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可重復使用的水基壓裂液的制備與性能評價

文檔作者：王滿學1 何靜2 韋海龍1 張婷婷1 魏君1 文檔來源： 1. 西安石油大學化學化工學院 2. 陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院		更新日期： 2026年05月03日	點擊數：
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第39 卷第1 期
2022 年3 月25 日
油田化學
Oilfield Chemistry
Vol.39 No.1
25 Mar，2022
http：//ythx.scu.edu.cn
文章編號：1000-4092（2022）01-021-07
可重復使用的水基壓裂液的制備與性能評價*
王滿學1，何靜2，韋海龍1，張婷婷1，魏君1
（1. 西安石油大學化學化工學院，陜西西安710065；2. 陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安710075）
摘要：針對目前水基壓裂返排液重復利用效率低的問題，本文以一種疏水締合型聚合物BT1218 為增稠劑、十二
烷基苯磺酸和三乙醇胺為黏度促進劑FJ-1、Na2CO3為pH調節劑、KCl 為黏土防膨劑、氨基磺酸與過硫酸鹽為復
合破膠劑，制備了一種可重復使用的水基壓裂液RFrac-H，同時利用RFrac-H 破膠液制備了新的壓裂液，并對其
耐溫、耐剪切性和破膠性能進行了評價。實驗表明：0.4% BT1218+0.1% Na2CO3+0.5% KCl+0.30% FJ-1 制備的
RFrac-H 壓裂液，在170 s-1下，溫度由30 ℃升至120 ℃時，壓裂液的黏度大于50 mPa·s，壓裂液在100 ℃、170 s-1
下連續剪切60 min 后的黏度大于40 mPa·s，靜態沉砂速率為0.0214 cm/s，破膠液的黏度為2.51 mPa·s，表面張力
為24.4 mN/m，油水界面張力為0.282 mN/m，黏土防膨率大于80%。利用RFrac-H 破膠液重復制備壓裂液的性
能完全滿足壓裂液性能指標要求，且破膠液重復使用次數多，壓裂液制備成本低。利用破膠液制備的壓裂液與
RFrac-H 比較，增稠劑和黏度促進劑加量減少了70%以上。
關鍵詞：壓裂液；疏水締合型聚合物；破膠液；破膠液的重復使用；制備
文獻標識碼：A DOI：10.19346/j.cnki.1000-4092.2022.01.005
中圖分類號：TE357.1+2 開放科學（資源服務）標識碼（OSID）：
* 收稿日期：2020-12-10；修回日期：2021-11-04。
作者簡介：王滿學（1965—），男，教授級高級工程師，西安工業大學化學專業學士（1995），從事油氣田酸化壓裂工作液的研究與應用工
作，通迅地址：710065 陜西省西安市雁塔區電子二路18 號西安石油大學化學化工學院，E-mail：1479736223@qq.com。
隨著水平井分段壓裂、體積壓裂技術在油氣井
壓裂改造中廣泛應用，單井壓裂規模達千方甚至萬
方以上。大量含壓裂液組分、泥砂、原油和地層水
的廢液在壓裂施工后返排到地面，如果處理不當，
會對井場周圍土壤、植被和地表水造成一定程度的
危害。對壓裂返排液的回收和再利用是近年興起
的一項“節能、降耗和減排”新技術，是解決上述問
題的最佳途徑。該技術利用處理后的壓裂返排液
再配壓裂液，既回收利用了返排液中的水資源，同
時又利用返排液中的有效化學助劑，保護了環境，
降低壓裂綜合成本，是今后壓裂液技術發展的主要
方向。
從2006 年開始，國內研究者開展了利用處理后
壓裂返排液制備壓裂液的基礎研究，同時進行了現
場試驗性探索［1-5］。近幾年來，相關技術的研究及現
場應用較多［6-10］，但多數技術是主要以處理后的返
排液為配液用水，以胍膠及其改性物等作為增稠
劑、以過氧化物為破膠劑制備了可重復壓裂液。其
技術不足是處理后增稠劑大分子被過硫酸鹽氧化
降解而徹底失去其增黏特性，當破膠液再利用時，
增稠劑就無法“可逆”恢復至原始特性，需要重新
加入增稠劑才能制備滿足壓裂液黏度要求的原膠
液［11-15］，未實現壓裂返排液組分完全利用，因此，現
場急需一種高效、低成本、可重復使用的水基壓裂
液技術。針對上述問題，本文以疏水締合型聚合物
BT1218 為稠化劑、十二烷基苯磺酸和三乙醇胺為黏
度促進劑、Na2CO3為酸堿調節劑等制備了一種可重
復使用的水基壓裂液RFrac-H，利用RFrac-H 破膠液
配制了新的壓裂液，并評價了其耐溫、耐剪切性和
破膠性能。
油田化學2022 年
http：//ythx.scu.edu.cn
1 實驗部分
1.1 材料與儀器
疏水締合型聚合物增稠劑BT1218（以AM、
AMPS親水性單體，α-十二烯EA為疏水性單體合成
的疏水締合聚合物，其中AM、AMPS、EA單體質量
比為1.1∶1∶0.1），平均相對分子質量為710×104，西
安石油大學自制；黏度促進劑FJ-1，由十二烷基苯磺
酸、三乙醇胺和水等復配而成，有效組分含量≥
40%，密度為1.010 g/cm3；Na2CO3、KCl、過硫酸銨和
氨基磺酸，化學級，西安化學試劑廠。
HAAkE MARS60 型流變儀（D100/200 系統），
賽默飛科學儀器公司；SITE100 型懸滴界面張力儀，
德國Krüss 公司；SIGMA700 型表面張力儀，瑞士白
奧林公司；GF-100 型高速攪拌機，常州科學儀器廠；
AP-2型恒溫水浴，常州科學儀器廠。
1.2 實驗方法
原膠液制備：在室溫下，在攪拌情況下向99.5 g
的0.5% KCl 水溶液中加入0.4 g 的增稠劑BT1218，
攪拌10 min 中后加入0.1 g 的Na2CO3，再攪拌5 min
即為RFrac-H 原膠液，采用HAAKE MARS60 流變
儀，在室溫、剪切速率170 s-1下測定原膠液放置不同
時間后的黏度。
RFrac-H 壓裂液制備：在室溫下，在100 g 原膠
液中加入0.3 g 的FJ-1，攪拌5 min 即可形成RFrac-H
壓裂液，采用HAAKE MARS60 流變儀，在室溫、剪
切速率170 s-1下測定放置10 min后壓裂液的黏度。
RFrac-H 壓裂破膠液制備：在室溫下，取一定量
RFrac-H 壓裂液，加入一定量的復合破膠劑（氨基磺
酸/過硫酸銨），攪拌5 min 后，在一定溫度下放置60
min即可完全破膠。
RFrac-H1 壓裂液的制備：在RFrac-H 破膠液中
加入0.1% Na2CO3調節pH 值至9～10，并加入一定
量的BT1218，制備的原液即RFrac-H1原膠液，再加
入0.1%～0.3%的FJ-1，攪拌5 min 即可形成一次利
用壓裂液RFrac-H1。
重復以上操作制備二次利用壓裂液RFrac-H2。
參照中國石油天然氣行業標準SY/T 5107—
2005《水基壓裂液性能評價方法》，評價壓裂液的耐
溫、耐剪切性能和破膠性能。
2 結果與討論
2.1 RFrac-H 壓裂液性能的影響因素
2.1.1 增稠劑BT1218的黏度特性
質量分數分別為0.2%、0.25%、0.3%和0.35%的
BT1218 溶液的黏度隨放置時間的變化見圖1。由
圖1 可看出，在相同溶解時間下，隨BT1218 加量的
增大，溶液的黏度增大；在相同加量下，隨著溶解時
間的延長，BT1218 溶液的黏度逐漸增大，靜置30
min后的黏度達最大。
先采用鹽酸或碳酸鈉調節水溶液pH值分別為
4、6、7、8、9 和10，然后加入0.35%的BT1218，測定在
不同時間下增稠劑溶液的黏度，結果見圖2。由圖2
可知，BT1218 溶液的黏度受酸堿性影響較大，隨溶
液pH值的增大呈現先增后降的趨勢。當溶液pH值
≤9 時，BT1218 溶液的黏度隨著pH值升高增大；當
溶液pH=9 時，BT1218 溶液的黏度最大；繼續增大
pH 值時，BT1218 溶液的黏度下降。因此，利用
圖1 BT1218 加量對BT1218溶液黏度的影響
圖2 酸堿性對BT1218溶液黏度的影響
時間/min
200
160
120
80
40
0
黏度/（mPa·s）
0 10 20 30 40 50 60
0.35%
0.30%
0.25%
0.20%
210
180
150
120
90
60
30
0
黏度/（mPa·s）
時間/min
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
pH=8
pH=7
pH=6
pH=4
pH=10
pH=9
22
第39 卷第1 期
http：//ythx.scu.edu.cn
BT1218增稠劑這一特性，可在破膠劑中引入一定量的
酸性物質來加速其快速破膠；而在破膠液再利用時，將
酸性破膠液調節至pH值為堿性，使其黏度得以恢復。
2.1.2 黏度促進劑對壓裂液性能的影響
在配方為0.4% BT1218 + 0.1% Na2CO3 + 0.5%
KCl的原膠液（放置10 min）中加入一定量的黏度促
進劑FJ-1，FJ-1 加量對壓裂液的黏度和懸砂能力的
影響見圖3。由圖3 可看出，隨FJ-1 加量的增大，壓
裂液的黏度先增大后減小；沉砂速率先降低后增
高，說明壓裂液的懸砂能力先增強后減弱。當FJ-1
