CN107698619A - 一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法 - Google Patents
一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107698619A CN107698619A CN201711076385.XA CN201711076385A CN107698619A CN 107698619 A CN107698619 A CN 107698619A CN 201711076385 A CN201711076385 A CN 201711076385A CN 107698619 A CN107698619 A CN 107698619A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- substance
- drilling fluid
- preparation
- added
- water
- 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.)
- Pending
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 37
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 21
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 17
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 239000000047 product Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 6
- OMOVVBIIQSXZSZ-UHFFFAOYSA-N [6-(4-acetyloxy-5,9a-dimethyl-2,7-dioxo-4,5a,6,9-tetrahydro-3h-pyrano[3,4-b]oxepin-5-yl)-5-formyloxy-3-(furan-3-yl)-3a-methyl-7-methylidene-1a,2,3,4,5,6-hexahydroindeno[1,7a-b]oxiren-4-yl] 2-hydroxy-3-methylpentanoate Chemical compound CC12C(OC(=O)C(O)C(C)CC)C(OC=O)C(C3(C)C(CC(=O)OC4(C)COC(=O)CC43)OC(C)=O)C(=C)C32OC3CC1C=1C=COC=1 OMOVVBIIQSXZSZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000000413 hydrolysate Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 24
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 16
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 14
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 9
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 9
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-M dodecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCC([O-])=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 229940070765 laurate Drugs 0.000 claims description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 8
- DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N tetraphosphorus decaoxide Chemical compound O1P(O2)(=O)OP3(=O)OP1(=O)OP2(=O)O3 DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N Methyl acrylate Chemical compound COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- HXMVNCMPQGPRLN-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyputrescine Chemical compound NCCC(O)CN HXMVNCMPQGPRLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 5
- GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N decanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCC(O)=O GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- -1 hydroxypropylethylendiamine diamine Chemical class 0.000 claims description 4
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N octanoic acid Chemical compound CCCCCCCC(O)=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DIGDEPKXCWMYBK-UHFFFAOYSA-N (2-aminoethylamino)methanol Chemical compound NCCNCO DIGDEPKXCWMYBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acrylate Chemical compound CCOC(=O)C=C JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N butyl acrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C=C CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PNJWIWWMYCMZRO-UHFFFAOYSA-N pent‐4‐en‐2‐one Natural products CC(=O)CC=C PNJWIWWMYCMZRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PNXMTCDJUBJHQJ-UHFFFAOYSA-N propyl prop-2-enoate Chemical compound CCCOC(=O)C=C PNXMTCDJUBJHQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N (9Z,12Z)-9,10,12,13-tetratritiooctadeca-9,12-dienoic acid Chemical compound C(CCCCCCC\C(=C(/C\C(=C(/CCCCC)\[3H])\[3H])\[3H])\[3H])(=O)O OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N 0.000 claims description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005632 Capric acid (CAS 334-48-5) Substances 0.000 claims description 2
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N alpha-ethylcaproic acid Natural products CCCCC(CC)C(O)=O OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 claims description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 2
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000021313 oleic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 abstract description 12
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 9
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 3
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 abstract description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 abstract description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 9
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 9
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 7
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 6
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 description 6
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 5
- YWEUIGNSBFLMFL-UHFFFAOYSA-N diphosphonate Chemical group O=P(=O)OP(=O)=O YWEUIGNSBFLMFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 4
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 108010009736 Protein Hydrolysates Proteins 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 2
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 101000832669 Rattus norvegicus Probable alcohol sulfotransferase Proteins 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005576 amination reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000004807 desolvation Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 244000144992 flock Species 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 125000000472 sulfonyl group Chemical group *S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07F—ACYCLIC, CARBOCYCLIC OR HETEROCYCLIC COMPOUNDS CONTAINING ELEMENTS OTHER THAN CARBON, HYDROGEN, HALOGEN, OXYGEN, NITROGEN, SULFUR, SELENIUM OR TELLURIUM
- C07F9/00—Compounds containing elements of Groups 5 or 15 of the Periodic Table
- C07F9/02—Phosphorus compounds
- C07F9/547—Heterocyclic compounds, e.g. containing phosphorus as a ring hetero atom
- C07F9/645—Heterocyclic compounds, e.g. containing phosphorus as a ring hetero atom having two nitrogen atoms as the only ring hetero atoms
- C07F9/6503—Five-membered rings
- C07F9/6506—Five-membered rings having the nitrogen atoms in positions 1 and 3
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Molecular Biology (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
Abstract
本发明公开了一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法，其步骤如下：a、将物质A和物质B按摩尔比1~2：1投料，合成中间体一；b、在50~100℃下，将与物质A的摩尔比为1.1~2：1的水加入步骤a合成的中间体一中；c、在50~100℃条件下，将与物质A等物质的量的物质D逐滴加入步骤b生成的水解产物中，保持温度反应1~5h,得到中间体二；d、在40~100℃下，将与物质A摩尔比为1：2的物质E分批加入步骤c得到的中间体二中,得到中间体三；e、向步骤d得到的中间体三中加入碱、水、物质A的水溶液，比例为2：40~70：1，得到黄棕色物质即为最终产品；采用本方法制备的聚酰胺抑制剂具有抗高温、抑制效果显著、对流变性影响小等特点，适用于各种水基钻井液体系。
Description
技术领域
本发明涉及钻井液用抑制剂技术领域，确切地说涉及一种钻井液用咪唑啉抑制剂的其制备方法。
背景技术
泥岩、页岩等水敏性地层采用水基钻井液钻进时，地层矿物容易水化膨胀、分散，从而导致井壁失稳、钻井液流变性难以控制等问题。所以，钻井液体系的抑制性成为钻探水敏性地层的关键。同时，随着目前钻探的页岩气井范围不断扩大，数量不断增多，钻井液体系的抑制性成为了现场安全钻井的一个重要因素。
常用的水基钻井液抑制剂主要是钾盐、铵盐以及胺（铵）类聚合物抑制剂，虽然具有一定的抑制性，但是针对强分散的泥岩，抑制效果有限。且实际应用过程中，如果不能高效抑制泥岩的分散，分散后的粘土表面会迅速吸附抑制剂，导致抑制剂的有效含量迅速下降，从而导致钻井液的抑制能力迅速下降。
公开号为CN102504065A，公开日为2012年6月20日的中国专利文献公开了一种钻井液用聚胺抑制剂及其制备方法；将起始剂和敷酸剂置于反应器中，在常压及氮气保护下，向反应器中滴加磺酰化剂，进行磺酯化反应，反应时间为10～12小时，磺酯化温度为0～30℃，将反应物过滤，将滤液溶于水中，待静止分相后，取下层液体，减压蒸馏去除水，得端磺基酯化物；将端磺基酯化物滴加到装有胺化剂和沉淀剂的反应釜中进行胺化反应，反应2～3小时，胺化温度为70～90℃，将产物过滤，减压蒸馏脱除溶剂，得聚胺抑制剂；该添加剂适用于多种水基钻井液，能够很好的控制泥页岩的水化分散，有效降低由于泥页岩水化分散带来的钻井液增稠、钻井液性能恶化等问题，为实现安全高效钻井提供一定的保障。
但是，以上述专利文献为代表的常规抑制剂由于吸附能力有限，常常导致在高温下发生解吸附，从而导致高温下失去抑制作用。所以，为解决钻井液的抑制问题，必须研发专门针对水敏地层钻井的水基钻井液抗高温抑制剂，有效减少井壁失稳和岩屑水化分散，满足现场水敏性地层优质安全快速钻井的技术需要，提高勘探开发效益。
发明内容
本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷和不足，提供一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法，采用本制备方法制备的抑制剂，与常规水基处理剂配伍性良好，对水基钻井液性能影响小，并且能有效强化水基钻井液的抑制能力，达到抑制水敏地层矿物水化分散的作用，从而降低钻井成本，保证钻井安全与速度。
本发明是通过采用下述技术方案实现的：
一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法，其特征在于步骤如下：
a、将物质A和物质B按摩尔比1~2：1投料，在压力为7~11kPa搅拌条件下以5~15℃/min的升温速率升至200~250℃之间，在该温度下保持0.5~2h，再在压力为0.5~3kPa下蒸出多余的胺，合成中间体一；
b、在50~100℃下，将与物质A的摩尔比为1.1~2：1的水加入步骤a合成的中间体一中，在催化剂C 作用下反应1~5h，催化剂C与物质A摩尔比为1：10~30，将产物温度升至100~150℃，蒸出多余的水分；
c、在50~100℃条件下，将与物质A等物质的量的物质D逐滴加入步骤b生成的水解产物中，保持温度反应1~5h,得到中间体二；
d、在40~100℃下，将与物质A摩尔比为1：2的物质E分批加入步骤c得到的中间体二中，保持温度继续反应1~9h，得到中间体三；
e、向步骤d得到的中间体三中加入碱、水、物质A的水溶液，比例为2：40~70：1，在40~90℃下反应1~5h，得到黄棕色物质即为最终产品；
物质A为脂肪酸类的月桂酸、椰油酸、棕榈酸、油酸、亚油酸、辛酸、癸酸中的一种或两种；
物质B为多胺类的羟甲基乙二胺、羟乙基乙二胺、羟丙基乙二胺中的一种或两种；
催化剂C为氢氧化钠、氢氧化钾中一种或两种；
物质D为丙烯酸酯类的丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、丙烯酸丙酯、丙烯酸丁酯中的一种或两种；
物质E为五氧化二磷。
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果如下：
经过实施例的验证，可以得知其具有如下技术效果：
1、咪唑啉类黏土抑制剂，可使泥页岩岩屑滚动回收率（150℃）高达83.3%，具有良好的抑制作用，可以保持钻井液体系的流变性与滤失造壁性能的稳定；
2、咪唑啉类黏土抑制剂与常规处理剂配伍性良好，对钻井液的整体性能影响不大，钻井液流变性、滤失造壁性基本不受影响；
3、咪唑啉类黏土抑制剂具有良好的抗温性，抗温性达150℃。
综上所述，采用本方法制备的聚酰胺抑制剂具有抗高温、抑制效果显著、对流变性影响小等特点，适用于各种水基钻井液体系。不但可以防止水敏地层黏土矿物水化分散、膨胀导致的井壁失稳问题，还可以有效稳定钻井液体系的流变性，避免发生性能失控。此外，该抑制剂在钻井液体系中，加量与维护用量小，费用低，可以大幅节省钻井液成本。随着复杂地质条件下钻井规模的不断扩大，该聚酰胺抑制剂市场应用前景广阔，具有良好的经济效益。
具体实施方式
实施例1：
(1)将油酸A、羟乙基乙二胺B按摩尔比2:1投料，在残压11kPa，搅拌条件下，以5~15℃/min的升温速率将温度升至220℃之间，在此温度下，保持2h，再在残压3kPa下蒸出多余的胺，合成中间体。
(2)在60℃条件下，将水按与油酸A摩尔比1.5：1的量加入步骤（1）的合成中间体中，在催化剂氢氧化钠C的作用下反应5h（催化剂氢氧化钠C与油酸A的摩尔比为1：15），将产物温度升至120℃，保持此温度，蒸出多余水分。
(3)在50℃条件下，将与油酸A等物质的量的丙烯酸甲酯D逐滴加入步骤（2）生成的水解产物中，保持温度反应5h，得到中间体。
(4)在50℃条件下，将与油酸A摩尔比为1：2的五氧化二磷E分批加入步骤（3）所得的中间体中，保持温度反应4h，得到中间体。
(5)向步骤（4）得到的中间体中加入碱、水、油酸A的水溶液（比例2：70：1）在70℃下反应3h，得到黄棕色物质即为产物。
实施例2：
(1)将月桂酸A、羟甲基乙二胺B按摩尔比1.5:1投料，在残压10kPa，搅拌条件下，以5~15℃/min的升温速率将温度升至235℃之间，在此温度下，保持2h，再在残压2kPa下蒸出多余的胺，合成中间体。
(2)在60℃条件下，将水按与月桂酸A摩尔比1.5：1的量加入步骤（1）的合成中间体中，在催化剂氢氧化钠C的作用下反应5h（催化剂氢氧化钠C与月桂酸A的摩尔比为1：20），将产物温度升至140℃，保持此温度，蒸出多余水分。
(3)在50℃条件下，将与月桂酸A等物质的量的丙烯酸乙酯D逐滴加入步骤（2）生成的水解产物中，保持温度反应4h，得到中间体。
(4)在50℃条件下，将与月桂酸A摩尔比为1：2的五氧化二磷E分批加入步骤（3）所得的中间体中，保持温度反应7h，得到中间体。
(5)向步骤（4）得到的中间体中加入碱、水、月桂酸A的水溶液（比例2：60：1）在80℃下反应3h，得到黄棕色物质即为产物。
实施例3：
(1)将亚油酸A、羟乙基乙二胺B按摩尔比1:1投料，在残压9kPa，搅拌条件下，以5~15℃/min的升温速率将温度升至220℃之间，在此温度下，保持1.5h，再在残压2.5kPa下蒸出多余的胺，合成中间体。
(2)在60℃条件下，将水按与亚油酸A摩尔比1.1：1的量加入步骤（1）的合成中间体中，在催化剂氢氧化钠C的作用下反应5h（催化剂氢氧化钠C与亚油酸A的摩尔比为1：30），将产物温度升至140℃，保持此温度，蒸出多余水分。
(3)在50℃条件下，将与亚油酸A等物质的量的丙烯酸丙酯D逐滴加入步骤（2）生成的水解产物中，保持温度反应4h，得到中间体。
(4)在50℃条件下，将与亚油酸A摩尔比为1：2的五氧化二磷E分批加入步骤（3）所得的中间体中，保持温度反应8h，得到中间体。
(5)向步骤（4）得到的中间体中加入碱、水、亚油酸A的水溶液（比例2：40：1）在80℃下反应5h，得到黄棕色物质即为产物。
实施例4：
(1)将辛酸A、羟乙基乙二胺B按摩尔比1.5:1投料，在残压8kPa，搅拌条件下，以5~15℃/min的升温速率将温度升至200℃之间，在此温度下，保持2h，再在残压3kPa下蒸出多余的胺，合成中间体。
(2)在60℃条件下，将水按与辛酸A摩尔比2：1的量加入步骤（1）的合成中间体中，在催化剂氢氧化钾C的作用下反应5h（催化剂氢氧化钾C与辛酸A的摩尔比为1：10），将产物温度升至140℃，保持此温度，蒸出多余水分。
(3)在50℃条件下，将与辛酸A等物质的量的丙烯酸丁酯D逐滴加入步骤（2）生成的水解产物中，保持温度反应3h，得到中间体。
(4)在50℃条件下，将与辛酸A摩尔比为1：2的五氧化二磷E分批加入步骤（3）所得的中间体中，保持温度反应9h，得到中间体。
(5)向步骤（4）得到的中间体中加入碱、水、油酸A的水溶液（比例2：50：1）在80℃下反应5h，得到黄棕色物质即为产物。
实施例性能评价方法
1、淡水基浆的配置
1000mL水中加入6%膨润土和0.3%无水碳酸钠，高速搅拌1h，常温下养护24h。
2、咪唑啉类黏土抑制剂对水化基浆的抑制实验
取两份400mL淡水基浆，其中一份加入一定量的咪唑啉类黏土抑制剂（实施例1），在低速搅拌器（1000rpm/min）上搅拌30min，即为试样浆。将试样浆与淡水基浆在常温下养护24小时，分别测定试样浆与淡水基浆的流变性，结果见表1：
表1 试样浆与基浆的流变性对比
由表1可见，1%的抑制剂使6%的膨润土浆的表观黏度下降46.34%，塑性粘度下降50.00%，初切下降62.50%，终切下降63.64%。这表明，咪唑啉抑制剂对已经水化分散的膨润土浆具有较好的抑制作用。
3、咪唑啉类黏土抑制剂滚动回收率实验
取5份350mL蒸馏水，其中四份分别加入1%的咪唑啉抑制剂（实施例2），6% 市售有机胺抑制剂7%氯化钾以及40%的常用抑制剂甲酸钾，在低速搅拌器（1000rpm/min）上搅拌10min。将四份液体倒入老化罐中，再分别加入50g泥页岩岩屑。在150℃下测定四份液体的滚动回收率，结果如表2：
表2 咪唑啉抑制剂与其他常用抑制剂泥页岩岩屑滚动回收率对比
由表2可见，清水的岩屑滚动回收率仅为15.74%，而常规抑制剂6% 有机胺的滚动回收率为74.48%，7%氯化钾为26.58%，40%甲酸钾为48.42%。而仅加入1%的咪唑啉抑制剂，岩屑滚动回收率为84.87%。实验结果表明，咪唑啉抑制剂在150℃环境下，具有优异的抑制泥岩水化分散的能力。
4、咪唑啉类黏土抑制剂对钻井液体系综合性能的影响
表3 咪唑啉类黏土抑制剂对钻井液体系综合性能的影响
| 体系组成 | 基础磺化体系 | 磺化体系-1 | 磺化体系-2 | 磺化体系-3 |
| 膨润土，% | 2 | 2 | 2 | 2 |
| 实施例3#，% | 1 | 0.5 | 0 | |
| 实施例4#，% | 0 | 0.5 | 1 | |
| SMP-2,% | 4 | 4 | 4 | 4 |
| SPNH,% | 2 | 2 | 2 | 2 |
| RSTF,% | 2 | 2 | 2 | 2 |
| 防卡润滑剂，% | 1 | 1 | 1 | 1 |
| 性能 | 150℃老化16h | 150℃老化16h | 150℃老化16h | 150℃老化16h |
| 密度，g/ml | 2.1 | 2.1 | 2.1 | 2.1 |
| AV/ mPa.s | 52 | 46 | 47.5 | 49.5 |
| PV/ mPa.s | 47 | 42 | 41 | 45 |
| YP/Pa | 5 | 4 | 6.5 | 4.5 |
| Gel/(10’/10”) | 1.5/4.5 | 1/3.5 | 2/5 | 1.5/4 |
| FL/HPHT | 8.6 | 9.0 | 8.4 | 8.6 |
| 滚动回收率，% | 77.42 | 95.32 | 96.46 | 96.18 |
由表3可以看出，普通磺化体系中加入咪唑啉抑制剂后，滚动回收率明显升高，表明了咪唑啉抑制剂具有良好的抑制效果，可以大幅提升磺化钻井液的抑制性。与基础磺化体系的流变性与滤失造壁性相比，加入咪唑啉抑制剂后，钻井液体系的流变性与滤失造壁性没有明显变化，说明咪唑啉抑制剂对钻井液体系的流变性与滤失造壁性影响很小，该抑制剂具有良好的配伍性。
Claims (6)
1.一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法，其特征在于步骤如下：
a、将物质A和物质B按摩尔比1~2：1投料，在压力为7~11kPa搅拌条件下以5~15℃/min的升温速率升至200~250℃之间，在该温度下保持0.5~2h，再在压力为0.5~3kPa下蒸出多余的胺，合成中间体一；
b、在50~100℃下，将与物质A的摩尔比为1.1~2：1的水加入步骤a合成的中间体一中，在催化剂C 作用下反应1~5h，催化剂C与物质A摩尔比为1：10~30，将产物温度升至100~150℃，蒸出多余的水分；
c、在50~100℃条件下，将与物质A等物质的量的物质D逐滴加入步骤b生成的水解产物中，保持温度反应1~5h,得到中间体二；
d、在40~100℃下，将与物质A摩尔比为1：2的物质E分批加入步骤c得到的中间体二中，保持温度继续反应1~9h，得到中间体三；
e、向步骤d得到的中间体三中加入碱、水、物质A的水溶液，比例为2：40~70：1，在40~90℃下反应1~5h，得到黄棕色物质即为最终产品。
2.根据权利要求1所述的一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法，其特征在于：物质A为脂肪酸类的月桂酸、椰油酸、棕榈酸、油酸、亚油酸、辛酸、癸酸中的一种或两种。
3.根据权利要求1所述的一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法，其特征在于：物质B为多胺类的羟甲基乙二胺、羟乙基乙二胺、羟丙基乙二胺中的一种或两种。
4.根据权利要求1所述的一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法，其特征在于：催化剂C为氢氧化钠、氢氧化钾中一种或两种。
5.根据权利要求1所述的一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法，其特征在于：物质D为丙烯酸酯类的丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、丙烯酸丙酯、丙烯酸丁酯中的一种或两种。
6.根据权利要求1所述的一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法，其特征在于：物质E为五氧化二磷。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201711076385.XA CN107698619A (zh) | 2017-11-06 | 2017-11-06 | 一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201711076385.XA CN107698619A (zh) | 2017-11-06 | 2017-11-06 | 一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107698619A true CN107698619A (zh) | 2018-02-16 |
Family
ID=61177892
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201711076385.XA Pending CN107698619A (zh) | 2017-11-06 | 2017-11-06 | 一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107698619A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112724036A (zh) * | 2021-04-02 | 2021-04-30 | 苏州丰倍生物科技有限公司 | 一种脂肪酸衍生物、其制备方法和应用 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1911938A (zh) * | 2006-08-24 | 2007-02-14 | 中国日用化学工业研究院 | 一种咪唑啉两性表面活性剂及其合成工艺 |
| CN102504065A (zh) * | 2011-11-11 | 2012-06-20 | 中国石油天然气集团公司 | 一种钻井液用聚胺抑制剂及其制备方法 |
| CN104830290A (zh) * | 2015-04-30 | 2015-08-12 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 钻井液用低分子量聚胺页岩抑制剂的制备方法 |
-
2017
- 2017-11-06 CN CN201711076385.XA patent/CN107698619A/zh active Pending
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1911938A (zh) * | 2006-08-24 | 2007-02-14 | 中国日用化学工业研究院 | 一种咪唑啉两性表面活性剂及其合成工艺 |
| CN102504065A (zh) * | 2011-11-11 | 2012-06-20 | 中国石油天然气集团公司 | 一种钻井液用聚胺抑制剂及其制备方法 |
| CN104830290A (zh) * | 2015-04-30 | 2015-08-12 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 钻井液用低分子量聚胺页岩抑制剂的制备方法 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112724036A (zh) * | 2021-04-02 | 2021-04-30 | 苏州丰倍生物科技有限公司 | 一种脂肪酸衍生物、其制备方法和应用 |
| CN112724036B (zh) * | 2021-04-02 | 2021-07-16 | 苏州丰倍生物科技有限公司 | 一种脂肪酸衍生物、其制备方法和应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20060194700A1 (en) | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same | |
| US20190136110A1 (en) | Drill-in fluid compositions and methods | |
| CN104927805A (zh) | 一种适用于陆相沉积敏感性页岩地层的高密度水基钻井液 | |
| US20120302468A1 (en) | Formulations and uses of drilling fluids containing viscosified phosphate brine | |
| CN104592955B (zh) | 一种聚胺页岩抑制剂及其制备方法 | |
| CA2657863C (en) | Functionalized clay compositions for aqueous based drilling fluids | |
| CN111778001B (zh) | 一种低分子量支化页岩抑制剂及其水基钻井液 | |
| CN109233762B (zh) | 一种钻井液、制备方法及应用 | |
| CN106520085B (zh) | 一种树枝状聚醚泥页岩抑制剂及其制备方法与应用 | |
| CN103044679A (zh) | 一种阳离子聚胺类聚合物及其制备方法和应用 | |
| CN104592957B (zh) | 一种含磺酸基聚胺抑制剂及其制备方法 | |
| CN104559958B (zh) | 一种复合型聚胺类页岩抑制剂及其制备方法 | |
| CN104087273B (zh) | 一种高矿化度无固相微泡沫钻井液或完井液 | |
| CN106496048B (zh) | 一种适用于页岩气水平井的烷基双子季铵盐 | |
| CN104046342B (zh) | 一种抗高温无固相微泡沫钻井液或完井液 | |
| CN107057662A (zh) | 一种水基钻井液用封堵剂及其制备方法和应用 | |
| US20140336086A1 (en) | Viscosifiers for drilling fluids | |
| WO2006013596A1 (en) | Shale inhibitors for the petroleum industry | |
| CN106854259A (zh) | 一种水基钻井液用降滤失剂及其制备方法 | |
| CN107699214A (zh) | 适用于钻井液的咪唑啉抑制剂的制备方法 | |
| CN107698619A (zh) | 一种钻井液用咪唑啉抑制剂的制备方法 | |
| CN107841298A (zh) | 一种钻井液用聚酰胺抑制剂的制备方法 | |
| CN104893692B (zh) | 一种耐高温可循环泡沫钻井液及其配制方法 | |
| CN107721929A (zh) | 一种适用于钻井液的咪唑啉抑制剂的制备方法 | |
| CN107652951A (zh) | 一种用于钻井液的聚酰胺抑制剂的制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20180216 |