耐高温降滤失剂AMPS／AM／IA共聚物的合成及表征

以2－丙烯酰胺基－2－甲基丙磺酸（AMPS）,丙烯酰胺（AM和衣康酸（IA）为基本原料,合成了AMPS／AM／IA三元共聚物降滤失剂,通过正交设计实验,确定了共聚物的合成条件为反应温度55度,引发剂用量0．1％,反应时间6h,单体配比AMPS：AM：IA＝30：60：10,采用红外光谱和差热分析法表征了共聚物的组成特征及其热稳定性。     

AMPS／AM／AN三元共聚物降滤失剂的合成与性能

以２－丙烯酰胺２－甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯腈为原料，以水为溶剂，要用氧化－还原引发体系合成了ＡＭＰＳ／ＡＭ／ＡＮ三元共聚物，于室内评价了共聚物对泥浆的降滤失效果。所得结果表明，本文报道的三元共聚物热稳定性好、抗盐、抗钙镁离子污染的能力强，在淡水、盐水、饱和盐水和含钙泥浆中的均具有良好的降滤失作用。     

钻井液用两性离子聚合物降滤失剂的研究

以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）和顺丁烯二酸酐（MA）为单体,采用水溶液聚合方法,以过硫酸铵／亚硫酸氢钠为引发剂, 合成了两性离子聚合物降滤失剂PA—1。PA－1的最佳合成方案为：反应温度60％,单体质量配比为AM：AMPS：DMDAAC：MA=50：30：10：10,引发剂浓度0．3％（质量分数）,单体总浓度30％（质量分数）,反应时间3h。在淡水、盐水、饱和盐水和含钙盐水基浆中对降滤失剂PA－1进行了室内评价,结果表明PA－1热稳定性好,降滤失能力和抗温能力强。图7表1参4     

分子结构对复合离子聚合物降滤失剂性能的影响

研究了常温下复合离子聚合物降滤失剂三种功能基团的类型、比例及聚合物分子量大小与其降滤失效果、抑制性的关系。实验结果表明,合适的基团比例和分子量是复合离子聚合物具有良好降滤失效能的关键,当阳离子基团含量为 10％—15％、阴离子基团含量为 65％—70％、非离子基团含量为 15％—25％时,降滤失效果良好,复合离子降滤失剂同时也具有较强的抑制性,且分子量越高,阳离子基团含量越高,抑制性越强。分子量和基团比例适当的复合离子聚合物降滤失剂,解决了以往降滤失剂降滤失的同时增粘的问题。     

MOTAC／AA／AM共聚物泥浆降滤失剂

由甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、丙烯酸和丙烯酰胺合成了含阳离子的三元共聚物降滤失剂，室内初步评价了共聚物的降滤失和防塌能力。结果表明，此三元共聚物降滤失效果明显，抗温，抗污染和防塌能力强。     

两性离子聚合物降滤失剂PADMS的制备与室内性能评价

本文从抗高温抗盐钙钻井液降滤失剂性能要求出发,基于分子结构优化设计,以AM、AMPS、DMDAAC和NVP为反应单体进行四元共聚,合成了两性离子共聚物降滤失剂PADMS。通过FITR分析验证了分子结构设计的可行性,实验证明PADMS具有一定抗高温、抗盐钙降解能力,与黏土颗粒的吸附能力强于现有的磺化酚醛树脂类降滤失剂SMP-II和SMP-III。在淡水基浆中加入2.0% PADMS时,表观黏度和塑性黏度分别由加入前的10.5 mPa·s 和5.0 mPa·s增至35.0 mPa·s和28.0 mPa·s,API滤失量由28.0 mL降至6.0 mL;200℃老化16 h后的表观黏度和塑性黏度分别为17.5 mPa·s和15.0 mPa·s,API滤失量由48.6 mL降为15.6 mL。PADMS加量为2.0%时,复合盐水基浆表观黏度、塑性黏度从加入前的3.0 mPa·s、1.5 mPa·s分别增至的19.5 mPa·s 和15.0 mPa·s。在200℃下老化16 h后,复合盐水基浆黏度亦随PADMS加量的增加而增大,但上升趋势明显不及老化前的基浆。随PADMS加量的增大,API滤失量逐渐减小,当PADMS加量为2%时,老化前的API滤失量由加入前的88.0 mL降至8.2 mL;老化后API滤失量由168.0 mL降至54.6 mL,HTHP滤失量由全滤失降为86.4。     

钻井液降滤失剂PAMS601的合成与性能

采用氧化－还原引发体系合成了２－丙烯酰胺基－２－甲基丙磺酸（ＡＭＰＳ）－丙烯酰胺ＡＭ）二元共聚物钻井液降滤失剂ＰＡＭＳ６０１,借助红外光谱和ＤＴＡ－ＴＧ研究了共聚物的结构和热稳定性,并对其泥浆性能进行了室内评价。结果表明,本文合成的ＰＡＭＳ６０１降滤失剂热稳定性好,降滤失能力和抗浊抗盐能力强。     

抗高温有机硅共聚物降滤失剂的合成与性能

以内烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和含双键的有机硅为单体,以过氧化苯甲酰(BPO)为引发剂,通过自由基聚合制备了有机硅共聚物。以有机硅共聚物质量分数为0.5%的淡水钻井液的滤失量为依据,通过正交实验优化了有机硅共聚物的合成条件:n(AM):n(AMPS):n(NVP)=3:1:1,有机硅单体摩尔分数2.0%(基于AM,AMPS,NVP的总物质的量),BPO的质量分数0.4%～0.6%(基于AM,AMPS,NVP的总质量),聚合温度80℃。用FTIR手段表征有机硅共聚物的结构。实验结果表明,含有机硅共聚物的淡水钻井液、NaCl质量分数为4.0%的盐水钻井液及饱和盐水钻井液均具有较好的降滤失性能和较强的抗温性能。     

耐温抗盐降滤失剂AMPS／AM／IA共聚物泥浆性能的研究

以2－丙烯酰胺基－2－甲基内磺酸（AMPS）／丙烯酰胺（AM）／衣康酸（IA）三元共聚物作为降滤失剂,研究了220度老化前后淡水泥浆和盐水泥浆的中压滤失量和流变性能,考察了高温老化前后淡水泥浆粒度分布的变化,并与其它几种聚合物的泥浆性能进行了对照,探讨了AMPS／AM／IA共聚物泥浆的高温稳定机理。     

钻井液降滤失剂JLS—I的合成与评价

采用氧化还原引发体系合成了丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸／二甲基二烯丙基氯化铵／酯四元共聚物。介绍了产品的室内合成方法，研究了不同合成条件下所制样品对钻井液性能的影响，对该共聚物作钻井液添加剂的相关性能进行了室内评价。结果表明，该共聚物具有较好的降滤失与抑制作用，且抗温、抗盐能力强，具有推广应用价值。     

抗高温聚合物降滤失剂PFL-L的研制与应用

为使抗高温钻井液具有良好的流变性及高温高压滤失量,防止高温稠化,采用氧化-还原引发聚合反应,合成了一种低相对分子质量的抗高温聚合物降滤失剂PFL-L,进行了红外光谱和热重分析;采用凝胶渗透法测定了产物相对分子质量,评价了高温高盐情况下聚合物降滤失性能及配伍性。评价结果表明,PFL-L热稳定性好,产物分子量具有多分散性,适用于超深井钻井液处理剂,高温高盐条件下在显著降低钻井液滤失量的同时,可很好地控制钻井液高温下的黏度,抗温220℃,抗NaCl可达36%。该降滤失剂在徐闻X-3井进行了现场应用,应用结果证明,由PFL-L等处理剂形成的超高温钻井液热稳定性好,确保了徐闻X-3井三开长裸眼井段的顺利钻进,完钻井深6 010 m,取得了良好的应用效果,满足了安全高效钻井需求。      

抗高温油井水泥降失水剂的合成及性能评价

以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)合成了三元共聚物油井水泥降失水剂,考察了单体质量分数、单体配比对聚合物降失水性能的影响。在75℃、6.9MPa下,含三元共聚物的水泥浆失水量随单体质量分数的增加先降低后增加,随AMPS加量的增加而增大,随NVP加量的增加变化较小。最佳合成条件为:单体质量分数12%,AM、AMPS、NVP摩尔比8.5:1.0:0.5,反应温度70℃,反应时间5 h,引发剂加量0.7%,pH值为12。当降失水剂加量为4.2%时,水泥浆在160℃时的失水量为60mL,浆体的初始稠度为14 Bc,稳定性好,水泥石强度发展快。     

新型耐高温体膨型高分子材料研发及性能评价

采用原位交联一步法,以含酰胺键的H-2单体和含羟基官能团的H-1大分子为主要原料,合成三维方向全互穿的耐高温高分子材料HTP。红外光谱数据表明,在HTP中同时存在H-1交联键的特征官能团和交联的H-2特征官能团,H-1交联反应和H-2聚合交联反应可以同时发生。电子显微镜照片证实了HTP的全互穿交联结构,交联反应后,HTP结构发生明显变化,纤维尺寸明显缩小。该材料抗拉伸,分散稳定性好,遇水体积膨胀,常温1.5 h内达到最大体膨倍数1.69。在90、120、140℃下用地层水浸泡130 d后,HTP体积缩小率分别为1.57%、3.24%和6.82%。     

抗高温可膨胀水基堵漏剂的制备与性能评价

高温裂缝性地层由于裂缝结构复杂、堵漏材料难以与裂缝开度精准匹配,常面临着封堵层承压能力不足而导致的重复井漏问题。针对高温裂缝地层面临的井漏技术难题,开展了抗高温可膨胀堵漏剂的研制和评价。基于橡胶颗粒具有的弹性变形特征,结合改性聚氨酯的吸水膨胀特性,研制了一种新型抗高温可膨胀堵漏剂。评价结果表明,该堵漏剂在90～150℃热滚条件下,质量膨胀量可达8～10倍,且主要膨胀时间在4～8 h。具有良好的配伍性能,在地层水及钻井液中长时间浸泡不影响其膨胀效果;具有较好的抗盐性能,与堵漏基浆相比,在20%NaCl和10%CaCl₂污染条件下膨胀量降低率仅为8%和21.7%;具有较好的力学强度特性,(90～150℃)/12h热滚条件下,经过5 MPa抗压测试,D50粒度降级率小于20%。形成的封堵配方可封堵3 mm×2 mm裂缝,承压能力达6 MPa,可较好地满足高温裂缝性地层的堵漏需求。该抗高温堵漏剂同时兼顾的弹性膨胀和强度特性具有广阔的应用前景,为大港油田高温裂缝地层井漏问题的解决,提供了有效的技术方案。     

耐高温清洁压裂液体系HT-160的研制及性能评价

针对目前聚合物压裂液破胶后残渣含量大且已有清洁压裂液耐温性差、稠化剂用量大、成本高等不足,通过分子结构设计、室内合成、性能评价及控制条件优化,制备了一种性能优越的Gemini型阳离子黏弹性表面活性剂,并将其作为稠化剂,然后通过配方优化,配制了由5.0%的稠化剂和少量无机盐（氯化钾和溴化钾）组成的清洁压裂液HT-160。室内试验显示,该压裂液体系表现出明显的弹性特征,具有很好的支撑剂悬浮性能,在160℃、170 s-1测试条件下剪切2 h后,黏度仍然保持在40 mPa·s左右,而且与煤油接触后能够彻底破胶、无残渣。研究结果表明,该压裂液体系能够满足深部储层压裂作业的要求,耐温可达160℃。      

一种高温抗剪切聚合物压裂液的研制

利用丙烯酰胺、疏水单体N-烷基丙烯酰胺和N-乙烯吡咯环酮合成了一种疏水缔合物压裂液稠化剂ANN,用ANN稠化剂和其他添加剂配制出了高温抗剪切聚合物压裂液。通过对该聚合物压裂液的性能进行评价,结果表明,该聚合物压裂液是非牛顿流体,具有较好的流变性、抗高温性和抗剪切性,并具有优良的黏土稳定性能和低残渣的特点。     

基于聚合物微球的复合降滤失剂的制备与性能评价

为制备耐温抗盐性能优良的钻井液降滤失剂,以丙烯酰胺、丙烯酸和多功能团丙烯酸酯为主要原料制备了聚合物微球(PMS),以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基吡咯烷酮为主要原料制备了线性聚合物(PAAN),采用PMS与PAAN复合的方法制备了聚合物微球复合钻井液降滤失剂(CLS)。采用热重分析、扫描电镜、Zeta电位分析和钻井液性能测试等方法评价了CLS的性能。结果表明,由PMS和PAAN复合而成的降滤失剂CLS组分间具有协同效应,降滤失作用好于任一单一组分。CLS对钻井液流变性的影响小,降滤失效果优良。对于膨润土含量为4%的钻井液,CLS加量在0～1%范围内变化时表观黏度变化幅度在±2.0 mPa·s以内,加量为0.6%时钻井液滤失量可降至6.0 mL。CLS起始分解温度为276℃,组成为4%膨润土+1.2%CLS的钻井液经180℃老化16 h后的滤失量保持在9.0 mL;在加入6%的NaCl后滤失量仅由5.5 mL增至7.0 mL,表现出优异的耐温抗盐性能。图4表6参11     

耐高温高盐钻井液润滑剂的研制与性能评价

针对深井超深井钻井过程中高扭矩和高摩阻等难题,利用硼酸、多元醇和长链脂肪酸等原料,合成出一种耐高温高盐钻井液润滑剂SOB,该润滑剂在高温高盐条件下具有良好的润滑性能。在5%基浆中加入1%润滑剂SOB后,润滑系数降低率为92.7%,泥饼的黏附系数降低至0.0405,极压润滑持效性强;210 ℃下润滑系数降低率保持在90.2%,210 ℃、35%NaCl条件下润滑系数降低率保持在81.3%。高温高盐条件下SOB在高密度钻井液中配伍性良好,200 ℃老化后对钻井液的流变性无影响,能够降低钻井液滤失量,润滑系数降低率为45.09%,相比常规润滑剂性能优越,这是由于润滑剂能够在钻具表面有效吸附,形成一层疏水性较强的膜,使钻具与井壁的直接接触变成了润滑膜之间的接触,从而降低摩擦。      

深井油井水泥耐盐抗温降失水剂JSS300的试验研究

为弥补常用失水剂的缺陷,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烯酸(AMPS) 及苯乙烯(SM)为原料合成了油井水泥降失水剂JSS300,合成条件为:合成温度控制在60℃左右,反应时间约6 h,引发剂加量不低于0.6%,单体配比为45∶25∶30.对JSS300在淡水、盐水水泥浆中的性能进行了评价.结果表明,该聚合物在160 ℃时能将淡水水泥浆的失水量控制在50 mL左右,对盐水水泥浆的失水量也有较强的控制作用,具有较高的热稳定性和良好的配伍性.     

耐高温阳离子聚合物压裂液的制备与性能研究

为获得具有良好耐温抗剪切性能的聚合物压裂液,设计并合成了含阳离子基团的丙烯酰胺共聚物PAAD及配套有机钛交联剂TC,以PAAD为稠化剂、TC为交联剂、多羟基化合物MH为交联促进剂,制备了阳离子聚合物压裂液。研究了PAAD、TC、MH、pH值对压裂液性能的影响。结果表明,PAAD具有较强的增黏能力,可作为压裂液稠化剂使用;TC可在酸性条件下与聚合物PAAD交联形成聚合物冻胶;MH在高温条件下能与PAAD稠化剂反应,促进聚合物交联网络的形成,提高压裂液黏度及耐温性能。该压裂液的性能与体系组成有关,随聚合物PAAD浓度的增加,压裂液冻胶黏度增大,但PAAD加量超过0.6%后冻胶黏度增幅减小。在PAAD浓度一定的条件下,TC和MH均存在对应冻胶高黏度的最佳浓度值。体系pH值对压裂液的性能影响较大,pH=3数4时压裂液成胶性能较好。组成为0.6%PAAD+1.0%TC+0.2%MH(pH=3数4)的压裂液经150℃、170 s~(-1)连续剪切90min后的黏度仍保持在90 m Pa·s左右,满足150℃高温油气井压裂施工需要。