性剂性能评价
开展表面活性剂与原油乳化性、破乳性, 表面活性剂的耐温抗盐性能评价, 确定表面活性剂最佳浓度范围。
2.1、 破乳性能评价
研究驱油剂在不同油、水比例条件下破乳能力。将原油与SH01、SH03表面活性剂分别按4∶1, 3∶2, 2∶3, 1∶4不同比例混合在一起, 摇晃数分钟, 使之摇匀, 静置10min、30min、1h、8h、1d、2d、3d后读数, 读出乳状液中析出的表面活性剂液体体积, 计算破乳率。从测试结果 (表2) 看出:SH01表面活性剂在1h时, 破乳率达90%, 8h时80%油相破乳率为100%;SH03表面活性剂在1h时, 破乳率达85%。总的看来SH01、SH03表面活性剂乳化好, 破乳能力也强。
表2 表面活性剂乳化实验
2.2、 不同浓度性能评价
对两种表面活性剂SH01、SH03测试了不同浓度油水界面张力与时间的变化曲线, 并绘制出两种活性剂在不同浓度下界面张力曲线 (图2) 。从图2可以看出, 界面张力可以降低到10-2数量级以下, 且随时间的延长界面张力逐渐降低, 表面活性剂浓度低的水溶液与原油的界面张力下降缓慢, 如浓度为0.05%时需25min以上才能达到超低水平。对比表面活性剂SH01和SH03, 二者在模拟盐水中的溶解性基本相当, 相同条件下SH03溶液与原油的界面张力更低。
图2 表面活性剂SH01、SH03浓度与界面张力关系曲线
2.3、 高温老化性能评价
从高温下 (84℃) 放置不同时间后表面活性剂的油水界面张力测试曲线来看 (图3) , 同一表面活性剂水溶液, 高温下放置不同时间测得油水界面张力值差别不大, 界面张力可以降低到10-2数量级以下, 表明表面活性剂的稳定性较好。另外, 比较两种表面活性剂, SH03较SH01降低油水界面张力值更低些。
图3 两种表面活性剂油水界面张力稳定性曲线 (5000mg/L、84℃)
2.4、 耐盐性能评价
从测试不同矿化度下表面活性剂界面张力曲线看, 随着矿化度的升高油水界面张力显着降低, 最低界面张力达到10-2数量级 (图4) 。究其原因, 主要是由于水中的盐离子屏蔽了表面活性剂分子中离子的电荷, 压缩了表面活性剂离子层厚度, 并破坏了亲水基周围的水化膜, 抑制了其亲水性, 使表面活性剂易于在界面层吸附, 从而使界面张力下降。这说明表面活性剂SH03具有很好的抗盐能力, 其在水中的溶解性能能够满足应用需要, 但对于低矿化度油藏该表面活性剂不宜使用。
图4 不同矿化度下表面活性剂SH03的油水界面张力
3、 表面活性剂驱油实验
针对筛选的表面活性剂SH03开展了不同浓度表活剂的驱油实验。先期水驱采收率为62.61%, 综合含水98%后, 注入不同浓度的表面活性剂0.3PV, 再继续水驱。当浓度分别为0.05%, 0.1%, 0.2%, 0.3%时, 采收率分别提高3.85%, 4.24%, 4.59%, 6.00%。可见, 随着表面活性剂浓度的增加, 采收率提高幅度增大。
4、 结论
1) 针对江汉油区高矿化度地层水及原油性质, 优选评价了抗盐耐温的阴-非离子型SH系列表面活性剂。该阴-非离子两性表面活性剂, 兼具阴离子和非离子表面活性剂的优点。
2) SH系列表面活性剂耐温抗盐性能好, 在不同浓度下界面张力可达到10-2数量级。
3) 通过溶解配伍实验, 界面张力评价, 筛选出SH01、SH03两种表面活性剂, 其溶液乳化性、长期稳定性、抗盐性、耐温性较好, 浓度范围宽50~3 000mg/L均达到10-3 mN/m超低界面张力。SH03表面活性剂性能优于SH01。
4) 在地层水矿化度为27.7×104 mg/L, 地层温度高达85℃的条件下, 浓度为0.3%的SH03表面活性剂0.3PV驱替岩芯, 采收率可提高6%。
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