反相乳液聚合法合成凝胶微球及其封堵性能评价

以丙烯酰胺（AM）和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料,用反相乳液聚合法合成了凝胶微球（OBMG）。并采用红外光谱（FTIR）、核磁共振氢谱（1HNMR）对其结构进行了表征。详细考察了反相乳液体系中复合乳化剂的HLB值、油水比、单体物质的量比、单体总浓度、交联剂浓度对封堵效果的影响。结果表明,合成OBMG的最佳条件为:复合乳化剂的HLB值为5.0、油水比为0.64∶1、交联剂浓度为单体总质量的0.07%,单体总浓度为30%。在此条件下产物的单位压差漏失量降低率最大为80%。同时研究了凝胶微球加量对油基钻井液封堵性、电稳定性和表观黏度的影响。实验结果表明,凝胶微球加量为2%～3%时,钻井液的封堵效果最佳,说明其有利于提高乳液的稳定性。在油基钻井液中,OBMG封堵效果优于改性沥青和树脂微球。      

一种两性离子聚合物凝胶微球的制备与封堵性能

针对油基钻井液封堵性不足的难题,以N,N-二甲基丙烯酰胺（DAM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和二烯丙基二甲基氯化铵（DMDAAC）为单体,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂,采用悬浮聚合法合成了一种两性离子聚合物凝胶微球。采用核磁共振氢谱对凝胶微球进行了分子结构表征,并考察了单体投料比、交联剂加量、乳化剂加量等对凝胶微球粒径与封堵性能的影响规律,最终将单体投料比优选为DAM∶AMPS∶DMDAAC=7∶1∶2,MBA加量优选为单体总质量的0.2%,乳化剂加量优选为单体总质量的3%,得到的凝胶微球平均粒径在22 μm左右。在油基钻井液中评价了微球的封堵性能,结果表明,凝胶微球在油基钻井液中的适应性良好,能够在高温下封堵尺寸为5～150 μm范围内的漏缝,效果优于氧化沥青与细目碳酸钙,是一种高性能的微米级封堵剂,具有较好的现场应用潜力。      

水基凝胶微球的制备及在堵漏中的应用

采用反相乳液聚合法,合成了水基钻井液用凝胶微球。采用电子显微镜、红外光谱、热重分析、粒径分析,对合成的凝胶微球的组成、形貌及热稳定性进行了表征。结果显示制备出的凝胶微球呈现微米级球形结构,尺寸在4.5～68 μm范围内,初始热分解温度为150 ℃。同时考察了乳化剂加量、搅拌、油水比对凝胶微球粒径的影响,评价了凝胶微球的堵漏性能。结果表明,反应条件对凝胶微球尺寸有较大影响,随着乳化剂加量的增大,凝胶微球的平均粒径减小;适当搅拌会促进乳状液的稳定,合成得到的凝胶微球的粒径较小;增大油水比会导致凝胶微球的平均粒径减小。通过堵漏实验可知,凝胶微球有良好的封堵效果,其中乳化剂加量为4%,油水比为7∶3,不搅拌条件下制备的凝胶微球平均粒径为45.1 μm,是封堵效果最好的凝胶微球。      

钻井液用超支化反相乳液聚合物的合成及其性能

以丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺为原料,采用氧化还原引发剂体系,在RAFT试剂存在下,通过反相乳液聚合制备了超支化P(AA-AM-AMPS)反相乳液聚合物。研究了引发剂比例及用量、油水体积比、乳化剂的HLB值及其用量等因素对共聚物的水溶液表观黏度及所处理钻井液的流变性和滤失量的影响。结果表明,当引发剂过硫酸铵/亚硫酸氢钠=1∶1,引发剂用量为0.16%~0.2%,油水体积比为0.875~1.0,复合乳化剂HLB值为6.9~7.1,复合乳化剂用量为7.6%~8.5%时,制得反相乳液聚合物的水溶液表观黏度为66~71 mPa·s,该超支化P(AA-AMAMPS)反相乳液聚合物在淡水、盐水、饱和盐水和复合盐水基浆中具有较好的增黏、降滤失能力,抗温、抗盐能力强,同时具有较强的润滑能力,在淡水基浆中加量为1%时润滑系数降低率为68.3%。     

丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物絮凝剂的合成及性能研究

采用反相乳液聚合法,合成丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物絮凝剂,共聚单体丙烯酰胺与丙烯酸投料的摩尔比为1∶1,考察了单体浓度、引发剂浓度、乳化剂用量、亲水亲油平衡值(HLB值)、油水体积比及乙二胺四乙酸二钠用量对共聚物特性粘数([η])的影响。实验结果表明,在单体用量为52g/mL(以每毫升水中单体的克数计)、油水体积比为1.5时,体系最稳定;氧化剂的浓度为3.3mmol/L时,共聚物特性粘数最大;在HLB值为5.30、乳化剂质量浓度为4.5g/mL时,絮凝效果最好;乙二胺四乙酸二钠用量(占单体的质量)的最佳值为0.24%,共聚物特性粘数达到最大。     

Span-OP乳化体系下丙烯酰胺反相微乳液的制备

使用 Span80-OP7、Span80-OP10、Span80-OP15乳化体系制备了以柴油为连续相的丙烯酰胺反相微乳液,确定形成微乳的最佳 HLB 值为7.0。通过电导率法与目测法相结合绘制出体系的拟三元相图,表明以Span80-OP10作为复合乳化剂形成的反相微乳区面积较大,油相与乳化剂的最佳质量比为3:1。同时发现,在体系中添加质量分数为2%的乙酸钠可以提高丙烯酰胺单体溶液的增溶量,此时体系组成(质量分数)为:水相39.52%,油相45.36%,乳化剂相15.12%。     

纳米石蜡乳液封堵材料的合成与性能评价

采用乳状液转换点法（EIP法）和乳化剂在油中法相结合,以Span80、Tween80为复合乳化剂,并加入乳化助剂疏水缔合羟乙基纤维素（HMHEC）制备出性能稳定的纳米石蜡乳液。其中,复合乳化剂的HLB值为10.5,浓度为11%,乳化助剂HMHEC浓度为0.6%,纳米乳化石蜡乳液平均粒径在65 nm。制备的纳米石蜡乳液稳定性良好,静置24 h的纳米石蜡乳液沉降稳定性良好,24 h的沉降率在5%左右。与常用钻井液处理剂的配伍性实验结果表明,抑制剂NH₄-HPAN和增黏剂XC会使纳米石蜡乳液粒径增大,超过100 nm;纳米石蜡乳液与其他钻井液处理剂的配伍性良好。封堵实验结果表明,纳米石蜡乳液对页岩级泥饼孔隙具有良好的封堵能力,封堵率可以达到92.59%,封堵效果优于无机纳米封堵材料氧化锌和碳酸钙。      

一种用作钻井液增黏剂的反相微乳液的性能研究

以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N,N-二甲基丙烯酰胺（DMAM）为单体,采用反相微乳液聚合合成了微乳液型钻井液增黏剂AM/AA/AMPS/DMAM。该增黏剂直接以微乳液的形式加入到钻井液体系中,当加量达到0.6%时（30℃）,钻井液的表观黏度（AV）、塑性黏度（PV）、动切力（YP）和滤失量（FL）分别为26.5 mPa·s、16.0 mPa·s、10.5 Pa和14.2 mL。随热滚温度的升高,含1.0%增黏剂钻井液的AV、PV、YP均呈下降趋势,FL增大,但在150℃内的变化较小,耐温性较好。含2.0%增黏剂钻井液抗NaCl侵可达饱和,抗CaCl₂侵可达0.6%。该反相微乳液增黏剂与常规的钻井液增黏剂80A-51相比,其耐温抗盐性能有了较大幅度的提高。图1表6参6     

微裂缝封堵护壁材料FPS的合成及其性能

以废泡沫、丙烯酸酯、丙烯酰胺为原料,通过乳液聚合方法制备了微裂缝封堵用胶乳护壁材料,考察了引发剂比例及用量、油水体积比、乳化剂的HLB值及其用量等因素对钻井液滤失量和流变性能影响。结果表明,当引发剂过硫酸钾/偶氮二异丁基脒盐酸盐(质量比)=1:1,引发剂用量为0.3%~0.5%、丙烯酸酯/废泡沫/丙烯酰胺(质量比)=(2.75~4.0)∶(1.0~2.0)∶(0.8~1.25)、复合乳化剂用量为2.0%~4.0%、乳液pH值7~8、反应温度80℃时,制得护壁材料抗温达200℃,具有较好降滤失和护壁成膜作用,在淡水钻井液中加量为2.0%时滤失量降低70%。     

疏水缔合AM／AMPS／MJ-18三元共聚物的合成

采用反相乳液聚合法,以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、十八烷基二甲基烯丙基氯化铰（MJ-18）为原料,合成了疏水缔合AM／AMPS／MJ-18三元共聚物,考察了反应条件对乳液稳定性、单体转化率、共聚物特性粘数及抗盐性的影响。确定了最佳合成条件：反应温度25℃,过硫酸铵／亚硫酸氢钠引发剂加量（以水相质量计）0．15％,Span-80／Tween-80复配乳化剂加量（以油相质量计）6％,油水体积比1：1,体系pH值7～9,单体总加量（以水相质量计）50％,其中疏水单体MJ-18含量0．6％。     

具核结构的油基钻井液封堵剂的研制

随着油气田开发的不断扩展,钻井难度逐渐增加,油基钻井液的使用率也逐渐增大。油基钻井液封堵能力对于预防井漏和井壁坍塌具有重要的作用。以丙烯酸丁酯、丙烯酸十八酯、丙烯酸和苯乙烯等油溶性单体为原料,采用改进的乳液聚合工艺,以亲油型的改性石英粉为凝结核,合成了一种具核结构的丙烯酸树脂高分子材料,作为油基钻井液封堵剂。实验结果表明:该封堵剂对油基钻井液基浆流变性能影响很小,可大大改善油基钻井液基浆的滤失造壁性和乳液稳定性。岩心封堵实验说明合成的封堵剂对中低渗岩心具有较好的封堵效果和封堵质量,正反向封堵率都可以达到75%以上;突破压力实验反映合成的封堵剂具有较高的封堵强度,突破压力可达10 MPa以上。同时,该封堵剂具有优异的耐高温能力,老化前后,封堵率和封堵强度基本不变。与沥青类封堵剂对比实验得出,研发的封堵剂具有较大的优势。     

抗高温反相乳液增黏剂DVZ-1的研究与应用

针对新疆塔东地区深井高温下导致钻井液流变性变差等问题,采用氧化还原体系,利用反相乳液聚合法,以白油为油相,以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N,N-二甲基丙烯酰胺（DMAM）和N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）为原料,合成了抗高温钻井液用增黏剂DVZ-1。研究了单体配比、引发剂和反应温度等条件对产品性能的影响,并借助于红外光谱、热重分析及凝胶色谱仪对合成产物进行了表征,评价了该产品在钻井液中的增黏性、高温稳定性和降滤失性,并分析了其作用机理。结果表明,DVZ-1的最佳合成条件为单体质量分数为50%（相对于水相）,引发剂用量为0.2%,油水比为1:1,复合乳化剂质量分数为7%（相对于油相）,单体物质的量比为AMPS:DMAM:NVP=1:4:0.5,pH值为8,反应温度为50℃,反应时间为6 h,合成的DVZ-1热稳定性好,抗温达220℃,在淡水、盐水和饱和盐水基浆中均有较好的增黏和降滤失作用,在塔东GC14井和大庆XS7-H1井等6口井的现场应用过程中,解决了钻井液高温减稠、窄环空间隙条件下携岩等问题,保障了钻井作业的顺利实施。      

Propylene glycol mono and di stearates as water in oil emulsifiers for oil-well drilling fluids

The objective of drilling operation is to drill, evaluate and complete a well that will produce oil and/or gas efficiently. The responsibility for performing these functions is held by using drilling mud.The research will focus on the oil base mud system due to the importance of that kind of drilling fluid which helped to address several drilling problems such as formation clays that react, swell or slough after expose to WBFs, increasing down hole temperatures, contaminants, stuck pipe, torque and drag.The research will rely on an economical-low cost prepared emulsifiers that used as W/O emulsifiers for oil base mud instead of the imported emulsifier. The new prepared emulsifiers provide an excellent options with emulsification power for oil-based mud that formulated from diesel oil and water.The nonionic emulsifiers were prepared through the esterification reaction of propylene glycol (1?mol) and stearic acid (1?mol) and/or (2?mol), the products were two oil soluble nonionic emulsifiers with hydrophilic/lipophilic balance (HLB) of 3.4 and 2.8 respectively. The chemical structure was confirmed using elemental analysis, FTIR and ¹H NMR.The new prepared emulsifiers were evaluated as primary emulsifiers for oil – base mud and the results were compared with the currently used primary emulsifier. The obtained results exhibited interesting rheology properties and shear-thinning behavior, yield value, thixotropy, gel strength and filter loss.     

球状凝胶复合封堵剂的研制与应用

为解决涪陵地区页岩气储层层理、裂缝发育导致的油基钻井液漏失严重的问题,通过分析页岩气地质特征及油基钻井液特性,研制出纳微米级可变形球状凝胶,辅配优选出的片状、纤维状封堵材料,合成了球状凝胶复合封堵剂。室内评价表明,在油基钻井液中加入2.4%球状凝胶复合封堵剂后,高温高压滤饼厚度由4.0 mm减小至1.5 mm,高温高压滤饼渗透率降低97.66%,20/40目石英砂床封堵承压能力由2 MPa提高至17 MPa。该球状凝胶复合封堵剂在涪陵地区66口井的现场应用结果表明,其与油基钻井液的配伍性好,可随钻封堵微孔、微裂缝,防止或减少钻井液漏失,从而有效降低油基钻井液的钻进损耗。      

顺北油气田奥陶系破碎性地层油基钻井液技术

针对顺北多口超深井采用水基钻井液钻遇奥陶系地层时井壁失稳和井漏并存的技术难题,通过井壁失稳机理分析,设计合成了具有三头双尾结构的Gemini型高温乳化稳定剂和支化型流型调节剂,采用微胶囊化处理方法研制了一种可在156℃以上的温度下激发后膨胀5.37倍以上的温度敏感型膨胀性堵漏材料,开发了一种抗高温强封堵低黏高切油基钻井液体系。室内评价结果表明,该体系抗温不小于180℃,所形成的油包水乳化液滴尺寸为1.2～26.9 μm,具有较宽的粒径分布,高温高压滤失量为2.4 mL ;塑性黏度不大于40 mPa·s,动塑比为0.31～0.40 Pa/mPa·s,与传统油基钻井液相比,塑性黏度降低10%～15%,动切力提高15%～25%,表现出优异的低黏高切特性和微裂缝的匹配性封堵能力。该体系在顺北Y井进行了现场应用,破碎性地层平均井径扩大率仅为7.77%,钻井过程中除出现一次短暂的放空性漏失外,未见其他明显漏失,避免了奥陶系破碎性地层井壁失稳,减少了裂缝性储层段油基钻井液损耗,助力了亚洲陆上最深定向井纪录的创造和顺北油气资源的提速、提效开发。      

板带钢冷轧乳化液稳定性与润滑性研究

研究了影响乳化液稳定性的几个因素,包括乳化液的HLB值、乳化剂的种类与复配类型、乳化剂的用量及乳化剂化学结构与基础油的相似程度等。结果表明,乳化液的HLB值等于油品被乳化所需的HLB值,乳化剂总量占12%～15%,所选乳化剂的HLB值越接近乳化液的总体HLB值,且其化学结构与基础油的结构越相似,乳化液的稳定性越好;乳化液的均一性与乳化液的总体稳定性具有一致性;在一定的范围内,乳化液的稳定性越好,润滑性能越差。     

抗高温油基钻井液主乳化剂的合成与评价

以妥尔油脂肪酸和马来酸酐为主要原料合成了一种油基钻井液抗高温主乳化剂HT-MUL,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。      

油基钻井液体系在东海气田的试验应用

东海地区油气层系主要分布在花港组和平湖组,存在砂泥岩互层胶结疏松、裂缝性泥岩以及煤层发育等地层特性,井壁稳定和井眼清洁是导致钻井复杂情况的主要原因。研究气田的大位移井最大井深为6 716 m,最大水平位移达4686 m,垂深最大为4 429 m,井底温度最高在150℃以上,井口返出钻井液温度在115℃以上。大井斜、高水垂比和长水平位移,使井眼清洁难度更大;地层温度高,使设备维护难度大。为满足该气田大位移井安全高效作业要求,建立了一套低黏高切的油包水钻井液体系,并加入了2%封堵剂PF-MOLSF、2%成膜封堵剂PF-MOLPF和2%~3%疏水胶体封堵剂PF-MOHCP。在现场应用中,通过调节提切剂PF-HSV-4加量,该油基钻井液表现出了很好的携岩性,井眼净化效果好;在地层稳定性差的井段增加成膜封堵剂的加量,7口井没有发生漏失,井下事故率为零,个别井段遇阻均划眼通过,划眼时间相比探井减少70%以上,其他作业都安全顺利;钻井液在储层段的高温高压滤失量均在3 mL以内,且滤失的几乎全为油相,对储层液损程度小,避免了水敏等伤害。室内评价和现场应用结果表明,该油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和润滑性,井壁稳定和储层保护效果明显,加上钻井液维护及油基岩屑处理等配套措施的完善,使其在东海的应用获得了成功。