CN104559999B - 压裂液降阻剂及其应用 - Google Patents
压裂液降阻剂及其应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104559999B CN104559999B CN201310512317.9A CN201310512317A CN104559999B CN 104559999 B CN104559999 B CN 104559999B CN 201310512317 A CN201310512317 A CN 201310512317A CN 104559999 B CN104559999 B CN 104559999B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- friction
- fracturing fluid
- reducing agent
- alkyl
- hours
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 104
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 title claims abstract description 102
- -1 ether carboxylate Chemical class 0.000 claims abstract description 78
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 34
- 125000005210 alkyl ammonium group Chemical group 0.000 claims abstract description 8
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- UUFQTNFCRMXOAE-UHFFFAOYSA-N 1-methylmethylene Chemical compound C[CH] UUFQTNFCRMXOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical group N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910003202 NH4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical group 0.000 claims description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 66
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 56
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 51
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 35
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 34
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 34
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 34
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 description 25
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 21
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 20
- REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-O hydron;octadecan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC[NH3+] REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 19
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 18
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 17
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 17
- FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M sodium chloroacetate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)CCl FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 13
- ULTHEAFYOOPTTB-UHFFFAOYSA-N 1,4-dibromobutane Chemical class BrCCCCBr ULTHEAFYOOPTTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 11
- REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N Octadecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCN REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 235000014121 butter Nutrition 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N dodecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCN JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- FJLUATLTXUNBOT-UHFFFAOYSA-N 1-Hexadecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCN FJLUATLTXUNBOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- RLGQACBPNDBWTB-UHFFFAOYSA-N cetyltrimethylammonium ion Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C RLGQACBPNDBWTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- VPNOHCYAOXWMAR-UHFFFAOYSA-N docosan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCN VPNOHCYAOXWMAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 2
- SGRHVVLXEBNBDV-UHFFFAOYSA-N 1,6-dibromohexane Chemical class BrCCCCCCBr SGRHVVLXEBNBDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- 235000016068 Berberis vulgaris Nutrition 0.000 description 1
- 241000335053 Beta vulgaris Species 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-L Malonate Chemical compound [O-]C(=O)CC([O-])=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000003647 acryloyl group Chemical group O=C([*])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 235000015278 beef Nutrition 0.000 description 1
- 125000002511 behenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DTPCFIHYWYONMD-UHFFFAOYSA-N decaethylene glycol Polymers OCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCO DTPCFIHYWYONMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-O dodecylazanium Chemical compound CCCCCCCCCCCC[NH3+] JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 1
- 244000144992 flock Species 0.000 description 1
- JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N glutaric acid Chemical compound OC(=O)CCCC(O)=O JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WJLUBOLDZCQZEV-UHFFFAOYSA-M hexadecyl(trimethyl)azanium;hydroxide Chemical compound [OH-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WJLUBOLDZCQZEV-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920013818 hydroxypropyl guar gum Polymers 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 1
- 229940095064 tartrate Drugs 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本发明涉及一种压裂液降阻剂及其应用，主要解决现有技术中降阻率低的问题。本发明通过采用压裂液降阻剂，以重量份数计包括以下组分：（1）1份季铵盐双子表面活性剂；（2）0.01～100份烃基铵聚氧乙烯醚羧酸盐；（3）10～10000份水的技术方案，较好地解决了该问题，可用于页岩气开采过程中。
Description
技术领域
本发明涉及压裂液降阻剂及其应用。
背景技术
地下长距离的传输，因此需要耗费巨大的能量。在页岩气压裂过程中，随着排量的提高，工作液在管线中的摩擦阻力将成倍地增加，使施工的泵压大部分消耗在克服管路摩阻上，实际作用于产层用于压开产层的压力不大；又因摩阻增大，排量难于提高，裂缝很难向前延伸，达不到形成缝网的目的。所以降低压裂液在管线及地层的摩阻是提高排量、提高液体效率的有效途径。降阻剂的加入可以大大降低压裂液体系的摩阻，这样在同样的泵压下，压裂液就可以传输的更快、更远，能够降低能耗，从而产生经济效益。
根据降阻剂的作用原理可以将水基降阻剂可分为高柔性高分子和粘弹性表面活性剂两种。高分子量高柔性线性高分子主要包括聚丙烯酰铵类聚合物、羟丙基瓜胶等植物胶高分子以及纤维素类高分子。高分子聚合物可以在流体当中自由伸展，抑制流体分子在湍流区发生的分子碰撞而产生的能量损耗，达到降阻的目的。高分子聚合物降阻剂的优点在于使用浓度低，较低浓度就可以实现降阻目的。专利US 4637418A报道了采用含2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸 (AMPS)结构的高分子聚合物与醇类复配，可形成一种压裂液降阻剂。但这类降阻剂的缺点在于在高分子在高剪切速率下容易断裂而使分子量下降，甚至失去降阻功能，这种降解是永久的，不可逆的。此外，高分子聚合物降阻剂另一个缺点在于容易吸附到储层壁面上，改变储层的润湿性，造成水锁伤害。粘弹性表面活性剂降阻剂主要包括季铵盐类阳离子表面活性剂、甜菜碱两性离子表面活性剂等。其作用机理为当表面活性剂浓度达到一定值时，在管道剪切作用下，溶液中形成了粘弹性网状结构，可以将湍流漩涡中的一部分动能储存起来，减少漩涡动能损耗，达到降阻目的，随着剪切速率的提高，这种粘弹性网状结构还可以增强，提高降阻效果。表面活性剂降阻剂的优点主要体现在以下三个方面：一是降阻性能优良；二是表面活性剂不会发生剪切降解而导致降阻作用消失；三是可以降低压裂液的表面张力，抑制水锁伤害。因此粘弹性表面活性剂降阻剂体系有良好的应用前景，越来越受到人们的重视。
US 4615825公开了采用十六烷基三甲基氢氧化铵、水杨酸、氢氧化钠按照适当比例复配可形成粘弹性表面活性剂；专利WO 116117A1报道了利用阴离子表面活性剂（例如油酸钠）与阳离子表面活性剂（例如十八烷基三甲基氯化铵）按照一定比例复配，可形成具有粘弹性的体系；专利CN 1177974描述了烷基甜菜碱与硫酸盐型或者磺酸盐型阴离子表面活性剂复配，形成一种粘弹性表面活性剂；US 2010167967A1报道了利用双子型阴离子表面活性剂与双子型阳离子表面活性剂复配形成的粘弹性表面活性剂。上述体系都具有一定的降阻性，降阻效果还可以进一步提高。
发明内容
本发明所要解决的技术问题之一是现有技术中含降阻剂的压裂液组合物降阻率低的问题，提供一种适用于页岩气藏的压裂液降阻剂。该降阻剂用于页岩气开采过程中，具有降阻效率高的特点。
本发明所要解决的技术问题之二是提供一种与解决技术问题之一相对应的压裂液降阻剂在页岩气开采过程中的应用。
为解决上述技术问题之一，本发明采用的技术方案如下：压裂液降阻剂，以重量百分比计包括以下组分：
（1）1份季铵盐双子表面活性剂；
（2）0.01～100份烃基铵聚氧乙烯醚羧酸盐；
其中组分（1）的分子通式为：
其中组分（2）的分子通式为
其中，R1 ，R3 ，R6为C1～C30的烃基，R2为C2～C6的亚烃基，R4、R14、R5和R15独立取自C1～C4的烃基；Xh-为阴离子，其中h为该阴离子的阴电荷数；n≥1,j≥1,且n+j=2～20；其中M选自碱金属、碱土金属、NH4、H中任意一种，i是M的正电荷数。
上述技术方案中R1，R3优选为C8～C24的烷基、烯基、芳基中的任意一种。R6优选为C12～C24的烷基、烯基、芳基中的任意一种。优选n+j=4～12。Xh-的h没有特别限制，可以为1、2、3、4，直至10000，均可以达到本发明目的；优选h为1，此时Xh-更优选为F-、Cl-、Br-、I-、NO3 -、HSO4 -、SO4 2-、CH3COO-、HO-C6H4-COO-、CH3-C6H4-SO3 -、CH3SO3 -、HO-CH2COO-、CH3CH(OH)COO-中的任意一种；h为2时Xh-优选SO4 2-、二元羧酸根，其中二元羧酸根的例子有草酸根、丙二酸根、丁二酸根、戊二酸根、己二酸根、酒石酸根等；h为3时，例如柠檬酸根；h为4时，例如均四苯甲酸根。除了X h-为简单的阴离子外，还可以是多聚阴离子形式例如多聚磷酸根、聚丙烯酸根等。
上述技术方案中优选R1=R3，且优选为C8～C24的烃基，更进一步优选C16~C18的烷基。组分（2）优选R6为C12～C24的烃基且n+j=4～12的烃基铵聚氧乙烯醚羧酸盐中的一种或任意几种；R6更优选为C16~C18的烷基；更优选n+j=4～12。
上述技术方案中，作为最优选的技术方案是R1=R3且为C16~C18的烷基，R6为C16~C18，n+j为4~8。
上述技术方案中所述的压裂液降阻剂，优选的配方包括1份季铵盐双子表面活性剂、0.1～10份烃基铵聚氧乙烯醚羧酸盐、10～1000份水。
为降低运输成本，上述技术方案中所述压裂液降阻剂可以采用含有组份（1）和（2）的固体形式，使用时再用水溶解；为了现场使用方便也可以包括组份（3）10～10000份水。所述组分（3）水可以是去离子水、河水、地下水、海水等，出于施工方便、节约水资源等方面的考虑，可以直接使用施工现场蓄水。本发明实施例和比较例中采用的水为西南油气分公司川西地区须五区块施工现场蓄水池收集的雨水。
上述压裂液降阻剂制备方法没有特别限制，只要将按照上述所需量各组分混合均匀即可。例如：将所需量的季铵盐双子表面活性剂、烃基铵聚氧乙烯醚羧酸盐，溶解到所需的水中搅拌均匀即可。
上述技术方案中所述组分（1）可以通过市场购得，也可以采用以下方法合成制得：
例如：将十六烷基二甲基叔胺和1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到白色固体粉末C16-4-C16。
上述技术方案中所述组分（2）可以通过市场购得，也可以采用以下方法合成制得：
例如：牛油胺聚氧乙烯醚溶解在苯溶剂中，在65℃下加入氢氧化钠碱化2小时，然后加入氯乙酸钠，在75℃下反应5小时得到牛油铵聚氧乙烯醚羧酸钠。
为了解决本方技术问题之二，本发明的技术方案如下：上述技术问题之一任一项所述压裂液降阻剂在页岩气开采过程中作为压裂液降阻剂的应用。
本发明适用于页岩气藏储层，川西地区须五储层采用本发明的压裂液降阻剂，降阻率可达到70%以上，同比现有技术的降阻率仅为40～50%，取得了较好的技术效果，可应用于页岩气藏开采生产中。
附图说明
图1是用于评价压裂液降阻剂的降阻效果的多功能流动回路仪示意图。图中包括动力泵1、交联剂罐2、交联剂泵3、压力传感器4、热交换器5、基液罐6、供液泵7、废液泵8和排空管线9。
具体实施方式
【实施例1】
1.压裂液降阻剂组合物的制备
（1）将1.0mol己烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,2-二溴乙烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C6-2-C6。
（2）0.5mol辛胺聚氧乙烯醚（2）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到辛铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C6-2-C6季铵盐双子表面活性剂、100份辛铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到10000份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂组合物性能评价
按照SY/T 6376-2008压裂液通用技术条件中的方法进行压裂液降阻剂室内降阻性能评价，将清水装入多功能流动回路仪（装置示意图见图1），测定清水通过管路时的稳定压差Δp 1；按照同样的方法测定上述压裂液降阻剂流经管路时的稳定压差Δp 2，按公式（1）计算降阻率η：
（1）
从得到的摩阻压力数据中选取排量为2.5m3/min的压裂液流经内径为62mm油管时的降阻率值，结果见表2。
【实施例2】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0mol辛烷基二甲基叔胺和0.5mol1,3-二溴丙烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C8-3-C8。
（2）0.5mol十二胺聚氧乙烯醚（2）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到辛铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C8-3-C8季铵盐双子表面活性剂、2份十二铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到300份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例3】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0mol辛烷基二甲基叔胺和0.5mol1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C8-4-C8。
（2）0.5mol十六胺聚氧乙烯醚（2）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十六铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C8-4-C8季铵盐双子表面活性剂、0.5份十六烷基铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到150份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例4】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0mol十二烷基二甲基叔胺和0.5mol1,2-二溴乙烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C12-2-C12。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（2）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C12-2-C12季铵盐双子表面活性剂、3份十八铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到400份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例5】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十二烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C12-4-C12。
（2）0.5mol十二胺聚氧乙烯醚（2）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十二铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C12-4-C12季铵盐双子表面活性剂、20份十二烷基铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到2000份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例6】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十六烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,6-二溴己烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C16-6-C16。
（2）0.5mol十六胺聚氧乙烯醚（2）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十六铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C16-6-C16季铵盐双子表面活性剂、1份十六烷基铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例7】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十六烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C16-4-C16。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（4）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（4）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂、1份十八铵聚氧乙烯（4）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例8】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十六烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C16-4-C16。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（6）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（6）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂、1份十八铵聚氧乙烯（6）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例9】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十六烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C16-4-C16。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（8）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（8）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂、1份十八铵聚氧乙烯（8）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例10】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十六烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C16-4-C16。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（8）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（8）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂、1份十八铵聚氧乙烯（8）醚羧酸盐，溶解到500份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例11】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十六烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C16-4-C16。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（10）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（10）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂、1份十八铵聚氧乙烯（10）醚羧酸盐，溶解到1000份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例12】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十六烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C16-4-C16。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（6）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（6）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂、0.8份十八铵聚氧乙烯（6）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例13】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十六烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C16-4-C16。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（6）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（6）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂、1.2份牛油铵聚氧乙烯（6）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例14】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十六烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C16-4-C16。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（8）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（8）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂、0.8份牛油铵聚氧乙烯（8）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例15】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十八烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C18-4-C18。
（2）0.5mol十八胺聚氧乙烯醚（2）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到十八铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C18-4-C18季铵盐双子表面活性剂、1份十八铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【实施例16】
1. 压裂液降阻剂的制备
（1）将1.0 mol十八烷基二甲基叔胺和0.5mol 1,4-二溴丁烷溶解在200ml乙醇溶液中，滴加浓度为5wt%的氢氧化钠水溶液控制体系的pH在9～9.5之间，在65℃条件下反应6小时。反应结束后，蒸除溶剂得到0.8mol白色固体粉末C18-4-C18。
（2）0.5mol二十二胺聚氧乙烯醚（2）溶解在200ml苯中，加入到装有搅拌、回流装置、分水装置的反应器中，加入1.0mol粉末状氢氧化钠，65℃碱化2小时，加入0.6mol氯乙酸钠，回流反应5小时，除去溶剂，在乙醇中重结晶得到二十二铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐0.44mol。
（3）将1份C18-4-C18季铵盐双子表面活性剂、1份二十二烷基铵聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂，组成见表1。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，为了方便比较将结果列于表2中。
【比较例1】
1. 压裂液降阻剂的制备
将1份十六烷基三甲基氯化铵季铵盐表面活性剂、1份二十二烷基胺聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，降阻率数据为33%。
【比较例2】
1. 压裂液降阻剂的制备
将1份C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂、1份二十二烷基聚氧乙烯（2）醚羧酸盐，溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，降阻率数据为41%。
【比较例3】
1. 压裂液降阻剂的制备
将1.8份实施例12的C16-4-C16季铵盐双子表面活性剂溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，降阻率数据为47%。
【比较例4】
1. 压裂液降阻剂的制备
将1.8份实施例12制备的十八铵聚氧乙烯（6）醚羧酸盐溶解到220份水中，搅拌2小时，形成均匀透明的粘弹性压裂液降阻剂。
2. 压裂液降阻剂性能评价
性能评价方法同实施例1，降阻率数据为41%。
本发明的压裂液降阻剂中的组份（1）和组份（2）在提高降阻率方面具有明显的协同作用。这可以从实施例12与比较例3和比较例4的同比中可以直观看出。
表1（待续） 实施例1-16压裂液组成
表1（续） 实施例1-16压裂液组成
表2 实施例1-16压裂液降阻率
Claims (10)
1.一种压裂液降阻剂，以重量份数计包括以下组分：
（1）1份季铵盐双子表面活性剂；
（2）0.01～100份烃基铵聚氧乙烯醚羧酸盐；
其中组分（1）的分子通式为：
其中组分（2）的分子通式为
其中，R1 ，R3 ，R6为C1～C30的烃基，R2为C2～C6的亚烃基，R4、R14、R5和R15独立取自C1～C4的烃基；Xh-为阴离子，其中h为该阴离子的阴电荷数；n≥1,j≥1,且n+j=2～20；其中M选自碱金属、碱土金属、NH4、H中任意一种，i是M的正电荷数。
2.根据权利要求1所述压裂液降阻剂，其特征在于R1，R3为C8～C24的烷基、烯基、芳基中的任意一种。
3.根据权利要求1所述压裂液降阻剂，其特征在于R6为C12～C24的烷基、烯基、芳基中的任意一种。
4.根据权利要求1所述压裂液降阻剂，其特征在于n+j=4～12。
5.根据权利要求1所述压裂液降阻剂，其特征在于其中组分（1）分子通式中Xh-为F-、Cl-、Br-、I-、NO3 -、SO3H-、CH3COO-、HO-C6H4-COO-、CH3-C6H4-SO3 -、CH3SO3 -、HO-CH2COO-、CH3CH(OH)COO-中的任意一种。
6.根据权利要求1所述压裂液降阻剂，其特征在于R1=R3，为C8～C24的烃基。
7.根据权利要求1所述的压裂液降阻剂，其特征在于组分（2）选自R6为C12～C24的烃基且n+j=4～12的烃基铵聚氧乙烯醚羧酸盐中的一种或任意几种。
8.根据权利要求1所述的压裂液降阻剂，其特征在于较优的配方包括1份季铵盐双子表面活性剂、0.1～10份烃基铵聚氧乙烯醚羧酸盐、10～1000份水。
9.根据权利要求1所述压裂液降阻剂，其特征在于所述压裂液降阻剂还包括组份（3）10～10000份水；所述的水选自去离子水、河水、地下水、海水中的任意一种。
10.权利要求1至9中任一项所述压裂液降阻剂在页岩气开采过程中作为压裂液降阻剂的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310512317.9A CN104559999B (zh) | 2013-10-28 | 2013-10-28 | 压裂液降阻剂及其应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310512317.9A CN104559999B (zh) | 2013-10-28 | 2013-10-28 | 压裂液降阻剂及其应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104559999A CN104559999A (zh) | 2015-04-29 |
| CN104559999B true CN104559999B (zh) | 2017-08-11 |
Family
ID=53077092
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201310512317.9A Active CN104559999B (zh) | 2013-10-28 | 2013-10-28 | 压裂液降阻剂及其应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104559999B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110776901A (zh) * | 2019-03-07 | 2020-02-11 | 北京盛昌百年石油科技有限公司 | 一种压裂用的环保减阻剂及其制备方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101775276A (zh) * | 2010-02-02 | 2010-07-14 | 陕西科技大学 | 一种中高温清洁压裂液及其制备方法 |
| WO2011106287A1 (en) * | 2010-02-25 | 2011-09-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Salt-tolerant anionic surfactant compositions for enhanced or improved oil recovery (eor or ior) applications |
| CN102218282A (zh) * | 2010-04-15 | 2011-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 耐高温高盐双羧酸盐双子表面活性剂及其制备方法 |
-
2013
- 2013-10-28 CN CN201310512317.9A patent/CN104559999B/zh active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101775276A (zh) * | 2010-02-02 | 2010-07-14 | 陕西科技大学 | 一种中高温清洁压裂液及其制备方法 |
| WO2011106287A1 (en) * | 2010-02-25 | 2011-09-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Salt-tolerant anionic surfactant compositions for enhanced or improved oil recovery (eor or ior) applications |
| CN102218282A (zh) * | 2010-04-15 | 2011-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 耐高温高盐双羧酸盐双子表面活性剂及其制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104559999A (zh) | 2015-04-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103740345B (zh) | 泡沫封窜组合物及其制备方法和用途 | |
| CN103951785B (zh) | 一种压裂液减阻剂及其制备方法和应用 | |
| RU2441050C2 (ru) | Жидкости для снижения гидродинамического трения | |
| CN104277818B (zh) | 压裂液降阻剂及其应用 | |
| CN102676148B (zh) | 一种高密度低摩阻压裂液 | |
| CN103773351B (zh) | 高盐油藏气驱用泡沫组合物及制备方法和用途 | |
| CN104109519B (zh) | 甜菜碱‑聚合物驱油组合物及制备方法 | |
| CN103589416A (zh) | 一种适用于致密油气藏的低摩阻可回收滑溜水压裂液及其制备方法 | |
| CN103965856A (zh) | 用于驱油的聚表二元体系及驱油方法 | |
| CN103254887B (zh) | 一种减阻水压裂液配制剂 | |
| CN103773332B (zh) | 一种钻井液及其制备方法 | |
| CN104178102A (zh) | 一种可交联的抗高温无残渣多元共聚型压裂液及其制备方法 | |
| CN106554462B (zh) | 包被剂及其制备方法和应用和石油钻井用钻井液 | |
| CN104277819B (zh) | 页岩气藏压裂液降阻剂及其制备方法 | |
| CN104560000B (zh) | 压裂液降阻剂组合物 | |
| CN111518239B (zh) | 一种乳液型压裂液降阻剂及其制备方法 | |
| CN105368423A (zh) | 一种采油用无铬复合树脂凝胶类调剖剂及制备方法与用途 | |
| CN110551493A (zh) | 一种凝胶泡沫携带改性二硫化钼体系的制备方法 | |
| CN103911138A (zh) | 密度可调型复合加重压裂液 | |
| WO2018108186A1 (zh) | 一种兼具洗油作用的自生酸诱导增粘调控体系及制备方法 | |
| CN104592955A (zh) | 一种聚胺页岩抑制剂及其制备方法 | |
| CN110452678B (zh) | 一种基于MoS2纳米片制备压裂液的方法 | |
| CN104559999B (zh) | 压裂液降阻剂及其应用 | |
| CN105086986A (zh) | 一种气井耐高温可回收清洁压裂液 | |
| AU2018450648B2 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |