(转)渤海高含蜡原油破乳剂研究与应用

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山 东 化 工
ＳＨＡＮＤＯＮＧ ＣＨＥＭＩＣＡＬ ＩＮＤＵＳＴＲＹ ２０２０ 年第 ４９ 卷
渤海高含蜡原油破乳剂研究与应用
王虎子∗１ ꎬ张 玮２ ꎬ李志鹏３ ꎬ刘少鹏３
(１. 中海油安全技术服务有限公司ꎬ天津 塘沽 ３００４５７ꎻ２. 中海石油( 中国) 有限公司天津
分公司ꎬ天津 塘沽 ３００４５２ꎻ ３. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司ꎬ天津 塘沽 ３００４５０)

摘要:对以酚胺树脂和多乙烯多胺为起始剂的破乳剂进行复配ꎬ调整破乳剂的亲油亲水性能ꎬ使破乳剂的针对性更强ꎬ原油处理过程中 油水界面更紧凑ꎮ 对复配后的破乳剂开展评价实验ꎬ并对破乳剂浓度、ｐＨ 值和温度对破乳效果的影响进行分析ꎮ 矿场试验结果表明ꎬ７ ＃ 破乳剂应用后ꎬ原油系统脱水效果明显改善ꎬ原油系统各级乳化液含量明显减少ꎬ流程运行工况良好ꎬ解决了外输原油含水超标问题ꎮ
关键词:破乳剂ꎻ乳化液ꎻ高含蜡原油ꎻ复合型破乳剂
中图分类号:ＴＥ３９ 文献标识码:Ａ 文章编号:１００８ － ０２１Ｘ(２０２０)２ － ００３８ － ０４
Ｒｅｓｅａｒｃｈ ａｎｄ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｈｉｇｈ ｗａｘ ｃｏｎｔｅｎｔ ｏｉｌ ｄｅｍｕｌｓｉｆｉｅｒ ｉｎ Ｂｏｈａｉ ｏｉｌｆｉｅｌｄ
Ｗａｎｇ Ｈｕｚｉ∗１ ꎬＺｈａｎｇ Ｗｅｉ２ ꎬＬｉ Ｚｈｉｐｅｎｇ３ ꎬＬｉｕ Ｓｈａｏｐｅｎｇ３
(１. ＣＮＯＯＣ Ｓｅｃｕｒｉｔｙ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ Ｃｏ. ꎬＬｔｄ. ꎬＴａｎｇｇｕꎬＴｉａｎｊｉｎ ３００４５７ꎬＣｈｉｎａꎻ ２. Ｔｉａｎｊｉｎ ＢｒａｎｃｈꎬＣＮＯＯＣ Ｃｈｉｎａ ＬｉｍｉｔｅｄꎬＴａｎｇｇｕꎬＴｉａｎｊｉｎ ３００４５２ꎬＣｈｉｎａꎻ
３. ＣＮＯＯＣ ＥｎｅｒＴｅｃｈ － Ｄｒｉｌｌｉｎｇ＆Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｃｏ. ꎬＴａｎｇｇｕ ３００４５０ꎬＣｈｉｎａ)
Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｔｈｅ ｄｅｍｕｌｓｉｆｉｅｒ ｗｉｔｈ ｐｈｅｎｏｌ ａｍｉｎｅ ｒｅｓｉｎ ａｎｄ ｐｏｌｙｅｔｈｙｌｅｎｅ ｐｏｌｙａｍｉｎｅ ａｓ ｉｎｉｔｉａｔｏｒ ｗａｓ ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｔｏ ａｄｊｕｓｔ ｔｈｅ ｈｙｄｒｏｐｈｉｌｉｃ ｐｒｏｐｅｒｔｙ ｏｆ ｄｅｍｕｌｓｉｆｉｅｒꎬｗｈｉｃｈ ｍａｄｅ ｔｈｅ ｄｅｍｕｌｓｉｆｉｅｒ ｍｏｒｅ ｔａｒｇｅｔｅｄ ａｎｄ ｔｈｅ ｏｉｌ － ｗａｔｅｒ ｉｎｔｅｒｆａｃｅ ｍｏｒｅ ｃｏｍｐａｃｔ ｉｎ ｃｒｕｄｅ ｏｉｌ ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ. Ｔｈｅ ｄｅｍｕｌｓｉｆｉｅｒ ｗａｓ ｅｖａｌｕａｔｅｄꎬａｎｄ ｔｈｅ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｏｆ ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎꎬｐＨ ｖａｌｕｅ ａｎｄ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｏｎ ｄｅｍｕｌｓｉｆｙｉｎｇ ｅｆｆｅｃｔ ｗａｓ ａｎａｌｙｚｅｄ. Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔ ｏｆ ｆｉｅｌｄ ｔｅｓｔ ｓｈｏｗｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｄｅｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｃｒｕｄｅ ｏｉｌ ｓｙｓｔｅｍ ｉｓ ｉｍｐｒｏｖｅｄ ｏｂｖｉｏｕｓｌｙ ａｆｔｅｒ ｔｈｅ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ７ ＃ ｄｅｍｕｌｓｉｆｉｅｒꎬｔｈｅ ｃｏｎｔｅｎｔ ｏｆ ｅｍｕｌｓｉｏｎ ｉｎ ｃｒｕｄｅ ｏｉｌ ｓｙｓｔｅｍ ｉｓ ｒｅｄｕｃｅｄ ｏｂｖｉｏｕｓｌｙꎬａｎｄ ｔｈｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ｒｕｎｓ ｗｅｌｌ. Ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｃｏｎｔｅｎｔ ｏｆ ｔｈｅ ｅｘｐｏｒｔ ｃｒｕｄｅ ｏｉｌ ｅｘｃｅｅｄｓ ｔｈｅ ｓｔａｎｄａｒｄ ｈａｓ ｂｅｅｎ ｓｏｌｖｅｄ.
: ｄｅｍｕｌｓｉｆｉｅｒꎻｅｍｕｌｓｉｏｎꎻｈｉｇｈ ｗａｘ ｃｏｎｔｅｎｔ ｏｉｌꎻｃｏｍｐｏｕｎｄ ｄｅｍｕｌｓｉｆｉｅｒ

随着我国海洋石油工业快速发展ꎬ２０１９ 年渤海油田进入上产 ４０００ 万吨的关键期[１] ꎬ油田产液量不断提升ꎮ 受海上平台空间限制ꎬ大部分油田要求在 ３０ｍｉｎ ~ １２０ｍｉｎ 内实现油水分离[２] ꎬ有限的设备条件对油气集输工作提出了较大的挑战ꎬ开发高效原油破乳剂对保证油水处理达标尤为重要[３] ꎮ
渤海某油田为中质高含蜡油田ꎬ原油处理设备包括油气水

三相分离器、二级分离器和电脱水器ꎬ日处理液量为 １００００ｍ３ / ｄꎬ综合含水率为 ４０％ ꎬ油水处理流程如图 １ 所示ꎮ 随着油田采出液含水率逐渐升高ꎬ在三相分离器和二级分离器油水界面处出现大量乳化液层[４] ꎬ导致原油脱水不达标ꎬ分离器水相出口污水含油量大幅增加ꎬ对外输原油品质和注水水质造成较大的 影响ꎮ

图 １ 渤海某油田生产流程简图

表 １       渤海某油田原油分析数据	

项目 数据
２０℃ 密度/ ｋｇ / ｍ３ ８９２. ８
５０℃ 粘度/ ｍＰａｓ ２５. ９６
６００Ｆ ＡＰＩ 度 ２６. ２２
水含量/ ％ ０. ６００
硫含量/ ％ ０. １７０
收稿日期:２０１９ － １１ － ０７

表 １( 续)	

项目 数据
凝固点/ ℃ ２４
机械杂质/ ％ ０. ０１
含蜡量/ ％ １５. ６８
沥青质/ ％ １. ８８
胶 质/ ％ １０. ２７
倾 点/ ℃ ２７

作者简介:王虎子(１９８６—) ꎬ山西大同人ꎬ工程师ꎬ学士学位ꎬ主要从事油田化学品的研究及应用ꎮ

第 ２ 期

王虎子ꎬ等:渤海高含蜡原油破乳剂研究与应用

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树脂型多嵌段聚醚破乳剂针对该油田采出液具有脱水速度快的特点ꎬ２０ｍｉｎ 内原油脱水率可达到 ９３％ [５] ꎮ 由于该油田实施酸化、调剖和弱凝胶调驱等增产措施ꎬ加上地层中返出的黏土矿物等杂质ꎬ使采出液中存在大量乳化液ꎬ造成三相分离 器和二级分离器油水界面处乳化液含量不断增加ꎬ导致原油处 理系统和污水处理系统发生周期性紊乱ꎮ
笔者针对高含蜡油品性质ꎬ分别以酚胺树脂和多乙烯多胺为起始剂的合成破乳剂[６] ꎬ改善破乳剂对水包油型乳状液的脱水效果[７] ꎬ以减少油水界面处乳化液含量ꎬ从而解决了现场原油系统周期性崩溃的问题ꎮ
１ 实验部分
１. １ 破乳剂的制备
表 ２ 破乳剂制备用试剂
名称 试剂 作用 主剂 环氧丙烷与环氧乙烷 组分 Ａ、Ｂ 的主要成分
起始剂 酚胺树脂和多乙烯多胺 起始剂
催化剂 氢氧化钾 催化剂

中ꎬ观察一段时间内原油脱水率、油水界面状态、下层脱出水颜色ꎮ
计算脱水率 Ｗ 按公式(１):
Ｗ ＝ Ｖ水 / Ｖ水０ × １００％ (１)
Ｖ水:静置一段时间后分离出的水相的体积ꎻ
Ｖ０水 :原始 ８０ｍＬ 原油样品中水相的体积ꎬ通过原油含水率离心法测得ꎮ
为了观察破乳剂对油水界面处的乳化液的处理效果ꎬ油水 界面处乳化液含量为评价的主要指标ꎻ海上油田对破乳剂的脱 水率要求较高ꎬ破乳剂的脱水率也为本次评选的主要指标ꎻ脱 出水色对油田后续污水处理存在一定影响ꎬ脱出水色为辅助指 标ꎮ
１. ３ 破乳影响实验
(１) 浓度梯度实验:
取渤海某油田采出原油ꎬ分别加注 １００ｍｇ / Ｌ、１１０ｍｇ / Ｌ、１２０ｍｇ / Ｌ、１３０ｍｇ / Ｌ、１４０ｍｇ / Ｌ、１５０ｍｇ / Ｌ 破乳剂ꎬ开展浓度梯度评
价实验ꎬ确定破乳剂最佳浓度范围ꎮ

增效剂

由丙烯酸聚乙二醇酯、丙烯酸高级醇酯为主剂聚合而成的大分
子共聚物溶液[８]

稳定蜡晶ꎬ加快聚醚在产液中的分散速率

(２) 温度梯度实验
综合考虑油田现场温度情况ꎬ加注浓度为浓度影响实验中
选出的最佳加注浓度ꎮ 取渤海某油田采出原油ꎬ参照 １. ２ 破乳剂

溶剂	二甲苯	溶剂	

(１) 组分 Ａ 的合成:在 １Ｌ 的高温高压反应釜中ꎬ按先后顺序分别加入一定量的起始剂酚胺树脂、氢氧化钾、环氧丙烷和环氧乙烷ꎬ在适当的温度下反应一定时间后得到组分 Ａꎮ
(２) 组分 Ｂ 的合成:以多乙烯多胺为起始剂ꎬ其他过程与组分 Ａ 的合成相同ꎮ
(３) 破乳剂复配:将组分 Ａ、Ｂ、增效剂、二甲苯按照表 ３ 中比例复配ꎮ 破乳剂样品合成后备用ꎬ开展破乳剂室内筛选实验ꎮ
表 ３ 破乳剂复配比例( 质量比)
型号 Ａ 组分 Ｂ 组分 增效剂 溶剂
１＃ ３ ７ １ ９
２＃ ３. ５ ６. ５ １ ９
３＃ ４ ６ １ ９
４＃ ４. ５ ５. ５ １ ９
５＃ ５ ５ １ ９
６＃ ５. ５ ４. ５ １ ９
７＃ ６ ４ １ ９
８＃ ６. ５ ３. ５ １ ９
９＃ ７ ３ １ ９
１. ２ 破乳剂室内筛选
取渤海某油田综合采出液ꎬ参照中国石油天然气行业标准ＳＹ / Ｔ ５２８１ － ２０００« 原油破乳剂使用性能检测方法( 瓶试法)» 开展破乳剂室内评价实验ꎮ 具体步骤如下:把 ８０ ｍＬ 原油样品倒入 １００ｍＬ 的脱水试管中ꎬ在 ６０℃ 的恒温水浴中预热 １０ ｍｉｎꎻ使用微量移液器向脱水试管中加入一定浓度的破乳剂ꎬ手动震荡２００ 次使药剂与原油混合均匀ꎻ然后将脱水试管放回恒温水浴

室内筛选ꎬ分别在 ６０℃ 、７０℃ 、８０℃ 、９０℃ 下记录不同温度下的脱水率及脱水速率、界面情况、水色ꎬ开展温度影响评价实验ꎮ
(３) ｐＨ 影响实验
通过加注适量 ＮａＯＨ、ＨＣＬ 溶液调整采出液 ｐＨ 值ꎬ加注浓度为实验中选出的最佳加注浓度ꎬ温度为油田原油系统最低温度 ６０℃ ꎮ 取渤海某油田采出原油ꎬ参照 １. ２ 破乳剂室内筛选ꎬ记录 ｐＨ 值为 ４、５、６、７、８、９ 下的脱水率及脱水速率、界面情况、水色ꎬ开展 ｐＨ 影响评价实验ꎮ
２ 实验结果与讨论
２. １ 破乳剂性能评价
由图 ２ 和表 ４ 可知ꎬ在加注浓度 １４０ｍｇ / Ｌ 的情况下ꎬ７ ＃破乳剂最终脱水率最高ꎬ脱水速率最快、油水界面整齐且不挂壁、下层脱出水颜色清澈ꎮ ７ ＃破乳剂为针对该油田最佳的破乳剂配方ꎮ
表 ４ 不同型号药剂室内实验记录
序号 型号 浓度 ｍｇ / Ｌ 挂壁及界面 水色
１ 在用 １４０ 不挂ꎬ凹凸 Ａ
２ １＃ １４０ 不挂ꎬ凹凸 Ａ
３ ２＃ １４０ 不挂ꎬ凹凸 Ａ
４ ３＃ １４０ 不挂ꎬ较齐 Ａ
５ ４＃ １４０ 不挂ꎬ较齐 Ａ
６ ５＃ １４０ 不挂ꎬ较齐 Ａ ７ ６＃ １４０ 不挂ꎬ齐 Ａ ８ ７＃ １４０ 不挂ꎬ齐 Ａ
９ ８＃ １４０ 不挂ꎬ较齐 Ａ
１０ ９＃ １４０ 不挂ꎬ凹凸 Ａ

图 ２ 不同型号药剂室内试验脱水率

４０
２. ２ 浓度梯度实验

山 东 化 工
ＳＨＡＮＤＯＮＧ ＣＨＥＭＩＣＡＬ ＩＮＤＵＳＴＲＹ ２０２０ 年第 ４９ 卷
表 ５ ７＃破乳剂加注浓度对原油脱水效果影响实验记录表

由图３ 和表５ 可知ꎬ当７＃破乳剂加注浓度在１００ ~ １３０ｍｇ / Ｌ 范围ꎬ破乳剂浓度越高ꎬ原油脱水效果越好ꎻ当 ７＃破乳剂加注浓度高于 １３０ｍｇ / Ｌ 时ꎬ原油脱水效果不再随着破乳剂浓度升高而增强ꎬ从经济适用性方面考虑ꎬ７ ＃ 破乳剂最佳加注浓度为１３０ｍｇ / Ｌꎮ

序号	浓度( ｍｇ / Ｌ)	挂壁及界面	水色	

１ １００ 不挂ꎬ较齐 Ａ
２ １１０ 不挂ꎬ较齐 Ａ
３ １２０ 不挂ꎬ较齐 Ａ
４ １３０ 不挂ꎬ齐 Ａ
５ １４０ 不挂ꎬ齐 Ａ
６ １５０ 不挂ꎬ齐 Ａ

２. ３ 温度对原油脱水效果影响实验

图 ３ 破乳剂浓度梯度实验
表 ６ 温度对原油脱水效果影响实验记录表

由图 ４ 和表 ６ 可知ꎬ在 ６０ ~ ９０℃ 温度范围内ꎬ温度升高有利于提高原油脱水效果ꎮ 温度升高后原油密度减小ꎬ油水密度差增大ꎬ原油粘度降低ꎬ由斯托克斯公式可知ꎬ温度升高可提高 了原油脱水效果ꎻ其次ꎬ温度升高后增加了体系内分子动能ꎬ增 加了液滴间的相互碰撞次数ꎬ有利于水珠的聚结沉降ꎻ最后ꎬ温 度升高有利于树枝状破乳剂高分子嵌段聚醚更容易扩散到油 水界面处ꎬ提高了破乳剂的分散速度和脱水速度ꎮ

序号	浓度/ ( ｍｇ / Ｌ)	温度/ ℃	挂壁及界面	水色 

１ １３０ ６０ 不挂ꎬ齐 Ａ
２ １３０ ７０ 不挂ꎬ齐 Ａ
３ １３０ ８０ 不挂ꎬ齐 Ａ
４ １３０ ９０ 不挂ꎬ齐 Ａ

２. ４ ｐＨ 值对原油脱水效果影响实验

图 ４ 温度对原油脱水效果影响实验

由图 ５ 和表 ７ 可知ꎬ当 ｐＨ 值在 ６ ~ ８ 区间范围原油脱水效果最佳ꎬ产液 ｐＨ 过高或过低均会对原油脱水产生影响[９] ꎮ 主要是由于油田实施了大量增产措施ꎬ导致产出液中含有大量无 机盐、黏土矿物和有机酸盐等复杂成分ꎬｐＨ 偏高或偏低均会使乳化液中离子强度增加ꎬ提高了乳化液的稳定性ꎬ造成原油破乳难度增大ꎮ

表 ７     ｐＨ 值对原油脱水效果影响实验记录表	

序号 影响因素 变化范围 挂壁及界面 水色

１ ｐＨ ４ 不挂ꎬ不齐 Ｂ
２ ｐＨ ５ 不挂ꎬ齐 Ａ
３ ｐＨ ６ 不挂ꎬ齐 Ａ
４ ｐＨ ７ 不挂ꎬ齐 Ａ
５ ｐＨ ８ 不挂ꎬ齐 Ａ
６ ｐＨ ９ 不挂ꎬ不齐 Ａ

第 ２ 期

王虎子ꎬ等:渤海高含蜡原油破乳剂研究与应用

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３ 现场应用

图 ５ ｐＨ 值对原油脱水效果影响实验
超过 １％ ꎮ 如图 ６ 所示ꎬ７＃破乳剂加注 １３０ｍｇ / Ｌ 时ꎬ三相分离器

２０１９ 年 ３ 月在渤海某油田开展 ７＃破乳剂矿场试验ꎮ ７ ＃破乳剂加注前ꎬ一级分离器和二级分离器油水界面处累积了大量 的乳化液ꎬ二级分离器基本处于不脱水状态ꎬ外输含水率经常

油相出口含水率由 １０％ ~ １５％ 降低至 ７％ ~ １０％ ꎬ二级分离器油相出口含水率降低至 ５％ 左右ꎬ电脱水器出口原油含水率稳定在 ０. ５％ 以内ꎮ

图 ６ ７＃药剂试验期间原油系统各级脱水效果变化

矿场试验期间ꎬ对一级分离器和二级分离器油相出口乳化 液含量也进行了监测ꎮ 如图 ７ 所示ꎬ７ ＃药剂加注后ꎬ一级分离

器油相出口原油乳化液含量由 ３％ ~ ６％ 降低至 １％ ~ ２％ ꎬ二级分离器油相出口原油乳化液含量由 １％ ~ ４％ 降低至 １％ 以内ꎮ

４ 结论

图 ７ ７＃药剂试验期间分离器中间层含量
量由 ３％ ~ ６％ 降低至 １％ ~ ２％ ꎬ二级分离器油相出口原油乳化

(１) 分别以酚胺树脂和多乙烯多胺为起始剂合成的破乳剂
Ａ 和破乳剂Ｂꎬ再与增效剂和溶剂按照 ６∶ ４∶ １∶ ９ 的比例复配合成

液含量由 １％ ~ ４％ 降低至 １％ 以内ꎬ保证了油田外输原油品质ꎮ
参考文献

的 ７＃破乳剂ꎬ该破乳剂对渤海某高含蜡油田产出液具有最终脱水率高、脱水速率快、界面整齐且不挂壁、脱出水色好的特点ꎮ
(２)７＃破乳剂最佳浓度加注浓度为 １３０ｍｇ / Ｌꎬ温度越高越有利于原油脱水ꎬｐＨ 值在 ６ ~ ８ 范围内原油脱水效果最好ꎮ
(３) 矿场试验结果表明:７＃破乳剂加注浓度为 １３０ｍｇ / Ｌꎬ原油系统脱水效果明显改善ꎬ一级分离器油相出口原油乳化液含

[１] 张正刚. 新形式下中国海洋石油企业国际化经营的再思考
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李颖楠ꎬ徐先超ꎬ耿孝恒ꎬ等. 新型破乳剂的制备与性能评价[ Ｊ]. 广州化工ꎬ２０１９ꎬ４７(１５):５９ － ６１. ( 下转第 ４３ )

第 ２ 期

胡 倩ꎬ等:超临界 ＣＯ２ 提取灯盏花素的工艺研究

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为 １０ ｇꎬ萃取时间设定为２. ５ ｈꎮ 萃取完成后ꎬ收集萃取液ꎬ精密
量取１ ｍＬꎬ以色谱纯甲醇稀释至１０ ｍＬꎬ按１. ２. ２ 所示方法测定萃取液灯盏乙素含量ꎬ并计算提取率ꎮ 正交试验结果见表 ２ꎮ
表 １ 超临界 ＣＯ２ 萃取因素水平表Ｔａｂｌｅ １ Ｔｈｅ ｆａｃｔｏｒｓ ａｎｄ ｌｅｖｅｌｓ ｇｒａｐｈ ｏｆ Ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ ＣＯ２ Ｆｌｕｉｄ Ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ

因 素

表 ３ 萃取时间对提取率的影响
Ｔａｂｌｅ ３ Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｔｉｍｅ ｆｏｒ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ
时间/ ｈ 浸膏重量/ ｇ 浸膏乙素含量/ ％ 提取率/ ％ １ ０. １１５ ０. ７１７ ２. ２０
２ ０. ２０６ ０. ５７８ ３. １８
３ ０. ３５２ ０. ４６４ ４. ３６

水平 Ａ 萃取温度 Ｂ 萃取压力 Ｃ 夹带剂总量 ＤＣＯ２ 流量

４ ０. ３６８ ０. ４４７ ４. ４０

	/ ℃	/ ＭＰａ	/ ｍＬ	/ ( Ｌ / ｈ)	 １	４０		１５		４０		１５

２ ５０ ２０ ３０ １８
３ ６０ ２５ ２０ ２１
表 ２ Ｌ９ (３４ ) 超临界 ＣＯ２ 萃取正交试验结果分析表
Ｔａｂｌｅ ２ Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ Ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ ＣＯ２ Ｆｌｕｉｄ Ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ

实验号 Ａ Ｂ Ｃ Ｄ 乙素提取率/ ％ １ １ １ １ １ ３. １１
２ １ ２ ２ ２ ０. ５５
３ １ ３ ３ ３ ０. ８５
４ ２ １ ２ ３ １. １６
５ ２ ２ ３ １ ２. ２８
６ ２ ３ １ ２ １. ５４
７ ３ １ ３ ２ ２. ２０
８ ３ ２ １ ３ ４. ３６
９ ３ ３ ２ １ ０. ３６
Ｉ ４. ５１ ６. ４８ ９. ００ ３. ６４
ＩＩ ４. ９８ ７. １８ ２. ０７ ４. ２９
ＩＩＩ ６. ９２ ２. ７５ ５. ３３ ６. ３７
Ｋ１ １. ５０ ２. １６ ３. ００ １. ２１
Ｋ２ １. ６６ ２. ４０ ０. ６９ １. ４３
Ｋ３ ２. ３１ ０. ９２ １. ７８ ２. １２
Ｒ ０. ８０ １. ４８ ２. ３１ ０. ９１
表 ２ 所示为正交试验优选超临界 ＣＯ２ 流体萃取法提取灯盏花素的正交试验结果及极差分析ꎮ 由极差分析 Ｒ 值可知各因素对灯盏乙素提取率的影响次序为:Ｃ > Ｂ > Ｄ > Ａꎬ提取率较好的方案:Ａ３ Ｂ２ Ｃ１ Ｄ３ ꎬ即萃取温度 ６０ ℃ ꎬ萃取压力 ２０ ＭＰａꎬ夹带剂加入量 ３０ ｍＬꎬＣＯ２ 流量 ２１ Ｌ / ｈꎮ 按上面较佳的工艺条件重复 ３ 次实验进行验证ꎬ结果三次提取率平均值 ４. ４％ ꎬＲＳＤ ＝ ３ ２％ ꎮ
２. ２ 萃取时间的选择
固定因素水平优选的最佳提取条件ꎬ萃取 ５ 组药材ꎬ药材称样量仍为 １０ ｇꎬ萃取时间分别设定为 １ꎬ２ꎬ３ꎬ４ꎬ５ ｈꎬ分别收集萃取液ꎬ按１. ２. ２ 所示方法测定萃取液灯盏乙素含量ꎬ并计算提
取率ꎬ结果见表 ３ꎮ

５	０. ３９６	０. ４１８	４. ４３	

分析表 ３ 所示不同萃取时间下提取率的数据ꎬ得出结果: 随提取时间增长ꎬ出膏率递增ꎬ提取率亦递增ꎻ浸膏中灯盏乙素 含量变化对计算提取率有意义ꎬ但自身不具比较意义ꎮ 虽然提取 ４ ｈ、５ ｈ 提取率仍有一定提高ꎬ但 ２ ｈ 提取率仅增加 ０. ０６％ ꎬ故从成本考虑ꎬ选择 ３ ｈ 较为合适ꎮ
３ 结语
本试验采用超临界 ＣＯ２ 流体提取灯盏花中的灯盏花素ꎬ通
过研究不同萃取温度、萃取压力、夹带剂加入量、ＣＯ２ 流量对灯盏花素提取率的影响ꎬ确定了各因素的最优水平ꎬ并采用正交 试验优化提取工艺ꎮ 然后ꎬ固定因素水平优选的最佳提取条件ꎬ选择最佳萃取时间ꎮ 最终确定最优工艺条件为:萃取温度６０ ℃ ꎬ萃取压力 ２０ ＭＰａꎬ夹带剂加入量 ３０ ｍＬꎬＣＯ２ 流量 ２１ Ｌ /
ｈꎬ萃取时间 ３ ｈꎬ在此条件下灯盏花素提取率可达到 ４. ３６％ ꎮ
致谢:最后感谢王玲师姐提供的各方面帮助ꎬ包括研究的思路和方法、数据、图表等资料ꎮ
参考文献
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( 本文文献格式:胡 倩ꎬ季芳琴ꎬ屈晓璐ꎬ等. 超临界 ＣＯ２ 提取灯盏花素的工艺研究[ Ｊ]. 山东化工ꎬ２０２０ꎬ４９(２):４２ － ４３. )

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