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AA/AM/AMPS/DAC体膨型堵水剂的合成及性能 被引量:13
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作者 赖南君 李玺 +2 位作者 傅波 徐俊芳 王思遥 《精细化工》 EI CAS CSCD 北大核心 2014年第8期1015-1019,1033,共6页
以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)为原料,N,N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)为交联剂,合成了一种体膨型堵水剂。考察了合成条件对产物性能的影响,确定的最优合成条件是:AA与AM质量... 以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)为原料,N,N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)为交联剂,合成了一种体膨型堵水剂。考察了合成条件对产物性能的影响,确定的最优合成条件是:AA与AM质量比4∶1,反应温度60℃,AMPS用量7%(以反应物总质量为基准),DAC用量4%(以反应物总质量为基准),引发剂用量0.5%(以单体总质量为基准),交联剂用量0.05%(以单体总质量为基准)。合成的堵水剂具有较好的抗盐能力,且在煤油中几乎不膨胀,通过岩心流动实验评价了堵水剂的封堵能力和耐冲刷性能,该堵水剂封堵率能达到86.1%,经过25倍孔隙体积的后续水冲刷,注入压力仅下降0.13 MPa,该堵水剂具有较强的耐冲刷能力。 展开更多
关键词 膨胀 堵水剂 封堵能力 岩心流动 耐盐性 油田化学品与油品添加剂
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疏水型SiO2纳米颗粒稳定泡沫机理与泡沫耐温性能评价 被引量:11
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作者 李兆敏 侯大炜 +4 位作者 鹿腾 黄时祯 张克明 李晟 顾子涵 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2019年第3期494-500,共7页
针对普通泡沫体系在高温油藏环境下稳定性差的问题,选用疏水纳米SiO2颗粒增强苯磺酸盐类耐温泡沫剂HY-4的高温稳定性,评价了HY-4与纳米颗粒复配前后的泡沫性能,分析了纳米颗粒的稳泡机理,评价了泡沫体系的耐温性能,对比了两种泡沫体系... 针对普通泡沫体系在高温油藏环境下稳定性差的问题,选用疏水纳米SiO2颗粒增强苯磺酸盐类耐温泡沫剂HY-4的高温稳定性,评价了HY-4与纳米颗粒复配前后的泡沫性能,分析了纳米颗粒的稳泡机理,评价了泡沫体系的耐温性能,对比了两种泡沫体系的高温封堵能力。结果表明,0.5%HY-4与1.0%疏水纳米SiO2颗粒复配体系的泡沫性能最优;在150℃之内,复配体系老化12 h后的泡沫性能明显优于HY-4泡沫体系;复配体系泡沫平均粒径小于HY-4泡沫体系,且静置1 h后泡沫粒径变化较小;在150℃下,复配泡沫体系对岩心的封堵能力优于HY-4泡沫体系,岩心产出泡沫的粒径小、球形度高、抗挤压能力强。疏水纳米SiO2颗粒可大幅增强泡沫稳定性,提高泡沫体系的高温封堵能力。 展开更多
关键词 泡沫剂 纳米SIO2颗粒 高温 稳定性 封堵能力
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聚合物-多重乳液交联剂深部调剖体系研究 被引量:8
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作者 赵娟 戴彩丽 +3 位作者 汪庐山 靳言欣 李丹 赵福麟 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2009年第3期304-307,共4页
以醋酸铬水溶液为水内相,柴油为油相,T161为W/O乳化剂,T20为O/W乳化剂制备了具延缓交联作用、可用于深部调剖体系的W/O/W多重乳液交联剂。通过成冻时间和冻胶强度(冻胶突破真空度)测定,考察了多种因素对HPAM/多重乳液体系的影响。用... 以醋酸铬水溶液为水内相,柴油为油相,T161为W/O乳化剂,T20为O/W乳化剂制备了具延缓交联作用、可用于深部调剖体系的W/O/W多重乳液交联剂。通过成冻时间和冻胶强度(冻胶突破真空度)测定,考察了多种因素对HPAM/多重乳液体系的影响。用矿化度4.16 g/L的桩西106井采出污水配制的HPAM/多重乳液体系,随聚合物用量(0.3%-0.7%)、多重乳液用量(0.2%-1.0%)、温度(65-85℃)增加,成冻时间缩短而冻胶强度增大,温度≥80℃时成冻时间过短,不能满足深部调剖的要求。用矿化度19.6 g/L的胜坨286井采出污水配制的HPAM/多重乳液体系,成冻时间和冻胶强度均大幅减小。在长20 cm、水测渗透率2.0-2.2μm2的填砂管内,该体系65℃下的封堵率随聚合物用量增大按二次曲线式增长,随多重乳液用量增大按线性增大,在实验条件下均大于80%。HPAM用量0.3%、0.4%、0.5%,多重乳液用量0.2%、0.4%的体系,65℃下的最短成冻时间不短于7 h。 展开更多
关键词 醋酸铬 W/O/W多重乳液 聚合物/铬冻胶 延缓成冻 成冻时间 冻胶强度 封堵能力 深部调剖剂
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泡沫驱替过程中阻力因子与岩心气相饱和度的变化 被引量:4
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作者 李松岩 李兆敏 +1 位作者 李宾飞 李金洋 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2016年第2期266-270,共5页
为了解在不同注入参数下泡沫驱的气相饱和度变化规律、深入分析泡沫渗流机理,通过岩心驱替实验,研究了泡沫驱替过程中注入速度、气液比、岩心渗透率和含油饱和度对泡沫阻力因子与岩心气相饱和度的影响,分析了气相饱和度与封堵能力之间... 为了解在不同注入参数下泡沫驱的气相饱和度变化规律、深入分析泡沫渗流机理,通过岩心驱替实验,研究了泡沫驱替过程中注入速度、气液比、岩心渗透率和含油饱和度对泡沫阻力因子与岩心气相饱和度的影响,分析了气相饱和度与封堵能力之间的关联性。结果表明,泡沫渗流阻力因子随注入速度和渗透率的增大而增大、随气液比的增大而先增大后降低;气液比为1∶1数2∶1时,阻力因子为172数194,泡沫封堵性能最好;岩心含油饱和度由0增至65.21%时,阻力因子从172降至71;泡沫对渗透率和油水层有良好的选择性;注入速度和气液比对岩心最高气相饱和度和水驱后气相饱和度的影响较小,最高气相饱和度均能达到80%以上,水驱后气相饱和度均在60%数75%之间;随岩心渗透率增大,最高气相饱和度和水驱后气相饱和度先增大后降低;随含油饱和度的增加,气相饱和度降低。气相饱和度与泡沫封堵能力有较好的关联性,岩心中气相饱和度达到60%以上时才能形成有效封堵,阻力因子快速增加。 展开更多
关键词 泡沫 气相饱和度 阻力因子 封堵能力
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Experimental study of the temporary plugging capability of diverters to block hydraulic fractures in high-temperature geothermal reservoirs
5
作者 Dao-Bing Wang Hao Qin +3 位作者 Yong-Liang Wang Jian-Qiao Hu Dong-Liang Sun Bo Yu 《Petroleum Science》 SCIE EI CAS CSCD 2023年第6期3687-3699,共13页
The effective plugging of artificial fractures is key to the success of temporary plugging and diverting fracturing technology,which is one of the most promising ways to improve the heat recovery efficiency of hot dry... The effective plugging of artificial fractures is key to the success of temporary plugging and diverting fracturing technology,which is one of the most promising ways to improve the heat recovery efficiency of hot dry rock.At present,how temporary