CN115895628A - 一种稠油降粘剂及其制备方法和应用 - Google Patents
一种稠油降粘剂及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115895628A CN115895628A CN202110988377.2A CN202110988377A CN115895628A CN 115895628 A CN115895628 A CN 115895628A CN 202110988377 A CN202110988377 A CN 202110988377A CN 115895628 A CN115895628 A CN 115895628A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- thick oil
- viscosity
- oil
- sulfonic acid
- viscosity reducer
- 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.)
- Granted
Links
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 title claims abstract description 73
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 36
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 25
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N molybdate Chemical compound [O-][Mo]([O-])(=O)=O MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 137
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 24
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 59
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 40
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 40
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 11
- 238000004440 column chromatography Methods 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 6
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明提供了一种稠油降粘剂及其制备方法和应用。制备稠油降粘剂的方法包括如下步骤：1)将乙二胺溶于水，制得乙二胺水溶液；2)将乙二胺水溶液滴加到磺酸中，反应后得到含有铵盐产物的溶液；3)向含有铵盐产物的溶液中加入钼酸铁和磺酸，反应后进行过滤、洗涤、干燥，得到所述稠油降粘剂。
Description
技术领域
本发明涉及稠油降粘领域，特别是提供了一种稠油降粘剂。
背景技术
世界稠油资源丰富，稠油开采主要分为热采和冷采两大方向，热采技术主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油技术、火烧油层等；冷采技术主要包括出砂冷采、乳化降粘技术、聚合物驱、CO2技术、井筒掺稀降粘等。
我国的稠油以蒸汽吞吐开采为主，但多轮次吞吐后期产量递减快，生产周期缩短，油汽比降低，因此油井的稳产难度大；而且多轮次蒸汽吞吐后稠油的胶质沥青质含量增加，轻质成分减少，原油粘度及密度增加。目前急需稠油开采新的工艺及方法，提高蒸汽开发的效果。广大专家认为地下改质降粘技术将成为稠油、超稠油绿色高效开发利用的主体技术。特超稠油地下改质降粘技术是在注蒸汽的同时向地层注入催化剂，其促进稠油重质组分裂解，不可逆降粘，同时改善稠油的品质，有利于稠油开采与集输。
现有技术中的水热催化裂解降粘剂需要在大于等于240℃下使用，因此，使用温度较高，且与原油接触性较差的缺点，而且成本较高，现场难以大规模推广应用。所以研制出适合地层较低温度且成本低的降粘催化剂是技术现场推广应用的关键。
发明内容
本发明之一提供了一种制备稠油降粘剂的方法，其包括如下步骤：
1)将乙二胺溶于水，制得乙二胺水溶液；
2)将乙二胺水溶液滴加到磺酸中，反应后得到含有铵盐产物的溶液；
3)向含有铵盐产物的溶液中加入钼酸铁和磺酸，反应后进行过滤、洗涤、干燥，得到所述稠油降粘剂。
在一个具体实施方式中，在步骤1)中，所述乙二胺在所述乙二胺水溶液中的浓度为1.5％至13％。
在一个具体实施方式中，在步骤2)中，所述乙二胺与所述磺酸的质量比为1：(1.67-17.5)。
在一个具体实施方式中，在步骤3)中，所述铵盐产物、钼酸铁和磺酸的质量比为1：(0.43-1.16)：(0.84-1.31)。
在一个具体实施方式中，在步骤2)中，在将乙二胺水溶液滴加到所述磺酸中之前，向装有所述磺酸的容器中通入氮气，并加热至45至80℃；将所述乙二胺水溶液滴加到所述磺酸中之后，在45至80℃下反应1至2.5h。
在一个具体实施方式中，在步骤3)中，先将所述含有铵盐产物的溶液加热至90至95℃，然后再向所述含有铵盐产物的溶液中加入所述钼酸铁和所述磺酸，在90至95℃下反应1.5至4h。
在一个具体实施方式中，在步骤3)中，在真空中于85至110℃下干燥24至36h。
本发明之二提供了根据本发明之一中任意一项所述的方法制备得到的所述稠油降粘剂。
本发明之三提供了根据发明之一中任意一项所述的方法制备得到的所述稠油降粘剂在稠油降粘中的应用。
本发明的有益效果：
本发明的稠油降粘剂可以在较低温度下(≤180℃)使特超稠油发生部分裂解，同时改变稠油重质组分稠环芳烃盘结构及分子尺寸，具有更好的低温改质降粘效果，从而改善了稠油的品质。因此，可以针对不同稠油的地下改质降粘开采，具有较好的改质降粘效果，普适性好，并且制备工艺简单，无污染，符合国家经济发展对能源的需要，配合现有的热采工艺，具有较好的实用性和广阔的市场前景。
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。
实施例1
将7.50g磺酸滴加到三颈瓶中，通入高纯氮气，在60℃下搅拌水浴加热，3g乙二胺溶于20ml去离子水中，缓慢滴加到磺酸中，恒温反应1小时，即得8.5g铵盐产物。铵盐水浴升温至95℃，加入9.86g钼酸铁及7.5g磺酸，恒温反应2.5h，经过滤、蒸馏水洗涤、110℃的真空中干燥24小时，即用于稠油降粘剂。
将本实施例制备得到的稠油降粘剂应用于胜利油田超稠油(井号为CJC373-P38，50℃下粘度为56000mPa.s)。将稠油降粘剂、水和超稠油置于高压反应釜，在180℃下发生改质降粘反应24h，得到改质降粘油。其中，稠油降粘剂的质量占0.35％，水的质量占30％，其余为超稠油。用美国Brookfield公司产的DV-III型可编程控制式粘度计测量改质降粘前后油的粘度，计算降粘率；依据中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》(SY/T5119-2008)通过柱层析法分离改质降粘前后油中的重质组分和轻质组分，然后称重，计算重质组分裂解为轻质组分的百分比。结果在使用本实施例的稠油降粘剂后，超稠油降粘率达96.56％，并有14.65％的重质组分裂解为轻质组分，说明本发明的稠油降粘剂具有较好的低温改质降粘效果。
实施例2
将3.5g磺酸滴加到三颈瓶中，通入高纯氮气，在45℃下搅拌水浴加热，0.2g乙二胺溶于13ml去离子水中，缓慢滴加到磺酸中，恒温反应1小时，即得2.8g铵盐产物。铵盐水浴升温至95℃，加入2.5g钼酸铁及3.5g磺酸，恒温反应1.5h，经过滤、蒸馏水洗涤、85℃的真空中干燥36小时，即用于稠油降粘剂。
将本实施例制备得到的稠油降粘剂应用于胜利油田超稠油(井号为CJC373-P38，50℃下粘度为56000mPa.s)。将稠油降粘剂、水和超稠油置于高压反应釜，在180℃下发生改质降粘反应24h，得到改质降粘油。其中，稠油降粘剂的质量占0.35％，水的质量占30％，其余为超稠油。用美国Brookfield公司产的DV-III型可编程控制式粘度计测量改质降粘前后油的粘度，计算降粘率；依据中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》(SY/T5119-2008)通过柱层析法分离改质降粘前后油中的重质组分和轻质组分，然后称重，计算重质组分裂解为轻质组分的百分比。结果在使用本实施例的稠油降粘剂后，超稠油降粘率达93.54％，并有11.98％的重质组分裂解为轻质组分，说明本发明的稠油降粘剂具有较好的低温改质降粘效果。
实施例3
将7g磺酸滴加到三颈瓶中，通入高纯氮气，在80℃下搅拌水浴加热，3g乙二胺溶于30ml去离子水中，缓慢滴加到磺酸中，恒温反应2小时，即得7.8g铵盐产物。铵盐水浴升温至95℃，加入7.1g钼酸铁及8g磺酸，恒温反应4h，经过滤、蒸馏水洗涤、110℃的真空中干燥24小时，即用于稠油降粘剂。
将本实施例备得到的稠油降粘剂应用于胜利油田超稠油(井号为CJC373-P38，50℃下粘度为56000mPa.s)。将稠油降粘剂、水和超稠油置于高压反应釜，在180℃下发生改质降粘反应24h，得到改质降粘油。其中，稠油降粘剂的质量占0.35％，水的质量占30％，其余为超稠油。用美国Brookfield公司产的DV-III型可编程控制式粘度计测量降改质降粘前后油的粘度，计算降粘率；依据中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》(SY/T5119-2008)通过柱层析法分离改质降粘前后油中的重质组分和轻质组分，然后称重，计算重质组分裂解为轻质组分的百分比。结果在使用本实施例的稠油降粘剂后，超稠油降粘率达95.45％，并有12.86％的重质组分裂解为轻质组分，说明本发明的稠油降粘剂具有较好的低温改质降粘效果。
实施例4
将6.0g磺酸滴加到三颈瓶中，通入高纯氮气，在65℃下搅拌水浴加热，1.5g乙二胺溶于25ml去离子水中，缓慢滴加到磺酸中，恒温反应1.5小时，即得5.5g铵盐产物。铵盐水浴升温至95℃，加入4.78g钼酸铁及7.2g磺酸，恒温反应3h，经过滤、蒸馏水洗涤、100℃的真空中干燥24小时，即用于稠油降粘剂。
