新型保护环境的高温水基泥浆体系.doc

新型保护环境的高温水基泥浆体系CJThaemilitz 等著 邓建玲 译6摘要：一种适应于高温232（450）高压钻井条件的新型保护环境水基聚合物钻井液体系研制成功。该体系的主要成分为近年来发展起来的不含铬离子和其它任何对环境有害的物质的合成基聚合物，这种新型聚合物能在高温条件下发挥其特殊的作用，具有加量少、抗高温等特点。该体系简化了泥浆添加剂加入的种类，除了两种聚合物组分分别用以控制高温下钻井液的流变性和失水量外，体系中仅需加入pH值控制剂、加重剂以及少量的粘土以控制泥饼的质量。与为防止高温降解而加入大量的热稳定剂的传统钻井液体系相比，具有明显的优势。溶液中的线性结构溶液中的交联结构水水图1-聚合物结构该体系的另一特点是适应性强（不论淡水钻井液和海水钻井液体系等各种条件均适用）。并具有良好的抗钙、镁、固相等污染的能力。本文将对其抗高温性能、合成基聚合物、体系配方以及应用进行论述。介绍： 高温水基钻井液的应用过去主要是在传统油基钻井液使用过程中所出现的问题的基础上发展起来的，以解决环境保护、偏远地区的运输、钻井液中气溶性等问题。虽然在过去的几十年里高温水基钻井液的组分不断得到改进，采用了天然改性产品，并且具有良好的性能，但如今对环境和钻井更高的要求，迫使我们必须对这些产品进行更新。过去二十年里，磺化聚丙烯酸类产品广泛应用于泥浆降失水剂和稳定剂，这类产品在合成时所用的单体大都选自一些常用的单体，而采用该类产品配制的高温水基钻井液体系往往需要加入一些天然改性的产品以满足其必备的性能。本文所述的新型高温水基聚合物钻井液所选用的聚合物是用新的、经济可行的单体通过采用不同的合成方法合成出来的，这种钻井液体系不需要加入那些改性等产品即可获得良好的流变性和降滤失性。新型抗高温聚合物钻井液滤失量的控制 一种新型的抗高温高压降失水剂丙烯酰胺单体（A）、磺甲基单体（S）和一种交联剂（X）交联共聚而成，其中交联程度直接影响到聚合物的溶解性能，既而影响其降失水作用。交联程度过大，聚合物难以溶解；交联程度过小，其性能则类似于普通的丙烯酰胺聚合物（其线性长链结构易断裂且抗污染能力差）。这种新型的交联聚合物具有致密、球状的形态结构（见图1），和未交联的线性聚合物溶解后其线性结构伸展情况相比，该聚合物溶解后仍保持其致密的球状结构，这种特殊的结构使其具有空间稳定性，从而水解稳定性增加，抗污染和抗剪切能力增强，既而使水基钻井液体系具有良好的流变性和降失水能力。除分子量外，交联聚合物的微观结构也是影响抗高温水基钻井液性能的主要因素。另外，单体的加入顺序、共聚物内部结构都直接影响到离子团的性质，从而影响聚合物束缚二价阳离子的能力。钙、镁离子是具有很强螯合能力的阳离子，它们易于渗透聚合物周围的水化膜并与结构中的阴离子结合，从而产生聚合物盐析现象，这种现象可能发生在链内或链间。当析出的量达到一定程度，聚合物就会不溶解而沉淀下来，从而失去其作用。聚合物中阳离子的盐基度反映了阴离子电荷的稳定性，阴离子团的电荷越强，二价阳离子越易被束缚。这种高温高压降失水聚合物链中丙烯酰胺单体与阴离子团以氢键的形式链接。聚合物微观结构会直接影响到磺甲基阴离子团（单体S）的盐基度。处于两个丙烯酰胺单体之间的离子团要比处于阴离子团与丙烯酰胺单体之间和两个阴离子团之间稳定，这是因为相邻丙烯酰胺单体为形成稳定的氢键提供了保障。由于单体S与丙烯酰胺单体聚合几率很高，因此相同比例的两种单体为生成丙烯酰胺磺甲基交替排列的聚合物结构提供了最大的可能性，采用常规的反相乳化技术合成聚合物，其有效成分可达30%左右。实验研究 粘度 交联作用降低聚合物的粘度。在300g水中分别溶解1.5g交联聚合物和未交联聚合物，用Hamilton Beach搅拌器搅拌15min后，在室温下测其粘度，结果见表1。其中聚合物1（未交联）和聚合物2（交联）具有相同的单体组分和基本相等的分子量。