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Lost circulation material for abnormally high temperature and pressure fractured-vuggy carbonate reservoirs in Tazhong block, Tarim Basin, NW China 被引量:1
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作者 SU Xiaoming LIAN Zhanghua +3 位作者 Fang Junwei XIONG Hanqiao WU Ruoning YUAN Yuan 《Petroleum Exploration and Development》 2019年第1期173-180,共8页
To effectively solve the problem of lost circulation and well kick frequently occurring during the drilling of abnormally high temperature and pressure fractured-vuggy reservoirs in the Tazhong block, a rigid particle... To effectively solve the problem of lost circulation and well kick frequently occurring during the drilling of abnormally high temperature and pressure fractured-vuggy reservoirs in the Tazhong block, a rigid particle material, GZD, with high temperature tolerance, high rigidity(> 8 MPa) and low abrasiveness has been selected based on geological characteristics of the theft zones in the reservoirs. Through static pressure sealing experiments, its dosage when used alone and when used in combination with lignin fiber, elastic material SQD-98 and calcium carbonate were optimized, and the formula of a new type(SXM-I) of compound lost circulation material with high temperature tolerance and high strength was formed. Its performance was evaluated by compatibility test, static sealing experiment and sand bed plugging experiment. The test results show that it has good compatibility with drilling fluid used commonly and is able to plug fractures and vugs, the sealed fractures are able to withstand the static pressure of more than 9 MPa and the cumulative leakage is 13.4 mL. The mud filtrate invasion depth is only 2.5 cm in 30 min when the sand bed is made of particles with sizes between 10 mesh and 20 mesh. Overall, with good sealing property and high temperature and high pressure tolerance, the lost circulation material provides strong technical support for the safety drilling in the block. 展开更多
关键词 CARBONATE rock fractured-vuggy reservoir SEALING and plugging high temperature tolerance LOST circulation material drilling fluid central TARIM Basin
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Low-Temperature Plasticity of Naturally Deformed Calcite Rocks 被引量:1
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作者 刘俊来 Klaus WEBER 《Acta Geologica Sinica(English Edition)》 SCIE CAS CSCD 2002年第3期292-299,共8页
Optical, cathodoluminescence and transmission electron microscope (TEM)analyses were conducted on four groups of calcite fault rocks, a cataclastic limestone, cataclasticcoarse-grained marbles from two fault zones, an... Optical, cathodoluminescence and transmission electron microscope (TEM)analyses were conducted on four groups of calcite fault rocks, a cataclastic limestone, cataclasticcoarse-grained marbles from two fault zones, and a fractured mylonite. These fault rocks showsimilar microstructural characteristics and give clues to similar processes of rock deformation.They are characterized by the structural contrast between macroscopic cataclastic (brittle) andmicroscopic mylonitic (ductile) microstructures. Intragranular deformation microstructures (i.e.deformation twins, kink bands and microfractures) are well preserved in the deformed grains inclasts or in primary rocks. The matrix materials are of extremely fine grains with diffusivefeatures. Dislocation microstructures for co-existing brittle deformation and crystalline plasticitywere revealed using TEM. Tangled dislocations are often preserved at the cores of highly deformedclasts, while dislocation walls form in the transitions to the fine-grained matrix materials andfree dislocations, dislocation loops and dislocation dipoles are observed both in the deformedclasts and in the fine-grained matrix materials. Dynamic recrystallization grains from subgrainrotation recrystallization and subsequent grain boundary migration constitute the major parts of thematrix materials. Statistical measurements of densities of free dislocations, grain sizes ofsubgrains and dynamically recrystallized grains suggest an unsteady state of the rock deformation.Microstructural and cathodoluminescence analyses prove that fluid activity is one of the major partsof faulting processes. Low-temperature plasticity, and thereby induced co-existence of macroscopicbrittle and microscopic ductile microstructures are attributed to hydrolytic weakening due to theinvolvement of fluid phases in deformation and subsequent variation of rock rheology. Duringhydrolytic weakening, fluid phases, e.g. water, enhance the rate of dislocation slip and climb, andincrease the rate of recovery of strain-hardened rocks, which accommodates fracturing. 展开更多
关键词 calcite rocks low-temperature deformation fluid phase fracturing crystalline plasticity
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耐200℃高温、低伤害压裂液稠化剂
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作者 罗志锋 张浩飞 +4 位作者 赵立强 何杰 扶浩然 赵金明 闫朝宗 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2024年第3期393-399,405,共8页
为提高压裂液稠化剂的耐高温、低伤害性能,以丙烯酰胺(AM)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)作为共聚单体,采用水溶液自由基聚合法制得压裂液稠化剂(ADAN)。通过单因素变... 为提高压裂液稠化剂的耐高温、低伤害性能,以丙烯酰胺(AM)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)作为共聚单体,采用水溶液自由基聚合法制得压裂液稠化剂(ADAN)。通过单因素变量法优选了制备条件,分析了ADAN的结构和稳定性,评价了含ADAN压裂液的耐温耐剪切性、降阻性、静态携砂性和破胶性。结果表明,最佳的共聚物配比及反应条件为:单体占总反应体系质量的20%、4种单体(AM、AMPS、DMC、NVP)的物质的量比为14∶2∶3∶1、引发剂(质量比为1∶1的K_(2)SO_(3)和NaHSO_(3))用量占体系总质量的0.4%、pH值为7、反应温度为45℃、反应时间8 h。在此条件下制得的ADAN热稳定性良好,在40~260℃下的质量损失约为10%。0.8%ADAN与有机锆交联剂、高温稳定剂亚硫酸钠、破胶剂过硫酸铵等配制的压裂液具备良好的耐温耐剪切性、降阻性、静态携砂性和破胶性。在200℃、剪切速率为170 s^(-1)下剪切140 min后的黏度仍高于90 mPa·s;在100~160 L/min的流量变化区间内,降阻率由48%上升至63%;陶粒在压裂液中静置12 h后的沉降距离为6.3 cm,沉降速度为0.875×10^(-2)cm/min;破胶后的残渣含量为86 mg/L。ADAN压裂液可耐200℃高温,并对储层的伤害较小,满足现场施工及地层需要。 展开更多
关键词 聚合物 稠化剂 压裂液 耐温 低伤害
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低浓度胍胶压裂液有机硼交联剂BOA的合成及其性能评价
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作者 秦芳玲 张兵兵 +3 位作者 王争凡 徐栋 朱卫平 卢聪 《西安石油大学学报(自然科学版)》 CAS 北大核心 2024年第2期70-78,共9页
针对胍胶压裂液体系胍胶使用浓度偏高、破胶后残渣含量较高的问题,开展低浓度胍胶压裂液体系有机硼交联剂的合成和性能评价研究。以硼酸、正丁醇、乙二醇及二乙烯三胺为原料合成有机硼交联剂并对其反应物加量进行优化,确定出有机硼交联... 针对胍胶压裂液体系胍胶使用浓度偏高、破胶后残渣含量较高的问题,开展低浓度胍胶压裂液体系有机硼交联剂的合成和性能评价研究。以硼酸、正丁醇、乙二醇及二乙烯三胺为原料合成有机硼交联剂并对其反应物加量进行优化,确定出有机硼交联剂BOA合成中反应物的优选质量分数分别为二乙烯三胺34.5%、硼酸14.3%、乙二醇38.7%和正丁醇6.9%。对交联剂进行性能评价,结果表明:有机硼交联剂BOA与0.2%胍胶交联形成的胍胶压裂液的黏度可达84 mPa·s;有机硼交联剂BOA与0.2%胍胶交联形成的胍胶压裂液具有良好的抗温抗剪切性,在100 s^(-1)下逐渐升温至90℃、剪切60 min时及在60℃、100 s^(-1)下剪切90 min时胍胶压裂液的黏度均维持在90 mPa·s,且具有滤失低(滤失系数为2.0×10^(-4)m/min^(1/2))、携砂性能好(悬砂沉降速度为0.045 mm/s)、破胶速度快(在90 min内可完全破胶)、破胶液黏度<5 mPa·s、残渣含量较低(151 mg/L)的优势,可满足压裂液现场施工要求。 展开更多
关键词 低浓度胍胶压裂液 有机硼交联剂 黏度 耐温耐剪切性能 破胶性能
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耐温耐盐两性聚丙烯酰胺稠化剂的制备及其性能 被引量:1
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作者 周亚峰 杨江 +1 位作者 刘海玲 马诚 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期19-25,60,共8页
为了提高压裂液稠化剂的耐温耐盐性能,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、阴离子单体2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和阳离子单体丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)为单体,单体AM、AA、AMPS、DAC质量比为9∶1∶3∶1.5,将单体以总质量分数为30%... 为了提高压裂液稠化剂的耐温耐盐性能,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、阴离子单体2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和阳离子单体丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)为单体,单体AM、AA、AMPS、DAC质量比为9∶1∶3∶1.5,将单体以总质量分数为30%溶于水中(水相),将质量分数为10%的乳化剂(Span-80、Tween-80质量比为9∶1)溶于白油(油相),油水相比为1∶2.5,合成了具有耐温耐盐性的油包水乳液稠化剂PAAD,其黏均相对分子质量为383×10^(4)。通过红外光谱和核磁共振氢谱表征了PAAD,测定了聚合物PAAD的耐温性、抗盐性、耐剪切和破胶性能。研究结果表明,PAAD具有良好的耐温抗剪切性能,在90℃、剪切速率为170 s^(-1)下,质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶液剪切1.5 h后黏度保持在51.7 mPa·s。PAAD溶液在高剪切后进入低剪切区后可快速恢复黏度,可保障悬砂不沉降。PAAD具有良好的抗盐性,在矿化度为50 g/L的模拟高盐海水中,质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶液的黏度为45 m Pa·s。在90℃下,破胶剂用量为0.2%时,质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶液在3 h内可完成破胶,破胶液的表面张力为30 mN/m,油水界面张力为1.9 mN/m,残渣含量为220 mg/L,对岩心基质的伤害性为9%,达到行业标准要求。 展开更多
关键词 两性聚合物 耐温耐盐性 压裂液 破胶性
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胍胶压裂液有机硼交联剂JSA-1的合成与性能评价 被引量:1
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作者 徐栋 朱卫平 +4 位作者 刘川庆 王玉斌 王争凡 孟令鹏 吴明杨 《精细化工》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第5期1127-1134,共8页
以硼酸、正丁醇、乙二醇、二乙烯三胺为反应原料,采用一锅法合成了有机硼交联剂(JSA-1)。考察了胍胶质量分数(即含量,以胍胶占胍胶基液总质量计)、JSA-1用量(即添加量,以胍胶基液质量为基准,下同)、pH对JSA-1交联性能的影响。结果表明,... 以硼酸、正丁醇、乙二醇、二乙烯三胺为反应原料,采用一锅法合成了有机硼交联剂(JSA-1)。考察了胍胶质量分数(即含量,以胍胶占胍胶基液总质量计)、JSA-1用量(即添加量,以胍胶基液质量为基准,下同)、pH对JSA-1交联性能的影响。结果表明,胍胶质量分数越大(0.09%~0.4%),胍胶压裂液的交联状态越好、交联时间越短、表观黏度越高、耐温能力越强;JSA-1用量越大(0.04%~0.4%),胍胶压裂液的交联状态越好、交联时间越短、耐温能力越强;pH(pH=4~14)越高,胍胶压裂液的交联时间越长、耐温能力越强。JSA-1对pH和胍胶质量分数的适用范围较广,在低温配方中,可以使低质量分数的胍胶实现有效交联,胍胶质量分数为0.13%的胍胶基液与JSA-1交联后,在常温、100 s^(–1)剪切下表观黏度可达到50 mPa·s;在高温配方中,胍胶质量分数为0.4%的胍胶基液与JSA-1交联后制备的压裂液具备较好的耐温耐剪切能力,在120℃、100 s^(–1)剪切条件下表观黏度可以稳定保持在300 mPa·s左右。 展开更多
关键词 胍胶压裂液 有机硼交联剂 合成 低浓度胍胶 性能评价 耐温耐剪切 油田化学品
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大庆龙西低渗油藏开发中硫化氢生成机理研究
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作者 孙红宇 钟立国 +4 位作者 张海龙 林庆祥 王珂昕 杨光 杨玉财 《石油化工高等学校学报》 CAS 2024年第5期28-37,共10页
在大庆龙西区块扶余油层开发过程中发现,该扶余油层中含硫化氢(H_(2)S)且存在其质量浓度超过阈限值(15.0 mg/m^(3))的情况,但其生成H_(2)S机制尚不明确。采用室内H_(2)S生成机理实验与基于PHREEQC和CMG软件的数值模拟相结合的方法,开展... 在大庆龙西区块扶余油层开发过程中发现,该扶余油层中含硫化氢(H_(2)S)且存在其质量浓度超过阈限值(15.0 mg/m^(3))的情况,但其生成H_(2)S机制尚不明确。采用室内H_(2)S生成机理实验与基于PHREEQC和CMG软件的数值模拟相结合的方法,开展了龙西区块地层生成H_(2)S的机理研究。结果表明,高温储层(100~125℃)生成H_(2)S的机理为硫酸盐热化学还原反应,H_(2)S的质量浓度为3.20~6.10 mg/m^(3);低温储层(≤60℃)生成H_(2)S的机理为硫酸盐还原菌(SRB)还原反应,H_(2)S的质量浓度最高可达29.70 mg/m^(3);压裂液通过降低近井地带温度,促进了SRB的繁殖,短时间内生成的H_(2)S质量浓度较采出水中SRB生物还原反应提高了7.5倍;1 m^(3)酸液与0.80 mol FeS的岩心和堵塞物反应生成H_(2)S的质量浓度分别为3330.69、11466.75 mg/m^(3)。因此,压裂和酸化是龙西区块扶余油层开发生成H_(2)S的主要机理。 展开更多
关键词 硫化氢 硫酸盐还原菌 硫酸盐热化学还原反应 压裂液 酸化 地层温度
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超深层耐高温压裂液研究进展与展望
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作者 徐忠正 赵明伟 +1 位作者 刘佳伟 戴彩丽 《化工进展》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第9期4845-4858,共14页
深层/超深层油气资源是我国未来油气勘探开发和增储上产的重点突破领域。压裂是实现超深层油气高效开发的重要手段,但超深层压裂面临的苛刻条件对压裂液提出了新的挑战。现从增稠剂、交联剂和延迟交联技术三方面对超深层耐高温压裂液研... 深层/超深层油气资源是我国未来油气勘探开发和增储上产的重点突破领域。压裂是实现超深层油气高效开发的重要手段,但超深层压裂面临的苛刻条件对压裂液提出了新的挑战。现从增稠剂、交联剂和延迟交联技术三方面对超深层耐高温压裂液研究进展进行综述。回顾国内外常用稠化剂和交联剂对于提升压裂液耐温性能的发展历程,明确现有深层/超深层压裂液的耐温界限。目前在压裂液延迟交联的技术方法中依靠环境响应的延迟交联技术最具有应用潜力,但耐温压裂液仍然存在“用剂浓度高、分子结构复杂、井筒摩阻高”的问题。研发具有低伤害、高减阻、低成本的耐高温延迟交联压裂液将是超深层压裂液未来的发展方向,可为进一步完善我国深层/超深层油气高效开发压裂工作液技术提供借鉴。 展开更多
关键词 超深层 压裂液 耐高温 延迟交联
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中低温淡水基压裂液在海上油田的应用
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作者 周福 赵健 +3 位作者 郭布民 鲍文辉 申金伟 许田鹏 《广州化工》 CAS 2024年第18期164-166,共3页
渤海油田Q-3井为一口探井,储层深度3 020~3 045 m,油藏温度104~110℃,地层压力系数0.99~1.11,目的层测井综合解释孔隙度为11.0%~11.5%,渗透率为2.2~2.6 mD,为低孔特低渗储层,泥质含量约为15.6%~16.7%。所在海域水深约10 m,海水浊度高,... 渤海油田Q-3井为一口探井,储层深度3 020~3 045 m,油藏温度104~110℃,地层压力系数0.99~1.11,目的层测井综合解释孔隙度为11.0%~11.5%,渗透率为2.2~2.6 mD,为低孔特低渗储层,泥质含量约为15.6%~16.7%。所在海域水深约10 m,海水浊度高,过滤效率低,如果采用海水配制压裂液,无法满足供液排量需求,因此提出采用中低温淡水基压裂液体系。本文针对该井储层特征,考虑施工时环境温度,开展溶胀性、防膨性能、耐温耐剪切性、破胶性能等实验,压裂液各项性能指标均达到行业标准且满足施工要求,并在渤海油田得到现场应用。 展开更多
关键词 海上油田 淡水基 压裂液 中低温
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耐高温海水基压裂液聚合物稠化剂流变性能 被引量:1
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作者 滕大勇 金鑫 +3 位作者 丁秋炜 张昕 陈庆栋 周际永 《石油化工》 CAS CSCD 北大核心 2024年第3期374-382,共9页
为明确聚合物稠化剂分子量、功能单体种类及含量等参数对海水基压裂液流变性能的影响,选用分别具有强电解质单体2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸(AMPS)或可抑制酰胺基水解单体N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的超高分子量聚合物,研究了聚合物溶液的流变... 为明确聚合物稠化剂分子量、功能单体种类及含量等参数对海水基压裂液流变性能的影响,选用分别具有强电解质单体2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸(AMPS)或可抑制酰胺基水解单体N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的超高分子量聚合物,研究了聚合物溶液的流变性能。对具有超高分子量及不同AMPS含量的5种聚合物进行了聚合物交联冻胶耐温耐剪切性能研究。实验结果表明,具有超高分子量及较低AMPS含量的聚合物黏弹性更好,具有超高分子量及高AMPS含量的聚合物在高温下耐剪切性能更好,具有超高分子量及NVP基团的聚合物在海水中增稠能力更好,具有高AMPS含量的聚合物耐温耐剪切性能更好;具有超高分子量(分子量不低于2×10^(7))、适宜的水解度(20%~23%)、低AMPS含量(3%~8%(w))的聚合物,更适于作为耐高温海水基压裂液稠化剂。 展开更多
关键词 耐高温性 海水基压裂液 稠化剂 聚丙烯酰胺 流变性
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耐高温可加重酸性交联压裂液的研发与性能评价
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作者 许航 周福建 +3 位作者 杨飒飒 李源 朱丽燕 姚二冬 《石油科学通报》 CAS 2024年第3期503-512,共10页
针对高温深层油气藏埋藏深,地层破裂压力高、压裂施工难度大的问题,开展耐高温可加重压裂液研究。通过室内实验自主合成了一种耐温抗盐的聚合物稠化剂TS-700和适用于酸性交联的有机锆交联剂OZ-60,优化了添加剂加量,形成了一种耐温180℃... 针对高温深层油气藏埋藏深,地层破裂压力高、压裂施工难度大的问题,开展耐高温可加重压裂液研究。通过室内实验自主合成了一种耐温抗盐的聚合物稠化剂TS-700和适用于酸性交联的有机锆交联剂OZ-60,优化了添加剂加量,形成了一种耐温180℃可加重酸性交联压裂液体系。研究了加重压裂液黏度、减阻、延迟交联规律,并评价了耐温抗剪切性能、悬砂性能、破胶及岩心伤害性能和管柱腐蚀能力。结果表明,该体系在酸性条件下进行交联,通过调整交联剂加量和pH,交联时间可控在3~12 min;高温有利于黏度提升,加重降低了基液黏度,密度为1.20 g/cm^(3)的加重压裂液配方在180℃条件下剪切120 min后,保留黏度仍大于70 mPa·s。加重剂会在一定程度上降低压裂液的减阻性能,但在不同稠化剂加量下的加重压裂液减阻率仍可达68.04%以上,满足有效降低长距离井筒中摩阻损失的要求。交联压裂液在常温和100℃条件下均展现出优异的悬砂效果,支撑剂沉降速率低。破胶与岩心伤害实验结果表明,交联体系在0.03%破胶剂加量下即可实现完全破胶,破胶液对致密岩心伤害率仅为19.42%。高温高压动态腐蚀实验结果表明,全配方压裂液对N80和13Cr钢材具有较低的腐蚀速率,能够保障现场压裂管柱的安全性。 展开更多
关键词 高温深层 加重压裂液 酸性交联 低摩阻 管柱腐蚀
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深部煤层气藏低伤害胍胶压裂液评价与应用
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作者 张永成 刘亮亮 +3 位作者 李德慧 白杨 张为 秦玉霞 《煤矿安全》 CAS 北大核心 2024年第9期71-77,共7页
针对深部煤层气储层压裂研发的低伤害胍胶压裂液体系开展评价,并进行现场应用研究。结果表明:低伤害胍胶压裂液破胶时间随着温度增加而减小,在40℃条件下,短时间内破胶效果明显;在20℃和30℃条件下,破胶效果不理想;煤岩心渗透率存在温... 针对深部煤层气储层压裂研发的低伤害胍胶压裂液体系开展评价,并进行现场应用研究。结果表明:低伤害胍胶压裂液破胶时间随着温度增加而减小,在40℃条件下,短时间内破胶效果明显;在20℃和30℃条件下,破胶效果不理想;煤岩心渗透率存在温度敏感性,温度敏感性导致岩心伤害率增加,但变化幅度相对较小;对低伤害胍胶压裂液而言,温度从20℃升高至40℃,煤岩心温度敏感性对伤害率的增加速度远低于胍胶压裂液随温度的增加对煤岩的伤害率的降低速度,总体表现为低伤害胍胶压裂液对煤岩心伤害率随温度升高显著降低;对于活性水压裂液而言,温度从20℃升高至40℃,活性水压裂液对煤岩心的伤害率有所增加;在温度为40℃以上时,低伤害胍胶压裂液压后2 h返排液黏度达到5 mPa·s,满足现场施工需要;通过同一口井、同一层位水平井采用低伤害胍胶压裂液和活性水压裂液对比,低伤害胍胶压裂液能实现注入液量更少、加砂规模更大、施工砂比更高、施工压力更为平稳的压裂施工工艺。 展开更多
关键词 深部煤层气 低伤害胍胶 压裂液 活性水 温度敏感性
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1,2-丙二醇基改性瓜尔胶合成及其压裂液性能
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作者 叶应庆 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2024年第3期400-405,共6页
针对现有改性瓜尔胶作为水基压裂液材料存在溶解性与交联性能相互矛盾问题,采用3-氯-1,2-丙二醇改性瓜尔胶合成1,2-丙二醇基改性瓜尔胶DHPG,在瓜尔胶分子链中引入具有交联功能的改性基团1,2-丙二醇基来同时改善瓜尔胶的溶解性及交联性能... 针对现有改性瓜尔胶作为水基压裂液材料存在溶解性与交联性能相互矛盾问题,采用3-氯-1,2-丙二醇改性瓜尔胶合成1,2-丙二醇基改性瓜尔胶DHPG,在瓜尔胶分子链中引入具有交联功能的改性基团1,2-丙二醇基来同时改善瓜尔胶的溶解性及交联性能,对合成的DHPG进行化学结构分析,并测试了DHPG理化指标及在水基压裂液的应用性能。研究结果表明:经过1,2-丙二醇基改性的瓜尔胶,可有效降低瓜尔胶中的水不溶物含量,增加溶解速度,提高与硼类交联剂的交联性能。在压裂液配方应用中,DPHG与现有改性瓜尔胶相比表现出更加优秀的耐温性能,更低的使用量以及残渣含量。通过优化DHPG的取代度及压裂液配方,可实现小于20 mg/L超低残渣、耐160℃超高温压裂液需求。以1,2-丙二醇基取代为基础的改性瓜尔胶材料,具备较好的应用开发前景。 展开更多
关键词 DHPG 压裂液 水不溶物 取代度 残渣 耐温性能
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耐温水基聚合物压裂液制备及性能评价
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作者 罗梓轩 袁斌 +2 位作者 张世阔 邢艳斌 张相春 《当代化工》 CAS 2024年第9期2036-2039,2044,共5页
针对低渗油藏水基压裂液体系进行了实验研究,通过室内性能评价测试优选了耐温水基聚合物压裂液体系配方,结合红外光谱及热重分析等微观手段对其结构、热稳定进行了分析,利用室内评价实验测定了其流变性、携砂性、返排防膨性及滤失性等... 针对低渗油藏水基压裂液体系进行了实验研究,通过室内性能评价测试优选了耐温水基聚合物压裂液体系配方,结合红外光谱及热重分析等微观手段对其结构、热稳定进行了分析,利用室内评价实验测定了其流变性、携砂性、返排防膨性及滤失性等相关特性,并在油田现场进行了先导性试验。压裂液主体配方(质量分数)为:0.2%~0.8%HPAM稠化剂、1.0%B3黏土稳定剂、0.1%~0.3%M2破胶剂、0.3%G6助排剂、0.2%TB破乳剂及0.02%~0.06%FS交联剂。微观测试结果表明其具备优良的热稳定性。压裂液破胶残渣远低于其他体系,对于黏土质量分数大于18%的岩屑防膨率可以达到88%。压裂液体系不需要额外降滤失剂的添加,对储层的伤害程度相较于胍胶体系压裂液可降低超过10%。 展开更多
关键词 低渗油藏 水基压裂液 耐温 性能评价
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准饱和盐水基免配缔合交联压裂液的研究及应用
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作者 郑苗 蒲迪 +4 位作者 董景锋 张则俊 徐克山 熊亚春 金诚 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期26-32,共7页
玛湖风城组含有大量可溶性碱盐,特殊储层压后压降快、堵塞井筒严重影响试油。为了验证入井压裂液对储层盐矿溶蚀是否会造成影响,基于风城组储层典型碱盐矿组成特点,模拟不同配液水对储层盐矿溶蚀影响,构建了一套耐温(120℃)、抗高盐(30&... 玛湖风城组含有大量可溶性碱盐,特殊储层压后压降快、堵塞井筒严重影响试油。为了验证入井压裂液对储层盐矿溶蚀是否会造成影响,基于风城组储层典型碱盐矿组成特点,模拟不同配液水对储层盐矿溶蚀影响,构建了一套耐温(120℃)、抗高盐(30×10^(4)mg/L)免配聚合物交联压裂液体系,并进行现场试验。结果表明:高盐水较自来水对典型模拟盐的抑溶率达到60%以上;以悬浮基疏水缔合聚合物溶液“链间缠结+缔合作用+盐效应”协同作用实现增稠剂速溶、高效增黏,并与多元络合离子为核心的有机硼锆铝缓交联剂以化学交联原理形成了耐温耐高盐的免配交联压裂液体系,最优配方为1.8%稠化剂GAF-TE+0.4%交联剂JL-3+0.3%增效剂GF15B+0.04%破胶剂APS,在120℃、170 s^(-1)下剪切1 h后的黏度大于100 mPa·s,具有良好的悬砂和携砂能力。现场M井压裂施工3层,成功率为100%,压后顺利完成试油,最高日产油4.4 m~3。采用高盐压裂液体系在抑制储层溶蚀减缓地层压降快具有一定效果。 展开更多
关键词 盐层溶蚀 试油 耐高温高盐 缔合聚合物 免配交联压裂液
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耐高温型聚合物压裂液体系研制与性能评价
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作者 黄崇辉 石广远 +4 位作者 范东阳 全美荣 黄世强 蔡敬耀 郝鹏 《油气田地面工程》 2024年第3期36-41,48,共7页
随着油气开采的深入,对于高温、高压、高盐度等复杂地层的开发需求日益加剧。传统的压裂液在这类地层中表现出的稳定性和性能受到限制,因此以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和N,N-二甲基十八烷基烯丙基... 随着油气开采的深入,对于高温、高压、高盐度等复杂地层的开发需求日益加剧。传统的压裂液在这类地层中表现出的稳定性和性能受到限制,因此以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和N,N-二甲基十八烷基烯丙基氯化铵(DOAC)为原料,通过自由基聚合反应制备出耐高温稠化剂(DPAM)。实验结果表明,DPAM具有良好的增稠、耐温、抗剪切、黏弹性等性能,适用于碳酸盐地层分流酸化。DPAM通过聚合物分子缔合作用和甜菜碱侧链与钙离子螯合作用形成三维网络结构实现增稠效果。DPAM溶液的储能模量G'始终高于耗能模量G";滤失系数k<1.0×10^(-3)m/min^(1/2)、滤失速率R<1.5×10^(4)m/min、初始滤失量V0<5.0×10^(-2)m^(3)/m^(2);陶粒的沉降速率低于0.48 cm/min;当NaBO_(3)加量为0.1%(质量分数)时,在110 min时,压裂液的黏度降低至30 mPa∙s,表明压裂液体系具有良好的携砂性能、滤失控制能力和破胶性能。此研究为耐高温聚合物压裂液的合成和应用提供了理论基础。 展开更多
关键词 压裂液 DPAM溶液 稠化剂 耐高温
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一种高温抗剪切聚合物压裂液的研制 被引量:20
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作者 周成裕 陈馥 +1 位作者 黄磊光 段培珍 《钻井液与完井液》 CAS 北大核心 2008年第1期67-68,72,共3页
利用丙烯酰胺、疏水单体N-烷基丙烯酰胺和N-乙烯吡咯环酮合成了一种疏水缔合物压裂液稠化剂ANN,用ANN稠化剂和其他添加剂配制出了高温抗剪切聚合物压裂液。通过对该聚合物压裂液的性能进行评价,结果表明,该聚合物压裂液是非牛顿流体,具... 利用丙烯酰胺、疏水单体N-烷基丙烯酰胺和N-乙烯吡咯环酮合成了一种疏水缔合物压裂液稠化剂ANN,用ANN稠化剂和其他添加剂配制出了高温抗剪切聚合物压裂液。通过对该聚合物压裂液的性能进行评价,结果表明,该聚合物压裂液是非牛顿流体,具有较好的流变性、抗高温性和抗剪切性,并具有优良的黏土稳定性能和低残渣的特点。 展开更多
关键词 聚合物压裂液 稠化剂 压裂液添加剂 抗高温 流变性
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压裂液残渣及支撑剂嵌入对裂缝伤害的影响 被引量:30
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作者 王丽伟 蒙传幼 +2 位作者 崔明月 邱晓慧 朱文 《钻井液与完井液》 CAS 北大核心 2007年第5期59-61,共3页
运用ZCJ-200型导流能力试验装置测试了3种不同压裂液在相同支撑剂类型、铺置浓度、不同闭合压力下对支撑剂充填裂缝导流能力的伤害程度;用蒸馏水作为介质测试了2种支撑剂在不同闭合压力及不同温度下对导流能力影响的差别。通过研究不同... 运用ZCJ-200型导流能力试验装置测试了3种不同压裂液在相同支撑剂类型、铺置浓度、不同闭合压力下对支撑剂充填裂缝导流能力的伤害程度;用蒸馏水作为介质测试了2种支撑剂在不同闭合压力及不同温度下对导流能力影响的差别。通过研究不同压裂液对支撑缝的伤害程度,发现残渣对支撑缝的伤害程度影响显著,应选择低残渣压裂液;对同一种体系,闭合压力升高会导致导流能力、渗透率的降低,通过对两者与闭合压力的关系表达式,总结出其衰减规律;支撑剂颗粒大小、温度变化对导流能力都有很大影响。 展开更多
关键词 压裂液残渣 支撑剂优选 导流能力 渗透率 温度 支撑裂缝 伤害程度
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耐高温清洁压裂液体系HT-160的研制及性能评价 被引量:13
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作者 毛金成 杨小江 +3 位作者 宋志峰 张俊江 王雷 赵金洲 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2017年第6期105-109,共5页
针对目前聚合物压裂液破胶后残渣含量大且已有清洁压裂液耐温性差、稠化剂用量大、成本高等不足,通过分子结构设计、室内合成、性能评价及控制条件优化,制备了一种性能优越的Gemini型阳离子黏弹性表面活性剂,并将其作为稠化剂,然后通过... 针对目前聚合物压裂液破胶后残渣含量大且已有清洁压裂液耐温性差、稠化剂用量大、成本高等不足,通过分子结构设计、室内合成、性能评价及控制条件优化,制备了一种性能优越的Gemini型阳离子黏弹性表面活性剂,并将其作为稠化剂,然后通过配方优化,配制了由5.0%的稠化剂和少量无机盐(氯化钾和溴化钾)组成的清洁压裂液HT-160。室内试验显示,该压裂液体系表现出明显的弹性特征,具有很好的支撑剂悬浮性能,在160℃、170s-1测试条件下剪切2h后,黏度仍然保持在40mPa·s左右,而且与煤油接触后能够彻底破胶、无残渣。研究结果表明,该压裂液体系能够满足深部储层压裂作业的要求,耐温可达160℃。 展开更多
关键词 耐高温 青洁压裂液 表面活性剂 稠化剂 压裂液性能
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中高温清洁压裂液在卫11-53井应用研究 被引量:20
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作者 张文宗 庄照锋 +2 位作者 孙良田 陈小新 葛海宗 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2006年第11期110-112,共3页
对适用井温80~120℃的中高温清洁压裂液体系进行了室内实验研究和现场施工技术研究,并成功地进行了现场施工。该体系在80~120℃温度区间具有较高的黏度,其流变性仅受温度的影响,对剪切历程不敏感。与水或油接触可自动破胶,不需要额外的... 对适用井温80~120℃的中高温清洁压裂液体系进行了室内实验研究和现场施工技术研究,并成功地进行了现场施工。该体系在80~120℃温度区间具有较高的黏度,其流变性仅受温度的影响,对剪切历程不敏感。与水或油接触可自动破胶,不需要额外的破胶剂。该体系在卫11-53井应用获得成功,是国内第1口中高温清洁压裂液现场施工井。卫11-53井成功施工说明中高温清洁压裂液已达现场应用的水平。对实验井采用合压的施工方式,用120m3清洁压裂液加0.09~0.25mm陶粒3m3、0.45~0.90mm陶粒9.4m3,平均砂比21%。在排量为4.71m3/min时,施工摩阻仅3.6MPa/km。压裂施工顺利,压后效果较好,说明该体系摩阻低,携砂能力强,对地层伤害小。 展开更多
关键词 高温 压裂液 地层损害 应用 卫城油田
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