2%，BaS化20%，余量为水;其中，胺基娃醇抑制剂的结构 通式见式8,式中Ri为乙氧基，m取0,化中η取3。
[0139] 胺基娃醇抑制剂的制备步骤为：
[0140] 1)在装有溫度计、分馈柱的Ξ 口烧瓶中加入3mol式4化合物和0.05μπιο1催化剂A (碳载销），从冷凝器上的恒压漏斗中滴入式3化合物(6mol)，滴加速度控制在使烧瓶中液溫 维持在85°C左右，约化滴加完毕，然后回流直至几乎无回流液滴为止，得到式5化合物；
[0141] 2)在装有直形冷凝器（内填有瓷环)-恒压漏斗、溫度计和化插底管的四口烧瓶中， 投入2mol式5化合物，加热至60°C，再滴加甲醇(2mol)，鼓泡赶酸，滴丸后不断揽拌维持正常 回流，测定氯含量为25%判定反应终点，得到式6化合物；
[0142] 3)胺化反应对溫度、压力有明确要求，因此该步反应需在高溫高压反应蓋中进行， 反应前，先在反应蓋中加入Imol式6化合物和4皿〇1催化剂B(Pt-N(C2也)络合物催化剂），从 恒压漏斗中滴入四乙締五胺2.8mol，用化置换反应蓋中空气8次，然后充入化至压力7MPa，将 反应蓋置于油浴锅中，升溫至210°C反应12h，然后继续回流反应化，冷却，得到式7化合物；
[0143] 4)在Ξ口烧瓶中加入300g去离子水，用滴加漏斗缓慢加入150g式7化合物，控制滴 加速度，在30min左右滴加完毕，控制溫度80°C左右反应化，抽真空去除挥发性物质，冷却、 过滤，得到式8化合物，即胺基娃醇抑制剂；
[0144] 上述式3~式8中：Ri为乙氧基，m取0,化中η取3。
[0145] 娃胺基钻井液的制备步骤同实施例1。
[0146] 对比例1
[0147] 钻井液由W下质量百分数的组分组成：钢基膨润±4%，簇甲基纤维素钢（CMC) 0.2%，水解聚丙締酷胺钟盐化PAM)0.3%，有机娃腐植酸钟0SAM-K 2%，乳化渐青SFT 3%， 化OH 0.2 %，BaS化20 %，余量为水;其制备步骤为基本同实施例1，唯一的区别在于不加入 胺基娃醇抑制剂。
[014引试验例
[0149] 1、胺基娃醇抑制性评价
[0150] 分别取实施例1~11中胺基娃醇抑制剂进行相对抑制率评价，方法如下：
[0151] 1)基浆的配制
[0152] 在400mL蒸馈水中加入1.2g(精确至0.0 lg)碳酸钢，在1000化/min下揽拌5min后， 缓慢加入44.0g(精确至O.Olg)钢基膨润上，在lOOOOr/min下揽拌20min，再在24±3°C下按 SY/T 5624-1993的规定测定基浆的Φ 100值。
[0153] 2)泥浆的配制
[0154] 分别取12.OmL胺基娃醇抑制剂，溶于400毫升蒸馈水中，揽拌均匀，再加入1.2g(精 确至ο. Olg)碳酸钢，在lOOOOr/min下揽拌5min后，缓慢加入44. Og(精确至ο. Olg)钢基膨润 ±，在lOOOOr/min下揽拌20min，再在24±3°C下按SY/T 5624-1993的规定测定泥浆的Φ 100 值。
[0155] 根据测定结果，计算胺基娃醇抑制剂的相对抑制率，结果见下表1。相对抑制率X的 计算公式如下：
[0156]
[0157] 式4
[015引式4中，X为相对抑制率（％)，Φιοο为泥浆在l(K)r/min的读值(格），Φ '100为基浆在 lOOr/min的读值(格）。
[0159] 表1实施例1~11中胺基娃醇抑制剂的相对抑制率评价数据
[0160]
[0161 ] 从表1可知，实施例1~11中胺基娃醇抑制剂的相对抑制率均超过80 %，对粘±水 化分散的抑制能力较强。
[0162] 2、娃胺基钻井液的抑制性评价
[0163] 分别取实施例1~11中娃胺基钻井液进行岩屯、回收率测试，方法参照标准《SY- 巧613-2000泥页岩理化性能试验方法》。称取4~8目岩屯、50.Og，加至高溫老化蓋中，随后分 别将实施例1~11及对比例1中的钻井液加入老化蓋中至刻度线处(350mL)，120°C热滚16h 后，过100目筛，筛留物（105°C±3°C)干燥地，干燥器内冷却至室溫，称重。回收岩屑的重量 与初始岩屑重量之比即为一次岩屯、回收率，结果见下表2。
[0164] 表2实施例1~11及对比例1中钻井液的岩屯、回收率测试结果
[01 化]
[0166] ~从表2可知，实施例1~11中钻井液的一次岩屯、回收率均大于90 %，明显优于对比' 例1中64.21%，表明采用胺基娃醇HAS的钻井液能有效抑制岩屯、水化分散。
[0167] 2、娃胺基钻井液的流变性评价
[0168] 分别取实施例1~11中娃胺基钻井液进行流变性测试，方法为:在120°C下，用高溫 滚子加热炉老化16h，再按照GB/T 16783.1-2006测试并记录其流变性能，结果见下表3。
[0169] 表神圭胺基钻井液的流变性的评价数据
[0170]
[0171]
[0172] 注:密度 1.20g/cm3,测试溫度50°C，HTHP 3.5MPaX120°C。
[0173] 从表3可知，实施例1~11中娃胺基钻井液经热滚后流变性仍较好，滤失量小，表明 钻井液中各组分间协同作用显著。
[0174] 本发明中娃胺基钻井液对泥页岩具有较强的抑制性能，能有效抑制粘±造浆，同 时具有优异的流变性，且滤失量小，有利于对储层形成保护，可满足钻井作业要求。
【主权项】
1. 硅胺基钻井液，其特征在于:包括以下质量百分数的组分:钠基膨润土 3%~5%，增 粘剂0.2%~0.3%，包被剂0.3%~0.5%，降滤失剂0.5%~2%，封堵剂3%~5%，胺基硅 醇抑制剂〇· 5%~1 %，NaOH 0· 1 %~0· 5% ; 所述胺基硅醇抑制剂的结构通式如下：式8中：?为氢、羟基、苯羟基、1~5个碳的烷基或者1~5个碳的烷氧基;m取0~2中任一η取0~3中任一整数。2. 根据权利要求1所述的硅胺基钻井液，其特征在于:所述胺基硅醇抑制剂的制备步骤 如下： 1) 取式3化合物、式4化合物和催化剂A，在温度80~90 °C下回流反应6~8h，得到式5化 合物； 2) 取式5化合物和甲醇，惰性气氛中，在温度60~90°C下反应2~3h，得到式6化合物； 3) 取式6化合物、多乙烯多胺和催化剂B，惰性气氛中，在温度200~220°C、压力6.0~ 7.0MPa下反应10~14h，再回流反应3~7h，冷却，得到式7化合物； 4) 取式7化合物和水，在温度75~85 °C下反应2~4h，冷却、过滤，得到式8化合物，即胺 基娃醇抑制剂； 式3~式7化合物如下所示：上述式3~式7中：心为氢、羟基、苯羟基、1~5个碳的烷基或者1~5个碳的烷氧基;m取0 ~2中任一整数η取0~3中任一整数。3. 根据权利要求2所述的硅胺基钻井液，其特征在于:步骤1)中式3化合物、式4化合物 的摩尔比为1.0~1.5:0.8~2.0;催化剂Α为氯铂酸或碳载铂。4. 根据权利要求2所述的硅胺基钻井液，其特征在于：步骤2)中式5化合物与甲醇的摩 尔比为1.1~2.5:1.5~2.5。5. 根据权利要求2所述的硅胺基钻井液，其特征在于:步骤3)中式6化合物、多乙烯多胺 的摩尔比为1.0~2.5:1.2~2.8;催化剂B为Pt-N(C 2H5)络合物催化剂或C8H18OPtSi2。6. 根据权利要求1所述的硅胺基钻井液，其特征在于:所述包被剂为两性离子聚合物包 被剂FA367、聚合物包被剂PAC141、水解聚丙烯酰胺钾盐、丙烯酰胺-丙烯腈共聚物中的一种 或多种。7. 根据权利要求1所述的硅胺基钻井液，其特征在于:所述降滤失剂为磺化褐煤树脂、 磺化酚醛树脂、双聚铵盐、有机硅腐植酸钾中的一种或多种。8. 根据权利要求1所述的硅胺基钻井液，其特征在于:所述封堵剂为乳化沥青、阳离子 沥青粉、乳化石蜡中的一种或多种。9. 根据权利要求1~8中任一项所述的硅胺基钻井液，其特征在于:所述硅胺基钻井液 还包括以下质量百分数的组分:NaOH 0.1%~0.5%，BaS〇4 20%~50%;余量为水。10. 如权利要求9所述硅胺基钻井液的制备方法，其特征在于:制备步骤如下：按照质量 百分数准确取各组分，先将钠基膨润土加入水中，混匀后于22~28°C下密闭养护20~28h， 加入pH调节剂，混匀后加入包被剂和增粘剂，混匀，再加入降滤失剂和封堵剂，混匀后加入 胺基硅醇抑制剂，混匀，最后加入加重剂至所需泥浆密度，混匀，即得。
【专利摘要】本发明公开了一种硅胺基钻井液及其制备方法，属于资源勘探及石油开采技术领域。该钻井液包括以下质量百分数的组分：钠基膨润土3％～5％，增粘剂0.2％～0.3％，包被剂0.3％～0.5％，降滤失剂0.5％～2％，封堵剂3％～5％，胺基硅醇抑制剂0.5％～1％，NaOH0.1％～0.5％；所述胺基硅醇抑制剂的结构通式如下：式8中：R1为氢、羟基、苯羟基、1～5个碳的烷基或者1～5个碳的烷氧基；m取0～2中任一整数；R2为n取0～3中任一整数。该钻井液对泥页岩具有较强的抑制性能，能有效抑制粘土造浆，同时具有优异的流变性，且滤失量小，有利于对储层形成保护，可满足钻井作业要求。
【IPC分类】C07F7/18, C09K8/22
【公开号】CN105670578
【申请号】CN201610096623
【发明人】张桂强, 向兴金, 刘霞, 何振奎, 李剑, 肖俊峰, 吕方, 王荐, 华松, 郑永超, 郑文武
【申请人】中石化石油工程技术服务有限公司, 中石化河南石油工程有限公司钻井工程公司, 湖北汉科新技术股份有限公司
【公开日】2016年6月15日
【申请日】2016年2月22日