CN117568012A - 一种降低压裂液表界面张力的表活剂及其制备方法 - Google Patents
一种降低压裂液表界面张力的表活剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117568012A CN117568012A CN202410067596.0A CN202410067596A CN117568012A CN 117568012 A CN117568012 A CN 117568012A CN 202410067596 A CN202410067596 A CN 202410067596A CN 117568012 A CN117568012 A CN 117568012A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- surfactant
- parts
- fracturing fluid
- reducing
- solution
- 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
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 65
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 59
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 82
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 36
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 31
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims abstract description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000005543 nano-size silicon particle Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 24
- GAAKLDANOSASAM-UHFFFAOYSA-N undec-10-enoic acid;zinc Chemical compound [Zn].OC(=O)CCCCCCCCC=C GAAKLDANOSASAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 229940118257 zinc undecylenate Drugs 0.000 claims abstract description 24
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 46
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 32
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 29
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 18
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 claims description 16
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 claims description 12
- SLCITEBLLYNBTQ-UHFFFAOYSA-N CO.CC=1NC=CN1 Chemical compound CO.CC=1NC=CN1 SLCITEBLLYNBTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 11
- LXBGSDVWAMZHDD-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-1h-imidazole Chemical compound CC1=NC=CN1 LXBGSDVWAMZHDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 10
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 10
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims description 10
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 10
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 claims description 8
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 7
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 7
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 claims description 6
- BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N hexadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCO BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 6
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 5
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 5
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 5
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 5
- 238000004108 freeze drying Methods 0.000 claims description 5
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 claims description 5
- KVCGISUBCHHTDD-UHFFFAOYSA-M sodium;4-methylbenzenesulfonate Chemical compound [Na+].CC1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1 KVCGISUBCHHTDD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- 238000009210 therapy by ultrasound Methods 0.000 claims description 5
- GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N n-heptadecyl alcohol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCCO GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229960000541 cetyl alcohol Drugs 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 claims description 2
- YMCOHQVWOBMDCZ-UHFFFAOYSA-L Zinc undecylenate Chemical compound [Zn+2].[O-]C(=O)CCCCCCCCC=C.[O-]C(=O)CCCCCCCCC=C YMCOHQVWOBMDCZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 40
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 18
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 10
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 abstract description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 19
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 19
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 5
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000013154 zeolitic imidazolate framework-8 Substances 0.000 description 2
- MFLKDEMTKSVIBK-UHFFFAOYSA-N zinc;2-methylimidazol-3-ide Chemical compound [Zn+2].CC1=NC=C[N-]1.CC1=NC=C[N-]1 MFLKDEMTKSVIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005411 Van der Waals force Methods 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000005499 meniscus Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000010850 salt effect Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 150000003751 zinc Chemical class 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
