排序方式: 共有34条查询结果,搜索用时 0 毫秒
11.
12.
13.
羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的高温性能评价 总被引:1,自引:0,他引:1
评价了羧甲基羟丙基瓜尔胶(CMHPG)压裂液在90~180℃的流变性与伤害特征。该稠化剂水不溶物含量低于1.1%,用于180℃储层的加量为0.60%,基液黏度88.6 mPa.s,交联液在170 1/s剪切100 min后的黏度大于50 mPa.s。0.25%交联液100℃时的储能模量为2.451 Pa,大于0.50%羟丙基瓜尔胶(HPG)交联液的0.7265Pa。CMHPG交联液在低破胶剂浓度下即可快速破胶水化,残渣含量为194~225 mg/L,不到HPG的1/2。CMHPG和HPG交联液对储层岩心的伤害率分别为39.8%、52.3%。CMHPG交联液悬砂性能良好。在排量2~6 m3/min时,0.45%CMHPG压裂液基液(用于150℃高温深井)的摩阻系数与0.30%HPG基液(用于70℃地层)相当。与HPG压裂液相比,CMHPG压裂液具有高弹性、高悬砂性及低稠化剂使用浓度、低基液黏度、低伤害、低摩阻的"二高四低"性能。图5表8参4 相似文献
14.
15.
16.
榆树林油田树322井区压裂改造潜力研究 总被引:1,自引:1,他引:0
针对大庆榆树林油田树322井区油藏地质和现有开发井网与裂缝方位,利用ECLIPSE油藏模拟软件,进行了多参数下的压裂增产增注的油藏模拟,进而优化了该区进行压裂改造的裂缝参数。结果显示,在储层有效渗透率分别为0.05、0.1、0.2和0.3mD时,一类油井的裂缝长度分别为120、90、45和30m;二类油井的裂缝长度分别为120、90、75和75m;三类油井的裂缝长度分别为120、120、90和90m;水井压裂在上述对应有效渗透率下的裂缝长度分别为60、45、45和30m;裂缝导流能力为20~30μm2.cm。油水井优化裂缝参数条件下的产量预测表明在该区进行整体压裂改造具有巨大潜力,为后期该区开发方案的调整提供了技术支撑;也为该区进行的压裂施工方案设计提供了优化的裂缝参数目标。 相似文献
17.
18.
19.
20.
选取一座已初步形成好氧颗粒污泥的工业污水处理厂的辐流式沉淀池为研究对象,结合实际运行情况建立固液二相流模型,分析沉淀池内活性污泥的沉降性能和分布规律。从沉淀池底径向距离中心1、6和12 m处取得3个污泥样本S1、S2和S3,其中S1的平均粒径(294.6μm)远高于S2(142.8μm)和S3(55.2μm),对应的污泥指数(SVI)分别为56.2、63.4和81.3 m L/g。综合试验结果和计算流体力学(CFD)模拟结果可以发现,沉淀池内颗粒污泥主要集中在半径为1~6 m的圆环区域内。因此,可以通过选择性回流中心区域内的颗粒污泥来制造选择压,从而实现连续流工艺的污泥颗粒化。 相似文献