水基钻井液用低增黏提切剂的合成与性能评价

为了实现在调控钻井液黏度的情况下获得良好的携岩能力,以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）、甲基丙烯酰氧乙基-N,N-二甲基丙磺酸（DMAPS）和十六烷基疏水单体（C16-D）为原料,采用自由基聚合法,制备了一种新型的两性疏水缔合聚合物（PAADDC）。采用傅里叶变换红外光谱（FTIR）和核磁共振（1H NMR）表征了PAADDC的分子结构,采用静态光散射（SLS）测定了聚合物的分子量,并对其流变性能进行了评价。结果表明,100℃老化16 h,加量为0.2% PAADDC的钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比分别为18.5 mPa·s,11.5 mPa·s,7.0 Pa和0.61 Pa/mPa·s,抗温可达160℃。与常规增黏剂相比,PAADDC具有良好的热稳定性和更佳的抑黏增切效果。在60～180℃热老化实验中,动塑比值随PAADDC用量的增加而降低。环境扫描电镜（ESEM）和原子力显微镜（AFM）的观察表明,PAADDC在溶液中形成了连续的三维网状结构,这是其剪切强度显著提高的主要原因。     

以季戊四醇为支化剂合成低黏度高切力钻井液提切剂

针对目前水基钻井液常用的提切剂普遍存在黏度增加幅度大于切力增加幅度的缺点,以季戊四醇为支化剂,硝酸铈铵为引发剂,引发丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸与4-乙烯基-1-（3-磺丙基）吡啶内嗡盐（4-VPPS）共聚,合成出低黏度高切力钻井液用提切剂PAAVP,并考察了合成条件对该聚合物黏度和切力的影响。聚合体系中引入季戊四醇后其表观黏度降低,动塑比提高,优选季戊四醇加量为单体质量的2.5%～3.0%。4-VPPS有利于提高聚合物抗温抗盐性,优选在聚合单体中占比为6%～10%。引发剂加量为单体质量的0.0275%～0.03%。按照推荐配比合成出的聚合物PAAVP的1%水溶液表观黏度为27 mPa·s,动塑比为1.45 Pa/mPa·s。PAAVP溶液在150℃热滚后仍能保持74%的黏度和54%的动塑比值,比常规提切处理剂黄原胶具有更好的抗温性。PAAVP在5% NaCl溶液中能保持91%的黏度和85%的动塑比值,作为钻井液低黏提切剂有较大的应用潜力。      

以季戊四醇为支化剂合成低黏度高切力钻井液提切剂

针对目前水基钻井液常用的提切剂普遍存在黏度增加幅度大于切力增加幅度的缺点,以季戊四醇为支化剂,硝酸铈铵为引发剂,引发丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸与4-乙烯基-1-（3-磺丙基）吡啶内嗡盐（4-VPPS）共聚,合成出低黏度高切力钻井液用提切剂PAAVP,并考察了合成条件对该聚合物黏度和切力的影响。聚合体系中引入季戊四醇后其表观黏度降低,动塑比提高,优选季戊四醇加量为单体质量的2.5%～3.0%。4-VPPS有利于提高聚合物抗温抗盐性,优选在聚合单体中占比为6%～10%。引发剂加量为单体质量的0.0275%～0.03%。按照推荐配比合成出的聚合物PAAVP的1%水溶液表观黏度为27 mPa·s,动塑比为1.45 Pa/mPa·s。PAAVP溶液在150℃热滚后仍能保持74%的黏度和54%的动塑比值,比常规提切处理剂黄原胶具有更好的抗温性。PAAVP在5% NaCl溶液中能保持91%的黏度和85%的动塑比值,作为钻井液低黏提切剂有较大的应用潜力。     

抗高温环保型增黏剂的合成与性能评价

针对目前常用的无固相钻井液用增黏剂抗温性能和环保性能差的问题,开展了抗高温环保型增黏剂研究。以淀粉（ST）与丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、甲基丙烯酰氧乙基-N,N-二甲基丙磺酸（DMAPS）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）和丁基苯乙烯（BS）为原料,采用自由基胶束聚合法合成了增黏剂ZNJ-1,研究了反应温度、反应时间、pH值和引发剂用量对淀粉单体转化率和接枝率的影响,表征了分子结构,并对其流变性能、悬浮性能和环保性能进行了评价。室内试验结果表明,最佳反应条件下,淀粉单体转化率为86.8%,接枝率为44.8%;经180℃老化16 h后,质量分数为1.0%的ZNJ-1溶液的表观黏度为26.0 mPa·s,塑性黏度为17.0 mPa·s,动切力为9.0 Pa,初切力为3.0 Pa,终切力为10.5 Pa。研究表明,增黏剂ZNJ-1的抗温、抗盐能力突出,生物降解性能良好,分子间的疏水缔合效应能够提高钻井液的悬浮稳定性能。      

抗高温降滤失剂的制备与性能研究

为满足深层油气资源勘探开发钻井施工的需要,提高钻井液的抗温、抗盐抗钙等能力,采用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰胺（AM）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）和4-羟基苯磺酸钠（SHBS）为单体,辣根过氧化物酶（HRP）为催化剂,采用酶促反应方法,制备了分子主链中具苯环的新型钻井液降滤失剂PAANS,基于相同反应条件合成未含苯环结构的对比聚合物PAAN,并借助核磁共振光谱（1H NMR）进行了结构表征。流变和滤失性能测试结果表明,220℃老化16 h,加量为2.0% PAANS的钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力、常温中压滤失量和高温高压滤失量分别为16.5 mPa·s,10.5 mPa·s、6.0 Pa、12.4 mL和24.0 mL,抗盐可达饱和,具有一定的抗钙能力,性能明显优于PAAN钻井液。通过对吸附量、粒径分布和滤饼微观结构的测试等,揭示了分子主链含有苯环结构的刚性抗高温降滤失剂的作用机理。      

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     

低黏度效应聚合物降滤失剂的合成与性能评价

为降低降滤失剂对钻井液黏度的影响,采用丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、烯丙基聚乙二醇为主要单体,合成了聚合物降滤失剂GZ-1,用红外光谱对GZ-1 的结构进行了表征,研究了GZ-1 对钻井液流变性能和滤失性能的影响,通过环境扫描电镜分析了GZ-1 对钻井液滤饼微观形貌的影响。结果表明,合成的GZ-1 含有设计的官能团,黏均分子量适中（22.9 万）,1.6% GZ-1 水溶液的黏度仅为7 mPa·s;随着GZ-1 浓度增加,聚合物钻井液的滤失量逐渐降低,钻井液的表观黏度（AV）和塑性黏度（PV）小幅增加,基浆在加入1.6%GZ-1 后的AV 和PV 增幅分别为1.7 和1.5 倍,180℃老化16 h 后的增幅分别为1.1 和2.7 倍;加入重晶石提高聚合物钻井液密度时未出现黏度激增现象;GZ-1 可使钻井液滤饼更为致密,有效抑制黏土颗粒的聚结作用。GZ-1 可抗180℃高温,增黏作用小于常用降滤失剂JT888和SY-3,对钻井液黏度的影响较小。图6 表4 参14     

耐高温酸液胶凝剂的制备及性能评价

两性离子胶凝剂具有价格低和合成方便的优点,并能基于胶凝剂之间的超分子作用提升酸液的黏度。为 了构造可长期应用于深度酸化压裂的胶凝酸体系,以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二 甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）或甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）等为原料,以自由基水溶液聚合法 合成了2 种两性离子胶凝剂PAAD1（AM-AMPS-DMDAAC）和PAAD2（AM-AMPS-DMC）。对胶凝剂的制备条 件进行了优选,考察了其在酸液中的酸溶时间、增黏性能和耐温耐剪切性。结果表明,2 种胶凝剂的酸溶时间低 于40 min,增黏性能较好。将PAAD1 和PAAD2 按质量比7∶3 复配后,酸液黏度（25 ℃、170 s^-1）可达39 mPa·s;在 160 ℃、170 s^-1下剪切90 min 后的黏度为15 mPa·s。相较于单一的胶凝剂,复配胶凝剂的增黏、耐温和耐剪切性 能更佳。     

延长油田水平井钻井液优化与应用

延长油田水平井现用KPAM聚合物钻井液体系存在着抑制性能不足、流变性能不佳等问题,导致现场卡钻、托压等问题频繁发生。提出用阳离子乳液聚合物DS-301与RHJ-1乳化石蜡取代原体系中的KPAM和水基润滑剂,以改善钻井液性能。DS-301为大分子阳离子聚合物抑制剂,带有大量的阳离子基团,其分子量可以达到600万以上,能够有效提高连续相的黏度;RHJ-1具有优良的润滑防塌性能,能辅助提高DS-301的化学抑制效果。通过室内实验优选,0.3% DS-301与2.0% RHJ-1复配的阳离子乳液聚合物钻井液体系在100℃老化16 h后塑性黏度为25 mPa·s,动切力为12.5 Pa,润滑系数为0.233,高温高压泥饼黏滞系数为0.052 4,滚动回收率高达92.8%,对比KPAM聚合物体系在流变性能和抑制性能上有了明显的提高,有利于大幅度减少了卡钻问题的发生;通过配合加入1%极压减摩剂JM-1,润滑系数进一步降低到了0.137,有效地提高了钻井液的润滑性能,解决了水平段出现的托压问题。现场试验3口井,在水平钻进井段控制钻井液滤失量在5 mL以下,保持动塑比在0.48 Pa/（mPa·s）左右,提高钻井液携岩性能,保持井壁的稳定,现场施工作业顺利。      

耐高温增黏型聚合物降滤失剂SLH-1的研究

利用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰胺（AM）和第三耐温单体,通过水溶液聚合法合成了耐高温增黏型降滤失剂SLH1,其特性黏度可达650mL／g。对SLH-1的结构用红外光谱进行了表征,并对其耐温性和降滤失性进行了室内评价。结果表明,SLH-1具有与合成单体相应的官能团,具有良好的耐温和降滤失能力;O．5％的SLH-1水溶液在240℃老化16h后仍具有3mPa·s的表观黏度;加有SLH-1的基浆在240℃老化16h后中压滤失量仍然可以保持在12mL以内,高温高压滤失量也可以保持在很低的水平;SLH-1可以抗饱和盐水。在高密度淡水钻井液和盐水钻井液中的应用表明,SLH1与其它处理剂的配伍性良好,具有在高温下稳定钻井液的作用,使钻井液在高温老化后仍能保持较低的滤失量和良好的流变性能。     

无黏土相海水基钻井液低温流变特性

针对海洋深水钻井作业所遇到的水基钻井液低温增稠问题,在全面分析低温增稠机理基础上,利用实验室自制的深水钻井液模拟装置,通过优选处理剂,构建了一套具有好的低温流变性的无黏土相海水基钻井液体系。实验结果表明,该钻井液体系经130℃老化后,低温流变性好,老化前后4℃和25℃时的表观黏度之比分别为1.179、1.250,塑性黏度之比分别为1.167、1.240,动切力之比为1.200、1.265,静切力稳定,动塑比变化范围在0.625~0.694 Pa/(mPa·s)之间,API中压滤失量在9.0 mL左右;润滑系数为0.181,页岩水化膨胀率为10.0%,页岩热滚回收率为87.0%,同时具有较强的储层保护能力和较好的抑制天然气水合物生成能力。      

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。      

基于改性植物多酚的高温高密度环保型水基钻井液

为提高环保型水基钻井液的耐温性能和密度上限,通过对天然多酚类植物提取物进行接枝改性,分别研制了降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH,并利用红外光谱对2种合成产物进行了表征。室内性能评价结果表明,降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH均具有良好的抗高温性能,且EC₅₀分别达2.38×105 mg/L和4.49×105 mg/L,无生物毒性;EHT-FL加量为2.0%时,淡水基浆在200℃老化后的中压滤失量和高温高压滤失量分别为7.2 mL和23.6 mL;EHT-TH加量为1.0%时,高密度水基钻井液（ρ=2.0 g/cm3）在200℃老化后的表观黏度由106.5 mPa·s降低至66.5 mPa·s,高温增稠现象消失。在降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH的基础上,配伍其他环境友好型处理剂,研制出一套抗高温高密度（ρ=2.0 g/cm3）环保型水基钻井液体系。该体系具有合理的流变与滤失性能,抗温达210℃,抗盐侵25%,抗钙侵1%,抗劣质土侵10%,EC₅₀为4.19×104 mg/L,BOD₅/COD_Cr为29.23,重金属含量低于标准值,对环境友好,能满足深井复杂地层钻井的需求。      

莺琼盆地抗高温高密度水基钻井液

莺琼盆地地温梯度高,压力系数大,安全密度窗口窄,抗高温高密度钻井液技术是其高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。对该区块现用水基钻井液进行性能分析,通过对钻井液性能进行优化,构建了莺琼盆地高温高压段水基钻井液。该钻井液体系在200℃热滚16 h后的黏度为39 mPa·s,动切力为7 Pa,高温高压（200℃、3 MPa）沉降因子为0.512,高温高压滤失量为8.6 mL,高温高压砂床滤失量为14.4 mL,在4 MPa被CO₂污染后黏度为43 mPa·s,动切力为9 Pa,API滤失量为4.5 mL,高温高压滤失量为13.6 mL。研究结果表明,该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO₂污染性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。      

苏丹Azraq地区提高机械钻速的钻井液技术

针对苏丹Azraq地区地层特点,对提高机械钻速的钻井液性能参数进行研究,根据理论和实验优化钻井液性能参数。调整钻井液滤失量为6~8 m L,塑性黏度为15~20 m Pa s,动切力为10~15 Pa,动塑比为0.75 Pa/m Pa s。根据优化的钻井液性能参数,采用无土相的硅酸盐钻井液体系,并通过实验确定钻井液配方。现场应用证明,新的钻井液工艺能显著提高Abu Gbura地层的机械钻速,机械钻速由6~8 m/h提高到12~18 m/h,缩短了完井周期。Azraq K-9井创造了该地区完井时间的最短记录。