- C09K8/604—Polymeric surfactants
-
- 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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Silicon Compounds (AREA)
Abstract
本发明公开了石油开采技术领域的一种降低压裂液表界面张力的表活剂及其制备方法，包括如下重量份的组分：改性纳米二氧化硅2‑5份、阴非离子表面活性剂10‑15份、助表面活性剂3‑8份、去离子水1000份。本发明提出通过以十一烯酸锌盐作为成核中心在二氧化硅表面形成疏水颗粒基团，同时将非离子表面活性剂和阴离子表面活性剂的活性基团进行连接，形成阴非离子表面活性剂，能够明显降低水油两相界面之间的界面张力，将岩心表面油膜分离，起到提高采油效率的技术效果。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，具体是指一种降低压裂液表界面张力的表活剂及其制备方法。
背景技术
油气田的采收率与三次采油所采取的措施具有很高的相关性，采收率高低的决定性因素受到多方面的复杂影响，不仅受到采收方法的影响，还受到油气井固井与完井质量的影响；水基压裂液分类主要由滑溜水压裂液、清洁压裂液、线性胶压裂液以及冻胶压裂液；对于低渗油藏的开发，常规的压裂液无法提供有效渗吸驱替动力，基质中存在大量无法流动的剩余油；表面活性剂是一种具有特定亲水和疏水基团，通过改变在两相之间的排列方式从而改变界面张力，是一类常见的油田化学试剂，能够解决涉及油水界面和气液界面的问题，包括了钻井完井、注水开发和三次采油等诸多油气田开发环节；压裂液具有传递压力、形成裂缝并携带支撑剂的作用，是水力压裂成功与否的关键；由于表面活性剂在两相界面上的作用，表面活性剂的添加赋予压裂液液不同的功能，表面活性剂能够降低压裂液的黏度，根据水溶性乳化降黏法的原理，通过在稠油中加入水溶性表面活性剂水溶液能够形成水包油型乳液；表面活性剂还能够起到提高渗吸效率的作用，渗吸效果与岩心润湿性相关，油湿状态的岩心采收率较低，在压裂液中加入表面活性剂，能够提高岩心润湿性，增加渗吸功能。
目前现有技术主要存在以下问题：现有技术中，表面活性剂在压裂液中的功能性单一，仅能够满足降黏或提高渗吸的单一效果，需要配合多种药剂和注入方式，成本和手艺不匹配。
发明内容
针对上述情况，为克服现有技术的缺陷，本发明提供了一种降低压裂液表界面张力的表活剂及其制备方法，为了解决功能性单一的问题，本发明提出通过以十一烯酸锌盐作为成核中心在二氧化硅表面形成疏水颗粒基团，同时将非离子表面活性剂和阴离子表面活性剂的活性基团进行连接，形成阴非离子表面活性剂，能够明显降低水油两相界面之间的界面张力，将岩心表面油膜分离，起到提高采油效率的技术效果。
为了实现上述目的，本发明采取的技术方案如下：本发明提出了一种降低压裂液表界面张力的表活剂，所述表活剂包括如下重量份的组分：改性纳米二氧化硅2-5份、阴非离子表面活性剂10-15份、助表面活性剂3-8份、去离子水1000份；
优选地，所述助表面活性剂包括十六醇和十八醇中的至少一种；
优选地，所述改性纳米二氧化硅具体包括以下组分：正硅酸乙酯25-40份、十一烯酸锌盐2-3份、2-甲基咪唑3-5份；
优选地，所述阴非离子表面活性剂包括以下重量份的组分：酒石酸1-5份、烷基醇聚氧乙烯醚6.5-25份、亚硫酸钠1.5-7份；
优选地，所述烷基醇聚氧乙烯醚包括异构醇醚XP-5、异构醇醚XP-7、异构醇醚XP-9中的至少一种；
优选地，所述改性纳米二氧化硅的制备方法具体包括以下步骤：
a.将正硅酸乙酯溶解于无水乙醇中，加入盐酸和2-4mL去离子水，搅拌混合1h后，加入70-80mL去离子水在120-150rpm下振荡2-5h，调节反应温度至45-50℃，得到SiO2溶胶溶液；
b.向步骤a所制备的SiO2溶胶溶液加入等体积的无水乙醇进行稀释，向稀释后的SiO2溶胶溶液中加入十一烯酸锌盐溶液，300W下进行超声处理20min，加入2-甲基咪唑甲醇溶液，以速度150-180rpm、温度40-45℃振荡反应4-8h后，调节反应体系pH至7.0，静置12h后，得到改性纳米SiO2凝胶溶液；
c.将步骤b所制备的改性纳米SiO2凝胶溶液以8000-10000rpm转速离心5-10min，用无水乙醇进行洗涤，在40-60℃下进行干燥，得到改性纳米二氧化硅；
优选地，在步骤a中，所述正硅酸乙酯在无水乙醇中的质量浓度为25-35g/L；
优选地，在步骤a中，所述盐酸和正硅酸乙酯之间的质量比为1:1.2-1.5；
优选地，在步骤b中，所述十一烯酸锌盐溶液中十一烯酸锌盐的质量分数为1-2%；所述十一烯酸锌盐溶液中含有体积分数为10%的浓氨水；
优选地，在步骤b中，所述2-甲基咪唑甲醇溶液中2-甲基咪唑的质量浓度为2-3g/L；
优选地，所述阴非离子表面活性剂的制备方法具体包括以下步骤：
①将酒石酸、烷基醇聚氧乙烯醚进行混合，在氮气氛围下，加热至40-50℃，加入对甲基苯磺酸钠，加入至100-110℃时，反应4-6h，得到酯化物；
②调节步骤①所制备的酯化物反应体系的pH至7.0-8.0，在40-50℃条件下，滴加亚硫酸钠饱和溶液，反应3-5h，待体系自然降温，经石油醚、无水乙醇进行洗涤，冷冻干燥后得到阴非离子表面活性剂；
