CN107130953B - 一种化学强化采气工艺 - Google Patents
一种化学强化采气工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107130953B CN107130953B CN201710346373.8A CN201710346373A CN107130953B CN 107130953 B CN107130953 B CN 107130953B CN 201710346373 A CN201710346373 A CN 201710346373A CN 107130953 B CN107130953 B CN 107130953B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- injection
- gas
- polyoxyethylene ether
- fatty alcohol
- production
- 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
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 137
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 284
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 284
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims abstract description 147
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims abstract description 146
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims abstract description 109
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 80
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 56
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 24
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 21
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 134
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 75
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 49
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 49
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 48
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 39
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 39
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 39
- 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 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 33
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 31
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 24
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 claims description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 18
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 16
- IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N Acetaldehyde Chemical compound CC=O IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 14
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 10
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 8
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 6
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 6
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 6
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 6
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 4
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000000963 oxybis(methylene) group Chemical group [H]C([H])(*)OC([H])([H])* 0.000 claims description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000007151 ring opening polymerisation reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims 1
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 47
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 43
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 39
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 21
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 17
- -1 sodium fatty alcohol Chemical class 0.000 description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 15
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 14
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 13
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 12
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 10
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 9
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 9
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 4
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 238000010009 beating Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 150000003385 sodium Chemical class 0.000 description 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
-
- 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
Abstract
