新型抗高温抗盐钻井液增黏剂PADA的制备与性能

以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N, N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)和丙烯腈(AN)为共聚单体,失水山梨醇单油酸酯(Span80)和聚氧乙烯失水山梨醇单油酸酯(Tween80)为复配乳化剂,白油为油相,NaHSO₃ 和(NH₄)₂S₂O₈为氧化还原引发剂,通过正交试验,反相微乳液聚合法制备了增黏剂AMPS-DMAM-AN三元共聚物(PADA)。利用傅里叶变换红外光谱(FT-IR)和热重分析(TGA)研究了PADA的结构和热稳定性,评价了PADA在钻井液中的增黏、降滤失性能。结果表明,增黏剂PADA具有良好的热稳定性,能有效提高淡水钻井液和饱和盐水钻井液的黏度,并降低滤失量,高温老化前后各参数变化不大,抗高温抗盐性能优异。因此,该增黏剂有望在高温地层、盐膏地层的深井钻探中得到应用。     

抗高温抗盐聚合物增黏剂的研制与性能评价

针对聚合物类增黏剂在高温和高盐环境下降解失效,不易现场维护等问题,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、白油及配套乳化剂为主要原料,采用反相乳液聚合法合成了高相对分子质量的抗温抗盐聚合物增黏剂DQVIS,考察了该剂的抗老化性、增黏性、降滤失性,并以DQVIS替代原深层水基体系中的增黏剂考察了D...     

高性能水基钻井液增黏剂研发思路探讨

分析了常用钻井液增黏剂在应用于高温高盐地层时存在的问题,总结了当前提高增黏剂耐温抗盐性能的技术措施,主要包括:优选且向增黏剂分子中引入更强效能的功能性单体,利用其刚性、位阻效应及可能存在的基团间的缔合结构等来提高增黏剂的耐温抗盐能力;向增黏剂分子中引入具有双官能团的交联共聚单体或利用交联剂与增黏剂分子中的可交联官能团交联,从而形成可控交联的分子结构。最后分析提出了高性能钻井液增黏剂的研发思路。     

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。      

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。      

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。      

水基钻井液抗高温降黏剂VRA的研究

通过对抗高温聚合物分子结构进行设计,合成出了两性离子型聚合物降黏剂VRA,并对其抗温性、抗盐性和配伍性等性能进行了评价.结果表明,VRA可明显降低淡水钻井液的表观黏度和动切力,获得良好的降黏效果.VRA在盐水和含钙盐水钻井液中也有较好的降黏效果;用VRA处理的不同类型钻井液老化后的表观黏度、动切力均未有明显的增加;而且VRA防止地层坍塌的能力明显优于乙烯基磺酸盐聚合物PAMS-601.由此可以得出,两性离子型聚合物VRA是一种热稳定性和抑制性好、降黏和抗温、抗盐能力强的降黏剂,并有利于油气层的保护.     

基于新型增黏剂的低密度无固相抗高温钻井液体系

在分子设计的基础上,以AMPS、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯为共聚单体,研制出了新型抗高温聚合物增黏剂(SDKP)。SDKP的分子量不高,但当其浓度达到临界缔合浓度时,分子中的疏水链段以及分子微交联结构中的疏水苯基之间可产生疏水缔合作用,形成较大的动态物理交联网络,从而起到增黏作用。采用Haake RS6000流变仪进行的评价结果表明,SDKP具有优良的高温增黏特性,抗温达165℃。通过对抗氧化剂、降滤失剂、润滑剂和抑制剂的优选,研制出了一套密度为1.02 g/cm3、耐温能力达190℃的低密度无固相抗高温钻井液(WGX)体系。评价结果表明:WGX体系在170℃、5.5 MPa下的表观黏度和塑性黏度分别大于30 m Pa s和17 m Pa s,高温携岩能力较强;岩心渗透率恢复率大于90%,油层保护性能好;抗Na Cl、劣质土污染能力分别达5%和10%,具有一定的抗污染能力;膨胀率仅为7.22%,泥页岩回收率高达89.33%,防塌抑制性好;极压润滑系数仅为0.085,润滑性能好。     

钻井液降黏剂SSMA的本体聚合制备与性能

为探究本体聚合法合成的磺化苯乙烯-马来酸酐（SSMA）在水基钻井液中降黏性能的优劣,以苯乙烯（St）、马来酸酐（MA）为原料,分别采用本体聚合和溶液聚合制得苯乙烯-马来酸酐（SMA）,磺化后制得SSMA,并对不同方法制得的磺化苯乙烯-马来酸酐（SSMA）在钻井液中的降黏效果和抗温抗盐性能进行评价。结果表明,2种方法合成的SSMA都可有效地拆散钻井液中黏土颗粒形成的空间网状结构,但在盐水和高温条件下2者表现出不一样的降黏效果。①在淡水基浆中,2者均表现出好的降黏效果,当加量达到0.75%时,本体聚合制得的SSMA在淡水基浆中降黏率可达95.38%,溶液聚合制得的SSMA在基浆中的降黏率为85.54%。②在盐水基浆中,与溶液聚合制备的SSMA相比,本体聚合制备的SSMA的降黏作用更强,具有更好的抗盐性能,当加量达到1%时,其降黏率可达53.33%。③在高温老化实验中,本体聚合制得的SSMA在基浆中的降黏性能较溶液聚合制得的SSMA受高温影响较小,在老化温度为230℃时,仍可保持40%以上的降黏率,具有更好的抗温性能。④在高密度基浆中,本体聚合法制备的SSMA具有较高的降黏率,220℃老化后降黏率仍在60%以上,高于溶液聚合法制备的SSMA在高密度基浆中47.45%的降黏率。      

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。      

环保型水基钻井液润滑剂的研制与评价

以地沟油为原料制备的生物柴油为润滑剂的基础油,以山梨醇酐单油酸酯(SP-80)、聚氧乙烯辛基苯酚醚-10(OP-10)、聚合型乳化剂聚氧乙烯(30)二聚羟基硬脂酸酯(简称ARLACEL-P135)等为稳定剂,通过探讨HLB值(由SP-80、OP-10复配比决定)和ARLACEL-P135加量对乳状液稳定性的影响,制备了一种环境友好的水基钻井液用油包水型润滑剂SWR-2(配方为生物柴油+2.25%SP-80+0.25%OP-10+0.18%ARLACEL-P135+水,油水比6∶4),评价了SWR-2在基浆和钻井液中的润滑性能。研究结果表明:SWR-2具有优良的润滑性,在基浆中添加0.5%即可降低润滑系数80%以上,可抗180℃高温,且具有一定抗盐能力,与水基钻井液配伍性良好。     

水基钻井液降滤失剂HPS的制备与性能改进研究

为了解决绿色环保型降滤失剂羟丙基淀粉（HPS）耐温性能较差等的问题,以玉米淀粉和环氧丙烷为原料,采用溶剂法制备了羟丙基淀粉（HPS）,探讨了最佳反应条件,研究了HPS的摩尔取代度（MS）与其降滤失性能的关系以及HPS与几种降黏剂的复配性能。结果表明,HPS最适宜的反应条件为：反应温度60℃,反应时间20 h,环氧丙烷加量为26%（相对于淀粉质量）,NaOH加量为0.7%（相对于淀粉质量）,淀粉乳质量分数为45%;当MS为0.23 时HPS的降滤失效果最好;硅氟类降黏剂GF与HPS按质量比0.5∶1 复配使用（记为HPSS）时,降滤失性能得到明显的改善。加有1.5%HPSS的4%盐水泥浆可抗温至150℃,常温黏度为16 mPa·s。在140℃下与HPS相比,HPSS抗盐从10%提高到15%,抗钙从360 mg/L提高到900 mg/L,抗镁从240 mg/L提高到360 mg/L。图8 表4参9     

油基钻井液高温乳化剂的制备与性能评价

为了提高油基钻井液用乳化剂的抗温性,以植物油酸、二乙烯三胺、马来酸酐为主要原料,制备了油基钻井 液高温主乳化剂（PF-EMUL HT）和辅乳化剂（PF-COAT HT）。利用红外光谱和热重分析表征了2 种乳化剂的分 子结构及耐温性。通过测定动态界面张力、乳化效率和乳液电稳定性,分析了2 种乳化剂的乳化能力及抗温能 力,提出了可能的乳化机理。同时,研究了乳化剂加量、油水比、温度和密度对所配制钻井液的影响。结果表明, PF-EMUL HT具有酰胺化基团,PF-COAT HT具有酰胺基、羧基等多官能团结构。2 种乳化剂均能有效降低油水 界面张力,二者复配制得的乳液经232 ℃高温老化后的破乳电压大于370 V,乳化效率为96%。配制的油基钻井 液在150～232 ℃、油水比为60∶40～90∶10 的条件下老化后均具有良好的稳定性,可满足高温高压井、定向井等 的作业需求。     

水基恒流变钻井液流型调节剂的制备与性能评价

流型调节剂是实现水基钻井液恒流变特性的关键处理剂。以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)单体为主要原料,采用反相微乳液方法合成了一种流型调节剂,表征了产物的结构、分子形貌、热稳定性等,比较了流型调节剂与传统处理剂对水基钻井液流变性能的影响,结合流型调节剂的分子聚集态结构分析了恒流变机理。结果表明,流型调节剂黏均分子量约7.5×106,平均粒径为258.7 nm,抗温可达260℃。在水基钻井液中,流型调节剂具有良好的流变控制能力,可显著降低温度变化(4数65℃)对关键流变参数的影响。流型调节剂分子的核-壳结构提高了分子刚性和稳定性,其亲水基团在壳层的层级分布可补偿基团损耗,从而维持有效基团数量,确保与黏土片层的缔合作用,维持水基钻井液的稳定性。     

柚子皮制备绿色水基钻井液处理剂及其作用效能研究

为探索开发绿色环保钻井液处理剂,利用柚子加工产生的“废物”——柚子皮作为水基钻井液处理剂.评价了柚子皮粉末在钻井液基浆中作用效果,考察了其抗温性、抑制性以及与改性淀粉和PAM的配伍性.实验结果表明,柚子皮粉末具有较好的降滤失作用,但温度高于170℃后失去降滤失作用;柚子皮粉末水提取液对膨润土的水化膨胀有一定的抑制作用;袖子皮粉末与改性淀粉配伍效果优于与PAM配伍效果.鉴于柚子皮在钻井液中良好性能,在此基础上做一些化学改性,柚子皮有望作为绿色、环保、高效的水基钻井液处理剂.     

深水恒流变无固相储层钻井液的制备与性能评价

在深水油气田钻井过程中,由于海底泥线附近的温度较低,易导致钻井液出现增稠、糊塞和跑浆等问题。针对该问题,以丙烯酰胺、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯、烯丙基磺酸钠等为原料制备温敏增稠共聚物（ASSN）,再与香豆胶复配制得具有低温恒流变特性的流型调节剂。将流型调节剂与其他处理剂混合制得深水恒流变无固相储层钻井液。评价了ASSN、流型调节剂和钻井液的性能。结果表明,ASSN溶液的临界缔合温度为27℃。以0.5%ASSN和0.3%香豆胶作为流型调节剂,其水溶液的黏度在4～60℃较为稳定。流型调节剂对钻井液在低温下的流变性起到了良好的调控作用。加重剂对钻井液低温调控能力的影响较小。流型调节剂与钻井液其他处理剂的配伍性良好。钻井液具有良好的抗侵污性能、抑制性能、润滑性能和储层保护性能,满足现场钻井需求。     

耐高温核壳型油基钻井液纳米封堵剂的制备与性能评价

页岩地层纳米级微孔、微裂缝发育,常规封堵剂粒径较大,难以封堵页岩内孔缝。以无机纳米二氧化硅为核,以聚（苯乙烯-丙烯酸丁酯-丙烯酸）为壳（单体质量比为10∶2∶1）,基于乳液聚合法制备了耐高温核壳型纳米封堵剂（CLG-NM）。通过红外光谱、透射电镜、动态光散射、热重实验对封堵剂进行了表征,通过页岩压力传递实验评价了其封堵性能。结果表明,CLG-NM粒径分布为40～300 nm,中值粒径为89.4 nm,在372℃以下的热稳定性良好。CLG-NM与现场油基钻井液的配伍性良好,3%CLG-NM对油基钻井液流变性的影响较小,高温高压滤失量（180℃老化16 h）从3.1 m L降至2.8 mL,破乳电压高于700 mV。CLG-NM可进入页岩内的纳米孔-缝进行封堵,在现场油基钻井液中加入CLG-NM的上游压力穿透岩心的时间为19.5 h,封堵效果好于国内外同类产品。     

强抑制强封堵深水钻井液的制备与性能评价

针对深水钻井中钻井液黏土水化抑制性和封堵性能不足、低温流变性差等问题,以烯丙基磺酸钠(AS)、三羟乙基烯丙基溴化铵(THAAB)和甲基丙烯酸甲酯(MMA)为原料制得多羟基低聚物黏土水化抑制剂PDWC。在常规水基钻井液中加入10%KCl和0.7%PDWC,得到密度为1.1 g/cm~3的强抑制强封堵深水钻井液体系。通过红外光谱仪、热重分析仪和凝胶色谱法表征了PDWC的结构,研究了强抑制强封堵深水钻井液的封堵性、润滑性和抗温抗盐性。结果表明,PDWC的相对分子质量为2.2×10~4,抗温可达280℃,强抑制强封堵深水钻井液体系具有良好的抑制和封堵性能。红土滚动回收率高达93.5%,人造岩心在滤液中的常温常压线性膨胀高度仅为1.7 mm。在0.69 MPa的条件下,钻井液在模拟砂床中侵入30 min后的深度为4 cm。钻井液的抗温和抗盐能力较好,其低温流变性和润滑性能良好,满足深水钻井工程需要。图6表5参14     

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。