耐温抗高钙盐降滤失剂的合成及其性能评价

以丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为单体,引入纳米二氧化硅(nano-SiO2)合成了钻井液降滤失剂P(AM-AMPS-AA-DMDAAC)/nano-SiO2(简称LX-2);利用FTIR和TG等方法分析了LX-2的结构及热稳定性,并考察了LX-2的降滤失性能和耐温、抗盐、抗钙性能。实验结果表明,LX-2具有良好的降滤失能力,单独以LX-2为降滤失剂时,钻井液中LX-2的含量为0.75%(w)较适宜。LX-2的耐温性能良好,其高温抗盐和高温抗钙性能明显优于其他降滤失剂。LX-2与其他处理剂的复配性能良好,复配降滤失剂可有效提高钻井液的降滤失性能、抗盐性能和耐温性能。     

抗高温微交联聚合物降滤失剂的制备与性能评价

为提高聚合物降滤失剂耐温抗盐性和与高密度高固相深井钻井液体系的配伍性,以自制的六烯基单体TDED为交联剂,与丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)进行自由基共聚反应,制得微交联共聚物降滤失剂PTAPN。通过红外光谱仪表征了产物结构,研究了PTAPN的抗温耐盐性及与不同密度钻井液的配伍性。结果表明,产物分子结构与设计相符。PTAPN在高温、高矿化度环境中具备良好的降滤失性能。加入2%PTAPN后,淡水与复合盐水基浆240℃老化前后的黏度增加,滤失量大幅降低。PTAPN与不同密度水基钻井液的配伍性良好,可有效控制密度为2.30 g/cm3的加重钻井液在高温环境中的流变性与滤失量。当老化温度为240℃时,加重钻井液的API滤失量与高温高压滤失量分别为2.6 mL和12.6 mL,远小于含常规线性聚合物降滤失剂的钻井液。PTAPN适于作为高温高密度钻井液体系的降滤失剂。     

水基钻井液用抗高温降滤失剂的合成与性能评价

钻井液用降滤失剂在高温、盐水等复杂环境下失效是深井、超深井钻探开发过程中遇到的突出问题。采用丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N-异丙基丙烯酰胺(NIPAM)为原料,合成了水基钻井液用抗高温降滤失剂JLS200,并对其进行了红外光谱和热重分析,评价了其在钻井液中的性能。结果表明,所合成的抗高温降滤失剂热稳定性好,抗温达200℃,抗盐至饱和;在KCl钻井液中具有良好的配伍性,滤失量低、流变性好,加入1% JLS200后,200℃老化后的API滤失量由12 mL降至3.2 mL,高温高压滤失量由54 mL降至15 mL,高温老化前后钻井液黏度和切力变化不大。该钻井液用降滤失剂具有较好的应用前景。      

控制水基钻井液高温高压滤失量的方法及途径

高温高压滤失量是钻井液性能的重要指标之一,该指标对现场井下安全、稳定至关重要。如何有效、合理地降低高温高压滤失量,通过合适的方法和途径把高温高压滤失量降到8 mL以下,值得思考和研究。在调研了近几年报道的低高温高压滤失量钻井液体系相关文献的基础上,提出降低钻井液高温高压滤失量的综合措施,分析了高温降滤失剂和封堵剂的现状,探讨了控制高温高压滤失量的方法和途径,包括研究高温高压降滤失剂和封堵剂的作用机理及其配伍性,达到处理剂种类尽量少且高效,从而降低成本和工作量的目的;合理使用酚醛树脂、褐煤类处理剂、磺化沥青、高温抗盐降滤失剂SPX树脂或含有AMPS单体的聚合物降滤失剂及含有有机、无机成分的较低成本的聚合物降滤失剂,来控制高温高压滤失量。      

爆聚法合成抗高温抗盐水基降滤失剂及性能评价

为了克服水相聚合法产物含量低、烘干过程分子量易增大和高能耗等问题,通过爆聚法利用单体苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸分别与丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵合成制备了抗高温抗盐降滤失剂WS-1和WS-2。借助红外光谱（FT-IR）和热重分析（TGA）,表征了降滤失剂的分子结构和热稳定性,并且进行了降滤失剂在高温高盐水基钻井液中的流变性和高温高压滤失性能的影响实验。结果表明,具有刚性苯乙烯磺酸钠分子链段的降滤失剂WS-2具有良好的高温稳定性,热分解温度为310℃,降滤失剂WS-2在220℃饱和盐水基钻井液中高温高压滤失量为7.6 mL;具有大分子支链2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸链段的降滤失剂WS-1热分解温度为270℃,200℃饱和盐水基钻井液中高温高压滤失量为1.6 mL;利用爆聚法合成的降滤失剂WS-1和WS-2均具有良好的抗温抗盐性能。      

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。      

抗高温抗盐阳离子降滤失剂CHSP-Ⅰ的合成及其应用

本文介绍了抗高温抗盐阳离子降滤失剂CHSP-Ⅰ的合成方法，评价了CHSP-Ⅰ的抑制性能、抗高温抗盐降滤失性能，简介了CHSP-Ⅰ在塔里木、南海、渤海等油田应用的实例。该降滤失剂能耐200℃以上高温，抗钙能力强，可抗盐至饱和，具有良好的抑制性能和降滤失作用，与其它处理剂配伍性良好，适用于各种水基钻井液体系。     

新型高温抗盐降滤失剂RSTF的研究

深井钻井要求钻井液具有抗高温、抗可溶性盐污染的能力。研制了高温抗盐降滤失剂RSTF,该剂是由两种以上的聚合物单体与腐殖酸接枝共聚制成。对RSTF在不同钻井液体系中的HTHP降滤失性能,抗盐、石膏、水泥污染性能及与其它处理剂的配伍性进行了评价。RSTF能显著降低水基钻井液在各种条件下的HTHP滤失量,具有较强的抗盐、钙污染能力,抗温达220℃。     

超高温钻井液降滤失剂FLA240合成与评价

采用氧化-还原引发体系,以丙烯酰胺、丙烯酰氧异丁基磺酸、丙烯酸和N、N-二甲基丙烯酰胺等单体为原料,合成了低相对分子质量的多元共聚物超高温钻井液降滤失剂FLA240,借助红外光谱和热分析研究了FLA240的结构和热稳定性,分析了其抗温机理,初步评价了FLA240的钻井液性能。结果表明,FLA240热稳定性好,与其它处理剂配伍性好,作为钻井液处理剂在淡水、盐水和饱和盐水钻井液中均具有较好的降滤失作用,经过240 ℃超高温老化后的能较好的控制钻井液的滤失量,在密度2．25g／cm^3饱和盐水钻井液中,当加量由1．0％增加到4．0％时,可以使钻井液高温高压滤失量由110ml降至6ml,体现出了良好的抗温性能。     

抗高温抗盐降滤失剂ZYJ-1的合成及性能评价

采用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和乙烯基单体共聚合成了一种抗高温抗盐降滤失剂ZYJ-1，考察了ZYJ-1在淡水钻井液、盐水钻井液、饱和盐水钻井液、人工海水钻井液及含钙盐水钻井液中的降滤失性能。结果表明，ZYJ-1具有良好的降滤失作用，抗高温抗盐，尤其是抗钙、镁离子污染能力强。     

钻井液用耐高温降滤失剂FRT -2的合成及性能研究

由丙烯腈(AN)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N,N'-二甲基丙烯酰胺(DMAM)聚合制备了水基钻井液用耐高温聚合物降滤失剂FRT -2,分别在评价土基浆、淡水基浆、盐水基浆、海水基浆和聚磺钻井液中评价了其性能.结果表明,加入1％ FRT-2后,淡水基浆、盐水基浆、海水基浆的高温高压(HTHP)滤失量明显下降;在海上油田使用的聚磺钻井液中加入1％ FRT-2,HTHP滤失量(205℃,3.45 MPa)可控制在35 mL左右,表现出较好的耐温性能和降滤失性能.     

