CN112920783B - 一种钻井液用润湿反转抑制剂及其制备方法 - Google Patents
一种钻井液用润湿反转抑制剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112920783B CN112920783B CN201911231259.6A CN201911231259A CN112920783B CN 112920783 B CN112920783 B CN 112920783B CN 201911231259 A CN201911231259 A CN 201911231259A CN 112920783 B CN112920783 B CN 112920783B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- formula
- och
- inhibitor
- isocyanate
- drilling fluid
- 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
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims abstract description 92
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 238000009736 wetting Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 41
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 18
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 claims abstract description 17
- 239000012948 isocyanate Substances 0.000 claims abstract description 17
- 150000002513 isocyanates Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- FZHAPNGMFPVSLP-UHFFFAOYSA-N silanamine Chemical class [SiH3]N FZHAPNGMFPVSLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 claims abstract description 14
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 6
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000012043 crude product Substances 0.000 claims description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 20
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 19
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- UKLDJPRMSDWDSL-UHFFFAOYSA-L [dibutyl(dodecanoyloxy)stannyl] dodecanoate Chemical group CCCCCCCCCCCC(=O)O[Sn](CCCC)(CCCC)OC(=O)CCCCCCCCCCC UKLDJPRMSDWDSL-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 239000012975 dibutyltin dilaurate Substances 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 9
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 7
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 6
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylacetamide Chemical compound CN(C)C(C)=O FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- KSBAEPSJVUENNK-UHFFFAOYSA-L tin(ii) 2-ethylhexanoate Chemical compound [Sn+2].CCCCC(CC)C([O-])=O.CCCCC(CC)C([O-])=O KSBAEPSJVUENNK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 36
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 abstract description 27
- 230000036571 hydration Effects 0.000 abstract description 24
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 abstract description 24
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 14
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 38
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 16
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 13
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 12
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 12
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N (3-aminopropyl)triethoxysilane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCN WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- NHBRUUFBSBSTHM-UHFFFAOYSA-N n'-[2-(3-trimethoxysilylpropylamino)ethyl]ethane-1,2-diamine Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCNCCNCCN NHBRUUFBSBSTHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- MQWFLKHKWJMCEN-UHFFFAOYSA-N n'-[3-[dimethoxy(methyl)silyl]propyl]ethane-1,2-diamine Chemical compound CO[Si](C)(OC)CCCNCCN MQWFLKHKWJMCEN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 7
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 229910008051 Si-OH Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910006358 Si—OH Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 5
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 5
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 5
- 239000006087 Silane Coupling Agent Substances 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 229920005614 potassium polyacrylate Polymers 0.000 description 4
- QWDQYHPOSSHSAW-UHFFFAOYSA-N 1-isocyanatooctadecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCN=C=O QWDQYHPOSSHSAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 3
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical class [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- -1 vinyl hydroxy Chemical group 0.000 description 3
- YIDSTEJLDQMWBR-UHFFFAOYSA-N 1-isocyanatododecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCN=C=O YIDSTEJLDQMWBR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002808 Si–O–Si Inorganic materials 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- GFLXBRUGMACJLQ-UHFFFAOYSA-N 1-isocyanatohexadecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCN=C=O GFLXBRUGMACJLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CSMJMAQKBKGDQX-UHFFFAOYSA-N 1-isocyanatotetradecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCN=C=O CSMJMAQKBKGDQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- VYPVZXRDZNKEDH-UHFFFAOYSA-N NCCCCCO[Si](OC)(OC)OC Chemical compound NCCCCCO[Si](OC)(OC)OC VYPVZXRDZNKEDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OBNDGIHQAIXEAO-UHFFFAOYSA-N [O].[Si] Chemical group [O].[Si] OBNDGIHQAIXEAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000002329 infrared spectrum Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- FOXNFAXFQWCYAY-UHFFFAOYSA-N n'-[3-[ethoxy(dimethyl)silyl]propyl]ethane-1,2-diamine Chemical compound CCO[Si](C)(C)CCCNCCN FOXNFAXFQWCYAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002120 nanofilm Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 238000012643 polycondensation polymerization Methods 0.000 description 1
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 description 1
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000001291 vacuum drying Methods 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- 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
- C07F7/00—Compounds containing elements of Groups 4 or 14 of the Periodic Table
- C07F7/02—Silicon compounds
- C07F7/08—Compounds having one or more C—Si linkages
- C07F7/18—Compounds having one or more C—Si linkages as well as one or more C—O—Si linkages
- C07F7/1804—Compounds having Si-O-C linkages
-
- 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
- C07F7/00—Compounds containing elements of Groups 4 or 14 of the Periodic Table
- C07F7/02—Silicon compounds
- C07F7/08—Compounds having one or more C—Si linkages
- C07F7/18—Compounds having one or more C—Si linkages as well as one or more C—O—Si linkages
- C07F7/1804—Compounds having Si-O-C linkages
- C07F7/1872—Preparation; Treatments not provided for in C07F7/20
- C07F7/1892—Preparation; Treatments not provided for in C07F7/20 by reactions not provided for in C07F7/1876 - C07F7/1888
-
- 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)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
Abstract
本发明公开了一种钻井液用润湿反转抑制剂及其制备方法，所述抑制剂升温分子结构如下式所示：
其中，R为C4～C18的烷基；R1、R2和R3各自独立地选自烷基、烷氧基、含氧原子的烷氧基，且R1、R2和R3不同时为烷基，n为0～5的整数；所述钻井液用润湿反转抑制剂的制备方法包括以烷基化异氰酸酯和氨基硅烷偶联剂为原料反应得到。本发明提供的润湿反转抑制剂可与水敏性黏土矿物发生牢固的化学吸附，改变水敏性黏土矿物表面的润湿性能，实现抑制水敏性黏土矿物的水化的目的。
Description
技术领域
本发明属于油田化学助剂领域，涉及钻井液用抑制剂，特别地，涉及一种钻井液用润湿反转抑制剂及其制备方法。
背景技术
在钻井工程中，分布在地层的水敏性黏土矿物在与钻井液接触后，极易发生水化膨胀和水化分散，从而导致井壁失稳、泥包钻头、缩径等井下复杂情况。在使用传统的水基钻井液进行钻井时，通常需要向钻井液中加入钻井液抑制剂来抑制黏土的水化作用。常规的钻井液抑制剂，如NaCl、KCl、HCOOK、聚丙烯酰胺钾盐(K-PAM)、聚丙烯腈铵盐、聚合醇和聚胺等，可以在一定程度上起到抑制黏土水化的作用。尤其是近年来研究较多的，被公认为是最佳的抑制剂产品。然而，聚胺主要的作用对象是已经被钻头切削成微小颗粒且已经分散到钻井液中的水敏性黏土矿物，而在现场施工的钻井液工程师更希望岩屑被切削后，通过固控设备快速地将其筛除，不给钻井液中的水敏性黏土矿物的水化留有充足时间。
文献《钻井液用低聚胺类页岩抑制剂的结构与性能》(钻井液与完井液，2014年，32(1)：26-29)合成了聚胺酸钠作为抑制剂，其作用机理与常规的聚胺抑制剂相似。该抑制剂是以胺基作为主要的吸附基团，醚键为次要的吸附基团。这种低聚胺可单层平铺在黏土层间，阻碍相邻黏土片层结构间距的扩大，即实现了抑制黏土水化的目的。
文献《聚有机硅胺强抑制剂LGA-1的室内研究》(断块油气田，2017年，24(2)：273-276)以乙烯基羟基硅油、二乙烯三胺、环氧乙烷和环氧丙烷为原料，合成分子中含有胺基、硅氧基或硅羟基、醚键等多功能基团的聚有机硅胺抑制剂LGA-1，其作用机理也是在常规的聚胺抑制剂中引入硅羟基，分子中的硅羟基与黏土表面的硅羟基发生缩合反应，从而在黏土表面形成疏水层，从而实现了阻止和减缓黏土表面水化的目的。在没有给出具体分子结构的基础上，虽然文献给出了该处理剂的红外光谱，证明分子中含有硅羟基，但没有给出分子中含有疏水基团的证据。从合成原料上看，也没有疏水基团引入的明显迹象。
中国专利CN106190062A提供的聚有机硅胺抑制剂分子中含有胺基和硅羟基，硅羟基可以与黏土表面的硅羟基发生缩聚反应，从而使抑制剂分子牢固地吸附在黏土表面；另外，该抑制剂可在黏土表面形成有效的疏水层，阻止和减缓黏土的水化膨胀。根据该专利给出的抑制剂的分子结构，未发现含有疏水基团，即便是分子链中的三个连续的亚甲基，其疏水性也是非常有限的，且该专利给出的实施例中也没有提供相应的分子具备疏水性的相关数据。
中国专利CN105086955A公开了一种水基钻井液用聚胺抑制剂及其制备方法，该抑制剂是以多胺基有机化合物和环氧氯丙烷为原料得到的一种聚胺抑制剂。页岩滚动回收率实验结果显示，在加量为1.0％的情况下，页岩的回收率大于90％，抗温可达180℃。该抑制剂为长链结构，分子链中分布的胺基和羟基作为吸附基团，可与黏土之间形成多点吸附。从分子结构上来看，该抑制剂属于传统的聚胺类抑制剂，与之不同的是，分子链中增加了羟基，即增加了分子链上吸附基团的数量。与胺基一样，羟基也属于弱吸附基团，虽然增加了抑制剂分子的吸附位点，但没有提高吸附强度。
发明内容
为了克服现有技术中存在的问题，本发明提供一种钻井液用润湿反转抑制剂及其制备方法，该抑制剂水解后的Si—OH与水敏性黏土矿物表面的Si—OH发生缩聚反应，同时抑制剂分子结构中的疏水基团将改变水敏性黏土矿物的亲水性，即将黏土矿物表面由亲水转向疏水，阻碍水分子的侵入黏土矿物内部，从而实现了抑制水敏性黏土矿物水化作用的目的。
本发明的目的之一在于提供一种钻井液用润湿反转抑制剂，其分子结构如式(I)所示：
在式(I)中，R为C4～C18的烷基；R1、R2和R3各自独立地选自烷基、烷氧基、含氧原子的烷氧基，且R1、R2和R3不同时为烷基，n为0～5的整数。
其中，本发明所述含氧原子的烷氧基为主链含有氧原子、末端为烷氧基的基团，也可以称之为多烷氧基醚烷氧基。
在一种优选的实施方式中，在式(I)中，R为C8～C18的烷基，优选为C12～C18的烷基。
在一种优选的实施方式中，在式(I)中，R1、R2和R3各自独立地选自C1～C3的烷基、C1～C5的烷氧基和含氧原子的C2～C8烷氧基，且R1、R2和R3不同时为C1～C3的烷基。
其中，当R1、R2和R3不同时为烷基时，式(I)所示分子结构中至少有一个Si与烷氧基或含氧原子的烷氧基相连，在碱性的钻井液中水解生成Si—OH，继而与水敏性黏土矿物表面的—OH发生缩聚反应生成Si—O—Si，使抑制剂分子在水敏性黏土矿物表面产生牢固的化学吸附。同时，式(I)所示分子结构中还含有长链烷基R，从而将黏土矿物表面由亲水转变为疏水，阻碍了钻井液中水分子侵入黏土矿物内部的进程，从而实现了抑制黏土矿物水化的目的。
在进一步优选的实施方式中，在式(I)中，R1、R2和R3各自独立地选自—CH3、—OCH3、—OCH2CH3、—OCH2CH2OCH3、—OCH2CH2OCH2CH2OCH3、且R1、R2和R3不同时为—CH3。
同时，当R1、R2和R3中有2个或3个均为烷氧基或含氧原子的烷氧基时，式(I)所示抑制剂的分子链末端就含有2个或3个硅氧键，类似于遥爪结构，提高了与黏土矿物的结合概率和吸附强度。
在一种优选的实施方式中，在式(I)中，n为0～3的整数。
在现有技术中，有涉及聚合物抑制剂的文献，所述聚合物抑制剂为无规聚合物，部分链段为侧链含N的聚合物，部分链段为侧链含硅氧烷的聚合物，其也可以用于钻井液抑制剂。但是，该类聚合物抑制剂是一种聚合物型包被抑制剂，其主要是通过包裹易水化黏土颗粒的方式，阻碍水分子侵入黏土颗粒的内部，从而实现抑制黏土水化的目的。其分子中引入了硅烷偶联剂链段即是增强抑制剂与黏土之间的吸附作用，起到提高高温条件下抑制剂的吸附稳定性的目的。
而本发明所述抑制剂属于小分子，而不是聚合物。该分子也可以吸附在黏土颗粒表面，起到阻碍水分子侵入黏土颗粒内部而导致黏土水化膨胀的目的，同样起到抑制黏土水化分散的目的。另外，由于其属于小分子，相比于聚合物类分子而言，则其分子体积是相对较小，所以其更有利于进入黏土的层间，占据水分子在黏土层间的吸附位点，即相当于把黏土层间的水分子排出来，这对于抑制黏土的水化膨胀是有利的。一般情况下，聚合物类的抑制剂则很难进入黏土层间，所有其抑制黏土水化膨胀的效果远不如小分子的抑制剂。而且，本专利所述抑制剂中含疏水基团，则是更有利于屏蔽水分子侵入黏土颗粒表面和层间，达到抑制黏土表面水化和渗透水化的目的。因此，更优于现有技术所述聚合物类抑制剂。
本发明目的之二在于提供本发明目的之一所述钻井液用润湿反转抑制剂的制备方法，包括以式(II)所示烷基化异氰酸酯和式(III)所示氨基硅烷偶联剂为原料，反应得到。
R—N＝C＝O 式(II)
在一种优选的实施方式中，在式(II)中，R为C4～C18的烷基。
在进一步优选的实施方式中，在式(II)中，R为C8～C18的烷基。
在更进一步优选的实施方式中，在式(II)中，R为C12～C18的烷基。
在一种优选的实施方式中，在式(III)中，R1、R2和R3各自独立地选自烷基、烷氧基、含氧原子的烷氧基，且R1、R2和R3不同时为烷基。
在进一步优选的实施方式中，在式(III)中，R1、R2和R3各自独立地选自C1～C3的烷基、C1～C5的烷氧基和含氧原子的C2～C8烷氧基，且R1、R2和R3不同时为C1～C3的烷基。
在更进一步优选的实施方式中，在式(III)中，R1、R2和R3各自独立地选自—CH3、—OCH3、—OCH2CH3、—OCH2CH2OCH3、—OCH2CH2OCH2CH2OCH3、且R1、R2和R3不同时为—CH3。
在一种优选的实施方式中，在式(III)中，n为0～5的整数，优选为0～3的整数。
在一种优选的实施方式中，式(II)所示烷基化异氰酸酯与式(III)所示氨基硅烷偶联剂的摩尔用量比为1：(2～1)。
在进一步优选的实施方式中，式(II)所示烷基化异氰酸酯与式(III)所示氨基硅烷偶联剂的摩尔用量比为1：(1.2～1)。
其中，在本发明中，优选采用氨基硅烷偶联剂稍微过量，原因在于：氨基硅烷偶联剂含有胺基，也含有反应活性较强的硅氧烷基，硅氧烷基在与空气接触时，容易水解而生成硅羟基，硅羟基之间易发生缩聚反应，从而也会造成少部分的氨基硅烷偶联剂的失效。因此，加入的氨基硅烷偶联剂稍微过量，以补充损失。
在一种优选的实施方式中，所述制备方法包括以下步骤：
步骤1、将式(II)所示烷基化异氰酸酯分散于有机溶剂中，得到分散液；
步骤2、在保护性气氛下向所述分散液中加入催化剂和式(III)所示氨基硅烷偶联剂，搅拌进行反应，去除溶剂后得到粗产品；
步骤3、对粗产品进行后处理，得到所述钻井液用润湿反转抑制剂。
在一种优选的实施方式中，在步骤1中，所述有机溶剂选自四氢呋喃、丙酮、1，4-二氧六环、N，N-二甲基甲酰胺、N，N-二甲基乙酰胺中的一种或多种。
在进一步优选的实施方式中，在步骤1中，所述有机溶剂选自四氢呋喃、丙酮、1，4-二氧六环、N，N-二甲基甲酰胺中的一种或多种。
在一种优选的实施方式中，在步骤1所述分散液中，式(II)所示烷基化异氰酸酯的重量浓度为1.0wt％～20.0wt％。
在进一步优选的实施方式中，在步骤1所述分散液中，式(II)所示烷基化异氰酸酯的重量浓度为2.0wt％～8.0wt％。
在一种优选的实施方式中，在步骤2中，控制所述反应的温度为30～70℃。
在进一步优选的实施方式中，在步骤2中，控制所述反应的温度为45～65℃。
其中，可以在步骤2反应前调控温度，也可以在步骤1制备分散液时就调控温度，只要在反应时控制温度为30～70℃、优选45～65℃即可。
在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述保护性气氛选自氮气和/或惰性气体，优选自氮气和/或氦气，例如氮气。
在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述催化剂选自二丁基二月桂酸锡和/或辛酸亚锡，优选二丁基二月桂酸锡。
在进一步优选的实施方式中，基于100wt％的式(II)所示烷基化异氰酸酯，所述催化剂的用量为0.01wt％～0.05wt％，优选为0.02wt％～0.04wt％。
在一种优选的实施方式中，在步骤2中，所述反应进行5～15h，优选进行8～12h。
在步骤2中可以采用减压蒸馏的方式去除溶剂，得到所述粗产品。
在一种优选的实施方式中，步骤3所述后处理如下进行：(常温下)将粗产品浸泡于(过量的)四氯化碳中，去除其中的不溶物，然后进行减压蒸馏，以去除四氯化碳。
其中，后处理不仅要去除未反应的氨基硅烷偶联剂，还去除可能存在的未反应的烷基化异氰酸酯，以及氨基硅烷偶联剂相互缩聚反应而生成的寡聚物(即四氯化碳中的不溶物)。
一般情况下，地层中的含有水敏性矿物的岩石一般表现为亲水，若改善岩屑表面的疏水性，阻隔岩屑与钻井液之间的接触，阻碍水分子侵入水敏性黏土矿物的内部，则可有效阻碍岩屑在钻井液的水化进程。硅烷偶联剂改性化合物可以高效吸附在表面含有硅羟基的无机物表面，相当于在无机物表面形成了一层分子膜。分子链中其它功能团也将随之改变被包裹的无机物的表面性能。具体地，本发明所述润湿反转抑制剂可将水敏性黏土矿物表面由亲水向疏水转变，阻碍水敏性黏土矿物的水化进程，从而提高钻井液的抑制性能。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
(1)本发明所述钻井液用润湿反转抑制剂的分子结构中含有酰胺和仲胺作为黏土矿物吸附基团；
(2)本发明所述钻井液用润湿反转抑制剂的分子结构中，至少一个Si原子与烷氧基或含氧原子的烷氧基相连，在碱性的钻井液中水解生成Si—OH，继而与水敏性黏土矿物表面的—OH发生缩聚反应生成Si—O—Si，使抑制剂分子在水敏性黏土矿物表面产生牢固的化学吸附，阻碍了高温条件下抑制剂在水敏性黏土矿物表面解吸附的进程；
(3)本发明所述钻井液用润湿反转抑制剂的分子结构中还含有具有疏水性的长碳链，从而可以将黏土矿物表面由亲水向疏水转变，阻碍了钻井液中水分子侵入黏土矿物的进程，从而实现了抑制水敏性黏土矿物水化的目的。
附图说明
图1示出实验例1中实验浆的页岩膨胀率随时间变化曲线。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
原料来自南京辰工有机硅材料有限公司，江苏南京；四川佰朋生物科技有限公司，四川成都。所有原料为市售商品或也根据现有技术制备得到。
【实施例1】
在密封的反应容器中，将29.55g(0.1mol)十八烷基异氰酸酯溶解在561.45g丙酮中，控温至60℃；然后在N2的保护下，加入0.0074g二丁基二月桂酸锡后，再加入20.635g N-氨乙基-3-氨丙基甲基二甲氧基硅烷(0.1mol，n＝1)，持续搅拌条件下反应10h，得到浅黄色透明液体。减压蒸馏去除丙酮，得到粗产品。常温下将粗产品浸泡于过量的四氯化碳中，去除其中的不溶物，然后减压蒸馏去除四氯化碳即得到润湿反转抑制剂，如下式(i)所示。
对实施例1得到的产物进行核磁表征[(CD3)2SO,25℃]，结果如表1所示。
表1：
【实施例2】
在密封的反应容器中，将21.1344g(0.1mol)十二烷基异氰酸酯溶解在243.05g四氢呋喃中，控温至45℃；然后在N2的保护下，加入0.0043g二丁基二月桂酸锡后，再加入26.5644g 3-氨丙基三乙氧基硅烷(0.12mol，n＝0)，持续搅拌条件下反应8h，得到浅黄色透明液体。减压蒸馏去除四氢呋喃，得到粗产品。常温下将粗产品浸泡于过量的四氯化碳中，去除其中的不溶物，然后减压蒸馏去除四氯化碳即得到润湿反转抑制剂，如下式(ii)所示。
对实施例2得到的产物进行核磁表征[(CD3)2SO,25℃]，结果如表2所示。
表2：
【实施例3】
在密封的反应容器中，将26.745g(0.1mol)十六烷基异氰酸酯溶解在1310.505g1，4-二氧六环中，控温至65℃；然后在N2的保护下，加入0.01g二丁基二月桂酸锡后，再加入34.2595g 3-氨丙基三甲氧基乙氧基硅烷(0.11mol，n＝0)，持续搅拌条件下反应12h，得到浅黄色透明液体。减压蒸馏去除1，4-二氧六环，得到粗产品。常温下将粗产品浸泡于过量的四氯化碳中，去除其中的不溶物，然后减压蒸馏去除四氯化碳即得到润湿反转抑制剂，结构如式(iii)所示。
对实施例3得到的产物进行核磁表征[(CD3)2SO,25℃]，结果如表3所示。
表3：
【实施例4】
在密封的反应容器中，将29.55g(0.1mol)十八烷基异氰酸酯溶解在561.45g N，N-二甲基甲酰胺中，控温至55℃；然后在N2的保护下，加入0.0088g二丁基二月桂酸锡后，再加入21.46g N-氨乙基-3-氨丙基二甲基乙氧基硅烷(0.105mol，n＝1)，持续搅拌条件下反应9.5h，得到浅黄色透明液体。减压蒸馏去除N，N-二甲基甲酰胺，得到粗产品。常温下将粗产品浸泡于过量的四氯化碳中，去除其中的不溶物，然后减压蒸馏去除四氯化碳即得到润湿反转抑制剂，结构如下式(iv)所示。
对实施例4得到的产物进行核磁表征[(CD3)2SO,25℃]，结果如表4所示。
表4：
【实施例5】
在密封的反应容器中，将23.94g(0.1mol)十四烷基异氰酸酯溶解在574.56g丙酮中，控温至60℃；然后在N2的保护下，加入0.007g二丁基二月桂酸锡后，再加入48.667g N-氨乙基-3-氨丙基三乙氧基乙氧基甲氧基硅烷(0.1mol，n＝1)，持续搅拌条件下反应12h，得到浅黄色透明液体。减压蒸馏去除丙酮，得到粗产品。常温下将粗产品浸泡于过量的四氯化碳中，去除其中的不溶物，然后减压蒸馏去除四氯化碳即得到润湿反转抑制剂，结构如下式(v)所示。
对实施例5得到的产物进行核磁表征[(CD3)2SO,25℃]，结果如表5所示。
表5：
【实施例6】
在密封的反应容器中，将21.1344g(0.1mol)十二烷基异氰酸酯溶解在600g N，N-二甲基甲酰胺中，控温至56℃；然后在N2的保护下，加入0.008g二丁基二月桂酸锡后，再加入27.87g二乙烯三胺基丙基三甲氧基硅烷溶液(0.105mol，n＝2)，持续搅拌条件下反应9.5h，得到浅黄色透明液体。减压蒸馏去除N，N-二甲基甲酰胺，得到粗产品。常温下将粗产品浸泡于过量的四氯化碳中，去除其中的不溶物，然后减压蒸馏去除四氯化碳即得到润湿反转抑制剂，结构如下式(vi)所示。
对实施例6得到的产物进行核磁表征[(CD3)2SO,25℃]，结果如表6所示。
表6：
【实施例7】
在密封的反应容器中，将29.55g(0.1mol)十八烷基异氰酸酯溶解在620g N，N-二甲基甲酰胺中，控温至60℃；然后在N2的保护下，加入0.008g二丁基二月桂酸锡后，再加入35.4764g三乙烯四胺基丙基三甲氧基硅烷溶液(0.115mol，n＝3)，持续搅拌条件下反应10.5h，得到浅黄色透明液体。减压蒸馏去除N，N-二甲基甲酰胺，得到粗产品。常温下将粗产品浸泡于过量的四氯化碳中，去除其中的不溶物，然后减压蒸馏去除四氯化碳即得到润湿反转抑制剂，结构如下式(vii)所示。
对实施例7得到的产物进行核磁表征[(CD3)2SO,25℃]，结果如表7所示。
表7：
【实验例1】润湿反转抑制剂抑制泥页岩水化膨胀性能测试
分别提取页岩岩屑(来自吉林省腰英台气田腰平14井2100～2305m)各10.0g，研磨成0.015～0.044mm的粉末，在6000Psi下压实5.0min，分别将清水、7.0％KCl、1.0％K-PAM(聚丙烯酸钾盐)、0.5％3-氨丙基三乙氧基硅烷溶液、0.5％N-氨乙基-3-氨丙基甲基二甲氧基硅烷溶液、0.5％二乙烯三胺基丙基三甲氧基硅烷溶液、0.5％三乙烯四胺基丙基三甲氧基硅烷溶液和0.5％实施例1～7不同润湿反转抑制剂溶液倒入实验仓中，使用NP-01型页岩膨胀仪分别测试岩屑粉末在不同实验浆中的线性膨胀率(测试方法来自：褚奇，李涛，张天笑等.金山气田强抑制防塌钻井液研究与应用[J].科学技术与工程，2014，14(22)，35-40.)，实验结果如图1所示。
由图1可以看出，随着时间的延长，浸没在清水、7.0％KCl、1.0％K-PAM(聚丙烯酸钾盐)、0.5％3-氨丙基三乙氧基硅烷溶液、0.5％N-氨乙基-3-氨丙基甲基二甲氧基硅烷溶液、0.5％二乙烯三胺基丙基三甲氧基硅烷溶液、0.5％三乙烯四胺基丙基三甲氧基硅烷溶液和0.5％实施例1～7不同润湿反转抑制剂的页岩岩屑的线性膨胀率不断增大。但是，相比于清水、7.0％KCl、1.0％K-PAM(聚丙烯酸钾盐)、0.5％3-氨丙基三乙氧基硅烷溶液、0.5％N-氨乙基-3-氨丙基甲基二甲氧基硅烷溶液、0.5％二乙烯三胺基丙基三甲氧基硅烷溶液和0.5％三乙烯四胺基丙基三甲氧基硅烷溶液，16h以内，浸泡在0.5％实施例1～7不同润湿反转抑制剂溶液中的页岩岩屑的线性膨胀率较低，说明在一定时间范围内，润湿反转抑制剂可有效抑制页岩岩屑的水化膨胀。
【实验例2】润湿反转抑制剂抑制泥页岩水化分散性能测试
将6～10目40.0g页岩岩屑(来自吉林省腰英台气田腰平14井2100～2305m)分别放入装有清水、7.0％KCl、1.0％K-PAM(聚丙烯酸钾盐)、0.5％3-氨丙基三乙氧基硅烷溶液、0.5％N-氨乙基-3-氨丙基甲基二甲氧基硅烷溶液、0.5％二乙烯三胺基丙基三甲氧基硅烷溶液、0.5％三乙烯四胺基丙基三甲氧基硅烷溶液和0.5％实施例1～7不同润湿反转抑制剂的高温老化罐中，分别于90℃和120℃条件滚动老化16.0h后取出，冷却至室温，先后过28目筛和40目筛回收岩屑，105℃烘干至恒重，称取岩屑质量，计算滚动回收率(测试方法来自：褚奇，李涛，张天笑，等.金山气田强抑制防塌钻井液研究与应用[J].科学技术与工程，2014,14(22)，35-40.)，实验结果如表8～表9所示：
表8不同抑制剂的岩屑滚动回收率(90℃×16h)
表9不同抑制剂的岩屑滚动回收率(120℃×16h)
由表8和表9可以看出，与清水、7.0％KCl溶液、1.0％K-PAM溶液、0.5％3-氨丙基三乙氧基硅烷溶液、0.5％N-氨乙基-3-氨丙基甲基二甲氧基硅烷溶液、0.5％二乙烯三胺基丙基三甲氧基硅烷溶液和0.5％三乙烯四胺基丙基三甲氧基硅烷溶液相比，加有0.5％实施例1～7不同润湿反转抑制剂的实验浆过28目筛的滚动回收率和过40目筛的滚动回收率较高，说明本发明的7种不同润湿反转抑制剂可有效保证岩屑的完整性，抑制岩屑的水化分散，更有利于提高钻井井壁稳定性。
【实验例3】润湿反转抑制剂对黏土表面亲水性的影响
在400mL自来水中定量加入0.5％3-氨丙基三乙氧基硅烷和5.0％的黏土、0.5％N-氨乙基-3-氨丙基甲基二甲氧基硅烷和5.0％的黏土、0.5％二乙烯三胺基丙基三甲氧基硅烷和5.0％的黏土、0.5％三乙烯四胺基丙基三甲氧基硅烷和5.0％的黏土，再在另一组400mL自来水中定量加入0.5％实施例1～7不同润湿反转抑制剂和5.0％的黏土，高速搅拌30min，分别于90℃和120℃热滚16h后，移取适量悬浮液于干净的载玻片上，室温条件下将载玻片置于真空干燥箱中干燥，使其表面形成一层膨润土膜。采用停滴法，借助JA-200型接触角测试仪测试黏土吸附不同有机硅抑制剂后水分子润湿角的变化(测试方法来自：钟汉毅，邱正松，黄维安，等.新型聚胺页岩水化抑制剂的研制及应用[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2013，28(2)，72-77.)。测试结果如表10所示：
表10不同抑制剂的润湿角(°)
由表10可以看出，在相同温度条件下，加入实施例1～7不同润湿反转抑制剂的黏土，其润湿角显著大于无任何添加的黏土样品。
Claims (20)
1.一种钻井液用润湿反转抑制剂，其分子结构如式(I)所示：
在式(I)中，R为C12～C18的烷基；R1、R2和R3各自独立地选自烷基、烷氧基、含氧原子的烷氧基，且R1、R2和R3不同时为烷基，n为1～5的整数。
2.根据权利要求1所述的钻井液用润湿反转抑制剂，其特征在于，在式(I)中，
R1、R2和R3各自独立地选自C1～C3的烷基、C1～C5的烷氧基和含氧原子的C2～C8烷氧基，且R1、R2和R3不同时为C1～C3的烷基。
3.根据权利要求1所述的钻井液用润湿反转抑制剂，其特征在于，在式(I)中，R1、R2和R3各自独立地选自—CH3、—OCH3、—OCH2CH3、—OCH2CH2OCH3、—OCH2CH2OCH2CH2OCH3，且R1、R2和R3不同时为—CH3。
4.根据权利要求1～3之一所述的钻井液用润湿反转抑制剂，其特征在于，在式(I)中，n为1～3的整数。
5.一种权利要求1～4之一所述的钻井液用润湿反转抑制剂的制备方法，包括以式(II)所示烷基化异氰酸酯和式(III)所示氨基硅烷偶联剂为原料，反应得到：
R-N＝C＝O 式(II)；
R为C12～C18的烷基，R1、R2和R3各自独立地选自烷基、烷氧基、含氧原子的烷氧基，且R1、R2和R3不同时为烷基，n为1～5的整数。
6.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，(III)中，R1、R2和R3各自独立地选自C1～C3的烷基、C1～C5的烷氧基和含氧原子的C2～C8烷氧基，且R1、R2和R3不同时为C1～C3的烷基。
7.根据权利要求6所述的制备方法，其特征在于，R1、R2和R3各自独立地选自—CH3、—OCH3、—OCH2CH3、—OCH2CH2OCH3、—OCH2CH2OCH2CH2OCH3，且R1、R2和R3不同时为—CH3。
8.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，在式(III)中，n为1～3的整数。
9.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，式(II)所示烷基化异氰酸酯与式(III)所示氨基硅烷偶联剂的摩尔用量比为1：(2～1)。
10.根据权利要求9所述的制备方法，其特征在于，式(II)所示烷基化异氰酸酯与式(III)所示氨基硅烷偶联剂的摩尔用量比为1：(1.2～1)。
11.根据权利要求5～10之一所述的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括以下步骤：
步骤1、将式(II)所示烷基化异氰酸酯分散于有机溶剂中，得到分散液；
步骤2、在保护性气氛下向所述分散液中加入催化剂和式(III)所示氨基硅烷偶联剂，搅拌进行反应，去除溶剂后得到粗产品；
步骤3、对粗产品进行后处理，得到所述钻井液用润湿反转抑制剂。
12.根据权利要求11所述的制备方法，其特征在于，在步骤1中，所述有机溶剂选自四氢呋喃、丙酮、1，4-二氧六环、N，N-二甲基甲酰胺、N，N-二甲基乙酰胺中的一种或多种。
13.根据权利要求12所述的制备方法，其特征在于，在步骤1中，所述有机溶剂选自四氢呋喃、丙酮、1，4-二氧六环、N，N-二甲基甲酰胺中的一种或多种。
14.根据权利要求11所述的制备方法，其特征在于，在步骤1所述分散液中，式(II)所示烷基化异氰酸酯的重量浓度为1.0wt％～20.0wt％。
15.根据权利要求14所述的制备方法，其特征在于，在步骤1所述分散液中，式(II)所示烷基化异氰酸酯的重量浓度为2.0wt％～8.0wt％。
16.根据权利要求11所述的制备方法，其特征在于，在步骤2中，
控制所述反应的温度为30～70℃；和/或
所述反应进行5～15h。
17.根据权利要求16所述的制备方法，其特征在于，在步骤2中，
控制所述反应的温度为45～65℃；和/或
所述反应进行8～12h。
18.根据权利要求11所述的制备方法，其特征在于，在步骤2中，所述催化剂选自二丁基二月桂酸锡和/或辛酸亚锡。
19.根据权利要求18所述的制备方法，其特征在于，基于100wt％的式(II)所示烷基化异氰酸酯，所述催化剂的用量为0.01wt％～0.05wt％。
20.根据权利要求19所述的制备方法，其特征在于，基于100wt％的式(II)所示烷基化异氰酸酯，所述催化剂的用量为0.02wt％～0.04wt％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911231259.6A CN112920783B (zh) | 2019-12-05 | 2019-12-05 | 一种钻井液用润湿反转抑制剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911231259.6A CN112920783B (zh) | 2019-12-05 | 2019-12-05 | 一种钻井液用润湿反转抑制剂及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112920783A CN112920783A (zh) | 2021-06-08 |
| CN112920783B true CN112920783B (zh) | 2022-08-02 |
Family
ID=76161252
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911231259.6A Active CN112920783B (zh) | 2019-12-05 | 2019-12-05 | 一种钻井液用润湿反转抑制剂及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112920783B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115872892A (zh) * | 2021-09-27 | 2023-03-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井防水锁剂单体、钻井防水锁剂及其制备方法和应用 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5657792A (en) * | 1979-10-15 | 1981-05-20 | Shin Etsu Chem Co Ltd | Preparation of ureido group-containing alkoxysilane |
| CN101254924A (zh) * | 2008-04-09 | 2008-09-03 | 中国科学院化学研究所 | 表面接枝硅烷偶联剂的改性黏土及其制备方法和用途 |
| CN101300319A (zh) * | 2005-10-29 | 2008-11-05 | 汉高两合股份公司 | α-乙氧基硅烷改性聚合物、其制备和用途 |
| CN104262382A (zh) * | 2014-09-10 | 2015-01-07 | 成都硅宝科技股份有限公司 | 一种脲基硅烷偶联剂的制备方法 |
-
2019
- 2019-12-05 CN CN201911231259.6A patent/CN112920783B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5657792A (en) * | 1979-10-15 | 1981-05-20 | Shin Etsu Chem Co Ltd | Preparation of ureido group-containing alkoxysilane |
| CN101300319A (zh) * | 2005-10-29 | 2008-11-05 | 汉高两合股份公司 | α-乙氧基硅烷改性聚合物、其制备和用途 |
| CN101254924A (zh) * | 2008-04-09 | 2008-09-03 | 中国科学院化学研究所 | 表面接枝硅烷偶联剂的改性黏土及其制备方法和用途 |
| CN104262382A (zh) * | 2014-09-10 | 2015-01-07 | 成都硅宝科技股份有限公司 | 一种脲基硅烷偶联剂的制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112920783A (zh) | 2021-06-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112980403B (zh) | 一种钻井液用超支化有机硅抑制剂及其制备方法 | |
| CN111116631B (zh) | 一种钻井液用有机硅抑制剂及制备方法 | |
| AU2010244262B2 (en) | Treatment fluids for reduction of water blocks, oil blocks, and/or gas condensates and associated methods | |
| CN113956855B (zh) | 一种水基钻井液用阳离子防塌剂及其制备方法与应用 | |
| Chu et al. | Amidocyanogen silanol as a high-temperature-resistant shale inhibitor in water-based drilling fluid | |
| US20120172262A1 (en) | Fluorosurfactants and Treatment Fluids for Reduction of Water Blocks, Oil Blocks, and/or Gas Condensates and Associated Methods | |
| CN109735314B (zh) | 一种有机-无机复合硅酸盐耐高温成膜钻井液体系 | |
| CN112920783B (zh) | 一种钻井液用润湿反转抑制剂及其制备方法 | |
| AU2008345421B2 (en) | Drilling fluid additive and methods of stabilizing kaolinite fines migration | |
| CN116814230A (zh) | 一种稳定井壁的纳米有机硅疏水成膜防塌水基钻井液及其制备方法与应用 | |
| EP2501774A1 (en) | Water control additive compounds and methods of making and using same | |
| CN114989348A (zh) | 一种抗高温抗盐有机硅降滤失剂及其制备方法与应用 | |
| CN111116632B (zh) | 一种钻井液用胺基成膜抑制剂及制备方法 | |
| CN113337255B (zh) | 一种无固相钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN111560238B (zh) | 一种环境友好型钻井液润滑剂及其制备方法 | |
| CN111116633B (zh) | 一种钻井液用胺基硅醇抑制剂及制备方法 | |
| CN115991977A (zh) | 一种原料组合物、钻井液用降滤失剂及其制备方法和应用 | |
| CN111117580B (zh) | 一种钻井液用强吸附胺基抑制剂及制备方法 | |
| CN115960311B (zh) | 水溶性聚合物及其制备方法和应用以及水基钻井液 | |
| CN117003940A (zh) | 一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂及其制备方法与应用 | |
| CN106905934B (zh) | 一种防水敏伤害的粘土稳定剂及其制备方法 | |
| CN109097006B (zh) | 钻井液用井壁防塌剂及其制备方法 | |
| CN108728059B (zh) | 钻井液组合物及其制备方法 | |
| WO2024102868A2 (en) | Sand consolidation with multipodal compositions | |
| CN117887430A (zh) | 一种钻井液用抑制剂组合物及制备方法和应用 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |