CN113881414B - 一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法和应用 - Google Patents
一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113881414B CN113881414B CN202111153978.8A CN202111153978A CN113881414B CN 113881414 B CN113881414 B CN 113881414B CN 202111153978 A CN202111153978 A CN 202111153978A CN 113881414 B CN113881414 B CN 113881414B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- graphene oxide
- viscosity reducer
- viscosity
- oil
- preparation
- 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
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 title claims abstract description 88
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 54
- 229910021389 graphene Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 54
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 43
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 29
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 11
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 claims description 9
- 239000006087 Silane Coupling Agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 5
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 5
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N Octadecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCN REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N dodecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCN JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 35
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 31
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 description 3
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 2
- 238000003760 magnetic stirring Methods 0.000 description 2
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 2
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 2
- 238000011946 reduction process Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007259 addition reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000001308 synthesis method Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 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
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本发明公开了一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法和应用，将含有氧化石墨烯、疏水改性剂、偶联剂和模板剂的混合物，反应，得到双亲氧化石墨烯稠油降粘剂。所述双亲氧化石墨烯稠油降粘剂由疏水改性剂改性氧化石墨烯制备得到，使其一面亲水、一面亲油，同时具有油溶性降粘剂和水溶性降粘剂的优点，同时又克服了他们的缺点，应用更加广泛。
Description
技术领域
本发明涉及一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法和应用，属于油气田开发领域。
背景技术
稠油降粘是一种有效的原油开采增产技术，对提高原油采收效率、降低开采成本具有十分重要的意义。目前，稠油降粘剂已经广泛应用在国内外多个油田，并在多个环节发挥关键作用。稠油降粘剂分为油溶性降粘剂和水溶性降粘剂。其中，油溶性稠油降粘剂主要通过破坏稠油大分子间的相互作用，使原本交联的分子链解离为独立的油滴高分子，从而使稠油的粘度降低，流动性增强，提高后续水驱和气驱过程中的波及面积，让更多的原油可以从地层中被采出。但油溶性的降粘剂一般使用成本较高，同时由于自身不溶于水，其注入过程会十分困难。水溶性降粘剂则主要通过降粘剂分子链的水油双亲作用，使得原油在驱体过程中发生乳化，形成粘度远低于原油但略高于矿化水的乳液。这些乳液与水的相互作用较强，可以在后续水驱的过程中被快速带离地层，使采油效率提升。水溶性降粘剂适应性较好，成本低，使用范围比油溶性降粘剂更广。
油溶性降粘剂主要由含苯环和杂原子的有机物组成，这些有机物的水溶性很差，但在原油中的溶解性却十分良好，通过相似基团间的吸引作用，可以有效地分散原油分子链。油溶性稠油降粘剂一般通过加成反应还有取代反应，以一般有机物为模板进行合成。
水溶性降粘剂则由一些表面活性剂组成，可以有效地乳化原油，形成粘度更低的乳液。因此，水溶性降粘剂的制备方式和一般表面活性剂的合成方式相似，但考虑到各类表面活性剂间的配伍性问题，在制备水溶性降粘剂之前需要对各个表面活性剂进行配伍性测试。
油溶性降粘剂的本质是一些与原油分子结构相似的有机物(比如二甲苯、煤油以及有机小分子合成共聚物等)，整个降粘过程可以类比为“油驱油”的模式，大量的使用易对环境造成影响，从绿色发展的角度来讲，并不是一条较为理想的道路。同时，油溶性降粘剂的使用成本较高，从经济角度出发劣势较为明显。
水溶性降粘剂依靠乳化作用实现降粘功能，但乳化过程又受很多因素影响，例如温度、矿化度、剪切力等，所以在不同的油田环境下，相同的水溶性降粘剂会表现出不同的降粘效果，普适性不强。其次，在实际环境下，外部剪切力是十分有限的，缺少必要的剪切力作用很难促使乳化过程的发生，这也是为何大部分水溶性降粘剂在实验室环境中效果接好(实验环境中一般可以给予较为充足的剪切力作用)，但现场应用却较差。
发明内容
本发明针对传统降粘剂所存在的一系列问题，旨在提出一种新型的降粘剂，该降粘剂区别于传统的油溶性降粘剂，具有很好的水溶性且成本较低；又区别于一般的水溶性降粘剂，适应于多种油藏，同时可在极低剪切力的作用下实现原油乳化，形成粘度较低的乳液；最后，该降粘剂基于碳材料，绿色环保，使用时的环境污染压力较小。
根据本申请的一个方面，公开了一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法，包括：将含有氧化石墨烯、疏水改性剂、偶联剂和模板剂的混合物，反应，得到双亲氧化石墨烯稠油降粘剂。
可选地，所述疏水改性剂包括C10～C20烷基胺中的至少一种。
优选地，所述疏水改性剂选自十八烷基胺、十二烷基胺中的至少一种。
优选地，所述疏水改性剂选自十八烷基胺和十二烷基胺。
可选地，所述偶联剂包括硅烷偶联剂；
优选地，所述硅烷偶联剂选自KH550、KH560和KH570中的至少一种。
可选地，所述氧化石墨烯、疏水改性剂、偶联剂的质量比为1：0.02～0.04：0.02～0.04。
可选地，所述氧化石墨烯与疏水改性剂的质量比为1：0.02、1：0.021、1：0.022、1：0.023、1：0.024、1：0.025、1：0.026、1：0.027、1：0.028、1：0.029、1：0.03、1：0.031、1：0.032、1：0.033、1：0.034、1：0.035、1：0.036、1：0.037、1：0.038、1：0.039或1：0.04。
可选地，所述氧化石墨烯与偶联剂的质量比为1：0.02、1：0.021、1：0.022、1：0.023、1：0.024、1：0.025、1：0.026、1：0.027、1：0.028、1：0.029、1：0.03、1：0.031、1：0.032、1：0.033、1：0.034、1：0.035、1：0.036、1：0.037、1：0.038、1：0.039或1：0.04。
可选地，所述氧化石墨烯与模板剂的质量体积比为：1g:100～300mL。
可选地，所述氧化石墨烯与模板剂的质量体积比为：1g:110mL、1g:120mL、1g:130mL、1g:140mL、1g:150mL、1g:160mL、1g:170mL、1g:180mL、1g:190mL、1g:200mL、1g:210mL、1g:220mL、1g:230mL、1g:240mL、1g:250mL、1g:260mL、1g:270mL、1g:280mL、1g:290mL或1g:300mL。
优选地，所述氧化石墨烯与模板剂的质量体积比为：1g:100mL。
可选地，所述模板剂选自煤油、庚烷、正己烷中的至少一种。
可选地，所述反应的条件为：反应温度为60～80℃，反应时间为1.5h～2.5h。
可选地，所述制备方法包括：包括：
(1)获得氧化石墨烯分散液；
(2)疏水改性剂与模板剂混合I，得到混合溶液；
(3)将氧化石墨烯分散液和偶联剂混合II后，再加入步骤(2)中的混合溶液，反应，得到所述双亲氧化石墨烯稠油降粘剂。
可选地，所述混合I的条件为：搅拌温度为15～30℃，搅拌时间5～12min；搅拌转速为200～400rpm。
优选地，搅拌温度为25℃，搅拌时间10min；搅拌转速为300rpm。
可选地，所述混合II的条件为：搅拌温度为50～80℃，搅拌时间为1～3h；搅拌转速为200～400rpm。
优选地，搅拌温度为70℃，搅拌时间为2h；搅拌转速为300rpm。
可选地，所述氧化石墨烯的粒径为50～300nm。
优选地，所述氧化石墨烯的粒径为50nm、60nm、70nm、80nm、90nm、100nm、110nm、120nm、130nm、140nm、150nm、160nm、170nm、180nm、190nm、200nm、210nm、220nm、230nm、240nm、250nm、260nm、270nm、280nm、290nm或300nm。
根据本申请的另一个方面，提供了一种以上任一所述的制备方法得到的双亲氧化石墨烯稠油降粘剂。
根据本申请的另一个方面，提供了一种降粘剂，包括以上任一所述的双亲氧化石墨烯稠油降粘剂、根据以上任一制备方法得到的双亲氧化石墨烯稠油降粘剂中的至少一种。
可选地，将上述制备得到的含有双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的溶液静置分层，将下层溶液调节pH至6～7，得到所述降粘剂。
可选地，静置时间为2h。
可选地，使用盐酸调节下层溶液的pH。
可选地，将上层溶液析出，留下层溶液。
根据本申请的另一个方面，提供了一种以上所述的降粘剂在稠油降粘中的应用。
可选地，所述稠油降粘为吞吐、驱油、井筒中的稠油降粘。
相对于现有技术，本发明具有如下有益效果：
1本发明提供的降粘剂是通过对氧化石墨烯进行双亲改性，使其一面亲水、一面亲油，同时具有油溶性降粘剂和水溶性降粘剂的优点，同时又克服了他们的缺点，应用更加广泛。
2本发明的降粘剂，制备方法简单，原料易得且绿色环保，制备过程也绿色无污染，操作条件温和、工艺简单成本低。
3本发明的降粘剂在不同的原油中均有较好的效果，降粘率可达93％以上，且降粘效果持续时间较长；即使在低微扰的情况下，也具有良好的降粘效果，具有很大的应用前景。
总之，本发明以石墨烯纳米材料为模板，通过接枝改性制备了一种全新的水溶性纳米材料稠油降粘剂，区别于传统材料，该降粘剂可在低微扰的作用下实现原油的乳化降粘过程，且降粘效果持续时间长。
附图说明
图1为本申请实施例2中降粘剂与原油混合后，6rpm搅拌后原油乳化降粘效果示意图(乳化效果明显，无明显分层)。
图2为本申请实施例2中原油以及使用降粘剂后的粘度值和降粘率的示意图；其中，A1为降粘剂与原油混合后，6rpm搅拌后的瞬时粘度；A2为降粘剂与原油6rpm搅拌后再保温2h的粘度。
图3为本申请对比例1中为市售普通水溶性稠油降粘剂与原油混合后，6rpm搅拌后原油乳化降粘效果示意图(乳化效果较差，明显分层)；
图4为本申请实施例3中原油以及使用降粘剂后的粘度值和降粘率的示意图；其中，A1为降粘剂与原油混合后，6rpm搅拌后的瞬时粘度；A2为降粘剂与原油6rpm搅拌后再保温2h的粘度。
具体实施方式
下面结合实施例详述本申请，但本申请并不局限于这些实施例。
如无特别说明，本申请的实施例中的原料和化学药品均通过商业途径购买。
实施例1
(1)取1g氧化石墨烯(GO)分散在100mL去离子水中，然后利用超声剪切(30kHz)处理2h，得到GO纳米分散液A(平均粒径为200nm)，平均粒径不宜超过300nm，否则在后续改性过程中易出现沉淀；
(2)称取0.01g十八烷基胺和0.01g十二烷基胺加入到100mL煤油中，并利用磁力搅拌(300rpm，10min)使二者混合均匀，得到溶液B；
(3)在烧杯中倒入50mL溶液A，然后再加入0.01g硅烷偶联剂(KH550)，在70℃下磁力搅拌(300rpm，2h)使二者混合均匀，然后继续向烧杯中倒入50mL溶液B，继续在70℃下磁力搅拌(300rpm，2h)；
(4)静置(3)中的混合液2h，然后用滴管吸出上层煤油，留下层溶液备用；
(5)用盐酸调节(4)中的下层溶液pH值至6～7，得到双亲氧化石墨烯稠油降粘剂溶液(以氧化石墨烯纳米材料的质量计算浓度，得到的双亲氧化石墨烯稠油降粘剂溶液浓度为10g/L)。
实施例2
以中国胜利油田某区块原油为研究对象，测试双亲纳米降粘剂的降粘性能，具体的原油信息见表1。
表1测试用原油基本信息
原油降粘测试步骤：
(1)在一150mL烧杯中倒入实施例1制备得到的10g双亲氧化石墨烯稠油降粘剂溶液(双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的浓度是10mg/mL)，然后再倒入90g目标油藏矿化水，磁力搅拌(300rpm)10分钟使二者混合均匀；
(2)取一清洗干净的250mL烧杯，向其中倒入15g(1)中的溶液，然后再缓慢倒入35g原油；
(3)在目标油藏温度46℃下，以6rpm的速度缓慢机械搅拌(2)中的油水混合物1h；
(4)搅拌结束后油水界面间出现了明显的乳化层(如图1所示：可以看出，微小扰动过后，原油发生乳化，在水层和油层中间形成了较为明显的乳化层)。
(5)吸取烧杯上中层的棕色部分倒入粘度仪中进行粘度测试，得到实时粘度A1；完成测试后，继续在粘度仪中保温2h后再次测量粘度得到抗聚并粘度值A2，性能测试结果如图2所示，发现对比于原油，该乳化层的粘度明显降低，约为47mPa·s；而将吸出的乳化层2h后，该乳液也并未发生粘度上升，粘度维持在50mPa·s左右。
对比例1
为突出性能，对比了市面上另外一款水溶性降粘剂(江苏海安石油化工厂；降粘剂POEM)，利用与实施例2相同的方法进行降粘测试，发现搅拌过后无明显的乳化层出现，如图3所示，可以看出，该商用水溶性降粘剂降低粘效果较差，在微小搅拌过后油水依旧分层明显，观察不到任何的乳化层，原油粘度基本无变化。
实施例3
以中国河南油田某区块原油为研究对象，测试双亲纳米降粘剂的降粘性能，具体的原油信息见表2。
表2测试用原油基本信息
具体的测试步骤如下：
(1)在一150mL烧杯中倒入实施例1制备得到的10g双亲氧化石墨烯稠油降粘剂溶液(双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的浓度是10mg/mL)，然后再倒入90g目标油藏矿化水，磁力搅拌(300rpm)10分钟使二者混合均匀；
(2)取一清洗干净的250mL烧杯，向其中倒入15g(1)中的溶液，然后再缓慢倒入35g原油；
(3)在目标油藏温度40℃下，以6rpm的速度缓慢机械搅拌(2)中的油水混合物1h；
(4)搅拌结束后油水界面间出现了明显的乳化层，吸取烧杯上中层的棕色部分倒入粘度仪中进行粘度测试，得到实时粘度A1＝25mPa·s；继续在粘度仪中保温2h后再次测量粘度得到抗聚并粘度值A2，性能测试结果如图4所示，发现对比于原油，该乳化层的粘度明显降低，约为25mPa·s；而将吸出的乳化层2h后，该乳液也并未发生粘度上升，粘度维持在45mPa·s左右。
以上所述，仅是本申请的几个实施例，并非对本申请做任何形式的限制，虽然本申请以较佳实施例揭示如上，然而并非用以限制本申请，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本申请技术方案的范围内，利用上述揭示的技术内容做出些许的变动或修饰均等同于等效实施案例，均属于技术方案范围内。
Claims (11)
1.一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法，其特征在于，将含有氧化石墨烯、疏水改性剂、偶联剂和模板剂的混合物，反应，得到双亲氧化石墨烯稠油降粘剂；
