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《应用化工》2022,(6):1247-1250
为了提高页岩气现场配液施工效率,降低不同压裂液间配伍性对压裂液性能的影响,利用AM、DMC、DMDB为原料,采用混合胶束水溶液聚合,合成一种滑溜水胶液一体化用稠化剂。用管路摩阻仪和高温流变仪对滑溜水体系降阻性能和组装压裂液体系耐温耐剪切性能进行评价。结果表明,该疏水缔合聚合物溶解时间小于2 min,0. 1%的滑溜水黏度达到10 m Pa·s,降阻率为65. 7%,组装压裂液在90℃,170 s(-1)条件下剪切2 h,表观黏度大于50 m Pa·s。滑溜水和胶液具有良好的降阻效果及耐温耐剪切性,能够满足滑溜水和压裂液在线混配的要求,可以实现滑溜水胶液一体化。 相似文献
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通过添加了EM30降阻剂的滑溜水压裂液在水平井中进行现场试验,表明滑溜水压裂液在水平井施工中摩阻减阻效果突出,携砂效果显著,无论是射孔液还是压裂液都能反复回收利用,起到了减少储层伤害,缩短施工周期,降低生产成本的作用。 相似文献
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《化学工业与工程技术》2019,(2):51-55
为满足页岩气储层体积压裂对大排量、大液量的要求,需采用滑溜水压裂液体系进行压裂施工。通过大量室内试验,优选出了性能优良的压裂液添加剂,包括减阻剂CY-1、防膨剂CRJ-2和助排剂CPJ-1,并通过浓度优选以及性能评价等试验,建立了一套适合页岩气储层开发的高效滑溜水压裂液体系,具体配方(w)为:0.1%减阻剂CY-1+1.5%防膨剂CRJ-2+0.5%助排剂CPJ-1。对优选的高效滑溜水压裂液体系进行了性能评价,结果表明:该压裂液体系属于假塑性流体,具有良好的流变性能;其降摩阻性能明显优于常规胍胶压裂液体系,具有低摩阻特点;并且压裂液体系对储层段天然岩心的渗透率伤害率仅为5%左右,具有低伤害的特性,能够满足目标区块页岩气储层压裂施工对压裂液性能的要求。 相似文献
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EYY1HF井是位于黄陵背斜的一口评价井,试气目的层为寒武系水井沱组一段,地层压力系数1.0~1.1,目的层温度55℃,属于常压低温页岩气井。在压裂改造过程中要求滑溜水中高分子聚合物在储层温度下可降解,压后具有较低的表面张力及较少的残渣,利于压后返排,减少储层伤害;此外,要求滑溜水黏度可调,可实现"变黏"压裂,提高裂缝复杂性。针对上述要求,开展了减阻剂、助排剂、黏土稳定剂及聚合物降解剂等添加剂研究及性能评价,通过配伍性实验及综合性能评价形成了FLICK减阻剂低温低伤害滑溜水体系。该体系减阻率70%,表面张力28 mN/m,毛细管吸收时间(CST)比值1.5,膨胀体积3 mL,在20℃条件下降解液黏度2 mPa·s,降解后分子量10 000,应用结果表明,该体系可以满足常压低温页岩气藏体积压裂的需求。 相似文献
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以丙烯酰胺、30%丙烯酰胺/甲叉双丙烯酰胺(29∶1)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、十六/十八烷基二甲基烯丙基氯化铵为主要合成单体,聚合引发剂为水溶性2,2-偶氮二(2-甲基丙基脒)二盐酸盐,合成疏水缔合型阳离子聚合物稠化剂(PASM)。对产物进行结构表征及性能测试,结果表明,稠化剂PASM的临界缔合浓度为0.5%,分子量为417.3×104,耐Na+和Ca2+能力强,并且随着矿化度的增加,起初体系的粘度呈现出上升趋势,表现出优异的增稠性能。低浓度使用状态下即可达到较好的防膨效果,悬砂性能优异,经过硫酸铵破胶后无残渣,破胶液不会对地层造成二次伤害,具有广阔的工业化前景。 相似文献
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摘要:以甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)、甲基丙烯酰氧乙基二甲基正十六烷基溴化铵(HDMC)(实验室自制)为原料,采用自由基水溶液聚合制备阳离子型疏水缔合聚合聚合物P (DMC-HDMC)。利用红外光谱和荧光光谱分别对其分子结构和疏水微区结构进行表征,并对其在酸液中的流变性进行了研究。研究结果表明:P (DMC-HDMC)含有亚甲基长链 (CH2)16,因而在溶液中能够形成疏水微区,且其临界缔合浓度(CAC)为~1700ppm。在20wt%的HCl溶液中,当P (DMC-HDMC)浓度为0.16wt%(CAC)时,其流出时间分别为20.47s和40.8s;与非疏水缔合型聚甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(PDMC)相比,随酸浓度的增加,PDMC 的粘度明显降低,而P (DMC-HDMC)则相对稳定,整体呈略微上升趋势。 相似文献
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压裂液在水力压裂施工作业中起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂深入人工裂缝以及压裂完成后,化学分解或破胶到低黏度,保证大部分压裂液返排到地面以净化裂缝的作用。其性能好坏是关系到压裂施工的成败和影响压后增产效果的一个重要因素,现有的高温压裂液体系已经无法满足大庆油田松辽盆地深度埋藏天然气储层增产改造需要。笔者通过热分析实验分析了羟丙基胍胶压裂液高温降解的原因,并确定了系列提高稠化剂耐高温性能的技术对策,重点论述了通过羟丙基瓜胶和聚丙烯酰胺复合来提高稠化剂体系耐高温性能的方法,成为200℃超高温压裂液的研究的主要技术路线之一,为满足大庆油田松辽盆地深部埋藏高温气藏增产改造的需要提供依据。 相似文献
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《应用化工》2015,(11)
采用两步法合成了无水压裂液交联剂烷基磷酸酯,其最佳合成条件为:磷酸三乙酯和P2O5、混合醇的投料摩尔比为1∶1∶4,在80℃时反应5 h,产物二烷基磷酸酯的产率高达71.3%。采用络合铁水溶液作为活化剂,其配方为:柠檬酸钠30%,乙二醇10%,硫酸铁30%,去离子水30%。利用正己烷为基液,烷基磷酸酯PA-2为交联剂,络合铁水溶液FC-1为活化剂,制备出低碳烃无水压裂液,并探究了交联剂与活化剂的添加量对压裂液性能的影响。结果表明,随着交联剂PA-2用量的增加,成胶时间显著缩短,粘度逐渐增大。当交联剂PA-2用量为2.5%,活化剂FC-1用量为4%时,成胶时间为116 s,压裂液的粘度高达440.5 m Pa·s。在80℃、剪切速率170 s-1的条件下剪切1 h,该压裂液粘度仍在100 m Pa·s以上,表明该压裂液的耐温耐剪切性能良好。 相似文献
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《应用化工》2022,(11)
采用两步法合成了无水压裂液交联剂烷基磷酸酯,其最佳合成条件为:磷酸三乙酯和P2O5、混合醇的投料摩尔比为1∶1∶4,在80℃时反应5 h,产物二烷基磷酸酯的产率高达71.3%。采用络合铁水溶液作为活化剂,其配方为:柠檬酸钠30%,乙二醇10%,硫酸铁30%,去离子水30%。利用正己烷为基液,烷基磷酸酯PA-2为交联剂,络合铁水溶液FC-1为活化剂,制备出低碳烃无水压裂液,并探究了交联剂与活化剂的添加量对压裂液性能的影响。结果表明,随着交联剂PA-2用量的增加,成胶时间显著缩短,粘度逐渐增大。当交联剂PA-2用量为2.5%,活化剂FC-1用量为4%时,成胶时间为116 s,压裂液的粘度高达440.5 m Pa·s。在80℃、剪切速率170 s-1的条件下剪切1 h,该压裂液粘度仍在100 m Pa·s以上,表明该压裂液的耐温耐剪切性能良好。 相似文献
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滑溜水压裂液具有低黏度以及降摩阻等优点,可深入地层,构造更加复杂的缝网结构,是非常规油气藏降本增效的重要技术手段.减阻剂作为滑溜水中的主要组成部分,主要用于降低压裂液与管壁间的摩擦阻力,提高作业效率.介绍了生物基多糖、表面活性剂以及聚丙烯酰胺这3种类型减阻剂的主要减阻机理及其各自减阻效率,详述了其各自的研究进展与应用现... 相似文献
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以二乙醇胺(DEA)、丙烯酸甲酯(MA)、三羟甲基丙烷(TMP)、顺丁烯二酸酐(MAH)为原料,合成了一种端羧基超支化大单体HPAE-C。并以HPAE-C、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)以及2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,在水溶液中进行自由基聚合得到一种四元共聚物稠化剂PHPAE-C。通过FTIR和1HNMR对其结构进行表征。评价了超支化稠化剂的溶液性质和交联性能。结果表明,稠化剂质量浓度为3000 mg/L(剪切速率为7.34 s-1,25℃)时,溶液表观黏度可达846.7 mPa·s,升温至90℃时,黏度仍为570 mPa·s,并且在Na+质量浓度为6000 mg/L、Ca2+和Mg2+质量浓度为600 mg/L时表观黏度仍能达到300mPa·s以上,说明PHPAE-C具有良好的增黏、耐温、耐盐和抗剪切性能;在交联比m(聚合物水溶液)∶m(乙酰丙酮锆)=100∶0.06、交联温度为55 ℃、pH=5时交联效果最佳。并对交联效果最佳的压裂液进行了性能评价,结果表明,在120℃、170s-1下剪切80 min后,该体系的表观黏度可达到450 mPa·s左右,并且是一种具有良好悬砂、破胶性能的低伤害压裂液体系。 相似文献
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This study presents the mathematical formulation and implementation of a comprehensive optimization framework for the assessment of shale gas resources. The framework simultaneously integrates water management and the design and planning of the shale gas supply chain, from the shale formation to final product demand centers and from fresh water supply for hydraulic fracturing to water injection and/or disposal. The framework also addresses some issues regarding wastewater quality, i.e., total dissolved solids (TDS) concentration, as well as spatial and temporal variations in gas composition, features that typically arise in exploiting shale formations. In addition, the proposed framework also considers the integration of different modeling, simulation and optimization tools that are commonly used in the energy sector to evaluate the technical and economic viability of new energy sources. Finally, the capabilities of the proposed framework are illustrated through two case studies (A and B) involving 5 well-pads operating with constant and variable gas composition, respectively. The effects of the modeling of variable TDS concentration in the produced wastewater is also addressed in case study B. 相似文献