生物表面活性剂对稠油化学降黏增效作用的研究

张金秋

(1.中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营 257000;2.中国海洋大学海洋化学理论与工程技术教育部重点实验室，山东青岛 266100)

近年来，常规易开采原油已难以满足快速的经济发展对能源的需求，使得人们不得不寻求非常规油藏(稠油、超稠油)的开采方法，弥补能源需求的不足［1］。但由于稠油黏度大、流动性差、凝点高等特点，开采困难，因此，如何降低稠油黏度、增加稠油流动性是稠油开发过程中关键难题［2］。目前，对于稠油油藏的开采已经较为成熟，但仍存在污染地层环境、破坏油藏地质条件、运行成本高等缺陷。微生物降黏技术具有产出液易处理、无二次污染、稳定性高、在极端条件下仍有效、经济效益好等优点，逐渐被人们所重视［3］。本研究采用将生物与化学相结合降低稠油黏度的方法，得到一种高效环保型稠油降黏剂，为稠油复配降黏技术的发展提供一定的理论基础与技术支撑。

1 实验部分

1.1 原料

生物表面活性剂:从油田污水中筛选出的一株产生物表面活性剂菌，命名为B－1，经鉴定为类短短芽孢杆菌属;该菌株的最佳发酵条件为温度25℃，盐度8 g/L，pH 7.5，最大菌株浓度可达3.1×109cell/mL，发酵液的表面张力可由最初的62.19 mN/m降至25.63 mN/m;所产的生物表面活性剂经鉴定为鼠李糖脂类生物表面活性剂。

化学降黏剂A，由棉籽油酸改性的具有多官能团的阴离子表面活性剂，工业品。

原油，取自孤岛采油厂东二区Ng5的脱水脱气稠油(50℃时，黏度8 043 mPa·s)，组分分析结果见表1，黏温曲线见图1。

表1 孤岛原油组分分析结果

图1 原油黏温曲线

1.2 降黏率的测定方法

参照中国石油化工集团公司企业标准Q/SH 0055—2007《稠油降粘剂技术要求》测定。

1.3 降黏剂乳化稳定性的分析方法

按一定油水比将降黏剂水溶液和油样加入100 mL具塞量筒中，在50℃恒温水浴下超声振荡30 min得到乳状液，备用。将装有乳状液的量筒放入50℃恒温水浴中，根据不同时间段析出的水量计算脱水率fv。计算公式如下:

式中，fv为脱水率，%;V1为析出水体积;V2为乳化降黏剂水溶液总体积。

乳状液的稳定性用SV表征，计算公式如下:

式中，SV为稳定性评分值，且0＜SV＜21，SV值越大表明乳状液稳定性越好;Ki为加权系数，静置时间为 10，20，30，40，50，60 min 时，Ki对应取值 1，2，3，4，5，6［4－5］。

1.4 原油各组分的气相色谱分析

GC－2010气相色谱仪(GC－FID)，日本岛津公司;GC－MS－QP2010气质联用仪，日本岛津公司。分析测试条件［6］见表2。

表2 气相色谱分析测试条件

2 结果与讨论

2.1 油水比对降黏剂A乳化降黏的影响

50℃下，降黏剂A用量(以原油质量计，下同)为0.30%，考察不同油水比对乳状液黏度及稳定性的影响，结果见表3。

表3 油水比对降黏剂A乳化降黏的影响

从表3看出，随着油水比降低，乳化稳定性降低，乳状液稳定性变差，黏度降低，但降低幅度不明显。由此可见，水量增加有利于稠油乳状液黏度降低，但随着体系中水量增加，乳状液稳定性逐渐变差。因此，综合考虑，降黏剂A乳化降黏最佳油水比为(7∶3)～ (5∶5)［7－8］。

2.2 降黏剂A用量对乳化降黏的影响

在50℃，油水比5∶5下，考察降黏剂A用量对降黏效果的影响，结果见表4。降黏率随着降黏剂A用量增大呈上升趋势，这表明有利于降低O/W型乳状液黏度，降黏剂A用量0.40%时，乳状液黏度为252.5 mPa·s(＜300.0 mPa·s)，降黏率为96.86%。降黏剂A用量大于0.50%时，降黏率下降，这可能是因为降黏剂用量过大时，会形成微乳状液，其黏度有所增大［9］。因此，综合考虑经济效益，单一使用降黏剂A时其最佳用量为0.40%。

表4 降黏剂A用量对降黏率的影响

2.3 菌株B－1发酵液用量对稠油降黏的影响

在50℃下，考察发酵液用量对稠油乳状液黏度的影响，结果见图2。

图2 菌株B－1发酵液用量对原油黏度的影响

由图2看出，加入发酵液后油样乳状液黏度比加入相同用量蒸馏水后的低，这表明菌株B－1发酵液具有一定的降黏效果。发酵液用量达50%时，降黏率为50.52%，继续增加菌株发酵液用量，油样的降黏率效果增加不明显。因此，确定菌株B－1发酵液最佳用量为50%。综合考虑，降黏剂A乳化降黏合适的油水比及经济成本，确定复配降黏体系最佳油水比为5∶5。

