【摘 要】
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简介了国外近期降低水基压裂液中植物胶类增稠剂浓度的三种技术:Nimerick等人的pH缓冲体系;锆交联羧甲基瓜尔胶压裂液;更高分子量的精加工瓜尔胶PEG硼交联压裂液。针对中原油
【机 构】
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中国石油大学（北京）石油天然气工程学院,中原石油勘探局井下特种作业处
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简介了国外近期降低水基压裂液中植物胶类增稠剂浓度的三种技术:Nimerick等人的pH缓冲体系;锆交联羧甲基瓜尔胶压裂液;更高分子量的精加工瓜尔胶PEG硼交联压裂液。针对中原油田研发了90~140℃中高温低浓度HPG硼交联压裂液。在压裂液设计中采用浓度优化和泵注浓度由高到低变化两条原理,黏度低限为:在地层温度和170 1/s连续剪切90 min后前置液黏度≥150 mPa.s,携砂液黏度≥100 mPa.s。用0.45~0.90 mm的陶粒和压裂液破胶液测试,HPG浓度由0.5%减至0.4%时,15 h后的导流能力提高11.3%。得到了如下基本配方(HPG/有机硼交联剂/NaOH)。用于90~120℃的前置液:0.35%/0.35%/0.08%,携砂液:0.25%~0.30%/0.30%/0.08%;用于120~140℃的前置液:0.40%/0.45%/0.10%,携砂液:0.30%~0.35%/0.35%/0.10%。2002~2005年,该低浓度压裂液在中原油田应用于超过40井次的压裂,仅4井次未完成顶替。介绍了地温92℃和134.8℃的各一口油井的压裂工艺和良好效果。图6表1参6。
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