CN112662388B - 一种驱油型水基压裂液的制备方法 - Google Patents
一种驱油型水基压裂液的制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112662388B CN112662388B CN202011529909.8A CN202011529909A CN112662388B CN 112662388 B CN112662388 B CN 112662388B CN 202011529909 A CN202011529909 A CN 202011529909A CN 112662388 B CN112662388 B CN 112662388B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing fluid
- oil
- liquid
- oil displacement
- surfactant
- 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
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明提供了一种驱油型水基压裂液的制备方法，具有压裂液和驱油剂双重功效，克服了常规阳离子型VES清洁压裂液在油气藏开采过程中遇到的吸附性伤害难题，提高了单井压裂增油效率，具备良好的实际操作性。该驱油型水基压裂液包括：非离子型表面活性剂、两性型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、螯合剂、无机盐、水以及纳米材料。其中非离子型表面活性剂为棕榈油二乙醇酰胺或椰子油二乙醇酰胺中的一种；两性表面活性剂为羟磺基甜菜碱或羧基甜菜碱中一种或两种；阴离子表面活性剂为石油磺酸三乙醇胺、十二烷基苯磺酸或十二烷基硫酸钠中一种或两种；螯合剂为乙二胺四乙酸钠；无机盐为氯化钾或氯化铵；纳米材料的粒径尺寸在10‑50nm之间。
Description
技术领域
本发明属于油气田压裂增产技术领域；具体涉及一种驱油型水基压裂液的制备方法。
背景技术
压裂是油气层开发的主要手段之一，压裂液是压裂施工的工作液，其性能直接影响到压裂施工的效率。三低油层具有“低压、低渗和低孔隙度”特点，一般植物胶类压裂液存在残渣大，低温破胶难，返排效率低等缺陷，很难适应此类油藏的压裂改造。VES阳离子型清洁压裂液具有残渣小、破胶快等优点，尤其适合此类油藏压裂改造，但是返排效率低，阳离子吸附严重，依旧制约该压裂液体系在油田的大规模应用。专利号为201710068691.2(一种驱油压裂液及其制备方法与应用)采用疏水聚合物、表面活性剂、破胶剂的等制备的压裂液不但具备清洁压裂液技术特点，同时也实现了压裂液由单一型压裂向多功能型压裂驱油的转化，提高了压裂施工效率，基本解决常规压裂液在“三低”油藏应用中存在的问题。但是该专利依旧存在以下不足：(1)由于该压裂液采用疏水聚合物作为压裂液的增稠剂，必须要加入破胶剂才能实现压裂液的破胶，因此很难解决低温环境下压裂液破胶难问题；(2)采用两性表面活性剂(甜菜碱或氧化胺)做驱油剂，使压裂液具备驱油作用，但是其抗盐性差，在油藏环境下很难自动形成具有一定粘弹性的蠕虫状胶束，减低了压裂破胶液的波及范围和驱油作用效果，很难满足现场施工对新技术的要求。
本发明是为解决上述问题而进行的，目的在于提供一种高效驱油型水基压裂液及其制备方法，满足特低渗油藏压裂施工对高效绿色多功能型工作液的需求，具有施工简单易行，应用效果显著等特点。
发明内容
本发明的目的是提供了一种驱油型水基压裂液的制备方法。
本发明是通过以下技术方案实现的：
本发明提供一种驱油型水基压裂液的制备方法，包括以下步骤：
步骤1，在50℃条件下，将两性表面活性剂、非离子型表面活性剂和螯合剂配制成一定浓度的水溶液，搅拌均匀后，冷却至室温，记为A液；所述两性表面活性剂与螯合剂的摩尔质量比为3:1-4:1；
步骤2，在50℃下，将石油磺酸和三乙醇胺按照摩尔比1:1进行中和反应，然后加入纳米二氧化硅，搅拌1-3h后，冷却至室温，记为B1液；
或
在50℃条件下，将阴离子型表面活性剂和氢氧化钾按照摩尔比为1:1进行中和反应，然后加入纳米二氧化硅，搅拌1-3h后，冷却至室温，记为B2液；
步骤3，将得到的A液、B液与0.5％无机盐水溶液按照体积比为1：1-1.5：50混合后搅拌均匀，即可得到驱油型压裂液，其中B液为B1液或B2液。
优选地，步骤1中，所述两表面活性剂为羟磺基甜菜碱或羧基甜菜碱一种或两种混合；其中羟磺基甜菜碱中烷基碳链长度在C8-C18之间；羧基甜菜碱中烷基碳链长度在C8-12之间。
优选地，步骤1中，所述非离子型表面活性剂为棕榈油二乙醇酰胺或椰子油二乙醇酰胺。
优选地，步骤2中，所述阴离子表面活性剂为石油磺酸三乙醇胺、十二烷基苯磺酸或十二烷基硫酸钠的一种或两种混合。
优选地，步骤2中，所述纳米材料为亲水性纳米二氧化硅。
优选地，步骤3中，所述无机盐为氯化钾或氯化铵。
本发明是为解决上述问题而进行的，目的在于提供一种高效的驱油压裂液及其制备方法，满足特低渗油藏的压裂发开需要，具有简单易行高效等特点。
在起初进行压裂液配方设计时，考虑到压裂液破胶液的驱油性，尽可能利用具有驱油作用的表面活性剂，使制备的压裂液满足携砂液具备粘度特性的同时，压裂施工后的破胶液还能兼有优良的驱油作用(具备较低的界面张力和表面张力等指标要求)。这样当压裂施工结束后，这种含有高浓度表面活性剂的破胶液不需强制返排出地层，而是借助于压裂时地面给地层增加的能量，使破胶液波及范围更大，同时剥离剩余油更多，提高压裂施工综合效率，最终实现压裂和驱油一体化的目标。另外，这种含有高浓度表面活性剂的破胶液在地层容易形成黏弹性蠕虫状胶束，在纳米材料协同作用下，更加有利于提高破胶液粘度，增大破胶液的波及范围和驱油效率，具有重要的推广和应用价值。
本发明所涉及的驱油型压裂液包括：两性型表面活性剂、非离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、螯合剂、无机盐以及纳米材料；
其中：
所述两性型表面活性剂为羟磺基甜菜碱或羧基甜菜碱中的一种或多种；
所述非离子型表面活性剂为椰子油二乙醇酰胺或棕榈油二乙醇酰胺中的一种；
所述阴离子型表面活性剂为石油磺酸三乙醇胺、十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠中的一种或多种；
所述的螯合剂为乙二胺四乙酸钠；
所述无机盐为氯化钾或氯化铵；
所述纳米粒子为亲水基纳米二氧化硅，尺寸介于10-50nm之间。
本发明具有以下优点：
(1)本发明制备压裂液不需要添加聚合物，依靠表面活性剂制备的具有一定粘弹性的表面活性剂型清洁压裂液，具备成本低、制备简单等特点；
(2)本发明制备的清洁压裂液具备压裂液和驱油剂双重功效；
(3)本发明引入纳米材料，提高压裂液粘度和破胶液的驱油效率；
(4)本发明实现了压裂驱油一体化的施工工艺，极大提高了施工效率，降低了施工费用等，具有复合、高效和环保等特点。
(5)本发明采用烷基磺基甜菜碱两性表面活性剂、植物油类非离子型表面活性剂、磺酸类阴离子表面活性剂和纳米材料复配就能制备成非阳离子型清洁压裂液体系，减少吸附伤害，同时满足压裂和驱油双重作用，使压裂液质量得到了质的提升。在压裂液制备时引入纳米材料，利用纳米材料的小尺寸效应、表面效应、润湿特性和剪切增稠特性等属性，同时提高压裂液性能和破胶液的驱油效率，解决传统压裂工作液在油气藏开采中遇到的技术难题。
附图说明
图1是本发明实例1压裂液剪切曲线图；
图2是本发明实施2压裂液剪切曲线图；
图3是本发明实施3压裂液剪切曲线图；
图4是本发明实施4压裂液剪切曲线图；
图5是本发明实施5压裂液剪切曲线图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。应当指出的是，以下的实施实例只是对本发明的进一步说明，但本发明的保护范围并不限于以下实施例。
实施例1
本实施例涉及一种驱油型压裂液的制备方法，包括以下步骤：
步骤1，在50℃条件下，将15g羟磺基甜菜碱C18，5g椰子油二乙醇酰胺；5g乙二胺四乙酸钠与25g水混合，搅拌1h后冷却至室温，称之A液。
步骤2，在50℃条件下，将5g十二烷基硫酸钠；10g石油磺酸三乙醇胺加入35g水中，然后加入5g异丙醇和20nm的二氧化硅0.3g，搅拌3h均后，冷却至室温，记为B液；
步骤3，将A液、B液与0.5％氯化铵或氯化钾水溶液按照体积比：5:1.5:50混合，可得到具有驱油型压裂液。
性能测试：
测试仪器：德国HAAKE公司MARS60流变仪，测量系统为D100/200,转子为P38；德国KRUSS公司的旋滴界面张力仪SITE100；瑞士百奥灵公司的表面张力仪SIGMA700；
测试温度：压裂液抗剪性实验温度为100℃；破胶液的表面张力和界面张力实验温度50℃；
原油：延长长2层原油；