加量為0.30%時，壓裂液的黏度和懸砂能力均最
佳。疏水締合型聚合物增稠劑BT1218 與陰離子表
面活性劑FJ-1 之間協同作用對溶液黏度的影響顯
著高于聚合物單劑對溶液黏度貢獻，可通過調整
FJ-1加量維持BT1218溶液的黏彈性。
通過上述實驗優化得到了RFrac-H 壓裂液的配
方為：99.70% RFrac-H 原膠液+0.30% FJ-1，其中，
BT1218/FJ-1 的最佳質量比約為4/3，RFrac-H 原膠
液配方為0.4% BT1218+0.1% Na2CO3+0.5% KCl。
2.1.3 壓裂液RFrac-H的綜合性能
RFrac-H 壓裂液是依據疏水締合聚合物與表面
活性劑相互協同作用三階段模型為理論基礎［16-21］，
首先依靠疏水締合聚合物中的疏水基與表面活性
劑分子自組裝形成混合膠束，然后依靠這種膠束與
聚合物分子鏈中多個疏水基團形成的物理交聯結
構體來改變大分子鏈形態及流體力學體積，使聚合
物溶液的黏度特性發生顯著改變，其中疏水締合聚
合物形成的黏度稱之為溶液的“基礎”黏度，聚合物
與表面活性劑協同作用形成的黏彈性流體黏度為
壓裂液攜砂黏度。本實驗利用此原理進行壓裂液
的成膠設計，壓裂液的成膠機理如圖4所示。
配方為0.4% BT1218 + 0.30% FJ-1 + 0.1%
Na2CO3+0.5% KCl的壓裂液的耐溫抗剪性的評價結
果見圖5 和圖6。在剪切速率170 s-1 下，當溫度由
30 ℃升至120 ℃時壓裂液RFrac-H 的黏度由起初的
145 mPa·s 降至近70 mPa·s；在溫度100 ℃、剪切速
率170 s-1下，壓裂液RFrac-H 在被連續剪切80 min
后的黏度≥50 mPa·s。由此可見，RFrac-H 壓裂液
具有良好的耐溫抗剪切性能。
RFrac-H 壓裂液的破膠是采用氨基磺酸和過硫
酸鹽作為復合破膠劑，利用聚合物溶液在弱酸環境
下黏度急劇下降這一特性（圖2），通過在壓裂液中
圖3 黏度促進劑加量對BT1218溶液特性的影響
圖4 疏水締合聚合物與表面活性劑相互作用
圖6 RFrac-H 壓裂液的黏度隨剪切時間的變化
圖5 RFrac-H 壓裂液的黏溫曲線
黏度/（mPa·s）
黏度（/ mPa·s） 黏度（/ mPa·s）
FJ-1 加量/%
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2
160
140
120
100
80
60
14
12
10
8
6
4
2
0
沉砂速率/（cm·s-1）
時間/min
10 20 30 40 50 60 70 80 90
100
90
80
70
60
50
40
30
溫度/℃
120
100
80
60
40
20
溫度/℃
5 10 15 20 25 30 35
時間/min
200
175
150
125
100
75
50
25
0
140
120
100
80
60
40
20
0
Surfactant Hydrophobe Polymer chain
王滿學，何靜，韋海龍等：可重復使用的水基壓裂液的制備與性能評價23
油田化學2022 年
http：//ythx.scu.edu.cn
引入酸性膠囊作為主要破膠劑使壓裂液黏度大幅
度降至一定值，然后借助少量的過氧化物實現破
膠。其設計目的是在實現壓裂液破膠過程中盡可
能減少過氧化物破膠劑對增稠劑分子結構的破壞，
最大限度地保持破膠液中增稠劑的結構和黏度特
性，提高破膠液中增稠劑在再利用時的使用效率。
本實驗首次利用氨基磺酸和過硫酸鹽作為復
合破膠劑，在100 ℃ 下對配方為0.4% BT1218 +
0.3% FJ-1+0.1% Na2CO3+0.5% KCl的壓裂液進行破
膠，其中氨基磺酸加量為壓裂液質量的0.1%，過硫
酸銨加量為0.005%，在100 ℃下破膠反應2 h 后完
全破膠，破膠液無殘渣，黏度為2.512 mPa·s，表面張
力為24.4 mN/m，與煤油間的界面張力為0.282 mN/m，
對黏土的防膨率為81.2%，其中聚合物BT1218 的相
對分子質量由破膠前600×104～800×104 下降為
400×104～600×104，說明氨基磺酸和過硫酸鹽復合
破膠劑對壓裂液RFrac-H 具有良好的破膠性能。
綜上所述，優化的RFrac-H 壓裂液完全滿足SY/
T 5107—2005對水基壓裂液性能評價指標的要求。
2.2 利用破膠液制備壓裂液
由于RFrac-H 壓裂液體系具有聚合物和表面活
性劑型壓裂液共性。為了實現壓裂液破膠液再利
用，實驗通過采用氨基磺酸和過硫酸銨作為復合破
膠劑。在破膠液后續利用時，可以通過調節破膠液