2.4 稠油最佳复配降黏体系配方的确定

采用菌株B－1发酵液配制降黏剂A溶液，在油水比5∶5，50℃条件下，考察A用量对复配体系乳化降黏的影响，结果见表5。

表5 降黏剂A用量对复配体系乳化降黏的影响

由表5可知，随着降黏剂A用量增加，油样降黏率呈上升趋势，当降黏剂A用量达0.20%时，降黏率为96.43%，继续增加降黏剂A用量，油样的降黏率趋于平稳。因此，综上所述，确定最佳稠油降黏复配体系为:降黏剂A用量0.20%，菌株B－1发酵液用量50%(即最佳油水比为5∶5)。

2.5 温度对降黏体系降黏效果的影响

取5个250 mL保温杯，各加入50 g油样，分别在不同温度下恒温水浴1 h，按照油水比5∶5分别加入降黏剂A的水溶液或降黏剂A/菌株B－1发酵液复配体系，其中降黏剂A用量为0.2%，搅拌制得乳状液，反应30 min后测定乳状液黏度，每个样品做3次平行实验。考察温度对单一降黏剂A及降黏剂A/菌株B－1发酵液复配体系降黏效果的影响，结果见图3。

图3 温度对稠油乳状液黏度的影响

从图3看出，在单一降黏剂 A中，在50～70℃内乳状液黏度基本不变;当温度升至80℃时黏度略下降，但仍可形成稳定的乳状液;温度升至90℃时，黏度突然增大，可能是因为乳状液在高温下形成 W/O型乳状液，致使黏度突然增大［9］。在复配体系中，温度为50～90℃时，乳状液黏度没有明显变化，体系稳定，表明复配体系耐温性有所改进，扩大了降黏剂的适用范围。

2.6 矿化度对降黏体系降黏效果的影响

取6个250 mL保温杯，各加入50 g油样，在50℃恒温下水浴1 h，按照油水比5∶5分别加入降黏剂A水溶液(降黏剂A用量为0.2%)或降黏剂A/菌株B－1发酵液复配体系，使用NaCl调节反应体系矿化度，搅拌制得乳状液，反应30 min测定乳状液黏度，每个样品做3次平行实验。考察NaCl含量对单一降黏剂A及降黏剂A/菌株B－1发酵液复配体系降黏效果的影响［9］，结果见图4。

图4 矿化度对稠油乳状液黏度的影响

从图4看出，在单一降黏剂A中，NaCl含量对乳状液黏度影响较大。当 NaCl含量小于5.0 g/L时，增加NaCl含量有利于油样乳状液黏度降低;而当NaCl含量为5.0～30.0 g/L时，乳状液黏度呈明显增大趋势。在复配体系中，NaCl含量对乳状液黏度几乎没有影响，表明该复配体系适用的矿化度范围较宽，在一些极端条件下也可使用。

2.7 降黏剂作用后稠油各组分的气相色谱分析

对处理后样品进行GC－FID和GC－MS检测［6，10］，考察单一降黏剂 A、降黏剂 A/菌株 B －1发酵液复配降黏体系分别与稠油反应7 d后油样各主要组分(烷烃、芳烃)的变化，结果见图5和图6。从图5显示，与单一剂A相比，复配降黏体系对油样中直链烷烃的降解幅度较明显。可能是因为复配体系中降黏剂A及发酵液中生物表面活性剂共同作用后乳化作用较强，将油样乳化成细小油滴分散在体系中，增大了发酵液中菌株B－1与原油的接触面积，促进了B－1将油样作为碳源代谢利用［6］。图中显示，B－1对原油中中短链烷烃的降解率不超过15%，且对C30后的长链烷烃几乎无降解效果，由此可见，菌株B－1对该原油中烷烃虽有一定程度的降解但降解幅度并不明显，表明生物表面活性剂体系在原油降黏开采过程中具有一定的应用价值［11］。

图6为反应后油样中芳烃组分的分布。芳烃组分与图5中烷烃的变化趋势相似，复配体系由于菌株的作用对各芳烃组分也具有一定的降解效果。在萘、芴、二苯并噻吩、屈、菲这5种烷基化多环芳烃系列中，菌株B－1对烷基化萘的降解程度较明显，但降解幅度均明显低于直链烷烃。综上所述，该复配体系对原油的降解幅度较小，不影响原油开采后的品质，为生物/化学复配降黏体系在稠油实际开采中的应用提供了一定的理论指导。

图5 不同降黏体系处理后稠油烷烃组分的变化

图6 不同降黏体系处理后稠油芳烃组分的变化

3 结论

1)降黏剂A/菌株B－1发酵液的最佳降黏复配体系为:降黏剂A用量为0.2%，菌株B－1发酵液用量为50%(即体系最佳油水比为5∶5)，降黏率达96.43%。

2)单一降黏剂A、降黏剂A/菌株B－1发酵液复配降黏体系分别与稠油相互作用后原油样品的气相色谱分析结果表明，菌株B－1对原油组分中直链烷烃及烷基化萘具有一定的降解作用，但降解程度都不明显，不影响原油开采后的品质。

3)生物/化学复配体系降低了降黏剂用量，在保证稠油降黏效果的前提下，具有更好的经济与环境效益。

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