CN104789201B - 一种复配驱油剂及其应用 - Google Patents
一种复配驱油剂及其应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104789201B CN104789201B CN201410031236.1A CN201410031236A CN104789201B CN 104789201 B CN104789201 B CN 104789201B CN 201410031236 A CN201410031236 A CN 201410031236A CN 104789201 B CN104789201 B CN 104789201B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil displacement
- displacement agent
- sulfonate
- compounding oil
- parts
- 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.)
- Active
Links
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
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)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明公开了一种复配驱油剂，其包括如下组分：石油磺酸盐、α烯烃磺酸盐、非离子表面活性剂、异构醇以及水。与现有技术相比，本发明提供的驱油剂能够更好的发挥润湿反转和降粘作用，获得了较大的增容参数与抗盐能力，而且能够更加有效的发挥驱油剂的整体功能，在高温下具备更强的驱油能力，从而能够高效提高碳酸盐岩亲油性高含硫稠油油藏热采效果。
Description
技术领域
本发明属于石油开采领域，具体涉及一种复配驱油剂及其应用。
背景技术
碳酸盐岩稠油油藏的开发一直是一个世界难题。稠油中沥青质胶质含量较高，而沥青质胶质中杂原子与碳酸盐岩岩石矿物极易吸附，从而造成储层亲油。碳酸盐油藏中，很大一部分稠油的含硫量较高，其含硫化合物是造成储层亲油的重要原因之一，同时也是造成稠油粘度较大的原因之一。
如果储层亲油且原油粘度大，那么在注蒸汽热采过程中会给蒸汽注入和原油流动带来极大的阻力，在常规的注蒸汽热采中暴露出注汽压力高、注汽效果差以及原油流动性差等问题，大大影响了碳酸盐岩稠油油藏的开采效率。为此，可采用化学辅助蒸汽吞吐热采技术，通过实现储层润湿反转，降低注汽压力，从而改善注汽质量，并大幅降低原油粘度，提高热采效率，这是最经济最简单的办法之一。
化学辅助蒸汽吞吐热采技术是一种化学采油和蒸汽吞吐热采相结合复合采油技术，其中使用的化学剂比单纯的化学采油使用的化学剂要有更高的耐温性。目前，大多数蒸汽吞吐的注汽温度一般在250℃以上，有的甚至超过了300℃，这就对化学剂提出了较高的要求。因为在高温下，某些化学剂会发生分解，有的即使不分解，其很多功能也会失效。
针对碳酸盐岩这类稠油油藏，热采用的驱油剂需要满足以下几个要求：（1）耐高温；（2）较低的界面张力以提高洗油效率；（3）润湿反转性能；（4）能够较好的作用于稠油中含硫化合物。目前采油用的化学剂基本上为聚合物和表面活性剂两大类，而鉴于以上的要求，耐高温的表面活性剂是不错的选择。
魏新辉在文献中报导了胜利油田采用高温驱油剂和高温泡沫剂辅助蒸汽驱的应用实例以及机理分析，其中使用的耐高温驱油剂为石油磺酸盐类混合物。杨元亮在文献中报道了石油磺酸盐在热采开发中的应用，然而作者在文献中指出，所报道的驱油剂主要是对亲油高含硫碳酸盐储层适应性差。
专利CN1310221A报道了一种稠油乳化降粘方法，其采用含有石油磺酸盐缩合物的乳化剂、水与稠油接触乳化，形成O/W型乳液进行乳化降粘，可耐温350℃。
然而，以上报道的驱油剂均是应用于砂岩油藏。砂岩油藏储层多亲水，且多应用于低含硫原油。经过室内实验，目前市场上的几种驱油剂对亲油性储层和高含硫稠油在改变润湿性、降低界面张力及乳化分散能力方面效果欠佳。因此，有针对性的开发出一种高效驱油剂来提高碳酸盐岩亲油性高含硫稠油油藏是目前石油开采领域亟待解决的技术问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种复配驱油剂，其能够高效提高碳酸盐岩亲油性高含硫稠油油藏热采效果。
为了实现本发明的目的，本发明提供了一种复配驱油剂，其由以下组分组成：石油磺酸盐、α烯烃磺酸盐、非离子表面活性剂、异构醇以及水。