本发明涉及一种化学强化采气工艺，该工艺至少使用注入系统、产出系统和气液分离设备以完成化学强化采气，该工艺包括如下步骤：基于对油气井的分析使用注入系统以指定的速率向注入井中注入至少包括改性聚氧乙烯醚和双子磺酸盐且改性聚氧乙烯醚与双子磺酸盐的重量比为15～20︰1的起泡剂，起泡剂在重力和/或压力作用下到达地层后向注入井四周扩散以降低地层水表面张力并使地层中的油和/或气通过产出系统提升到气液分离设备，经气液分离设备分离后的气体和液体分别输送至气体存储器或液体存储器存储，分离后的注水混合物输送至注水混合物存储器进行存储，基于对注水混合物的分析将注水混合物与起泡剂按比例混合后再次通过注入系统注入注水井中。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发工程领域，尤其涉及一种化学强化采气工艺。
背景技术
在油气田开采中，随着气藏压力和气流动速度的逐步降低，致使气藏中的产出水或凝析液不能随气流携带出井筒，从而滞留在井筒中。滞留在井筒中的液体在一段时间内聚集于井底，形成液柱，对气藏造成额外的静水回压，导致气井自喷能量持续下降。若是持续出现该状况，井筒聚集的液柱最终会将气压住，导致气井停产。这种现象便称之为气井积液。为了强化采油采气工艺，国内普遍采用的方法有优选管柱采气工艺、柱塞气举采气工艺、泡沫排水采气工艺、涡轮泵排水采气工艺、同心毛细管技术等。其中，以泡沫排水采气工艺应用最为广泛。
泡沫排水采气工艺的基本原理是在气井采气过程中加入起泡剂，通过起泡剂的作用以降低地层水表面张力及井筒液柱密度，改善水气流动状态，达到排水采气的目的。起泡剂能够降低地层水的表面张力，使水在气流的扰动下容易被分散，大液滴变成细小的液珠，进而有利于汽水流态由举升效果差的气泡流或段塞流向易举升的雾状流或段塞流转变，减少气液的滑脱损失。常规的泡沫排水采气工艺是将泡排药剂加注在井筒中，与井内积液混合后利用井筒中的天然气流进行搅动后产生大量的泡沫，降低井内流体密度，改变井筒流态，达到排水采气目的。该工艺适用于具有一定能量的气井，对于产量极低井、多层合采井效果差。
为此，中国专利(公布号为CN105114046A)公布了一种增能型泡沫排水采气工艺。该工艺首先向气井内的积液内投入A试剂，然后再投入B试剂，其中的A试剂包括亚硝酸钠A1和氯化铵A2，所述的B试剂为催化剂与起泡剂，本发明通过分批次、分通道向井内注入化学药剂，化学药剂在井内发生化学反应，产生大量的气体和泡沫，在化学反应产生的气体作用下，泡沫向上运移，排出井筒积液，将常规的泡沫排水采气工艺向产量极低的边缘井、水淹井拓展，进一步提高气井的采出程度。然而，该专利至少还有如下问题未考虑到：
(1)起泡剂的价格并不便宜，如何提高起泡剂的利用率，即如何充分利用起泡剂以降低生产成本。
(2)气井下的温度和盐度较高，现有起泡剂的发泡效率不高、泡沫稳定性差，耐温耐盐性能差，如何改善起泡剂的性能以使其能够适应井底的高温高盐环境。
(3)为了改善起泡剂的性能，现有技术在起泡剂中加入非离子表面活性剂，而非离子表面活性剂中较多的聚合物，油气井的深度为几十米甚至上百米，如此跨度的深度，使得聚合物类非离子表面活性剂不可避免的会受到剪切力和加速力的影响，剪切力和加速力会导致聚合物类非离子表面活性剂降解，从而削弱起泡剂的起泡效果。
因此，提供一种起泡性能良好且具有较好耐温耐盐性能的起泡剂及适用于该起泡剂的注入装置成为亟待解决的技术问题。
发明内容
现有技术的泡沫排水采气工艺使用化学药剂在井内发生化学反应产生的气体排出井筒积液，不可避免的，加入的化学药剂存在未充分反应的问题，为了降低生产成本，需要提高起泡剂的利用率。为此，本发明提供了一种化学强化采气工艺，尤其是一种循环式化学强化采气方法。优选地，所述循环可以包括多个循环。所述循环例如是，所述采气工艺将未充分反应的起泡剂分离后混合新鲜的起泡剂再次加入注入井中，形成起泡剂的循环使用，从而可以降低生产成本。所述循环例如是，起泡剂通过注入油气井后，在油气井中反应，产出井将产出的油和/或气提升到气液分离设备进行分离，再次将起泡剂注入油气井中，形成注入-产出-注入的循环，从而确保起泡剂在井底能够充分反应。优选地，注入-产出-注入的循环周期可以是1天～1年，更优选为3天～6个月，更优选地为1个月～3个月。每个循环周期也可以随着时间的增加而延长。例如，后一循环周期相较于前一循环周期的时间延长5～15％，优选为8～10％。
进一步地，所述工艺至少使用注入系统、产出系统和气液分离设备以完成化学强化采气。所述工艺包括如下步骤：通过所述注入系统向注入井中注入起泡剂，所述起泡剂的各组分在所述注入系统中均匀混合并在重力和/或压力作用下到达地层后向所述注入井四周扩散；所述起泡剂在混相流扰动下起泡分散以降低所述注入井中流体密度并使地层中的油和/或气通过产出系统提升到气液分离设备；经所述气液分离设备分离后的气体和液体分别输送至气体存储器或液体存储器进行存储，分离后的注水混合物输送至注水混合物存储器进行存储，并且基于对所述注水混合物的分析将所述注水混合物与起泡剂按比例混合后再次通过所述注入系统注入所述注水井中。本发明向油气井中注入高效起泡剂，起泡剂在混相流的扰动下起泡、分散，不仅可以提高气井携液能力，还能提高气泡流态的鼓泡高度，减少气体滑脱损失，增加气体流速。
进一步地，本发明使用的起泡剂为改性聚氧乙烯醚非离子表面活性剂和双子磺酸盐表面活性剂。所述改性聚氧乙烯醚与所述双子磺酸盐的重量比为15～20︰1。优选地，所述改性聚氧乙烯醚非离子表面活性剂的重量百分比为95％，所述双子磺酸盐表面活性剂的重量百分比为5％。本发明采用改性聚氧乙烯醚非离子表面活性剂作为主剂，与双子磺酸有复配后能够提高主剂的起泡性能。优选地，与改性聚氧乙烯醚非离子表面活性剂复配的表面活性剂不限于双子磺酸盐表面活性剂，还可以是十二烷基苯磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠、脂肪醇醚硫酸钠、椰子油烷基硫酸盐、脂肪皂中的一种或多种。该类表面活性剂的效果好、价格适中。
进一步地，所述改性聚氧乙烯醚是以氨基磺酸作为磺化剂，尿素为催化剂对以氢氧化钠为催化剂，长链脂肪醇在无水和无氧气存在的情况下与环氧乙烷发生开环聚合反应而制得的脂肪醇聚氧乙烯醚进行磺化改性而制得脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，并且所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠制备过程的化学式如下：
ROH+n(C2H4O)→RO(CH2CHO)nH
RO(CH2CHO)nH+HSO3NH2→RO(CH2CHO)nSO3NH4
RO(CH2CHO)nSO3NH4+NaOH→RO(CH2CHO)nSO3Na+NH3↑+H2O
其中，n为脂肪醇聚氧乙烯醚的聚合度且2≤n≤10。
进一步的，所述起泡剂的主剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，并且所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的制备方法至少包括如下步骤：
S1：选用聚合度为2～10的脂肪醇聚氧乙烯醚作为原料，氨基磺酸作为磺化剂，尿素作为催化剂，将脂肪醇聚氧乙烯醚加入反应器中并将温度升高至80～100℃。
S2：按磺化剂、催化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为1.2～2.5︰1～1.5︰1的比例称取磺化剂和催化剂，混合均匀后加入所述反应器中。
S3：边加边搅拌，同时将反应器内的温度控制为80～100℃，保持所述温度并继续搅拌30～90min。
S4：按氢氧化钠与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2～2.5︰1的比例称取氢氧化钠并将所述氢氧化钠配成饱和溶液，边加边搅拌，反应结束后将pH调节至8～8.5即得脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠。
本发明的改性聚氧乙烯醚发泡效率高，泡沫稳定性好，在双子磺酸盐表面活性剂的复配下，具有很好的耐温耐盐性能，适合高矿化度高温气井。
进一步地，基于所述起泡剂的波及系数及待处理油气田范围，本发明的化学强化采气工艺设置有多个注入系统和多个产出系统。所述注入系统所包括的至少三个注入井与所述产出系统所包括的至少三个产出井彼此共同形成规则排列。优选地，位于油气田非边缘区域的所述注入系统的至少三个注入井形成为中心对称图形且至少一个产出井位于由所述至少三个注入井形成的对称图形的几何中心，位于油气田非边缘区域的所述产出系统的至少三个产出井形成为中心对称图形且至少一个注入井位于由所述至少三个产出井形成的对称图形的几何中心。更优选地，位于油气田非边缘区域的注入系统的至少三个注入井形成为中心对称图形且所形成的中心对称图形的对称中心为产出井，位于油气田非边缘区域的所述产出系统的至少三个产出井形成为中心对称图形且所形成的中心对称图形的对称中心为注入井。位于油气田边缘区域的注入系统的至少三个注入井形成为轴对称图形且所形成的轴对称图形的重心为产出井，位于油气田边缘区域的所述产出系统的至少三个产出井形成为轴对称图形且所形成的轴对称图形的重心为注入井。基于油气井中油、气的储量分布状况、井内积液以及起泡剂的波及系数，将所述注入系统的注入井与所述产出系统的产出井按照取决于所述注入井与所述产出井的在油气田的位置的方式相应采用至少两种彼此相异的拓扑形式布置，使得起泡剂在油田边缘与中央的用量不同。如此不仅可以减少起泡剂用量，减少污染，使得化学强化采气工艺更环保，而且中心的设置方式同样能够提高油/汽的采出率。