所述疏水改性剂选自十八烷基胺、十二烷基胺中的至少一种；
所述偶联剂包括硅烷偶联剂；
所述硅烷偶联剂选自KH550、KH560和KH570中的至少一种；
所述模板剂选自煤油、庚烷、正己烷中的至少一种；
所述氧化石墨烯、疏水改性剂、偶联剂的质量比为1：0.02～0.04：0.02～0.04；
所述反应的条件为：反应温度为60～80℃，反应时间为1.5h～2.5h。
2.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，所述氧化石墨烯与模板剂的质量体积比为：1g:100～300mL。
3.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，所述氧化石墨烯与模板剂的质量体积比为：1g:100mL。
4.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，包括：
(1)获得氧化石墨烯分散液；
(2)疏水改性剂与模板剂混合I，得到混合溶液；
(3)将氧化石墨烯分散液和偶联剂混合II后，再加入步骤(2)中的混合溶液，反应，得到所述双亲氧化石墨烯稠油降粘剂。
5.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，所述混合I的条件为：搅拌温度为15～30℃，搅拌时间5～12min；搅拌转速为200～400rpm。
6.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，所述混合II的条件为：搅拌温度为50～80℃，搅拌时间为1～3h；搅拌转速为200～400rpm。
7.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，所述氧化石墨烯的粒径为50～300nm。
8.权利要求1～7任一所述的制备方法制备得到的双亲氧化石墨烯稠油降粘剂。
9.一种降粘剂，其特征在于，包括权利要求8所述的双亲氧化石墨烯稠油降粘剂、根据权利要求1-7任一项所述的制备方法得到的双亲氧化石墨烯稠油降粘剂中的至少一种。
10.权利要求9所述的降粘剂在稠油降粘中的应用。
11.根据权利要求10所述的应用，其特征在于，所述稠油降粘为吞吐、驱油、井筒中的稠油降粘。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111153978.8A CN113881414B (zh) | 2021-09-29 | 2021-09-29 | 一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111153978.8A CN113881414B (zh) | 2021-09-29 | 2021-09-29 | 一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法和应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113881414A CN113881414A (zh) | 2022-01-04 |
| CN113881414B true CN113881414B (zh) | 2023-04-14 |
Family
ID=79008341
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111153978.8A Active CN113881414B (zh) | 2021-09-29 | 2021-09-29 | 一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法和应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113881414B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115895634B (zh) * | 2022-11-11 | 2024-01-23 | 长江大学 | 一种稠油降粘剂组合物及制备方法 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111394080A (zh) * | 2019-12-30 | 2020-07-10 | 浙江工业大学 | 一种稠油降粘剂及其使用方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140096964A1 (en) * | 2012-10-10 | 2014-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Nanoparticle modified fluids and methods of manufacture thereof |
| WO2017015120A1 (en) * | 2015-07-17 | 2017-01-26 | University Of Houston System | Surfactant for enhanced oil recovery |
| CN107236530B (zh) * | 2017-07-10 | 2019-01-04 | 山东大学 | 一种乳化超稠油的水基降粘剂及其制备方法 |
| US10767106B2 (en) * | 2019-04-12 | 2020-09-08 | China University Of Petroleum | Viscosity reduction system for microwave extraction of heavy oil and preparation method thereof |
| CN110683534B (zh) * | 2019-06-20 | 2022-01-14 | 宁波锋成先进能源材料研究院 | 一种超双亲氧化石墨烯及其制备方法和应用 |
| CN110980718A (zh) * | 2019-11-08 | 2020-04-10 | 宁波锋成先进能源材料研究院 | 一种改性氧化石墨烯及其制备方法、应用 |
| CN112110442B (zh) * | 2020-09-22 | 2021-09-10 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种改性氧化石墨烯及其制备方法和应用 |
| CN113122217B (zh) * | 2021-04-23 | 2022-07-05 | 西南石油大学 | 一种用于驱油的碳基两亲纳米流及制备方法 |
| CN113214439B (zh) * | 2021-06-02 | 2023-02-21 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种纳米活性剂材料及其制备方法与应用 |
-
2021
- 2021-09-29 CN CN202111153978.8A patent/CN113881414B/zh active Active
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111394080A (zh) * | 2019-12-30 | 2020-07-10 | 浙江工业大学 | 一种稠油降粘剂及其使用方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113881414A (zh) | 2022-01-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110173244B (zh) | 黏度可控的原位乳化增黏体系及其在水驱油藏的应用 | |
| CN112226225B (zh) | 低渗透油藏注水井降压增注用耐温抗盐表面活性剂组合物及其制备方法和应用 | |
| US11618847B2 (en) | Methods for preparing and applying a nano emulsifier | |
| CN110079291B (zh) | 含高相变点原位乳化增黏体系及在水驱油藏的应用 | |
| WO2019011045A1 (zh) | 一种乳化超稠油的水基降粘剂及其制备方法 | |
| CN111394080B (zh) | 一种稠油降粘剂及其使用方法 | |
| CN108559479B (zh) | 一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系 | |
| WO2014206004A1 (zh) | 一种稠油和超稠油开采用纳米复合型耐高温助采剂及其制备方法 | |
| CN111608623B (zh) | 一种应用于油气资源开采的生物纳米制剂 | |
| CN1927895A (zh) | 纳微米水溶性微凝胶驱油材料及其制备方法 | |
| CN103265816B (zh) | 钻井液用低软化点乳化沥青及其制备方法 | |
| Manshad et al. | Oil recovery aspects of ZnO/SiO2 nano-clay in carbonate reservoir | |
| CN113881414B (zh) | 一种双亲氧化石墨烯稠油降粘剂的制备方法和应用 | |
| CN111019621B (zh) | 一种解堵剂及其制备方法 | |
| CN110669489B (zh) | 一种用于稠油冷采低动力解聚乳化降粘剂及其制备方法 | |
| CN110511734B (zh) | 基于MoS2纳米片制备多功能型滑溜水的方法 | |
| CN113248669B (zh) | 一种两亲石墨烯型驱油材料的制备方法 | |
| CN110452677A (zh) | 一种基于改性MoS2制备减阻剂的方法 | |
| CN110439517B (zh) | 一种适用于稠油油藏的驱油方法 | |
| Razzaghi-Koolaee et al. | Application of a non-ionic bio-surfactant instead of chemical additives for prevention of the permeability impairment of a swelling sandstone oil reservoir | |
| CN107325797B (zh) | 一种低油水比油基钻井液及其制备方法 | |
| CN113717708B (zh) | 一种油气井压裂用低成本纳米颗粒增强型氟碳助排剂 | |
| KR20180098955A (ko) | 계면활성제와 물을 이용한 아스팔텐의 침전 방법 | |
| CN114181677B (zh) | 一种乳化剂及其制备方法与应用及一种油包水乳化钻井液 | |
| CN116083066B (zh) | 二维纳米颗粒的复合驱组合物及二维纳米颗粒的制备方法 |
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 | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Tao Zhen Inventor after: Zhao Fengming Inventor after: Huang Xu Inventor after: Wu Wenwei Inventor after: Chen Shiyong Inventor after: Wu Zhilian Inventor before: Tao Zhen Inventor before: Tian Yuqin Inventor before: Zhao Fengming Inventor before: Huang Xu Inventor before: Wu Wenwei Inventor before: Chen Shiyong Inventor before: Wu Zhilian |
|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |