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悬浮液基高效减阻携砂压裂液的研发与应用

文档作者：麦尔耶姆古丽·安外尔1 蒲迪2 翟怀建1 刘宽2 邬国栋1 余波4 金诚2 3 文档来源： 1. 中国石油新疆油田分公司工程技术研究院 2. 四川光亚聚合物化工有限公司637500；3. 西南石油大学新能源与材料学院 4. 中国石油新疆油田分公司百口泉采油厂		更新日期： 2026年09月12日	点击数：
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第39 卷第3 期
2022 年9 月25 日
油田化学
Oilfield Chemistry
Vol.39 No.3
25 Sept，2022
http：//ythx.scu.edu.cn
文章编号：1000-4092（2022）03-387-06
悬浮液基高效减阻携砂压裂液的研发与应用*
麦尔耶姆古丽·安外尔1，蒲迪2，翟怀建1，刘宽2，邬国栋1，余波4，金诚2，3
（1. 中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆克拉玛依834000；2. 四川光亚聚合物化工有限公司四川南充637500；3. 西南石油
大学新能源与材料学院，四川成都610500；4. 中国石油新疆油田分公司百口泉采油厂，新疆克拉玛依834011）
摘要：为解决压裂用聚合类乳液稠化剂不耐高盐以及悬浮液稠化剂稳定性差的问题，以抗盐缔合聚合物KFPY
为基础，通过考察悬浮液稠化剂的稳定时间、本体黏度，优选了体系的稳定剂，优化了粉末稠化剂粒径以及比例，
最终形成悬浮液稠化剂GAF-TE组成为：48.5%白油+1.5%乳化剂G10+5%有机改性膨润土+45% 抗盐缔合稠化
剂KFPY。在玛18 井水水质下，对悬浮液稠化剂GAF-TE的溶解性能、增黏性能、减阻性能以及配制的滑溜水体
系的各项性能进行了评价。结果表明，0.1%稠化剂GAF-TE 溶解时间为18 s，黏度为2.19 mPa.s，降阻率为
76.8%；配制的滑溜水体系动态携砂能力强于普通的聚丙烯酰胺乳液，体系表面张力26.8 mN/m，与煤油间的界面
张力0.96 mN/m，对岩心基质渗透率伤害率为6.97%，具有低伤害特性。该缔合型悬浮液稠化剂产品在新疆油田
某区块进行现场应用，表现出较好的溶解性、降阻性能和携砂性能。
关键词：悬浮增稠剂；长期稳定性；免混配；滑溜水；动态携砂能力；高效减阻
文献标识码：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2022.03.002
中图分类号：TE357.1+2 开放科学（资源服务）标识码（OSID）：
* 收稿日期：2021-09-27；修回日期：2021-10-28。
作者简介：麦尔耶姆古丽·安外尔（1986—），女，工程师，中国石油大学（华东）化学工程与技术专业硕士(2013)，从事储层改造液体方面
的研究，E-mail：maryamgul@petrochina.com.cn。金诚（1986—），男，副研究员，本文通讯联系人，四川大学高分子化学与物理
专业理学博士（2015），从事油田功能化学剂研究及化学驱提高采收率技术方面的研究，通讯地址：610500 四川省成都市新
都区新都大道8 号西南石油大学新能源与材料学院，E-mail：jincheng1986@126.com。
0 前言
随着各油田低成本战略逐步实施，以液态类稠
化剂为基础形成的免混配压裂液体系被广泛应
用。目前液态类稠化剂主要有聚合类乳液稠化剂、
悬浮液稠化剂［1-7］。聚合乳液稠化剂主要采用反相
乳液聚合法合成，稠化剂的相对分子质量可达千万
以上，在清水中具有较好的增黏性能，但抗盐性能
较差，不适应高矿化度配液［8-10］。悬浮液稠化剂主
要以白油、柴油或醇基类溶剂为分散介质，加入乳
化剂、稳定剂等添加剂形成稳定的悬浮液基液，再
加入胍胶、聚丙烯酰胺类或疏水缔合聚合物类粉末
稠化剂配制而成［11-14］，但目前市面上所用悬浮液稠
化剂产品的稳定时间较短（一般小于1 个月），影响
现场使用。胍胶类悬浮液稠化剂受胍胶稠化剂本
身降阻效果的影响，现场降阻效果相比聚丙烯酰胺
类以及缔合聚合物类悬浮液稠化剂的差，市面上这
两种类型的悬浮液稠化剂应用较为广泛。
悬浮液稠化剂的稳定性以及本体黏度是悬浮
液稠化剂的重要性能，稳定性与乳化体系、稠化剂
的粒径和比例存在较大关系［11-12］。目前关于乳化
剂、分散介质对悬浮液稠化剂稳定性以及本体黏度
影响研究较多，关于稳定剂、粉末稠化剂粒径以及
含量对上述性能的影响研究较少。本文以抗盐缔
合聚合物KFPY为基础，以白油为分散介质、自制的
聚丙烯酸酯类表面活性剂为乳化剂，通过优选合适
的稳定剂、优化粉末稠化剂粒径以及比例，研发了
一种缔合型悬浮液稠化剂，对该稠化剂所形成的滑
油田化学2022 年
http：//ythx.scu.edu.cn
溜水体系的减阻性能、动态携砂性能等进行测试，
并报道了该剂在新疆玛湖区块的现场应用情况。
1 实验部分
1.1 材料与仪器
抗盐缔合聚合物KFPY，以丙烯酰胺（AM）、丙
烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、阳
离子双尾链疏水单体MJ-D12（分子式如图1 所示）
为单体聚合而得，其中AMPS用量为0.5%，MJ-D12
用量为0.03%，相对分子质量为537×104，水解度为
23%，四川光亚聚合物化工有限公司；聚丙烯酸酯类
乳化剂G14、全氟烷基烯丙基嵌段聚醚类助排剂
ZP-6，四川光亚聚合物化工有限公司；10#白油，茂
名市向阳富森石化有限公司；有机改性膨润土、钠
基膨润土，新疆夏子街膨润土有限公司；纳米二氧
化硅TSP-L30，江苏天行新材料有限公司；聚丙烯酰
胺类乳液稠化剂ZC-1（AM/AA/AMPS三元共聚物，
AMPS用量为8%），相对分子质量为1364×104，水解
度为20%，有效含量为35%，四川光亚聚合物化工有
限公司；聚丙烯酰胺类悬浮液稠化剂HX-1（AM/
AA/AMPS三元共聚物，AMPS用量为10%），相对分
子质量为2128×104，水解度为25%，有效含量45%，
四川光亚聚合物化工有限公司；中密度陶粒，粒度
0.38～0.212 mm（40～70 目），新疆油田工程技术研
究院；聚醚类破乳剂DY202，新疆紫光技术有限公
司；精制煤油；氯化钠、氯化钾、氯化钙、氯化镁，分
析纯，成都科龙试剂厂。配液用水为玛18 井水，矿
化度为16 522.4 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：
Na+ 4329.22、K+ 2097.92、Ca2 + 397.16、Mg2 + 106.4、
Cl- 9591.68。人造岩心，直径为2.5 cm、长为5 cm，
气测渗透率约1×10-3 μm2，北京嘉德宜邦石油科技
有限公司。
LB20ES 型waring 搅拌器，北京万斛科技有限
公司；ZNN-D6B型电动六速旋转黏度计，青岛恒泰
达机电设备有限公司；多功能岩心驱替装置，南通
市飞宇石油科技开发有限公司；品氏黏度计，管径
0.6 mm，上海良品玻璃仪器厂。HAMZ-IV 摩阻测
试装置［15］，自制；可视化动态携砂物模装置（俯视图
如图2 所示），该平台可用于研究压裂液在主缝、一
级和二级分支缝中动态携砂能力及铺置情况。具
体地，主缝平板尺寸缝长×缝宽×缝高=700×6×300
mm，分支缝平板尺寸缝长×缝宽×缝高=700×4×300
mm。主缝由1#、2#和3#平板组成；一级分支缝包括
与主缝形成负角度裂缝4#平板（可调角度0～45°）、
与主缝垂直7#平板（不同粗糙度缝面）及平板水平
垂直于主缝的10#平板（板面与水平方向平行）；二
级分支缝包括与主缝形成正向45°角5#平板（角度
不可调）+与主缝平行6#平板、垂直于主缝8#平板+
平行于主缝9#平板。
1.2 实验方法
（1）缔合型悬浮液稠化剂制备
称取242.5 g 白油置于1 L 的烧杯中，调节搅拌
器转速为1000 r/min，加入7.5 g 的乳化剂G14 后搅
拌10 min；再加入25 g 的有机改性膨润土后搅拌20
min，再加入225 g 的抗盐缔合聚合物KFPY 后继续
搅拌30 min，形成缔合型悬浮液稠化剂GAF-TE。
（2）悬浮液稳定性及本体黏度评价
在温度25 ℃、剪切速率170 s-1下测定缔合型
悬浮液稠化剂GAF-TE 的黏度；然后把悬浮液分别
装入5 个透明取样瓶中，并放入25 ℃的恒温烘箱
中，分别测试悬浮液静置7、30、60、90 d 后的表观黏
度，并观察悬浮液的析油情况。
（3）滑溜水配制
量取500 mL的配液水倒入1000 mL的烧杯中，
调节搅拌器转速为500 r/min；按照滑溜水以及中黏
滑溜水配制浓度，将稠化剂在5 s 内加入配液水中，
然后加入0.1%～0.2%助排剂、0.1%～0.15%破乳剂
等添加剂，搅拌3 min，形成均匀溶液。本文所述配
图1 阳离子双尾链疏水单体的分子式
图2 可视化动态携砂实物装置裂缝平板分布（俯视图）
出口2
入口出口1
出口5
出口6 出口4
1#
45°4#
45° 2# 5#
6# 出口3 10#
3#
7#
8#
9#
388
第39 卷第3 期
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制压裂液用稠化剂（GAF-TE、ZC-1、HX-1）均为液
态，均按商品浓度100%计。
（4）滑溜水性能评价
按照NB/T 14003.3—2017《页岩气压裂液第3
部分：连续混配压裂液性能指标及评价方法》中相
关测试方法测试滑溜水的相关性能。
（5）动态携砂性能测试
本文动态携砂实验，裂缝路径包括主缝1#、2#、
3#和一级分支缝5#、二级分支缝6#。具体步骤为：
按照配方配制150 L 滑溜水，打开可视化平板主缝
入口及出口、打开二级分支缝6#出口，关闭其他分
支缝出口，让滑溜水流经主缝、一级分支缝5#、二级
分支缝6#；配液罐中加入15 L 的中密度陶粒，搅拌
均匀；设置循环排量为50 L/min，摄像头记录支撑剂
在主缝、一级、二级分支缝中沉降形态；采用数据处
理系统绘制砂堤形态，计算主缝、一级、二级缝中沉
降支撑剂体积。
2 结果与讨论
2.1 悬浮液稠化剂的配方优选
2.1.1 稳定剂优选
采用3 种不同稳定剂配制的配方为88%白油+
3%乳化剂G14+9%稳定剂的悬浮基液的析油率见
表1。从表1 可知，有机改性膨润土、纳米二氧化硅
配制的悬浮液基液的析油率低于钠基膨润土配制
的。分析认为有机改性膨润土和纳米二氧化硅的
亲油性增强，提高了与乳液的亲和力，从而抑制了
乳化白油的析出［16-17］；而纳基膨润土的亲水性强，与
乳化白油间会产生排斥作用，导致悬浮基液出现分
层，析油率更高。
以有机改性膨润土和纳米二氧化硅TSP-L30 为
稳定剂配制稠化剂含量为45%的悬浮液稠化剂（配
方为45%稠化剂KFPY+2%乳化剂G14+稳定剂+白
油），不同稳定剂加量下悬浮液稠化剂的本体黏度
见表2。从表2 可知，随着稳定剂加量的增大，悬浮
液稠化剂的本体黏度增大；相同稳定剂加量下，有
机改性膨润土配制悬浮液稠化剂的本体黏度比纳
米二氧化硅TSP-L30 配制的低，具有更好的流动
性。纳米二氧化硅的粒径比有机改性膨润土的更
小，比表面积更大，在乳化白油中与稠化剂颗粒之
间形成更强的吸附作用，形成的悬浮稠化剂结构黏
度更高，这会影响稠化剂的流动性，现场使用过程
中影响稠化剂的泵注性［18］。同时考虑到悬浮液稠
化剂的稳定性，选用有机改性膨润土作为悬浮液稠
化剂的稳定剂。
2.1.2 悬浮液稠化剂配方确定
以有机改性膨润土为稳定剂，通过正交实验
（表3）考察稳定剂加量、稠化剂加量、稠化剂粒径对
悬浮液稠化剂稳定性（静置90 d 析油率）和本体黏
度的影响，结果见表4。乳化剂G14加量为1.5%。
表1 悬浮基液静置不同时间的析油率
稳定剂
有机改性膨润土
纳米二氧化硅
TSP- L30
钠基膨润土
不同静置时间（d）下悬浮基液的析油率/%
7
0
0
1.5
30
0.3
0.5
5.1
60
0.6
1.0
9.2
90
1.0
1.4
13.8
表2 不同稳定剂加量下悬浮液稠化剂本体黏度
稳定剂
有机改性膨润土
纳米二氧化硅
TSP- L30
不同稳定剂加量下悬浮液稠化剂本体
黏度/（mPa·s）
1%
63
72
3%
93
123
5%
126
186
7%
153
246
表3 正交实验方案
因素
稳定剂加量/%
稠化剂加量/%
稠化剂粒径/mm
水平
1
3
35
0.180
2
5
45
0.125
3
7
55
0.096
表4 悬浮液稠化剂稳定性及本体黏度
序号
1#
2#
3#
4#
5#
6#
7#
8#
9#
稳定剂加量
/%
3
3
3
5
5
5
7
7
7
稠化剂
加量/%
35
45
55
35
45
55
35
45
55
稠化剂粒径/
mm
0.180
0.125
0.096
0.125
0.096
0.180
0.096
0.180
0.125
析油率/
%
8.4
7.5
5.2
1.5
1.5
10.4
0.5
3.5
3.7
本体黏度/
（mPa·s）
81
93
136
114
147
246
172
189
285
麦尔耶姆古丽·安外尔，蒲迪，翟怀建等：悬浮液基高效减阻携砂压裂液的研发与应用389
油田化学2022 年
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从表4 可知，稳定剂加量越大，悬浮液稠化剂的
析油率越低，稳定性越好，但本体黏度越高；固体稠
化剂加量越大，悬浮液稠化剂析油率增大，稳定性
越差，稠化剂本体黏度液越高，不利于泵送；减小粉
末稠化剂粒径，有利于提高悬浮液稳定性。结合现
场实际使用情况，在确保正常泵注的前提下，尽量
提高粉末稠化剂有效含量，最终悬浮液稠化剂配方
组成为5#方案：5%有机改性膨润土+45%抗盐缔合
聚合物KFPY（粒径0.096 mm）+1.5%乳化剂G14+
48.5%白油。
2.2 悬浮液稠化剂的性能评价
2.2.1 溶解性
在玛18 井水中加入一定量的悬浮液稠化剂
GAF-TE，搅拌不同时间后溶液黏度测试（25 ℃、
170 s-1）结果见表5。搅拌30 s 时，溶液黏度达到完
全溶解黏度的90%以上，说明稠化剂GAF-TE具有较
好的溶解性，现场可采用转子泵将其直接泵入混砂筒
中，满足免混配液工艺需求，简化现场配液工艺。
2.2.2 增黏性
分别在玛18 井水中加入一定量的GAF-TE、
ZC-1、HX-1 稠化剂，搅拌3 min 后的溶液黏度如图3
所示。悬浮液稠化剂GAF-TE 在玛18 井水中具有
较好的增黏能力，而ZC-1、HX-1 稠化剂增黏性能明
显弱于GAF-TE，在高浓度条件下，溶液黏度低
30%～50%，抗盐性能较差。
缔合型悬浮液稠化剂GAF-TE的主要成分为抗
盐型疏水缔合聚合物，在分子主链上引入了疏水基
团以及抗盐单体。在水溶液中，由于疏水基团的疏
水作用以及静电、氢键或者范德华力的作用产生具
有一定强度的物理缔合，从而形成三维空间网络结
构。随着浓度的增大，分子链间的疏水缔合作用增
强，表现出更好的增黏性能［19］。在盐水中，由于分
子链上引入大分子刚性抗盐单体，占据较大的空
间，阻碍分子链发生卷曲；另一方面，盐水溶剂的极
性增强，疏水基团进一步增强分子间缔合作用，大
分子线团的物理交联点增多，宏观上表现出增黏性
能［20-21］。ZC-1 以及HX-1 均为聚丙烯酰胺类稠化
剂，主要通过分子链之间的缠结作用来增黏，在盐
水中，聚合物分子电荷被屏蔽，分子链发生卷曲，黏
度大幅下降，表现出较差的增黏性能。
2.2.3 减阻性能
采用玛18 井水配制低黏度（2～4 mPa·s）的质
量分数为0.1%的GAF-TE、0.3% ZC-1、0.2% HX-1
的滑溜水的降阻性能如图4 所示。在玛18 井水中，
GAF-TE 与HX-1 比ZC-1 的溶解时间更短，且
GAF-TE 的降阻性能最好。在低浓度条件下，聚丙
烯酰胺类稠化剂ZC-1、HX-1 在剪切作用下自身解
缠结，且沿着流线分布即分子链沿流动方向取向，
从而抑制了湍流涡的产生，降低了脉动强度，减少
了能量损失，最终表现为湍流减阻效应。除湍流降
阻机理外，因为GAF-TE 分子链上引入的缔合单体
在分子链内部存在缔合作用，使其具有一定的弹
表5 不同搅拌时间下稠化剂溶液黏度
GAF-TE
加量/%
0.1
0.3
0.5
不同溶解时间（s）下溶液黏度/
（mPa·s）
30
3.2
10.4
18.7
60
3.3
10.9
19.8
180
3.3
11.1
20.1
搅拌30 s 溶液
增黏率/%
97.0
93.7
93.0
图3 不同浓度稠化剂溶液的黏度图4 滑溜水的降阻性能
黏度/（mPa·s） 稠
化
剂
加
量
/%
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4
GAF-TE
ZC-1
HX-1
100
80
60
40
20
0
降阻率/%
100
80
60
40
20
0
时间/s
0 60 120 180 240 300 360
0.1% GAF-TE
0.2% HX-1
0.3% ZC-1
390
第39 卷第3 期
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性。在高速剪切作用下，这些弹性结构与湍流旋涡
相互作用，通过弹性微观结构吸收部分湍流涡流能
量，当对流到低应力区（如管壁层流区）时，再将储
存的能量以弹性波释放出来，显著减小湍流能量耗
散，达到一定的降阻作用［22-24］。因此，在盐水中，疏
水缔合型悬浮稠化剂GAF-TE的降阻性能好于聚丙
烯酰胺类稠化剂。
2.2.4 动态携砂性能
由3 种稠化剂配制黏度为2～4 mPa·s 左右的滑
溜水携带支撑剂进入可视化动态携砂装置，形成的
砂堤形态以及裂缝中沉降的支撑剂体积如图5、表6
所示。从图5 可以看出，3 种滑溜水均能携带支撑剂
进入一级、二级分支缝；GAF-TE配制滑溜水携带支
撑剂沉降后形成的砂堤呈现出左低、右高的形态，
且砂堤平均高度低于另外两种稠化剂配制滑溜水
所形成的砂堤。从表6 可知，GAF-TE配制滑溜水携
带支撑剂沉降后形成的砂堤体积最小，比ZC-1 的减
小32.99% ，比HX-1 的减小27.40% 。这说明
GAF-TE 稠化剂配制的滑溜水具有更好的携砂能
力，能将支撑剂携带至更远的地方。
2.3 滑溜水性能评价
根据现场对滑溜水黏度以及性能的要求，优化
出滑溜水的配方为0.1%稠化剂GAF-TE+0.1%助排
剂ZP-6+0.1%破乳剂DY202。经测试，该滑溜水的
减阻率为76.8%，表现出较好减阻效果；表面张力为
26.8 mN/m，与煤油间的界面张力为0.96 mN/m，破
乳率为99%，对岩心的伤害率为6.97%。该滑溜水
的性能已达到行业标准要求，有利于压后返排，且
对岩心低伤害。
2.4 现场应用情况
新疆油田玛18 区块MaHW6433 设计施工8 段，
压裂层位百口泉组（T1b21）选用免混配变黏压裂液
体系。现场采用GAF-TE 压裂液（0.1%稠化剂
GAF-TE+0.1%助排剂ZP-6+0.1%破乳剂DY202）（2
段）、ZC-1 压裂液（0.3%稠化剂ZC-1+0.2%助排剂
ZP-6+0.15%破乳剂DY202）（2 段）、HX-1 压裂液
（0.2%稠化剂HX-1 + 0.1%助排剂+ 0.1%破乳剂
DY202）（4 段）3 种压裂液进行施工，对比3 种体系在
同层位、同工艺、同水质、同黏度（3 mm2/s）条件下的
性能，3 种压裂液体系现场施工参数见表7，压裂施
工曲线见图6。
现场采用混砂车比例泵直接将稠化剂以及助
排剂、破乳剂等添加剂泵入混砂筒中，实现免混配
工艺，大大简化现场压裂液配制流程。从表7 可知，
GAF-TE滑溜水现场用量比ZC-1、HX-1 滑溜水的更
低，但GAF-TE滑溜水具有更好的携砂性能，现场最
高砂浓度达440 kg/m3，且施工压力平稳下降，具体
如图6（a）所示。ZC-1、HX-1 滑溜水施工过程中砂
比提升困难，高砂比阶段，施工压力明显上涨且波
动较大，具体如图6（b）、（c）所示。现场试验证明
图5 支撑剂沉降砂堤形态
表6 裂缝中的支撑剂体积
滑溜水
0.1% GAF-TE
0.3% ZC-1
0.2% HX-1
支撑剂体积/cm3
主缝
1296
2016
1836
一级缝
362.5
458.3
462
二级缝
95.2
142.8
117.6
合计
1753.7
2617.1
2415.6
序号
1#
2#
3#
压裂液体系
GAF-TE体系
ZC-1 体系
HX-1 体系
低黏滑溜水
稠化剂质量
分数/%
0.1
0.3
0.2
黏度/
（mm2·s-1）
3.2
3.34
3.14
中黏滑溜水
稠化剂质量
分数/%
0.6
1.0
0.8
黏度/（mPa·s）
24
12
15
排量/（m3·min-1）
5～12
5～12
5～12
压力/MPa
83-50
82.4-60
87.4-54
最高砂浓度/
（kg·m-3）
440
390
350
降阻
率/%
76.1
74.5
73.9
表7 3种压裂液体系现场施工参数
水平距离/mm
0 700 1400 2100 2800
300
250
200
150
100
50
0
砂堤高度/mm
0.1% GAF-TE
0.3 ZC-1
0.2% HX-1
主缝
一级分支缝
二级分支缝
麦尔耶姆古丽·安外尔，蒲迪，翟怀建等：悬浮液基高效减阻携砂压裂液的研发与应用391
油田化学2022 年
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GAF-TE 能够满足免混配工艺要求，大大简化了现
场配液工艺，节约了成本；且现场配制的滑溜水降
阻性能优异，携砂性能较好，中黏滑溜水黏度稳定，
与玛18区块井水具有较好的适应性。
3 结论
通过筛选稳定剂，优化稳定剂、粉剂稠化剂浓
度、粒径形成的缔合型悬浮液稠化剂GAF-TE，静置
90 d基本无分层；本体黏度低，可采用比例泵抽吸。
稠化剂GAF-TE 在玛18 井水中具有很好的溶
解性以及增黏性能。在该水质条件下，滑溜水体系
的降阻率大于75%，携砂性能良好，能够将支撑剂
带到裂缝更远端，对岩心基质渗透率伤害率小于10%，
其他性能均满足连续混配压裂液体系指标要求。
在新疆油田应用过程中，悬浮液稠化剂
GAF-TE配制的滑溜水体系相比于ZC-1、HX-1 压裂
液体系，携砂性能更好，现场施工压力更加平稳，施
工成功率100%，具有良好的水质适应性。
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图6 GAF-TE（a）、ZC-1（b）和HX-1（c）滑
溜水压裂施工曲线
施工压力
排量
砂浓度
时间/min
砂浓度/（kg·m-3）
排量/（m3·min-1）
1000
800
600
400
200
0
24
20
16
12
8
4
0
