水基压裂液重复使用技术的现状及发展趋势

为了更好的应用水基压裂液重复使用技术,对废液中的水质监测并循环利用,消除掉可溶性的固体物质,确保水质符合配置压液的高品质压求,本文选择就水基压裂液重复使用技术的现状及发展趋势这一论点进行分析和研究。为了确保研究的全面性和深入性,设计如下研究框架。首先,阐述水基压裂液重复使用技术理论内涵,此外,分析水基压裂液重复使用技术的现状,分析其存在不足,并结合不足给出合理解决建议。最后,探讨水基压裂液重复使用技术未来发展趋势,力求技术更加的完善,增加应用价值。     

可重复使用的水基压裂液的制备与性能评价

针对目前水基压裂返排液重复利用效率低的问题,本文以一种疏水缔合型聚合物BT1218为增稠剂、十二烷基苯磺酸和三乙醇胺为黏度促进剂FJ-1、Na2CO3为pH调节剂、KCl为黏土防膨剂、氨基磺酸与过硫酸盐为复合破胶剂,制备了一种可重复使用的水基压裂液RFrac-H,同时利用RFrac-H破胶液制备了新的压裂液,并对其耐温...     

海拉尔盆地压裂液技术现状及发展趋势

海拉尔盆地低渗透储层通过压裂措施开发投产,压裂液性能对施工成功率和增产效果至关重要。针对海拉尔盆地不同区块岩石类型多、矿物成份复杂、储层伤害差异大、压裂液敏感性强的特点,研究形成了适应海拉尔盆地复杂岩性储层的配套压裂液技术。阐述海拉尔盆地压裂液技术应用现状,结合现阶段压裂改造储层难点及压裂工艺技术的新进展,认为压裂液主体技术多样化,大规模工厂化快速连续混配,压裂返排液回收再利用,满足低伤害、低成本、高效环保等技术指标是海拉尔盆地压裂液技术未来的发展趋势。     

水基压裂液

水基压裂液水基压裂液由悬浮于分散有胶凝剂的水基液中的ＰｒｏＰＰａｎｔ粒子（Ⅰ）、细菌纤维素（Ⅱ）（ｂａｃｔｅｒｉａｌｃｅｌｌｕｌｏｓｅ）和交联剂（Ⅲ）组成。Ⅰ和Ⅱ分散于水中提高压裂液的粘度。Ⅲ交联压裂液。（方娅摘自Ｕ·Ｓ５３５０５２８—Ａ１９９１．９...     

合成水基压裂液增稠剂的研究现状及展望

综述了国内外无聚合物增稠剂体系、化学交联的聚合物增稠剂体系和物理交联的聚合物增稠剂体系三大类水基压裂液增稠剂体系的研究现状。对三大类压裂液增稠剂体系中水溶性分子提高有效黏度的机理进行了阐述和分析,总结对比了3种体系在实际应用中的性能和优缺点,最后对这3种水基压裂液的应用前景进行了展望。增稠能力强、水不溶物含量低、高温稳定性和剪切稳定性好、成本较低廉的压裂液增稠剂体系是未来的发展方向。     

高粘度水基压裂液

压裂是油井增产的进攻性措施之一,压裂效果的明显与否,压裂液又是主要因素之一。近年来随着压裂工艺的发展,对压裂液提出了粘度大,携砂能力强、摩阻小、滤失量低、能自动解粘等特性要求。据考察国外应用的以胍儿胶为原料的高粘度水基压裂液具有上述特性。可是资本主义国家对我们实行技术封锁。我们石油工人怀着为毛主席争光,为中国人民争气的雄心壮志,遵照毛主席“外国有的,我们要有,外国没有的我们也要有”。的伟大教导,从一九七二年底开展高粘度水基压裂液的研究试验工作。一年来,我局科研人员先后对五十多种植物种子进行了试验,找到了类似孤儿胶的决明子、香豆子两种植     

高矿化度水基压裂液技术研究进展

随着低渗、致密砂岩和页岩油气的大规模开发,水力压裂技术将被广泛运用,与此同时水资源消耗问题日益突出。油田产出水、压裂返排水和海水基压裂液的运用将极大缓解这一矛盾。笔者分析了高浓度矿物离子对常规压裂液体系性能的影响机理,系统总结和分析了近20年高矿化度水基压裂液体系的性能特点和应用情况,展望了高矿化度水基压裂液体系的研究方向和发展前景。     

田菁水基压裂液试验

石油战线广大工人和科技人员,坚持实践,坚持科研,大搞内外三结合,在石油化工研究院综合所、中国科学院北京植物所的大力协助下,开展了用田菁粉作压裂液的试验研究工作。经过室内和现场试验,初步看出田菁粉作压裂液能提高压裂效果,改进压裂工艺,是一种很有效的压裂液。田菁是一种豆科植物,高1—2米,种子为黑褐色,大小象绿豆。大量产于我国的江苏、浙江、福建、台湾、广东、华北的山东、河南等地。田菁的用途很广,田菁的根部     

海水基压裂液研制

为了满足海上低渗油藏大型压裂需求,研究优选可用海水配制的压裂增稠剂和交联剂,形成了耐温150℃的海水基压裂液。该压裂液用过滤后的海水直接配制,无需屏蔽或除去Ca²⁺、Mg²⁺。实验表明压裂液与地层流体混合无絮状或沉淀,残渣含量仅为61.3 mg/L,对岩心基质伤害率低于20%;另外,增稠剂溶胀速度快,比常规瓜胶提高50%以上,可实现连续混配。通过GS16-23井先导性试验表明,海水基压裂液现场配制工艺简单,性能稳定,施工顺利。该井压前停喷,压后3 mm油嘴,日产油11.17 t、产气1×10⁴m³。     

钛冻胶水基压裂液

研究了一种新的水基压裂液即钛冻胶水基压裂液。这种压裂液是以聚丙烯酰胺(PAM)作成胶剂,以无机钛化合物作交联剂,加入适量的破胶剂和防乳剂配成。这种压裂液的特点是粘度高、摩阻低、滤失系数小、可在指定的时间水化,水化后残液无渣、粘度低、不与油乳化,因而易于从地层排出。作为交联剂的无机钛化合物可在破胶水化后作为粘土防膨剂,从而使这种水基压裂液特别适用于压裂粘土含量高的地层。本文研究了影响钛冻胶的各种因素(包括成胶液的pH,PAM的分子量、水解度和浓度,成胶液与交联液的配此,温度,配制用水的矿化度)和钛冻胶作为压裂液的使用性能,证实这种冻胶比硼冻胶优越。     

国内水基压裂液调查报告

一、前言水力压裂是利用高压泵将高粘液体以一定的排重注入井里,然后在井底(?)起高压。当此压力超过地层的破裂压力时地层被压开井形成裂缝。水力压裂技术作为油气田的一种增产措施,在国外得到了广泛应用,特别在开发低渗透地层和深部地层中,水力压裂技术的使用就更是必不可少了。据报导,国外在开发渗透率特低(以微达西计)的气田中,压裂起了决定作用,经过压裂把原来无开采价值的气田变成了(?)     

水基压裂液的化学添加剂

本文概述了水基压裂液中各种化学添加剂的作用及其在国外的应用和研究情况,指出水溶性的天然聚合物仍是目前主要应用的成胶剂,而合成聚合物成胶剂则正在迅速发展之中,从制备工艺来看,通过使用高温交联剂或PH值控制剂的方法实现延缓交联以达到连续混配的目的,是当前发展的重要方向。     

中国页岩油气水平井水基钻井液技术现状及发展趋势

针对环保法规的日益严格和钻井液的低成本化要求,国内在页岩油气高性能水基钻井液代替油基钻井液方面开展了大量工作,取得了较大进展和突破.本文综述了国内近年来在页岩油气水平井高性能水基钻井液领域的技术现状,主要包括聚合醇钻井液、胺基高性能水基钻井液、硅酸盐钻井液、铝胺基钻井液、疏水抑制水基钻井液、基于纳米材料的钻井液、CAP...     

水基压裂液添加剂的研究

本世纪四十年代以来,水力压裂作为油水井增产、增注的主要措施,能使产能增加数倍到数十倍,效果十分显著。因此为油田开发,采油工艺,甚至勘探工作所广泛采用。依靠水力压裂措施,不仅能解除近井地带或油井井壁堵塞,而且能将裂缝延伸至数     

水基压裂液现场质量控制技术

压裂液性能的主要影响因素是水中的细菌、铁离子、磷酸盐、温度、pH值、硬度、密度和固相。介绍了压裂液基液和交联液的配制技术及配液的质量控制方法。最后列举了现场配液中常见的一些问题及其解决方法。     

缓冲水基压裂液的室内研究

通过室内试验，揭示了在水基压裂过程中携砂冻胶粘度下降的原因主要是GUAR分子的降解与液体pH值的降低，并对影响pH值降低的因素进行了室内试验的探讨性研究，根据实验结果建议在水基压裂中使用缓冲剂，可以使压裂液在低用量下获得理想的使用粘度。     

可重复使用压裂液体系开发与试验

根据压裂液重复使用技术原理,开发出了可重复使用压裂液体系。通过改变传统改性瓜胶压裂液体系的交联和破胶思路,实现了改性瓜胶压裂液体系的多次回收利用,形成了适用于不同地层温度,性能良好的可重复使用压裂液体系。在HC001-51井组进行了现场试用! 施工效果较好,且现场回收工艺简单方便,易于操作。同时减少现场残液排放,利于保护环境,做到了资源的充分利用,特别适用于丛式井组,可节省运输费用和降低运输风险,具有明显的经济效益和社会效益。     

水基压裂液现场实施质量控制技术

国内油气藏增产改造技术主要使用水基压裂液.由于现场施工环境的改变,配液条件的不同以及搅拌程度不同等诸多因素的影响,压裂液性能与室内研究存在较大的差异,如果解决不善,将直接影响压裂的成功与否,甚至严重影响油气的产量.通过室内研究及现场应用,在总结的基础上形成了水基压裂液现场质量控制技术,以便有效地保证油气田增产改造的顺利实施.该技术包括施工前压裂液添加剂的抽查检测和压裂液现场质量控制程序,后者包括对压裂液储罐的质量要求,配液水质的要求,基液配制技术,交联液配制技术和压裂液现场实施检测技术,并针对现场配制压裂液时常见的问题提出了解决办法.     

水基压裂液用聚合物增稠剂评述

增稠剂是压裂液中的主要化学成分,增稠剂的性能直接影响压裂液的性能。目前使用的聚合物增稠剂品种很多,大致可分为天然植物胶及其衍生物、纤维素衍生物以及合成聚合物3大类,对此3大类聚合物增稠剂的应用状况及性能作了较详细的评述,并提出聚合物增稠剂性能改进方向。