适用于 MgCl2 水型驱油剂的驱油方法 【技术领域】
本发明涉及一种适用于 MgCl2 水型驱油剂的驱油方法。背景技术
随着社会经济的发展， 人们对石油需求量的不断增加和石油储量的减少， 石油作 为不可再生的资源正变得越来越宝贵。 面临的问题有一， 供需矛盾突出， 石油需求量越大越 大， 新油田越来越少 ； 二， 枯竭油藏中还剩留有大量原油。 一次采油 (POR) 可采出 10 ～ 25％ 地下原油， 二次采油 (SOR) 可采出 15 ～ 25％地下原油， 即一次采油和二次采油只采出 25 ～ 50％地下原油。 为了保证石油长期稳定供应、 满足人类的需求， 必须研究和发展提高石油采 收率技术， 三次采油 (EOR) 通过强化采油措施， 可使原油采收率再提高 6 ～ 20％， 甚至更多。
化学驱是提高采收率的一个重要方法。 表面活性剂驱被认为是可以较大幅度提高 采收率、 适用范围广、 最具发展前景的一种化学剂。 表面活性剂无论是作为主剂还是作为助 剂驱油， 对大幅度提高采收率均起到不可估量的作用。聚合物驱油技术是一种重要的提高 石油采收率的方法， 与一般水驱相比， 聚合物驱油可加速采油过程， 改善经济效益， 工艺及 设备较简单、 成本较低。作为化学驱中的一项重要技术， 聚合物、 表面活性剂及碱形成的三 元复合驱油技术已在中外进行了一些矿场试验， 取得了良好的驱油效果。但是碱的加入导 致矿场试验中出现采油井井筒结垢严重、 采出液处理困难等问题， 使得三元复合驱油技术 的应用前景不容乐观。 相比之下， 聚合物和表面活性剂形成的二元复合驱配方中未使用碱， 矿场可操作性更强， 因而受到油田的认可。 但是由于不用任何碱， 原油中石油酸类活性物质 不能得到充分利用， 所以研发具有更高表面活性的新型表面活性剂和无碱二元复合驱配方 势在必行。
国外三次采油用的表面活性剂工业化产品主要有两大类 ： 一是石油磺酸盐为主的 表面活性剂， 二是烷基苯磺酸盐为主的表面活性剂， 这两类表面活性剂原料都取自原油， 原 料来源广、 数量大， 因而也是国外三次采油用量最大的表面活性剂。 由于磺酸盐类表面活性 2+ 2+ 剂为阴离子型， 它与二价阳离子 ( 注入水中的 Ca 、 Mg 等 ) 会发生沉淀， 当 Ca2+、 Mg2+ 超过 300μg/g 时便失去驱油效果。为此， 国外还在继续开发研究适合高含盐、 高 Ca2+、 Mg2+ 离子 地层用的表面活性剂， 包括多官能团的表面活性剂、 双子表面活性剂以及牺牲剂的研究， 并 且注重各种表面活性剂的复配研究。
阴 - 非离子两性表面活性剂近年来一直是三次采油 (EOR) 领域研究的热点之 一， 由于其分子结构中将两种不同性质的非离子基团和阴离子基团设计在同一个表面活 性剂分子中， 使其兼具阴离子和非离子表面活性剂的优点， 优势互补、 性能优良， 因此显示 了良好的应用前景， 尤其针对无碱存在的二元复合驱体系， 由于没有碱的存在不但避免了 由于双子 油层的堵塞、 结垢和腐蚀等问题， 而且能与原油形成超低界面张力。近几年来， (Gemini) 表面活性剂是由两个亲水基团、 两个疏水基团和一个连接基键合而成的特殊结 构化合物， 比传统表面活性剂具有更为优良的性能， 使它具有超低界面张力、 低临界胶束浓 度、 低 Kraff 点、 良好的钙皂分散能力、 良好的润湿性能等一系列独特性质， 从而引起极大关注。具有界面性能和流变性的 Gemini 表面活性剂， 有望取代三元复合驱配方中的碱， 在 合理的配方体系下， 最终实现二元驱替体系， 为油田的化学驱开辟新的途径。
早在 20 世纪 20 年代末 30 年代初的专利申请中， 德格鲁特 (De Groot) 就曾提出 水溶性表面活性剂有助于提高石油的采收率。
目前， 国内研究开发的主要双子表面活性剂主要是阳离子双季铵盐型， 如中国专 利 CN 1528853、 CN 1817431、 CN 1066137 等相继报道了双酰胺型阳离子型、 含氟阳离子型 及含吡啶基阳离子双子表面活性剂。由于阳离子具有吸附损耗大、 成本高等缺点， 近年来 阴离子型和非离子型双子表面活性剂的研究开发也得到了越来越多的重视， 如中国专利 CN 101073757 报道了一种阴离子不对称双子的合成。而由于阴离子型表面活性剂具有耐盐性 差， 而非离子型具有耐温性差的缺点， 使得这些产品无法在高温高盐油藏的得到应用。
另外， 现有的三元复合驱油体系中， 含有高浓度的碱， 如氢氧化钠、 碳酸钠等， 在使 用过程中， 对地层和油井等带来巨大的伤害， 所使用的表面活性剂不易被生物降解， 且对人 体也有一定的危害性， 如： 1991 年， 赵国玺在 《表面活性剂物理化学》 P495 ； 1994 年， 刘程在 《表面活性剂大全》 P35 中所公开的内容。所以针对那些苛刻油藏， 我们理应寻求一种在无 碱、 高温 ( 地层温度大于 65℃ )、 高盐 ( 矿化度 30000mg/L 以上 ) 条件下结构稳定， 并能与 -3 -4 原油形成 10 ～ 10 mN/m 超低界面张力， 有效提高原油采收率的表面活性剂驱油体系。本 发明所述的正是这种在无碱情况下， 适合于高温高盐油藏的阴 - 非双子表面活性剂、 其制 备方法、 二元复合及其在三次采油中的应用。 发明内容 本发明所要解决的技术问题是现有技术中含表面活性剂的驱油剂存在高温高盐 条件下驱油效率差， 使用浓度高以及三元复合驱中碱对地层和油井带来的腐蚀和积垢伤害 的问题， 提供一种新的适用于 MgCl2 水型驱油剂的驱油方法。该方法将含 N， N- 双脂肪酰基 二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐表面活性剂驱油剂用于驱油过程中， 具有无碱、 无腐蚀 和积垢伤害， 使用浓度低， 在高温高盐条件下驱油效率高等特点。
为了解决上述技术问题， 本发明采用的技术方案如下 ： 一种适用于 MgCl2 水型驱油 剂的驱油方法， 将驱油用的驱油剂在驱油温度 30 ～ 83℃、 总矿化度＞ 8000 毫克 / 升、 Mg2+ ＞ 200 毫克 / 升、 Ca2+ ＞ 30 毫克 / 升的 MgCl2 型注入水条件下， 使地下脱水原油与驱油剂接 触， 将岩心中的原油充分驱替出来， 其中所述的驱油剂以质量百分比计包括以下组份 ：
(1)0.01 ～ 5.0％的 N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐 ；
(2)0.01 ～ 3.0％的聚合物 ；
(3)92.0 ～ 99.98％的注入水 ；
其中 (1) 组分的分子通式为 ：
式中 ： R1 为 C9 ～ C17 的烷基， R2 为 C2 ～ C6 的烷基， n 为乙氧基团 EO 的加合数， 其取 值范围为 2 ～ 7 中的任意一个整数 ； M 为选自钾、 钠或锂中的任意一种金属离子 ； 聚合物选 自超高分子量阴离子聚丙烯酰胺、 改性聚丙烯酰胺或黄原胶中的一种或两种。
