油基钻井液增黏剂的合成及室内评价

以油酸和胺类化合物为主要原料,利用缩合法制备了一种全油基钻井液增黏剂。测试了增黏剂样品在3种不同体系即5#白油、5#白油+有机土体系以及全油基钻井液体系中的流变性能,探讨了不同因素对全油基钻井液流变性能的影响。研究结果表明,该增黏剂样品对3种体系均有较好的增黏能力,抗温可达180℃;且该增黏剂具有制备过程简单,成本相对较低和安全无毒等优点,可广泛应用于油基钻井液中。     

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。     

GW-1油基钻井液增黏剂的合成和性能

随着页岩气的快速发展,各种页岩层地质复杂情况带来的问题相继暴露出来,油基钻井液逐步成为页岩气地层水平井的首选。但是在一定条件下,油基钻井液也面临流变性不好、黏度低、携带岩屑能力差等问题。针对上述问题,通过缩聚法研制了一种GW-1油基钻井液增黏剂。分别采用红外光谱仪、热重分析仪对GW-1的结构及其热稳定性能进行了分析,同时评价了GW-1在油基钻井液体系中的性能。实验结果显示:GW-1增黏剂热稳定性良好,抗高温;GW-1加入到油基钻井液体系后,增黏效果显著,同时还能提升钻井液的电稳定性,大大降低了油基钻井液的滤失量,是一种很好的油基钻井液增黏剂。     

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。     

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。      

抗超高温高密度油基钻井液用新型降黏剂的性能

针对高温高密度油基钻井液黏度升高的问题,合成了3种降黏剂A、B和C,降黏剂A为缩聚脂肪酸,由十二羟基硬脂酸、聚羟基硬脂酸、硬脂酸、十二羟基硬脂酸与硬脂酸反应后的产物和硬脂酸的均聚物中一种或几种的组合共聚得到,降黏剂B是由脂肪酸或油与聚胺在100~200℃反应,再与马来酸、酸酐在80~150℃反应,用40%的油醇、脂肪酸或缩聚脂肪酸稀释得到,降黏剂C是由缩聚脂肪酸与醇铵、聚氨反应得到的衍生物,对他们的作用机理进行了探讨。以高密度油基钻井液（2.2 g/cm3）为基浆,加入劣质土污染或用重晶石将密度提高到2.4 g/cm3,考察3种降黏剂在此条件下的降黏效果。研究结果表明,降黏剂A和降黏剂C可以很好地降低由于劣质固相引起的流变性能超标,可以提高油基钻井液的重复使用次数,降低成本;降黏剂B能很好地调节由加重剂引起的高密度钻井液的增黏,降低对泵压的要求;降黏效率可达77%,抗温达225℃。      

油基增黏剂的研制及在榆林气田下古水平井的应用

榆林气田二开φ311.2 mm井眼属于大井眼、长裸眼井段,具有岩性多变、多套地层压力系统共存、水敏性黏土矿物含量高等特点,易出现起钻阻卡、拔活塞等复杂情况,决定使用油基钻井液,但必须解决其黏度控制问题。为此,以油酸为链终止剂,二甲苯为溶剂,以二聚酸和二乙烯三胺为原料,在230℃条件下合成了一种油基钻井液增黏剂,用红外光谱对该产品进行了表征,并对其性能进行了评价。实验结果表明:加入该增黏剂后钻井液在120℃热滚前后的表观黏度、塑性黏度值均比基浆高1倍;且加增黏剂后热滚前后的破乳电压基本保持不变。加有该剂的油基钻井液在靖平10-20、榆39-2H1、榆42-5H3和榆42-5H4井等4口水平井的二开井段进行了试验。通过现场试验发现,应用井段均未发生井壁失稳现象;泥饼光滑致密,有韧性;井径规则,井径扩大率小于5%;润滑性良好,现场滑动无托压现象。所以该体系适合四开下古水平井二开直井段大井眼施工。     

油基增黏剂的研制及在榆林气田下古水平井的应用

榆林气田二开φ311.2 mm井眼属于大井眼、长裸眼井段,具有岩性多变、多套地层压力系统共存、水敏性黏土矿物含量高等特点,易出现起钻阻卡、拔活塞等复杂情况,决定使用油基钻井液,但必须解决其黏度控制问题。为此,以油酸为链终止剂,二甲苯为溶剂,以二聚酸和二乙烯三胺为原料,在230℃条件下合成了一种油基钻井液增黏剂,用红外光谱对该产品进行了表征,并对其性能进行了评价。实验结果表明:加入该增黏剂后钻井液在120℃热滚前后的表观黏度、塑性黏度值均比基浆高1倍;且加增黏剂后热滚前后的破乳电压基本保持不变。加有该剂的油基钻井液在靖平10-20、榆39-2H1、榆42-5H3和榆42-5H4井等4口水平井的二开井段进行了试验。通过现场试验发现,应用井段均未发生井壁失稳现象;泥饼光滑致密,有韧性;井径规则,井径扩大率小于5%;润滑性良好,现场滑动无托压现象。所以该体系适合四开下古水平井二开直井段大井眼施工。     

油基钻井液增黏剂研制与应用

对大位移、大斜度、水平井、高温高压以及各种敏感性地层,油基泥浆表现出很好的润滑、抑制和地层保护能力,以及容许污染物和固相的存在,抗污染能力强等优点;但油基泥浆在使用过程中存在对钻井液的黏度控制较为困难的问题,其低剪切速率下的黏度值较低,不利于悬浮和携带岩屑,特别是在大斜度、大位移和水平井中。针对这一问题,室内研究设计了一种增黏材料,通过改善油基钻井液的流变性来提高其携岩能力。     

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。      

高密度油基钻井液降黏剂及其现场应用

高密度油基钻井液稠化的主要原因之一是钻井过程中劣质固相的侵入,特别是低密度固相含量的不断增加。劣质固相经过油基钻井液中的润湿剂、乳化剂作用后使其具有了一定的活性,增强体系的网架结构,导致钻井液的黏度和切力上涨。以月桂酰胺、硬脂酸酰胺和芥酸酰胺为原料,按照质量比1∶2∶1合成了分子链中具有可吸附胺基、酰胺基的多元活性基团的降黏剂CQ-OTA。降黏评价实验表明:CQ-OTA能够将固相含量为48.5%高密度稠化油基钻井液的塑性黏度降低25.0%,静切力降低60.0%,其在油基钻井液中的推荐加量为0.5%～1.5%;在威202HX平台现场应用,能够改善油基钻井液的流变性,提高劣质固相容量限,塑性黏度由53.0 mPa·s下降至40.0 mPa·s,10 min静切力由23 Pa下降至14.5 Pa,保证了高密度油基钻井液顺利钻至目的井深,提高了高密度油基钻井液重复使用效率,降低了钻井成本。      

钻井液用抗高温聚合物增黏剂的制备与性能评价

针对当前钻井液增黏剂耐温抗盐性能较差,无法满足深部高温储层钻探要求的问题,以2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)为单体,利用自由基共聚法制备了耐温抗盐聚合物增黏剂ANAD。采用正交实验法优化ANAD的合成条件,采用红外光谱仪、核磁共振波谱仪等表征ANAD的分子结构,采用热重分析仪测定ANAD分子链的热稳定性,评价了ANAD在基浆中的耐温抗盐性能,分析了ANAD的增黏机理。结果表明,在引发剂2,2'-偶氮二异丁基脒二盐酸盐(AIBI)加量0.5%、单体摩尔比n(AMPS)∶n(NVP)∶n(AM)∶n(DMAM)=37.70∶31.10∶31.10∶0.10、反应温度55℃的条件下制备的ANAD抗温性能优良,分子链初始分解温度为328℃,在淡水基浆和15%盐水基浆中的抗温能力分别为230℃和180℃。ANAD的抗剪切性能良好。ANAD具有大分子侧链、刚性基团及极性基团磺酸基团,其抗温、抗盐、增黏和抗剪切性能均优于国内常用增黏剂80A51。图10表4参20     

无固相钻井液用增黏剂的合成

以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)为单体,采用氧化还原引发剂水溶液聚合法合成了钻井液用增黏降滤失剂。通过单因素和正交实验确定了合成最优条件,并对产品的耐盐、耐温和降滤失性能进行评价。实验结果表明:在单体质量分数为37.5%、n(SSS)∶n(AMPS)∶n(AM)∶n(DMC)=1.5∶4.5∶9∶1、反应温度为45℃、引发剂用量为0.75%和pH=9条件下合成的聚合物具有较好的增黏、耐盐、耐温和降滤失性以及与其他钻井液添加剂有较好的配伍性。     

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。      

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。      

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。     

无固相钻井液超高温增黏剂SDKP的结构、性能及应用

针对当前无固相钻井液抗温能力较差,无法满足深部潜山高温储层保护技术需要,研制了一种超高温增黏剂SDKP,采用红外光谱、核磁氢谱和凝胶色谱表征和测定了SDKP的分子结构和相对分子质量,采用热重分析研究了其分子链的热稳定性,评价了其在无固相水基钻井液中的增黏、抗温、抗盐性能。采用环境扫描电镜（ESEM）和流变仪对其增黏机理进行了探讨。结果表明,SDKP具有良好的增黏性和热稳定性,能有效提高无固相钻井液的黏度,在淡水、盐水无固相钻井液中的抗温能力达180℃,抗温增黏效果优于国外同类代表性处理剂HE300。SDKP分子在水中形成了由微米级纤维束构成的紧密的空间网状结构,且在盐水中也能形成连续的缔合结构;SDKP水溶液具有高温增黏特性,且在盐水中也具有一定的高温增稠特性。SDKP在辽河兴古潜山马古-H117井高温水平井段进行了现场应用,应用结果表明,以SDKP为主处理剂形成的卤水无固相钻井液具有良好的流变性和热稳定性,确保了该井水平段安全、顺利施工。     

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     

钻井液增黏剂SDA的合成与性能评价

以对苯乙烯基苯磺酸(SS),二烯丙基二甲基氯化铵(DMDAAC)和丙烯酰胺(AM)为原料,采用水溶液聚合法合成钻井液增黏剂SDA。确定了最佳合成条件:单体质量比m(SS)∶m(DMDAAC)∶m(AM)=4.5∶0.5∶5.0,单体用量30%,引发剂用量0.14%,体系pH 7,反应温度75℃,反应时间5 h。在此条件下,钻井液表观黏度达59 mPa·s,动切力达25 Pa,并具有较增黏剂FA367更好的耐温抗盐性能。     

新型无土相油基钻井液研究与现场试验

针对常规有土相油基钻井液因有机土及沥青降滤失剂等黏度效应较大、不利于流变性控制和低密度白油油基钻井液适用范围窄的问题,以自主研发的增黏提切剂、乳化剂和聚合物降滤失剂为基础,通室内试验考察了其配伍性并优选了其加量,形成了无土相油基钻井液。室内试验结果表明,无土相油基钻井液在油水比为70:30~100:0、温度为80~160℃、密度为0.9~2.2 kg/L时,塑性黏度可控制在55 mPa·s以内、破乳电压在450 V以上,API滤失量小于2 mL,抗钻屑污染达30%,抗水污染达20%,加重材料对润滑性能影响非常小。焦石坝区块4口页岩气水平井的现场试验表明,无土相油基钻井液原材料少,维护处理简单,流变性易于控制,固相含量低,具有良好的剪切稀释性,有利于降低循环压耗,提高机械钻速。