CN116478671A - 稳定性调节组合物、超低油水比高温高密度油基钻井液及其制备方法与应用 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油气井工作液领域，公开了稳定性调节组合物、超低油水比高温高密度油基钻井液及其制备方法与应用。该组合物中含重量比为2‑4.5：1：1‑2的剂I、剂II和剂III；其中，所述剂III为式(6)所示的化合物。本发明提供的油基钻井液中任选含有机土，在超低油水比≤50:50、密度1.8‑2.0g/cm3、高温120‑200℃范围内依然能保持良好的乳化稳定性、流变性及滤失性。
Description
技术领域
本发明涉及油气井工作液领域，具体涉及稳定性调节组合物、超低油水比高温高密度油基钻井液及其制备方法与应用。
背景技术
油基钻井液是一种重要的钻井液类型。常规油基钻井液是以盐水为分散相，柴油或矿物油为连续相，乳化剂、润湿剂、有机土为关键处理剂所形成的油包水型乳状液体系，油水比通常在80:20及以上、有机土加量通常需2％及以上。高油水比是为保证稳定的钻井性能，有机土是作为增黏提切剂，起到悬浮、携带固相颗粒以及协同增强乳液稳定性的作用，但是高的油水比、有机土的使用使得油基钻井液在应用中存在一些弊端，例如：高油水比(即油相占比高)导致成本高、环保压力大；有机土多会导致钻井液塑性粘度高、当量循环密度大、机械钻速低、堵塞储层等问题。
针对上述问题，CN107325797A公开了一种低油水比油基钻井液及其制备方法，所述钻井液以脂肪酸失水山梨醇酯类非离子表面活性剂为主乳、脂肪酸醇胺类非离子表面活性剂为辅乳、十二烷基三甲基溴化铵为润湿剂，其油水比为(60:40)-(75:25)，抗温150℃、密度为1.5g/cm3。
CN108034413A公开了一种低油水比油基钻井液，所述钻井液的核心处理剂乳化剂是由妥尔油脂肪酸、芥酸、十八碳三烯酸、二十碳四烯酸、牛脂胺与三油酸甘油酯混合反应得到，其油水比为(41:59)-(59:41)，密度范围为0.97-2.2g/cm3，抗温180℃。上述低油水比油基钻井液的处理剂成分较复杂。
CN105062438A公开了一种超低油水比的油基乳化钻井液，核心处理剂乳化剂是由十六烷基三甲基溴化铵、双十二烷基二甲基溴化铵、月桂酰胺丙基氧化胺、鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇、二甲基硅氧烷混合反应制得，其油水比低至40:60、密度可到2.2g/cm3，不加有机土，但抗温只能达到120℃，并且处理剂成分较复杂。
因此，为了降低成本、保护环境以及提高钻速等，需要提供一种既能克服油基钻井液的高油水比、有机土带来的问题，又能满足兼顾抗高温、高密度密度的性能要求的超低油水比抗高温高密度油基钻井液。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术存在的油基钻井液不能兼顾满足超低油水比、低土/无土、抗高温、高密度和高稳定性的性能要求的问题。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种稳定性调节组合物，该组合物中含有含量重量比为2-4.5：1：1-2的剂I、剂II和剂III；
其中，所述剂I含有式(1)、式(2)和式(3)所示的化合物中的至少一种；
式(1)式(2)/>式(3)/>
R1选自至少含有一个碳碳双键的C8-C22的直链状不饱和烷基；R2选自至少含有一个碳碳双键的C7-C21的直链状不饱和烷基；R3选自至少含有一个碳碳双键的C7-C21的直链状不饱和烷基；
其中，以所述剂I的总含量重量为基准，R1、R2、R3为至少含有一个碳碳双键的C16-18的直链状不饱和烷基的化合物的含量重量之和不小于95wt％；