本发明所提供的复配驱油剂，石油磺酸盐为主表面活性剂，α烯烃磺酸盐、非离子表面活性剂、异构醇以及水作为助剂经过复配形成驱油剂。相比于现有技术中的驱油剂，本发明所提供的复配驱油剂不仅能更好地发挥润湿反转和降粘作用，而且能够更加有效的发挥复配驱油剂的整体功能，在高温下具备更强的驱油能力，从而能够高效提高碳酸盐岩亲油性高含硫稠油油藏热采效果。
根据本发明的一个具体实施例，所述的异构醇选自C6～C20的异构醇。在一个具体的实例中，所述异构醇优选选自C10～C13的异构醇。
本发明特别采用高碳原子数的高级异构醇，能够进一步提高润湿反转和乳化分散能力。它在增大石油磺酸盐的溶解性和降低驱油体系界面粘度的情况下，获得了较大的增容参数与抗盐能力，可明显提高驱油剂的驱油能力。现有技术中的驱油剂，其中添加的低碳异构醇一般仅做溶剂或者萃取剂使用，没有改善界面活性的作用，反而会降低驱油剂的驱油能力。
在一个具体的实施例中，所述复配驱油剂由石油磺酸盐、α烯烃磺酸盐、非离子表面活性剂、异构醇以及水构成。
根据本发明，所述的石油磺酸盐为本领域内常用的石油磺酸盐阴离子表面活性剂，其为水溶性的石油磺酸盐，如石油磺酸钠、石油磺酸钾、石油磺酸钙和石油磺酸镁等等。在一个具体的实施例中，所述的石油磺酸盐优选为石油磺酸盐S-5。
根据本发明，所述的α烯烃磺酸盐选自C6～C18的α烯烃磺酸盐，其可进一步降低界面张力。在一个具体的实施例中，所述的α烯烃磺酸盐优选自C6～C9的α烯烃磺酸盐。
根据本发明，所述的非离子表面活性剂选自聚氧乙烯醚型非离子表面活性剂。在一个具体的实施例中，所述的非离子表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚，优选自C17～C19的脂肪醇聚氧乙烯醚。
根据本发明，在所述的复配驱油剂中，石油磺酸盐为1～30重量份，α烯烃磺酸盐为1～30重量份，非离子表面活性剂为0.1～20重量份，异构醇为0.1～20重量份以及水为20～100重量份。在本发明一个优选的实施例中，在所述的复配驱油剂中，石油磺酸盐为3～20重量份，α烯烃磺酸盐为2～18重量份，非离子表面活性剂为0.2～9重量份，异构醇为0.2～9重量份以及水为45～95重量份。
根据本发明中的驱油剂，也可根据需要加入其它的助剂，如电介质（比如盐）或牺牲剂，（如木质素磺酸盐及其改性物）等等。
本发明的复配驱油剂，其可通过包括以下步骤的方法制备，：
a.在常温常压下，将α烯烃磺酸盐、非离子表面活性剂和异构醇按比例加入反应釜搅拌（如可搅拌1-3小时）；
b.将部分水加入步骤a中的反应釜中，搅拌后，再加入剩余的水，形成助剂；
c.最后将石油磺酸盐加入反应釜，与助剂混合均匀即得所述复配驱油剂。
根据本发明另外一个方面，提供了所述的复配驱油剂在油田开采中的应用。根据本发明提供的复配驱油剂，其用于油田开采，能够降低表面张力、降低原油的粘度、有效地提高了热采的效果。
在一个具体的实施例中，优选复配驱油剂在油田开采中使用时的添加浓度为0.15～0.5%。
根据本发明的另外一个方面，提供了所述的复配驱油剂在碳酸盐亲油性高含硫稠油油田开采中的应用。根据本发明提供的复配驱油剂，其用于碳酸盐亲油性高含硫稠油油田开采，能够与稠油中含硫组分紧密结合，更好的发挥润湿反转和原油降粘作用，因此在较低浓度的使用条件下就能够显著减低碳酸盐岩油藏的粘度，原油降粘率达90%以上；复配驱油剂能够降低注气压力，扩大了蒸汽波及范围，有效提高碳酸盐岩亲油性高含硫稠油油藏的热采效。
在一个具体的实施例中，优选复配驱油剂在碳酸盐亲油性高含硫稠油油田开采中使用时的添加浓度为0.15～0.5%。
与现有技术相比，本发明所提供的复配驱油剂具有以下突出技术效果和优点：具有更高的稳定性，即使在高温下长时间使用依然能够保持很好的驱油效果，不会因高温而失效，能有效发挥其降低界面张力的作用；能够与稠油中含硫组分紧密结合，更好的发挥润湿反转和原油降粘作用，因此在较低浓度的使用条件下就能够显著减低碳酸盐岩油藏稠油的粘度；能够降低注气压力，扩大了蒸汽波及范围；相比于传统驱油剂，本发明所提供的复配驱油剂具有更加高效的驱油效果，能有效提高碳酸盐岩亲油性高含硫稠油油藏的热采效果。
根据本发明提供的驱油剂，不仅具有上述优良的综合效果，且其组成简单、原料易得，成本低，具有宽广的应用前景。
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做简单地介绍，显而易见，下面简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。
附图1为本发明的一个实施例中的注汽压力与注入PV数的关系图；
附图2为本发明的一个实施例中的驱替效率与注入PV数的关系图。
具体实施方式
测试方法：
界面张力的测定：50℃时，使用Texas-500C型全量程界面张力测量仪测试驱油剂的界面张力。
润湿反转性能的测定：使用PQ-2型高温高压全自动驱替装置测试驱油剂的润湿反转性能，测试方法依照标准SY/T5153-2007《油藏岩石润湿性测定方法》。
降粘性能的测定：使用NDJ-1型旋转粘度计，测试50℃时原油以及驱油剂原油混合液的粘度，原油采用叙利亚OD-231H原油。
以下实施例中所用的原料如下：
叙利亚高含硫原油（粘度为10433mPa.s，含硫量为10.07%）；
石油磺酸盐S-5：由胜利油田采油院生产；
α烯烃磺酸盐：由广州市度特化工有限公司生产；
脂肪醇聚氧乙烯醚：由江苏海安石油化工厂生产JFC系列；
异构醇：由南京天心化工有限公司生产；
水：地层水。
实施例1：
制备步骤：
（1）在常温常压下，将2份C6α烯烃磺酸盐，0.2份C17脂肪醇聚氧乙烯醚和0.2份C10异构醇加入反应釜搅拌1小时；
（2）将22.5份的水加入反应釜，搅拌0.5-1.5小时后再加入剩余22.5份的水，形成助剂；
（3）最后将3份石油磺酸盐S-5加入反应釜，混合均匀即得驱油剂成品。
性能测试：
将制备好的驱油剂在300℃下处理12h后，对其进行界面张力、润湿反转性能及降粘性能的测定。具体结果如表1-表3所示。
表1界面张力测试结果（50℃）
表2润湿反转性能测试结果
| 驱油剂浓度% | 润湿性指数 |
| 0 | -0.36 |
| 0.05 | -0.21 |
| 0.1 | -0.15 |
| 0.15 | 0.03 |
| 0.2 | 0.14 |
| 0.25 | 0.19 |
| 0.3 | 0.24 |
表3降粘性能测试结果（50℃）
| 驱油剂浓度% | 降粘后粘度（mPa.s） | 降粘率% |
| 0 | 10433 | 0 |
| 0.04 | 2459.8 | 75.56 |
| 0.08 | 919.6 | 91.20 |
| 0.15 | 212.5 | 97.96 |
| 0.2 | 101.2 | 99.03 |
| 0.3 | 86.6 | 99.17 |
从表1-3中可以看出，高温处理过的驱油剂在浓度为0.3%的时候，界面张力为0.074mN·m-1；浓度为0.2%的时候润湿性指数大于0.1，储层亲水，实现了润湿反转；在浓度为0.08%的时候，降粘率为91.2%。
实施例2：
同实施例1，不同之处在于，
（1）在常温常压下，将2份C9α烯烃磺酸盐，0.2份C19脂肪醇聚氧乙烯醚和0.2份C13异构醇加入反应釜搅拌1小时；
（2）将22.5份的水加入反应釜，搅拌0.5-1.5小时后再加入剩余22.5份的水，形成助剂；
（3）最后将3份石油磺酸盐S-5加入反应釜，混合均匀即得驱油剂成品。
具体测试结果如表4-表6所示。
表4界面张力测试结果（50℃）
表5润湿反转性能测试结果
| 驱油剂浓度% | 润湿性指数 |
| 0.00 | -0.36 |
| 0.05 | -0.20 |
| 0.10 | -0.09 |
| 0.15 | 0.08 |
| 0.20 | 0.21 |
| 0.25 | 0.28 |
| 0.3 | 0.36 |
表6降粘性能测试结果（50℃）
| 驱油剂浓度% | 降粘后粘度（mPa.s） | 降粘率% |
| 0.00 | 10433 | 0 |
| 0.04 | 1863.4 | 82.14 |
| 0.08 | 863.5 | 91.20 |
| 0.15 | 200.5 | 98.08 |
| 0.20 | 99.6 | 99.05 |
| 0.30 | 85.5 | 99.18 |
从表4-6可以看出，高温处理过的驱油剂在浓度为0.2%的时候，界面张力为0.083mN·m-1，浓度为0.2%的时候润湿性指数大于0.1，储层亲水，实现了润湿反转，在浓度为0.08%的时候，降粘率为91.2%。
实施例3：
同实施例1，不同之处在于：
（1）在常温常压下，将18份C8α烯烃磺酸盐，9份C17脂肪醇聚氧乙烯醚（C17-JFC）和9份C12异构醇加入反应釜搅拌1小时；
（2）将46.8份的水加入反应釜，搅拌0.5-1.5小时后再加入剩余46.8份的水，形成助剂；
（3）最后将20份石油磺酸盐S-5加入反应釜，混合均匀即得驱油剂成品。
具体测试结果如表7-表9所示。
表7界面张力测试结果（50℃）
表8润湿反转性能测试结果
| 驱油剂浓度% | 润湿性指数 |
| 0.00 | -0.36 |
| 0.05 | -0.09 |
| 0.10 | 0.02 |
| 0.15 | 0.16 |
| 0.20 | 0.23 |
| 0.25 | 0.33 |
| 0.3 | 0.37 |
表9降粘性能测试结果（50℃）
如表7-9中数据所示，高温处理过的驱油剂在浓度为0.2%的时候，界面张力为0.079mN·m-1；浓度为0.15%的时候润湿性指数大于0.1，储层亲水，实现了润湿反转；在浓度为0.08%的时候，降粘率为92.52%。
实施例4：
同实施例1，不同之处在于：
