CN113583650A - 普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂及其制备方法和应用 - Google Patents
普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113583650A CN113583650A CN202110997022.XA CN202110997022A CN113583650A CN 113583650 A CN113583650 A CN 113583650A CN 202110997022 A CN202110997022 A CN 202110997022A CN 113583650 A CN113583650 A CN 113583650A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- viscosity
- reducing
- oil
- displacement agent
- common heavy
- 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
- 239000003921 oil Substances 0.000 title claims abstract description 109
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 82
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 49
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 35
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 32
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 49
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 39
- GOHZKUSWWGUUNR-UHFFFAOYSA-N 2-(4,5-dihydroimidazol-1-yl)ethanol Chemical compound OCCN1CCN=C1 GOHZKUSWWGUUNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 17
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 11
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 10
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 9
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 9
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 7
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 6
- -1 isopropanol amide Chemical class 0.000 claims description 6
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 6
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- 125000000635 L-ornithyl group Chemical group [H]N([H])[C@]([H])(C(=O)[*])C([H])([H])C([H])([H])C(N([H])[H])([H])[H] 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 238000013329 compounding Methods 0.000 abstract description 3
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 93
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 29
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 15
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 14
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 11
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 10
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 6
- 239000012488 sample solution Substances 0.000 description 6
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012452 mother liquor Substances 0.000 description 4
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 description 2
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 230000003381 solubilizing effect Effects 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003708 ampul Substances 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 230000003631 expected effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 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
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
-
- 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
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提出一种普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂及其制备方法和应用，属于油田化学领域。本发明提供的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，以质量百分比计，包括纳米降粘剂30％‑40％、异丙醇酰胺10％‑20％、咪唑啉5％‑10％、低碳醇10％，其余为水。本发明提供的降粘驱油剂主要应用于普通稠油油藏降粘复合驱中，通过与聚合物复配，发挥了降粘化学驱和聚合物驱的双重作用，既能降粘洗油，又能扩大波及体积，可有效提高普通稠油油藏的采收率。
Description
技术领域
本发明属于油田化学领域，尤其涉及一种普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂及其制备方法和应用。
背景技术
近年来稠油化学冷采提高采收率技术受到越来越多的关注，利用聚合物与水溶性降粘驱油剂组成驱油体系驱替稠油的降粘复合驱技术是其中一个重要的研究方向。
聚合物在化学驱中的应用已经比较成熟，其通过增加水相粘度，降低水油流度比，发挥调驱作用，扩大波及体积，进而提高采收率。降粘复合驱技术则是通过将降粘驱油剂合理优化组合，以产生协同增效的作用。
专利CN107365574A公开了一种降粘驱油剂，该驱油剂以烷基醇聚氧乙烯醚硫酸酯盐为主表面活性剂，以非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、有机溶剂及氯化钠为助剂，与聚丙烯酰胺聚合物形成的复合驱油体系，既能够扩大波及，又能够提高驱油效率，可有效提高普通稠油油藏的采收率。此专利配方主剂烷基醇聚氧乙烯醚硫酸酯盐在50℃以上的地层温度下会发生水解失效，不适用于地层温度50℃以上的油藏。专利CN107365575A公开了一种适用于稠油油藏的降粘驱油剂及驱油体系，其中降粘驱油剂由乳化剂、酯类化合物、润湿剂和水构成，与聚合物配合使用，可有效提高驱油效率，提高稠油的采收率。但其只提到了该体系在室内评价中的驱油效率指标，没有提及其它可能影响现场使用效果的指标。
稠油降粘复合驱技术的影响因素复杂、限制条件多，稠油降粘驱油剂需要考察与聚合物的配伍性、耐地层岩石吸附性、热稳定性，还有一些常规指标如界面张力、降粘率、自然沉降脱水率、洗油率等等，所以亟需开发一种适用于普通稠油油藏降粘复合驱用的降粘驱油剂。
发明内容
本发明提供了一种普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，该驱油剂可有效应用于地层水矿化度≤50000mg/L、其中钙镁离子浓度≤1000mg/L的普通稠油油藏降粘复合驱中，且制备工艺简单、成本低廉、绿色环保。
为了达到上述目的，本发明提供了一种普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，以质量百分比计，包括纳米降粘剂30％-40％、异丙醇酰胺10％-20％、咪唑啉5％-10％、低碳醇10％，其余为水。
作为优选，所述纳米降粘剂选用从宁波锋成纳米科技有限公司商购获得的代号为VR-WX302S的纳米降粘剂，粒径≤200nm。所用纳米降粘剂注入性良好，并具有耐温抗盐的特点。
作为优选，所述异丙醇酰胺选用异丙醇酰胺6508，作为新型的表面活性剂，其化学式为C11H43CON(CH2CH2OH)2。由于所选用的异丙醇酰胺6508在结构上与乙醇酰胺十分相仿，因此在碱性条件下可呈现出非离子表面活性剂的特性，从而具有优异的去污性能、渗透性、油污分散性，且抗钙镁能力强，与其它表面活性剂配伍性好。可以理解的是，所述异丙醇酰胺6508为目前市场上可商购获得的产品，生产商为德国汉姆。
作为优选，所述咪唑啉为椰油基羟乙基咪唑啉，其化学式为C5H10N2O。可以理解的是，椰油基羟乙基咪唑啉具有优良的乳化、分散、增溶性能。
作为优选，所述低碳醇为乙醇、异丙醇中的至少一种。
本发明提供了一种根据上述任一项技术方案所述的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂的制备方法，包括以下步骤：
将制备降粘驱油剂所需水量加入到反应釜中，于温度40-50℃下，加入异丙醇酰胺、咪唑啉和低碳醇，搅拌均匀后，再加入纳米降粘剂，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
本发明提供了一种根据上述任一项技术方案所述的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂在地层水矿化度≤500000mg/L、其中钙镁离子浓度≤1000mg/L的普通稠油油藏降粘复合驱中的应用。
作为优选，所述降粘驱油剂在单独使用或与浓度为0.2％的聚合物配伍使用时的使用浓度为0.3％。
作为优选，所述降粘驱油剂在与矿化度50000mg/L、其中钙镁离子浓度1000mg/L的水相配伍时，于70℃下测定的吸附后降粘率≥96.5％，吸附后界面张力≤3.8×10-2mN/m，自然沉降脱水率≥95.7％。
作为优选，所述降粘驱油剂在与聚合物配伍后，于70℃下测定的降粘率≥86.5％，界面张力≤3.6×10-2mN/m，粘度保留率≥100.8％；且在无氧条件下30天热稳定后降粘率≥95.2％；洗油率≥56.3％。
与现有技术相比，本发明的优点和积极效果在于：
1、本发明提供了一种普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，该降粘驱油剂主要由纳米降粘剂、异丙醇酰胺和咪唑啉复配而成。其中，纳米降粘剂具有很强的表面活性、洗油能力和乳化降粘能力，与异丙醇酰胺复配后，能显著降低油水界面张力，提高洗油能力；咪唑啉具有优良的乳化、分散、增溶性能，它的加入，可有效提高体系在地层的抗吸附性，进一步降低油水界面张力和对稠油的降粘能力。
2、本发明提供的降粘驱油剂主要应用于普通稠油油藏降粘复合驱中，通过与聚合物复配，发挥了降粘化学驱和聚合物驱的双重作用，既能降粘洗油，又能扩大波及体积，可有效提高普通稠油油藏的采收率。
3、本发明提供的降粘驱油剂抗吸附性强、热稳定性佳、洗油率高，与聚合物配伍性好，且能增加聚合物的粘度。
4、本发明提供的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂的生产工艺简单、原料易购，从生产到使用对环境和人员均无害，符合绿色环保要求。
具体实施方式
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
将300kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入200kg异丙醇酰胺、100kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入300kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
实施例2
将310kg水加入到反应釜中，控制温度42℃，加入180kg异丙醇酰胺、90kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg异丙醇，搅拌均匀后，再加入320kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
实施例3
将320kg水加入到反应釜中，控制温度44℃，加入160kg异丙醇酰胺、80kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入340kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
实施例4
将330kg水加入到反应釜中，控制温度46℃，加入140kg异丙醇酰胺、70kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg异丙醇，搅拌均匀后，再加入360kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
实施例5
将340kg水加入到反应釜中，控制温度48℃，加入120kg异丙醇酰胺、60kg椰油基羟乙基咪唑啉、50kg乙醇和50kg异丙醇，搅拌均匀后，再加入380kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
实施例6
将350kg水加入到反应釜中，控制温度50℃，加入100kg异丙醇酰胺、50kg椰油基羟乙基咪唑啉、50kg乙醇和50kg异丙醇，搅拌均匀后，再加入400kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
本发明提供的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，其组分和配比是在大量的实验基础上确定的，任何改变都会造成检测指标的不合格。
对比例1
将500kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入100kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入300kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
对比例1为去掉实施例1配方中的异丙醇酰胺所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，异丙醇酰胺的量用水补齐，按照指标要求检测不达标。
对比例2
将400kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入200kg异丙醇酰胺和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入300kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
对比例2为去掉实施例1配方中的椰油基羟乙基咪唑啉所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，椰油基羟乙基咪唑啉的量用水补齐，按照指标要求检测不达标。
对比例3
将600kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入200kg异丙醇酰胺、100kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
对比例3为去掉实施例1配方中的纳米降粘剂VR-WX302S所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，纳米降粘剂VR-WX302S的量用水补齐，按照指标要求检测不达标。
对比例4
将410kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入90kg异丙醇酰胺、100kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入300kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
对比例4为实施例1配方中的异丙醇酰胺偏离了10％-20％的范围，即加入了90kg异丙醇酰胺(9％)所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，少加的异丙醇酰胺的量用水补齐，按照指标要求检测不达标。
对比例5
将290kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入210kg异丙醇酰胺、100kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入300kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
对比例5为实施例1配方中的异丙醇酰胺偏离了10％-20％的范围，即加入了210kg异丙醇酰胺(21％)所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，多加的异丙醇酰胺的量从水中去除，按照指标要求检测不达标。
对比例6
将360kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入200kg异丙醇酰胺、40kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入300kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
对比例6为实施例1配方中的椰油基羟乙基咪唑啉偏离了5％-10％的范围，即加入了40kg椰油基羟乙基咪唑啉(4％)所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，少加的椰油基羟乙基咪唑啉的量用水补齐，按照指标要求检测不达标。
对比例7
将290kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入200kg异丙醇酰胺、110kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入300kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
对比例7为实施例1配方中的椰油基羟乙基咪唑啉偏离了5％-10％的范围，即加入了110kg椰油基羟乙基咪唑啉(11％)所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，多加的椰油基羟乙基咪唑啉的量从水中去除，按照指标要求检测不达标。
对比例8
将310kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入200kg异丙醇酰胺、100kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入290kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
对比例8为实施例1配方中的纳米降粘剂VR-WX302S偏离了30％-40％的范围，即加入了290kg纳米降粘剂VR-WX302S(29％)所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，少加的纳米降粘剂VR-WX302S的量用水补齐，按照指标要求检测不达标。
对比例9
将190kg水加入到反应釜中，控制温度40℃，加入200kg异丙醇酰胺、100kg椰油基羟乙基咪唑啉和100kg乙醇，搅拌均匀后，再加入410kg纳米降粘剂VR-WX302S，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
对比例9为实施例1配方中的纳米降粘剂VR-WX302S偏离了30％-40％的范围，即加入了410kg纳米降粘剂VR-WX302S(41％)所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，多加的纳米降粘剂VR-WX302S的量从水中去除，按照指标要求检测不达标。
将上述实施例和对比例制备所得产品配成0.3％浓度进行性能测试，测试条件和测试方法如下：
测试条件：
1、下述测试所用仪器：博勒飞DV3T流变仪，恒温干燥箱，TX-500C型全量程旋转滴界面张力测量仪，恒温水浴振荡器，电子天平，立式搅拌器；
2、下述测试测定温度：胜利油田某区块地层温度70℃；
3、测试用原油：胜利油田某区块脱水原油(70℃粘度为965mpa.s)；
4、测试用水：胜利油田某区块注入水，矿化度50000mg/L，钙镁离子浓度1000mg/L。
测试方法：
1、抗吸附性测试
1.1称取30.0g模拟地层砂放入螺口试剂瓶中，加入0.3％浓度的样品溶液90.0g，旋紧盖子，用手摇匀，放入恒温水浴振荡器中，振荡频率设为170r/min，在油藏温度下振荡24h。
1.2取出样品，静置60min后用注射器吸取上层清液30.0g放入250mL烧杯中，加入70.0g实验油样，密封后置于恒温干燥箱内，在70℃下恒温2h。
1.3取出油水混合液，用玻璃棒充分搅拌使油水混合均匀，迅速将其倒入旋转粘度计的测量筒中，剪切速率设定为60s-1，测定油藏温度下油水混合液的粘度。
1.4降粘率按式(1)计算：
式中：f——降粘率；
μ0——70℃下稠油油样的粘度，mPa·s；
μ——70℃下油水混合物的粘度，mPa·s。
1.5按SY/T 5370—2018中7.5的规定，在油藏温度下测定吸附后样品溶液与实验油样之间的界面张力。
2、自然沉降脱水率测试
2.1取吸附后上层清液9mL放入50mL具塞量筒中，在油藏温度下恒温1h，读取量筒下部水相体积(精确至0.1mL)。
2.2在具塞量筒中加入实验油样21.0mL，旋紧后置于恒温干燥箱内，在油藏温度下恒温1h。取出上下摇晃量筒使油水充分混合，置于恒温干燥箱内，在油藏温度下静置1h，读取量筒下部出水体积(精确至0.1mL)。
2.3自然沉降脱水率按式(1)计算：
式中：X——自然沉降脱水率，用百分数表示；
V0——油水混合液的含水量，单位为毫升(mL)；
V——油水混合液静置1h后的出水体积，单位为毫升(mL)。
3、与聚合物配伍性测试
3.1聚合物(商购于东营宝莫环境工程有限公司，具体为驱油用聚丙烯酰胺，型号为I型)母液的配制：准确称取(1/S)g聚合物干粉(S为固含量)，精确至0.0001g。称取(200-1/S)g黄河水于500mL烧杯中，开动立式搅拌器，在(400±20)r/min下沿漩涡壁1min内慢慢加入聚合物干粉，将搅拌速度调至(500±20)r/min，继续搅拌2h，得到浓度为0.5％的聚合物母液。室温下放置24h后，用玻璃棒稍微搅拌后待用。
3.2单一聚合物溶液的配制：取20.0g聚合物母液加入100mL烧杯中，加入30.0g盐水，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌30min，得到浓度为0.2％的单一聚合物溶液。
3.3聚合物-降粘驱油剂混合溶液的配制：称取0.15g降粘驱油剂样品(精确至0.001g)于150mL烧杯中，加入29.85g盐水，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min，然后加入20.0g聚合物母液，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌30min，得到聚合物-降粘驱油剂混合溶液。
3.4称取3.3配制的聚合物-降粘驱油剂混合溶液30.0g放入250mL烧杯中，加入70.0g实验油样，密封后置于恒温干燥箱内，在油藏温度下恒温2h。按1.3测定油藏温度下油水混合液的粘度，按式(1)计算降粘率。
3.5按SY/T 5370—2018中7.5的规定，在油藏温度下测定聚合物-降粘驱油剂混合溶液与实验油样之间的界面张力。
3.6按SY/T 5862—2020中6.5.1.4的规定，在油藏温度下分别测定单一聚合物溶液、聚合物-降粘驱油剂混合溶液的表观粘度。
3.7粘度保留率按式(3)计算：
式中：N——粘度保留率，用百分数表示；
η1——单一聚合物溶液的表观粘度，单位为毫帕秒(mPa·s)；
η2——聚合物-降粘驱油剂混合溶液的表观粘度，单位为毫帕秒(mPa·s)。
4、热稳定性测试
4.1配制0.3％浓度的降粘驱油剂溶液200.0g，每次取约30mL样品溶液分别装入5个安瓿瓶中，按SY/T 5862—2020中6.13的规定，将安瓿瓶抽真空通氮气除氧，然后将密封的安瓿瓶置于恒温干燥箱内，在油藏温度下保存。
4.2老化时间达到1、3、7、15、30天后，分别取出1个安瓿瓶，将15.0g老化后的样品溶液放入150mL烧杯中，加入35.0g实验油样，密封后置于恒温干燥箱内，在油藏温度下恒温2h。
4.3按1.3测定油藏温度下油水混合液的粘度，按式(1)计算热老化后的降粘率。
5、洗油率测试
5.1将模拟地层砂与实验油样按4:1(质量比)混合，放入恒温干燥箱中，在油藏温度下老化7d，每天搅拌1次，使油砂混合均匀，取出待用。
5.2称取5g老化好的油砂(质量为m，精确至0.001g)放至100mL锥形瓶中(锥形瓶质量为m1，精确至0.001g)，加入0.3％浓度的降粘驱油剂溶液50.0g，充分混合后在油藏温度下静置48h。
5.3将静置后的样品溶液中漂浮的原油及瓶壁上粘附的原油用干净的棉纱蘸出，倒出样品溶液，用蒸馏水冲洗油砂2～3次至没有泡沫，小心倾倒出溶液。将锥形瓶放在105℃恒温干燥箱中烘至恒重，称重(记为m2，精确至0.001g)。
5.4用石油醚对7.6.3中烘干后的油砂进行原油洗脱直至石油醚无色，将洗脱尽原油的锥形瓶置于120℃烘箱中烘干2h，称重(记为m3，精确至0.001g)。
5.5洗油率按式(2)计算：
式中：σ——洗油率，用百分数表示；
m——老化油砂的质量，单位为克(g)；
m1——锥形瓶的质量，单位为克(g)；
m2——洗油后锥形瓶与油砂的总质量，单位为克(g)；
m3——锥形瓶与洗净后地层砂的总质量，单位为克(g)。
将上述实施例1-6和对比例1-9中得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂按照上述测试方法进行抗吸附性、自然沉降脱水率、与聚合物配伍性、热稳定性、洗油率的测试，测试结果如表1、表2、表3所示。其中，《普通稠油油藏复合驱用降黏型驱油剂技术要求》中各参数的标准要求为：
抗吸附性：吸附后降粘率≥80.0％，吸附后界面张力≤9.9×10-2mN/m；
自然沉降脱水率：≥80.0％；
与聚合物配伍性：降粘率≥80.0％，界面张力≤9.9×10-2mN/m；粘度保留率≥95.0％；
热稳定性：无氧条件下30天降粘率≥80.0％；洗油率：≥40.0％。
表1降粘复合驱用降粘驱油剂抗吸附性和自然沉降脱水率测试
表2降粘复合驱用降粘驱油剂的热稳定性和洗油率测试
表3降粘复合驱用降粘驱油剂与聚合物的配伍性测试
| 样品名称 | 加聚合物后降粘率，％ | 加聚合物后界面张力，mN/m | 粘度保留率，％ |
| 实施例1 | 88.5 | 3.3×10<sup>-2</sup> | 101.2 |
| 实施例2 | 87.6 | 2.6×10<sup>-2</sup> | 102.5 |
| 实施例3 | 86.9 | 3.5×10<sup>-2</sup> | 102.1 |
| 实施例4 | 89.1 | 3.6×10<sup>-2</sup> | 101.4 |
| 实施例5 | 87.5 | 2.0×10<sup>-2</sup> | 102.9 |
| 实施例6 | 88.4 | 2.3×10<sup>-2</sup> | 100.8 |
