CN103965860A - 一种助排型植物胶压裂液及其制备方法 - Google Patents
一种助排型植物胶压裂液及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103965860A CN103965860A CN201410165059.6A CN201410165059A CN103965860A CN 103965860 A CN103965860 A CN 103965860A CN 201410165059 A CN201410165059 A CN 201410165059A CN 103965860 A CN103965860 A CN 103965860A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fluid
- fracturing
- fracturing liquid
- preparation
- liquid
- 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
Classifications
-
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/605—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing biocides
-
- 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
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
本发明属于油气田开发技术领域,具体涉及一种助排型植物胶压裂液及其制备方法,这种植物胶压裂液,由植物胶稠化剂、粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂、超低表面添加剂及交联剂组成,并按照一定的比例反应得,目的在于利用超低表面张力助排剂的优越的表面活性、配伍性、溶解性、耐温性、稳定性等性质及特点,降低压裂液在压后返排阶段的表面张力,从而使得压裂液在空隙中的液阻效应降低,同时在井筒中的管路摩阻降低,达到快速、高效返排的目的,同时降低了压裂液对储层的伤害,提高了压裂改造的效果。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域,具体涉及一种助排型植物胶压裂液及其制备方法。
背景技术
水力压裂已经成为目前油气田开发的重要改造手段,随着非常规能源领域的开发以及压裂新理念的出现,一些新的压裂工艺技术诸如体积压裂滑溜水压裂技术、混合水压裂技术等不断产生。这些新的工艺技术均具有排量大、液量大等特点,因此便对压裂液的助排性能提出了高更的要求。
助排剂的早期应用可追溯到上世纪60年代,Grubb和Martin提出了使用表面活性剂降低酸液表面张力来提高酸液返排能力的方法。
70年代早期,水溶性含氟表面活性剂因能降低表面张力而在水基处理液中用作助排剂。
从80年代开始助排剂发展迅速,出现了许多新型的助排剂。1981年,前苏联学者Grigoriev等人提出用有机硅烷的丙酮溶液处理近井地带,有机硅烷的活性基可与砂岩表面的羟基反应并形成羟基朝外的稳定的吸附膜,使岩石憎水而促进排液。
1990年,美国学者Kafayall等建议在土酸中加人少量氮烷基三烷基硅,认为该物质酸解后生成硅醇,硅醇中的羟基与硅质上的羟基反应形成醚键,将微粒与微粒或微粒与砂粒连接起来使之稳定化;此外,由于有机硅与硅质之间的反应削弱了氢氟酸对硅质的反应,防止硅质被氢氟酸过度溶蚀,因此这是一种使用安全和廉价的有机硅助排剂。
20世纪90年代以来,由于单一的酸化助排剂或多或少都有局限性,为适应新技术、新工艺发展的需要,开始了新型的、性能优越的表面活性剂的研究开发。
目前压裂液所选用的破乳助排剂的的表面张力均在24mN/m以上,虽然到达现行压裂液通用技术标准,但是不利于一些小裂缝、微裂缝中压裂液破胶液的快速返排,从而导致次裂缝、微裂缝的导流能力有所下降或者完全丧失,同时粘土稳定剂的防膨效果不佳时,当破胶液在次裂缝、微裂缝中停留时间过长时,会导致进行滤失带的岩石孔道发生水化膨胀,从而导致近井地带的造成严重的伤害,堵塞油流通道。因此,为解决以上的问题,需开发超低表面整理的新型助排剂以及高效的粘土稳定剂。
发明内容
本发明的目的提供一种助排型植物胶压裂液及其制备方法,通过利用超低表面张力助排剂的优越的表面活性、配伍性、溶解性、耐温性、稳定性等性质及特点,降低压裂液在压后返排阶段的表面张力,从而使得压裂液在空隙中的液阻效应降低,同时在井筒中的管路摩阻降低,达到快速返排的目的。
为此,本发明提供了一种助排型植物胶压裂液,包括基液和交联液,所述基液和交联液的质量百分比分别占 90.0~99.75%和0.25~10.0%;
所述基液由水、植物胶稠化剂、粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂和表面添加剂组成,在所述基液中的质量分数依次占97.6~98.5%、0.2~0.6%、0.5%、0.1%、0.1~0.3%和0.2~0.5%;
所述交联液由过硫酸铵和交联剂组成,在所述交联液中的质量分数依次占0~50.0%和50~100.0%。
所述的表面添加剂为超低表面助排剂XYYCB-1。
所述的交联剂为硼砂、硼酸酯、有机硼和锆的无机或有机化合物中的一种。
所述植物胶稠化剂的型号为CJ2-6,所述粘土稳定剂为压裂液用粘土稳定剂 COP-1,所述杀菌剂为压裂液用杀菌剂CJSJ-3,所述调节剂为压裂液用调节剂TJ-1或CJ-3。
上述助排型植物胶压裂液的制备方法,,包括下列步骤,
(1)基液的配制
量取600-800mL水,将搅拌器转速设置1600-2200rad/min,在搅拌条件下按照配方比例将植物胶稠化剂缓慢加入其中,加入时间不少于1min,继续搅拌3-5min,然后依次按配方比例加入压裂液用粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂及超低表面添加剂,搅拌1-1.5min后静置1h,使植物胶稠化剂及相应添加剂充分溶胀、溶解分散。
(2)交联液的配制
将过硫酸铵和交联剂按配方比例混合反应,形成均一溶液。
(3)压裂液的配制
在搅拌的条件下,将压裂液基液与交联液按照配方比例混合反应,形成交联的高粘度液体。
上述步骤(3)压裂液的配制过程中,加入破胶剂,所述破胶剂在压裂液中的质量分数为0.00009~0.00042%。
所述的破胶剂为过硫酸铵、过氧化氯、双氧水、纤维素酶、聚糖酶中的一种
本发明制备的压裂液具有以下优点:
1、压裂液破胶液表面张力较低,在用量为0.5%时,室内试验表面张力在19mN/m。
2、该压裂液与储层有良好的配伍性。
3、压裂液具有良好的配伍性和耐温性。
4、压裂液适用于在井温在120℃以内的储层使用。
具体实施方式
本发明的这种助排型植物胶压裂液,包括基液和交联液,所述基液和交联液的质量百分比分别占 90.0~99.75%和0.25~10.0%;所述基液由水、植物胶稠化剂CJ2-6、压裂液用粘土稳定剂COP-1、压裂液用杀菌剂CJSJ-3、压裂液用调节剂TJ-1或CJ-3和表面添加剂(超低表面助排剂XYYCB-1)组成,在所述基液中的质量分数依次占97.6~98.5%、0.2~0.6%、0.5%、0.1%、0.1~0.3%和0.2~0.5%;所述交联液由过硫酸铵和交联剂组成,在所述交联液中的质量分数依次占0~50.0%和50~100.0%。
上述交联剂为硼砂、硼酸酯、有机硼和锆的无机或有机化合物中的一种。
上述助排型植物胶压裂液的制备方法,包括下列步骤,
(1)基液的配制
量取600-800mL水,将搅拌器转速设置1600-2200rad/min,在搅拌条件下按照配方比例将植物胶稠化剂缓慢加入其中,加入时间不少于1min,继续搅拌3-5min,然后依次按配方比例加入压裂液用粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂及超低表面添加剂,搅拌1-1.5min后静置1h,使植物胶稠化剂及相应添加剂充分溶胀、溶解分散。
(2)交联液的配制
将过硫酸铵和交联剂按配方比例混合反应,形成均一溶液。
(3)压裂液的配制
在搅拌的条件下,将压裂液基液与交联液按照配方比例混合反应,形成交联的高粘度液体,在压裂液的配制过程中,加入破胶剂,所述破胶剂在压裂液中的质量分数为0.00009~0.00042%。
上述破胶剂为过硫酸铵、过氧化氯、双氧水、纤维素酶、聚糖酶中的一种。
以下将结合具体实施例对本发明做进一步详细说明,
实施例1:
向50m3大罐中注入49335Kg水,用配液泵车以500-600L/min进行循环,缓慢加入175Kg植物胶稠化剂CJ2-6,加料时间保证在5min以上,继续循环10-12min。依次加入250Kg压裂液用粘土稳定剂 COP-1、50Kg压裂液用杀菌剂CJSJ-3、40Kg压裂液用调节剂CJ-3、200Kg超低表面助排剂XYYCB-1,继续循环13-15min,使植物胶充分分散、溶胀,其他液体添加剂完全溶解,形成均一的液体,即为压裂液基液,此时该压裂液基液中植物胶稠化剂、粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂、表面添加剂和水的质量分数依次为0.2%、0.5%、0.1%、0.1%、0.4%和96.9%。
在现场3m3容器中加入2974.5Kg水,搅拌,加入15.0Kg硼砂、10.5Kg过硫酸铵,连续搅拌30-40min,使各组分充分的扩散、溶解,形成交联剂。
压裂施工时,在泵送基液的同时,以基液:交联剂=100:8~12的体积比(视现场的交联情况决定最佳比例)进行混合并加入0.5KG破胶剂(破胶剂占总溶液的质量分数的0.00029%),形成压裂液交联冻胶。
以上压裂液适用的储层温度为55-80℃,这种温度下,使用一般的常规压裂液,返排率一般在30~40%,现场试验使用本压裂液压裂后平均返排率为45.13%,较之常规的压裂液体系返排率有了明显提高。
实施例2:
向50m3大罐中注入49335Kg水,用配液泵车以500-600L/min进行循环,缓慢加入270Kg植物胶稠化剂CJ2-6,加料时间保证在5min以上,继续循环10-12min。依次加入250Kg压裂液用粘土稳定剂COP-1、50Kg压裂液用杀菌剂CJSJ-3、150Kg压裂液用调节剂TJ-1、200Kg超低表面助排剂XYYCB-1等,继续循环13-15min,使植物胶充分分散、溶胀,其他液体添加剂完全溶解,形成均一的液体,即为压裂液基液,此时该压裂液基液中植物胶稠化剂、粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂、表面添加剂和水的质量分数依次为0.6%、0.5%、0.1%、0.3%、0.4%和98.1%。
在现场3m3容器中加入1500Kg水,搅拌,加入1425Kg有机硼交联剂LJ-13,75Kg过硫酸铵,连续搅拌30-40min,使各组分充分的扩散、溶解,形成交联剂。
压裂施工时,在泵送基液的同时,以基液:交联剂=100:0.6~0.8的体积比(视现场的交联情况决定最佳比例)进行混合并加入0.3KG破胶剂(破胶剂占总溶液的质量分数的0.00009%),形成压裂液交联冻胶。
以上压裂液适用的储层温度应小于100℃,这种温度下,使用一般的常规压裂液,返排率一般在20~30%,现场试验使用本压裂液压裂后平均返排率为39.19%,较之常规的压裂液体系返排率提高9.19~19.19%。
实施例3:
向30m3大罐中注入29716Kg水,用配液泵车以500-600L/min进行循环,缓慢加入205KgCJ2-6植物胶稠化剂,加料时间保证在5min以上,继续循环10-12min。依次加入50Kg压裂液用粘土稳定剂COP-1、30Kg压裂液用杀菌剂CJSJ-3、90Kg压裂液用调节剂TJ-1、150Kg超低表面助排剂XYYCB-1,继续循环13-15min,使植物胶充分分散、溶胀,其他液体添加剂完全溶解,形成均一的液体,即为压裂液基液,此时该压裂液基液中植物胶稠化剂、粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂、表面添加剂和水的质量分数依次为0.35%、0.5%、0.1%、0.25%、0.2%和98.37%。
在现场3m3容器中加入1500Kg水,搅拌,加入1425Kg有机硼交联剂JL-13,75Kg过硫酸铵,连续搅拌30-40min,使各组分充分的扩散、溶解,形成交联剂。
压裂施工时,在泵送基液的同时,以基液:交联剂=100:0.6~0.8的体积比(视现场的交联情况决定最佳比例)进行混合并加入0.69KG破胶剂(破胶剂占总溶液的质量分数的0.00035%),形成压裂液交联冻胶。
以上压裂液适用的储层温度为80-110℃,这种温度下,使用一般的常规压裂液,返排率一般在30~35%,现场试验使用本压裂液压裂后平均返排率为43.17%,较之常规的压裂液体系返排率提高8.17~13.17%。
实施例4:
向30m3大罐中注入29776Kg水,用配液泵车以500-600L/min进行循环,缓慢加入230Kg植物胶稠化剂CJ2-6,加料时间保证在5min以上,继续循环10-12min。依次加入150Kg粘土稳定剂COP-1、30Kg杀菌剂CJSJ-3、90Kg压裂液用调节剂TJ-1、150Kg超低表面助排剂XYYCB-1,继续循环13-15min,使植物胶充分分散、溶胀,其他液体添加剂完全溶解,形成均一的液体,即为压裂液基液,此时该压裂液基液中植物胶稠化剂、粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂、表面添加剂和水的质量分数依次为0.4%、0.5%、0.1%、0.1%、0.4%和98.37%。
在现场3m3容器中加入1500Kg水,搅拌,加入712.5Kg有机硼交联剂JL-13,712.5Kg有机锆交联剂JL-13A(长庆井下技术作业公司),75Kg过硫酸铵,连续搅拌30-40min,使各组分充分的扩散、溶解,形成交联剂。
压裂施工时,在泵送基液的同时,以基液:交联剂=100:0.6~0.8的体积比(视现场的交联情况决定最佳比例)进行混合并加入0.8KG破胶剂(破胶剂占总溶液的质量分数的0.00042%),形成压裂液交联冻胶。
以上压裂液适用的储层温度为100-120℃,这种温度下,使用一般的常规压裂液,返排率一般在25~35%,现场试验使用本压裂液压裂后平均返排率为39.47%,较之常规的压裂液体系返排率提高4.47~14.47%。
本实施例没有具体描述的部分都属于本技术领域的公知常识和公知技术,如有需要我们可提供参考资料。
本发明中所涉及的压裂液中超低表面助排剂XYYCB-1可在中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司获得,其它各个成分材料均可在长庆井下助剂公司获得,地址:陕西省咸阳市朝阳七路。
综上所述,本发明提供的这种压裂液通过利用超低表面张力助排剂的优越的表面活性、配伍性、溶解性、耐温性、稳定性等性质及特点,降低压裂液在压后返排阶段的表面张力,从而使得压裂液在空隙中的液阻效应降低,同时在井筒中的管路摩阻降低,达到快速返排的目的。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明,并不构成对本发明的保护范围的限制,凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种助排型植物胶压裂液,包括基液和交联液,其特征在于:所述基液和交联液的质量百分比分别占 90.0~99.75%和0.25~10.0%;
所述基液由水、植物胶稠化剂、粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂和表面添加剂组成,在所述基液中的质量分数依次占97.6~98.5%、0.2~0.6%、0.5%、0.1%、0.1~0.3%和0.2~0.5%;
所述交联液由过硫酸铵和交联剂组成,在所述交联液中的质量分数依次占0~50.0%和50~100.0%。
2.如权利要求1所述的压裂液,其特征在于:所述的表面添加剂为超低表面助排剂XYYCB-1。
3.如权利要求1所述的压裂液,其特征在于:所述的交联剂为硼砂、硼酸酯、有机硼和锆的无机或有机化合物中的一种。
4.如权利要求1所述的压裂液,其特征在于:所述植物胶稠化剂的型号为CJ2-6,所述粘土稳定剂为压裂液用粘土稳定剂 COP-1,所述杀菌剂为压裂液用杀菌剂CJSJ-3,所述调节剂为压裂液用调节剂TJ-1或CJ-3。
5.一种如权利要求1所述的助排型植物胶压裂液的制备方法,其特征在于:包括下列步骤,
(1)基液的配制
量取600-800mL水,将搅拌器转速设置1600-2200rad/min,在搅拌条件下按照配方比例将植物胶稠化剂缓慢加入其中,加入时间不少于1min,继续搅拌3-5min,然后依次按配方比例加入压裂液用粘土稳定剂、杀菌剂、调节剂及超低表面添加剂,搅拌1-1.5min后静置1h,使植物胶稠化剂及相应添加剂充分溶胀、溶解分散。
(2)交联液的配制
将过硫酸铵和交联剂按配方比例混合反应,形成均一溶液。
(3)压裂液的配制
在搅拌的条件下,将压裂液基液与交联液按照配方比例混合反应,形成交联的高粘度液体。
6.如权利要求5所述的助排型植物胶压裂液的制备方法,其特征在于:所述步骤(3)压裂液的配制过程中,加入破胶剂,所述破胶剂在压裂液中的质量分数为0.00009~0.00042%。
7.如权利要求6所述的助排型植物胶压裂液的制备方法,其特征在于:所述的破胶剂为过硫酸铵、过氧化氯、双氧水、纤维素酶、聚糖酶中的一种。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410165059.6A CN103965860A (zh) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | 一种助排型植物胶压裂液及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410165059.6A CN103965860A (zh) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | 一种助排型植物胶压裂液及其制备方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103965860A true CN103965860A (zh) | 2014-08-06 |
Family
ID=51235874
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201410165059.6A Pending CN103965860A (zh) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | 一种助排型植物胶压裂液及其制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN103965860A (zh) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105586026A (zh) * | 2015-07-28 | 2016-05-18 | 陕西太昱科技发展有限公司 | 一种生物可回收的生物胶油井压裂液及其制备方法 |
CN105647507A (zh) * | 2016-01-29 | 2016-06-08 | 河南大学 | 一种水分散胍胶压裂液交联剂的制备方法 |
CN106520108A (zh) * | 2015-09-10 | 2017-03-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 压裂液及其制备方法 |
CN105733548B (zh) * | 2016-01-29 | 2019-01-18 | 河南大学 | 一种胍胶压裂液纳米交联剂的制备方法 |
CN112963135A (zh) * | 2021-02-07 | 2021-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高地层压力的压裂方法 |
CN112961663A (zh) * | 2021-02-07 | 2021-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种驱油型压裂液体系及其制备方法 |
CN114680348A (zh) * | 2020-12-31 | 2022-07-01 | 广东美的白色家电技术创新中心有限公司 | 一种清洗装置 |
Citations (8)
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 |
US20050056424A1 (en) * | 2003-09-17 | 2005-03-17 | Hanes Robert E. | Environmentally benign viscous well treating fluids and methods |
CN101838528A (zh) * | 2009-03-17 | 2010-09-22 | 大连百奥泰科技有限公司 | 一种环境友好生物可利用绿色压裂液体系 |
CN101993688A (zh) * | 2009-08-24 | 2011-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低伤害压裂液体系 |
CN102102013A (zh) * | 2009-12-18 | 2011-06-22 | 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 |
CN103484092A (zh) * | 2012-06-13 | 2014-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超低温胍胶压裂液 |
CN103484093A (zh) * | 2012-06-13 | 2014-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种破胶又破乳水包油乳化压裂液 |
CN103694986A (zh) * | 2014-01-08 | 2014-04-02 | 四川川庆井下科技有限公司 | 一种瓜胶压裂液 |
-
2014
- 2014-04-23 CN CN201410165059.6A patent/CN103965860A/zh active Pending
Patent Citations (8)
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 |
US20050056424A1 (en) * | 2003-09-17 | 2005-03-17 | Hanes Robert E. | Environmentally benign viscous well treating fluids and methods |
CN101838528A (zh) * | 2009-03-17 | 2010-09-22 | 大连百奥泰科技有限公司 | 一种环境友好生物可利用绿色压裂液体系 |
CN101993688A (zh) * | 2009-08-24 | 2011-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低伤害压裂液体系 |
CN102102013A (zh) * | 2009-12-18 | 2011-06-22 | 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 |
CN103484092A (zh) * | 2012-06-13 | 2014-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超低温胍胶压裂液 |
CN103484093A (zh) * | 2012-06-13 | 2014-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种破胶又破乳水包油乳化压裂液 |
CN103694986A (zh) * | 2014-01-08 | 2014-04-02 | 四川川庆井下科技有限公司 | 一种瓜胶压裂液 |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105586026A (zh) * | 2015-07-28 | 2016-05-18 | 陕西太昱科技发展有限公司 | 一种生物可回收的生物胶油井压裂液及其制备方法 |
CN106520108A (zh) * | 2015-09-10 | 2017-03-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 压裂液及其制备方法 |
CN105647507A (zh) * | 2016-01-29 | 2016-06-08 | 河南大学 | 一种水分散胍胶压裂液交联剂的制备方法 |
CN105647507B (zh) * | 2016-01-29 | 2018-04-10 | 河南大学 | 一种水分散胍胶压裂液交联剂的制备方法 |
CN105733548B (zh) * | 2016-01-29 | 2019-01-18 | 河南大学 | 一种胍胶压裂液纳米交联剂的制备方法 |
CN114680348A (zh) * | 2020-12-31 | 2022-07-01 | 广东美的白色家电技术创新中心有限公司 | 一种清洗装置 |
CN114680348B (zh) * | 2020-12-31 | 2023-11-03 | 广东美的白色家电技术创新中心有限公司 | 一种清洗装置 |
CN112963135A (zh) * | 2021-02-07 | 2021-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高地层压力的压裂方法 |
CN112961663A (zh) * | 2021-02-07 | 2021-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种驱油型压裂液体系及其制备方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103965860A (zh) | 一种助排型植物胶压裂液及其制备方法 | |
CN101633839B (zh) | 200℃超高温压裂液 | |
CN101519585B (zh) | 剪切交联敏感性堵漏剂及制备方法 | |
CN102634328B (zh) | 羧甲基羟丙基胍胶压裂液 | |
CN106590609B (zh) | 一种压裂液及其制备方法 | |
CN102858905A (zh) | 修井流体 | |
CA2531982A1 (en) | A hydrocarbon fluid composition and the method of use | |
CN101353570B (zh) | 一种稠油热采高温矿渣封堵剂及在注蒸汽开采油田中的应用 | |
CN102352233B (zh) | 一种低伤害小分子瓜胶压裂液 | |
CN104498018A (zh) | 一种低浓度瓜尔胶海水基压裂液及其制备方法与应用 | |
CN105358651A (zh) | 含铁破胶剂化合物及它们的使用方法 | |
US20170327733A1 (en) | High temperature viscoelastic surfactant (ves) fluids comprising polymeric viscosity modifiers | |
CN108102633A (zh) | 一种粘弹性酸基压裂液及其制备方法 | |
CN103670359A (zh) | 一种植物胶压裂液非降解性破胶的方法 | |
CN102093879A (zh) | 具有破乳性的压裂液添加剂 | |
CN103952133A (zh) | 一种压裂液降阻剂及其制备方法 | |
CN104130760A (zh) | 一种堵水用高凝稠油活化剂及油井堵水方法 | |
CN104232041A (zh) | 一种油水井用低滤失强溶蚀酸化解堵液及其制备方法 | |
US20200362231A1 (en) | Low-phosphorus and non-phosphorus gelled hydrocarbon well treatment fluids | |
CN108865107A (zh) | 一种油气井低摩阻深度酸化酸压用酸液 | |
CN103666440B (zh) | 一种酸液速溶稠化剂及其制备方法 | |
CN104927005B (zh) | 一种预交联凝胶体膨颗粒耐碱调剖剂及其制备方法与用途 | |
CN106753311A (zh) | 一种速溶型高粘降阻剂及其制备方法和应用 | |
CN105086971A (zh) | 一种用于处理井壁坍塌的液体胶塞 | |
CN103666424B (zh) | 一种聚合物降解剂 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20140806 |
|
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |