CN107384358B - 一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂及其制备方法 - Google Patents
一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107384358B CN107384358B CN201710539093.9A CN201710539093A CN107384358B CN 107384358 B CN107384358 B CN 107384358B CN 201710539093 A CN201710539093 A CN 201710539093A CN 107384358 B CN107384358 B CN 107384358B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- wetting
- oil
- water
- injection
- agent
- 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
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 98
- 238000009736 wetting Methods 0.000 title claims abstract description 80
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 239000012313 reversal agent Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 230000000694 effects Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 8
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 31
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 24
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 24
- -1 sodium alkyl benzene Chemical class 0.000 claims description 20
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 18
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical group CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 14
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 11
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 claims description 10
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 10
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 6
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 4
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 4
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000003973 paint Substances 0.000 claims description 3
- 229920001522 polyglycol ester Polymers 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 22
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 6
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 45
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 125000002704 decyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 125000006538 C11 alkyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 125000006539 C12 alkyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 2
- QNVRIHYSUZMSGM-UHFFFAOYSA-N hexan-2-ol Chemical group CCCCC(C)O QNVRIHYSUZMSGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 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 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000004200 deflagration Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229940077386 sodium benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- MZSDGDXXBZSFTG-UHFFFAOYSA-M sodium;benzenesulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 MZSDGDXXBZSFTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
