合成锂皂石用作超高温水基钻井液增黏剂实验研究

针对现有聚合物增黏剂抗温能力不足的问题,无法满足超高温（耐240℃）水基钻井液使用要求,提出采用合成锂皂石作为水基钻井液超高温增黏剂。采用X射线粉晶衍射及热重分析对合成锂皂石进行了结构表征,对其増黏性能、抗温性及抗盐性能等进行了评价,并分析了合成锂皂石抗高温增黏机理。实验结果发现:合成锂皂石H-6具有优良的増黏性能和热稳定性,抗温能力可达240℃,而且抗高温増黏效果优于现有国内外高温增黏剂产品。在4%钠膨润土基浆中加入1% H-6,240℃高温老化16 h前后浆液的表观黏度均为16.5 mPa·s,而加有1%高温增黏剂HE300的钠土基浆经240℃老化16 h后其表观黏度降低率大于92%。研究结果表明,合成锂皂石与其它处理剂配伍性好,适合用作超高温增黏剂,在超高温水基钻井液中具有广阔的应用前景。      

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。      

无土相油基钻井液用增黏提切剂的合成及性能

采用乳液聚合法制备出适用于无土相油基钻井液的增黏提切剂,考察了单体配比、单体加量、引发剂加量、交联剂加量、乳化剂加量、反应温度及反应时间对产物增黏提切性能的影响;采用FTIR、纳米激光粒度分析仪及金相电子显微镜对该增黏提切剂的结构和粒径进行了表征,并对其在柴油及无土相油基钻井液体系中的性能进行了评价。优化出最佳合成条件为:单体配比n(甲基丙烯酸十六酯)∶n(苯乙烯)=5∶5,单体加量(w)为30%~35%,引发剂过硫酸钾加量(w)为0.7%~0.9%,交联剂二乙烯基苯加量(w)为0.6%~0.8%,反应温度80~85℃,反应时间6~7 h,乳化剂配比m(十二烷基苯磺酸钠)∶m(OP-10)=1∶1.5,乳化剂加量(w)为5%~6%。表征结果显示,该增黏提切剂平均粒径在96 nm左右。实验结果表明,当其加量为柴油的3%(w)以上时,基浆动塑比在0.5以上,在80~160℃内变化不大,150℃下连续老化72 h性能稳定;在149℃、55.5 MPa下,该增黏提切剂在柴油中的动塑比为0.470,在无土相油基钻井液体系中的动塑比为0.200,具有更好的悬浮稳定性能。     

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。      

油酸酰胺型油基钻井液降黏剂作用机理

在基浆中分别添加不同类型的黏土,模拟地层土对钻井液黏度的影响,添加不同浓度的沥青降滤失剂模拟沥青对钻井液黏度的影响。结果表明,在基浆中分别添加5%有机土、15.5%沥青降滤失剂后基浆塑性黏度增加100%,动切力至少增加370%。在污染后的基浆中添加1%油酸酰胺型降黏剂后,可使混入黏土的基浆塑性黏度降低10%,动切力降低80%以上;添加15.5%沥青的基浆动切力降低73%以上,说明油酸酰胺可拆散劣质固相形成的网架结构。在南缘天安X井现场油基钻井液老浆(密度为2.25 g/cm3)中添加1%油酸酰胺型降黏剂,其塑性黏度降低15%,而动切力可降低30%以上。油酸酰胺降黏剂在油基钻井液老浆中主要作用是拆散劣质固相形成的网架结构,降黏规律与基浆中含有过量黏土和沥青污染物相关。高温高压流变测试结果表明,在205 ℃下油酸酰胺型降黏剂仍能使现场油基钻井液老浆的塑性黏度降低4.76%、屈服值降低8.70%,拆散现场浆中过量的网架结构,有效地改善了现场浆的流变性。      

聚糖-木质素钻井液处理剂作用效能评价

通过木质素磺酸钙LS与甲醛、伯/仲胺的Mannich反应制备了一系列木质素磺酸钙Mannich碱LM,再与杂聚糖SJ反应制备出系列聚糖-木质素SL.利用红外光谱对其进行结构表征,室内考察了SL作为钻井液处理剂对水基钻井液的黏度、切动力和滤失量等性能的影响.结果表明,常温下多数聚糖-木质素在水基钻井波中具有增黏作用和弱的降滤失作用,在高温热处理(180℃×24小时)后,对钻井液大多有一定的稀释作用,塑性黏度都比较适中,可明显改善塑性黏度和动塑比,且具有一定的降滤失作用.与基浆相比,SL水不溶物处理的钻井液的塑性黏度PV、切动力YP、表现黏度AV、静动力G均有所增加,但明显低于SL水溶物处理的钻井液的相应指标;与LS、SJ钻井液相比,sL水不溶物处理的钻井液.动塑比显著提高,滤失量小于SL水溶物处理的钻井液,降滤失性能优良,其中水不溶物SL1-2(合成原料中的胺为二甲胺)处理钻井液的降滤失性效果最好,高温处理后滤失量仅为127 mL.     

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     

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。      

耐温抗盐改性淀粉钻井液降滤失剂的合成及性能研究

以淀粉和一种自制的同时带有磺酸基和季铵阳离子的烯烃单体为原料合成了一种耐温性能可达180℃的改性淀粉YS,并考察了其降滤失性能、抗盐及抗钙性能、耐温性能及抑制性能。研究结果表明:YS在淡水基浆、海水基浆、饱和盐水基浆、复合盐水基浆及含钙盐水基浆中均具有较好的降滤失效果;添加1.5%数2.5%的YS后,钻井液的滤失量均可显著降低并控制在10 m L之内;抗盐及抗钙性能均可达到饱和,且随含盐量的增加,降滤失效果和提黏切能力反而增强;与淡水基浆相比,加入2.0%YS后的基浆的表观黏度上升率可由300%降至73.3%;与清水相比,2.0%YS水溶液可将黏土块的线性膨胀率由51.5%降至10.2%,YS表现出较好的抑制黏土水化分散、膨胀的性能。图1表5参9     

无土相水基钻井液超分子增黏提切剂的研制

增黏提切剂是控制无土相水基钻井液流变性能的关键处理剂,通过将超分子网状结构引入聚合物中,利用胶束聚合物合成一种超分子增黏提切剂CZN,并评价其性能。结果表明:CZN具有明显的超分子网状结构,有较好的增黏提切性和剪切稀释性,表观黏度、动塑比要远高于同浓度的PAM;具有较好的抗温性和实用性。以CZN为增黏提切剂配置了无固相聚膜钻井液体系,现场应用表明,该钻井液可有效携带井底岩屑,保证顺利钻进。该技术可为提高复杂地层钻井效率提供技术支撑。     

国内外深水钻井液技术进展

深水井钻井作业过程中钻井液面临低温糊筛跑浆、大尺寸井眼携岩、天然气水合物、泥页岩地层的水化分散、窄密度窗口的防漏堵漏等难题,因此提出了相应的解决措施和技术手段。同时,归纳了国内外近年来深水水基钻井液技术和合成基钻井液新技术的发展及体系在现场的应用情况。介绍了国外深水恒流变体系的新进展,该体系主要由乳化润湿剂,少量有机土配合聚合物增黏剂,以及流型调节剂组成。英国BP公司对恒流变合成基钻井液体系从4个性能参数上给予了界定,包括4.4℃,49℃下塑性黏度和动切力的比值,初切(10 s)和终切(10 min)以及10 min和30 min切力的比值,为恒流变体系的设计提供一定的指导。     

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。      

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。     

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。      

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。      

低固相超高温水基钻井液研究及应用

冀东油田南堡构造深部潜山储层温度高、压力低、裂缝发育,为满足保护储层和井下携岩的需要,基于开发的聚合物增黏剂SDKP以及对抗高温降滤失剂、油溶性封堵剂、润滑剂、高温保护剂和防水锁剂的优选,优化出一套低膨润土低固相超高温水基钻井液。室内评价结果表明,1%SDKP溶液在165℃老化16h后,表观黏度保持率仍可达20%,表明SDKP的耐温性能好;SD-101和SD-201复配可显著降低1.0%膨润土基浆的滤失量,油溶性封堵剂HQ-10可显著降低高温高压滤失量;该钻井液抗温达235℃,在200℃下的塑性黏度达到15mPa·s,满足携岩需要,抗污染能力强,能抗10%NaCl、2%CaCl_2、10%劣质土污染,抑制性好,膨胀率降低率达78%,页岩回收率从8.24%提高到84.45%,储层损害小。在探井南堡3-82井五开井眼的现场应用表明,该钻井液在220℃井底温度下的流变参数基本稳定,API滤失量不变,携岩性好,顺利钻达井深6037m完钻,自喷求产,产液量为43.20 m~3/d。证明该钻井液可满足现场高温低压储层的钻井需要。     

溶洞堵漏用遇水增稠承托液的室内研究

处理大溶洞、大裂缝引起的失返性漏失,目前主要采用水泥浆进行堵漏。施工中,在注入水泥浆之前,需注入起承托作用的高黏度承托液,保证水泥浆停留洞口,从而达到堵漏目的。目前常用的承托液主要以高黏度稠浆为主,极易被地层水冲稀,无法起到承托目的。通过室内合成高分子聚合物YSZC-1,并将YSZC-1与油基液体复配,形成一种遇水增稠型油基承托液,该承托液黏度可调,能满足现场施工要求。遇水增稠的特性从根本上避免了承托液被冲稀导致溶洞堵漏失败的可能。该承托液与清水、水基钻井液混合后,表观黏度呈指数级上升,承托液与水基钻井液按照体积比1:1混合时,混合后承托液黏度最大,体积比上升至1:9时承托液表观黏度仍然达到133 mPa·s,具有很强的抗稀释性,在150℃,老化16 h,表观黏度无明显下降。该承托液抗盐能力达到饱和,抗Ca2+能力在5%左右,具有很好的抗盐性,与水泥浆有较好的相容性,不会造成水泥浆“闪凝”影响施工安全,能满足溶洞堵漏对承托液的各项要求,提高溶洞堵漏成功率。