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新型合成高分子压裂液体系研制及应用摘要：水力压裂是目前国内外油田开发过程中油井增产、水井增注的有效工艺措施，压裂液做为携砂挤入地层的介质既需要相应的粘度又要能够迅速破胶之后返出地面。
低渗透油藏、高温油藏等特殊油藏的开发对压裂液提出了新的要求。
通过理论研究和室内实验，合成了新型缔合型高分子压裂液，该压裂液体系可以适时混配、耐高温、成本低、对配制水质要求低，矿场实践证明适用于低渗透油藏的需要。
关键词：缔合型高分子压裂液1. 新型压裂液的研制1.1 合成机理耐高温乳液态缔合型压裂液主要分子结构以丙烯酰胺（AM）或者丙烯酰胺（AM）与其它单体共聚做为主体，x①主要理念是在分子链中引入一定量的疏水基团，以实现在较低使用浓度下依靠其缔合作用可以形成三维网络结构，从而达到自身增粘的目的。
②为保持高分子链在高温下的粘度，设计在分子链中引入对温度敏感性不强的物质，如苯环类，可称为刚性基团，使得受热条件下粘度不会下降。
③考虑到地层水矿化度较高，设计高分子链上同时带有一定量的阴阳离子，以通过反电解质效应对抗地层水中离子影响。
在以上三种主要机理的协同作用下，采用反相乳液/微乳液聚合，得到30%聚合物含量的乳液态产品。
1.2 性能评价对于压裂液的性能，一般应当进行耐温性、储层伤害性、滤失性及破胶能力等方面的分析和测试。
①耐温性压裂液耐温性要求在高温地层中压裂液能够保持一定的稳定性，不会发生降解，能够具备良好的抗剪切性能。
对新型高分子缔合型压裂液选取不同浓度和温度条件下进行耐温实验，结果可知在200 ℃以上地层中，6%有效浓度的压裂液抗剪切能力几乎没有下降。
②储层伤害性选取YL-2四口井的五块岩心进行敏感性实验，结果表明，新型缔合型压裂液破胶液对岩心渗透率的伤害性较瓜胶略低。
③滤失性将新型高分子缔合型压裂液与改性胍胶压裂液在相同条件下进行滤失性实验，实验结果表明缔合型压裂液滤失系数与瓜胶处于同一数量级，说明其滤失量较低，完全满足矿场需要。
一体化变黏压裂液的研究与应用发布时间：2022-12-23T02:01:36.828Z 来源：《科学与技术》2022年16期8月作者：张磊李敏[导读] 针对深层页岩气储层埋藏深、施工压力高、加砂难度大张磊李敏中国石油集团长城钻探工程有限公司压裂公司，盘锦 124010摘要：针对深层页岩气储层埋藏深、施工压力高、加砂难度大，压后返排液矿化度高，常规滑溜水+线性胶液体体系配制工艺复杂，配制时效低等问题，研发了一种一体化变黏压裂液。
该压裂液使用以AM、AA、AMPS为主要单体合成的乳液减阻剂配置而成，无需加入其他添加剂，在施工过程中可实现低高粘滑溜水、线性胶、交联胶（加入交联剂）的快速转换，实现一剂多用功能。
对该压裂液进行室内评价，结果显示乳液减阻剂在30000mg/L矿化度盐水中仍能有效增粘，实现变黏压裂液功能；减阻性能好，减阻率大于70%；岩心伤害率低至6.1%；返排性能好，压裂液破胶液表面张力小于32mN/m，滑溜水携砂性能满足现场需要，现场推广应用效果好。
关键词：页岩气；变黏压裂液；一剂多用；减阻率；现场应用0引言在页岩气开发初期，通常使用不同种类的固体粉末及其它添加剂配制成滑溜水和线性胶做为压裂液[1-2]。
由于固体粉末溶解时间长、配制工艺复杂，在压裂施工前需要提前配制好滑溜水、线性胶储于液罐中。
受工艺设备的限制，在压裂施工中进行不同液体的切换速度较慢，易造成加砂困难，甚至引起砂堵等工程事故。
随着页岩气勘探开发的不断深入，深层页岩气逐渐成为主要开发对象。
深层页岩气储层埋藏深，致密性高[3]，压裂施工时加砂难度更大；另一方面，由于压裂返排液不断重复循环使用，返排液的水质成分较开发初期更加复杂，矿化度也愈来愈高[4]。
本文针对深层页岩气资源开发特点，结合当前生产需求与未来市场发展方向，借鉴国内外研究经验，开展一体化变黏压裂液的研究。
通过对乳液减阻剂的研发生产，最终形成了一体化变黏压裂液体系配方与产品。
交联酸携砂压裂工艺在碳酸盐岩储层的应用白建文;胡子见;侯东红;冯朋鑫;李达;张正强【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2009(031)005【摘要】近年来,针对碳酸盐岩的储层改造,中外已形成了以深度酸压为主体的各种酸压技术,同时还尝试了加砂压裂改造.在分析酸压和加砂压裂不足的基础上,针对长庆气田下古生界碳酸盐岩储层特点开发了交联酸携砂压裂工艺,交联酸压裂液具有黏度高、滤失低、摩阻低、易泵送、酸岩反应速度慢、造缝效率高、返排容易、流变性好、能携砂等一系列优点,从而实现酸液体系深穿透、提高酸蚀裂缝导流能力、延长压后有效期、提高单井产能的目的.从2006年以来先后运用该技术在靖边气田对碳酸盐岩储层进行交联酸携砂压工艺改造试验,与邻近井的其他施工工艺增产效果相比有一定的优越性.【总页数】4页(P116-118,128)【作者】白建文;胡子见;侯东红;冯朋鑫;李达;张正强【作者单位】长庆油田公司,陕西,西安,710018;长庆油田公司,陕西,西安,710018;川庆钻探工程有限公司长庆指挥部,陕西,西安,710021;长庆油田公司,陕西,西安,710018;长庆油田公司,陕西,西安,710018;新疆油田公司采油工艺研究院,新疆,克拉玛依,834000【正文语种】中文【中图分类】TE357.2【相关文献】1.地面交联酸携砂压裂工艺技术开发及其发展方向 [J], 吴月先;李武平;钟水清;段明峰;王强;张佩波;李枝林;钟雨师2.粗面岩储集层地面交联酸携砂压裂技术研究 [J], 黄忠桥;吴月先;钟水清;吴安林;尧君3.新疆油田石炭系油藏交联酸携砂压裂技术应用 [J], 王斌;张健强;郎建军;袁飞;伊利亚尔4.交联酸携砂压裂技术在火山岩储层的应用 [J], 张健强;袁飞;王斌;陈莉娟5.碳酸盐岩储层交联酸携砂酸压改造新技术 [J], 伊向艺;卢渊;李沁;李月丽;姬伟因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
一种新型防砂携砂液的研制与应用【摘要】林樊家油田属于疏松砂岩出砂油藏，油水井均需要防砂后投产，目前应用的防砂工艺主要是复合防砂及一次性充填防砂工艺，均需要进行地层预充填加强地层骨架防止地层出砂。
其中地层充填所采用的携砂液为羟丙基瓜胶携砂液，该携砂液存在剪切降解、残留高、返排率低的缺点，容易造成储层伤害，为降低瓜胶携砂液对储层造成的伤害，研究并应用了HB型新型携砂液。
【关键词】防砂；携砂液；清洁；研制；应用0.前言林樊家油田属于疏松砂岩出砂油藏，动用含油面积33.1Km2，石油地质储量2834万吨，是原油生产的主力区块。
林樊家油田的油水井均需要防砂后投产，目前应用的防砂工艺主要是复合防砂及一次性充填防砂工艺，均需要进行地层预充填加强地层骨架防止地层出砂。
地层充填所采用的携砂液为羟丙基瓜胶携砂液，该携砂液是一种高级非离子增强剂，在水中具有良好的分散溶解性能，可与表面活性剂配伍使用。
但瓜胶携砂液存在剪切降解、残留高、返排率低的缺点，容易造成储层伤害。
为降低瓜胶携砂液对储层造成的伤害，研究并应用了HB型新型携砂液。
该新型携砂液具有良好的携砂能力，同时保留了体系清洁性能，较好的解决了充填过程中入井液对地层造成的伤害，具有良好的应用前景。
1.新型防砂携砂液的研究目前国内外防砂作业使用的携砂液大致可分为水基携砂液、油基携砂液和地层水3种形式[1]。
其中应用最广的是水基携砂液，其主要由聚合物组成，进入地层后，返排率较低，容易造成地层的二次污染，致使防砂后油井的产量得不到保证。
因此，开展了防砂新型携砂液的研究，采用自由基聚合技术，适当扩大表面活性剂分子链长度和增加正负电荷间作用力来增加体系的耐温能力，在保证携砂能力的同时体系保留了表面活性剂压裂液体系的清洁性能，充分降低携砂液对地层的污染。
1.1新型防砂携砂液的组成及作用机理1.1.1新型携砂液的组成新型防砂清洁携砂液由稠化剂、调理剂、交联剂、破胶剂组成，通过活性自由基聚合技术，结合超分子化学、溶液物理化学、结构流体流变学理论及高分子化学及溶液理论，在溶液中分子链能自动缔合而形成多个分子的结合体（即超分子聚集体），进而形成布满整个溶液空间的超分子空间纲状结构，成为典型的结构（溶液）流体。
HT C -160高温压裂液交联剂的研制与现场应用杨 彪,马 收,黄 波,邵立民(中国石化股份胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000)摘要:通过大量试验研制了HT C -160高温压裂液交联剂。
室内试验结果表明,利用该交联剂配制的压裂液具有良好的耐温、增稠性能,最高耐温为160℃;在过硫酸铵的作用下,破胶化水彻底,同时具有自破胶作用,对油层渗透率伤害低;由于压裂液自身具有较强的网络结构,可有效地提高对支撑剂的悬浮能力,降低向油层的滤失。
截至2007年11月,利用该交联剂配制的压裂液现场实施水力压裂82口井,其中72口井压裂后增产增注效果明显,累积增产原油达19000t 。
现场应用证实,该压裂液还具有摩阻低和返排彻底的特点,具有良好的推广应用前景。
关键词:压裂液交联剂;流变性;耐温;破胶;地层伤害;摩阻;粘度中图分类号:TE357.12文献标识码:A 文章编号:1009-9603(2008)01-0098-03 利用有机硼交联剂配制的压裂液具有流态柔顺、携砂能力强、剪切恢复性好、延迟交联及现场配制简便、产品价格低廉等特点,自20世纪80年代以来,在中外的水力压裂中获得了广泛的应用[1]。
但是近年来,在以深层、高温、低渗透为主要特征的油藏压裂改造中[2-4],有机硼交联剂的弊端也逐步暴露出来,主要表现在3个方面:①抗温性能较差。
国外现场应用的有机硼交联剂的抗温能力普遍低于110℃,随着温度的进一步升高,其交联作用逐渐失去。
②交联时间较短。
延迟交联主要是通过多羟基化合物与硼酸盐形成的配位体来实现的,但普通的复配型配位体稳定性较差,且配位反应本身属于可逆反应,由此造成交联速度过快。
③稳定性差。
由于硼酸盐在水中的溶解度较低(50℃时的溶解度为10g ),长时间静置后出现浑浊沉淀现象,影响了交联剂的性能。
为此,中外相关单位研制并使用了以有机钛、锆、锑交联剂为主的有机金属交联剂[5],该类产品虽显著提高了压裂液的抗温性能,但其缺点也很明显:①不耐剪切,高速剪切后恢复性差。
自交联变黏压裂液性能评价及其在深层页岩气压裂中的应用李栓;丁小惠;陈丽;冯林明
【期刊名称】《精细石油化工》
【年(卷),期】2022(39)4
【摘要】针对深层页岩气压裂中存在施工压力高、加砂困难的问题,以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、有机胺、绿色溶剂等为原料,合成了自交联聚合物乳液,并按不同比例加入配液水中得到自交联变黏压裂液,对其进行了性能评价。
结果表明:低黏滑溜水在清水和返排水中减阻率分别达78.2%、75.6%;高黏压裂液在清水和返排水中减阻率分别达73.8%、71.4%,同时具有助排、抗盐等功能。
现场应用采用返排液配制,平均降阻率达79.63%,平均加砂强度达3.2 t/m,满足深层页岩气压裂对液体技术的要求。
【总页数】6页(P42-47)
【作者】李栓;丁小惠;陈丽;冯林明
【作者单位】捷贝通石油技术集团股份有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.12
【相关文献】
1.页岩气压裂液及其压裂技术的研究进展
2.页岩气压裂液及其压裂技术的研究探析
3.页岩气压裂用线性胶压裂液性能研究与现场应用
4.深层页岩气压裂用高黏高降阻
一体化稠化剂的制备与性能评价5.川庆钻探全电驱压裂助力大足深层页岩气压裂时效创新高
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自交联高携砂增粘压裂液的研制及应用
摘要:以丙烯酰胺、２-丙烯酰胺基-２-甲基丙磺酸钠、烷基二甲基烯丙基氯
化铵、Ｎ,Ｎ-亚甲基双丙烯酰胺为单体，采用反相乳液聚合方法制备了自交联高
乳液，并考察其溶解性、抗剪切性、流变性、粘弹性、耐温性、携砂性、降阻率、抗盐性、破胶性及返排性能。
研究结果表明，该压裂液稠化剂是集降阻、携砂、
助排等多功能于一体的清洁型产品，一剂多效，可在线混配，仅通过改变加量即
可实现滑溜水与胶液的无缝切换，实现滑溜水胶液一体化，具有良好的推广应用
前景。
关键词：自交联；降阻；携砂；清洁型；在线混配
1.研究背景
低渗透油气层分布广、开采难度大，体积压裂是增储上产的首选措施，压裂
液特点“低摩阻+ 高黏度”，同时满足大排量和变黏多级交替注入，实现主导裂
缝的充分延伸以及复杂裂缝连通，最大限度提高裂缝的复杂性。
目前的压裂液体
系已难以满足高效化、清洁化生产的需求，存在以下弊端：（1）成本高：压裂
液体系添加剂加量大导致液体成本高，连续混配车、缓冲罐费用高；（2）
配液效率低：简化压裂液体系配方复杂，导致配液效率低；（3）伤害高：速溶
体系连续混配混配很容易形成鱼眼堵塞裂缝孔道；体系破胶后残渣较多，对储层
造成伤害； (4)返排液不可重复利用。
因此，为满足大排量压裂施工的技术要求，急需开发一种具有一剂多效、自
由切换、现配现用乳液型压裂液。
该体系可依靠聚合物分子间的多元缔合作用形
成空间网状结构，超快速溶，无需连续混配，易破胶返排，对储层伤害小，清洁
环保，可利用返排水重复配液。
2.自交联高携砂增粘稠化剂GZJ-X的合成
根据乳液降阻剂和聚合物稠化剂的特点，在聚丙烯酰胺分子上引入磺酸基团，提高抗盐性能；疏水长链使分子具有疏水缔合作用；季铵盐的引入提高防膨性
能；引入五元杂环结构提高聚集体空间复杂性和稳定性，从而提高压裂的黏弹
性和耐温性能。
2.1聚合单体的选取
（1）主链单体
丙烯酰胺（AM）是一种具有高反应活性的聚合单体，能够为其均聚物和共聚
物提供以Ｃ－Ｃ键为主的主链结构。
由于Ｃ－Ｃ键断裂所需的温度较高，可以提
高聚合物的热稳定性，并且以Ｃ－Ｃ键为主链的聚合物也具有良好的耐细菌腐蚀
性能。
（2）阴离子单体
2－丙烯酰胺基－2－甲基丙磺酸钠（AMPS－Ｎａ）是一种水溶性好、聚合活
性高的阴离子单体。
由于其分子结构支化程度高，具有较大的空间位阻效应，可
以使聚合物链刚性提高，明显增加聚合物的粘度。
此外，含有热稳定性好、对盐
不敏感的磺酸基可以大大增加聚合物稠化剂的耐温耐盐性能。
（3）阳离子单体
烷基二甲基烯丙基氯化铵是一种带有疏水长链的季铵盐。
分子中的阳离子基
团可以显著降低聚合物对储层的伤害，抑制黏土的水化膨胀和运移，而分子中含
有的疏水长链可以增强聚合物分子间阴阳离子的协同效应，提高稠化剂的增稠效果。
(4)其他单体
Ｎ，Ｎ－亚甲基双丙烯酰胺是一种常用于高分子聚合物共聚、改性、交联的
单体。
较高的分子量和独特的分子结构理论上可以进一步增强聚合物的结构，满
足稠化剂的悬砂性能要求。
2.2引发剂选择
采用氧化还原引发剂体系，在过硫酸盐作为引发剂的同时，补充使用还原剂，使过硫酸盐的分解活化能降低，提高聚合速率、降低引发温度，从而提高聚合产
物的基本性能。
因此，选取氧化剂为过硫酸钾、还原剂为亚硫酸钠。
2.3聚合方式的选择
采用反相乳液聚合方式,确定本实验选用水/白油聚合体系，以Span80为乳
化剂，Tween80 为助乳化剂。
2.4合成实验
1.
在三口烧瓶中通入氮气，加入白油、Span80、Tween80 ，得到均匀的油相体系。
2.
将丙烯酰胺、２-丙烯酰胺基-２-甲基丙磺酸钠、烷基二甲基烯丙基氯化铵、Ｎ，Ｎ-亚甲基双丙烯酰胺、亚硫酸氢钠溶于水中，然后用恒压滴液漏斗将水溶
液滴加到油相中，直至获得均匀的乳状液。
3、在恒温下，向乳液中缓慢滴加过硫酸钾溶液，5min滴加完毕，保持乳液
稳定性，持续搅拌并通入氮气，恒温反应3～4 h后获得白色乳状液即为自交联
高携砂增粘稠化剂GZJ-X。
3.性能评价
3.1溶解性能
加入0.6%自交联乳液后测试其溶解性能，粘度随时间的变化情况如表4-1所示。
表3-1 自交联高携砂增粘压裂液粘度与溶解时间关系
序号
溶解时间
min 表观粘度mPa.s
1120
2240
3350
4555
52080
实验结果表明，自交联乳液加入后，水溶液粘度迅速上升，3min内便可达到50mPa.s，具有一定的携砂能力，已经达到了最大粘度值的60％以上，因此认为该稠化剂能在3min内基本溶解，溶解时间较快且溶液均匀透明，无沉淀，无絮凝物出现。
因此，自交联乳液具有较高的溶解速率和良好的溶解性能。
在现场施工配液过程中，该自交联乳液只需在配液水中循环即可，实现连续混配，无需额外增加设备，配制流程简单，缩短了压裂施工周期。
3.2耐温抗剪切性
图3-2 自交联高携砂增粘压裂液耐温性能
由上图可知，随着温度的升高，压裂液体系的黏度迅速降低，当体系温度稳
定在设定值后，体系黏度基本维持不变。
最终黏度最终稳定在140mPa.s和
190mPa.s，耐温性能良好。
1.
应用效果分析
交联高粘携砂增粘压裂液的应用技术，现场液体质量控制简单，溶胀携砂正常，起粘速度快，无堵低压管线情况，自交联乳液低温下具备较好流动性。
该项目取得了显著的经济效益，以后将进一步发挥其技术优势，为国家的增
油上产做出重要贡献。
1.
结论
1.
以丙烯酰胺、２-丙烯酰胺基-２-甲基丙磺酸钠、烷基二甲基烯丙基氯化铵、Ｎ,Ｎ-亚甲基双丙烯酰胺为单体采用反相乳液聚合方法制备了自交联高乳液，满足现配现用需求。
2.自交联高乳液体积浓度在0.1%时，溶液黏度为
3.0～6 mPa · s，可作为滑溜水；在 0.4%～0.6%时，溶液黏度为75～120 mPa · s，可作为携砂液，满足 2种液体自由切换的需求。
3.自交联乳液在压裂液现场应用情况良好，施工段加砂强度高于同井相邻段及邻井相同段，无需其他添加剂，液体性能稳定，实现了一体化压裂液完成整个施工的目标，具有良好的推广应用前景。
参考文献
［1］陈作，曾义金．深层页岩气分段压裂技术现状及发展建议
［J］．石油钻探技术，2016(1):6-11．
[2] 李延芬，朱荣娇，孙永菊，等．两性疏水缔合聚丙烯酰胺的合成及性能［J］．精细化工，2012，29 (5):88-93，105．
［3］苟绍华，杨成，叶仲斌，等. 一种丙烯酰胺共聚物磷酸盐的合成及性能研究［J］. 西南石油大学学报（自然科学版），2015，37（1）: 146-152.
作者姓名：邱忠，西部钻探吐哈井下作业公司，长期从事压裂、酸化、油田化学方面研究工作。
