RU2811003C1 - Biological and chemical combined agent for removing clogs and method of its obtaining and application - Google Patents
Biological and chemical combined agent for removing clogs and method of its obtaining and application Download PDFInfo
- Publication number
- RU2811003C1 RU2811003C1 RU2022113618A RU2022113618A RU2811003C1 RU 2811003 C1 RU2811003 C1 RU 2811003C1 RU 2022113618 A RU2022113618 A RU 2022113618A RU 2022113618 A RU2022113618 A RU 2022113618A RU 2811003 C1 RU2811003 C1 RU 2811003C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- optionally substituted
- oil
- linear
- surfactant
- water
- Prior art date
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 100
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 75
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 68
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 45
- -1 trehalose lipid Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 24
- 108010028921 Lipopeptides Proteins 0.000 claims abstract description 20
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 18
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 14
- 229920002503 polyoxyethylene-polyoxypropylene Polymers 0.000 claims abstract description 11
- FCBUKWWQSZQDDI-UHFFFAOYSA-N rhamnolipid Chemical compound CCCCCCCC(CC(O)=O)OC(=O)CC(CCCCCCC)OC1OC(C)C(O)C(O)C1OC1C(O)C(O)C(O)C(C)O1 FCBUKWWQSZQDDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- HDTRYLNUVZCQOY-UHFFFAOYSA-N α-D-glucopyranosyl-α-D-glucopyranoside Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OC1C(O)C(O)C(O)C(CO)O1 HDTRYLNUVZCQOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- HDTRYLNUVZCQOY-WSWWMNSNSA-N Trehalose Natural products O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 HDTRYLNUVZCQOY-WSWWMNSNSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 150000008054 sulfonate salts Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 150000008043 acidic salts Chemical group 0.000 claims abstract 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 51
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 34
- 125000002950 monocyclic group Chemical group 0.000 claims description 32
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 25
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 23
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 claims description 16
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 14
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 13
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 11
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 125000000732 arylene group Chemical group 0.000 claims description 9
- 125000004450 alkenylene group Chemical group 0.000 claims description 8
- 125000005570 polycyclic cycloalkylene group Chemical group 0.000 claims description 8
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 4
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 2
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 70
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 8
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 abstract description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract 1
- 125000002467 phosphate group Chemical class [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 34
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 23
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 23
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 9
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 9
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 8
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 8
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 8
- WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N Acetonitrile Chemical compound CC#N WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 7
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 7
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 4
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 238000004128 high performance liquid chromatography Methods 0.000 description 4
- 238000000752 ionisation method Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 238000004366 reverse phase liquid chromatography Methods 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 125000000113 cyclohexyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-N Trifluoroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(F)(F)F DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 2
- 238000011078 in-house production Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000004060 metabolic process Effects 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 2
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- ZTOKUMPYMPKCFX-CZNUEWPDSA-N (E)-17-[(2R,3R,4S,5S,6R)-6-(acetyloxymethyl)-3-[(2S,3R,4S,5S,6R)-6-(acetyloxymethyl)-3,4,5-trihydroxyoxan-2-yl]oxy-4,5-dihydroxyoxan-2-yl]oxyoctadec-9-enoic acid Chemical compound OC(=O)CCCCCCC/C=C/CCCCCCC(C)O[C@@H]1O[C@H](COC(C)=O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](COC(C)=O)O1 ZTOKUMPYMPKCFX-CZNUEWPDSA-N 0.000 description 1
- 125000004958 1,4-naphthylene group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001140 1,4-phenylene group Chemical group [H]C1=C([H])C([*:2])=C([H])C([H])=C1[*:1] 0.000 description 1
- 125000006039 1-hexenyl group Chemical group 0.000 description 1
- ZBMRKNMTMPPMMK-UHFFFAOYSA-N 2-amino-4-[hydroxy(methyl)phosphoryl]butanoic acid;azane Chemical compound [NH4+].CP(O)(=O)CCC(N)C([O-])=O ZBMRKNMTMPPMMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000006024 2-pentenyl group Chemical group 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 description 1
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000041 C6-C10 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 229920000858 Cyclodextrin Polymers 0.000 description 1
- 241000878949 Deroceras agreste Species 0.000 description 1
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108700042658 GAP-43 Proteins 0.000 description 1
- 108700032487 GAP-43-3 Proteins 0.000 description 1
- 108010026389 Gramicidin Proteins 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 206010067482 No adverse event Diseases 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N acetic acid Substances CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001204 arachidyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 125000002511 behenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000004071 biological effect Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 125000004369 butenyl group Chemical group C(=CCC)* 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 125000001995 cyclobutyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])(*)C1([H])[H] 0.000 description 1
- 125000000582 cycloheptyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 description 1
- 125000000640 cyclooctyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 description 1
- 125000001511 cyclopentyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C1([H])[H] 0.000 description 1
- 125000002704 decyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229960004905 gramicidin Drugs 0.000 description 1
- ZWCXYZRRTRDGQE-SORVKSEFSA-N gramicidina Chemical compound C1=CC=C2C(C[C@H](NC(=O)[C@@H](CC(C)C)NC(=O)[C@H](CC=3C4=CC=CC=C4NC=3)NC(=O)[C@@H](CC(C)C)NC(=O)[C@H](CC=3C4=CC=CC=C4NC=3)NC(=O)[C@@H](CC(C)C)NC(=O)[C@H](CC=3C4=CC=CC=C4NC=3)NC(=O)[C@H](C(C)C)NC(=O)[C@H](C(C)C)NC(=O)[C@@H](C(C)C)NC(=O)[C@H](C)NC(=O)[C@H](NC(=O)[C@H](C)NC(=O)CNC(=O)[C@@H](NC=O)C(C)C)CC(C)C)C(=O)NCCO)=CNC2=C1 ZWCXYZRRTRDGQE-SORVKSEFSA-N 0.000 description 1
- 125000003187 heptyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002207 metabolite Substances 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 125000001624 naphthyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001400 nonyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000002347 octyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000001147 pentyl group Chemical group C(CCCC)* 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000001397 quillaja saponaria molina bark Substances 0.000 description 1
- 229930182490 saponin Natural products 0.000 description 1
- 150000007949 saponins Chemical class 0.000 description 1
- HFHDHCJBZVLPGP-UHFFFAOYSA-N schardinger α-dextrin Chemical compound O1C(C(C2O)O)C(CO)OC2OC(C(C2O)O)C(CO)OC2OC(C(C2O)O)C(CO)OC2OC(C(O)C2O)C(CO)OC2OC(C(C2O)O)C(CO)OC2OC2C(O)C(O)C1OC2CO HFHDHCJBZVLPGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 125000003944 tolyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002948 undecyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Область техники, к которой относится настоящее изобретениеField of technology to which the present invention relates
Настоящее изобретение относится к средству для устранения пробок и способу его получения и применению, в частности, к биологическому и химическому (БиХ) комбинированному средству для устранения пробок и способу его получения и применению.The present invention relates to a deblocker and a method for its production and use, in particular, to a biological and chemical (B&C) combined deblocker and a method for its production and use.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Нефть является важным невозобновляемым стратегическим ресурсом и занимает важное место в мировой энергетической структуре. Она также является незаменимым сырьем в химической промышленности и имеет большое значение для развития страны и структуры экономики. В связи с растущей потребностью в энергии в мире вопрос о том, как непрерывно увеличивать добычу сырой нефти на существующих нефтяных месторождениях, одновременно снижая затраты на добычу сырой нефти и решая практические проблемы в текущем процессе добычи нефти, стал основной темой исследований, вызывающей общую озабоченность в нефтяной промышленности.Oil is an important non-renewable strategic resource and occupies an important place in the global energy structure. It is also an indispensable raw material in the chemical industry and is of great importance for the development of the country and the structure of the economy. With the world's growing energy demand, the question of how to continuously increase crude oil production from existing oil fields while reducing crude oil production costs and solving practical problems in the current oil production process has become a major research topic of common concern in the world. oil industry.
В процессе нефтепоисковых работ, разработки и длительной эксплуатации из-за ряда других причин, таких как загрязнение жидкостями и осаждение механических примесей и образование пробок в производственном процессе бурения скважин, заканчивания скважин, скважинных операций, долгосрочной добычи нефти и закачки воды, происходит неизбежное повышение пластового давления в зоне вблизи скважины, снижение проницаемости и уменьшение притока, что приводит к снижению объемов добычи нефти и закачиваемой воды или даже к остановке добычи. Проблема пробок нефтяных скважин стала проблемой, которую нельзя игнорировать в процессе добычи нефти. Нахождение правильного, системного, экономичного и практичного решения для устранения пробок нефтяной скважины в настоящее время стало темой, имеющей большое научное и практическое значение, а также существует острая потребность у нефтепромысловых предприятий в достижении цели понижения давления, увеличения объема закачивания и увеличения добычи в процессе эксплуатации. Причины образования пробок нефтяных скважин можно грубо разделить на две категории в соответствии с различными веществами, вызывающими пробки, а также различными источниками образования пробок, а именно неорганическими пробками и органическими пробками. Вещества, вызывающие неорганические пробки, в основном включают накипь, ржавчину, железосодержащий шлак, неорганические соли, глину и тому подобное. Вещества, которые вызывают органические пробки, в основном, включают остаточную сырую нефть, парафин и асфальтены, полимеры и коллоиды, формирующиеся in-situ эмульсии, образованные в результате эмульгирования, эмульсии, образованные текучими средами после закачки, и маслянистые вещества, нефтешламы и тому подобное.During oil exploration, development and long-term operation, due to a number of other reasons, such as contamination by liquids and sedimentation of mechanical impurities and the formation of plugs in the production process of well drilling, well completion, well operations, long-term oil production and water injection, there is an inevitable increase in reservoir pressure in the area near the well, a decrease in permeability and a decrease in inflow, which leads to a decrease in the volume of oil production and injected water or even to a stop in production. The problem of oil well plugging has become a problem that cannot be ignored in the process of oil production. Finding a proper, systematic, economical and practical solution to remove oil well plugs has now become a topic of great scientific and practical importance, and there is also an urgent need for oil field enterprises to achieve the goal of reducing pressure, increasing injection volume and increasing production during operation. . The causes of oil well slugs can be roughly divided into two categories according to the different substances that cause slugs as well as the different sources of slugs, namely inorganic slugs and organic slugs. Substances that cause inorganic plugging mainly include scale, rust, iron slag, inorganic salts, clay and the like. Substances that cause organic slugs generally include residual crude oils, waxes and asphaltenes, polymers and colloids, in-situ emulsions formed by emulsification, emulsions formed by post-injection fluids and oily substances, oil sludges and the like .
Из-за сложного механизма образования пробок нефтяных скважин и многообразия пробок существующая технология устранения пробок имеет различную степень недоработок и недостатков в решении актуальной проблемы пробок нефтяных скважин. В Китае для устранения пробок обычно используются гидроразрыв и кислотная обработка пласта. Подвергнутый гидроразрыву пласт характеризуется хорошим эффектом создания трещин, но капиталовложения на одну скважину огромны, и может возникать проблема образования языков обводнения. Устранение пробок путем кислотной обработки пласта имеет низкую стоимость и оказывает относительно хорошее действие на устранение пробок при неорганических пробках, но имеет относительно небольшой радиус обработки, короткий срок действия, ограниченную применимость, менее заметное действие на органические пробки и приводит к серьезному загрязнению окружающей среды, а также вызывает различную степень повреждения трубопровода на нефтяном месторождении и пласта. Таким образом, из-за недостатков существующих отечественных традиционных способов устранения пробок и серьезной проблемы органических пробок, таких как остаточная нефть, разработка эффективного средства для устранения пробок, обладающего сильной способностью солюбилизировать сырую нефть и значительно понижать межфазное натяжение нефть/вода, имеет большое значение для повышения эффективности разработки нефтяного месторождения путем заводнения.Due to the complex mechanism of oil well plugging and the variety of plugs, the existing plug removal technology has varying degrees of shortcomings and shortcomings in solving the current problem of oil well plugging. In China, hydraulic fracturing and acidizing are commonly used to clear plugs. The hydraulically fractured formation has a good fracturing effect, but the investment per well is huge, and the problem of water tongue formation may arise. Removal of slugs by acidizing the formation is low cost and has a relatively good effect in removing slugs for inorganic slugs, but has a relatively small treatment radius, short duration of action, limited applicability, less noticeable effect on organic slugs and leads to serious environmental pollution, and also causes varying degrees of damage to oil field pipelines and reservoirs. Therefore, due to the shortcomings of existing domestic traditional deslugging methods and the serious problem of organic slugs such as residual oil, the development of an effective deslugging agent with a strong ability to solubilize crude oil and significantly reduce the oil/water interfacial tension is of great importance for increasing the efficiency of oil field development through waterflooding.
Биологическое поверхностно-активное вещество представляет собой вещество с высокой поверхностной активностью, вырабатываемое в основном микроорганизмами в процессе метаболизма. По сравнению с другими поверхностно-активными веществами, биологическое поверхностно-активное вещество обладает более выраженной поверхностной активностью, а также характеризуется разнообразной биологической активностью. Биологическое поверхностно-активное вещество также обладает несопоставимыми «зелеными» свойствами защиты окружающей среды по сравнению с химическими поверхностно-активными веществами, что заставляет уделять все больше внимания перспективам его применения в промышленности. В настоящее время основным применением биологических поверхностно-активных веществ в области нефтедобычи является повышение коэффициента извлечения сырой нефти. Являясь метаболитом микроорганизмов, биологические поверхностно-активные вещества играют важную роль в технологии микробиологического повышения нефтеотдачи пластов. Технология микробиологического повышения нефтеотдачи пластов заключается во введении микробного раствора и питательных сред в подземную нефтяную залежь или же только во введении питательной среды для активации микроорганизмов в нефтяную залежь, чтобы эти микроорганизмы могли воспроизводиться и размножаться в нефтяной залежи. С одной стороны, непосредственное воздействие микроорганизмов на сырую нефть используется для улучшения характеристик сырой нефти, а также для улучшения текучести сырой нефти в порах и отверстиях пласта. С другой стороны, органические кислоты, полимеры, газы, биологически активные поверхностно-активные вещества и тому подобное, образующиеся в результате метаболизма микроорганизмов в нефтяной залежи, используются для повышения нефтеотдачи пласта путем понижения межфазного натяжения между нефтью и водой. Биологические поверхностно-активные вещества не только обладают превосходными свойствами поверхности и границы раздела, но также могут эффективно повышать текучесть сырой нефти, а также они могут все еще стабильно существовать в экстремальных условиях, таких как высокая температура, высокая минерализация, кислые и щелочные условия, в то время как на поверхностную активность это не влияет. Исключительные преимущества биологических поверхностно-активных веществ наделяют их потенциальной прикладной ценностью в области устранения пробок на нефтяном месторождении.A biological surfactant is a substance with high surface activity, produced mainly by microorganisms during metabolism. Compared with other surfactants, biological surfactant has stronger surface activity and also exhibits a variety of biological activities. Biological surfactant also has disparate "green" environmental protection properties compared to chemical surfactants, leading to increasing attention to its prospects for industrial applications. Currently, the main application of biological surfactants in the field of oil production is to improve the recovery factor of crude oil. As a metabolite of microorganisms, biological surfactants play an important role in microbiological enhanced oil recovery technology. Microbiological enhanced oil recovery technology involves introducing a microbial solution and nutrient media into an underground oil reservoir, or only introducing a nutrient medium to activate microorganisms into an oil reservoir so that these microorganisms can reproduce and multiply in the oil reservoir. On the one hand, the direct action of microorganisms on crude oil is used to improve the characteristics of crude oil, as well as to improve the fluidity of crude oil in the pores and openings of the formation. On the other hand, organic acids, polymers, gases, biologically active surfactants and the like, resulting from the metabolism of microorganisms in an oil reservoir, are used to enhance oil recovery by reducing the interfacial tension between oil and water. Biological surfactants not only have excellent surface and interface properties, but also can effectively improve the fluidity of crude oil, and they can still stably exist in extreme conditions such as high temperature, high salinity, acidic and alkaline conditions, in while surface activity is not affected. The exceptional benefits of biological surfactants give them potential application value in the field of oil field plug removal.
Краткое раскрытие изобретенияBrief Disclosure of the Invention
Как упоминалось выше, в известном уровне техники, при условии исключения неблагоприятных воздействий на окружающую среду, существующая технология устранения пробок на нефтяных месторождениях недостаточна для устранения органических пробок, и трудно эффективно достичь цели снижения давления закачивания и увеличения объема закачивания, а также повышения добычи сырой нефти.As mentioned above, in the prior art, as long as no adverse effects on the environment are avoided, the existing oil field slug removal technology is insufficient to eliminate organic slugs, and it is difficult to effectively achieve the goal of reducing injection pressure and increasing injection volume, as well as increasing crude oil production .
Принимая во внимание эту проблему известного уровня техники, авторы настоящего изобретения провели углубленные исследования и в результате разработали новое БиХ комбинированное средство для устранения пробок. Средство для устранения пробок может эффективно солюбилизировать сырую нефть с образованием микроэмульсии и значительно понижать межфазное натяжение нефть/вода; при этом оно может уменьшать межфазное натяжение нефть/вода и обладает хорошей способностью солюбилизировать сырую нефть, и может эффективно решить проблемы повышенного давления закачки воды, вызванного органическими пробками, такими как сырая нефть, и пониженного объема закачки, улучшить эффективность разработки нефтяного месторождения путем заводнения, и одновременно снизить расход химического поверхностно-активного вещества и уменьшить загрязнение окружающей среды, что позволило осуществить настоящее изобретение.Taking into account this problem of the prior art, the inventors of the present invention conducted in-depth research and, as a result, developed a new BiC combination de-blocking agent. The deslugging agent can effectively solubilize crude oil to form a microemulsion and significantly reduce the oil/water interfacial tension; Moreover, it can reduce the oil/water interfacial tension and has good ability to solubilize crude oil, and can effectively solve the problems of high water injection pressure caused by organic plugs such as crude oil and reduced injection volume, improve the efficiency of oil field development by waterflooding, and at the same time reduce the consumption of chemical surfactant and reduce environmental pollution, which made it possible to carry out the present invention.
Таким образом, в первом аспекте настоящего изобретения предусмотрено БиХ комбинированное средство для устранения пробок, которое содержит следующие компоненты в массовых частях: А. 10-50 частей биологического поверхностно-активного вещества; и В. 5-20 частей химического поверхностно-активного вещества; при этом химическое поверхностно-активное вещество представляет собой анионогенное-неионогенное поверхностно-активное вещество.Thus, in the first aspect of the present invention there is provided a BiC combination deblocker which contains the following components in parts by weight: A. 10-50 parts of a biological surfactant; and B. 5-20 parts of chemical surfactant; wherein the chemical surfactant is an anionic-nonionic surfactant.
Во втором аспекте настоящего изобретения предусмотрен способ получения указанного выше БиХ комбинированного средства для устранения пробок настоящего изобретения, который включает в себя следующие стадии: смешивание биологического поверхностно-активного вещества, химического поверхностно-активного вещества, необязательно синергиста и необязательно воды с получением БиХ комбинированного средства для устранения пробок.In a second aspect of the present invention, there is provided a method for producing the above-mentioned BiC combination deblocker of the present invention, which includes the following steps: mixing a biological surfactant, a chemical surfactant, optionally a synergist and optionally water to obtain a BiC combination deblocker eliminating traffic jams.
В третьем аспекте настоящего изобретения предусмотрено применение указанного выше БиХ комбинированного средства для устранения пробок настоящего изобретения для устранения пробок сырой нефти.In a third aspect of the present invention, there is provided the use of the above-mentioned BiC combination de-slug agent of the present invention for the removal of crude oil slugs.
В четвертом аспекте настоящего изобретения предусмотрена композиция средства для устранения пробок, которая содержит указанное выше БиХ комбинированное средство для устранения пробок настоящего изобретения и растворитель.In a fourth aspect of the present invention, there is provided a deblocker composition which contains the above-mentioned BiX combination deblocker of the present invention and a solvent.
Технический результат изобретенияTechnical result of the invention
Одним из компонентов средства для устранения пробок настоящего изобретения является биологическое поверхностно-активное вещество, которое является экологически чистым материалом и не вызывает сильного загрязнения окружающей среды.One of the components of the blockage remover of the present invention is a biological surfactant, which is an environmentally friendly material and does not cause severe environmental pollution.
В средстве для устранения пробок настоящего изобретения химическое поверхностно-активное вещество объединено с биологическим поверхностно-активным веществом для снижения добавляемого количества химического поверхностно-активного вещества и уменьшения загрязнения окружающей среды.In the deblocker of the present invention, a chemical surfactant is combined with a biological surfactant to reduce the added amount of chemical surfactant and reduce environmental pollution.
В средстве для устранения пробок настоящего изобретения координация химического поверхностно-активного вещества и биологического поверхностно-активного вещества обеспечивает превосходный синергический эффект, позволяет эффективно солюбилизировать сырую нефть с образованием микроэмульсии, приводя к значительному снижению межфазного натяжения нефть/вода, и при этом может уменьшать межфазное натяжение нефть/вода и обладает хорошей способностью солюбилизировать сырую нефть, и может эффективно решить проблемы повышенного давления закачки воды, вызванного органическими пробками, такими как сырая нефть, и пониженного объема закачки, и улучшить эффективность разработки нефтяного месторождения путем заводнения.In the deslugging agent of the present invention, the coordination of a chemical surfactant and a biological surfactant provides an excellent synergistic effect, effectively solubilizes crude oil to form a microemulsion, resulting in a significant reduction in oil/water interfacial tension, and can thereby reduce interfacial tension oil/water and has good ability to solubilize crude oil, and can effectively solve the problems of high water injection pressure caused by organic slugs such as crude oil and reduced injection volume, and improve the efficiency of oil field development by waterflooding.
Кроме того, в средство для устранения пробок настоящего изобретения может быть дополнительно добавлен синергист, благодаря чему указанный выше эффект солюбилизации и устранения пробок, достигаемый средством для устранения пробок, может быть дополнительно улучшен.In addition, a synergist can be further added to the deblocking agent of the present invention, whereby the above-mentioned solubilization and deblocking effect achieved by the deblocking agent can be further improved.
Краткое описание чертежейBrief description of drawings
На фиг. 1 приведена принципиальная схема экспериментального устройства для физического моделирования.In fig. Figure 1 shows a schematic diagram of the experimental device for physical modeling.
Подробное раскрытие изобретенияDetailed Disclosure of the Invention
Далее будут подробно описаны варианты осуществления настоящего изобретения, однако, следует понимать, что объем настоящего изобретения не ограничивается конкретными вариантами осуществления, но определяется прилагаемой формулой изобретения.Embodiments of the present invention will now be described in detail, however, it should be understood that the scope of the present invention is not limited to specific embodiments, but is defined by the appended claims.
Все публикации, патентные заявки, патенты и ссылки на другие источники, упомянутые в данном описании, включены в настоящий документ посредством ссылки во всей своей полноте. Если не определено иное, все технические и научные термины, употребляемые в настоящем документе, имеют такое же значение, какое обычно понимается специалистом в области техники, к которой принадлежит данное изобретение. В случае противоречия, настоящее описание, включающее определения, будет иметь преимущество.All publications, patent applications, patents and references to other sources mentioned in this description are incorporated herein by reference in their entirety. Unless otherwise defined, all technical and scientific terms used herein have the same meaning as commonly understood by one skilled in the art to which this invention belongs. In case of conflict, the present description, including definitions, will control.
Когда в описании определяется материал, вещество, процесс, стадия, устройство, элемент и тому подобное с таким выражением, как «известный специалистам в данной области», «предшествующий уровень техники» или с их синонимом, предполагается, что объекты, производные от такого выражения, включают те, которые традиционно использовались в данной области на момент подачи данной заявки, однако также включают те, которые, возможно, не так часто используются в настоящее время, но станут известны в данной области как подходящие для аналогичной цели.When a specification identifies a material, substance, process, step, device, element, or the like with an expression such as “known to those skilled in the art,” “prior art,” or a synonym thereof, it is intended that the objects derived from such expression , include those conventionally used in the art at the time of filing this application, but also include those that may not be as commonly used today, but will become known in the art to be suitable for a similar purpose.
В контексте данного описания, любой элемент или вещество, не упомянутые выше, кроме указанных явным образом, непосредственно применимы к известным в области техники без каких-либо изменений. Кроме того, любой из вариантов осуществления, описанных в настоящем документе, может быть свободно объединен с одним или более другими вариантами осуществления, описанными в данном документе, и полученные технические решения или технические идеи считаются частью первоначального раскрытия или первоначальной публикации настоящего изобретения, и не должны рассматриваться как новое содержание, которое не было раскрыто или не ожидалось в данном описании, если только специалистам в данной области не очевидно, что такое объединение является совершенно неприемлемым.In the context of this description, any element or substance not mentioned above, except as expressly stated, is directly applicable to those known in the art without any modification. In addition, any of the embodiments described herein may be freely combined with one or more other embodiments described herein, and the resulting technical solutions or technical ideas are considered part of the original disclosure or initial publication of the present invention, and should not be considered as new content that was not disclosed or expected in this specification, unless it is obvious to those skilled in the art that such combination is completely unacceptable.
В настоящем описании С4-40 линейный или разветвленный алкил представляет собой группу, полученную путем удаления одного атома водорода из линейного или разветвленного алкана, имеющего 4-40 атомов углерода, без нарушения валентности, и предпочтительно группу, полученную путем удаления одного атома водорода, присоединенного к одному концевому атому углерода алкана. С4-40 линейный или разветвленный алкил может включать С5-30 линейный или разветвленный алкил, и может также включать С6-20 линейный или разветвленный алкил. В качестве конкретных примеров этих алкильных групп можно перечислить, без ограничения, бутил, пентил, гексил, гептил, октил, нонил, децил, ундецил, додецил, гексадецил, октадецил, эйкозил, докозил и изомеры этих групп и тому подобное. С другой стороны, С1-20 линейный или разветвленный алкил и С1-10 линейный или разветвленный алкил определяются таким же образом, как и указанный выше алкил, за исключением того, что количество их атомов углерода составляет 1-20 и 1-10, соответственно.As used herein, a C 4-40 linear or branched alkyl is a group obtained by removing one hydrogen atom from a linear or branched alkane having 4-40 carbon atoms without disturbing the valence, and preferably a group obtained by removing one hydrogen atom attached to one terminal carbon atom of the alkane. C 4-40 linear or branched alkyl may include C 5-30 linear or branched alkyl, and may also include C 6-20 linear or branched alkyl. Specific examples of these alkyl groups include, but are not limited to, butyl, pentyl, hexyl, heptyl, octyl, nonyl, decyl, undecyl, dodecyl, hexadecyl, octadecyl, eicosyl, docosyl and isomers of these groups and the like. On the other hand, C 1-20 linear or branched alkyl and C 1-10 linear or branched alkyl are defined in the same way as the above alkyl, except that the number of their carbon atoms is 1-20 and 1-10, respectively.
В настоящем описании С4-40 моноциклический или полициклический циклоалкил представляет собой группу, полученную путем удаления одного атома водорода из моноциклического или полициклического циклоалкана, имеющего 4-40 атомов углерода, без нарушения валентности. Следует отметить, что С4-40 моноциклическая или полициклическая циклоалкильная группа включает в себя случай, когда все атомы углерода являются образующими кольцо атомами углерода, и также включает случай, когда алкильная группа или циклоалкильная группа присоединена к циклоалкильной группе в качестве заместителя, при условии, что в структуре группы имеется моноциклическая или полициклическая алкильная группа, и общее число атомов углерода составляет 4-40. С4-40 моноциклический или полициклический циклоалкил может включать С5-30 моноциклический или полициклический циклоалкил, и может также включать С6-20 моноциклический или полициклический циклоалкил, С5-10 моноциклический или полициклический циклоалкил, С5-8 моноциклический или полициклический циклоалкил, С5-7 моноциклический или полициклический циклоалкил. В качестве конкретных примеров этих моноциклических или полициклических циклоалкильных групп можно перечислить, без ограничения, циклобутил, циклопентил, циклогексил, циклогептил, циклооктил, метилциклогексил, этилциклогексил, пропилциклогексил, октилциклогексил и тому подобное.As used herein, a C 4-40 monocyclic or polycyclic cycloalkyl is a group obtained by removing one hydrogen atom from a monocyclic or polycyclic cycloalkane having 4-40 carbon atoms without disturbing the valence. It should be noted that a C 4-40 monocyclic or polycyclic cycloalkyl group includes the case where all carbon atoms are ring-forming carbon atoms, and also includes the case where an alkyl group or cycloalkyl group is attached to the cycloalkyl group as a substituent, provided that that the structure of the group contains a monocyclic or polycyclic alkyl group, and the total number of carbon atoms is 4-40. C 4-40 monocyclic or polycyclic cycloalkyl may include C 5-30 monocyclic or polycyclic cycloalkyl, and may also include C 6-20 monocyclic or polycyclic cycloalkyl, C 5-10 monocyclic or polycyclic cycloalkyl, C 5-8 monocyclic or polycyclic cycloalkyl, C 5-7 monocyclic or polycyclic cycloalkyl. Specific examples of these monocyclic or polycyclic cycloalkyl groups include, but are not limited to, cyclobutyl, cyclopentyl, cyclohexyl, cycloheptyl, cyclooctyl, methylcyclohexyl, ethylcyclohexyl, propylcyclohexyl, octylcyclohexyl, and the like.
В настоящем изобретении С4-40 линейный или разветвленный алкенил относится к группе, имеющей по меньшей мере одну олефиновую двойную связь, предпочтительно имеющей одну двойную связь, в указанном выше С4-40 линейном или разветвленном алкиле. С4-40 линейный или разветвленный алкенил может включать С5-30 линейный или разветвленный алкенил, и может также включать С6-20 линейный или разветвленный алкенил. В качестве конкретных примеров этих алкенильных групп можно перечислить, без ограничения, бутенил, 2-пентенил, 1-гексенил, 1-гептенил, 1-октенил, изомеры этих групп и тому подобное. С другой стороны, С2-20 линейный или разветвленный алкенил и С2-10 линейный или разветвленный алкенил определяются таким же образом, как и указанный выше алкенил, за исключением того, что количество их атомов углерода составляет 2-20 и 2-10, соответственно.In the present invention, C 4-40 linear or branched alkenyl refers to a group having at least one olefinic double bond, preferably having one double bond, in the above C 4-40 linear or branched alkyl. C 4-40 linear or branched alkenyl may include C 5-30 linear or branched alkenyl, and may also include C 6-20 linear or branched alkenyl. Specific examples of these alkenyl groups include, but are not limited to, butenyl, 2-pentenyl, 1-hexenyl, 1-heptenyl, 1-octenyl, isomers of these groups, and the like. On the other hand, C2-20 linear or branched alkenyl and C2-10 linear or branched alkenyl are defined in the same manner as alkenyl above, except that the number of their carbon atoms is 2-20 and 2-10. respectively.
В настоящем описании С6-40 арил представляет собой группу, полученную путем удаления одного атома водорода из ароматического углеводорода, имеющего 6-40 атомов углерода, без нарушения валентности. Следует отметить, что С6-40 арильная группа включает случай, когда все атомы углерода являются образующими кольцо атомами углерода ароматического кольца, и также включает случай, когда алкильная группа или циклоалкильная группа присоединена к ароматическому кольцу в качестве заместителя, при условии, что в структуре группы имеется ароматическое кольцо, и общее число атомов углерода составляет 6-40. С6-40 арил может включать С6-30 арил и может также включать С6-20 арил или С6-10 арил. В качестве конкретных примеров этих арильных групп могут быть перечислены, без ограничения, фенил, нафтил, метилфенил, диметилфенил, этилфенил, метилнафтил, 2-метилнафтил, 2-этилнафтил и тому подобное.As used herein, C 6-40 aryl is a group obtained by removing one hydrogen atom from an aromatic hydrocarbon having 6-40 carbon atoms without disturbing the valency. It should be noted that the C 6-40 aryl group includes the case where all carbon atoms are ring-forming carbon atoms of the aromatic ring, and also includes the case where an alkyl group or cycloalkyl group is attached to the aromatic ring as a substituent, provided that in the structure group has an aromatic ring, and the total number of carbon atoms is 6-40. C6-40 aryl may include C6-30 aryl and may also include C6-20 aryl or C6-10 aryl. As specific examples of these aryl groups, there may be listed, without limitation, phenyl, naphthyl, methylphenyl, dimethylphenyl, ethylphenyl, methylnaphthyl, 2-methylnaphthyl, 2-ethylnaphthyl and the like.
В настоящем изобретении С1-20 линейный или разветвленный алкилен представляет собой группу, полученную путем удаления двух атомов водорода из линейного или разветвленного алкана, имеющего 1-20 атомов углерода, без нарушения валентности, и предпочтительно группу, полученную путем удаления каждого атома водорода, присоединенного к двум концевым атомам углерода алкана. С1-20 линейный или разветвленный алкилен может включать С1-10 линейный или разветвленный алкилен, и может также включать C1-8 линейный или разветвленный алкилен. В качестве конкретных примеров этих алкиленовых групп можно перечислить, без ограничения, метилен, этилен, триметилен, тетраметилен, пентаметилен, гексаметилен, изомеры этих групп и тому подобное.In the present invention, a C 1-20 linear or branched alkylene is a group obtained by removing two hydrogen atoms from a linear or branched alkane having 1-20 carbon atoms without disturbing the valence, and preferably a group obtained by removing each hydrogen atom attached to the two terminal carbon atoms of the alkane. C 1-20 linear or branched alkylene may include C 1-10 linear or branched alkylene, and may also include C 1-8 linear or branched alkylene. Specific examples of these alkylene groups include, but are not limited to, methylene, ethylene, trimethylene, tetramethylene, pentamethylene, hexamethylene, isomers of these groups, and the like.
В настоящем изобретении С4-40 моноциклический или полициклический циклоалкилен представляет собой группу, полученную путем удаления двух атомов водорода из моноциклического или полициклического циклоалкана, имеющего 4-40 атомов углерода, без нарушения валентности. Предпочтительно группу получают путем удаления каждого атома водорода из двух разных атомов углерода. Следует отметить, что С4-40 моноциклическая или полициклическая циклоалкиленовая группа включает в себя случай, когда все атомы углерода являются образующими кольцо атомами углерода, и также включает случай, когда алкильная группа или циклоалкильная группа присоединена к циклоалкильной группе в качестве заместителя, при условии, что в структуре группы имеется моноциклическая или полициклическая алкильная группа, и общее число атомов углерода составляет 4-40. Кроме того, две скрепляющие связи могут обе быть расположены в моноциклической или полициклической части, или обе в заместителе моноциклической или полициклической части, или одна в моноциклической или полициклической части, а другая - в заместителе. С4-40 моноциклический или полициклический циклоалкилен может включать в себя С5-30 моноциклический или полициклический циклоалкилен, и может также включать С6-20 моноциклический или полициклический циклоалкилен. В качестве конкретных примеров этих моноциклических или полициклических циклоалкильных групп можно перечислить, без ограничения, 1,2-циклопентандиил, 1,2-циклогександиил, 1,4-циклогептандиил, 1,4-циклооктандиил, 3-метилциклогексан-1,2-диил, 3-этилциклогексан-1,2-диил, 3-пропилциклогексан-1,2-диил и тому подобное.In the present invention, C 4-40 monocyclic or polycyclic cycloalkylene is a group obtained by removing two hydrogen atoms from a monocyclic or polycyclic cycloalkane having 4-40 carbon atoms without disturbing the valence. Preferably, the group is formed by removing each hydrogen atom from two different carbon atoms. It should be noted that the C 4-40 monocyclic or polycyclic cycloalkylene group includes the case where all carbon atoms are ring-forming carbon atoms, and also includes the case where an alkyl group or cycloalkyl group is attached to the cycloalkyl group as a substituent, provided that that the structure of the group contains a monocyclic or polycyclic alkyl group, and the total number of carbon atoms is 4-40. In addition, the two linkages may both be located in a monocyclic or polycyclic moiety, or both in a substituent of a monocyclic or polycyclic moiety, or one in a monocyclic or polycyclic moiety and the other in a substituent. C 4-40 monocyclic or polycyclic cycloalkylene may include C 5-30 monocyclic or polycyclic cycloalkylene, and may also include C 6-20 monocyclic or polycyclic cycloalkylene. Specific examples of these monocyclic or polycyclic cycloalkyl groups include, but are not limited to, 1,2-cyclopentanediyl, 1,2-cyclohexanediyl, 1,4-cycloheptanediyl, 1,4-cyclooctanediyl, 3-methylcyclohexane-1,2-diyl, 3-ethylcyclohexane-1,2-diyl, 3-propylcyclohexane-1,2-diyl and the like.
В настоящем изобретении С4-40 линейный или разветвленный алкенилен относится к группе, имеющей по меньшей мере одну олефиновую двойную связь, предпочтительно имеющей одну двойную связь, в указанном выше С4-40 линейном или разветвленном алкилене. С4-40 линейный или разветвленный алкенилен может включать С5-30 линейный или разветвленный алкенилен, и может также включать С6-20 линейный или разветвленный алкенилен. В качестве конкретных примеров этих алкениленовых групп можно перечислить, без ограничения, 2-бутен-1,4-диил, 2-пентен-1,4-диил, 3-гексилен-1,6-диил, 3-гептилен-1,7-диил, 4-октилен-1,8-диил, изомеры этих групп и тому подобное.In the present invention, C 4-40 linear or branched alkenylene refers to a group having at least one olefinic double bond, preferably having one double bond, in the above C 4-40 linear or branched alkylene. C 4-40 linear or branched alkenylene may include C 5-30 linear or branched alkenylene, and may also include C 6-20 linear or branched alkenylene. Specific examples of these alkenylene groups include, but are not limited to, 2-butene-1,4-diyl, 2-pentene-1,4-diyl, 3-hexylene-1,6-diyl, 3-heptylene-1,7 -diyl, 4-octylene-1,8-diyl, isomers of these groups and the like.
В настоящем описании С6-40 арилен представляет собой группу, полученную путем удаления двух атомов водорода из ароматического углеводорода, имеющего 6-40 атомов углерода, без нарушения валентности. Следует отметить, что С6-40 ариленовая группа включает случай, когда все атомы углерода являются образующими кольцо атомами углерода ароматического кольца, и также включает случай, когда алкильная группа или циклоалкильная группа присоединена к ароматическому кольцу в качестве заместителя, при условии, что в структуре группы имеется ароматическое кольцо, и общее число атомов углерода составляет 6-40. Кроме того, две скрепляющие связи могут обе быть расположены в ароматическом кольце, или обе в заместителе ароматического кольца, или одна в ароматическом кольце, а другая - в заместителе. С6-40 арилен может включать С6-30 арилен, и может также включать С6-20 арилен. В качестве конкретных примеров этих арильных групп могут быть перечислены, без ограничения, 1,4-фенилен, 1,4-нафтилен, 2-метил-1,4-фенилен, 2,3-диметил-1,4-фенилен, 2-этил-1,4-фенилен и тому подобное.As used herein, a C 6-40 arylene is a group obtained by removing two hydrogen atoms from an aromatic hydrocarbon having 6-40 carbon atoms without disturbing the valence. It should be noted that the C 6-40 arylene group includes the case where all carbon atoms are ring-forming carbon atoms of the aromatic ring, and also includes the case where an alkyl group or cycloalkyl group is attached to the aromatic ring as a substituent, provided that in the structure group has an aromatic ring, and the total number of carbon atoms is 6-40. In addition, the two bonding bonds may both be located on the aromatic ring, or both on the aromatic ring substituent, or one on the aromatic ring and the other on the substituent. C6-40 arylene may include C6-30 arylene, and may also include C6-20 arylene. Specific examples of these aryl groups include, but are not limited to, 1,4-phenylene, 1,4-naphthylene, 2-methyl-1,4-phenylene, 2,3-dimethyl-1,4-phenylene, 2- ethyl-1,4-phenylene and the like.
В настоящем изобретении «необязательно замещенный» относится к необязательно замещенному одним или более заместителями, выбранными из гидроксила, С1-20 (предпочтительно С1-10) линейного или разветвленного алкила, С5-10 (предпочтительно С5-8 или С5-7) моноциклического или полициклического циклоалкила (такого как циклогексил), С2-20 (предпочтительно С2-10) линейного или разветвленного алкенила и С6-20 (предпочтительно С6-10) арила.In the present invention, "optionally substituted" refers to optionally substituted with one or more substituents selected from hydroxyl, C 1-20 (preferably C 1-10 ) linear or branched alkyl, C 5-10 (preferably C 5-8 or C 5- 7 ) monocyclic or polycyclic cycloalkyl (such as cyclohexyl), C 2-20 (preferably C 2-10 ) linear or branched alkenyl and C 6-20 (preferably C 6-10 ) aryl.
В настоящем изобретении количество заместителей, которые «необязательно замещают», может быть равно 0 или 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 или 8, в зависимости от верхнего предела количества замещаемых групп, которые могут быть замещены.In the present invention, the number of substituents that are "optionally substituted" may be 0 or 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 or 8, depending on the upper limit of the number of substituent groups that can be substituted.
В частности, настоящее изобретение предлагает следующие технические решения.In particular, the present invention provides the following technical solutions.
БиХ комбинированное средство для устранения пробок, которое содержит следующие компоненты в массовых частях: А. 10-50 частей биологического поверхностно-активного вещества; и В. 5-20 частей химического поверхностно-активного вещества; при этом химическое поверхностно-активное вещество представляет собой анионогенное-неионогенное поверхностно-активное вещество.BiH is a combined product for removing plugs, which contains the following components in parts by mass: A. 10-50 parts of a biological surfactant; and B. 5-20 parts of chemical surfactant; wherein the chemical surfactant is an anionic-nonionic surfactant.
В настоящем изобретении можно использовать биологическое поверхностно-активное вещество, обычно используемое в данной области. Оно может быть товарным продуктом или же оно может быть получено путем специфической бактериальной ферментации. В одном варианте осуществления настоящего изобретения биологическое поверхностно-активное вещество представляет собой, по меньшей мере, одно из липопептида, рамнолипида, липида трегалозы, софоролипида, грамицидина, алкилполигликозида, сапонина и циклодекстрина. В одном варианте осуществления настоящего изобретения биологическое поверхностно-активное вещество представляет собой предпочтительно, по меньшей мере, одно из липопептида, рамнолипида и липида трегалозы.In the present invention, a biological surfactant commonly used in the field can be used. It may be a commercial product or it may be produced by specific bacterial fermentation. In one embodiment of the present invention, the biological surfactant is at least one of a lipopeptide, rhamnolipid, trehalose lipid, sophorolipid, gramicidin, alkyl polyglycoside, saponin, and cyclodextrin. In one embodiment of the present invention, the biological surfactant is preferably at least one of a lipopeptide, a rhamnolipid, and a trehalose lipid.
В средстве для устранения пробок настоящего изобретения химическое поверхностно-активное вещество выбрано из анионогенных-неионогенных поверхностно-активных веществ.In the deblocking agent of the present invention, the chemical surfactant is selected from anionic-nonionic surfactants.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения в качестве анионогенного-неионогенного поверхностно-активного вещества предпочтительно используется кислая соль гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира.In one embodiment of the present invention, the anionic-nonionic surfactant is preferably a hydrocarbyl polyoxyethylene polyoxypropylene ether acid salt.
В настоящем изобретении кислая соль в качестве анионной части химического поверхностно-активного вещества не имеет особых ограничений, и могут использоваться соли, которые обычно применяются в данной области техники. В одном варианте осуществления настоящего изобретения кислая соль представляет собой, по меньшей мере, одно из карбоксилатной соли, сульфатной соли, фосфатной соли и сульфонатной соли.In the present invention, the acid salt as the anionic part of the chemical surfactant is not particularly limited, and salts that are commonly used in the art can be used. In one embodiment of the present invention, the acid salt is at least one of a carboxylate salt, a sulfate salt, a phosphate salt, and a sulfonate salt.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения в кислой соли гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира число звеньев этиленоксида (ЕО-звенья) и число звеньев пропиленоксида (РО-звенья) независимо друг от друга представляют собой произвольное число в диапазоне 0-60 и оба не равны 0 одновременно. То есть в кислой соли гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира присутствует по меньшей мере одно алкиленоксидное звено. В одном варианте осуществления настоящего изобретения предпочтительно число звеньев этиленоксида (ЕО-звенья) н число звеньев пропил енокснд а (РО-звенья) независимо друг от друга составляет 1-50, более предпочтительно 1-40.In one embodiment of the present invention, in the hydrocarbyl polyoxyethylene polyoxypropylene ether acid salt, the number of ethylene oxide units (EO units) and the number of propylene oxide units (PO units) are independently of each other an arbitrary number in the range of 0-60 and both are not equal to 0 at the same time. That is, at least one alkylene oxide unit is present in the acid salt of the hydrocarbyl polyoxyethylene polyoxypropylene ether. In one embodiment of the present invention, preferably the number of ethylene oxide units (EO units) and the number of propylene oxide units (PO units), independently of each other, is 1-50, more preferably 1-40.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения в кислой соли гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира число атомов углерода гидрокарбильной части, за исключением числа атомов углерода в ЕО-звене, РО-звене и кислотной группе, составляет 6-50, предпочтительно 6-40, более предпочтительно 6-30.In one embodiment of the present invention, in the acid salt of the hydrocarbyl polyoxyethylene polyoxypropylene ether, the number of carbon atoms of the hydrocarbyl moiety, excluding the number of carbon atoms in the EO unit, PO unit and acid group, is 6-50, preferably 6-40, more preferably 6- thirty.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения кислая соль гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира имеет общую формулу со следующей структурой:In one embodiment of the present invention, the hydrocarbyl polyoxyethylene polyoxypropylene ether acid salt has a general formula with the following structure:
где R1 представляет собой необязательно замещенный С4-40 (или С5-30 или С6-20) линейный или разветвленный алкил, необязательно замещенный С4-40 (или С5-30, или С6-20) моноциклический или полициклический циклоалкил, необязательно замещенный С4-40 (или С5-30, или С6-20) линейный или разветвленный алкенил, необязательно замещенный С6-40 (или С6-30, или С6-20) арил, R2 представляет собой необязательно замещенный С1-20 (или С1-10, или C1-8) линейный или разветвленный алкилен, необязательно замещенный С4-40 (или С5-30, или С6-20) моноциклический или полициклический циклоалкилен, необязательно замещенный С4-40 (или С5-30, или С6-20) линейный или разветвленный алкенилен, необязательно замещенный С6-40 (или С6-30, или С6-20) арилен, причем «необязательно замещенный» относится к необязательно замещенному одним или более заместителями, выбранными из гидроксила, С1-20 (предпочтительно С1-10) линейного или разветвленного алкила, С5-10 (предпочтительно С5-8 или С5-7) моноциклического или полициклического циклоалкила (такого как циклогексил), С2-20 (предпочтительно С2-10) линейного или разветвленного алкенила и С6-20 (предпочтительно С6-10) арила, сумма числа атомов углерода в R1 и числа атомов углерода в R2 составляет 6-50, предпочтительно 6-40, более предпочтительно 6-30; m и n являются произвольными числами в диапазоне 0-60 и оба не равны 0, X представляет собой одно из карбоксилатного радикала, сульфатного радикала, фосфатного радикала и сульфонатного радикала, Y представляет собой противоион, а представляет собой абсолютное значение валентности X, b представляет собой абсолютное значение валентности Y.where R 1 represents optionally substituted C 4-40 (or C 5-30 or C 6-20 ) linear or branched alkyl, optionally substituted C 4-40 (or C 5-30 or C 6-20 ) monocyclic or polycyclic cycloalkyl, optionally substituted with C 4-40 (or C 5-30 , or C 6-20 ) linear or branched alkenyl, optionally substituted with C 6-40 (or C 6-30 , or C 6-20 ) aryl, R 2 is optionally substituted C 1-20 (or C 1-10 , or C 1-8 ) linear or branched alkylene, optionally substituted C 4-40 (or C 5-30 , or C 6-20 ) monocyclic or polycyclic cycloalkylene, optional substituted C 4-40 (or C 5-30 or C 6-20 ) linear or branched alkenylene, optionally substituted C 6-40 (or C 6-30 or C 6-20 ) arylene, where “optionally substituted” refers to optionally substituted with one or more substituents selected from hydroxyl, C 1-20 (preferably C 1-10 ) linear or branched alkyl, C 5-10 (preferably C 5-8 or C 5-7 ) monocyclic or polycyclic cycloalkyl (such as cyclohexyl), C 2-20 (preferably C 2-10 ) linear or branched alkenyl and C 6-20 (preferably C 6-10 ) aryl, the sum of the number of carbon atoms in R 1 and the number of carbon atoms in R 2 is 6- 50, preferably 6-40, more preferably 6-30; m and n are arbitrary numbers in the range 0-60 and both are not equal to 0, X represents one of the carboxylate radical, sulfate radical, phosphate radical and sulfonate radical, Y represents the counterion, a represents the absolute value of the valence of X, b represents absolute value of valency Y.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения группа R1 предпочтительно представляет собой необязательно замещенный С4-40 (или С5-30 или С6-20) линейный или разветвленный алкил, необязательно замещенный С6-40 (или С6-30, или С6-20) арил.In one embodiment of the present invention, the group R 1 is preferably an optionally substituted C 4-40 (or C 5-30 or C 6-20 ) linear or branched alkyl, optionally substituted C 6-40 (or C 6-30 or C 6-20 ) aryl.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения группа R2 предпочтительно представляет собой необязательно замещенный С1-20 (или С1-10, или C1-8) линейный или разветвленный алкилен, необязательно замещенный С6-40 (или С6-30, или С6-20) арилен.In one embodiment of the present invention, the group R 2 is preferably an optionally substituted C 1-20 (or C 1-10 or C 1-8 ) linear or branched alkylene, optionally substituted with a C 6-40 (or C 6-30 or C 6-20 ) arylene.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения термин «необязательно замещенный» предпочтительно относится к необязательному замещению одним или двумя заместителями, выбранными из С1-20 (предпочтительно С1-10) линейного или разветвленного алкила, С6-20 (предпочтительно С6-10) арила.In one embodiment of the present invention, the term "optionally substituted" preferably refers to optional substitution with one or two substituents selected from C1-20 (preferably C1-10 ) linear or branched alkyl, C6-20 (preferably C6-10 ) Arila.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения в кислой соли гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира, поскольку ЕО-звенья и РО-звенья могут быть представлены средними числами, числа m и n могут быть нецелочисленными. При этом m и n, например, могут составлять 0, 0,5, 1,2, 2,0, 2,5, 3,0, 3,5, 5,4, 7,5, 10,0, 15,0, 25,0, 30,2, 35,0, 40,0, 45,5, 50,5 или тому подобное.In one embodiment of the present invention, in the hydrocarbyl polyoxyethylene polyoxypropylene ether acid salt, since the EO units and PO units may be represented by average numbers, the numbers m and n may be non-integer. In this case, m and n, for example, can be 0, 0.5, 1.2, 2.0, 2.5, 3.0, 3.5, 5.4, 7.5, 10.0, 15, 0, 25.0, 30.2, 35.0, 40.0, 45.5, 50.5 or the like.
В настоящем изобретении противоионы, обычно используемые в данной области, могут быть использованы в качестве Y. В одном варианте осуществления настоящего изобретения Y предпочтительно представляет собой одно из Na+, K+, Mg2+, Са2+ и NH4 +.In the present invention, counterions commonly used in the art can be used as Y. In one embodiment of the present invention, Y is preferably one of Na + , K + , Mg 2+ , Ca 2+ and NH 4 + .
В настоящем изобретении в качестве анионогенного-неионогенного поверхностно-активного вещества может быть использован коммерческий продукт, или оно может быть получено путем синтеза с использованием способов, хорошо известных в данной области.In the present invention, a commercial product may be used as the anionic-nonionic surfactant, or it may be synthesized using methods well known in the art.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, в массовых частях, предпочтительно биологическое поверхностно-активное вещество составляет 20-50 частей, и химическое поверхностно-активное вещество составляет 5-15 частей, более предпочтительно биологическое поверхностно-активное вещество составляет 30-50 частей, и химическое поверхностно-активное вещество составляет 5-15 частей.In one embodiment of the present invention, in parts by weight, preferably the biological surfactant is 20-50 parts and the chemical surfactant is 5-15 parts, more preferably the biological surfactant is 30-50 parts and the chemical surfactant is 5-15 parts.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, в массовых частях, БиХ комбинированное средство для устранения пробок также содержит компонент С: 1-30 частей, предпочтительно 10-20 частей синергиста.In one embodiment of the present invention, in parts by weight, the BiX combination deblocker also contains component C: 1-30 parts, preferably 10-20 parts of synergist.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения синергист представляет собой предпочтительно С2-С6 полиол; более предпочтительно по меньшей мере одно из этиленгликоля, пропиленгликоля и глицерина.In one embodiment of the present invention, the synergist is preferably a C 2 -C 6 polyol; more preferably at least one of ethylene glycol, propylene glycol and glycerin.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, в массовых частях, БиХ комбинированное средство для устранения пробок также может содержать компонент D: 0-84 массовых частей, предпочтительно воду в качестве остального.In one embodiment of the present invention, in parts by weight, the BiX combination deblocker may also contain component D: 0-84 parts by weight, preferably water as the balance.
В варианте осуществления настоящего изобретения БиХ комбинированное средство для устранения пробок может также содержать другие добавки, обычно используемые в данной области, включая, без ограничения, микроорганизмы, которые разрушают нефтяное загрязнение.In an embodiment of the present invention, the BiX combination de-slug agent may also contain other additives commonly used in the art, including, but not limited to, microorganisms that break down oil contamination.
В варианте осуществления настоящего изобретения БиХ комбинированное средство для устранения пробок может также содержать другие добавки, обычно используемые в данной области, но не содержит микроорганизмов, которые разрушают нефтяное загрязнение.In an embodiment of the present invention, the BiX combination de-slug agent may also contain other additives commonly used in the art, but does not contain microorganisms that break down oil contamination.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения в БиХ комбинированном средстве для устранения пробок, относительно общей массы комбинированного средства для устранения пробок, содержание биологического поверхностно-активного вещества составляет 10%-50% (предпочтительно 20%-50%, более предпочтительно 30%-50%); содержание химического поверхностно-активного вещества составляет 5%-20% (предпочтительно 5%-15%); содержание синергиста составляет 1%-30% (предпочтительно 10%-20%); содержание воды составляет 0%-84% (предпочтительно остаток). В одном варианте осуществления настоящего изобретения средство для устранения пробок настоящего изобретения не предъявляет особых требований к воде в процессе своего приготовления, и вода может быть деионизированной водой или водой, содержащей неорганические минералы, и вода, содержащая неорганические минералы, может быть водопроводной водой, пластовой водой нефтяного месторождения или закачиваемой водой нефтяного месторождения.In one embodiment of the present invention, the BiH combination deblocker, relative to the total weight of the combination deblocker, has a biological surfactant content of 10%-50% (preferably 20%-50%, more preferably 30%-50% ); the chemical surfactant content is 5%-20% (preferably 5%-15%); the synergist content is 1%-30% (preferably 10%-20%); The water content is 0%-84% (preferably the remainder). In one embodiment of the present invention, the deblocker of the present invention does not require special water requirements during its preparation, and the water may be deionized water or water containing inorganic minerals, and the water containing inorganic minerals may be tap water, produced water oil field or injected water from an oil field.
Настоящее изобретение также предлагает способ получения указанного выше БиХ комбинированного средства для устранения пробок, который включает в себя следующие стадии: смешивание биологического поверхностно-активного вещества, химического поверхностно-активного вещества, необязательно синергиста и необязательно воды с получением БиХ комбинированного средства для устранения пробок. В одном варианте осуществления настоящего изобретения в указанном выше способе получения БиХ комбинированного средства для устранения пробок часть требуемой воды может быть использована в качестве растворителя для растворения биологического поверхностно-активного вещества, химического поверхностно-активного вещества и, необязательно, синергиста, и потом добавляют оставшуюся воду.The present invention also provides a method for preparing the above-mentioned BiC combination deblocker, which includes the following steps: mixing a biological surfactant, a chemical surfactant, optionally a synergist, and optionally water to produce a BiC combination deblocker. In one embodiment of the present invention, in the above method for preparing a BiC combination deblocker, a portion of the required water may be used as a solvent to dissolve the biological surfactant, chemical surfactant, and optionally the synergist, and then the remaining water is added .
В одном варианте осуществления настоящего изобретения способ получения предпочтительно осуществляют в следующих стадиях:In one embodiment of the present invention, the production process is preferably carried out in the following steps:
сначала необходимое количество анионогенного-неионогенного поверхностно-активного вещества добавляют в воду и полностью растворяют путем перемешивания; необходимое количество синергиста добавляют в раствор полностью растворенного анионогенного-неионогенного поверхностно-активного вещества и равномерно смешивают путем перемешивания; затем добавляют необходимое количество биологического поверхностно-активного вещества и равномерно смешивают путем перемешивания; при необходимости оставшуюся воду добавляют для достижения требуемого количества воды, и равномерно смешивают путем перемешивания с получением БиХ комбинированного средства для устранения пробок.First, the required amount of anionic-nonionic surfactant is added to water and completely dissolved by stirring; the required amount of synergist is added to the solution of completely dissolved anionic-nonionic surfactant and mixed evenly by stirring; then add the required amount of biological surfactant and mix evenly by stirring; If necessary, the remaining water is added to achieve the required amount of water, and mixed evenly by stirring to obtain a BiX combination deblocker.
Настоящее изобретение также предлагает композицию средства для устранения пробок, которая содержит растворитель и указанное выше БиХ комбинированное средство для устранения пробок настоящего изобретения, где относительно общей массы композиции, в пересчете на общую массовую концентрацию биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества, концентрация БиХ комбинированного средства для устранения пробок составляет 0,001%-5%, предпочтительно 0,005%-2%.The present invention also provides a deblocker composition that contains a solvent and the above-mentioned BiC combination deblocker of the present invention, wherein, relative to the total weight of the composition, based on the total weight concentration of the biological surfactant and the chemical surfactant, the concentration The BiH of the combination deblocker is 0.001%-5%, preferably 0.005%-2%.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения растворитель выбирают из сырой нефти, органических соединений или воды. Растворителем предпочтительно является вода.In one embodiment of the present invention, the solvent is selected from crude oil, organic compounds or water. The solvent is preferably water.
Настоящее изобретение также относится к применению БиХ комбинированного средства для устранения пробок настоящего изобретения для устранения пробок сырой нефти.The present invention also relates to the use of the BiC combination de-slug agent of the present invention for the removal of crude oil slugs.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения, в указанном применении, в пересчете на общую массовую концентрацию биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества, концентрация БиХ комбинированного средства для устранения пробок в процессе применения составляет 0,001%-5%, предпочтительно 0,005%-2%.In one embodiment of the present invention, in said application, based on the total mass concentration of the biological surfactant and the chemical surfactant, the BiC concentration of the combination deblocker during application is 0.001%-5%, preferably 0.005%- 2%.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения применение не имеет особых ограничений и может быть использовано специалистами в данной области в соответствии с существующей технологией устранения пробок. Например, раствор БиХ комбинированного средства для устранения пробок готовят в соответствии с массовыми долями компонентов сырья, разбавляют водой до эффективной концентрации (в пересчете на общую массу двух компонентов, биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества) 0,001%-5%, предпочтительно 0,005%-2%, и после этого определенное количество полученного раствора закачивают в гидроскважину или нефтяную скважину, без ограничения перечисленным.In one embodiment of the present invention, the use is not particularly limited and can be used by those skilled in the art in accordance with existing de-blocking technology. For example, a BiC solution of a combined plug remover is prepared in accordance with the mass fractions of the raw material components, diluted with water to an effective concentration (based on the total weight of the two components, biological surfactant and chemical surfactant) of 0.001% -5%, preferably 0.005%-2%, and after that a certain amount of the resulting solution is pumped into a hydraulic well or oil well, without limitation.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения в процессе применения средства для устранения пробок настоящего изобретения сначала добавляют любое одно из биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества, и затем добавляют другое. Например, сначала биологическое поверхностно-активное вещество может быть добавлено в гидроскважину или нефтяную скважину, и затем добавляют химическое поверхностно-активное вещество; или же сначала химическое поверхностно-активное вещество может быть добавлено в гидроскважину или нефтяную скважину, и затем добавляют биологическое поверхностно-активное вещество. В одном варианте осуществления настоящего изобретения биологическое поверхностно-активное вещество и химическое поверхностно-активное вещество добавляются одновременно в процессе применения средства для устранения пробок настоящего изобретения.In one embodiment of the present invention, in the process of using the deblocker of the present invention, either one of a biological surfactant and a chemical surfactant is first added, and then the other is added. For example, first a biological surfactant may be added to a hydraulic well or an oil well, and then a chemical surfactant is added; or first a chemical surfactant may be added to a hydraulic or oil well and then a biological surfactant is added. In one embodiment of the present invention, the biological surfactant and the chemical surfactant are added simultaneously during the application of the plug remover of the present invention.
В БиХ комбинированном средстве для устранения пробок настоящего изобретения используется комбинация биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества. Кроме того, настоящее изобретение предлагает комбинацию биологического поверхностно-активного вещества, химического поверхностно-активного вещества и синергиста. Все эти комбинации дают хороший синергический эффект. Взаимодействие между компонентами позволяет средству для устранения пробок эффективно солюбилизировать сырую нефть, снижать межфазное натяжение нефть/вода до сверхнизкого уровня и значительно уменьшать взаимодействие на границе раздела нефть/вода, тем самым снижая сопротивление потоку нефть/вода в пласте, что играет хорошую роль в устранении пробок и может эффективно понижать давление закачивания.The BiH combination deblocker of the present invention uses a combination of a biological surfactant and a chemical surfactant. Moreover, the present invention provides a combination of a biological surfactant, a chemical surfactant and a synergist. All these combinations give a good synergistic effect. The interaction between the components allows the deslugger to effectively solubilize crude oil, reduce the oil/water interfacial tension to ultra-low levels, and significantly reduce the interaction at the oil/water interface, thereby reducing the resistance to oil/water flow in the formation, which plays a good role in eliminating plugs and can effectively reduce injection pressure.
БиХ комбинированное средство для устранения пробок настоящего изобретения может применяться для конструкций для устранения пробок на нефтяных месторождениях. После закачивания средства для устранения пробок остаточная нефть в гидроскважине или нефтяной скважине может быть эффективно солюбилизирована. Параметр солюбилизации может достигать 20 или более, и межфазное натяжение нефть/вода может быть уменьшено до величины порядка примерно 10-4 мН/м, значительно снижая взаимодействие на границе раздела нефть/вода, тем самым снижая сопротивление потоку нефть/вода в пласте. При солюбилизации остаточной нефти и сверхнизком межфазном натяжении эффективность разработки нефтяного месторождения путем заводнения может быть существенно улучшена. Эксперимент с физическим моделированием доказывает, что средство для устранения пробок настоящего изобретения может снижать давление закачивания на 20% или более, или даже на 30% или более, и позволяет достичь относительно хорошего технического эффекта.The BiX combination de-slug agent of the present invention can be used for de-slug structures in oil fields. After pumping the plugging agent, the residual oil in the hydraulic well or oil well can be effectively solubilized. The solubilization parameter can reach 20 or more, and the oil/water interfacial tension can be reduced to a value on the order of about 10 -4 mN/m, significantly reducing the interaction at the oil/water interface, thereby reducing the resistance to oil/water flow in the formation. With solubilization of residual oil and ultra-low interfacial tension, the efficiency of oil field development by waterflooding can be significantly improved. The physical simulation experiment proves that the slug buster of the present invention can reduce the injection pressure by 20% or more, or even 30% or more, and can achieve a relatively good technical effect.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения основные компоненты БиХ комбинированного средства для устранения пробок настоящего изобретения могут быть проанализированы и определены с помощью следующего способа.In one embodiment of the present invention, the main BiC components of the combination deblocker of the present invention can be analyzed and determined using the following method.
Липопептид может быть проанализирован с помощью совместного использования высокоэффективной жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии: в качестве хроматографической колонки используется хроматографическая разделительная колонка С18 с обращенной фазой; подвижную фазу подвергают градиентному элюированию ацетонитрилом (А)-0,05% и водным раствором трифторуксусной кислоты (В), условия для градиентного элюирования составляют 0-20 мин, 80%А-100%А и 20-30 мин, 100%А; для масс-спектрометрии используется способ ионизации ESI+, и диапазон сканирования составляет 150-1500.The lipopeptide can be analyzed by combining high-performance liquid chromatography and mass spectrometry: a C18 reverse phase chromatography separation column is used as the chromatography column; the mobile phase is subjected to gradient elution with acetonitrile (A)-0.05% and an aqueous solution of trifluoroacetic acid (B), conditions for gradient elution are 0-20 min, 80%A-100%A and 20-30 min, 100%A; For mass spectrometry, the ESI+ ionization method is used, and the scanning range is 150-1500.
Кислая соль гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира может быть проанализирована с помощью совместного использования высокоэффективной жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии: в качестве хроматографической колонки используется хроматографическая разделительная колонка С18 с обращенной фазой; подвижную фазу элюируют смесью метанол/вода/аммоний-ацетатный буфер, массовые доли трех компонентов в подвижной фазе составляют 65%, 35% и 5% соответственно; для масс-спектрометрии используется способ ионизации ESI+, и диапазон сканирования составляет 150-1500.The acid salt of hydrocarbyl polyoxyethylene polyoxypropylene ether can be analyzed by combining high performance liquid chromatography and mass spectrometry: a C18 reverse phase chromatography separation column is used as the chromatography column; the mobile phase is eluted with a mixture of methanol/water/ammonium acetate buffer, the mass fractions of the three components in the mobile phase are 65%, 35% and 5%, respectively; For mass spectrometry, the ESI+ ionization method is used, and the scanning range is 150-1500.
Рамнолипид может быть проанализирован с помощью совместного использования высокоэффективной жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии: в качестве хроматографической колонки используется хроматографическая разделительная колонка С18 с обращенной фазой; подвижную фазу подвергают градиентному элюированию ацетонитрилом (А)-уксусной кислотой (В), условия для градиентного элюирования составляют 0-3 мин, 50% В, 3-12 мин, 50% В-0% В, 12-16 мин, 0% В, 16-17 мин, 0% В-50% В, 17-20 мин, 50% В; для масс-спектрометрии используется способ ионизации ESI+, и диапазон сканирования составляет 150-1500.Rhamnolipid can be analyzed by combining high-performance liquid chromatography and mass spectrometry: a C18 reverse phase chromatography separation column is used as the chromatography column; the mobile phase is subjected to gradient elution with acetonitrile (A)-acetic acid (B), conditions for gradient elution are 0-3 min, 50% B, 3-12 min, 50% B-0% B, 12-16 min, 0% B, 16-17 min, 0% B-50% B, 17-20 min, 50% B; For mass spectrometry, the ESI+ ionization method is used, and the scanning range is 150-1500.
Рамнолипид может быть проанализирован с помощью совместного использования высокоэффективной жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии: в качестве хроматографической колонки используется хроматографическая разделительная колонка С18 с обращенной фазой; подвижную фазу подвергают градиентному элюированию 0,5% водным раствором муравьиной кислоты (А)-ацетонитрилом(В), условия для градиентного элюирования составляют 0-5 мин, 50% В, 5-30 мин, 50% В-60% В, 30-60 мин, 60% В-100% В; для масс-спектрометрии используется способ ионизации ESI+, и диапазон сканирования составляет 150-1500.Rhamnolipid can be analyzed by combining high-performance liquid chromatography and mass spectrometry: a C18 reverse phase chromatography separation column is used as the chromatography column; The mobile phase is subjected to gradient elution with a 0.5% aqueous solution of formic acid (A)-acetonitrile (B), conditions for gradient elution are 0-5 min, 50% B, 5-30 min, 50% B-60% B, 30 -60 min, 60% B-100% B; For mass spectrometry, the ESI+ ionization method is used, and the scanning range is 150-1500.
ПримерыExamples
Для лучшего понимания настоящего изобретения содержание настоящего изобретения далее описывается вместе с примерами, однако содержание настоящего изобретения не ограничивается нижеследующими примерами.For a better understanding of the present invention, the contents of the present invention are now described along with examples, but the contents of the present invention are not limited to the following examples.
Пример 1Example 1
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. Додецилполиоксиэтиленполиоксипропиленовый простой эфир карбоксилат натрия (C12H25O(PO)12(EO)24CH2COONa): 10 г, собственного производства;B. Dodecylpolyoxyethylenepolyoxypropylene ether sodium carboxylate (C 12 H 25 O(PO) 12 (EO) 24 CH 2 COONa): 10 g, in-house production;
C. Этиленгликоль: 10 г;C. Ethylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения: в стакан добавляли заранее определенное количество додецилполиоксиэтиленполиоксипропиленового эфира карбоксилата натрия, затем добавляли половину заранее определенного количества воды затворения, и полученную смесь полностью растворяли путем перемешивания; к полностью растворенному раствору поверхностно-активного вещества добавляли заранее определенное количество этиленгликоля, и полученную смесь смешивали равномерно путем перемешивания; добавляли заранее определенное количество липопептида и полученную смесь равномерно перемешивали; добавляли другую половину воды затворения, которая оставалась, и полученную смесь смешивали равномерно путем перемешивания.Preparation method: a predetermined amount of sodium dodecylpolyoxyethylene polyoxypropylene ether carboxylate was added to the glass, then half of the predetermined amount of mixing water was added, and the resulting mixture was completely dissolved by stirring; a predetermined amount of ethylene glycol was added to the completely dissolved surfactant solution, and the resulting mixture was mixed uniformly by stirring; a predetermined amount of lipopeptide was added and the resulting mixture was stirred evenly; the other half of the mixing water that remained was added, and the resulting mixture was mixed evenly by stirring.
Оценка технического результата:Evaluation of the technical result:
Межфазное натяжение: Межфазный тензометр вращающейся капли ТХ-50°С использовали для измерения межфазного натяжения нефть/вода в образцах сырой нефти с завода по производству нефти Шенгли нефтяного месторождения Шенгли с средствами для устранения пробок, имеющими эффективные массовые концентрации 0,005%, 0,05%, 0,5% и 2%, соответственно. Температура измерения составляла 80°С, вода представляла собой смоделированную пластовую воду, и степень минерализации составляла 29000 мг/л. Межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли: 9×10-4 мН/м, 5×10-4 мН/м, 2×10-4 мН/м и 1×10-4 мН/м.Interfacial Tension: The TX-50°C interfacial spinning drop strain gauge was used to measure the oil/water interfacial tension in crude oil samples from the Shengli Oil Refinery of Shengli Oilfield with deslugging agents having effective mass concentrations of 0.005%, 0.05% , 0.5% and 2%, respectively. The measurement temperature was 80°C, the water was simulated formation water, and the salinity degree was 29,000 mg/L. The oil/water interfacial tensions for various concentrations of deslugger and crude oil were: 9x10 -4 mN/m, 5x10 -4 mN/m, 2x10 -4 mN/m and 1x10 -4 mN /m.
Параметры солюбилизации: 2 мл средств для устранения пробок, имеющих эффективные концентрации 0,1%, 0,5%, 1,0% и 2,0% соответственно, помещали в прямые стеклянные пробирки с завинчивающейся крышкой. Добавляли 2 мл образцов сырой нефти соответственно. Крышки завинчивали. Содержимое в стеклянных пробирках равномерно перемешивали и помещали в воздушную ванну с постоянной температурой при 80°С для выдерживания в течение 7 дней для уравновешивания. Параметры солюбилизации сырой нефти были рассчитаны как 28, 29, 33 и 35, соответственно. Параметр солюбилизации сырой нефти представлял собой массу солюбилизированной сырой нефти на единицу массы поверхностно-активного вещества. В эксперименте, из-за присутствия поверхностно-активного вещества в системе средства для устранения пробок, сырая нефть могла быть солюбилизирована в водную фазу. С помощью измерения изменения объема фазы сырой нефти до и после эксперимента получали массу сырой нефти, солюбилизированной в водной фазе, и затем параметр солюбилизации сырой нефти получали путем расчета.Solubilization parameters: 2 ml of deblockers having effective concentrations of 0.1%, 0.5%, 1.0% and 2.0%, respectively, were placed in straight glass tubes with screw caps. 2 ml of crude oil samples were added accordingly. The lids were screwed on. The contents in the glass tubes were mixed evenly and placed in a constant temperature air bath at 80°C for 7 days to equilibrate. The crude oil solubilization parameters were calculated as 28, 29, 33 and 35, respectively. The crude oil solubilization parameter was the mass of solubilized crude oil per unit mass of surfactant. In the experiment, due to the presence of surfactant in the deslugging system, crude oil could be solubilized into the aqueous phase. By measuring the volume change of the crude oil phase before and after the experiment, the mass of crude oil solubilized in the aqueous phase was obtained, and then the crude oil solubilization parameter was obtained by calculation.
Эксперимент по физическому моделированию: Принципиальная схема экспериментального устройства показана на фиг. 1. Керн для эксперимента по физическому моделированию сначала насыщали пластовой водой, и затем воду в керне вытесняли сырой нефтью до тех пор, пока вода не была вытеснена, для получения насыщенного керна для эксперимента по физическому моделированию. В эксперименте нефть в насыщенных кернах сначала вытесняли пластовой водой до тех пор, пока сырая нефть не была вытеснена, и в это время регистрировали данные о давлении закачивания и проницаемости керна; затем вводили 1 PV растворов средства для устранения пробок, имеющих различные концентрации, и керны выдерживали при температуре нефтяной залежи в течение 4 дней; наконец, нефть в кернах вытесняли пластовой водой до тех пор, пока сырая нефть не была вытеснена; давление закачивания и проницаемость регистрировали. Измеряли давления закачивания воды насыщенных нефтью кернов до и после закачивания растворов средства для устранения пробок, и рассчитывали снижения давления закачивания воды после закачивания растворов средства для устранения пробок. В случае, если эффективные концентрации средств для устранения пробок составляли 0,1%, 0,5%, 1,0% и 2,0% соответственно, - относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 33%, 39%, 40% и 43% соответственно.Physical modeling experiment: A schematic diagram of the experimental device is shown in Fig. 1. The core for the physical modeling experiment was first saturated with formation water, and then the water in the core was displaced with crude oil until the water was displaced to obtain a saturated core for the physical modeling experiment. In the experiment, oil in saturated cores was first displaced by formation water until crude oil was displaced, at which time the injection pressure and core permeability data were recorded; then 1 PV deslug solutions of varying concentrations were injected and the cores were kept at oil reservoir temperature for 4 days; finally, the oil in the cores was displaced by formation water until the crude oil was displaced; injection pressure and permeability were recorded. Water injection pressures of oil-saturated cores were measured before and after injection of deslug solutions, and the reduction in water injection pressure after injection of deslug solutions was calculated. If the effective concentrations of de-slug agents were 0.1%, 0.5%, 1.0% and 2.0%, respectively, the relative values for the reduction in water injection pressure were 33%, 39%, 40% and 43 % respectively.
Пример 2Example 2
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. С16Н33О(РО)22(ЕО)36CH2COOK: 10 г, собственного производства;B. C 16 H 33 O (PO) 22 (EO) 36 CH 2 COOK: 10 g, own production;
C. пропиленгликоль: 10 г;C. propylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10-4 мН/м, 5×10-4 мН/м, 3×10-4 мН/м и 2×10-4 мН/м соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 22, 25, 30 и 33, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 31%, 33%, 36% и 42%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 8×10 -4 mN/m, 5×10 -4 mN/m, 3×10 -4 mN/m and 2×10 -4 mN/m, respectively; the crude oil solubilization parameters were 22, 25, 30 and 33, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 31%, 33%, 36% and 42%, respectively.
Пример 3Example 3
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C22H45O(PO)30(EO)60C2H4COONH4: 10 г, собственного производства;B. C 22 H 45 O(PO) 30 (EO) 60 C 2 H 4 COONH 4 : 10 g, own production;
C. глицерин: 10 г;C. glycerin: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10-4 мН/м, 6×10-4 мН/м, 4×10-4 мН/м и 2×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 24, 26, 30 и 31, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 30%, 32% и 33%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 9×10 -4 mN/m, 6×10 -4 mN/m, 4×10 -4 mN/m and 2×10 -4 mN/m, respectively; the crude oil solubilization parameters were 24, 26, 30 and 31, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 30%, 30%, 32% and 33%, respectively.
Пример 4Example 4
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C12H25O(PO)6(EO)18C5H10SO4Na: 10 г, собственного производства;B. C 12 H 25 O(PO) 6 (EO) 18 C 5 H 10 SO 4 Na: 10 g, own production;
C. этиленгликоль: 1 г;C. ethylene glycol: 1 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10-4 мН/м, 7×10-4 мН/м, 5×10-4 мН/м и 3×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 20, 22, 27 и 30, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 33%, 36% и 36%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 9×10 -4 mN/m, 7×10 -4 mN/m, 5×10 -4 mN/m and 3×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 20, 22, 27 and 30, respectively; and the relative values of water injection pressure reduction were 30%, 33%, 36% and 36%, respectively.
Пример 5Example 5
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C12H25O(PO)1(EO)28CH2SO3Na: 10 г, собственного производства;B. C 12 H 25 O(PO) 1 (EO) 28 CH 2 SO 3 Na: 10 g, own production;
C. этиленгликоль: 30 г;C. ethylene glycol: 30 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10-4 мН/м, 6×10-4 мН/м, 4×10-4 мН/м и 3×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 24, 25, 29 и 30, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 31%, 32%, 35% и 35%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 9×10 -4 mN/m, 6×10 -4 mN/m, 4×10 -4 mN/m and 3×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 24, 25, 29 and 30, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 31%, 32%, 35% and 35%, respectively.
Пример 6Example 6
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 10 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 10 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C12H25O(PO)16C10H20COONa: 10 г, собственного производства;B. C 12 H 25 O(PO) 16 C 10 H 20 COONa: 10 g, own production;
C. этиленгликоль: 10 г;C. ethylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10-4 мН/м, 8×10-4 мН/м, 6×10-4 мН/м и 6×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 20, 21, 25 и 26, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 30%, 31% и 32%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 9×10 -4 mN/m, 8×10 -4 mN/m, 6×10 -4 mN/m and 6×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 20, 21, 25 and 26, respectively; and the relative values of water injection pressure reduction were 30%, 30%, 31% and 32%, respectively.
Пример 7Example 7
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 50 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 50 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C12H25O(ЕО)22C3H6COONa: 10 г, собственного производства;B. C 12 H 25 O(EO) 22 C 3 H 6 COONa: 10 g, own production;
C. этиленгликоль: 10 г;C. ethylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10-4 мН/м, 7×10-4 мН/м, 7×10-4 мН/м и 6×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 26, 26, 29 и 30, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 31%, 33% и 34%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 8×10 -4 mN/m, 7×10 -4 mN/m, 7×10 -4 mN/m and 6×10 -4 mN/m, respectively; the crude oil solubilization parameters were 26, 26, 29 and 30, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 30%, 31%, 33% and 34%, respectively.
Пример 8Example 8
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C12H25O(PO)8(EO)16CH2COONa: 5 г, собственного производства;B. C 12 H 25 O(PO) 8 (EO) 16 CH 2 COONa: 5 g, own production;
C. этиленгликоль: 10 г;C. ethylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10-4 мН/м, 6×10-4 мН/м, 2×10-4 мН/м и 2×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 23, 25, 30 и 33, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 32%, 33%, 37% и 40%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 8×10 -4 mN/m, 6×10 -4 mN/m, 2×10 -4 mN/m and 2×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 23, 25, 30 and 33, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 32%, 33%, 37% and 40%, respectively.
Пример 9Example 9
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C12H25O(PO)36(EO)48CH2COONa: 20 г, собственного производства;B. C 12 H 25 O(PO) 36 (EO) 48 CH 2 COONa: 20 g, own production;
C. этиленгликоль: 10 г;C. ethylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10-4 мН/м, 4×10-4 мН/м, 3×10-4 мН/м и 2×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 25, 28, 33 и 34, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 34%, 36%, 38% и 38%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 8×10 -4 mN/m, 4×10 -4 mN/m, 3×10 -4 mN/m and 2×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 25, 28, 33 and 34, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 34%, 36%, 38% and 38%, respectively.
Пример 10Example 10
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C12H25(C6H4)O(PO)12(EO)24CH2COONa: 10 г, собственного производства;B. C 12 H 25 (C 6 H 4 )O(PO) 12 (EO) 24 CH 2 COONa: 10 g, own production;
C. этиленгликоль: 10 г;C. ethylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 6×10-4 мН/м, 3×10-4 мН/м, 1×10-4 мН/м и 1×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 30, 33, 35 и 36, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 35%, 38%, 42% и 45%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 6×10 -4 mN/m, 3×10 -4 mN/m, 1×10 -4 mN/m and 1×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 30, 33, 35 and 36, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 35%, 38%, 42% and 45%, respectively.
Пример 11Example 11
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C12H25(PO)12(EO)24(C6H4)CH2COONa: 10 г, собственного производства;B. C 12 H 25 (PO) 12 (EO) 24 (C 6 H 4 )CH 2 COONa: 10 g, own production;
C. этиленгликоль: 10 г;C. ethylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10-4 мН/м, 3×10-4 мН/м, 2×10-4 мН/м и 1×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 28, 31, 33 и 34, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 33%, 38% и 39%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 8×10 -4 mN/m, 3×10 -4 mN/m, 2×10 -4 mN/m and 1×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 28, 31, 33 and 34, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 30%, 33%, 38% and 39%, respectively.
Пример 12Example 12
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. рамнолипид: 30 г, коммерчески доступный от Evonik Industries AG;A. rhamnolipid: 30 g, commercially available from Evonik Industries AG;
B. C12H25O(PO)12(EO)24CH2COONa: 10 г;B. C 12 H 25 O(PO) 12 (EO) 24 CH 2 COONa: 10 g;
C. этиленгликоль: 10 г;C. ethylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10-4 мН/м, 6×10-4 мН/м, 4×10-4 мН/м и 3×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 20, 21, 24 и 29, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 31%, 33% и 36%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 9×10 -4 mN/m, 6×10 -4 mN/m, 4×10 -4 mN/m and 3×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 20, 21, 24 and 29, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 30%, 31%, 33% and 36%, respectively.
Пример 13Example 13
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липид трегалозы: 30 г, коммерчески доступный от Xi'an Brilliant Chemical Engineering Co. Ltd.;A. trehalose lipid: 30 g, commercially available from Xi'an Brilliant Chemical Engineering Co. Ltd.;
B. C12H25O(PO)12(EO)24CH2COONa: 10 r;B. C 12 H 25 O(PO) 12 (EO) 24 CH 2 COONa: 10 r;
C. этиленгликоль: 10 г;C. ethylene glycol: 10 g;
D. вода в качестве остального.D. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10-4 мН/м, 7×10-4 мН/м, 5×10-4 мН/м и 5×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 20, 20, 24 и 30, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 30%, 34% и 35%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 9×10 -4 mN/m, 7×10 -4 mN/m, 5×10 -4 mN/m and 5×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 20, 20, 24 and 30, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 30%, 30%, 34% and 35%, respectively.
Пример 14Example 14
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. C12H25O(PO)12(EO)24CH2COONa: 10 г, собственного производства;B. C 12 H 25 O(PO) 12 (EO) 24 CH 2 COONa: 10 g, own production;
C. вода в качестве остального.C. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 4×10-3 мН/м, 1×10-3 мН/м, 8×10-4 мН/м и 7×10-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 24, 25, 25 и 28, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 21%, 26%, 29% и 30%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 4×10 -3 mN/m, 1×10 -3 mN/m, 8×10 -4 mN/m and 7×10 -4 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 24, 25, 25 and 28, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 21%, 26%, 29% and 30%, respectively.
Сравнительный пример 1Comparative example 1
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 40 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 40 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. этиленгликоль: 10 г;B. ethylene glycol: 10 g;
C. вода в качестве остального.C. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10-2 мН/м, 6×10-2 мН/м, 4×10-2 мН/м и 3×10-2 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 9, 12, 13 и 15, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 11%, 12%, 14% и 15%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 9×10 -2 mN/m, 6×10 -2 mN/m, 4×10 -2 mN/m and 3×10 -2 mN/m, respectively; crude oil solubilization parameters were 9, 12, 13 and 15, respectively; and the relative values of water injection pressure reduction were 11%, 12%, 14% and 15%, respectively.
Сравнительный пример 2Comparative example 2
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. C12H25O(PO)12(EO)24CH2COONa: 40 г, собственного производства;A. C 12 H 25 O(PO) 12 (EO) 24 CH 2 COONa: 40 g, own production;
B. этиленгликоль: 10 г;B. ethylene glycol: 10 g;
C. вода в качестве остального.C. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 5×10-2 мН/м, 2×10-2 мН/м, 9×10-3 мН/м и 9×10-3 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 11, 11, 12 и 12, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 10%, 13%, 14% и 14%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 5×10 -2 mN/m, 2×10 -2 mN/m, 9×10 -3 mN/m and 9×10 -3 mN/m, respectively; the crude oil solubilization parameters were 11, 11, 12, and 12, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 10%, 13%, 14% and 14%, respectively.
Сравнительный пример 3Comparative example 3
В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:100 g of plug remover were obtained according to the following mass fractions:
A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;A. lipopeptide: 30 g, commercially available from KANEKA CORPORATION JAPAN;
B. додецилполиоксиэтиленполиоксипропиленовый простой эфир C12H25O(PO)12(EO)24H: 5 г, собственного производства;B. dodecylpolyoxyethylenepolyoxypropylene ether C 12 H 25 O(PO) 12 (EO) 24 H: 5 g, in-house production;
C. додецилбензолсульфонат натрия: 5 г, коммерчески доступный от Shanghai Aladdin Biochemical Technology Co., Ltd;C. sodium dodecylbenzenesulfonate: 5 g, commercially available from Shanghai Aladdin Biochemical Technology Co., Ltd;
D. этиленгликоль: 10 г;D. ethylene glycol: 10 g;
E. вода в качестве остального.E. water as the rest.
Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.The production method was identical to the method described in example 1.
Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 1×10-2 мН/м, 1×10-2 мН/м, 9×10-3 мН/м и 8×10-3 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 13, 15, 16 и 16, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 13%, 15%, 17% и 18%, соответственно.The method for assessing the technical result was identical to that described in example 1: the oil/water interfacial tensions for various concentrations of the deblocker and crude oil were 1×10 -2 mN/m, 1×10 -2 mN/m, 9×10 -3 mN/m and 8×10 -3 mN/m, respectively; the crude oil solubilization parameters were 13, 15, 16, and 16, respectively; and the relative reduction values of water injection pressure were 13%, 15%, 17% and 18%, respectively.
Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что описанные варианты осуществления настоящего изобретения носят чисто иллюстративный характер, и различные другие замены, изменения и улучшения могут быть осуществлены в пределах объема настоящего изобретения. Таким образом, настоящее изобретение не ограничивается описанными выше вариантами осуществления, но только формулой изобретения.Those skilled in the art will appreciate that the described embodiments of the present invention are purely illustrative and various other substitutions, changes and improvements may be made within the scope of the present invention. Therefore, the present invention is not limited to the embodiments described above, but only by the claims.
Claims (18)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911015673.3 | 2019-10-24 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2811003C1 true RU2811003C1 (en) | 2024-01-09 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU651121A1 (en) * | 1977-07-22 | 1979-03-05 | Институт Проблем Глубинных Нефтегазовых Месторождений Ан Азербайджанско Сср | Additive to water forced to seam for increasing petroleum yield |
| CN103642468A (en) * | 2013-12-13 | 2014-03-19 | 西安石油大学 | Preparation method of lubricant for drilling fluid |
| CN104232051A (en) * | 2014-09-23 | 2014-12-24 | 新疆农业科学院微生物应用研究所 | Application of rhamnolipid biosurfactant to tertiary oil recovery |
| CA3052048A1 (en) * | 2017-02-07 | 2018-08-16 | Locus Oil Ip Company, Llc | Materials and methods for reducing viscosity of oil |
| RU2671367C2 (en) * | 2014-03-04 | 2018-10-30 | Клинсорб Лимитед | Method for treatment of underground formations |
| CN109943312A (en) * | 2019-03-19 | 2019-06-28 | 中国海洋石油集团有限公司 | A kind of oil displacement agent and preparation method thereof |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU651121A1 (en) * | 1977-07-22 | 1979-03-05 | Институт Проблем Глубинных Нефтегазовых Месторождений Ан Азербайджанско Сср | Additive to water forced to seam for increasing petroleum yield |
| CN103642468A (en) * | 2013-12-13 | 2014-03-19 | 西安石油大学 | Preparation method of lubricant for drilling fluid |
| RU2671367C2 (en) * | 2014-03-04 | 2018-10-30 | Клинсорб Лимитед | Method for treatment of underground formations |
| CN104232051A (en) * | 2014-09-23 | 2014-12-24 | 新疆农业科学院微生物应用研究所 | Application of rhamnolipid biosurfactant to tertiary oil recovery |
| CA3052048A1 (en) * | 2017-02-07 | 2018-08-16 | Locus Oil Ip Company, Llc | Materials and methods for reducing viscosity of oil |
| CN109943312A (en) * | 2019-03-19 | 2019-06-28 | 中国海洋石油集团有限公司 | A kind of oil displacement agent and preparation method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20220363975A1 (en) | Biological and chemical composite blockage removing agent and preparation process and use thereof | |
| CN103320104B (en) | A kind of water-in-oil-type biofuel base drilling fluid and preparation method thereof | |
| CN103967462B (en) | Use the flooding method of viscoelastic surfactant | |
| CN102690644B (en) | Binary alkali-free composite oil displacement composition suitable for high-temperature high-salt oil reservoir and application thereof | |
| CN110016329B (en) | High-temperature high-salinity oil reservoir in-situ emulsification system and application thereof | |
| CN102575146A (en) | Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition | |
| CN109135709B (en) | Viscosity-reducing oil displacement agent and oil displacement system suitable for heavy oil reservoir | |
| CN104610953A (en) | Supercritical carbon dioxide microemulsion capable of reducing minimum miscible pressure of carbon dioxide and crude oil | |
| CN103351857B (en) | A kind of salt tolerant worm-like micelle systems, its preparation method and the purposes in the displacement of reservoir oil thereof | |
| CN110317598A (en) | Improve compact reservoir CO2Drive the aqueous solution of effect and its preparation method and application method | |
| CN107652960B (en) | Enhanced emulsification type composite flooding composition containing sulfonate surfactant and application thereof | |
| CN1315979C (en) | Biological enzyme oil-displacing agent for increasing crude oil production rate and its oil displacing method | |
| CN104818008B (en) | The vesica oil displacement agent and application that a kind of anion surfactant compound system is formed | |
| CN112980420A (en) | Blood pressure reducing and injection increasing agent and preparation method thereof | |
| CN105542732B (en) | Self-generated foam micelle acid solution for water injection well | |
| RU2811003C1 (en) | Biological and chemical combined agent for removing clogs and method of its obtaining and application | |
| CN107384352A (en) | A kind of de-plugging agent and its application method | |
| CN107916098A (en) | Displacement of reservoir oil Surfactant Used in Viscoelastic Fracturing Fluids composition and its preparation method and application | |
| CN112745821A (en) | Temperature-resistant and salt-resistant oil displacement agent for offshore thick oil steam accompanying injection and application thereof | |
| CN107916099A (en) | Alkali-free, which sticks, plays surface activator composition and its preparation method and application | |
| CN102277149A (en) | Low-permeability oil field surfactant oil displacement agent | |
| CN107573916B (en) | Low-concentration efficient composite oil displacement composition | |
| CN102604621B (en) | Novel high-efficiency composite viscosity reducer for super heavy oil | |
| CN103242817B (en) | Emulsified flooding and seepage type oil recovery agent and preparation method thereof | |
| CN105505361B (en) | Preparation method of self-generated foam micelle acid solution for water injection well |