一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂及制备方法与流程
本发明涉及高温高压气田高密度封隔液或完井液腐蚀控制，特别涉及一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂及制备方法。
背景技术：
1、我国南海油气田开发过程中，在完井阶段常会应用封隔液来防止地层水、油气以及酸性气体(co2/h2s)侵入油管和套管环空造成腐蚀，并平衡封隔器所承受的油藏压力，降低油管和环空之间的压差，从而确保油管、套管和封隔器等主要生产设施及工具的长周期安全稳定。
2、通常，所采用的封隔液为无固相盐水，常选择nacl、kcl、cacl2、cabr2、znbr2以及hcoona和hcook作为加重剂，依据不同密度需要，调节盐的种类和盐的浓度，实现在不同井条件下的环空保护，例如，在高温高压条件下需要使用高密度封隔液。
3、用于配制高密度无固相封隔液的加重剂通常为溴盐(如cabr2、znbr2等)和甲酸盐。cabr2/znbr2水溶液其自身具有很强腐蚀性、无法控制，在高温高压气井中使用受到限制。而甲酸盐，如hcook等，尽管其本身腐蚀性不大，但对于高温高压气井，天然气中常伴生co2等酸性气体，有些井co2分压甚至高达近30mpa，而hcook水溶液在高温且co2存在的条件下，其腐蚀性显著增大，不能完全满足高温高压气井封隔液的使用要求。对此，现有技术中也记载了一些解决方案，如专利cn105131925b公开了一种可降低高温高压下二氧化碳腐蚀的封隔液及其制备方法，其加重剂选择无机磷酸盐与有机膦酸盐的复合物，封隔液密度最高可达1.6g/cm3，并通过加入1-氨乙基-1-羧甲基-2-十七烯基氯化咪唑啉或丁炔二醇等缓蚀剂，控制封隔液的腐蚀速率低于0.076mm/a，但是该专利对于密度更高封隔液体系的腐蚀控制没有涉及。
技术实现思路
1、本发明为了克服现有高温高压气田高密度封隔液腐蚀控制的缺陷，提供一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂及制备方法，可以大幅降低高密度(密度1.7g/cm3)无固相封隔液或完井液在高温(≥150℃)、高压(压力系数≥1.8)、高含量co2(co2分压2-3mpa)条件下，对海上油气田生产设备、工具的腐蚀，控制腐蚀速率低于0.076mm/a。
2、第一方面，本发明提供一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，是采用以下技术方案得以实现的。
3、一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，包括以下质量百分数的组分：20～30％缓蚀剂主剂，1～5％含苯环类缓蚀剂，5～10％无机缓蚀剂，1～5％表面活性剂，5～10％有机溶剂，余量为水；
4、所述缓蚀剂主剂的具有下式(ι)的结构式：
5、
6、其中，r＝c15h31。
7、进一步的，所述含苯环类缓蚀剂选用苯并三氮唑、2-巯基苯并噻唑、n-十二烷基苯并三氮唑中的一种或几种。
8、进一步的，所述无机缓蚀剂选用亚硝酸钠、钼酸盐、钨酸盐中的一种或几种。进一步的，所述表面活性剂选用十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十二烷基二甲基苄基氯化铵中的一种或几种。
9、进一步的，所述有机溶剂选用甲醇、乙二醇、乙醇中的一种或几种。
10、进一步的，所述缓蚀剂主剂的制备方法如下：
11、s1.以二甲苯为携水剂，三氧化二铝和镁屑为催化剂，并在氮气保护下，用棕榈酸与二乙烯三胺反应生成具有下式(ⅲ)结构的棕榈酸咪唑啉中间体；其中，二甲苯占反应物总质量的25～30％；三氧化二铝和镁屑质量比为1:1，共占反应物总质量的0.5～1％；棕榈酸与二乙烯三胺的摩尔比为1:1.5～1:1.8；
12、
13、s2.以异丙醇为溶剂，聚乙二醇为催化剂，用步骤s1制备得到的棕榈酸咪唑啉中间体与3-氯-2-羟基丙烷磺酸钠反应生成具有下式(ⅱ)结构的棕榈酸咪唑啉季铵盐；其中，异丙醇占反应物总质量的30～40％，聚乙二醇占反应物总质量的5～10％，棕榈酸咪唑啉中间体与3-氯-2-羟基丙烷磺酸钠的摩尔比为1:1.2～1:1.5；
14、
15、s3.以水为溶剂，正辛醇为硫化试剂和稳定剂，用步骤s2制备得到的棕榈酸咪唑啉季铵盐与硫脲反应生成具有下式(ⅰ)结构的缓蚀剂主剂；其中，水占反应物总质量的20～25％，正辛醇占反应物总质量的35～40％，棕榈酸咪唑啉季铵盐与硫脲的摩尔比为1:1.6～1:2.0；
16、
17、更进一步的，步骤s1中，反应分为两个阶段，第一阶段酰胺化反应，反应温度150～180℃，反应时间4～6h；第二阶段环化反应，反应温度200～220℃，反应时间16～20h。
18、更进一步的，步骤s2中，反应温度120～140℃，反应时间5～8h。
19、更进一步的，步骤s3中，反应温度120～140℃，反应时间4～6h。
20、本发明缓蚀剂主剂的制备方法涉及的反应式如下：
21、
22、
23、其中，r＝c15h31。
24、第二方面，本发明提供一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂的制备方法，是采用以下技术方案得以实现的。
25、一种上述高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂的制备方法，步骤如下：在转速为100～200r/min、温度为50～60℃的条件下，依次将规定量的水、有机溶剂、表面活性剂、缓蚀剂主剂、无机缓蚀剂和含苯环类缓蚀剂混合，搅拌1～2h至混合均匀，脱除固体杂质得到最终产品。
26、本申请具有以下有益效果。
27、本发明可以大幅降低高密度(密度1.7g/cm3)无固相封隔液或完井液在高温(≥150℃)、高压(压力系数≥1.8)、高含量co2(co2分压2-3mpa)条件下，对海上油气田生产设备、工具的腐蚀，控制腐蚀速率低于0.076mm/a。本发明高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂性能均优于国内外同类型产品，应用前景广阔。
技术特征：
1.一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，其特征在于，包括以下质量百分数的组分：20～30％缓蚀剂主剂，1～5％含苯环类缓蚀剂，5～10％无机缓蚀剂，1～5％表面活性剂，5～10％有机溶剂，余量为水；
2.根据权利要求1所述的一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，其特征在于，所述缓蚀剂主剂的制备方法如下：
3.根据权利要求2所述的一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，其特征在于，步骤s1中，反应分为两个阶段，第一阶段酰胺化反应，反应温度150～180℃，反应时间4～6h；第二阶段环化反应，反应温度200～220℃，反应时间16～20h。
4.根据权利要求2所述的一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，其特征在于，步骤s2中，反应温度120～140℃，反应时间5～8h。
5.根据权利要求2所述的一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，其特征在于，步骤s3中，反应温度120～140℃，反应时间4～6h。
6.根据权利要求1所述的一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，其特征在于，所述含苯环类缓蚀剂选用苯并三氮唑、2-巯基苯并噻唑、n-十二烷基苯并三氮唑中的一种或几种。
7.根据权利要求1所述的一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，其特征在于，所述无机缓蚀剂选用亚硝酸钠、钼酸盐、钨酸盐中的一种或几种。
8.根据权利要求1所述的一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，其特征在于，所述表面活性剂选用十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十二烷基二甲基苄基氯化铵中的一种或几种。
9.根据权利要求1所述的一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂，其特征在于，所述有机溶剂选用甲醇、乙二醇、乙醇中的一种或几种。
10.一种权利要求1-9任一所述高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂的制备方法，其特征在于：步骤如下：在转速为100～200r/min、温度为50～60℃的条件下，依次将规定量的水、有机溶剂、表面活性剂、缓蚀剂主剂、无机缓蚀剂和含苯环类缓蚀剂混合，搅拌1～2h至混合均匀，脱除固体杂质得到最终产品。
技术总结
本发明公开了一种高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂及制备方法。所述高温高压气田高密度封隔液缓蚀剂包括以下质量百分数的组分：20～30％缓蚀剂主剂，1～5％含苯环类缓蚀剂，5～10％无机缓蚀剂，1～5％表面活性剂，5～10％有机溶剂，余量为水。将上述组分按照一定顺序投加，并在转速为100～200r/min、温度为50～60℃的条件下搅拌1～2h至混合均匀。通过使用本发明缓蚀剂，可以大幅降低高密度(密度1.7g/cm3)无固相封隔液或完井液在高温(≥150℃)、高压(压力系数≥1.8)、高含量CO2(CO2分压2‑3Mpa)条件下，对海上油气田生产设备、工具的腐蚀，控制腐蚀速率低于0.076mm/a。
技术研发人员：王昊龙,丁秋炜,张宇,张昕,李帅,孙彦民,南军,周立山
受保护的技术使用者：中海油天津化工研究设计院有限公司
技术研发日：
技术公布日：2024/9/23