CN105567210A - 一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法 - Google Patents
一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105567210A CN105567210A CN201610134706.6A CN201610134706A CN105567210A CN 105567210 A CN105567210 A CN 105567210A CN 201610134706 A CN201610134706 A CN 201610134706A CN 105567210 A CN105567210 A CN 105567210A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- temperature
- heat
- viscosity
- add
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 title abstract description 7
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 title abstract 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 18
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- -1 alkyl diphenyl ether sodium Chemical compound 0.000 claims abstract description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 3
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims description 15
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 4
- 230000006837 decompression Effects 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N diphenyl ether Natural products C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 abstract 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 33
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 22
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 4
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- 241001449342 Chlorocrambe hastata Species 0.000 description 1
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000008267 milk Substances 0.000 description 1
- 210000004080 milk Anatomy 0.000 description 1
- 235000013336 milk Nutrition 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008771 sex reversal Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法，包括三个步骤，即：步骤1，将减压三线油和减压四线油进行混配；步骤2，将步骤1混配好的馏分油加入到反应釜中，加入稀释剂、通入含三氧化硫的空气气体，再向反应釜内加入氢氧化钠溶液，将反应后产物中和至PH值为7～9；形成耐温型稠油乳化降粘剂的原料；步骤3，取上述原料50％～65％，加入反应釜中，再加入烷基二苯醚二磺酸钠、烷基磺酸钠、助溶剂、稳定剂，水，并用浓度为10％的氢氧化钠溶液调整PH值为7～9，此后升温，搅拌，冷却至常温，最后形成耐温型稠油乳化降粘剂。
Description
技术领域
本发明涉及一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法。
背景技术
石油是一种不可再生的战略资源，随着世界对于石油资源需求的不断增加，普通原油的消耗也在不断增加，所以稠油资源越来越为人们所重视。稠油在世界范围内的储量相当丰富，巨大的资源量使稠油有望成为21世纪的主要能源，但稠油资源的面临诸多难题。稠油开采的主要方法之一，是使用蒸汽以吞吐的方式热采，但此种方式能量消耗较大，为降低能耗、提高吞吐效率，加入化学剂是一个非常有前景的开采方法。
但对与蒸汽共同使用的化学剂的要求是：在具有良好的降粘效果的同时，还必须具备耐高温特点，才能将其应用于蒸汽吞吐。本发明是针对这一特殊用途而制备的稠油乳化降粘剂，可应用在不高于300℃的环境下，且具有良好的降粘效果。
发明内容
本发明的目的是提供一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法，该方法制得的稠油乳化降粘剂能有效降低稠油在油藏中的粘度。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法，该耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法包括：步骤1，根据所制备的稠油乳化降粘剂的性能，分别将减压三线油和减压四线油，以1∶1～3∶1的比例，注入到混合釜中，进行混配。步骤2，将混配好的馏分油加入到反应釜中，以馏分油∶稀释剂为7∶3～5∶5的比例加入稀释剂，稀释剂的主要成份为C8～C12饱和烷烃；充分搅拌均匀后，加温至45℃～55℃，通入三氧化硫浓度为3％～7％的气体(其余为空气)，与之反应；反应过程中，保持反应釜内温度为50℃～55℃，待反应完成后，向反应釜内加入浓度为10％～25％的氢氧化钠溶液，将反应后产物中和至PH＝7～9；中和后分离出稀释剂并回收，其余产物为耐温型稠油乳化降粘剂的原料。步骤3，取上述产物50％～65％，加入反应釜中，升温至为60℃，并加入8％～10％的耐温溶剂，搅拌60min，使其充分混合后，加入6％～10％的烷基二苯醚二磺酸钠、2％～3％的烷基磺酸钠、1％的助溶剂、1％的稳定剂，其余部分为水至100％，并用浓度为10％的氢氧化钠溶液调整PH值为7～9。加料结束后，升温至80℃～85℃，搅拌120min，冷却至常温，即为产品。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明的产品性能进行描述。
克拉玛依某井区，该井区油稠、井浅、采出困难、注汽效果不理想、能耗高，影响产量。
采用提高稠油井蒸汽吞吐采收率的注入方法，将伴注剂作为注汽时的前置液和伴注液注入地层，发挥其多种优异性能，来解决该井区因油稠而造成的注蒸汽开采效果不理想的问题，提高单井吞吐周期产量。
本实施例中的伴注剂是之前所述的耐温型稠油乳化降粘剂，既有良好的乳化性能，又有很强的渗透扩散作用。将一定浓度的伴注剂注入油层，使原油分散而形成O/W型乳状液，把原油流动时油膜与油膜之间的摩擦变为水膜与水膜之间的摩擦，粘度和摩擦阻力大幅度降低；该伴注剂同时具有润湿降阻作用，润湿降阻是破坏油层孔道和管网表面的稠油膜，使表面润湿性反转变为亲水性，形成连续的水膜，减少流动过程中原油流动的阻力，提高单井吞吐周期产量。
伴注剂的浓度，根据对油井油样开展的降粘实验效果来确定。
HD9008井原油粘度为12330mPa.s
HD9009井原油粘度为12189mPa.s
HD91349井原油粘度为8029mPa.s
取140g石油样品，加入94g水及已称量好的伴注剂，伴注剂的用量从0.2wt％(以油水总量为基准，下同)开始，逐渐增加。将加入伴注剂的油水样置于恒温水浴中。恒温两小时后，用搅拌器搅拌，转速：250转/分钟、搅拌2分钟后，观察油水是否能形成相对均匀的乳化体系(判定标准：形成了混合均匀、粘度较低的乳化体系)。
实验表明：HD9008井及HD9009井在伴注剂的最低用量为0.4％，HD91394井在伴注剂的最低用量为0.6％的用量时都可以形成比较均匀的乳化体系，在温度为20℃～80℃范围内，降粘率均已经超过了99.0％，其降粘效果非常显著。
实施例1
HD9008井
施工准备
井筒、井口及施工管柱的准备
井筒：井况完好，井下无落物；
井口：井口法兰盘螺丝齐全，井口阀门开关灵活、不刺不漏，压力表完好，井口完好；
施工队伍：作业队；
作业设备：
400型泵车1部；
罐车一部，罐车拉液前清洗干净，不得有油污和其它残液，配液罐一个；
泵车与井口间的连接硬管线等。
材料、药剂
| 序号 | 名称 | 单位 | 数量 |
| 1 | 伴注剂 | m3 | 4.4 |
| 2 | 50℃以上热水 | m3 | 13.6 |
施工步骤及技术要求
1、管线连接及试压：关闭副生产阀门，连接泵车与井口间的硬管线，施工前试压15MPa，3分钟不刺不漏为合格。
2、药剂混合：将伴注剂由药剂桶加入配液罐，按比例加入热水，搅拌混合。
3、试注：在药剂注入前先使用清水进行试注，保证管线和油管畅通
4、药剂注入：
①在油井注蒸汽前打开副生产阀门，关闭生产阀门，将药剂混合溶液的1/4(4.5m3)注入井内，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力，移走泵车，但管线保持不动，打开生产阀门开始注汽；
②在注入蒸汽量达到设计注汽量的1/5(220m3)时关闭生产阀门，连接泵车，泵车加压至略高于油管内压力时缓慢打开副生产阀门，注入药剂混合溶液量的1/4(4.5m3)，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力，移走泵车，但管线保持不动，缓慢打开生产阀门，继续注汽；
③在注入蒸汽量达到设计注汽量的2/5(440m3)时关闭生产阀门，连接泵车，泵车加压至略高于油管内压力时缓慢打开副生产阀门，注入药剂混合溶液量的1/4(4.5m3)，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力，移走泵车，但管线保持不动，缓慢打开生产阀门，继续注汽；
④在注入蒸汽量达到设计注汽量的3/5(660m3)时关闭生产阀门，连接泵车，泵车加压至略高于油管内压力时缓慢打开副生产阀门，注入药剂混合溶液量的最后1/4(4.5m3)，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力后卸下连接管线，移走泵车，药剂注入结束，继续注汽。
实施例2
HD9009井
施工准备
井筒、井口及施工管柱的准备
井筒：井况完好，井下无落物；
井口：井口法兰盘螺丝齐全，井口阀门开关灵活、不刺不漏，压力表完好，井口完好；
施工队伍：作业队；
作业设备：
400型泵车1部；
罐车一部，罐车拉液前清洗干净，不得有油污和其它残液，配液罐一个；
泵车与井口间的连接硬管线等。
材料、药剂
| 序号 | 名称 | 单位 | 数量 |
| 1 | 伴注剂 | m3 | 4 |
