CN102220861A - 一种酸酯配合定向破胶方法 - Google Patents
一种酸酯配合定向破胶方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102220861A CN102220861A CN2011101159492A CN201110115949A CN102220861A CN 102220861 A CN102220861 A CN 102220861A CN 2011101159492 A CN2011101159492 A CN 2011101159492A CN 201110115949 A CN201110115949 A CN 201110115949A CN 102220861 A CN102220861 A CN 102220861A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- breaking method
- fluid
- gel breaking
- glue
- 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.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 title claims abstract description 38
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 81
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N ethyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound CCOC(=O)C(C)O LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- WBJINCZRORDGAQ-UHFFFAOYSA-N formic acid ethyl ester Natural products CCOC=O WBJINCZRORDGAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940116333 ethyl lactate Drugs 0.000 claims description 3
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 64
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 33
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001638 boron Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002895 organic esters Chemical class 0.000 description 1
- -1 organosilane esters Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本发明公开了一种酸酯配合定向破胶方法，属于油田生产的压裂工艺技术领域。所述方法包括在前置液中添加酸的步骤和在携砂液中添加酯的步骤。所述酸酯配合定向破胶方法不仅使得携砂液的携砂能力不会受到影响，而且能够合理地控制释酸速度和释酸能力，从而为多羟基醇体系压裂液营造出pH≤7.5的环境，使得多羟基醇体系冻胶完全水化并且不出现返胶现象。
Description
技术领域
本发明涉及一种在油田生产的压裂工艺中实现低渗油井储层改造所使用的多羟基醇体系压裂液的破胶方法，特别是涉及一种酸酯配合定向破胶方法。
背景技术
压裂是一种提高石油产量的重要措施之一。其过程是利用粘弹性冻胶将支撑剂携带到地层裂缝中，阻止裂缝的闭合，从而提高岩层的孔隙度和渗透率。按施工过程压裂液分三部分，前置液、携砂液和顶替液。前置液主要功能为产生裂缝，携砂液主要作用是利用粘弹性冻胶将支撑剂带入地层，顶替液则是保证携砂液全部进入地层。目前，携砂液中的粘弹性冻胶是高分子化合物在含硼交联剂作用下形成的具有立体网状结构和足够粘弹性的冻胶。为了将包含在冻胶中的支撑剂顺利释放，需要用破胶剂将网状结构破坏，因此，破胶过程是压裂过程中的一个重要环节。
目前，常用的破胶剂包括过硫酸铵破胶剂，由高分子聚合物包覆于过硫酸铵表面做成的胶囊破胶剂；或者以硼为交联中心的冻胶，在酸性条件下水化破胶；或者生物酶或者一些有机酯破胶剂。它们所存在的缺陷在于：
（1）过硫酸铵或是由高分子聚合物包覆于过硫酸铵表面做成的胶囊破胶剂都是利用氧化性破坏高分子长链实现破胶。其使用方法是在水凝胶形成过程中将破胶剂一同加入，利用氧化速度慢于成胶速度来实现携砂液携砂能力与自动破胶的协调。但是，将过硫酸铵直接分散于水凝胶中，势必会造成破胶剂的局部集中，破胶效率和携砂液的携砂能力都会受影响；由高分子聚合物包覆于过硫酸铵表面做成的破胶剂的生产成本高昂，且释放效率低。并且，这种破胶剂是利用氧化作用使压裂液中的半乳甘露聚糖降解，破坏C-O-C 键从而引起聚糖类稠化剂冻胶破胶，而对多羟基醇冻胶体系的 C-O-B-O-C 则无效，无法使其彻底破胶。
（2）以硼为交联中心的冻胶，在酸性条件下水化的破胶过程中，酸类物质的直接加入会在短时间内破坏冻胶，造成携砂液携砂能力的丧失。并且，这种硼类交联剂不断水解出游离态的B会再次引发交联反应从而出现“返胶”现象。
（3）生物酶是一种特殊的蛋白质，对聚糖类胶体有降解作用；但对多羟基醇体系冻胶无作用。
（4）一些有机酯类也会在有水环境下水解生成酸，进而实现对压裂液的破胶，但是酯类物质破胶较慢，难以保证支撑剂的及时释放。
因此，需要一种既能使携砂液的携砂能力不会受到影响，又能有效地实现低渗油井储层改造所使用的多羟基醇体系压裂液的破胶方法。
发明内容
为了解决上述问题，本发明旨在提供一种既能使携砂液的携砂能力不会受到影响，又能有效地实现低渗油井储层改造所使用的多羟基醇体系压裂液的破胶方法。
为了实现上述目的，本发明提供了一种酸酯配合定向破胶方法，所述方法包括
在前置液中添加酸的步骤和在携砂液中添加酯的步骤。
作为优选，在所述前置液中添加的酸占压裂液的体积百分比范围为0.3%～0.5%。
作为优选，所述酸为有机酸或者无机酸。
作为进一步的优选，所述有机酸为甲酸、乙酸和草酸中的一种。
作为进一步的优选，所述无机酸为盐酸或者硫酸。
作为优选，在所述携砂液中添加的酯占压裂液的体积百分比范围为0.5%～1%。
作为优选，所述酯为甲酸乙酯、乙酸甲酯、乳酸乙酯和乙酸乙酯中的一种。
与现有技术相比，本发明的上述技术方案的有益效果如下：
本发明提供的酸酯配合定向破胶方法不仅使得携砂液的携砂能力不会受到影响，而且能够合理地控制释酸速度和释酸能力，从而为多羟基醇体系压裂液营造出pH≤7.5的环境，使得多羟基醇体系冻胶完全水化并且不出现返胶现象。
具体实施方式
为了深入了解本发明，下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。在这些实施例中，除另有说明外，所有百分比均按体积计算。
实施例1
应用本发明提供的酸酯配合定向破胶方法时，首先，在用于使岩层产生裂缝的前置液中混入占压裂液总量的0.5%的甲酸，然后，在用于将支撑剂带入地层的携砂液中混入占压裂液总量的0.5%的甲酸乙酯，从而实现对多羟基醇体系粘弹性冻胶的破胶。采用本实施例的破胶方法对多羟基醇体系压裂液进行破胶后，破胶液的粘度低于5mPa·s且无反胶迹象，破胶效果明显，并且携砂液的携砂能力不会受到影响。
实施例2
应用本发明提供的酸酯配合定向破胶方法时，首先，在用于使岩层产生裂缝的前置液中混入占压裂液总量的0.5%的乙酸，然后，在用于将支撑剂带入地层的携砂液中混入占压裂液总量的0.5%的乙酸甲酯，从而实现对多羟基醇体系粘弹性冻胶的破胶。采用本实施例的破胶方法对多羟基醇体系压裂液进行破胶后，破胶液的粘度低于5mPa·s且无反胶迹象，破胶效果明显，并且携砂液的携砂能力不会受到影响。
实施例3
应用本发明提供的酸酯配合定向破胶方法时，首先，在用于使岩层产生裂缝的前置液中混入占压裂液总量的0.3%的浓度为10%的盐酸，然后，在用于将支撑剂带入地层的携砂液中混入占压裂液总量的0.5%的甲酸乙酯，从而实现对多羟基醇体系粘弹性冻胶的破胶。采用本实施例的破胶方法对多羟基醇体系压裂液进行破胶后，破胶液的粘度低于5mPa·s且无反胶迹象，破胶效果明显，并且携砂液的携砂能力不会受到影响。
实施例4
应用本发明提供的酸酯配合定向破胶方法时，首先，在用于使岩层产生裂缝的前置液中混入占压裂液总量的0.3%的浓度为10%的硫酸，然后，在用于将支撑剂带入地层的携砂液中混入占压裂液总量的0.6%的乳酸乙酯，从而实现对多羟基醇体系粘弹性冻胶的破胶。采用本实施例的破胶方法对多羟基醇体系压裂液进行破胶后，破胶液的粘度低于5mPa·s且无反胶迹象，破胶效果明显，并且携砂液的携砂能力不会受到影响。
实施例5
应用本发明提供的酸酯配合定向破胶方法时，首先，在用于使岩层产生裂缝的前置液中混入占压裂液总量的0.5%的草酸，然后，在用于将支撑剂带入地层的携砂液中混入占压裂液总量的1%的乙酸乙酯，从而实现对多羟基醇体系粘弹性冻胶的破胶。采用本实施例的破胶方法对多羟基醇体系压裂液进行破胶后，破胶液的粘度低于5mPa·s且无反胶迹象，破胶效果明显，并且携砂液的携砂能力不会受到影响。
实施例6
应用本发明提供的酸酯配合定向破胶方法时，首先，在用于使岩层产生裂缝的前置液中混入占压裂液总量的0.4%的甲酸，然后，在用于将支撑剂带入地层的携砂液中混入占压裂液总量的0.5%的甲酸乙酯，从而实现对多羟基醇体系粘弹性冻胶的破胶。采用本实施例的破胶方法对多羟基醇体系压裂液进行破胶后，破胶液的粘度低于5mPa·s且无反胶迹象，破胶效果明显，并且携砂液的携砂能力不会受到影响。
采用本发明提供的酸酯配合定向破胶方法能够带来如下有益效果：
（1）由于本发明提供的酸酯配合定向破胶方法是在前置液中添加占压裂液体积百分比范围为0.3%～0.5%的酸，在携砂液中添加占压裂液体积百分比范围为0.5%～1%的酯，由于酸先于水凝胶注入到底层裂缝中，水凝胶在携砂过程中很难或很少接触到酸，使得携砂能力不受影响。当水凝胶运动到地层裂缝位置时，与酸接触，开始破胶过程，从而将支撑剂释放在裂缝中。添加于携砂液中的酯在较短时间内无法释放出足够的酸来破坏携砂液的携砂能力，但是，当意外情况发生如施工停止导致水凝胶堵塞油井时，携砂液长时间与水的接触可使酯释放出酸，破坏水凝胶，从而阻止更大损失的产生。
（2）本发明提供的酸酯配合定向破胶方法由于在前置液中添加了酸，在携砂液中添加了酯，能够为多羟基醇体系压裂液营造出pH≤7.5的环境，使得多羟基醇体系冻胶完全水化并且不出现返胶现象。
（3）本发明提供的酸酯配合定向破胶方法所选用的是液体添加剂，添加方便，无需特殊设备，只需要采用对添加时间进行控制即可。
（4）本发明提供的酸酯配合定向破胶方法不含有盐类物质和其他聚合物，使用后不会对地层产生二次伤害。
（5）本发明提供的酸酯配合定向破胶方法能够促进压裂施工效果。
以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种酸酯配合定向破胶方法，其特征在于：包括在前置液中添加酸的步骤和在携砂液中添加酯的步骤。
2.根据权利要求1所述的酸酯配合定向破胶方法，其特征在于：在所述前置液中添加的酸占压裂液的体积百分比范围为0.3%～0.5%。
3.根据权利要求2所述的酸酯配合定向破胶方法，其特征在于：所述酸为有机酸或者无机酸。
4.根据权利要求3所述的酸酯配合定向破胶方法，其特征在于：所述有机酸为甲酸、乙酸和草酸中的一种。
5.根据权利要求3所述的算酯配合定向破胶方法，其特征在于：所述无机酸为盐酸或者硫酸。
6.根据权利要求1所述的酸酯配合定向破胶方法，其特征在于：在所述携砂液中添加的酯占压裂液的体积百分比范围为0.5%～1%。
7.根据权利要求6所述的酸酯配合定向破胶方法，其特征在于：所述酯为甲酸乙酯、乙酸甲酯、乳酸乙酯和乙酸乙酯中的一种。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2011101159492A CN102220861A (zh) | 2011-05-06 | 2011-05-06 | 一种酸酯配合定向破胶方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2011101159492A CN102220861A (zh) | 2011-05-06 | 2011-05-06 | 一种酸酯配合定向破胶方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102220861A true CN102220861A (zh) | 2011-10-19 |
Family
ID=44777544
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2011101159492A Pending CN102220861A (zh) | 2011-05-06 | 2011-05-06 | 一种酸酯配合定向破胶方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN102220861A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105441059A (zh) * | 2014-08-29 | 2016-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 交联剂组合物、酸性前置液及其应用 |
| CN105670596A (zh) * | 2016-03-29 | 2016-06-15 | 咸阳万众生物科技有限公司 | 一种耐高温自动破胶型表面活性剂压裂液 |
| CN106833595A (zh) * | 2017-03-13 | 2017-06-13 | 河南理工大学 | 一种多溶剂组合压裂液及煤层气井压裂施工工艺 |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3630285A (en) * | 1970-05-22 | 1971-12-28 | Amoco Prod Co | Acidizing high-temperature wells |
| US4122896A (en) * | 1977-10-14 | 1978-10-31 | Shell Oil Company | Acidizing carbonate reservoirs with chlorocarboxylic acid salt solutions |
| CN1708632A (zh) * | 2002-10-28 | 2005-12-14 | 索菲泰克公司 | 酸压裂中在井下产生酸 |
| CN1987044A (zh) * | 2006-11-16 | 2007-06-27 | 大庆油田有限责任公司 | 水力压裂井破胶剂追加方法 |
| CN101113669A (zh) * | 2007-07-18 | 2008-01-30 | 长庆石油勘探局 | 一种提高低渗储层产能的压裂方法 |
| CN101220736A (zh) * | 2008-01-31 | 2008-07-16 | 哈尔滨市宏昌石油助剂有限公司 | 无筛管复合压裂纤维网络骨架砾石充填防砂方法 |
| CN101265406A (zh) * | 2008-05-09 | 2008-09-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 前置酸酸液和前置酸加砂压裂方法 |
| CN101508891A (zh) * | 2009-03-11 | 2009-08-19 | 陕西科技大学 | 一种液体缓释酸破胶剂 |
| CN102108294A (zh) * | 2009-12-23 | 2011-06-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多羟基醇压裂液用有机钛交联剂的制备方法 |
-
2011
- 2011-05-06 CN CN2011101159492A patent/CN102220861A/zh active Pending
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3630285A (en) * | 1970-05-22 | 1971-12-28 | Amoco Prod Co | Acidizing high-temperature wells |
| US4122896A (en) * | 1977-10-14 | 1978-10-31 | Shell Oil Company | Acidizing carbonate reservoirs with chlorocarboxylic acid salt solutions |
| CN1708632A (zh) * | 2002-10-28 | 2005-12-14 | 索菲泰克公司 | 酸压裂中在井下产生酸 |
| CN1987044A (zh) * | 2006-11-16 | 2007-06-27 | 大庆油田有限责任公司 | 水力压裂井破胶剂追加方法 |
| CN101113669A (zh) * | 2007-07-18 | 2008-01-30 | 长庆石油勘探局 | 一种提高低渗储层产能的压裂方法 |
| CN101220736A (zh) * | 2008-01-31 | 2008-07-16 | 哈尔滨市宏昌石油助剂有限公司 | 无筛管复合压裂纤维网络骨架砾石充填防砂方法 |
| CN101265406A (zh) * | 2008-05-09 | 2008-09-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 前置酸酸液和前置酸加砂压裂方法 |
| CN101508891A (zh) * | 2009-03-11 | 2009-08-19 | 陕西科技大学 | 一种液体缓释酸破胶剂 |
| CN102108294A (zh) * | 2009-12-23 | 2011-06-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多羟基醇压裂液用有机钛交联剂的制备方法 |
Non-Patent Citations (6)
| Title |
|---|
| 丁里等: "新型酸性压裂液的研制及应用", 《石油与天然气化工》 * |
| 崔明月等: "压裂液优化设计与应用技术", 《钻井液与完井液》 * |
| 王均等: "清洁压裂液技术研究与应用", 《中外能源》 * |
| 罗云等: "交联酸加砂酸化压裂技术在复杂岩性油藏的应用", 《石油学报》 * |
| 郎学军等: "水力压裂工艺中的分段破胶技术", 《石油钻采工艺》 * |
| 龙政军: "水基聚合物压裂液延迟破胶技术及破胶体系", 《钻采工艺》 * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105441059A (zh) * | 2014-08-29 | 2016-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 交联剂组合物、酸性前置液及其应用 |
| CN105441059B (zh) * | 2014-08-29 | 2019-01-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 交联剂组合物、酸性前置液及其应用 |
| CN105670596A (zh) * | 2016-03-29 | 2016-06-15 | 咸阳万众生物科技有限公司 | 一种耐高温自动破胶型表面活性剂压裂液 |
| CN106833595A (zh) * | 2017-03-13 | 2017-06-13 | 河南理工大学 | 一种多溶剂组合压裂液及煤层气井压裂施工工艺 |
| CN106833595B (zh) * | 2017-03-13 | 2021-12-28 | 河南理工大学 | 一种多溶剂组合压裂液及煤层气井压裂施工工艺 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2640109C (en) | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids | |
| EP1846532B1 (en) | Energized fluids and methods of use thereof | |
| CN102516976B (zh) | 一种多组分有机交联酸液制备方法 | |
| CA2732857C (en) | Improved fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations | |
| CN101412905B (zh) | 一种水力压裂的复合压裂液的制备方法 | |
| CN103265939B (zh) | 一种压裂液增稠剂及其制备和应用 | |
| US20170204316A1 (en) | Controlled break enzyme formulations | |
| US9803130B2 (en) | Methods of activating enzyme breakers | |
| CN104879113A (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合酸压方法 | |
| CA2526673C (en) | Methods and compositions for breaking viscosified fluids | |
| WO2013036478A2 (en) | Disintegrative particles to release agglomeration agent for water shut-off downhole | |
| WO2014078143A1 (en) | Methods for generating highly conductive channels in propped fractures | |
| US20080305971A1 (en) | Polysaccharide Treatment Fluid and Method of Treating A Subterranean Formation | |
| CN102120929B (zh) | 一种气井控水剂的制备方法 | |
| CN106318365A (zh) | 一种可逆物理交联聚合物压裂液及其制备方法 | |
| US8408301B2 (en) | Shear tolerant aqueous based fracturing fluids and methods | |
| US20140238673A1 (en) | Methods of stabilizing weakly consolidated subterranean formation intervals | |
| CN102220861A (zh) | 一种酸酯配合定向破胶方法 | |
| CN1055329C (zh) | 一种单液法、双液法结合的堵水调剖方法 | |
| Cheng et al. | Development of a high-strength and adhesive polyacrylamide gel for well plugging | |
| Zou et al. | A novel self-degradable gel (SDG) as liquid temporary plugging agent for high-temperature reservoirs | |
| WO2015103201A1 (en) | Boosters for breakers containing iron compounds | |
| CN106958438B (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
| CN103790560A (zh) | 裂缝型油藏调剖工艺 | |
| CN109439308B (zh) | 一种交联冰醋酸的加重压裂液及其制备方法和应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C12 | Rejection of a patent application after its publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20111019 |