（a）
（b）
（c）
0 20 40 60 80 100 120
100
80
60
40
20
0
压力/MPa
施工压力
排量
砂浓度
时间/min
0 20 40 60 80 100 120 140 160
100
80
60
40
20
0
压力/MPa
施工压力
排量
砂浓度
砂浓度/（kg·m-3）
排量/（m3·min-1）
1000
800
600
400
200
0
24
20
16
12
8
4
0
砂浓度/（kg·m-3）
排量/（m3·min-1）
1000
800
600
400
200
0
24
20
16
12
8
4
0
时间/min
0 40 80 120 160 200 240
100
80
60
40
20
0
压力/MPa （
下
转
第
400页
。
to be continued on p.400）
392
油田化学2022 年
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fluid in shale reservoir fracture network volume fracturing，the steric hindrance of twin tail monomers with different carbon chain
lengths，mean square terminal distance and mean square displacement of polymer materials were simulated based on molecular
dynamics. The drag reducer LMA-DiC12AM-AM（LAD）was synthesized by micellar polymerization with lauryl methlacrylate
（LMA），acrylamide（AM）and N，N-dodecyl acrylmaide（DiC12AM），then the structure was characterized. The rheological
property，drag reduction and sand-carrying capacity of LAD solution were studied by rheometer and friction tester. The results
showed that DiC12AM monomer had small steric hindrance，the best chain flexibility of polymer materials molecules，the best
ability to bind water molecules，and the great drag reduction potential. LAD had good shear stability（viscosity＞75 mPa·s），shear
recovery performance and sand-carrying capacity. The temperature-resistance capacity was up to 60 ℃ ，meanwhile the drag
reduction rate reached 67.4%. LAD had both drag reduction and sand-carrying properties，which was basically consistent with the
simulation result.
Keywords：molecular dynamics; fracturing fluid; polymer; drag reduction; sand-carrying capacity
（上接第392页。continued from p. 392）
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Development and Application of Fracturing Fluid Based Suspension Thickener with High Efficient Drag
Reduction and Proppant Transport
MAIERYEMUGULI Anwaier1，PU Di2，ZHAI Huaijian1，LIU Kuan2，WU Guodong1，YU Bo4，JIN Cheng2，3
（1. Engineering Technology Research Institute，Xinjiang Oilfield Branch Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，P R of China；2. Sichuan
Guangya Polymer Chemical Company，Ltd，Nanchong，Sichuan 637500，P R of China；3. School of New Energy and Materials，Southwest Petroleum
University，Chengdu，Sichuan 610500，P R of China；4. Baikouquan Oil Production Plant，Xinjiang Oilfield Branch Company，PetroChina，Karamay，
Xinjiang 834011，P R of China）
Abstract: In order to solve the problem of poor salt tolerance of polymer emulsion thickening agent for fracturing and the poor
stability of suspension thickener，based on the salt resistant associating polymer KFPY，the stabilizer，the particle size and
proportion of the powder polymer thickener were optimized by determining the stability time and the bulk viscosity of suspension
slurry thickener，the suspension emulsion thickening agent GAF-TE formula was formed as follows：48.5% white oil，1.5%
emulsifying agent G10，5% organic modified bentonite and 45% salt resistant associating thickener KFPY. The performances of the
GAF-TE including solubility，viscosity increasing，drag reducing and proppant transporting were evaluated in the formation water
of Ma 18 well. The results showed that the dissolution time of 0.1% GAF-TE was 18 s，the viscosity was 2.19 mPa·s，and the drug
reduction rate was 76.8% . The dynamic carrying capacity of the GAF-TE slickwater was better than that of the ordinary
polyacrylamide emulsion. The surface tension of the GAF-TE slickwater was 26.8 mN/m，and the interfacial tension between the
GAF-TE slickwater and the kerosene was 0.96 mN/m. The lower damage rate of the GAF-TE slickwater to core permeability was
6.97% . The GAF-TE had been applied in Xinjiang oilfield and showed good solubility，drug reduction and sand carrying
performance.
Keywords: suspension thickener；long term stability；on-line mixing；slickwater；dynamic sand carrying；efficient drag reduction
400

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