本发明属于石油钻探领域，具体涉及一种水基钻井液用聚胺抑制剂及其制备方法。
背景技术：
确保井壁稳定，有效避免泥页岩水化分散，对于页岩气开发来说是一个长期的挑战，虽然油基钻井液在解决井壁稳定方面有着独特优势，但是成本高、环保性能差，迫切需要具备高效抑制能力且环保的水基钻井液。而高性能水基钻井液技术的关键在于高效抑制剂的研发与应用。通过在常规钻井液中国加入胺类分子聚合物作为抑制剂，提高了水基钻井液抑制泥页岩水化膨胀与分散现象的发生。目前，聚胺高性能钻井液在全球范围内得到广泛应用，并有多次成功取代油基钻井液的适用案例。井壁稳定性的关键问题即减弱页岩水化分散，而减弱泥页岩水化分散与抑制剂的强抑制性是分不开的。
技术实现要素：
本发明所要解决的技术问题为：如何提供一种抑制性能优异，可有效抑制泥页岩水化分散的水基钻井液用聚胺抑制剂。
本发明的技术方案为：一种水基钻井液用聚胺抑制剂，其结构式如下：
其中，6≤n≤9。
进一步地，该聚胺抑制剂的数均分子量Mn为1177，重均分子量Mw为1397，最高峰分子量Mp为1369。
一种水基钻井液用聚胺抑制剂的制备方法，包括如下步骤：
步骤1：按质量称量以下组分，顺丁烯二酸酐75～80份，三乙醇胺210～215份，冰乙酸8～12份，自来水348～352份；
步骤2：常温下将称量好的顺丁烯二酸酐和三乙醇胺置于反应釜中；
步骤3：在40分钟内将反应釜内温度升至80～90℃，并保持该温度30分钟；
步骤4：保温结束后继续升温至180℃，同时将反应釜内压力用真空泵保持在20mm汞柱状态，反应4小时；
步骤5：反应过后，冷却泄压并降温至90℃。
步骤6：达到所需温度后加入冰乙酸和自来水，反应2小时后即制得聚胺抑制剂。
优选地，制备方法如下：
步骤1：按质量称量以下组分，顺丁烯二酸酐78份，三乙醇胺213份，冰乙酸10份，自来水350份；
步骤2：常温下将称量好的顺丁烯二酸酐和三乙醇胺置于反应釜中；
步骤3：在40分钟内将反应釜内温度升至80～90℃，并保持该温度30分钟；
步骤4：保温结束后继续升温至180℃，同时将反应釜内压力用真空泵保持在20mm汞柱状态，反应4小时；
步骤5：反应过后，冷却泄压并降温至90℃。
步骤6：达到所需温度后加入冰乙酸和自来水，反应2小时后即制得聚胺抑制剂。
本发明的聚胺抑制剂在水基钻井液中的应用。
聚胺抑制剂的使用量为水基钻井液总重量的1％。
反应机理如下：
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
本发明的聚胺抑制剂，其抑制性能效果优异，可有效抑制泥页岩水化分散，且无生物毒性、具备高温稳定性，可用于页岩气水基钻井液体系中。
附图说明
图1为本发明的抑制剂红外光谱图；
图2为本发明的抑制剂自动标尺色谱图；
图3为三种胺类抑制剂回收率，其中(a)为一次回收率；(b)为二次回收率；
图4为X射线衍射分析反映蒙脱土晶层间距示意图，其中(a)为一次回收率；(b)二次回收率。
具体实施方式
实施例1
步骤1：按质量称量以下组分，顺丁烯二酸酐78g，三乙醇胺213g，冰乙酸10g，自来水350g；
步骤2：常温下将称量好的顺丁烯二酸酐和三乙醇胺置于反应釜中；
步骤3：在40分钟内将反应釜内温度升至85℃，并保持该温度30分钟；
步骤4：保温结束后继续升温至180℃，同时将反应釜内压力用真空泵保持在20mm汞柱状态，反应4小时；
步骤5：反应过后，冷却泄压并降温至90℃。
步骤6：达到所需温度后加入冰乙酸和自来水，反应2小时后即制得聚胺抑制剂。
实施例2
步骤1：按质量称量以下组分，顺丁烯二酸酐75g，三乙醇胺210g，冰乙酸8g，自来水348g；
步骤2：常温下将称量好的顺丁烯二酸酐和三乙醇胺置于反应釜中；
步骤3：在40分钟内将反应釜内温度升至80℃，并保持该温度30分钟；
步骤4：保温结束后继续升温至180℃，同时将反应釜内压力用真空泵保持在20mm汞柱状态，反应4小时；
步骤5：反应过后，冷却泄压并降温至90℃。
实施例3
步骤6：达到所需温度后加入冰乙酸和自来水，反应2小时后即制得聚胺抑制剂。
步骤1：按质量称量以下组分，顺丁烯二酸酐80g，三乙醇胺215g，冰乙酸12g，自来水352g；
步骤2：常温下将称量好的顺丁烯二酸酐和三乙醇胺置于反应釜中；
步骤3：在40分钟内将反应釜内温度升至90℃，并保持该温度30分钟；
步骤4：保温结束后继续升温至180℃，同时将反应釜内压力用真空泵保持在20mm汞柱状态，反应4小时；
步骤5：反应过后，冷却泄压并降温至90℃。
步骤6：达到所需温度后加入冰乙酸和自来水，反应2小时后即制得聚胺抑制剂。
用红外光谱仪(WQF-510A)对本发明的抑制剂进行红外光谱分析，结果见图1：通过红外光谱分析可知，3420cm-1处的强峰为-OH吸收峰，1650cm-1的吸收峰是C＝O的伸缩振动特征峰，1550cm-1处的吸收峰是胺类N-R的面内弯曲振动，1390cm-1是CH面内弯曲振动。红外光谱表明，本发明的抑制剂分子中含有强烈的吸附及抑制泥页岩水化分散的基团N—R，水中电离后形成NH3+，且在分子链上含有多个-OH，羟基与阳离子形成的螯合键也具有一定的吸附作用。
实施例3
利用凝胶色谱图(Alliancee2695)测量本发明抑制剂分子量，结果见图2和表1。
表1抑制剂凝胶色谱分析结果
结果表明，本发明的抑制剂分子量处在1177～1397之间，平均值为1369，故本发明的抑制剂分子量在1000左右，满足基础设计要求，故可视其为低分子量聚合物抑制剂。
采用页岩滚动分散实验来评价本发明抑制剂抑制页岩水化分散性能。结果见图3。
由图3中(a)可知，本发明的抑制剂(HGI)表现出优良的抑制性能，在质量分数为0.2％时，岩屑回收率从18.3％提高为94.1％，随抑制剂质量分数增加回收率变化不大，在加量为1.5％和3％(质量百分浓度)时的回收率分别为95.12％和96.04％。在相同浓度有机胺抑制剂的作用下，本发明的抑制剂的一次回收率最高，同时，加入7％无机盐抑制剂KCl的岩屑一次回收率为56.4％，表明本发明的抑制剂在低质量分数时即有较好的抑制泥页岩水化分散的效果，抑制性优于传统无机盐抑制剂KCl和聚胺类抑制剂。
对比图3中(a)和图3中(b)可以发现，随着试验次数的增加，UHIB-1和UHIB-2处理过的岩屑回收率逐渐降低，而本发明的抑制剂作用后的岩屑二次回收率与同浓度的一次回收率相比，二次回收率达到99％以上，表明抑制剂在岩屑表面吸附稳定牢固，不易解吸，有效作用时间更长。
利用X射线衍射分析实验来评价本发明的抑制剂对钠蒙脱土的抑制效果，结果见图4。
由图4观察可知，钠蒙脱土充分水化后，由于钠离子在晶层空间以尺寸较大的水合离子形式存在，蒙脱土晶层间距由1.19nm增加至2.04nm。吸附在黏土颗粒表面的无机盐离子和小分子阳离子(质子化后的胺基)化合物能交换出黏土晶层内的水化阳离子及其吸附的水化壳，降低黏土层间距，导致层间距减小。经0.5％、1.5％、3％的本发明的抑制剂(HGI)水溶液处理后的湿态钠蒙脱土晶层间距分别为1.57nm、1.54nm、1.57nm，而经柴油处理后的钠蒙脱土晶层间距为1.42nm，表明本发明的抑制剂对钠蒙脱土的抑制效果和柴油相当。
利用三轴岩石力学测试系统(RTR-1000)测试经本发明的抑制剂和其他抑制剂浸泡后的岩心的承压能力来评价抑制能力。结果见表2。
表2经不同抑制剂溶液浸泡后岩石三轴实验结果
由表格数据可以看出，未浸泡前岩心表现出较好的抗压能力，抗压强度达到186.8Mpa，经过清水浸泡后岩心的抗压能力大幅度下降，仅为114.7Mpa，表明岩心内部发生严重水化作用，岩心内部水化膨胀致使抗压强度下降40％。在加入1％本发明的抑制剂(HGI)后页岩岩心的抗压强度为173.8Mpa，较经清水和其他三种处理剂浸泡后岩心的抗压强度要大，接近原始岩心抗压强度，说明本发明的抑制剂不仅对于黏土水化具备优良的抑制效果，同时对页岩岩石的强度的提高有突出效果，且效果优于胺类抑制剂UHIB-1、UHIB-2和无机盐抑制剂KCl。
以上所述实施例仅表达了本申请的具体实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本申请保护范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本申请技术方案构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本申请的保护范围。