一种针对高含蜡原油驱油用表面活性剂的生产及应用的制作方法

1.本技术涉及一种针对高含蜡原油驱油用表面活性剂的生产及应用，属于油田化学技术领域。


背景技术：

2.目前高含蜡原油占现有原油储量相当大的比例，但蜡晶分子之间重叠形成连锁复杂的三维结构极大了影响原油的流动性，增加了开采难度。
3.现有技术中利用表面活性剂降低原油界面张力、提高毛细管数的表面活性剂驱油技术行之有效，已成为使用范围广且最具发展前景的技术。
4.但非离子表面活性剂耐高温性能差，阴离子表面活性剂耐盐性能差，且阴离子、非离子表面活性剂对高含蜡原油的适应性都比较差，无法长期有效的降低高含蜡原油界面张力，实现良好的驱油效果。


技术实现要素：

5.为了解决上述问题，提供了一种针对高含蜡原油驱油用表面活性剂的生产及应用。本技术的制备方法通过将非离子表面活性剂中的活性基团取代，再通过催化剂和反应助剂使阴离子表面活性剂与非离子表面活性剂反应，从而形成阴
‑
非离子表面活性剂，使本技术制备的表面活性剂同时具有良好的耐盐性能和耐高温性能，并且对高含蜡原油适应性优异，使蜡晶分子之间不易相互搭接，减少蜡晶分子三维空间结构的形成，有效降低了原油界面张力，显著提升了原油采收率。
6.根据本技术的一个方面，提供了一种针对高含蜡原油驱油用表面活性剂的制备方法，包括以下步骤：
7.1)将非离子表面活性剂、碱、溶剂a加入到反应釜中，搅拌均匀，蒸馏后制得第一产物；
8.2)再加入溶剂b，搅拌至第一产物完全溶解，再加入催化剂和阴离子表面活性剂，搅拌均匀，制得第二产物；
9.3)将第二产物蒸馏后过滤，重结晶后加入助溶剂，使其完全溶解，最终制得针对高含蜡原油驱油用表面活性剂；
10.所述非离子表面活性剂为椰油胺聚氧乙烯醚，分子通式如式1所示；
[0011][0012]
其中，m为5
‑
8，n为5
‑
8，r为椰油基；
[0013]
所述阴离子表面活性剂为磺酸盐类表面活性剂；所述溶剂a为脂环烃类有机溶剂
中的至少一种或多种；所述溶剂b为醇类溶剂和酮类溶剂中的至少一种或多种。
[0014]
可选地，步骤2)中还加入了反应助剂，所述反应助剂为溴二氟乙酸乙酯或硫酚。通过加入反应助剂减弱了非离子链段与阴离子基团间的作用力，使得非离子链段更容易与阴离子基团结合。
[0015]
优选地，所述反应助剂为硫酚。
[0016]
可选地，所述磺酸盐类表面活性剂为椰油酰氧乙基磺酸钠，分子式如式2所示；
[0017][0018]
可选地，所述溶剂a为环戊烷和环己酮中的至少一种或多种；所述溶剂b为乙二醇和丙酮中的至少一种或多种。
[0019]
优选地，所述溶剂a为环己酮，所述溶剂b为丙酮。
[0020]
可选地，所述碱为氢氧化钠或氢氧化钾，所述催化剂为杂多酸，所述助溶剂为甲醇。优选地，所述碱为氢氧化钠。
[0021]
可选地，所述步骤1)中反应温度为80
‑
100℃，搅拌时间为2
‑
3h；所述步骤2)中反应温度为60
‑
90℃，搅拌时间为5
‑
6h。
[0022]
可选地，所述步骤3)中将第二产物蒸馏后过滤，重结晶2
‑
3次后，加入助溶剂使其完全溶解，最终制得针对高含蜡原油驱油用表面活性剂。
[0023]
可选地，按照重量份数计，非离子表面活性剂为30
‑
50份、碱为60
‑
100份、溶剂a为100
‑
120份、溶剂b为110
‑
130份、催化剂为20
‑
30份、反应助剂为30
‑
40份、助溶剂为100
‑
120份、阴离子表面活性剂为30
‑
50份。
[0024]
优选地，按照重量份数计，非离子表面活性剂为30
‑
40份、碱为60
‑
80份、溶剂a为100
‑
110份、溶剂b为110
‑
120份、催化剂为20
‑
25份、反应助剂为30
‑
35份、助溶剂为100
‑
110份、阴离子表面活性剂为30
‑
40份。
[0025]
根据本技术的另一方面，提供了一种针对高含蜡原油驱油用表面活性剂，其为阴