一种耐高温交联淀粉钻井液降滤失剂的制备与评价

针对常规钻井液降滤失剂耐高温性能不足的缺点,以玉米淀粉为原料,以三偏磷酸钠为交联剂,采用交联反应的方法,合成了一种耐高温的交联淀粉钻井液降滤失剂,并采用六速旋转黏度计、泥浆失水测定仪等设备评价其性能。实验结果表明：采用三偏磷酸钠为交联剂制备的交联淀粉具有良好的耐温性能,当钻井液中交联淀粉质量分数为1.5%时,在160℃的条件下仍具有较好的降滤失性能,API滤失量为11.0 mL,黏度为33.5 mPa·s,与羧甲基淀粉降滤失剂相比,该降滤失剂抗高温效果明显,且不增黏。在西南油田元坝区块某评价井应用结果表明,在150℃条件下有效降低了钻井液的滤失量,同时控制了钻井液黏度,提高了钻井液整体耐温性能,现场应用效果良好。该研究成果对交联淀粉钻井液降滤失剂的制备具有一定的参考价值。     

抗高温无机/有机复合纳米降滤失剂室内研究

针对现有合成聚合物或天然改性高分子降滤失剂易高温降解而失效的难题,采用细乳化聚合方法合成了一种以无机纳米SiO2粒子为联接基、以—C—C—键为分子主链的两亲嵌段聚合物复合纳米降滤失剂NFL-2。—C—C—键分子主链上的吸附基团为酰胺基（20%~30%）,主水化基团为磺酸基（40%~50%）,次水化基团为羧基（10%~15%）,疏水基团为苯乙烯基（0.5%~5.0%）。文中评价了NFL-2在钻井液中的降滤失性能,结果表明：NFL-2在钻井液中的黏度效应小,热稳定性好,抗盐抗钙能力强,用该降滤失剂处理的钻井液在220℃高温老化后其滤失量仍然较低。最后讨论了NFL-2的高温降滤失机理,认为主要是纳米SiO2的高温稳定作用和NFL-2的成膜阻水作用。     

AA／MA／AMPS共聚物钻井液降粘剂性能评价

以丙烯酸（AA）、马来酸酐（MA）和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料,合成AA／MA／AMPS共聚物钻井液降粘剂,对其在泥浆中的降粘性能进行了室内评价,并利用IR对共聚物进行了表征,借助热分析考察了共聚物的热稳定性。结果表明,AA／MA／AMPS共聚物降粘剂可显著降低泥浆的粘度和切力,具有较强的耐温性,加入0．5％降粘剂的淡水基浆,高温降粘率可达92．1％,并且具有较好的抗盐抗钙性能。     

钻井液用纳米复合乳液成膜剂NCJ-1的合成与评价

根据纳米复合乳液成膜的作用机理要求,以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和苯乙烯(St)为有机结构单体,以改性纳米SiO2为无机结构单体,利用超声波细乳化原理和水溶性自由基聚合的方法合成了纳米复合乳液成膜剂NCJ-1。以纳米复合乳液成膜剂在原浆中的降失水性能为评价标准,确定出了合成反应的条件:乳化剂用量为0.02mol,反应单体总浓度为10%(w),改性纳米SiO2用量为2%(w),细乳化超声为20min/400W,反应温度为60℃。结果表明,添加10%NCJ-1的乳液在岩心表面能形成效率为58.2%的半透膜,体系在220℃下热滚16h后,粘度和切力变化较小,流变性稳定,其HTHP(200℃)滤失量仅为27mL,降滤失效果显著。     

高含CO2天然气藏储集层结垢及欠平衡钻井液技术

通过研究温度、压力、pH值等因素对CO2、CaCO3垢溶解度的影响,分析高含CO2天然气藏储集层的结垢机理。CO2的溶解度随温度升高而降低,随压力升高而升高,随地层水矿化度的升高而降低;CaCO3在水中的溶解度随温度升高而降低,随压力的升高而升高,溶液pH值升高会促进CaCO3的生成。结合吉林油田典型含CO2天然气藏储集层特征进行了结垢预测,认为钻井液滤液侵入储集层后,储集层近井地带存在结CaCO3垢的可能。针对气藏储集层埋藏深、井底温度高、地层压力系数低、裂缝发育等特点,优选了水包油及甲酸盐无固相两种欠平衡钻井液体系,CO2侵入、动态污染实验评价表明,两种钻井液均具有很好的抗CO2污染能力,储集层保护效果显著。两种欠平衡钻井液体系已分别在龙深2井和龙深3井进行了现场应用,效果良好,现场钻井液的岩心渗透率恢复值均在85%以上,满足欠平衡钻井的要求。图3表4参21     

纳米二氧化硅对盐水钻井液性能的影响

在油气井钻进过程中,井壁发生缩径和掉块往往是由于泥页岩吸水膨胀导致的。针对这种情况,提出使用纳米二氧化硅封堵泥页岩的纳米级孔喉,从而降低其渗透率、减缓水分侵入的思路。通过测试钻井液的黏度、滤失量和膨胀量,评价了纳米二氧化硅对盐水钻井液性能的影响。室内实验结果表明,纳米二氧化硅改善钻井液性能,必须是在其抗盐的基础上才能实现,即需使用抗盐土配浆;浓度为1%~5%的纳米二氧化硅通过增加颗粒间的内摩擦力,既而提高了钻井液的黏度,然而纳米二氧化硅材料对于盐浓度比较敏感;纳米二氧化硅颗粒可以沉积在滤饼表面封堵滤纸孔隙,降滤失效果明显,滤失量降低率可达40.2%;其通过封堵黏土的孔隙,起到了抑制黏土吸水膨胀的作用。优选出的二氧化硅最优加量为3%,其抗盐可至12%;综合考虑滤失、膨胀量实验结果和性价比,选定3%NP+4%Na Cl+SWM-B为最优配方。     

抗高温无黏土相钻井液体系研究与性能评价

为了使钻井液摆脱对黏土的依赖,较好地保护油气储层和提高钻井速度,通过引入磺酸基团和阳离子单体,合成了增黏降滤失剂SSDP;对增黏剂、降滤失剂、润滑剂和防塌抑制剂进行优选和复配,研制出了抗高温无黏土相钻井液,并对其进行了性能评价。结果表明:所研制的钻井液具有较好的抗温性能,耐温能力达160℃;具有较好的抗劣土污染能力,抗劣土污染容量限达到10%以上;润滑能力接近油基钻井液水平;岩心渗透率恢复率大于90%,具有较好的储层保护效果。由性能评价结果可以看出,该钻井液较好地解决了以往无黏土相钻井液在高温下聚合物降解造成的黏度下降问题,保证了钻井施工的安全进行,具有较好的经济效益。      

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。      

抗高温有机硅降滤失剂的合成与作用机理研究

采用自由基聚合方法,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N-(3-三乙氧基甲硅氧烷基)丙基丙烯酰胺(APTS)为原料制备了有机硅耐温降滤失剂AM/AMPS/NVP/APTS。使用FT-IR光谱表征了分子结构,评价了其钻井液性能。结果表明,随着AM/AMPS/NVP/APTS质量分数的升高,180℃老化16h后的淡水钻井液的常温中压滤失量(FLAPI)和高温高压滤失量(FLHTHP)随之减小。当AM/AMPS/NVP/APTS的质量分数为0.6%时,即可将FLAPI维持在9.2 mL,FLHTHP维持在14.2mL。加入1.0%AM/AMPS/NVP/APTS的淡水钻井液老化后的滤失量,随着温度的升高(150～220℃)而增大(FLAPI:7.8～19.8mL;FLHTHP:13.5～56.7mL),抗温可达200℃。通过测定淡水钻井液中有机硅共聚物的颗粒粒度、吸附量和Zeta电位,分析了该有机硅降滤失剂的作用机理。