CN115558056A - 一种季铵盐及其制备方法与作为抑制剂的应用、水基钻井液及其应用 - Google Patents

一种季铵盐及其制备方法与作为抑制剂的应用、水基钻井液及其应用 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种季铵盐及其制备方法与作为抑制剂的应用、水基钻井液及其应用，属于石油钻井工程油田化学技术领域。本发明提供的季铵盐环境友好，将其作为抑制剂用于水基钻井液，具有优异的抑制性能，同时还具有良好的润滑性能、封堵性能以及稳定性，适合用于致密气开采中。

Description

一种季铵盐及其制备方法与作为抑制剂的应用、水基钻井液 及其应用
技术领域
本发明涉及石油钻井工程油田化学技术领域，具体涉及一种季铵盐及其制备方法与作为抑制剂的应用、水基钻井液及其应用。
背景技术
随着非常规油气资源钻采技术的不断发展与研究，致密气已成为国内非常规油气资源勘探开发的重要领域，具有极大的开发潜力。致密气储层复杂多样，非均质性强，具有低孔、低渗且发育有微裂缝的特点，在钻井液液柱压力以及毛细管力的作用下，滤液易侵入地层，使地层岩石水化膨胀。致密气藏上覆岩层绝大多数以软泥岩为主，极易水化造浆，而为了致密气藏经济开发，采用简化井身结构以节省投资，即从表层一直到致密气藏采用一个井眼作业，这就对致密气水基钻井液抑制软泥岩造浆以及长水平井的井壁稳定和摩阻提出了极大的挑战。目前国内在施工水平段长度超过3000m的水平井，水平段长度大，钻具与井壁接触面多，使钻进过程中摩阻扭矩大，不利于钻井安全和效率。
为了确保钻井安全和效率，需提高钻井液的抑制性能、润滑性能以及封堵性能，一般采用油基钻井液，但油基钻井液存在成本高、钻屑处理难、污染环境等问题，而水基钻井液在摩阻扭矩与井壁稳定和抑制造浆方面所面临的问题尤为突出。基于此，为了解决致密气水平井存在的泥岩水化造浆以及井壁失稳和高摩阻问题，需要开发一种具有极强抑制造浆能力的环保处理剂，且同时兼顾井壁稳定和摩阻扭矩，来解决致密气水基钻井液存在的问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种季铵盐及其制备方法与作为抑制剂的应用、水基钻井液及其应用，本发明提供的季铵盐环境友好；将其作为抑制剂用于水基钻井液，具有良好抑制性能且兼具稳定井壁以及润滑性能，适合用于致密气开采中。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种季铵盐，具有式I所示结构：
Figure BDA0003839535310000021
所述式I中，R1选自-H或-COOH；
R2选自-H或-CH2-COOH；
R3选自-NH-CH2-CH2-CH2-NH2、-NH-CH2-CH2-NH2、-NH-CH2-CH2-OH、-O-CH2-CH2-NH2、-N-(CH2-CH2-OH)2或-O-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-OH；
n与m独立为10～15。
优选地，所述式I中R1为-H、R2为-CH2-COOH、R3为-NH-CH2-CH2-NH2，且n与m独立为12～15；
或者所述式I中R1为-COOH、R2为-H、R3为-NH-CH2-CH2-OH，且n与m独立为10～12；
或者所述式I中R1为-H、R2为-H、R3为-NH-CH2-CH2-NH2或-N-(CH2-CH2-OH)2、n为10～12且m为12～15。
本发明提供了上述技术方案所述季铵盐的制备方法，包括以下步骤：
将二甲基二烯丙基氯化铵、含双键有机酸、引发剂与水混合，进行自由基水溶液聚合反应，得到共聚物体系系；
将所述共聚物体系系、水溶性有机胺与催化剂混合，进行缩合反应，得到具有式I所示结构的季铵盐；
所述含双键有机酸为衣康酸、丙烯酸和马来酸中的一种或几种；所述水溶性有机胺为乙二胺、丙二胺、单乙醇胺和二乙醇胺中的一种或几种。
优选地，所述二甲基二烯丙基氯化铵、含双键有机酸、水溶性有机胺与水的质量比为(10～15)：(10～15)：(10～20)：(70～80)。
优选地，所述自由基水溶液聚合反应的温度为60～70℃，时间为5～7h。
优选地，所述缩合反应的温度为150～170℃，时间为5～7h。
本发明提供了上述技术方案所述季铵盐或上述技术方案所述制备方法制备得到的季铵盐作为抑制剂的应用。
本发明提供了一种水基钻井液，包括水、pH调节剂、流型调节剂、聚合物增粘降滤失剂、降滤失剂、抑制剂和加重剂，所述抑制剂为上述技术方案所述季铵盐或上述技术方案所述制备方法制备得到的季铵盐。
优选地，以占水的质量百分比计，所述pH调节剂的含量为0.5～1.5％，所述流型调节剂的含量为0.3～0.5％，所述聚合物增粘降滤失剂的含量为0.5～1.5％，所述降滤失剂的含量为2.0～4.0％，所述抑制剂的含量为15.0～35.0％，所述加重剂的含量为45.0～60.0％。
本发明提供了上述技术方案所述水基钻井液在致密气开采中的应用。
本发明提供了一种季铵盐，本发明提供的季铵盐环境友好，将其作为抑制剂用于水基钻井液，具有优异的抑制性能，同时还具有良好的润滑性能、封堵性能以及稳定性，适合用于致密气开采中。
本发明提供了所述季铵盐的制备方法。本发明以二甲基二烯丙基氯化铵、含双键有机酸以及水溶性有机胺为原料，以水为溶剂制备所述季铵盐，制备原料均为环保型原料，制备得到的季铵盐为一种多功能环保抑制剂，与环境具有良好的相容性；同时，本发明提供的季铵盐的制备方法操作简单。
具体实施方式
本发明提供了一种季铵盐，具有式I所示结构：
Figure BDA0003839535310000031
所述式I中，R1选自-H或-COOH；
R2选自-H或-CH2-COOH；
R3选自-NH-CH2-CH2-CH2-NH2、-NH-CH2-CH2-NH2、-NH-CH2-CH2-OH、-O-CH2-CH2-NH2、-N-(CH2-CH2-OH)2或-O-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-OH；
n与m独立为10～15。
在本发明中，所述n与m独立为10～15，具体的，所述n与m独立地优选为10～12或12～15。
在本发明的实施例中，所述式I中R1为-H、R2为-CH2-COOH、R3为-NH-CH2-CH2-NH2，且n与m独立为12～15；或者所述式I中R1为-COOH、R2为-H、R3为-NH-CH2-CH2-OH，且n与m独立为10～12；或者所述式I中R1为-H、R2为-H、R3为-NH-CH2-CH2-NH2或-N-(CH2-CH2-OH)2、n为10～12且m为12～15。
本发明提供的季铵盐含有大量吸附基团，如胺基以及酰胺基，能够在泥岩表面形成多个吸附点，而侧链具有更多的阳离子，该季铵盐在水溶液中胺基质子化带正电且本身含有大量季铵基团，可通过静电作用强吸附在泥岩表面，使黏土颗粒表面的负电荷绝对值降低，减弱泥岩表面的静电斥力与表面水化膜斥力，两者协同作用将泥岩紧紧地束缚在一起，阻止其水化分散以及膨胀。另外，本发明提供的季铵盐因含有大量吸附基团，可在金属表面以及岩石井壁形成致密油膜，作为抑制剂用于水基钻井液中，能够改善水基钻井液润的滑性能，且在水基钻井液中分散后，能够形成空间网状结构，配合水基钻井液中固相颗粒(具体是指加重剂、降滤失剂以及聚合物增粘降滤失剂)填充，有利于提高水基钻井液的封堵性能。
本发明提供了上述技术方案所述季铵盐的制备方法，包括以下步骤：
将二甲基二烯丙基氯化铵、含双键有机酸、引发剂与水混合，进行自由基水溶液聚合反应，得到共聚物体系系；
将所述共聚物体系系、水溶性有机胺与催化剂混合，进行缩合反应，得到具有式I所示结构的季铵盐；
所述含双键有机酸为衣康酸、丙烯酸和马来酸中的一种或几种；所述水溶性有机胺为乙二胺、丙二胺、单乙醇胺和二乙醇胺中的一种或几种。
本发明将二甲基二烯丙基氯化铵、含双键有机酸、引发剂与水混合，进行自由基水溶液聚合反应，得到共聚物体系系。在本发明中，所述含双键有机酸为衣康酸、丙烯酸和马来酸中的一种或几种，优选为衣康酸、丙烯酸或衣康酸-马来酸混合物，所述衣康酸-马来酸混合物中衣康酸与马来酸的质量比优选为(4～8)：(2～6)，更优选为6:4。在本发明中，所述二甲基二烯丙基氯化铵与含双键有机酸的质量比优选为(10～15)：(10～15)，具体可以为1:1或1:1.5。在本发明中，所述引发剂优选为过氧化苯甲酰、偶氮二异丁脒盐酸盐(AIBA)或(NH4)2S2O8-NaHSO3混合物，所述(NH4)2S2O8-NaHSO3混合物中(NH4)2S2O8与NaHSO3的摩尔比优选为(0.5～2)：(1～3)，更优选为1:2；所述引发剂与二甲基二烯丙基氯化铵的质量比优选为(0.5～1)：(10～15)，具体可以为0.5:10、0.8:10或1:15。在本发明中，所述水与二甲基二烯丙基氯化铵的质量比优选为(70～80)：(10～15)，具体可以为70:15、75:10或80:10。
在本发明中，所述二甲基二烯丙基氯化铵、含双键有机酸、引发剂与水混合的方式优选包括：将水、二甲基二烯丙基氯化铵与含双键有机酸混合，在搅拌条件下加热至自由基水溶液聚合反应所需温度，然后在保护气氛中加入引发剂。本发明对提供保护气氛的保护气体种类没有特殊限定，采用本领域技术人员熟知的保护气体即可，具体如氮气。在本发明中，所述自由基水溶液聚合反应的温度优选为60～70℃，具体可以为60℃、65℃或70℃；所述自由基水溶液聚合反应的时间优选为5～7h，具体可以为5h、6h或7h；所述自由基水溶液聚合反应在保护气氛中进行。在本发明的实施例中，所述自由基水溶液聚合反应在Parr4566型反应釜中进行。
在本发明中，所述自由基水溶液聚合反应后无需进行任何后处理，直接将所得接枝聚合物与水溶性有机胺以及催化剂混合，进行缩合反应，得到具有式I所示结构的季铵盐。在本发明中，所述水溶性有机胺为乙二胺、丙二胺、单乙醇胺和二乙醇胺中的一种或几种，优选为乙二胺、单乙醇胺或乙二胺-二乙醇混合物，所述乙二胺-二乙醇混合物中乙二胺与二乙醇的质量比优选为(0.5～2)：1，更优选为1:1。在本发明中，所述水溶性有机胺与二甲基二烯丙基氯化铵的质量比优选为(10～20)：(10～15)，更优选为10:15、15:10或20:10。在本发明中，所述催化剂优选为甲醇钠、KOH或NaOH，更优选为甲醇钠；所述催化剂与二甲基二烯丙基氯化铵的质量比优选为(1～2)：(10～15)，具体可以为1:10或2:10。
在本发明中，所述缩合反应的温度优选为150～170℃，具体可以为150℃、160℃或170℃；所述缩合反应的时间优选为5～7h，具体可以为5h、6h或7h；所述缩合反应优选在搅拌条件下进行。在本发明中，所述缩合反应后无需进行任何后处理，所得含季铵盐的产物体系即可直接作为抑制剂使用。
本发明提供了上述技术方案所述季铵盐或上述技术方案所述制备方法制备得到的季铵盐作为抑制剂的应用。
