摘" " " 要：近年來，隨著石油勘探向大位移井、深井、超深水井等方向發(fā)展，高溫儲層段對鉆井液處理劑的要求也越來越高。增黏劑作為控制無土相水基鉆井液黏度和提高鉆井液攜巖能力的關鍵材料，其抗溫能力也面臨著更高的挑戰(zhàn)。以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、烯基己內酰胺NVCL、N-乙烯基吡咯烷酮NVP、二乙烯苯DVB這4種合成單體為原料，以油溶性偶氮類為引發(fā)劑，通過膠束聚合反應，研制了一種水基抗溫增黏劑，并評價了其各項性能，結果表明：該抗溫增黏劑于160 ℃老化后，0.9%樣品溶液的表觀黏度為34 mPa·s，動塑比達0.55，具有良好的增黏提切效果。該劑抗溫達180 ℃，在高溫下的增黏效果優(yōu)于常規(guī)增黏劑，抗鹽達飽和，抗鈣達1.5%，很好地滿足了鉆井過程中對高溫高鹽地層鉆井液增黏提切的要求。

關" 鍵" 詞：無土相水基鉆井液；增黏劑；抗溫；抗鹽；黏度

中圖分類號：TE254" " "文獻標識碼： A" " "文章編號： 1004-0935（2024）04-0530-04

隨著鉆井勘探開發(fā)難度與鉆井深度的不斷加大，深井、超深井、大位移水平井等復雜井的開發(fā)也越來越多，其對鉆井液體系的流變性能和抗溫性能也提出了更苛刻的要求。目前對于深層、超深層油氣儲層的開發(fā)，為了保護儲層，避免黏土顆粒及亞微米黏土顆粒對儲層孔隙侵入后造成的儲層傷害，儲層段的鉆探開發(fā)多采用無土相鉆井液體系[1-4]。對于無土相水基鉆井液來說，其需要較好的流變性，如剪切稀釋性、動塑比，好的流變性有助于鉆井的順利進行，增黏劑是控制其流變性能的關鍵處理劑。然而目前市場上常用的增黏劑多抗溫不高于150℃，當井下溫度較高時，容易被高溫降解，增黏提切能力就會大幅下降[5-10]。因此，本文針對目前油氣藏開發(fā)過程中的增黏劑抗溫不足的問題，在前人專家學者的研究基礎上，開展了無土相水基鉆井液抗溫增黏劑的研究，合成了一種水基鉆井液用抗溫增黏提切劑，并對比了其與傳統(tǒng)增黏劑的性能，以期對未來儲層抗溫增黏劑的開發(fā)提供技術參考。

1" 實驗部分

1.1" 實驗儀器和藥品

1.1.1" 實驗儀器

ZNN-D6型六速旋轉黏度計、變頻高速攪拌機、GGS42高溫高壓濾失儀，高溫老化罐、密度計、高腳杯，青島海通達有限公司；電子天平、量筒（500 mL、50 mL、20 mL、10 mL四種規(guī)格）、秒表，荊州市江津化玻公司。

1.1.2" 藥品

單體AMPS、NVCL、NVP、DVB 、表面活性劑SDBS、引發(fā)劑 AIBN，武漢市中天化工有限公司；氫氧化鈉、碳酸鈉、氯化鈉、氯化鉀、無水氯化鈣、有機鹽加重劑（甲酸鈉），分析純，天津市凱通化學試劑有限公司；潤滑劑、封堵劑、堵漏劑，降濾失劑，中海油田服務股份有限公司。

1.2" 分子結構設計

抗溫性單體的選擇是合成水溶性聚合物增黏劑的最關鍵要素，AMPS抗水解能力強，分子鏈上的側基能增強聚合物的空間位阻，提高聚合物分子鏈的剛性。NVCL是目前一種新型的抗溫單體，該基團具有較大的空間位阻，抑制了聚合物分子的內旋轉，從而使聚合物分子鏈的剛性進一步提高，其抗溫效果優(yōu)于NVP，但該單體反應活性較低，聚合工藝沒有NVP成熟，為了更好地提高和保證增黏劑的抗溫性，可采用NVCL與NVP結合的方法。本文通過對增黏劑進行分子結構設計，優(yōu)選了2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、烯基己內酰胺NVCL、N-乙烯基吡咯烷酮NVP、二乙烯苯DVB這4種合成單體，以油溶性偶氮類為引發(fā)劑，通過膠束聚合法進行制備。

1.3" 合成步驟

在三口燒瓶中加入一定量的 AMPS，接著加入適量蒸餾水攪拌溶解，使用 NaOH將溶液的pH 值調至中性，加入油溶性抗溫單體NVCL和NVP的混合物，兩者配比為1∶1，混合均勻后加入適量的表面活性劑SDBS以及交聯(lián)劑DVB繼續(xù)攪拌溶解，最后加入質量分數(shù)為0.3%的引發(fā)劑 AIBN，升溫至40 ℃，通入N2 邊除氧邊加熱 30 min 后，將恒溫水浴升溫至 65 ℃，保持溫度使其充分反應5 h。待反應完成后停止加熱，將反應產(chǎn)物倒出冷卻，并用丙酮溶液浸泡、清洗數(shù)次，在60 ℃條件下真空干燥24 h后碾磨粉碎，最終得到白色共聚物增黏劑產(chǎn)品PAAKP。

1.4" 增黏劑評價方法

1.4.1" 鉆井液配制

無土相鉆井液：清水+0.8%NaOH+0.3% Na2CO3+增黏劑+2%潤滑劑+3%封堵劑+3%降濾失劑+15% KCl +70%有機鹽加重劑，按照上述配方順序在高攪杯中加入相應處理劑并高速攪拌，每加一種材料高攪10 min，待所有處理劑添加完畢后繼續(xù)高攪30 min，最終得到密度為1.40 g/cm3的無土相鉆井液。

1.4.2" 評價方法

參照國家標準GB/T 16783.1—2014《石油天然氣工業(yè)中鉆井液現(xiàn)場測試（第1 部分：水基鉆井液）》測試淡水溶液、鹽水溶液以及無土相鉆井液，在不同溫度下老化熱滾16 h后的各項性能。

2" 結果與討論

2.1" 不同加量下的黏度測試

增黏劑對鉆井液黏度大小的影響是其增黏效果好壞的關鍵指標，室內配制不同濃度增黏劑的淡水溶液，高速攪拌20 min后在160 ℃條件下老化熱滾16 h，測定各實驗漿的黏切等性能。實驗結果見表1。

由表1可知，隨著PAAKP濃度的增加，實驗漿的表觀黏度、動切力和動塑比均呈階梯式增加，且老化前后的黏切變化很小，結果表明PAAKP具有較好的增黏、提切能力。

2.2" 增黏性能對比評價

以市場上常用的幾種增黏劑XC、CMC-HV、PAC-HV以及瓜膠與合成樣品作對比，在淡水中加入0.9%的各個增黏劑，高速攪拌20 min及160 ℃老化熱滾后，測試各樣漿的黏度和切力進行對比，實驗結果見表2。由表2數(shù)據(jù)可以看出，當老化溫度為160 ℃時，常規(guī)增黏劑XC、CMC-HV、PAC-HV、瓜膠經(jīng)高溫老化后，黏切顯著降低，分析可能是因為高溫導致了常規(guī)增黏劑分子結構的降解，從而導致黏度下降。而含增黏劑PAAKP的淡水溶液，在老化后其表觀黏度為34.0 mPa·s，動塑比為0.55，其黏切均保持在較高水平，表明其具有較高的熱穩(wěn)定性，高溫下的增黏效果優(yōu)于常規(guī)增黏劑。

2.3" 抗鹽性能評價

為了考察增黏劑的抗鹽能力，室內在漿中加入濃度為0.9%的PAAKP，加入不同濃度的氯化鈉和氯化鈣，經(jīng)變頻高速攪拌器高攪20 min后，于160 ℃下熱滾老化16 h后測定基漿和鹽水漿的流變性能，以此評價PAAKP的抗鹽抗鈣能力，實驗結果見表3。

由表3數(shù)據(jù)可知，隨著氯化鈉、氯化鈣加量的不斷升高，鹽水基漿的黏度、切力逐步降低，當NaCl與CaCl2加量分別達到飽和濃度26%和1.5%時，鹽水漿仍保持較高的黏度與切力，動塑比分別為0.38和0.41，說明PAAKP具有良好的抗鹽抗鈣性能。這是由于在高鹽條件下增黏劑PAAKP 仍可保持疏水締合微交聯(lián)的空間網(wǎng)狀結構，保證了體系黏度不變。結果表明該增黏劑抗鹽達飽和，抗鈣達1.5%。

2.4" 抗溫性能評價

為了考察增黏劑PAAKP的抗溫能力，室內在清水中加入濃度為0.9%的增黏劑，分別于100 ℃、120 ℃、140 ℃、160 ℃、180 ℃、200 ℃條件下老化熱滾16 h，測定其流變性，實驗結果見表4。由表4數(shù)據(jù)可知，含0.9% PAAKP的實驗漿，其黏度隨著溫度的升高，有一定程度的衰減，當熱滾溫度由180 ℃升高至200 ℃時，實驗漿的動塑比由0.43快速降至0.13，分析原因，可能是PAAKP分子在高溫老化后發(fā)生了明顯的降解，PAADDC分子鏈中的部分酰胺基發(fā)生反應變成了羧酸基，使得分子鏈之間的相互作用降低，從而導致鉆井液內部的網(wǎng)架結構強度降低，導致體系黏度顯著下降，由此可得出該增黏劑抗溫達180 ℃。

2.5" 在鉆井液體系中的性能評價

為了考察增黏劑PAAKP在無土相鉆井液體系中的綜合性能，室內配制無土相鉆井液，向其中加入不同濃度的增黏劑，于160 ℃條件下老化熱滾16 h，測定其流變性和降濾失性，實驗結果見表5。

由表5數(shù)據(jù)可知，隨著PAAKP加量的增加，無土相體系的黏度與切力不斷增加，濾失量不斷下降；表明該劑與無土相鉆井液具有較好的配伍性，能夠有效地提高體系的黏度和動塑比，有效提高體系的攜巖能力。當加量達0.9%時，體系的黏切保持最佳，濾失量下降緩慢，由此可推薦該增黏劑的最優(yōu)加量為0.9%。

3" 結論

1）以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS、烯基己內酰胺NVCL、N-乙烯基吡咯烷酮NVP、二乙烯苯DVB這4種單體為原料，以油溶性偶氮類為引發(fā)劑，通過膠束聚合法合成了一種抗溫增黏劑PAAKP。

2）抗溫增黏劑PAAKP隨著加量的增加，淡水漿的黏度和切力均呈階梯式增加，且老化前后的黏切變化很小，表明PAAKP具有較好的增黏、提切能力。與其他常規(guī)增黏劑對比，高溫老化后PAAKP仍能保持較好的空間網(wǎng)架結構，增黏提切效果優(yōu)于常規(guī)增黏劑。

3）抗溫增黏劑PAAKP的抗溫性達180 ℃，老化后體系的各項參數(shù)依然穩(wěn)定，仍保持良好的黏度與切力，較好滿足了正常的無土相鉆井液的鉆井要求；

4）抗溫增黏劑PAAKP抗鹽抗鈣能力較好，其在高鹽高鈣情況下也具有良好的提切效果；抗NaCl達飽和；抗CaCl2達1.5%。其優(yōu)異的抗鹽抗鈣能力，很好的滿足了鉆井過程中對高溫高鹽地層鉆井液增黏提切的要求。

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Development and Evaluation of a

Temperature-resistant Tackifier for Water-based Drilling Fluid

LIU Xiaodong

（COSL Oilfield Chemistry Division Tanggu Operation Company， Tianjin 300459， China）

Abstract：" In recent years， with the advancement of oil exploration in extended reach wells， deep wells， and ultra-deep water wells， the demand for drilling fluid additives in high-temperature reservoirs has significantly increased. Tackifiers， crucial components for controlling the viscosity of soilless water-based drilling fluids and enhancing their rock-carrying capacity， face formidable challenges in terms of temperature resistance. In this paper， a water-based temperature-resistant tackifier was developed through micelle polymerization by using 2-acrylamide-2-methylpropanesulfonic acid （AMPS）， alkenyl caprolactam （NVCL）， N-vinylpyrrolidone （NVP）， and divinylbenzene （DVB） as raw materials， along with oil-soluble azo initiator. The properties of the tackifier were thoroughly evaluated. The results showed that the 0.9% sample solution exhibited an apparent viscosity of 34 mPa·s and a dynamic-plastic ratio of 0.55 after aging at 160 ℃， thus demonstrating its effectiveness in increasing viscosity and yield point. The temperature resistance of this agent extended up to 180 ℃， surpassing that of conventional viscosity-increasing agents and delivering superior viscosity enhancement at elevated temperatures. It also demonstrated saturation-level salt resistance and 1.5% calcium resistance， meeting the stringent requirements for viscosity enhancement and efficient cuttings transport in high-temperature and high-salinity formations during drilling.

Key words： Soilless water-based drilling fluids; Tackifiers; Temperature resistance; Salt resistance; Viscosity