唐善法等．双子表面活性剂（C12-2-12．2Br-）表面活性与驱油效率研究．钻采工艺，2007，30（4）：127—129
    摘要：用滴体积法测定了几种双子表面活性剂和对应常规单链表面活性剂的表面张力—浓度曲线，确定了各自的临界胶束浓度，筛选出驱油用表面活性剂—C12-2-12．2Br-；并在不同条件下对其进行了室内模拟驱油评价实验。表面张力测试表明，双子表面活性剂—C12-2-12．2Br-的临界胶束浓度仅为547mg／L，对应表面张力为30．72mN／m，较对应单链表面活性剂DTAB具有更优的表面活性。驱油实验表明，C12-2-12．2Br-的驱油效率与浓度呈同向变化关系，其浓度为500mg／L即可提高采收率6．45％，其效果明显优于常规单链表面活性剂—DTAB；该剂更适合于中、低渗油藏水驱采收率的提高。
    关键词：双子表面活性剂；表面张力；临界胶束浓度；表面活性；驱油效率中图分类号：TR 357文献标识码：A文章编号：1006—768X（2007）04—0127—03
    双子表面活性剂（Gemini surfactants）是一类具有两个亲水基团和两个亲油基团的特殊表面活性剂，具有比传统面活性剂更优的表（界）面活性，被喻为21世纪新一代表面活性剂[1]-[3]。其种类包括阳离子、阴离子、非离子和两性离子等[4]。迄今，有关双子表面活性剂的研究主要集中于其产物的合成与表面胶体化学性质的研究[4]、[5]，而对该类新型表面活性剂的实际应用，特别是其在油气田开发方面的应用，如提高原油采收率技术方面的应用研究甚少[5]、[6]。本文用滴体积法测定了双子表面活性剂与其对应的常规单链表面活性剂的表面张力~浓度曲线，并确定了各表面活性剂的临界胶束浓度；由此对比筛选出了高表面活性的双子表面活性剂一C12-2-12．2Br-；后通过室内模拟驱油实验对比研究了双子表面活性剂与相应单链表面活性剂的驱油效率。
    一、实验部分
    1．实验药剂
    双子表面活性剂：二亚甲基—1，2—双（十二烷基二甲基溴化铵）一C12-2-12．2Br-，二亚甲基—1，2—双（十四烷基二甲基溴化铵）一C14-2-14．2Br-，N，N'—双月桂酰基乙二胺二丙烯酸钠；均由长江大学石油工程学院自行研制。
    单链表面活性剂：十二烷基*溴化铵—DTAB，十二烷基硫酸钠，均为分析纯。
    化学试剂：氯化钠，分析纯。
    2．实验岩心与油水样
    实验岩心为模拟人造岩心；所用原油为模拟油，由南阳油田下二门原油与煤油按体积比225：85配制而成，其在剪切速率6 s-1时粘度为8．2mpa•s；所用水样包括南阳油田下二门地层水和模拟地层水，总矿化度均为2000mg／L。
    3．表面活性剂溶液配制
    用电子天平称取所需种类和数量的表面活性剂，分别用蒸馏水、地层水（或模拟地层水）和5000mg／L盐水溶解，并转入1000ml容量瓶定容，得所需浓度的含盐与不含盐的表面活性剂溶液，以备表面张力测试与驱油实验用。
    4．实验仪器
    JHR—高温高压岩心驱油装置一套，滴体积法测表面张力装置一套。
    5．实验原理与步骤
    用滴体积法测定各类表面活性剂的表面张力的原理与步骤参见文献[7]。实验温度23℃，待测液体为蒸馏水和蒸馏水配制的含盐表面活性剂溶液，23℃时，蒸馏水的表面张力为72．275 mN／m。
    驱油实验步骤：①将岩心抽空饱和地层水，测孔隙度；②将驱油装置升温至59℃（下二门油层温度），地层水驱测岩心水相渗透率；③岩心饱和模拟原油并恒温老化12h④水驱至无油产生，测水驱采收率；⑤注入0．5PV的含盐（2000mg／L）表面活性剂溶液，后续水驱至无油产出；⑥计算表面活性剂驱提高采收率值和总采收率值。
    二、实验结果及讨论
    1．双子表面活性剂的表面活性研究
    图1是C12-2-12．2Br-、N，N'—双月桂酰基乙二胺二丙烯酸钠及相应单链阳离子与阴离子表面活性剂的表面张力—浓度曲线。结果表明，就降低水的表面张力而言，双子表面活性剂均优于相应单链表面活性剂，其平衡表面张力均低于单链表面活性剂。其中C12-2-12．2Br-表面活性*，DTAB表面活性差。为了进一步对比研究上述各表面活性剂的表面活性，通过对表面张力—浓度曲线作趋势线，计算出了它们的临界胶束浓度（以下简称cmc）和对应的表面张力，有关数据结果见表1。

    表1的结果表明，在四种表面活性剂中，不仅具有低的cmc，仅为547mS／L；
    而且其对应的表面张力也低，只有30．72mN／m。由此表明，C12-2-12．2Br-确实具有*的表面活性，可以作为驱油用表面活性剂。而就N，N'，—双月桂酰基乙二胺二丙烯酸钠而言，虽然它较阴离子单链表面活性剂—十二烷基硫酸钠的表面张力低，但cmc值却偏高，这可能与该活性剂未提纯有关。进一步研究表明，C1：-2-1：．2Br-与C12-2-12．2Br-相比，则具有相对较高的表面张力，即使在加量高达1％的情况下，其表面张力仍高达57．33mN／m，而在2000mg／L盐水中为65．92mN／m。

    表2是不同含盐量下，C12-2-12．2Br-在溶液中的临界胶束浓度与对应表面张力实验结果。表中结果表明，增大表面活性剂溶液中的含盐量，可以明显降低C12-2-12．2Br-的临界胶束浓度，但只使其对应表面张力略微升高，其所受影响不大，不会对表面活性剂溶液的洗油效率或驱油效果产生大的影响。


    2．双子表面活性剂驱油效率研究
    2．1不同阳离子表面活性剂驱油效果评价
    表3是C14-2-14．2Br-、C1-2-12．2Br-和DTAB三种表面活性剂在1000mg／L加量下，注入0．5倍孔隙体积后继续水驱至无油产出时，所提高水驱采收率的结果。表中数据表明，C12-2-12．2Br-具有明显的提高采收率效果，即使在较高的水驱采收率情况下，仍可提高采收率7．70％。相比之下，C14-2-14．2Br-即使在较低的水驱采收率情况下，其也未能提高采收率。同样，DTAB提高采收率效果也不明显，其提高采收率值仅为0．95％。结合表1、图1及前面相关的表面活性剂表面活性研究结论可知，上述不同类别表面活性剂驱油结果与表面活性高低密切相关。表面活性高，则相应的提高采收率能力强，反之，则差。由于C12-2-12．2Br-较C14-2-14．2Br-和DTAB的表面活性高，所以，在相同条件下，用其驱油提高采收率能力强、效果好。
2．2    C12-2-12．2Br-浓度对其驱油效果的影响
    表4是C12-2-12．2Br-变化对其提高采收率效果的影响。结果表明，随着C12-2-12．2Br-使用浓度的提高（300mS／L、500mg／L、1000mg／L），在相同注入量下，其提高水驱采收率效果也逐步提高。实验时发现，当注完0．5PV的C12-2-12．2Br-溶液后，通常在继续水驱0．5—1．0PV时，才开始明显或连续出油。这主要是表面活性剂驱替前沿或原油富集区到达岩心端部的结果。由此进一步表明了C12-2-12．2Br-表面活性剂的良好洗油效率或驱油作用。

    2．3    岩心渗透率变化对C12-2-12．2Br-驱油效率的影响
    从表5可以看出，浓度均为1000mg／L的C12-2-12．2Br-对不同的渗透率的岩心，其驱油效果明显不同。即岩心渗透率愈低，则其提高水驱采收率能力相对更高。如岩心K3渗透率仅为岩心L15渗透率的一半，其提高采收率为7．70％，较之L15岩心而言，提高采收率能力高出近2倍。由此看来，C12-2-12．2Br-更适合于中、低渗油藏水驱采收率的提高。

    三、结论与认识
    （1）表面张力测试与cms计算表明，双子表面活性剂C12-2-12．2Br-，具有的高表面活性，其cmc仅为547mg／L，其对应低表面张力只有30．72mN／m；而增大表面活性剂溶液含盐量则可明显降低其cmc，但对其表面张力影响不大；是一种可作为提高水驱采收率用的驱油剂。
    （2）驱油实验表明，双子表面活性剂C12-2-12．2Br-确实具有良好的提高水驱采收率能力，明显优于相应单链表面活性剂，而且随其用量增加，其提高采收率效果相应增大。当其使用浓度仅为500mg／L时，即可提高水驱采收率6．45％。
    （3）驱油实验还表明，双子表面活性剂C12-2-12．2Br-更适合于中、低渗油藏水驱采收率的提高。
参考文献
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