CN1931956A - 活性碱及其在多元化学复合驱中的应用 - Google Patents
活性碱及其在多元化学复合驱中的应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1931956A CN1931956A CN 200610016141 CN200610016141A CN1931956A CN 1931956 A CN1931956 A CN 1931956A CN 200610016141 CN200610016141 CN 200610016141 CN 200610016141 A CN200610016141 A CN 200610016141A CN 1931956 A CN1931956 A CN 1931956A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- alkali
- active alkali
- polymer
- water
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000003513 alkali Substances 0.000 title claims abstract description 73
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title abstract description 18
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 55
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 27
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 39
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 abstract description 4
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 abstract 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 abstract 1
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 51
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 43
- 241001494479 Pecora Species 0.000 description 24
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 24
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 24
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 21
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 19
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 14
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 8
- 238000011160 research Methods 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 208000000175 Nail-Patella Syndrome Diseases 0.000 description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 6
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011218 binary composite Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000006471 dimerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008034 disappearance Effects 0.000 description 1
- MQRJBSHKWOFOGF-UHFFFAOYSA-L disodium;carbonate;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O MQRJBSHKWOFOGF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 239000012982 microporous membrane Substances 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010729 system oil Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
本发明公开了一种能够节省成本、提高油田采收率的活性碱及其在多元化学复合驱中的应用。本发明活性碱，由以下组分按所述重量百分比组成：磷酸三钠45～55％、碳酸钠40～50％、十二烷基苯磺酸钠2～15％。本发明活性碱应用于多元化学复合驱形成多元化学复合驱复配体系，在扩大试验区油藏条件下，室内物理模拟实验结果比水驱提高采收率17％以上。本发明对油田原油具有很强的乳化作用；使用本发明的活性碱解决了工艺流程的结垢问题。
Description
技术领域
发明涉及一种提高油田采收率的复合驱活体系领域，更具体地说，是涉及一种活性碱及其在多元化学复合驱中的应用。
背景技术
早在60年代，国外就已经有了复合驱的文献报道和专利介绍。其主要涉及聚合物/表面活性剂体系、聚合物/碱(碳酸钠)驱体系、聚合物/表面活性剂/碱三元体系驱，其中对聚合物/碱体系进行了大量的室内研究，并在油田进行了先导性试验，取得了一定效果。
我国在复合驱方面也开展了大量的室内研究和现场试验，并且在大庆、胜利、新疆已经进行了现场试验，提高了一定的采油效率。但目前普遍使用的碱/聚化学复合驱体系中仍存在着不少问题，例如注入流程管线严重结垢、体系粘度不稳定、乳化效果差以及对油藏的破坏性等诸多问题，这直接影响碱/聚复合驱以及将来多元化学复合驱体系在油藏中能有效的控制流度比能力，更不能有效的扩大波及效率，达不到设计要求，同时制约了最佳经济效果。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是，克服现有技术中存在的不足，提供一种能够节省成本、提高油田采收率的活性碱及其在多元化学复合驱中的应用。
本发明活性碱，通过下述技术方案予以实现，由以下组分按所述重量百分比组成：磷酸三钠45～55％、碳酸钠40～50％、十二烷基苯磺酸钠2～15％。
本发明活性碱的最佳配比为：磷酸三钠50％、碳酸钠47％、十二烷基苯磺酸钠3％。
本发明活性碱应用于多元化学复合驱形成多元化学复合驱复配体系。
本发明与现有技术相比较具有如下有益效果：
1)解决了碳酸钠在油井污水条件下不能有效降低油水界面张力的问题，本发明使用油井污水配制，在较低的浓度(0.2％)时，即可达到10-3mN/m以下的超低界面张力。
2)本发明与聚合物复配后形成复合驱体系，复合体系与原油仍产生了10-3mN/m的超低界面张力。
3)本发明对油田原油具有很强的乳化作用。
4)本发明与聚合物复配后，其热稳定性好。
5)使用本发明的活性碱解决了工艺流程的结垢问题。
6)本发明应用于多元化学复合驱形成多元化学复合驱复配体系在扩大试验区油藏条件下，室内物理模拟实验结果比水驱提高采收率17％以上。
附图说明
图1是复合体系界面张力曲线图；
图2是驱油效率曲线图。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明做进一步描述。
实施例1：
活性碱由磷酸三钠45kg、碳酸钠40kg、十二烷基苯磺酸钠15kg组成。
实施例2：
活性碱由磷酸三钠55kg、碳酸钠40kg、十二烷基苯磺酸钠5kg组成。
实施例3：
活性碱由磷酸三钠48kg、碳酸钠50kg、十二烷基苯磺酸钠2kg组成。
实施例4：
活性碱由磷酸三钠50kg、碳酸钠47kg、十二烷基苯磺酸钠3kg组成。
下面对本发明在多元复合驱中的应用做详细描述：
一、在二元复合驱中的应用
二元复合驱提高采收率技术由两个核心指标组成，一是产生超低油水界面张力，二是具有较好的体系稳定性，两个指标缺一不可。
利用本发明实施例2(型号NPS-1)、实施例4(型号NPS-2)、实施例3(型号NPS-3)在大港羊三木油田三断块馆二上油组进行研究。
(一)、界面张力实验研究
碱与原油中的有机酸发生皂化反应生成表面活性剂进而降低油水界面张力，提高复合体系的驱油效率。其界面张力的降低程度是研究活性碱的关键因素，决定了二元复合驱是否可行。实验在羊三木油田三断块扩大试验区油水条件下进行。
本发明：型号：NPS-1、NPS-2、NPS-3；
油样：羊12-17井原油；
水样：羊三木油田注聚站污水；
实验温度：63℃。
在八十年代末，在清水条件下，用碳酸钠可使油水界面张力降低到10-2mN/m。
在目前污水条件下，用羊三木污水配制碳酸钠溶液，在碳酸钠浓度达到1.5％时，仍不能有效地降低油水界面张力，这与八十年代实验测得的结果相比差距很大。
所以在目前羊三木污水条件下，本发明(NPS-1、NPS-2、NPS-3)在较低的浓度(0.15％)时，即可达到超低界面张力。
碳酸钠及本发明活性碱与原油界面张力实验数据 表一
| 碱型 | 不同碱浓度(％)下油水界面张力(mN/m) | |||||||
| 0.1 | 0.15 | 0.2 | 0.3 | 0.5 | 1.0 | 1.25 | 1.5 | |
| 碳酸钠 | / | / | / | / | / | / | 2.36 | 1.51 |
| 活性碱 | 2.07 | 5.13×10-3 | 6.03×10-3 | 1.38×10-2 | 1.34×10-2 | 9.44×10-3 | 3.29×10-3 | 8.23×10-3 |
在目前羊三木油田原油和注入污水条件下，能够达到较为理想的降低油水界面张力的碱的类型为本发明活性碱，其降低油水界面张力的性能远远优于碳酸钠。
(二)、乳化实验研究
碱对原油的乳化性能同样是评价碱能否提高洗油效率的重要指标之一。碱与原油产生乳化作用，在油层孔隙中将产生乳化携带、乳化夹带、乳化捕及、乳化分散、乳状液增粘扩大波及体积等全部微乳液驱油的作用机理(被称为在位微乳液驱)，可大幅度提高采收率。所以，碱与原油的乳化性能同样是评价复合驱油体系可行性的重要指标之一。
1)实验条件
碱：碳酸钠，型号：NPS-1、NPS-2、NPS-3；
油样：羊12-17井原油；
水样：羊三木油田注聚站污水；
实验温度：63℃。
两种碱在同等条件下，分别上下摇动20次，静止30分钟进行观察描述。
2)实验结果：表二。
油水乳化实验数据表 表二
| 样品名称 | 不同碱浓度(％)下乳化性能描述 | |||||||
| 0.1 | 0.15 | 0.2 | 0.3 | 0.5 | 1.0 | 1.25 | 1.5 | |
| 碳酸钠 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| NPS-1 | - | + | ++ | +++ | +++ | ++++ | +++ | +++ |
| NPS-2 | - | + | +++ | ++++ | ++++ | ++++ | +++ | +++ |
| NPS-3 | - | + | ++ | ++++ | ++++ | ++++ | +++ | +++ |
注：-表示不能乳化，油水界面清晰；+表示能够乳化，油水界面较清晰；++表示乳化效果较好，油水界面模糊；+++表示乳化效果好，基本无油水界面；++++表示油水完全混溶，形成胶束溶液。
对实验分析可得：
①碳酸钠溶液浓度由0.1％至1.5％，在摇动过后的初期，能够发生乳化现象，但乳化现象很快消失，油水很快分层，界面清晰可见，乳化效果差。
②NPS-1、NPS-3在低浓度0.1％、0.15％、0.2％条件下，油水分层略明显，从0.3％浓度以上油水相全部混溶，NPS-2浓度由0.2％至1.5％油水相全部混溶效果最好。
综上分析可见，本发明对羊三木原油的乳化性能远远优于碳酸钠。
(三)、静吸附性研究
二元复合驱体系在驱油过程中，将与油层中的原油和岩石矿物接触，产生吸附作用。如果吸附量随碱浓度的增加而升高，将影响碱在油层中的运移和驱油。为此，用羊三木油田实验区目的层的油砂进行碱静吸附实验，以了解碱的吸附状况。
1)实验条件
碱：NPS-2；
油砂：羊10-36井油砂；
水样：羊三木油田注聚站污水；
实验温度：63℃。
2)实验结果：见表三。
从实验结果分析可见，随碱浓度的升高，本发明的吸附量呈下降的趋势。该实验结果有利于复合体系驱油提高采收率。
吸附实验数据表 表三
| 碱浓度％ | 0.2 | 0.4 | 0.6 | 0.8 | 1.0 | 1.2 | 1.5 |
| 碱吸附量，ug/g | 1060 | 848 | 740 | 744 | 532 | 740 | 528 |
二、本发明在多元化学复合驱中的应用
(一)、复合体系界面张力实验研究
单纯的本发明活性碱溶液与扩大试验区原油可产生超低油水界面张力，但与新型聚合物匹配后，是否仍能降低油水界面张力，取决于两种物质是否相匹配。
用羊三木油田污水配制活性碱(NPS-2)/聚合物(任意一种聚合物)的复合体系，聚合物浓度1500mg/L，活性碱(NPS-2)的浓度为0.2～1.5％，在63℃条件下，测定其与羊12-17井原油的界面张力，实验结果见图1。
实验结果分析：
聚合物与活性碱(NPS-2)复配的复合体系与原油作用，对测定的复合体系与原油的界面张力产生了一定的影响，都产生了超低界面张力，达到了10-2mN/m以下，满足了复合驱的低界面张力要求。
(二)、碱与聚合物的匹配性实验研究
一般来说，常规的聚合物，如法国产聚合物3630S，与碱接触共存后会产生降粘现象，从而影响复合体系增粘作用。为此，用聚合物与本发明活性碱进行了匹配性实验，实验结果。
1)实验条件
聚合物：油井污水聚合物；
碱：(NPS-2)；
水样：羊三木油田注聚站污水；
2)实验结果：
NPS-2对聚合物没有降粘作用，保持原有浓度粘度值。
(三)、复合驱体系热稳定性研究
复合体系的驱油过程在油层中将经历几个月或几年的时间，在漫长的驱油过程中，复合体系的热稳定性至关重要。热稳定性实验的周期一般为3个月，三个月之内曲线平缓后，则认为体系是稳定的。
1)实验条件
聚合物；碱：NPS-2；水：羊三木注入污水；实验温度：63℃；
2)实验条件及步骤：①配制聚合物溶液，浓度1500mg/L；
②聚合物溶液分别加入活性碱(浓度0.6％)，稳定剂(0.03％)；
③分别做除氧与不除氧实验，放入63℃恒温箱后测粘度记录。
3)实验结果：见表四。
复合驱体系热稳定性实验 表四
| 复合体系 | 实验条件 | 不同老化时间(d)下的复合体系粘度，mPa.s | |||||||
| 11 | 16 | 30 | 41 | ||||||
| 聚合物+活性碱 | 除氧 | 加稳定剂 | 71.7 | 66.6 | 48.8 | 38.7 | 41 | 33.4 | 30.1 |
| 未加 | 67.4 | 55.9 | 71.2 | 11.9 | 41.3 | 7.0 | 2.8 | ||
| 未除氧 | 加稳定剂 | 68.4 | 65.4 | 33.6 | 27.2 | 21.7 | 29.0 | 30.0 | |
| 未加 | 55.2 | 42.7 | 27.0 | 11.1 | 6.9 | 6.1 | 5.0 | ||
从表四分析可见：
①在未加稳定剂的条件下，聚合物的稳定性均较差，粘度仅为5mPa.s.。
②在加入稳定剂的条件下，聚合物复合体系的粘度为39.5mPa.s，已经处于稳定状态。
③为保证复合体系稳定性，在聚合物中必须加入稳定剂，而且污水需做除氧处理。
(四)、活性碱与碳酸钠结垢对比实验研究
碱/聚合物驱先导试验过程中出现了严重的结垢现象。结垢影响了复合体系地面注入的正常进行，严重的还会造成地层结垢或油井结垢。解决结垢的常规办法是在体系中加入阻垢剂，但增加了体系的成本。因此，筛选不结垢的碱型就显得非常有必要。我们在实验室用本发明活性碱和碳酸钠进行结垢实验对比。
1)实验条件
碱：碳酸钠、NPS-2；
水样：羊三木油田注聚站污水；
实验温度：室内常温。
2)实验结果：见表五。
碳酸钠与活性碱结垢实验数据表 表五
| 碱浓度％ | 0.2 | 0.5 | 1.0 | 1.5 | 2.0 | 3.0 |
| 碳酸钠结垢重量g | 0 | 0.0065 | 0.0101 | 0.0072 | 0.0033 | 0.0095 |
| NPS-2结垢重量g | / | / | / | / | / | / |
从表五可以看出：
①碳酸钠明显结垢而且浓度越高结垢越严重，目测观察到瓶底出现明显的白色垢质，需要用盐酸清洗。
②本发明活性碱没有结垢迹象。
三、本发明应用于多元化学复合驱形成的复合驱体系室内物理模拟实验研究
(一)、复合驱室内岩心驱油实验研究
1)实验条件
原油：羊三木油田三断块扩大试验区羊12-17井原油；
原油粘度：530mPa.s；
实验温度：63℃；
复合体系：0.6％NPS-2+1500mg/L A2聚合物，将复合体系溶液用粉碎机剪切后，粘度范围在45mPa.s左右，然后装入中间容器备用；
实验用水：羊三木油田三断块的污水处理站污水，用0.45μm微孔滤膜过滤；
岩心：人造非均质岩心，岩心纵向非均质级差为1∶2∶4，平均水相渗透率为
1.705～3.410μm2，孔隙度为28.19％左右，岩心长20.0cm；
驱替流速：5米/天；
驱替步骤：水驱2PV，含水98％时转注→0.6PV化学剂驱(0.5PV复合体系+0.1PV碱或聚合物)→2.4PV水驱结束实验，累计注入孔隙体积5PV。
2)实验结果：
室内岩心驱油物理模拟实验数据表 表六
| 序号 | 岩心号 | 孔隙体积ml | 孔隙度％ | 水相渗透率μm2 | 含油饱和度％ | 累计注入2PV时驱油效率％ | 累计注入5PV时驱油效％ | 断塞结构 | 采收率提高值％ |
| 1 | 04-31 | 19.1 | 19.73 | 2.700 | 81.15 | 23.87 | 31.29 | 纯水驱 | 7.35 |
| 2 | 04-14 | 24.9 | 25.98 | 1.705 | 64.26 | 50.91 | 58.18 | ||
| 3 | 04-29 | 25.0 | 26.62 | 3.103 | 72.00 | 27.22 | 41.11 | 0.6PV(A2聚合物)1500mg/L | 13.71 |
| 4 | 04-15 | 23.5 | 25.16 | 2.903 | 72.34 | 20.00 | 33.53 | ||
| 5 | 04-17 | 27.7 | 28.19 | 3.410 | 75.81 | 26.67 | 40.00 | 0.5PV[A2聚合物1500mg/L+Na2CO31.25％]+0.1PV(A2聚合物)1500mg/L | 13.64 |
| 6 | 04-18 | 26.3 | 27.44 | 3.320 | 62.74 | 32.12 | 46.06 | ||
| 7 | 04-32 | 23.9 | 25.72 | 2.624 | 75.31 | 43.89 | 71.11 | 0.5PV(A2聚合物)1500mg/L/活性碱0.6％+0.1PVA21500mg/L | 24.69 |
| 8 | 04-27 | 25.9 | 27.30 | 3.328 | 71.43 | 45.41 | 67.57 | ||
| 备注 | 实验条件：水——羊三木污水，油——羊12-17原油，原油粘度——530mPa.s，实验温度——63℃；岩心参数：岩心类型——人造非均质，水相渗透率——1.705～3.410μm2；实验参数：流速——5m/d，驱替步骤——水驱2PV→0.6PV化学剂驱→2.4PV水驱结束实验；累计注入体积：5PV。 | ||||||||
①注入压力曲线结果显示，活性碱/聚合物复合体系与羊三木污水配伍性良好，在渗透率为3.410μm2的条件下，能建立起较高的阻力系数和残余阻力系数。
②表六和图2，从图2驱油效率曲线结果显示，纯水驱从2PV～5PV采收率提高值为7.35％；纯聚合物驱从2PV～5PV采收率提高值为13.71％；碳酸钠/聚合物复合体系(聚合物+Na2CO3)/聚合物驱从2PV～5PV采收率提高值为13.64％；活性碱/聚合物复合体系(聚合物+NPS)/聚合物]驱从2PV～5PV采收率提高值为24.69％。表明活性碱复合体系对羊三木扩大试验区具有较强的提高采收率的功效。
③碳酸钠与聚合物复配后，由于油水界面张力不能有效的降低，仅为3～5mN/m，所以，与纯聚合物驱的提高采收率幅度基本相同，碱并没有发挥作用。
④活性碱/聚合物复合驱油体系由于较强的降低油水界面张力作用及增粘作用，在原油粘度为530mPa.s，岩心渗透率为3μm2条件下，可比水驱提高采收率17％左右，适合于羊三木油田碱聚合物驱扩大试验区提高采收率。
Claims (3)
1.一种活性碱，其特征是，由以下组分按所述重量百分比组成：磷酸三钠45～55％、碳酸钠40～50％、十二烷基苯磺酸钠2～15％。
2.根据权利要求1所述的活性碱，其特征是，由以下组分按所述重量百分比组成：磷酸三钠50％、碳酸钠47％、十二烷基苯磺酸钠3％。
3.权利要求1所述活性碱在多元化学复合驱中的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CNB2006100161418A CN100389167C (zh) | 2006-10-13 | 2006-10-13 | 一种应用于多元化学复合驱中的碱/表面活性剂组合物 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CNB2006100161418A CN100389167C (zh) | 2006-10-13 | 2006-10-13 | 一种应用于多元化学复合驱中的碱/表面活性剂组合物 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1931956A true CN1931956A (zh) | 2007-03-21 |
| CN100389167C CN100389167C (zh) | 2008-05-21 |
Family
ID=37877989
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CNB2006100161418A Expired - Fee Related CN100389167C (zh) | 2006-10-13 | 2006-10-13 | 一种应用于多元化学复合驱中的碱/表面活性剂组合物 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN100389167C (zh) |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2109132C1 (ru) * | 1996-06-27 | 1998-04-20 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов |
| CN1079486C (zh) * | 1999-04-30 | 2002-02-20 | 大庆石油管理局 | 驱油组合物及驱油注液 |
| CN1123619C (zh) * | 2000-08-07 | 2003-10-08 | 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 | 含烷基苯磺酸盐表面活性剂的三元复配组合物及其应用 |
-
2006
- 2006-10-13 CN CNB2006100161418A patent/CN100389167C/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN100389167C (zh) | 2008-05-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1093589C (zh) | 泡沫复合驱油方法 | |
| CN102952531B (zh) | 一种海上油田驱油用表面活性剂及其制备方法 | |
| CN110484229B (zh) | 一种用于低渗透油藏的复合驱油体系及其制备和应用方法 | |
| CN102153998A (zh) | 一种含有脂肽生物表面活性剂的复合驱油体系及其应用 | |
| CN1062949A (zh) | 选择性降低地下水渗透性的方法 | |
| CN1729345A (zh) | 控制粘弹性表面活性剂基流体流变性的方法 | |
| MX2009014146A (es) | Proceso biotecnologico para la recuperacion de hidrocarburos en medios porosos de baja permeabilidad. | |
| WO2012166561A2 (en) | Compositions, methods, apparatus, and systems for incorporating bio-derived materials in drilling and hydraulic fracturing | |
| US10202540B2 (en) | Zirconium gel particle combination flooding system and preparation method thereof | |
| US10294409B2 (en) | Modified graphite particle system for strengthening polymer/binary/ternary composite oil displacement system and preparation and application thereof | |
| CN103992786A (zh) | 一种超低密度空心陶粒支撑剂及其制备方法 | |
| CN109162684A (zh) | 一种聚合物微球/内源微生物/生物表活剂三元复合驱提高低渗透油藏原油采收率的方法 | |
| CN1861980A (zh) | 油水井转投注预处理方法 | |
| WO2014145842A1 (en) | Hydrocarbon removal compositions and methods of use | |
| CN116574495A (zh) | 一种生物酶-纳米-复合磺酸盐解堵剂及其制备方法和应用 | |
| CN1931956A (zh) | 活性碱及其在多元化学复合驱中的应用 | |
| CN114763471B (zh) | 滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用 | |
| CN1696241A (zh) | 醇基压裂液 | |
| Zhang et al. | Review on microbial enhanced oil recovery technology and development in China | |
| CN1478850A (zh) | 利用聚合物溶液与二元体系提高石油采收率的方法 | |
| CN103923632B (zh) | 一种解吸附剂及其评价方法 | |
| CN1237256C (zh) | 利用三元复合驱乳化作用提高石油采收率的方法 | |
| CN115608765B (zh) | 一种用于低渗透原油污染土壤的泡沫压裂修复方法 | |
| CN1184276C (zh) | 烷基苯磺酸盐为主表面活性剂在三元复合驱油中的应用 | |
| CN1566256A (zh) | 烷基芳基烷基甜菜碱型表面活性剂组合物及其在三次采油中的应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| C17 | Cessation of patent right | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20080521 Termination date: 20101013 |