CN114437874A - 胶束溶液及油基岩屑处理方法 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例公开了一种胶束溶液及油基岩屑处理方法，属于石油化工领域。该胶束溶液包括以下组分：表面活性剂、助剂和水，其中，该胶束溶液中，水的质量百分比为60％‑90％，并且，表面活性剂与所述助剂的质量比为0.8～3.5：1，表面活性剂为环氧乙烷类非离子表面活性剂或磺酸盐类阴离子表面活性剂，助剂为短链醇。本发明实施例通过制备胶束溶液，利用胶束溶液与油基岩屑接触并自发增溶油基岩屑中的油相，对油基岩屑进一步实现高效低能耗脱油，油基岩屑处理方法操作简便、成本低、能耗低，无二次污染。
Description
技术领域
本发明属于石油化工领域，特别涉及胶束溶液及油基岩屑处理方法。
背景技术
随着中国经济的结构转型和快速发展，清洁能源的需求也与日俱增，页岩气作为低碳、清洁、高效的新兴能源已成为全球油气资源勘探与开发的新亮点。在页岩气开发过程中，对目的层页岩段钻井过程会产生大量的油基岩屑，属于危险废物，如不妥善处理，会对生态环境造成严重的危害，并且直接危害人类的健康，而高含油率的油基岩屑的残油率高、危害更大，因此，对高含油率的油基岩屑的处理问题需要迫切解决。
目前，国内外对油基岩屑的处理技术主要有甩干-离心分离、热解析、化学萃取、固化资源化、微生物代谢降解、回注地层、焚烧、填埋、化学清洗等技术，但各技术均存在一定的局限性。离心分离一般作为预处理技术；热解析的资源回收率高，但存在投资高、能耗大、设备易结焦等问题；化学萃取的油回收率高，但设备投资较高，且萃取剂易逸散造成二次污染；固化资源化技术无法回收油资源且存在二次污染隐患；回注地层法对地层要求严格且浪费油资源；焚烧法无害化彻底，但投资和处理费用均较高，且需处理尾气；微生物降解法的处理周期长、占地面积大；常规化学清洗技术的除油效果不高，需要处理尾水，且清洗剂不具有普适性。
发明内容
本发明实施例提供一种胶束溶液及油基岩屑处理方法，用于解决对油基岩屑处理时脱油效果差、能耗高、易造成二次污染的问题，技术方案如下：
一方面，提供一种胶束溶液，该胶束溶液包括以下组分：表面活性剂、助剂和水；
其中，胶束溶液中，水的质量百分比为60％-90％，并且，表面活性剂与所述助剂的质量比为0.8～3.5：1；
表面活性剂为环氧乙烷类非离子表面活性剂或磺酸盐类阴离子表面活性剂，助剂为短链醇。
可选地，胶束溶液包括：环氧乙烷类非离子表面活性剂、助剂和水，
所述胶束溶液中，水的质量百分比为62％～84％，所述环氧乙烷类非离子表面活性剂与助剂的质量比为0.8～3.5：1。
可选地，所述胶束溶液中，所述水的质量百分比为65～82％，所述环氧乙烷类非离子表面活性剂与助剂的质量比为1～2.5：1。
可选地，所述胶束溶液包括：磺酸盐类阴离子表面活性剂、助剂和水，在所述胶束溶液中，
所述水的质量百分比为86％～90％，所述磺酸盐类阴离子表面活性剂与助剂的质量比为0.8～3.5：1。
可选地，所述胶束溶液中，所述水的质量百分比为86％～89％，所述磺酸盐类阴离子表面活性剂与助剂的质量比为1～2.5：1。
可选地，所述水的质量百分比为90％，表面活性剂与助剂的表面活性剂与助剂的质量比为1～1.5：1。
可选地，所述环氧乙烷类非离子表面活性剂为吐温80、聚氧乙烯失水山梨醇单硬脂酸酯、聚氧乙烯羊毛醇醚和聚氧乙烯单硬脂酸酯中的至少一种，所述磺酸盐类阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、硬脂酸甲酯聚氧乙烯醚磺酸钠和十二烷基磺酸钠中的至少一种，所述短链醇为异丙醇、正丁醇、仲丁醇和叔丁醇中的至少一种。
另一方面，本发明实施例提供上述胶束溶液的制备方法，所述制备方法包括：按照胶束溶液中包含的各组分的质量百分比，使表面活性剂、助剂和水搅拌均匀，得到所述胶束溶液。
可选地，所述表面活性剂为环氧乙烷类非离子表面活性剂；
所述使表面活性剂、助剂和水搅拌均匀，得到所述胶束溶液，包括：将所述环氧乙烷类非离子表面活性剂与助剂混合搅拌均匀，再加入水，搅拌至完全透明，获得胶束溶液。
可选地，所述表面活性剂为磺酸盐类非离子表面活性剂；
所述使表面活性剂、助剂和水搅拌均匀，得到所述胶束溶液，包括：：将所述磺酸盐类非离子表面活性剂与水混合搅拌，再加入助剂，搅拌至完全透明，获得胶束溶液。
再一方面，本发明实施例还提供一种油基岩屑处理方法，该方法包括：
使用本发明实施例所述的胶束溶液对油基岩屑进行清洗，获得混合物；
对所述混合物进行固液分离，完成所述油基岩屑的处理。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
(1)本发明实施例提供的胶束溶液包括表面活性剂、助剂与水，表面活性剂为环氧乙烷类非离子表面活性剂或磺酸盐类阴离子表面活性剂，助剂为短链醇，上述种类的表面活性剂、助剂和水能够形成胶束，胶束在与油基岩屑接触时，能够自发增溶油基岩屑中的油相，从而对油基岩屑实现高效低能耗脱油。
(2)本发明实施例提供的胶束溶液具备不易燃、无闪点、低毒的优点，使用安全性高。
(3)本发明实施例提供的油基岩屑处理方法通过胶束溶液对油基岩屑进行脱油清洗，利用胶束对油基岩屑中油相的自发增溶原理进行脱油，同时不用浪费其余能源，操作简单方便，成本低、能耗低，且无二次污染，克服了传统对油基岩屑的处理方法中存在的成本高、能耗高的缺陷。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例2制备的胶束溶液的粒径分布图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式作进一步地详细描述。
第一方面，提供一种胶束溶液，该胶束溶液包括表面活性剂、助剂和水，其中，所述胶束溶液中，所述水的质量百分比为60％-90％，并且，所述表面活性剂与所述助剂的质量比为0.8～3.5：1。
根据本发明实施例，表面活性剂为环氧乙烷类非离子表面活性剂或磺酸盐类阴离子表面活性剂，助剂为短链醇。
可选地，环氧乙烷类非离子表面活性剂为吐温80、聚氧乙烯失水山梨醇单硬脂酸酯、聚氧乙烯羊毛醇醚和聚氧乙烯单硬脂酸酯中的至少一种，例如为吐温80；磺酸盐类阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠(sodium dodecyl benzene sulfonate，简称SDBS)、硬脂酸甲酯聚氧乙烯醚磺酸钠和十二烷基磺酸钠中的至少一种，例如为SDBS；短链醇为异丙醇、正丁醇、仲丁醇和叔丁醇中的至少一种，例如为正丁醇。
本发明实施例中，表面活性剂采用环氧乙烷类非离子表面活性剂或磺酸盐类阴离子表面活性剂，助剂短链醇，再加入水，通过控制水的质量百分比，以及表面活性剂与助剂的质量比，可获得胶束溶液，胶束溶液对油基岩屑进行处理时，胶束能够对油基岩屑中的油相进行增溶，从而出去油相，实现对油基岩屑的清洗，采用该胶束溶液所得残渣含油率低于2％。
胶束溶液指的是：当一种溶液中的表面活性剂浓度增加至溶液表面已经饱和而不能再吸附时，表面活性剂的分子即开始转入溶液内部，许多表面活性剂分子的疏水部分相互吸引，缔合在一起，形成缔合体，这种缔合体为胶束，形成的这种溶液为胶束溶液。本发明实施例中，上述种类的表面活性剂、助剂和水形成胶束溶液，当胶束溶液与油基岩屑接触时，可自发增溶油基岩屑中的油相，从而对油基岩屑进一步实现高效低能耗脱油。
在表面活性剂、助剂和水三种组分中，若将水替换为盐溶液如5％氯化钠溶液，则形成混浊溶液，脱油效果较差，可见，使用水作为溶剂，不仅获得良好的脱油效果，且成本较低。
本发明实施例中，由于胶束溶液包括表面活性剂、助剂和水，表面活性剂与助剂的质量比及水的质量百分比会影响胶束溶液的形成和/或影响对油基岩屑的除油效果。
在一种实施方式中，胶束溶液由环氧乙烷类非离子表面活性剂、助剂和水组成，在胶束溶液中，水的质量百分比为62％～84％，可选地，水的质量百分比为65～82％；表面活性剂与助剂的质量比为0.8～3.5：1，可选为1～2.5：1，例如为1:1、1.5:1或7:3。
例如，一种胶束溶液，由质量百分比为15％-21％的吐温80，质量百分比为9％-15％的正丁醇，质量百分比为70％的水组成；或
一种胶束溶液，由质量百分比为12.5％-17.5％的吐温80，质量百分比为7.5％-12.5％的正丁醇，质量百分比为75％的水组成；或
一种胶束溶液，由质量百分比为10％-14％的吐温80，质量百分比为6％-10％的正丁醇，质量百分比为80％的水组成；或
一种胶束溶液，由质量百分比为9％-12.6％的吐温80，质量百分比为5.4％-9％的正丁醇，质量百分比为82％的水组成；或
一种胶束溶液，质量百分比为由24.5％的吐温80，质量百分比为10.5％的正丁醇，质量百分比为65％的水组成。
在另一种实施方式中，所述胶束溶液由磺酸盐类阴离子表面活性剂、助剂和水组成，在胶束溶液中，所述水的质量百分比为86％～90％，所述磺酸盐类阴离子表面活性剂与助剂的质量比为0.8～3.5：1；
进一步地，水的质量百分比为86％～89％，表面活性剂与助剂的质量比为0.8～3.5：1，可选为1～2.5：1，例如为1:1、1.5:1或7:3；或
水的质量百分比为90％，表面活性剂与助剂的表面活性剂与助剂的质量比为0.8～2：1，可选为1～1.5：1，例如为1:1或1.5:1。
例如，一种胶束溶液，由质量百分比为6.6％-7.7％的十二烷基苯磺酸钠，质量百分比为3.3％-4.4％的正丁醇，质量百分比为89％的水组成；或
一种胶束溶液，由质量百分比为8.4％的十二烷基苯磺酸钠，质量百分比为3.6％的正丁醇，质量百分比为88％的水组成；或
一种胶束溶液，由质量百分比为6％的十二烷基苯磺酸钠，质量百分比为4％的正丁醇，质量百分比为90％的水组成。
当表面活性剂为环氧乙烷类非离子表面活性剂如吐温80时，若表面活性剂与助剂的质量比过大，如质量比在4以上，则会形成浑浊液，而无法形成胶束溶液，从而无法对油基岩屑进行脱油处理；若表面活性剂与助剂的质量过小，如质量比在0.7以下时，则会出现分层现象，无法形成胶束溶液，无法实现对油基岩屑的脱油处理；水的质量百分比过高或过低也会导致无法形成胶束溶液，或即使形成胶束溶液对油基岩屑的脱油效果也较差，所得残渣含油率较高。
当表面活性剂为磺酸盐类阴离子表面活性剂如十二烷基苯磺酸钠时，水的质量百分比过大或过小，表面活性剂与助剂的质量比过大或过小，可能会形成浑浊液或胶状物，而无法形成胶束溶液，无法实现对油基岩屑的清洗除油，或者除油效果较差，所得残渣含油率较高。因此，表面活性剂与助剂的质量比以及水的质量百分比在上述限定的范围内，所形成的胶束溶液能够实现对油基岩屑的高效脱油处理。
根据本发明实施例，胶束溶液中溶质的粒径为小于或等于10nm，可选地，粒径为0.5～8nm。
另一方面，本发明实施例还提供了上述任一种胶束溶液的制备方法，该制备方法包括：按照胶束溶液中包含的各组分的质量百分比，使表面活性剂、助剂和水搅拌均匀，得到胶束溶液。
当选择不同种类的表面活性剂和助剂时，表面活性剂、助剂和水的混合先后顺序影响胶束溶液的形成。
在一种实施方式中，表面活性剂为环氧乙烷类非离子表面活性剂，使表面活性剂、助剂和水搅拌均匀，得到胶束溶液，包括：将环氧乙烷类非离子表面活性剂与助剂混合，搅拌均匀，然后再与水混合，搅拌均匀至完全透明，得到胶束溶液，例如，将吐温80与正丁醇混合并搅拌均匀，然后再逐渐加入水搅拌均匀至完全透明，得到胶束溶液。若将吐温80先与水混合，二者会形成胶体，不利于后续制备胶束溶液过程中的溶液分散，使得制备效率降低。
在另一实施方式中，表面活性剂为磺酸盐类非离子表面活性剂，使表面活性剂、助剂和水搅拌均匀，得到胶束溶液，包括：将磺酸盐类阴离子表面活性剂与水混合均匀，然后再与助剂混合，搅拌均匀至完全透明，得到胶束溶液，例如，将十二烷基苯磺酸钠先与水混合搅拌均匀，然后再逐渐加入正丁醇搅拌均匀至完全透明，得到胶束溶液。若将十二烷基苯磺酸钠先与正丁醇混合，会发生团聚现象，不利于后续溶解分散，会明显降低制备效率。
本发明实施例中，表面活性剂、助剂和水按照质量百分比配制得到胶束溶液，利用胶束溶液对油相自发增溶的原理，可对油基岩屑中油相进行脱油处理，实现对油基岩屑进一步高效低能耗的脱油。并且，该胶束溶液也具备不易燃、无闪点、低毒的优点，使用安全性高，胶束溶液的制备方法简单，原料易得，成本低。
再一方面，本发明实施例还提供了一种油基岩屑的处理方法，该方法包括：
步骤1、使用上述任一种胶束溶液对油基岩屑进行清洗，获得混合物；
步骤2、对混合物进行固液分离，完成油基岩屑的处理。
油基岩屑由油基钻井液和岩屑组成，油基钻井液通常由大量的柴油或矿物油、乳化剂等化学试剂以及黏土组成，油基岩屑矿物油含量高，危害生态环境及人类健康，因此，需要对油基岩屑除油，降低含油率。
步骤1中，胶束溶液为上述任一种胶束溶液，制备胶束溶液的方法包括：按照胶束溶液中包含的各组分的质量百分比，将表面活性剂、助剂与水混合，搅拌至透明状，形成胶束溶液。胶束溶液的制备方法见本发明实施例第二方面。
步骤1中，将胶束溶液与油基岩屑混合，通过搅拌的方式进行清洗。
根据本发明实施例，步骤1中，基于10g油基岩屑，胶束溶液为30～80ml，可选为40～60ml，例如为40ml。
在一种可选的实施方式中，胶束溶液与油基岩屑于20～40℃如30℃的温度下混合。混合温度过低，将会使得胶束溶液对油基岩屑的脱除效果明显降低；温度过高，胶束溶液会被破坏，胶束溶液对油基岩屑的油相的脱除效果也会明显降低。
可选地，采用磁力搅拌器进行搅拌清洗，搅拌速度为150～250rpm，例如为200rpm。
清洗时间为15～80min，可选地，清洗时间为20～60min，进一步可选地，清洗时间为20～40min，例如为20～30min。
