CN116103020A - 一种油基流型调节剂的制备方法和应用 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种油基流型调节剂的制备方法，包括：将多元酸A和多元胺进行第一反应，得到第一反应产物；将所述第一反应产物和多元酸B进行第二反应，得到第二反应产物；将所述第二反应产物和稀释剂进行第三反应，得到油基流型调节剂。本发明提供的方法制备的可调整油基钻井液流变性的抗高温油基流型调节剂，通过在流型调节剂分子中引入含苯环结构的多元酸，提高了流型调节剂抗温性能。本发明制备的油基流型调节剂抗温性能好，作用时间长，可显著改善高温条件下油基钻井液流变性，提高钻井液切力和悬浮稳定性，解决高温高密度油基钻井液重晶石沉降和携岩能力差等问题。本发明提供了一种钻井液。
Description
技术领域
本发明属于钻井液用处理剂技术领域，尤其涉及一种油基流型调节剂的制备方法和应用，用于强水敏地层、页岩气水平井钻井过程中。
背景技术
在强水敏地层、页岩气水平井等复杂钻井过程中，使用水基钻井液体系极易发生黏土水化分散，造成井壁失稳，影响井下施工安全。而黏土在油基钻井液中不发生水化分散，有利于井壁稳定，且油基钻井液还具有润滑性好、对地层伤害小等优势，已广泛应用于各种复杂地层的钻井。但油基钻井液一般切力较低，悬浮性差，不仅影响钻井液携岩效果，而且在高密度下，易发生重晶石沉降。为保证油基钻井液具有适当的切力，一般需要在钻井液中加入流型调节剂，增加体系切力，提高油基钻井液悬浮稳定性。
目前，常用提切剂一般为有机土改性物，但是其在油基钻井液中用量大且提切效果有限。另外，还有一种酰胺类提切剂，但这种提切剂抗温性存在不足，尤其是在长时间高温老化条件下(大于48h)，处理剂提切性能明显下降，难以保证抗高温高密度油基钻井液悬浮稳定性要求。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种油基流型调节剂的制备方法和应用，本发明制备的调节剂具有较好的抗温性能，满足抗高温高密度油基钻井液的性能要求。
本发明提供了一种油基流型调节剂的制备方法，包括：
将多元酸A和多元胺进行第一反应，得到第一反应产物；
将所述第一反应产物和多元酸B进行第二反应，得到第二反应产物；
将所述第二反应产物和稀释剂进行第三反应，得到油基流型调节剂；
所述多元酸A选自二聚脂肪酸和三聚脂肪酸中的一种或几种；
所述多元酸B选自均苯三甲酸、均苯四甲酸和均苯四甲酸酐中的一种或几种。
优选的，所述多元胺选自二乙烯三胺、三乙烯四胺和四乙烯五胺中的一种或几种。
优选的，所述多元酸A和多元胺的摩尔比为1：(0.2～2)。
优选的，所述第一反应的温度为100～150℃。
优选的，所述多元酸A和多元酸B的摩尔比为1：(0.1～0.5)。
优选的，所述第二反应的温度为160～200℃。
优选的，所述稀释剂选自月桂胺聚氧乙烯醚、油胺聚氧乙烯醚和十八胺聚氧乙烯醚中的一种或几种。
优选的，所述第三反应的温度为80～100℃。
本发明提供了一种钻井液，包括：上述技术方案所述的方法制备得到的油基流型调节剂。
本发明提供的方法制备的可调整油基钻井液流变性的抗高温油基流型调节剂，通过在流型调节剂分子中引入含苯环结构的多元酸，提高了流型调节剂抗温性能。本发明制备的油基流型调节剂抗温性能好，作用时间长，可显著改善高温条件下油基钻井液流变性，提高钻井液切力和悬浮稳定性，解决高温高密度油基钻井液重晶石沉降和携岩能力差等问题。
具体实施方式
下面将对本发明实施例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经改进或润饰的所有其它实例，都属于本发明保护的范围。应理解，本发明实施例仅用于说明本发明的技术效果，而非用于限制本发明的保护范围。实施例中，所用方法如无特别说明，均为常规方法。
本发明提供了一种油基流型调节剂的制备方法，包括：
将多元酸A和多元胺进行第一反应，得到第一反应产物；
将所述第一反应产物和多元酸B进行第二反应，得到第二反应产物；
将所述第二反应产物和稀释剂进行第三反应，得到油基流型调节剂。
在本发明中，所述多元酸A选自二聚脂肪酸和三聚脂肪酸中的一种或几种。
在本发明中，所述多元胺选自二乙烯三胺、三乙烯四胺和四乙烯五胺中的一种或几种。
在本发明中，所述多元酸A和多元胺的摩尔比优选为1：(0.2～2)，更优选为1：(0.5～1.5)，更优选为1：(0.8～1.2)，最优选为1：1。
在本发明中，所述第一反应优选在搅拌的条件下进行；所述第一反应的温度优选为100～150℃，更优选为110～140℃，最优选为120～130℃；所述第一反应的时间优选为10～60min，更优选为20～50min，最优选为30～40min。
在本发明中，所述多元酸B选自均苯三甲酸、均苯四甲酸和均苯四甲酸酐中的一种或几种。
在本发明中，所述多元酸A和多元酸B的摩尔比优选为1：(0.1～0.5)，更优选为1：(0.2～0.4)，最优选为1：0.3。
在本发明中，所述第二反应的温度优选为160～200℃，更优选为170～190℃，最优选为180℃；所述第二反应的时间优选为60～120min，更优选为80～100min，最优选为90min。
在本发明中，所述稀释剂优选选自月桂胺聚氧乙烯醚、油胺聚氧乙烯醚和十八胺聚氧乙烯醚中的一种或几种；所述月桂胺聚氧乙烯醚中的聚氧乙烯链结构的单元数量优选为5～10个，更优选为5个或10个；所述油胺聚氧乙烯醚中的聚氧乙烯链结构的单元数量优选为5～10个，更优选为5个或10个；所述十八胺聚氧乙烯醚中的聚氧乙烯链结构的单元数量优选为5～10个，更优选为5个或10个
在本发明中，所述稀释剂的质量优选为多元酸A、多元酸B和多元胺总质量的50％～150％，更优选为80％～120％，最优选为100％。
在本发明中，所述第三反应优选在搅拌的条件下进行；所述第三反应的温度优选为80～100℃，更优选为85～95℃，最优选为100℃；所述第三反应的时间优选为10～30min，更优选为15～25min，最优选为10min。
在本发明中，所述第三反应完成后优选还包括：
将得到的反应产物降温至室温。
本发明提供了一种钻井液，包括：上述技术方案所述的方法制备得到的油基流型调节剂。
本发明对所述钻井液的成分没有特殊的限制，本领域技术人员可根据实际需求配制所需成分的钻井液，向其中加入所述油基流型调节剂；所述钻井液优选为油基钻井液。
在本发明中，所述油基流型调节剂在钻井液中的质量含量优选为0.3～1.2％，更优选为0.5～1％，最优选为0.6～0.8％。
本发明制备的油基流型调节剂抗温性能好，作用时间长，可显著改善高温条件下油基钻井液流变性，提高钻井液切力和悬浮稳定性，解决高温高密度油基钻井液重晶石沉降和携岩能力差等问题。
本发明以下实施例中的二聚酸为连城县百新科技有限公司的BX-4型二聚酸；三聚酸为连城县百新科技有限公司的BX-6型三聚酸。
实施例1
将1mol二聚酸和0.8mol三乙烯四胺加入反应器中，在搅拌条件下升温至120℃反应20min，然后在反应器中加入0.2mol均苯三甲酸，升温至160℃反应100min，然后将溶液温度降至80℃，加入原料总重量60％的月桂胺聚氧乙烯醚(聚氧乙烯链结构的单元数量为10)，继续搅拌反应30min，降至室温，得到油基流型调节剂样品。
实施例2
将1mol二聚酸和1.5mol四乙烯五胺加入反应器中，在搅拌条件下升温至100℃反应10min，然后在反应器中加入0.1mol均苯四甲酸，升温至200℃反应120min，然后将溶液温度降至85℃，加入原料总重量100％的油胺聚氧乙烯醚(聚氧乙烯链结构的单元数量为5)，继续搅拌反应20min，降至室温，得到油基流型调节剂样品。
实施例3
将1mol三聚酸和0.9mol三乙烯四胺加入反应器中，在搅拌条件下升温至150℃反应60min，然后在反应器中加入0.3mol均苯三甲酸，升温至170℃反应60min，然后将溶液温度降至100℃，加入原料总重量50％的十八胺聚氧乙烯醚(聚氧乙烯链结构的单元数量为5)，继续搅拌反应10min，降至室温，得到油基流型调节剂样品。
实施例4～7
按照实施例1的方法制备得到油基流型调节剂样品，与实施例1的区别在于，采用表1中的反应原料及用量。
表1实施例4～7制备调节剂采用的反应原料及用量
| 实施例 | 多元酸A | 多元胺 | 多元酸B | 稀释剂 |
| 4 | 1mol三聚酸 | 2mol二乙烯三胺 | 0.5mol均苯四甲酸酐 | 120％油胺聚氧乙烯醚(10) |
| 5 | 1mol二聚酸 | 1.4mol二乙烯三胺 | 0.5mol均苯四甲酸 | 80％十八胺聚氧乙烯醚(10) |
| 6 | 1mol二聚酸 | 0.2mol四乙烯五胺 | 0.4mol均苯四甲酸酐 | 150％月桂胺聚氧乙烯醚(5) |
| 7 | 1mol三聚酸 | 1mol三乙烯四胺 | 0.1mol均苯三甲酸 | 30％月桂胺聚氧乙烯醚(10) |
对比例1
将1mol三聚酸和0.9mol三乙烯四胺加入反应器中，在搅拌条件下升温至150℃反应60min，升温至170℃反应60min，然后将溶液温度降至100℃，加入原料总重量50％的十八胺聚氧乙烯醚(聚氧乙烯链结构的单元数量为5)，继续搅拌反应10min，降至室温，得到油基流型调节剂样品。
性能检测
将实施例制备的油基流型调节剂加入油基钻井液基浆中进行性能评价。
油基钻井液基浆配方：320mL柴油+80mL CaCl2溶液(质量浓度25％)+28g乳化剂(中原石油工程公司出品并市售乳化剂LEMUL)+12g有机土+10g氧化沥青+8g CaO，重晶石加重到1.6g/cm3。
取一份样品作为空白样，另外七份样品分别加入2g流型调节剂，在220℃滚动老化16h，进行性能测试，检测结果如表2所示；可以看出，本发明实施例制备的流型调节剂对钻井液切力有明显提高，表现出良好的提切性能。
表2实施例制备的流型调节剂对油基钻井液性能影响
分别取4g实施例3和对比例1制备的调节剂加入上述油基钻井液基浆中，在220℃滚动老化72h，进行性能测试，检测结果如表3所示；可以看出，和对比例1相比，实施例3制备的调节剂长期老化稳定性明显提高，经72h老化后，钻井液切力变化较小，表现出更好的抗温性能，保证流型调节剂产品在长时间高温条件下仍能显著提高油基钻井液切力，改善钻井液流型。
表3实施例3和对比例1制备的流型调节剂对油基钻井液性能影响
由以上实施例可知，本发明制备的油基流型调节剂抗温性能好，作用时间长，可显著改善高温条件下油基钻井液流变性，提高钻井液切力和悬浮稳定性，解决高温高密度油基钻井液重晶石沉降和携岩能力差等问题。
以上所述的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 (9)
1.一种油基流型调节剂的制备方法，包括：
将多元酸A和多元胺进行第一反应，得到第一反应产物；
将所述第一反应产物和多元酸B进行第二反应，得到第二反应产物；
将所述第二反应产物和稀释剂进行第三反应，得到油基流型调节剂；
所述多元酸A选自二聚脂肪酸和三聚脂肪酸中的一种或几种；
所述多元酸B选自均苯三甲酸、均苯四甲酸和均苯四甲酸酐中的一种或几种。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述多元胺选自二乙烯三胺、三乙烯四胺和四乙烯五胺中的一种或几种。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述多元酸A和多元胺的摩尔比为1：(0.2～2)。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一反应的温度为100～150℃。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述多元酸A和多元酸B的摩尔比为1：(0.1～0.5)。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二反应的温度为160～200℃。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述稀释剂选自月桂胺聚氧乙烯醚、油胺聚氧乙烯醚和十八胺聚氧乙烯醚中的一种或几种。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第三反应的温度为80～100℃。
9.一种钻井液，包括：权利要求1所述的方法制备得到的油基流型调节剂。
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| CN (1) | CN116103020A (zh) |
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2021
- 2021-11-10 CN CN202111326731.1A patent/CN116103020A/zh active Pending
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