CN105567211A - 页岩气滑溜水压裂液及其制备方法 - Google Patents

页岩气滑溜水压裂液及其制备方法 Download PDF

Info

Publication number
CN105567211A
CN105567211A CN201510996114.0A CN201510996114A CN105567211A CN 105567211 A CN105567211 A CN 105567211A CN 201510996114 A CN201510996114 A CN 201510996114A CN 105567211 A CN105567211 A CN 105567211A
Authority
CN
China
Prior art keywords
shale gas
agent
slippery water
fracturing liquid
fracturing fluid
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
CN201510996114.0A
Other languages
English (en)
Inventor
张烨
李少荣
程礼军
陆朝晖
崔楠
陶红华
唐汝众
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.)
Beijing Hongyi Enze Energy Technology Co ltd
Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources
Original Assignee
Beijing Hongyi Enze Energy Technology Co ltd
Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources
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 Beijing Hongyi Enze Energy Technology Co ltd, Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources filed Critical Beijing Hongyi Enze Energy Technology Co ltd
Priority to CN201510996114.0A priority Critical patent/CN105567211A/zh
Publication of CN105567211A publication Critical patent/CN105567211A/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
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • 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
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
    • C09K8/62—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
    • 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
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Polymerisation Methods In General (AREA)

Abstract

本发明属于低渗透油气田开采领域，具体地，涉及一种页岩气滑溜水压裂液及其制备方法。页岩气滑溜水压裂液质量百分比组成如下：乳液减阻剂0.1％～0.3％，交联剂0％～1％，交联延迟剂0％～0.5％，防膨剂0.3％～0.5％，助排剂0.1％～0.3％，余量为水。本发明采用的乳液减阻剂溶解速度快，使得体系具有速溶、高效减阻特点，压裂液可以在线混配，可以根据现场施工特别是携砂的要求，调节压裂液的黏度和交联时间，防止砂堵，保障施工安全；助排剂选用非离子氟碳表面活性剂，防膨剂选用小分子量化合物，减少了由于聚合物及添加剂在带负电岩石表面的吸附带来的地层伤害；减阻效率高，黏度可调，携砂能力强，防页岩膨胀效果显著。

Description

页岩气滑溜水压裂液及其制备方法
技术领域
本发明属于低渗透油气田开采领域，具体地，涉及一种页岩气滑溜水压裂液及其制备方法。
背景技术
致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量，具备生、储烃能力的页岩必须通过大规模体积压裂才能获得工业开采价值；因此，上万立方米的压裂液使用量成为页岩气藏压裂有别于常规气藏压裂的特点之一。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂，即利用减阻水压裂液进行体积改造。减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种新的压裂液体系。页岩气水平井压裂是页岩油气高效勘探开发的关键技术和核心技术，滑溜水压裂液是这项技术的重要载体和实现手段。
CN103756664A公开了一种页岩气压裂液用稠化剂、压裂液，稠化剂是由粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-甲基丙磺酸、甲基丙烯酰氧三甲基氯化铵、N-异丙基丙烯酰胺、庚二酰、片碱按3:5～7:0.4～0.6:1～2:1.5～2.5:1.5～2.5:0.8～1.2比例合成；压裂液包括稠化剂，并包括由表面活性剂与乙醇按1:1.5～2.5混合的流变助剂，还可包括温度稳定剂，具备低伤害、高效增粘、抗温、抗盐、抗剪切、低摩阻等特性。
CN102604625B公开了一种陆相页岩气压裂用水基压裂液，包括高分子聚合物、粘土稳定剂、助排剂、杀菌剂和水；其中，各组分的质量百分比为：高分子聚合物为0.02～0.1％，粘土稳定剂为2～3％，助排剂为0.3～0.5％，杀菌剂为0.1～0.3％，余量为水。高分子聚合物为羟丙基胍胶、聚丙烯酰胺、羟乙基纤维素或羧甲基纤维素。
CN103602330A公开了一种用于页岩体积压裂的纤维复合清水压裂液，各组分的重量百分比为：减阻剂0.1％；KCl防膨剂1％；长效粘土稳定剂1％；复配杀菌剂0.06％；阻垢剂0.005％；表面活性剂0.3％；其余为水。减阻剂为阴离子类聚丙烯酰胺。纤维的加入显著提高了清水压裂液的悬砂性能，有效降低了清水压裂液的管柱摩阻，并能防止支撑剂回流。
CN104610492A公开了一种压裂液用降阻剂及适于页岩气压裂的压裂液，降阻剂由水相和油相结合进行反向乳液聚合而成，其中水相中各单体与水的重量份为：丙烯酰胺0.7～1.3，2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸0.7～1.5，水1。降阻剂溶胀速度快、黏度低2～30mPa.s可调,浓度为0.05％时,降阻率可达到76.5％,页岩防膨率超过80％,对页岩地层伤害率较低，仅为5.33％。
现有国内页岩气压裂采用低黏滑溜水进行大液量、低砂比施工，现场实施效果不理想，易于砂堵，施工成功率低。根据我国页岩储层应力差异大、黏土矿物含量高、裂缝不发育等特点，需要提高滑溜水的黏度、提高压裂砂比。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种页岩气滑溜水压裂液及其制备方法，采用多元共聚的乳液聚合物作为滑溜水的减阻剂，利用交联剂的交联作用，提高滑溜水的黏度，通过交联剂的加量，根据现场施工及压裂砂比的要求，调节滑溜水的黏度，有效防止砂堵，体系具有速溶、高效减阻、低伤害、易反排等优良性能，可满足页岩气大排量注入、连续混配施工、保护储层的要求。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
页岩气滑溜水压裂液，质量百分比组成如下：
余量为水。
优选地，所述的减阻剂为AM-AMPS-NVP三元共聚物，不含阳离子单体，分子量600-800万。
优选地，所述的交联剂选自氧氯化锆或乙酸锆。
优选地，所述的交联延迟剂为乙酰丙酮。
优选地，所述的防膨剂为KCl：盐酸胍＝1:1(质量比)。
优选地，所述的助排剂是非离子氟碳表面活性剂
所述减阻剂的制备方法如下：
(1)、在高压高温反应釜中加入乳化剂20kg，环己烷100L，搅拌均匀，形成油相；乳化剂质量组分为表活剂Span80：表活剂Tween80：表活剂OP-10＝15∶2∶2；
(2)、将单体丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)按照质量比5:1～2:0.5～2配成30％(质量百分比)的水溶液，用50～100ppm15％(质量百分比)的NaOH溶液将其pH值调至7，形成水相；
(3)、将100L水相慢慢滴加到30L油相中，搅拌均匀得到稳定的反相乳液体系；放在30℃的水浴箱中，通入N2；30min后，滴加引发剂，引发剂为过硫酸铵：亚硫酸钠＝1：1(质量比)，引发剂加量为单体总量的0.1％；继续反应4～5h，即得到减阻剂，粘均分子量为500万-800万。
上述页岩气滑溜水压裂液的制备方法，包括以下步骤：
(1)、采用隔膜泵按照施工方案的乳液减租剂的浓度0.1％-0.3％的用量加入压裂液在线配置管汇或者压裂混砂车；
(2)、防膨剂、助排剂也分别按照使用浓度用量采用计量泵加入在在线配置管汇或者压裂混砂车；
(3)、如果施工方案要求使用交联剂以及交联延迟剂，根据设计用量直接采用计量泵在混砂车加入。
相对于现有技术，本发明的有益效果如下：
1、采用的乳液减阻剂，溶解速度快，使得体系具有速溶(45s)、高效减阻(60％以上)特点，压裂液可以在线混配。
2、采用的交联剂和交联延迟剂，可以根据现场施工特别是携砂的要求，调节压裂液的黏度和交联时间，防止砂堵，保障施工安全。
3、采用的减阻剂为AM-AMPS-NVP三元共聚物，不含阳离子单体，助排剂选用非离子氟碳表面活性剂，防膨剂选用小分子量的化合物，尽可能减少了由于聚合物及添加剂在带负电的岩石表面的吸附带来的地层伤害。
4、减阻剂中引入了带大环侧链的N-乙烯基吡咯烷酮，增强了减阻剂额分子结构的刚性，提高了减阻剂的耐温抗盐抗剪切性能。
5、防膨剂采用两种防膨剂-无机防膨剂KCl和有机防膨剂盐酸胍，两种防膨剂协同作用，有效防止页岩膨胀，保护地层。
6、压裂液可以调节黏度和交联时间，增大交联剂加量，压裂液黏度可以达到可调挂，不但可用于页岩气压裂施工，也可用于其他地层压裂施工。
7、减阻效率高，黏度可调，携砂能力强，防页岩膨胀效果显著。
附图说明
图1是该体系降阻率测定结果曲线。
具体实施方式
实施例一
页岩气滑溜水压裂液，质量百分比组成如下：0.2％的减阻剂、0.5％的防膨剂、0.2％的助排剂，余量为水；其中：减阻剂为AM-AMPS-NVP三元共聚物，不含阳离子单体，减阻剂中单体丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的质量比为5:1:2，减阻剂分子量600万-800万；防膨剂为KCl：盐酸胍＝1:1(质量比)，助排剂为非离子氟碳表面活性剂
页岩气滑溜水压裂液的降阻率73％，防膨率85％，表面张力24mN/m。
实施例二
页岩气滑溜水压裂液，质量百分比组成如下：0.3％的减阻剂、0.5％的交联剂、0.3％的交联延迟剂、0.5％的防膨剂、0.2％的助排剂，余量为水；其中减阻剂中单体丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的质量比为5:2:1，减阻剂分子量500万-800万；交联剂为乙酸锆；交联延迟剂为乙酰丙酮；防膨剂为KCl：盐酸胍＝1:1(质量比)；助排剂是非离子氟碳表面活性剂
页岩气滑溜水压裂液的降阻率71％，防膨率85％，表面张力24mN/m，交联时间30s，170S-1剪切90min，粘度大于30mPa.s，参见图1。
实施例三
页岩气滑溜水压裂液，质量百分比组成如下：0.45％的减阻剂、1％的交联剂、0.5％的交联延迟剂、0.5％的防膨剂、0.2％的助排剂，余量为水；其中减阻剂中单体丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的质量比为5:1:0.8，减阻剂分子量600万-800万，交联剂为氧氯化锆。交联剂为乙酸锆；交联延迟剂为乙酰丙酮；防膨剂为KCl：盐酸胍＝1:1(质量比)；助排剂是非离子氟碳表面活性剂
页岩气滑溜水压裂液的降阻率72％，防膨率85％，表面张力24mN/m，交联时间60s，170S-1剪切90min，粘度大于80mPa.s。
实施例四
页岩气滑溜水压裂液，质量百分比组成如下：0.1％的减阻剂、0.2％的交联剂、0.1％的交联延迟剂、0.5％的防膨剂、0.2％的助排剂，余量为水；其中减阻剂中单体丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的质量比为5:2:1，减阻剂分子量500万-800万；交联剂为乙酸锆；交联延迟剂为乙酰丙酮；防膨剂为KCl：盐酸胍＝1:1(质量比)；助排剂是非离子氟碳表面活性剂
页岩气滑溜水压裂液的降阻率67％，防膨率85％，表面张力24mN/m，交联时间20s。
实施例五
页岩气滑溜水压裂液，质量百分比组成如下：0.1％的减阻剂、0.3％的防膨剂、0.1％的助排剂，余量为水；其中，减阻剂中单体丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的质量比为5:1:0.5。减阻剂分子量600万-800万；交联剂为乙酸锆；交联延迟剂为乙酰丙酮；防膨剂为KCl：盐酸胍＝1:1(质量比)；助排剂是非离子氟碳表面活性剂
页岩气滑溜水压裂液的降阻率65％，防膨率80％，表面张力26mN/m。
实施例六
页岩气滑溜水压裂液，质量百分比组成如下：0.2％的减阻剂、0.3％的防膨剂、0.1％的助排剂，余量为水；其中减阻剂中单体丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的质量比为5:1:1；减阻剂分子量600万-800万；交联剂为乙酸锆；交联延迟剂为乙酰丙酮；防膨剂为KCl：盐酸胍＝1:1(质量比)；助排剂是非离子氟碳表面活性剂
页岩气滑溜水压裂液的降阻率70％，防膨率80％，表面张力26mN/m。

Claims (9)

1.一种页岩气滑溜水压裂液，其特征在于，质量百分比组成如下：
2.根据权利要求1所述的页岩气滑溜水压裂液，其特征在于，优选地，所述的减阻剂为AM-AMPS-NVP三元共聚物，不含阳离子单体，分子量600-800万。
3.根据权利要求1-2所述的页岩气滑溜水压裂液，其特征在于，优选地，所述的交联剂选自氧氯化锆或乙酸锆。
4.根据权利要求1-3所述的页岩气滑溜水压裂液，其特征在于，优选地，所述的交联延迟剂为乙酰丙酮。
5.根据权利要求1-4所述的页岩气滑溜水压裂液，其特征在于，优选地，所述的防膨剂为KCl：盐酸胍＝1:1(质量比)。
6.根据权利要求1-5所述的页岩气滑溜水压裂液，其特征在于，优选地，所述的助排剂是非离子氟碳表面活性剂
7.根据权利要求1-6所述的页岩气滑溜水压裂液，其特征在于，优选地，所述减阻剂的制备方法如下：
(1)、在高压高温反应釜中加入乳化剂20kg，环己烷100L，搅拌均匀，形成油相；乳化剂质量组分为表活剂Span80：表活剂Tween80：表活剂OP-10＝15∶2∶2；
(2)、将单体丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)按照质量比5:1～2:0.5～2配成30％(质量百分比)的水溶液，用50～100ppm15％(质量百分比)的NaOH溶液将其pH值调至7，形成水相；
(3)、将100L水相慢慢滴加到30L油相中，搅拌均匀得到稳定的反相乳液体系；放在30℃的水浴箱中，通入N2；30min后，滴加引发剂，引发剂为过硫酸铵：亚硫酸钠＝1：1(质量比)，引发剂加量为单体总量的0.1％；继续反应4～5h，即得到减阻剂，粘均分子量为500万-800万。
8.权利要求1-7之一所述的页岩气滑溜水压裂液的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)、采用隔膜泵按照施工方案的乳液减租剂的浓度0.1％-0.3％的用量加入压裂液在线配置管汇或者压裂混砂车；
(2)、防膨剂、助排剂也分别按照使用浓度用量采用计量泵加入在在线配置管汇或者压裂混砂车；
(3)、如果施工方案要求使用交联剂以及交联延迟剂，根据设计用量直接采用计量泵在混砂车加入。
9.权利要求1-7之一所述的页岩气滑溜水压裂液的应用，其特征在于：用于页岩气压裂施工，也可用于其他地层压裂施工。
CN201510996114.0A 2015-12-28 2015-12-28 页岩气滑溜水压裂液及其制备方法 Pending CN105567211A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201510996114.0A CN105567211A (zh) 2015-12-28 2015-12-28 页岩气滑溜水压裂液及其制备方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201510996114.0A CN105567211A (zh) 2015-12-28 2015-12-28 页岩气滑溜水压裂液及其制备方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN105567211A true CN105567211A (zh) 2016-05-11

Family

ID=55877866

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201510996114.0A Pending CN105567211A (zh) 2015-12-28 2015-12-28 页岩气滑溜水压裂液及其制备方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN105567211A (zh)

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106753313A (zh) * 2016-11-25 2017-05-31 成都劳恩普斯科技有限公司 一种纤维滑溜水压裂液
CN106753312A (zh) * 2016-11-25 2017-05-31 成都劳恩普斯科技有限公司 一种纤维滑溜水压裂液的制备方法
CN107523286A (zh) * 2016-06-20 2017-12-29 深圳市百勤石油技术有限公司 一种用于页岩储层的清洁滑溜水压裂液及其制备方法
CN108756870A (zh) * 2018-05-30 2018-11-06 中联煤层气有限责任公司 一种煤层气压裂液伤害性能和伤害机理分析方法
CN109233787A (zh) * 2018-10-30 2019-01-18 河北鑫合生物化工有限公司 一种基于微生物多糖的页岩气滑溜水压裂液及其制备方法
CN110003877A (zh) * 2019-04-12 2019-07-12 四川申和新材料科技有限公司 一种抗高矿化度清洁变粘滑溜水、交联剂、变粘降阻剂及制备方法
CN110257044A (zh) * 2019-07-23 2019-09-20 四川宝麟新材料科技有限公司 一种抗高盐减阻剂及其制备方法
CN111040752A (zh) * 2018-10-11 2020-04-21 中国石油化工股份有限公司 一种低吸附压裂液体系及其制备方法
CN111410949A (zh) * 2020-04-20 2020-07-14 成都劳恩普斯科技有限公司 一种一体化变粘耐盐降阻剂及其制备方法
CN111748054A (zh) * 2020-05-25 2020-10-09 中国石油天然气股份有限公司 一种耐酸降阻剂及其制备方法和耐酸滑溜水压裂液体系
CN111944509A (zh) * 2020-08-26 2020-11-17 肯特催化材料股份有限公司 一种页岩气压裂用防膨剂
CN112760088A (zh) * 2021-02-06 2021-05-07 宁夏宁聚油田材料科技有限公司 一种粘弹自调调驱剂及其制备方法
CN113027405A (zh) * 2021-03-24 2021-06-25 四川省威沃敦化工有限公司 一种用于非均质地层的水力压裂施工方法
CN113214816A (zh) * 2021-05-14 2021-08-06 西南石油大学 一种变粘滑溜水及其制备方法
CN114106810A (zh) * 2021-11-05 2022-03-01 中国地质大学（北京） 纳米二氧化硅、纳米复合滑溜水压裂液及制备方法与应用

Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101475797A (zh) * 2008-12-25 2009-07-08 中国科学院长春应用化学研究所 一种耐温水基压裂液增稠剂及其制备方法
CN102492413A (zh) * 2011-12-05 2012-06-13 北京希涛技术开发有限公司 甲醇基压裂液可控交联剂的开发
US20130312969A1 (en) * 2010-08-09 2013-11-28 Baker Hughes Incorporated Use of hexose oxidases to create hydrogen peroxide in aqueous well treatment fluids
CN103589416A (zh) * 2013-11-19 2014-02-19 中国石油天然气股份有限公司 一种适用于致密油气藏的低摩阻可回收滑溜水压裂液及其制备方法
CN103627380A (zh) * 2013-11-08 2014-03-12 中国石油天然气股份有限公司 一种水溶性减阻剂及其制备和应用
CN103694984A (zh) * 2013-12-20 2014-04-02 西南石油大学 一种页岩气酸化压裂减阻剂及其制备方法
CN103755868A (zh) * 2013-12-23 2014-04-30 郑州三山石油技术有限公司 页岩气滑溜水压裂用降阻剂及其制备方法
CN104371695A (zh) * 2014-10-10 2015-02-25 四川省威尔敦化工有限公司 应用于页岩气工厂化压裂开采的滑溜水及其制备方法
CN104403656A (zh) * 2014-11-27 2015-03-11 胜利油田胜利化工有限责任公司 一种新型两性离子滑溜水压裂液及其制备方法
CN104559998A (zh) * 2013-10-23 2015-04-29 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气压裂用滑溜水及其制备方法
CN104629710A (zh) * 2015-01-16 2015-05-20 奥菲（北京）石油技术有限公司 一种页岩气新型环保滑溜水
CN105001373A (zh) * 2015-06-05 2015-10-28 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 海水基速溶型耐温压裂液体系
CN105001372A (zh) * 2015-07-09 2015-10-28 陕西森瑞石油技术开发有限公司 一种油井压裂用线性胶增稠剂及其制备方法
CN105086982A (zh) * 2014-05-08 2015-11-25 中国石油化工股份有限公司 一种多组分滑溜水减阻剂及其制备方法

Patent Citations (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101475797A (zh) * 2008-12-25 2009-07-08 中国科学院长春应用化学研究所 一种耐温水基压裂液增稠剂及其制备方法
US20130312969A1 (en) * 2010-08-09 2013-11-28 Baker Hughes Incorporated Use of hexose oxidases to create hydrogen peroxide in aqueous well treatment fluids
CN102492413A (zh) * 2011-12-05 2012-06-13 北京希涛技术开发有限公司 甲醇基压裂液可控交联剂的开发
CN104559998A (zh) * 2013-10-23 2015-04-29 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气压裂用滑溜水及其制备方法
CN103627380A (zh) * 2013-11-08 2014-03-12 中国石油天然气股份有限公司 一种水溶性减阻剂及其制备和应用
CN103589416A (zh) * 2013-11-19 2014-02-19 中国石油天然气股份有限公司 一种适用于致密油气藏的低摩阻可回收滑溜水压裂液及其制备方法
CN103694984A (zh) * 2013-12-20 2014-04-02 西南石油大学 一种页岩气酸化压裂减阻剂及其制备方法
CN103755868A (zh) * 2013-12-23 2014-04-30 郑州三山石油技术有限公司 页岩气滑溜水压裂用降阻剂及其制备方法
CN105086982A (zh) * 2014-05-08 2015-11-25 中国石油化工股份有限公司 一种多组分滑溜水减阻剂及其制备方法
CN104371695A (zh) * 2014-10-10 2015-02-25 四川省威尔敦化工有限公司 应用于页岩气工厂化压裂开采的滑溜水及其制备方法
CN104403656A (zh) * 2014-11-27 2015-03-11 胜利油田胜利化工有限责任公司 一种新型两性离子滑溜水压裂液及其制备方法
CN104629710A (zh) * 2015-01-16 2015-05-20 奥菲（北京）石油技术有限公司 一种页岩气新型环保滑溜水
CN105001373A (zh) * 2015-06-05 2015-10-28 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 海水基速溶型耐温压裂液体系
CN105001372A (zh) * 2015-07-09 2015-10-28 陕西森瑞石油技术开发有限公司 一种油井压裂用线性胶增稠剂及其制备方法

Non-Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
《化工百科全书》编辑委员会 等: "《化工百科全书》", 30 September 1998, 化学工业出版社 *
J.L.吉德利 等: "《水力压裂技术新发展》", 31 December 1995, 石油工业出版社 *
M.J.埃克诺米德斯 等: "《油藏增产措施（增订本）》", 30 June 1961, 石油工业出版社 *
许明标 等: "《聚合物在油气田开采中的应用》", 31 January 2010, 中国地质大学出版社 *

Cited By (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107523286A (zh) * 2016-06-20 2017-12-29 深圳市百勤石油技术有限公司 一种用于页岩储层的清洁滑溜水压裂液及其制备方法
CN106753313A (zh) * 2016-11-25 2017-05-31 成都劳恩普斯科技有限公司 一种纤维滑溜水压裂液
CN106753312A (zh) * 2016-11-25 2017-05-31 成都劳恩普斯科技有限公司 一种纤维滑溜水压裂液的制备方法
CN108756870A (zh) * 2018-05-30 2018-11-06 中联煤层气有限责任公司 一种煤层气压裂液伤害性能和伤害机理分析方法
CN111040752A (zh) * 2018-10-11 2020-04-21 中国石油化工股份有限公司 一种低吸附压裂液体系及其制备方法
CN111040752B (zh) * 2018-10-11 2022-03-25 中国石油化工股份有限公司 一种低吸附压裂液体系及其制备方法
CN109233787A (zh) * 2018-10-30 2019-01-18 河北鑫合生物化工有限公司 一种基于微生物多糖的页岩气滑溜水压裂液及其制备方法
CN110003877A (zh) * 2019-04-12 2019-07-12 四川申和新材料科技有限公司 一种抗高矿化度清洁变粘滑溜水、交联剂、变粘降阻剂及制备方法
CN110003877B (zh) * 2019-04-12 2021-07-27 四川申和新材料科技有限公司 一种抗高矿化度清洁变粘滑溜水、交联剂、变粘降阻剂及制备方法
CN110257044A (zh) * 2019-07-23 2019-09-20 四川宝麟新材料科技有限公司 一种抗高盐减阻剂及其制备方法
CN111410949A (zh) * 2020-04-20 2020-07-14 成都劳恩普斯科技有限公司 一种一体化变粘耐盐降阻剂及其制备方法
CN111748054A (zh) * 2020-05-25 2020-10-09 中国石油天然气股份有限公司 一种耐酸降阻剂及其制备方法和耐酸滑溜水压裂液体系
CN111748054B (zh) * 2020-05-25 2022-06-03 中国石油天然气股份有限公司 一种耐酸降阻剂及其制备方法和耐酸滑溜水压裂液体系
CN111944509A (zh) * 2020-08-26 2020-11-17 肯特催化材料股份有限公司 一种页岩气压裂用防膨剂
CN111944509B (zh) * 2020-08-26 2022-05-03 肯特催化材料股份有限公司 一种页岩气压裂用防膨剂
CN112760088A (zh) * 2021-02-06 2021-05-07 宁夏宁聚油田材料科技有限公司 一种粘弹自调调驱剂及其制备方法
CN112760088B (zh) * 2021-02-06 2023-01-20 宁夏宁聚油田材料科技有限公司 一种粘弹自调调驱剂及其制备方法
CN113027405A (zh) * 2021-03-24 2021-06-25 四川省威沃敦化工有限公司 一种用于非均质地层的水力压裂施工方法
CN113027405B (zh) * 2021-03-24 2023-12-05 四川省威沃敦石油科技股份有限公司 一种用于非均质地层的水力压裂施工方法
CN113214816A (zh) * 2021-05-14 2021-08-06 西南石油大学 一种变粘滑溜水及其制备方法
CN114106810A (zh) * 2021-11-05 2022-03-01 中国地质大学（北京） 纳米二氧化硅、纳米复合滑溜水压裂液及制备方法与应用

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105567211A (zh) 页岩气滑溜水压裂液及其制备方法
AU2012290709B2 (en) A method of slickwater fracturing
CN104559997B (zh) 一种页岩气压裂用滑溜水及其制备方法
CN102952534B (zh) 低损害型压裂液和压裂方法
CN104403656A (zh) 一种新型两性离子滑溜水压裂液及其制备方法
CN103694984A (zh) 一种页岩气酸化压裂减阻剂及其制备方法
CN102093880B (zh) 一种油井控水剂及其制备方法
CN103484094A (zh) 一种耐高温冻胶压裂液、制备方法及其应用
CN105086985A (zh) 一种增效纤维植物胶压裂液及其制备方法
CN105349131A (zh) 一种基于酸性滑溜水的页岩气藏深度改造方法
CN102206484A (zh) 一种酸性疏水缔合物压裂液
EP2892974A1 (en) Use of thermo-thickening polymers in the gas- and oilfield industry
CN103670359A (zh) 一种植物胶压裂液非降解性破胶的方法
CN104927005B (zh) 一种预交联凝胶体膨颗粒耐碱调剖剂及其制备方法与用途
CN102993356A (zh) 一种基于控制填充剂加量的随钻防漏堵漏剂制备工艺
CN103254885A (zh) 一种缓交联耐高温高密度压裂液
RU2664987C2 (ru) Использование бора в качестве сшивающего агента в эмульсионной системе
CN105754576A (zh) 页岩气滑溜水压裂液用防膨剂及其制备方法
CN102993362A (zh) 控制填充剂加量的随钻防漏堵漏剂制备工艺
CN104946227B (zh) 一种滑溜水减阻剂及其制备方法
NO20170499A1 (en) Environmental Gelling Agent for gravel packing fluids
CN109867746B (zh) 一种抗盐减阻剂、其制备方法及用途
CN111592868A (zh) 一种压裂液及其制备方法和应用
CN102993357A (zh) 一种基于控制单体浓度的随钻防漏堵漏剂制备工艺
Wang et al. Study of new ultra-temperature polymer fracturing fluid material

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
RJ01 Rejection of invention patent application after publication
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20160511