plugging agents plug artificial fractures under high temperature remains unclear.In this paper,by establishing an improved experimental system for the evaluation of temporary plugging performance at high temperature,we clarified the effects of high temperature,injection rate,and fracture width on the pressure response and plugging efficiency of the fracture.The results revealed that the temporary plugging process of artificial fractures in hot dry rock can be divided into four main stages:the initial stage of temporary plugging,the bridging stage of the particles,the plugging formation stage,and the high-pressure dense plugging stage.As the temperature increases,the distribution distance of the temporary plugging agent,the number of pressure fluctuations,and the time required for crack plugging increases.Particularly,when the temperature increases by 100℃,the complete plugging time increases by 90.7%. 展开更多
关键词 High temperature Diverter material Fracture plugging capability Hydraulic fracturing Experimental study
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泡沫流体在孔隙介质中的流动特点研究 被引量:3
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作者 王其伟 郭平 +1 位作者 王军志 李雪松 《石油钻采工艺》 CAS CSCD 北大核心 2008年第2期90-92,共3页
为了研究不同气液比及不同注入方式泡沫流体在长细管模型中产生的特点及运移规律以及端面封堵情况,通过长细管模型进行了注入泡沫流体在孔隙介质中的流动试验。试验结果证明,泡沫在多孔介质中流动,压差分布均匀,泡沫体系在渗透率20μm2... 为了研究不同气液比及不同注入方式泡沫流体在长细管模型中产生的特点及运移规律以及端面封堵情况,通过长细管模型进行了注入泡沫流体在孔隙介质中的流动试验。试验结果证明,泡沫在多孔介质中流动,压差分布均匀,泡沫体系在渗透率20μm2孔隙介质中,能够形成较大的流动压差,并且不会形成端面堵塞,泡沫流动压差随气液比的增大而增大,泡沫压差形成的速度随气液比的增大而增快,形成稳定压差的时间变短;混合式注入泡沫形成的压差由前向后运动,交替式注入气体及泡沫剂溶液首先在中部形成压差,逐渐向两端扩展,混合式注入形成泡沫封堵的时间明显少于交替式注入。泡沫流体适合于油藏驱油,不会形成端面封堵,且混合式注入优于交替式注入。 展开更多
关键词 泡沫 泡沫运移 交替式注入 混合式注入 封堵能力
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可控自聚集胶体颗粒对特低渗透非均质油藏的封堵能力及适应性评价 被引量:1
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作者 李秋言 岳湘安 陈余平 《油气地质与采收率》 CAS CSCD 北大核心 2022年第2期109-116,共8页
为研究可控自聚集胶体颗粒(CSA胶粒)对特低渗透非均质油藏窜流通道的封堵能力及其注入量变化对油藏开发效果的影响,利用人造均质柱状岩心和非均质板状岩心开展调堵-水驱渗流实验和调堵-天然能量开采模拟实验。依靠自主研发的边底水油藏... 为研究可控自聚集胶体颗粒(CSA胶粒)对特低渗透非均质油藏窜流通道的封堵能力及其注入量变化对油藏开发效果的影响,利用人造均质柱状岩心和非均质板状岩心开展调堵-水驱渗流实验和调堵-天然能量开采模拟实验。依靠自主研发的边底水油藏天然能量开采模拟实验装置,实现了室内实验对目标油藏实际开发动态特征的相似性模拟,明确了CSA胶粒注入量对控水、增油、保压、提高采收率和启动基质剩余油的影响。实验结果表明,平均粒径为0.5μm的CSA胶粒针对目标油藏条件兼具较好的注入性和较高的封堵强度;增加CSA胶粒注入量有助于控制油藏水窜、提高低渗透基质波及效率、提高采油速度和降低油藏压力衰减速率,对延长油井稳产期、提高油藏采收率效果明显,但当CSA胶粒注入量超过某一临界值时,继续增加其注入量并不会明显改善油藏开发效果。对于目标油藏,其适宜的注入量为0.3倍窜流通道孔隙体积倍数,此时油藏采收率可达到32.43%。由此可知,特低渗透非均质油藏调堵工艺需要选用适宜的调堵剂和适度的注入量。 展开更多
关键词 天然能量开发 特低渗透油藏 调堵剂 注入量 封堵能力 提高采收率
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CXG型堵漏剂的研制及应用 被引量:2
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作者 吕西辉 陈德红 +3 位作者 韩宗元 陈德榕 王聪 张代森 《断块油气田》 CAS 2006年第5期54-55,共2页
CXG型堵漏剂是一种新型的堵漏封窜剂,该堵剂在常用的油井水泥基础上,添加了具有活性组分的支撑剂、悬浮分散剂和固化剂。室内及现场试验表明,CXG型堵漏剂具有热稳定性好、固结体强度高、可实现等体积固结和自愈合等性能,对不同渗透率岩... CXG型堵漏剂是一种新型的堵漏封窜剂,该堵剂在常用的油井水泥基础上,添加了具有活性组分的支撑剂、悬浮分散剂和固化剂。室内及现场试验表明,CXG型堵漏剂具有热稳定性好、固结体强度高、可实现等体积固结和自愈合等性能,对不同渗透率岩心均具有较强的封堵能力,可用于封堵管外窜、裂缝、高渗透层及地层大孔道,并已在胜利孤岛油田现场应用中获得成功,具有广阔的应用前景。 展开更多
关键词 管外窜 高渗透 裂缝 耐冲刷 堵塞能力
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蓄能液气泡技术在钻井液中的研究与应用
9
作者 王旭东 《山东化工》 CAS 2019年第6期149-150,152,共3页
通过研制适用于现场使用的蓄能液气泡发生装置和研究现场施工工艺,建立了蓄能液气泡钻井液技术,病在试验井进行了试验。现场试验的结果表明:蓄能液气泡钻井液在试验井井底最低密度可到0.51g/cm^3~0.53g/cm^3,能有效减小井底静压力,气... 通过研制适用于现场使用的蓄能液气泡发生装置和研究现场施工工艺,建立了蓄能液气泡钻井液技术,病在试验井进行了试验。现场试验的结果表明:蓄能液气泡钻井液在试验井井底最低密度可到0.51g/cm^3~0.53g/cm^3,能有效减小井底静压力,气体回收率在50%以上。 展开更多
关键词 蓄能液气泡 防漏堵漏 现场试验
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超低渗透钻井液提高地层承压能力机理研究 被引量:37
10
作者 孙金声 苏义脑 +1 位作者 罗平亚 刘雨晴 《钻井液与完井液》 CAS 北大核心 2005年第5期1-3,共3页
通过超低渗透钻井液高温高压条件下侵入岩石深度实验、侵入岩石深度实验后的岩心清除泥饼前后岩心承压能力实验、提高裂缝承压能力实验、钻井液中加入零滤失井眼稳定剂前后岩心滤失量随时间变化关系实验,以及超低渗透钻井液在滤液进入... 通过超低渗透钻井液高温高压条件下侵入岩石深度实验、侵入岩石深度实验后的岩心清除泥饼前后岩心承压能力实验、提高裂缝承压能力实验、钻井液中加入零滤失井眼稳定剂前后岩心滤失量随时间变化关系实验,以及超低渗透钻井液在滤液进入岩心浅层后封堵孔隙的电子显微照片分析可知,超低渗透钻井液提高地层承压能力机理是利用特殊聚合物处理剂,在井壁岩石表面浓集形成胶束,依靠聚合物胶束或胶粒界面吸力及其可变形性,封堵岩石表面较大范围的孔喉,在井壁岩石表面形成致密超低渗透封堵膜,有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层。超低渗透钻井液在井壁表层能快速形成渗透率为零的封堵层,在井壁的外围形成保护层,钻井液及其滤液完全隔离不会渗透到地层深处,可实现接近零滤失。零滤失井眼稳定剂通过在井壁表面形成超低渗透膜及增强内泥饼封堵强度大幅度提高了岩心承压能力,这样在现场应用中就能提高漏失压力和破裂压力梯度,扩大安全密度窗口。 展开更多
关键词 超低渗透钻井液 地层承压能力 封堵 井眼稳定 安全密度窗口
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交联聚合物微球体系水化性能分析 被引量:24
11
作者 韩秀贞 李明远 +4 位作者 林梅钦 郑晓宇 郭继香 董朝霞 吴肇亮 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2006年第2期162-165,共4页
采用动态光散射法(DLS)、微孔滤膜过滤法和岩心封堵实验法研究了交联聚合物微球体系水化后的粒径变化、封堵性能和压缩变形性能。所研究的交联聚合物微球是一种预交联聚合物颗粒,由丙烯酰胺、丙烯酸及交联单体通过反相微乳液聚合制成,... 采用动态光散射法(DLS)、微孔滤膜过滤法和岩心封堵实验法研究了交联聚合物微球体系水化后的粒径变化、封堵性能和压缩变形性能。所研究的交联聚合物微球是一种预交联聚合物颗粒,由丙烯酰胺、丙烯酸及交联单体通过反相微乳液聚合制成,经过破乳、沉淀分离及萃取精制提纯。实验结果表明,聚合物浓度为200 mg/kg、氯化钠浓度为5000 mg/kg的交联聚合物微球体系,40℃下的水化时间由3天增至15天时,微球的水化动力学直径(Dh)由244.3 nm增至278.4 nm,15天时粒径达到最大值,此后随着水化时间的继续延长,微球Dh逐渐变小;聚合物浓度为200 mg/kg、NaCl浓度由0 mg/kg增至10000 mg/kg时,交联聚合物微球Dh由2090 nm减至229.6nm,但随着NaCl浓度的继续增加,Dh却逐渐增大。微孔滤膜实验表明,交联聚合物微球体系可对0.4μm的核孔膜形成有效封堵,但是长时间水化后的交联聚合物微球封堵性能降低。岩心封堵实验进一步说明水化后的微球具有很好的变形性和注入性。图3表1参6。 展开更多
关键词 交联聚合物微球 预交联聚合物颗粒 水化性能 粒径 水分散液 过滤性 注入性 岩心封堵能力 调驱剂
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水玻璃无机堵剂研究 被引量:11
12
作者 赵娟 戴彩丽 +2 位作者 汪庐山 靳言欣 赵福麟 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2009年第3期269-272,共4页
研究了作为堵剂的水玻璃的基本化学性质及封堵高温岩心的能力。所用水玻璃为工业品,模数3.17,有效物含量40%,用蒸馏水配成溶液,测定沉淀、凝胶生成量(体积分数)和胶凝时间。水玻璃具有温敏性、盐敏性及钙镁敏性,且受pH值的影响,实验... 研究了作为堵剂的水玻璃的基本化学性质及封堵高温岩心的能力。所用水玻璃为工业品,模数3.17,有效物含量40%,用蒸馏水配成溶液,测定沉淀、凝胶生成量(体积分数)和胶凝时间。水玻璃具有温敏性、盐敏性及钙镁敏性,且受pH值的影响,实验结果如下:16%水玻璃在温度高于75℃或NaC l加量大于50 g/L、pH=8.0时生成沉淀,沉淀量随温度升高、盐加量增大而增大并最终大体上趋于不变,胶凝时间则发生相反的变化;在8-〈12 pH范围,加入1.0%CaC l2的8%水玻璃,50℃下在pH约为10时生成的沉淀最大;70℃下随CaC l2加量的增大(0.5%-2.0%),8%水玻璃的沉淀量略有增大而凝胶量略有减小,沉淀为主要生成物,随MgC l2加量的增大(0.5%-2.0%)凝胶量不断减速少,成为次要生成物,沉淀量不断增多,成为主要生成物。在水测渗透率1.5-1.9μm2、长20 cm的填砂管中,在90℃下交替注入等体积的10%、20%或40%水玻璃和矿化度106.8 g/L的濮城油田注入水,共3个轮次,合计1 PV,封堵率分别为91.6%、96.1%、98.6%,残余阻力系数分别为11.9、25.6、71.4。 展开更多
关键词 水玻璃 硅酸钠 沉淀/胶凝反应 反应机理 堵水剂 高温高盐油藏 岩心封堵能力
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可降解清洁钻井液的研究及现场应用 被引量:7
13
作者 许朋琛 陈宁 +4 位作者 胡景东 陈必武 王丽丽 滑志超 桑军元 《钻井液与完井液》 CAS 北大核心 2017年第3期27-32,共6页
针对煤层气井钻井过程中钻井安全和煤层保护之间的矛盾问题,研制了钻井液用提切剂BZ-2和固膜剂GMJ,并以此为核心开发了可降解清洁钻井液体系。对BZ-2和GMJ的抑制性、流变性、残渣量及对岩心强度的影响等性能进行了评价。实验结果表明,... 针对煤层气井钻井过程中钻井安全和煤层保护之间的矛盾问题,研制了钻井液用提切剂BZ-2和固膜剂GMJ,并以此为核心开发了可降解清洁钻井液体系。对BZ-2和GMJ的抑制性、流变性、残渣量及对岩心强度的影响等性能进行了评价。实验结果表明,该体系的页岩回收率为93.5%;流变性好,动塑比达到0.93 Pa/m Pa s,初切、终切、动切力分别为2.5、3.0、20.5 Pa;API滤失量控制在12 m L以内,残渣量为4.5 mg/L,岩心强度增加了16.7%。该体系已在山西沁水盆地南部晋城斜坡带郑庄区块4口井进行试验。试验效果表明,其解决了该区块多分支水平井的钻井安全和煤层保护问题,日产气量较邻井提高了2倍以上,测算稳定产气量在3 000~5 000 m3/d,具有较好的推广应用前景。 展开更多
关键词 煤层气井钻井液 防止地层损害 无固相钻井液 可降解 封堵造壁性
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改性淀粉-丙烯酰胺强凝胶堵剂的封堵性能研究 被引量:5
14
作者 韩秀贞 李宏岭 +1 位作者 侯吉瑞 张宏峰 《大庆石油地质与开发》 CAS CSCD 北大核心 2010年第3期121-123,共3页
用常规堵剂深部封堵窜流型地层较困难,室内研发了以改性淀粉和丙烯酰胺接枝共聚物、有机复合交联剂和引发剂为主要成分的强凝胶堵剂,采用30m超长填砂管检测其深部运移特性和深部封堵性能。实验表明,该堵剂具有良好的深部运移能力、... 用常规堵剂深部封堵窜流型地层较困难,室内研发了以改性淀粉和丙烯酰胺接枝共聚物、有机复合交联剂和引发剂为主要成分的强凝胶堵剂,采用30m超长填砂管检测其深部运移特性和深部封堵性能。实验表明,该堵剂具有良好的深部运移能力、较强的抗剪切能力、较好的选择封堵性和极强的封堵性能,能够满足吉林油田矿场需要。 展开更多
关键词 改性淀粉-丙烯酰胺接枝共聚物 深部封堵 深部运移 抗剪切 封堵性能
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裂缝性地层承压防漏堵漏钻井液技术室内研究 被引量:5
15
作者 王富华 孙希腾 +4 位作者 丁万贵 吴晓光 冯力 徐延勇 于婉秋 《复杂油气藏》 2020年第3期67-71,共5页
裂缝性漏失是钻井施工中比较常见且危害较大的一种漏失类型。针对此技术难题,从分析裂缝性地层的漏失机理入手,提出了承压防漏堵漏技术对策。结合LX区块裂缝性地层的漏失特点,按照多元协同原则,基于平行缝和梯形缝漏失物理模型,分别利... 裂缝性漏失是钻井施工中比较常见且危害较大的一种漏失类型。针对此技术难题,从分析裂缝性地层的漏失机理入手,提出了承压防漏堵漏技术对策。结合LX区块裂缝性地层的漏失特点,按照多元协同原则,基于平行缝和梯形缝漏失物理模型,分别利用传统的堵漏仪和新型实验装置进行了堵漏材料优选、承压浆悬浮稳定性和承压堵漏性能实验,形成了一套适合于常规地层和储层的可酸溶解堵的承压堵漏剂配方。室内评价结果表明,研发的承压堵漏剂具有较强的悬浮稳定性和封堵承压性能,有效承压值高达28.0 MPa,能够有效封堵井下水力学宽度不超过2.0 mm的裂缝,可满足井下完井承压堵漏技术要求,有望解决常规裂缝漏失技术难题。 展开更多
关键词 井漏 裂缝 漏失压力 堵漏剂 地层承压能力 室内评价
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水平井筒暂堵球运移规律实验及效果评价 被引量:1
16
作者 刘罗云 李扬 王迪 《东北石油大学学报》 CAS 北大核心 2023年第6期55-66,I0004,I0005,共14页
为揭示暂堵球在水平井筒段间、簇间运移规律,设计水平井暂堵球运移实验装置,分析携带液排量、球孔数比、射孔簇进液能力、暂堵球直径和密度等因素对暂堵球运移规律的影响,评价暂堵球运移效果。结果表明:当携带液排量、暂堵球直径和密度... 为揭示暂堵球在水平井筒段间、簇间运移规律,设计水平井暂堵球运移实验装置,分析携带液排量、球孔数比、射孔簇进液能力、暂堵球直径和密度等因素对暂堵球运移规律的影响,评价暂堵球运移效果。结果表明:当携带液排量、暂堵球直径和密度分别为4.8~8.4 m 3/h、12.0~15.0 mm、870~1360 kg/m 3时,暂堵球在井筒内分布的均匀性逐渐降低,易运移至趾端低侧孔眼附近;球孔数比为9∶9~18∶9时,暂堵球在井筒内分布的均匀性呈先升高后降低的趋势,转折点球孔数比约为15∶9;当射孔簇进液能力差异较大时,暂堵球主要聚集在强进液能力孔眼附近。该结果为投球暂堵压裂方案优化提供参考。 展开更多
关键词 暂堵球 水平井 压裂 运移规律 携带液排量 球孔数比 射孔簇进液能力
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单液法硅酸凝胶堵水剂FH-01研究及其应用 被引量:4
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作者 陈辉 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2008年第3期218-220,共3页
所报道的单液法硅酸凝胶堵水剂FH-01,由75%~95%水玻璃、0.9%~1.05%复合电解质胶凝剂,8%~12.5%包覆剂组成,常温下为淡黄色液体,在地层条件下经10~15小时固化。简介了硅酸钠在氢离子作用下生成单硅酸,再聚合成多聚硅酸... 所报道的单液法硅酸凝胶堵水剂FH-01,由75%~95%水玻璃、0.9%~1.05%复合电解质胶凝剂,8%~12.5%包覆剂组成,常温下为淡黄色液体,在地层条件下经10~15小时固化。简介了硅酸钠在氢离子作用下生成单硅酸,再聚合成多聚硅酸并形成凝胶的原理。将有效成分含量30%的堵剂0.3PV注入渗透率分别为3、2、1μm^2的孤岛油田产出砂填充管,在70℃固化后封堵率达92.9%、93.6%、95.7%,堵剂有效成分含量增大时封堵率增大,注入并联高、低渗(3.1和0.95μm^2)填砂管时,使分流率由90%和10%变为30%和70%。在孤岛中二北馆5单元的4口经多轮次蒸汽吞吐的热采井中,将该堵剂放置于距井眼6m的近井地带,平均单井用量110m^3,关井候凝后开井生产,产出液含水由94.3%~96.5%降至69.2%~88.5%,周期产油量大幅增加。图1表2参2。 展开更多
关键词 硅酸凝胶 堵水剂 单液法 组成与配方 岩心封堵性能 堵水 近井地带 蒸汽吞吐井 胜利孤岛油田
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背钻技术的能力提升研究
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作者 许校彬 邵勇 +1 位作者 陈金星 黄水权 《印制电路资讯》 2023年第2期79-85,共7页
背钻是通过二次机械钻孔的方式,将不利于信号传输的孔铜去除,背钻后残留的Stub长度越短,对信号传输的完整性越有利。文章主要研究了小孔背钻的过程能力优化以及高对准度背钻控制方法,实现背钻孔的堵孔改善及对准度提升。
关键词 PCB 背钻 堵孔 对位能力分析
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铜合金材料在插接件中的应用分析 被引量:5
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作者 王艳丽 张玉钟 +1 位作者 申相虎 康翠伶 《汽车电器》 2013年第2期37-40,共4页
介绍铜合金在汽车插接件中如何应用、选材,实践中的问题分析与解决,以及用于插接件的新型材料。
关键词 插接件 铜合金 折弯性 抗应力松弛能力
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盾构隧道管片插入式快速连接件作用机理分析 被引量:7
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作者 岳树桥 周质炎 彭芳乐 《地下空间与工程学报》 CSCD 北大核心 2010年第3期532-536,共5页
参考欧洲和日本盾构隧道装配式衬砌快速连接件的研究和应用情况,对环缝插入式快速连接件的安装和承载机理进行了分析,提出了连接件极限承载力公式,并在此基础上对环缝连接件的预紧力的形成过程进行了探讨,对连接件的容差能力的提高提出... 参考欧洲和日本盾构隧道装配式衬砌快速连接件的研究和应用情况,对环缝插入式快速连接件的安装和承载机理进行了分析,提出了连接件极限承载力公式,并在此基础上对环缝连接件的预紧力的形成过程进行了探讨,对连接件的容差能力的提高提出了对策。分析表明,环缝插入式快速连接件的安装过程和承载性能科学可靠,连接件的尺寸、材料、摩擦面特性及承载方式是影响连接件抗拉承载能力的主要因素;借助于盾构千斤顶的反推力以及环缝受压衬垫的弹性,可以实现接头面预紧力的施加,但预紧力的大小难以精确量化。 展开更多
关键词 管片 快速连接件 承载机理 预紧力 容差能力
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