CN116925282A - 一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用 - Google Patents

一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用 Download PDF

Info

Publication number
CN116925282A
CN116925282A CN202310877126.6A CN202310877126A CN116925282A CN 116925282 A CN116925282 A CN 116925282A CN 202310877126 A CN202310877126 A CN 202310877126A CN 116925282 A CN116925282 A CN 116925282A
Authority
CN
China
Prior art keywords
drag reducer
emulsifier
water
dodecene
mass ratio
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
Application number
CN202310877126.6A
Other languages
English (en)
Inventor
张乐
王亚聪
赵波
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Zhengzhou Durant Technology Co ltd
Original Assignee
Zhengzhou Durant Technology Co ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Zhengzhou Durant Technology Co ltd filed Critical Zhengzhou Durant Technology Co ltd
Priority to CN202310877126.6A priority Critical patent/CN116925282A/zh
Publication of CN116925282A publication Critical patent/CN116925282A/zh
Pending legal-status Critical Current

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
    • 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
    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

本发明属于资源开采技术领域，提供了一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用，解决了压裂液摩阻大的问题。本发明将N,N‑二甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠、pH调节剂和水混合，得到水相；将α‑十二烯、乳化剂和煤油混合，得到油相；在保护气氛中，将水相和油相混合后加入引发剂，进行反应即得所述高聚物减阻剂。本发明以N,N‑二甲基丙烯酰胺和对苯乙烯磺酸钠作为反应单体，引入α‑十二烯，通过增加支链的长度，来起到减阻的效果。本发明提供的减阻剂可以降低湍流的产生，聚合物在水中舒展可以疏导流体，降低流动阻力。本发明提供的减阻剂，减阻率达到了78.3％，返排率达到了75.7％，且性能稳定，静置45天没有出现分层现象。

Description

一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用
技术领域
本发明涉及资源开采技术领域，尤其涉及一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用。
背景技术
在油气资源开采过程中发现更多的资源是存在岩石层中，常见的有页岩气、煤层气、致密气等。上述资源的开发需要将岩层破开裂缝，从而使油气资源从岩石层中逸出，来达到增产的目的。而这种岩层破拆的主要产品是压裂液，压裂液是由多种添加剂按照一定配比形成的化学体系，利用液体传压的原理，将压裂液在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石的抗张强度时，便在井底附近地层产生裂缝；然后注入带有砂粒等支撑剂的液体，延伸并支撑裂缝，达到开采油气的目的。但是目前压裂液携带支撑剂的能力较差，是依靠泵压携带，大排量输送的情况下会产生更大的摩阻。因此解决压裂液摩阻大，携砂能力低的问题成为了资源开采的重点。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中的问题，提供一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种高聚物减阻剂的制备方法，包含下列步骤：
(1)将N,N-二甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠、pH调节剂和水混合，得到水相；
(2)将α-十二烯、乳化剂和煤油混合，得到油相；
(3)在保护气氛中，将水相和油相混合后加入引发剂，进行反应即得所述高聚物减阻剂。
作为优选，步骤(1)中N,N-二甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和水的质量比为10～20：1～5：40～50。
作为优选，步骤(1)中所述pH调节剂为氢氧化钠和/或氢氧化钾；
步骤(1)中所述水相的pH值为7.5～8.5。
作为优选，步骤(2)中所述乳化剂包含乳化剂SP-80和乳化剂TX10；
所述乳化剂SP-80和乳化剂TX10的质量比为1.5～1.8：1.1～1.2。
作为优选，步骤(2)中所述α-十二烯、乳化剂和煤油的质量比为1.2～1.8：1～2：50～60。
作为优选，步骤(2)中所述α-十二烯和步骤(1)中所述N,N-二甲基丙烯酰胺的质量比为1.2～1.8：10～20。
作为优选，步骤(3)中所述引发剂包含偶氮二异丁腈和过硫酸钾；
所述偶氮二异丁腈和过硫酸钾的质量比为2～4：1～1.5；
步骤(3)中所述引发剂和步骤(2)中α-十二烯的质量比为0.5～0.8：1.2～1.8。
作为优选，步骤(3)中所述反应的温度为45～55℃，时间为5～5.5h。
本发明还提供了所述制备方法得到的高聚物减阻剂。
本发明还提供了所述高聚物减阻剂在压裂液中的应用。
本发明提供了一种高聚物减阻剂的制备方法，将N,N-二甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠、pH调节剂和水混合，得到水相；将α-十二烯、乳化剂和煤油混合，得到油相；在保护气氛中，将水相和油相混合后加入引发剂，进行反应即得所述高聚物减阻剂。本发明以N,N-二甲基丙烯酰胺和对苯乙烯磺酸钠作为反应单体，引入α-十二烯，通过增加支链的长度，来起到减阻的效果。本发明提供的减阻剂可以降低湍流的产生，聚合物在水中舒展可以疏导流体，降低流动阻力。本发明提供的制备方法简单，工艺要求低，产率高，可以大规模的推广生产。
具体实施方式
本发明提供了一种高聚物减阻剂的制备方法，包含下列步骤：
(1)将N,N-二甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠、pH调节剂和水混合，得到水相；
(2)将α-十二烯、乳化剂和煤油混合，得到油相；
(3)在保护气氛中，将水相和油相混合后加入引发剂，进行反应即得所述高聚物减阻剂。
在本发明中，步骤(1)中N,N-二甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和水的质量比优选为10～20：1～5：40～50，进一步优选为12～18：2～4：42～48，更优选为14～16：2.5～3.5：44～46。
在本发明中，步骤(1)中所述pH调节剂优选为氢氧化钠和/或氢氧化钾。
在本发明中，步骤(1)中所述水相的pH值优选为7.5～8.5，进一步优选为7.6～8.4，更优选为7.8～8.2。
在本发明中，步骤(1)中所述混合的搅拌转速优选为100～200rpm，进一步优选为120～180rpm，更优选为140～160rpm；时间优选为5～10min，进一步优选为6～9min，更优选为7～8min。
在本发明中，步骤(2)中所述乳化剂优选包含乳化剂SP-80和乳化剂TX10。
在本发明中，所述乳化剂SP-80和乳化剂TX10的质量比优选为1.5～1.8：1.1～1.2，进一步优选为1.55～1.75：1.12～1.18，更优选为1.6～1.7：1.14～1.16。
在本发明中，步骤(2)中所述α-十二烯、乳化剂和煤油的质量比优选为1.2～1.8：1～2：50～60，进一步优选为1.3～1.7：1.2～1.8：52～58；更优选为1.4～1.6：1.3～1.5：54～56。
在本发明中，步骤(2)中所述α-十二烯和步骤(1)中所述N,N-二甲基丙烯酰胺的质量比优选为1.2～1.8：10～20，进一步优选为1.3～1.7：12～18，更优选为1.4～1.6：14～16。
在本发明中，步骤(2)中所述混合的转速优选为300～400rpm，进一步优选为320～380rpm，更优选为340～360rpm；时间优选为20～40min，进一步优选为25～35min，更优选为28～32min。
在本发明中，步骤(3)中所述引发剂优选包含偶氮二异丁腈和过硫酸钾。
在本发明中，所述偶氮二异丁腈和过硫酸钾的质量比优选为2～4：1～1.5，进一步优选为2.5～3.5：1.1～1.4，更优选为2.8～3.2：1.2～1.3。
在本发明中，步骤(3)中所述引发剂和步骤(2)中α-十二烯的质量比优选为0.5～0.8：1.2～1.8，进一步优选为0.6～0.7：1.3～1.7，更优选为0.65～0.68：1.4～1.6。
在本发明中，步骤(3)中所述保护气氛优选为氮气、氩气或氖气。
在本发明中，步骤(3)中油相与水相混合的方式为将水相加入到油相中，引发剂的加入方式为滴加，所述滴加的时间优选为5～10min，进一步优选为6～9min，更优选为7～8min。
在本发明中，步骤(3)中所述反应的温度优选为45～55℃，进一步优选为46～54℃，更优选为48～52℃；时间优选为5～5.5h，进一步优选为5.1～5.4h，更优选为5.2～5.3h；转速优选为100～150rpm，进一步优选为110～140rpm，更优选为120～130rpm。
在本发明中，步骤(3)中反应结束后使用无水乙醇进行洗涤，所述洗涤的次数优选≥3次，进一步优选≥4次，更优选≥5次；然后进行干燥，所述干燥的温度优选为40～50℃，进一步优选为42～48℃，更优选为44～46℃；时间优选为24～36h，进一步优选为26～34h，更优选为28～32h。
本发明还提供了所述制备方法得到的高聚物减阻剂。
本发明还提供了所述高聚物减阻剂在压裂液中的应用。
下面结合实施例对本发明提供的技术方案进行详细的说明，但是不能把它们理解为对本发明保护范围的限定。
实施例1
取15g的N,N-二甲基丙烯酰胺，4g对苯乙烯磺酸钠和45g的水混合，并加入氢氧化钠控制pH值为7.8，然后在150rpm转速下搅拌10min得到水相。
取1.6g的α-十二烯，1.5g的乳化剂(其中SP-80和TX10的质量比为1.6：1.1)和55g的煤油混合，在350rpm转速下搅拌30min得到油相。
将水相加入到油相中，然后通入氮气，在10min内滴加0.8g的引发剂(其中偶氮二异丁腈和过硫酸钾的质量比为3：1)，控制反应温度为50℃、150rpm转速下反应5h；反应结束后使用无水乙醇洗涤3次，然后在45℃环境下干燥24h，得到固体颗粒即为高聚物减阻剂。
实施例2
取120g的N,N-二甲基丙烯酰胺，10g对苯乙烯磺酸钠和400g的水混合，并加入氢氧化钠控制pH值为8，然后在160rpm转速下搅拌6min得到水相。
取17g的α-十二烯，15g的乳化剂(其中SP-80和TX10的质量比为1.5：1.2)和600g的煤油混合，在400rpm转速下搅拌25min得到油相。
将水相加入到油相中，然后通入氮气，在8min内滴加7g的引发剂(其中偶氮二异丁腈和过硫酸钾的质量比为4：1)，控制反应温度为55℃、110rpm转速下反应5.3h；反应结束后使用无水乙醇洗涤4次，然后在40℃环境下干燥36h，得到固体颗粒即为高聚物减阻剂。
实施例3
取90g的N,N-二甲基丙烯酰胺，20g对苯乙烯磺酸钠和210g的水混合，并加入氢氧化钾控制pH值为8.4，然后在200rpm转速下搅拌10min得到水相。
取6.5g的α-十二烯，9g的乳化剂(其中SP-80和TX10的质量比为1.7：1.14)和260g的煤油混合，在320rpm转速下搅拌20min得到油相。
将水相加入到油相中，然后通入氩气，在6min内滴加3.25g的引发剂(其中偶氮二异丁腈和过硫酸钾的质量比为2.5：1.5)，控制反应温度为48℃、120rpm转速下反应5.4h；反应结束后使用无水乙醇洗涤5次，然后在46℃环境下干燥28h，得到固体颗粒即为高聚物减阻剂。
实施例4
取28g的N,N-二甲基丙烯酰胺，5g对苯乙烯磺酸钠和88g的水混合，并加入氢氧化钾控制pH值为8.2，然后在180rpm转速下搅拌8min得到水相。
取3.2g的α-十二烯，3.6g的乳化剂(其中SP-80和TX10的质量比为1.6：1.2)和108g的煤油混合，在380rpm转速下搅拌40min得到油相。
将水相加入到油相中，然后通入氩气，在5min内滴加1g的引发剂(其中偶氮二异丁腈和过硫酸钾的质量比为4：1.2)，控制反应温度为46℃、110rpm转速下反应5.5h；反应结束后使用无水乙醇洗涤4次，然后在50℃环境下干燥24h，得到固体颗粒即为高聚物减阻剂。
实施例5
取84g的N,N-二甲基丙烯酰胺，6g对苯乙烯磺酸钠和252g的水混合，并加入氢氧化钠控制pH值为7.5，然后在140rpm转速下搅拌5min得到水相。
取10.2g的α-十二烯，12g的乳化剂(其中SP-80和TX10的质量比为1.6：1.2)和324g的煤油混合，在380rpm转速下搅拌35min得到油相。
将水相加入到油相中，然后通入氮气，在8min内滴加4.8g的引发剂(其中偶氮二异丁腈和过硫酸钾的质量比为4：1)，控制反应温度为52℃、150rpm转速下反应5h；反应结束后使用无水乙醇洗涤4次，然后在40℃环境下干燥30h，得到固体颗粒即为高聚物减阻剂。
将实施例1～5制备的减阻剂配制成滑溜水，按照0.5％减阻剂、0.5％助排剂、0.5％粘土稳定剂和0.1％的杀菌剂，余量为水进行配置，按照《SY/T 6376-2008压裂液通用技术条件》规定的方法对实施例1～5滑溜水的性能进行测试，结果记录在表1中。
表1实施例1～5的测试结果
由以上实施例可知，本发明提供了一种高聚物减阻剂，本发明将N,N-二甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠、pH调节剂和水混合，得到水相；将α-十二烯、乳化剂和煤油混合，得到油相；在保护气氛中，将水相和油相混合后加入引发剂，进行反应即得所述高聚物减阻剂。本发明以N,N-二甲基丙烯酰胺和对苯乙烯磺酸钠作为反应单体，引入α-十二烯，通过增加支链的长度，来起到减阻的效果。本发明提供的减阻剂可以降低湍流的产生，聚合物在水中舒展可以疏导流体，降低流动阻力。根据实施例的结果可以看出，本发明提供的减阻剂，减阻率达到了78.3％，返排率达到了75.7％，且性能稳定，静置45天没有出现分层现象，是一种性能优异且稳定的减阻剂。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种高聚物减阻剂的制备方法，其特征在于，包含下列步骤：
(1)将N,N-二甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠、pH调节剂和水混合，得到水相；
(2)将α-十二烯、乳化剂和煤油混合，得到油相；
(3)在保护气氛中，将水相和油相混合后加入引发剂，进行反应即得所述高聚物减阻剂。
2.如权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(1)中N,N-二甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和水的质量比为10～20：1～5：40～50。
3.如权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(1)中所述pH调节剂为氢氧化钠和/或氢氧化钾；
步骤(1)中所述水相的pH值为7.5～8.5。
4.如权利要求1～3任意一项所述的制备方法，其特征在于，步骤(2)中所述乳化剂包含乳化剂SP-80和乳化剂TX10；
所述乳化剂SP-80和乳化剂TX10的质量比为1.5～1.8：1.1～1.2。
5.如权利要求4所述的制备方法，其特征在于，步骤(2)中所述α-十二烯、乳化剂和煤油的质量比为1.2～1.8：1～2：50～60。
6.如权利要求1或5所述的制备方法，其特征在于，步骤(2)中所述α-十二烯和步骤(1)中所述N,N-二甲基丙烯酰胺的质量比为1.2～1.8：10～20。
7.如权利要求6所述的制备方法，其特征在于，步骤(3)中所述引发剂包含偶氮二异丁腈和过硫酸钾；
所述偶氮二异丁腈和过硫酸钾的质量比为2～4：1～1.5；
步骤(3)中所述引发剂和步骤(2)中α-十二烯的质量比为0.5～0.8：1.2～1.8。
8.如权利要求1或7所述的制备方法，其特征在于，步骤(3)中所述反应的温度为45～55℃，时间为5～5.5h。
9.权利要求1～8任意一项所述制备方法得到的高聚物减阻剂。
10.权利要求9所述高聚物减阻剂在压裂液中的应用。
CN202310877126.6A 2023-07-17 2023-07-17 一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用 Pending CN116925282A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310877126.6A CN116925282A (zh) 2023-07-17 2023-07-17 一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310877126.6A CN116925282A (zh) 2023-07-17 2023-07-17 一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN116925282A true CN116925282A (zh) 2023-10-24

Family

ID=88378416

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202310877126.6A Pending CN116925282A (zh) 2023-07-17 2023-07-17 一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN116925282A (zh)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090227729A1 (en) * 2002-04-10 2009-09-10 Conocophillips Company Low-viscosity drag reducer
CN101544766A (zh) * 2008-03-28 2009-09-30 中国石油天然气股份有限公司 一种聚α-烯烃减阻剂悬浮液制备方法
US20130157901A1 (en) * 2011-12-20 2013-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. High Molecular Weight Low Polydispersity Polymers
CN105777982A (zh) * 2016-03-16 2016-07-20 西安嘉宏能源化工科技有限公司 一种滑溜水压裂液用减阻剂及其合成方法
CN106565900A (zh) * 2015-10-08 2017-04-19 中石化石油工程技术服务有限公司 一种反相乳液聚合物减阻剂、其制备方法及其应用
CN106832111A (zh) * 2017-01-18 2017-06-13 西安石油大学 一种多功能滑溜水压裂液减阻剂的制备方法
CN109027689A (zh) * 2018-09-17 2018-12-18 中国石油大学胜利学院 膨胀石墨聚α烯烃复合油品减阻剂共混合成方法
CN112778460A (zh) * 2020-12-31 2021-05-11 深圳市广昌达石油添加剂有限公司 丙烯酰胺-α-烯烃共聚物、减阻剂及其制备方法

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090227729A1 (en) * 2002-04-10 2009-09-10 Conocophillips Company Low-viscosity drag reducer
CN101544766A (zh) * 2008-03-28 2009-09-30 中国石油天然气股份有限公司 一种聚α-烯烃减阻剂悬浮液制备方法
US20130157901A1 (en) * 2011-12-20 2013-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. High Molecular Weight Low Polydispersity Polymers
CN106565900A (zh) * 2015-10-08 2017-04-19 中石化石油工程技术服务有限公司 一种反相乳液聚合物减阻剂、其制备方法及其应用
CN105777982A (zh) * 2016-03-16 2016-07-20 西安嘉宏能源化工科技有限公司 一种滑溜水压裂液用减阻剂及其合成方法
CN106832111A (zh) * 2017-01-18 2017-06-13 西安石油大学 一种多功能滑溜水压裂液减阻剂的制备方法
CN109027689A (zh) * 2018-09-17 2018-12-18 中国石油大学胜利学院 膨胀石墨聚α烯烃复合油品减阻剂共混合成方法
CN112778460A (zh) * 2020-12-31 2021-05-11 深圳市广昌达石油添加剂有限公司 丙烯酰胺-α-烯烃共聚物、减阻剂及其制备方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
何静;王满学;吴金桥;王敏;: "多功能滑溜水减阻剂的制备及性能评价", 油田化学, no. 01, 25 March 2019 (2019-03-25), pages 1 *
王春晓;陆江银;赵梦奇;: "油溶性减阻剂聚合方式的研究进展", 化学研究与应用, no. 01, 15 January 2011 (2011-01-15) *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101824103B (zh) 一种聚丙烯酰胺无机纳米复合材料钻井液助剂及其制备方法
WO2017113773A1 (zh) 一种疏水缔合聚合物及其制备方法
CN105219372A (zh) 一种多功能复合压裂液体系
CN103173200B (zh) 一种水基压裂液及其制备方法
CN104388066B (zh) 一种钻井液用堵漏剂的制备方法
CN104327813A (zh) 耐高温油井水泥分散缓凝剂及其制备方法
CN104449655B (zh) 缝洞型油藏降滤失剂组合物与缝洞型油藏降滤失方法
CN104628964A (zh) 早强型抗盐增韧丁苯胶乳及制备方法及用途
CN115785335B (zh) 一种高携砂易返排水基压裂液用减阻型稠化剂及其制备方法与应用
CN116410402A (zh) 一种压裂用降阻剂及其制备方法
CN113563519B (zh) 一种接枝乳液稠化剂及其制备方法
CN111139046A (zh) 一种高分子凝胶复合型堵漏剂及其制备方法
CN108484827B (zh) 一种在压裂中同时具有减阻及增稠性能且溶解迅速的乳液及其制备方法
CN116925282A (zh) 一种高聚物减阻剂及其制备方法和应用
CN104830294B (zh) 一种耐高温抗污染固井隔离液及其制备方法
CN107686533B (zh) 具有选择性堵水功能的聚合物及其制备方法和应用
CN115141310B (zh) 一种滑溜水压裂液用可降解微交联减阻剂及其制备方法
CN103183779A (zh) 一种多元聚合凝胶的制备方法
CN116410713A (zh) 一种基于低分子量聚丙烯酰胺的交联时间可控型堵漏剂及其制备方法
CN115505070A (zh) 耐高温膨胀纤维树脂堵漏材料及其制备方法与在固井水泥浆防漏堵漏中的应用
CN114561203A (zh) 一种高矿化度水基延迟交联冻胶压裂液及制备方法
CN111499796A (zh) 一种压裂用减阻剂及其制备方法
CN107686532B (zh) 具有选择性堵水功能的聚合物及其制备方法和应用
CN113336896A (zh) 悬浮稳定型降失水剂、其制备方法、在用于水平井固井中的应用
CN107686535B (zh) 具有选择性堵水功能的聚合物及其制备方法和应用

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