（1）在常温常压下，将18份C8α烯烃磺酸盐，9份C19脂肪醇聚氧乙烯醚（C19-JFC）和9份C12异构醇加入反应釜搅拌1小时；
（2）将46.8份的水加入反应釜，搅拌0.5-1.5小时后再加入剩余46.8份的水，形成助剂；
（3）最后将20份石油磺酸盐S-5加入反应釜，混合均匀即得驱油剂成品。
具体测试结果如表10-表12所示。
表10界面张力测试结果（50℃）
表11润湿反转性能测试结果
| 驱油剂浓度% | 润湿性指数 |
| 0.00 | -0.36 |
| 0.05 | -0.03 |
| 0.10 | 0.08 |
| 0.15 | 0.21 |
| 0.20 | 0.25 |
| 0.25 | 0.34 |
| 0.3 | 0.37 |
表12降粘性能测试结果（50℃）
| 驱油剂浓度% | 降粘后粘度（mPa.s） | 降粘率% |
| 0.00 | 10433 | 0 |
| 0.04 | 1863.4 | 87.23 |
| 0.08 | 863.5 | 93.14 |
| 0.15 | 200.5 | 99.01 |
| 0.20 | 99.6 | 99.12 |
| 0.30 | 85.5 | 99.36 |
如表10-12中数据所示，高温处理过的驱油剂在浓度为0.2%的时候，界面张力为0.063mN·m-1；浓度为0.15%的时候润湿性指数大于0.1，储层亲水，实现了润湿反转；在浓度为0.08%的时候，降粘率为93.14%。
实施例5：
制备步骤：
（1）在常温常压下，将8份C8α烯烃磺酸盐，4份C18脂肪醇聚氧乙烯醚和4份C12异构醇加入反应釜搅拌1小时；
（2）将40份的水加入反应釜，搅拌0.5-1.5小时后再加入剩余40份的水，形成助剂；
（3）最后将10份石油磺酸盐S-5加入反应釜，混合均匀即得驱油剂成品。
性能测试：将制备好的驱油剂在300℃下处理12h后，对其进行界面张力、润湿反转性能及降粘性能的测定。具体测试结果如表13-表14所示。
表13界面张力测试结果（50℃）
表14润湿反转性能测试结果
| 驱油剂浓度% | 润湿性指数 |
| 0.00 | -0.36 |
| 0.05 | -0.18 |
| 0.10 | -0.07 |
| 0.15 | 0.11 |
| 0.20 | 0.24 |
| 0.25 | 0.31 |
| 0.3 | 0.38 |
表15降粘性能测试结果（50℃）
从表13-15中数据可以得知，高温处理过的驱油剂在浓度为0.2%的时候，界面张力为0.087mN·m-1；浓度为0.2%的时候润湿性指数大于0.1，储层亲水，实现了润湿反转；在浓度为0.08%的时候，降粘率为93.54%。
由以上实施例数据可以得知，根据本发明提供的复配驱油剂，具有高温稳定性，经高温（如300℃）处理后，能够有效发挥其降低界面张力的作用，发挥润湿反转和原油降粘作用，因此在较低浓度的使用条件下就能够显著减低碳酸盐岩油藏的粘度。
实施例6驱替测试
选取实施例5进行驱替压力和驱替效率的测试。参照标准SY/T6315-2006《稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率的测定》进行蒸汽驱实验。将原油注入岩心，再用蒸汽伴注驱油剂进行驱替。考察驱油剂对于注汽压力的影响。注入蒸汽温度为200℃，岩心温度为90℃，驱油剂剂浓度为0.3%，出口敞开，驱替至含水95%以上时实验结束。
岩心采用填砂岩心，参数如表16。结果见附图1和附图2。
表16岩心参数
| 孔隙度，% | 渗透率，10-3μm2 | 饱和度，% |
| 37.89 | 120.0 | 91.96 |
结果表明，注入驱油剂后，降低了前期注汽压力和注汽启动压力，后期延缓了蒸汽突破时间，扩大了蒸汽的波及范围，进而可改善注汽效果，最终也将驱替效率提高了10%左右。
因此，根据本发明提供的复配驱油剂能够降低注气压力，扩大了蒸汽波及范围，有效提高碳酸盐岩亲油性高含硫稠油油藏的热采效果
应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。
Claims (13)
1.一种复配驱油剂，其包括如下组分：石油磺酸盐、α烯烃磺酸盐、非离子表面活性剂、异构醇以及水，所述的异构醇选自C10～C20的异构醇，所述的α烯烃磺酸盐选自C6～C18的α烯烃磺酸盐，非离子表面活性剂选自聚氧乙烯醚型非离子表面活性剂,所述的石油磺酸盐为水溶性石油磺酸盐，在所述的复配驱油剂中，石油磺酸盐为1～30重量份，α烯烃磺酸盐为1～30重量份，非离子表面活性剂为0.1～20重量份，异构醇为0.1～20重量份以及水为20～100重量份。
2.根据权利要求1所述的复配驱油剂，其特征在于，所述的异构醇选自C10～C13的异构醇。
3.根据权利要求1所述的复配驱油剂，其特征在于，所述的石油磺酸盐选自石油磺酸钠、石油磺酸钾、石油磺酸钙和石油磺酸镁。
4.根据权利要求1所述的复配驱油剂，其特征在于，所述的α烯烃磺酸盐选自C6～C9的α烯烃磺酸盐。
5.根据权利要求1所述的复配驱油剂，其特征在于，所述的非离子表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚。
6.根据权利要求5所述的复配驱油剂，其特征在于，所述的非离子表面活性剂选自C17～C19的脂肪醇聚氧乙烯醚。
7.根据权利要求1-6中任意一项所述的复配驱油剂，其特征在于，在所述的复配驱油剂中，石油磺酸盐为3～20重量份，α烯烃磺酸盐为2～18重量份，非离子表面活性剂为0.2～9重量份，异构醇为0.2～9重量份以及水为45～95重量份。
8.根据权利要求1-6中任意一项所述的复配驱油剂，其特征在于，所述复配驱油剂由石油磺酸盐、α烯烃磺酸盐、非离子表面活性剂、异构醇以及水构成。
9.根据权利要求7所述的复配驱油剂，其特征在于，所述复配驱油剂由石油磺酸盐、α烯烃磺酸盐、非离子表面活性剂、异构醇以及水构成。
10.根据权利要求1-9中任意一项所述的复配驱油剂在油田开采中的应用。
11.根据权利要求10所述的应用，其特征在于，所述复配驱油剂在使用时的添加浓度为0.15～0.5％。
12.根据权利要求1-9中任意一项所述的复配驱油剂在碳酸盐含硫稠油油田开采中的应用。
13.根据权利要求12所述的应用，其特征在于，所述复配驱油剂在使用时的添加浓度为0.15～0.5％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410031236.1A CN104789201B (zh) | 2014-01-22 | 2014-01-22 | 一种复配驱油剂及其应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410031236.1A CN104789201B (zh) | 2014-01-22 | 2014-01-22 | 一种复配驱油剂及其应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104789201A CN104789201A (zh) | 2015-07-22 |
| CN104789201B true CN104789201B (zh) | 2017-11-21 |
Family
ID=53554398
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410031236.1A Active CN104789201B (zh) | 2014-01-22 | 2014-01-22 | 一种复配驱油剂及其应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104789201B (zh) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105860949B (zh) * | 2016-04-11 | 2018-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 渗吸剂组合物及其制剂 |
| CN109054796A (zh) * | 2018-08-22 | 2018-12-21 | 东营利丰化工新材料有限公司 | 一种高效复合驱油剂及其制备方法 |
| CN111154472A (zh) * | 2018-11-07 | 2020-05-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 三元复合驱油剂及其制备方法 |
| CN112592706B (zh) * | 2020-12-03 | 2022-11-29 | 西安长庆化工集团有限公司 | 一种压裂用驱油剂及其制备方法和应用 |
| CN113933333B (zh) * | 2021-09-09 | 2024-06-07 | 西安石油大学 | 致密储层co2驱沥青质沉积对岩石润湿性变化特征评价方法 |
| CN115806812B (zh) * | 2021-09-14 | 2023-10-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油乳化降黏剂及其制备方法和应用 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1284534A (zh) * | 2000-03-26 | 2001-02-21 | 高树棠 | 一种碱－混合表面活性剂－聚合物的三元复合驱油体系及其应用 |
| WO2009040502A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc | Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
| CN102504797A (zh) * | 2011-11-22 | 2012-06-20 | 西安石油大学 | 一种多功能清洁压裂液 |
| CN101987954B (zh) * | 2009-07-30 | 2013-07-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种无碱复合驱组合物 |
| CN103509541A (zh) * | 2012-06-19 | 2014-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油微乳液降粘剂及其制备方法 |
-
2014
- 2014-01-22 CN CN201410031236.1A patent/CN104789201B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1284534A (zh) * | 2000-03-26 | 2001-02-21 | 高树棠 | 一种碱－混合表面活性剂－聚合物的三元复合驱油体系及其应用 |
| WO2009040502A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc | Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
| CN101987954B (zh) * | 2009-07-30 | 2013-07-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种无碱复合驱组合物 |
| CN102504797A (zh) * | 2011-11-22 | 2012-06-20 | 西安石油大学 | 一种多功能清洁压裂液 |
| CN103509541A (zh) * | 2012-06-19 | 2014-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油微乳液降粘剂及其制备方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 异构醇型表面活性剂的合成及应用;苏连建 等;《日用化学品科学》;20110831;23-25 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104789201A (zh) | 2015-07-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104789201B (zh) | 一种复配驱油剂及其应用 | |
| Fu et al. | Study on organic alkali-surfactant-polymer flooding for enhanced ordinary heavy oil recovery | |
| Flaaten et al. | A systematic laboratory approach to low-cost, high-performance chemical flooding | |
| Zhao et al. | Development and evaluation of foaming agents for high salinity tolerance | |
| Chen et al. | A comparative study of inorganic alkaline/polymer flooding and organic alkaline/polymer flooding for enhanced heavy oil recovery | |
| Wang et al. | Synergistic collaboration between a viscosity reducer and a surfactant for in situ emulsion formation to enhance heavy-oil recovery | |
| Varel et al. | Chromatography and oil displacement mechanism of a dispersed particle gel strengthened Alkali/Surfactant/Polymer combination flooding system for enhanced oil recovery | |
| Guo et al. | Relevance between emulsification capability and interfacial tension of chemical flooding agents | |
| Wei et al. | From phase behavior to understand the dominant mechanism of alkali‐surfactant‐polymer flooding in enhancing heavy oil recovery | |
| Jin et al. | Experimental study of in‐situ CO2 foam technique and application in Yangsanmu oilfield | |
| Wang et al. | Synergistic effects of weak alkaline–surfactant–polymer and SiO2 nanoparticles flooding on enhanced heavy oil recovery | |
| Wang et al. | Anionic-nonionic and nonionic mixed surfactant systems for oil displacement: Impact of ethoxylate chain lengths on the synergistic effect | |
| Liu et al. | Influence of emulsification characteristics on the pressure dynamics during chemical flooding for oil recovery | |
| Zhao et al. | Fabrication of surfactant-biopolymer combined system with dual viscosity reduction and mobility controllability for heavy oil reservoirs | |
| Xu et al. | Performance evaluation of oil-displacement viscoelastic zwitterionic surfactant fracturing fluid | |
| Jin | Principles of enhanced oil recovery | |
| CN110055044B (zh) | 一种高温高盐非均质性油藏双重调驱体系及其应用 | |
| Ge et al. | Emulsion acid diversion agents for oil wells containing bottom water with high temperature and high salinity | |
| Mi et al. | Novel viscoelastic surfactant-based self-diverting acid systems for carbonate acidizing | |
| Chen et al. | Formulation and evaluation of a new multi-functional fracturing fluid system with oil viscosity reduction, rock wettability alteration and interfacial modification | |
| CN104694106B (zh) | 一种适合于弱碱三元复合驱油用磺酸盐表面活性剂及应用 | |
| Unomah | Chemical enhanced oil recovery utilizing alternative alkalis | |
| CN115851251A (zh) | 一种压裂驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN104277816B (zh) | 一类磺酸盐型两性高分子表面活性剂及其合成方法 | |
| CN113214473A (zh) | 一种低渗透油藏注水井降压增注聚酰胺的制备方法及应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| EXSB | Decision made by sipo to initiate substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |