CN107686724A - 一种超低含水二氧化碳压裂液及其制备方法 - Google Patents
一种超低含水二氧化碳压裂液及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107686724A CN107686724A CN201710778844.2A CN201710778844A CN107686724A CN 107686724 A CN107686724 A CN 107686724A CN 201710778844 A CN201710778844 A CN 201710778844A CN 107686724 A CN107686724 A CN 107686724A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- ultralow
- pressure break
- liquid
- aqueous
- 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.)
- Granted
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 170
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 85
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 84
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 13
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 13
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 6
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- KPAMAAOTLJSEAR-UHFFFAOYSA-N [N].O=C=O Chemical compound [N].O=C=O KPAMAAOTLJSEAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 42
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 8
- 230000008719 thickening Effects 0.000 abstract description 8
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 abstract description 3
- 229960004424 carbon dioxide Drugs 0.000 description 59
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 4
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 229940026110 carbon dioxide / nitrogen Drugs 0.000 description 2
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 241000790917 Dioxys <bee> Species 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- -1 alkyl phosphates Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000003911 water pollution Methods 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
- C09K8/60—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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
Abstract
本发明提供了一种超低含水二氧化碳压裂液及其制备方法。以该超低含水二氧化碳压裂液的总质量为100％计，该超低含水二氧化碳压裂液的原料组成包括：3wt％‑10wt％的水，0.01wt％‑0.05wt％的含疏水基团阴离子型聚合物，30wt％‑50wt％的气态二氧化碳或氮气，以及余量的液态二氧化碳。本发明还提供了上述压裂液的制备方法。本发明的超低含水二氧化碳压裂液可以解决目前无水压裂液增稠携砂困难的技术那难题，同时也可以解决大规模体积改造过程中用水量大的技术难题。
Description
技术领域
本发明涉及一种压裂液，尤其涉及一种超低含水的二氧化碳压裂液，属于压裂液技术领域。
背景技术
随着非常规储层的不断开发，可有有效开发储层的压裂技术越来越重要。以页岩油气为代表的非常规储层需要大规模体积压裂以实现经济开发，在一定程度上弥补了能源的需求，但是，另一方面水基压裂液在使用过程中，遇到的环境、返排液处理以及常规压裂对水的大量需求等问题一定程度上限制了水力压裂技术的应用，国内外很多专家学者对目前常用的水基压裂液提出质疑，水能够用来打开储层产生裂缝，但同时水在储层内易产生自吸作用使得这些打开储层的水也都滞留在里面，产生水锁效应影响压后增产效果。
采用无水或超低含水压裂液代替水或减少水的用量作为压裂介质是一种绿色安全高效的技术，也是压裂改造技术的未来发展方向。
超低含水及无水压裂技术有以下技术优势：可以避免并尽可能的减小水相入侵对油气层的伤害，避免对地下水污染，同时大部分LPG、CO2或N2在地层条件下可达到超临界状态，超临界气体表面张力为零，流动性好，可进入任何大于气体分子的空间，因此对于低渗致密油藏，其最大的优势是可以进入常规水基压裂液不能进入的微裂缝，最大限度地沟通储层中的裂缝网络，可进一步提高产量。与常规水基压裂相比，无水压裂对地层零伤害，具有良好的增产增能作用，节约了大量水资源，达到了节能减排、绿色环保的施工要求，对于低渗致密油藏清洁、高效开发意义深远，具有广阔的应用前景。
近年来无水压裂技术的研究一直是国内外储层改造技术的热点，而无水压裂技术核心问题就是液体增稠剂携砂问题。其中，加拿大Gasfrac公司首次开发了LPG(液化石油气)无水压裂技术(US20070204991)，其包含了LPG压裂液的增稠剂为多烷基磷酸酯。国内在无水压裂技术中来自中国石油勘探开发研究院的崔伟香等人开发了一种液态丁烷压裂液及制备技术(201310359226.6)，其中包含了无水液态丁烷压裂液的增稠剂、交联剂合成方法，以及液态丁烷压裂液在实验室的制备方法。中国石油大学(北京)张劲等人申请的“一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法”发明专利申请(申请号为201610216886.2)已公开一种适用于液态二氧化碳的复合压裂液制备方法，中国石油天然气股份有限公司王峰等人申请的“一种液态二氧化碳压裂液”发明专利申请(申请号为201510434208.9)已公开一种采用纳米涂层纤维用于降低施工管柱中摩阻的技术方法，其纳米涂层纤维还能够在液态二氧化碳压力液中形成纤维网络，从而起到提高、压裂液的携砂性能，改变支撑剂沉降方式，减慢支撑剂的沉降速率的作用。
以上国内外无水压裂技术主要集中于完全采用LPG或者液态二氧化碳等，然而100％采用LPG虽然可以达到较好的增稠及携砂性能，但作为压裂液存在较大的施工风险及安全隐患。相比于LPG，液态二氧化碳压裂液是更为安全和对储层较为理想的完全无水压裂液体技术。但是，目前采用液态二氧化碳压裂液技术的压裂液增稠及携砂性能方面存在技术困难。
发明内容
为了解决现有技术的问题，本发明的目的在于提供一种适用于致密油气储层的改造，可以大幅度减少传统压裂液对水的需求，同时提高压裂液的粘度，增强压裂液携砂性能，提高裂缝复杂程度的超低含水(超低含水是指含水量在10wt％以下)二氧化碳压裂液。
为了实现上述技术目的，本发明首先提供了本发明提供了一种超低含水二氧化碳压裂液，以该超低含水二氧化碳压裂液的总质量为100％计，该超低含水二氧化碳压裂液的原料组成包括：3wt％-10wt％的水，0.01wt％-0.05wt％的含疏水基团阴离子型聚合物，30wt％-50wt％的气态二氧化碳或氮气，以及余量的液态二氧化碳，其中，该超低含水二氧化碳压裂液中各原料组成的质量百分比之和为100％。
在本发明的超低含水二氧化碳压裂液中，优选地，采用的含疏水基团阴离子型聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，含疏水基团阴离子型聚合物的疏水基团为C12-C22烷基疏水基团、分子量为10万-500万、阴离子基团为羧酸或磺酸。
本发明还提供了上述超低含水二氧化碳压裂液的制备方法，该制备方法包括以下步骤：
步骤一：将含疏水基团阴离子型聚合物溶于水中，搅拌溶胀形成聚合物溶液；
步骤二：将气态二氧化碳或氮气与聚合物溶液混合，制成二氧化碳泡沫；
步骤三：在0℃-20℃(优选为20℃)下，将二氧化碳泡沫注入压力为4MPa-5MPa的密闭容器中，向容器内注入液态二氧化碳，继续搅拌0.5min-10min(优选为1min)，得到超低含水二氧化碳压裂液。
在本发明的上述制备方法中，优选地，通过泡沫发生器将气态二氧化碳或氮气与聚合物溶液制成二氧化碳泡沫。
本发明提供的上述超低含水的二氧化碳压裂液适用于致密油、致密气及页岩气储层的改造，尤其适用于致密油、气非常规储层的大规模体积改造。
本发明的上述超低含水的二氧化碳压裂液具体用于储层改造时，包括以下步骤：
将含疏水基团阴离子型聚合物溶于水中，形成聚合物溶液；
在压裂过程中，将聚合物溶液与气态二氧化碳或氮气混合，通过泡沫发生器后，进入混刹车与支撑剂混合，然后与液态二氧化碳混合进入井筒，完成对储层的改造。
优选地，支撑剂的添加量为砂比为2％-25％:1。
具体低，包括以下步骤：
将含疏水基团阴离子型聚合物溶于水中，配制成聚合物溶液放于压裂液罐中；
在压裂过程中，将聚合物溶液与气态二氧化碳或氮气混合，通过泡沫发生器形成超低含水二氧化碳/氮气泡沫压裂液进入混刹车与支撑剂混合；支撑剂根据现场压裂施工需求，选择合适的添加量；
由泵车送入高压管线，在高压管线和进入井口之前连接三通管线，含有支撑剂的超低含水二氧化碳/氮气泡沫压裂液与液态二氧化碳液体混合进入井筒，完成对储层的改造。
本发明提供的上述超低含水的二氧化碳压裂液可以大幅度减少传统压裂液对水的需求，同时提高压裂液的粘度。液态二氧化碳的粘度在0.05-0.13mP·s范围内，是水液体粘度的1/10-1/20，常规水基压裂液增稠技术不适用二氧化碳压裂液增稠，现有二氧化碳压裂液增稠后液体粘度最高可达到20mP·s，增稠倍数为150-498，而本发明的超低含水的二氧化碳压裂液液体粘度最高可达到70mP·s，是现有技术的3.5倍，增稠效果显著，同时本发明的压裂液的压裂液携砂性能也进一步增强，提高裂缝复杂程度，本发明的超低含水压裂液在地层环境条件下，具有增加地层能量的作用。
现有的二氧化碳无水压裂液的粘度低增稠困难，导致二氧化碳无水压裂液携砂困难，施工风险大，本发明的超低含水二氧化碳压裂液可以大幅度增加液体粘度和弹性，粘度和弹性的增加对压裂液的携砂稳定性，特别是提高施工砂比具有重要作用，可以解决目前无水压裂液增稠携砂困难的技术难题。
同时相比于常规的水基压裂液，由于本发明的超低含水二氧化碳压裂液中含水极少，可大幅度减少水锁伤害，同时也可以解决大规模体积改造过程中用水量大等技术难题。
附图说明
图1为实施例1的超低含水二氧化碳泡沫/二氧化碳压裂液粘度测试结果图。
图2为实施例2的超低含水二氧化碳泡沫/氮气压裂液粘度测试结果图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种超低含水二氧化碳泡沫/二氧化碳无水压裂液，以其总重量为100％计，其包括：10％的液态水，0.01％的疏水性基团聚丙烯酰胺GRF-1H，40％的气态二氧化碳，以及余量的液态二氧化碳。
本实施例的超低含水二氧化碳泡沫/二氧化碳压裂液可按如下方法制备：
常温下按配比将疏水性基团聚丙烯酰胺GRF-1H均匀的分散在水中，在温度为25℃条件下搅拌15min后，将GRF-1H溶液在温度为30℃水浴中静置4h；
将溶解好的GRF-1H溶液与二氧化碳气体混合成二氧化碳泡沫；
与液态二氧化碳按比例在高压管路内混合，得到超低含水二氧化碳泡沫/二氧化碳压裂液。
将本实施例制备得到的超低含水二氧化碳泡沫/二氧化碳压裂液进行压裂性能测试：采用高压管路流变实验装置，测试其在温度为10℃至100℃，剪切速率为170s-1下的粘度值，其结果如图1所示。
从图1中可以看出本实施例制备得到的超低含水二氧化碳泡沫/二氧化碳无水压裂液粘度能够保持在30mPa·s以上，有较好的耐温耐剪切性能。
实施例2
本实施例提供了一种超低含水二氧化碳泡沫/氮气压裂液，以其总重量为100％计，其包括：10％的液态水，0.02％的疏水性基团聚丙烯酰胺GRF-1H，40％的氮气，以及余量的液态二氧化碳
本实施例的超低含水二氧化碳泡沫/氮气压裂液可按如下方法制备：
常温下按配比将疏水性基团聚丙烯酰胺GRF-1H均匀的分散在水中，在温度为25℃条件下搅拌15min后，将GRF-1H溶液在温度为30℃水浴中静置4h；
将溶解好的GRF-1H溶液与二氧化碳气体混合成二氧化碳泡沫体系；
与氮气按比例在高压管路内混合，得到超低含水二氧化碳泡沫/氮气压裂液。
将本实施例制备得到的超低含水二氧化碳泡沫/氮气压裂液进行压裂性能测试：采用高压管路流变实验装置，测试其在温度为10℃至100℃，剪切速率为170s-1下的粘度值，其结果如图2所示。
从图2中可以看出本实施例制备得到的超低含水二氧化碳泡沫/二氧化碳无水压裂液粘度能够保持在45mPa·s以上，有较好的耐温耐剪切性能。
以上实施例说明，本发明的超低含水二氧化碳压裂液可以大幅度减少传统压裂液对水的需求，同时提高无水压裂液的粘度，增强压裂液携砂性能，提高裂缝复杂程度。
Claims (10)
1.一种超低含水二氧化碳压裂液，其特征在于，以该超低含水二氧化碳压裂液的总质量为100％计，该超低含水二氧化碳压裂液的原料组成包括：3wt％-10wt％的水，0.01wt％-0.05wt％的含疏水基团阴离子型聚合物，30wt％-50wt％的气态二氧化碳或氮气，以及余量的液态二氧化碳，其中，该超低含水二氧化碳压裂液中各原料组成的质量百分比之和为100％。
2.根据权利要求1所述的超低含水二氧化碳压裂液，其特征在于，所述含疏水基团阴离子型聚合物为部分水解聚丙烯酰胺。
3.根据权利要求1或2所述的超低含水二氧化碳压裂液，其特征在于，所述含疏水基团阴离子型聚合物的疏水基团为C12-C22烷基疏水基团、分子量为10万-500万、阴离子基团为羧酸或磺酸。
4.权利要求1-3任一项所述的超低含水二氧化碳压裂液的制备方法，其特征在于，该制备方法包括以下步骤：
步骤一：将含疏水基团阴离子型聚合物溶于水中，搅拌溶胀形成聚合物溶液；
步骤二：将气态二氧化碳或氮气与所述聚合物溶液混合，制成二氧化碳泡沫；
步骤三：在0℃-20℃下，将所述二氧化碳泡沫注入压力为4MPa-5MPa的密闭容器中，向容器内注入液态二氧化碳，搅拌0.5min-10min，得到所述超低含水二氧化碳压裂液。
5.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，通过泡沫发生器将气态二氧化碳或氮气与聚合物溶液制成二氧化碳泡沫。
6.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，在所述步骤二中，在20℃下，将所述二氧化碳泡沫注入密闭容器中。
7.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，在所述步骤三中，搅拌的时间为1min。
8.权利要求1-3任一项所述的超低含水二氧化碳压裂液的应用，其特征在于，该超低含水的二氧化碳压裂液适用于致密油、致密气及页岩气储层的改造，尤其适用于致密油、气非常规储层的大规模体积改造。
9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，该超低含水的二氧化碳压裂液具体用于储层改造时，包括以下步骤：
将含疏水基团阴离子型聚合物溶于水中，形成聚合物溶液；
在压裂过程中，将聚合物溶液与气态二氧化碳或氮气混合，通过泡沫发生器后，进入混刹车与支撑剂混合，然后与液态二氧化碳混合进入井筒，完成对储层的改造。
10.根据权利要求9所述的应用，其特征在于，所述支撑剂的添加量为砂比为2％-25％:1。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710778844.2A CN107686724B (zh) | 2017-09-01 | 2017-09-01 | 一种超低含水二氧化碳压裂液及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710778844.2A CN107686724B (zh) | 2017-09-01 | 2017-09-01 | 一种超低含水二氧化碳压裂液及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107686724A true CN107686724A (zh) | 2018-02-13 |
| CN107686724B CN107686724B (zh) | 2020-08-11 |
Family
ID=61155917
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710778844.2A Active CN107686724B (zh) | 2017-09-01 | 2017-09-01 | 一种超低含水二氧化碳压裂液及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107686724B (zh) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109233784A (zh) * | 2018-10-24 | 2019-01-18 | 中国石油大学(北京) | 一种混合气体泡沫压裂液体系及其制备 |
| CN109372510A (zh) * | 2018-11-26 | 2019-02-22 | 武汉工程大学 | 一种二氧化碳和水混合流体压裂石灰岩顶板的方法 |
| CN109679643A (zh) * | 2019-01-10 | 2019-04-26 | 中国石油大学(北京) | 一种页岩气开采用减氧空气/液态co2双界面层泡沫压裂液 |
| CN114482963A (zh) * | 2020-10-27 | 2022-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于水力压裂的储层改造方法与应用 |
| CN115873582A (zh) * | 2022-12-27 | 2023-03-31 | 泰坦(天津)能源技术有限公司 | 一种复合二氧化碳压裂液及其制备方法和应用 |
| CN116064024A (zh) * | 2021-11-01 | 2023-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 相渗调节泡沫压裂液及其制备方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4964467A (en) * | 1989-10-06 | 1990-10-23 | Halliburton Company | Non-aqueous viscosified carbon dioxide and method of use |
| US5002125A (en) * | 1989-08-02 | 1991-03-26 | The Western Company Of North America | Fracturing process using a viscosity stabilized energizing phase |
| CN102031103A (zh) * | 2010-11-18 | 2011-04-27 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种co2清洁泡沫压裂液体系 |
| CN104024369A (zh) * | 2011-09-19 | 2014-09-03 | 贝克休斯公司 | 处理高温地下地层的组合物和方法 |
| CN104531129A (zh) * | 2015-01-09 | 2015-04-22 | 成都佰椿石油科技有限公司 | 一种清洁的二氧化碳泡沫压裂液及其制备方法 |
| WO2016205504A2 (en) * | 2015-06-16 | 2016-12-22 | Water Mark Technologies, Inc. | Dry water soluble polymer particles |
| CN106675546A (zh) * | 2016-12-09 | 2017-05-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 耐高温co2泡沫清洁缔合压裂液及其制备方法与应用 |
-
2017
- 2017-09-01 CN CN201710778844.2A patent/CN107686724B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5002125A (en) * | 1989-08-02 | 1991-03-26 | The Western Company Of North America | Fracturing process using a viscosity stabilized energizing phase |
| US4964467A (en) * | 1989-10-06 | 1990-10-23 | Halliburton Company | Non-aqueous viscosified carbon dioxide and method of use |
| CN102031103A (zh) * | 2010-11-18 | 2011-04-27 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种co2清洁泡沫压裂液体系 |
| CN104024369A (zh) * | 2011-09-19 | 2014-09-03 | 贝克休斯公司 | 处理高温地下地层的组合物和方法 |
| CN104531129A (zh) * | 2015-01-09 | 2015-04-22 | 成都佰椿石油科技有限公司 | 一种清洁的二氧化碳泡沫压裂液及其制备方法 |
| WO2016205504A2 (en) * | 2015-06-16 | 2016-12-22 | Water Mark Technologies, Inc. | Dry water soluble polymer particles |
| CN106675546A (zh) * | 2016-12-09 | 2017-05-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 耐高温co2泡沫清洁缔合压裂液及其制备方法与应用 |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109233784A (zh) * | 2018-10-24 | 2019-01-18 | 中国石油大学(北京) | 一种混合气体泡沫压裂液体系及其制备 |
| CN109233784B (zh) * | 2018-10-24 | 2020-09-04 | 中国石油大学(北京) | 一种混合气体泡沫压裂液体系及其制备 |
| CN109372510A (zh) * | 2018-11-26 | 2019-02-22 | 武汉工程大学 | 一种二氧化碳和水混合流体压裂石灰岩顶板的方法 |
| CN109679643A (zh) * | 2019-01-10 | 2019-04-26 | 中国石油大学(北京) | 一种页岩气开采用减氧空气/液态co2双界面层泡沫压裂液 |
| CN109679643B (zh) * | 2019-01-10 | 2020-01-21 | 中国石油大学(北京) | 一种页岩气开采用减氧空气/液态co2双界面层泡沫压裂液 |
| US10934467B2 (en) | 2019-01-10 | 2021-03-02 | China University Of Petroleum-Beijing | Foam fracturing fluid with double interface layers of a phlogisticated air-liquid CO2 for shale gas production and preparation method thereof |
| CN114482963A (zh) * | 2020-10-27 | 2022-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于水力压裂的储层改造方法与应用 |
| CN116064024A (zh) * | 2021-11-01 | 2023-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 相渗调节泡沫压裂液及其制备方法 |
| CN115873582A (zh) * | 2022-12-27 | 2023-03-31 | 泰坦(天津)能源技术有限公司 | 一种复合二氧化碳压裂液及其制备方法和应用 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107686724B (zh) | 2020-08-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107686724A (zh) | 一种超低含水二氧化碳压裂液及其制备方法 | |
| CN104178102B (zh) | 一种可交联的抗高温无残渣多元共聚型压裂液及其制备方法 | |
| CN104213886B (zh) | 一种稠油油***造泡沫油吞吐开采方法 | |
| Yang et al. | Conformance control mechanism of low elastic polymer microspheres in porous medium | |
| Du et al. | Experimental study of secondary crosslinking core-shell hyperbranched associative polymer gel and its profile control performance in low-temperature fractured conglomerate reservoir | |
| CA2872120C (en) | Recovering hydrocarbons from an underground reservoir | |
| CN104119853A (zh) | 一种高强度高耐温空气泡沫压裂液的制备方法 | |
| CN106467736A (zh) | 一种用于页岩压裂的压裂液及其制备方法 | |
| CN107057670A (zh) | 一种油田开采用耐中高温、高盐的生物调驱剂 | |
| CN104927829A (zh) | 一种高减阻滑溜水及其应用 | |
| CN105154056B (zh) | 一种适用于非常规储层的lpg无水压裂液制备方法与应用 | |
| CA2900178C (en) | Recovering hydrocarbons from an underground reservoir | |
| CN110219635A (zh) | 一种全尺度裂缝支撑方法 | |
| CN104895538A (zh) | 一种提高强水敏稠油油藏采收率的方法 | |
| CN103483497B (zh) | 一种物理吸附型选择性堵水剂及其合成方法 | |
| CN114479820A (zh) | 一种可实时控制的自生热复合泡沫压裂液及现场施工方法 | |
| Li et al. | Experimental study on a new plugging agent during CO2 flooding for heterogeneous oil reservoirs: A case study of Block G89-1 of Shengli oilfield | |
| CN106167699B (zh) | 一种新型低碳烃无水压裂液铝交联剂及其制备方法和应用 | |
| CN107828401A (zh) | 一种增强co2与原油互溶、降低原油粘度的驱油添加剂 | |
| CN111594124A (zh) | 一种浅层致密油藏渗吸压裂方法、浅层致密油藏用压裂体系、免排渗吸压裂液 | |
| Cao et al. | Study on viscosity reducer flooding technology for deep low permeability extra heavy oil reservoirs | |
| CN103215022A (zh) | 一种用于体积压裂的低摩阻液体 | |
| CN104861957B (zh) | 一种可回收速溶稠化酸 | |
| CN108531160A (zh) | 一种自生能型清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN107828399A (zh) | 一种用压裂液返排液制备的驱油剂及其制备方法 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |