dettagli dei prodotti

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Prodotti chimici di purificazione dell'acqua

Emulsione PHPA per fluidi di perforazione a base d'acqua e stabilizzazione dello scisto

Marchio:	Bluwat
Numero di modello:	EC8050/EA5620
MOQ:	1 tonnellata
Prezzo:	negoziabile
Tempi di consegna:	7-10 giorni lavorativi
Termini di pagamento:	L/C, D/A, D/P, T/T

Informazioni dettagliate

Descrizione di prodotto

Informazioni dettagliate

Luogo di origine:

Cina

Certificazione:

ISO

Peso molecolare:

Molto alto

Grado della tassa:

Alto

Aspetto:

Bianco Latteo

Contenuti solidi:

38-40%

Densità apparente:

Circa l'una.0

Peso specifico a 25°C:

1.01-1.05

Durata di conservazione:

6 mesi

Confezione:

Fusto IBC da 1000 kg

Imballaggi particolari:

Fusto IBC da 1000 kg

Evidenziare:

emulsione di PHPA per fluidi di perforazione

stabilizzatore di scisto a base d'acqua

Emulsione PHPA chimica per la depurazione dell'acqua

Descrizione di prodotto

Serie di emulsioni Blufloc PHPA

Emulsione PHPA per fluidi di perforazione a base acquosa

Candidati di vaglio EC8050 e EA5620 ad altissimo peso molecolare e alta carica per l'incapsulamento dello shale, il controllo della dispersione e la gestione dei solidi a bassa gravità nei sistemi di perforazione a base acquosa.

EC8050 EA5620 38-40% di contenuto solido IBC da 1000 kg

Snapshot TDS

Gradi BLUFLOC EC8050 e EA5620
Forma Emulsione bianco latte
Profilo Altissimo peso molecolare, alta carica
Dovere Vaglio del fluido di perforazione a base acquosa

Introduzione al prodotto

Costruire un fluido inibitorio bilanciato

I sistemi di perforazione a base acquosa devono limitare la dispersione dello shale senza consentire al trattamento polimerico di mascherare un problema separato di peso del fango, idraulica, pressione o stabilità meccanica. La priorità è un fluido inibitorio bilanciato che preservi i detriti riconoscibili, controlli i solidi a bassa gravità e rimanga trattabile al variare della contaminazione.

BLUFLOC EC8050 e EA5620 sono i due gradi di emulsione PHPA elencati nel TDS della famiglia fornita. Entrambi sono mostrati come emulsioni bianco latte ad altissimo peso molecolare e alta carica con un contenuto solido del 38-40%.

Stato di vaglio uguale

Il TDS della famiglia fornita non assegna ruoli applicativi diversi a EC8050 e EA5620. Pertanto, dovrebbero essere inclusi nel vaglio come candidati uguali piuttosto che essere posizionati da una distinzione di grado non supportata.

La selezione finale deve provenire da documenti di grado attuali, lavori di laboratorio rappresentativi e una prova sul campo controllata nel sistema di fango completo.

Sfide applicative

Inibizione, controllo dei solidi e condizione del foro devono essere letti insieme

La risposta del polimero è solo una parte delle prestazioni del fluido di perforazione. Il comportamento della formazione, il carico di solidi, l'idraulica, il peso del fango e le condizioni meccaniche devono essere valutati contemporaneamente.

Inibizione bilanciata

Preservare i detriti riconoscibili e controllare i solidi a bassa gravità mantenendo il fluido reattivo alla contaminazione in evoluzione.

Shale reattivo

Il contatto con l'acqua può innescare idratazione, dispersione e disintegrazione che aumentano le fini e indeboliscono l'integrità dei detriti.

Fini solidi perforati

L'accumulo di fini aumenta i solidi a bassa gravità, modifica la reologia e aumenta la domanda di diluizione e controllo dei solidi.

Instabilità del pozzo

L'ingrandimento, i detriti o i detriti dello shaker instabili possono riflettere dispersione chimica, instabilità meccanica o entrambe.

Meccanismo di incapsulamento

Come funziona l'emulsione PHPA

Il PHPA si adsorbe in più punti sullo shale e sui solidi perforati. Il film polimerico e l'incapsulamento possono ridurre la dispersione e la disintegrazione, mentre la lunga catena può influenzare la reologia a basso taglio e il comportamento dei solidi.

Funzione 1

Adsorbire e incapsulare

L'adsorbimento multipunto aiuta a legare la superficie dello shale e dei solidi perforati e può preservare l'integrità dei detriti.

Funzione 2

Limitare la dispersione

La ridotta disintegrazione può abbassare la velocità con cui i detriti reattivi diventano solidi fini e difficili da rimuovere.

Ruolo del sistema

Lavorare con il pacchetto di inibizione

In un fango KCl-PHPA, KCl e PHPA svolgono ruoli diversi ma complementari; il PHPA non è un sostituto dell'intero pacchetto.

Nota importante sulla selezione: EC8050 e EA5620 sono candidati di vaglio, non una prescrizione fissa. Il grado finale, la preparazione, la dose, il punto di aggiunta e i criteri di accettazione richiedono prove di laboratorio e sul campo rappresentative. Il peso molecolare e la classe di carica da soli non predicono le prestazioni; ioni, pH, temperatura, solidi, taglio, invecchiamento e il pacchetto chimico completo possono modificare il risultato osservato.

Vaglio dei gradi

Candidati BLUFLOC raccomandati

Mantenere entrambi i gradi di emulsione elencati nel TDS nel confronto iniziale. Non inferire un ruolo di perforazione specifico del grado che il TDS della famiglia fornita non dichiara.

Grado	Peso molecolare	Carica	Posizione di vaglio
EC8050	Molto alto	Alto	Candidato di vaglio; nessun ruolo applicativo specifico del grado dichiarato
EA5620	Molto alto	Alto	Candidato di vaglio; nessun ruolo applicativo specifico del grado dichiarato

TDS della famiglia fornita

Specifiche TDS

Elemento TDS	EC8050	EA5620
Forma del prodotto	Emulsione	Emulsione
Peso molecolare	Molto alto	Molto alto
Grado di carica	Alto	Alto
Aspetto	Bianco latte	Bianco latte
Contenuto solido	38-40%	38-40%
Densità apparente	Circa 1.0	Circa 1.0
Peso specifico a 25°C	1.01-1.05	1.01-1.05
Durata di conservazione	6 mesi	6 mesi
Imballaggio	Fusto IBC da 1000 kg	Fusto IBC da 1000 kg

Nota di conferma TDS: Il contenuto attivo esatto, la viscosità, i limiti di specifica, la durata di conservazione e le istruzioni di preparazione devono essere confermati sul TDS specifico del grado attuale e sulla specifica dell'ordine.

Avviso di preparazione-documento: Il TDS della famiglia fornita contiene una sezione generale di preparazione che fa riferimento a un educatore di polimeri o a un alimentatore di polvere secca. Non fornisce una procedura di inversione o di preparazione separata per le emulsioni EC8050 e EA5620. Non applicare automaticamente le istruzioni di preparazione della polvere a questi gradi di emulsione. Ottenere la procedura di emulsione specifica del grado attuale prima della messa in servizio.

Vantaggi di valutazione

Vantaggi applicativi da verificare nei test

Potenziale idoneità per fluidi di perforazione a base acquosa dopo test rappresentativi
Formato emulsione PHPA ad altissimo peso molecolare per la manipolazione e la misurazione liquida
Classificazione ad alta carica dichiarata per EC8050 e EA5620 nel TDS fornito
Affermazione di compatibilità della famiglia PHPA che copre biopolimeri, PAC e CMC, soggetta a test di formulazione
Documentazione diretta dalla fabbrica, vaglio di campioni, coordinamento degli ordini e supporto all'esportazione

Flusso di lavoro di valutazione

Vagliare il grado all'interno del sistema di fango completo

Caratterizzare la formazione e il fango di base

Registrare la reattività dello shale, la salinità, la durezza, il pH, i solidi, la temperatura e le proprietà iniziali del fluido.

Vagliare entrambi i gradi di emulsione

Confrontare EC8050 e EA5620 a diverse dosi di polimero attivo senza presumere ruoli diversi dal TDS della famiglia.

Misurare le prestazioni del fluido di perforazione

Confrontare il recupero dopo laminazione a caldo, l'integrità dei detriti, la dispersione, la reologia, la perdita di fluido e la lubrificità rispetto a un controllo non trattato.

Testare la formulazione completa

Ripetere la condizione preferita con KCl, PAC, CMC, biopolimero, materiale di ponderazione effettivi e contaminazione prevista.

Eseguire una prova sul campo controllata

Tendenza alla diluizione, carico di controllo dei solidi, detriti, coppia, trascinamento e proprietà del fango prima di modificare il programma di trattamento.

Selezione e compatibilità del prodotto

Utilizzare la risposta della formazione e i dati completi del fluido

Selezionare con i risultati di recupero dello shale e di dispersione insieme a reologia completa del fango, filtrazione, lubrificità e osservazioni sul controllo dei solidi. Un bicchiere visivamente pulito non è una prova sufficiente di stabilità del foro.

Confrontare il risultato operativo totale

Il prezzo per chilogrammo di emulsione pura non mostra il risultato completo.

Contenuto attivo, efficienza di preparazione e dose di polimero attivo
Throughput dell'attrezzatura e qualità dei solidi o del fluido
Prestazioni di perforazione, diluizione, logistica e costi a valle
Compatibilità con KCl, PAC, CMC, biopolimero, materiali di ponderazione e contaminazione

Controllo operativo

Indicatori da registrare

Recupero dello shale dopo laminazione a caldo
Integrità dei detriti e carico dello shaker
Tendenza dei solidi a bassa gravità
Reologia e perdita di fluido dopo invecchiamento
Detriti, diluizione e osservazioni sulla condizione del foro

Risoluzione dei problemi

Non usare PHPA per mascherare un problema meccanico

Se il recupero dello shale è buono ma i detriti continuano

Indagare sullo stress in situ, sul peso del fango, sulla densità equivalente in circolazione, sull'equilibrio di pressione, sulla traiettoria, sull'idraulica, sulle fratture naturali e su altre cause meccaniche prima di aumentare il PHPA.

Il trattamento polimerico può supportare l'incapsulamento e il controllo della dispersione, ma non può correggere una finestra di pressione inadeguata o una formazione meccanicamente instabile.

Opzione di fornitura

Imballaggio

1000 kg Fusto IBC

Il TDS della famiglia fornita specifica questo imballaggio per i prodotti liquidi.

Manipolazione sicura

Stoccaggio e manipolazione

Conservare nella confezione originale in un luogo fresco e asciutto, lontano da fonti di calore, fiamme e luce solare diretta. Il TDS fornito indica una durata di conservazione di 6 mesi per i prodotti in emulsione.

Seguire la SDS attuale per la manipolazione, il controllo delle fuoriuscite, la protezione personale, il trasporto e lo smaltimento. Le fuoriuscite di polimero possono creare un grave rischio di scivolamento e richiedono un contenimento e una pulizia tempestivi.

25+ anni Esperienza di produzione dal 2000

3 basi Supporto alla produzione, fornitura ed esportazione

Supporto del produttore

Perché scegliere Bluwat Chemicals

Oltre 25 anni di esperienza nella produzione di prodotti chimici per il trattamento delle acque dal 2000
Tre basi di produzione a supporto della fornitura diretta dalla fabbrica, del coordinamento dei lotti e della pianificazione delle esportazioni
Esperienza di esportazione al servizio di clienti in oltre 80 paesi e regioni
Supporto al vaglio utilizzando le condizioni del fluido di perforazione del cliente, campioni di formazione, salamoia o acqua prodotta
TDS, SDS, COA, dettagli di imballaggio e documenti di certificazione a livello aziendale disponibili per la revisione dell'ordine

Per le emulsioni PHPA nei fluidi di perforazione a base acquosa, Bluwat può esaminare il compito target, confrontare i gradi elencati nel TDS, preparare un piano di vaglio e definire indicatori di accettazione di laboratorio e sul campo con il cliente.

I certificati a livello aziendale o i documenti del sistema di gestione non devono essere rappresentati come approvazioni applicative specifiche del grado, a meno che il certificato applicabile non lo dica esplicitamente.

Servizio tecnico

Controllo qualità e supporto tecnico

Conferma delle specifiche

Confermare il grado selezionato, le specifiche attuali, i limiti dell'ordine e la documentazione prima della produzione.

Vaglio rappresentativo dei gradi

Testare EC8050 e EA5620 poiché il TDS della famiglia fornita non assegna loro ruoli applicativi diversi.

Registri di laboratorio controllati

Registrare la chimica dell'acqua, la temperatura, la storia del taglio, la sequenza di miscelazione e le proprietà del fluido di base.

Scale-up basato sull'evidenza

Eseguire lo scale-up solo dopo che gli indicatori concordati e i limiti operativi sono stati dimostrati in condizioni rappresentative.

Domande frequenti

FAQ sulle emulsioni PHPA per fluidi di perforazione

Il polimero deve essere selezionato solo in base al peso molecolare?

No. Il TDS fornito indica la stessa classe di peso molecolare e carica ampia per entrambi i gradi. La risposta della formazione e il comportamento completo del fluido devono decidere la selezione.

La diluizione sul campo può essere utilizzata come unico segnale di prestazione?

No. La domanda di diluizione è influenzata da molte variabili e dovrebbe essere interpretata con dati sui solidi, sulla reologia, sulla storia del trattamento e sulla condizione del foro.

Il PHPA arresta ogni tipo di instabilità dello shale?

No. Il PHPA può supportare l'incapsulamento e il controllo della dispersione, ma l'instabilità meccanica, lo squilibrio di pressione, le formazioni fratturate e il peso del fango inadeguato richiedono una diagnosi separata.

Il PHPA può sostituire il KCl in un fango KCl-polimero?

Non automaticamente. Il KCl è utilizzato come inibitore dello shale in molti progetti di fango PHPA, e i due materiali dovrebbero essere valutati come parti diverse di una formulazione completa.

Test rappresentativi prima

Confermare insieme il grado, il sistema di fango completo e i criteri di accettazione sul campo

Vagliare EC8050 e EA5620 con la formazione effettiva, la salamoia, gli additivi, i solidi, la temperatura e la storia del taglio. Confermare la procedura di preparazione dell'emulsione specifica del grado prima della messa in servizio, quindi eseguire lo scale-up solo quando gli indicatori di laboratorio e sul campo supportano il programma di trattamento.

Tag:

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dettagli dei prodotti

Emulsione PHPA per fluidi di perforazione a base d'acqua e stabilizzazione dello scisto

emulsione di PHPA per fluidi di perforazione

stabilizzatore di scisto a base d'acqua

Emulsione PHPA chimica per la depurazione dell'acqua

Emulsione PHPA per fluidi di perforazione a base acquosa

Snapshot TDS

Costruire un fluido inibitorio bilanciato

Stato di vaglio uguale

Inibizione, controllo dei solidi e condizione del foro devono essere letti insieme

Inibizione bilanciata

Shale reattivo

Fini solidi perforati

Instabilità del pozzo

Come funziona l'emulsione PHPA

Adsorbire e incapsulare

Limitare la dispersione

Lavorare con il pacchetto di inibizione

Candidati BLUFLOC raccomandati

Specifiche TDS

Vantaggi applicativi da verificare nei test

Vagliare il grado all'interno del sistema di fango completo

Caratterizzare la formazione e il fango di base

Vagliare entrambi i gradi di emulsione

Misurare le prestazioni del fluido di perforazione

Testare la formulazione completa

Eseguire una prova sul campo controllata

Utilizzare la risposta della formazione e i dati completi del fluido

Confrontare il risultato operativo totale

Indicatori da registrare

Non usare PHPA per mascherare un problema meccanico

Se il recupero dello shale è buono ma i detriti continuano

Imballaggio

Stoccaggio e manipolazione

Perché scegliere Bluwat Chemicals

Controllo qualità e supporto tecnico

Conferma delle specifiche

Vaglio rappresentativo dei gradi

Registri di laboratorio controllati

Scale-up basato sull'evidenza

FAQ sulle emulsioni PHPA per fluidi di perforazione

Il polimero deve essere selezionato solo in base al peso molecolare?

La diluizione sul campo può essere utilizzata come unico segnale di prestazione?

Il PHPA arresta ogni tipo di instabilità dello shale?

Il PHPA può sostituire il KCl in un fango KCl-polimero?

Confermare insieme il grado, il sistema di fango completo e i criteri di accettazione sul campo