的酸堿性并添加一定量的增稠劑以彌補因破膠對
其黏度特性造成的損害，使新制備的原液黏度重新
達到所需值。
2.2.1 一次利用壓裂液RFrac-H1
（1）增稠劑對RFrac-H 破膠液黏度影響
在室溫下，在2.1.3 節制備的RFrac-H 破膠液中
依次加入0.1%的Na2CO3和一定量的增稠劑BT1218
制得一次原膠液，考察不同BT1218 加量對一次原
膠液黏度和懸砂能力的影響，結果見表1。從表1 可
看出，隨著BT1218 加量的增大，一次原膠液的黏度
和懸砂能力逐漸增大。當在RFrac-H 破膠液中加入
0.1%的增稠劑RFrac-H 時所制備的一次原膠液的黏
度和懸砂能力均優于用地表水配制的含0.30%的增
稠劑原膠液性能（黏度78.9 mPa·s，沉砂速率1.255
cm/s）。這是因為用于配液的RFrac-H 破膠液中含
有部分未被降解的聚合物和黏度促進劑組分。新
制備的一次原膠液配方為：RFrac-H 破膠液+0.1%
BT1218+0.1% Na2CO3。
（2）FJ-1加量對RFrac-H 壓裂液的性能影響
在一次原膠液中加入黏度促進劑FJ-1，制得一
次壓裂液即RFrac-H1壓裂液。在室溫下，向100 g 的
RFrac-H1原膠液加入一定量的FJ-1，充分攪拌5 min
后考察FJ-1 加量對所制備的RFrac-H1壓裂液的黏
度和懸砂能力的影響，結果見表2。從表2 可看出，
隨著FJ-1 加量的增大，RFrac-H1壓裂液的黏度先增
大后減小，懸砂能力先增強后減弱。當FJ-1 加量為
0.1%時，壓裂液的黏度最高，懸砂能力最強。通過
實驗優化的RFrac-H1壓裂液配方為：RFrac-H 破膠
液+0.1% BT1218+0.1% Na2CO3+0.1% FJ-1。
（3）RFrac-H1壓裂液性能
抗溫和抗剪切性是壓裂液重要的特性指標之
一。配方為RFrac-H 破膠液+0.1% Na2CO3+0.1%
BT1218 +0.1% FJ-1 的一次壓裂液RFrac-H1 的抗
溫和抗剪性測試結果見圖7 和圖8。在剪切速率
170 s-1下，當溫度由室溫升至120 ℃時，RFrac-H1壓
裂液的黏度從起初140 mPa·s 降至73 mPa·s；
RFrac-H1壓裂液在100 ℃、170 s-1下被連續剪切85
min后的黏度穩定且維持在50 mPa·s 以上。由此可
見，RFrac-H1壓裂液具備優良的抗溫抗剪切性且與
原壓裂液RFrac-H 的性能相當。
表1 BT1218 加量對一次原膠液性能的影響
BT1218 加量/
%
0
0.05
0.10
0.15
0.20
黏度/
（mPa·s）
32.44
47.48
81.94
103.0
144.3
沉砂速率/
（cm·s-1）
9.680
5.233
1.125
0.109
0.040
表2 FJ-1 加量對RFrac-H1壓裂液黏度和懸砂能力的影響
FJ-1 加量/
%
0
0.02
0.05
0.10
0.12
0.15
黏度/
（mPa·s）
81.94
92.90
109.8
125.0
120.2
118.2
沉砂速率/
（cm·s-1）
0.314
0.123
0.062
0.046
0.060
0.054
24
第39 卷第1 期
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（4） RFrac-H1壓裂液的破膠液性能
在100 ℃下，向RFrac-H1 壓裂液中分別加入
0.1%的氨基磺酸和0.005%的過硫酸銨，恒溫2 h 后
RFrac-H1壓裂液徹底破膠，破膠液破膠液無殘渣，黏
度為2.227 mPa·s，表面張力為24.20 mN/m，與煤油
間的界面張力為0.26 mN/m，稠化劑BT1218 的相對
分子質量為400×104～600×104。
綜上可見，RFrac-H1壓裂液的抗溫、抗剪切性和
破膠性能均符合壓裂液和返排液評價指標要求。
與RFrac-H 壓裂液比較，采用RFrac-H 壓裂破膠液
配制RFrac-H1壓裂液的增稠劑加量降低了75%，黏
度促進劑加量降低了66.7%，且破膠液中增稠劑的
相對分子質量僅較破膠前的下降約20%。
2.2.2 二次壓裂液RFrac-H2
在室溫下，通過在RFrac-H1破膠液中加入0.1%
Na2CO3 和不同量的增稠劑BT1218 制得二次原膠
液，對其溶液黏度特性測試發現，配方為RFrac-H1破
膠液+0.1% BT1218+0.1% Na2CO3 的二次原膠液
（pH=8.6）的黏度為80.3 mPa·s，與用水配制的配方
為0.4% BT1218+0.1% Na2CO3+0.5% KCl 的原膠液
的黏度相當。因此，二次原膠液配方為：RFrac-H1破
膠液+0.1% BT1218+0.1% Na2CO3。
（1）FJ-1加量對RFrac-H2壓裂液性能的影響
在室溫下向二次原膠液中加入一定量的黏度
促進劑FJ-1，充分攪拌5 min 后，考察FJ-1 加量對所
制備的壓裂液RFrac-H2的黏度和懸砂能力的影響，
結果見表3。從表3 可看出，隨FJ-1 加量的增大，壓
裂液RFrac-H2的黏度先增大后減小，懸砂能力先增
強后減弱呈現先增后降的趨勢，當FJ-1 加量為
0.05%時，壓裂液RFrac-H2的黏度最大，懸砂能力最
強。利用二次破膠液制備的壓裂液RFrac-H2的配方
為：RFrac-H1 破膠液+0.1% BT1218+0.1% Na2CO3+
0.05% FJ-1。
（2）二次壓裂液RFrac-H2性能
RFrac-H2壓裂液的抗溫和抗剪切性能測試結果
見圖9 和圖10。從上述壓裂液的抗溫曲線看出：
RFracH2壓裂液在170 s-1下，實驗溫度由20 ℃升至
120 ℃時，壓裂液的黏度＞60 mPa·s；該壓裂液在
100 ℃，170 s-1連續剪切60 min 后的黏度穩定且保
持在50 mPa·s 左右；通過測試其破膠液黏度小于
圖7 RFrac-H1壓裂液的黏溫曲線
圖8 RFrac-H1壓裂液的黏時曲線（100 ℃、170 s-1）
表3 FJ-1 加量對RFrac-H2原膠液性能的影響
FJ-1 加量/
%
0
0.05
0.10
0.20
黏度/
（mPa·s）
80.3
85.9
73.5
68.9
沉砂速率/
（cm·s-1）
0.023
0.011
0.035
0.147
圖9 RFrac-H2壓裂液的黏溫曲線 黏
度
/（mPa·
s） 黏
度
/（mPa·
s）
黏度/（mPa·s）
120
100
80
60
40
20
溫度/℃
0 5 10 15 20 25 30
時間/min
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
140
120
100
80
60
40
20
0
時間/min
20 40 60 80
100
90
80
70
60
50
40
30
溫度/℃
120
100
80
60
40
20
溫度/℃
時間/min
10 20 30
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
王滿學，何靜，韋海龍等：可重復使用的水基壓裂液的制備與性能評價25
油田化學2022 年
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2.98 mPa·s，且無殘渣，破膠液的表面張力小于23.8
mN/m，與煤油間的界面張力小于0.218 mN/m。由
此表明：RFrac-H2壓裂液具有良好抗溫和抗剪切性
能，且BT1218 和FJ-1 加量與壓裂液RFrac-H 比較減
少了75%。
3 結論
采用氨基磺酸/過硫酸鹽為復合破膠劑體系對
配方為0.4% BT1218 + 0.3% FJ-1 + 0.1% Na2CO3 +
0.5% KCl 的壓裂液進行破膠，既實現了壓裂液的
“暫時”破膠，又最大限度地維持了破膠液中增稠劑
分子結構。
利用RFrac-H 壓裂液破膠液制備的一次壓裂液
RFrac-H1和二次壓裂液RFrac-H2的抗溫、抗剪性、破
膠液特性與壓裂液RFrac-H 相當，制備壓裂液時增
稠劑和黏度促進劑加量減少了70%以上，既可回收
利用了返排液中的水資源，又可降低壓裂綜合成本。
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圖10 RFrac-H2壓裂液黏時曲線（100 ℃、170 s-1）
黏度/（mPa·s）
140
120
100
80
60
40
20
0
時間/min
20 40 60 80
100
90
80
70
60
50
40
30
溫度/℃
26
第39 卷第1 期
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Research on the Reusable Water-based Fracturing Fluid
WANG Manxue1，HE Jing2，WEI Hailong1，ZHANG Tingting1，WEI Jun1
（1. College of Chemistry &amp;amp; Chemical Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an，Shaanxi 710065，P R of China；2. Research Institute of Shaanxi
Yanchang Petroleum（Group）Ltd.，Xi’an，Shaanxi 710075，P R of China）
Abstract: In view of the current low efficiency of reuse of water-based fracturing flowback fluid，A reusable water-based fracturing
fluid RFrac-H was prepared used a hydrophobic associative polymer BT1218 as a thickener，and dodecylbenzenesulfonate and
triethanolamine as a viscosity accelerator FJ-1，Na2CO3 as pH regulator，KCl as clay anti-swelling agent，sulfamic acid and
persulfate as composite breaker，and RFrac-H gel breaker was also used to prepare new fracturing fluid，and the temperature
resistance，shear resistance and gel breaking performance of the fracturing fluid were evaluated. Experiments results showed that
when the temperature rose from 30 ℃ to 120 ℃ ，the viscosity of RFrac-H fracturing fluid，composed of 0.4% BT1218+0.1%
Na2CO3+0.5%KCl+0.30% FJ-1，was greater than 50 mPa·s at the shear rate of 170 s-1；the viscosity of the above fracturing fluid
was greater than 40 mPa·s after continuous shearing for 60 min at the temperature of 100℃ and at the shear rate of 170 s-1，and its
static settlement velocity of suspended sand was 0.0214 cm/s. After breaking，the viscosity of the breaker fluid was 2.51 mPa·s，the
surface tension was 24.4 mN/m，the interfacial tension was 0.282 mN/m，and the clay anti-swelling rate was greater than 80%. The
performance of the fracturing fluid prepared by RFrac-H breaker fully met the requirements of fracturing fluid performance
indicators，and the breaker fluid could be reused several times，which could reduce the cost of liquid preparation notably. Compared
with RFrac-H，the fracturing fluid prepared by using breaker fluid had a reduction of more than 70% in the amount of thickener and
viscosity accelerator.
Keywords: fracturing fluid；hydrophobically associating polymer；gel breaker；reuse of gel breaker；preparation
（上接第15頁。continued from p.15）
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Preparation and Performance Evaluation of Polymer Microsphere as Drilling Fluid Filtrate Additive
LIU Yun1，WANG Ning2，ZHANGWenzhe3
（1. Research Center for Exploration and Development Technology，Yanchang Oilfield Company，Ltd，Yan’an，Shaanxi 716000，P R of China；
2. College of Petroleum Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an，Shaanxi 710065，P R of China；3. Shaanxi Yanchang Petroleum（Group）
Company，Ltd，Xi’an，Shaanxi 710018，P R of China）
Abstract: Aiming at the failure of existing fluid loss agent in the environment of high temperature and high salinity，a polymer
microsphere was synthesized through inverse emulsion polymerization by water-soluble monomers，such as sodium p-styrene
sulfonate with benzene ring structure and sulfonic acid group，2-acrylamide-2-methylpropanesulfonic acid and acrylamide，and oil
phases，such as sorbitan fatty acid ester（Span 80），polyoxyethylene sorbitan monostearate（Tween 60）and liquid paraffin.
Infrared spectroscopy，thermogravimetric analysis，scanning electron microscope and laser particle size analyzer were used to
characterize the product. Then the swelling performance，salt resistance，aging performance，temperature resistance and plugging
performance in the core were studied. The results showed that the microspheres displayed a spherical morphology with a particle
size of 2.82—10.26 μm，and began to decompose at 270 ℃. It was found that the final expansion ratio of microspheres in deionized
water was nearly 5 times the size of the previous one after reaching the swelling equilibrium. Microspheres exhibited a good fluid
loss reduction performance in high salinity and high temperature conditions，and had good anti-aging property. A good plugging
performance was observed in core plugging experiments. The polymer microspheres aggregated in macropores，where effective
plugging was achieved.
Keywords: polymer microsphere；fluid loss agent；plugging performance；high temperature；high salinity
王滿學，何靜，韋海龍等：可重復使用的水基壓裂液的制備與性能評價27

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