| 对比例1 | 63.2 | 0.11 | 98.2 |
| 对比例2 | 56.0 | 0.10 | 97.3 |
| 对比例3 | 63.4 | 0.11 | 94.7 |
| 对比例4 | 62.6 | 0.11 | 96.0 |
| 对比例5 | 53.5 | 0.13 | 94.3 |
| 对比例6 | 50.3 | 0.11 | 95.1 |
| 对比例7 | 51.9 | 0.13 | 96.3 |
| 对比例8 | 51.3 | 0.12 | 94.5 |
| 对比例9 | 55.3 | 0.10 | 96.4 |
由上述表1-3数据可见，本发明申请所提供的配方在纳米降粘剂、异丙醇酰胺、咪唑啉及其组分配比的协同作用下，可使所得到的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂具有抗吸附性强、热稳定性佳、洗油率高、与聚合物配伍性好等特点，应用于普通稠油油藏降粘复合驱时，既可以增强洗油能力、增加原油的流动性，又可以扩大波及，从而可以大幅度提高普通稠油油藏的采收率。值得说明的是，降粘复合驱用降粘驱油剂这些技术指标的确定，是通过二元驱(聚合物+表活剂)成功的经验来确定的，并且经实际应用验证，上述指标缺一不可，如有其一不满足，则都不能达到本申请的预期效果。
Claims (10)
1.普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂，其特征在于，以质量百分比计，包括纳米降粘剂30％-40％、异丙醇酰胺10％-20％、咪唑啉5％-10％、低碳醇10％，其余为水。
2.根据权利要求1所述的降粘驱油剂，其特征在于，所述纳米降粘剂选用从宁波锋成纳米科技有限公司商购获得的代号为VR-WX302S的纳米降粘剂，粒径≤200nm。
3.根据权利要求1所述的降粘驱油剂，其特征在于，所述异丙醇酰胺选用异丙醇酰胺6508，其化学式为C11H43CON(CH2CH2OH)2。
4.根据权利要求1所述的降粘驱油剂，其特征在于，所述咪唑啉选自椰油基羟乙基咪唑啉，其化学式为C5H10N2O。
5.根据权利要求1所述的降粘驱油剂，其特征在于，所述低碳醇为乙醇、异丙醇中的至少一种。
6.根据权利要求1-5任一项所述的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
将制备降粘驱油剂所需水量加入到反应釜中，于温度40-50℃下，加入异丙醇酰胺、咪唑啉和低碳醇，搅拌均匀后，再加入纳米降粘剂，充分搅拌均匀后，得到普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂。
7.根据权利要求1-5任一项所述的普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂的在地层水矿化度0-500000mg/L、其中钙镁离子浓度≤1000mg/L的普通稠油油藏降粘复合驱中的应用。
8.根据权利要求7所述的应用，其特征在于，所述降粘驱油剂在单独使用或与浓度为0.2％的聚合物配伍使用时的使用浓度为0.3％。
9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，所述降粘驱油剂在与矿化度50000mg/L、其中钙镁离子浓度1000mg/L的水相配伍时，于70℃下测定的吸附后降粘率≥96.5％，吸附后界面张力≤3.8×10-2mN/m，自然沉降脱水率≥95.7％。
10.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，所述降粘驱油剂在与聚合物配伍后，于70℃下测定的降粘率≥86.5％，界面张力≤3.6×10-2mN/m，粘度保留率≥100.8％；且在无氧条件下30天热稳定后降粘率≥95.2％；洗油率≥56.3％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110997022.XA CN113583650B (zh) | 2021-08-27 | 2021-08-27 | 普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂及其制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110997022.XA CN113583650B (zh) | 2021-08-27 | 2021-08-27 | 普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂及其制备方法和应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113583650A true CN113583650A (zh) | 2021-11-02 |
| CN113583650B CN113583650B (zh) | 2022-08-23 |
Family
ID=78239807
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110997022.XA Active CN113583650B (zh) | 2021-08-27 | 2021-08-27 | 普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂及其制备方法和应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113583650B (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114181685A (zh) * | 2021-11-29 | 2022-03-15 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种水驱稠油粘性自乳化调驱体系及其制备方法和应用 |
| CN115109575A (zh) * | 2022-08-09 | 2022-09-27 | 山东新港化工有限公司 | 低渗透油藏co2驱用纳米泡沫洗油剂及其制备方法和应用 |
| CN115678528A (zh) * | 2022-11-10 | 2023-02-03 | 山东新港化工有限公司 | 具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2009003420A (es) * | 2009-03-31 | 2010-10-01 | Gabriel Vazquez Rodriguez | Reductor de viscocidad de aceites. |
| US20140096964A1 (en) * | 2012-10-10 | 2014-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Nanoparticle modified fluids and methods of manufacture thereof |
| WO2018090944A1 (zh) * | 2016-11-21 | 2018-05-24 | 中国科学院化学研究所 | 纳米降粘降凝剂稳定乳液及其制备方法和用途 |
| CN108165247A (zh) * | 2018-02-06 | 2018-06-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于稠油开采集输的降粘缓蚀剂及其制备方法 |
| CN111394081A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-07-10 | 德仕能源科技集团股份有限公司 | 一种自破乳型耐温稠油冷采降粘剂及其制备方法和应用 |
| CN111423866A (zh) * | 2020-04-30 | 2020-07-17 | 宁波锋成纳米科技有限公司 | 纳米驱油剂及其制备方法、应用 |
| CN111944507A (zh) * | 2020-09-01 | 2020-11-17 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种纳米活性剂体系及其制备方法和应用 |
| CN111978945A (zh) * | 2020-09-01 | 2020-11-24 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种稠油降粘助剂、其制备方法及其应用 |
| US20210155845A1 (en) * | 2019-11-22 | 2021-05-27 | University Of Houston System | Method for reducing the viscosity of heavy oil for extraction, transport in pipes, and cleaning thereof |
-
2021
- 2021-08-27 CN CN202110997022.XA patent/CN113583650B/zh active Active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2009003420A (es) * | 2009-03-31 | 2010-10-01 | Gabriel Vazquez Rodriguez | Reductor de viscocidad de aceites. |
| US20140096964A1 (en) * | 2012-10-10 | 2014-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Nanoparticle modified fluids and methods of manufacture thereof |
| WO2018090944A1 (zh) * | 2016-11-21 | 2018-05-24 | 中国科学院化学研究所 | 纳米降粘降凝剂稳定乳液及其制备方法和用途 |
| CN108165247A (zh) * | 2018-02-06 | 2018-06-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于稠油开采集输的降粘缓蚀剂及其制备方法 |
| US20210155845A1 (en) * | 2019-11-22 | 2021-05-27 | University Of Houston System | Method for reducing the viscosity of heavy oil for extraction, transport in pipes, and cleaning thereof |
| CN111394081A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-07-10 | 德仕能源科技集团股份有限公司 | 一种自破乳型耐温稠油冷采降粘剂及其制备方法和应用 |
| CN111423866A (zh) * | 2020-04-30 | 2020-07-17 | 宁波锋成纳米科技有限公司 | 纳米驱油剂及其制备方法、应用 |
| CN111944507A (zh) * | 2020-09-01 | 2020-11-17 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种纳米活性剂体系及其制备方法和应用 |
| CN111978945A (zh) * | 2020-09-01 | 2020-11-24 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种稠油降粘助剂、其制备方法及其应用 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 夏俭英: "《钻井液有机处理剂》", 31 December 1991, 石油大学出版社 * |
| 徐飞: "《物理化学》", 31 July 2020, 华中科技大学出版社 * |
| 李丽雄等: "渤海SZ36-1稠油复合表面活性剂驱的实验研究", 《精细石油化工进展》 * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114181685A (zh) * | 2021-11-29 | 2022-03-15 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种水驱稠油粘性自乳化调驱体系及其制备方法和应用 |
| CN115109575A (zh) * | 2022-08-09 | 2022-09-27 | 山东新港化工有限公司 | 低渗透油藏co2驱用纳米泡沫洗油剂及其制备方法和应用 |
| CN115109575B (zh) * | 2022-08-09 | 2023-10-24 | 山东新港化工有限公司 | 低渗透油藏co2驱用纳米泡沫洗油剂及其制备方法和应用 |
| CN115678528A (zh) * | 2022-11-10 | 2023-02-03 | 山东新港化工有限公司 | 具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113583650B (zh) | 2022-08-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113583650B (zh) | 普通稠油油藏降粘复合驱用降粘驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN103320104B (zh) | 一种油包水型生物柴油基钻井液及其制备方法 | |
| CN110684519B (zh) | 耐地层吸附的稠油降粘驱油剂及其应用 | |
| CN109705824B (zh) | 一种钻井液用封堵防塌剂及其制备方法 | |
| CN111925785B (zh) | 耐油抗吸附低张力泡沫驱油剂及其制备方法和应用 | |
| Ma et al. | Synthesis and properties of a betaine type copolymer filtrate reducer | |
| CN114774096A (zh) | 低渗透油藏驱油用耐温抗盐纳米渗吸排驱剂及其制备方法和应用 | |
| Gang et al. | A green shale inhibitor developed from lignin sulfonate and the mechanism study | |
| CN112680206A (zh) | 一种表面活性剂组合物及其制备方法与应用 | |
| CN110760294A (zh) | 一种钻井液用防塌降滤失剂硅氟树脂复合物 | |
| CN111876138B (zh) | 碳基增粘剂及其制备方法和应用 | |
| CN112280546A (zh) | 低张力泡沫洗油剂及其制备方法和应用 | |
| CN113061425B (zh) | 普通稠油冷采用低张力稠油降粘洗油剂及其制备方法和应用 | |
| CN115109575B (zh) | 低渗透油藏co2驱用纳米泡沫洗油剂及其制备方法和应用 | |
| CN104629094A (zh) | 一种疏水淀粉-纳米碳酸钙复合物及制备方法 | |
| CN117003940A (zh) | 一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂及其制备方法与应用 | |
| CN115368882B (zh) | 一种油田用相渗调节剂及其制备方法 | |
| CN114774098A (zh) | 增效聚合物驱用稠油降黏洗油剂及其制备方法和应用 | |
| CN110564387B (zh) | 一种超高密度环保型气制油合成基钻井液及其制备方法 | |
| CN115678528A (zh) | 具有缓蚀作用的二氧化碳驱用增效稠油降黏驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN115074102B (zh) | 高含蜡普通稠油油藏驱油用降黏剂及其制备方法和应用 | |
| CN112094630B (zh) | 一种复合组分树脂交联剂及其制造方法 | |
| CN115403785B (zh) | 一种腐植酸降滤失剂及其制备方法和应用 | |
| CN115895626B (zh) | 低渗透油藏增效co2驱用缓蚀型纳米泡沫洗油剂及其制备方法和应用 | |
| CN110713822A (zh) | 一种高温高密度油基钻井液 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20240617 Address after: 257087 No.208, Nan'er Road, Dongying District, Dongying City, Shandong Province Patentee after: Shandong Juxing Petroleum Technology Co.,Ltd. Country or region after: China Address before: 257081 dongyinggang Economic Development Zone, Dongying City, Shandong Province Patentee before: SHANDONG XINGANG CHEMICAL Co.,Ltd. Country or region before: China |