導航：安全管理網(wǎng)>> 安全論文>> 化工安全論文>>正文

頁巖儲層壓裂工作液研究進展及啟示

文檔作者：彭踽1 趙金洲1 林嘯2 李柯葦3 文檔來源： 1．“油氣藏地質及開發(fā)工程 2．中國石油川慶鉆探工程公司井下作業(yè)公司 3．西南石油大學地球科學與技術學院		點擊數(shù)：	更新時間： 2024年02月26日
下載地址：點擊這里	文件大?。?2.99 MB 共6頁	文檔格式： PDF	下載點數(shù)： 1 點（VIP免費）

全屏查看

內容預覽 [文件共6頁]

本文件共6頁，如需編輯使用，請下載。

注：預覽效果可能會出現(xiàn)部分文字亂碼（如口口口）、內容顯示不全等問題，下載是正常的。

	文件大?。?.99 MB 共6頁文件格式：PDF 下載點數(shù)：1 點（VIP會員免費）

下一篇：循環(huán)應力作用下水泥環(huán)密封性實驗研究

上一篇：油基鉆井液凝膠堵漏技術實驗探討

文本預覽

僅提取頁面文字內容，供快速閱讀使用。

第33卷第4期
2016年7月
鉆井液與完井液
DRILLING FLUID&amp;amp;COMPLETION FLUID
v01．33 No．4
July 2016
doi：10．3696／j．issn．1001—5620．2016．04．002
頁巖儲層壓裂工作液研究進展及啟示
彭踽1， 趙金洲1， 林嘯2， 李柯葦3
(1．“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學，成都610500；
2．中國石油川慶鉆探工程公司井下作業(yè)公司。成都61005 l；3．西南石油大學地球科學與技術學院，成都610500)
彭璃等．頁巖儲層壓裂工作液研究進展及啟示[J】．鉆井液與完井液，2016，33(4)：8-13．
摘要滑溜水和線性膠壓裂液體系在頁巖油氣的增產中得到了廣泛應用。但隨著頁巖油氣資源開發(fā)的不斷深入，該體
系也暴露出了攜砂能力有限、返排液處理難度高和對儲層傷害大等諸多問題。因此，分析了目前頁巖儲層壓裂工作液體系
存在的問題，認為在掌握了頁巖軟化的損傷機理后，應該對前期的壓裂施工和室內巖心評價資料進行整理，對由頁巖軟化
損傷造成的壓后無效井，進行再一次的增產嘗試。綜述了新型的頁巖儲層壓裂工作液體系，認為基于產出水配制壓裂液是
必然的節(jié)能減排發(fā)展趨勢；泡沫壓裂液是有效的少水壓裂方案；而超低濃度、疏水締合和星形聚合物壓裂液體系都具有較
強的工業(yè)應用前景。根據(jù)調研內容提出了頁巖儲層體積壓裂的節(jié)水方案，建議根據(jù)壓裂液再生后的類型和用途，具有針對
性地凈化和處理返排液，從而降低返排液的處理成本。
關鍵詞頁巖氣；增產措施；壓裂液；儲層損害；重復用水
中圖分類號：TE357．12 文獻標識碼：A 文章編號：1001．5620(2016)04．0008．06
Progress in Shale Gas Reservoir Fracturing Study and its Enlightenment
PENG Yul，ZHAO Jinzhoul，LIN Xia02，LI Kewei3
(1．State Key Laboratory ofOil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，
Sichuan 610500；2．CCDCDownhole Service Company，Chengdu，Sichuan 610051；
3．School ofGeoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500)
Abstract Slick water fracturing fluids and linear colloid fracturing fluids，though widely used in shale gas stimulation jobs，have
deficiencies such as poor sand carrying capacity,difficulties in the treatment of the flowback fluids，and damage to the productivity
of reservoirs，etc．Based on the analyses of the problems found of the fracturing fluids presently in use，it is concluded that after
understanding the mechanism of the damage of shales by softening，the field operation and laboratory study data should be reviewed，
and those wells with failed fracturing jobs Call be re-fractured．By summarizing the newly developed fracturing fluids，it is understood
that formulation of fracturing fluids with produced water is prospective in the future for energy saving and waste disposal．Foam
fracturing fluid is a kind of fracturing fluids that can be formulated with less amount of water．Ultra-low concentration polymer
fracturing fluid，hydrophobic association polymer fracturing fluid and star polymer fracturing fluid will be widely used in the future．A
water saving SRV fracturing program for shale gas stimulation is presented based on data survey,and it is suggested that the flowback
fluids be purified and treated in accordance with the type and application ofthe fracturing fluid formulated with the liquid from the used
fracturing fluids，thus reducing the treatment cost of the flowback fluids．
Key words Shale gas；Stimulation；Fracturing fluid；Reservoir damage；Reuse ofwater
基金項目：國家自然科學基金重大項目“頁巖地層動態(tài)隨機裂縫控制機理與無水壓裂理論”(51490653)和國家重點
基礎研究發(fā)展計劃(973計劃)項目“頁巖氣儲層壓裂改造機理研究”(2013CB228004 o
第一作者簡介：彭瑤，1988年生，西南石油大學在讀博士研究生，主要從事油氣藏壓裂酸化理論與應用的研究工作。
E-mail：pengyu frac@foxmail．como
通訊作者：趙金洲，1962年生，教授，博士生導師，西南石油大學校長，主要從事油氣藏壓裂酸化理論與應用的教
學和科研工作。
萬方數(shù)據(jù)
萬方數(shù)據(jù)
10 鉆井液與完井液2016年7月
導致產能顯著下降，甚至形成液相圈閉，在生產
50 d后，也有近42％的壓裂液滯留在基質巖塊內。
2)頁巖的軟化。軟化是指【61水分子侵人巖石，
削弱粒間聯(lián)系，使巖石變軟、強度下降的過程。與自
吸相比，頁巖軟化的損傷機理更加復雜，帶來的傷害
也更大。眾所周知，脆性的頁巖更易于形成縫網(wǎng)，而
遇水軟化后，頁巖的脆性會大幅度下降，儲存彈塑性
能量，降低改造效率。不僅如此，軟化還會讓支撐劑
的嵌入更加明顯，使人工裂縫的導流能力顯著受損。
一般而言，飽和水的頁巖強度僅有干巖樣的一半。
Zhou等人【71和Corapcioglu等人‘踟都針對頁
巖的軟化損傷做了專題研究，得出了一些具有價值
的結論：①目前常用的滑溜水體系并不完美，如果
不能在短期內將壓裂液盡可能地返排出來，就會產
生極強的軟化作用，使基質巖塊的楊氏模量下降近
80％；②在清水中加入降阻劑后，楊氏模量會加倍
降低；③KCI雖然有較強的黏土穩(wěn)定效果，但也
是導致軟化的主要因素；④溫度升高對頁巖的軟化
具有促進作用。針對軟化傷害的防治，Das等人f9】
認為，在頁巖儲層壓裂施工設計時，就應該充分考
慮到軟化的影響，對支撐劑粒徑進行優(yōu)選，保證水
力裂縫具有足夠高的導流能力。但這種策略過于理
想，因為目前的頁巖儲層壓裂液體系攜砂能力都很
差，所謂的支撐劑粒徑優(yōu)選的范圍也很有限，Das
等人的方案是在損害后進行補救，并不能根除軟化
傷害，研發(fā)出低軟化傷害的壓裂液體系才是該問題
的解決之道。
相比于美國，中國頁巖的特點是埋藏更深、溫
度更高，軟化現(xiàn)象更加嚴重。因此，應該對前期的
壓裂施工和室內巖心評價資料進行整理，密切關注
由頁巖軟化損傷造成的壓后無效井，在能確保高導
流支撐的條件下，再一次進行壓裂增產的嘗試。
、2 新型壓裂液體系
2．1 基于產出水的壓裂液體系
頁巖儲層壓裂的返排液量很大，會造成嚴重的
環(huán)境污染問題，而采用返排液配制壓裂液可以起到
環(huán)境保護、節(jié)約水資源和降低成本等多重作用。頁
巖儲層的返排液相對清潔，因為其中植物膠等易形
成殘渣的成分含量較低[1 01。但其返排液同樣存在
礦化度高，含有機質、細菌、易沉淀金屬離子等問題。
Kakadjian等人[1I。141首先采用緩沖劑調整了
Bakken油田產出水(總雜質溶解量TDS約為220"-一
350 g／L)的pH值，再加人改性瓜膠、特殊凝膠穩(wěn)
定劑和鋯交聯(lián)劑等添加劑，配制出了羧甲基羥丙基
瓜膠壓裂液(CMHPG)。室內實驗評價認為，直接
采用產出水配制的CMHPG壓裂液比常規(guī)瓜膠壓
裂液的破膠效果好，且懸砂性能優(yōu)越(靜置4 h后，
懸砂液沒有顯著沉淀)0這種體系在Bakken油田的
水平井分段壓裂施工中，作為混合段塞的攜砂介質
進行了應用，壓后效果優(yōu)于采用常規(guī)瓜膠壓裂液的
鄰井。
Baker Hughes公司的Gupta等人【1 5】以具有反
聚電解質溶液行為的部分水解兩性離子聚合物和表
面活性劑為主劑，研發(fā)了基于產出水配制的聚合物
壓裂液，而Li等人[16-18]則研究了以穩(wěn)定劑、表面
活性劑、除氧劑等為輔劑的產出水基有機金屬交聯(lián)
多糖衍生物壓裂液。前者的特點是清潔，采用該種
壓裂液施工并投人生產后，支撐劑砂堆的滲透率保
留率在80％以上(其中Marcellus產出水基壓裂液
為99％，Bakken產出水基壓裂液為82％)，在人工
裂縫中不會形成顯著的凝膠堵塞，但其應用的產出
水的TDS僅在270 g／L左右。后者的主要優(yōu)點是耐
高溫，可以應對儲層溫度在135℃左右的壓裂施工，
應用的產出水的TDS上限約為330 g／L，滲透率保
留率約為90％，缺點是性能比較敏感，受環(huán)境影
響大，隨著產出水礦化度和儲層溫度的升高，需要
提高稠化劑和添加劑的加量。
Halliburton的Paul等人n卅首先將產出水用電
凝法預處理，使其中的有機質絮凝下來(見圖2)，
再用剩下的液體加入新型的高抗鹽降阻劑(適用
TDS<300 g／L)來配制滑溜水，經過對比發(fā)現(xiàn)，清水
配制的滑溜水降阻率約為70％，產出水配制的滑溜
水降阻率約為60％，但其會隨剪切時間的增加而
略微下降。不僅如此，Paul等人還將清水和電凝后
的污水混合(8：2)配制了交聯(lián)壓裂液，其在94 cC
和40 S。1的剪切速度下，黏度穩(wěn)定為600mPa·S。
圖2電凝法處理前(左)后(右)的廢水
萬方數(shù)據(jù)
第33卷第4期彭璃等：頁巖儲層壓裂工作液研究進展及啟示
綜上可知，目前還沒有真正能夠適應各種條件
的經濟實用的重復用水方法，特別是在配制交聯(lián)壓
裂液時，往往都還需要進行除雜、混合清水的預處理。
下一步的研究目標，應該是如何在不進行預處理或
者簡單預處理的條件下，完全重復使用廢水的方法。
2．2泡沫壓裂液體系
泡沫壓裂液體系是實現(xiàn)頁巖少水壓裂的一種方
法，相比于現(xiàn)有的滑溜水壓裂液，主要具有如下優(yōu)點。
1)泡沫壓裂液中的壓縮氣體注人到頁巖中后，
可以增加返排能量，加快返排速度，降低壓裂液滯
留造成的損害。
2)頁巖的毛管力高達70 MPa，但泡沫壓裂液
中具有氣相組分，不會形成液相圈閉。
3)采用泡沫壓裂液后，頁巖中黏土不易水化、
膨脹或運移。
4)軟化作用下降，支撐劑嵌入的可能性降低。
5)某些氣體，如CO：可以置換頁巖儲層中吸
附的CH。，提高壓后初期產量。
Mcandrew等人【2伽研究了分別采用泡沫壓裂液
和常規(guī)壓裂液施工時的裂縫形態(tài)區(qū)別。發(fā)現(xiàn)泡沫干
度對裂縫幾何形態(tài)有顯著影響，采用高干度泡沫壓
裂液施工，得到的裂縫更高，近似圓形；而低干度
泡沫壓裂液得到的裂縫幾何形態(tài)更接近采用滑溜水
壓裂液得到的長窄縫。低干度泡沫壓裂液得到的支
撐縫長，但液相的相對滲透率損傷更加嚴重。在進
行不同區(qū)塊的壓裂時，應該綜合考慮目標層厚、頁
巖脆性、水敏性等地質特征，選擇適當?shù)呐菽啥取?
Richard等人[2u進行了基于二元表面活性劑體
系的ⅦS壓裂液起泡實驗研究，并設計了VES泡
沫壓裂液的泡沫質量評價設備(圖3)。
圖3泡沫壓裂液評價設備
根據(jù)實測情況，將泡沫穩(wěn)定性等級分為10級：
①1～3級：嚴重的氣體突破，評價設備中觀察到明
顯的段塞流動特性，不能作為壓裂液使用；②4～5
級：氣體間歇式地突破，單泡尺寸較大；③6～7級：
氣體突破很少，較為理想的壓裂液材料，泡沫尺
寸中等或較??；④8～10級：很好的泡沫壓裂液
體系，沒有氣體突破，泡沫尺寸較小且比較均勻。
最終評價結果顯示，泡沫壓裂液的最優(yōu)干度為80％
～90％；但是單純地增加表面活性劑含量或者基液
的黏度，并不一定能提高泡沫壓裂液的黏度或者泡
沫穩(wěn)定性，對于不同的配方需要重新進行實驗評價；
在基液中加入瓜膠后會顯著地提高體系的黏度，相
應地就可以減少表面活性劑的加量，降低成本。
2．3超低濃度聚合物體系
Bell等人阱1研究了一種超低濃度聚合物壓裂
液體系(ULPXLS)，該體系的主要目的是代替滑
溜水進行頁巖儲層壓裂施工。他們將ULPXLS在
施工中不同時間的黏度進行了對比(表1)，認為該
體系只需要很低的聚合物加量，就能極大地增加壓
裂液在地層溫度和礦化度下的黏度，提高攜砂性能，
因此，成本較一般聚合物而言更加低廉。滲透率保
留率的實驗顯示，ULPXLS中聚合物加量為1 000
和1 400 mg／L下，ULPXLS體系的滲透率保留率
分別高達94％和87％，而常規(guī)滑溜水僅有81％。
表1 不同溫度和礦化度下的超低濃度聚合物壓裂液黏度
注：，7為礦化度為0時的黏度，礦為礦化度為60／0時的黏度。
2．4其他新型聚合物壓裂液體系
針對普通聚合物剪切穩(wěn)定性差、不能直接用
作壓裂液的問題，國內外學者一般通過改變聚合
物的分子結構來提高其抗剪切性能。主要有3種
方法：引入剛性單體，一般為帶環(huán)狀或者大側基的
單體；合成疏水締合聚合物，通過分子鏈間疏水基
團的締合作用形成可逆的三維網(wǎng)狀結構口卅；合成
支化類聚合物，如梳形、支化、超支化和星形聚合物。
Gaillard等人【24】研發(fā)了新型締合聚合物壓裂
液。實驗評價顯示，雖然締合聚合物壓裂液的抗剪
切能力較瓜膠壓裂液差，但在聚合物加量足夠時，
萬方數(shù)據(jù)
12 鉆井液與完井液2016年’羈
其黏度還是可以保持在100 mPa·S以上(最高溫
度為90℃)，并且其懸砂能力是常規(guī)體系的7～12
倍。除此之外，在締合聚合物濃度較低時，摩阻小，
應該可作為滑溜水添加劑應用；在濃度較高時，流
變性能優(yōu)越，可以作為瓜膠的替代產品使用。它的
缺點是價格昂貴，推廣應用的難度較大。
國內外學者對星形聚合物的抗剪切性能進行了
大量研究：Kim等人【251在1974年通過研究表明，
7臂星形聚丙烯酰胺比線形聚合物具有更好的剪切
穩(wěn)定性。Xue等人【2q在2005年通過研究表明，6
臂星形聚甲基丙烯酸甲酯的構象相對收縮，降解主
要發(fā)生在星形聚合物支鏈上，對溶液黏度影響較小。
Hogan等人[271在2013年指出星形聚合物所占的空
間比相同分子量的線形聚合物小，分子結構更為緊
密，所以星形聚合物具有更好的剪切穩(wěn)定性。目前
國內外尚未見星形聚合物作為稠化劑用于壓裂液的
文獻報道，但星形聚合物優(yōu)異的抗剪切性能可以滿
足壓裂液對稠化劑的抗剪切要求，為頁巖儲層壓裂
施工的順利進行提供有效保障。
3節(jié)水方案
在國外，循環(huán)用水已經成為了頁巖儲層壓裂
的重要研究方向。Parmar等人【28】認為增加返排率
不僅可以提高產量，還可以提高廢水的利用率，降
低后期生產過程中的處理費用。Blauch等人[29】和
Enzien等人口伽分別研究了滑溜水的生物控制問題，
認為對收集到的返排廢液需要進行細菌控制，防止
細菌滋生破壞線性膠的結構或者造成儲層損害。這
也給了我們提示，在返排液的儲存過程中是否要注
意細菌控制，以及其對保存條件有什么要求。
圖4是根據(jù)本文調研的內容，綜合起來的一
套節(jié)水方案。對于大型的分段壓裂施工，首先采用
低黏的滑溜水泡沫壓裂液體系，張開天然裂縫形
成裂縫網(wǎng)絡[20-211；再使用高黏段塞攜帶足夠的支撐
劑，制造高導流裂縫。在經過返排優(yōu)化[28】后，對
廢液進行儲集再利用[29-30]o根據(jù)再利用廢液的礦化
度，有機質、細菌、易沉淀金屬離子的多少，可以
將其應用到2條循環(huán)路線中，一條是預處理后直接
配制成高黏攜砂段塞[IHS]，投入常規(guī)壓裂或者第二
次的水平井分段壓裂使用；另一種是通過電凝法處
理n 91，配制成滑溜水泡沫壓裂液或者其他新型壓
裂液進行使用[22-23]o在重新配制的過程中，都應該
考察廢液的礦化度，決定是否需要與清水混配。
圖4循環(huán)用水方案
4 結論
1．分析了頁巖儲層壓裂工作液的研究和應用現(xiàn)
狀，認為目前還主要存在產能優(yōu)化、節(jié)能環(huán)保和儲
層損害3個方面的問題。
2．在掌握了頁巖軟化的損傷機理和特點后，應
該對前期的壓裂施工和室內巖心評價資料進行整
理，密切關注由頁巖軟化損傷造成的壓后無效井，
在能確保高導流支撐的條件下，再一次進行壓裂增
產的嘗試。
3．綜述了目前頁巖儲層壓裂工作液的研究進
展，認為基于產出水配制壓裂液是必然的節(jié)能減排
發(fā)展趨勢；泡沫壓裂液是有效的少水壓裂方案；而
超低濃度、疏水締合和星形3種聚合物壓裂液體系
都具有較強的工業(yè)應用前景。
4．根據(jù)調研內容提出了頁巖儲層體積壓裂的節(jié)
水方案，建議根據(jù)壓裂液再生后的類型和用途，有
針對性地凈化和處理返排液。
參考文獻
[1]李勇明，彭璃，王中澤．頁巖氣壓裂增產機理與施工
技術分析[J]．西南石油大學學報：自然科學版，2013，
35(2)：90—96．
LI Yongming，PENG Yu，WANG Zhongze．Analysis
of shale gas fracture stimulation mechanism and operating
techniques[J]．Journal ofSouthwest Petroleum University．"
Science＆Technology Edition，2013，35(2)：90-96．
[2]KRESSE O，WENG X，COHEN C E．Influence of
fracturing fluid and reservoir temperature on production
for complex hydraulic fracture network in shale gas
reservoir[R]．Brisbane：SPE，2013．
萬方數(shù)據(jù)
第33卷第4期彭璃等：頁巖儲層壓裂工作液研究進展及啟示
[3】DUTTA R，LEE C H，ODUMABO S，et a1．
Experimental investigation of fracturing-fluid migration
caused by spontaneous imbibition in fractured lowpermeability
sands[J]．SPE Reservoir Evaluation&amp;amp;
Engineering，2014，17(01)：74-81．
[4】4 DUTTA R．Laboratory study of fracturing fluid
migration due to spontaneous imbibition in fractured tight
formations[R]．San Antonio：SPE．2012．
[5]DING Y D，WU Y，F(xiàn)ARAH N，et a1．Simulation of the
impact of fracturing fluid induced formation damage in
shale gas reservoirs[R]．Houston：SPE，2015．
[6]樓一珊，金業(yè)權．巖石力學與石油工程[M]．北京：石
油工業(yè)出版社．2006．
LOU Yishan，JIN Yequan．Rock mechanics and petroleum
engineering[M]．Beijing：Petroleum Industry Press，2006．
[7] ZHOU J，JUNG C M，PEDLOW J W，et al_A new
standardized laboratory protocol to study the interaction of
organic-rich shales with drilling and fracturing fluids[R]．
New Orleans：SPE。2013．
[8】c0RAPcl0GLu H，MISKIMINS J，PRASAD M．
Fracturing fluid effects on young’s modulus and
embedment in the niobrara formation[R]．Amsterdam：
SPE．2014．
[9】DAS P，ACHALPURKAR M P．Impact of rock
mechanics and formation softening analysis in shale
fracturing fluid design[R]．Kuwait City：SPE，2013．
[10】GHAITHAN A A．A critical review of hydraulic
fracturing fluids for moderate to ultralow permeability
formations over the last decade[J1．SPE Production&amp;amp;
Operations，2014，29(4)：243．260．
[11]KAKAD兒AN S，THOMPSON J，TORRES R．
Fracturing fluids from produced water[R]．Oklahoma City：
SPE,2015．
[12】KAKADJIAN S，THOMPSON J，TORRES R，et
a1．Stable fracturing fluids from waste water[R]．Kuala
Lumpur：SPE，2013．
[1 3]KAKADJIAN S，AITHAMLAT Y，THOMPSON J E，et
a1．Stable fracturing fluids from produced waste water[R]．
Kuwait City：SPE，2013．
[14】KAKADJIAN S，THOMPSON J E，TORREs J R，et aI．
Stable fracturing fluids from waste water[R】．Kuala
Lumpur：IPTC，2014．
[15】GuPTA D V s V，CARMAN P S，VENUGOPAL R．A
stable fracturing fluid for produced water applications[R]．
San Antonio：SPE．2012．
[16】LI L，SUN H，Qu Q，et a1．High—temperature fracturing
fluids using produced water with extremely high tds and
hardness[R]．Kuala Lumpur：IPTC，2014．
[17]LI L，QU Q，SUN H，et a1．How extremely high-tds
produced water compositions affect selection of fracturing
fluid additives[R]．Woodlands：SPE，2015．
[18】LI L，SUN H，Qu Q，et a1．High—temperature
fracturing fluids prepared with extremely high-tds and
hard produced water[R]．Amsterdam：SPE，2014．
[19]PAUL L，WESTON M，LUCAS F，et a1．Recycling
water：case studies in designing fracturing fluids using
flowback，produced，and nontraditional water sources[R]．
Lima：SPE，2013．
[20]MCANDREW J J，F(xiàn)AN R，SHARMA M，et a1．
Extending the application of foam hydraulic fracturing
fluids[R]．Denver：SPE／AAPG／SEG，2014．
[21】RICHARD S W．A Study of High—Quality Foamed
Fracturing Fluid Properties[R]．Calgary：SPE，2010．
[22】BELL C E，BRANNON H D．Redesigning fracturing
fluids for improving reliability and well performance in
horizontal tight gas shale applications[R】．Woodlands：
SPE，2011．
[23]羅平亞，郭擁軍，劉通義．一種新型壓裂液[J]．石油
與天然氣地質，2007(04)：511．515．
LUO Pingya，GUO Yongjun，LIU Tongyi．A new type of
fracturing fluid[J]．Oil&amp;amp;Gas Geology．2007(4)：51l-515．
[24】THOMAS A，GAILLARD N，F(xiàn)AVERO C．Novel
associative acrylamide·based polymers for proppant
transport in hydraulic fracturing fluids[R]．Woodlands：
SPE．2013．
[25]KIM 0 K，LITTLE R C，PATTERSON R L，et a1．
Polymer structures and turbulent shear stability of drag
reducing solutions[J]．Nature，1 974，250：408·4 1 0．
[26】XUE L，AGARWAL U S，LEMSTRA P J．Shear
degradation resistance of star polymers during
elongational flow[J]．Macromolecules，2005，38(2 1)：
8825．8832．
[27】HOGAN H．Star polymers promise improved lube performance[
J]．Fuels&amp;amp;Lubes International,2013(3)：20-26．
[28】PARMAR J，DEHGHANPOUR H，KURU E．Unstable
displacement：a missing factor in fracturing fluid
recovery[R]．Calgary：SPE，2012．
[29】BLAUCH，ME．D eveIoping effe ctive and
environmentally suitable fracturing fluids using hydraulic
fracturing flowback waters[R]．Pittsburgh：SPE，2010．
[30】ENZIEN M V，YIN B，LOVE D，et a1．Improved
microbial control programs for hydraulic fracturing fluids
used during unconventional shale-gas exploration and
production[R]．Woodlands：SPE，201 1．

網(wǎng)友評論 more

化工安全論文最新內容

02-08