CN112500845A - 一种海水基压裂液用稠化剂、压裂液及稠化剂制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种海水基压裂液用稠化剂，属于油田压裂液技术领域，所述稠化剂的原料包括：油相原料：脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP‑10；水相原料：水、AM、AMPS和AA；引发剂：硫酸铵和无水亚硫酸钠；所述油相原料和所述水相原料的质量比为(1.2～1.5)∶1。该稠化剂具有耐矿化度高、溶解速度快、耐温能力强、残渣含量低和对储层伤害小的优点，可为海上区块以及页岩气、致密气大规模压裂提供技术支持。本发明还提供一种海水基压裂液及稠化剂制备方法。

Description

一种海水基压裂液用稠化剂、压裂液及稠化剂制备方法

技术领域

本发明属于油田压裂液技术领域，特别涉及一种海水基压裂液用稠化剂、压裂液及稠化剂制备方法。

背景技术

传统水基压裂液体系，主要组分包括稠化剂、交联剂、及其他助排剂、粘土稳定剂等配套添加剂，具有耐温耐剪切能力强、携砂能力强、技术成熟等系列优点。但同时也存在一些弊端：(1)稠化剂一般为粉体(固体颗粒)，易吸水、吸潮变质，对储层条件要求比较高；(2)粉体稠化剂一般溶解时间较长，配液时间较长，粉剂需均匀缓慢加入，然后充分循环均匀大约需要25-30min甚至更长时间；(3)施工现场常使用混砂车配液等设备配液，配液步骤繁琐，易造成材料的浪费；(4)稠化剂耐矿化度低，只能使用清水配液；(5)施工周期长，施工效率低下。

东营施普瑞石油工程技术有限公司申请的《一种乳液型压裂液降阻剂及其制备方法》，专利号CN202010563003，提供种乳液型降阻剂及其应用，制备方法为：AM、甲基AA 羟乙酯和甲基AA-2-羟丙酯的摩尔比为1∶5.6∶12.5，水用量为AM质量的8～10倍；所述的尿素用量为AM质量的0.01～0.3％，乙二胺四乙酸二钠用量为AM质量的0.01～ 0.08％：所述的氢氧化钠溶液质量浓度为10～20％。现场应用使用浓度500-10000ppm。该乳液型降阻剂不能使用海水配制，且耐温仅为95℃。靖边县锐进实业有限公司申请的《全过程速溶》，专利号CN1439691，提供一种乳液型减阻剂，制备方法为：将10-20wt％甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和浓度42％的氢氧化钾配制成水相；将3-5wt％烷基酚聚氧乙烯醚、40-42wt％蓖麻油和0-5wt％AA己酯混合配成油相；将油相和水相混合配成油包水反相乳液基液；将制备的油包水反相乳液基液和表面活性剂充分混合，表面活性剂用量为反相微乳液质量的5-10％。现场应用使用浓度0.06-0.15％。该减阻剂不能使用海水配置成压裂液，且溶解时间长，需要10分钟以上。

因此需要研发一种具备能直接使用海水配液、溶解速度快、耐温耐剪切能力强、残渣含量少、储层伤害小等优点的压裂液和相应的稠化剂，为海上油气区块增产提供技术支持。

发明内容

为了解决现有稠化剂耐矿化度低、溶解时间长和耐温能力不足的技术问题，本发明提供一种海水基压裂液用稠化剂，具有耐矿化度高、溶解速度快、耐温能力强、残渣含量低和对储层伤害小的优点，可为海上区块以及页岩气、致密气大规模压裂提供技术支持。

本发明还提供一种海水基压裂液及稠化剂制备方法。

本发明通过以下技术方案实现：

本发明实施例提供一种海水基压裂液用稠化剂，所述稠化剂的原料包括：

油相原料：脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10；

水相原料：水、AM、AMPS和AA；

引发剂：硫酸铵和无水亚硫酸钠；

其中，脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10的质量比为9∶(0.8～0.9)∶(0.1～0.2)；

AM、AMPS和AA的质量比为6∶(2～3)∶(1～2)，且AM、AMPS和AA的总质量与水的质量比为(3～4)∶(6～7)；

硫酸铵和无水亚硫酸钠的质量比为(2～3)∶1；

所述油相原料和所述水相原料的质量比为(1.2～1.5)∶1。

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03～0.05％。

可选的，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.8∶0.2；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶2∶2；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03％。

可选的，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.9∶0.1；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶3∶1；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03％。

可选的，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.9∶0.1；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶2∶2；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.05％。

可选的，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.9∶0.1；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶2∶2；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03％。

基于同一发明构思，本发明实施例还提供一种海水基压裂液，所述压裂液包含所述稠化剂，所述稠化剂的质量分数为0.8-2.0％，余量为海水。

基于同一发明构思，本发明实施例还提供一种海水基压裂液用稠化剂制备方法，包括：

将脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10混合，获得油相液；

将水、AM、AMPS和AA混合，后调节pH值至中性，获得水相液；

将所述油相液和所述水相液按质量比(1.2～1.5)∶1混合，获得乳液；

向所述乳液中通入氮气，后加入引发剂，恒温搅拌，获得海水基压裂液用稠化剂。

可选的，所述将脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10混合，获得油相液，具体包括：

将脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10置于11000～13000r/min下剪切5～8min，获得油相液；

所述将水、AM、AMPS和AA混合，后调节pH值至中性，获得水相液，具体包括：

将水、AM、AMPS和AA混匀，后用氢氧化钠调节pH值至7，获得水相液。

可选的，所述将所述油相液和所述水相液按质量比(1.2～1.5)∶1混合，获得乳液，具体包括：

将所述油相液和所述水相液按质量比(1.2～1.5)∶1在11000～13000r/min剪切速率下剪切5～8min，获得乳液。

可选的，所述向所述乳液中通入氮气，后加入引发剂，恒温搅拌，获得海水基压裂液用稠化剂，具体包括：

在40～60℃下向所述乳液中通入氮气，持续30～40min，后在3000～4000r/min搅拌下加入引发剂，恒温处理30～40min，获得海水基压裂液用稠化剂。

本发明实施例中的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：

本发明实施例提供的一种海水基压裂液用稠化剂，耐矿化度高，可以直接使用海水配液制得压裂液，稠化剂通过油相液和水相液混合后呈乳液状态而非粉状，能够有效降低稠化剂溶解时间，溶解时间≤2min，且最高耐温150℃，具有耐矿化度高、溶解速度快、耐温能力强、残渣含量低和对储层伤害小的优点，可为海上区块以及页岩气、致密气大规模压裂提供技术支持。

上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。

图1是一种海水基压裂液用稠化剂制备方法流程图。

具体实施方式

下文将结合具体实施方式和实施例，具体阐述本发明，本发明的优点和各种效果将由此更加清楚地呈现。本领域技术人员应理解，这些具体实施方式和实施例是用于说明本发明，而非限制本发明。

在整个说明书中，除非另有特别说明，本文使用的术语应理解为如本领域中通常所使用的含义。因此，除非另有定义，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属领域技术人员的一般理解相同的含义。若存在矛盾，本说明书优先。

除非另有特别说明，本发明中用到的各种原材料、试剂、仪器和设备等，均可通过市场购买得到或者可通过现有方法制备得到。

还需要说明的是，本发明中的术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。

需要说明的是，在本文中，诸如“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。

本发明实施例提供的技术方案为解决上述技术问题，总体思路如下：

根据本发明一种典型的实施方式，提供一种海水基压裂液用稠化剂，所述稠化剂的原料包括：

油相原料：脱芳烃溶剂油D110(来源：上海森旭化工科技有限公司)、司盘80和OP-10；

水相原料：水、AM、AMPS和AA；

引发剂：硫酸铵和无水亚硫酸钠；

其中，脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10的质量比为9∶(0.8～0.9)∶(0.1～0.2)；

AM、AMPS和AA的质量比为6∶(2～3)∶(1～2)，且AM、AMPS和AA的总质量与水的质量比为(3～4)∶(6～7)；

硫酸铵和无水亚硫酸钠的质量比为(2～3)∶1；

所述油相原料和所述水相原料的质量比为(1.2～1.5)∶1。

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03～0.05％。

本发明实施例一种海水基压裂液用稠化剂，油相原料中，脱芳烃溶剂油D110、司盘80、OP-10作为油相乳化液，稳定性好，混合均匀无分层，当油相原料各成分比例为9∶ (0.8～0.9)∶(0.1～0.2)时乳化液稳定性最好，无分层，与单体配伍性好。

水相原料中，AM、AMPS、AA作为单体，可以提高稠化剂耐温耐剪切性能，其中AMPS可以提高稠化剂耐矿化度性能，当三者比例为6∶(2～3)∶(1～2)时稠化剂的溶解速度快，耐温耐剪切能力强，耐盐能力强，同时综合成本考虑，AMPS含量过高则成本增加，油相液与水相液质量比采用(1.2～1.5)∶1时，形成的乳液稠化剂均匀稳定，长时间放置 (约180天)无分层。

作为一种可选的实施方式，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.8∶0.2；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶2∶2；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03％。

作为一种可选的实施方式，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.9∶0.1；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶3∶1；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03％。

作为一种可选的实施方式，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.9∶0.1；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶2∶2；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.05％。

作为一种可选的实施方式，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.9∶0.1；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶2∶2；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03％。

根据本发明另一种典型的实施方式，提供一种海水基压裂液，所述压裂液包含所述稠化剂，所述稠化剂的质量分数为0.8-2.0％，余量为海水。

根据本发明另一种典型的实施方式，提供一种海水基压裂液用稠化剂制备方法，如图 1所示，包括：

将脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10混合，获得油相液；

将水、AM、AMPS和AA混合，后调节pH值至中性，获得水相液；

将所述油相液和所述水相液按质量比(1.2～1.5)∶1混合，获得乳液；

向所述乳液中通入氮气，后加入引发剂，恒温搅拌，获得海水基压裂液用稠化剂。

作为一种可选的实施方式，所述将脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10混合，获得油相液，具体包括：

将脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10置于11000～13000r/min下剪切5～8min，获得油相液。

可选的，所述将水、AM、AMPS和AA混合，后调节pH值至中性，获得水相液，具体包括：

将水、AM、AMPS和AA混匀，后用氢氧化钠调节pH值至7，获得水相液。

作为一种可选的实施方式，所述将所述油相液和所述水相液按质量比(1.2～1.5)∶ 1混合，获得乳液，具体包括：

将所述油相液和所述水相液按质量比(1.2～1.5)∶1在11000～13000r/min剪切速率下剪切5～8min，获得乳液。

作为一种可选的实施方式，所述向所述乳液中通入氮气，后加入引发剂，恒温搅拌，获得海水基压裂液用稠化剂，具体包括：

在40～60℃下向所述乳液中通入氮气，持续30～40min，后在3000～4000r/min搅拌下加入引发剂，恒温处理30～40min，获得海水基压裂液用稠化剂。

本发明实施例中的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：

(1)本发明实施例一种海水基压裂液用稠化剂，稠化剂稠化剂通过油相液和水相液混合后呈乳液状态而非粉状，稠化剂溶解时间快，溶解时间≤2min；

(2)本发明实施例一种海水基压裂液用稠化剂，耐矿化度性能好，可直接使用海水配液制得压裂液；

(3)本发明实施例一种海水基压裂液，最高耐温可达到150℃，150℃条件下，经170s^-1剪切120min后，粘度＞80mPa·s；

(4)本发明实施例一种海水基压裂液，表面张力23.3mN/m，界面张力1.0mN/m，有助于压裂液返排；

(5)本发明实施例一种海水基压裂液，压裂液对地层伤害小，岩心伤害率12.5％。

本发明实施例中涉及的英文字母释义如下：

脱芳烃溶剂油D110：

OP-10：聚氧乙烯辛基苯酚醚-10

AM：丙烯酰胺

AMPS：2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸

AA：丙烯酸。

下面将结合实施例、对照例及实验数据对本申请一种海水基压裂液用稠化剂、压裂液及稠化剂制备方法进行详细说明。

实施例1

本实施例提供了一种海水基压裂液用稠化剂制备方法：

首先，制备海水基压裂液用稠化剂油相液：在烧杯中，按9∶0.8∶0.2质量比加入脱芳烃溶剂油D110，司盘80和OP-10，置于12000r/min下剪切5min。

进一步地，制备海水基压裂液用稠化剂水相液：将单体与蒸馏水按照质量比3∶7混合，溶解搅拌均匀，其中单体质量比AM∶AMPS∶AA＝6∶2∶2，用氢氧化钠溶解缓慢调节水相pH值至7。

进一步地，进行乳液制备：按照油相液和水相液质量比1.2∶1将油相液加入到水相液中，12000r/min剪切5min，得到稳定的乳液。

在50℃温度条件下，向乳液中通入氮气30min，然后在低速搅拌下，按0.03％质量比加入引发剂，引发剂按过硫酸铵∶无水亚硫酸钠＝2∶1质量比，恒温30min，即得到海水基压裂液用稠化剂。

将本实施例的稠化剂制备成压裂液，压裂液中稠化剂含量为0.8％，其余为海水。将本实施例稠化剂和压裂液的各项性能进行测试，结果如表1所示：

本发明表1-6中，各个项目的检测所用到的设备包括：高温高压流变仪，表界面张力测定仪，高温高压耐酸流动试验仪，检测方法参照SY/T 5107-2016标准。

表1实施例1稠化剂和压裂液各项指标

实施例2

本实施例提供了一种海水基压裂液用稠化剂制备方法：

首先，制备海水基压裂液用稠化剂油相液：在烧杯中，按9∶0.9∶0.1质量比加入脱芳烃溶剂油D110，司盘80和OP-10，置于12000r/min下剪切5min。

进一步地，制备海水基压裂液用稠化剂水相液：将单体与蒸馏水按照质量比3∶7混合，溶解搅拌均匀，其中单体质量比AM∶AMPS∶AA＝6∶3∶1，用氢氧化钠溶解缓慢调节水相pH值至7。

进一步地，进行乳液制备：按照油相液和水相液质量比1.2∶1将油相液加入到水相液中，12000r/min剪切5min，得到稳定的乳液。在50℃温度条件下，向乳液中通入氮气30min，然后在低速搅拌下，按0.03％质量比加入引发剂，引发剂按过硫酸铵∶无水亚硫酸钠＝2∶1质量比，恒温30min，即得到海水基压裂液用稠化剂。

将本实施例的稠化剂制备成压裂液，压裂液中稠化剂含量为1.0％，其余为海水。将本实施例稠化剂和压裂液的各项性能进行测试，结果如表2所示：

表2实施例2稠化剂和压裂液各项指标

实施例3

本实施例提供了一种海水基压裂液用稠化剂制备方法：

首先，制备海水基压裂液用稠化剂油相液：在烧杯中，按9∶0.9∶0.1质量比加入脱芳烃溶剂油D110，司盘80和OP-10，置于12000r/min下剪切5min。

进一步地，制备海水基压裂液用稠化剂水相液：将单体与蒸馏水按照质量比3∶7混合，溶解搅拌均匀，其中单体质量比AM∶AMPS∶AA＝6∶2∶2，用氢氧化钠溶解缓慢调节水相pH值至7。

进一步地，进行乳液制备：按照油相液和水相液质量比1.2∶1将油相液加入到水相液中，12000r/min剪切5min，得到稳定的乳液。在50℃温度条件下，向乳液中通入氮气30min，然后在低速搅拌下，按0.05％质量比加入引发剂，引发剂按过硫酸铵∶无水亚硫酸钠＝2∶1质量比，恒温30min，即得到海水基压裂液用稠化剂。

将本实施例的稠化剂制备成压裂液，压裂液中稠化剂含量为1.5％，其余为海水。将本实施例稠化剂和压裂液的各项性能进行测试，结果如表3所示：

表3实施例3稠化剂和压裂液各项指标

实施例4

本实施例提供了一种海水基压裂液用稠化剂制备方法：

首先，制备海水基压裂液用稠化剂油相液：在烧杯中，按9∶0.9∶0.1质量比加入脱芳烃溶剂油D110，司盘80和OP-10，置于12000r/min下剪切5min。

进一步地，制备海水基压裂液用稠化剂水相液：将单体与蒸馏水按照质量比3∶7混合，溶解搅拌均匀，其中单体质量比AM∶AMPS∶AA＝6∶2∶2，用氢氧化钠溶解缓慢调节水相pH值至7。

进一步地，进行乳液制备：按照油相液和水相液质量比1.2∶1将油相液加入到水相液中，12000r/min剪切5min，得到稳定的乳液。在50℃温度条件下，向乳液中通入氮气30min，然后在低速搅拌下，按0.03％质量比加入引发剂，引发剂按过硫酸铵∶无水亚硫酸钠＝2∶1质量比，恒温30min，即得到海水基压裂液用稠化剂。

将本实施例的稠化剂制备成压裂液，压裂液中稠化剂含量为2.0％，其余为海水。将本实施例稠化剂和压裂液的各项性能进行测试，结果如表4所示：

表4实施例4稠化剂和压裂液各项指标

对比例1

本对比例提供了一种海水基压裂液用稠化剂制备方法：

首先，制备海水基压裂液用稠化剂油相液：在烧杯中，按9∶0.9∶0.1质量比加入脱芳烃溶剂油D60，司盘80和柴油，置于12000r/min下剪切5min。

进一步地，制备海水基压裂液用稠化剂水相液：将单体与蒸馏水按照质量比3∶7混合，溶解搅拌均匀，其中单体质量比AM∶BIS∶AA＝6∶2∶2，用氢氧化钠溶解缓慢调节水相pH值至7。

进一步地，进行乳液制备：按照油相液和水相液质量比1.2∶1将油相液加入到水相液中，12000r/min剪切5min，得到稳定的乳液。在50℃温度条件下，向乳液中通入氮气30min，然后在低速搅拌下，按0.03％质量比加入引发剂，引发剂按过硫酸铵∶无水亚硫酸钠＝2∶1质量比，恒温30min，即得到海水基压裂液用稠化剂。

将本对比例的稠化剂制备成压裂液，压裂液中稠化剂含量为2.0％，其余为海水。将本实施例稠化剂和压裂液的各项性能进行测试，结果如表5所示：

表5对比例1稠化剂和压裂液各项指标

对比例2

本实施例提供了一种海水基压裂液用稠化剂制备方法：

首先，制备海水基压裂液用稠化剂油相液：在烧杯中，按9∶0.5∶0.5质量比加入脱芳烃溶剂油D110，司盘80和OP-10，置于12000r/min下剪切5min。

进一步地，制备海水基压裂液用稠化剂水相液：将单体与蒸馏水按照质量比3∶7混合，溶解搅拌均匀，其中单体质量比AM∶AMPS∶AA＝6∶1∶3，用氢氧化钠溶解缓慢调节水相 pH值至7。

进一步地，进行乳液制备：按照油相液和水相液质量比1.2∶1将油相液加入到水相液中，12000r/min剪切5min，得到稳定的乳液。在50℃温度条件下，向乳液中通入氮气30min，然后在低速搅拌下，按0.03％质量比加入引发剂，引发剂按过硫酸铵∶无水亚硫酸钠＝2∶1质量比，恒温30min，即得到海水基压裂液用稠化剂。

将本实施例的稠化剂制备成压裂液，压裂液中稠化剂含量为2.0％，其余为海水。将本实施例稠化剂和压裂液的各项性能进行测试，结果如表6所示：

表6对比例2稠化剂和压裂液各项指标

1.对比例1与实施例4的区别仅在于，稠化剂的原料不同，具体采用脱芳烃溶剂油D60代替脱芳烃溶剂油D110，柴油代替OP-10，BIS代替AMPS。

2.对比例2与实施例4的区别仅在于，稠化剂中各原料配比不同，具体为脱芳烃溶剂油D110，司盘80和OP-10质量比由9∶0.9∶0.1变为9∶0.5∶0.5，AM∶AMPS∶AA质量比由 6∶2∶2变为6∶1∶3。

对比例1、2制备的稠化剂相比实施例1-4而言，耐矿化度能力明显降低，制备的压裂液相比实施例1-4而言，耐温耐剪切性能明显降低，不能满足行业标准要求。

本发明实施例中的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：

(1)本发明实施例一种海水基压裂液用稠化剂，稠化剂稠化剂通过油相液和水相液混合后呈乳液状态而非粉状，稠化剂溶解时间快，溶解时间≤2min；

(2)本发明实施例一种海水基压裂液用稠化剂，耐矿化度性能好，可直接使用海水配液制得压裂液；

(3)本发明实施例一种海水基压裂液，最高耐温可达到150℃，150℃条件下，经170s^-1剪切120min后，粘度＞80mPa·s；

(4)本发明实施例一种海水基压裂液，表面张力23.3mN/m，界面张力1.0mN/m，有助于压裂液返排；

(5)本发明实施例一种海水基压裂液，压裂液对地层伤害小，岩心伤害率12.5％。

通过以上实施例可知，本发明的在线免混配海水基压裂液用稠化剂可用于海上区块以及页岩气、致密气大规模压裂，具有耐矿化度高，溶解速度快，耐温能力强，残渣含量低，对储层伤害小等优点。

最后，还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。

尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。

显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。

Claims (10)

1.一种海水基压裂液用稠化剂，其特征在于，所述稠化剂的原料包括：

油相原料：脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10；

水相原料：水、AM、AMPS和AA；

引发剂：硫酸铵和无水亚硫酸钠；

其中，脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10的质量比为9∶(0.8～0.9)∶(0.1～0.2)；

AM、AMPS和AA的质量比为6∶(2～3)∶(1～2)，且AM、AMPS和AA的总质量与水的质量比为(3～4)∶(6～7)；

硫酸铵和无水亚硫酸钠的质量比为(2～3)∶1(建议比值范围中，其中一个值为1)；

所述油相原料和所述水相原料的质量比为(1.2～1.5)∶1；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03～0.05％。

2.根据权利要求1所述的一种海水基压裂液用稠化剂，其特征在于，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.8∶0.2；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶2∶2；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03％。

3.根据权利要求1所述的一种海水基压裂液用稠化剂，其特征在于，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.9∶0.1；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶3∶1；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03％。

4.根据权利要求1所述的一种海水基压裂液用稠化剂，其特征在于，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.9∶0.1；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶2∶2；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.05％。

5.根据权利要求1所述的一种海水基压裂液用稠化剂，其特征在于，所述稠化剂的原料中：

所述脱芳烃溶剂油D110、所述司盘80和所述OP-10的质量比为9∶0.9∶0.1；

所述AM、所述AMPS和所述AA的质量比为6∶2∶2；

所述引发剂的质量为所述油相原料和所述水相原料总质量的0.03％。

6.一种海水基压裂液，其特征在于，所述压裂液包含如权利要求1-5中任一项所述的稠化剂，所述稠化剂的质量分数为0.8-2.0％，余量为海水。

7.一种如权利要求1-5中任一项所述的海水基压裂液用稠化剂制备方法，其特征在于，包括：

将脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10混合，获得油相液；

将水、AM、AMPS和AA混合，后调节pH值至中性，获得水相液；

将所述油相液和所述水相液按质量比(1.2～1.5)∶1混合，获得乳液；

向所述乳液中通入氮气，后加入引发剂，恒温搅拌，获得海水基压裂液用稠化剂。

8.根据权利要求7所述的一种海水基压裂液用稠化剂制备方法，其特征在于，所述将脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10混合，获得油相液，具体包括：

将脱芳烃溶剂油D110、司盘80和OP-10置于11000～13000r/min下剪切5～8min，获得油相液；

所述将水、AM、AMPS和AA混合，后调节pH值至中性，获得水相液，具体包括：

将水、AM、AMPS和AA混匀，后用氢氧化钠调节pH值至7，获得水相液。

9.根据权利要求7所述的一种海水基压裂液用稠化剂制备方法，其特征在于，所述将所述油相液和所述水相液按质量比(1.2～1.5)∶1混合，获得乳液，具体包括：

将所述油相液和所述水相液按质量比(1.2～1.5)∶1在11000～13000r/min剪切速率下剪切5～8min，获得乳液。

10.根据权利要求7所述的一种海水基压裂液用稠化剂制备方法，其特征在于，所述向所述乳液中通入氮气，后加入引发剂，恒温搅拌，获得海水基压裂液用稠化剂，具体包括：

在40～60℃下向所述乳液中通入氮气，持续30～40min，后在3000～4000r/min搅拌下加入引发剂，恒温处理30～40min，获得海水基压裂液用稠化剂。

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