抗高温耐盐 AMPS/AM/AA 降失水剂的合成及其性能表征

以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)为单体,采用新型偶氮类引发剂(V50)合成了AMPS/AM/AA三元抗高温耐盐油井水泥降失水剂,通过设计正交实验,确定了共聚物的最佳合成条件为：AMPS/AM/AA的摩尔比为45∶45∶10,聚合反应温度为60℃,单体质量百分数为9%,引发剂摩尔百分比为0.60%,反应介质pH值为8;反应时间4 h。通过红外光谱分析验证了三元共聚物的结构;采用DSC与TG证实了三元共聚物在300℃具有较好的热稳定性;水泥浆性能测试表明,该降失水剂能够在180℃/6.9 MPa、饱和盐水中,控制水泥浆API失水量小于100 mL。     

AA/AMPS共聚物钻井液降黏剂的合成及性能评价

以丙烯酸(AA)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)共聚,合成出了一种抗220℃高温的钻井液降黏剂。对降黏剂的合成条件进行了优化,并对其在钻井液中的降黏性能进行了评价。通过IR对优化条件下合成的共聚物进行了表征,借助热分析考察了共聚物的热稳定性。结果表明,优化条件下产生的共聚物的降黏效果最好,在淡水基浆中加量为0.5%时,降黏剂的室温降黏率可以达到74.5%;在220℃下老化16h后,降黏剂的高温降黏率可以达到89.3%,并且具有较好的抗盐、钙性能,可用于各种类型的水基钻井液体系中。     

AMPS／AA共聚物的合成及降粘性能

合成了２－丙烯酰胺基－２－甲基丙磺酸／丙烯酸共聚物泥浆降粘剂，研究了合成反应中ＡＭＰＳ的用量对共聚物性能的影响。研究结果表明，ＡＭＰＳ的用量为５％时制得的共聚物具有较好的抗温和抗性能，ＡＭＰＳ用量低至０．１％－０．２％时仍可获得具有良好降粘效果的共聚物。     

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.     

钻井液用抗高温降滤失剂FRT-1的合成及性能

由丙烯腈(AN)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和带环状侧取代基乙烯单体(CV)聚合制备了1种水基钻井液用新型抗高温降滤失剂FRT-1,评价了其在不同钻井液中的应用性能,并与国外市售的TEMP、Cal D、4706进行了对比。加入1%FRT-1,可将淡水基浆高温高压滤失量降低50%、盐水基浆高温高压滤失量降低78%、海水基浆高温高压滤失量降低83%;在海上使用的甲酸钾钻井液中加入1%FRT-1,可将高温高压滤失量(150℃)控制在10 mL左右;在海上使用的聚磺钻井液中加入1%～1.5%FRT-1,可将高温高压滤失量(180℃)控制在25mL左右,FRT-1体现出较好的抗温性和降滤失性,达到国外市场样品同等水平。     

AA/AM/AMPS超浓反相乳液聚合合成钻井液降滤失剂的研究

所合成的AA／AM／AMPS三元共聚合超浓反相乳液以白油为外相，可直接用作水基钻井液的降滤失剂。根据2．0％反相孔液在淡水基浆中的降滤失效果，得到了最佳合成条件：单体在水相中的质量分数55％。水相体积分数85％，乳化剂为油相质量的12％，引发剂K2S2O8与单体的摩尔比为0.2％，单体中水化基团（羧酸根，磺酸根）与吸附基团（酰胺基）摩尔比为1：1，实验中为0．75：1。在淡水、盐水、饱和盐水、复合盐水基浆中加入2．0％反相乳液，其API滤失量分别为12.2、14.3、19.5、14.0mL，在150℃滚动老化16小时后分别为13．8、19．2、28．0、16．3mL。该反相乳液稳定性良好，在3000r／min离心分离60min，油相分离率为2．2％，在室温储存3个月。油相分离率为6．0％。图6表1参17。     

钻井液降黏剂SMT-T的研制

根据塔拉单宁的化学结构与特性，参照五倍子磺化单宁的加工工艺，用铁盐代替铬盐，研制出了无铬塔拉磺化单宁。结果表明：塔拉磺化单宁的加工工艺可行，质量达到或超过行业标准；添加量为0．5％或2．0％时的降黏率无明显差异；在180℃下，淡水浆降黏率为78．4％～93．2％，平均为88．70％，盐水浆降黏率最高达91.0％，平均为84．54％；在200～220℃下，淡水和盐水基浆平均降黏率分别为95．10％和84．90％。     

合成条件对AMPS／AA共聚物钻井液降粘剂降粘性能的影响

讨论了合成条件对ＡＭＰＳ／ＡＡ共聚物降粘剂降粘性能的影响,并对产物的降粘能力进行了初步评价。     

钻井液降黏剂分子中离子基团对其降黏效果的研究

为深入研究聚合物降黏剂分子结构与性能的关系,文章以丙烯酸、苯乙烯磺酸钠、N,N-二甲基丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵为单体,采用自由基聚合法,制备了聚合物DMAA、聚合物DMSS和聚合物DMAD三种降黏剂。研究了三者在淡水、盐水基浆中的降黏效果与耐温抗盐性能;采用流变性测试与电位测试相结合的方法,分析了降黏剂分子中羧基、磺酸基、季胺盐等离子基团在不同基浆中作用效果。结果表明,上述降黏剂均能有效降低钻井液基浆的黏切。具体来看,分子链中含有大量羧基的DMAA在淡水浆中的降黏作用优于DMSS和DMAD,其在淡水浆中180℃老化后的降黏率达86%,对表观黏度和动切力的降低率分别达69%和95%,且其降黏效果受高温老化(180℃)的影响较小,抗温性能优良;由于两性离子降黏剂DMAD的分子内存在离子键,具有更强的抗盐能力,所以其在盐水浆中的降黏效果最好,180℃老化后,DMAD对盐水浆的降黏率达69%,对表观黏度和动切力的降低率分别达67%和78%。     

AM/DMAM/AMPS降失水剂的研究

以丙烯酰胺(AM)、N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)及2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烯酸(AMPS)为原料合成了新型油井水泥降失水剂,对其在淡水、盐水和高密度水泥浆体系中的性能进行了评价.研究表明,该聚合物在90℃时能将淡水泥浆的失水量控制在50 mL左右,对盐水泥浆的失水量也有较强的控制作用,该失水剂能保持水泥浆体系在温度150℃以内都具有较低的滤失量,在高密度水泥浆体系中表现出较高稳定性和配伍性.     

聚合酸降粘剂的研究与应用

辽河油田钻井液常用的降粘剂中，FCLS含铬，有毒，硅氟降粘剂加量大，成本高，无毒降粘剂抗温能力差。辽河石油勘探局钻井二公司泥浆公司研制出了聚合酸降粘剂。该剂由多元醇等天然大分子分别经柠檬酸和碱处理后，在一定工艺条件下共聚而成。室内试验对比评价了聚合酸降粘剂在不同体系中的降粘性能以及与其它处理剂的配伍性能，评价了以聚合酸降粘剂为主钻井液的抗水泥、盐和粘土污染的能力，以及该体系的抗温性能和高温高压滤失性能。结果表明，聚合酸降粘剂的加量为0．5％～1.5％，降粘效果与FCLS相当，抗盐、抗粘土污染能力比SF降粘剂强，抗温能力达130℃。聚合酸降粘剂钻井液在46口井上得到了成功应用，取得很好的效果和经济效益，与SF体系在同井队同区块同井深条件下的应用情况比较，钻井液成本节省25％，钻速提高17．4％。聚合酸降粘剂与聚合物不分散钻井液和硅氟钻井液转化简便易行，钻井液易维护处理。     

莺歌海盆地抗高温高密度钻井液技术

南海莺歌海盆地储层具有高温高压特征,主要储层温度范围为186~218℃,地层压力系数范围为1.6~2.4,现用的水基钻井液抗温达到180℃,密度能够达到2.0 g/cm3,存在抗温性能不足,在200℃老化后钻井液增稠严重,密度难以达到地层要求的压力范围,对储层损害程度较严重等问题。结合该区域地质概况和储层损害机理分析,对钻井液进行了优化,加入超细碳酸钙和广谱油膜封堵剂,形成良好泥饼和致密的封堵薄膜;加入表面活性剂,改变孔隙岩石的表面性质,防止水锁现象的发生;加入白油和表面活性剂提高体系抗温性。优化的抗高温高密度水基钻井液在200℃条件下性能良好,密度可达到2.2 g/cm3,能够满足井下安全生产需要;钻井液具有良好的封堵性和防水锁能力,渗透率恢复值达90%左右;具有一定的抗CO2污染能力。     

超高温水基钻井液的室内研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,研制了一种抗温达240℃的超高温水基钻井液,其主要以新研制出的抗高温增黏护胶剂MG-H来控制流变性能,并选用了合成聚合物类降滤失剂SHTR和高温成膜封堵剂HOSEAL等其他配伍性添加剂.室内实验结果表明,该钻井液抗温性能好,稳定性高,在经过240℃高温老化之后,仍能保持稳定的流变性能和滤失性能,且流变性能变化较小;具有较好的抑制性和抗污染能力;密度和温度适用范围广,适合于各种类型的高温高压井的钻井作业.     

抗高温无黏土相钻井液体系研究

随着能源需求日趋紧张,向深部高温、低孔低渗油气储层进军已经成为很多油田区块保障产能和增加产量的一个重要战略.而钻井过程中高温、低孔低渗储藏面临的储层伤害问题,因为钻井液技术的局限没有得到很好的解决.为此,研制开发了1套抗温达170℃的无黏土相抗温水基钻井液体系PRD-HT,该体系高温稳定性、综合性能良好,为高温、低孔低渗油气田的安全高效开发提供了有力的钻井液技术支持.     

高性能抗高温聚合物钻井液研究与应用

为满足环境敏感性海域高温深井钻井作业和环境保护要求,研究了抗温200℃,生物毒性值LC₅₀大于10×104mg/L的高性能抗高温聚合物钻井液,其以合成聚合物为主要处理剂,辅以优选出的纳米封堵剂、页岩抑制剂和极压润滑剂,该体系具有了油基钻井液抑制泥页岩水化的分散性能和润滑性能,对环境友好,可直接排海。实验表明,分别以重晶石和甲酸盐为加重剂,该抗高温聚合物海水基钻井液体系在200℃高温热稳定时间长达48 h以上,高温高压滤失量为12～25mL,抗20%氯化钠和0.5%氯化钙污染,生物毒性卤虫96 h半致死浓度LC₅₀大于10×104 mg/L,发光细菌半数有效浓度EC₅₀大于30×104 mg/L,符合一级海区生物毒性排放要求。在环渤海油田进行了现场应用,取得了良好的试验效果,试验最深井深6 066 m,最高井底温度204℃。      

深水作业中钻井液在低温高压条件下的流变性

在深水钻井作业中,安全密度窗口非常窄,井下压力控制是面临的主要难题之一。随着水深的不断增加,环境温度随之降低,钻井液的黏度和切力随之升高;同时,由上千米隔水管内的钻井液所附加的静液柱压力使井底压力远大于浅水作业时相同井深的井底压力。这些因素的共同作用使得当量循环密度随之增加,进一步加大井底压力控制的难度。选择用于深水钻井的一种水基和一种合成基钻井液为研究对象,分别改变温度和压力等实验条件,利用FANN公司的ix77流变仪测量了钻井液在低温、高压下的流变参数,以此找出深水条件下钻井液流变性随温度和压力的变化规律。     

高密度钻井液用润滑剂SMJH-1的研制及性能评价

针对高密度钻井液对润滑性能的要求,采用多元醇、含双键的长链脂肪酸、矿物原料等为原料合成一种高密度钻井液用润滑剂SMJH-1,其为一种接入具有极压抗摩能力化学元素的大分子酯。性能评价结果表明,润滑剂SMJH-1加量为1%、2%和3%时,润滑系数降低率为24.2%、33.6%、38.3%,具有良好的润滑性,抗温达180℃,抗盐达30%,对密度为1.4~2.0 g/cm3的高密度钻井液在150℃、16 h老化前后流变性能影响较小,并有助于高温高压滤失量的控制。SMJH-1通过物理化学吸附作用和侧向黏附力在钢质表面形成固态膜,增强表面的疏水性,控制流动界面内的固有涡流,减少摩阻压力。该润滑剂在元陆601H和元陆31井进行了试验应用,取得较好的润滑效果。      

抗高温无固相钻井液技术

针对钻井液易高温变性的特点,通过研制出耐高温增黏剂XCC、降滤失助剂AADC、封堵剂FSCC,设计出一种无固相抗220℃超高温的钻井液配方。具体加量配比为2% XCC+1% AADC+3% SPNH+1% SMP+3% FSCC+0.5% Na₂SO₃。并对其进行性能表征,SEM显示其页岩层状微裂缝及碎片得到了明显封堵与修饰,在泥页岩表面形成与微裂缝方向平行的致密树状聚合层;FT-IR结果表明,该抗高温钻井液经过220℃高温老化后性能稳定,具有良好的流变性能和滤失造壁性能,抑制和润滑性能满足钻井需要;能抗10%黏土与5%钻屑的污染,同时对10% KCl+20% NaCl的盐溶液也有较好的抵抗能力;该钻井液EC₅₀的检测结果大于80 000 mg/L,达到了建议排放标准。最终抗220℃超高温钻井液XCC/AADC/SPNH/SMP/FSCC在涩北1号气田24井得到了成功应用。      

含膦丙烯酸—AMPS二元共聚物的合成及性能研究

以丙烯酸（ＡＡ）、２－丙烯酰胺－２－甲基丙磺酸（ＡＭＰＳ）和次磷酸钠（ＮａＨ２ＰＯ２．Ｈ２Ｏ）为单体,水为溶剂,过硫酸铵为引发剂,合成了含膦丙烯酸－ＡＭＰＳ二元共聚物（ＹＳＳ－９６）,并对其阻垢和缓蚀性能进行了评定,结果表明,谝共聚物不仅具有优良的阻垢分散性能,而且对碳钢也有很好的缓蚀作用,是一种性能优异的不质稳定剂。