优选地，所述注入系统中相邻注入井之间的距离为50～200m，所述产出系统中相邻产出井之间的距离为50～200m，优选为95～105m。相邻的所述产出井与所述注入井之间的距离为50～150m，优选为60～80m。各注入系统和各产出系统的中心设置一产出井或注入井，可以使起泡剂充分排除地层中的积液，提高油/气的产量。
优选地，位于油气田非边缘区域的所述注入系统的至少三个注入井形成为菱形、正方形、正六边形等。位于油气田非边缘区域的所述产出系统的至少三个产出井也形成为菱形、正方形、正六边形等。更优选地，位于油气田非边缘区域的所述注入系统的至少三个注入井形成为正方形，正方形的中心为一产出井。位于油气田非边缘区域的所述产出系统的至少三个产出井形成为正方形且所形成的正方形的中心对为一注入井。各注入系统和各产出系统形成为正方形且正方形的中心设置一产出井或注入井，可以使起泡剂充分排除地层中的积液，提高油/气的产量。优选地，位于油气田边缘区域的所述注入系统的至少三个注入井形成为等腰三角形、等腰梯形、长方形等。位于油气田边缘区域的所述产出系统的至少三个产出井也形成为等腰三角形、等腰梯形、长方形等。更优选地，位于油气田边缘区域的所述注入系统的至少三个注入井形成为等腰三角形，等腰三角形的重心为一产出井。位于油气田边缘区域的所述产出系统的至少三个产出井形成为等腰三角形，等腰三角形的重心为一注入井。位于油气田边缘区域的注入井和产出井是指最位于油气田内最外层的注入井和/或产出井。位于油气田边缘区域的注入系统的至少三个注入井形成为等腰三角形，且等腰三角形的中心为一产出井，相对于正方形的布置方式，可以减少起泡剂的用量，减少对地层污染，使得化学强化采气工艺更环保。同样的，位于油气田边缘区域的产出系统的至少三个产出井形成为等腰三角形，且等腰三角形的中心为一注入井，相对于正方形的布置方式，不仅可以减少起泡剂的用量，减少对地层污染，使得化学强化采气工艺更环保，而且还能提高油/汽的采出率。
进一步地，所述注入系统至少包括输入单元、通过至少一根注入管线与所述输入单元连通的注入单元和控制单元，其中，所述输入单元通过至少一根注入管线将所述起泡剂中的至少一种组分以加压方式注入所述注入单元，与井口耦合的所述注入单元至少包括主孔道和输入孔，所述输入孔中设置有至少一个用于控制注入速率的阻塞阀，所述注入单元基于所述控制单元的控制信息以指定的注入速率将所述起泡剂中的至少一种组分通过所述输入孔以喷射的方式注入所述注入井中。本发明通过注入系统将起泡剂的各组分注入油气井中混合，并且通过控制单元控制各组分的注入速率，不仅能够精确提供各组分的复配比例，使得能够混合出起泡效果最佳的起泡剂，还能避免起泡剂的浪费。
进一步的，为了准确控制起泡剂各组分的用量，控制单元基于油气井的日产水量和/或日产气量对所述油气井的井筒流态、积液、矿化度中的一个或多个指标进行分析并基于分析结果确定所述起泡剂用量、浓度和/或注入速率。在油气井的日产水量和/或日产气量逐渐增大时，所述控制单元控制所述起泡剂的浓度和/或注入速率向着使所述起泡剂用量减少的方向变化。在油气井的日产水量和/或日产气量逐渐减小时，所述控制单元控制所述起泡剂的浓度和/或注入速率向着使所述起泡剂用量增加的方向变化。优选地，所述控制单元基于日产水量数据，利用预设处理方案和/或实际经验进行井筒流态、积液、矿化度中的一个或多个指标进行判断，通过判断结果，选用所需的起泡剂浓度。本发明通过控制单元对井内状况进行分析，基于分析结果确定起泡剂用量，如此可避免起泡剂用量过多造成的浪费和起泡剂用量过少造成油气井产量提高率低的问题。
进一步地，所述控制单元中预先存储有日产水量和/或日产气量与所需起泡剂浓度直接对应关系的数据库。优选地，所述油气井的日产水量和/或日产气量小于500m3时，经所述注入系统注入的起泡剂浓度大于0.4％。所述油气井的日产水量和/或日产气量为500～3000m3时，经所述注入系统注入的起泡剂浓度为0.1％～0.4％，所述油气井的日产水量和/或日产气量大于3000m3时，经所述注入系统注入的起泡剂浓度小于0.1％。所述起泡剂浓度是指起泡剂各组分的重量之和在所需排水量中形成的质量浓度。准备就绪后，在注入设备中泵入，经油套环空连续注入气井井底，利用气体能量使油压升高，油套压力降低，排除井内积水，恢复气井生产能力。基于标准数据库确定起泡剂用量，可以使得本工艺在使用尽可能少的起泡剂的情况下达到较佳的强化效果佳。
进一步地，注入单元的主孔道的孔壁上设置有输入孔，所述输入孔与注入管线使用一一对应的方式连通。各个输入孔以其水平中轴线彼此不相交的方式设置在所述孔壁上，且与用于注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的所述注入管线连通的所述输入孔的水平位置高于与用于注入水的所述注入管线连通的所述输入孔的水平位置。更进一步地，为了避免改性聚氧乙烯醚在注入过程中因受到剪切力和加速力的影响而造成的降解，用于注入改性聚氧乙烯醚的注入管线与井口按照降低通过所述输入孔注入的改性聚氧乙烯醚降解方式设定一夹角。优选地，注入管线与井口保持30～75°的夹角。将用于注入改性聚氧乙烯醚的注入管线倾斜设置，可以减小改性聚氧乙烯醚在注入过程中受到的剪切力和加速力，从而可以减少改性聚氧乙烯醚的降解。
在不含粘度调节剂的情况下，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠在稀释到30～60％活性物质的水溶液时，常会形成一种粘性较高的凝胶，为此，将注入水的输入孔设置在较低的位置，注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的输入孔设置在较高的位置，通过将脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠混合物加入到水中以避免凝胶的形成。
进一步地，为了使起泡剂各组分能够更均匀的混合，在注入单元的主孔道中设置有分隔装置，所述分隔装置与所述主孔道的孔壁之间形成为注射空间。通过输入孔注入的所述起泡剂的各组分分散于所述注射空间，并且各组分在注入管线内压力作用下经分布于所述分隔装置上的至少一个分散孔进入所述分隔装置内混合并引起涡流。通过分散孔进入分隔装置的各组分通过产生涡流，不仅可以使各组分的混合更均匀，还能减小改性聚氧乙烯醚在注入过程中受到的剪切力和加速力，从而可以减少改性聚氧乙烯醚的降解。
进一步地，聚合物以及其余各种非液态组分的流动性较差，为了降低其分散阻力，将所述分隔装置设置为锥形管。优选地，所述分隔装置为竖直中轴线与所述注入井的竖直中轴线重合的锥形管，并且所述分隔装置的直径从注入井井口到井底逐渐增大以使注射空间形成为V形环状空间。将注射空间形成为V形环状空间有利于聚合物进入分散孔，在压力作用下，聚合物容易通过分散孔进入表面倾斜的锥形管，从而能够降低聚合物以及其余各种非液态组分的分散阻力。优选地，分散孔的分布方式影响聚合物的分散均匀度。为了使聚合物分散更均匀，每个所述输入孔对应至少一个分散孔，并且所述分散孔以所述输入孔的轴心线为中心分布。优选地，所述分隔管上的至少一个分散孔以阵列的形式分布在所述输入孔的轴心线与所述分隔管的管壁交叉点的周围。呈阵列分布的分散孔能够使聚合物的分散更均匀，从而进一步促进了起泡剂各组分混合的均匀程度，提高了起泡剂的起泡效果。
附图说明
图1是本发明的油和/或气生产系统的一种优选实施方式的示意图；
图2是本发明的油气田非边缘区域的注入系统和产出系统的一种优选实施方式的分布图；
图3是本发明的注入系统的一种优选实施方式的示意图；
图4是本发明的注入单元的一种优选实施方式的示意图；和
图5是本发明的注入单元的另一种优选实施方式的示意图。
附图标记列表
10：注入系统 20：产出系统 30：气液分离设备
40：气体存储器 50：液体存储器 60：注水混合物存储器
70：第一地层 80：第二地层 90：第三地层
101：输入单元 102：注入单元 103：井口
104：控制单元 105：水注入管线 106：第一注入管线
107：第二注入管线 108：第三注入管线 109：主孔道
110：第一阻塞阀 111：第二阻塞阀 112：第三阻塞阀
113：第四阻塞阀 114：第五阻塞阀 115：第四注入管线
116：分隔装置 117：注射空间
具体实施方式
下面结合附图和实施例进行详细说明。
实施例1
图1示出了本实施例的油和/或气生产系统的示意图。如图1所示，该系统至少包括注入系统10、产出系统20和气液分离设备30。注入系统10用于向油气井中注入起泡剂。产出系统20用于将油气井中的油和/或气提升到气液分离设备30。气液分离设备30对提取出来的物质进行分离。经气液分离设备30分离后的气体输送至气体存储器40进行存储，分离后的液体输送至液体存储器50进行存储，分离后的注水混合物输送至注水混合物存储器60进行存储。注水混合物中含有未反应完全的起泡剂，为了提高起泡剂的利用率。可以再次将注水混合物与新鲜的起泡剂按比例混合后通过注入系统10注入到油气井中。优选地，存储在气体存储器40中的气体可以再次进行分离，将分离后的注水混合物输送至注水混合物存储器60进行存储。存储在液体存储器50中的液体也可以再次进行分离，将分离后的注水混合物输送至注水混合物存储器60进行存储。从油气井中提取出的物质经过多次分离，不仅可最大程度的回收未反应完全的注水混合物，节约资源，还能提高分离后气体和液体纯度。
根据一个优选实施方式，注入系统10具有与注入井一一对应的注入设备。产出系统20具有与产出井一一对应的产出设备。优选地，注入设备和产出设备穿过地面到达靠近第一地层70底部的位置，并且注入设备和产出设备距离第一地层70底部的距离为0.1～1m。注入设备和产出设备在靠近第一地层70底部的部分具有多个开孔。开孔为设置在底壁和侧壁上的小孔，通过在底部开设开孔，以便于起泡剂的注入和油/气的产出。优选地，注入设备和产出设备穿过第一地层70并到达靠近第二地层80底部的位置，并且注入设备和产出设备距离第二地层80底部的距离为0.1～1m。注入设备和产出设备在靠近第二地层80底部的部分具有多个开孔。开孔为设置在底壁和侧壁上的小孔，通过在底部开设开孔，以便于起泡剂的注入和油/气的产出。优选地，注入设备和产出设备穿过第一地层70、第二地层80并到达靠近第三地层90底部的位置，并且注入设备和产出设备距离第三地层90底部的距离为0.1～1m。注入设备和产出设备在靠近第三地层90底部的部分具有多个开孔。开孔为设置在底壁和侧壁上的小孔，通过在底部开设开孔，以便于起泡剂的注入和油/气的产出。以此类推，注入设备和产出设备还可以到达更深的地层。
图2示出了本实施例非边缘区域注入系统10和产出系统20的分布图。本实施例基于起泡剂的波及系数来布置注入系统10和产出系统20。在图2中，横杠表示的是注入井，斜杠表示的是产出井。优选地，横杆也可以表示的是产出井，斜杆表示的是注入井。该工艺设置有多个注入系统10和多个产出系统20。优选地，位于油气田非边缘区域的每个注入系统10包括至少三个注入井，优选为四个。位于油气田非边缘区域的每个产出系统20包括至少三个产出井，优选为四个。注入系统10中的至少三个注入井形成为正多边形，优选形成为正方形。所形成的正多边形的中心为产出系统20的一产出井。产出系统20中的至少三个产出井形成为正多边形，优选形成为正方形。所形成的正多边形的中心为注入系统10中的一注入井。优选地，位于油气田边缘区域的注入系统10的至少三个注入井形成为轴对称图形且所形成的轴对称图形的重心为产出井。位于油气田边缘区域的产出系统20的至少三个产出井形成为轴对称图形且所形成的轴对称图形的重心为注入井。更优选地，位于油气田边缘区域的注入系统10的至少三个注入井形成为等腰三角形，等腰三角形的重心为一产出井。位于油气田边缘区域的产出系统20的至少三个产出井形成为等腰三角形，等腰三角形的重心为一注入井。本实施例的注入系统10和产出系统20采用该种布置方式，起泡剂能够最大限度的处理油气井所涉及的范围，以便最大限度地提高油气井的开采率。
根据一个优选实施方式，注入系统10中相邻注入井之间的距离为50～200m，优选为95～105m。产出系统20中相邻产出井之间的距离为50～200m，优选为95～105m。相邻的产出井与注入井之间的距离为50～150m，优选为60～80m。各注入系统和各产出系统的中心分别设置一产出井和注入井，可以使起泡剂充分排除地层中的积液，提高油/气产量。
图3是本实施例注入系统10的示意图。如图3所示，注入系统10至少包括输入单元101、注入单元102和控制单元104。输入单元101用于分类存储起泡剂的各个组分。优选地，输入单元101通过至少一个注入管线将起泡剂中的至少一种组分以加压方式注入所述注入单元102。与井口103耦合的注入单元102至少包括主孔道109和输入孔。输入孔中设置有至少一个用于控制注入速率的阻塞阀。控制单元104用于控制起泡剂的注入速率。优选地，注入单元102基于控制单元104的控制信息以指定的注入速率将起泡剂中的至少一种组分通过输入孔以喷射的方式注入注入井中。
图4示出了本实施例注入单元的一种优选实施方式的示意图。如图4所示，注入单元102的主孔道109的孔壁上设置有输入孔。优选地，主孔道109的孔壁上设置有四个输入孔。输入孔的数量不限于此，还可以根据情况设置四个以上的输入孔。输入孔与注入管线使用一一对应的方式连通。优选地，各个输入孔以其水平中轴线彼此不相交的方式设置在孔壁上，且与用于注入液态组分的注入管线连通的输入孔的水平位置高于与用于注入非液态组分的注入管线连通的输入孔的水平位置。在制备起泡剂需要水的情况下，与用于输入水的注入管线连接的输入孔的水平位置相对于与用于输入非水的液态组分物质的注入管线连接的输入孔的水平位置较低。更优选地，与用于输入水的注入管线连接的输入孔相对于其余输入孔的位置都更低。输入孔的该种设置方式可以避免各组分物质相互对冲喷射从而影响组分物质的混合均匀度。优选地，用于注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的注入管线与井口103保持30～75°的夹角以降低通过输入孔注入的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠降解。将注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的注入管线倾斜设置，可以降低脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠在注入过程中受到的剪切力和加速力。
由于脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠在稀释到30～60％活性物质的水溶液时，常会形成一种粘性较高的凝胶，为此，将注入水的输入孔设置在较低的位置，注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的输入孔设置在较高的位置，通过将脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠混合物加入到水中以避免凝胶的形成。
再次参见图3，输入单元101和注入单元102之间通过注入管线连通。优选地，注入管线包括水注入管线105、第一注入管线106、第二注入管线107和第三注入管线108。优选地，多根注入管线以其水平中心轴彼此不相交的方式设置。如图4所示，水注入管线105、第一注入管线106、第二注入管线107和第三注入管线108的设置高度均不相同。优选地，水注入管线105用于向注入井中注入水，注入的水可用于将制备的起泡剂配制成所需的浓度，或是该强化工艺在其余需要用水的情况下通过该水注入管线105注入。第一注入管线106、第二注入管线107和第三注入管线108中至少有一根注入管线是用于注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的。优选地，选用第一注入管线106用于注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠。聚氧乙烯醚在注入过程中会受到剪切力和加速力的影响而降解，因此将用于注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的第一注入管线106设置在较低的位置，可以减小聚氧乙烯醚在注入过程中受到的剪切力和加速力。优选地，选用第二注入管线107用于注入双子磺酸盐。注入双子磺酸盐和注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的注入管线设置在相对的位置，二者在压力作用下进入主孔道109，有利于二者均匀混合。优选地，第三注入管线108为备用注入管线，其用于注入聚合物或其余表面活性剂。优选地，第三注入管线108用于注入肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠。设置多根肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠注入管线，有利于其与从多根肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠注入管线之间注入的双子磺酸盐均匀混合。
优选地，水注入管线105的一端与输入单元101的水存储空间连接，另一端与第一输入孔连接，第一输入孔内设置有第一阻塞阀110。第一阻塞阀110基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整水的喷射速率。第一注入管线106的一端与输入单元101的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠存储空间连接，另一端与第二输入孔连接，第二输入孔内设置有第二阻塞阀111。第二阻塞阀111基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的喷射速率。第二注入管线107的一端与输入单元101的双子磺酸盐存储空间连接，另一端与第三输入孔连接，第三输入孔内设置有第三阻塞阀112。第三阻塞阀112基于控制单元104的控制信息调整双子磺酸盐的喷射速率。第三注入管线108的一端与输入单元101的聚合物存储空间或表面活性剂存储空间连接，另一端与第四输入孔连接，第四输入孔内设置有第四阻塞阀113。第四阻塞阀113基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整聚合物或表面活性剂的喷射速率。主孔道109的孔壁上的输入孔不限于此。如图5所示，主孔道109的孔壁上还可以设置有第五输入孔。第五输入孔与第四注入管线115连通，第五输入孔内还设置有第五阻塞阀114。第五阻塞阀114基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整水、聚合物或表面活性剂的喷射速率。
根据一个优选实施方式，控制单元104基于油气井的日产水量和/或日产气量对油气井的井筒流态、积液、矿化度中的一个或多个指标进行分析。控制单元104基于对油气井的分析结果确定起泡剂用量、浓度和/或注入速率。在油气井的日产水量和/或日产气量逐渐增大时，控制单元104控制起泡剂的浓度和/或注入速率向着使起泡剂的用量减小的方向变化。在油气井的日产水量和/或日产气量逐渐减小时，控制单元104控制起泡剂的浓度和/或注入速率向着使起泡剂的用量增大的方向变化。优选地，控制单元104中预先存储有油气井日产水量和/或日产气量与所需起泡剂浓度直接对应关系的数据库。优选地，油气井的日产水量和/或日产气量小于500m3时，经注入系统10注入的起泡剂浓度大于0.4％。油气井的日产水量和/或日产气量为500～3000m3时，经注入系统10注入的起泡剂浓度为0.1％～0.4％。油气井的日产水量和/或日产气量大于3000m3时，经注入系统10注入的起泡剂浓度小于0.1％。其中，起泡剂浓度为起泡剂各组分的重量之和在所需排水量中形成的质量浓度。优选地，将起泡剂配成所需浓度所需要的水，也可以通过水注入管线105注入。
图5是本实施例的注入单元的另一种优选实施方式的示意图。如图5所示，注入单元102的主孔道109中设置有分隔装置116。分隔装置116与主孔道109的孔壁之间形成为注射空间117。通过输入孔注入的起泡剂的各组分分散于注射空间117，并且各组分在注入管线内压力作用下经分布于分隔装置116上的至少一个分散孔进入分隔装置116内混合并引起涡流。优选地，分隔装置116为竖直中轴线与注入井的竖直中轴线重合的锥形管，并且分隔装置116的直径从注入井井口到井底逐渐增大以使注射空间117形成为V形环状空间。优选地，分隔管116上设置有与输入孔对应的多个分散孔。从而使从输入孔注射或喷射的各组分进入注射空间117，并且从注射空间117通过多个分散孔以分散的形式进入主孔道109。分隔管116的设置有利于再一次分散起泡剂的各组分，使其混合均匀，而且还能进一步减小脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠在注入过程中受到的剪切力和加速力。
根据一个优选实施方式，各输入孔对应至少一个分散孔，输入孔与对应的分散孔分布于相同的主孔道109的径向方向。或者，分隔管116上的至少一个分散孔以阵列的形式分布在所述输入孔的轴线与所述分隔管116的管壁交叉点的周围。优选的，每个输入孔对应一组呈圆阵列分布的分散孔阵列。圆阵列的中心位于输入孔的轴线与所述分隔管116的管壁交叉点。
实施例2
本实施例是在实施例1基础上的进一步改进，仅对改进的部分进行说明。
根据一个优选实施方式，所述改性聚氧乙烯醚为脂肪醇聚氧乙烯醚通过磺化改性制得的。优选地，所述改性聚氧乙烯醚为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠。所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的化学式为RO(CH2CHO)nSO3Na，其中，n为2～10之间的整数。优选地，所述脂肪醇聚氧乙烯醚是以氢氧化钠为催化剂，长链脂肪醇在无水和无氧气存在的情况下与环氧乙烷发生开环聚合反应而制得的。化学反应式为：
ROH+n(C2H4O)→RO(CH2CHO)nH
其中，n为2～10之间的整数。脂肪醇聚氧乙烯醚分子中的醚键不易被酸、碱破坏，稳定性高，水溶性好，耐电解质，并且脂肪醇聚氧乙烯醚与其余表面活性剂的配伍性好，对硬水不敏感，但是脂肪醇聚氧乙烯醚也存在起泡性能差的缺陷。
优选地，为了改善脂肪醇聚氧乙烯醚的起泡性能，对脂肪醇聚氧乙烯醚进行磺化改性。优选地，采用氨基磺酸作为磺化剂，尿素(H2NCONH2)为催化剂对脂肪醇聚氧乙烯醚进行磺化改性而制得脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠。化学反应式如下：
RO(CH2CHO)nH+HSO3NH2→RO(CH2CHO)nSO3NH4
其中，n为2～10之间的整数。反应结束后，加入NaOH生成脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠。化学反应式如下：
RO(CH2CHO)nSO3NH4+NaOH→RO(CH2CHO)nSO3Na+NH3↑+H2O
其中，n为2～10之间的整数。反应生成的NH3用稀酸吸收，残余的少量NH3采用真空脱除。经改性后的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠发泡效率高，泡沫稳定性好，在双子磺酸盐表面活性剂的复配下，具有很好的耐温耐盐性能，适合作为高矿化度高温气井的起泡剂。
优选地，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的制备方法包括如下步骤：
S1：选用聚合度为2～10的脂肪醇聚氧乙烯醚作为原料，氨基磺酸作为磺化剂，先将脂肪醇聚氧乙烯醚加入置于水浴上的反应器中，将温度升高至80～100℃。
S2：按照磺化剂、催化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为1.2～2.5︰1～1.5︰1的比例称取磺化剂和催化剂，混合均匀后缓慢加入反应器中。
S3：边加边搅拌，同时将反应器内的温度控制为80～100℃，保持该温度并继续搅拌30～90min。
S4：按照烧碱与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2～2.5︰1的比例称取烧碱并将其配成饱和溶液，边加边搅拌，中和反应结束后将pH调节至8～8.5即得脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠。
脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠作为起泡剂的主剂，对起泡剂的起泡性能具有显著影响。因此，对起泡剂中脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的制备工艺筛选以制备性能优异的起泡剂。优选地，采用起泡剂的起泡体积和半衰期来评价其起泡性能。起泡剂性能的评价方法常用的有DIN孔盘打击法、压气气流法、API法、Rose-Miles法和Waring Blender法。优选地，本发明选用Waring Blender法。具体为：取2ml制得的起泡剂，评价基液选用100ml地层水+40ml柴油，在转速为1000r/min的条件下搅拌20min。
经过试验，发现采用脂肪醇聚氧乙烯醚系列改性后得到的起泡剂的起泡性能明显优于其它聚氧乙烯醚系列，因此选用脂肪醇聚氧乙烯醚作为改性聚氧乙烯醚的原料。然而，脂肪醇聚氧乙烯醚由于其聚合度的不同，导致用其制得的起泡剂的性能差异显著，为此选用聚合度分别为2～10的脂肪醇聚氧乙烯醚来对比其起泡效果。实验结果如表1所示。
表1不同聚合度的脂肪醇聚氧乙烯醚改性前后起泡性能对比
由表1可知，脂肪醇聚氧乙烯醚的聚合度过高或过低都不利于获得性能性能良好的起泡剂，当脂肪醇聚氧乙烯醚的聚合度为5时，其改性前后的起泡体积和半衰期都是最佳的，因此选用聚合度为5的脂肪醇聚氧乙烯醚作为改性聚氧乙烯醚的原料。
以聚合度为5的脂肪醇聚氧乙烯醚为原料，在不同反应温度制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠其性能差异显著，为此选用反应温度为80～100℃制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠来对比其起泡效果。实验结果如表2所示。
表2反应温度对脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠起泡性能的影响
| 反应温度(℃) | 起泡体积(ml) | 半衰期(h) |
| 80 | 88 | 5.1 |
| 85 | 92 | 5.6 |
| 90 | 105 | 5.9 |
| 95 | 128 | 8.8 |
| 100 | 120 | 8.2 |
由表2可知，反应温度过高或过低都不利于获得性能性能良好的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，当反应温度为95℃时，制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的起泡体积和半衰期都是最佳的，因此选用95℃作为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的反应温度。
以聚合度为5的脂肪醇聚氧乙烯醚为原料，在反应温度为95℃的条件下，不同反应时间制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠其性能差异显著，为此选用反应时间为30～90min制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠来对比其起泡效果。实验结果如表3所示。
表3反应时间对脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠起泡性能的影响
| 反应时间(min) | 起泡体积(ml) | 半衰期(h) |
| 30 | 81 | 4.0 |
| 40 | 88 | 4.8 |
| 50 | 103 | 6.1 |
| 60 | 110 | 7 |
| 70 | 108 | 6.9 |
| 80 | 112 | 7.1 |
| 90 | 113 | 7.0 |
由表3可知，在60min前脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的起泡体积和半衰期随着反应时间的延长而逐渐增加，在60min后其起泡体积和半衰期变化不明显，结合生产效率和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的性能，选用60min作为制备脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的最佳反应时间。
以聚合度为5的脂肪醇聚氧乙烯醚为原料，在反应温度为95℃，反应时间为60min的条件下，不同磺化剂用量制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的性能差异显著，为此选用磺化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为1.2～2.5︰1制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠来对比其起泡效果。实验结果如表4所示。
表4磺化剂用量对脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠起泡性能的影响
由表4可知，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的起泡体积和半衰期随着磺化剂用量的增加而逐渐增加，在磺化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2︰1后其起泡体积和半衰期变化不明显，结合生产成本和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的性能，选用磺化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2︰1作为制备脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的最佳磺化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚配比。
以聚合度为5的脂肪醇聚氧乙烯醚为原料，在反应温度为95℃，反应时间为60min，磺化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2︰1的条件下，不同催化剂用量制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠性能差异显著，为此选用催化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为1～1.5︰1制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠来对比其起泡效果。实验结果如表5所示。
表5催化剂用量对脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠起泡性能的影响
由表5可知，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的起泡体积和半衰期随着催化剂用量的增加而逐渐增加，在催化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为1.2︰1后其起泡体积和半衰期变化不明显，结合生产成本和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的性能，选用催化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为1.2︰1作为制备脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的最佳磺化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚配比。
以聚合度为5的脂肪醇聚氧乙烯醚为原料，在反应温度为95℃，反应时间为60min，磺化剂、催化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2︰1.2︰1的条件下，不同烧碱的用量将导致制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠pH不同，进而导致其性能差异显著，为此选用烧碱与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2～2.5︰1制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠来对比其起泡效果。实验结果如表6所示。
表6烧碱用量对脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠起泡性能的影响
由表6可知，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的起泡体积和半衰期随着烧碱用量的增加而逐渐增加，在烧碱与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2.4︰1时达到最大，随着烧碱用量的继续增加，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的起泡体积和半衰期明显降低。结合生产成本和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的性能，选用烧碱与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2.4︰1作为制备脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的最佳烧碱与脂肪醇聚氧乙烯醚配比，此时脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的pH为8～8.5。
利用脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠作为起泡剂的主剂，与双子磺酸盐进行复配，对制得的起泡剂性能有一定的提高，为了选用最佳的复配比例，选用最优工艺条件(即：反应温度为95℃，反应时间为60min，磺化剂、催化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2︰1.2︰1，烧碱与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2.4︰1，反应后pH为8～8.5)下制得的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠与双子磺酸盐的重量比为15～20︰1复配制得的起泡剂来对比其起泡效果。实验结果如表7所示。
表7复配比例对起泡剂起泡性能的影响
由表7可知，复配后的起泡体积和半衰期随着脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠重量的提高而逐渐增加，在脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠与双子磺酸盐的重量比为19︰1时，起泡剂的起泡体积和半衰期最高，继续提高脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的比例，起泡剂的起泡性能没有明显变化。结合生产成本和起泡剂的性能，选用脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠与双子磺酸盐的重量比为19︰1作为制备起泡剂的最佳复配比例，即起泡剂中脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的重量百分比为95％，双子磺酸盐的重量百分比为5％。
一油田的矿化度为230g/L，将本实施例制得的起泡剂按照实施例1的方法进行注入，加入起泡剂25kg，井口提喷排液2.2m3，泡排前后油套压差由1.9MPa降到1.1MPa，日产量由0.18m3/d上涨到2.3×103m3/d。
一油田的矿化度为158g/L，将本实施例制得的起泡剂按照实施例1的方法进行注入，加入起泡剂18kg，井口提喷排液2.2m3，泡排前后油套压差下降了2.5MPa，日均产气量增加870m3/d，产水量增加5m3。
需要注意的是，上述具体实施例是示例性的，本领域技术人员可以在本发明公开内容的启发下想出各种解决方案，而这些解决方案也都属于本发明的公开范围并落入本发明的保护范围之内。本领域技术人员应该明白，本发明说明书及其附图均为说明性而并非构成对权利要求的限制。本发明的保护范围由权利要求及其等同物限定。
Claims (6)
1.一种化学强化采气工艺，在所述工艺中，至少使用注入系统(10)、产出系统(20)和气液分离设备(30)以完成化学强化采气，所述工艺包括如下步骤：
基于对油气井的分析使用所述注入系统(10)以指定的速率向注入井中注入至少包括改性聚氧乙烯醚和双子磺酸盐且所述改性聚氧乙烯醚与所述双子磺酸盐的重量比为15～20︰1的起泡剂，
所述起泡剂在重力和/或压力作用下到达地层后向所述注入井四周扩散以降低地层水表面张力并使地层中的油和/或气通过所述产出系统(20)提升到所述气液分离设备(30)，
经所述气液分离设备(30)分离后的气体和液体分别输送至气体存储器(40)或液体存储器(50)存储，分离后的注水混合物输送至注水混合物存储器(60)进行存储，并且基于对所述注水混合物的分析将所述注水混合物与起泡剂按比例混合后再次通过所述注入系统(10)注入注水井中，
其特征在于，
在布置所述注入系统(10)的注入井与所述产出系统(20)的产出井时，按照取决于所述注入井与所述产出井的在油气田的位置的方式相应采用至少两种彼此相异的拓扑形式，
其中，所述工艺设置有多个注入系统(10)和多个产出系统(20)，所述注入系统(10)所包括的至少三个注入井与所述产出系统(20)所包括的至少三个产出井彼此共同形成规则排列，其中，位于油气田非边缘区域的所述注入系统(10)的至少三个注入井形成为中心对称图形且至少一个产出井位于由所述至少三个注入井形成的对称图形的几何中心，位于油气田非边缘区域的所述产出系统(20)的至少三个产出井形成为中心对称图形且至少一个注入井位于由所述至少三个产出井形成的对称图形的几何中心，
其中，注入系统(10)至少包括输入单元(101)、注入单元(102)和控制单元(104)，与井口(103)耦合的注入单元(102)至少包括主孔道(109)和输入孔，各个输入孔以其水平中轴线彼此不相交的方式设置在主孔道的孔壁上，且与用于注入液态组分的注入管线连通的输入孔的水平位置高于与用于注入非液态组分的注入管线连通的输入孔的水平位置，用于注入脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的注入管线与井口(103)保持30～75°的夹角以降低通过输入孔注入的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠降解，
其中，所述起泡剂的主剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，并且所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠的制备方法至少包括如下步骤：
选用聚合度为2～10的脂肪醇聚氧乙烯醚作为原料，氨基磺酸作为磺化剂，尿素作为催化剂，将脂肪醇聚氧乙烯醚加入反应器中并将温度升高至80～100℃，
按磺化剂、催化剂与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为1.2～2.5︰1～1.5︰1的比例称取磺化剂和催化剂，混合均匀后加入所述反应器中，
边加边搅拌，同时将反应器内的温度控制为80～100℃，保持所述温度并继续搅拌30～90min，
按氢氧化钠与脂肪醇聚氧乙烯醚的摩尔比为2～2.5︰1的比例称取氢氧化钠并将所述氢氧化钠配成饱和溶液，边加边搅拌，反应结束后将pH调节至8～8.5即得脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠。
2.如权利要求1所述的化学强化采气工艺，其特征在于，所述改性聚氧乙烯醚是以氨基磺酸作为磺化剂，尿素为催化剂对以氢氧化钠为催化剂，长链脂肪醇在无水和无氧气存在的情况下与环氧乙烷发生开环聚合反应而制得的脂肪醇聚氧乙烯醚进行磺化改性而制得脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，并且所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠制备过程涉及的化学式如下：
ROH+n(C2H4O)→RO(CH2CHO)nH
RO(CH2CHO)nH+HSO3NH2→RO(CH2CHO)nSO3NH4
RO(CH2CHO)nSO3NH4+NaOH→RO(CH2CHO)nSO3Na+NH3↑+H2O其中，n为脂肪醇聚氧乙烯醚的聚合度且2≤n≤10。
3.如权利要求2所述的化学强化采气工艺，其特征在于，所述注入系统(10)的输入单元(101)通过至少一根注入管线将所述起泡剂中的至少一种组分以加压方式注入注入单元(102)，所述注入单元(102)基于所述注入系统(10)的控制单元(104)的控制信息以指定的注入速率进行注入，其中，所述控制信息是基于油气井的日产水量和/或日产气量对所述油气井的井筒流态、积液、矿化度中的一个或多个指标进行分析确定的，并且至少包括起泡剂用量、浓度和/或注入速率。
4.如权利要求1所述的化学强化采气工艺，其特征在于，所述油气井的日产水量和/或日产气量小于500m3时，经所述注入系统(10)注入的起泡剂浓度大于0.4％，
所述油气井的日产水量和/或日产气量为500～3000m3时，经所述注入系统(10)注入的起泡剂浓度为0.1％～0.4％，
所述油气井的日产水量和/或日产气量大于3000m3时，经所述注入系统(10)注入的起泡剂浓度小于0.1％，
其中，所述起泡剂浓度为起泡剂各组分的重量之和在所需排水量中形成的质量浓度。
5.如权利要求1所述的化学强化采气工艺，其特征在于，注入单元(102)的主孔道(109)中设置有分隔装置(116)，所述分隔装置(116)与所述主孔道(109)的孔壁之间形成为注射空间(117)，
通过输入孔注入的所述起泡剂的各组分分散于所述注射空间(117)并经分布于所述分隔装置(116)上的至少一个分散孔在压力作用下按照引起涡流的方式进入所述分隔装置(116)内进行混合。
6.如权利要求5所述的化学强化采气工艺，其特征在于，所述分隔装置(116)按照从注入井井口到井底逐渐增大以使注射空间(117)形成为V形环状空间的方式构成为竖直中轴线与所述注入井的竖直中轴线重合的锥形管。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710346373.8A CN107130953B (zh) | 2017-05-17 | 2017-05-17 | 一种化学强化采气工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710346373.8A CN107130953B (zh) | 2017-05-17 | 2017-05-17 | 一种化学强化采气工艺 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107130953A CN107130953A (zh) | 2017-09-05 |
| CN107130953B true CN107130953B (zh) | 2020-04-14 |
Family
ID=59732255
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710346373.8A Active CN107130953B (zh) | 2017-05-17 | 2017-05-17 | 一种化学强化采气工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107130953B (zh) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109279809B (zh) * | 2018-09-30 | 2021-03-23 | 贵州凯襄新材料有限公司 | 一种改性引气剂及其制备方法 |
| CN109025951B (zh) * | 2018-10-19 | 2024-01-02 | 国氢能源科技有限公司 | 一种地下气化炉炉型及建炉和气化方法 |
| CN111978935B (zh) * | 2019-05-21 | 2022-10-14 | 中石化南京化工研究院有限公司 | 一种阴离子双子型泡沫钻井用强抑制性发泡剂 |
| CN111520118B (zh) * | 2020-06-12 | 2022-09-13 | 西南石油大学 | 一种可循环利用的、在井下对注入溶剂实施加热的开采稠油方法和系统 |
| CN116892381A (zh) * | 2023-09-11 | 2023-10-17 | 西南石油大学 | 一种井下自动爆燃驱动排水采气装置及方法 |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4589276A (en) * | 1984-12-12 | 1986-05-20 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for determining effectiveness of foamant in porous media |
| EP0246800A1 (en) * | 1986-05-16 | 1987-11-25 | Halliburton Company | Particle-containing foams |
| EP0363300A1 (en) * | 1988-07-14 | 1990-04-11 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for preparing an oil in an aqueous phase emulsion |
| CN101209405A (zh) * | 2006-12-27 | 2008-07-02 | 宁波万华聚氨酯有限公司 | 一种孔射流式喷射反应器 |
| CN102079973A (zh) * | 2010-12-13 | 2011-06-01 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种可循环稳定泡沫 |
| CN102504788A (zh) * | 2011-10-25 | 2012-06-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于油田开发的发泡剂 |
| CN203097856U (zh) * | 2012-12-03 | 2013-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种在井口加注起泡剂和消泡剂的系统 |
| CN103242812A (zh) * | 2013-05-20 | 2013-08-14 | 西南石油大学 | 油气田泡沫钻井、洗井用开关发泡液 |
| CN105443070A (zh) * | 2015-12-30 | 2016-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种带有气井泡排剂加注装置的封隔器 |
| CN106050199A (zh) * | 2016-07-29 | 2016-10-26 | 南充西南石油大学设计研究院有限责任公司 | 综合排水采气装置及方法 |
-
2017
- 2017-05-17 CN CN201710346373.8A patent/CN107130953B/zh active Active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4589276A (en) * | 1984-12-12 | 1986-05-20 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for determining effectiveness of foamant in porous media |
| EP0246800A1 (en) * | 1986-05-16 | 1987-11-25 | Halliburton Company | Particle-containing foams |
| EP0363300A1 (en) * | 1988-07-14 | 1990-04-11 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for preparing an oil in an aqueous phase emulsion |
| CN101209405A (zh) * | 2006-12-27 | 2008-07-02 | 宁波万华聚氨酯有限公司 | 一种孔射流式喷射反应器 |
| CN102079973A (zh) * | 2010-12-13 | 2011-06-01 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种可循环稳定泡沫 |
| CN102504788A (zh) * | 2011-10-25 | 2012-06-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于油田开发的发泡剂 |
| CN203097856U (zh) * | 2012-12-03 | 2013-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种在井口加注起泡剂和消泡剂的系统 |
| CN103242812A (zh) * | 2013-05-20 | 2013-08-14 | 西南石油大学 | 油气田泡沫钻井、洗井用开关发泡液 |
| CN105443070A (zh) * | 2015-12-30 | 2016-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种带有气井泡排剂加注装置的封隔器 |
| CN106050199A (zh) * | 2016-07-29 | 2016-10-26 | 南充西南石油大学设计研究院有限责任公司 | 综合排水采气装置及方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 低产低压气井排水采气技术对策分析;姚伟;《内蒙古石油化工》;20111231(第16期);第105-107页 * |
| 脂肪醇聚氧乙烯醚及其应用;杨林森;《精细石油化工》;19861231(第5期);第7-13页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107130953A (zh) | 2017-09-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107130953B (zh) | 一种化学强化采气工艺 | |
| CN103627380B (zh) | 一种水溶性减阻剂及其制备和应用 | |
| CN102127414B (zh) | 一种微乳液型压裂酸化助排剂及其制备方法与应用 | |
| US10266751B2 (en) | Method of mineral oil production | |
| US11739254B2 (en) | Methods for use in oil and gas operations | |
| 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 | |
| CN110905460B (zh) | 一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法 | |
| CN105916959A (zh) | 使用液氨的压裂方法 | |
| CA3046084A1 (en) | Methods and systems for generating aqueous polymer solutions | |
| 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 | |
| CN107828397A (zh) | 一种驱油剂的制备方法和应用 | |
| CN105525899A (zh) | 低产气水淹井专用泡排方法以及泡排剂和泡排装置 | |
| CN107165612B (zh) | 一种用于油气井的解堵方法 | |
| CN112694885A (zh) | 高活性减阻剂、适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系及其制备方法与应用 | |
| 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 | |
| CN111635749A (zh) | 一种兼顾减阻与携砂的滑溜水体系及其制备方法 | |
| CN108485627A (zh) | 一种具有洗油作用的注水用黏土防膨剂的制备 | |
| CN205314974U (zh) | 低产气水淹井专用泡排棒 | |
| CN113136190B (zh) | 一种具有调驱性能的稠油降粘驱油剂及其制备方法 | |
| CN112694874A (zh) | 一种固-液往复相变深部液流转向剂 | |
| CN111088008B (zh) | 用于低渗透油藏的降压增注用表面活性剂组合物及其制备方法和应用 | |
| RU2337937C2 (ru) | Реагент для подъема пластовых жидкостей из газовых, газоконденсатных скважин и нефтяных скважин с низким газовым фактором в условиях анпд | |
| RU2527053C1 (ru) | Способ разработки трещинно-порового коллектора | |
| RU2487234C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
| Wang et al. | Displacement characteristics of worm-like micelle CO2 foam and treatment of produced liquid |
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 |