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CN103820097A - 页岩油气井压裂用试剂及其产品 - Google Patents

页岩油气井压裂用试剂及其产品 Download PDF

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CN103820097A
CN103820097A CN201410049875.0A CN201410049875A CN103820097A CN 103820097 A CN103820097 A CN 103820097A CN 201410049875 A CN201410049875 A CN 201410049875A CN 103820097 A CN103820097 A CN 103820097A
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efficient
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杜林麟
杜林涛
王宇
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Original Assignee
DONGFANG BAOLIN SCIENCE AND TECHNOLOGY DEVELOPMENT (BEIJING) Co Ltd
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Abstract

本发明提供了一种页岩油气井压裂用试剂及其产品。所述试剂包含质量比为1：15的消泡剂和高效助排剂；其中消泡剂由质量比为3:2的硅油和乳化剂混合而成；其中高效助排剂为氟碳表面活性剂。本发明的产品具有低摩阻、低膨胀、低伤害、易返排、性能稳定和溶胀速度快等特性，具有类似清洁压裂液的特点，性能好、易于在线配制、适应性强，能够满足不同页岩油气井压裂的需要。

Description

页岩油气井压裂用试剂及其产品
技术领域
本发明涉及油气井的开采领域，具体的说，涉及一种页岩油气井压裂用试剂及其产品。
背景技术
页岩气属非常规油气藏，我国页岩气资源十分丰富，特别是四川盆地分布广，勘探潜力巨大。四川盆地仅评价的寒武系和志留系两套页岩，页岩气资源量就相当于四川盆地常规天然气资源量的1.5～2.5倍；四川筇竹寺页岩和龙马溪组页岩两套地层的页岩气资源量就达到6.8～8.4×1012m3。
页岩具有超低的渗透性，储层脆性也不相同，多层页岩储层特征和流动机理也极不相同。鉴于页岩的低渗、脆性和不同层间的非均质性，需要在页岩储层建立适当的大面积、高产的裂缝充填网络，使天然气运移最大化。同时，页岩的自身特性决定了其水敏性强，要求压裂液体系具有较好的防膨性能。
与常规油气储层压裂技术不同的是，页岩气储层压裂需要人工创造有足够大的裂缝体积来改善地层连通性和增加单井泄气体积，其无论是在用液规模、加砂量，还是在施工参数（施工排量、压力等）等方面都远远超过常规油气层压裂设计。由此，页岩气压裂是以形成地层网络裂缝为最终改造目的：网络压裂。
网络压裂基本思路是：通过注入大液量的高滤失、高弹性、低粘的液体，这种特殊的液体是用来探寻微裂缝，而不是象粘度较高的液体那样用来扩展和加宽主裂缝，同时使用少量砂作为筑堤砂的介质，使暴露的裂缝面上产生更高的压差，从而使压裂液和砂进入那些随后张开的裂缝，直至井底压力变化表明裂缝已过度扩展。
为了得到一种适合页岩的压裂液，特提出本发明。
发明内容
本发明的一个目的在于提供一种页岩油气井压裂用试剂；
本发明的另一个目的在于提供一种页岩气井压裂用滑溜水；
本发明的又一目的在于提供一种页岩气井网络用线性胶；
本发明的又一目的在于提供一种页岩油井网络压裂用滑溜水；
本发明的再一目的在于提供一种页岩油井网络压裂用线性胶；
为达上述目的，一方面，本发明提供了一种页岩油气井压裂用试剂，所述试剂包含重量比为1：15的消泡剂和高效助排剂；
其中消泡剂由重量比为3:2的硅油和乳化剂混合而成；
其中高效助排剂为氟碳表面活性剂。
根据本发明所述的试剂，所述的硅油为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的硅油均可用于本发明，譬如为斯洛柯化学有限公司生产的型号为9706的乳化硅油；
根据本发明所述的试剂，所述的乳化剂为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的乳化剂均可用于本发明，譬如为非离子型乳化剂，优选为对辛基苯酚聚氧乙烯醚；
其中所述的对辛基苯酚聚氧乙烯醚为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的对辛基苯酚聚氧乙烯醚均可用于本发明，譬如为Chemical Book生产的型号为ADS的对辛基苯酚聚氧乙烯醚。
根据本发明所述的试剂，其中所述氟碳表面活性剂为聚四氟乙烯。
另一方面，本发明还提供了一种含有本发明所述试剂的页岩气井压裂用滑溜水，所述滑溜水由如下重量百分比成分制备而成：0.2%高效减阻剂、0.5%复合防膨剂、0.02%消泡剂、0.3%高效助排剂、余量为清水；
其中高效减阻剂由重量比为2:2:1:2:2的粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS（2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸）、N-异丙基丙烯酰胺和庚二酰混合而成。
根据本发明所述的页岩气井压裂用滑溜水，其中所述粘弹性表面活性剂为两性离子型粘弹性表面活性剂；
所述的两性离子型粘弹性表面活性剂为本领域常规市售试剂，譬如为益民化工生产的型号为YM-6的两性离子型粘弹性表面活性剂；
所述的聚丙烯酰胺为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的聚丙烯酰胺均可用于本发明，譬如为吉化聚盛生产的型号为JHJ15的聚丙烯酰胺；
AMPS、N-异丙基丙烯酰胺和庚二酰均为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的上述试剂均可用于本发明。
其中复合防膨剂由质量比为2:3:1的2-氯乙基三甲基氯化铵防膨剂、阳离子聚季铵盐、聚季磷酸盐混合而成；
其中高效助排剂为氟碳表面活性剂。
其中所述的防膨剂为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的防膨剂均可用于本发明，譬如阿拉丁生产的型号为C113520的2-氯乙基三甲基氯化铵防膨剂；
其中所述的阳离子聚季铵盐为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的阳离子聚季铵盐均可用于本发明，譬如可以为市售的以氯乙酸乙二醇双酯、氯乙酸三羟甲基丙烷三酯、氯乙酸季戊四醇四酯和长链叔胺为原料，异丙醇为溶剂，合成的阳离子聚季铵盐；
所述的聚季磷酸盐为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的聚季磷酸盐均可用于本发明，譬如为江苏飞翔生产的型号为35429-15的聚季磷酸盐。
又一方面，本发明还提供了一种含有本发明所述试剂的页岩气井网络用线性胶，所述线性胶由如下重量百分比成分制备而成：0.3%低分子稠化剂、0.2%流变助剂、0.3%高效助排剂、0.02%消泡剂、0.05%粘度调节剂、余量为清水；
其中所述低分子稠化剂由重量比为1:2:1:2:2:1:1的粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、甲基丙烯酰氧三甲基氯化铵、N-异丙基丙烯酰胺、庚二酰、片碱混合而成。
根据本发明所述的页岩气井网络用线性胶，其中所述的粘弹性表面活性剂为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的粘弹性表面活性剂均可用于本发明，譬如为两性离子型粘弹性表面活性剂；
其中所述的两性离子型粘弹性表面活性剂为本领域常规市售试剂，譬如为益民化工生产的型号为YM-6的两性离子型粘弹性表面活性剂；
所述的聚丙烯酰胺为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的聚丙烯酰胺均可用于本发明，譬如为吉化聚盛生产的型号为JHJ15的聚丙烯酰胺；
AMPS、甲基丙烯酰氧三甲基氯化铵、N-异丙基丙烯酰胺、片碱和庚二酰均为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的上述试剂均可用于本发明。
其中所述流变助剂由质量比为1:3的粘弹性表面活性剂和乙醇混合而成；
其中粘度调节剂由质量比为2:3:1的过硫酸钾、过硫酸铵、柠檬酸混合而成。
又一方面，本发明提供一种含有本发明所述试剂的页岩油井网络压裂用滑溜水，所述滑溜水由如下重量百分比成分制备而成：0.2%高效减阻剂、0.5%复合防膨剂、0.02%消泡剂、0.3%高效助排剂、0.15%岩石润湿改进剂、余量为清水；
其中高效减阻剂由重量比为2:2:1:2:2的粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、N-异丙基丙烯酰胺和庚二酰混合而成。
根据本发明所述的页岩油井网络压裂用滑溜水，其中所述粘弹性表面活性剂为两性离子型粘弹性表面活性剂；
其中所述的两性离子型粘弹性表面活性剂为本领域常规市售试剂，譬如为益民化工生产的型号为YM-6的两性离子型粘弹性表面活性剂；
所述的聚丙烯酰胺为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的聚丙烯酰胺均可用于本发明，譬如为吉化聚盛生产的型号为JHJ15的聚丙烯酰胺；
AMPS、N-异丙基丙烯酰胺和庚二酰均为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的上述试剂均可用于本发明。
其中复合防膨剂由质量比为2:3:1的防膨剂、阳离子聚季铵盐、聚季磷酸盐混合而成；
其中所述的防膨剂为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的防膨剂均可用于本发明，譬如阿拉丁生产的型号为C113520的2-氯乙基三甲基氯化铵防膨剂；
其中所述的阳离子聚季铵盐为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的阳离子聚季铵盐均可用于本发明，譬如可以为以氯乙酸乙二醇双酯、氯乙酸三羟甲基丙烷三酯、氯乙酸季戊四醇四酯和长链叔胺为原料，异丙醇为溶剂，合成的阳离子聚季铵盐；
所述的聚季磷酸盐为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的聚季磷酸盐均可用于本发明，譬如为江苏飞翔生产的型号为35429-15的聚季磷酸盐。
其中岩石润湿改进剂为非离子表面活性剂；
其中所述的非离子表面活性剂为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的非离子表面活性剂均可用于本发明，譬如为乙二醇环氧乙烷。
再一方面，本发明提供一种含有本发明所述试剂的页岩油井网络压裂用线性胶，所述线性胶由如下重量百分比成分制备而成：0.3%低分子稠化剂、0.2%流变助剂、0.3%高效助排剂、0.15%岩石润湿改进剂、0.02%消泡剂、0.05%粘度调节剂、余量为清水；
其中所述低分子稠化剂由重量比为1:2:1:2:2:1:1的粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、甲基丙烯酰氧三甲基氯化铵、N-异丙基丙烯酰胺、庚二酰、片碱混合而成；
根据本发明所述的页岩油井网络压裂用线性胶，其中所述的粘弹性表面活性剂为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的粘弹性表面活性剂均可用于本发明，譬如为两性离子型粘弹性表面活性剂；
其中所述的两性离子型粘弹性表面活性剂为本领域常规市售试剂，譬如为益民化工生产的型号为YM-6的两性离子型粘弹性表面活性剂；
所述的聚丙烯酰胺为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的聚丙烯酰胺均可用于本发明，譬如为吉化聚盛生产的型号为JHJ15的聚丙烯酰胺；
AMPS、甲基丙烯酰氧三甲基氯化铵、N-异丙基丙烯酰胺、片碱和庚二酰均为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的上述试剂均可用于本发明。
其中所述流变助剂由重量比为1:3的粘弹性表面活性剂和乙醇混合而成。
其中岩石润湿改进剂为非离子表面活性剂；
其中所述的非离子表面活性剂为本领域常规市售试剂，任何市售的符合相关质量标准的非离子表面活性剂均可用于本发明，譬如为乙二醇环氧乙烷。
其中粘度调节剂由质量比为2:3:1的过硫酸钾、过硫酸铵、柠檬酸混合而成。
综上所述，本发明提供了一种页岩油气井压裂用线性胶和滑溜水。本发明的线性胶和滑溜水具有低摩阻、低膨胀、低伤害、易返排、性能稳定和溶胀速度快等特性，具有类似清洁压裂液的特点，性能好、易于在线配制、适应性强，能够满足不同页岩油气井压裂的需要。
附图说明
图1、图2为高效减阻剂室内和50mm连续油管1000m摩阻性能测试结果；
图3为高效助排剂与接触角、表界面张力关系图；
图4为高效助排剂与返排率关系图；
图5为防膨剂防膨性能图；
图6为低分子稠化剂增粘性能图；
图7为低分子稠化剂表面张力与浓度的关系图；
图8为51/2″套管滑溜水实测摩阻曲线图；
图9为51/2″套管已压裂井滑溜水实测摩阻曲线图；
图10为SRFR滑溜水41/2″油管摩阻性能曲线图；
图11为滑溜水返排率图表；
图12为滑溜水防膨率图表；
图13为SRFR线性胶在200～1000s-1剪切速率下的降阻率测定图；
图14为现场水线性胶返排率图；
图15为现场水线性胶防膨率图；
图16、图17为SRFR滑溜水现场应用效果图；
图18为加沙压裂施工曲线。
具体实施方式
以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。
制备实施例1
一种页岩油气井压裂用试剂，所述试剂由重量比为1：15的消泡剂和聚四氟乙烯混合而成；其中消泡剂由重量比为3:2的硅油和对辛基苯酚聚氧乙烯醚混合而成。
其中所述硅油为斯洛柯化学公司生产的型号为9706的乳化硅油；
其中所述对辛基苯酚聚氧乙烯醚为Chemical Book生产的型号为ADS的对辛基苯酚聚氧乙烯醚；
其中所述聚四氟乙烯为巨化化工生产的型号为JHHG12的聚四氟乙烯。
制备实施例2
一种页岩气井压裂用滑溜水，所述滑溜水由如下重量百分比成分混合制备而成：0.2%高效减阻剂、0.5%复合防膨剂、0.02%消泡剂、0.3%高效助排剂、余量为清水；
其中高效减阻剂由重量比为2:2:1:2:2的两性离子型粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS（2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸）、N-异丙基丙烯酰胺和庚二酰混合而成。
所述的两性离子型粘弹性表面活性剂为益民化工生产的型号为YM-6的两性离子型粘弹性表面活性剂；
所述的聚丙烯酰胺为吉化聚盛生产的型号为JHJ15的聚丙烯酰胺；
其中复合防膨剂由质量比为2:3:1的防膨剂、阳离子聚季铵盐、聚季磷酸盐混合而成；
其中所述的防膨剂为阿拉丁生产的型号为C113520的2-氯乙基三甲基氯化铵防膨剂；
其中所述的阳离子聚季铵盐为以质量比为2：1：3：2的氯乙酸乙二醇双酯、氯乙酸三羟甲基丙烷三酯、氯乙酸季戊四醇四酯和叔胺为原料，异丙醇（与原料质量比2:4）为溶剂，在150℃下反应3小时制备阳离子聚季铵盐；
所述的聚季磷酸盐为江苏飞翔生产的型号为35429-15的聚季磷酸盐。
所述消泡剂和高效助排剂如制备实施例1所制备。
制备实施例3
一种页岩气井网络用线性胶，所述线性胶由如下重量百分比成分制备而成：0.3%低分子稠化剂、0.2%流变助剂、0.3%高效助排剂、0.02%消泡剂、0.05%粘度调节剂、余量为清水；
其中所述低分子稠化剂由重量比为1:2:1:2:2:1:1的两性离子型粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、甲基丙烯酰氧三甲基氯化铵、N-异丙基丙烯酰胺、庚二酰、片碱混合而成。
其中所述的两性离子型粘弹性表面活性剂为益民化工生产的型号为YM-6的两性离子型粘弹性表面活性剂；
所述的聚丙烯酰胺为吉化聚盛生产的型号为JHJ15的聚丙烯酰胺；
其中所述流变助剂由质量比为1:3的两性离子型粘弹性表面活性剂和乙醇混合而成；
其中粘度调节剂由质量比为2:3:1的过硫酸钾、过硫酸铵、柠檬酸混合而成。
所述消泡剂和高效助排剂如制备实施例1所制备。
制备实施例4
又一方面，本发明提供一种含有本发明所述试剂的页岩油井网络压裂用滑溜水，所述滑溜水由如下重量百分比成分制备而成：0.2%高效减阻剂、0.5%复合防膨剂、0.02%消泡剂、0.3%高效助排剂、0.15%岩石润湿改进剂、余量为清水；
其中高效减阻剂由重量比为2:2:1:2:2的两性离子型粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、N-异丙基丙烯酰胺和庚二酰混合而成。
所述的两性离子型粘弹性表面活性剂为益民化工生产的型号为YM-6的两性离子型粘弹性表面活性剂；
所述的聚丙烯酰胺为吉化聚盛生产的型号为JHJ15的聚丙烯酰胺；
其中复合防膨剂由质量比为2:3:1的防膨剂、阳离子聚季铵盐、聚季磷酸盐混合而成；
其中所述的防膨剂为阿拉丁生产的型号为C113520的2-氯乙基三甲基氯化铵的防膨剂；
其中所述的阳离子聚季铵盐为以质量比为2：1：3：2的氯乙酸乙二醇双酯、氯乙酸三羟甲基丙烷三酯、氯乙酸季戊四醇四酯和叔胺为原料，异丙醇（与原料质量比2:4）为溶剂，在150℃下反应3小时制备阳离子聚季铵盐；
所述的聚季磷酸盐为江苏飞翔生产的型号为35429-15的聚季磷酸盐。
其中岩石润湿改进剂为乙二醇环氧乙烷。
所述消泡剂和高效助排剂如制备实施例1所制备。
制备实施例5
再一方面，本发明提供一种含有本发明所述试剂的页岩油井网络压裂用线性胶，所述线性胶由如下重量百分比成分制备而成：0.3%低分子稠化剂、0.2%流变助剂、0.3%高效助排剂、0.15%岩石润湿改进剂、0.02%消泡剂、0.05%粘度调节剂、余量为清水；
其中所述低分子稠化剂由重量比为1:2:1:2:2:1:1的两性离子型粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、甲基丙烯酰氧三甲基氯化铵、N-异丙基丙烯酰胺、庚二酰、片碱混合而成；
其中所述的两性离子型粘弹性表面活性剂为益民化工生产的型号为YM-6的两性离子型粘弹性表面活性剂；
所述的聚丙烯酰胺为吉化聚盛生产的型号为JHJ15的聚丙烯酰胺；
其中所述流变助剂由重量比为1:3的两性离子型粘弹性表面活性剂和乙醇混合而成。
其中岩石润湿改进剂为乙二醇环氧乙烷；
其中粘度调节剂由质量比为2:3:1的过硫酸钾、过硫酸铵、柠檬酸混合而成。
所述消泡剂和高效助排剂如制备实施例1所制备。
应用实施例1
SRFR滑溜水及线性胶现场均具备采用连续混配的施工能力，可以满足混砂车10-15m3/min的施工排量要求。
按照页岩油气井滑溜水及线性胶各添加剂配比，按照以下添加剂加入顺序，加入连续混配车搅拌罐，配制成液体供给混砂车。
滑溜水添加剂加入顺序：高效减阻剂-复合防膨剂-消泡剂-高效助排剂/岩石润湿改进剂-高效减阻剂-复合防膨剂-消泡剂-高效助排剂。
线性胶添加剂加入顺序：低分子稠化剂-流变助剂-高效助排剂-消泡剂-粘度调节剂/岩石润湿改进剂-低分子稠化剂-流变助剂-高效助排剂-消泡剂-粘度调节剂。
没有连续混配车的情况下，可以采取大排量射流循环的配制方法，也能满足给混砂车提供10-14m3/min的施工排量要求。添加剂加入顺序与连续混配相同。
现场应用情况：
SRFR滑溜水在东峰2、元页HF-1、焦页1HF、彭页3HF、涪页3-2HF等井得到成功应用，应用最大井深4985m，最高闭合压力93MPa，最高泥质含量98%，单段最大加砂126m3，单井最大用液量4.6万方，最高排量15.5m3/min，最高段数22段，完全满足水平井大型压裂需求。如图16、17所示。
元页HF-1井滑溜水体系降阻性能良好，第五段压裂施工排量12.1-14.1m3/min，泵压80.2-90.0MPa，液体降阻率在70-75%。焦页1HF井滑溜水实际携砂能力表现良好，砂比达18％。
SRFR线性胶目前已在元页HF-1、焦页1HF、彭页3HF、涪页3-2HF等井成功使用，最高砂比32%。
焦页1HF井现场取样测定静态悬砂性能，砂比为20%覆膜砂悬浮22小时不沉砂。
如图18所示，焦页1HF井应用表明，线性胶表现为明显的粘弹性特征，现场实际应用最高砂比达32％。
试验例1
高效减阻剂性能测试：
表1、高效减阻剂岩心伤害实验结果
Figure BDA0000465695570000101
高效减阻剂室内和50mm连续油管1000m摩阻性能测试结果如图1、图2所示。
室内实验测定，0.15%SRFR-1水溶液降阻率为60%，0.2%SRFR-1水溶液降阻率为70%。
试验例2
高效助排剂性能测试：
如图3、图4所示，采用0.3%SRSR-2高效助排剂时接触角最大，排出率为50%。
试验例3
复合防膨剂防膨性能测试：
表2、本发明复合防膨剂测试
序号 试剂名称及浓度 膨胀高度
1 清水 0.51
2 煤油 0.02
3 2%氯化钾 0.45
4 4%氯化钾 0.43
5 6%氯化钾 0.40
6 0.5%高效防膨剂 0.41
7 1.0%高效防膨剂 0.38
8 1.5%高效防膨剂 0.36
如表2和图5所示，实验结果表明，0.5%SRCS-2复合防膨剂防膨性能最佳。
试验例4
低分子稠化剂性能测试：
如图6所示，本发明的低分子稠化剂具有高效增粘能力，稠化剂浓度与基液粘度几乎呈线性关系。
本发明的低分子稠化剂的表面张力性能如图7所示。
试验例5
本发明滑溜水性能测试：
（1）降阻性能
如图8、图9所示，51/2″套管注入时降阻率为70%；
如图10所示，41/2″油管注入时降阻率为78%。
（2）返排率
如图11所示，用现场山泉水、小溪水及自来水配制的滑溜水具有较好的助排作用，满足现场施工要求。
（3）防膨率
如图12所示，现场配制的滑溜水具有好的防膨效果。
（4）与岩石的润湿性
实验表明经过4小时配伍后本发明滑溜水与天然岩屑配伍良好，不存在润湿反转现象。
（5）与高矿化度地层水及凝析油的配伍性
实验表明本发明滑溜水与地层水及凝析油配伍良好，没有出现反凝析现象。
试验例6
本发明线性胶性能测试：
（1）降阻性能
如图13所示，通过与清水摩阻图版对比，本发明线性胶在200～1000s-1剪切速率下的降阻率为清水摩阻的20％～25％。
（2）返排率
如图14所示，用现场山泉水、小溪水及自来水配制的线性胶具有较好的助排作用，满足现场施工要求。
（3）防膨率
如图15所示，现场配制的线性胶具有好的防膨效果。
（4）与岩石的润湿性
实验表明经过4小时配伍后，本发明线性胶与天然岩屑配伍良好，不存在润湿反转现象。
（5）与高矿化度地层水及凝析油的配伍性
实验表明本发明线性胶与地层水及凝析油配伍良好，没有出现反凝析现象。
试验例7
本发明滑溜水及线性胶沉砂速率测定：
表3、本发明滑溜水及线性胶沉砂速率测定表
SRFR-1/SRFR-CH3/% 170s-1/mpa.s 沉砂速率mm/s
0.05 3 33.3
0.1 4.5 16.7
0.15 7.5 13.3
0.2 10.5 8.9
0.25 15 5.9
0.3 25.5 3.9
0.35 33 3.1
0.4 45 0.74
试验例8
本发明滑溜水及线性胶粘弹性特征测定：
表4、本发明滑溜水及线性胶粘弹性特征测定
Figure BDA0000465695570000121
试验例9
本发明滑溜水及线性胶稳定性能测定：
实验表明，在-19℃下冷冻120min后，SRFR体系没有明显变化，仍然保持冷冻前的状态，流动性很好，没有出现粘度下降，流动性变差的现象。在夏季酷热天气条件下，长时间放置不会变质，不会影响液体性能。

Claims (10)

1.一种页岩油气井压裂用试剂，其特征在于，所述试剂包含质量比为1：15的消泡剂和高效助排剂；
其中消泡剂由质量比为3:2的硅油和乳化剂混合而成；
其中高效助排剂为氟碳表面活性剂。
2.根据权利要求1所述的试剂，其特征在于，所述乳化剂为非离子型乳化剂，优选为对辛基苯酚聚氧乙烯醚。
3.根据权利要求1所述的试剂，其特征在于，所述氟碳表面活性剂为聚四氟乙烯。
4.一种含有权利要求1～3任意一项所述试剂的页岩气井压裂用滑溜水，其特征在于，所述滑溜水由如下质量百分比成分制备而成：0.2%高效减阻剂、0.5%复合防膨剂、0.02%消泡剂、0.3%高效助排剂、余量为清水；
其中高效减阻剂由质量比为2:2:1:2:2的粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、N-异丙基丙烯酰胺和庚二酰混合而成；
其中复合防膨剂由质量比为2:3:1的防膨剂、阳离子聚季铵盐、聚季磷酸盐混合而成；优选所述防膨剂为2-氯乙基三甲基氯化铵；
其中消泡剂由重量比为3:2的硅油和乳化剂混合而成；
其中高效助排剂为氟碳表面活性剂。
5.根据权利要求4所述的滑溜水，其特征在于，所述粘弹性表面活性剂为两性离子型粘弹性表面活性剂。
6.一种含有权利要求1～3任意一项所述试剂的页岩气井网络用线性胶，其特征在于，所述线性胶由如下重量百分比成分制备而成：0.3%低分子稠化剂、0.2%流变助剂、0.3%高效助排剂、0.02%消泡剂、0.05%粘度调节剂、余量为清水；
其中所述低分子稠化剂由质量比为1:2:1:2:2:1:1的粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、甲基丙烯酰氧三甲基氯化铵、N-异丙基丙烯酰胺、庚二酰、片碱混合而成；
其中所述流变助剂由质量比为1:3的粘弹性表面活性剂和乙醇混合而成；
其中高效助排剂为氟碳表面活性剂；
其中消泡剂由质量比为3:2的硅油和乳化剂混合而成；
其中粘度调节剂由质量比为2:3:1的过硫酸钾、过硫酸铵、柠檬酸混合而成。
7.一种含有权利要求1～3任意一项所述试剂的页岩油井网络压裂用滑溜水，其特征在于，所述滑溜水由如下质量百分比成分制备而成：0.2%高效减阻剂、0.5%复合防膨剂、0.02%消泡剂、0.3%高效助排剂、0.15%岩石润湿改进剂、余量为清水；
其中高效减阻剂由质量比为2:2:1:2:2的粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、N-异丙基丙烯酰胺和庚二酰混合而成；
其中复合防膨剂由质量比为2:3:1的防膨剂、阳离子聚季铵盐、聚季磷酸盐混合而成；
其中消泡剂由质量比为3:2的硅油和乳化剂混合而成；
其中高效助排剂为氟碳表面活性剂；
其中岩石润湿改进剂为非离子表面活性剂。
8.根据权利要求7所述的滑溜水，其特征在于，所述非离子表面活性剂为乙二醇环氧乙烷。
9.一种含有权利要求1～3任意一项所述试剂的页岩油井网络压裂用线性胶，其特征在于，所述线性胶由如下质量百分比成分制备而成：0.3%低分子稠化剂、0.2%流变助剂、0.3%高效助排剂、0.15%岩石润湿改进剂、0.02%消泡剂、0.05%粘度调节剂、余量为清水；
其中所述低分子稠化剂由质量比为1:2:1:2:2:1:1的粘弹性表面活性剂、聚丙烯酰胺、AMPS、甲基丙烯酰氧三甲基氯化铵、N-异丙基丙烯酰胺、庚二酰、片碱混合而成；
其中所述流变助剂由质量比为1:3的粘弹性表面活性剂和乙醇混合而成；
其中高效助排剂为氟碳表面活性剂；
其中岩石润湿改进剂为非离子表面活性剂；
其中消泡剂由质量比为3:2的硅油和乳化剂混合而成；
其中粘度调节剂由质量比为2:3:1的过硫酸钾、过硫酸铵、柠檬酸混合而成。
10.根据权利要求9所述的线性胶，其特征在于，所述非离子表面活性剂为乙二醇环氧乙烷。
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