水基钻井液用锂皂石增黏剂的合成及性能研究

针对天然锂皂石矿物稀缺和钻井领域亟需抗高温水基钻井液增黏剂的现状,优选了微波辅助法合成锂皂石,利用粉末X射线衍射（XRD）、傅里叶变换红外光谱（FTIR）、粒径分析对合成锂皂石进行了表征,并研究了其作为水基钻井液增黏剂的效果。结果表明,利用微波辅助法合成了纯度较高的纳米级锂皂石,其粒径尺寸主要分布在18.17～58.77 nm,平均粒径仅为29.72 nm;随着锂皂石浓度从0.3%增加到1.5%,4%膨润土基浆的黏度、切力以及动塑比均显著增大,滤失量也逐渐降低,说明锂皂石还具有一定的降滤失效果,加入1.2%锂皂石,基浆黏度可提高2.64倍,且切力和动塑比保持适中;1.5%的锂皂石能抵抗至少2.5%的钙侵和15%的盐侵;随着老化温度从80℃增加到220℃,4%基浆+1.5%锂皂石的表观黏度先减小后增大,维持在20 mPa·s以上,动切力和动塑比同样先减小后增加,但是下降幅度较为明显;在200℃,常规的有机聚合物增黏剂均失效,而锂皂石增黏剂却仍能保持很好的增黏效果。因此,合成锂皂石是一种理想的抗高温型水基钻井液增黏剂,且具有良好的配伍性。      

钻井液用超高温抗盐聚合物降滤失剂的研制与评价

针对当前国内外超高温水基钻井液高温稳定性及滤失性调控技术难题,基于分子结构优化设计、聚合单体优选,通过优化合成条件研制了抗高温(240℃)抗盐聚合物降滤失剂HTP-1。HTP-1的最优合成条件为:pH=7.0、单体配比DEAM∶AMPS∶NVP∶DMDACC=6∶3∶3∶1、引发剂0.1%、反应温度60℃、反应时间4 h。热重分析表明,HTP-1的热稳定性很强,发生热分解的初始温度达320℃以上。HTP-1的抗盐能力大于267 g/L,抗钙能力大于5 g/L,与国外抗温聚合物Driscal相当,优于国内钻井液用金属离子增黏降滤失剂PMHA-Ⅱ。HTP-1在淡水基浆、淡水加重基浆、饱和盐水基浆和复合盐水基浆中均具有优异的抗高温(240℃)降滤失作用,优于国外Driscal(抗240℃)和国内PMHA-Ⅱ(抗220℃)。分析了HTP-1的抗温、抗盐抗钙和降滤失作用机理。图6表5参5     

抗高温钻井液增黏剂的研制及应用

以N-乙烯基己内酰胺为温敏性单体,对苯乙烯磺酸钠为亲水性单体,N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,采用自由基胶束乳液聚合法研制出了一种抗高温钻井液聚合物增黏剂.通过正交试验确定了最佳合成条件,借助元素分析、凝胶色谱分析、热重分析和急性生物毒性实验分别表征了该增黏剂的元素组成、相对分子质量、热稳定性和EC₅₀值,研究了其在水基钻井液中的增黏性能及温敏特性,探讨了增黏机理,优化出了一套适用于环渤海湾地区的可排放水基低密度抗高温钻井液体系,并进行了现场试验.结果表明:该聚合物增黏剂具有优异的增黏性能、热稳定性及温敏特性,在淡水基浆和盐水基浆中经220℃、16h老化后的表观黏度保持率分别为90.81% 和95.95%,EC₅₀值为15.529×10⁴mg/L,满足可排放海水基钻井液技术要求;新研制出的聚合物增黏剂在环渤海湾地区冀东油田深部潜山储层现场的成功应用表明该处理剂能够在深部超高温地层、低膨润土含量及低密度钻井液体系中有效发挥增黏作用,同时也有效地解决了以大量消耗常规磺酸盐共聚物等钻井液处理剂为代价的钻井液日常性能维护问题.     