| 2 | 50℃以上热水 | m3 | 11 |
施工步骤及技术要求
1、管线连接及试压：关闭副生产阀门，连接泵车与井口间的硬管线，施工前试压15MPa，3分钟不刺不漏为合格。
2、药剂混合：将伴注剂由药剂桶加入配液罐，按比例加入热水，搅拌混合。
3、试注：在药剂注入前先使用清水进行试注，保证管线和油管畅通
4、药剂注入：
①在油井注蒸汽前打开副生产阀门，关闭生产阀门，将药剂混合溶液的1/3(5m3)注入井内，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力，移走泵车，但管线保持不动，打开生产阀门开始注汽；
②在注入蒸汽量达到设计注汽量的1/4(250m3)时关闭生产阀门，连接泵车，泵车加压至略高于油管内压力时缓慢打开副生产阀门，注入药剂混合溶液量的1/3(5m3)，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力，移走泵车，但管线保持不动，缓慢打开生产阀门，继续注汽；
③在注入蒸汽量达到设计注汽量的1/2(500m3)时关闭生产阀门，连接泵车，泵车加压至略高于油管内压力时缓慢打开副生产阀门，注入药剂混合溶液量的最后1/3(5m3)，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力后卸下连接管线，移走泵车，药剂注入结束，继续注汽。
实施例3
HD91394井
施工准备
井筒、井口及施工管柱的准备
井筒：井况完好，井下无落物；
井口：井口法兰盘螺丝齐全，井口阀门开关灵活、不刺不漏，压力表完好，井口完好；
施工队伍：作业队；
作业设备：
400型泵车1部；
罐车一部，罐车拉液前清洗干净，不得有油污和其它残液，配液罐一个；
泵车与井口间的连接硬管线等。
材料、药剂
| 序号 | 名称 | 单位 | 数量 |
| 1 | 伴注剂 | m3 | 3.5 |
| 2 | 50℃以上热水 | m3 | 11.5 |
施工步骤及技术要求
1、管线连接及试压：关闭副生产阀门，连接泵车与井口间的硬管线，施工前试压15MPa，3分钟不刺不漏为合格。
2、药剂混合：将伴注剂由药剂桶加入配液罐，按比例加入热水，搅拌混合。
3、试注：在药剂注入前先使用清水进行试注，保证管线和油管畅通
4、药剂注入：
①在油井注蒸汽前打开副生产阀门，关闭生产阀门，将药剂混合溶液的1/3(5m3)注入井内，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力，移走泵车，但管线保持不动，打开生产阀门开始注汽；
②在注入蒸汽量达到设计注汽量的1/5(200m3)时关闭生产阀门，连接泵车，泵车加压至略高于油管内压力时缓慢打开副生产阀门，注入药剂混合溶液量的1/3(5m3)，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力，移走泵车，但管线保持不动，缓慢打开生产阀门，继续注汽；
③在注入蒸汽量达到设计注汽量的2/5(400m3)时关闭生产阀门，连接泵车，泵车加压至略高于油管内压力时缓慢打开副生产阀门，注入药剂混合溶液量的最后1/3(5m3)，然后关闭泵车及副生产阀门，排空注入管线内压力后卸下连接管线，移走泵车，药剂注入结束，继续注汽。
Claims (2)
1.一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法，其特征在于，包括：
步骤1，分别将减压三线油和减压四线油以1∶1～3∶1的比例，注入到混合釜中，进行混配；
步骤2，将步骤1混配好的馏分油加入到反应釜中，以馏分油与稀释剂的比例为7∶3～5∶5加入稀释剂，稀释剂的主要成份为C8～C12饱和烷烃；充分搅拌均匀后，加温至45℃～55℃，通入三氧化硫浓度为3％～7％的空气气体，与之反应；反应过程中，保持反应釜内温度为50℃～55℃，待反应完成后，向反应釜内加入浓度为10％～25％的氢氧化钠溶液，将反应后产物中和至PH值为7～9；中和后分离出稀释剂并将其回收，其余产物为耐温型稠油乳化降粘剂的原料；
步骤3，取上述原料50％～65％，加入反应釜中，升温至为60℃，并加入8％～10％的耐温溶剂，搅拌60min，使其充分混合后，加入6％～10％的烷基二苯醚二磺酸钠、2％～3％的烷基磺酸钠、1％的助溶剂、1％的稳定剂、其余部分为水至100％，并用浓度为10％的氢氧化钠溶液调整PH值为7～9，此后升温至80℃～85℃，搅拌120min，冷却至常温，即为耐温型稠油乳化降粘剂。
2.如权利要求1所述一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法，其特征在于，所述减压三线油和减压四线油为炼油厂馏分油。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610134706.6A CN105567210B (zh) | 2016-03-10 | 2016-03-10 | 一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610134706.6A CN105567210B (zh) | 2016-03-10 | 2016-03-10 | 一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105567210A true CN105567210A (zh) | 2016-05-11 |
| CN105567210B CN105567210B (zh) | 2018-06-29 |
Family
ID=55877865