本发明提供了一种水基钻井液，包括水、pH调节剂、流型调节剂、聚合物增粘降滤失剂、降滤失剂、抑制剂和加重剂，所述抑制剂为上述技术方案所述季铵盐或上述技术方案所述制备方法制备得到的季铵盐。在本发明中，以占水的质量百分比计，所述pH调节剂的含量优选为0.5～1.5％，所述流型调节剂的含量优选为0.3～0.5％，所述聚合物增粘降滤失剂的含量优选为0.5～1.5％，所述降滤失剂的含量优选为2.0～4.0％，所述抑制剂的含量优选为15.0～35.0％，所述加重剂的含量优选为45.0～60.0％。下面对各组分进行具体说明。
在本发明中，所述水优选为淡水或海水。
在本发明中，所述pH调节剂的质量优选为水质量的0.5～1.5％，具体可以为0.5％、1.0％或1.5％。在本发明中，所述pH调节剂优选为氢氧化钠和轻质氧化镁的一种或两种，更优选为氢氧化钠-轻质氧化镁混合物，所述氢氧化钠-轻质氧化镁混合物中氢氧化钠与轻质氧化镁的质量比优选为(3～6)：(4～7)，具体可以为3:7、4:6、5:5或6:4。在本发明中，所述氢氧化钠能够为水基钻井液提供碱性环境，有利于聚合物(具体是指季铵盐以及降滤失剂、流型调节剂和聚合物增粘降滤失剂)在水溶液中形成稳定的网架结构，轻质氧化镁具有较强的缓冲能力，使所述水基钻井液的pH值保持稳定，抑制聚合物所形成的网架结构断链分解。本发明优选将pH调节剂的用量限定在上述范围，所得水基钻井液的pH值优选为9～11，具体可以为9、10或11。
在本发明中，所述流型调节剂的质量优选为水质量的0.3～0.5％，具体可以为0.3％、0.4％或0.5％；所述流型调节剂优选为黄原胶、温伦胶和罗望子胶中的一种或几种，更优选为黄原胶-温伦胶-罗望子胶混合物，所述黄原胶-温伦胶-罗望子胶混合物中黄原胶、温伦胶和罗望子胶的质量优选为(6～8)：(1～2)：(1～2)，具体可以为6:2:2、6.5:1.5:2、7:1.5:1.5或8:1:1。在本发明中，所述温伦胶具有较好的耐温稳定性，其与黄原胶和罗望子胶复配后，能够起到协同作用，进一步保证流型调节剂具有优异的耐温性能。
在本发明中，所述聚合物增粘降滤失剂的质量优选为水质量的0.5～1.5％，具体可以为0.5％、1.0％或1.5％；所述聚合物增粘降滤失剂优选为聚丙烯酰胺，所述聚丙烯酰胺的相对分子质量优选为80～100万。本发明优选采用聚丙烯酰胺作为聚合物增粘降滤失剂，聚丙烯酰胺具有良好的抗温抗盐性能，与其他处理剂具有良好的配伍性能。
在本发明中，所述降滤失剂的质量优选为水质量的2.0～4.0％，具体可以为2.0％、3.0％或4.0％；所述降滤失剂优选为钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉(HPS)和羧甲基淀粉中的一种或几种，更优选为钠羧甲基纤维素-羟丙基淀粉-羧甲基淀粉混合物，所述钠羧甲基纤维素-羟丙基淀粉-羧甲基淀粉混合物中钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉与羧甲基淀粉的质量比(3～5)：(2～4)：(3～5)，具体可以为3:3:4、4:4:2、5:2:3或3:2:5。本发明优选采用上述组成的降滤失剂，钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉与羧甲基淀粉具有协同作用，能够更好的降低滤失量以及降低泥饼的渗透率；且三者均属于改性植物类聚合物，环境友好。
在本发明中，所述抑制剂的质量优选为水质量的15.0～35.0％，具体可以为15.0％、20.0％、25.0％或35.0％。将本发明提供的季铵盐作为抑制剂用于水基钻井液，具有良好的抑制性能，同时还具有良好的润滑性能、封堵性能以及稳定性，适合用于致密气开采中，且环境友好。
在本发明中，所述加重剂的质量优选为水质量的45.0～60.0％。在本发明中，所述加重剂优选为重晶石。本发明优选将加重剂的用量限定在上述范围，所得水基钻井液的密度优选为1.3～1.4g/cm3。
本发明提供了上述技术方案所述水基钻井液在致密气开采中的应用。
下面将结合本发明中的实施例，对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
按质量份计，向Parr4566型反应釜内加入70份水、15份二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)和15份衣康酸，在搅拌条件下加热至60℃，通氮气30min后，加入1份引发剂过氧化苯甲酰，恒温搅拌反应6h；之后向所述反应釜内加入10份乙二胺和1.5份催化剂甲醇钠，密闭反应釜，搅拌条件下加热至150℃，恒温搅拌反应7h，得到抑制剂(记为YZ-1，其中，R1为-H、R2为-CH2-COOH、R3为-NH-CH2-CH2-NH2，且n与m为12～15)。
为了进行后续性能测试以评价淡水中抑制剂的抑制性能，按质量份计，将80份淡水与20份抑制剂(YZ-1)混合，得到水基钻井液。
实施例2
按质量份计，向Parr4566型反应釜内加入80份水、10份二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)和10份含双键有机酸(具体为衣康酸与马来酸，所述衣康酸与马来酸的质量比为6:4)，在搅拌条件下加热至65℃，通氮气30min后，加入0.5份引发剂过氧化苯甲酰，恒温搅拌反应5h；之后向所述反应釜内加入15份单乙醇胺和1.0份催化剂甲醇钠，密闭反应釜，搅拌条件下加热至160℃，恒温搅拌反应5h，得到抑制剂(记为YZ-2，其中，R1为-COOH、R2为-H、R3为-NH-CH2-CH2-OH，且n与m为10～12)。
为了进行后续性能测试以评价淡水中抑制剂的抑制性能，按质量份计，将85份淡水与15份抑制剂(YZ-2)混合，得到水基钻井液。
实施例3
按质量份计，向Parr4566型反应釜内加入75份水、10份二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)和15份丙烯酸，在搅拌条件下加热至70℃，通氮气30min后，加入0.8份引发剂过氧化苯甲酰，恒温搅拌反应7h；之后向所述反应釜内加入20份水溶性有机胺(具体为乙二胺与二乙醇，所述乙二胺与二乙醇的质量比为1:1)和2.0份催化剂甲醇钠，密闭反应釜，搅拌条件下加热至170℃，恒温搅拌反应6h，得到抑制剂(记为YZ-3，其中，R1为-H、R2为-H、R3为-NH-CH2-CH2-NH2(对应乙二胺)或-N-(CH2-CH2-OH)2(对应二乙醇)、n为10～12且m为12～15)。
为了进行后续性能测试以评价淡水中抑制剂的抑制性能，按质量份计，将75份淡水与25份抑制剂(YZ-3)混合，得到水基钻井液。
实施例4
本实施例中水基钻井液的组成为水、pH调节剂、流型调节剂、聚合物增粘降滤失剂、降滤失剂、抑制剂和加重剂；
以占水的质量百分比计，所述pH调节剂的含量为1.0％，流型调节剂的含量为0.5％，聚合物增粘降滤失剂的含量为1.0％，降滤失剂的含量为3.0％，抑制剂的含量为15.0％，加重剂的含量为45.0％；
其中，所述水为淡水；所述pH调节剂为氢氧化钠与轻质氧化镁，所述氢氧化钠与轻质氧化镁的质量比为3:7；所述流型调节剂为黄原胶、温伦胶与罗望子胶，所述黄原胶、温伦胶与罗望子胶的质量比为6:2:2；所述聚合物增粘降滤失剂为聚丙烯酰胺，相对分子质量为80～100万；所述降滤失剂为钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉(HPS)与羧甲基淀粉，所述钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉与羧甲基淀粉的质量比为3:3:4；所述抑制剂为实施例1制备的YZ-1；所述加重剂为重晶石(市售商品)；
本实施例中水基钻井液的密度为1.3g/cm3，pH值为10。
实施例5
本实施例中水基钻井液的组成为水、pH调节剂、流型调节剂、聚合物增粘降滤失剂、降滤失剂、抑制剂和加重剂；
以占水的质量百分比计，所述pH调节剂的含量为0.5％，流型调节剂的含量为0.4％，聚合物增粘降滤失剂的含量为1.0％，降滤失剂的含量为4.0％，抑制剂的含量为20.0％，加重剂的含量为60.0％；
其中，所述水为海水；所述pH调节剂为氢氧化钠与轻质氧化镁，所述氢氧化钠与轻质氧化镁的质量比为6:4；所述流型调节剂为黄原胶、温伦胶与罗望子胶，所述黄原胶、温伦胶与罗望子胶的质量比为8:1:1；所述聚合物增粘降滤失剂为聚丙烯酰胺，相对分子质量为80～100万；所述降滤失剂为钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉(HPS)与羧甲基淀粉，所述钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉与羧甲基淀粉的质量比为4:4:2；所述抑制剂为实施例2制备的YZ-2；所述加重剂为重晶石(市售商品)；
本实施例中水基钻井液的密度为1.4g/cm3，pH值为9。
实施例6
本实施例中水基钻井液的组成为水、pH调节剂、流型调节剂、聚合物增粘降滤失剂、降滤失剂、抑制剂和加重剂；
以占水的质量百分比计，所述pH调节剂的含量为1.0％，流型调节剂的含量为0.4％，聚合物增粘降滤失剂的含量为0.5％，降滤失剂的含量为2.0％，抑制剂的含量为25.0％，加重剂的含量为45.0％；
其中，所述水为淡水；所述pH调节剂为氢氧化钠与轻质氧化镁，所述氢氧化钠与轻质氧化镁的质量比为50:50；所述流型调节剂为黄原胶、温伦胶与罗望子胶，所述黄原胶、温伦胶与罗望子胶的质量比为7:1.5:1.5；所述聚合物增粘降滤失剂为聚丙烯酰胺，相对分子质量为80～100万；所述降滤失剂为钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉(HPS)与羧甲基淀粉，所述钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉与羧甲基淀粉的质量比为5:2:3；所述抑制剂为实施例3制备的YZ-3；所述加重剂为重晶石(市售商品)；
本实施例中水基钻井液的密度为1.3g/cm3，pH值为10。
实施例7
本实施例中水基钻井液的组成为水、pH调节剂、流型调节剂、聚合物增粘降滤失剂、降滤失剂、抑制剂和加重剂；
以占水的质量百分比计，所述pH调节剂的含量为1.5％，流型调节剂的含量为0.3％，聚合物增粘降滤失剂的含量为1.5％，降滤失剂的含量为2.0％，抑制剂的含量为35.0％，加重剂的含量为60.0％；
其中，所述水为海水；所述pH调节剂为氢氧化钠与轻质氧化镁，所述氢氧化钠与轻质氧化镁的质量比为4:6；所述流型调节剂为黄原胶、温伦胶与罗望子胶，所述黄原胶、温伦胶与罗望子胶的质量比为6.5:1.5:2；所述聚合物增粘降滤失剂为聚丙烯酰胺，相对分子质量为80～100万；所述降滤失剂为钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉(HPS)与羧甲基淀粉，所述钠羧甲基纤维素、羟丙基淀粉与羧甲基淀粉的质量比为3:2:5；所述抑制剂为实施例3制备的YZ-3；所述加重剂为重晶石(市售商品)；
本实施例中水基钻井液的密度为1.4g/cm3，pH值为11。
对比例1
100质量份淡水。
对比例2
100质量份白油。
对比例3
将95质量份淡水和5质量份聚胺抑制剂(重均分子量为300～600)充分混合，得到混合溶液。
对比例4
按质量份计，将100份海水、0.2份NaOH、0.25份Na2CO3、1.0份聚丙烯酰胺、0.3份温伦胶(流型调节剂)、2.0份钠羧甲基纤维素、2.0份羧甲基淀粉、7.0份KCl、2.0份聚胺抑制剂、2.0份脂肪醇聚氧丙烯醚(润滑剂)、3.0份磺化沥青(封堵剂)与重晶石混合，得到密度为1.4g/cm3的水基钻井液。
对比例5
按质量份计，将85份白油、15份饱和氯化钙水溶液、2.5份有机土、4.0份主乳化剂、1.0份辅乳化剂、0.5份提切剂、2.0份碱度调节剂、2.5份降滤失剂、2.5份封堵剂和100份重晶石混合，得到密度为1.4g/cm3的油基钻井液。
测试例1
按GB/T 18420.2-2009(海洋石油勘探开发污染物生物毒性检验方法)检测抑制剂的生物毒性，按SY/T 6788-2020(水溶性油田化学剂环境保护技术评价方法)分析抑制剂的降解性能，具体结果如表1所示。
表1抑制剂的环保性能评价结果
抑制剂 LC50(mg/L) BOD<sub>5</sub>/COD<sub>Cr</sub>(％)
YZ-1 67219 28.1
YZ-2 57820 26.5
YZ-3 62170 26.2
备注：抑制剂加量为20％；LC50为卤虫半数死亡浓度(mg/L)；CODCr为化学需氧量(mg/L)；BOD5为生化需氧量(mg/L)。
由表1可知，本发明实施例中制备的抑制剂的LC50均大于30000mg/L，BOD5/CODCr值均大于25％，表明抑制剂环境友好。
测试例2
分别对实施例1～7和对比例1～4中钻井液的抑制性能进行评价，具体是将干燥的露头土粉碎成6～10目颗粒，在老化罐中加入350mL钻井液，再加入50g所述露头土，然后将老化罐放入滚子炉中于120℃滚动16h；冷却后倒出，过40目筛，取筛上部分颗粒，并在105℃的温度下烘干4h后称重，基于此计算滚动回收率。
表2钻井液的抑制性能测试结果
钻井液来源 G 钻井液来源 G
实施例1 88.9 实施例7 99.2
实施例2 90.8 对比例1 3.2
实施例3 92.5 对比例2 90.2
实施例4 91.5 对比例3 41.9
实施例5 94.6 对比例4 85.8
实施例6 97.3 对比例5 94.1
备注：热滚条件为120℃×16h；G为露头土在钻井液的滚动回收率(％)。
由表2可知，露头土在淡水中的滚动回收率仅为3.2％，本发明实施例制备的抑制剂在水溶液中的含量增大，露头土的滚动回收率逐渐增大，显著提高了露头土的滚动回收率，且高于露头土在白油、含聚胺抑制剂溶液中的滚动回收率，表现出优异的抑制性能；另外将本发明实施例制备的抑制剂用于水基钻井液中，能够使露头土的滚动回收率均大于90％，其抑制性能与油基钻井液相近。
测试例3
按照标准GB/T16783.1-2014(石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液)对实施例4～7以及对比例4～5中钻井液热滚后的流变性能、封堵性能等进行评价，具体结果见表3。
表3钻井液的性能测试评价结果
钻井液来源 PV YP Φ3 PPT M
实施例4 25 11 11 5.8 0.11
实施例5 28 12 11 5.0 0.09
实施例6 34 13 12 3.8 0.08
实施例7 38 14 13 2.2 0.07
对比例4 30 10 9 6.2 0.15
对比例5 30 7 8 5.2 0.10
备注：PV为钻井液塑性粘度(mPa·s)；YP为钻井液动切力(Pa)；Φ3为六速旋转粘度计3转读数(无量纲)；PPT为封堵滤失量(mL)，具体是指使用沙盘代替滤纸，在3.5MPa、120℃以及30min条件下的失水体积；M为钻井液的摩阻系数(无量纲)。
由表3可知，本发明提供的水基钻井液中，随着抑制剂的含量增大，所述水基钻井液的滤失量以及钻井液摩阻系数逐渐降低，说明抑制剂对水基钻井液的润滑性能以及封堵性能有一定的改善作用，适用于致密气开采。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种季铵盐，具有式I所示结构：
Figure FDA0003839535300000011
所述式I中，R1选自-H或-COOH；
R2选自-H或-CH2-COOH；
R3选自-NH-CH2-CH2-CH2-NH2、-NH-CH2-CH2-NH2、-NH-CH2-CH2-OH、-O-CH2-CH2-NH2、-N-(CH2-CH2-OH)2或-O-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-OH；
n与m独立为10～15。
2.根据权利要求1所述的季铵盐，其特征在于，所述式I中R1为-H、R2为-CH2-COOH、R3为-NH-CH2-CH2-NH2，且n与m独立为12～15；
或者所述式I中R1为-COOH、R2为-H、R3为-NH-CH2-CH2-OH，且n与m独立为10～12；
或者所述式I中R1为-H、R2为-H、R3为-NH-CH2-CH2-NH2或-N-(CH2-CH2-OH)2、n为10～12且m为12～15。
3.权利要求1～2任一项所述季铵盐的制备方法，包括以下步骤：
将二甲基二烯丙基氯化铵、含双键有机酸、引发剂与水混合，进行自由基水溶液聚合反应，得到共聚物体系系；
将所述共聚物体系系、水溶性有机胺与催化剂混合，进行缩合反应，得到具有式I所示结构的季铵盐；
所述含双键有机酸为衣康酸、丙烯酸和马来酸中的一种或几种；所述水溶性有机胺为乙二胺、丙二胺、单乙醇胺和二乙醇胺中的一种或几种。
4.根据权利要求3所述的制备方法，其特征在于，所述二甲基二烯丙基氯化铵、含双键有机酸、水溶性有机胺与水的质量比为(10～15)：(10～15)：(10～20)：(70～80)。
5.根据权利要求3所述的制备方法，其特征在于，所述自由基水溶液聚合反应的温度为60～70℃，时间为5～7h。
6.根据权利要求3所述的制备方法，其特征在于，所述缩合反应的温度为150～170℃，时间为5～7h。
7.权利要求1～2任一项所述季铵盐或权利要求3～6任一项所述制备方法制备得到的季铵盐作为抑制剂的应用。
8.一种水基钻井液，包括水、pH调节剂、流型调节剂、聚合物增粘降滤失剂、降滤失剂、抑制剂和加重剂，所述抑制剂为权利要求1～2任一项所述季铵盐或权利要求3～6任一项所述制备方法制备得到的季铵盐。
9.根据权利要求8所述的水基钻井液，其特征在于，以占水的质量百分比计，所述pH调节剂的含量为0.5～1.5％，所述流型调节剂的含量为0.3～0.5％，所述聚合物增粘降滤失剂的含量为0.5～1.5％，所述降滤失剂的含量为2.0～4.0％，所述抑制剂的含量为15.0～35.0％，所述加重剂的含量为45.0～60.0％。
10.权利要求8或9所述水基钻井液在致密气开采中的应用。
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