将本实施例备得到的稠油降粘剂应用于胜利油田超稠油(井号为郑411-P35，50℃下粘度为115000mPa.s)。将稠油降粘剂、水和超稠油置于高压反应釜，在180℃下发生改质降粘反应24h，得到改质降粘油。其中，稠油降粘剂的质量占0.35wt％，水的质量占30％，其余为超稠油。用美国Brookfield公司产的DV-III型可编程控制式粘度计测量改质降粘前后油的粘度，计算降粘率；依据中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》(SY/T5119-2008)通过柱层析法分离改质降粘前后油中的重质组分和轻质组分，然后称重，计算重质组分裂解为轻质组分的百分比。结果在使用本实施例的稠油降粘剂后，超稠油降粘率达95.45％，并有14.21％的重质组分裂解为轻质组分，说明本发明的稠油降粘剂具有较好的低温改质降粘效果。
实施例5
将4.85g磺酸滴加到三颈瓶中，通入高纯氮气，在50℃下搅拌水浴加热，2.9g乙二胺溶于28ml去离子水中，缓慢滴加到磺酸中，恒温反应2.5小时，即得5.8g铵盐产物。铵盐水浴升温至90℃，加入2.5g钼酸铁及6.5g磺酸，恒温反应2.5h，经过滤、蒸馏水洗涤、90℃的真空中干燥28小时，即用于稠油降粘剂。
将本实施例备得到的稠油降粘剂应用于胜利油田超稠油(井号为郑411-P35，50℃下粘度为115000mPa.s)。将稠油降粘剂、水和超稠油置于高压反应釜，在180℃下发生改质降粘反应24h，得到改质降粘油。其中，稠油降粘剂的质量占0.35％，水的质量占30％，其余为超稠油。用美国Brookfield公司产的DV-III型可编程控制式粘度计测量改质降粘前后油的粘度，计算降粘率；依据中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》(SY/T5119-2008)通过柱层析法分离改质降粘前后油中的重质组分和轻质组分，然后称重，计算重质组分裂解为轻质组分的百分比。结果在使用本实施例的稠油降粘剂后，超稠油降粘率达92.88％，并有11.54％的重质组分裂解为轻质组分，说明本发明的稠油降粘剂具有较好的低温改质降粘效果。
实施例6
将7.8g磺酸滴加到三颈瓶中，通入高纯氮气，在70℃下搅拌水浴加热，2.5g乙二胺溶于30ml去离子水中，缓慢滴加到磺酸中，恒温反应2小时，即得7.7g铵盐产物。铵盐水浴升温至90℃，加入7.6g钼酸铁及6.5g磺酸，恒温反应3h，经过滤、蒸馏水洗涤、100℃的真空中干燥24小时，即用于稠油降粘剂。
将本实施例备得到的稠油降粘剂应用于胜利油田超稠油(井号为郑411-P35，50℃下粘度为115000mPa.s)。将稠油降粘剂、水和超稠油置于高压反应釜，在180℃下发生改质降粘反应24h，得到改质降粘油。其中，稠油降粘剂的质量占0.35％，水的质量占30％，其余为超稠油。用美国Brookfield公司产的DV-III型可编程控制式粘度计测量改质降粘前后油的粘度，计算降粘率；依据中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》(SY/T5119-2008)通过柱层析法分离改质降粘前后油中的重质组分和轻质组分，然后称重，计算重质组分裂解为轻质组分的百分比。结果在使用本实施例的稠油降粘剂后，超稠油降粘率达94.88％，并有13.77％的重质组分裂解为轻质组分，说明本发明的稠油降粘剂具有较好的低温改质降粘效果。
实施例7
稠油降粘剂的制备与实施例1相同。
将本实施例备得到的稠油降粘剂应用于胜利油田超稠油(井号为坨826-P4，50℃下粘度为158000mPa.s)。将稠油降粘剂、水和超稠油置于高压反应釜，在180℃下发生改质降粘反应24h，得到改质降粘油。其中，稠油降粘剂的质量占0.35％，水的质量占30％，其余为超稠油。用美国Brookfield公司产的DV-III型可编程控制式粘度计测量改质降粘前后油的粘度，计算降粘率；超依据中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》(SY/T5119-2008)通过柱层析法分离降粘改质前后油中的重质组分和轻质组分，然后称重，计算重质组分裂解为轻质组分的百分比。结果在使用本实施例的稠油降粘剂后，超稠油降粘率达95.66％，并有15.96％的重质组分裂解为轻质组分，说明本发明的稠油降粘剂具有较好的低温改质降粘效果。
实施例8
稠油降粘剂的制备与实施例2相同。
将本实施例备得到的稠油降粘剂应用于胜利油田超稠油(井号为坨826-P4，50℃下粘度为158000mPa.s)。将稠油降粘剂、水和超稠油置于高压反应釜，在180℃下发生改质降粘反应24h，得到改质降粘油。其中，稠油降粘剂的质量占0.35％，水的质量占30％，其余为超稠油。用美国Brookfield公司产的DV-III型可编程控制式粘度计测量改质降粘前后油的粘度，计算降粘率；依据中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》(SY/T5119-2008)通过柱层析法分离改质降粘前后油中的重质组分和轻质组分，然后称重，计算重质组分裂解为轻质组分的百分比。结果在使用本实施例的稠油降粘剂后，超稠油降粘率达92.86％，并有13.89％的重质组分裂解为轻质组分，说明本发明的稠油降粘剂具有较好的低温改质降粘效果。
实施例9
稠油降粘剂的制备与实施例3相同。
将本实施例备得到的稠油降粘剂应用于胜利油田超稠油(井号为坨826-P4，50℃下粘度为158000mPa.s)。将稠油降粘剂、水和超稠油置于高压反应釜，在180℃下发生改质降粘反应24h，得到改质降粘油。其中，稠油降粘剂的质量占0.35％，水的质量占30％，其余为超稠油。用美国Brookfield公司产的DV-III型可编程控制式粘度计测量改质降粘前后油的粘度，计算降粘率；依据中华人民共和国石油天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》(SY/T5119-2008)通过柱层析法分离改质降粘前后油中的重质组分和轻质组分，然后称重，计算重质组分裂解为轻质组分的百分比。结果在使用本实施例的稠油降粘剂后，超稠油降粘率达93.46％，并有15.78％的重质组分裂解为轻质组分，说明本发明的稠油降粘剂具有较好的低温改质降粘效果。
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 (9)
1.一种制备稠油降粘剂的方法，其包括如下步骤：
1)将乙二胺溶于水，制得乙二胺水溶液；
2)将乙二胺水溶液滴加到磺酸中，反应后得到含有铵盐产物的溶液；
3)向含有铵盐产物的溶液中加入钼酸铁和磺酸，反应后进行过滤、洗涤、干燥，得到所述稠油降粘剂。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤1)中，所述乙二胺在所述乙二胺水溶液中的浓度为1.5％至13％。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤2)中，所述乙二胺与所述磺酸的质量比为1：(1.67-17.5)。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤3)中，所述铵盐产物、钼酸铁和磺酸的质量比为1：(0.43-1.16)：(0.84-1.31)。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤2)中，在将乙二胺水溶液滴加到所述磺酸中之前，向装有所述磺酸的容器中通入氮气，并加热至45至80℃；将所述乙二胺水溶液滴加到所述磺酸中之后，在45至80℃下反应1至2.5h。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤3)中，先将所述含有铵盐产物的溶液加热至90至95℃，然后再向所述含有铵盐产物的溶液中加入所述钼酸铁和所述磺酸，在90至95℃下反应1.5至4h。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤3)中，在真空中于85至110℃下干燥24至36h。
8.根据权利要求1至7中任意一项所述的方法制备得到的所述稠油降粘剂。
9.根据权利要求1至7中任意一项所述的方法制备得到的所述稠油降粘剂在稠油降粘中的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110988377.2A CN115895628B (zh) | 2021-08-26 | 2021-08-26 | 一种稠油降粘剂及其制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110988377.2A CN115895628B (zh) | 2021-08-26 | 2021-08-26 | 一种稠油降粘剂及其制备方法和应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115895628A true CN115895628A (zh) | 2023-04-04 |
| CN115895628B CN115895628B (zh) | 2024-05-28 |
Family
ID=86478409
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110988377.2A Active CN115895628B (zh) | 2021-08-26 | 2021-08-26 | 一种稠油降粘剂及其制备方法和应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115895628B (zh) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103147727A (zh) * | 2012-12-28 | 2013-06-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种石油地下中低温可控催化氧化改质开采方法 |
| CN103375154A (zh) * | 2012-04-26 | 2013-10-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于地面稠油催化降粘的方法 |
| CN103375156A (zh) * | 2012-04-26 | 2013-10-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种原油的开采方法 |
| CN109423268A (zh) * | 2017-09-04 | 2019-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油地下改质降粘剂及其制备方法 |
| CN110240930A (zh) * | 2018-03-07 | 2019-09-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油溶性催化剂的制备方法 |
| CN110237861A (zh) * | 2018-03-07 | 2019-09-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种加氢裂化催化剂的制备方法、劣质重油/渣油浆态床加氢反应方法 |
-
2021
- 2021-08-26 CN CN202110988377.2A patent/CN115895628B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103375154A (zh) * | 2012-04-26 | 2013-10-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于地面稠油催化降粘的方法 |
| CN103375156A (zh) * | 2012-04-26 | 2013-10-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种原油的开采方法 |
| CN103147727A (zh) * | 2012-12-28 | 2013-06-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种石油地下中低温可控催化氧化改质开采方法 |
| CN109423268A (zh) * | 2017-09-04 | 2019-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油地下改质降粘剂及其制备方法 |
| CN110240930A (zh) * | 2018-03-07 | 2019-09-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油溶性催化剂的制备方法 |
| CN110237861A (zh) * | 2018-03-07 | 2019-09-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种加氢裂化催化剂的制备方法、劣质重油/渣油浆态床加氢反应方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115895628B (zh) | 2024-05-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110699058A (zh) | 一种用于水驱稠油的渗透改性降粘驱油剂及其制备方法 | |
| US5209295A (en) | In-situ reduction of oil viscosity during steam injection process in EOR | |
| Wang et al. | Low temperature oxidation of crude oil: Reaction progress and catalytic mechanism of metallic salts | |
| KR101325908B1 (ko) | 개선된 오일샌드 회수 및 개질기술 | |
| CN114933560B (zh) | 一种提高原油采收率用表面活性剂及其制备方法与应用 | |
| CN105062458A (zh) | 一种适用于非常规储层的低碳烃无水压裂液交联剂的制备与应用 | |
| CN101440276A (zh) | 一种稠油注蒸汽开采用水热裂解催化降粘剂及其制备方法 | |
| CN104695918B (zh) | 一种稠油地下改质降粘采油方法 | |
| CN109423268B (zh) | 一种稠油地下改质降粘剂及其制备方法 | |
| CN105154056A (zh) | 一种适用于非常规储层的lpg无水压裂液制备方法与应用 | |
| CN115895628B (zh) | 一种稠油降粘剂及其制备方法和应用 | |
| CN101570684B (zh) | 用于稠油水热裂解的催化降粘剂的制备方法 | |
| Jiang et al. | Study on evolution mechanism of the pyrolysis of chang 7 oil shale from Ordos basin in China | |
| CN104453816A (zh) | 一种溶剂辅助sagd开采稠油油藏的方法 | |
| CN106543998B (zh) | 一种水热裂解催化降粘剂及其制备方法 | |
| CN106167699A (zh) | 一种新型低碳烃无水压裂液铝交联剂及其制备方法和应用 | |
| CN109424344A (zh) | 一种活性分子协同改质降粘开采稠油的方法 | |
| Vakhin et al. | Fundamentals of In Situ Upgrading | |
| CN106089167B (zh) | 一种稠油地下催化改质降黏的方法 | |
| CN114737937B (zh) | 一种重油原位放热反应驱油过程中反应热控制方法 | |
| CN102311755B (zh) | 一种用于增加延迟焦化液体产品收率的助剂 | |
| CN109181670A (zh) | 一种高效稠油降粘剂及其制备方法 | |
| CN117988788A (zh) | 一种气驱用耐高温封堵型泡沫体系及其制备方法 | |
| CN108690596B (zh) | 一种碳烃无水压裂液用交联促进剂及碳烃无水压裂液 | |
| CN110835313B (zh) | 一种用于稠油的水溶性洗油剂及其制备方法 |
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 |