鉆井液溫度穩(wěn)定劑WDW的研制與應(yīng)用

李 寧 羅春芝，王怡迪

(中石油塔里木油田公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000) (長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023)

鉆井液溫度穩(wěn)定劑WDW的研制與應(yīng)用

李 寧 羅春芝，王怡迪

(中石油塔里木油田公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000) (長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023)

針對常用鉆井液聚合物增粘劑及降濾失劑高溫降解后導(dǎo)致鉆井液流變性及濾失性發(fā)生很大變化的問題，在室內(nèi)開展了鉆井液溫度穩(wěn)定劑的研制。利用丙烯酰胺(AM)、2?丙烯酰胺基?2?甲基丙磺酸(AMPS)和苯乙烯基硫脲3種單體，采用自由基水溶液共聚法合成溫度穩(wěn)定劑(WDW)，評(píng)價(jià)了WDW對聚合物增粘劑、降濾失劑及磺化類降濾失劑抗溫性的影響，并分析其作用機(jī)理。結(jié)果表明，該劑能提高聚合物增粘劑、降濾失劑及磺化類降濾失劑抗溫能力10～20℃，有效地解決了磺化類降濾失劑高溫交聯(lián)問題。該劑應(yīng)用在江漢油田、華北油田無固相鉆井液體系中，取得了良好效果。

鉆井液；溫度穩(wěn)定劑；自由基聚合；流變性；濾失量

隨著石油的不斷開采，深井、超深井鉆井作業(yè)越來越多，井底溫度越來越高。在高溫作用下，聚合物分子及分子間會(huì)發(fā)生3種變化：聚合物分子鏈會(huì)發(fā)生斷裂降解，使處理劑失去它原有的特性；聚合物分子中存在的各種不飽和鍵和活性基團(tuán)會(huì)促使分子之間發(fā)生各種反應(yīng)，產(chǎn)生高溫交聯(lián)，使鉆井液增稠；高溫影響聚合物處理劑與粘土之間的相互作用，即高溫解吸附和高溫去水化作用。上述3種狀況導(dǎo)致鉆井液流變性和濾失性發(fā)生明顯變化，嚴(yán)重時(shí)鉆井作業(yè)無法安全正常地進(jìn)行。

基于高溫對聚合物處理劑的影響及聚合物處理劑與粘土粒子相互作用的影響，要求溫度穩(wěn)定劑的分子結(jié)構(gòu)應(yīng)具備以下特點(diǎn)[1-4]：穩(wěn)定劑分子主鏈及與親水基團(tuán)的連接鍵應(yīng)有“C—C”、“C—N”和“C—S”等鍵，盡量避免分子中有易氧化的醚鍵和易水解的酯鍵；為使處理劑在高溫下對粘土仍有較強(qiáng)吸附能力，穩(wěn)定劑分子中應(yīng)有陽離子，這樣不僅能與有機(jī)處理劑形成絡(luò)合物，還能與帶負(fù)電荷的粘土表面發(fā)生牢固且受溫度影響較小的靜電吸附，而且陽離子的引入對抑制粘土顆粒的高溫分散也會(huì)起相當(dāng)大的作用；為了減輕高溫去水化作用，穩(wěn)定劑分子中的主要水化基團(tuán)應(yīng)選用親水性強(qiáng)的離子基，如磺酸基(—SO3—)、磺甲基(—CH2SO3—)等，以保證穩(wěn)定劑吸附在粘土顆粒表面后能形成較厚的水化膜，使鉆井液具有較強(qiáng)的熱穩(wěn)定性。此外，穩(wěn)定劑能與聚合物處理劑降解部分發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，提高降解部分的分子量，從而保證處理劑的作用效果。下面筆者對鉆井液溫度穩(wěn)定劑WDW的研制與應(yīng)用進(jìn)行探討。

1 溫度穩(wěn)定劑WDW的合成

選取丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸 (AMPS)和苯乙烯基硫脲3種單體合成三元共聚物作為鉆井液溫度穩(wěn)定劑WDW。采用自由基水溶液共聚法合成聚合物。稱取一定量的 AM和AMPS配制成水溶液，加入20%的NaOH溶液調(diào)節(jié)pH 為6.5左右,然后將配制好的溶液轉(zhuǎn)移到四口瓶中，攪拌至完全溶解，再加入已溶解好的苯乙烯基硫脲,并升溫到60℃，通氮?dú)獬?0min，然后加入一定量的引發(fā)劑，恒溫反應(yīng)6h后取出產(chǎn)品，用丙酮浸泡24h，再用無水乙醇抽提、烘干、粉碎至100目以上即得樣品。

2 溫度穩(wěn)定劑的WDW性能評(píng)價(jià)

2.1對聚合物增粘劑抗溫性能的影響

在3%評(píng)價(jià)土漿中加入0.4%的聚合物增粘劑，高速攪拌20min后形成聚合物漿(80A51、KPAM)，在其中再加入0.5% WDW形成抗溫試驗(yàn)漿。然后在不同溫度下熱滾16h后冷至室溫，測定其流變性及濾失量。試驗(yàn)結(jié)果如表1所示。

表1 溫度穩(wěn)定劑對聚合物增粘劑性能影響

注：AV為表觀粘度；PV為塑性粘度；YP為動(dòng)切力；FL為API濾失量；h為泥餅厚度；80A51、KPAM分別為聚合物增粘劑。

從表1可以看出，在相同溫度下聚合物漿中加入0.5% WDW后所形成的試驗(yàn)漿的表觀粘度、塑性粘度、動(dòng)切力均比聚合物漿大，濾失量明顯下降。表明溫度穩(wěn)定劑提高了聚合物增粘劑的抗溫性，使其抗溫能力提高10～20℃。

2.2對聚合物降濾失劑抗溫性的影響

在3%評(píng)價(jià)土漿中加入0.7%的聚合物降濾失劑，高速攪拌20min后形成聚合物漿，在其中加入0.5% WDW形成抗溫試驗(yàn)漿。然后在不同溫度下熱滾16h后冷至室溫，測定其流變性及濾失量。試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

表2 溫度穩(wěn)定劑對聚合物降濾失劑性能影響

注：NPAN、NH4HPAN、KHPAN分別為聚合物降濾失劑。

從表2可以看出，在相同溫度下，在聚合物降濾失劑中加入0.5% WDW后，試驗(yàn)漿的濾失量較聚合物漿有明顯下降，使其抗溫能力提高10℃左右。

2.3對磺化類降濾失劑抗溫性的影響

對磺化類降濾失劑抗溫性影響與對聚合物降濾失劑抗溫性影響的試驗(yàn)方法相似，只是磺化處理劑的加量為3%，試驗(yàn)結(jié)果如表3所示。從表3 可以看出，在評(píng)價(jià)土漿中加入磺化類處理劑后，隨溫度的增加，濾失量增加，表觀粘度、塑性粘度及切力也增大，表明在高溫時(shí)有交聯(lián)現(xiàn)象，上述現(xiàn)象與作業(yè)現(xiàn)場的情況一致。在聚合物漿中加入0.5%的WDW后，濾失量略有下降，體系沒有明顯的增粘，表明溫度穩(wěn)定劑降低了磺化類降濾失劑的高溫膠聯(lián)程度。

表3 溫度穩(wěn)定劑對磺化類降濾失劑性能影響

3 現(xiàn)場應(yīng)用

WDW研制成功后，先后在江漢、華北等油田應(yīng)用。如該溫度穩(wěn)定劑應(yīng)用到江漢松滋油田無固相聚合物鉆井液體系中。當(dāng)鉆至3800m后，地層溫度達(dá)到120℃以上，鉆井液體系粘度、切力下降，攜砂性能下降，濾失量上升，表明聚合物降解明顯?，F(xiàn)場補(bǔ)加聚合物處理劑，將鉆井液體系流變性、濾失性調(diào)整到合理范圍內(nèi)，并添加0.5% WDW，鉆井液性能穩(wěn)定10d后性能略有變化，再補(bǔ)加少量聚合物處理劑及WDW，如此處理鉆井液直至完井。鉆井液處理前后性能如表4所示。

表4 WDW對現(xiàn)場無固相聚合物鉆井液性能影響

注：聚合物*為120℃高溫作用下降解后聚合物鉆井液；Gel為鉆井液初、終切力；Kf為鉆井液潤滑系數(shù)；ρ為鉆井液密度。

從表4可以看出，無固相聚合物鉆井液在井底溫度為115℃時(shí)，流變性、濾失性和潤滑性均能滿足安全鉆井要求；井底溫度為120℃時(shí)，表觀粘度、動(dòng)切力及靜切明顯下降，鉆井液攜砂和懸砂能力下降；API濾失性及潤滑系數(shù)明顯上升。將聚合物鉆井液性能調(diào)整到115℃井底溫度時(shí)性能后再加0.5%WDW，井底溫度為125℃時(shí)，流變性及潤滑性明顯提高，濾失量降低，表明WDW能提高無固相聚合物鉆井液的抗溫性，使鉆井液性能較長時(shí)間保持穩(wěn)定，減少了鉆井液處理次數(shù)和難度。

[1]劉海軍.硫脲衍生物類新型有機(jī)熱穩(wěn)定劑[J].塑料助劑，2010，81(3)：1-5.

[2]朱麟勇,常志英,李妙貞,等.部分水解聚丙烯酰胺在水溶液中得氧化-溫度的影響[J].高分子材料科學(xué)與工程，2000,16(1)：113-116.

[3]Mohamed N A, Al-Magribi W M. N-(Substituted phenyl) itaconimides as Organic Stabilizers for Rigid Poly (vinyl chloride) against photo-degradation[J].Polymer Degradation and Stability, 2003,82(3):421-433.

[4]Sabaa M W, Mohamed N A, Yassin A A. Organic Thermal Stabilizers for Rigid Poly(vinyl chloride). Part Ⅸ:NBerzoyl-N-p-substituted Phenylthiourea Derivatives[J].Polymer Degradation and Stability, 2003,81(3):431-440.

[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.11.029

TE254 4

A

16731409(2012)11N08803