上述技术方案中， 驱油温度优选为 45 ～ 75 ℃ ； 所述的注入水总矿化度优选为 2+ 15000 ～ 32000 毫克 / 升、 Mg 优选为 500 ～ 1200 毫克 / 升， Ca2+ 优选为 200 ～ 500 毫克 / 升， 水型为 MgCl2 型 ； 聚合物选自上述的超高分子量阴离子聚丙烯酰胺或改性聚丙烯酰胺 ； M 优选方案为钾和钠， 更优选方案为选自钠 ； R1 碳数加 1 之和与 EO 数 n 的比值优选范围为 3 ～ 4 时具有最佳的亲水亲油平衡值， 其水溶液能与原油形成 10-3 ～ 10-4 超低界面张力 ； N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐中的 R1 碳原子数优选为九、 十一、 十五或
十七， R2 的碳原子数优选为二、 四或六。
此驱油方法具体包括以下步骤 ：
(a)N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸的制备 ：
将所需配比的碳链数为 10 ～ 18 的脂肪酸、 二氯亚砜和 N， N- 二甲基甲酰胺 (DMF) 在 70 ～ 100℃反应 2 ～ 5 小时， 减压抽出过量的二氯亚砜， 得到的透明液体即为碳链数为 10 ～ 18 的脂肪酰氯 1。 另将所需配比的碳链数为 2 ～ 6 的二胺、 丙烯酸甲酯和溶剂 1， 4- 二 氧六环混合均与后， 在 40 ～ 70℃反应 2 ～ 5 小时， 减压去除未反应的原料及溶剂得二胺二 丙酸甲酯 2， 以 50wt％的氢氧化钠溶液调节 PH ＝ 9 ～ 10， 剧烈搅拌下滴加 1， 再于 40 ～ 70℃ 反应 2 ～ 6 小时， 得 N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸甲酯 3， 加入所需量的乙 醇， 以 50wt％的氢氧化钠溶液调节 PH ＝ 11 ～ 12， 回流反应 2 ～ 6 小时， 酸化后得 N， N- 双 碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸。其中， 制备 1 时， 碳链数为 10 ～ 18 的脂肪酸、 二 氯亚砜和 N， N- 二甲基甲酰胺的摩尔比为 1 ∶ 1.0 ～ 2.0 ∶ 0.03 ～ 0.1 ； 制备 2 时， 溶剂为 1， 4- 二氧六环， 用量为碳链数为 2 ～ 6 的二胺质量的 3 ～ 6 倍， 碳链数为 2 ～ 6 的二胺与丙 烯酸甲酯的摩尔比为 1 ∶ 1.0 ～ 4.0 ； 制备 3 时， 碳链数为 10 ～ 18 的脂肪酰氯与碳链数为 2 ～ 6 二胺二丙酸甲酯的摩尔比为 1.9 ～ 2.5 ∶ 1 ； 制备 N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰 基二胺二丙酸时， 乙醇用量为碳链数为 2 ～ 6 的二胺质量的 5 ～ 10 倍。 (b)N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚的制备 ：
步骤 (a) 所合成的 N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸和环氧乙烷按 所需配比在反应温度为 85 ～ 160℃， 压力小于 0.80MPa 表压条件下， 钙的碱性化合物为催 化剂， 反应得 N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚。其中， N， N- 双 碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸与环氧乙烷摩尔比为 1 ∶ 4 ～ 14， 催化剂用量为 N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸质量的 0.5 ～ 5.0％。
(c)N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐的制备 ：
将步骤 (b) 所合成的 N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯 醚按所需配比与氯乙酸钠、 氢氧化钾或氢氧化钠和四丁基溴化铵催化剂混合， 以甲苯为溶 剂， 在反应温度 50 ～ 130℃， 反应 3 ～ 15 小时， 反应结束后经后处理得 N， N- 双脂肪酰基二 胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐。其中， N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸二 聚氧乙烯醚、 氯乙酸钠、 氢氧化钾或氢氧化钠和四丁基溴化铵的摩尔比＝ 1 ∶ 2 ～ 6 ∶ 2 ～ 8 ∶ 0.05 ～ 03。
(d) 将所需量的 N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐、 上述的超 高分子量阴离子聚丙烯酰胺或改性聚丙烯酰胺及注入水均匀混合， 室温搅拌 1 ～ 3 小时， 得到所需的驱油剂。以质量百分比计， N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸 盐、 上述的超高分子量阴离子聚丙烯酰胺或改性聚丙烯酰胺及注入水的配比为 0.01 ～ 5.0％∶ 0.01 ～ 3.0％∶ 92.0 ～ 99.98％。
(e) 先以总矿化度为 10000 ～ 40000 毫克 / 升、 Mg2+ 为 300 ～ 1350 毫克 / 升， Ca2+ 为 50 ～ 800 毫克 / 升的 MgCl2 型注入水将岩心饱和， 测定岩心的孔隙体积 (PV)， 然后以脱水 原油进行饱和， 于 40 ～ 80℃温度下进行模拟驱油试验 ： 先水驱至含水 94％， 转注 0.3pv( 岩 心孔隙体积 ) 步骤 (d) 合成的驱油剂后， 水驱至含水 98％以上， 计算提高原油采收率的百分 数。 