一种两性离子表面活性剂在三次采油中的应用、该表面活性剂的制备方法及应用方法

摘要

本发明公开了一种结构如式(I)所示的两性离子表面活性剂在三次采油中的应用、该表面活性剂的制备方法及应用方法，属于化学驱三次采油领域。与现有技术相比，本发明涉及的两性离子表面活性剂应用于三次采油中时，在极低浓度、高温、高盐，弱碱性环境等条件下即可使油/水界面张力降到较低或超低，可用于高温、高矿化度油藏，并能克服阴离子与非离子表面活性剂复配时的色谱分离效应，而且不易造成采油设备的腐蚀或结垢，具有良好的应用前景。

说明书

技术领域

本发明涉及化学驱三次采油领域，具体地说是一种两性离子表面活性剂在三次采油中的应用、该表面活性剂的制备方法及应用方法。

背景技术

化学驱三次采油已经成为提高原油采收率的关键技术手段之一，表面活性剂是化学驱三次采油中应用最为广泛的化学助剂，其原理是通过向驱油液中加入表面活性剂以降低油/水界面张力，从而增大毛细管数，将原油从岩石上剥离脱落下来，并协助原油在岩石喉孔或缝隙进行运移，从而达到提高原油采收率的目的。

石油磺酸盐是目前三次采油中应用最为广泛的表面活性剂。然而，在此类产品在室内和矿场试验均存在一系列问题，如产品性能不稳定、抗盐、耐温性差，界面张力依赖于强碱性环境或配方体系，与不同油藏流体配伍性差等。而且，石油磺酸盐往往需要在强碱性条件下才能油/水界面张力达到超低，因此在使用过程通常需要加入大量的无机碱类物质，如氢氧化钠、碳酸钠等。但是，此类强碱性物质的加入往往导致油田采油设备的腐蚀和地层结垢，为三次采油带来一系列新的问题或困难。

三次采油技术的发展对表面活性剂的要求越来越高，不仅要求它具有好的界面张力和低的吸附损耗值，而且要求它与油藏流体配伍性好，产品性能高效、稳定，原料价廉易得。

发明内容

本发明的技术任务是针对上述现有技术的不足，提供一种两性离子表面活性剂在三次采油中的应用技术。此类两性离子表面活性剂在极低浓度、高温、高盐，弱碱性环境等条件下即可使油/水界面张力降到较低或超低。

本发明的另一个技术任务是提供上述表面活性剂的一种制备方法。

本发明的再一个技术任务是提供上述表面活性剂在三次采油中的应用方法。

本发明的技术任务是按以下方式实现的：

由下述结构式(I)表示的两性离子表面活性剂化合物在三次采油中的应用，

其中：R是含8～18个碳的饱和或不饱和脂肪烷基链；

R₁，R₂各自独立地是含1～3个亚甲基的烷基或羟乙基基团；

X^-为COO^-或SO₃^-。

制备结构式(I)所表示两性离子表面活性剂化合物的方法如下：以脂肪烷基胺和季铵化试剂为合成原料，在溶剂中通过季铵化反应得到主要成分为结构式(I)所示化合物的粗产品，

脂肪烷基胺与季铵化试剂的摩尔比为R，1≤R≤2，

所述季铵化试剂为卤代烷基羧酸钠或卤代烷基磺酸钠，

所述溶剂为有机溶剂或有机溶剂-水的混合物，

反应温度为70～90℃，反应时间为8～15小时。

所述脂肪烷基胺可以是单一的一种胺，也可以是两种或两种以上胺的混合物。

所述有机溶剂-水的混合物中，水与有机溶剂的质量比为0.1∶10。

所述有机溶剂为醇类有机溶剂，如乙醇、异丙醇、正丁醇等。

可以将结构式如(I)所示化合物纯品应用于三次采油中，其应用方法为：将该化合物用油田现场水或模拟水配制成溶液，即可作为驱油液使用，

所述溶液中结构式如(I)所示的两性离子表面活性剂化合物的浓度范围为0.0005％≤C≤1％(质量百分比)；溶液的矿化度为2000～100000mg/L；溶液中钙镁高价离子含量为0～10000mg/L；溶液的pH值为7～9。

为了降低成本，还可以将主要成分为结构式(I)所示化合物的粗产品直接应用于三次采油中，其应用方法为：将该粗产品用油田现场水或模拟水配制成溶液，即可作为驱油液使用，

所述溶液中粗产品的浓度范围为0.0005％≤C≤1％(质量百分比)；溶液的矿化度为2000～100000mg/L；溶液中钙镁高价离子含量为0～10000mg/L；溶液的pH值为7～9。

上述溶液条件下的原油/水的界面张力在80℃高温时仍可达到10^-3mN/m数量级。

上述溶液中主要为钙镁离子，也可能含有微量铁、锌、铝等等自来水中本身就含有的离子。

上述驱油液的使用方法与现有技术中驱油液在三次采油中的使用方法相同。

本发明的两性离子表面活性剂化合物一方面具有原料来源广泛、成本低廉、制备过程简单、易于规模化工业生产等特点，另一方面，具有较好的耐温性，优良的抗盐性及耐钙镁等二价离子的能力，与不同油藏环境均具有良好的配伍性，尤其是仅需在弱碱性环境条件下即可使油-水界面张力降至超低。将其应用于三次采油中时，在极低浓度(0.0005％≤C≤1％)、高温、高盐，弱碱性环境等条件下即可使油/水界面张力降到较低或超低，可用于高温、高矿化度油藏，并能克服阴离子与非离子表面活性剂复配时的色谱分离效应，而且不易造成采油设备的腐蚀或结垢，具有良好的应用前景。

附图说明

附图1是C18DMB的表面张力-浓度关系图；

附图2是不同浓度C18DMB的动态界面张力行为；

附图3是2500mg/L C18DMB现场水溶液与不同区块油样的动态界面张力行为。

具体实施方式

参照说明书附图以具体制备实施例、实验例对本发明作以下详细地说明。

制备实施例一：(主要成分C12DMB)

将正十二烷基二甲胺213.4g(1mol)、氯乙酸钠128.2g(1.1mol)、乙醇500mL、水1000mL置于5L反应器，机械搅拌，加热到80℃，反应8小时停止反应，即得到目标化合物的粗产品。

制备实施例二：(主要成分C14DMB)

将正十六烷基二甲胺241.5g(1mol)、3-溴丙烷磺酸钠242.4g(1.2mol)、异丙醇1000mL、水1000mL置于5L反应器，机械搅拌，加热到80℃，反应10小时停止反应，即得到目标化合物的粗产品。

制备实施例三：(主要成分C16DMOB)

将正十六烷基二羟乙基胺329.6g(1mol)、氯乙酸钠128.2g(1.1mol)、异丙醇1500mL、水1000mL置于5L反应器，机械搅拌，加热到80℃，反应10小时停止反应，即得到目标化合物的粗产品。

制备实施例四：(主要成分C18DMB)

将正十八烷基二甲胺297.5g(1mol)、氯乙酸钠128.2g(1.1mol)、乙醇500mL、水1000mL置于5L反应器，机械搅拌，加热到83℃，反应9小时停止反应，即得到目标化合物的粗产品。

制备实施例五：(主要成分C12/C14-DMB)

将正十二烷基二甲胺213.4g(1mol)、正十四烷基二甲胺241.4g(1mol)、氯乙酸钠256.4g(2.2mol)、乙醇1500mL、水1000mL置于5L反应器，机械搅拌，加热到82℃，反应10小时停止反应，即得到目标化合物的粗产品。

实验例一(C18DMB的临界胶束浓度的测定)：

利用Krüss K100型全自动表面张力仪进行临界胶束浓度的测定。

以胜利油田III类油藏模拟水(矿化度：32868mg/L；[Ca²⁺]+[Mg²⁺]：873mg/L)作为溶剂，将制备实施例四所得粗产品配制成起始母液，测定其35℃时表面张力张力(γ)随溶液浓度(C)变化的曲线，测试结果如附图1所示。

通过对曲线中的两个直线段部分在γ～lgC半对数坐标下进行拟合可求得表面活性剂的临界胶束浓度(CMC)，即两条直线交点对应的浓度，其CMC值为1.03mg/L，相应的表面张力γ_CMC为34.57mN/m。因此，产品具有极低的CMC和良好的表面活性，是一种高效的表面活性剂，有望在极低浓度下发挥表面或界面活性的作用。

实验例二(不同浓度C18DMB溶液的动态油/水界面张力)：

利用Texas-500型旋转滴界面张力仪进行界面张力的测定。

在模拟胜利油田III类油藏条件下(III类油藏现场盐水，80℃，矿化度：32868mg/L；[Ca²⁺]+[Mg²⁺]：500mg/L)，利用胜利油田坨-28区块原油，研究不同C18DMB浓度(C，mg/L)的动态油水界面张力行为(制备实施例四所得粗产品)。如图2所示，在无需额外加碱条件下，极低浓度的C18DMB溶液即可迅速使界面张力达到10^-4mN/m数量级，随着C18DMB浓度的增大，达到超低超低界面张力所需要的平衡时间先减小后增加，平衡界面张力值有逐渐升高的趋势。7.5、25、50和75mg/L C18DMB样品平衡界面张力可达到10^-4mN/m数量级，达到平衡界面张力后的数分钟内，由于超低界面张力的作用，细丝状油柱被拉断为数段；100、250、750mg/L C18DMB样品平衡界面张力上升到10^-3mN/m数量级，达到平衡张力后，细丝状油柱同样被拉断为数段；1000和2500mg/L C18DMB样品平衡界面张力分别达到10^-2和10^-1mN/m数量级。由于其在极低浓度下便可使界面张力达到超低，因此有望大大降低表面活性的使用浓度，从而大幅度节约成本。另一方面，随着C18DMB浓溶液逐渐被地层水稀释或被地层所吸附，C18DMB溶液浓度逐渐下降，其界面张力将可能进一步降低，从而有利于驱油过程。

实验例三(不同区块原油与C18DMB溶液的动态油/水界面张力)：

利用Texas-500型旋转滴界面张力仪进行界面张力的测定。

由于不同油田矿场原油组分的差别，甚至是同一矿场不同油井的油样的也存在差别，常常导致同一种活性剂无法适用于多个油藏或区块，因此针对不同矿场或井组往往需要进行大量的活性剂筛选或者是配方研究。我们利用胜利油田坨六站现场水(矿化度17435mg/L，其中钙镁离子含量475mg/L，pH＝7.10)，以其为溶剂配制2500mg/L C18DMB(制备实施例四所得粗产品)现场水溶液(pH＝8.0±0.1)，油样为胜利油田不同采油厂脱水原油，共计8种，其中包括胜坨、孤岛、孤东、海上、滨南、尚店、埕东等。在80℃条件下测试了2500mg/LC18DMB现场水溶液与上述不同区块脱水原油的动态界面张力行为。如图3所示，不同来源的原油在7分钟后均能达到10^-3mN/m的超低油水界面张力，其中油样为oil 1-6时，动态界面张力可在数分钟内达到平衡界面张力，随后保持不变，平衡张力值超低，在10^-3mN/m数量级；油样为oil 7和8时，动态界面张力在数分钟内可达到10^-2mN/m数量级并达到平衡，平衡数分钟后，由于油丝很快被拉断为数段，张力值不能进一步降低。上述实验结果表面，C18DMB与不同区块原油作用差别不大，均可达到或接近超低，具有良好的油藏配伍性。