本发明实施例中，清洗时间过短，则会导致清洗后的油基岩屑含油率较高，甚至高于6％，除油效果较差，无法实现对油基岩屑的除油；若清洗时间过长，清洗后油基岩屑的含油率出现小幅度的上升，且增加能耗。
步骤1中，胶束溶液和油基岩屑混合，通过搅拌清洗，对油基岩屑进行脱油处理，清洗结束后得到混合物。
步骤2中，对步骤1得到的混合物进行固液分离，可选地，固液分离采用离心处理进行，可选地，将混合物转移至离心管中进行离心处理，离心速度为2000～4000rpm，离心时间为5～15min，可选地，离心速度为2500～3500rpm，离心时间为8～12min，例如，离心速度为3000rpm，离心时间为10min。
离心结束后，得到离心固相，该离心固相或残渣即为清洗后的油基岩屑，对油基岩屑的处理完成。离心后的液相包括胶束溶液、从油基岩屑上清洗下来的油。
本发明实施例中，对油基岩屑的处理完成后，对离心固相的含油率(残渣含油率)进行测定，测定方法包括：
步骤(1)、取离心得到的离心固相，与四氯乙烯混合，超声处理后进行离心处理；
步骤(2)、取离心上清液进行定容后稀释，测定稀释溶液的含油率，测得的含油率即为清洗后的油基岩屑的含油率，也即残渣含油率。
步骤(1)中，基于1g离心固相，四氯乙烯的用量为30～50ml(例如40ml)，离心固相与四氯乙烯混合后超声处理，然后再离心处理。
可选地，超声处理的功率为200～300W，例如250W；超声处理时间为5～15min，例如10min。
可选地，离心处理的离心速度为3000～5000rpm，例如4500rpm；离心时间为5～15min，例如10min。
步骤(2)中，离心结束后，取离心上清液进行定容后稀释，采用红外测油仪测定稀释溶液的含油率，例如将离心上清液稀释25倍后，测定残渣含油率。
本发明实施例采用胶束溶液对油基岩屑进行处理，利用胶束溶液自发增溶油相实现对油基岩屑的脱油，同时不用浪费其余能源，除油效率高，经过处理后的油基岩屑的含油率在2％以下，甚至能够达到1.28％，除油效率高于8％，甚至能够达到89.2％，除油效率高，且处理方法工艺简单、能耗小，成本低，不会造成二次污染，对油基岩屑进一步实现高效低能耗脱油，克服了传统对油基岩屑除油处理方法中存在成本高、能耗高、处理效率低、适用性低的缺陷。
以下将通过具体实施例进行详细阐述：
在以下实施例中，所使用的油基岩屑为取自长宁页岩气开发区块的油基岩屑，该油基岩屑为初始含油率为11.89％的油基岩屑。
如表1所示，实施例1-13为按照吐温80、正丁醇和水的不同质量百分比所得到的胶束溶液，并对油基岩屑进行处理，得到残渣含油率和残渣接触角，对比例1-19为按照吐温80、正丁醇和水的不同质量百分比所得到的混合物，
过程如下：
实施例1-13：将吐温80与正丁醇混合并搅拌均匀，然后再逐渐加入水搅拌均匀至完全透明，得到胶束溶液。
对比例1-19：将吐温80与正丁醇混合并搅拌均匀，然后再逐渐加入水搅拌，得到混合物，所得混合物的状态如表1所示。
采用美国Brookhaven公司型号为Zata PALS 190 Plus的Zata电位及粒度分析仪，对实施例2所制备的胶束溶液进行粒径分布测试，所得粒径分布图如图1所示，从图1中可看出，实施例2所得胶束溶液中溶质的粒径范围为小于等于10nm，也证明了实施例2制备得到了胶束溶液。
取10g油基岩屑样品加入到烧杯中，并向烧杯中加入40ml实施例1-13所得胶束溶液，采用恒温磁力搅拌器在30℃温度下对油基岩屑和胶束溶液进行混合搅拌清洗，搅拌时间为20min，搅拌速度为200rpm，结束后将烧杯中的混合物转移至离心管中，进行离心处理，离心速度为3000rpm，离心时间为10min，对油基岩屑处理完成，得到离心固相(残渣)，即清洗后的油基岩屑。
