CN116410402A - 一种压裂用降阻剂及其制备方法 - Google Patents
一种压裂用降阻剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116410402A CN116410402A CN202310350669.2A CN202310350669A CN116410402A CN 116410402 A CN116410402 A CN 116410402A CN 202310350669 A CN202310350669 A CN 202310350669A CN 116410402 A CN116410402 A CN 116410402A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing
- vinyl
- reducing agent
- stirring
- reaction kettle
- 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
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 39
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 20
- CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N butyl acrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C=C CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 14
- -1 polypropylene Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N Sorbitan monostearate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229950011392 sorbitan stearate Drugs 0.000 claims abstract description 10
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000337 buffer salt Substances 0.000 claims abstract description 7
- WLWHLUQQCLCFNE-UHFFFAOYSA-N 1-ethenyl-3-methyl-2h-imidazole Chemical compound CN1CN(C=C)C=C1 WLWHLUQQCLCFNE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- ITMCEJHCFYSIIV-UHFFFAOYSA-M triflate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C(F)(F)F ITMCEJHCFYSIIV-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 4
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 3
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims abstract description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 54
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 27
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 9
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 6
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 claims description 5
- LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-difluorophenoxy)pyridin-3-amine Chemical compound NC1=CC=CN=C1OC1=CC=C(F)C=C1F LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LFVGISIMTYGQHF-UHFFFAOYSA-N ammonium dihydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].OP(O)([O-])=O LFVGISIMTYGQHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910000387 ammonium dihydrogen phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000019837 monoammonium phosphate Nutrition 0.000 claims description 4
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Substances [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 claims description 4
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 claims description 4
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000388 diammonium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000019838 diammonium phosphate Nutrition 0.000 claims description 3
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229910000402 monopotassium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000019796 monopotassium phosphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910000403 monosodium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000019799 monosodium phosphate Nutrition 0.000 claims description 3
- PJNZPQUBCPKICU-UHFFFAOYSA-N phosphoric acid;potassium Chemical compound [K].OP(O)(O)=O PJNZPQUBCPKICU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 2
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L peroxydisulfate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 2
- 150000003463 sulfur Chemical class 0.000 claims 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 16
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 abstract description 12
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 12
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 5
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 abstract description 3
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 abstract 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N dialuminum;disodium;oxygen(2-);silicon(4+);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Na+].[Na+].[Al+3].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[Si+4] ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 description 4
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 229940079827 sodium hydrogen sulfite Drugs 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000006012 monoammonium phosphate Substances 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N Methanesulfonic acid Chemical compound CS(O)(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- PZNOBXVHZYGUEX-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine;hydrochloride Chemical compound Cl.C=CCNCC=C PZNOBXVHZYGUEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005580 one pot reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 239000004289 sodium hydrogen sulphite Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
- C08F220/52—Amides or imides
- C08F220/54—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide
- C08F220/56—Acrylamide; Methacrylamide
-
- 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
- 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
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Polymerization Catalysts (AREA)
Abstract
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种压裂用降阻剂及其制备方法。所述的制备方法如下：反应釜中依次加入丙烯酰胺、丙烯酸丁酯、1‑乙烯基‑2‑吡咯烷酮、3‑[(3‑丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、1‑乙烯基‑3‑甲基咪唑三氟甲磺酸盐、TX‑10(壬基酚聚氧乙烯醚)、SP‑60(山梨醇酐硬脂酸酯)、7号白油、螯合剂、缓冲盐、去离子水，搅拌形成均匀的乳状液，调节pH，缓慢升温到45‑50℃后，继续搅拌；高位槽滴加引发剂，将反应釜升温到70‑80℃，继续搅拌，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂。本发明具有合成工艺简单、无副产物的优点；同时具有粘度高、减阻率高、防膨效果好的特点。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种压裂用降阻剂及其制备方法。
背景技术
近年来，我国石油天然气勘探开发正处于全球油气价格下调和对外依存度持续攀升的双重压力之下，非常规油气资源开发变得日趋重要。非常规储层的物性差、孔隙度小、渗透率低，注入水容易沿高渗透层突破、冲刷使高渗透层的渗透率进一步提高，油藏的非均质性进一步扩大，致使油井大量出水，产能降低，经济效益变差。
压裂已逐渐成为非常规油气储层的主流改造技术，也是低渗、超低渗油气储层经济开发的关键技术。压裂液是压裂过程的工作液，压裂液在高压泵注设备的增压后泵入地层，在地层中压开裂缝，并延伸裂缝从而调整水井的吸水剖面以提高采收率。
压裂液由高压泵注入设备增压后，通过管柱高速泵入地层，高压高速条件下流体在管内流动过程中紊流现象严重，压裂液与管壁之间有较大的摩擦阻力，流体的摩擦阻力限制了流体在管道中的流动，造成管道输量降低和能量损耗增加。因此，需要采用在压裂液中添加降阻剂的方法来降低摩擦阻力的影响，提高施工效率。
降阻剂是在液体中加入少量的高分子聚合物或表面活性剂，使液体在湍流流动时，通过影响湍流结构大幅度减小摩擦阻力。
CN103045226A公开了一种降阻剂及其制备方法和使用该降阻剂的滑溜水压裂液及其制备方法，该降阻剂的组成及质量百分比为：聚氧化乙烯10％～40％、有机溶剂40％～85％、非离子表面活性剂0～10％、分散剂0～10％；滑溜水压裂液的组成及质量百分比为：降阻剂0.05％～0.2％、助排剂0.2％～0.5％、防膨剂1.0％～3.0％、杀菌剂0.1％～0.3％、余量为清水。本发明的降阻剂能大幅度降低压裂管路及近井摩阻，成本低廉且与地层水及其他添加剂配伍性良好；使用该降阻剂的滑溜水压裂液，能保持较好的降阻性能和热稳定性，同时具有较低的降阻剂浓度，对于需要大规模改造的页岩油气藏，经济效益显著。但有机溶剂占了降阻剂产品比重过高，会带来一定的环保问题，而且聚氧化乙烯耐剪切能力较差，在高剪切的压裂施工中会迅速降解，导致降阻性能下降。
CN103333672A公开了一种应用于页岩气藏的耐盐降阻剂；所述的降阻剂是由丙烯酰胺单元和丙烯基季铵盐单元组成的二元共聚物；所述二元共聚物中丙烯酰胺的质量百分比浓度为10％～80％；所述的丙烯基季铵盐是丙烯基三烷基氯化铵、烷基丙烯酰胺基丙基三烷基氯化铵或二烷基二烯丙基氯化铵中的一种，质量百分比浓度为20～90％，分子量为1×106～2×106；应用于含二价金属离子的压裂返排液、溶洞水、地下产出水的降阻剂，使用质量百分比浓度为0.05％～0.1％；本降阻剂具有较好的耐盐、降阻性能，克服了目前其他类聚丙酰胺降阻剂在使用过程中其耐盐性能不足，尤其是不能应用于Ca2+、Mg2+同时存在的高矿化度水中的问题。但是该产品为粉剂，会给现场施工带来一定的难度。
发明内容
本发明针对现有技术的不足而提供一种压裂用降阻剂及其制备方法。本发明具有合成工艺简单、无副产物的优点；同时本发明降阻剂具有粘度高、减阻率高、防膨效果好的特点。
为了实现上述目的，第一个方面，本发明公开了一种压裂用降阻剂，所述压裂用降阻剂分子结构式如下：
其中，a＝10000-200000；
b＝5000-100000；
c＝2000-40000；
d＝5000-100000；
e＝5000-100000；
所述压裂用降阻剂粘均分子量为3000000-30000000。
第二个方面，本发明公开了上述压裂用降阻剂的制备方法，具体步骤如下：
(1)将反应釜和管路用氮气吹扫3-5min，氮气通入速度为1000mL/min，后期合成过程调整氮气的通入速度为200mL/min；
(2)反应釜中依次加入丙烯酰胺、丙烯酸丁酯、1-乙烯基-2-吡咯烷酮、3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐、TX-10(壬基酚聚氧乙烯醚)、SP-60(山梨醇酐硬脂酸酯)、7号白油、螯合剂、缓冲盐、去离子水，高速搅拌，搅拌速度为1500-2000rpm，直到所有原材料完全成为均匀的乳状液，用2wt％的氨水溶液调节pH7-8；
(3)将反应釜搅拌速度调节为200-300rpm，同时缓慢升温，温度达到45-50℃后，停止升温，继续搅拌；高位槽滴加引发剂，滴加时间控制在2-3h，滴加完毕后，将反应釜升温到70-80℃，继续搅拌2-3h，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂。
优选地，所述的丙烯酸丁酯、1-乙烯基-2-吡咯烷酮、3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐与丙烯酰胺的摩尔比为0.2-0.8：0.05-0.5：0.2-0.8：0.2-0.8：1；更优选地，所述的丙烯酸丁酯、1-乙烯基-2-吡咯烷酮、3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐与丙烯酰胺的摩尔比为0.3-0.7：0.1-0.3：0.3-0.7：0.3-0.7：1。
优选地，步骤(2)中，所述的TX-10、SP-60、7号白油、螯合剂、缓冲盐、去离子水与丙烯酰胺的重量比为0.1-0.2：0.1-0.2：2-4：0.05-0.1：0.02-0.05：12-15：1。
优选地，步骤(2)中，所述的螯合剂为EDTA、氨三乙酸中的一种。
优选地，步骤(2)中，所述的缓冲盐为磷酸二氢钾、磷酸氢二钾、磷酸二氢钠、磷酸氢二钠、磷酸二氢铵、磷酸氢二铵中的一种。
优选地，步骤(3)中，所述的引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵、过硫酸钠中的一种与亚硫酸氢钠、亚硫酸钠、硫代硫酸钠中的一种的混合溶液，其中过硫酸盐的浓度为8-10wt％，还原性含硫盐的浓度为5-6wt％，引发剂与丙烯酰胺的重量比为0.2-0.5：1。
本发明的压裂用降阻剂的合成的反应方程式如下：
本发明是以丙烯酰胺、丙烯酸丁酯、1-乙烯基-2-吡咯烷酮、3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐为单体的五元高分子聚合物和7号白油的混合物。其中，五元高分子聚合物中丙烯酰胺为聚合物主体；丙烯酸丁酯分子亲油，可以使得高分子聚合物更好地与7号白油混合；3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐1-乙烯基-2-吡咯烷酮可以提高压裂液的刚性、耐剪切力；3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐一方面可以降低表面张力，一方面可以抑制粘土膨胀；1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐属于含氟表面活性剂，可以大幅度降低表面张力和界面张力；7号白油属于亲油物质，首先可以大幅度降低摩擦阻力，其次可以抑制粘土膨胀，再次可以提高产品的抗剪切能力；螯合剂的加入可以进一步提高了压裂液的防膨率。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明的压裂用降阻剂合成为一锅法，合成工艺简单，没有副产物，安全环保。
(2)本发明的压裂用降阻剂具有高表观粘度的特点，0.5wt％浓度的表观粘度达到170mPa.s以上。
(3)本发明的压裂用降阻剂具有较好的减阻效应，0.5wt％浓度的减阻率达到68％以上。
(4)本发明的压裂用降阻剂具有较好的防膨效果，使用浓度为2wt％条件下，防膨率达到80％以上。
具体实施方式
下面将结合具体实施例对本发明作进一步的说明。
实施例1
(1)将反应釜和管路用氮气吹扫3-5min，氮气通入速度为1000mL/min，后期合成过程调整氮气的通入速度为200mL/min。
(2)反应釜中依次加入0.5mol丙烯酰胺、0.1mol丙烯酸丁酯、0.25mol 1-乙烯基-2-吡咯烷酮、0.4mol 3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、0.1mol 1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐、7.1g TX-10、3.55g SP-60(山梨醇酐硬脂酸酯)、71g 7号白油、1.78gEDTA、0.71g磷酸二氢钾、533g去离子水，高速搅拌，搅拌速度为1500rpm，直到所有原材料完全成为均匀的乳状液，用2wt％的氨水溶液调节pH7-8。
(3)将反应釜搅拌速度调节为200rpm，同时缓慢升温，温度达到48℃后，停止升温，继续搅拌。高位槽滴加17.8g引发剂，其中过硫酸钾的浓度为8wt％，硫代硫酸钠的浓度为5wt％。滴加时间控制在2h，滴加完毕后，将反应釜升温到77℃，继续搅拌2h，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂A。
实施例2
(1)将反应釜和管路用氮气吹扫3-5min，氮气通入速度为1000mL/min，后期合成过程调整氮气的通入速度为200mL/min。
(2)反应釜中依次加入0.5mol丙烯酰胺、0.4mol丙烯酸丁酯、0.025mol 1-乙烯基-2-吡咯烷酮、0.1mol 3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、0.4mol 1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐、3.55g TX-10、7.1g SP-60(山梨醇酐硬脂酸酯)、85g 7号白油、2.14gEDTA、1.78g磷酸氢二钾、508g去离子水，高速搅拌，搅拌速度为2000rpm，直到所有原材料完全成为均匀的乳状液，用2wt％的氨水溶液调节pH7-8。
(3)将反应釜搅拌速度调节为300rpm，同时缓慢升温，温度达到45℃后，停止升温，继续搅拌。高位槽滴加13.4g引发剂，其中过硫酸钾的浓度为10wt％，亚硫酸氢钠的浓度为5wt％。滴加时间控制在3h，滴加完毕后，将反应釜升温到73℃，继续搅拌3h，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂B。
实施例3
(1)将反应釜和管路用氮气吹扫3-5min，氮气通入速度为1000mL/min，后期合成过程调整氮气的通入速度为200mL/min。
(2)反应釜中依次加入0.5mol丙烯酰胺、0.15mol丙烯酸丁酯、0.2mol 1-乙烯基-2-吡咯烷酮、0.35mol 3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、0.15mol 1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐、5.98g TX-10、4.14g SP-60(山梨醇酐硬脂酸酯)、96g 7号白油、2.68g EDTA、0.88g磷酸二氢钠、483g去离子水，高速搅拌，搅拌速度为1600rpm，直到所有原材料完全成为均匀的乳状液，用2wt％的氨水溶液调节pH7-8。
(3)将反应釜搅拌速度调节为250rpm，同时缓慢升温，温度达到47℃后，停止升温，继续搅拌。高位槽滴加7.1g引发剂，其中过硫酸钠的浓度为8wt％，硫代硫酸钠的浓度为6wt％。滴加时间控制在2h，滴加完毕后，将反应釜升温到76℃，继续搅拌2.5h，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂C。
实施例4
(1)将反应釜和管路用氮气吹扫3-5min，氮气通入速度为1000mL/min，后期合成过程调整氮气的通入速度为200mL/min。
(2)反应釜中依次加入0.5mol丙烯酰胺、0.35mol丙烯酸丁酯、0.05mol 1-乙烯基-2-吡咯烷酮、0.15mol 3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、0.2mol 1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐、4.17g TX-10、5.06g SP-60(山梨醇酐硬脂酸酯)、104g 7号白油、2.98g EDTA、1.11g磷酸氢二钠、467g去离子水，高速搅拌，搅拌速度为1800rpm，直到所有原材料完全成为均匀的乳状液，用2wt％的氨水溶液调节pH7-8。
(3)将反应釜搅拌速度调节为250rpm，同时缓慢升温，温度达到48℃后，停止升温，继续搅拌。高位槽滴加9.6g引发剂，其中过硫酸钠的浓度为8wt％，亚硫酸氢钠的浓度为5wt％。滴加时间控制在3h，滴加完毕后，将反应釜升温到72℃，继续搅拌2.3h，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂D。
实施例5
(1)将反应釜和管路用氮气吹扫3-5min，氮气通入速度为1000mL/min，后期合成过程调整氮气的通入速度为200mL/min。
(2)反应釜中依次加入0.5mol丙烯酰胺、0.2mol丙烯酸丁酯、0.15mol 1-乙烯基-2-吡咯烷酮、0.3mol 3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、0.25mol 1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐、5.64g TX-10、5.44g SP-60(山梨醇酐硬脂酸酯)、117g 7号白油、3.14g氨三乙酸、1.46g磷酸二氢铵、447g去离子水，高速搅拌，搅拌速度为1600rpm，直到所有原材料完全成为均匀的乳状液，用2wt％的氨水溶液调节pH7-8。
(3)将反应釜搅拌速度调节为200rpm，同时缓慢升温，温度达到46℃后，停止升温，继续搅拌。高位槽滴加17.8g引发剂，其中过硫酸铵的浓度为9wt％，亚硫酸钠的浓度为6wt％。滴加时间控制在2.5h，滴加完毕后，将反应釜升温到75℃，继续搅拌2.7h，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂E。
实施例6
(1)将反应釜和管路用氮气吹扫3-5min，氮气通入速度为1000mL/min，后期合成过程调整氮气的通入速度为200mL/min。
(2)反应釜中依次加入0.5mol丙烯酰胺、0.3mol丙烯酸丁酯、0.1mol 1-乙烯基-2-吡咯烷酮、0.2mol 3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、0.3mol 1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐、6.01g TX-10、4.62g SP-60(山梨醇酐硬脂酸酯)、134g 7号白油、3.33g氨三乙酸、1.46g磷酸二氢铵、436g去离子水，高速搅拌，搅拌速度为1700rpm，直到所有原材料完全成为均匀的乳状液，用2wt％的氨水溶液调节pH7-8。
(3)将反应釜搅拌速度调节为220rpm，同时缓慢升温，温度达到50℃后，停止升温，继续搅拌。高位槽滴加11.2g引发剂，其中过硫酸铵的浓度为8wt％，亚硫酸氢钠的浓度为6wt％。滴加时间控制在2.3h，滴加完毕后，将反应釜升温到70℃，继续搅拌2.6h，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂F。
实施例7
(1)将反应釜和管路用氮气吹扫3-5min，氮气通入速度为1000mL/min，后期合成过程调整氮气的通入速度为200mL/min。
(2)反应釜中依次加入0.5mol丙烯酰胺、0.25mol丙烯酸丁酯、0.12mol 1-乙烯基-2-吡咯烷酮、0.25mol 3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、0.35mol 1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐、5.27g TX-10、6.11g SP-60(山梨醇酐硬脂酸酯)、142g 7号白油、3.55g氨三乙酸、1.58g磷酸氢二铵、426g去离子水，高速搅拌，搅拌速度为2000rpm，直到所有原材料完全成为均匀的乳状液，用2wt％的氨水溶液调节pH7-8。
(3)将反应釜搅拌速度调节为280rpm，同时缓慢升温，温度达到45℃后，停止升温，继续搅拌。高位槽滴加12.8g引发剂，其中过硫酸铵的浓度为10wt％，亚硫酸钠的浓度为6wt％。滴加时间控制在2.6h，滴加完毕后，将反应釜升温到80℃，继续搅拌2.8h，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂G。
实施例8表观粘度测试
测试本发明的表观粘度，测试浓度为0.5wt％，测试方法参考SY/T6376－2008《压裂液通用技术条件》中7.1。用森瑞石油乳液减阻剂作为对比样品，测试结果见表1。
从表1可以看出：本发明的压裂用降阻剂A、B、C、D、E、F、G在使用浓度为0.5wt％时表观粘度均大于170mPa.s，G最高表观粘度为198mPa.s，而对比样品表观粘度为147mPa.s，明显低于本发明。本发明的压裂用降阻剂具有良好的表观粘度。
实施例9减阻率测试
测试本发明的减阻率，测试浓度为0.3wt％、0.5wt％，测试方法参考SY/T 6376－2008《压裂液通用技术条件》中7.13.1。用森瑞石油乳液减阻剂作为对比样品，测试结果见表1。
从表1可以看出：本发明的压裂用降阻剂A、B、C、D、E、F、G在使用浓度为0.3wt％时减阻率均大于55％，F最高减阻率为65％，而对比样品减阻率为50％，明显低于本发明。在使用浓度为0.5wt％时减阻率均大于68％，F最高减阻率为78％，而对比样品减阻率为62％，明显低于本发明。本发明的压裂用降阻剂具有良好的减阻效果。
实施例10压裂液的防膨率能力评价
取本发明2g，加入100g蒸馏水摇匀。
称取0.50g钠膨润土，装入10mL离心管中，加人10mL压裂液溶液，充分摇匀，在室温下放置2h，装入离心机内，在转速为1500r/min下离心分离15min，读出钠膨润土膨胀后的体积V1。
用蒸馏水代替压裂液溶液，钠膨润土膨胀后的体积V2。
用煤油代替压裂液溶液，钠膨润土膨胀后的体积V0。
防膨率的计算方法：
用森瑞石油乳液减阻剂作为对比样品，测试结果见表1。
表1表观粘度、减阻率、防膨率测试结果
从表1可以看出：本发明的压裂用降阻剂A、B、C、D、E、F、G在使用浓度为2wt％时防膨率均大于80％，G最高防膨率为90％，而对比样品防膨率为35％，明显低于本发明。本发明的压裂用降阻剂具有良好的防膨效果。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (9)
1.一种压裂用降阻剂的制备方法，其特征在于，所述的制备方法如下：
(1)将反应釜和管路用氮气吹扫3-5min，氮气通入速度为1000mL/min，后期合成过程调整氮气的通入速度为200mL/min；
(2)反应釜中依次加入丙烯酰胺、丙烯酸丁酯、1-乙烯基-2-吡咯烷酮、3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐、TX-10(壬基酚聚氧乙烯醚)、SP-60(山梨醇酐硬脂酸酯)、7号白油、螯合剂、缓冲盐、去离子水，高速搅拌，搅拌速度为1500-2000rpm，直到所有原材料完全成为均匀的乳状液，用2wt％的氨水溶液调节pH7-8；
(3)将反应釜搅拌速度调节为200-300rpm，同时缓慢升温，温度达到45-50℃后，停止升温，继续搅拌；高位槽滴加引发剂，滴加时间控制在2-3h，滴加完毕后，将反应釜升温到70-80℃，继续搅拌2-3h，降温到40℃以下，得到产品压裂用降阻剂。
2.根据权利要求1所述一种压裂用降阻剂的制备方法，其特征在于，所述的丙烯酸丁酯、1-乙烯基-2-吡咯烷酮、3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐与丙烯酰胺的摩尔比为0.2-0.8：0.05-0.5：0.2-0.8：0.2-0.8：1。
3.根据权利要求2所述一种压裂用降阻剂的制备方法，其特征在于，所述的丙烯酸丁酯、1-乙烯基-2-吡咯烷酮、3-[(3-丙烯酰胺基丙基)二甲基铵]丙酸盐、1-乙烯基-3-甲基咪唑三氟甲磺酸盐与丙烯酰胺的摩尔比为0.3-0.7：0.1-0.3：0.3-0.7：0.3-0.7：1。
4.根据权利要求1所述一种压裂用降阻剂的制备方法，其特征在于，步骤(2)中，所述的TX-10、SP-60、7号白油、螯合剂、缓冲盐、去离子水与丙烯酰胺的重量比为0.1-0.2：0.1-0.2：2-4：0.05-0.1：0.02-0.05：12-15：1。
5.根据权利要求1所述一种压裂用降阻剂的制备方法，其特征在于，步骤(2)中，所述的螯合剂为EDTA、氨三乙酸中的一种。
6.根据权利要求1所述一种压裂用降阻剂的制备方法，其特征在于，步骤(2)中，所述的缓冲盐为磷酸二氢钾、磷酸氢二钾、磷酸二氢钠、磷酸氢二钠、磷酸二氢铵、磷酸氢二铵中的一种。
7.根据权利要求1所述一种压裂用降阻剂的制备方法，其特征在于，步骤(3)中，所述的引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵、过硫酸钠中的一种与亚硫酸氢钠、亚硫酸钠、硫代硫酸钠中的一种的混合溶液，其中过硫酸盐的浓度为8-10wt％，还原性含硫盐的浓度为5-6wt％，引发剂与丙烯酰胺的重量比为0.2-0.5：1。
8.一种压裂用降阻剂，其特征在于，所述压裂用降阻剂分子结构式如下：
其中，a＝10000-200000；
b＝5000-100000；
c＝2000-40000；
d＝5000-100000；
e＝5000-100000。
9.根据权利要求8所述一种压裂用降阻剂，其特征在于，所述的压裂用降阻剂粘均分子量为3000000-30000000。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310350669.2A CN116410402A (zh) | 2023-04-04 | 2023-04-04 | 一种压裂用降阻剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310350669.2A CN116410402A (zh) | 2023-04-04 | 2023-04-04 | 一种压裂用降阻剂及其制备方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116410402A true CN116410402A (zh) | 2023-07-11 |
Family
ID=87050903
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310350669.2A Pending CN116410402A (zh) | 2023-04-04 | 2023-04-04 | 一种压裂用降阻剂及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116410402A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117430745A (zh) * | 2023-12-20 | 2024-01-23 | 东营众悦石油科技有限公司 | 一种压裂液用悬浮乳液降阻剂及其制备方法 |
| CN117820547A (zh) * | 2024-03-05 | 2024-04-05 | 胜利油田方圆化工有限公司 | 一种驱油用聚丙烯酰胺及其制备方法 |
| CN117820547B (zh) * | 2024-03-05 | 2024-05-14 | 胜利油田方圆化工有限公司 | 一种驱油用聚丙烯酰胺及其制备方法 |
-
2023
- 2023-04-04 CN CN202310350669.2A patent/CN116410402A/zh active Pending
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117430745A (zh) * | 2023-12-20 | 2024-01-23 | 东营众悦石油科技有限公司 | 一种压裂液用悬浮乳液降阻剂及其制备方法 |
| CN117430745B (zh) * | 2023-12-20 | 2024-03-08 | 东营众悦石油科技有限公司 | 一种压裂液用悬浮乳液降阻剂及其制备方法 |
| CN117820547A (zh) * | 2024-03-05 | 2024-04-05 | 胜利油田方圆化工有限公司 | 一种驱油用聚丙烯酰胺及其制备方法 |
| CN117820547B (zh) * | 2024-03-05 | 2024-05-14 | 胜利油田方圆化工有限公司 | 一种驱油用聚丙烯酰胺及其制备方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7956012B2 (en) | Oil field treatment fluids with viscosified brines | |
| CN106675546B (zh) | 耐高温co2泡沫清洁缔合压裂液及其制备方法与应用 | |
| AU2011235297A1 (en) | Well servicing fluid | |
| CN104693351B (zh) | 一种具表面活性功能聚合物及其制备方法和应用 | |
| CN115612021B (zh) | 一种非常规储层水力压裂用纳米减阻剂及其制备方法 | |
| US10442973B1 (en) | Super-amphiphobic strongly self-cleaning high-performance water-based drilling fluid and drilling method | |
| CN106554462B (zh) | 包被剂及其制备方法和应用和石油钻井用钻井液 | |
| CN111040752B (zh) | 一种低吸附压裂液体系及其制备方法 | |
| CN102093873A (zh) | 人工合成50万-1000万分子量聚合物压裂液 | |
| CA2842704A1 (en) | Amphiphilic macromolecule and use thereof | |
| CN114920876A (zh) | 一种暂堵剂及其制备方法 | |
| CN116410402A (zh) | 一种压裂用降阻剂及其制备方法 | |
| CN116396731B (zh) | 一种页岩地层用疏水缔合高性能水基钻井液及其制备方法与应用 | |
| CN113698534A (zh) | 高性能环保水基钻井液用井壁稳定剂用聚合物 | |
| CN113621106A (zh) | 一剂多效乳液型稠化剂及其制备方法 | |
| CN103497288B (zh) | 一种AM/AA/HMDAAC/A-β-CD共聚物及其制备方法 | |
| CN109971452A (zh) | 一种低温活化剂和低温压裂液体系 | |
| CN111876138B (zh) | 碳基增粘剂及其制备方法和应用 | |
| CN116948079A (zh) | 一种页岩气藏压裂用减阻剂及其制备方法 | |
| CN110819319B (zh) | 一种钻井液体系及制备方法 | |
| CN109575904B (zh) | 一种海水基压裂液及其制备方法和用途 | |
| CN101735777A (zh) | 一种成膜性两亲聚合物油层保护剂及制备方法 | |
| US11655412B2 (en) | Spherical organic nano boron crosslinker with PAMAM core and preparation method thereof, and gel fracturing fluid | |
| AU2021102298A4 (en) | Micro-foam fracturing fluid, preparation method and use thereof | |
| CN112126421A (zh) | 一种一剂化压裂用减阻剂及其制备方法 |
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 |