优选地，在步骤①中，所述对甲基苯磺酸的添加量为反应物质量的1-2%。
本发明还提供了一种降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，具体包括如下步骤：
将改性纳米二氧化硅、阴非离子表面活性剂和助表面活性剂混合，加入去离子水，混合均匀后，在80-90℃下，以150-180rpm转速搅拌2-4h，反应结束后，带待反应体系冷却至室温，得到表活剂。
本发明取得的有益效果如下：
本发明提供一种降低压裂液表面张力的表面活性剂及其制备方法，通过以十一烯酸锌盐作为成核中心在二氧化硅表面形成疏水颗粒基团，同时将非离子表面活性剂和阴离子表面活性剂的活性基团进行连接，形成阴非离子表面活性剂，能够明显降低水油两相界面之间的界面张力，将岩心表面油膜分离，起到提高采油效率的技术效果；以长链不饱和脂肪酸锌盐提供成核中心Zn2+，不饱和脂肪族长链能够提高ZIF-8@SiO2纳米颗粒的疏水性，提高了SiO2的疏水性能，同时加强了表面的范德华力和氢键作用力，将纳米材料注入底层后，能够通过物理作用附着沉积在固/油/水三相弯月面处，在岩石表面形成连续吸附层，能够将油湿岩石和水湿岩石的表面性能向中间润湿方向转变，阴非离子表面活性剂具有亲水阴离子头基和疏水非离子尾基，能够改变岩石表面沉积的纳米材料的表面性能，提供过静电作用力和氢键作用，将沉积层纳米材料从岩石表面剥离，从而将附着于岩石表面的油膜在离去压的作用下，从岩石表面剥离，剥离后的纳米材料和油滴能够稳定分散于压裂液中，有利于后续采油程序采油效率的提高。
附图说明
图1为本发明实验例1所制备的改性纳米二氧化硅的微观形貌图；
图2为实施例1-3和对比例1-3所制备的压裂液表面活性剂驱替前后油砂表面润湿性能结果图；
图3为实施例1-3和对比例1-3所制备的压裂液表面活性剂的采油率结果图。
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例；基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
除非另行定义，文中所使用的所有专业与科学用语与本领域技术人员所熟悉的意义相同。此外，任何与所记载内容相似或均等的方法及材料皆可应用于本发明中。文中所述的较佳实施方法与材料仅作示范之用，但不能限制本申请的内容。
下述实施例中的实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；下述实施例中所用的试验材料及试验菌株，如无特殊说明，均为从商业渠道购买得到的。
实施例1
一种降低压裂液表界面张力的表活剂，所述表活剂包括如下重量份的组分：改性纳米二氧化硅5份、阴非离子表面活性剂15份、十八醇8份、去离子水1000份；
改性纳米二氧化硅具体包括以下组分：正硅酸乙酯25份、十一烯酸锌盐2份、2-甲基咪唑4份；
阴非离子表面活性剂包括以下重量份的组分：5份酒石酸、25份异构醇醚XP-5、7份亚硫酸钠；
改性纳米二氧化硅的制备方法具体包括以下步骤：
a.将正硅酸乙酯5g溶解于200mL无水乙醇中，加入4.16g盐酸和2mL去离子水，搅拌混合1h后，加入70mL去离子水在150rpm下振荡2h，调节反应温度至50℃，得到SiO2溶胶溶液；
b.准确称取0.4g十一烯酸锌盐，加入40mL去离子水中，再加入4mL浓氨水，混合均匀后得到十一烯酸锌盐溶液，准确称取0.8g2-甲基咪唑加入400mL的甲醇中，混合均匀后得到2-甲基咪唑甲醇溶液，向步骤a所制备的SiO2溶胶溶液加入等体积的无水乙醇进行稀释，向稀释后的SiO2溶胶溶液中加入十一烯酸锌盐溶液，300W下进行超声处理20min，加入2-甲基咪唑甲醇溶液，以速度150rpm、温度45℃振荡反应8h后，调节反应体系pH至7.0，静置12h后，得到改性纳米SiO2凝胶溶液；
c.将步骤b所制备的改性纳米SiO2凝胶溶液以8000rpm转速离心10min，用无水乙醇进行洗涤，在60℃下进行干燥，得到改性纳米二氧化硅；
阴非离子表面活性剂的制备方法具体包括以下步骤：
①将3g酒石酸、14g异构醇醚XP-5进行混合，在氮气氛围下，加热至50℃，加入0.17g对甲基苯磺酸钠，加入至100℃时，反应4h，得到酯化物；
②调节步骤①所制备的酯化物反应体系的pH至8.0，准确称取4.2g亚硫酸钠配制成亚硫酸钠饱和溶液，在40℃条件下，滴加亚硫酸钠饱和溶液，反应5h，待体系自然降温，经石油醚、无水乙醇进行洗涤，冷冻干燥后得到阴非离子表面活性剂。
本发明还提供了一种降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，具体包括如下步骤：
将改性纳米二氧化硅、阴非离子表面活性剂和助表面活性剂混合，加入去离子水，混合均匀后，在90℃下，以150rpm转速搅拌4h，反应结束后，待反应体系冷却至室温，得到表活剂。
实施例2
一种降低压裂液表界面张力的表活剂，所述表活剂包括如下重量份的组分：改性纳米二氧化硅2份、阴非离子表面活性剂10份、十八醇5份、去离子水1000份；
改性纳米二氧化硅具体包括以下组分：正硅酸乙酯40份、十一烯酸锌盐3份、2-甲基咪唑3份；
阴非离子表面活性剂包括以下重量份的组分：3份酒石酸、18份异构醇醚XP-7、4.5份亚硫酸钠；
改性纳米二氧化硅的制备方法具体包括以下步骤：
a.将正硅酸乙酯8g溶解于228mL无水乙醇中，加入5.33g盐酸和4mL去离子水，搅拌混合1h后，加入80mL去离子水在150rpm下振荡2h，调节反应温度至50℃，得到SiO2溶胶溶液；
b.准确称取0.6g十一烯酸锌盐，加入60mL去离子水中，再加入6mL浓氨水，混合均匀后得到十一烯酸锌盐溶液，准确称取0.6g2-甲基咪唑加入200mL的甲醇中，混合均匀后得到2-甲基咪唑甲醇溶液，向步骤a所制备的SiO2溶胶溶液加入等体积的无水乙醇进行稀释，向稀释后的SiO2溶胶溶液中加入十一烯酸锌盐溶液，300W下进行超声处理20min，加入2-甲基咪唑甲醇溶液，以速度180rpm、温度40℃振荡反应6h后，调节反应体系pH至7.0，静置12h后，得到改性纳米SiO2凝胶溶液；
c.将步骤b所制备的改性纳米SiO2凝胶溶液以10000rpm转速离心5min，用无水乙醇进行洗涤，在50℃下进行干燥，得到改性纳米二氧化硅；
阴非离子表面活性剂的制备方法具体包括以下步骤：
①将4.5g酒石酸、27g异构醇醚XP-7进行混合，在氮气氛围下，加热至50℃，加入0.45g对甲基苯磺酸钠，加入至110℃时，反应6h，得到酯化物；
②调节步骤①所制备的酯化物反应体系的pH至7.0，准确称取6g亚硫酸钠配制成亚硫酸钠饱和溶液，在45℃条件下，滴加亚硫酸钠饱和溶液，反应3h，待体系自然降温，经石油醚、无水乙醇进行洗涤，冷冻干燥后得到阴非离子表面活性剂。
本发明还提供了一种降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，具体包括如下步骤：
将改性纳米二氧化硅、阴非离子表面活性剂和助表面活性剂混合，加入去离子水，混合均匀后，在80℃下，以180rpm转速搅拌2h，反应结束后，待反应体系冷却至室温，得到表活剂。
实施例3
一种降低压裂液表界面张力的表活剂，所述表活剂包括如下重量份的组分：改性纳米二氧化硅3份、阴非离子表面活性剂10份、十六醇3份、去离子水1000份；
改性纳米二氧化硅具体包括以下组分：正硅酸乙酯30份、十一烯酸锌盐2份、2-甲基咪唑5份；
阴非离子表面活性剂包括以下重量份的组分：1份酒石酸、6.5份异构醇醚XP-9、1.5份亚硫酸钠；
改性纳米二氧化硅的制备方法具体包括以下步骤：
a.将正硅酸乙酯6g溶解于200mL无水乙醇中，加入5g盐酸和3mL去离子水，搅拌混合1h后，加入80mL去离子水在120rpm下振荡4h，调节反应温度至45℃，得到SiO2溶胶溶液；
b.准确称取0.4g十一烯酸锌盐，加入40mL去离子水中，再加入4mL浓氨水，混合均匀后得到十一烯酸锌盐溶液，准确称取1g2-甲基咪唑加入400mL的甲醇中，混合均匀后得到2-甲基咪唑甲醇溶液，向步骤a所制备的SiO2溶胶溶液加入等体积的无水乙醇进行稀释，向稀释后的SiO2溶胶溶液中加入十一烯酸锌盐溶液，300W下进行超声处理20min，加入2-甲基咪唑甲醇溶液，以速度180rpm、温度45℃振荡反应4h后，调节反应体系pH至7.0，静置12h后，得到改性纳米SiO2凝胶溶液；
c.将步骤b所制备的改性纳米SiO2凝胶溶液以89000rpm转速离心5min，用无水乙醇进行洗涤，在40℃下进行干燥，得到改性纳米二氧化硅；
阴非离子表面活性剂的制备方法具体包括以下步骤：
①将1.5g酒石酸、9.8g异构醇醚XP-9进行混合，在氮气氛围下，加热至50℃，加入0.11g对甲基苯磺酸钠，加入至110℃时，反应5h，得到酯化物；
②调节步骤①所制备的酯化物反应体系的pH至7.5，准确称取2.2g亚硫酸钠配制成亚硫酸钠饱和溶液，在50℃条件下，滴加亚硫酸钠饱和溶液，反应4h，待体系自然降温，经石油醚、无水乙醇进行洗涤，冷冻干燥后得到阴非离子表面活性剂。
本发明还提供了一种降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，具体包括如下步骤：
将改性纳米二氧化硅、阴非离子表面活性剂和助表面活性剂混合，加入去离子水，混合均匀后，在85℃下，以180rpm转速搅拌3h，反应结束后，待反应体系冷却至室温，得到表活剂。
对比例1
本对比例提供一种压裂液表面活性剂及其制备方法，其与实施例1的区别仅在于，所述纳米二氧化硅未经过改性处理，其余组分、组分含量与实施例1相同。
对比例2
本对比例提供一种压裂液表面活性剂及其制备方法，其与实施例1的区别在于，所述阴非离子表面活性剂为十二烷基磺酸钠和蓖麻油聚氧乙烯醚按照质量比为3:7进行复配，得到的复配表面活性剂按照实施例1所涉及的因非离子表面活性剂重量份数加入压裂液表面活性剂中，其余组分、组分含量均与实施例1相同。
对比例3
本对比例他提供一种压裂液表面活性剂及其制备方法，其余实施例1的区别在于，所述表面活性剂中不包括任何纳米二氧化硅，其余组分、组分含量与实施例1相同。
实验例1
本实验例对实施例1所制备的改性纳米二氧化硅的微观形貌进行观察，通过扫描电镜放大1000倍后，观察实施例1所制备的改性纳米二氧化硅的微观形貌，如图1所示，能够看出二氧化硅表面并非完全光滑，能够说明以十一烯酸锌提供成核中心的ZIF-8能够在纳米二氧化硅表面进行原位生长。
实验例2
本实验例对实施例1-3和对比例1-3所制备的压裂液表面活性剂的润湿效果进行测定，通过多功能岩心驱替试验，对油砂进行驱替，采用全自动接触角仪测定油砂表面的润湿性；具体方法包括：
模拟油砂：取100-200目石英砂，按照质量浓度2kg/L加入模拟油，模拟油按照体积比1:2的原油和柴油混合而成，置于老化箱中以120±5℃进行老化处理，48h后，得到油砂，油砂的含油率为14.47wt%；
将油砂填入填砂管中，将其安装至多功能岩心驱替模拟机上，60℃预热2h后，开始驱替试验，按照流速为0.5mL/min，水驱2.5PV，注入压裂液表面活性剂1PV，闭井12h，开井后再次水驱2PV；实验结束后，采用全自动接触角仪测定油砂的接触角进行测定。
图2为实施例1-3和对比例1-3所制备的压裂液表面活性剂驱替前后油砂表面润湿性能结果图，如图，驱替前，油砂表面的接触角为123.2°，实施例1-3所制备的压裂液表面活性剂处理后的油砂表面接触角降低至13-15°，将油砂岩石表面的润湿性由疏水性转变为了亲水性，有助于采收率的提高；经过对比例1所制备的压裂液表面活性剂处理后的油砂，其仍然具有一定的疏水性能，油砂表面的润湿性向中性润湿方向转移，由于二氧化硅未经过改性处理，其具有较强的亲水性质，当二氧化硅沉积于岩层时，与亲水岩层形成吸附作用，并不能达到剥离岩层表面油膜的效果；经对比例2所制备的压裂液表面活性剂处理后的油砂，油砂表面接触角为65.3°，对比例2中所述表面活性剂中采用将阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂进行复配的形式，加入压裂液表面活性剂中，简单复配的阴离子和非离子表面活性剂在体系中的稳定性较差，存在强烈的盐效应、多粒子引起的吸附效应等，导致润湿效果较差；对比例3所制备的压裂液表面活性剂中不含有任何纳米二氧化硅，其对油砂表面润湿性能改变效果最差，在该体系中存在少量的阴非离子表活性剂，油砂表明润湿性能向亲水方向转变，但转变效果偏低。
实验例3
本实验例对实施例1-3和对比例1-3所制备的压裂液表面活性剂的采油效果进行测定，本实验例通过多功能岩心驱替模拟机对采油数据进行测定，具体方法如实验例2所示。
图3为实施例1-3和对比例1-3所制备的压裂液表面活性剂的采油率结果图，如图，实施例1-3所制备的压裂液表面活性剂的采油率在25%以上，对比例1所制备的压裂液表面活性剂的采油率为17.4%，对比例2所制备压裂液表面活性剂的采油率在21.1% ，对比例3所制备的压裂液表面活性剂的采油率为14.4%；根据采油率结果表面，本发明所制备的压裂液表面活性剂对采油效果有促进作用，压裂液表面活性中，改性纳米二氧化硅的疏水性较高，改性纳米二氧化硅能够侵入油相，发生互相作用，使其聚集固/油/水界面，加强了楔形挤压作用，促进了油砂表面油膜的剥离作用，提高了采油率。
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。
以上对本发明及其实施方式进行了描述，这种描述没有限制性，附图中所示的也只是本发明的实施方式之一，实际的应用并不局限于此。总而言之如果本领域的普通技术人员受其启示，在不脱离本发明创造宗旨的情况下，不经创造性的设计出与该技术方案相似的方式及实施例，均应属于本发明的保护范围。
Claims (9)
1.一种降低压裂液表界面张力的表活剂，其特征在于：所述表活剂包括如下重量份的组分：改性纳米二氧化硅2-5份、阴非离子表面活性剂10-15份、助表面活性剂3-8份、去离子水1000份；
所述改性纳米二氧化硅具体包括以下重量份的组分：正硅酸乙酯25-40份、十一烯酸锌盐2-3份、2-甲基咪唑3-5份；
所述阴非离子表面活性剂包括以下重量份的组分：酒石酸1-5份、烷基醇聚氧乙烯醚6.5-25份、亚硫酸钠1.5-7份。
2.根据权利要求1所述的一种降低压裂液表界面张力的表活剂，其特征在于：所述助表面活性剂包括十六醇和十八醇中的至少一种。
3.根据权利要求2所述的一种降低压裂液表界面张力的表活剂，其特征在于：所述烷基醇聚氧乙烯醚包括异构醇醚XP-5、异构醇醚XP-7、异构醇醚XP-9中的至少一种。
4.一种根据权利要求1-3任一项所述的降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，其特征在于：将改性纳米二氧化硅、阴非离子表面活性剂和助表面活性剂混合，加入去离子水，混合均匀后，在80-90℃下，以150-180rpm转速搅拌2-4h，反应结束后，待反应体系冷却至室温，得到表活剂。
5.根据权利要求4所述的一种降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，其特征在于：所述改性纳米二氧化硅的制备方法具体包括以下步骤：
a.将正硅酸乙酯溶解于无水乙醇中，加入盐酸和2-4mL去离子水，搅拌混合1h后，加入70-80mL去离子水在120-150rpm下振荡2-5h，调节反应温度至45-50℃，得到SiO2溶胶溶液；
b.向步骤a所制备的SiO2溶胶溶液加入等体积的无水乙醇进行稀释，向稀释后的SiO2溶胶溶液中加入十一烯酸锌盐溶液，300W下进行超声处理20min，加入2-甲基咪唑甲醇溶液，以速度150-180rpm、温度40-45℃振荡反应4-8h后，调节反应体系pH至7.0，静置12h后，得到改性纳米SiO2凝胶溶液；
c.将步骤b所制备的改性纳米SiO2凝胶溶液以8000-10000rpm转速离心5-10min，用无水乙醇进行洗涤，在40-60℃下进行干燥，得到改性纳米二氧化硅。
6.根据权利要求5所述的一种降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，其特征在于：在步骤a中，所述正硅酸乙酯在无水乙醇中的质量浓度为25-35g/L；所述盐酸和正硅酸乙酯之间的质量比为1:1.2-1.5。
7.根据权利要求6所述的一种降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，其特征在于：在步骤b中，所述十一烯酸锌盐溶液中十一烯酸锌盐的质量分数为1-2%；所述十一烯酸锌盐溶液中含有体积分数为10%的浓氨水；所述2-甲基咪唑甲醇溶液中2-甲基咪唑的质量浓度为2-3g/L。
8.根据权利要求7所述的一种降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，其特征在于：所述阴非离子表面活性剂的制备方法具体包括以下步骤：
①将酒石酸、烷基醇聚氧乙烯醚进行混合，在氮气氛围下，加热至40-50℃，加入对甲基苯磺酸钠，加入至100-110℃时，反应4-6h，得到酯化物；
②调节步骤①所制备的酯化物反应体系的pH至7.0-8.0，在40-50℃条件下，滴加亚硫酸钠饱和溶液，反应3-5h，待体系自然降温，经石油醚、无水乙醇进行洗涤，冷冻干燥后得到阴非离子表面活性剂。
9.根据权利要求8所述的一种降低压裂液表界面张力的表活剂的制备方法，其特征在于：在步骤①中，所述对甲基苯磺酸的添加量为反应物质量的1-2%。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202410067596.0A CN117568012B (zh) | 2024-01-17 | 2024-01-17 | 一种降低压裂液表界面张力的表活剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202410067596.0A CN117568012B (zh) | 2024-01-17 | 2024-01-17 | 一种降低压裂液表界面张力的表活剂及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117568012A true CN117568012A (zh) | 2024-02-20 |
| CN117568012B CN117568012B (zh) | 2024-04-02 |
Family
ID=89884896
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202410067596.0A Active CN117568012B (zh) | 2024-01-17 | 2024-01-17 | 一种降低压裂液表界面张力的表活剂及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117568012B (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106634935A (zh) * | 2016-12-01 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降解后与原油具有超低界面张力的滑溜水压裂液 |
| CN108276723A (zh) * | 2018-01-29 | 2018-07-13 | 中国科学院长春应用化学研究所 | 一种油气阻断封堵材料 |
| CN109456745A (zh) * | 2017-09-06 | 2019-03-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种纳米润湿剂及其制备方法和应用 |
| CN210730155U (zh) * | 2019-04-16 | 2020-06-12 | 开鲁县昌达矽砂有限公司 | 一种石油压裂天然石英砂分选振动筛 |
| CN112961662A (zh) * | 2021-02-04 | 2021-06-15 | 杰瑞能源服务有限公司 | 一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法 |
| CN114316937A (zh) * | 2022-01-06 | 2022-04-12 | 杨江 | 排水采气纳米复合绿色环保泡排剂及其应用 |
| CN114806535A (zh) * | 2022-04-18 | 2022-07-29 | 中国地质大学（北京） | 一种改性纳米二氧化硅流体及其制备方法和应用、一种滑溜水压裂液及其应用 |
| CN116622355A (zh) * | 2022-11-07 | 2023-08-22 | 中国石油大学(北京) | 一种驱油剂组合物及其制备方法与应用 |
-
2024
- 2024-01-17 CN CN202410067596.0A patent/CN117568012B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106634935A (zh) * | 2016-12-01 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降解后与原油具有超低界面张力的滑溜水压裂液 |
| CN109456745A (zh) * | 2017-09-06 | 2019-03-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种纳米润湿剂及其制备方法和应用 |
| CN108276723A (zh) * | 2018-01-29 | 2018-07-13 | 中国科学院长春应用化学研究所 | 一种油气阻断封堵材料 |
| CN210730155U (zh) * | 2019-04-16 | 2020-06-12 | 开鲁县昌达矽砂有限公司 | 一种石油压裂天然石英砂分选振动筛 |
| CN112961662A (zh) * | 2021-02-04 | 2021-06-15 | 杰瑞能源服务有限公司 | 一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法 |
| CN114316937A (zh) * | 2022-01-06 | 2022-04-12 | 杨江 | 排水采气纳米复合绿色环保泡排剂及其应用 |
| CN114806535A (zh) * | 2022-04-18 | 2022-07-29 | 中国地质大学（北京） | 一种改性纳米二氧化硅流体及其制备方法和应用、一种滑溜水压裂液及其应用 |
| CN116622355A (zh) * | 2022-11-07 | 2023-08-22 | 中国石油大学(北京) | 一种驱油剂组合物及其制备方法与应用 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 朱红;夏建华;孙正贵;张健;张永明;王芳辉;: "纳米二氧化硅在三次采油中的应用研究", 石油学报, no. 06, 30 November 2006 (2006-11-30) * |
| 胡海霞;张俊;鲁大丽;: "功能纳米流体分散液的制备与降压排油", 科学技术与工程, no. 16, 30 June 2020 (2020-06-30) * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN117568012B (zh) | 2024-04-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3130824C (en) | Permeability-enhancing flooding system for tight oil reservoirs, and preparation and use thereof | |
| CN113136193B (zh) | 一种高活性纳米驱油剂及其制备方法 | |
| CN104449631B (zh) | 强气润湿性纳米二氧化硅解水锁剂、其制备方法及岩石表面润湿反转的方法 | |
| US6534449B1 (en) | Removal of wellbore residues | |
| CN112358862B (zh) | 一种适用于低流度致密油储层的驱油降粘压裂液 | |
| CN109999684A (zh) | 一种二氧化碳流度控制装置及方法 | |
| CN112375554B (zh) | 一种纳米泡沫驱油剂及其制备方法 | |
| CN106318358A (zh) | 一种基于烷基糖苷的绿色环保型泡沫驱油体系及其制备方法与应用 | |
| CN107365576A (zh) | 用于低渗或超低渗油藏co2驱油的流度控制体系及应用 | |
| CN116042204B (zh) | 一种降压增注剂及其制备方法 | |
| CN114716992A (zh) | 一种抗盐耐温型稠油乳化降粘剂及其制备方法 | |
| CN110439517B (zh) | 一种适用于稠油油藏的驱油方法 | |
| CN112852398A (zh) | 一种海上稠油蒸汽驱用高温泡沫调驱剂及其应用 | |
| CN117568012B (zh) | 一种降低压裂液表界面张力的表活剂及其制备方法 | |
| CN113234429B (zh) | 一种解吸剂的制备方法及其性能评价方法 | |
| CN114621739A (zh) | 一种耐温抗盐超疏水颗粒堵剂及制备方法 | |
| CN112552212A (zh) | 一种阳离子氟碳表面活性剂的制备方法 | |
| CN115975617B (zh) | 一种高界面张力高界面模量复合乳液及其制备方法和应用 | |
| CA1063931A (en) | Micellar flooding process for recovering oil from petroleum reservoirs | |
| CN112480898A (zh) | 一种复合清洁压裂液体系及制备方法 | |
| CN116790238B (zh) | 一种稳定油包水乳状液的纳米材料的制备方法 | |
| CN113755148B (zh) | 一种降粘驱油组合物和复合驱油剂 | |
| CN111019623A (zh) | 一种高效表面活性剂的复合体系及其制备方法和在三次采油中的应用 | |
| RU2150573C1 (ru) | Состав для временной изоляции продуктивного пласта | |
| CN118026185A (zh) | 一种高界面张力高界面模量乳状液及其制备方法和应用 |
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 |