【摘 要】
：
采用转子黏度仪初步研究了压裂液增稠剂疏水基改性羟乙基纤维素(HMHEC)基液体系的流变性,及其与HMHEC在基液中的结构间的关系.结果表明:HMHEC水溶液体系为剪切变稀的流体体系;HMHEC基液体系有较强的温度可逆性和剪切恢复性.HMHEC与HEC在不同剪切速率下，其基液的剪切黏度度均随剪切率的增大而减小。HMHEC基液体系具有温度可逆性，并且HMHEC通过可逆过程后，私度会相对大于基础黏度。
【机 构】
：
中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛,266580 中国石油技术开发公司,北京,100028
【出 处】
：
2013国际油田化学新进展(ISOC2013)学术研讨会
论文部分内容阅读
采用转子黏度仪初步研究了压裂液增稠剂疏水基改性羟乙基纤维素(HMHEC)基液体系的流变性,及其与HMHEC在基液中的结构间的关系.结果表明:HMHEC水溶液体系为剪切变稀的流体体系;HMHEC基液体系有较强的温度可逆性和剪切恢复性.HMHEC与HEC在不同剪切速率下，其基液的剪切黏度度均随剪切率的增大而减小。HMHEC基液体系具有温度可逆性，并且HMHEC通过可逆过程后，私度会相对大于基础黏度。
其他文献
二滩水电站中孔闸门是重要的防汛设备,在防洪度汛工作中起着非常重要的作用.原闸门控制系统投运已有14年,PLC采用20世纪90年代的MODICON A984-145,设备停产、元器件老化严重,给防汛工作带来了安全隐患,也无法满足我厂安全生产和无人值班的要求.因此立项改造,新系统采用性能更加稳定的施耐德的Modicon TSX Premium可编程控制器,并对水封动作逻辑重新设计.二滩水电站中孔闸门控
雅砻江锦屏梯级生态调度的核心目标是在尽可能降低发电损失的前提下最大程度满足河道生态流量.本研究将梯级水库作为系统,以年发电量为目标函数,生态需水量为主要的生态约束条件,建立了梯级水库生态调度优化模型,采用改进的遗传算法进行求解.选用Tennant方法和鱼类栖息地模拟法对减水河段的生态流量进行分析,得到了反映河流不同生态目标的流量序列,以此作为调度情景,系统地研究了不同生态流量调度与工程发电量损失之
两河口水电站位于四川省甘孜州雅江县境内,坝址区河谷深切,两岸基岩裸露,岸坡陡峭,阶地不发育,呈典型的峡谷地貌,施工场地条件较差.对外交通条件较差,电站建设中需修建专用对外交通公路,由于坝址下游河床存在白孜村段大转弯,根据现场实际地形条件,两河口水电站对外交通工程将设置三座跨江大桥进入施工区,在施工区内根据施工要求设置了2座跨江大桥,桥梁主要结构涉及连续刚构桥、混凝土拱桥和索道桥三种结构形式,桥梁结
孤网条件下机组运行的稳定性和控制调节能力,对保障电力系统安全、可靠运行具有重要作用.本文主要结合锦屏二级水电站在孤网运行模式下的控制方案对大型水轮发电机组的孤网控制方式进行分析和思考,并对一种优化的机组孤网控制方式进行仿真.
In order to study the influence of core permeability on the efficiency of CO2 displacement, the minimum miscible pressure (MMP) between CO2 and oil was determined through slim tube oil displacement ex
CO2泡沫驱作为改善CO2驱流度控制性差特点的提高采收率技术,结合了CO2驱和泡沫驱的双重优点.本文利用高温高压可视化的CO2泡沫性能测试装置,针对起泡剂FP-12,在不同起泡剂浓度、温度、矿化度和压力条件下进行了CO2泡沫性能测试实验,研究了不同因素对于CO2泡沫性能的影响规律.实验结果表明,泡沫剂类型及其亲油/亲水特性(HLB值)对CO2泡沫的起泡能力和稳定性能有很大影响;起泡剂的浓度对起泡和
In the study presented in this paper, the shape, size and deformation of cross-linked polymer microspheres were observed using a scanning electron microscope (SEM) and a light microscope.A capillary f
In the study presented in this paper, multiple emulsions were prepared to form delayed crosslinking amphiphilic polymer gel in order to achieve deep conformance control in oilfield development.Soluble
Miscible/immiscible carbon dioxide (CO2) injection is considered one of the most effective technologies for improving oil recovery from complicated formations, and, in particular, hard-to-recover oil
Gel treatment is a technology to inject the crosslinked polymer into the formation to block the fractures and channels, which allows the water to divert unswept areas/zones to improve sweep efficiency