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610134706.6A Expired - Fee Related CN105567210B (zh) | 2016-03-10 | 2016-03-10 | 一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105567210B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106520229A (zh) * | 2016-11-10 | 2017-03-22 | 黑龙江省能源环境研究院 | 复合乳化重油添加剂及其制备方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101839127A (zh) * | 2010-04-12 | 2010-09-22 | 北京东方亚洲石油技术服务有限公司 | 一种稠油型油藏开采方法 |
| CN101839123A (zh) * | 2010-03-26 | 2010-09-22 | 北京东方亚洲石油技术服务有限公司 | 一种析蜡型油藏开采方法 |
| CN102250603A (zh) * | 2011-05-06 | 2011-11-23 | 河北科技大学 | 一种分段注入式油井复合解堵剂及其注入方法 |
-
2016
- 2016-03-10 CN CN201610134706.6A patent/CN105567210B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101839123A (zh) * | 2010-03-26 | 2010-09-22 | 北京东方亚洲石油技术服务有限公司 | 一种析蜡型油藏开采方法 |
| CN101839127A (zh) * | 2010-04-12 | 2010-09-22 | 北京东方亚洲石油技术服务有限公司 | 一种稠油型油藏开采方法 |
| CN102250603A (zh) * | 2011-05-06 | 2011-11-23 | 河北科技大学 | 一种分段注入式油井复合解堵剂及其注入方法 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106520229A (zh) * | 2016-11-10 | 2017-03-22 | 黑龙江省能源环境研究院 | 复合乳化重油添加剂及其制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105567210B (zh) | 2018-06-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107236530B (zh) | 一种乳化超稠油的水基降粘剂及其制备方法 | |
| CN104498018B (zh) | 一种低浓度瓜尔胶海水基压裂液及其制备方法与应用 | |
| CN106634935A (zh) | 一种降解后与原油具有超低界面张力的滑溜水压裂液 | |
| CN102127414A (zh) | 一种微乳液型压裂酸化助排剂及其制备方法与应用 | |
| CN104164224B (zh) | 一种逆乳化钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN106318358A (zh) | 一种基于烷基糖苷的绿色环保型泡沫驱油体系及其制备方法与应用 | |
| CN104789201B (zh) | 一种复配驱油剂及其应用 | |
| CN109504360B (zh) | 一种稠油降粘剂及其制备方法和应用 | |
| CN101435317B (zh) | 失返性漏失交联凝胶堵漏工艺 | |
| CN102260490B (zh) | 稠油助采剂及其制备方法 | |
| CN111961457A (zh) | 一种用于稠油油藏的驱油复合剂及其制备方法和应用 | |
| CN108003857A (zh) | 一种高效乳液型油井清防蜡剂及其制备方法 | |
| CN114716992B (zh) | 一种抗盐耐温型稠油乳化降粘剂及其制备方法 | |
| CN102399547A (zh) | 鼠李糖脂作为原油管路减阻剂和降粘剂的应用 | |
| CN105567210A (zh) | 一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法 | |
| CN108854169A (zh) | 一种复合消泡剂及其制备方法 | |
| CN110452676A (zh) | 用于降低稠油粘度的组合物和稠油降粘剂及其制备方法和应用及稠油降粘的方法 | |
| US3766986A (en) | Method of treating a well using a volatile hydrocarbon liquid | |
| CN111500310B (zh) | 一种原油复合破乳剂及其制备方法 | |
| CN105062448A (zh) | 水溶性超稠原油乳化降粘剂及其制备方法 | |
| CN102212353A (zh) | 一种用于钻油采油的稠油降粘剂的制备 | |
| CN108102636A (zh) | 一种可在线混配的一体化复合乳液型清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN107779187A (zh) | 压裂液体系及其在连续混配压裂技术中的应用 | |
| CN100496733C (zh) | 表面活性剂包裹乙酰丙酮钼催化剂的制备方法及其应用 | |
| CN106978156A (zh) | 一种高温降粘起泡剂组合物和高温降粘起泡剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20180629 |