近日，利用西北油田地层水配置的TMS01型水溶性降黏剂溶液大样性能稳定时间超过60天，标志着该技术突破了耐盐性能的瓶颈，耐盐指标较前期提升1倍，达22万毫克/升，不仅扩大了水溶降黏技术的适用范围，而且降低了工艺成本。
水溶性降黏技术可有效降低稠油黏度，但在前期应用中，阴离子型降黏剂耐盐度只有11万毫克/升，而西北油田地层水矿化度高，不解决耐盐问题，该技术就只能用于矿化度较低的稠油井或拉运清水配液，工艺复杂且成本高。
为此，西北油田组建专业团队进行攻关，经过不断调研、讨论、试验、复配、优化，确立添加多官能团结构、利用聚电解质效应来增强药剂抗盐能力的技术思路，历时半年成功研制出TMS01耐盐型水溶性降黏体系。
近日，西北油田在TK4102井应用TMS01耐盐型水溶性降黏剂。结果表明，在2500ppm（1ppm为百万分之一）药剂浓度下，输油管线平均压力由4.3兆帕降至1.7兆帕，日节约稀油15吨。
目前，西北油田正在塔河十区稠油井开展井筒降黏、替代掺稀现场试验，预计规模应用后，可替代掺稀油量350吨/日，日增效70万元。
同时，突破耐盐瓶颈也为该体系用于地层降黏提高采收率奠定了基础，工艺成功实施后，预计可动用超稠油储量近亿吨。