上述技术方案中， (a) 步骤中制备 1 时， 碳链数为 10 ～ 18 的脂肪酸、 二氯亚砜和 N， N- 二甲基甲酰胺的摩尔比优选为 1 ∶ 1.2 ～ 2.0 ∶ 0.05 ～ 0.1 ； 制备 2 时的溶剂为 1， 4- 二氧六环， 用量优选为碳链数为 2 ～ 6 的二胺质量的 4 ～ 5 倍， 碳链数为 2 ～ 6 的二胺与 丙烯酸甲酯的摩尔比优选为 1 ∶ 2.2 ～ 3.0， 反应温度优选为 50 ～ 60℃， 反应时间优选为 3 ～ 4 小时 ； 制备 3 时， 碳链数为 10 ～ 18 的脂肪酰氯与碳链数为 2 ～ 6 二胺二丙酸甲酯的 摩尔比优选为 2.0 ～ 2.2 ∶ 1， 反应温度优选为 60 ～ 70℃， 反应时间优选为 3 ～ 4 小时 ； 制 备 N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸时， 乙醇用量优选为碳链数为 2 ～ 6 的二 胺质量的 6 ～ 8 倍， 反应时间优选为 3 ～ 5 小时。(b)N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二 胺二丙酸与环氧乙烷摩尔比优选为 1 ∶ 6 ～ 12， 催化剂用量优选为 N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪酰基二胺二丙酸质量的 1.0 ～ 3.0％。(c) 步骤中 N， N- 双碳链数为 10 ～ 18 脂肪 酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚、 氯乙酸钠、 氢氧化钠 ( 氢氧化钾 ) 和四丁基溴化铵的摩尔比 优选为 1 ∶ 2.5 ～ 5.5 ∶ 3 ～ 7 ∶ 0.1 ～ 0.2， 反应温度优选为 70 ～ 110℃， 反应时间优选 为 5 ～ 12 小时。(d) 以质量百分比计， N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸 盐的用量优选范围为 0.03 ～ 1.0％， 更优选范围为 0.1 ～ 0.3％； 上述的超高分子量阴离子 聚丙烯酰胺或改性聚丙烯酰胺用量优选范围为 0.05 ～ 0.5％； 更优选范围为 0.1 ～ 0.2％， 反应时间优选为 1.5 ～ 2.5 小时。(e) 驱油温度优选为 45 ～ 75℃； 注入水总矿化度优选为 2+ 2+ 15000 ～ 32000 毫克 / 升、 Mg 优选为 500 ～ 1200 毫克 / 升， Ca 优选为 200 ～ 500 毫克 / 升， 水型为 MgCl2 型。
本发明所制备的驱油用驱油剂中的 N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 双羧酸盐， 由于其分子结构中同时含有氧乙烯非离子基团和羧酸根阴离子基团， 使其兼具 阴离子表面活性剂的耐温性能和非离子表面活性剂的耐盐优点， 而对称的双子结构特征， 又使其具有临界胶束浓度低、 降低界面张力能力强、 耐高矿化度以及独特的流变性和粘弹 性 - 增粘作用等特征， 比传统表面活性剂具有更为优良的性能。另外其分子中不含有芳环
结构， 更易于生物降解， 因此对人体和环境的危害较小， 是一种适宜于高温高盐油藏的三次 采油用的绿色表面活性剂。
采用本发明的适用于 MgCl2 水型驱油剂的驱油方法， 在无碱条件下， 可用于地层温 2+ 2+ 度 45 ～ 75℃、 矿化度 15000 ～ 32000 毫克 / 升、 Mg 500 ～ 1200 毫克 / 升、 Ca 200 ～ 500 毫 克 / 升的 MgCl2 型胜利油田海上区块注入水和原油， 以用量为 0.1 ～ 0.3wt％ N， N- 双脂肪 酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐与 0.1 ～ 0.2wt％上述的超高分子量阴离子聚丙烯 酰胺或改性聚丙烯酰胺形成上述驱油剂驱油剂， 测定了该驱油剂水溶液与胜利油田海上区 -3 -4 块原油之间的动态界面张力值， 可达 10 ～ 10 mN/m 的超低界面张力， 经物理模拟驱替试验 室内评价在高温、 高盐油藏上该驱油剂能在水驱基础上 ( 水驱提高原油采收率达 60.9％ ) 提高原油采收率可达 18.6％， 取得了较好的技术效果。 附图说明 图 1 为 N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐的红外图谱。
本发明制备的 N， N- 双脂肪酰基二胺二丙酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐可通过以下方 法表征 ： 将合成物提纯后， 应用美国 Nicolet-380FT-IR 光谱仪， 采用液膜法进行红外光谱 -1 -1 分析 ( 扫描范围 4000 ～ 400cm )， 在波数为 2850 ～ 2950cm 处出现烷基链上甲基与亚甲
基 C-H 伸缩特征峰， 1475cm-1 烷基链上的 C-H 弯曲振动， 1856 ～ 1505cm-1 的一个大宽峰， 包 -1 含了三种 vC ＝ O 的特征吸收峰， 1418cm 处中峰为酰胺的第Ⅲ特征谱带 C-N 伸展， 1106cm-1 处一宽峰， 该峰是由于连上了 EO， EO 上 C-O-C 不对称伸缩谱带而造成的， 985cm-1 的一个峰 消失， 该峰常常与末端羟基缔合有关， 由此证明反应确实生成了 N， N- 双脂肪酰基二胺二丙 酸二聚氧乙烯醚双羧酸盐。
下面通过实施例对本发明作进一步阐述。 具体实施方式
【实施例 1】
(a)N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸的合成
将月桂酸 300 克 (1.5 摩尔 )、 氯化亚砜 267.8 克 (2.25 摩尔 ) 和 4.5 克 DMF， 加入 配有密封机械搅拌、 温度计、 冷凝管等的 1000 毫升四口烧瓶中， 于 90℃反应 3 小时后， 减压 蒸出过量的二氯亚砜， 得到月桂酰氯。另一配有密封机械搅拌、 温度计、 冷凝管的 2000 毫升 四口烧瓶中加入无水乙二胺 45.0 克 (0.75 摩尔 )、 180 克 1， 4- 二氧六环， 升温至 50℃， 慢慢 滴加丙烯酸甲酯 141.9 克 (1.65 摩尔 )， 滴完继续反应 3 小时， 减压去除未反应的丙烯酸甲 酯和溶剂 1， 4- 二氧六环， 剩余物为乙二胺二丙酸甲酯。以 50wt％氢氧化钠调节反应液 PH ＝ 8 ～ 10， 剧烈搅拌下慢慢滴加月桂酰氯， 同时不断补加 50wt％氢氧化钠以维持反应的 PH 在 8 ～ 10， 滴完后于 60℃继续反应 3 小时， 得 N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸甲酯， 继续向 反应瓶内加入 270 克乙醇， 再以 50wt％氢氧化钠调 PH ＝ 11 ～ 12， 回流 4 小时， 冷却， 过滤 去盐， 减压蒸去乙醇， 剩余物以盐酸中和至强酸性， 分去水层， 得 N， N- 双十二酰基乙二胺二 丙酸 300.3 克， 摩尔收率 70.5％。
(b)N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 的合成
将步骤 (a) 合成的 N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸 300.3 克 (0.529 摩尔 )、 3.5 克钙的碱性化合物加入配有冷凝装置、 搅拌装置和气体分散器的高压反应器中， 边通氮气边 加热制 135℃时， 加入 20 克水， 搅拌反应 1 小时。脱除水分后， 降温至 80℃， 慢慢滴加中和 催化剂理论量的硫酸 (20wt％ ) 制得高活性、 高选择性的复合型氧化钙烷氧基化催化剂反 应液体系， 将体系温度加热至 80 ～ 90℃， 开启真空系统， 在高真空下脱水 2 小时， 然后用氮 气吹扫 3 ～ 4 次， 将体系反应温度调至 140℃缓缓通入 186.4 克 (4.236 摩尔 ) 环氧乙烷， 控 制压力≤ 0.60MPa。反应结束后， 用氮气吹扫体系， 冷却后中和、 脱水， 得 N， N- 双十二酰基 乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4)419.5 克， 摩尔收率 86.2％。
(c)N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 双羧酸盐的合成
将步骤 (b) 所合成的 N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4)419.5 克 (0.460 摩尔 ) 与 155.3 克 (2.77 摩尔 ) 氢氧化钾、 214.6 克 (1.84 摩尔 ) 氯乙酸钠、 16.3 克四丁基溴化铵、 1500 毫升甲苯混合于配有机械搅拌、 温度计和回流冷凝管的 5000 毫升的 反应釜内， 加热至 90℃反应 8 小时。冷却， 中和， 分去无机盐， 碱化得 N， N- 双十二酰基乙二 胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 双羧酸盐， 摩尔收率 87.8％。对合成的 N， N- 双十二酰基 乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 双羧酸盐， 应用美国 Nicolet-380FT-IR 光谱仪， 采用 -1 液膜法进行红外光谱分析 ( 扫描范围 4000 ～ 400cm )， 具有图 1 所有的特征吸收峰。 (d) 将步骤 (c) 合成的 N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 双 羧酸盐 0.2wt％、 上述的超高分子量阴离子聚丙烯酰胺 0.15wt％和 96.5wt％胜利油田海上 区块注入水混合搅拌 2 小时， 得到一种均匀透明的适用于 MgCl2 型注入水的驱油剂。在温 度 65℃、 矿化度为 15000mg/L、 Mg2+ 为 600mg/L、 Ca2+ 为 200mg/L 的水中， 测得此驱油剂的表 观粘度为 15.4mPa.s ； 该组合物与胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油之间形成 0.0006mN/ m 的超低界面张力。表观粘度由美国 Brookfield 公司的 BROODFIELD II 型粘度计测定， 界 面张力由美国德克萨斯大学生产的 TX500 型旋转滴界面张力仪测定。
(e) 先以矿化度 15000mg/L、 Mg2+ 为 600mg/L、 Ca2+ 为 200mg/L 的注入水将岩心 ( 长 度为 30 厘米， 直径为 2.5 厘米， 渗透率为 1.5 微米 2) 饱和， 测定岩心的孔隙体积 (PV) 为 51.3％， 然后以胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油进行饱和， 于 65℃恒温下进行模拟驱 油试验 ： 先水驱至含水 94％， 测得水驱提高原油采收率 57.2％， 再转注 0.3pv( 岩心孔隙体 积 ) 步骤 (d) 合成的驱油剂后， 水驱至含水 98％以上， 测得在水驱基础上可以再提高原油采 收率 18.6％。
【实施例 2】
(a)N， N- 双十二酰基己二胺二丙酸的合成
同 【实施例 1】 (a)， 不同之处以 87.0 克 (0.75 摩尔 ) 的无水己二胺替代 45.0 克 (0.75 摩尔 ) 无水乙二胺， 其余相同， 得 N， N- 双十二酰基己二胺二丙酸 328.5 克， 摩尔收率 70.2％。
(b)N， N- 双十二酰基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 的合成
同 【实施例 1】 (b)， 不同之处以 328.5 克 (0.578 摩尔 ) 的 N， N- 双十二酰基己二 胺二丙酸替代 300.3 克 (0.529 摩尔 )N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸、 环氧乙烷的使用量为 152.7g(3.470 摩尔 )， 钙的碱性化合物的使用量为 8.6 克， 得 )N， N- 双十二酰基己二胺二丙 酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3)446.0 克， 摩尔收率 86.9％。
(c)N， N- 双十二酰基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 双羧酸盐的合成
将步骤 (b) 所合成的 N， N- 双十二酰基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3)446.0 克 (0.503 摩尔 ) 与 113.0 克 (2.014 摩尔 ) 氢氧化钾、 251.7 克 (2.16 摩尔 ) 氯乙酸钠、 18.3 克四丁基溴化铵、 1500 毫升甲苯混合于配有机械搅拌、 温度计和回流冷凝管的 5000 毫升的 反应釜内， 加热至 100℃反应 6 小时。冷却， 中和， 分去无机盐， 碱化得 N， N- 双十二酰基己 二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 双羧酸盐， 摩尔收率 87.4％。对合成的 N， N- 双十二酰 基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 双羧酸盐， 应用美国 Nicolet-380FT-IR 光谱仪， 采 -1 用液膜法进行红外光谱分析 ( 扫描范围 4000 ～ 400cm )， 具有图 1 所有的特征吸收峰。
(d) 将步骤 (c) 合成的 N， N- 双十二酰基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 双 羧酸盐 0.1wt％、 上述的超高分子量阴离子聚丙烯酰胺 0.2wt％和 97.0wt％胜利油田海上 区块注入水混合搅拌 2.5 小时， 得到一种均匀透明的适用于 MgCl2 型注入水的驱油剂。 在温 2+ 2+ 度 65℃、 矿化度为 15000mg/L、 Mg 为 600mg/L、 Ca 为 200mg/L 的水中， 测得此驱油剂的表 观粘度为 15.8mPa.s ； 该组合物与胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油之间形成 0.0052mN/ m 的超低界面张力。表观粘度由美国 Brookfield 公司的 BROODFIELD II 型粘度计测定， 界 面张力由美国德克萨斯大学生产的 TX500 型旋转滴界面张力仪测定。
(e) 先以矿化度 15000mg/L、 Mg2+ 为 600mg/L、 Ca2+ 为 200mg/L 的注入水将岩心 ( 长 度为 30 厘米， 直径为 2.5 厘米， 渗透率为 1.5 微米 2) 饱和， 测定岩心的孔隙体积 (PV)528％， 然后以胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油进行饱和， 于 65℃恒温下进行模拟驱油试验 ： 先水驱至含水 94％， 测得水驱提高原油采收率 55.8％， 再转注 0.3pv( 岩心孔隙体积 ) 步 骤 (d) 合成的驱油剂后， 水驱至含水 98％以上， 测得在水驱基础上可以再提高原油采收率 17.6％。
【实施例 3】
(a)N， N- 双十酰基丁二胺二丙酸的合成
同 【实施例 1】 (a)， 不同之处以 261.0 克 (1.5 摩尔 ) 的癸酸替代 300.0 克 (1.5 摩 尔 ) 月桂酸， 以 66.0 克 (0.75 摩尔 ) 的无水丁二胺替代 45.0 克 (0.75 摩尔 ) 无水乙二胺， 其余相同， 得 N， N- 双十酰基丁二胺二丙酸 285.2 克， 摩尔收率 69.9％。
(b)N， N- 双十酰基丁二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 的合成
同 【实施例 1】 (b)， 不同之处以 285.2 克 (0.524 摩尔 ) 的 N， N- 双十酰基丁二胺 二丙酸替代 300.3 克 (0.529 摩尔 )N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸、 环氧乙烷的使用量为 138.3g(3.144 摩尔 )， 钙的碱性化合物的使用量为 6.7 克， 得 N， N- 双十酰基丁二胺二丙酸 二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3)360.6 克， 摩尔收率 85.6％。
(c)N， N- 双十酰基丁二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 双羧酸盐的合成
将步骤 (b) 所合成的 N， N- 双十酰基丁二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3)360.6 克 (0.448 摩尔 ) 与 100.3 克 (1.79 摩尔 ) 氢氧化钾、 263.3 克 (1.34 摩尔 ) 氯乙酸钠、 18.8 克 四丁基溴化铵、 1500 毫升甲苯混合于配有机械搅拌、 温度计和回流冷凝管的 5000 毫升的反 应釜内， 加热至 80℃反应 8 小时。冷却， 中和， 分去无机盐， 碱化得 N， N- 双十酰基丁二胺二 丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 双羧酸盐， 摩尔收率 86.5％。对合成的 N， N- 双十酰基丁二胺 二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 双羧酸盐， 应用美国 Nicolet-380FT-IR 光谱仪， 采用液膜法 -1 进行红外光谱分析 ( 扫描范围 4000 ～ 400cm )， 具有图 1 所有的特征吸收峰。
(d) 将步骤 (c) 合成的 N， N- 双十酰基丁二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 3) 双羧酸盐 025wt％、 上述的改性聚丙烯酰胺 0.2wt％和 95.5wt％胜利油田海上区块注入水混合搅 拌 25 小时， 得到一种均匀透明的适用于 MgCl2 型注入水的驱油剂。在温度 70℃、 矿化度为 2+ 2+ 32000mg/L、 Mg 为 1200mg/L、 Ca 为 400mg/L 的水中， 测得此驱油剂的表观粘度为 14.7mPa. s； 该组合物与胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油之间形成 0.0004mN/m 的超低界面张力。 表观粘度由美国 Brookfield 公司的 BROODFIELD II 型粘度计测定， 界面张力由美国德克萨 斯大学生产的 TX500 型旋转滴界面张力仪测定。
(e) 先以矿化度 32000mg/L、 Mg2+ 为 1200mg/L、 Ca2+ 为 400mg/L 的注入水将岩心 ( 长度为 30 厘米， 直径为 2.5 厘米， 渗透率为 1.5 微米 2) 饱和， 测定岩心的孔隙体积 (PV) 为 53.2％， 然后以胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油进行饱和， 于 70℃恒温下进行模拟 驱油试验 ： 先水驱至含水 94％， 测得水驱提高原油采收率 56.9％， 再转注 0.3pv( 岩心孔隙 体积 ) 步骤 (d) 合成的驱油剂后， 水驱至含水 98％以上， 测得在水驱基础上可以再提高原油 采收率 17.6％。
【实施例 4】
(a)N， N- 双十六酰基乙二胺二丙酸的合成