配液水：延长长2地层水，矿化度4100.1Mg/L
按照实施例1制备的压裂液抗剪切曲线见图1，压裂液在100℃,170S-1下连续剪切80min后粘度为85mPa.s
原油和压裂液破胶液的界面张力为6.101×10-3mN/m，表面张力为28.01mN/m。
实施例2
本实施例涉及一种驱油型压裂液的制备方法，包括以下步骤：
步骤1，在50℃条件下，将8g羟磺基甜菜碱C18，7.0g羧磺基甜菜碱C12；5g乙二胺四乙酸钠，35g水混合，搅拌1h后冷却至室温，称之A液。
步骤2，在50℃条件下，将15g石油磺酸三乙醇胺盐加入30g水中，然后加入0.25g10nm纳米二氧化硅，搅拌3h均后，冷却至室温，记为B液；
步骤3，将A液、B液与0.5％氯化钾水溶液按照体积比：5:1.5:50混合，可得到具有驱油型压裂液。
性能测试：
测试仪器：德国HAAKE公司MARS60流变仪，测量系统为D100/200,转子为P38；德国KRUSS公司的旋滴界面张力仪SITE100；瑞士百奥灵公司的表面张力仪SIGMA700；
测试温度：压裂液抗剪性实验温度为100℃；破胶液的表面张力和界面张力实验温度50℃；
原油：延长长2层原油；
配液水：延长长2地层水，矿化度4100.1Mg/L
按照实施例2制备的压裂液抗剪切曲线见图2，压裂液在100℃,170S-1下连续剪切80min后粘度为61mPa.s
原油和压裂液破胶液的界面张力为7.621×10-3mN/m，表面张力为27.88mN/m。
实施例3
本实施例涉及一种驱油型压裂液的制备方法，包括以下步骤：
步骤1，在50℃条件下，将13g羟磺基甜菜碱C18，2g棕榈油二乙醇酰胺；5g乙二胺四乙酸钠与35g水混合，搅拌1h后冷却至室温，称之A液。
步骤2，在50℃条件下，将2g十二烷基硫酸钠；13g十二烷基苯磺酸钠加入30g水中，然后加入20nm的二氧化硅0.25g，搅拌3h均后，冷却至室温，记为B液；
步骤3，将A液、B液与0.5％氯化铵或氯化钾水溶液按照体积比：5:1.5:50混合，可得到具有驱油型压裂液。
性能测试：
测试仪器：德国HAAKE公司MARS60流变仪，测量系统为D100/200,转子为P38；德国KRUSS公司的旋滴界面张力仪SITE100；瑞士百奥灵公司的表面张力仪SIGMA700；
测试温度：压裂液抗剪性实验温度为100℃；破胶液的表面张力和界面张力实验温度50℃；
原油：延长长2层原油；
配液水：延长长2地层水，矿化度4100.1Mg/L
按照实施例3制备的压裂液抗剪切曲线见图3，压裂液在100℃,170S-1下连续剪切80min后粘度为75mPa.s
原油和压裂液破胶液的界面张力为8.402×10-3mN/m，表面张力为27.02mN/m。
实施例4
本实施例涉及一种驱油型压裂液的制备方法，包括以下步骤：
步骤1，在50℃条件下，将15g羟磺基甜菜碱C12，2g椰子油二乙醇酰胺；5g乙二胺四乙酸钠与35g水混合，搅拌1h后冷却至室温，称之A液。
步骤2，在50℃条件下，将13g石油磺酸三乙醇胺加入30g水中，然后加入10nm二氧化硅0.25g，搅拌3h均后，冷却至室温，记为B液；
步骤3，将A液、B液与0.5％氯化铵或氯化钾水溶液按照体积比：5:1.5:50混合，可得到具有驱油型压裂液。
性能测试：
测试仪器：德国HAAKE公司MARS60流变仪，测量系统为D100/200,转子为P38；德国KRUSS公司的旋滴界面张力仪SITE100；瑞士百奥灵公司的表面张力仪SIGMA700；
测试温度：压裂液抗剪性实验温度为100℃；破胶液的表面张力和界面张力实验温度50℃；
原油：延长长2层原油；
配液水：延长长2地层水，矿化度4100.1Mg/L
按照实施例4制备的压裂液抗剪切曲线见图4，压裂液在100℃,170S-1下连续剪切80min后粘度为50mPa.s
原油和压裂液破胶液的界面张力为9.101×10-3mN/m，表面张力为27.00mN/m。
实施例5
本实施例涉及一种驱油型压裂液的制备方法，包括以下步骤：
步骤1，在50℃条件下，将14g羟磺基甜菜碱C12，2g椰子油二乙醇酰胺；5g乙二胺四乙酸钠与35g水混合，搅拌1h后冷却至室温，称之A液。
步骤2，在50℃条件下，将14g十二烷基苯磺酸钠加入30g水中，然后加入10nm二氧化硅0.25g，搅拌3h均后，冷却至室温，记为B液；
步骤3，将A液、B液与0.5％氯化铵或氯化钾水溶液按照体积比：5:1.5:50混合，可得到具有驱油型压裂液。
性能测试：
测试仪器：德国HAAKE公司MARS60流变仪，测量系统为D100/200,转子为P38；德国KRUSS公司的旋滴界面张力仪SITE100；瑞士百奥灵公司的表面张力仪SIGMA700；
测试温度：压裂液抗剪性实验温度为100℃；破胶液的表面张力和界面张力实验温度50℃；
原油：延长长2层原油；
配液水：延长长2地层水，矿化度4100.1Mg/L
按照实施例5制备的压裂液抗剪切曲线见图5，压裂液在100℃,170S-1下连续剪切80min后粘度为44mPa.s
原油和压裂液破胶液的界面张力为9.610×10-3mN/m，表面张力为27.65mN/m。
本发明实施例1-5制备得到的产品试用方法如下：
压裂时，将一定体积A液、B液和0.5％盐水混合就可形成压裂液，然后压裂液与支撑剂在混砂车上一起混合均匀注入储层；
压裂结束后破胶液不需返排出地层，关井2-4小时，等待压裂液遇地层油破胶后，在地层压裂能量的作用下波及到裂缝以外或更远的地带，完成压裂和驱油双重作用。
表1
本发明涉及的上述实施例中测试方法：
(1)压裂液测定
测定仪器为美国热电MARS60,D100/200系统对压裂液抗剪切性进行测试；
由表1测试数据显示：不同配方的压裂液在100℃下，170s-1下连续剪切80min后的粘度45-85mPa.s之间；
(2)破胶液测定
采用瑞士SIGMA700表面张力仪和德国KRUSS SITE100界面张力仪对破胶液表面张力和界面张力进行测试；
由表1测试数据显示：在50℃下，延长长2原油/压裂液破胶液，表面张力为27.5-28.2mN/m，界面张力为6.1-9.6×10-3mN/m；破胶液粘度2.88-5.01mPa.s。
本发明采用烷基磺基甜菜碱两性表面活性剂、脂肪酸二乙醇酰胺非离子表面活性剂和磺酸类阴离子表面活性剂复配就能制备成具有多功能的压裂液体系，同时满足压裂液和驱油剂双重作用，实现压裂驱油一体化目标。在压裂液制备时引入纳米材料，利用纳米材料的小尺寸效应、表面效应、润湿特性和剪切增稠特性等属性，提高压裂液和破胶液的驱油使用效率，解决传统油气藏开采过程中的工程难题。
以上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述特定实施方式，本领域技术人员可以在权利要求的范围内做出各种变形或修改，这并不影响本发明的实质。
Claims (1)
1.一种驱油型水基压裂液的制备方法，其特征在于，具备压裂工作液和驱油双重作用，包括以下步骤：
步骤1，在50℃条件下，将两性型表面活性剂、非离子型表面活性剂和螯合剂配制成一定浓度的水溶液，搅拌均匀后，冷却至室温，记为A液；所述两性表面活性剂与螯合剂的摩尔质量比为3:1-4:1；
步骤2，在50℃下，将石油磺酸和三乙醇胺按照摩尔比1:1进行中和反应，然后加入纳米二氧化硅，搅拌1-3h后，冷却至室温，记为B1液；
或
在50℃条件下，将阴离子型表面活性剂和氢氧化钾按照摩尔比为1:1进行中和反应，然后加入纳米二氧化硅，搅拌1-3h后，冷却至室温，记为B2液；
步骤3，将得到的A液、B液与0.5％无机盐水溶液按照体积比为1：1-1.5：50混合后搅拌均匀，即可得到驱油型压裂液，其中B液为B1液或B2液；
步骤1中，所述两性表面活性剂为羟磺基甜菜碱或羧基甜菜碱一种或两种混合；其中羟磺基甜菜碱中烷基碳链长度在8-18之间；羧基甜菜碱中烷基碳链长度在8-12之间，所述非离子型表面活性剂为棕榈油二乙醇酰胺或椰子油二乙醇酰胺；
步骤2中，所述阴离子表面活性剂为石油磺酸三乙醇胺、十二烷基苯磺酸、十二烷基硫酸钠中的一种或两种混合，所述螯合剂为乙二胺四乙酸钠，所述纳米材料为亲水性纳米二氧化硅；
步骤3中，所述无机盐为氯化钾或氯化铵。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011529909.8A CN112662388B (zh) | 2020-12-22 | 2020-12-22 | 一种驱油型水基压裂液的制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011529909.8A CN112662388B (zh) | 2020-12-22 | 2020-12-22 | 一种驱油型水基压裂液的制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112662388A CN112662388A (zh) | 2021-04-16 |
| CN112662388B true CN112662388B (zh) | 2023-03-21 |
Family
ID=75407704
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011529909.8A Active CN112662388B (zh) | 2020-12-22 | 2020-12-22 | 一种驱油型水基压裂液的制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112662388B (zh) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113292979B (zh) * | 2021-05-20 | 2022-04-29 | 武汉大学 | 剪切增稠型蠕虫状胶束及其制备方法与应用 |
| CN115614015A (zh) * | 2021-07-12 | 2023-01-17 | 大庆油田有限责任公司 | 一种压裂增能驱油一体化工作液体系及其制备方法 |
| CN116004213B (zh) * | 2021-10-22 | 2024-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种表面活性剂/纳米颗粒复合驱油剂及其制备方法和应用 |
| CN116042206B (zh) * | 2021-10-28 | 2024-04-16 | 中国石油天然气集团有限公司 | 油气井压裂用粘弹性微纳米稠化剂、压裂液及制备方法 |
| CN114479819A (zh) * | 2022-01-24 | 2022-05-13 | 西安石油大学 | 一种稠化剂、压裂液及制备方法、压裂液的破胶方法及应用方法 |
| CN117185940B (zh) * | 2023-11-08 | 2024-02-02 | 成都赛璐石油科技有限公司 | 非对称两性Gemini表面活性剂及制备、压裂驱油剂制备及应用 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109401742A (zh) * | 2018-11-02 | 2019-03-01 | 中国石油大学(华东) | 一种由高矿化度地层水配制而成的耐温耐盐泡沫调驱体系 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NZ611150A (en) * | 2010-12-17 | 2015-01-30 | Akzo Nobel Chemicals Int Bv | Process and fluid to improve the permeability of sandstone formations using a chelating agent |
| CN104194766B (zh) * | 2014-09-12 | 2017-02-15 | 西安石油大学 | 一种清洁压裂液及其制备方法 |
| CN106566511B (zh) * | 2016-10-24 | 2019-03-01 | 中国石油大学(华东) | 一种表面活性剂胶束驱油剂 |
| WO2018219654A1 (de) * | 2017-05-30 | 2018-12-06 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung unterirdischer vorkommen mit hoher temperatur und salinität |
| CN110028944A (zh) * | 2019-05-09 | 2019-07-19 | 武汉大学 | 剪切增稠型驱油剂及其制备方法与在特低渗油藏中的应用 |
| CN111394086B (zh) * | 2020-04-27 | 2022-05-20 | 山东滨州昱诚化工科技有限公司 | 一种环保节水型压裂液的制备方法 |
| CN111518536B (zh) * | 2020-05-22 | 2023-01-13 | 德蓝水技术股份有限公司 | 一种压裂液用助排剂及制备方法 |
-
2020
- 2020-12-22 CN CN202011529909.8A patent/CN112662388B/zh active Active
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109401742A (zh) * | 2018-11-02 | 2019-03-01 | 中国石油大学(华东) | 一种由高矿化度地层水配制而成的耐温耐盐泡沫调驱体系 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| By X.F. 等.Research on oil displaced effect of multicomponet pore throat emulsion system.2017,第第3卷卷(第第3卷期),第13025-13031页. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112662388A (zh) | 2021-04-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112662388B (zh) | 一种驱油型水基压裂液的制备方法 | |
| CN103965852B (zh) | 含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法 | |
| CN102093874B (zh) | 阴离子型纳米复合清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN106350048B (zh) | 一种油井压裂用洗油剂及其制备方法和应用 | |
| CN104194766B (zh) | 一种清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN101362943A (zh) | 以含碳数在18～40的长链季铵盐制备耐温抗剪切新型清洁压裂液稠化剂 | |
| CN101812290A (zh) | 一种酸性清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN104194765A (zh) | 用于压裂施工的连续混配的液化聚合物增稠剂 | |
| CN104694103A (zh) | 一种具有油藏适应性的表面活性剂复配体系 | |
| CN103215018A (zh) | 一类双长链非离子型无碱驱油用表面活性剂的制备和应用 | |
| CN102977872A (zh) | 一种用于三次采油提高原油采收率的强化泡沫驱油剂及其制备方法 | |
| CN102181279A (zh) | 一种季铵盐型表面活性剂压裂液 | |
| CN104371689A (zh) | 一种超低界面张力表面活性剂复配体系及其制备方法 | |
| CA2840780A1 (en) | Sulfonated amphoteric surfactants for ior | |
| CN103756662A (zh) | 多功能不返排表面活性剂压裂液 | |
| CN109111910A (zh) | 一种清洁型空气泡沫压裂液 | |
| CN113736442A (zh) | 压裂液用低温速溶型耐盐一体化水性稠化剂及其制备方法 | |
| CN109971441A (zh) | 一种双连续相微乳液、其制备方法以及含有该微乳液的钻井液及其制备方法 | |
| CN111440604B (zh) | 一种自破乳型抗盐稠油冷采驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN103695149B (zh) | 一种硅片切割液 | |
| CN105131927B (zh) | 一种用于二元复合驱的表面活性剂及其制备方法 | |
| CN106433603A (zh) | 一种碳纳米管掺杂的压裂液体系 | |
| CN114058360B (zh) | 一种多功能悬浮浓缩压裂液及其制备方法 | |
| CN113652222B (zh) | 一种耐温耐盐阴离子表面活性剂清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN109880607A (zh) | 一种二元驱油剂及其应用 |
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 |