取离心得到的离心固相1g加入到离心管中，并向离心管中加入40ml四氯乙烯，混合，在功率250W下对离心管的混合物超声处理10min，然后进行离心，离心速度为4500rpm，离心时间10min。
取离心管中上清液定容至100ml的定容瓶中，然后对定容瓶中的溶液稀释25倍，采用红外测油仪(华夏科创，oil480)测定稀释后的上清液的含油率，所得残渣含油率的测试结果如表1所示。
将所得离心固相干燥、研磨、过筛后压片，采用德国KRUSS公司型号为KRUSSDSA30S的界面参数一体测量系统进行接触角测试，所得残渣接触角的测试结果如表1所示。
表1
注：表1中，“/”表示无数据。
从表1中可以看出，对比例1-19中，当水的质量百分比过高或过低时，和/或吐温80与正丁醇的质量比过高(在4以上)或过低(在0.7以下)时，可能无法形成胶束溶液，可能会形成半透明溶液、浑浊溶液或出现分层现象，所得残渣含油率较高，脱油效果差，或者即使形成胶束溶液，但对油基岩屑的除油效果较差，所得残渣含油率大于2％。
实施例1-13得到胶束溶液，实施例1所得胶束溶液对油基岩屑清洗后将含油率从11.89％降低至1.61％，实施例2-4所得胶束溶液对油基岩屑清洗后将含油率从11.89％降低至1.28％-1.41％，实施例5-7所得胶束溶液对对油基岩屑清洗后将含油率从11.89％降低至1.57％-1.96％，实施例8-10所得胶束溶液对对油基岩屑清洗后将含油率从11.89％降低至1.66％-1.9％，实施例11-13所得胶束溶液对对油基岩屑清洗后将含油率从11.89％降低至1.65％-1.85％
可见实施例1-13对油基岩屑的除油效果较好，所得残渣含油率在2％以下，甚至能够达到1.28％，相应地，除油效率高于83％，甚至能够达到89.2％。
如表2所示，实施例14-15和对比例20-22分别按照表2所示的组分及质量百分比以及实施例1的方法制备溶液，并采用所制备的溶液对油基岩屑进行清洗，所得残渣含油率及残渣接触角的测试结果如表2所示。
表2
注：表2中，“/”表示无数据。
从表2中可以看出，实施例14-15制备得到了胶束溶液，且所得胶束溶液对油基岩屑的清洗效果较好，所得残渣含油率低于2％；对比例20制备得到了胶束溶液，但其所得的胶束溶液对油基岩屑的清洗效果较差，所得残渣含油率较高，远大于2％，而对比例21-22无法获得胶束溶液，所得残渣含油率高于10％，对油基岩屑的清洗效果较差。
如表3所示，实施例1’-4’为按照SDBS、正丁醇和水的不同质量百分比所得到的胶束溶液，并对油基岩屑进行处理，得到残渣含油率和残渣接触角，对比例1’-22’为按照SDBS、正丁醇和水的不同质量百分比所得到的混合物。
实施例1’-4’：将SDBS与水混合并搅拌均匀，然后再逐渐加入正丁醇搅拌均匀至完全透明，得到胶束溶液；
对比例1’-22’：将SDBS与水混合并搅拌均匀，然后再逐渐加入正丁醇搅拌均匀，得到混合物，所得混合物的状态如表3所示。
取10g油基岩屑样品加入到烧杯中，并向烧杯中加入40ml所得胶束溶液，采用恒温磁力搅拌器在30℃温度下对油基岩屑和胶束溶液进行混合搅拌清洗，搅拌时间为20min，搅拌速度为200rpm，结束后将烧杯中的混合物转移至离心管中，进行离心处理，离心速度为3000rpm，离心时间为10min，对油基岩屑处理完成，得到离心固相(残渣)，即清洗后的油基岩屑；
取离心得到的离心固相1g加入到离心管中，并向离心管中加入40ml四氯乙烯，混合，在功率250W下对离心管中的混合物超声处理10min，然后进行离心，离心速度为4500rpm，离心时间10min；
取离心管中上清液定容至100ml的定容瓶中，然后对定容瓶中的溶液稀释25倍，采用红外测油仪(华夏科创，oil480)测定稀释后的上清液的含油率，所得残渣含油率的测试结果如表3所示。
将所得离心固相干燥、研磨、过筛后压片，采用德国KRUSS公司型号为KRUSSDSA30S的界面参数一体测量系统进行接触角测试，所得残渣接触角测试结果如表3所示。
表3
注：表3中，“/”表示无数据。
从表3中可以看出，对比例1’-22’中，当水的质量百分比过高如在92％以上或过低在85％以下时，和/或SDBS与正丁醇的质量比过高如在4以上时，可能无法形成胶束溶液，可能会形成混浊溶液，所得残渣含油率较高，脱油效果差，或者即使形成胶束溶液，但对油基岩屑的除油效果较差，所得残渣含油率大于2％。
实施例1’-4’得到胶束溶液，实施例1’所得胶束溶液对油基岩屑清洗后将含油率降低至1.64％，实施例2’-3’所得胶束溶液对油基岩屑清洗后将含油率降低至1.57％-1.89％，实施例4’所得胶束溶液对油基岩屑清洗后将含油率降低至1.99％。
可见实施例1’-4’对油基岩屑的除油效果较好，所得残渣含油率在2％以下，甚至能够达到1.57％，相应地，除油效率高于83％，甚至能够达到86.8％。
如表4所示，实施例5’-6’和对比例23’-24’分别按照表4所示的组分及质量百分比及实施例1的方法制备溶液，并采用所制备的溶液对油基岩屑进行清洗，所得残渣含油率及残渣接触角的测试结果如表4所示。
表4
注：表4中，“/”表示无数据。
从表4中可以看出，实施例5’-6’得到了胶束溶液，且所得胶束溶液对油基岩屑的清洗效果较好，所得残渣含油率低于2％；对比例23’也得到了胶束溶液，但其所得的胶束溶液对油基岩屑的清洗效果较差，所得残渣含油率较高，远大于2％，而对比例24’无法获得胶束溶液，所得残渣含油率高于10％，对油基岩屑的清洗效果较差。
如表5所示，实施例1”-9”和对比例1”-6”为按照吐温80、正丁醇和水的不同质量百分比所得到的胶束溶液，并对油基岩屑进行清洗处理，得到清洗后的油基岩屑，测定不同清洗时间下的残渣含油率。
过程如下：
将吐温80与正丁醇混合并搅拌均匀，然后再逐渐加入水搅拌均匀至完全透明，得到胶束溶液；取10g油基岩屑样品加入到烧杯中，并向烧杯中加入40ml所得胶束溶液，采用恒温磁力搅拌器在30℃温度下对油基岩屑和胶束溶液进行混合搅拌清洗，搅拌时间如表3中所示，搅拌速度为200rpm，结束后将烧杯中的混合物转移至离心管中，进行离心处理，离心速度为3000rpm，离心时间为10min，对油基岩屑处理完成，得到离心固相(残渣)，即清洗后的油基岩屑；
取离心得到的离心固相1g加入到离心管中，并向离心管中加入40ml四氯乙烯，混合，在功率250W下对例行中的混合物超声处理10min，然后进行离心，离心速度为4500rpm，离心时间10min；
取离心管中上清液定容至100ml的定容瓶中，然后对定容瓶中的溶液稀释25倍，采用红外测油仪(华夏科创，oil480)测定稀释后的上清液的含油率，所得残渣含油率的测试结果如表5所示。
表5
从表5中可以看出，在吐温80、正丁醇与水的质量百分比相同的情况下，随着清洗时间的延长，所得残渣含油率先下降后上升，清洗时间为20～60min时，所得残渣含油率低于2％，清洗时间在10min以下时，残渣含油率大于2％，清洗时间为60min的残渣含油率高于清洗时间为30min的，出现小幅度的上升。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种胶束溶液，其特征在于，所述胶束溶液包括以下组分：表面活性剂、助剂和水；
其中，所述胶束溶液中，所述水的质量百分比为60％-90％，并且，所述表面活性剂与所述助剂的质量比为0.8～3.5：1；
所述表面活性剂为环氧乙烷类非离子表面活性剂或磺酸盐类阴离子表面活性剂；
所述助剂为短链醇。
2.根据权利要求1所述的胶束溶液，其特征在于，所述胶束溶液包括：环氧乙烷类非离子表面活性剂、助剂和水；
所述胶束溶液中，所述水的质量百分比为62％～84％；
所述环氧乙烷类非离子表面活性剂与助剂的质量比为0.8～3.5：1。
3.根据权利要求1所述的胶束溶液，其特征在于，所述胶束溶液包括：磺酸盐类阴离子表面活性剂、助剂和水；
所述胶束溶液中，所述水的质量百分比为86％～90％，所述磺酸盐类阴离子表面活性剂与助剂的质量比为0.8～3.5：1。
4.根据权利要求3所述的胶束溶液，其特征在于，所述胶束溶液中，所述水的质量百分比为86％～89％，所述磺酸盐类阴离子表面活性剂与助剂的质量比为1～2.5：1。
5.根据权利要求3所述的胶束溶液，其特征在于，所述胶束溶液中，所述水的质量百分比为90％，表面活性剂与助剂的表面活性剂与助剂的质量比为1～1.5：1。
6.根据权利要求1-5任一项所述的胶束溶液，其特征在于，所述环氧乙烷类非离子表面活性剂为吐温80、聚氧乙烯失水山梨醇单硬脂酸酯、聚氧乙烯羊毛醇醚和聚氧乙烯单硬脂酸酯中的至少一种，所述磺酸盐类阴离子表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、硬脂酸甲酯聚氧乙烯醚磺酸钠和十二烷基磺酸钠中的至少一种，所述短链醇为异丙醇、正丁醇、仲丁醇和叔丁醇中的至少一种。
7.权利要求1-6任一项所述的胶束溶液的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括：按照胶束溶液中包含的各组分的质量百分比，使表面活性剂、助剂和水搅拌均匀，得到所述胶束溶液。
8.根据权利要求7所述的胶束溶液的制备方法，其特征在于，所述表面活性剂为环氧乙烷类非离子表面活性剂；
所述使表面活性剂、助剂和水搅拌均匀，得到所述胶束溶液，包括：将所述环氧乙烷类非离子表面活性剂与所述助剂混合搅拌均匀，再加入水，搅拌至完全透明，获得所述胶束溶液。
9.根据权利要求7所述的胶束溶液的制备方法，其特征在于，所述表面活性剂为磺酸盐类非离子表面活性剂；
所述使表面活性剂、助剂和水搅拌均匀，得到所述胶束溶液，包括：将所述磺酸盐类非离子表面活性剂与水混合搅拌，再加入所述助剂，搅拌至完全透明，获得所述胶束溶液。
10.一种油基岩屑处理方法，其特征在于，所述方法包括：使用权利要求1-6任一项的胶束溶液，对油基岩屑进行清洗，获得混合物；
对所述混合物进行固液分离，完成所述油基岩屑的处理。
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Legal Events
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