将棕榈酸 422.4 克 (1.65 摩尔 )、 氯化亚砜 235.6 克 (1.875 摩尔 ) 和 6.3 克 DMF， 加入配有密封机械搅拌、 温度计、 冷凝管等的 1000 毫升四口烧瓶中， 于 80℃反应 5 小时后， 减压蒸出过量的二氯亚砜， 得到棕榈酰氯。另一配有密封机械搅拌、 温度计、 冷凝管的 2000 毫升四口烧瓶中加入无水乙二胺 45.0 克 (0.75 摩尔 )、 225 克 1， 4- 二氧六环， 升温至 60℃， 慢慢滴加丙烯酸甲酯 161.3 克 (1.875 摩尔 )， 滴完继续反应 4 小时， 减压去除未反应的丙烯 酸甲酯和溶剂 1， 4- 二氧六环， 剩余物为乙二胺二丙酸甲酯。 以 50wt％氢氧化钠调节反应液 PH ＝ 8 ～ 10， 剧烈搅拌下慢慢滴加月桂酰氯， 同时不断补加 50wt％氢氧化钠以维持反应的 PH 在 8 ～ 10， 滴完后于 70℃继续反应 4 小时， 得 N， N- 双十六酰基乙二胺二丙酸甲酯， 继续 向反应瓶内加入 360 克乙醇， 再以 50wt％氢氧化钠调 PH ＝ 11 ～ 12， 回流 4 小时， 冷却， 过 滤去盐， 减压蒸去乙醇， 剩余物以盐酸中和至强酸性， 分去水层， 得 N， N- 双十六酰基乙二胺 二丙酸 354.5 克， 摩尔收率 69.5％。
(b)N， N- 双十六酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 的合成
同 【实施例 1】 (b)， 不同之处以 354.5 克 (0.521 摩尔 ) 的 N， N- 双十六酰基乙二 胺二丙酸替代 300.3 克 (0.529 摩尔 )N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸、 环氧乙烷的使用量为 229.2g(5.21 摩尔 )， 钙的碱性化合物的使用量为 6.8 克， 得 N， N- 双十六酰基乙二胺二丙酸 二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5)497.8 克， 摩尔收率 84.7％。
(c)N， N- 双十六酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 双羧酸盐的合成
将步骤 (b) 所合成的 N， N- 双十六酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5)497.8 克 (0.441 摩尔 ) 与 106.0 克 (265 摩尔 ) 氢氧化钠、 205.3 克 (1.76 摩尔 ) 氯乙酸钠、 17.6 克四丁基溴化铵、 1500 毫升甲苯混合于配有机械搅拌、 温度计和回流冷凝管的 5000 毫升的 反应釜内， 加热至 100℃反应 8 小时。冷却， 中和， 分去无机盐， 碱化得 N， N- 双十六酰基乙 二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 双羧酸盐， 摩尔收率 85.9％。对合成的 N， N- 双十六酰 基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 双羧酸盐， 应用美国 Nicolet-380FT-IR 光谱仪， 采 -1 用液膜法进行红外光谱分析 ( 扫描范围 4000 ～ 400cm )， 具有图 1 所有的特征吸收峰。
(d) 将步骤 (c) 合成的 N， N- 双十六酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 双羧酸盐 0.15wt％、 上述的改性聚丙烯酰胺 0.2wt％和 96.5wt％胜利油田海上区块注入水混 合搅拌 2.5 小时， 得到一种均匀透明的适用于 MgCl2 型注入水的驱油剂。在温度 80℃、 矿 2+ 2+ 化度为 32000mg/L、 Mg 为 1200mg/L、 Ca 为 400mg/L 的水中， 测得此驱油剂的表观粘度为 14.0mPa.s ； 该组合物与胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油之间形成 0.0023mN/m 的超低 界面张力。表观粘度由美国 Brookfield 公司的 BROODFIELD II 型粘度计测定， 界面张力由 美国德克萨斯大学生产的 TX500 型旋转滴界面张力仪测定。
(e) 先以矿化度 32000mg/L、 Mg2+ 为 1200mg/L、 Ca2+ 为 400mg/L 的注入水将岩心 ( 长度为 30 厘米， 直径为 2.5 厘米， 渗透率为 1.5 微米 2) 饱和， 测定岩心的孔隙体积 (PV) 为 52.9％， 然后以胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油进行饱和， 于 80℃恒温下进行模拟 驱油试验 ： 先水驱至含水 94％， 测得水驱提高原油采收率 59.8％， 再转注 0.3pv( 岩心孔隙 体积 ) 步骤 (d) 合成的驱油剂后， 水驱至含水 98％以上， 测得在水驱基础上可以再提高原油 采收率 16.8％。
【实施例 5】
(a)N， N- 双十六酰基丁二胺二丙酸的合成
同 【实施例 4】 (a)， 不同之处以 66.0 克 (0.75 摩尔 ) 的无水丁二胺替代 45.0 克 (0.75 摩尔 ) 无水乙二胺， 其余相同， 得 N， N- 双十六酰基丁二胺二丙酸 364.8 克， 摩尔收率 68.7％。 (b)N， N- 双十六酰基丁二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 的合成
同 【实施例 1】 (b)， 不同之处以 364.8 克 (0.515 摩尔 ) 的 N， N- 双十六酰基丁二 胺二丙酸替代 300.3 克 (0.529 摩尔 )N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸、 环氧乙烷的使用量为 1814g(4.122 摩尔 )， 钙的碱性化合物的使用量为 7.7 克， 得 N， N- 双十六酰基丁二胺二丙酸 二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4)461.3 克， 摩尔收率 84.5％。
(c)N， N- 双十六酰基丁二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 双羧酸盐的合成
将步骤 (b) 所合成的 N， N- 双十六酰基丁二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4)4613 克 (0435 摩尔 ) 与 106.5 克 (2.66 摩尔 ) 氢氧化钠、 178.6 克 (1.53 摩尔 ) 氯乙酸钠、 20.6 克四丁基溴化铵、 1600 毫升甲苯混合于配有机械搅拌、 温度计和回流冷凝管的 5000 毫升的 反应釜内， 加热至 100℃反应 10 小时。冷却， 中和， 分去无机盐， 碱化得 N， N- 双十六酰基丁 二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 双羧酸盐， 摩尔收率 85.5％。对合成的 N， N- 双十六酰 基丁二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 双羧酸盐， 应用美国 Nicolet-380FT-IR 光谱仪， 采 -1 用液膜法进行红外光谱分析 ( 扫描范围 4000 ～ 400cm )， 具有图 1 所有的特征吸收峰。
(d) 将步骤 (c) 合成的 N， N- 双十六酰基丁二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 双 羧酸盐 0.15wt％、 上述的改性聚丙烯酰胺 0.15wt％和 97.0wt％胜利油田海上区块注入水 混合搅拌 2 小时， 得到一种均匀透明的适用于 MgCl2 型注入水的驱油剂。在温度 70℃、 矿 2+ 2+ 化度为 21000mg/L、 Mg 为 900mg/L、 Ca 为 300mg/L 的水中， 测得此驱油剂的表观粘度为 14.6mPa.s ； 该组合物与胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油之间形成 0.0032mN/m 的超低 界面张力。表观粘度由美国 Brookfield 公司的 BROODFIELD II 型粘度计测定， 界面张力由 美国德克萨斯大学生产的 TX500 型旋转滴界面张力仪测定。
(e) 先以矿化度 21000mg/L、 Mg2+ 为 900mg/L、 Ca2+ 为 300mg/L 的注入水将岩心 ( 长 度为 30 厘米， 直径为 2.5 厘米， 渗透率为 1.5 微米 2) 饱和， 测定岩心的孔隙体积 (PV) 为
51.7％， 然后以胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油进行饱和， 于 70℃恒温下进行模拟驱 油试验 ： 先水驱至含水 94％， 测得水驱提高原油采收率 60.9％， 再转注 0.3pv( 岩心孔隙体 积 ) 步骤 (d) 合成的驱油剂后， 水驱至含水 98％以上， 测得在水驱基础上可以再提高原油采 收率 17.0％。
【实施例 6】
(a)N， N- 双十八酰基乙二胺二丙酸的合成
将硬脂酸 497 克 (1.75 摩尔 )、 氯化亚砜 374.9 克 (3.15 摩尔 ) 和 7.5 克 DMF， 加 入配有密封机械搅拌、 温度计、 冷凝管等的 1000 毫升四口烧瓶中， 于 95℃反应 3 小时后， 减 压蒸出过量的二氯亚砜， 得到硬脂酰氯。另一配有密封机械搅拌、 温度计、 冷凝管的 2000 毫 升四口烧瓶中加入无水乙二胺 45.0 克 (0.75 摩尔 )、 225 克 1， 4- 二氧六环， 升温至 60℃， 慢 慢滴加丙烯酸甲酯 193.5 克 (2.25 摩尔 )， 滴完继续反应 4 小时， 减压去除未反应的丙烯酸 甲酯和溶剂 1， 4- 二氧六环， 剩余物为乙二胺二丙酸甲酯。以 50wt％氢氧化钠调节反应液 PH ＝ 8 ～ 10， 剧烈搅拌下慢慢滴加月桂酰氯， 同时不断补加 50wt％氢氧化钠以维持反应的 PH 在 8 ～ 10， 滴完后于 70℃继续反应 3 小时， 得 N， N- 双十八酰基乙二胺二丙酸甲酯， 继续 向反应瓶内加入 315 克乙醇， 再以 50wt％氢氧化钠调 PH ＝ 11 ～ 12， 回流 4 小时， 冷却， 过 滤去盐， 减压蒸去乙醇， 剩余物以盐酸中和至强酸性， 分去水层， 得 N， N- 双十八酰基乙二胺 二丙酸 377.0 克， 摩尔收率 68.3％。 (b)N， N- 双十八酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 6) 的合成
同 【实施例 1】 (b)， 不同之处以 377.0 克 (0.512 摩尔 ) 的 N， N- 双十八酰基乙二 胺二丙酸替代 300.3 克 (0.529 摩尔 )N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸、 环氧乙烷的使用量为 270.3g(6.144 摩尔 )， 钙的碱性化合物的使用量为 5.7 克， 得 N， N- 双十八酰基乙二胺二丙 酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 6)542.3 克， 摩尔收率 83.8％。
(c)N， N- 双十八酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 6) 双羧酸盐的合成
将步骤 (b) 所合成的 N， N- 双十八酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 6)542.3 克 (0.429 摩尔 ) 与 102.8 克 (2.57 摩尔 ) 氢氧化钠、 249.9 克 (2.14 摩尔 ) 氯乙酸钠、 27.2 克四丁基溴化铵、 1800 毫升甲苯混合于配有机械搅拌、 温度计和回流冷凝管的 5000 毫升的 反应釜内， 加热至 110℃反应 12 小时。冷却， 中和， 分去无机盐， 碱化得 N， N- 双十八酰基乙 二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 6) 双羧酸盐， 摩尔收率 84.7％。对合成的 N， N- 双十八酰 基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 6) 双羧酸盐， 应用美国 Nicolet-380FT-IR 光谱仪， 采 -1 用液膜法进行红外光谱分析 ( 扫描范围 4000 ～ 400cm )， 具有图 1 所有的特征吸收峰。
(d) 将步骤 (c) 合成的 N， N- 双十八酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 6) 双羧 酸盐 015wt％、 上述的改性聚丙烯酰胺 0.2wt％和 96.5wt％胜利油田海上区块注入水混合 搅拌 2 小时， 得到一种均匀透明的适用于 MgCl2 型注入水的驱油剂。在温度 70℃、 矿化度为 2+ 2+ 21000mg/L、 Mg 为 900mg/L、 Ca 为 300mg/L 的水中， 测得此驱油剂的表观粘度为 14.5mPa. s； 该组合物与胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油之间形成 0.0027mN/m 的超低界面张力。 表观粘度由美国 Brookfield 公司的 BROODFIELD II 型粘度计测定， 界面张力由美国德克萨 斯大学生产的 TX500 型旋转滴界面张力仪测定。
(e) 先以矿化度 21000mg/L、 Mg2+ 为 900mg/L、 Ca2+ 为 300mg/L 的注入水将岩心 ( 长 度为 30 厘米， 直径为 2.5 厘米， 渗透率为 1.5 微米 2) 饱和， 测定岩心的孔隙体积 (PV) 为
52.2％， 然后以胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油进行饱和， 于 70℃恒温下进行模拟驱 油试验 ： 先水驱至含水 94％， 测得水驱提高原油采收率 59.2％， 再转注 0.3pv( 岩心孔隙体 积 ) 步骤 (d) 合成的驱油剂后， 水驱至含水 98％以上， 测得在水驱基础上可以再提高原油采 收率 17.4％。
【实施例 7】
(a)N， N- 双十八酰基己二胺二丙酸的合成
同 【实施例 6】 (a)， 不同之处以 87.0 克 (0.75 摩尔 ) 的无水己二胺替代无水乙二 胺 45.0 克 (075 摩尔 )， 其余相同， 得 N， N- 双十八酰基己二胺二丙酸 383.1 克， 摩尔收率 64.5％。
(b)N， N- 双十八酰基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 的合成
同 【实施例 1】 (b)， 不同之处以 383.1 克 (0.484 摩尔 ) 的 N， N- 双十八酰基己二 胺二丙酸替代 300.3 克 (0.529 摩尔 )N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸、 环氧乙烷的使用量为 212.9g(4.84 摩尔 )， 钙的碱性化合物的使用量为 6.0 克， 得 N， N- 双十八酰基己二胺二丙酸 二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5)484.2 克， 摩尔收率 81.2％。
(c)N， N- 双十八酰基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 双羧酸盐的合成
将步骤 (b) 所合成的 N， N- 双十八酰基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5)484.2 克 (0.393 摩尔 ) 与 153.2 克 (2.73 摩尔 ) 氢氧化钾、 227.2 克 (1.95 摩尔 ) 氯乙酸钠、 25.5 克四丁基溴化铵、 1800 毫升甲苯混合于配有机械搅拌、 温度计和回流冷凝管的 5000 毫升的 反应釜内， 加热至 110℃反应 12 小时。冷却， 中和， 分去无机盐， 碱化得 N， N- 双十八酰基己 二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 双羧酸盐， 摩尔收率 83.5％。对合成的 N， N- 双十八酰 基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 双羧酸盐， 应用美国 Nicolet-380FT-IR 光谱仪， 采 -1 用液膜法进行红外光谱分析 ( 扫描范围 4000 ～ 400cm )， 具有图 1 所有的特征吸收峰。
(d) 将步骤 (c) 合成的 N， N- 双十八酰基己二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 5) 双 羧酸盐 0.1wt％、 上述的超高分子量阴离子聚丙烯酰胺 0.1wt％和 98.0wt％胜利油田海上 区块注入水混合搅拌 1.5 小时， 得到一种均匀透明的适用于 MgCl2 型注入水的驱油剂。 在温 2+ 2+ 度 40℃、 矿化度为 15000mg/L、 Mg 为 600mg/L、 Ca 为 200mg/L 的水中， 测得此驱油剂的表 观粘度为 15.4mPa.s ； 该组合物与胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油之间形成 0.0042mN/ m 的超低界面张力。表观粘度由美国 Brookfield 公司的 BROODFIELD II 型粘度计测定， 界 面张力由美国德克萨斯大学生产的 TX500 型旋转滴界面张力仪测定。
(e) 先以矿化度 15000mg/L、 Mg2+ 为 600mg/L、 Ca2+ 为 200mg/L 的注入水将岩心 ( 长 度为 30 厘米， 直径为 2.5 厘米， 渗透率为 1.5 微米 2) 饱和， 测定岩心的孔隙体积 (PV) 为 53.5％， 然后以胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油进行饱和， 于 40℃恒温下进行模拟驱 油试验 ： 先水驱至含水 94％， 测得水驱提高原油采收率 60.2％， 再转注 0.3pv( 岩心孔隙体 积 ) 步骤 (d) 合成的驱油剂后， 水驱至含水 98％以上， 测得在水驱基础上可以再提高原油采 收率 18.2％。
【比较例 1】
同 【实施例 1】 (d)， 不同之处以 0.2wt％的石油磺酸钠 ( 无锡炼油厂 ) 替代 0.2wt％ N， N- 双十二酰基乙二胺二丙酸二聚氧乙烯醚 (n ＝ 4) 双羧酸盐， 其余相同， 测得此驱油 剂的表观粘度为 14.9mPa.s， 该驱油剂与胜利油田海上区块 IFA-8 井脱水原油之间形成0.0367mN/m 的界面张力。表观粘度由美国 Brookfield 公司的 BROODFIELD II 型粘度计测 定， 界面张力由美国德克萨斯大学生产的 TX500 型旋转滴界面张力仪测定。
同 【实施例 1】 (e)， 测得水驱提高原油采收率 60.1％， 转注上述用驱油剂后， 测得 在水驱基础上可以再提高原油采收率 13.1％。
【比较例 2】
同 【实施例 1】 (d)， 不同之处以 0.15wt％的高分子量聚丙烯酰胺 ( 粘均分子量为 1500 万 ) 替代 0.15wt％上述的超高分子量阴离子聚丙烯酰胺 ( 粘均分子量为 2400 万 )， 其 余相同， 测得此组合物的表观粘度为 11.5mPa.s， 该组合物与胜利油田海上区块 IFA-8 井脱 水原油之间形成 0.0076mN/m 的界面张力。 表观粘度由美国 Brookfield 公司的 BROODFIELD II 型粘度计测定， 界面张力由美国德克萨斯大学生产的 TX500 型旋转滴界面张力仪测定。
同 【实施例 1】 (e)， 测得水驱提高原油采收率 59.2％， 转注上述驱油剂后， 测得在 水驱基础上可以再提高原油采收率 13.4％。