一种提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂及其制备方法，在反应釜内先将水、异构醇聚氧乙烯醚和分散剂混合均匀，然后搅拌至异构醇聚氧乙烯醚和分散剂溶解，再加入烷基苯磺酸钠和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，持续搅拌4‑5个小时后再加入溶解促进剂，搅拌均匀，得到润湿反转剂。该润湿反转剂是利用电荷吸附的含亲油基团表面活性剂和油水两相分散剂相互作用，将油藏孔喉表面吸附的油相剥离，并通过电荷吸附亲水基团的表面活性剂，使油藏孔喉表面由亲油润湿相转变为亲水润湿相。该润湿反转剂具有低油水界面张力、润湿反转彻底、洗油效率高等优点，将该剂作为注水井降压增注预处理段塞，显著提高了油藏酸化、清垢等解堵措施的有效性。
Description
技术领域
本发明涉及一种提高低渗透储层注水井降压增注用的润湿反转剂及其制备方法，属于低渗油藏强化采油领域。
背景技术
低渗透砂岩油藏一般埋藏深，埋深大于2000米以上，在上亿年地质沉积环境下，油藏孔喉表面呈现偏油润湿相或油润湿相，采用注水驱油过程中，由于注入水与孔喉表面属非润湿相接触，很难形成油水均匀驱替，造成注水锥进，室内实验表明，孔喉中原油驱替效率不到30％，还有70％原油留在孔喉壁面，形成“死油”。另外，注水开发的低渗透油藏，由于注入水与地层水不配伍，在孔喉壁面产生以Ba(Sr)SO4为主的结垢堵塞，采用以溶垢剂为主的解堵措施，由于原油对结垢的“包覆”，致使清垢剂作用降低。在这两种因素的作用下，注水井压力上升，注水量减少，致使油井原油产量降低，最终原油产量下降。
发明内容
为了解决注水开发低渗透油田注水效率低，致使原油产量减少和油田最终产出率降低等问题，本发明的目的是提供一种用于油水井降压增注的润湿反转剂及其制备方法，利用表面活性剂的电荷吸附，使油藏孔喉表面由亲油润湿相转变为亲水润湿相，提高了水驱效率；同时通过超低油水界面张力，有效清洗孔喉中结垢堵塞物附着的油相，提高了酸化、清垢等措施的有效性，达到了提高油水井降压增注的效果。
为实现上述目的，本发明的技术方案如下：
一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂，按重量百分比计，包括如下组分：
本发明进一步的改进在于，烷基苯磺酸钠结构简式为R-C6H4-SO3Na，R为C10～C13的烷基。
本发明进一步的改进在于，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠结构简式为RO(CH2CH2O)n-SO3Na，R为C12～C15的烷基，n＝2～3。
本发明进一步的改进在于，异构醇聚氧乙烯醚结构简式为RO(CH2CH2O)H，R为C10、C11或C13。
本发明进一步的改进在于，分散剂为异丙醇。
本发明进一步的改进在于，溶解促进剂为Na2CO3、甲基戊醇或脂肪酸聚乙二醇脂。
一种制备提高低渗透储层油水井降压增注效果的润湿反转剂的方法，在反应釜内先将水、异构醇聚氧乙烯醚和分散剂混合均匀，然后搅拌至异构醇聚氧乙烯醚和分散剂溶解，再加入烷基苯磺酸钠和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，持续搅拌4-5个小时后再加入溶解促进剂，搅拌均匀，得到润湿反转剂。
与现有技术相比，本发明具有的有益效果：
本发明中以烷基苯磺酸钠为阴离子表面活性剂，以脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠为非离子表面活性剂，阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂相互作用，形成抗盐性好的超低油水界面张力活性剂(≤10-3mN/m)，分散剂和溶解促进剂提高了表面活性剂的互溶稳定性、润湿反转性，本发明的润湿反转剂具有超低油水界面张力、润湿反转彻底、用量小优点。经测试，本发明的反转剂具有以下优点：
①具有超低油水界面张力，质量浓度0.3％的润湿反转剂水溶液可将油水界面张力由36.5mN·s-1降到0.4mN·s-1以下(矿化度3g/L)。
②具有较强的润湿反转能力，质量浓度0.3％的润湿反转剂水溶液可将水与石蜡基接触角由107°降低到36°。
③超强洗油能力，质量浓度0.5％的润湿反转剂水溶液可将含油岩芯中原油清洗率达到80％以上。
④本发明的反转剂水中完全溶解。
采用本发明润湿反转剂将孔喉表面由亲油润湿相改变为亲水润湿相，同时润湿反转剂清洗结垢表面提高了清垢剂溶垢效率，通过增大储层孔喉通道达到提高注水效率，达到提高注水井降压增注效果，从提高低渗油藏提高油井产量和提高最终原油采收率。
本发明的制备方法简单，容易实现。
附图说明
图1为配液水在55#石蜡载波片上润湿角测试图。(a)为0秒时，润湿角为106.4°，(b)为100秒时，润湿角为107.1°，(c)为200秒时，润湿角为107.1°。
图2为质量浓度0.3％润湿反转剂水溶液在55#石蜡载波片上润湿角测试图。其中，(a)为0秒时，润湿角为170.7°，(b)为100秒时，润湿角为64.6°，(c)为200秒时，润湿角为64.4°。
图3为配液水在岩芯表面润湿角测试图。其中，(a)为0秒时，润湿角为56.9°，(b)为100秒时，润湿角为44.2°，(c)为200秒时，润湿角为35.7°。
图4为质量浓度0.3％润湿反转剂水溶液在岩芯表面润湿角测试图。其中，(a)为0秒时，润湿角为15.2°，(b)为100秒时，润湿角为7.5°，(c)为200秒时，润湿角为0。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明做进一步说明，但不限于此。
本发明的用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂，按重量百分比计，由如下组分组成：
优选的，按重量百分比计，由如下组分组成：
优选的，按重量百分比计，由如下组分组成：
具体的，实施例1-3中采用的润湿反转剂，按重量百分比计，由如下组分组成：
所述的烷基苯磺酸钠结构简式为R-C6H4-SO3Na，R为C10～C13的烷基，包括支链或直链烷基。
所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠结构简式为RO(CH2CH2O)n-SO3Na，R为C12～C15的烷基，包括支链或直链烷基，n＝2～3。
所述的异构醇聚氧乙烯醚结构简式为RO(CH2CH2O)H，R为C10、C11或C13。
所述的分散剂为异丙醇；
所述的溶解促进剂为增加溶解性的化学剂，如Na2CO3、甲基戊醇或脂肪酸聚乙二醇脂。
上述提高低渗透储层油水井降压增注效果的润湿反转剂的制备方法为：在合成反应釜内先将水、异构醇聚氧乙烯醚和分散剂充分混合均匀，在2000转/min下搅拌至30min以上至异构醇聚氧乙烯醚和分散剂完全溶解，再加入烷基苯磺酸钠和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，持续搅拌4-5个小时，观察溶解情况，再加入适量溶解促进剂，在现场使用时，可以根据现场水的搅拌速度缓慢以溶液完全搅起呈漏斗状为准，即搅拌均匀，最终形成均匀稳定的润湿反转剂产品。本发明在制备时，可以先加入一部分水，等加入溶解促进剂后，可以再补加水，使其达到所要求的质量百分数即可。
本发明制备的此润湿反转剂用做注水井降压增注用，以0.2～0.5％的质量浓度的润湿反转剂水溶液预处理储层吼道和结垢堵塞物表面，使储层由亲油性反转为亲水性，同时清洗掉附着在垢物上的油污，提高措施效率，与储层表面接触处理的温度条件为30～70℃，处理时间为2-3小时，不用返排，直接注入储层深部。
本发明研究了注水用润湿反转剂对55#石蜡、偏油润湿相岩芯的润湿角的变化情况，按照SY/T 5153-2007《油藏岩石润湿性测定方法》的接触角法测试岩芯表面的润湿性。
配液用水于玻璃载片上面涂匀55#石蜡，表面滴水后，采用Kruss公司的DSA100型接触角测量仪分别测试不同时间点0s、100s、200s水在岩芯表面的接触角变化趋势。
如图1所示，配液用水与55#石蜡的润湿角在100秒后是稳定在107.1°，载玻片表面表现为亲油润湿性。
如图2所示，配制质量浓度0.3％润湿反转剂水溶液，测试对55#石蜡的润湿角变化，200秒后润湿角稳定在64.4°载玻片表面为亲水润湿性。从接触角的变化可以看出，应用润湿反转剂后，载玻片由亲油润湿性变为亲水润湿性。
配液用水与岩芯，表面滴水后，分别测试不同时间点0s，100s，200s水在岩芯表面的接触角变化趋势。
如图3所示，配液用水与岩芯的润湿角在200秒后是稳定在35.7°，岩芯表现为偏油润湿性。
如图4所示，配制质量浓度0.3％润湿反转剂水溶液，测试对岩芯的润湿角变化，200秒后润湿角稳定在0°，岩芯表面为亲水润湿性。从接触角的变化可以看出，应用润湿反转剂后，岩芯表面由偏油润湿性变为亲水润湿性。
实施例1：用于注水井降压增注措施
某低渗透油田，油层孔隙度平均为10.6％、渗透率平均为0.85×10-3μm2，储层偏油润湿性和孔喉小，并且注入水(SO4 2-含量2800mg/L)与油层水(Ba2+/Sr2+含量3300mg/L)不配伍，在油层孔喉通道产生以Ba(Sr)SO4为主的结垢堵塞，致使注水压力上升，注水量降低甚至注不进水，影响油田的正常注水开发。
注水井塬*-51井，2012年5月复合射孔+高能气体压裂投注，2012年6月注水压力为15.5Mpa，注水量为15m3/d，达到注水配注要求，该井投注后注水压力持续增加，至2014年11月注水压力上升至18.1MPa，注水量降低至0m3/d。
2015年8月实施油层“润湿反转+清垢”的增注措施，即采用本发明制备的润湿反转剂清洗和使油层孔喉表面由偏油润湿相反转至水润湿相，清垢剂溶蚀孔喉中Ba(Sr)SO4结垢堵塞。实施后，注水井油压为16.5MPa，压力降低1.6MPa，增注20m3/d，增注措施持续有效。
实施例2：用于注水井降压增注措施
某低渗透油田，油层孔隙度平均为9.36％、渗透率平均为0.64×10-3μm2，储层偏油润湿性和孔喉小，并且注入水(SO4 2-含量2550mg/L)与油层水(Ba2+\Sr2+含量3400mg/L)不配伍，在油层孔喉通道产生以Ba(Sr)SO4为主的结垢堵塞，致使注水压力上升，注水量降低甚至注不进水，影响油田的正常注水开发。
注水井塬*-48井，2010年12月复合射孔+高能气体压裂投注，2011年1月注水压力为15.1Mpa，注水量为15m3/d，达到注水配注要求，该井投注后注水压力持续增加，至2014年11月注水压力上升至18.1MPa，注水量降低至5m3/d。
2015年9月实施油层“润湿反转+清垢”的增注措施，即采用本发明制备的润湿反转剂清洗和使油层孔喉表面由偏油润湿相反转至水润湿相，清垢剂溶蚀孔喉中Ba(Sr)SO4结垢堵塞。实施后，注水井油压为15.5MPa，压力降低2.6MPa，增注15m3/d，增注措施持续有效。
类似的增注措施目前已应用50口井，使注水井达到了降压增注的目的，有效提高了油田注水开发效率。
实施例3：用于油井清垢解堵措施
新元*-7井，2001年11月2日完井，爆燃压裂油层后投产。2001年12月，产液为9.59m3/d，产油为3.62t/d，含水为55.1％。在生产过程中，因油井上部水层腐蚀套管致使套管破漏，上部地层产水倒灌至油层，致使油井产油量减少。2006年7月，产液为17.05m3/d，产油为2.55t/d，含水为82.2％。采油封隔器隔采后，2012年4月，产液2.08m3/d，水0.43t/d，含水75.0％。
2012年6月，应用“清洗、清垢”的工艺措施，即采用本发明制备的润湿反转剂清洗油层孔喉，具有溶蚀碳酸盐、硫酸盐的清垢剂溶垢，措施后油井原油产量恢复到正常状态，产液为5.78m3/d，油为2.67t/d，含水为46.4％，有效期达400天以上。
实施例4
其中，烷基苯磺酸钠结构简式为R-C6H4-SO3Na，R为C10的烷基。
脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠结构简式为RO(CH2CH2O)n-SO3Na，R为C12的烷基，n＝2。
异构醇聚氧乙烯醚结构简式为RO(CH2CH2O)H，R为C10的烷基。
分散剂为异丙醇。
溶解促进剂为Na2CO3。
实施例5
其中，烷基苯磺酸钠结构简式为R-C6H4-SO3Na，R为C11的烷基。
脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠结构简式为RO(CH2CH2O)n-SO3Na，R为C13的烷基，n＝3。
异构醇聚氧乙烯醚结构简式为RO(CH2CH2O)H，R为C11的烷基。
分散剂为异丙醇。
溶解促进剂为甲基戊醇。
实施例6
其中，烷基苯磺酸钠结构简式为R-C6H4-SO3Na，R为C12的烷基。
脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠结构简式为RO(CH2CH2O)n-SO3Na，R为C14的烷基，n＝3。
异构醇聚氧乙烯醚结构简式为RO(CH2CH2O)H，R为C13的烷基。
分散剂为异丙醇。
溶解促进剂为脂肪酸聚乙二醇脂。
实施例7
其中，烷基苯磺酸钠结构简式为R-C6H4-SO3Na，R为C13的烷基。
脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠结构简式为RO(CH2CH2O)n-SO3Na，R为C15的烷基，n＝2。
异构醇聚氧乙烯醚结构简式为RO(CH2CH2O)H，R为C10的烷基。
分散剂为异丙醇。
溶解促进剂为Na2CO3。
本发明的润湿反转剂是利用电荷吸附的含亲油基团表面活性剂和油水两相分散剂相互作用，将油藏孔喉表面吸附的油相剥离，并通过电荷吸附亲水基团的表面活性剂，使油藏孔喉表面由亲油润湿相转变为亲水润湿相。该润湿反转剂具有低油水界面张力、润湿反转彻底、洗油效率高等优点，将该剂作为注水井降压增注预处理段塞，显著提高了油藏酸化、清垢等解堵措施的有效性。
Claims (4)
1.一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂，特征在于：按重量百分比计，包括如下组分：
烷基苯磺酸钠结构简式为R-C6H4-SO3Na，R为C10～C13的烷基；
脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠结构简式为RO(CH2CH2O)n-SO3Na，R为C12～C15的烷基，n＝2～3；
异构醇聚氧乙烯醚结构简式为RO(CH2CH2O)H，R为C10、C11或C13。
2.根据权利要求1所述的一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂，特征在于：分散剂为异丙醇。
3.根据权利要求1所述的一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂，特征在于：溶解促进剂为Na2CO3、甲基戊醇或脂肪酸聚乙二醇脂。
4.一种制备权利要求1-3中任意一项所述的提高低渗透储层油水井降压增注效果的润湿反转剂的方法，其特征在于，在反应釜内先将水、异构醇聚氧乙烯醚和分散剂混合均匀，然后搅拌至异构醇聚氧乙烯醚和分散剂溶解，再加入烷基苯磺酸钠和脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，持续搅拌4-5个小时后再加入溶解促进剂，搅拌均匀，得到润湿反转剂。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710539093.9A CN107384358B (zh) | 2017-07-04 | 2017-07-04 | 一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710539093.9A CN107384358B (zh) | 2017-07-04 | 2017-07-04 | 一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107384358A CN107384358A (zh) | 2017-11-24 |
| CN107384358B true CN107384358B (zh) | 2020-07-14 |
Family
ID=60335016
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710539093.9A Active CN107384358B (zh) | 2017-07-04 | 2017-07-04 | 一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107384358B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112961662A (zh) * | 2021-02-04 | 2021-06-15 | 杰瑞能源服务有限公司 | 一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法 |
| CN115975621A (zh) * | 2023-02-13 | 2023-04-18 | 河北工业职业技术学院 | 压裂液渗吸剂和压裂液 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105255470A (zh) * | 2015-11-10 | 2016-01-20 | 西南石油大学 | 一种复合纳米SiO2降压增注剂及其制备方法 |
| CN103865513B (zh) * | 2014-03-12 | 2016-08-10 | 中国石油大学(华东) | 一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法与应用 |
| CN106085401A (zh) * | 2016-06-07 | 2016-11-09 | 郑州东申石化科技有限公司 | 一种低渗透油田注水井用降压增注剂及其制备方法与应用 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8841240B2 (en) * | 2011-03-21 | 2014-09-23 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
-
2017
- 2017-07-04 CN CN201710539093.9A patent/CN107384358B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103865513B (zh) * | 2014-03-12 | 2016-08-10 | 中国石油大学(华东) | 一种表面活性剂自吸复合页岩水力压裂液及其制备方法与应用 |
| CN105255470A (zh) * | 2015-11-10 | 2016-01-20 | 西南石油大学 | 一种复合纳米SiO2降压增注剂及其制备方法 |
| CN106085401A (zh) * | 2016-06-07 | 2016-11-09 | 郑州东申石化科技有限公司 | 一种低渗透油田注水井用降压增注剂及其制备方法与应用 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107384358A (zh) | 2017-11-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10435618B2 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| CN103540304B (zh) | 强化采油用表面活性剂组合物及其制备方法 | |
| CN103740354B (zh) | 用于三次采油的表面活性剂组合物及其制备方法 | |
| CN103967462B (zh) | 使用粘弹性表面活性剂的驱油方法 | |
| CN103967463B (zh) | 强化驱油方法 | |
| CN104232044A (zh) | 用于三次采油的表面活性剂组合物、制备方法及应用 | |
| CN103468235A (zh) | 一种用于稠油热采的化学助剂及其应用 | |
| CN105385431A (zh) | 一种油田注水用纳米乳液增注剂及其制备方法，油田注水体系 | |
| CN107384358B (zh) | 一种用于提高低渗透储层注水井降压增注效果的润湿反转剂及其制备方法 | |
| CN112680206B (zh) | 一种表面活性剂组合物及其制备方法与应用 | |
| CN114752366A (zh) | 生物基类表面活性剂解堵增注剂及应用体系 | |
| CN114437703A (zh) | 一种压裂用高效复合起泡助排剂及其制备方法 | |
| CN104449633B (zh) | 一种原油表面活性剂及其制备方法和应用 | |
| CN104559989B (zh) | 烃基胺聚氧乙烯醚聚氧丙烯醚磺酸盐型甜菜碱 | |
| CN111548282B (zh) | 一种活性超分子溶垢剂合成方法及其应用 | |
| CN111073622B (zh) | 一种提高采收率用表面活性剂组合物及其制备方法和应用 | |
| CN113004882A (zh) | 一种微乳液型渗吸剂、其制备方法及驱油型压裂液体系 | |
| CN103773346B (zh) | 高效驱油用表面活性剂组合物及其制备方法 | |
| CN112724953B (zh) | 一种纳米降压增注驱油降粘一体剂及其制备方法和应用 | |
| WO2017174770A1 (en) | Composition and method for enhanced oil recovery from subterranean deposit | |
| CN111676005A (zh) | 一种基于孪连表面活性剂胶束结构的酸性解堵剂及其应用 | |
| CN115404066B (zh) | 基于破坏原油-岩石作用的驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN116023923B (zh) | 一种预防和/或解除水锁效应的组合物及其制备方法和应用 | |
| CN109207134A (zh) | 高效驱油用表面活性剂组合物及其制备方法 | |
| CN109135713A (zh) | 一种用于高矿化度采出水的清洁压裂液及其制备方法 |
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 |