CN113621360A - 一种稠油降粘剂及其应用 - Google Patents

一种稠油降粘剂及其应用 Download PDF

Info

Publication number
CN113621360A
CN113621360A CN202010371489.9A CN202010371489A CN113621360A CN 113621360 A CN113621360 A CN 113621360A CN 202010371489 A CN202010371489 A CN 202010371489A CN 113621360 A CN113621360 A CN 113621360A
Authority
CN
China
Prior art keywords
viscosity
thick oil
mol
viscosity reducer
sulfonate
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
Application number
CN202010371489.9A
Other languages
English (en)
Inventor
吴川
张祖国
王海波
唐萍
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Exploration and Production Research Institute
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Exploration and Production Research Institute
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Exploration and Production Research Institute filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN202010371489.9A priority Critical patent/CN113621360A/zh
Publication of CN113621360A publication Critical patent/CN113621360A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

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
    • C09K8/588—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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
    • C08F289/00—Macromolecular compounds obtained by polymerising monomers on to macromolecular compounds not provided for in groups C08F251/00 - C08F287/00
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

本发明提供了一种稠油降粘剂及其应用。其包括稠油降粘化合物、磺酸盐和碳酸钠；其中所述稠油降粘化合物如由A、B和C三种结构单元组成的结构式I所示，
Figure DDA0002478453830000011
其中，R1为腐殖酸基，R1的数均分子量为200至1000；R2为‑CH2CH2N+((CH2)LCH3)2CH3Z‑、‑CH2CH2N+((CH2)SCH3)(CH3)2Z‑、‑CH2CH2N+CH3((CH2)pCH3)2Z‑和‑CH2CH2N+((CH2)T CH3)3Z中的一种，其中，Z为氯或溴，L、S、P和T独立地为自然数；R4为H或甲基；m、n、X和Y为各单元的摩尔百分含量。

Description

一种稠油降粘剂及其应用
技术领域
本发明提供了一种稠油降粘剂。
背景技术
我国稠油资源丰富，目前主要以蒸汽吞吐热采开采为主，但多轮次吞吐后期产量递减快，生产周期短，油汽比低，稳产难度大，且注汽导致套损频繁。因此人们希望新的方法提高开发效果。
发明内容
本发明之一提供了一种降粘剂，其包括稠油降粘化合物、磺酸盐和碳酸钠；其中所述稠油降粘化合物如由A、B和C三种结构单元组成的结构式I所示，
Figure BDA0002478453810000011
其中，R1为腐殖酸基，R1的数均分子量为200至1000；R2为-CH2CH2N+((CH2)LCH3)2CH3Z-、-CH2CH2N+((CH2)SCH3)(CH3)2Z-、-CH2CH2N+CH3((CH2)pCH3)2Z-和-CH2CH2N+((CH2)TCH3)3Z中的一种，其中，Z为氯或溴，L、S、P和T独立地为自然数；R4为H或甲基；
m、n、X和Y为各单元的摩尔百分含量。
在一个具体实施方式中，在所述稠油降粘化合物中，L、S、P和T独立地为自然数2至15之间的自然数。
在一个具体实施方式中，在所述稠油降粘化合物中，R2为式II、式III、式IV和式V所示中的一种；
Figure BDA0002478453810000021
在一个具体实施方式中，在所述稠油降粘化合物中，R1为式VI和式VII中的一种，
Figure BDA0002478453810000022
其中，R为芳香基和/或脂肪基。
在一个具体实施方式中，在式VII中，R为芳香基。
在一个具体实施方式中，在所述稠油降粘化合物中，m为50mol％至88mol％，n为10mol％至50mol％，X为0.1mol％至1mol％，Y为0.1mol％至15mol％。
在一个具体实施方式中，在所述稠油降粘化合物中，m为67mol％至80mol％，n为16mol％至20mol％，X为0.5mol％至1mol％，Y为3.5mol％至12mol％。
在一个具体实施方式中，所述稠油降粘化合物的粘均分子量为50万至1200万。
在一个具体实施方式中，所述稠油降粘化合物的粘均分子量为190万至850万。
在一个具体实施方式中，所述磺酸盐为十二烷基磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠、异丙基苯磺酸钠、二甲苯磺酸钠和对甲苯磺酸钠中的至少一种。
在一个具体实施方式中，以所述降粘剂的总质量计作100％，所述稠油降粘化合物的含量为10％至50％，所述磺酸盐的含量为10％至60％，所述碳酸钠的含量为10％至80％。
本发明之二提供了一种包括根据本发明之一中任意一项所述的降粘剂的水剂，所述水剂还包括水，其中，所述降粘剂在所述水剂中的质量含量为0.2％至1.5％。
本发明之三提供了根据本发明之一中任意一项所述的降粘剂或本发明之二所述的水剂在稠油降粘中的应用。
在一个具体实施方式中，所述水剂与所述稠油的质量比为3:7至1:1。
在一个具体实施方式中，所述水剂与所述稠油的作用时间为2至4小时。
在一个具体实施方式中，所述水剂与所述稠油静置作用。
在一个具体实施方式中，所述降粘剂或所述水剂应用于冷采低效井、蒸汽吞吐后期低效井和蒸汽注不进井中的一种。
此外，本发明还提供了制备如本发明之一任意一项所述的降粘剂中的所述稠油降粘化合物的方法包括如下步骤：
1)将各化合物单体分散在水中，调节pH值后得到单体混合液；
2)向所述单体混合液中加入引发剂后进行聚合反应，得到聚合反应物；
3)将所述聚合反应物干燥后得到粉末状的所述稠油降粘化合物。
在一个具体实施方式中，pH值为8至9。
在一个具体实施方式中，构成结构单元A的单体为(甲基)丙烯酰胺类单体和(甲基)丙烯酸类单体。
在一个具体实施方式中，所述(甲基)丙烯酰胺类单体为(甲基)丙烯酰胺。
在一个具体实施方式中，所述(甲基)丙烯酸类单体为(甲基)丙烯酸和/或(甲基)丙烯酸盐。
在一个具体实施方式中，甲基丙烯酸盐为甲基丙烯酸钠。
在一个具体实施方式中，构成结构单元B的单体如式VIII所示，
Figure BDA0002478453810000031
在一个具体实施方式中，构成结构单元C的单体如IX所示，
Figure BDA0002478453810000041
在一个具体实施方式中，在加入引发剂前，通入氮气20至40分钟的氮气，并在氮气条件下加入所述引发剂。
在一个具体实施方式中，所述引发剂为过硫酸铵和/或亚硫酸钠。
在一个具体实施方式中，在18至30℃下聚合反应5至6小时。
在一个具体实施方式中，(甲基)丙烯酰胺类单体、(甲基)丙烯酸类单体、构成结构单元B的单体和构成结构单元C的单体的摩尔比为(50-88)：(10-50)：(0.1-1)：(1-15)。
在一个具体实施方式中，(甲基)丙烯酰胺类单体、(甲基)丙烯酸类单体、构成结构单元B的单体和构成结构单元C的单体的摩尔比为(67-80)：(16-20)：(0.5-1)：(3.5-12)。
在一个具体实施方式中，以单体混合液的总质量为100％计，各单体的总含量为20％至30％。
在一个具体实施方式中，以单体混合液的总质量为100％计，引发剂的总含量为0.02％至0.15％。
本发明的有益效果：
本发明的降粘剂属于冷采降粘剂，主要应用于冷采低效井、蒸汽吞吐后期低效井、蒸汽注不进井等，可以在无需机械搅拌的条件下自发与稠油接触，快速的分散稠油，剥离、携带、运移，高效的分散稠油以及解堵，能够实现“由内向外”大幅度降低稠油粘度，有利于稠油地层流动及井筒举升。
现场应用证明其可显著提高油井产量，相对注汽吞吐，显著降低成本，吨油增油成本至少约为上一个蒸汽吞吐周期的30％-50％。
此外，通过降粘率可以说明本发明的降粘剂稳定性好，普适性强；且施工工艺简单，操作安全可靠，完善了目前稠油的开发方式，提到稠油油藏开发效益，具有广泛的应用前景和推广价值。
附图说明
图1显示了楼51102井前期热采和本发明的冷采生产对比的曲线图。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明实施例仅为示例性的说明，该实施方式无论在任何情况下均不构成对本发明的限定。
使用RV DV-II型可编程旋转粘度仪(美国BROOKFIELD公司)测定粘度。
分子量M的测定方法：使用乌氏粘度计测定特性粘数[η]，并将测得的[η]代入下面公式中计算得到；
M＝802[η]1.25
本发明的稠油降粘化合物可通过调节分子量、分子量分布以及荷电特性作用的结构单元单体、高空间位阻结构单元单体和高表面活性结构单元单体在引发剂作用下聚合而成；聚合反应可以为悬浮聚合、乳液聚合、溶液聚合、沉淀聚合等聚合方法。
典型的制备方法可以为：在水体系中通过搅拌的方式分散或溶解各单体，在氮气保护下引发聚合形成稠油降粘化合物。
制备稠油降粘化合物所采用的单体均可直接商购获得，或依据现有技术直接制备得到，一些单体的合成路线在具体实施例中有详细说明。
构成如式I中的结构单元B的单体如式1)。
Figure BDA0002478453810000051
如式1)所示的化合物的合成路线如式2)：
Figure BDA0002478453810000052
实施例1
稠油降粘化合物1#
先将占总反应体系重量70wt％的水加入反应釜中，再将占总反应体系重量30wt％的各种单体加入反应釜，各重复单元的摩尔百分数m、n、x、y依次为80％、16％、0.5％、3.5％，搅拌使它们完全溶解，并向其中加入pH值调节剂调节反应溶液，使其pH为8，通氮气30min以除去其中的氧气。在氮气保护下加入0.15wt％的引发剂过硫酸铵和亚硫酸钠(过硫酸铵和亚硫酸钠的质量比为2:1；以混合物体系的总质量为100％计)，再通氮气10min后封口，在18℃下反应，反应约5h反应结束，反应完全。所得产品经过干燥，得到粉末状的如式4)所示的稠油降粘化合物，经测定其粘均分子量为850×104。
各单体如下：
构成结构单元A的单体为(甲基)丙烯酰胺和(甲基)丙烯酸钠；构成结构单元B的单体如式1)所示，R为芳香基，数均分子量为600；构成结构单元C的单体如式3)所示。
Figure BDA0002478453810000061
实施例2
稠油降粘化合物2#
先将占总反应体系重量3/4的水加入反应釜中，再将占总反应体系重量1/4的各种单体加入反应釜，各重复单元的摩尔百分数m、n、x、y依次为75％、20％、0.75％、4.25％，搅拌使它们完全溶解，并向其中加入pH值调节剂调节反应溶液，使其pH为8，通氮气40min除去其中的氧气。在氮气保护下加入0.1wt％的引发剂过硫酸铵和亚硫酸钠(过硫酸铵和亚硫酸钠的质量比为1:1；以混合物体系的总质量为100％计)，再通氮气10min后封口，在25℃下反应，反应约5h反应结束，反应完全。所得产品经过干燥，得到粉末状的如式6)所示的稠油降粘化合物，经测定其粘均分子量为610×104。
构成结构单元A的单体为(甲基)丙烯酰胺和(甲基)丙烯酸钠；构成结构单元B的单体如式1)所示，R为芳香基，数均分子量为200；构成结构单元C的单体如式5)所示。
Figure BDA0002478453810000071
实施例3
稠油降粘化合物3#
先将占总反应体系重量3/4的水加入反应釜中，再将占总反应体系重量1/4的各种单体加入反应釜，各重复单元的摩尔百分数m、n、x、y依次为70％、20％、1％、9％，搅拌使它们完全溶解，并向其中加入pH值调节剂调节反应溶液，使其pH为9，通氮气30min除去其中的氧气。在氮气保护下加入0.1wt％的引发剂过硫酸铵和亚硫酸钠(过硫酸铵和亚硫酸钠的质量比为2:1；以混合物体系的总质量为100％计)，再通氮气10min后封口，在25℃下反应，反应约6h反应结束，反应完全。所得产品经过干燥，得到粉末状的如式8)所示的稠油降粘化合物，经测定其粘均分子量为420×104。
构成结构单元A的单体为(甲基)丙烯酰胺和(甲基)丙烯酸钠；构成结构单元B的单体如式1)所示，R为脂肪基，数均分子量为1000；构成结构单元C的单体如式7)所示。
Figure BDA0002478453810000081
实施例4
稠油降粘化合物4#
制备方法：
先将占总反应体系重量4/5的水加入反应釜中，再将占总反应体系重量1/5的各种单体加入反应釜，各重复单元的摩尔百分数m、n、x、y依次为67％、20％、1％、12％，搅拌使它们完全溶解，并向其中加入pH值调节剂调节反应溶液，使其pH为9左右，通氮气30min除去其中的氧气。在氮气保护下加入0.02wt％的引发剂过硫酸铵和亚硫酸钠(过硫酸铵和亚硫酸钠的质量比为2:1；以混合物体系的总质量为100％计)，再通氮气10min后封口，在30℃下反应，反应约6h反应结束，反应完全。所得产品经过干燥，得到粉末状的如式10)所示的稠油降粘化合物，经测定其粘均分子量为190×104。
构成结构单元A的单体为(甲基)丙烯酰胺和(甲基)丙烯酸钠；构成结构单元B的单体如式1)所示，R为芳香基，数均分子量为600；构成结构单元C的单体如式9)所示。
Figure BDA0002478453810000091
降粘剂的制备
实施例5
稠油降粘化合物1#：30质量份
磺酸盐：十二烷基磺酸钠40质量份
碳酸钠：30质量份
将稠油降粘化合物1#溶解于49900份水中，再加入磺酸盐和碳酸钠，溶解，水配制成质量分数0.2％的水剂1#。
选用4900mPa.S(50℃脱气粘度)的稠油。
将水剂与稠油以3:7的质量比在整个过程无需搅拌的情况下混合，即43g的水剂加入到100g稠油中，在50℃(即地层温度)下静置作用4h，反应后稠油的粘度为102mPa.S，降粘率达到97.9％。
实施例6
稠油降粘化合物1#：10质量份
磺酸盐：十二烷基磺酸钠10质量份
碳酸钠：80质量份
将稠油降粘化合物1#溶解于19900份水中，再加入磺酸盐和碳酸钠，溶解，配制成质量分数0.5％的水剂2#。
选用8890mPa.S(50℃脱气粘度)的稠油。
将水剂与稠油以3:7的质量比在整个过程无需搅拌的情况下混合，即43g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在55℃(即地层温度)下静置作用3h，反应后稠油的粘度为360mPa.S，降粘率达到96％。
实施例7
稠油降粘化合物1#：50质量份
磺酸盐：十二烷基磺酸钠40质量份
碳酸钠：10质量份
将稠油降粘化合物1#溶解于19900份水中，再加入磺酸盐和碳酸钠，溶解，配制成质量分数0.5％的水剂3#。
选用9580mPa.S(50℃脱气粘度)的稠油。
将水剂与稠油以4:6的质量比在整个过程无需搅拌的情况下混合，即66.7g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在50℃(即地层温度)下静置作用4h，反应后稠油的粘度为410mPa.S，降粘率达到95.7％。
实施例8
稠油降粘化合物1#：30质量份
磺酸盐：十二烷基磺酸钠60质量份
碳酸钠：10质量份
将稠油降粘化合物1#溶解于14186份水中，再加入磺酸盐和碳酸钠，溶解，配制成质量分数用量0.7％的水剂4#。
选用11400mPa.S(50℃脱气粘度)的稠油。
将水剂与稠油以1:1的质量比在整个过程无需搅拌的情况下混合，即100g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在50℃(即地层温度)下静置作用3h，反应后稠油的粘度为654mPa.S，降粘率达到94.2％。
实施例9
稠油降粘化合物1#：30质量份
磺酸盐：十二烷基苯磺酸钠10质量份
碳酸钠：70质量份
将稠油降粘化合物1#溶解于14186份水中，再加入磺酸盐和碳酸钠，溶解，配制成质量分数用量0.7％的水剂5#。
选用12600mPa.S(50℃脱气粘度)的稠油。
将水剂与稠油以3:7的质量比在整个过程无需搅拌的情况下混合，即43g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在55℃(即地层温度)下静置作用2h，反应后稠油的粘度为675mPa.S，降粘率达到94.6％。
实施例10
稠油降粘化合物2#：30质量份
磺酸盐：异丙基苯磺酸钠40质量份
碳酸钠：30质量份
将稠油降粘化合物2#溶解于12400份水中，再加入磺酸盐和碳酸钠，溶解，配制成质量分数用量0.8％的水剂6#。
选用18900mPa.S(50℃脱气粘度)的稠油。
将水剂与稠油以1:1的质量比在整个过程无需搅拌的情况下混合，即100g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在50℃(即地层温度)下静置作用4h，反应后稠油的粘度为687mPa.S，降粘率达到96.4％。
实施例11
稠油降粘化合物3#：30质量份
磺酸盐：二甲苯磺酸钠40质量份
碳酸钠：30质量份
将稠油降粘化合物3#溶解于9900份水中，再加入磺酸盐和碳酸钠，溶解，配制成质量分数用量1.0％的水剂7#。
选用28600mPa.S(50℃脱气粘度)的稠油。
将水剂与稠油以4:6的质量比在整个过程无需搅拌的情况下混合，即66.67g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在50℃(即地层温度)下静置作用4h，反应后稠油的粘度为765mPa.S，降粘率达到97.3％。
实施例12
稠油降粘化合物4#：35质量份
磺酸盐：对甲苯磺酸钠35质量份
碳酸钠：30质量份
将稠油降粘化合物4#溶解于6567份水中，再加入磺酸盐和碳酸钠，溶解，配制成质量分数用量1.5％的水剂8#。
选用56000mPa.S(50℃脱气粘度)的稠油。
将水剂与稠油以1:1的质量比在整个过程无需搅拌的情况下混合，即100g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在55℃(即地层温度)下静置作用3h，反应后稠油的粘度为861mPa.S，降粘率达到98.5％。
实施例13
八面河油区油井深度900至1200m，原始地层温度45至60℃，50℃时地面脱气原油粘度4700至11460mPa·s，地层水总矿化度11925至24033mg/L，水型CaCl2，Ca2+、Mg2+含量700至1507mg/L。该目标区块主要以蒸汽吞吐开采，但存在油层薄(3至5m)、泥质含量高(10％至35％)、注汽压力高等问题，导致注蒸汽效率低、产量递减快，随着热采轮次快速上升，汽窜、水淹现象增多，导致油汽比大幅降低，低产量、高含水油井日益增多。
2019年5月，对M120-31-P1井采用本发明实施例5的水剂进行降粘冷采。施工前含水液量18方，日油0.8吨，含水95％。注入本发明实施例5的水剂500m3，焖井3天。措施后平均日增油3吨，含水85％。
2019年7月，对M37-9-X7井采用本发明实施例5的水剂进行降粘冷采。措施前日油0.4吨，含水98％。注入本发明实施例5的水剂500m3，焖井5天。措施后7月31号见油，当天日油3.0吨，含水89％，后期日油3.6吨，含水85％。
实施例14
河南井楼地冒区井楼51102，注汽后地面喷发，采取热处理及氮气辅助热处理措施，高周期多轮次实施后生产效果逐渐变差。楼51102井IV2、3层油层数据见表1。
表1
Figure BDA0002478453810000121
改用本发明实施例5的水剂进行降粘冷采的步骤如下：1)前置段塞，注入氮气5000m3，2)降粘段塞：注入本发明实施例5的水剂300m3，3)后置段塞：注入氮气10000m3。焖井4天。
前期热采和本发明的冷采生产对比曲线见图1。根据图1可知，与前期热处理相比，大大缩短排水期，初期含水率降至40％，峰值产油4t，生产周期由46天延长至125天，周期产油由46t增至110.3t。这证明了在具有一定驱动能量的特稠油油藏降粘冷采的可行性。
虽然本发明已经参照具体实施方式进行了描述，但是本领域的技术人员应该理解在没有脱离本发明的真正的精神和范围的情况下，可以进行的各种改变。此外，可以对本发明的主体、精神和范围进行多种改变以适应特定的情形、材料、材料组合物和方法。所有的这些改变均包括在本发明的权利要求的范围内。

Claims (17)

1.一种降粘剂，其包括稠油降粘化合物、磺酸盐和碳酸钠；其中所述稠油降粘化合物如由A、B和C三种结构单元组成的结构式I所示，
Figure FDA0002478453800000011
其中，R1为腐殖酸基，R1的数均分子量为200至1000；R2为-CH2CH2N+((CH2)LCH3)2CH3Z-、-CH2CH2N+((CH2)SCH3)(CH3)2Z-、-CH2CH2N+CH3((CH2)pCH3)2Z-和-CH2CH2N+((CH2)TCH3)3Z中的一种，其中，Z为氯或溴，L、S、P和T独立地为自然数；R4为H或甲基；
m、n、X和Y为各单元的摩尔百分含量。
2.根据权利要求1所述的降粘剂，其特征在于，在所述稠油降粘化合物中，L、S、P和T独立地为自然数2至15之间的自然数。
3.根据权利要求1或2所述的降粘剂，其特征在于，在所述稠油降粘化合物中，R2为式II、式III、式IV和式V所示中的一种；
Figure FDA0002478453800000012
Figure FDA0002478453800000021
4.根据权利要求1至3中任意一项所述的降粘剂，其特征在于，在所述稠油降粘化合物中，R1为式VI和式VII中的一种，
Figure FDA0002478453800000022
其中，R为芳香基和/或脂肪基。
5.根据权利要求4所述的降粘剂，其特征在于，在式VII中，R为芳香基。
6.根据权利要求1至5中任意一项所述的降粘剂，其特征在于，在所述稠油降粘化合物中，m为50mol％至88mol％，n为10mol％至50mol％，X为0.1mol％至1mol％，Y为0.1mol％至15mol％。
7.根据权利要求1至6中任意一项所述的降粘剂，其特征在于，在所述稠油降粘化合物中，m为67mol％至80mol％，n为16mol％至20mol％，X为0.5mol％至1mol％，Y为3.5mol％至12mol％。
8.根据权利要求1至7中任意一项所述的降粘剂，其特征在于，所述稠油降粘化合物的粘均分子量为50万至1200万。
9.根据权利要求8所述的降粘剂，其特征在于，所述稠油降粘化合物的粘均分子量为190万至850万。
10.根据权利要求1至9中任意一项所述的降粘剂，其特征在于，所述磺酸盐为十二烷基磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠、异丙基苯磺酸钠、二甲苯磺酸钠和对甲苯磺酸钠中的至少一种。
11.根据权利要求1至10中任意一项所述的降粘剂，其特征在于，以所述降粘剂的总质量计作100％，所述稠油降粘化合物的含量为10％至50％，所述磺酸盐的含量为10％至60％，所述碳酸钠的含量为10％至80％。
12.一种包括根据权利要求1至11中任意一项所述的降粘剂的水剂，其还包括水，其中，所述降粘剂在所述水剂中的质量含量为0.2％至1.5％。
13.根据权利要求1至11中任意一项所述的降粘剂或权利要求12所述的水剂在稠油降粘中的应用。
14.根据权利要求13所述的应用，其特征在于，所述水剂与所述稠油的质量比为3:7至1:1。
15.根据权利要求13或14所述的应用，其特征在于，所述水剂与所述稠油的作用时间为2至4小时。
16.根据权利要求13至15中任意一项所述的应用，其特征在于，所述水剂与所述稠油静置作用。
17.根据权利要求13至16中任意一项所述的应用，其特征在于，所述降粘剂或所述水剂应用于冷采低效井、蒸汽吞吐后期低效井和蒸汽注不进井中的一种。
CN202010371489.9A 2020-05-06 2020-05-06 一种稠油降粘剂及其应用 Pending CN113621360A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010371489.9A CN113621360A (zh) 2020-05-06 2020-05-06 一种稠油降粘剂及其应用

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010371489.9A CN113621360A (zh) 2020-05-06 2020-05-06 一种稠油降粘剂及其应用

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN113621360A true CN113621360A (zh) 2021-11-09

Family

ID=78376467

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010371489.9A Pending CN113621360A (zh) 2020-05-06 2020-05-06 一种稠油降粘剂及其应用

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113621360A (zh)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2018152165A1 (en) * 2017-02-16 2018-08-23 Reform Biologics, Llc Excipient compounds for protein processing
CN108822252A (zh) * 2018-07-05 2018-11-16 北京百特泰科能源工程技术有限公司 两亲高分子稠油活化剂及其应用
CN110317295A (zh) * 2018-03-29 2019-10-11 中国石油化工股份有限公司 一种活性分子降粘剂及其制备方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2018152165A1 (en) * 2017-02-16 2018-08-23 Reform Biologics, Llc Excipient compounds for protein processing
CN110317295A (zh) * 2018-03-29 2019-10-11 中国石油化工股份有限公司 一种活性分子降粘剂及其制备方法
CN108822252A (zh) * 2018-07-05 2018-11-16 北京百特泰科能源工程技术有限公司 两亲高分子稠油活化剂及其应用

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105505364B (zh) 高温高盐中低渗油藏提高采收率的驱油组合物及其制备方法和应用
CN110952952B (zh) 一种低渗透油藏深部调驱方法
CN102372807B (zh) 驱油用耐温抗盐阴离子型聚丙烯酰胺的制备方法
CN102464781A (zh) 一种热增稠三元共聚物及其制法和应用
CN102304201A (zh) 一种疏水缔合型交联聚合物线团及其制备方法
EP2738191B1 (en) Amphiphilic macromolecule and use
CN102050917B (zh) 一种含脂肪叔胺基团的大分子及其制法和在驱油剂中应用
CN105399897B (zh) 耐温抗盐聚丙烯酰胺类聚合物及其制备方法
CN113321764B (zh) 一种酸液稠化剂及其制备方法和应用
CN103320112A (zh) 一种新型抗剪切树枝聚合物驱油剂及其合成方法
CN105567208A (zh) 注入性改进的驱油用组合物及其制备方法和应用
CN108690597A (zh) 一种滑溜水压裂液
EP2738190A1 (en) Amphiphilic macromolecule and use
CN104151574A (zh) 一种具有温敏增稠作用的水泥外加剂及其制备方法
US3603397A (en) Intrinsic mobility control in petroleum recovery
CN113621360A (zh) 一种稠油降粘剂及其应用
CN111004618B (zh) 一种酸化转向剂及其制备方法
CN112708038B (zh) 一种稠化剂及其制备方法和应用
CN102453113A (zh) 氧化还原引发剂体系和丙烯酰胺聚合物及其制备方法和应用
US4485224A (en) Acrylamide polymerization
CN112048039B (zh) 一种稠油降粘化合物、其制备方法、组合物及应用
CN109942748B (zh) 一种稠油驱油聚合物及其制备方法和应用
CN102453115B (zh) 氧化还原引发剂体系和丙烯酰胺聚合物及其制备方法和应用
CN102453111B (zh) 氧化还原引发剂体系和丙烯酰胺聚合物及其制备方法和应用
CN114790386A (zh) 耐高温氯化钙加重聚合物压裂液基液、交联冻胶及其应用

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
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20211109

RJ01 Rejection of invention patent application after publication