所述剂II为式(4)和/或式(5)所示的化合物；
式(4)和式(5)/>
其中，在式(4)和式(5)中，所述R1各自独立地选自取代或未取代的至少含有一个碳碳双键的C8-C22的直链状不饱和烷基，且R1上任选存在的取代基为羟基；所述R2各自独立地选自至少含有一个碳碳双键的C7-C21的直链状不饱和烷基；
所述剂III为式(6)所示的化合物；
式(6)
R11选自至少含有一个碳碳双键的C8-C10的直链状不饱和烷基；R12选自至少含有一个碳碳双键的C8-C10的直链状不饱和烷基；
其中，以所述剂III的总含量重量为基准，R11为至少含有一个碳碳双键的C9的直链状不饱和烷基的化合物的含量重量之和不小于95wt％，R12为至少含有一个碳碳双键的C8的直链状不饱和烷基的化合物的含量重量之和不小于95wt％。
本发明第二方面提供一种超低油水比抗高温高密度油基钻井液，该油基钻井液含有油相、水相、石灰、加重材料以及前述第一方面所述的稳定性调节组合物，该油基钻井液还任选含有有机土；
其中，所述加重材料的含量使得所述油基钻井液的密度为1.8-2.2g/cm3；
所述油相与所述水相的含量体积比为45：55至35：65；
以所述油相与所述水相的总用量为100mL计，所述稳定性调节组合物的含量为6-8g，所述石灰的含量为1-2g，所述有机土的含量为0-0.5g。
本发明第三方面提供一种制备前述第二方面所述的油基钻井液的方法，该方法应用前述第一方面所述的稳定性调节组合物进行，该方法包括：
S1、将油相、稳定性调节组合物、水相进行第一混合，得到超低油水比乳状液；
S2、将所述超低油水比乳状液与石灰、加重材料和任选的有机土进行第二混合，得到密度为1.8-2.2g/cm3的所述油基钻井液；
其中，所述油相与所述水相的用量体积比为45：55至35：65；
相对于每100mL的所述油相与所述水相的混合物，所述稳定性调节组合物的用量为6-8g，所述石灰的用量为1-2g，所述有机土的用量为0-0.5g。
本发明第四方面提供前述第二方面所述的油基钻井液在油气井工作液领域中的应用。
相对于现有技术，本发明提供的稳定性调节组合物和油基钻井液至少具有以下优势：
(1)本发明提供的稳定性调节组合物能够实现油基钻井液在超低油水比(≤50:50)、高温(120-200℃)高密度(1.8-2.0g/cm3)、不含或含极少量有机土的情况下仍能保持乳化稳定性、沉降稳定性及具有良好的流变性能与滤失性能；
(2)本发明提供的油基钻井液具有组分简单、低剂量、低油量、低/土土量、低成本的优势。
附图说明
图1是本发明提供的一种优选的剂II的红外吸收特征峰光谱图。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
需要说明的是，在本发明的各方面中，针对各方面中的相同的组分或者术语，本发明仅在其中一方面中描述一次而不重复进行描述，本领域技术人员不应理解为对本发明的限制。
如前所述，本发明第一方面提供了一种稳定性调节组合物，该组合物中含有含量重量比为2-4.5：1：1-2的剂I、剂II和剂III；
其中，所述剂I含有式(1)、式(2)和式(3)所示的化合物中的至少一种；
式(1)式(2)/>式(3)/>
R1选自至少含有一个碳碳双键的C8-C22的直链状不饱和烷基；R2选自至少含有一个碳碳双键的C7-C21的直链状不饱和烷基；R3选自至少含有一个碳碳双键的C7-C21的直链状不饱和烷基；
其中，以所述剂I的总含量重量为基准，R1、R2、R3为至少含有一个碳碳双键的C16-18的直链状不饱和烷基的化合物的含量重量之和不小于95wt％；
所述剂II为式(4)和/或式(5)所示的化合物；
式(4)式(5)/>
其中，在式(4)和式(5)中，所述R1各自独立地选自取代或未取代的至少含有一个碳碳双键的C8-C22的直链状不饱和烷基，且R1上任选存在的取代基为羟基；所述R2各自独立地选自至少含有一个碳碳双键的C7-C21的直链状不饱和烷基；
所述剂III为式(6)所示的化合物；
式(6)
R11选自至少含有一个碳碳双键的C8-C10的直链状不饱和烷基；R12选自至少含有一个碳碳双键的C8-C10的直链状不饱和烷基；
其中，以所述剂III的总含量重量为基准，R11为至少含有一个碳碳双键的C9的直链状不饱和烷基的化合物的含量重量之和不小于95wt％，R12为至少含有一个碳碳双键的C8的直链状不饱和烷基的化合物的含量重量之和不小于95wt％。
优选地，所述剂I为油胺聚氧乙烯(2)醚、油酰胺丙基二甲胺、油酸二乙醇酰胺中的至少一种。
优选情况下，所述剂II为将脂肪酸、脂肪胺和顺丁烯二酸酐进行接触反应I而获得的产物，所述接触反应I的操作包括：
(1)在55-65℃，转速为250-300r/min的回流搅拌条件下，将所述脂肪酸与所述脂肪胺进行15-20min的混合I；然后在160-170℃，转速为350-400r/min的回流搅拌条件下反应15-17h后得到混合物；
(2)在95-105℃，转速为250-300r/min的回流搅拌条件下，将所述混合物与所述顺丁烯二酸酐进行15-20min的混合II；然后在95-105℃，转速为350-400r/min的回流搅拌条件下反应2-4h后得到所述剂II；
所述脂肪酸为精制妥尔油脂肪酸和/或蓖麻油脂肪酸；所述脂肪胺为N-牛脂基-1，3-丙撑二胺和/或N-油基-1,3-丙撑二胺；
且所述脂肪酸、所述脂肪胺和所述顺丁烯二酸酐的用量重量比为2.8-3.0：1.9-2.0：1。发明人发现，该优选情况下，所述组合物能够显著改善超低油水比高密度钻井液的流动性和降滤失性。
根据一种优选的实施方式，所述N-油基-1,3-丙撑二胺和/或所述顺丁烯二酸酐为液态。
优选地，所述混合I的操作还包括：将所述脂肪胺滴加至所述脂肪酸中以进行所述混合I，且相对于1mL的所述脂肪酸，所述脂肪胺的滴加速度为2.0-2.6mL/min。
优选地，所述混合II的操作还包括：将所述顺丁烯二酸酐滴加至所述混合物中以进行所述混合II，且相对于1mL的所述混合物，所述顺丁烯二酸酐的滴加速度为0.8-1.2mL/min。
发明人发现上述两种优选情况下，所述组合物的乳化稳定性和降粘效果更好。
优选地，所述剂III为将二聚脂肪酸和N,N-二甲基-1,3-丙二胺进行接触反应II获得的产物，所述接触反应II的操作包括：
在95-105℃，转速为250-300r/min的回流条件下，将所述二聚脂肪酸与所述N,N-二甲基-1,3-丙二胺进行混合III；然后在165-175℃，转速为250-300r/min的回流搅拌条件下反应5-7h后得到所述剂III；
其中，所述二聚脂肪酸与所述N,N-二甲基-1,3-丙二胺的用量重量比为2.7-2.8：1。发明人发现，该优选情况下制备的所述组合物能够提高钻井液的沉降稳定性和降滤失效果。
根据一种优选的实施方式，所述剂II、所述剂III的合成各自独立地满足在连接了分水器的条件下进行操作。发明人发现该优选情况下，所述组合物的收率更高。
如前所述，本发明第二方面提供了一种超低油水比抗高温高密度油基钻井液，该油基钻井液含有油相、水相、石灰、加重材料以及前述第一方面所述的稳定性调节组合物，该油基钻井液还任选含有有机土；
其中，所述加重材料的含量使得所述油基钻井液的密度为1.8-2.2g/cm3；
所述油相与所述水相的含量体积比为45：55至35：65；
以所述油相与所述水相的总用量为100mL计，所述稳定性调节组合物的含量为6-8g，所述石灰的用量为1-2g，所述有机土的用量为0-0.5g。
优选地，所述水相为浓度为25-40wt％的CaCl2水溶液。
优选地，所述油相选自3#白油、柴油、气制油和合成基础油中的至少一种。
优选地，所述加重材料为API重晶石。
需要说明的是，本发明对所述石灰和所述有机土的平均粒径为没有要求，可以为本领域的常规平均粒径。
如前所述，本发明第三方面提供了一种制备前述第二方面所述的油基钻井液的方法，该方法应用前述第一方面所述的稳定性调节组合物进行，该方法包括：
S1、将油相、稳定性调节组合物、水相进行第一混合，得到超低油水比乳状液；
S2、将所述超低油水比乳状液与石灰、加重材料和任选的有机土进行第二混合，得到密度为1.8-2.2g/cm3的所述油基钻井液；
其中，所述油相与所述水相的用量体积比为45：55至35：65；
相对于每100mL的所述油相与所述水相的混合物，所述稳定性调节组合物的用量为6-8g，所述石灰的用量为1-2g，所述有机土的用量为0-0.5g。
优选地，在步骤S1中，所述第一混合在搅拌条件下进行，且至少满足：转速为3000-10000r/min，时间为31-45min。
优选地，在步骤S2中，所述第二混合在搅拌条件下进行，且至少满足：转速为8000-10000r/min，时间为30-40min。
需要说明的是，本发明中对所述第一混合和所述第二混合的温度没有具体要求，可以采用本领域常规的温度。
根据一种优选的具体实施方式，所述第一混合的操作包括：
在转速为2800-3100r/min的搅拌条件下，将所述油相与所述稳定性调节组合物进行1-5min的接触I，再加入所述水相，然后在8000-10000r/min转速下高速搅拌30-40min，得到所述超低油水比乳状液。发明人发现该优选情况下，制备得到的所述的油基钻井液的流动性性能更好。
如前所述，本发明第四方面提供了前述第二方面所述的油基钻井液在油气井工作液领域中的应用。
以下实施例中的实验方法，如无特殊说明，均为本领域常规方法。
以下通过实例对本发明进行详细说明，在没有特别说明的情况下，使用的原料均为普通市售商品，且为分析纯级别。
以下实例中使用的部分原料及来源如下：
剂I-1：为油胺聚氧乙烯(2)醚，结构式为：
剂I-2：为油酰胺丙基二甲胺，结构式为：
剂I-3：为油酸二乙醇酰胺，结构式为：
剂I-4：为十二烷基胺聚氧乙烯醚(2)，CAS号为：1541-67-9，结构式为：
剂I-5：为山嵛酰胺丙基二甲胺，结构式为：
剂I-6：为油酸酰胺，结构式为：
脂肪胺：为N-牛脂基-1，3-丙撑二胺，购自深圳傲新源科技有限公司；
油相：为3#白油，购自湖北泊润能源科技有限公司；
水相：为浓度为35wt％的CaCl2水溶液；
加重材料：为API重晶石，购自四川正蓉实业有限公司；
有机土：购自四川弘华油气田工程科技有限公司。
制备剂II：
(1)将39g精制妥尔油脂肪酸装入三口烧瓶中，连接冷凝回流管和分水器，升温至60℃，在转速为300r/min的回流搅拌条件下，将26g的提前加热至液态的脂肪胺(也即N-牛脂基-1，3-丙撑二胺)以2.5mL/min的滴加速度滴加入三口烧瓶中，以进行15min的混合I，然后，升温至165℃，在转速为400r/min的回流搅拌条件下反应16.5h，得到中间产物；
(2)降温至100℃，在转速为300r/min的回流搅拌条件下，将13.5g的提前加热至液态的顺丁烯二酸酐以1mL/min的滴加速度滴加到所述中间产物中，以进行15min的混合II；然后，保持100℃，在转速为400r/min的回流搅拌条件下反应3h，降温至室温收集产物，即得剂II；
图1示出了剂II的红外吸收特征峰光谱图，其中，在3500-3300cm-1处没有出现双峰，说明产物中没有伯胺，底物中伯胺基团参与了反应。在1300-1050cm-1处没有出现宽而强的峰，说明产物中没有酸酐，底物中酸酐参与了反应。此外，3311cm-1处的单峰归属于仲酰胺的N-H伸缩振动，1638cm-1处的吸收峰归属于酰胺基团的C＝O伸缩振动，1225cm-1处的吸收峰归属于C-N伸缩振动和N-H弯曲振动叠加，703cm-1处的吸收峰归属于N-H面外弯曲振动，说明产物中出现了酰胺基团，底物发生了酰胺化反应。1729cm-1处为-C＝C-COOH的C＝O伸缩振动，1458cm-1归属于-COOH中O-H面内弯曲振动，说明产物中存在羧酸基团。
制备剂III：
将56.1g的二聚脂肪酸装入三口烧瓶中，连接冷凝回流管和分水器，升温至100℃，在转速为300r/min的回流搅拌条件下，加入20.44g的N,N-二甲基-1,3-丙二胺进行混合III；然后，在转速为300r/min的回流搅拌条件下，升温至170℃反应6h，降温至室温收集产物，即得剂III。
制备例1：制备油基钻井液P1
本实施例用来说明本发明提供的油基钻井液参照表1中的参数进行，具体包括：
S1、室温下，转速为3000r/min的搅拌条件下，在油相中加入稳定性调节组合物(即剂I-1、剂II和剂III)进行1min的接触I，再缓慢加入水相，然后在9000r/min转速下高速搅拌40min，得到超低油水比乳状液；
S2、室温下，在转速为9000r/min的搅拌条件下，将石灰、加重材料(即重晶石)加入至所述超低油水比乳状液中进行第二混合40min，得到密度为2.0g/cm3的所述油基钻井液；其中，所述油相与所述水相的用量体积比为40：60。
制备例2：制备油基钻井液P2
本制备例采用与制备例1相同的工艺进行，不同的是，在步骤S1中，油相与水相的用量体积比为35：65，使用剂I-2代替剂I-1进行接触I，并改变了剂I和剂II的添加量，具体参数参照表1；
加入重晶石使得油基钻井液的密度为1.8g/cm3。
制备例3：制备油基钻井液P3
本制备例采用与制备例1相同的工艺进行，不同的是，在步骤S1中，使用4g剂I-3代替剂I-1进行接触I，并改变了制备的工艺参数以及剂II和剂III的添加量，具体参数参照表1；
加入重晶石使得油基钻井液的密度为1.8g/cm3。
制备例4：制备油基钻井液P4
本制备例采用与制备例1相同的工艺进行，不同的是，在步骤S2中添加0.5g的有机土，具体操作包括：室温下，在转速为10000r/min的搅拌条件下，将1g石灰、加重材料(即重晶石)、0.5g的有机土加入至超低油水比乳状液中进行第二混合30min，得到密度为2.2g/cm3的所述油基钻井液。
制备例5：制备油基钻井液P5
本制备例采用与制备例1相同的工艺进行，不同的是，在步骤S1中，使用4.5g的剂I-2代替剂I-1进行接触I，且剂II的添加量为1g；
并在步骤S2中添加0.5g的有机土，具体操作包括：室温下在转速为10000r/min的搅拌条件下，将石灰、加重材料(即重晶石)、0.5g的有机土加入至超低油水比乳状液中进行第二混合搅拌30min，得到密度为2.0g/cm3的所述油基钻井液。
制备例6：制备油基钻井液P6
本制备例采用与制备例1相同的工艺进行，不同的是，在步骤S1中，使用4.0g的剂I-2代替剂I-1进行接触I，且剂II的添加量为1g，剂III的添加量为1g；
并在步骤S2中添加0.5g的有机土，具体操作包括：室温下在转速为10000r/min的搅拌条件下，将石灰、加重材料(即重晶石)、0.5g的有机土加入至超低油水比乳状液中进行第二混合30min，得到密度为1.8g/cm3的所述油基钻井液。
对比例1：制备油基钻井液DP1
本对比例采用与实制备2相同的工艺进行，不同的是，不添加剂II和剂III，也即添加剂II和剂III的添加量均为0g，加入重晶石使得油基钻井液的密度为1.8g/cm3。
对比例2：制备油基钻井液DP2
本对比例采用与实制备2相同的工艺进行，不同的是，不添加剂II，也即添加剂II的添加量为0g，加入重晶石使得油基钻井液的密度为1.8g/cm3。
对比例3：制备油基钻井液DP3
本对比例采用与实制备2相同的工艺进行，不同的是，使用剂I-4代替剂I-1进行接触II，加入重晶石使得油基钻井液的密度为1.8g/cm3。
对比例4：制备油基钻井液DP4
本对比例采用与实制备2相同的工艺进行，不同的是，使用剂I-5代替剂I-1进行接触II，加入重晶石使得油基钻井液的密度为1.8g/cm3。
对比例5：制备油基钻井液DP5
本对比例采用与实制备2相同的工艺进行，不同的是，使用剂I-6代替剂I-1进行接触II，加入重晶石使得油基钻井液的密度为1.8g/cm3。
测试例1
将上述实例部分制备获得的油基钻井液进行热滚处理16h，静置2h后观察破乳分层的情况，并测试老化前和后的钻井液的破乳电压、流变性，具体结果参见表2。
表1
表2
表2续表
注：“粘度超量程”表示钻井液的粘度超量程，从而未进行相关性能的测试；
“-”表示未测试。
由以上结果可知，本发明提供的油基钻井液任选不含或含极少量有机土，且具有超低的油水比，密度范围大，且能实现高密度，抗高温，且抗温范围能达到120-200℃，在高温老化后的破乳电压高于400V、流动性好、重晶石不沉降、高温高压滤失量小。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种稳定性调节组合物，其特征在于，该组合物中含有含量重量比为2-4.5：1：1-2的剂I、剂II和剂III；
其中，所述剂I含有式(1)、式(2)和式(3)所示的化合物中的至少一种；
式(1)式(2)/>式(3)/>R1选自至少含有一个碳碳双键的C8-C22的直链状不饱和烷基；R2选自至少含有一个碳碳双键的C7-C21的直链状不饱和烷基；R3选自至少含有一个碳碳双键的C7-C21的直链状不饱和烷基；
其中，以所述剂I的总含量重量为基准，R1、R2、R3为至少含有一个碳碳双键的C16-18的直链状不饱和烷基的化合物的含量重量之和不小于95wt％；
所述剂II为式(4)和/或式(5)所示的化合物；
式(4)式(5)/>
其中，在式(4)和式(5)中，所述R1各自独立地选自取代或未取代的至少含有一个碳碳双键的C8-C22的直链状不饱和烷基，且R1上任选存在的取代基为羟基；所述R2各自独立地选自至少含有一个碳碳双键的C7-C21的直链状不饱和烷基；
所述剂III为式(6)所示的化合物；
式(6)
R11选自至少含有一个碳碳双键的C8-C10的直链状不饱和烷基；R12选自至少含有一个碳碳双键的C8-C10的直链状不饱和烷基；
其中，以所述剂III的总含量重量为基准，R11为至少含有一个碳碳双键的C9的直链状不饱和烷基的化合物的含量重量之和不小于95wt％，R12为至少含有一个碳碳双键的C8的直链状不饱和烷基的化合物的含量重量之和不小于95wt％。
2.根据权利要求1所述的组合物，其中所述剂I为油胺聚氧乙烯(2)醚、油酰胺丙基二甲胺、油酸二乙醇酰胺中的至少一种。
3.根据权利要求1或2所述的组合物，其中，所述剂II为将脂肪酸、脂肪胺和顺丁烯二酸酐进行接触反应I而获得的产物，所述接触反应I的操作包括：
(1)在55-65℃，转速为250-300r/min的回流搅拌条件下，将所述脂肪酸与所述脂肪胺进行15-20min的混合I；然后在160-170℃，转速为350-400r/min的回流搅拌条件下反应5-17h后得到中间产物；
(2)在95-105℃，转速为250-300r/min的回流搅拌条件下，将所述中间产物与所述顺丁烯二酸酐进行15-20min的混合II；然后在95-105℃，转速为350-400r/min的回流搅拌条件下反应2-4h后得到所述剂II；
所述脂肪酸为精制妥尔油脂肪酸和/或蓖麻油脂肪酸；所述脂肪胺为N-牛脂基-1，3-丙撑二胺和/或N-油基-1,3-丙撑二胺；
且所所述脂肪酸、所述脂肪胺和所述顺丁烯二酸酐的用量重量比为2.8-3.0：1.9-2.0：1。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的组合物，其中，所述剂III为将二聚脂肪酸和N,N-二甲基-1,3-丙二胺进行接触反应II获得的产物，所述接触反应II的操作包括：
在95-105℃，转速为250-300r/min的回流条件下，将所述二聚脂肪酸与所述N,N-二甲基-1,3-丙二胺进行混合III，然后在165-175℃，转速为250-300r/min的回流条件下反应5-7h后得到所述剂III；
其中，所述二聚脂肪酸与所述N,N-二甲基-1,3-丙二胺的用量重量比为2.7-2.8：1。
5.根据权利要求3或4所述的组合物，其中，所述剂II、所述剂III的合成各自独立地满足在连接了分水器的条件下进行操作。
6.一种超低油水比抗高温高密度油基钻井液，其特征在于，该油基钻井液含有油相、水相、石灰、加重材料以及权利要求1-5中任意一项所述的稳定性调节组合物，该油基钻井液还任选含有有机土；
其中，所述加重材料的含量使得所述油基钻井液的密度为1.8-2.2g/cm3；
所述油相与所述水相的含量体积比为45：55至35：65；
以所述油相与所述水相的总用量为100mL计，所述稳定性调节组合物的含量为6-8g，所述石灰的含量为1-2g，所述有机土的含量为0-0.5g。
7.根据权利要求6所述的油基钻井液，其中，所述水相为浓度为25-40wt％的CaCl2水溶液；和/或
所述油相选自3#白油、柴油、气制油和合成基础油中的至少一种；和/或
所述加重材料为API重晶石。
8.一种制备权利要求6或7所述的油基钻井液的方法，其特征在于，该方法应用权利要求1-5中任意一项所述的稳定性调节组合物进行，该方法包括：
S1、将油相、稳定性调节组合物、水相进行第一混合，得到超低油水比乳状液；
S2、将所述超低油水比乳状液与石灰、加重材料和任选的有机土进行第二混合，得到密度为1.8-2.2g/cm3的所述油基钻井液；
其中，所述油相与所述水相的用量体积比为45：55至35：65；
相对于每100mL的所述油相与所述水相的混合物，所述稳定性调节组合物的用量为6-8g，所述石灰的用量为1-2g，所述有机土的用量为0-0.5g。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，在步骤S1中，所述第一混合在搅拌条件下进行，且至少满足：转速为3000-10000r/min，时间为31-45min；和/或
在步骤S2中，所述第二混合在搅拌条件下进行，且至少满足：转速为8000-10000r/min，时间为30-40min。
10.权利要求6或7所述的油基钻井液在油气井工作液领域中的应用。
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| 孙金声;黄贤斌;蒋官澄;吕开河;刘敬平;代志文;: "无土相油基钻井液关键处理剂研制及体系性能评价", 石油勘探与开发, vol. 45, no. 04, 5 June 2018 (2018-06-05), pages 713 - 718 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116478671B (zh) | 2024-06-11 |
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