CN108624312A - 三元复合驱油井除垢剂及其配制方法与应用方法 - Google Patents
三元复合驱油井除垢剂及其配制方法与应用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108624312A CN108624312A CN201810375054.4A CN201810375054A CN108624312A CN 108624312 A CN108624312 A CN 108624312A CN 201810375054 A CN201810375054 A CN 201810375054A CN 108624312 A CN108624312 A CN 108624312A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- ternary composite
- scale remover
- composite drive
- drive well
- 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.)
- Pending
Links
- 239000011206 ternary composite Substances 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N N,N-bis{2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl}glycine Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(=O)O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical group OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical group [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical group NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 9
- 239000008187 granular material Substances 0.000 abstract description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract description 3
- 230000005520 electrodynamics Effects 0.000 abstract description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 9
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 5
- 101001112162 Homo sapiens Kinetochore protein NDC80 homolog Proteins 0.000 description 3
- 102100023890 Kinetochore protein NDC80 homolog Human genes 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 101100523490 Dictyostelium discoideum rab8A gene Proteins 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000006471 dimerization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 125000005624 silicic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 230000004083 survival effect Effects 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- 101100016657 Arabidopsis thaliana HEC2 gene Proteins 0.000 description 1
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000040710 Chela Species 0.000 description 1
- 101100411591 Dictyostelium discoideum rab8B gene Proteins 0.000 description 1
- 241000790917 Dioxys <bee> Species 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 101100148749 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) SAS2 gene Proteins 0.000 description 1
- 229910003978 SiClx Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 150000007529 inorganic bases Chemical group 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 150000007530 organic bases Chemical class 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 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
- C09K8/52—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
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
本发明公开了一种三元复合驱油井除垢剂及其配制方法与应用方法，属于采油工程技术领域，该除垢剂包括以下重量份的组分：螯合剂50～60份、分散剂0.2～2份、表面活性剂0.1～2份、增效剂45～50份和稳定剂0.1～2份。按照三元复合驱油井除垢剂、增效剂和水的质量比为2：1：5～7的比例，混合得到除垢液。本发明提供的三元复合驱油井除垢剂，通过阻止晶核形成，以及分散、阻止二氧化硅颗粒聚集，并采用了电动式和压差式两种加药工艺，井液中形成连续有效的防垢剂浓度，对硅酸盐垢和碳酸盐垢为主的油井结垢清除有较好的效果，延长检泵周期，促进生产平稳运行。
Description
技术领域
本发明属于采油工程技术领域，具体涉及一种三元复合驱油井除垢剂及其制法与应用方法。
背景技术
强碱三元复合驱技术是油田高含水后期进一步提高采收率的重要措施，在三元驱油体系注入地层的过程中，碱性的化学剂注入地层后，受地层温度、压力、离子组成和注入体系的pH值等因素的影响，油井出现严重的结垢，影响机采井生产。
目前三元复合驱结垢以硅酸盐垢和碳酸盐垢为主，其中，垢质成分初期是以硅酸盐为主，很快转为硅酸盐为主，硅酸盐含量越高，质地越坚硬，越难以清除，而现有技术普遍采用的酸性除垢剂对该类型垢清除作用有限，很难达到理想效果，而且还有腐蚀和环保等存续问题。
发明内容
本发明的目的是为了解决现有的酸性除垢剂除垢效果不好，并且具有腐蚀和环保等存续的问题，提供一种三元复合驱油井除垢剂及其制法与应用方法。
为了实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
三元复合驱油井除垢剂，包括以下重量份的组分：螯合剂50～60份、分散剂0.2～2份、表面活性剂0.1～2份、增效剂45～50份和稳定剂0.1～2份；所述螯合剂为氨基羧酸盐；所述增效剂为碱性剂。
进一步地，所述螯合剂为氨基三乙酸NTA或DTPA。
进一步地，所述分散剂为CMC或HEC。
进一步地，所述表面活性剂为阴离子表面活性剂。
进一步地，所述表面活性剂为SAS。
进一步地，所述增效剂为TEA或MEA中的一种或两种。
进一步地，所述稳定剂为Na2SO3。
三元复合驱油井除垢剂的配制方法，按照上述的三元复合驱油井除垢剂、增效剂和水的质量比为2：1：5～7的比例，在45～85℃下混合1～2小时，得到除垢液。
三元复合驱油井除垢剂的应用方法，包括以下步骤：
(1)计算上述的除垢液的用量；
(2)注入清水5～10m3；
(3)注入除垢剂5～10m3；
(4)替挤清水5～8m3；
(5)关井反应48h，反排后开井生产。
与现有技术相比本发明的有益效果是：
二氧化硅颗粒形成的过程是：正硅酸通过二聚、多聚形成晶核，进而形成二氧化硅颗粒；二氧化硅颗粒聚集的过程是：多个二氧化硅小颗粒通过表面接触、颗粒聚焦形成二氧化硅大颗粒。本发明提供的三元复合驱油井除垢剂，通过阻止晶核形成，以及分散、阻止二氧化硅颗粒聚集，并采用了电动式和压差式两种加药工艺，井液中形成连续有效的防垢剂浓度，对硅酸盐垢和碳酸盐垢为主的油井结垢清除有较好的效果，延长检泵周期，促进生产平稳运行。
具体实施方式
本发明提供的三元复合驱油井除垢剂，包括以下重量份的组分：螯合剂50～60份、分散剂0.2～2份、表面活性剂0.1～2份、增效剂45～50份和稳定剂0.1～2份。
所述螯合剂为氨基三乙酸NTA或DTPA。作用为结合，分散积垢。
所述分散剂为CMC或HEC。其作用为分散，悬浮污垢。
所述表面活性剂为SAS。其作用为润湿、渗透、乳化，分散和除油。
所述增效剂为TEA或MEA中的一种或两种。其作用为促进螯合剂，结合金属离子，分散去油。
所述稳定剂为Na2SO3。其作用为稳定金属离子价态。
三元复合驱结垢以硅酸盐垢和碳酸盐垢为主，其中，垢质成分初期是以硅酸盐为主，很快转为硅酸盐为主，硅酸盐含量越高，质地越坚硬，越难以清除。二氧化硅颗粒形成的过程是：正硅酸通过二聚、多聚形成晶核，进而形成二氧化硅颗粒；二氧化硅颗粒聚集的过程是：多个二氧化硅小颗粒通过表面接触、颗粒聚焦形成二氧化硅大颗粒。
本发明提供的三元复合驱油井除垢剂的作用原理是阻止二氧化硅的晶核形成，以及分散、阻止二氧化硅颗粒聚集，其中，除垢剂中的表面活性剂可有效降低油水界面张力，使垢质表面具有水湿特性；分散剂可降低附着在盐垢表面的微粒之间的黏合力，使其在螯合剂的作用下自动分散于溶液中；渗透剂可使除垢剂快速渗透到垢质内部，使除垢剂与垢质充分接触、作用，将油田碳酸盐垢和硅酸盐垢支解、破碎、溶解，最终达到除垢目的。
为了使本领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面将结合实施例对本发明作进一步的详细介绍。实施例中所用试剂均为市售产品。
实施例1
三元复合驱油井除垢剂：称取NTA50份、CMC0.2份、SAS 0.1份、TEA50份和Na2SO30.1份。
除垢液：取三元复合驱油井除垢剂2份、MEA 1份和水5份，在45℃下混合2小时。
实施例2
三元复合驱油井除垢剂：称取NTA60份、HEC2份、SAS2份、TEA45份和Na2SO31份。
除垢液：取三元复合驱油井除垢剂2份、TEA 0.5份、MEA0.5份和水5份，在85℃下混合1小时。
实施例3
三元复合驱油井除垢剂：称取DTPA50份、HEC1份、SAS1份、TEA45份和Na2SO31份。
除垢液：取三元复合驱油井除垢剂3份、MEA 1份和水4份，在65℃下混合1.5小时。
实施例4
三元复合驱油井除垢剂：称取DTPA60份、CMC1份、SAS1份、MEA50份和Na2SO31份。
除垢液：取三元复合驱油井除垢剂2份、TEA 1份和水5份，在85℃下混合2小时。
对比例1
三元复合驱油井除垢剂：称取PASP50份、CMC0.2份、SAS 0.1份、TEA50份和Na2SO30.1份。
除垢液：取三元复合驱油井除垢剂2份、TEA 1份和水5份，在45℃下混合2小时。
对比例2
三元复合驱油井除垢剂：称取NTA50份、CMC0.2份、SAS 0.1份、TEA50份和Na2SO30.1份。
除垢液：取三元复合驱油井除垢剂2、TEA 0.5和水5.5，在85℃下混合1小时。
对比例3
三元复合驱油井除垢剂：称取NTA40份、CMC0.2份、SAS 0.1份、TEA60份和Na2SO30.1份。
除垢液：取三元复合驱油井除垢剂2份、TEA 1.5份和水4.5份，在45℃下混合2小时。
对比例4
三元复合驱油井除垢剂：称取NTA60份、CMC0.2份、SAS 0.1份、TEA40份和Na2SO30.1份。
除垢液：取三元复合驱油井除垢剂2份、TEA 1份和水5份，在85℃下混合1小时。
试验例1性能试验
取油井结垢垢样A和垢样B进行分析，其中，垢样A为井筒垢，其机械性能松散、易碎、易除；垢样B为泵挂垢，其机械性能坚硬、难碎、难除。垢样A和垢样B的成分分析结果见表1。
表1垢样A和垢样B成分分析
除垢性能：参照SY/T 5405-1996的试验方法，分别将垢样A或垢样B放入实施例1～4及对比例1～4制备的除垢液中，控温45℃或85℃，每两小时观察垢样溶解、分散状况，持续48小时。除垢性能评价标准见表2，除垢和腐蚀结果见表4和表5。
表2除垢性能评价标准
| 目视法 | 差 | 一般 | 强 |
| 除垢率 | <50％ | 50％-85％ | >85％ |
腐蚀性能：参照SY/T 5405-1996的试验方法，分别将H64黄铜试片、N80钢试片、L64钢试片和丁腈橡胶试片放入实施例1～4及对比例1～4制备的除垢液中，控温45℃或85℃，每24小时观察一次试片腐蚀状况，持续48小时。腐蚀性能评价标准见表3，除垢和腐蚀结果见表4和表5。
表3腐蚀性能评价标准
表4实施例1～4及对比例1～4制备的除垢液溶垢率和腐蚀情况结果(条件：85℃)
表5实施例1～4及对比例1～4制备的除垢液溶垢率和腐蚀情况结果(条件：45℃)
试验结果表明，螯合除垢剂对硅酸盐垢和碳酸盐垢为主的油井结垢清除有显著的效果，而且增效剂对除垢有促进作用。本发明所选用有机碱和无机碱多种成份复合组成的复合碱剂增效剂，对本发明的三元复合驱油井除垢剂有明显的增效作用。45℃或85℃24hr溶垢率达80％以上，48hr溶垢率达95％以上，几乎全部散开。85℃12hr即有较好溶垢效果，达65％。综上，温度越高，时间越长，溶垢效果越好。
试验例2
针对厂家三元复合驱油井除垢要求，我们拟采用螯合除垢剂和增效剂2剂组合进行施工，2013年8-12月份对南六三元复合驱结垢严重、电流上升、频繁偷停的11口进行了现场除垢试验。
HT三元复合清垢阻垢剂现场pH值检测为9.5～10之间，呈弱碱性。
(一)除垢剂用量设计
根据酸化除垢剂室内实验效果及评价，优选三元复合驱油井除垢剂用量。三元复合驱油井除垢剂的用量计算以∮76mm油管深度1000m计算，油套环空内体积为7.54m3，油管内体积为4.53m3，考虑到施工过程中的药液损失量及注入过程中被稀释部分，三元复合驱油井除垢剂能够有效到达浸泡结垢严重部位，实现除垢目的，单井注入药剂量为10m3，三元复合驱油井除垢剂配比20％，单井三元复合驱油井除垢剂用量2t。
(二)除垢施工工艺
现场施工采用先热洗清蜡，然后注入三元复合驱油井除垢剂，关井反应48h后注清水返排。施工工序为：
1、施工时，按照三元复合驱油井除垢剂、增效剂和水的质量比为2：1：7的比例，在45～85℃下混合1～2小时，得到除垢液10t，其中含三元复合驱油井除垢剂2t；
2、井场布置要合理，高压区距井口的距离不能小于20m，排液管线出口不能在上风头；
3、施工前施工单位需与小队核实并进行现场气体检测，在保证该井及邻近井区未发现有毒有害气体后方可施工；
4、连接地面管汇，清水试压25Mpa，稳压10min，压力不降为合格；
5、注入清水5～10m3，注入除垢剂溶液5～10m3，替挤清水5～8m3；
6、关井反应48小时；
7、缓慢打开套管出口阀门，放掉环套中的压力，开井生产。
除垢措施前后的故障结果对比见表6。
表6除垢措施前后数据统计表
综上，试验11口井，其中10口井措施后效果明显，措施后电流下降8.2A，日产液上升10.2吨，泵效上升9.7个百分点，单井增液幅度达到35.5％。
以上只通过说明的方式描述了本发明的某些示范性实施例，毋庸置疑，对于本领域的普通技术人员，在不偏离本发明的精神和范围的情况下，可以用各种不同的方式对所描述的实施例进行修正。因此，上述实施例和描述在本质上是说明性的，不应理解为对本发明权利要求保护范围的限制。
Claims (9)
1.三元复合驱油井除垢剂，其特征在于，包括以下重量份的组分：螯合剂50～60份、分散剂0.2～2份、表面活性剂0.1～2份、增效剂45～50份和稳定剂0.1～2份；
所述螯合剂为氨基羧酸盐；所述增效剂为碱性剂。
2.如权利要求1所述的三元复合驱油井除垢剂，其特征在于，所述螯合剂为氨基三乙酸NTA或DTPA。
3.如权利要求1所述的三元复合驱油井除垢剂，其特征在于，所述分散剂为CMC或HEC。
4.如权利要求1所述的三元复合驱油井除垢剂，其特征在于，所述表面活性剂为阴离子表面活性剂。
5.如权利要求4所述的三元复合驱油井除垢剂，其特征在于，所述表面活性剂为SAS。
6.如权利要求1所述的三元复合驱油井除垢剂，其特征在于，所述增效剂为TEA或MEA中的一种或两种。
7.如权利要求1所述的三元复合驱油井除垢剂，其特征在于，所述稳定剂为Na2SO3。
8.如权利要求1所述的三元复合驱油井除垢剂的配制方法，其特征在于，按照权利要求1所述的三元复合驱油井除垢剂、增效剂和水的质量比为2：1：5～7的比例，在45～85℃下混合1～2小时，得到除垢液。
9.如权利要求1所述的三元复合驱油井除垢剂的应用方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)计算权利要求8所述的除垢液的用量；
(2)注入清水5～10m3；
(3)注入除垢剂5～10m3；
(4)替挤清水5～8m3；
(5)关井反应48h，反排后开井生产。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810375054.4A CN108624312A (zh) | 2018-04-24 | 2018-04-24 | 三元复合驱油井除垢剂及其配制方法与应用方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810375054.4A CN108624312A (zh) | 2018-04-24 | 2018-04-24 | 三元复合驱油井除垢剂及其配制方法与应用方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108624312A true CN108624312A (zh) | 2018-10-09 |
Family
ID=63694539
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810375054.4A Pending CN108624312A (zh) | 2018-04-24 | 2018-04-24 | 三元复合驱油井除垢剂及其配制方法与应用方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108624312A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109575894A (zh) * | 2018-12-29 | 2019-04-05 | 大庆紫源石油科技开发有限公司 | 一种油田化学采油用中性解堵剂及其制备方法 |
| CN115612471A (zh) * | 2021-07-15 | 2023-01-17 | 大庆油田有限责任公司 | 一种适用于三元复合驱硅垢去除剂 |
| CN116135947A (zh) * | 2021-11-18 | 2023-05-19 | 大庆油田有限责任公司 | 一种抑制三元复合驱注入液中悬浮物生成的方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020162487A1 (en) * | 1999-07-13 | 2002-11-07 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Storable composition and slurries and use of same for cementing oil and gas wells |
| CN103834377A (zh) * | 2014-03-11 | 2014-06-04 | 范金彪 | 三元复合驱油井清垢防垢解堵剂 |
| CN106147735A (zh) * | 2016-07-01 | 2016-11-23 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种钡锶钙除垢剂及其制备方法 |
-
2018
- 2018-04-24 CN CN201810375054.4A patent/CN108624312A/zh active Pending
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020162487A1 (en) * | 1999-07-13 | 2002-11-07 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Storable composition and slurries and use of same for cementing oil and gas wells |
| CN103834377A (zh) * | 2014-03-11 | 2014-06-04 | 范金彪 | 三元复合驱油井清垢防垢解堵剂 |
| CN106147735A (zh) * | 2016-07-01 | 2016-11-23 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种钡锶钙除垢剂及其制备方法 |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109575894A (zh) * | 2018-12-29 | 2019-04-05 | 大庆紫源石油科技开发有限公司 | 一种油田化学采油用中性解堵剂及其制备方法 |
| CN109575894B (zh) * | 2018-12-29 | 2020-04-21 | 黑龙江益瑞化工有限公司 | 一种油田化学采油用中性解堵剂及其制备方法 |
| CN115612471A (zh) * | 2021-07-15 | 2023-01-17 | 大庆油田有限责任公司 | 一种适用于三元复合驱硅垢去除剂 |
| CN115612471B (zh) * | 2021-07-15 | 2023-07-18 | 大庆油田有限责任公司 | 一种适用于三元复合驱硅垢去除剂 |
| CN116135947A (zh) * | 2021-11-18 | 2023-05-19 | 大庆油田有限责任公司 | 一种抑制三元复合驱注入液中悬浮物生成的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108624312A (zh) | 三元复合驱油井除垢剂及其配制方法与应用方法 | |
| CN104194759B (zh) | 油田采油地层中性解堵剂组合物及其制备方法 | |
| CN106147736B (zh) | 一种油田井筒清洗和地层除垢的解堵剂及其制备和应用 | |
| CN104293333A (zh) | 油田采油中性解堵剂组合物及其制备方法 | |
| CN109575894B (zh) | 一种油田化学采油用中性解堵剂及其制备方法 | |
| CN102888214B (zh) | 一种乳液型油井降粘清防蜡剂及其使用方法 | |
| MX2013011702A (es) | Metodo y composiciones para la recuperacion mejorada de petroleo. | |
| CN106833576A (zh) | 一种清防垢剂及其制备方法 | |
| CN111333289A (zh) | 含油污泥处理剂及使用方法和含油污泥的清洗方法 | |
| CN105238379B (zh) | 一种气井酸化用长效缓蚀剂及其配制方法和使用方法 | |
| CN102908888B (zh) | 硫化亚铁及含硫化氢气体清洗钝化装置、方法及应用 | |
| CN102040992B (zh) | 二氧化碳吞吐强化采油用的防杆卡液及其加注方法 | |
| CN104726082B (zh) | 一种应用于三元复合驱的有机碱清垢剂及其制备方法 | |
| CN106350047B (zh) | 一种油气田用缓蚀剂及其制备方法 | |
| CN106854461A (zh) | 一种高渗透快速注水井除垢剂的制备方法 | |
| CN101955764A (zh) | 无固相钻井液滤饼解除体系 | |
| CN108641694A (zh) | 一种油井用清垢剂及其制备方法 | |
| CN107699220A (zh) | 海上油田修井用进攻型修井液体系及其制备方法和应用 | |
| CN108441200A (zh) | 无机解堵剂及其制备方法 | |
| CN103525388A (zh) | 一种消除井筒内硫化氢的化学配方 | |
| CN115124988B (zh) | 防硫沉积泡沫排水剂 | |
| US10668510B2 (en) | Compositions, systems, and methods for removing iron sulfide scale from oilfield components | |
| CN105199704A (zh) | 一种清洁压裂液的破胶剂及使用方法 | |
| CN105443104B (zh) | 聚合物驱堵塞井酸化后解堵方法 | |
| CN108570314A (zh) | 应用于注水井砂岩解堵的解堵液及其制备方法 |
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 | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20181009 |