CN103215025B - 一种油井用新型植物胶压裂液冻胶 - Google Patents
一种油井用新型植物胶压裂液冻胶 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103215025B CN103215025B CN201310181583.8A CN201310181583A CN103215025B CN 103215025 B CN103215025 B CN 103215025B CN 201310181583 A CN201310181583 A CN 201310181583A CN 103215025 B CN103215025 B CN 103215025B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing fluid
- oil well
- tonka
- film
- gum
- 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.)
- Active
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08B—POLYSACCHARIDES; DERIVATIVES THEREOF
- C08B37/00—Preparation of polysaccharides not provided for in groups C08B1/00 - C08B35/00; Derivatives thereof
- C08B37/006—Heteroglycans, i.e. polysaccharides having more than one sugar residue in the main chain in either alternating or less regular sequence; Gellans; Succinoglycans; Arabinogalactans; Tragacanth or gum tragacanth or traganth from Astragalus; Gum Karaya from Sterculia urens; Gum Ghatti from Anogeissus latifolia; Derivatives thereof
- C08B37/0087—Glucomannans or galactomannans; Tara or tara gum, i.e. D-mannose and D-galactose units, e.g. from Cesalpinia spinosa; Tamarind gum, i.e. D-galactose, D-glucose and D-xylose units, e.g. from Tamarindus indica; Gum Arabic, i.e. L-arabinose, L-rhamnose, D-galactose and D-glucuronic acid units, e.g. from Acacia Senegal or Acacia Seyal; Derivatives thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L5/00—Compositions of polysaccharides or of their derivatives not provided for in groups C08L1/00 or C08L3/00
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Molecular Biology (AREA)
- Emergency Medicine (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Grain Derivatives (AREA)
Abstract
本发明涉及一种油井用新型植物胶压裂液冻胶,其特征是:它是由以下组分配制而成:香豆胶0.15~0.25%、防膨剂0.3~0.85%、交联剂0.4~0.8%、助排剂0.3~1.0%、杀菌剂0.05~0.1%和水97.0~98.8%组成,上述百分数均为质量百分数。该油井用新型植物胶压裂液冻胶中香豆胶的使用浓度低,使用温度从常温到145℃;降低井下施工作业成本、保障油田的正常生产和可持续发展;该研究成果不仅具有明显的经济效益,而且具有重要的社会效益,具有很大的推广应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及一种压裂液冻胶,特别是一种油井用新型植物胶压裂液冻胶。
背景技术
长庆油田属于低孔特低渗致密油藏,油气勘探开发面积大,每年有将近上万口井需要进行压裂改造,因此对压裂液特别是优质压裂液体产品需求量大。目前长庆油田在油井压裂施工中通常采用羟丙基胍胶体系作为施工液体,虽然此体系压裂液较好地满足了油田现场压裂工艺的需要,但随着2012年胍胶价格的直线走高,且供货渠道单一,给压裂施工造成了高昂的成本支出和供应不稳定性。同时,这种胍胶体系的增稠剂使用浓度高,破胶剂加量大,对支撑裂缝导流能力伤害率较大。
发明内容
本发明的目的是针对现有技术的不足之处,提供一种低成本、能够替代胍胶压裂液的同时,还具有增稠剂使用浓度低、耐高温、破胶彻底,对支撑裂缝导流能力伤害小的油井用新型植物胶压裂液冻胶。它还能实现压裂液的回收处理。
本发明的目的是通过下列技术方案实现的,一种油井用新型植物胶压裂液冻胶,其特征是:它是由以下组分配制而成:香豆胶0.15~0.25%、 防膨剂0.3~0.85%、交联剂0.4~0.8%、助排剂0.3~1.0%、杀菌剂0.05~0.1%和水97.0~98.8%组成,上述百分数均为质量百分数。
所述的防膨剂是分子量小于40000的聚季铵盐和氯化钾的复配物。
所述的交联剂是1,2-二碳代十二硼烷。
所述的助排剂是十二烷基硫酸钠和醇类的合成物。
所述的杀菌剂是甲醛或者戊二醛。
所述的香豆胶是商品名称为香豆胶XYXD-1,防膨剂是商品名称为防膨剂XYFP-1,助排剂是商品名称为助排剂XYWZ-1。
所述的商品名称香豆胶XYXD-1、商品名称防膨剂XYFP-1,商品名称助排剂XYWZ-1,上述试剂均购于西安长庆油田分公司化工集团。
所述的香豆胶的制备工艺包括如下步骤:取香豆胶片在水中充分溶胀5小时,再取出溶胀后的香豆胶片,利用三辊机对香豆胶片进行挤压膨化,挤压膨化时间为4小时,再将胶片在105℃下干燥,待胶片烘至半干状态后取出,利用粉碎机对胶片进行粉碎,要求香豆胶粉过SSW0.090/0.063筛细度为92.5%,将香豆胶粉在60℃下进行低温干燥,干燥8小时取出胶粉为香豆胶成品。
所述的香豆胶成品水不溶物为3.5~9.0%,含水率为6.5~9.0%。
本发明与现有技术相比具有以下技术效果:1)增稠剂使用浓度低,新型香豆胶压裂浓度为0.15~0.35%,而常规胍胶压裂液浓度为0.25~0.55%。2)具有耐高温的作用,0.35%香豆胶压裂液冻胶耐温能力达到145℃,而常规胍胶压裂液耐温为90℃。3)破胶快,破胶彻底,对支撑裂缝导流能力伤害小,伤害率小于22%,而常规胍胶压裂液对支撑裂缝导流能力伤害率大于22%。4)制成的香豆胶粉水不溶物为3.5~9.0%,含水率为6.5~9.0%,具有低含水和低水不溶物等特征。
下面结合实施例及实施例附图对本发明的压裂液冻胶的组成、性能和实施方法作进一步详细说明,但不作为对本发明的限定。
附图说明
图1是本发明香豆胶制备工艺流程图。
具体实施方式
实施例1
一种油井用新型植物胶压裂液冻胶,它是由以下组分按下述质量百分比配制而成:香豆胶0.2%、防膨剂0.5%、交联剂0.6%、助排剂0.7%、杀菌剂0.08%和水97.92%组成,(为最佳配方)所述的香豆胶是商品名称为香豆胶XYXD-1,防膨剂是商品名称为防膨剂XYFP-1,助排剂是商品名称为助排剂XYWZ-1,交联剂是1,2-二碳代十二硼烷,杀菌剂是甲醛或者戊二醛,上述化学试剂均购于西安长庆油田分公司化工集团,地址陕西省咸阳市渭城区朝阳7路,邮编712042。上述增稠剂是香豆胶,起水溶液增粘作用。该冻胶适用于油井。
配制过程如下
在高速搅拌器中,加入979.2ml自来水,在搅拌状态下,加入2.0克香豆胶,搅拌3分钟后,再依次加入5克防膨剂、7克助排剂,0. 8克杀菌剂,搅拌3分钟,搅拌均匀即得到本发明的基液。
取上述基液,用广泛pH值试纸,测得基液pH值为7~8;搅拌状态下,加入6克交联剂,用广泛pH值试纸,测得交联压裂液pH值为8~9,交联时间为18秒,即得本发明的冻胶。得到的基液粘度为10.5mPa·s,经过交联后形成的冻胶在100℃经过PVS流变仪剪切1小时后,冻胶粘度为72 mPa·s。而达到同样粘度,普通羟丙基胍胶冻胶所需要的羟丙基胍胶浓度至少0.35%,耐温最高为90℃。
实施例2
一种油井用新型植物胶压裂液冻胶,它是由以下组分按下述质量百分比配制而成:香豆胶0.15%、 防膨剂0.3%、交联剂0.4%、助排剂0.3%、杀菌剂0.05%和水98.8%组成,所述的防膨剂是分子量小于40000的聚季铵盐和氯化钾的复配物;所述的交联剂是1,2-二碳代十二硼烷。所述的助排剂是十二烷基硫酸钠和醇类的合成物。所述的杀菌剂是甲醛或者戊二醛。所述的香豆胶是商品名称为香豆胶XYXD-1、购于西安长庆油田分公司化工集团,地址陕西省咸阳市渭城区朝阳7路,邮编712042。该冻胶适用于油井。 制备过程同实施例1。
尽管基液粘度仅为9mPa·s,但经过交联后形成的冻胶在80℃经过PVS流变仪剪切60分钟后,冻胶粘度为70 mPa·s。而达到同样粘度,普通羟丙基胍胶冻胶所需要的羟丙基胍胶浓度至少0.3%。
实施例3
一种油井用新型植物胶压裂液冻胶,它是由以下组分按下述质量百分比配制而成:香豆胶0.25%、 防膨剂0.85%、交联剂0.8%、助排剂1.0%、杀菌剂0.1%和水97.0%组成,所述的防膨剂是商品名称为防膨剂XYFP-1,助排剂是商品名称为助排剂XYWZ-1,交联剂是1,2-二碳代十二硼烷,杀菌剂是甲醛或者戊二醛,上述化学试剂均购于西安长庆油田分公司化工集团,地址陕西省咸阳市渭城区朝阳7路,邮编712042。也可以从其它市场购买。该冻胶适用于油井。制备过程同实施例1。
如图1所示:所述的香豆胶是采用如下工艺步骤制备:取100g的香豆胶片在900g的水中充分溶胀5小时,再取出溶胀后的香豆胶片,利用三辊机对香豆胶片进行挤压膨化,挤压膨化时间为4小时,再将胶片在105℃下干燥,待胶片烘至半干状态后取出,利用粉碎机对胶片进行粉碎,要求香豆胶粉过SSW0.090/0.063筛细度为92.5%(百分数为质量百分数),将香豆胶粉在60℃下进行低温干燥,干燥8小时取出胶粉为香豆胶成品。制成的香豆胶粉水不溶物为3.5~9.0%,含水率为6.5~9.0%,具有低含水和低水不溶物等特征。
尽管基液粘度仅为22.5mPa·s,但经过交联后形成的冻胶在140℃经过PVS流变仪剪切90分钟后,冻胶粘度为68 mPa·s。而达到同样粘度,普通羟丙基胍胶冻胶所需要的羟丙基胍胶浓度至少0.45%。本发明冻胶耐温能力达到145℃,而羟丙基胍胶压裂液耐温为90℃。
实施例4
本例给出了本发明压裂液的配制过程和在低香豆胶用量下的冻胶性能。选用的香豆胶商品代号为“XYXD-1”,由安徽省种植;使用分子量小于40000的聚季铵盐和氯化钾的复配物作为防膨剂;使用1,2-二碳代十二硼烷作为交联剂;使用十二烷基硫酸钠和醇类的合成物作为助排剂;使用甲醛或者戊二醛作为杀菌剂。
配方为0.2%XYXD-1+0.3%防膨剂+0.3%助排剂+0.1%杀菌剂的压裂液基液配制过程如下
在高速搅拌器中,加入1000ml自来水,在搅拌状态下,加入2.0克XYXD-1,搅拌3分钟后,再依次加入3克防膨剂、1克杀菌剂、3克助排剂,搅拌3min,搅拌均匀,得到含0.2%XYXD-1的基液。
取100克上述基液,用广泛pH值试纸,测得基液pH值为7~8;搅拌状态下,加入0.4克交联剂,交联压裂液pH值为8~9,交联时间为21s。尽管基液粘度仅为9mPa·s,但经过交联后形成的冻胶在80℃经过PVS流变仪剪切60分钟后,冻胶粘度为70 mPa·s。而达到同样粘度,普通羟丙基胍胶冻胶所需要的羟丙基胍胶浓度至少0.3%。
实施例5
本例给出0.25%XYXD-1压裂液冻胶的性能。压裂液的配方为:
0.25%XYXD-1+0.3%防膨剂+0.3%助排剂+0.1%杀菌剂。压裂液的配制过程同例1。得到的基液粘度为10.5mPa·s。取100ml基液,在搅拌下加入交联剂0.6克,形成的交联冻胶的时间为18s。在100℃经过PVS流变仪剪切1小时后,冻胶粘度为62 mPa·s。而达到同样粘度,普通羟丙基胍胶冻胶所需要的羟丙基胍胶浓度至少0.35%。
实施例6
本例给出了应用本发明的实施例1的压裂液冻胶进行水力压裂的实例。
长庆油田山060-50井位于陕西省志丹县义正乡,构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡。井深2094.00m,完钻层位为长6层。储层电阻率10.22Ωm,储层孔隙度11.27%,储层渗透率43.48×10-3μm2,属于低孔特低渗储层,需要采用压裂技术进行开发。
2012年10月23日,对山060-50井进行了加砂压裂。共准备实施例1的冻胶120m3,活性水30m3,主要施工参数是:排量1.6m3/min,破裂压力28.7MPa,施工压力17.8MPa,停泵压力7.8MPa。所用前置液为21m3,携砂液83m3,顶替液5.4 m3,平均砂比30.1%,总加砂量25.0m3,总液量109.4 m3。日产油22.5m3,日产水5.2m3。
该实施例也可以采用实施例2-5中的任意一种的冻胶,其效果基本一致,实施例1和实施例3的效果好。
本实施例没有详细叙述的部分和英文缩写属本行业的公知常识,在网上可以搜索到,这里不一一叙述。
本发明的新型植物胶压裂液冻胶适用于不同储层的油井压裂施工。本发明根据香豆胶分子量小和破胶剂加量少的特点实现压裂液的回收处理;根据不同储层地特征选择相应的油井压裂施工液体。井下施工作业使用该技术可以降低井下作业成本、保障油田的正常生产和可持续发展;该研究成果不仅具有明显的经济效益,而且具有重要的社会效益,具有很大的推广应用前景。
Claims (5)
1.一种油井用植物胶压裂液冻胶,其特征是:它是由以下组分配制而成:香豆胶0.15~0.25%、 防膨剂0.3~0.85%、交联剂0.4~0.8%、助排剂0.3~1.0%、杀菌剂0.05~0.1%和水97.0~98.8%组成,上述百分数均为质量百分数;所述的交联剂是1,2-二碳代十二硼烷。
2.根据权利要求1所述的一种油井用植物胶压裂液冻胶,其特征是:所述的防膨剂是分子量小于40000的聚季铵盐和氯化钾的复配物。
3.根据权利要求1所述的一种油井用植物胶压裂液冻胶,其特征是:所述的杀菌剂是甲醛或者戊二醛。
4.根据权利要求1所述的一种油井用植物胶压裂液冻胶,其特征是:所述的香豆胶的制备工艺包括如下步骤:取香豆胶片在水中充分溶胀5小时,再取出溶胀后的香豆胶片,利用三辊机对香豆胶片进行挤压膨化,挤压膨化时间为4小时,再将胶片在105℃下干燥,待胶片烘至半干状态后取出,利用粉碎机对胶片进行粉碎,要求香豆胶粉过SSW0.090/0.063筛细度为92.5%,将香豆胶粉在60℃下进行低温干燥,干燥8小时取出胶粉为香豆胶成品。
5.根据权利要求4所述的一种油井用植物胶压裂液冻胶,其特征是:所述的香豆胶成品水不溶物为3.5~9.0%,含水率为6.5~9.0%。
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310181583.8A CN103215025B (zh) | 2013-05-16 | 2013-05-16 | 一种油井用新型植物胶压裂液冻胶 |
PCT/CN2013/077032 WO2014183312A1 (zh) | 2013-05-16 | 2013-06-09 | 一种油井用新型植物胶压裂液冻胶 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310181583.8A CN103215025B (zh) | 2013-05-16 | 2013-05-16 | 一种油井用新型植物胶压裂液冻胶 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103215025A CN103215025A (zh) | 2013-07-24 |
CN103215025B true CN103215025B (zh) | 2015-01-07 |
Family
ID=48813203
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201310181583.8A Active CN103215025B (zh) | 2013-05-16 | 2013-05-16 | 一种油井用新型植物胶压裂液冻胶 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN103215025B (zh) |
WO (1) | WO2014183312A1 (zh) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112111262A (zh) * | 2020-09-09 | 2020-12-22 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种胍胶压裂液体系及其在低温油气藏中的应用 |
CN113153254B (zh) * | 2020-10-16 | 2022-12-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低孔低渗强水敏性储层的高效防膨压裂工艺 |
CN115838590A (zh) * | 2021-09-18 | 2023-03-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂用低成本高效防膨剂及其制备方法与使用方法 |
CN114686198B (zh) * | 2022-04-20 | 2023-06-20 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种低浓度自组装胍胶压裂液及其制备方法 |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1524920A (zh) * | 2003-02-28 | 2004-09-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 有机硼延迟交联植物胶压裂液 |
CN1277897C (zh) * | 2004-09-17 | 2006-10-04 | 大庆油田有限责任公司 | 深层致密气藏压裂液 |
US7998909B2 (en) * | 2006-09-28 | 2011-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Foaming agent for subterranean formations treatment, and methods of use thereof |
CN101993688B (zh) * | 2009-08-24 | 2013-09-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低伤害压裂液体系 |
CN102102013B (zh) * | 2009-12-18 | 2013-04-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种无机硼高温延时压裂液 |
-
2013
- 2013-05-16 CN CN201310181583.8A patent/CN103215025B/zh active Active
- 2013-06-09 WO PCT/CN2013/077032 patent/WO2014183312A1/zh active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2014183312A1 (zh) | 2014-11-20 |
CN103215025A (zh) | 2013-07-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103215025B (zh) | 一种油井用新型植物胶压裂液冻胶 | |
CN103740353B (zh) | 一种复合解堵剂及致密砂岩油藏压裂投产水平井复合解堵方法 | |
CN1313563C (zh) | 一种清洁压裂液添加剂的组成和压裂地层的方法 | |
CN101787864B (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
CN102002355B (zh) | 一种压裂液降阻剂及其制备方法 | |
CN103265943B (zh) | 低浓度胍胶压裂体系交联剂及其制备工艺 | |
CN103666437B (zh) | 一种压裂液 | |
CN102352233B (zh) | 一种低伤害小分子瓜胶压裂液 | |
US11162347B2 (en) | Slick water volumetric fracturing method with large liquid volume, high flow rate, large preflush and low sand ratio | |
CN102851017A (zh) | 一种含芥酸甜菜碱的粘弹性清洁压裂液 | |
CN102181274B (zh) | 触变性化学封窜剂 | |
CN107288610A (zh) | 一种适合裂隙发育煤层的微裂缝支撑压裂工艺 | |
CN104498008A (zh) | 一种油田开采用耐中高温的生物调剖堵水剂 | |
CN105985762B (zh) | 一种压裂液及其制备方法 | |
CN101880523A (zh) | 酶-微生物偶联压裂液体系及其制备和应用 | |
CN103820097A (zh) | 页岩油气井压裂用试剂及其产品 | |
CN106337676A (zh) | 一种煤层气储层的压裂方法 | |
CN103215026B (zh) | 一种气井用新型植物胶压裂液冻胶 | |
CN101781767B (zh) | 油田用固体缓蚀阻垢棒的制备方法 | |
CN107090287B (zh) | 低粘度混合型压裂液、其应用和油气储层改造方法 | |
CN103666440B (zh) | 一种酸液速溶稠化剂及其制备方法 | |
CN106893573A (zh) | 一种生物压裂液体系及其制备和应用 | |
CN103215022B (zh) | 一种用于体积压裂的低摩阻液体 | |
CN106753286A (zh) | 一种高粘低固相环保钻井液及其制备方法 | |
CN105505361B (zh) | 一种注水井自生泡沫胶束酸液的制备方法 |
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 |