抗高温抗盐聚合物增黏剂的研制与性能评价

针对聚合物类增黏剂在高温和高盐环境下降解失效,不易现场维护等问题,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基吡咯烷酮、白油及配套乳化剂为主要原料,采用反相乳液聚合法合成了高相对分子质量的抗温抗盐聚合物增黏剂DQVIS,考察了该剂的抗老化性、增黏性、降滤失性,并以DQVIS替代原深层水基体系中的增黏剂考察了DQVIS对钻井液体系性能的影响。研究表明:DQVIS的抗温能力突出,质量分数1%的DQVIS溶液在180℃老化16 h后仍能达到72%的黏度保留率,能够满足深井钻井中钻井液提黏要求。DQVIS具有优良的降滤失能力,分别向淡水基浆、盐水基浆和饱和盐水基浆中加入0.6%DQVIS后,180℃老化前/后的滤失量分别为6.8 mL/8.2 mL、8.0 mL/14.8 mL和10.0 mL/15.8 mL,DQVIS与深层体系中其他处理剂配伍良好,加量少,溶解速度快,尤其可以满足冬季施工的需求。     

抗高浓度氯化钙水溶性聚合物增黏剂的研制

以黄原胶为主要原料,通过高分子改性手段制备增黏剂IPN-V。室内评价了增黏剂IPN-V 在20% 及40%CaCl2 水溶液中的增黏性能和对CaCl2 无土相钻井液的流型调节能力。结果表明,含增黏剂IPN-V 的CaCl2 水溶液经90～120 ℃老化16 h 后的表观黏度可维持在30 mPa·s 以上;增黏剂IPN-V 能够满足CaCl2 浓度为20% 及40% 的无土相水基钻井液对黏度和切力的要求,抗温可达120 ℃。      

抗高温耐盐增黏剂及其无固相钻井液体系研究

选用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、单体X为主要单体,合成出钻井液用抗高温耐盐增黏剂BDV-200S。研究了BDV-200S的分子结构、分子量及其分布、耐热性能,通过高温流变性能测试、高温老化黏度保留率性能测试、高温老化浆体悬浮重晶石实验和井底动态循环模拟实验等测试方法,表征了增黏剂BDV-200S的抗温性能及热稳定性能,并考察了120℃、150℃、180℃等不同温度下其与同类产品在无固相钻井液中的应用性能。结果表明,BDV-200S为目标聚合物;重均分子量近200万且分布集中;抗温能力良好,180℃高温老化16 h后黏度保留率大于45%,且浆体颜色仍呈乳白色,无大量重晶石沉淀,高温悬浮能力较好;经过180℃井下4个循环周模拟实验后黏度保留率大于50%;抗盐性能较好,随着盐含量增加至饱和,增黏剂在盐水中的黏度保留率保持为25%;在中高温及高温无固相钻井液体系中应用良好,经180℃老化后黏切性能保持率较高,常温中压滤失量为5.0 mL,150℃高温高压滤失量为19 mL,性能优于国内外同类产品。      

超高温水基钻井液的室内研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,研制了一种抗温达240℃的超高温水基钻井液,其主要以新研制出的抗高温增黏护胶剂MG-H来控制流变性能,并选用了合成聚合物类降滤失剂SHTR和高温成膜封堵剂HOSEAL等其他配伍性添加剂.室内实验结果表明,该钻井液抗温性能好,稳定性高,在经过240℃高温老化之后,仍能保持稳定的流变性能和滤失性能,且流变性能变化较小;具有较好的抑制性和抗污染能力;密度和温度适用范围广,适合于各种类型的高温高压井的钻井作业.     

油基钻井液用改性锂皂石增黏提切剂

以正辛基三乙氧基硅烷和锂皂石为原料,利用溶胶-凝胶法一步合成了油基钻井液用增黏提切剂改性锂皂石MLap-1,分别利用红外光谱、热重分析、透射电镜和表面润湿性对其单体进行表征,证明其合成成功。通过对改性锂皂石MLap-1单剂评价发现,该剂能够提高油水比为80∶20乳液的乳化效率和破乳电压,在0.3%加量下,乳液破乳电压值达到1200 V以上,使得乳液的表观黏度和动切力由12 mPa·s和0 Pa增大至23 mPa·s和10 Pa,同时能够抗200 ℃高温。以改性锂皂石MLap-1为基础构建的高密度油基钻井液在200 ℃老化后,其动切力维持在4 Pa以上,低剪切速率切力维持在3 Pa以上,破乳电压高于1000 V,滤失量低于5.0 mL,很好地维护了钻井液的悬浮稳定性,保持了良好的乳化稳定性和降滤失效果。为油基钻井液进一步钻探深井、超深井提供了技术支持。      

超高温超高密度钻井液室内研究

分析了超深井高温高压条件下钻井液技术难点,采用室内合成的黏度效应低的抗高温降滤失剂MP488,LP527和HTASP为主处理剂,同时在体系中引入KCl,制得抗温240℃、密度2.5 g/cm3的超高温超高密度钻井液。该钻井液经240℃/16 h高温老化后仍具有良好的流变性,高温高压滤失量(180℃)小于25 mL。钻井液的抗盐、抗钻屑和黏土污染能力强,页岩一次回收率达99.4%,沉降稳定性好。解决了流变性与滤失量控制难以及黏土高温分散导致钻井液增稠、胶凝等问题。     

钻井液降黏剂分子中离子基团对其降黏效果的研究

为深入研究聚合物降黏剂分子结构与性能的关系，文章以丙烯酸、苯乙烯磺酸钠、N,N-二甲基丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵为单体，采用自由基聚合法，制备了聚合物DMAA、聚合物DMSS和聚合物DMAD三种降黏剂。研究了三者在淡水、盐水基浆中的降黏效果与耐温抗盐性能；采用流变性测试与电位测试相结合的方法，分析了降黏剂分子中羧基、磺酸基、季胺盐等离子基团在不同基浆中作用效果。结果表明，上述降黏剂均能有效降低钻井液基浆的黏切。具体来看，分子链中含有大量羧基的DMAA在淡水浆中的降黏作用优于DMSS和DMAD,其在淡水浆中180℃老化后的降黏率达86%,对表观黏度和动切力的降低率分别达69%和95%,且其降黏效果受高温老化(180℃)的影响较小，抗温性能优良；由于两性离子降黏剂DMAD的分子内存在离子键，具有更强的抗盐能力，所以其在盐水浆中的降黏效果最好，180℃老化后，DMAD对盐水浆的降黏率达69%,对表观黏度和动切力的降低率分别达67%和78%。     

控流管路中降滤失剂的合成与性能研究

针对高压喷射钻井时,传统阴离子降滤失剂不能克服水眼黏度的问题,以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰胺（AM）和丙烯酸钾（AA）为原料,在控流管路中共聚得到钻井液降滤失剂AMPS/AM/AA,确定AM与AMPS、AA与AMPS之间的最优投料比为7:6:1,总单体浓度为17%。考察了共聚物在淡水钻井液、盐水钻井液和饱和盐水钻井液中的降滤失及流变性能。结果表明:在控流管路中合成的聚合物黏度低于同条件下釜式反应中合成的,解决了传统阴离子降滤失剂使水眼黏度过高的问题;AMPS/AM/AA能使高矿化度水基钻井液的滤失量降低94%,在淡水基浆、盐水基浆和饱和盐水基浆中,共聚物均表现出较强的降滤失性能和较弱的增黏性能;热稳定性分析及高温老化评价表明,AMPS/AM/AA可抗330℃的高温,满足现场对高温钻井液的要求。      

抗超高温水基钻井液用聚合物降滤失剂的研制

以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和甲基丙烯酸二甲氨基乙酯为聚合反应单体,以偶氮二异丁脒盐酸盐为引发剂,通过自由基聚合反应,室内研制出了一种新型水基钻井液用抗超高温聚合物降滤失剂CLG-240。借助红外光谱分析、凝胶色谱分析和热重分析,分别表征了降滤失剂CLG-240的分子结构,确定了合成产物的相对分子质量和热稳定性。综合评价了CLG-240在钻井液中的基本性能。结果表明,降滤失剂CLG-240的数均分子量约为6.461×105,重均分子量约为7.345×105;在室温～315℃范围内该聚合物的热失重总量约为26.5%,表明其自身便具有良好的抗温、耐温特性。室内研究表明,无论是在淡水实验浆还是在盐水实验浆中,降滤失剂CLG-240均具有较好的降滤失特性,同时还具有较好的泥页岩抑制特性;其在钻井液体系中具有良好的耐超高温性能,在低密度钻井液中的抗温能力达248℃,而在高密度钻井液中的抗温能力达220℃。      

PFL系列超高温聚合物降滤失剂在徐闻X3井的应用

PFL系列聚合物降滤失剂具有黏度低、耐温抗盐降滤失效果显著等特点。质量分数为1%的PFL-L、PFL-H水溶液的表观黏度分别为12 mPa.s和26 mPa.s。在240℃滚动老化16 h情况下,加有5%PFL-L的盐水泥浆(4%膨润土浆+36%NaCl)的滤失量由226 mL(空白样)降至32 mL;加有4%PFL-H的盐水泥浆的滤失量由226mL(空白样)降至8.2 mL;加有1.5%PFL-H的淡水泥浆(4%膨润土浆)的滤失量为由100 mL(空白样)降为9.6 mL。以PFL系列超高温聚合物降滤失剂为主,结合磺化类降滤失剂、抑制剂、防塌剂、稀释剂,形成了抗200℃强抑制盐水及淡水钻井液体系。现场应用表明,PFL系列超高温聚合物降滤失剂抗高温能力强,降滤失效果显著,确保井深5974 m、电测温度为211℃的徐闻X3井顺利钻至井深6010 m。表5参4     

钻井液降黏剂SSMA的本体聚合制备与性能

为探究本体聚合法合成的磺化苯乙烯-马来酸酐（SSMA）在水基钻井液中降黏性能的优劣,以苯乙烯（St）、马来酸酐（MA）为原料,分别采用本体聚合和溶液聚合制得苯乙烯-马来酸酐（SMA）,磺化后制得SSMA,并对不同方法制得的磺化苯乙烯-马来酸酐（SSMA）在钻井液中的降黏效果和抗温抗盐性能进行评价。结果表明,2种方法合成的SSMA都可有效地拆散钻井液中黏土颗粒形成的空间网状结构,但在盐水和高温条件下2者表现出不一样的降黏效果。①在淡水基浆中,2者均表现出好的降黏效果,当加量达到0.75%时,本体聚合制得的SSMA在淡水基浆中降黏率可达95.38%,溶液聚合制得的SSMA在基浆中的降黏率为85.54%。②在盐水基浆中,与溶液聚合制备的SSMA相比,本体聚合制备的SSMA的降黏作用更强,具有更好的抗盐性能,当加量达到1%时,其降黏率可达53.33%。③在高温老化实验中,本体聚合制得的SSMA在基浆中的降黏性能较溶液聚合制得的SSMA受高温影响较小,在老化温度为230℃时,仍可保持40%以上的降黏率,具有更好的抗温性能。④在高密度基浆中,本体聚合法制备的SSMA具有较高的降黏率,220℃老化后降黏率仍在60%以上,高于溶液聚合法制备的SSMA在高密度基浆中47.45%的降黏率。      

超高温高压流变仪的研制与应用

针对现有仪器无法满足超高温高压流变性测试需求的问题,研制了超高温高压流变仪,该仪器主要由工控机、黏度测量系统、温度控制系统、压力控制系统4个部分组成。在研制工程中,通过一种非接触式黏度测量方法解决了测试腔体密封问题,通过独特的温控算法和介质切换冷却技术实现了大跨度温度范围内的精确温控和高效冷却。该超高温高压流变仪可以在模拟钻井温度、压力、钻头转速的条件下测量样品黏度,最大测试压力为220 MPa,最高测试温度为320℃,最低测试温度为-20℃。使用该超高温高压流变仪对钻井液样品进行了恒压变温以及恒温变压流变性测试,结果证明该仪器可以测量水基和油基钻井液在超高温高压条件下的流变性,可用于深井、超深井钻探用钻井液体系优化。      

抗240℃超高温水基钻井液室内研究

针对中国大陆科学钻探松科2井深部高温层段钻井作业需要,通过研制出高温稳定剂MG-H2,引入抗高温抗盐的凹凸棒土,优选抗高温降滤失剂,设计出一套以钠膨润土和凹凸棒土为黏土相的低固相抗240℃超高温的水基钻井液配方。MG-H2是采用反相乳液聚合方式研制出的一种油包水型高温稳定剂,其具有球状高分子柔性搭接、增强悬浮稳定性作用和半刚性微粒黏度特性,能实现对钻井液黏度、润滑、滤失性能的综合控制。优选出的3种降滤失剂及其加量配比为3%Lockseal+1%硅氟降滤失剂+1.5%Soltex。综合性能评价结果表明,该抗高温钻井液经过240℃高温老化后性能稳定,具有良好的流变性能和滤失造壁性能,抑制和润滑性能满足钻井需要,能抗10%膨润土、5%Na Cl和1%Ca Cl2的污染。为松科2井下阶段抗260℃超高温钻井液的研制奠定了良好基础。     

抗160℃超高密度柴油基钻井液体系

由于油气勘探开发逐步向深层、非常规等油气藏发展,要求采用抗高温超高密度油基钻井液钻进,该钻井液必须具有良好流变性、低的高温高压滤失量、良好的封堵性与动/静沉降稳定性。研讨了抗160℃超高密度柴油基钻井液配方。通过大量实验得出,采用重晶石加重,无法配制出具有良好流变性能与动沉降稳定性能的超高密度柴油基钻井液;形成了抗160℃密度为2.4～3.0 g/cm3超高密度柴油基钻井液配方为,0#柴油与25%氯化钙盐水的质量比为90∶10,加入有机土+0.8%主乳化剂+1%辅乳化剂+1%润湿剂+5%降滤失剂+3% CaO+加重剂（重晶石∶MicroMax为6∶4）,其中有机土加量随钻井液密度增加而下降,密度为2.4、2.6、2.8和3.0 g/cm3的柴油基钻井液,最佳有机土加量分别为1%、0.5%、0.3%、0。      

抗高温弱凝胶提黏切剂WG-1的合成及评价

针对高温深井及特殊工艺井对钻井液的要求,采用反相乳液聚合方法研制了抗高温弱凝胶提黏切剂WG-1,考察了影响产品性能的关键因素,确定了最佳合成条件。由红外光谱图和扫描电子显微镜SEM可以看出,WG-1中含有AMPS、DMAM和NVP等基团,呈球状,粒径为0.1~1.8 μm;浓度为1.0%的弱凝胶提黏切剂分散液经200℃老化16 h后,动塑比为0.47 Pa/mPa·s,满足200℃下的提黏度、切力要求;经170℃连续老化72 h后,表观黏度、动切力保持率较好,分别为60%和37%,能满足170℃下高温稳定性要求;且在淡水、饱和盐水钻井液中均具有较好的提黏度、切力能力和降滤失效果,170℃高温老化后,WG-1加量从0.5%增加到1.0%,淡水钻井液API滤失量由9.6 mL降低至4.8 mL;WG-1加量从1.0%增加到1.5%,饱和盐水钻井液API滤失量由8.8 mL降低至3.2 mL,说明研制的提黏切剂能够封堵微裂缝,改善滤饼质量,降低钻井液滤失量。