CN109854220A - 一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法 - Google Patents
一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109854220A CN109854220A CN201910031338.6A CN201910031338A CN109854220A CN 109854220 A CN109854220 A CN 109854220A CN 201910031338 A CN201910031338 A CN 201910031338A CN 109854220 A CN109854220 A CN 109854220A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- liquid injection
- injection pipe
- glue
- colloid
- hydraulic fracturing
- 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
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 103
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 103
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 7
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims abstract description 87
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 26
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 125000001421 myristyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims abstract description 9
- CTKINSOISVBQLD-UHFFFAOYSA-N Glycidol Chemical compound OCC1CO1 CTKINSOISVBQLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims description 9
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 claims description 5
- 238000000280 densification Methods 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 claims 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 abstract description 7
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 50
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 31
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 10
- 238000007634 remodeling Methods 0.000 description 6
- 229920002449 FKM Polymers 0.000 description 3
- 239000002390 adhesive tape Substances 0.000 description 3
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- BVPWJMCABCPUQY-UHFFFAOYSA-N 4-amino-5-chloro-2-methoxy-N-[1-(phenylmethyl)-4-piperidinyl]benzamide Chemical compound COC1=CC(N)=C(Cl)C=C1C(=O)NC1CCN(CC=2C=CC=CC=2)CC1 BVPWJMCABCPUQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000004901 spalling Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明提供了一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法，采用造胶黏剂A、B液，配合十二至十四烷基缩水甘油醚与乙醇作为密封材料；注胶液时采用多次注胶的方式进行密封，分8‑10层缓慢注入，每层注入间隔9～10s，注入时针头的尖端始终处于胶体中，保证岩‑胶紧密结合，且不影响裸眼段注液。本发明消除了水力压裂过程中密封管段的漏失问题，使得压裂液通过注液管顺利到达靶区，可操作性强，可以有效解决岩‑胶界面渗漏的密封问题，对于进一步开展水力压裂试验有重要的意义。
Description
技术领域
本发明属于实验室测试及非常规能源开发领域，尤其是涉及一种适用于低渗岩样水力压裂注液管的密封方法。
背景技术
目前在非常规能源领域，致密气藏的开采已经成为一个热门的话题，针对其赋存的地质条件，在开采低渗气体时会对储层进行改造，水力压裂是主要的方式，由于受到现场的种种原因影响，对于其改造的效果无法进行理想的分析，目前研究人员主要是依靠室内的实验仪器对现场压裂改造过程进行物理模拟，借助于这一方法的结论，给现场水力压裂生产提供有力理论支持。此外，进行水力压裂试验时，无论是重塑样还是原样均需考虑水力压裂过程中岩样与注液管的密封问题，因此研究两者胶结的密封性问题是非常重要的，不仅可以促进水力压裂试验的进一步发展，还可以进一步对现场实际开采起到指导的作用。近年来，随着页岩气、煤层气为代表的非常规能源钻采事业的研究逐步深入，与之相关的室内试验相继开展。经过研究发现岩样模拟井筒的密封性处理存在
(1)注液管与岩样只是简单的联结，没有考虑密封的效果和强度，使得未达到岩样起裂压力即发生密封段漏失；
(2)对于裸眼段没有很好的保护，胶体可能会渗入裸眼段堵塞注液孔；
(3)常规的一次注胶过程中会产生气泡等干扰因素。
基于以上不足，一些研究学者在实验时会将注液管在试样的制备过程中将注液管放在要处理的试件中预定位置，与样品一起成型，但是其适用的样品类型极少、且不能预留有裸眼段，所以改进上述的不足，配制胶体、处理注液管的端部、调整注液操作，分层注胶，并证明该注胶方式下形成的岩-胶强度更佳，从而更好的将岩样与注液管粘结，使得水力压裂试验的效果更佳，对非常规能源储层水力压裂室内模拟试验的开展具有重要意义。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是，针对水力压裂试验中试样注液管密封过程中存在的不足，提供一种适用于水力压裂的低渗试样注液管密封方法。
为了达到上述目的，本发明的技术方案如下：
一种适用于室内水力压裂过程中低渗岩样注液管的密封方法，其特征包括以下步骤：
步骤S1、钻孔：在注液处，沿注液方向钻导流孔的深度至试样长度的3/5-2/3，并清除碎屑；
步骤S2、调制胶体：分别量取总胶体体积40％-45％的A胶和总胶体体积40％-45％的B胶，按照A胶：B胶为1:1的比例混合，再分别量取总胶体体积9％-17％的十二至十四烷基缩水甘油醚和总胶体体积1％-3％的乙醇混合作为稀释剂加入混合好的AB胶中，减缓胶体的初凝时间，加强密封效果；
步骤S3、注液管端部处理：将弹性密封圈套在距注液管底部5-10mm处，采用密封胶带压密，并将弹性密封圈与注液管固定；
步骤S4、固定注液管：将处理后的注液管伸入钻孔深度的1/2-2/3的地方固定，预留裸眼段；
步骤S5、注胶：将注胶针管伸入试样与注液管的环状空间底部，先初步注入少量胶体(1/50胶体体积)至密封端部形成初凝界面，然后将胶体最少分8份注入密封段，每次注液间隔9～10s，且确保每次注胶针头保持在胶体中，完成密封。
进一步的，所述A、B胶混合体积为钻孔体积的80％-85％为宜，胶体固结强度须大于岩样的起裂强度，且初凝时间大于20分钟，24小时达到胶体最终固结强度。
进一步的，所述稀释剂可以降低胶体的粘度，参与固化反应，其中十二至十四烷基缩水甘油醚体积占胶体体积的9％-17％为宜，乙醇为2％最佳。
进一步的，所述密封圈为氟橡胶o型圈，紧箍于注液管，具有弹性，耐高温、耐酸碱、耐腐蚀。
进一步的，所述密封圈固定的位置距注液管底部5mm最佳，注液管底部距钻孔底部为钻孔深度的1/3为宜。
进一步的，所述首次注胶的量越少越好，但胶体厚度至少要覆盖密封端部之上3mm，注胶次数根据注液管的长度调整，一般须大于8次，每次注胶时的温度保持一致。
本发明采用多次注胶，多次注胶与目前采用的单次注胶相比，具有明显的优越性，其机理如下：
取胶体与岩样接触的界面进行分析：假设密封圈与密封胶带紧密结合，质量很小，与岩样的摩擦力足够承受胶体重量；岩样、胶体都是均质的；单次注胶时间极短；胶体介质均一，岩-胶界面散热速率相同；胶体注入的初始温度为T0，胶体与岩样胶结的温度至少大于Tc，且温度大于Tc时，胶结体形成速率均值为
由上，注入单位厚度的胶体所形成的胶结体厚度由温度从T0降到Tc的时间决定，根据可知，一定的热量在不同的介质传播速率不同，注入胶体后，胶体下端与弹性密封圈、密封胶带接触，传热快，温度由T0降到Tc用时短，为上部与空气接触，传热慢，温度由T0降为TC用时长，为中间部分胶结时间为t中部，因此在底端和顶端存在区别于中间部分的不均匀胶结区，底端不均匀区胶结深度与距底端距离的函数为H下(l)；上端胶结深度与距中间部分上端距离的函数为H上(l)。
其中，u＝u(t,x,y,z)表温度，是时间t与空间(x,y,z)的函数，k是胶体热扩散率，分别表示空气、岩样、注液管、胶体、密封圈的导热系数。
如果分多次注胶，第N(N≠1)次注胶后，底端不均匀区域的长度lN1与注胶的总长lN的比值lN1/LN＝m，上端不均匀区域的长度lN3与注胶的总长lN的比值lN3/LN＝n，忽略其他不必要因素，除第一次注胶外，lN1/LN＝m，lN3/LN＝n为定值。由于温差热量扩散使得相邻两次注胶接触端部最终形成均一的胶结体。
第一次注胶长度l1为总注胶长度L的1/k，胶结面积为：
当k→+∞时，即在满足完全覆盖密封段端部的前提下，首次注入较少的胶体量为宜，第一次注胶后端部不均匀区域的长度l11与第一次注胶的总长l1的比值l11/l1＝m1，上端不均匀区域的长度l13与第一次注胶的总长l1的比值l13/l1＝n1。
N次注胶结束后的胶结面积：
当(k→∞∩N→∞)时对应的N次注胶后的胶结面积为上式仅k和N为未知参数。
如果一次全部注入胶结面积为：
可知：s一次注入＜s总＜s′总
由上知，多次注胶形成的胶结体面积比一次注胶形成的胶结体面积大，则岩样密封的注胶问题需通过分析胶体与岩样结合速率及温度由T0降为Tc的时间，来确定注胶时间间隔；考虑岩样钻孔直径大小，可调整首次注胶量和注胶次数；如果改变密封材料则可调整n，在不同的空气环境中注胶则可调整m，实现胶结界面强度的最大化，从而解决岩样密封的问题，即在密封材料一定的情况下，控制首次注胶量和累次注胶次数，在确定的时间间隔内实现注胶均匀并减少不均匀区域，使得胶结界面强度得到提升。
因此，根据岩样及密封材料，混合胶体注入温度设为80℃，首次注胶量为总胶量体积的1/50，后将胶体分8-10层注入，注胶的间隔时间Δt小于岩样与胶体的固结时间，确定为9-10s。对压裂时胶结界面受力分析：压裂液作用于胶结界面底端的应力(3σ围-σ轴-σt)，胶体与岩样结合后的强度为σ胶-岩，通过上述操作胶体强度满足：
本发明的密封方法与现有技术相比的优点在于：
(1)胶体通过配合十二至十四烷基缩水甘油醚和乙醇，可以在20分钟内保持其流动性，利于对水力压裂的注液管密封，24h可达到试样所需的密封效果。
(2)注液管的端部即距注液管底部5mm处用密封圈和密封胶带进行密封隔离，一方面可以使胶体与注液管及钻孔环状空间紧密结合，另一方面可避免胶体进入裸眼段堵塞注液孔。
(3)通过优化首次注胶量和采用多次注胶的方式，可以使胶体的密封层更加均匀，胶结强度提升。本发明采用混合胶体配方，以9-10S的时间间隔分8-10层注入，达到较好的胶结强度，可以满足岩样起裂压力要求。该方法可操作性强，针对的试样为低渗、致密的硬脆性岩样或重塑样，提高了水力压裂模拟试验的效果。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本申请实施例的进一步理解，构成本申请实施例的一部分，并不构成对本申请实施例的限定。
图1为本申请注液管的密封模拟结果正视图；
图2为图1中的C-C剖视图；
图3为水力压裂后试样内部图；
图4为密封试样水压曲线图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更清楚明白，下面结合实施例对本发明进行进一步的说明，有必要指出本实施例只用于对本发明的进一步说明，并不作为对本申请实例的限定。
实施例1
以圆柱形岩样的注液管密封来说明本发明注液管密封方法，如图1所示。
步骤S1、钻孔：在直径为100mm，高200mm的圆柱形重塑样7上表面圆心处，用zs-100型钻机沿着注液方向钻入130mm注液孔，钻孔1直径8mm并清除岩屑；
步骤S2、调制胶体：将造胶黏剂A、B胶置于电热扇的前端，电扇温度调为80度，用量筒分别量取1.1ml的A胶和1.1ml的B胶，按照A胶：B胶为1:1的比例边加热边混合，最后量取0.4ml的十二至十四烷基缩水甘油醚和0.04ml的乙醇混合，加入到混合好的AB胶中，减缓胶体的初凝时间，增长浇注的时间，加强密封效果。
步骤S3、注液管处理：用O型氟橡胶密封圈6套于内径2mm，外径4mm，长75mm的注液管2距底部5mm的地方，将其与注液管2固定，选择与弹性密封圈6等厚度的密封胶带5对弹性密封圈6的外部进行压密，使得最外层胶带5刚好形成直径8mm的密封垫圈。
步骤S4、固定注液管：将注液管2伸进入注液孔内70mm的地方固定，使得距离孔底一定距离，满足因水力压裂试验须预留裸眼段4的要求。
步骤S5、注入胶体等待胶结：选择5ml的针管和2mm直径的针头，吸取调制好的胶体，将针头伸入重塑样7与注液管形成的环形胶结区3底部，先注入0.04ml胶体，然后分8次注入，每次注入0.3ml，时间间隔为10s，且注液时确保针头的尖端每次刺入胶体中，直到胶体溢出钻孔，拿掉针管，让胶体与岩样7形成聚沉区3。
对该密封试样进行水力压裂模拟试验，观察岩样破裂后的剖面图发现在密封段，注液管2和岩样7胶结界面未发生漏液，而压裂靶区产生了明显的裂缝，如图3所示，从图中可以看出本发明效果较好，水力压裂有效范围较大。如图4所示，从水压曲线可以看出缝内水压的变化达到了试验的要求，即达到岩样的起裂压力，满足水力压裂注液压力的要求。
实施例2
以圆柱形岩样的注液管密封来说明本发明注液管密封方法步骤S1、钻孔：在直径为100mm，高200mm的圆柱形重塑样上表面圆心处，用zs-100型钻机沿着注液方向钻入130mm注液孔，钻孔直径11mm并清除岩屑；步骤S2、调制胶体：将造胶黏剂A、B胶置于电热扇的前端，电扇温度调为80度，用量筒分别量取2ml的A胶和2ml的B胶，按照A胶：B胶为1:1的比例边加热边混合，最后量取0.55ml的十二至十四烷基缩水甘油醚和0.05ml的乙醇混合，加入到混合好的AB胶中，减缓胶体的初粘时间，使得浇注的时间增长，加强密封效果。
步骤S3、注液管处理：用O型氟橡胶密封圈套于内径2mm，外径4mm，长75mm的注液管距底部5mm的地方，用胶水将其与注液管固定，选择与密封圈厚度同等厚度的密封胶带对密封圈的外部进行压密，使得最外层胶带刚好形成直径11mm的密封垫圈。
步骤S4、固定注液管：将注液管伸进入注液孔内70mm的地方固定，使得距离孔底一定距离，满足因水力压裂试验须预留裸眼段的要求。
步骤S5、注入胶体等待胶结：选择5ml的针管和2mm直径的针头，吸取调制好的胶体，将针头伸入重塑样与注液管形成的环形胶结区底部，先注入0.08ml胶体，然后分8次注入，每次注入0.57ml，时间间隔为9s，且注液时确保针头的尖端每次刺入胶体中，直到胶体溢出钻孔，拿掉针管，固结胶体与岩样。
实施例3
以立方体页岩样的注液管密封来说明本发明注液管密封方法
步骤S1、钻孔：在300×300×300mm的立方体页岩样上表面中心处，用zs-100型钻机沿着注液方向钻入200mm注液孔，钻孔直径20mm并清除岩屑；
步骤S2、调制胶体：将造胶黏剂A、B胶置于电热扇的前端，电扇温度调为80度，用量筒分别量取12ml的A胶和12ml的B胶，按照A胶：B胶为1:1的比例边加热边混合，最后量取2.5ml的十二至十四烷基缩水甘油醚和0.6ml的乙醇混合，加入到混合好的AB胶中，减缓胶体的初粘时间，使得浇注的时间增长，加强密封效果。
步骤S3、注液管处理：用O型氟橡胶密封圈套于内径6mm，外径10mm，长120mm的注液管距底部5mm的地方，用胶水将其与注液管固定，选择与密封圈厚度同等厚度的密封胶带对密封圈的外部进行压密，使得最外层胶带刚好形成直径20mm的密封垫圈。
步骤S4、固定注液管：将注液管伸进入注液孔内115mm的地方固定，使得距离孔底一定距离，满足因水力压裂试验须预留裸眼段的要求。
步骤S5、注入胶体等待胶结：选择30ml的针管和2mm直径的针头，吸取调制好的胶体，将针头伸入页岩样与注液管形成的环形胶结区底部，先注入0.5ml胶体，然后分9次注入，每次注入3ml，时间间隔为10s，且注液时确保针头的尖端每次刺入胶体中，直到胶体溢出钻孔，拿掉针管，固结胶体与页岩样。
Claims (4)
1.一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法，其特征包括以下步骤：
步骤S1、钻孔：在注液处，沿注液方向钻导流孔的深度至试样长度的3/5-2/3，并清除碎屑；
步骤S2、调制胶体：分别量取总胶体体积40％-45％的A胶和总胶体体积40％-45％的B胶，按照A胶：B胶为1:1的比例混合，再量取总胶体体积9％-17％的十二至十四烷基缩水甘油醚和总胶体体积1％-3％的乙醇，混合后作为稀释剂加入混合好的AB胶中；
步骤S3、注液管端部处理：将弹性密封圈套在距注液管底部5-10mm处，弹性密封圈外部用宽度与弹性密封圈套厚度等值的密封胶带压密，并将弹性密封圈与注液管固定；
步骤S4、固定注液管：将端部处理后的注液管伸入钻孔深度的1/2-2/3的地方固定，预留裸眼段；
步骤S5、注胶：将注胶针管伸入试样与注液管的环状空间底部，先初步注入少量胶体至密封端部形成初凝界面，然后分8-10层缓慢注入，每层注入间隔9～10s，注入时针头的尖端始终处于胶体中，全部注入完成后，待24小时达到胶体固结强度。
2.如权利要求1所述的一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法，其特征在于：参与固化反应的稀释剂十二至十四烷基缩水甘油醚体积占总胶体体积的10％-15％。
3.如权利要求1所述的一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法，其特征在于：所述弹性密封圈为氟橡胶o型圈，与注液管紧密结合。
4.如权利要求1所述的一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法，其特征在于：所述弹性密封圈的固定位置距注液管底部5mm，注液管底部距钻孔底部的长度为钻孔深度的1/3。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910031338.6A CN109854220B (zh) | 2019-01-14 | 2019-01-14 | 一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910031338.6A CN109854220B (zh) | 2019-01-14 | 2019-01-14 | 一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109854220A true CN109854220A (zh) | 2019-06-07 |
| CN109854220B CN109854220B (zh) | 2020-11-10 |
Family
ID=66894632
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910031338.6A Expired - Fee Related CN109854220B (zh) | 2019-01-14 | 2019-01-14 | 一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109854220B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111963157A (zh) * | 2020-07-14 | 2020-11-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高水平井分段多簇受效率的射孔参数优化方法 |
| CN112033807A (zh) * | 2020-09-03 | 2020-12-04 | 贵州大学 | 在岩石试件内辅助施加非均匀孔压场的装置及试验方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102174883A (zh) * | 2011-01-13 | 2011-09-07 | 东北石油大学 | 清水压裂自支撑裂缝导流能力测试方法 |
| CN102977869A (zh) * | 2012-12-27 | 2013-03-20 | 重庆大学 | 一种煤矿井下高压水力压裂封孔材料及封孔工艺 |
| CN104807702A (zh) * | 2015-04-15 | 2015-07-29 | 陈琳 | 一种煤岩体水力压裂起裂行为的实验测试方法 |
| CN105156085A (zh) * | 2015-09-11 | 2015-12-16 | 重庆大学 | 煤矿井下煤层树状钻孔复合压裂均匀增透的方法 |
| US20170260842A1 (en) * | 2016-03-09 | 2017-09-14 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing |
| CN108894773A (zh) * | 2018-06-20 | 2018-11-27 | 长江大学 | 超临界co2压裂水泥胶结面致裂实验设备及方法 |
-
2019
- 2019-01-14 CN CN201910031338.6A patent/CN109854220B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102174883A (zh) * | 2011-01-13 | 2011-09-07 | 东北石油大学 | 清水压裂自支撑裂缝导流能力测试方法 |
| CN102977869A (zh) * | 2012-12-27 | 2013-03-20 | 重庆大学 | 一种煤矿井下高压水力压裂封孔材料及封孔工艺 |
| CN104807702A (zh) * | 2015-04-15 | 2015-07-29 | 陈琳 | 一种煤岩体水力压裂起裂行为的实验测试方法 |
| CN105156085A (zh) * | 2015-09-11 | 2015-12-16 | 重庆大学 | 煤矿井下煤层树状钻孔复合压裂均匀增透的方法 |
| US20170260842A1 (en) * | 2016-03-09 | 2017-09-14 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing |
| CN108894773A (zh) * | 2018-06-20 | 2018-11-27 | 长江大学 | 超临界co2压裂水泥胶结面致裂实验设备及方法 |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111963157A (zh) * | 2020-07-14 | 2020-11-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高水平井分段多簇受效率的射孔参数优化方法 |
| CN111963157B (zh) * | 2020-07-14 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高水平井分段多簇受效率的射孔参数优化方法 |
| CN112033807A (zh) * | 2020-09-03 | 2020-12-04 | 贵州大学 | 在岩石试件内辅助施加非均匀孔压场的装置及试验方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109854220B (zh) | 2020-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zhang et al. | Experimental study on the supercritical CO2 fracturing of shale considering anisotropic effects | |
| CN109854220A (zh) | 一种适用于低渗储层水力压裂模拟试验的注液管密封方法 | |
| WO2018121046A1 (zh) | 实验确定碳酸盐岩油气藏酸压裂缝导流能力分布的方法 | |
| CN109709021A (zh) | 评价堵剂在射孔裂缝中封堵及解堵效果的实验装置及方法 | |
| CN106640062B (zh) | 固井水泥浆水侵模拟评价仪及评价方法 | |
| CN109403916A (zh) | 一种地热井导热固井工艺 | |
| CN106908579A (zh) | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验装置 | |
| US5921319A (en) | Methods of terminating water flow in a subterranean formation | |
| CN109723415B (zh) | 透明填砂管振动泡沫驱发泡特征可视化模拟实验装置及方法 | |
| CN103710011B (zh) | 改性聚丙烯酰胺调剖体系以及其制备方法和使用方法 | |
| CN106884635A (zh) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 | |
| CN104774602B (zh) | 一种耐高温封堵剂、制备方法及应用 | |
| CN107167499B (zh) | 固井水泥浆在候凝过程中抗水侵能力的评价装置及方法 | |
| CN107939384A (zh) | 一种模拟孔缝漏失的固井水泥浆防漏性能评价装置及方法 | |
| CN108204231A (zh) | 一种碳酸盐岩储层体积酸压导流能力的评价方法 | |
| CN103674593B (zh) | 一种用于模拟低渗储层压裂直井水驱油实验的装置及方法 | |
| CN110595953A (zh) | 一种页岩混合润湿性的实验测试装置及方法 | |
| CN107355206A (zh) | 一种页岩气水平井重复压裂暂堵临界压力测试方法 | |
| Furui et al. | A comprehensive model of high-rate matrix acid stimulation for long horizontal wells in carbonate reservoirs | |
| CN107525541A (zh) | 一种低渗透性煤岩体劈裂渗透耦合注浆试验装置及方法 | |
| Zhang et al. | Synchronous vertical propagation mechanism of multiple hydraulic fractures in shale oil formations interlayered with thin sandstone | |
| CN114198050A (zh) | 一种抽采钻孔注浆封孔参数的确定方法及相应的封孔方法 | |
| CN206386105U (zh) | 一种压裂水平井筒完整性实验装置 | |
| CN106124275B (zh) | 一种海底含气软粘土的制作方法及装置 | |
| CN106971082A (zh) | 稠油井降粘参数优化方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20201110 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |