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(kù)爾勒 841000) (長(zhǎng)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(kù)爾勒 841000) (長(zhǎng)江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北 荊州 434023)

針對(duì)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(wèn)題，在室內(nèi)開(kāi)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(duì)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(wèn)題。該劑應(yīng)用在江漢油田、華北油田無(wú)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(kāi)采，深井、超深井鉆井作業(yè)越來(lái)越多，井底溫度越來(lái)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(wú)法安全正常地進(jìn)行。

基于高溫對(duì)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(duì)粘土仍有較強(qiáng)吸附能力，穩(wěn)定劑分子中應(yīng)有陽(yáng)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(yáng)離子的引入對(duì)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(duì)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(wú)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(duì)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(cè)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(duì)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(duì)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(cè)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(duì)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(duì)磺化類降濾失劑抗溫性的影響

對(duì)磺化類降濾失劑抗溫性影響與對(duì)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(chǎng)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(méi)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(duì)磺化類降濾失劑性能影響

3 現(xiàn)場(chǎng)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(wú)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(chǎng)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(duì)現(xiàn)場(chǎng)無(wú)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(rùn)滑系數(shù)；ρ為鉆井液密度。

從表4可以看出，無(wú)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(rùn)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(rùn)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(rùn)滑性明顯提高，濾失量降低，表明WDW能提高無(wú)固相聚合物鉆井液的抗溫性，使鉆井液性能較長(zhǎng)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.

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[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

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16731409(2012)11N08803