磺化苯乙烯-衣康酸共聚物超高温钻井液降粘剂的研制

研究了水基钻井液降粘剂磺化苯乙烯-衣康酸共聚物的合成方法。以DMF（N,N-二甲基甲酰胺）为溶剂,苯乙烯、衣康酸摩尔比1．0：1．2,引发剂BPO（过氧化苯甲酰）用量0．6％,溶液共聚温度85℃、时间4h,得到苯乙烯-衣康酸共聚物,化学结构由红外光谱表征。该共聚物与过量20％发烟硫酸在50℃进行磺化反应2h,生成降粘剂。常温下加入0．3%SSHIA（磺化苯乙烯-衣康酸共聚物）使淡水钻井液的表观粘度由107mPa·s降至48mPa·s以下;加入0．3％SSHIA使淡水钻井液在260℃老化16h后,嘉瑚粘摩南59mPa·s降军32mPa·s以下．表明该剂具有良好的耐渴性。     

磺化苯乙烯-水解马来酸酐共聚物降粘剂SSHMA的研制

报道了用作水基钻井液降粘剂的磺化苯乙烯-水解马来酸酐共聚物SSHMA的合成方法。以甲苯、二甲苯混合物为溶剂,苯乙烯、马来酸酐摩尔比1.0~1.2∶1.0,引发剂BPO用量0.7%~1.2%,溶液共聚温度95℃,时间3小时,得到苯乙烯-马来酸酐共聚物,其重均分子量在3000~5500范围,化学结构由红外光谱证实。在NaOH存在下,该共聚物与三氧化硫按摩尔比1.0∶1.0~1.2在50℃进行磺化、水解反应1小时,生成降粘剂SSHMA。该剂具有良好的耐温抗盐性:加入0.2%SSHMA使淡水钻井液的表观粘度由75 mPa.s降至30mPa.s以下,加入0.3%SSHMA使淡水钻井液在230℃老化16小时后的表观粘度由64mPa.s降至28mPa.s以下,加入0.4%SSHMA使15%盐水钻井液230℃老化16小时后的表观粘度由35mPa.s降至18mPa.s以下。图5参4。     

木质素磺酸盐/有机硅氟共聚物复合降黏剂研究

为了适应环保和复杂地质钻探要求,采用木质素磺酸盐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酸(AA)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)接枝共聚,合成AMPS/AA/DMDAAC-木质素磺酸盐接枝共聚物,再将该接枝共聚物与有机硅氟共聚物复配成无毒、无污染、高效的钻井液复合降黏剂,对其在钻井液中的降黏性能进行了室内评价。结果表明,复合降黏剂可使淡水钻井液的表观黏度和动切力明显降低,可获得较好的降黏效果;复合降黏剂在盐水钻井液、聚合物钻井液和含钙钻井液中也具有较好的降黏作用;复合降黏剂在不同钻井液中老化后钻井液的表观黏度、动切力均未有明显的增加。研究结果表明,该复合降黏剂是一种热稳定性好、降黏和抗温抗盐能力强的降黏剂。     

聚天冬氨酸作为水基钻井液降黏剂的初步研究

聚天冬氨酸(PAsp)是一种含有亲水基团的聚合物,无毒、易生物降解。考察了不同相对分子质量M(4×103,2.2×104和1.1×105)的PAsp在不同水基钻井液中的降黏效果,通过表观黏度、降切率、降黏率评价该降黏剂的性能并简要探讨了降黏机理。研究结果表明,在加有两性聚合物FA368的膨润土基浆中,M=2.2×104的PAsp-22降黏效果最佳,加量为0.5%时,表观黏度降低了41.2 mPa.s,降切率、降黏率分别为72.7%、71.8%;在淡水基浆中,PAsp-22的降黏效果最佳,加量为0.06%时表观黏度明显降低,降切率、降黏率分别为69.7%、67.4%;在钙质基浆中,M=4×103的PAsp-4降黏效果最佳,加量为0.6%时表观黏度降至最低,降切率、降黏率分别为84.6%、80.0%。在基浆对比实验中,PAsp的降黏性能优于FCLS,且具有良好的抗温性能,至少可耐温120℃。在用一种井浆进行的等加量(0.1%)对比实验中,PAsp和FCLS都显示良好的降黏效果,PAsp在老化前的降黏率和降切率低于FCLS,120℃老化后则高于FCLS。PAsp是一种可以替代FCLS的绿色水基钻井液降黏剂。图4表5参9。     

AA/AMPS共聚物钻井液降黏剂的合成及性能评价

以丙烯酸(AA)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)共聚,合成出了一种抗220℃高温的钻井液降黏剂。对降黏剂的合成条件进行了优化,并对其在钻井液中的降黏性能进行了评价。通过IR对优化条件下合成的共聚物进行了表征,借助热分析考察了共聚物的热稳定性。结果表明,优化条件下产生的共聚物的降黏效果最好,在淡水基浆中加量为0.5%时,降黏剂的室温降黏率可以达到74.5%;在220℃下老化16h后,降黏剂的高温降黏率可以达到89.3%,并且具有较好的抗盐、钙性能,可用于各种类型的水基钻井液体系中。     

两种2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸类抗高温钻井液降黏剂的合成与评价

以丙烯酸(AA)、衣康酸(IA)、2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和苯乙烯(St)为单体,分别合成了AMPS/St/AA和AMPS/St/IA两种聚合物降黏剂。用淡水基浆和盐水基浆分别对降黏剂的加剂量与室温和高温老化后降黏性能进行了优化和评价。室内实验表明:在降黏剂加量0.5%的淡水基浆于260℃老化16h后,降黏剂AMPS/St/AA和AMPS/St/IA的降黏率分别达到76.81%和59.54%,降切率达到72.26%和71.53%。与SF260相比,260℃高温下两剂的降黏效果较好,表观黏度、塑性黏度和动切力方面均较好,尤其AMPS/St/AA的降切率达到73.62%,但耐盐性较差;降黏剂St/AMPS/IA受盐污的影响较大。降黏剂AMPS/St/AA和AMPS/St/IA具有较好的耐高温能力、降黏效果,优异的降切效果,一定的抗盐性能。     

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。      

VIS-3型油基钻井液增黏剂的合成及其流变性能测试

以高级脂肪酸、二乙烯三氨为主要原料、浓H2SO4为催化剂,利用缩合法得到浅黄色片状或颗粒状的增黏剂。测试了增黏剂在三种体系,即5号白油、5号白油+有机土体系以及全油基钻井液体系中的流变性能,考察了增黏剂加量、钻井液密度对全油基钻井液流变性能的影响。全油基钻井液配方为:5号白油、3.0%有机土、2.0%降失水剂A、2.0%降失水剂B、0.5%CaO、3.0%超细重质CaCO3、0~180%重晶石、0.2%润湿剂、0~2.0%自制增黏剂。结果表明,在不同体系中加入1.0%VIS-3型增黏剂后,热滚前后均能较好成胶,体系未出现分层和沉淀。该增黏剂在三种体系中均有较好的增黏效果。当增黏剂的加量由0增至2.0%时,全油基钻井液热滚前的φ3(黏度计3转下的读数)由2增至27,静切力(Gel,Pa)由2/2增至26/27,塑性黏度(PV)由58降至28 mPa·s,动切力(YP)由3.5增至20 Pa,API滤失量由5降至3 mL;150℃热滚16 h后的φ3由2增至21,Gel由4/5增至22/25,PV由59降至24 mPa·s,YP由3.5增至21 Pa,API滤失量由4降至2 mL。当含1.0%VIS-3型增黏剂的全油基钻井液密度由0.9×103增至2.0×103kg/m3时,老化前的φ3由2增至10,Gel由2/3增至10/11;老化后的φ3由2增至7,Gel由2/3增至9/11。钻井液密度增加,增黏剂对全油基钻井液的增黏作用增强。钻井液密度相同时,老化后的φ3和Gel略有降低。钻井液密度对PV和YP的影响没有明显规律,总体影响不大。     

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     

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 ℃。      

钻井液用降黏剂磺化苯乙烯-马来酸酐聚合物的合成与评价

以甲苯和丙酮为溶剂,苯乙烯、马来酸酐为主要原料,合成了磺化苯乙烯-马来酸酐聚合物(SSMA),平均相对分子质量为2 500～4 000.室内评价结果表明,SSMA具有良好的降黏和抗温性能.SSMA加量为30 g/L时,可使4%淡水基浆的表观黏度从7.5 mPa·s降至3.0 mPa·s;SSMA加量为40 g/L时,可...     

多功能清洁压裂液F-VES性能评价

针对目前阳离子清洁压裂液存在的成本高、吸附造成的伤害大的问题,研发出了一种小分子阴离子型、抗剪切、低伤害、多功能的环保型清洁压裂液体系,其配方为:4%F-VES+0.5%KCl。室内性能评价结果表明,该压裂液的耐温耐剪切性良好,在80℃的表观黏度为40 mPa.s,在60℃连续剪切70 min后的黏度为67 mPa.s;在常温下与原油混合可迅速破胶,破胶液黏度小于5 mPa.s,表面张力为25 mN/m;静态悬砂速度为0.02～0.04cm/s;对岩心的伤害率为14.5%,比瓜胶压裂液和VES压裂液分别下降了58.6%和45.5%;对支撑剂导流能力的伤害率为9%,较VES压裂液下降了近74%;破胶液的驱油率为65%,与驱油剂WP-1相当。     

酸化用酸液胶凝剂LY-1的性能

采用水溶液聚合的方法合成了酸化用酸液胶凝剂LY-1,并对其性能进行了评价。结果表明,LY-1具有良好的酸溶性、稳定性、抗盐性和缓速性。其在酸液中的溶解时间为75min;当胶凝剂在酸液中的质量分数大于1.5%时,胶凝酸黏度大于40.0mPa·s;随着温度升高,胶凝酸黏度降低,但在90℃时仍可达到30.2mPa·s;经过120min的剪切后,胶凝酸黏度仅下降4.0mPa·s;添加胶凝剂的体系持续反应80min后,残酸质量分数仍大于11%。     

低黏耐腐蚀堵剂的研制与应用

针对高含硫气井堵水作业中现用胶乳水泥类堵剂在流变性、耐酸腐蚀及抗硫化氢性能方面的缺陷,研发了低黏耐腐蚀树脂添加剂CSL-1,其常温下塑性黏度低至37 mPa·s,高温130℃条件下2.5 h后自固化,固化后抗压强度18 MPa。CSL-1作为添加剂与水泥复配后,可提高水泥浆流变性和水泥石的耐腐蚀性。实验表明:将CSL-1加入胶乳水泥后,胶乳水泥浆常温下塑性黏度可由73 mPa·s降至60 mPa·s,固化后水泥石在质量分数为15%的盐酸溶液中浸泡7 d后,质量损失率由19.4%降至5.6%,在15%H_2S和8%CO2环境中腐蚀30 d后,水泥石强度保留率大于80%。该技术在P105-2井的连续油管堵水现场试验获得成功,表明CSL-1与胶乳水泥复配的堵剂体系满足普光高含硫气井堵水要求,具有极大的推广应用价值。     

PDMS动力粘度对PDMS/PVDF复合渗透汽化膜形貌及优先透醇性能影响

通过改变聚二甲基硅氧烷(PDMS)动力黏度，考察了PDMS/聚偏氟乙烯(PVDF)复合膜的表面及断面形貌及渗透汽化优先透醇性能。结果表明：随着PDMS动力黏度的减小，光滑的复合膜表面变得粗糙，褶皱内出现错杂的纹路，且由于涂膜液流动性增强，渗透至基膜孔中的涂膜液量增大，分离膜厚度减小。相比动力黏度(20 ℃)分别为2000和20000 mPa·s的PDMS制备得到的复合膜(PDMS/PVDF-2000和PDMS/PVDF-20000)，动力黏度(20 ℃)分别为5000和10000mPa·s的PDMS制备得到的PDMS/PVDF复合膜(PDMS/PVDF-5000和PDMS/PVDF-10000)表现出更高的分离因子和更大的渗透通量。随着操作温度的升高，PDMS/PVDF-5000和PDMS/PVDF-10000优先透醇分离因子先增大后减小，当操作温度为53 ℃时分离因子最大，分别达到10.47和10.23；渗透通量则呈现出随温度线性增长的趋势，在操作温度为69 ℃时，渗透通量最高分别达到3600.57和3845.76g/(m²·h)     

微胶囊包裹化学生热压裂液破胶技术

低温浅层油气井的压裂,常由于低温下常规破胶剂活性太低而破胶困难。为避免这类问题的出现,可采用微胶囊包裹化学生热压裂液进行压裂。从化学生热体系的筛选、草酸微胶囊的制备及评价、微胶囊包裹化学生热剂与常规水基压裂液的配伍性等几个方面对用于低温浅层油气井的微胶囊包裹化学生热压裂液体系进行了研究。通过试验,选定NH4Cl-NaNO2生热体系,并根据其反应特点,对该体系的催化剂草酸,利用相分离法进行微胶囊包裹。当NH4Cl-NaNO2-草酸微胶囊与羟丙基瓜尔胶压裂液复配后,体系的稳定性及抗剪切性能都保持较好。结果显示,当体系初始温度为30℃、NH4Cl和NaNO2浓度为2.0 mol/L、草酸微胶囊质量分数为0.93%、过硫酸铵质量分数为0.93%时,170s-1剪切速率下连续剪切2h后,压裂液黏度能保持在300 mPa·s左右,生热峰值温度能达到78℃,4h后破胶液黏度为3.12 mPa·s。另外还对该压裂液的压裂工艺进行了阐述。     

高温合成聚合物压裂液体系研究

根据高温低渗储层压裂改造对压裂液性能的要求,从聚合物分子结构分析入手,以聚丙烯酰胺、聚丙烯酸、2-丙烯酰胺基,2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,合成新型耐高温聚合物,并对其性能进行了评价。实验结果表明,剪切3 h后,压裂液黏度降低1.4 mPa.s,剪切稳定性良好,并且剪切恢复性较好。随着温度的增加,压裂液交联时间逐渐缩短。该压裂液耐温可达170℃。在60℃时,聚合物压裂液破胶困难,可以通过提高破胶剂加量以提高压裂液破胶效果。聚合物压裂液的残渣率为0.83%,对岩心的伤害率为16.7%,对支撑裂缝导流能力的伤害小于植物胶压裂液。适合高温低渗储层的压裂改造。     

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     

疏水缔合聚合物P（AM/PTDAB/AMPS/NaAA）的制备 及性能评价*

采用水溶液聚合后水解法,以丙烯酰胺(AM)、(4-丙烯酰胺基)苯基十四烷基二甲基溴化铵(PTDAB)、2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸(AMPS)为原料合成了疏水缔合聚合物P(AM/PTDAB/AMPS/NaAA),通过考察反应条件对合成聚合物的特性黏数、溶解性以及增黏性的影响规律确定了最佳合成条件,研究了最佳合成条件下所合成聚合物的耐温抗盐性、剪切稳定性以及热稳定性。聚合物的最佳合成条件为:PTDAB加量为总单体质量的0.5%~0.8%,AMPS加量为总单体质量的15%,总单体质量分数为25%,复合引发剂加量为总单体质量的0.1%,pH值为8,引发温度30℃。采用矿化度100 g/L的盐水配制的质量浓度2000 mg/L的合成聚合物溶液的黏度仍大于30 mPa·s;采用矿化度20 g/L的盐水配制质量浓度2000 mg/L的合成聚合物溶液在转速5000 r/min下剪切3 min再静置4 h后的黏度保留率可达80%以上;聚合物溶液在85℃高温老化150 d后的黏度大于20 mPa·s。所合成四元共聚物表现出优异的耐温抗盐性、剪切稳定性以及热稳定性,性能优于高相对分子质量抗盐聚丙烯酰胺P(AM-AMPS-NaAA)。