CN110305652A - 压裂用复合暂堵剂及其制备方法 - Google Patents
压裂用复合暂堵剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110305652A CN110305652A CN201811067590.4A CN201811067590A CN110305652A CN 110305652 A CN110305652 A CN 110305652A CN 201811067590 A CN201811067590 A CN 201811067590A CN 110305652 A CN110305652 A CN 110305652A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- agent
- temporary blocking
- blocking agent
- complex temporary
- pressure break
- 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
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 title claims abstract description 58
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 91
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 78
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims abstract description 37
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims abstract description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 26
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 150000007529 inorganic bases Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 39
- PRPAGESBURMWTI-UHFFFAOYSA-N [C].[F] Chemical compound [C].[F] PRPAGESBURMWTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 26
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 20
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 20
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 20
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical group [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 18
- 235000019394 potassium persulphate Nutrition 0.000 claims description 17
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- 229920013818 hydroxypropyl guar gum Polymers 0.000 claims description 13
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 13
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical group [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 12
- 230000000855 fungicidal effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000000417 fungicide Substances 0.000 claims description 7
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 claims description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 6
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 claims description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 5
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 10
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract description 10
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 abstract description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 4
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 abstract description 4
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 abstract description 3
- 208000014674 injury Diseases 0.000 abstract description 3
- 230000007281 self degradation Effects 0.000 abstract description 3
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 11
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 11
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 11
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 11
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 10
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 7
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 7
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WJEIYVAPNMUNIU-UHFFFAOYSA-N [Na].OC(O)=O Chemical compound [Na].OC(O)=O WJEIYVAPNMUNIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- -1 Hydroxypropyl Chemical group 0.000 description 4
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical group [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 3
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 3
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 229940041290 mannose Drugs 0.000 description 2
- 125000000311 mannosyl group Chemical group C1([C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- WQZGKKKJIJFFOK-SVZMEOIVSA-N (+)-Galactose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-SVZMEOIVSA-N 0.000 description 1
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical class [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 1
- 125000003436 D-mannopyranosyl group Chemical group [H]OC([H])([H])[C@@]1([H])OC([H])(*)[C@@]([H])(O[H])[C@@]([H])(O[H])[C@]1([H])O[H] 0.000 description 1
- 241000790917 Dioxys <bee> Species 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N Galacturonsaeure Natural products O=CC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 229910002567 K2S2O8 Inorganic materials 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- LCTONWCANYUPML-UHFFFAOYSA-N Pyruvic acid Chemical group CC(=O)C(O)=O LCTONWCANYUPML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 241000589634 Xanthomonas Species 0.000 description 1
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N aldehydo-D-glucuronic acid Chemical compound O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N 0.000 description 1
- GZCGUPFRVQAUEE-KVTDHHQDSA-N aldehydo-D-mannose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C=O GZCGUPFRVQAUEE-KVTDHHQDSA-N 0.000 description 1
- 229920000180 alkyd Polymers 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical group OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N butenedioic acid Chemical compound OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JYYOBHFYCIDXHH-UHFFFAOYSA-N carbonic acid;hydrate Chemical compound O.OC(O)=O JYYOBHFYCIDXHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000007385 chemical modification Methods 0.000 description 1
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical compound [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 229960003082 galactose Drugs 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 229940097043 glucuronic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920006324 polyoxymethylene Polymers 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
Abstract
本发明提供了一种压裂用复合暂堵剂及其制备方法,以该复合暂堵剂的总质量为基准,该复合暂堵剂包括以下组分:聚乙醇酸5‑90质量%;非交联压裂液稠化剂0.1‑3质量%;氧化剂0.1‑5质量%;活性剂0.01‑2质量%;无机碱0.2‑3质量%;溶剂余量。本发明采用的聚乙醇酸具有良好堵塞性能和完全彻底的降解性能(分解为二氧化碳和水),聚乙醇酸在储层温度(30℃~240℃)条件下,可以进行自降解,也可与破胶剂进行协同降解,以达到人为可控地完全降解的目的,以减少对储层的伤害,最大限度地提高储层产能。
Description
技术领域
本发明属于石油工程与化工领域,涉及一种油气田储层改造暂堵剂,具体涉及压裂用复合暂堵剂及其制备方法。
背景技术
压裂用暂堵剂技术,是为了堵塞已经压开的裂缝,憋起压力,迫使压裂裂缝转向延伸。暂堵剂技术必须服从三个原则:注得进、堵得住、解得开。所有的暂堵剂是对储层裂缝产生物理性“堵塞”,而憋起压力的。暂堵剂多为颗粒类或纤维类物质,流动性极差,将其注入到储层裂缝中,配液注入是必须要解决的施工工艺技术问题。例如,纤维类暂堵剂配液十分困难。所以,暂堵剂技术首先要解决“注得进”的问题,暂堵剂才能在储层裂缝中发挥“堵得住”功能;当暂堵剂在储层裂缝中憋起压力,压裂施工发生裂缝转向和压裂施工完毕,又需要暂堵的裂缝被解开,发挥增大泄流面积的作用,即暂堵转向技术的“解得开”原则。常规的暂堵剂技术注入施工困难、“解得开”就更困难了。
聚乙醇酸是一种具有良好生物降解性和生物相容性的合成高分子材料,与传统的性能稳定的高分子材料,例如塑料、橡胶等不同,聚乙醇酸作为材料在使用到一定时间后逐渐降解,并最终变成对人体、动植物和自然环境无害的水和二氧化碳。但是,聚乙醇酸属于纤维类物质,流动性极差,若将其用于压裂用暂堵剂,需首先解决“注得进”的问题。
稠化剂又称增稠剂,可使稠度大为增加的物质。复合暂堵剂为了保证有足够的粘度以完成携带起暂堵作用物质注入作业,通常需要添加增稠剂以增加粘度。瓜尔胶是一种水溶性高分子聚合物,其化学名称为瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵,是一种天然增稠剂。此外,为了提高瓜尔胶类增稠剂的抗温性和生物稳定性,需不断改进和提高交联技术,组分配方也越来越复杂,增加了工作液的成本,增大了技术不稳定性。这些已成为目前水基增稠剂技术发展的瓶颈。因此研制更高更好的抗温、抗盐、抗剪切、低摩阻、低伤害特性的新型增稠剂是当前压裂液技术发展的主要趋势。例如公开号为CN102732244A的中国专利申请,超低羟丙基胍胶浓度压裂液用交联剂及其制得的压裂液,提供了低浓度羟丙基胍胶配套交联剂的制备方法,可将羟丙基瓜尔胶浓度降低至0.15%,通过降低稠化剂使用浓度解决瓜尔胶压裂液改造储层遗留残渣多等问题。但限于瓜尔胶价格猛涨,使得压裂液成本大幅攀升,也使得研发新的增稠剂及其压裂液来替代胍胶及其压裂液成为迫切需要。
黄原胶是用淀粉作原料经黄单孢杆菌发酵产生的一种新型高分子生物多糖,由D-葡萄糖、D-甘露糖、葡萄糖醛酸、乙酸和丙酮酸组成的“五糖重复单元”结构聚合体,在水溶液中可能具有双螺旋结构,因此具有一定得稳定性和抗盐性。由于黄原胶分子的特殊结构,其溶液具有同常规瓜尔胶交联冻胶相当的黏弹性,因此黄原胶基液可直接作为压裂液使用。非交联黄原胶压裂液具有配制简便、弹性高携砂性能好、流变性能稳定,适应地下水、海水、采油污水、压裂液返排液等各种高矿化度水质,与胍胶压裂液相比,成本更低。
公开号为CN102796507A的中国专利申请,黄原胶压裂液、其制备方法和用途,公开了一种黄原胶压裂液基液用于滑溜水和前置液,以及携砂液。其黄原胶最高使用浓度为0.75%,且还需要三价铬离子作为交联剂使用,而且交联成的冻胶比较脆。
公开号为CN103805157A的中国专利申请超分子生物聚合物压裂液,公开了以黄原胶、聚丙烯酰胺、生物胶(黄原胶、胍胶和羧甲基纤维素中的任意一种或三者的混合)混合物为稠化剂,利用聚合物分子链之间的相互作用制备了一种超分子生物压裂液,但该压裂液的制备需要三种及以上的稠化剂,制备现场配液存在一定的麻烦。
公开号为CN103361042B的中国专利申请公开了一种黄原胶非交联压裂液、其制备方法和用途,该黄原胶非交联压裂液包括黄原胶稠化剂和辅助添加剂,不含交联剂。该黄原胶非交联压裂液具有粘弹性高和携砂能力强的优点,可作为酸化压裂工艺中的“前置液压裂液”、“携砂液”和“顶替液”使用,以及作为酸化压裂施工中大剂量的“滑溜水”使用。该黄原胶非交联压裂液以水做溶剂,由以下成份组成:
该专利由黄原胶代替了成本较高的瓜尔胶,但是液体粘度仍待提高,另外,在破胶速度方面以及破胶后的液体清洁程度方面也需改进。
因此,提供一种性能优越的稠化剂,使其能与暂堵剂主体聚乙醇酸进行协同匹配仍旧是本领域亟待解决的重要问题。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种压裂用复合暂堵剂及其制备方法,以克服现有技术中聚乙醇酸注入储层裂缝困难,并且暂堵剂抗温性能差,破胶速度慢,破胶后残渣以及未破胶物含量高的缺陷。
为了达到上述目的,本发明提供了一种压裂用复合暂堵剂,以该复合暂堵剂的总质量为基准,该复合暂堵剂包括以下组分:
本发明所述的压裂用复合暂堵剂,其中,以该复合暂堵剂的总质量为基准,该复合暂堵剂优选包括以下组分:
本发明所述的压裂用复合暂堵剂,其中,所述聚乙醇酸为颗粒状,0.45mm≤颗粒粒度≤2.6mm,粉末粒度≥0.3mm。
本发明所述的压裂用复合暂堵剂,其中,所述聚乙醇酸的分子量为2-100万。
本发明所述的压裂用复合暂堵剂,其中,以所述非交联压裂液稠化剂的总质量为基准,该非交联压裂液稠化剂优选包括以下组分:
本发明所述的压裂用复合暂堵剂,其中,以所述非交联压裂液稠化剂的总质量为基准,该非交联压裂液稠化剂进一步优选包括以下组分:
本发明所述的压裂用复合暂堵剂,其中,所述杀菌剂优选为多聚甲醛;所述破胶剂优选为过硫酸钾;所述氟碳活性剂优选为FC-95氟碳活性剂。
本发明所述的压裂用复合暂堵剂,其中,所述活性剂优选为FC-911氟碳活性剂和/或FC-95氟碳活性剂,以复合暂堵剂的总质量为基准,所述FC-911氟碳活性剂为0.01-1质量份,所述FC-95氟碳活性剂为0.01-1质量份。
本发明所述的压裂用复合暂堵剂,其中,所述氧化剂优选为过硫酸钾,所述溶剂优选为水,所述无机碱优选为碳酸钠。
为了达到上述目的,本发明还提供了上述的压裂用复合暂堵剂的制备方法,该制备方法为:
将聚乙醇酸、非交联压裂液稠化剂、氧化剂、活性剂和碳酸钠混合均匀,然后加入溶剂搅拌均匀,即得压裂用复合暂堵剂。
本发明所述的压裂用复合暂堵剂的制备方法,其中,所述非交联压裂液稠化剂的制备方法优选为:
步骤1,将杀菌剂和破胶剂混合;
步骤2,将黄原胶与羟丙基瓜尔胶混合;
步骤3,将步骤1和步骤2所得混合物与氟碳活性剂混合,得到非交联压裂液稠化剂。
本发明的有益效果:
1、本发明采用的聚乙醇酸具有良好堵塞性能和完全彻底的降解性能(分解为二氧化碳和水),聚乙醇酸在储层温度(30℃~240℃)条件下,可以进行自降解,也可与破胶剂进行协同降解,以达到人为可控地完全降解的目的,以减少对储层的伤害,最大限度地提高储层产能。
2、本发明选用适宜粒度和分子量的聚乙醇酸,以达到高效暂堵及降解目的。
3、本发明将黄原胶和羟丙基瓜尔胶协同使用,既提高了非交联压裂液稠化剂的粘度,降低了成本,还增强了暂堵剂的破胶速度。
具体实施方式
以下对本发明的实施例作详细说明:本实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施,给出了详细的实施方式和过程,但本发明的保护范围不限于下述的实施例,下列实施例中未注明具体条件的实验方法,通常按照常规条件。
本发明提供了一种压裂用复合暂堵剂,以该复合暂堵剂的总质量为基准,该复合暂堵剂包括以下组分:
作为优选的技术方案,以该复合暂堵剂的总质量为基准,该复合暂堵剂包括以下组分:
其中,聚乙醇酸,化学式:(C4H4O4)n,又称聚羟基乙酸,它来源于α-羟基酸,即乙醇酸;英文名Polyglycolic acid,PGA。聚乙醇酸聚合物物质具有十分优良的降解性能,在储层裂缝中受储层温度和破胶降解的协同作用,可以人为可控地完全降解,以减少对储层的伤害,最大限度地提高储层产能。本申请聚乙醇酸为颗粒状,0.45mm≤颗粒粒度≤2.6mm,粉末粒度≥0.3mm;聚乙醇酸的分子量为2-100万。以该复合暂堵剂的总质量为基准,聚乙醇酸的质量含量为5-90质量%,优选为5-85质量%,更优选为15-60质量%。
其中,非交联压裂液稠化剂包括以下组分(以非交联压裂液稠化剂的总质量为基准):
更优选包括以下组分:
其中,黄原胶(英语:Xanthan gum,音译作三仙胶),化学分子式:C35H49O29,以该压裂液稠化剂的总质量为基准,黄原胶为0-90质量份,优选30-60质量份。
羟丙基瓜尔胶(英文名为“hydroxypropy guargum”),分子结构是一种非离子多糖,它以聚甘露糖为分子主链,D-吡喃甘露糖单元之间以β(1-4)苷键连接。而D-吡喃半乳糖则以α(1-6)键连接在聚甘露糖主链上。瓜尔胶中甘露糖与半乳糖单元的摩尔比为2∶1,即每隔一甘露糖单元连接着一个半乳糖分支。文献中报道,瓜尔胶的分子量在220000左右。瓜尔胶分子的最大特点也即最大优点便是与纤维素结构非常相似,这种相似性使它对纤维素有很强的亲和性,称之为直接性(substantivity)。以该压裂液稠化剂的总质量为基准,羟丙基瓜尔胶为0-90质量份,优选30-60质量份。
本申请将黄原胶和羟丙基瓜尔胶按特定比例复配,黄原胶是多糖类,属于非极性物质,抗盐性和增粘性强,加入水中之后溶解分散性弱。羟丙基瓜尔胶是将多糖物质瓜尔胶经过化学改性后,增加它化学极性,提高在水中的分散性;由于它原始多糖物质特性可以与黄原胶“互溶”从而提高了黄原胶的水中分散能力。因此两者匹配不仅能够发挥各自的特性,更能起到协同配合的作用,既提高了压裂液的粘度,降低了成本,还增强了压裂液的破胶速度。
非交联压裂液稠化剂中,杀菌剂为多聚甲醛等,多聚甲醛(英文名Paraformaldehyde;Polyoxymethylene),分子式HO-(CH2O)n–H,n=10-100,以该压裂液稠化剂的总质量为基准,杀菌剂为0.001~0.015质量份。
破胶剂为过硫酸铵或过硫酸钾等;过硫酸钾(英文名Potassium persulfate),分子式K2S2O8,以该压裂液稠化剂的总质量为基准,所述破胶剂为6.985-9.899质量份。
氟碳活性剂为FC-95氟碳活性剂(英文:fluoronates Surfactant/Fluorocarbonsurfactant),以该压裂液稠化剂的总质量为基准,氟碳活性剂为0.1-3.0质量份。
其中,复合暂堵剂中,活性剂为FC-911氟碳活性剂和/或FC-95氟碳活性剂,以复合暂堵剂的总质量为基准,FC-911氟碳活性剂为0.01-1质量份,FC-95氟碳活性剂为0.01-1质量份。氧化剂可以为过硫酸钾和/或过硫酸铵,溶剂可以为水等。无机碱能够起到促进聚乙醇酸降解为二氧化碳和水的作用,而碳酸钠碱度合适、使用安全、经济实惠,为较佳选择。
本发明压裂液稠化剂为一种复配的干粉药剂,该干粉药剂中各成分可以在生产产商出厂时已复配完成,然后在现场使用时加入聚乙醇酸以及其他助剂,然后再与溶剂混合均匀即可使用,可以有效解决现场配液种类繁多药品的秤量问题,简化工艺提高计量的准确性和施工效率,因此具有运输方便、安全,即用即配,省时省力的优点,适宜于大剂量或超大计量压裂施工。
也可以在不同生产厂商购买本发明压裂液稠化剂的各组成成分,在现场对稠化剂进行复配,复配的优选顺序为:
将聚乙醇酸、非交联压裂液稠化剂、氧化剂、活性剂和碳酸钠混合均匀,然后加入溶剂搅拌均匀,即得压裂用复合暂堵剂。
其中,非交联压裂液稠化剂的制备方法优选为:
步骤1,将杀菌剂和破胶剂混合;
步骤2,将黄原胶与羟丙基瓜尔胶混合;
步骤3,将步骤1和步骤2所得混合物与氟碳活性剂混合,得到非交联压裂液稠化剂。
下面通过具体实施例对本发明技术方案进一步进行阐述,本发明若无特殊说明,所用原料均为市售产品。
实施例1
该实施例中,以复合暂堵剂的总质量为基准,复合暂堵剂包括以下组分:
其中,非交联压裂液稠化剂包括以下组分(以非交联压裂液稠化剂的总质量为基准):
其中,活性剂为FC-911氟碳活性剂。
按上述压裂液稠化剂配方将还原胶与羟丙基瓜尔胶混合得到混合物1,将多聚甲醛与过硫酸钾混合得到混合物2,然后将混合物1、2与FC-95氟碳活性剂混合,搅拌均匀,得到压裂液稠化剂。
然后按照暂堵剂配方比例,将聚乙醇酸、压裂液稠化剂、过硫酸钾、活性剂和碳酸钠混合均匀,加入水,再次搅拌均匀,得到压裂用暂堵剂。
实施例2
该实施例中,以复合暂堵剂的总质量为基准,复合暂堵剂包括以下组分:
其中,非交联压裂液稠化剂包括以下组分(以非交联压裂液稠化剂的总质量为基准):
其中,活性剂为FC-911氟碳活性剂和FC-95氟碳活性剂,以复合暂堵剂的总质量为基准,FC-911氟碳活性剂为0.2质量份,FC-95氟碳活性剂为1质量份。
按上述压裂液稠化剂配方将还原胶与羟丙基瓜尔胶混合得到混合物1,将多聚甲醛与过硫酸钾混合得到混合物2,然后将混合物1、2与FC-95氟碳活性剂混合,搅拌均匀,得到压裂液稠化剂。
然后按照暂堵剂配方比例,将聚乙醇酸、压裂液稠化剂、过硫酸钾、活性剂和碳酸钠混合均匀,加入水,再次搅拌均匀,得到压裂用暂堵剂。
实施例3
该实施例中,以复合暂堵剂的总质量为基准,复合暂堵剂包括以下组分:
其中,非交联压裂液稠化剂包括以下组分(以非交联压裂液稠化剂的总质量为基准):
其中,活性剂为FC-911氟碳活性剂和FC-95氟碳活性剂,以复合暂堵剂的总质量为基准,FC-911氟碳活性剂为0.02质量份,FC-95氟碳活性剂为0.03质量份。
按上述压裂液稠化剂配方将还原胶与羟丙基瓜尔胶混合得到混合物1,将多聚甲醛与过硫酸钾混合得到混合物2,然后将混合物1、2与FC-95氟碳活性剂混合,搅拌均匀,得到压裂液稠化剂。
然后按照暂堵剂配方比例,将聚乙醇酸、压裂液稠化剂、过硫酸钾、活性剂和碳酸钠混合均匀,加入水,再次搅拌均匀,得到压裂用暂堵剂。
实施例4
该实施例中,以复合暂堵剂的总质量为基准,复合暂堵剂包括以下组分:
其中,非交联压裂液稠化剂包括以下组分(以非交联压裂液稠化剂的总质量为基准):
其中,活性剂为FC-911氟碳活性剂。
按上述压裂液稠化剂配方将还原胶与羟丙基瓜尔胶混合得到混合物1,将多聚甲醛与过硫酸钾混合得到混合物2,然后将混合物1、2与FC-95氟碳活性剂混合,搅拌均匀,得到压裂液稠化剂。
然后按照暂堵剂配方比例,将聚乙醇酸、压裂液稠化剂、过硫酸钾、活性剂和碳酸钠混合均匀,加入水,再次搅拌均匀,得到压裂用暂堵剂。
实施例5
该实施例中,以复合暂堵剂的总质量为基准,复合暂堵剂包括以下组分:
其中,非交联压裂液稠化剂包括以下组分(以非交联压裂液稠化剂的总质量为基准):
其中,活性剂为FC-911氟碳活性剂。
按上述压裂液稠化剂配方将还原胶与羟丙基瓜尔胶混合得到混合物1,将多聚甲醛与过硫酸钾混合得到混合物2,然后将混合物1、2与FC-95氟碳活性剂混合,搅拌均匀,得到压裂液稠化剂。
然后按照暂堵剂配方比例,将聚乙醇酸、压裂液稠化剂、过硫酸钾、活性剂和碳酸钠混合均匀,加入水,再次搅拌均匀,得到压裂用暂堵剂。
实施例技术方案经过测试,复合暂堵剂的流变性很好,流动粘度在5~120mpa·s范围内可控可调;管流摩阻低,降阻率大于等于75%;
复合暂堵剂的堵塞强度高,室内岩心评价,突破压力大于等于5MPa/m,完全可以压裂裂缝的转向作用;假设裂缝的长度是20m,暂堵剂堵塞憋起的压力就可达到100MPa,足以发生裂缝转向。
当压裂施工完毕之后,暂堵剂的主要成分聚乙醇酸就可在储层温度和破胶剂等的协同作用下,分解为二氧化碳和水;分解后残渣含量极低,小于等于20mg/l,返排液表面张力小于20mN/m,界面张力小于1mN/m,残液粘度为1mpa.s,已经超过了清洁压裂液的返排标准。
本发明的有益效果:
1、本发明聚乙醇酸具有良好堵塞性能和完全彻底的降解性能。暂堵剂在裂缝当中形成的堵塞强度大,突破压力大于5MPa/m,能够有效憋起压力,形成裂缝转向;在储层温度(30℃~240℃)条件下,可自降解,也可与破胶剂协同配合,实现人工可控降解的目的。
2、通过调节暂堵剂中颗粒聚乙醇酸的“粒度”和“分子量”,可实现暂堵剂适用于不同性质、不同参数储层裂缝转向以及实现不同的降解时间:适应砂岩、碳酸盐岩等储层的压裂裂缝转向;适应于储层温度30~240℃;破胶降解时间:1~48小时,可调可控。
4、配液水质要求低,海水、储层返排水(油污水)、淡水、高矿化度的地表水和储层、煤层水等,均可配液。
5、不添加聚乙醇酸的暂堵剂称为破胶基液,表面张力≤20mN/m、界面张力≤1mN/m、返排残渣含量≤100mg/l;主剂聚乙醇酸降解后为“二氧化碳”和“水”,可以有效降低原油粘度,起到助排、清洗、防水锁作用。
当然,本发明还可有其它多种实施例,在不背离本发明精神及其实质的情况下,熟悉本领域的技术人员可根据本发明作出各种相应的改变和变形,但这些相应的改变和变形都应属于本发明权利要求的保护范围。
Claims (11)
1.一种压裂用复合暂堵剂,其特征在于,以该复合暂堵剂的总质量为基准,该复合暂堵剂包括以下组分:
2.根据权利要求1所述的压裂用复合暂堵剂,其特征在于,以该复合暂堵剂的总质量为基准,该复合暂堵剂包括以下组分:
3.根据权利要求1或2所述的压裂用复合暂堵剂,其特征在于,所述聚乙醇酸为颗粒状,0.45mm≤颗粒粒度≤2.6mm,粉末粒度≥0.3mm。
4.根据权利要求1所述的压裂用复合暂堵剂,其特征在于,所述聚乙醇酸的分子量为2-100万。
5.根据权利要求1所述的压裂用复合暂堵剂,其特征在于,以所述非交联压裂液稠化剂的总质量为基准,该非交联压裂液稠化剂包括以下组分:
6.根据权利要求5所述的压裂用复合暂堵剂,其特征在于,以所述非交联压裂液稠化剂的总质量为基准,该非交联压裂液稠化剂包括以下组分:
7.根据权利要求5或6所述的压裂用复合暂堵剂,其特征在于,所述杀菌剂为多聚甲醛;所述破胶剂为过硫酸钾;所述氟碳活性剂为FC-95氟碳活性剂。
8.根据权利要求1所述的压裂用复合暂堵剂,其特征在于,所述活性剂为FC-911氟碳活性剂和/或FC-95氟碳活性剂,以复合暂堵剂的总质量为基准,所述FC-911氟碳活性剂为0.01-1质量份,所述FC-95氟碳活性剂为0.01-1质量份。
9.根据权利要求1所述的压裂用复合暂堵剂,其特征在于,所述氧化剂为过硫酸钾,所述无机碱为碳酸钠,所述溶剂为水。
10.权利要求1-9任一项所述的压裂用复合暂堵剂的制备方法,其特征在于,该制备方法为:
将聚乙醇酸、非交联压裂液稠化剂、氧化剂、活性剂和碳酸钠混合均匀,然后加入溶剂搅拌均匀,即得压裂用复合暂堵剂。
11.根据权利要求10所述的压裂用复合暂堵剂的制备方法,其特征在于,所述非交联压裂液稠化剂的制备方法为:
步骤1,将杀菌剂和破胶剂混合;
步骤2,将黄原胶与羟丙基瓜尔胶混合;
步骤3,将步骤1和步骤2所得混合物与氟碳活性剂混合,得到非交联压裂液稠化剂。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811067590.4A CN110305652A (zh) | 2018-09-13 | 2018-09-13 | 压裂用复合暂堵剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811067590.4A CN110305652A (zh) | 2018-09-13 | 2018-09-13 | 压裂用复合暂堵剂及其制备方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN110305652A true CN110305652A (zh) | 2019-10-08 |
Family
ID=68074126
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201811067590.4A Pending CN110305652A (zh) | 2018-09-13 | 2018-09-13 | 压裂用复合暂堵剂及其制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN110305652A (zh) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111154478A (zh) * | 2020-01-14 | 2020-05-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 扩大酸液有效作用距离的降滤失剂及其制备方法和应用 |
CN111748331A (zh) * | 2020-07-09 | 2020-10-09 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种含有聚乙醇酸的组合物及其应用 |
CN111763506A (zh) * | 2020-07-09 | 2020-10-13 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种暂堵转向剂及其制备方法与应用 |
CN111961315A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-11-20 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种可降解弹性功能材料及其制品与应用 |
CN111978941A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-11-24 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种可降解材料 |
CN114106801A (zh) * | 2021-11-26 | 2022-03-01 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种滑溜水转向压裂用可控自降解暂堵剂的制备方法 |
Citations (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080200352A1 (en) * | 2004-09-01 | 2008-08-21 | Willberg Dean M | Degradable Material Assisted Diversion or Isolation |
US20080289823A1 (en) * | 2004-09-01 | 2008-11-27 | Willberg Dean M | Degradable Material Assisted Diversion or Isolation |
CN101371005A (zh) * | 2006-01-27 | 2009-02-18 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于地层的水力压裂的方法 |
CN103361042A (zh) * | 2012-08-29 | 2013-10-23 | 北京世纪中星能源技术有限公司 | 黄原胶非交联压裂液、其制备方法和用途 |
CN103881686A (zh) * | 2014-03-11 | 2014-06-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低粘高弹非交联压裂液及其制备方法 |
CN104039917A (zh) * | 2011-11-11 | 2014-09-10 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可水解颗粒组合物、处理液及方法 |
CN104136570A (zh) * | 2012-04-27 | 2014-11-05 | 株式会社吴羽 | 坑井处理流体用聚乙醇酸树脂短纤维 |
CN104449606A (zh) * | 2013-09-13 | 2015-03-25 | 天津中油渤星工程科技有限公司 | 一种抗高温固井用隔离液及制备方法 |
WO2015072317A1 (ja) * | 2013-11-15 | 2015-05-21 | 株式会社クレハ | 坑井掘削用一時目止め剤 |
CN105295321A (zh) * | 2015-07-13 | 2016-02-03 | 中国石油大学(北京) | 油气田作业用的可降解材料及其制备方法 |
CN106520094A (zh) * | 2016-11-02 | 2017-03-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种酸化压裂用可溶暂堵剂及其制备方法 |
CN107245330A (zh) * | 2017-07-05 | 2017-10-13 | 北京斯迪莱铂油气技术有限公司 | 用于水平井重复压裂的复合暂堵剂和暂堵方法 |
CN107573913A (zh) * | 2017-09-26 | 2018-01-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种射孔炮眼暂堵用可溶降解暂堵球及其制备方法 |
-
2018
- 2018-09-13 CN CN201811067590.4A patent/CN110305652A/zh active Pending
Patent Citations (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080289823A1 (en) * | 2004-09-01 | 2008-11-27 | Willberg Dean M | Degradable Material Assisted Diversion or Isolation |
US20080200352A1 (en) * | 2004-09-01 | 2008-08-21 | Willberg Dean M | Degradable Material Assisted Diversion or Isolation |
CN101351523A (zh) * | 2005-12-05 | 2009-01-21 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解材料辅助的导流或隔离 |
CN103352683A (zh) * | 2005-12-05 | 2013-10-16 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解材料辅助的导流或隔离 |
CN101371005A (zh) * | 2006-01-27 | 2009-02-18 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于地层的水力压裂的方法 |
CN104039917A (zh) * | 2011-11-11 | 2014-09-10 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可水解颗粒组合物、处理液及方法 |
CN104136570A (zh) * | 2012-04-27 | 2014-11-05 | 株式会社吴羽 | 坑井处理流体用聚乙醇酸树脂短纤维 |
CN103361042A (zh) * | 2012-08-29 | 2013-10-23 | 北京世纪中星能源技术有限公司 | 黄原胶非交联压裂液、其制备方法和用途 |
CN104449606A (zh) * | 2013-09-13 | 2015-03-25 | 天津中油渤星工程科技有限公司 | 一种抗高温固井用隔离液及制备方法 |
WO2015072317A1 (ja) * | 2013-11-15 | 2015-05-21 | 株式会社クレハ | 坑井掘削用一時目止め剤 |
CN103881686A (zh) * | 2014-03-11 | 2014-06-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低粘高弹非交联压裂液及其制备方法 |
CN105295321A (zh) * | 2015-07-13 | 2016-02-03 | 中国石油大学(北京) | 油气田作业用的可降解材料及其制备方法 |
CN106520094A (zh) * | 2016-11-02 | 2017-03-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种酸化压裂用可溶暂堵剂及其制备方法 |
CN107245330A (zh) * | 2017-07-05 | 2017-10-13 | 北京斯迪莱铂油气技术有限公司 | 用于水平井重复压裂的复合暂堵剂和暂堵方法 |
CN107573913A (zh) * | 2017-09-26 | 2018-01-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种射孔炮眼暂堵用可溶降解暂堵球及其制备方法 |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111154478A (zh) * | 2020-01-14 | 2020-05-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 扩大酸液有效作用距离的降滤失剂及其制备方法和应用 |
CN111748331A (zh) * | 2020-07-09 | 2020-10-09 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种含有聚乙醇酸的组合物及其应用 |
CN111763506A (zh) * | 2020-07-09 | 2020-10-13 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种暂堵转向剂及其制备方法与应用 |
CN111763506B (zh) * | 2020-07-09 | 2023-01-13 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种暂堵转向剂及其制备方法与应用 |
CN111748331B (zh) * | 2020-07-09 | 2023-04-07 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种含有聚乙醇酸的组合物及其应用 |
CN111961315A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-11-20 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种可降解弹性功能材料及其制品与应用 |
CN111978941A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-11-24 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种可降解材料 |
CN111961315B (zh) * | 2020-08-28 | 2022-06-10 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种可降解弹性功能材料及其制品与应用 |
CN111978941B (zh) * | 2020-08-28 | 2023-08-15 | 上海浦景化工技术股份有限公司 | 一种可降解材料 |
CN114106801A (zh) * | 2021-11-26 | 2022-03-01 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种滑溜水转向压裂用可控自降解暂堵剂的制备方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN110305652A (zh) | 压裂用复合暂堵剂及其制备方法 | |
CN103224779B (zh) | 一种缔合型非交联压裂液及其制备方法 | |
US7497263B2 (en) | Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids | |
US7781380B2 (en) | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids | |
EP1999225B1 (en) | Methods of treating wellbores with recyclable fluids | |
CN102757778B (zh) | 一种抗高矿化度水质压裂液 | |
CN102093864B (zh) | 一种油水井重复压裂用暂堵转向剂及其制备方法 | |
RU2287549C2 (ru) | Стабильные жидкие суспензионные композиции и способ их получения и применения | |
WO2013188413A1 (en) | Crosslinked synthetic polymer gel systems for hydraulic fracturing | |
CN106085404B (zh) | 一种低伤害、超低浓度瓜胶压裂液体系、制备方法及应用 | |
WO2007085423A1 (de) | Verfahren zum brechen der viskosität polymer-verdickter wässriger systeme für die erdöl- und erdgasgewinnung | |
WO2014139037A1 (en) | Self-assembling polymer compositions for use in subterranean oil recovery | |
EP2367899B1 (en) | Removal of crystallinity in guar based materials and related methods of hydration&subterranean applications | |
CN103666437A (zh) | 一种压裂液 | |
CN103113486B (zh) | 磺酸改性羧甲基羟丙基瓜尔胶及其制备方法和应用 | |
CN108865150A (zh) | 固沙剂及其制备方法、使用方法和应用 | |
CN101605801A (zh) | 稳定锆-三乙醇胺络合物的方法以及在油田应用中的用途 | |
CN103740355A (zh) | 一种高矿化度水基改性黄原胶压裂液及其制备方法 | |
CN105778882A (zh) | 一种低温破胶剂及其制备方法 | |
CN110872507A (zh) | 非交联压裂液及其制备方法、应用与非交联压裂液稠化剂 | |
CN105622780A (zh) | 一种季铵化甲壳素的均相制备方法 | |
CN102180986B (zh) | 一种烯基琥珀酸酐改性胍胶压裂液稠化剂及其制备方法 | |
AU2010338032A1 (en) | Delivering water-soluble polysaccharides for well treatments | |
CN111748331B (zh) | 一种含有聚乙醇酸的组合物及其应用 | |
CN107090287B (zh) | 低粘度混合型压裂液、其应用和油气储层改造方法 |
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 |