[发明专利]一种耐温抗盐双网络结构压裂液稠化剂及其制备方法

说明书

本申请公开了一种耐温抗盐双网络结构压裂液稠化剂，按质量百分比计算包括，非离子单体2.5％～5％，下列组分再按非离子单体的质量百分比计算，抗盐单体5％～10％，交联剂0.06％～0.08％，引发剂1％～4％，其余为去离子水；其制备方法是向反应釜中加入以上组分进行水溶液多元共聚制得聚合物产品。本申请压裂液稠化剂耐温耐剪切性能优良，在120℃下剪切2小时后粘度为200mPa·s；稠化剂抗盐性能优异，可充分溶解于矿化度为300000ppm的盐水中形成高粘压裂液，溶液粘度可达80mPa·s；将稠化剂溶解于水中并使其交联，破胶后基本没有残渣，在实际应用中可基本消除残渣对油气储层的伤害。

技术领域

本申请属于油田化学品及精细化学技术领域，具体地说，涉及一种耐温抗盐双网络结构压裂液稠化剂及其制备方法。

背景技术

随着全球对石油和天然气需求的日益增长以及油气勘探开发水平的不断提高，低孔低渗的储层己经成为勘探开发的主要目标和技术攻关对象。水力压裂工艺技术是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施。随着低渗透油气藏在我国的大规模开发，压裂液的性能研究愈发重要。压裂液的性能除直接影响到压裂施工的成功率外，还会对压裂效果产生较大影响。采用压裂技术开发低渗油气田时，如果用海水或油田产出水制备压裂液可以大幅度减少成本，但是海水或油田产出水具有较高的矿化度，因此急需研究出适宜高矿化度环境的压裂液体系。稠化剂是压裂液中最基本的添加剂之一，其增稠能力以及热稳定性和剪切稳定性是评价其质量的主要指标，也是影响压裂液性能和压裂效果的最主要因素之一。

在高矿化度下，大量盐离子的存在会使稠化剂分子链上的官能团发生屏蔽，使得分子链发生卷曲，从而造成网络结构的坍塌，使得粘度大幅度下降。现有文献均未对压裂液体系中的稠化剂进行深入研究，仅通过分子层面的化学改性方法来进行改进，例如在稠化剂分子支链上引入羧甲基或羟丙基等基团来提高分子链的延展性，增强其在高矿化度水中的溶胀能力。但仅通过这种化学改性方法合成的稠化剂并不能从根本上解决高矿化度下稠化剂网络结构坍塌的问题，不能满足高矿化度环境(200000-300000ppm)及高温(≥120℃)下的性能需求。通过超分子作用形成的双网络结构会使盐离子仅附着在分子链上，不会造成空间网络结构的坍塌，有效地保持稠化剂粘度。

发明内容

有鉴于此，本申请针对现有仅通过分子层面的化学改性方法合成的稠化剂不能满足高矿化度环境及高温下性能需求的问题，提供了一种耐温抗盐双网络结构压裂液稠化剂及其制备方法。

为了解决上述技术问题，本申请公开了一种耐温抗盐双网络结构压裂液稠化剂，其组分包括：

按质量百分比计算，非离子单体为2.5％～5％；

再按非离子单体的质量百分比计算，耐盐单体为5％～10％，交联剂为0.06％～0.08％，引发剂为1％～4％；

其余为去离子水。

进一步地，非离子单体为丙烯酰胺或改性丙烯酰胺。

进一步地，耐盐单体为甲酸乙烯酯、乙酸乙烯酯或三甲基乙酸乙烯酯。

进一步地，交联剂为N,N’-亚甲基双丙烯酰胺。

进一步地，引发剂为过硫酸铵或过硫酸钾。

本申请还公开了一种耐温抗盐双网络结构压裂液稠化剂的制备方法，具体步骤如下：

步骤1，分别称取以下组分：

按质量百分比计算，非离子单体为2.5％～5％；

再按非离子单体的质量百分比计算，耐盐单体为5％～10％，交联剂为0.06％～0.08％，引发剂为1％～4％；

其余为去离子水；