陳 楠， 張喜文， 王中華， 楊 超， 魯 嬌

（1. 中國(guó)石化撫順石油化工研究院，遼寧 撫順 113001； 2. 中原石油勘探局鉆井工程技術(shù)研究院，河南 濮陽(yáng) 457000）

新型聚胺抑制劑的實(shí)驗(yàn)室研究

陳 楠1， 張喜文1， 王中華2， 楊 超1， 魯 嬌1

（1. 中國(guó)石化撫順石油化工研究院，遼寧 撫順 113001； 2. 中原石油勘探局鉆井工程技術(shù)研究院，河南 濮陽(yáng) 457000）

通過(guò)合理的分子設(shè)計(jì)，得到了5種聚胺抑制劑樣品。試驗(yàn)結(jié)果表明，典型樣品在0.3%的加量下，120 ℃的相對(duì)抑制率即達(dá)到95%以上，升溫至150 ℃，相對(duì)抑制率變化不大。其中運(yùn)動(dòng)粘度和陽(yáng)離子度適中的3號(hào)樣品在室內(nèi)配制鉆井液和現(xiàn)場(chǎng)聚磺飽和鹽水鉆井液中配伍性良好，在抗10%的粘土污染試驗(yàn)中，表觀粘度上升率僅為46.7%，顯示出優(yōu)良的抑制性能。

鉆井液；抑制劑；聚胺

鉆井液抑制劑是油氣鉆井過(guò)程中使用量最大、研究最多的處理劑之一。隨著鉆探技術(shù)的不斷發(fā)展，目前的鉆井作業(yè)越來(lái)越多地轉(zhuǎn)向更深的地下、海上等復(fù)雜儲(chǔ)層。在鉆井過(guò)程中遇到頁(yè)巖地層時(shí)，其水化膨脹、分散導(dǎo)致的井壁失穩(wěn)、鉆頭泥包和井眼凈化等一系列問(wèn)題，增加了鉆進(jìn)難度，給鉆井液處理劑、特別是抑制劑提出了更高的要求[1,2]。

胺類(lèi)物質(zhì)因其優(yōu)秀的抑制性能，從很早以前就作為抑制劑用于鉆井液體系。其作用機(jī)理[3-5]主要是通過(guò)胺基特有的吸附而起作用，低分子胺穿透黏土層，低濃度的胺類(lèi)解吸附帶水化膜的可交換陽(yáng)離子，通過(guò)靜電吸附、氫鍵作用和偶極作用等將黏土片層束縛在一起，阻止水分子進(jìn)入，起到頁(yè)巖抑制的作用。

近年來(lái)，美國(guó)貝克休斯、麥克巴、哈里伯頓、亨邁斯石化、加拿大INNOVATIVE化工等公司以及國(guó)內(nèi)一些石油公司陸續(xù)推出了一類(lèi)不水解、完全水溶、低毒并與其它常用水基鉆井液添加劑配伍的鉆井液用液體抑制劑。該類(lèi)處理劑抑制性能突出，符合環(huán)保要求，具有廣闊的開(kāi)發(fā)前景。

1 分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

鉆井液處理劑分子設(shè)計(jì)可從鏈結(jié)構(gòu)、官能團(tuán)、相對(duì)分子量及官能團(tuán)比例等四個(gè)方面考慮[6-9]。其中，分子鏈結(jié)構(gòu)關(guān)系到處理劑的熱穩(wěn)定性和抗鹽污染性，適當(dāng)?shù)匾胫ф溣欣谛阅艿奶嵘?。官能團(tuán)則是處理劑分子起作用的關(guān)鍵因素：首先需要分子中含有吸附基團(tuán)，這樣才能夠吸附在粘土顆粒上發(fā)揮應(yīng)有的作用；其次還應(yīng)具有水化基團(tuán)，使處理劑分子具備水溶性；對(duì)于一些特殊的處理劑而言，還應(yīng)引入選擇性基團(tuán)，以提高處理劑的穩(wěn)定性。

在聚胺類(lèi)抑制劑的設(shè)計(jì)中，著重考慮官能團(tuán)的設(shè)計(jì)和匹配。官能團(tuán)的性質(zhì)直接關(guān)系到化合物的應(yīng)用性能，關(guān)系到聚胺類(lèi)化合物能否作為性能優(yōu)良的泥頁(yè)巖抑制劑。陽(yáng)離子基團(tuán)的吸附能力很強(qiáng)、耐水解、抑制性強(qiáng)且長(zhǎng)期穩(wěn)定，作為抑制劑分子的主要吸附基團(tuán)，醚鍵作為水化基團(tuán)，并引入適度的支鏈，使合成的胺類(lèi)抑制劑能夠發(fā)揮高效抑制性的同時(shí)，具有良好的耐溫性能、抗鹽污染性能等，并滿足環(huán)境保護(hù)的要求。

2 試驗(yàn)部分

2.1 試驗(yàn)原料

有機(jī)多胺、環(huán)醚、擴(kuò)鏈劑、終止劑。

聚乙烯硫酸鉀（PVSK）、甲苯胺藍(lán)、鉆井液用鈣基膨潤(rùn)土、無(wú)水碳酸鈉、氫氧化鈉、低粘羧甲基纖維素鈉LV-CMC、兩性離子磺酸鹽共聚物CPS2000、現(xiàn)場(chǎng)聚磺飽和鹽水鉆井液。

2.2 樣品合成

在反應(yīng)溫度下，將有機(jī)多胺與環(huán)醚等反應(yīng)原料加入反應(yīng)容器中，注意控制反應(yīng)時(shí)間，適時(shí)加入終止劑停止反應(yīng)，得到產(chǎn)物。

2.3 物性表征

根據(jù)GB/T 265-88 石油產(chǎn)品運(yùn)動(dòng)粘度測(cè)定法和運(yùn)動(dòng)粘度計(jì)算法，采用品式粘度計(jì)測(cè)試樣品的運(yùn)動(dòng)粘度，單位為mm2/s。

以PVSK為標(biāo)準(zhǔn)溶液、甲苯胺藍(lán)為指示劑，在一定的pH值下對(duì)樣品溶液進(jìn)行滴定。當(dāng)溶液顏色由藍(lán)變味深紫色并保持10 s不變色即為滴定終點(diǎn)，得到樣品的陽(yáng)離子度，單位mmol/g。

2.4 性能評(píng)價(jià)

相對(duì)抑制率：將1.05 g無(wú)水碳酸鈉、一定量準(zhǔn)確稱(chēng)量的聚胺抑制劑樣品和35 g鉆井液用鈣基膨潤(rùn)土依次加入350 mL蒸餾水中，高速攪拌后，在設(shè)定溫度下熱滾16 h。熱滾后的漿液降至室溫后，測(cè)試其流變參數(shù)，計(jì)算相對(duì)抑制率。

配伍性試驗(yàn)：在不同鉆井液體系中加入不同濃度的聚胺抑制劑樣品，高速攪拌后在設(shè)定溫度下老化16 h，取出降至室溫，測(cè)量鉆井液性能變化情況。

抗粘土污染評(píng)價(jià)：向400 mL鉆井液中依次加入一定濃度的聚胺抑制劑樣品和一定比例的鈣基膨潤(rùn)土，高速攪拌后在設(shè)定溫度下熱滾16 h。取出泥漿降至室溫，測(cè)試流變參數(shù)，計(jì)算表觀粘度和表觀粘度上升率。

3 結(jié)果與討論

3.1 聚胺樣品的物性表征

通常情況下，聚合物的分子量測(cè)定方法復(fù)雜不易操作，會(huì)采用與分子量呈指數(shù)關(guān)系的粘度來(lái)表征樣品分子量的大小[10]。陽(yáng)離子度可以表征聚胺分子吸附基團(tuán)的數(shù)量，進(jìn)而說(shuō)明抑制劑的性能，但陽(yáng)離子度過(guò)高易造成鉆井液的絮凝，影響體系的穩(wěn)定性。

通過(guò)調(diào)整合成條件，得到5個(gè)不同的聚胺抑制劑樣品。具體物性指標(biāo)見(jiàn)表1。

3.2 相對(duì)抑制率評(píng)價(jià)

相對(duì)抑制率通過(guò)對(duì)泥漿流變參數(shù)的測(cè)試，可以比較直觀地顯示出聚胺樣品對(duì)粘土水化作用的抑制情況。對(duì)5個(gè)樣品在不同的老化溫度下進(jìn)行相對(duì)抑制率的測(cè)試。具體試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表1 不同樣品的物性指標(biāo)Table 1 Physical properties of samples

從表2可以看出，1號(hào)樣品的陽(yáng)離子度較小，在加量較少的時(shí)候相對(duì)抑制率較低，抑制性能不好，而5號(hào)樣品的陽(yáng)離子度偏大，加量大時(shí)會(huì)使膨潤(rùn)土漿發(fā)生絮凝，不適宜用于鉆井液體系中。另外的3個(gè)樣品在加量為0.3%時(shí)，即顯示出突出的抑制性能，當(dāng)加量為0.5%時(shí)，相對(duì)抑制率幾乎達(dá)到最高。老化溫度的升高后，相對(duì)抑制率不會(huì)受到影響，顯示了優(yōu)良的抗溫性能，更適宜作為抑制劑應(yīng)用在鉆井液體系中。

表2 不同試驗(yàn)條件下相對(duì)抑制率結(jié)果Table 2 Relative inhibition rates in different conditions

3.3 配伍性試驗(yàn)

抑制劑對(duì)鉆井液中膨潤(rùn)土顆粒的電性和分散狀態(tài)具有一定的改變作用，從而使鉆井液性能產(chǎn)生變化。因此常常通過(guò)考察抑制劑對(duì)不同鉆井液體系流變性和濾失量的影響，評(píng)價(jià)抑制劑與各鉆井液體系的配伍性，結(jié)合抑制性實(shí)驗(yàn)結(jié)果，確定其合適加量范圍。以此來(lái)保證處理劑能夠充分發(fā)揮其抑制作用，又不會(huì)對(duì)鉆井液常規(guī)性能產(chǎn)生較大影響。

在室內(nèi)配制的聚合物鉆井液和現(xiàn)場(chǎng)使用的聚磺飽和鹽水鉆井液中，測(cè)試3個(gè)性能較好的樣品在不同加量下的配伍性能，老化溫度為120 ℃。具體試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3、表4。結(jié)果顯示，2號(hào)樣品對(duì)鉆井液體系的流變性稍有影響。3號(hào)和4號(hào)樣品在加量為0.3%以下時(shí)配伍性較好，可以作為抑制劑用于現(xiàn)場(chǎng)鉆井液體系中。

3.4 抗粘土污染試驗(yàn)

粘土在鉆井液中分散后會(huì)引起鉆井液粘度、切力增加，鉆井液抑制性越強(qiáng)，粘土分散性越差，鉆井液流變性變化幅度越小，因此通過(guò)鉆井液加入抑制劑前后抗粘土污染實(shí)驗(yàn)可以評(píng)價(jià)所加處理劑的抑制性效果。

表3 室內(nèi)配制聚合物鉆井液配伍試驗(yàn)Table 3 Compatibility test of polymer drilling fluids prepared at lab

表4 現(xiàn)場(chǎng)聚磺飽和鹽水鉆井液配伍試驗(yàn)Table 4 Compatibility test of polymer saturated saltwater drilling fluids

向室內(nèi)配制的鉆井液中加入0.3%的聚胺抑制劑樣品，考察抗5%和10%鈣基膨潤(rùn)土污染的情況，老化溫度為120 ℃。具體試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 抗鈣基膨潤(rùn)土污染試驗(yàn)Table 5 Anti-contamination tests of calcium base clay

由試驗(yàn)結(jié)果可知，鈣基膨潤(rùn)土對(duì)鉆井液的流變性能有非常明顯的影響，加入10%的鈣土后鉆井液甚至失去了流動(dòng)性。聚胺抑制劑樣品的加入，尤其是2號(hào)和3號(hào)樣品的加入，可以大大降低鉆井液的表觀粘度上升率，維持鉆井液良好的流動(dòng)性，顯示出優(yōu)秀的抑制性能。

4 結(jié) 論

相對(duì)抑制率試驗(yàn)表明，120 ℃條件下，典型聚胺抑制劑樣品在加量為0.3%時(shí)相對(duì)抑制率均達(dá)到95%以上，加量為0.5%時(shí)相對(duì)抑制率幾乎最大；溫度為150 ℃時(shí)，0.3%的樣品加量仍可保持相對(duì)抑制率在90%以上，顯示出三種典型聚胺抑制劑樣品不僅抑制性能突出，還具有優(yōu)良的耐溫能力。

配伍性試驗(yàn)表明，當(dāng)加量在0.3%以下時(shí)，3號(hào)和4號(hào)樣品配伍性較好，在現(xiàn)場(chǎng)聚磺飽和鹽水鉆井液中尤為明顯。若通過(guò)其他處理劑的調(diào)配，還可提高樣品在鉆井液體系中的加量，表現(xiàn)更突出的抑制能力。

抗粘土污染試驗(yàn)證明，典型樣品、尤其是2號(hào)和3號(hào)樣品的加入，可以大大降低鉆井液體系中由于進(jìn)入大量粘土而產(chǎn)生的增粘現(xiàn)象。含有3號(hào)樣品的鉆井液在加入10%的鈣土后，表觀粘度上升率僅為46.7%。

總的來(lái)說(shuō)，三種聚胺抑制劑樣品都具有良好的抑制性能和抗溫性能，其中粘度和陽(yáng)離子度適中的3號(hào)樣品在所有評(píng)價(jià)試驗(yàn)中均取得較好的結(jié)果，具備了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的水平。

[1] 美國(guó)機(jī)械工程師學(xué)會(huì)振動(dòng)篩委員會(huì). 鉆井液處理劑手冊(cè)[M]. 鄭力會(huì),譯. 北京：石油工業(yè)出版社, 2008.

[2] 楊小華. 國(guó)內(nèi)近5年鉆井液處理劑研究與應(yīng)用進(jìn)展[J]. 油田化學(xué), 2009, 26(2): 210-217.

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Laboratory Study on Polyamine Inhibitor

CHEN Nan1, ZHANG Xi-wen1, WANG Zhong-hua2, YANG Chao1, LU Jiao1
（1. Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals, Liaoning Fushun, 113001, China;
2. Zhongyuan Petroleum Exploration Bureau Drilling Technology Research Institute, Henan Puyang, 457000, China)

Five polyamine inhibitor samples were synthesized according to molecular design. Test results show that the relative inhibition rates at 120 ℃ have achieved 95% when adding 0.3% typical samples; while temperature reaching 150 ℃, the rates remain. The third sample with suitable kinematic viscosity and cation degree has well compatibility in laboratorial drilling fluid and polymer saturated saltwater drilling fluid, and the increasing rate of apparent viscosity is only 46.7% in the pollution test of 10% clay, which can prove that the sample owns perfect inhibition performance.

Drilling fluid; Inhibitor; Polyamine

TQ 323

A

1671-0460（2012）02-0120-04

2012-01-10

陳楠（1983-），女，遼寧撫順人，工程師，2006年畢業(yè)于四川大學(xué)化學(xué)學(xué)院，研究方向：油田化學(xué)品。E-m ail：chennan.fshy@sinopec.com，電話：024-56389271。