‑
非离子表面活性剂，分子通式如式3所示；
[0026][0027]
其中，m为5
‑
8，n为5
‑
8，r为椰油基。
[0028]
根据本技术的又一个方面，提供了一种针对高含蜡原油驱油用表面活性剂在高含蜡油藏驱油中的应用。
[0029]
本技术的有益效果包括但不限于：
[0030]
1.根据本技术的针对高含蜡原油驱油用表面活性剂的制备方法，通过将非离子表面活性剂中的活性基团取代，再通过催化剂和反应助剂使阴离子表面活性剂与非离子表面活性剂反应，从而形成阴
‑
非离子表面活性剂，使本技术生产的表面活性剂同时具有良好的耐盐性能和耐高温性能，并且对高含蜡原油适应性优异，有效降低了原油界面张力，显著提升了原油采收率。
[0031]
2.根据本技术的针对高含蜡原油驱油用表面活性剂的制备方法，通过加入催化剂和反应助剂减弱了非离子链段与阴离子基团间的作用力，使得非离子链段更容易与阴离子基团结合。
[0032]
3.根据本技术的针对高含蜡原油驱油用表面活性剂的制备方法，通过在80
‑
100℃下加入碱将椰油胺聚氧乙烯醚其中一条醚链端的氢原子取代为碱中的金属原子，再在60
‑
90℃的条件下加入催化剂和反应助剂然后使椰油胺聚氧乙烯醚链取代椰油酰氧乙基磺酸钠中乙基中的一个氢原子，从而形成阴
‑
非离子表面活性剂，增加了分子链的结构的稳定性，增强了制备的表面活性剂的耐高温性能。
[0033]
4.根据本技术的针对高含蜡原油驱油用表面活性剂的制备方法，制备工艺简单，生产成本低，利于操作，且对高含蜡原油的适应性优异。
[0034]
5.根据本技术的针对高含蜡原油驱油用表面活性剂，既同时具备耐高温性和耐盐性，又对高含蜡原油适应性优异，能够改变原油中的蜡晶结构，使蜡晶之间不易相互搭接，减少蜡晶分子三维空间结构的形成，从而有效降低高含蜡原油的界面张力，增加原油的流动性。
[0035]
本技术中，所述椰油胺聚氧乙烯醚和椰油酰氧乙基磺酸钠是根据本领域已知方法制备。
具体实施方式
[0036]
下面结合实施例详述本技术，但本技术并不局限于这些实施例。
[0037]
如无特别说明，本技术的实施例中的原料和催化剂均通过商业途径购买。
[0038]
实施例1
[0039]
表面活性剂1#的制备
[0040]
表面活性剂1#的制备方法，包括以下步骤：
[0041]
1)将椰油胺聚氧乙烯醚、氢氧化钠、环己酮加入到反应釜中，在90℃下搅拌2.5h，蒸馏后制得第一产物；
[0042]
2)再加入丙酮，搅拌至第一产物完全溶解，再加入杂多酸、硫酚和椰油酰氧乙基磺酸钠，在70℃下搅拌5.5h，制得第二产物；
[0043]
3)将第二产物蒸馏后过滤，重结晶2次后，加入甲醇使其完全溶解，最终制得表面活性剂1#。
[0044]
按照重量份数计，椰油胺聚氧乙烯醚为40份、氢氧化钠为80份、环己酮为110份、丙酮为120份、杂多酸为25份、硫酚为35份、甲醇为110份、椰油酰氧乙基磺酸钠为40份。
[0045]
实施例2
[0046]
表面活性剂2#
‑
3#、对比表面活性剂1#
‑
2#的制备
[0047]
按照表面活性剂1#中各组分的重量份数，分别制得表面活性剂2#
‑
3#、对比表面活性剂1#
‑
2#，其与表面活性剂1#的制备方法不同之处如表1所示。
[0048]
表1
[0049][0050]
实施例3
[0051]
表面活性剂4#
‑
6#、对比表面活性剂3#
‑
5#、8#的制备，对比表面活性剂6#
‑
7#。采用
表面活性剂1#的制备方法，制备表面活性剂4#
‑
6#，对比表面活性剂3#
‑
5#、8#，其与表面活性剂1#
‑
3#、对比表面活性剂1#
‑
2#的组分及组分重量份数不同之处如表2所示。
[0052]
表2
[0053]
[0054][0055]
实施例4
[0056]
本技术的实施例中分析方法如下：
[0057]
1.界面张力测试及耐盐性能测试
[0058]
实验仪器和原料：tx
‑
500旋转滴超低界面张力仪；含蜡量40％的原油；矿化度为50000mg/l的cacl2、mgcl2、nacl混合水溶液(cacl2、mgcl2、nacl的比例为1：1：1)。
[0059]
实验参数：tx
‑
500设置为密度差
△
ρ＝0.2，转速t＝6000r/min。
[0060]
实验步骤：界面张力测试
[0061]
1)将表面活性剂1#
‑
6#和对比表面活性剂1#
‑
8#与水分别配制为浓度为0.3％、
0.5％、0.8％的表面活性剂溶液；
[0062]
2)在80℃下分别测定每个表面活性剂溶液和实验原油间的界面张力，实验结果如表3所示。
[0063]
耐盐性能测试：
[0064]
1)将表面活性剂1#
‑
6#和对比表面活性剂1#
‑
8#与矿化度为50000mg/l的cacl2、mgcl2、nacl混合水溶液分别配制为浓度为0.3％、0.5％、0.8％的矿化表面活性剂溶液；
[0065]
2)在80℃下分别测定每个表面活性剂溶液和实验原油间的界面张力，实验结果如表3所示。
[0066]
表3
[0067]
[0068][0069]
由表3结果可知，采用本技术所限定的各组分和重量份数以及制备方法的表面活性剂1#
‑
3#和5#
‑
6#的界面张力大小相近，且随着浓度增加，降低界面张力的效果越明显；当浓度达到0.8％时，最佳能使界面张力降低到7.56
×
10
‑5mn/m，表明表面活性剂1#
‑
3#和5#
‑
6#能明显的降低高含蜡原油界面张力；当表面活性剂1#
‑
3#和5#
‑
6#与矿化水溶液混合时，混合表面活性剂溶液仍能使高含蜡原油界面张力稳定在到10
‑5这个级别范围内，数值波动不大，表明表面活性剂1#
‑
3#和5#
‑
6#具有优异的耐盐性能。
[0070]
表面活性剂4#采用了与表面活性剂1#相同的制备方法，原料组分中只加入了催化剂，未加入反应助剂，当浓度达到0.8％时，最佳能使界面张力降低到1.02
×
10
‑4mn/m，也取得了良好的降低高含蜡原油界面张力的效果，但不如表面活性剂1#
‑
3#和5#
‑
6#更明显，表明本技术通过添加反应助剂进一步提升了降低高含蜡原油界面张力的能力；当与矿化水溶液混合时，混合表面活性剂的效果比较稳定，表明表面活性剂4#具有较好的耐盐性能。
[0071]
对比表面活性剂1#
‑
2#与表面活性剂1#采用了相同的组分和重量份数，但制备方法与其不同，对比表面活性剂1#
‑
2#的降低界面张力的效果不明显，当浓度达到0.8％时，界
面张力也只能达到1.71
×
10
‑3mn/m，表明对比表面活性剂1#
‑
2#无法有效降低高含蜡原油界面张力；当与矿化水溶液混合时，混合表面活性剂的效果明显下降，界面张力只能达到2.76
×
10
‑2mn/m，波动较大，表明对比表面活性剂1#
‑
2#耐盐性能较差。
[0072]
对比表面活性剂3#采用了与表面活性剂1#相同的制备方法，但组分中未使用催化剂和反应助剂，对比表面活性剂3#浓度达到0.8％时，界面张力依然在1.56
×
10
‑2mn/m，无法起到有效降低高含蜡原油界面张力的效果，效果比较差；当与矿化水溶液混合时，混合表面活性剂的效果下降，界面张力只能达到6.97
×
10
‑2mn/m，波动比较大，表明对比表面活性剂3#耐盐性能较差。
[0073]
对比表面活性剂4#
‑
5#与表面活性剂1#采用了相同的制备方法，但各组分和重量份数与其不同，对比表面活性剂4#
‑
5#浓度达到0.8％时，界面张力最佳只能达到1.27
×
10
‑3mn/m，表明对比表面活性剂4#
‑
5#有一定的降低高含蜡原油界面张力的效果，但效果不明显；当与矿化水溶液混合时，混合表面活性剂的效果下降，数值有一定的波动，表明对比表面活性剂4#
‑
5#有一定的耐盐性能。
[0074]
对比表面活性剂6#为市售阴离子表面活性剂，具体为十二烷基苯磺酸钠，该表面活性剂浓度达到0.8％时，界面张力最佳在8.89
×
10
‑4mn/m，表明其有一定的降低高含蜡原油界面张力的能力，但不如表面活性剂1#
‑
6#效果显著；当与矿化水溶液混合时，混合表面活性剂的效果下降明显，数值波动大，表明对比表面活性剂6#耐盐性能差。
[0075]
对比表面活性剂7#为市售阴
‑
非离子表面活性剂，具体为芳香族长链聚醚羧酸钠，分子式为c
15
h
23
o
‑
(ch2ch2o)
n
ch2coona，n为10
‑
15，该表面活性剂浓度达到0.8％时，界面张力最佳在6.74
×
10
‑4mn/m，表明其有一定的降低高含蜡原油界面张力的能力，稍优于对比表面活性剂6#，但远不如表面活性剂1#
‑
6#效果显著；当与矿化水溶液混合时，混合表面活性剂的效果下降明显，数值波动较大，表明对比表面活性剂7#耐盐性能差。
[0076]
对比表面活性剂8#与表面活性剂1#的不同之处在于对比表面活性剂8#中的非离子表面活性剂采用十二胺聚氧乙烯(5)醚，其他原料组分、各原料重量份数和制备方法均相同。该表面活性剂浓度达到0.8％时，界面张力最佳达到3.08
×
10
‑2mn/m，表明其无法有效的降低高含蜡原油界面张力，采用非离子表面活性剂为十二胺聚氧乙烯(5)醚与阴离子表面活性剂椰油酰氧乙基磺酸钠反应生成的阴
‑
非离子表面活性剂效果很差，远不如表面活性剂1#
‑
6#效果显著；当与矿化水溶液混合时，混合表面活性剂的效果下降显著，基本失去降低高含蜡原油界面张力的能力，表明对比表面活性剂8#耐盐性能很差。
[0077]
2.耐高温性能测试：将表面活性剂1#
‑
6#和对比表面活性剂1#
‑
8#样品分别放置在80℃、120℃、180℃的真空恒温箱中40天，再分别与水配制成浓度为0.8％的表面活性剂溶液，加入到含蜡量40％的原油中，测定每个表面活性剂溶液和实验原油间的界面张力，结果如表4所示。
[0078]
表4
[0079][0080]
由表4结果可知，采用本技术所限定的各组分和重量份数以及制备方法的表面活性剂1#
‑
3#和5#
‑
6#的界面张力大小相近，在不同温度下恒温后最终界面张力数值波动不大，表明表面活性剂1#
‑
3#和5#
‑
6#具有优异的耐高温性能。
[0081]
表面活性剂4#采用了与表面活性剂1#相同的制备方法，原料组分中只加入了催化剂，未加入反应助剂，在不同温度下恒温后最终界面张力数值波动较大，表明表面活性剂4#耐高温性能较差。
[0082]
对比表面活性剂1#
‑
2#与表面活性剂1#采用了相同的组分和重量份数，但制备方法与其不同，在不同温度下恒温后最终界面张力数值波动较大，界面张力明显增大，表明对比表面活性剂1#
‑
2#耐高温性能差。
[0083]
对比表面活性剂3#采用了与表面活性剂1#相同的制备方法，但组分中未使用催化剂和反应助剂，在不同温度下恒温后最终界面张力数值波动大，180℃恒温40天后，界面张力增大到了9.87
×
10
‑1mn/m，表明对比表面活性剂3#耐高温性能很差。
[0084]
对比表面活性剂4#
‑
5#与表面活性剂1#采用了相同的制备方法，但各组分和重量份数与其不同，在不同温度下恒温后最终界面张力数值波动很大，180℃恒温40天后界面张力均达到了10
‑1mn/m的级别，表明对比表面活性剂4#
‑
5#耐高温性能很差。
[0085]
对比表面活性剂6#为市售阴离子表面活性剂，具体为十二烷基苯磺酸钠，在不同温度下恒温后最终界面张力数值波动很大，界面张力增加很明显，180℃恒温40天后已经达到了8.57
×
10
‑1mn/m，表明对比表面活性剂6#耐高温性能非常差。
[0086]
对比表面活性剂7#为市售阴
‑
非离子表面活性剂，具体为芳香族长链聚醚羧酸钠，分子式为c
15
h
23
o
‑
(ch2ch2o)
n
ch2coona，n为10
‑
15，在不同温度下恒温后最终界面张力数值波动较大，界面张力增加明显，180℃恒温40天后已经达到了4.07
×
10
‑1mn/m，稍优于对比表面活性剂6#，但远不如表面活性剂1#
‑
6#耐高温性能优异，表明对比表面活性剂7#耐高温性能很差。
[0087]
对比表面活性剂8#与表面活性剂1#的不同之处在于对比表面活性剂8#中的非离子表面活性剂采用十二胺聚氧乙烯(5)醚，其他原料组分、各原料重量份数和制备方法均相同。在80
‑
180℃下恒温40天后，其界面张力一直处于10
‑1mn/m这个数量级，表明其在高温下基本失去了降低高含蜡原油界面张力的能力，采用非离子表面活性剂为十二胺聚氧乙烯(5)醚与阴离子表面活性剂椰油酰氧乙基磺酸钠反应生成的阴
‑
非离子表面活性剂耐高温性能很差，远不如表面活性剂1#
‑
6#的耐高温性能优异。
[0088]
3.驱油效果测试
[0089]
将表面活性剂1#
‑
6#和对比表面活性剂1#
‑
8#分别与水配制成浓度为0.8％的表面活性剂溶液，在80℃下使用人工均质岩心模拟高含蜡原油驱油实验。先使用去离子水进行水驱，使出液含水量达到95％后，测得原油采收率。在同样的条件下，使用含表面活性剂的水溶液进行驱替，在出液含水量达到95％后，测得原油采收率，结果如表5所示。
[0090]
表5
[0091][0092][0093]
由表5结果可知，采用本技术所限定的各组分和重量份数以及制备方法的表面活性剂1#
‑
3#和5#
‑
6#均有明显的驱油效果，最高使高含蜡原油采收率达到了61.7％，表明表面活性剂1#
‑
3#和5#
‑
6#均具有良好的驱油效果。
[0094]
表面活性剂4#采用了与表面活性剂1#相同的制备方法，原料组分中只加入了催化剂，未加入反应助剂，最佳采收率达到了48.9％，表明表面活性剂4#有一定的驱油效果。
[0095]
对比表面活性剂1#
‑
2#与表面活性剂1#采用了相同的组分和重量份数，但制备方法与其不同，最佳采收率只能达到35.8％，表明对比表面活性剂1#
‑
2#驱油效果不如表面活性剂1#
‑
6#明显。
[0096]
对比表面活性剂3#采用了与表面活性剂1#相同的制备方法，但组分中未使用催化剂和反应助剂，驱油效果不明显。
[0097]
对比表面活性剂4#
‑
5#与表面活性剂1#采用了相同的制备方法，但各组分和重量份数与其不同，有一定的驱油效果，但远不如表面活性剂1#
‑
6#明显。
[0098]
对比表面活性剂6#为市售阴离子表面活性剂，具体为十二烷基苯磺酸钠，最终采收率只能达到39.9％，不如表面活性剂1#
‑
6#的驱油效果明显。
[0099]
对比表面活性剂7#为市售阴
‑
非离子表面活性剂，具体为芳香族长链聚醚羧酸钠，分子式为c
15
h
23
o
‑
(ch2ch2o)
n
ch2coona，n为10
‑
15，最终采收率达到41.2％，稍优于对比表面活性剂6#，但远不如表面活性剂1#
‑
6#的驱油效果显著。
[0100]
对比表面活性剂8#与表面活性剂1#的不同之处在于对比表面活性剂8#中的非离子表面活性剂采用十二胺聚氧乙烯(5)醚，其他原料组分、各原料重量份数和制备方法均相同。其最终采收率只能达到19.8％，跟去离子水驱得到的采收率差别不大，表明其驱油效果很差，无法达到在高含蜡油藏中有效驱油的效果。
[0101]
综上所述，由本技术制备方法所制备的表面活性剂耐高温耐盐性能优异，能明显的降低高含蜡原油的界面张力，对高含蜡原油适应性优异，可以显著提升高含蜡原油油藏的采收率，该制备方法生产成本低，利于操作。
[0102]
以上所述，仅为本技术的实施例而已，本技术的保护范围并不受这些具体实施例的限制，而是由本技术的权利要求书来确定。对于本领域技术人员来说，本技术可以有各种更改和变化。凡在本技术的技术思想和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本技术的保护范围之内。