表 1：两种聚合物粘度(范氏粘度计)对比转 速（rpm）聚合物1（未交联聚合物）聚合物2（交联聚合物）1660048300329抗剪切能力 剪切对两种聚合物性能的影响采用以下方式。分别将2g的两种聚合物溶解于300 g水中，用Hamilton Beach搅拌器搅拌15min后测其初始流变特性，然后将两种聚合物置于silverson Lightning高速搅拌器上在8,000转/分的转速下搅拌1.53小时，在室温下测其流变性能（见表2）。从表2中可以看出，剪切力增加，非交联聚合物粘度明显降低，而交联聚合物则变化不大。表 2：两种聚合物粘度（范 氏 粘 度 计） 对 比转速 聚合物1 聚合物2 （rpm）初始1.5小时3小时初始1.5小时3小时600554135202122300342823111213固体污染 实验证明，交联聚合物在加入一定量的固体之后仍具有良好的剪切稳定性。取1.5 g两种聚合物溶于300 g水并充分搅拌10min， 然后加入300 g重晶石，再充分搅拌10min后在室温下测定初始流变性能。接着将样品置于silverson Lightning高速搅拌器上在8,000转/分的转速下搅拌45min后再次记录其流变性能（见表3）。从表3中可以看出，聚合物2（交联）仍具有良好的剪切稳定性，而聚合物1（未交联）则表现出粘度明显降低，失去悬浮能力。表 3：两种聚合物粘度（范氏粘度计）对比 聚合物1 聚合物2 初始45分钟初始45分钟600(rpm)68504250300(rpm)45252330PV23251920YP220410重晶石沉降重晶石未沉降钻井液流变性控制 要使水基钻井液在高温条件下保持般土和其它活性固相的稳定性（悬浮）的关键是钻井液必须具有良好的流变性和滤失性。众所周知，通过改性的天然产品，如褐煤和木质素磺酸盐，具有良好的分散性。但因为涉及到可能发生地层损害和环境污染，人们普遍使用合成的稳定剂产品。这些传统的合成稳定剂是具有低分子量和高电荷密度的均聚物或共聚物。像丙烯酸、马来酸酐以及普通磺化产品（如AMPS），都是广泛使用的稳定剂原料。新型的处理剂主要对聚合物中的磺化部分（如AMPS等）进行了改性，使其稳定性和抗温性方面有明显的改善。从而不需要加入褐煤、沥青或木质素磺酸盐即可制备抗高温高压水基钻井液。表4给出了这种加入新处理剂(聚合物A)的淡水泥浆与AMPS丙烯酸盐共聚物淡水泥浆性能对比情况。其中每1913 kg/m3 (16 lb/gal)测试钻井液中含5.17 kg/m3(2 lb/bbl)的活性稳定剂，45.67 kg/m3 (16 lb/gal)膨润土，0.11 m3(0.7 bbl)的水，0.29 kg/m3(0.1 lb/bbl)的NaOH以及1158 kg/m3(406 lb/bbl)的重晶石。钻井液在200下热滚16小时，pH值调整为9.0，然后在204(400)下老化48小时。若将表4 中的钻井液在更高温度，固体污染物以及钙、镁等污染物进行对比可进一步评价区分出这两种处理剂的性能差别。表 4：两 种 稳 定 剂 性 能 对 比49(120)AMPS/丙烯酸盐共聚物新型聚合物A600(rpm)271190300(rpm)180118200(rpm)14089100(rpm)89536(rpm)1283(rpm)75PV，cP9172YP,lb/100ft2894610 s gel8610 min gel87表 5 ： 新 型 稳 定 剂 特 性新型处理剂主 要 性 能不加该处理剂情况聚合物A稀释或稳定作用胶凝作用、抑制作用凝胶强度过高聚合物B抗膨润土污染API失水、HTHP失水明显增加聚合物C降低粘、切力粘、切力明显提高由于高温高压水基钻井液的复杂性,所以仅选用一种聚合物并适应所有的条件。进一步的研究表明，若将聚合物B和C与聚合物A复合使用，钻井液体系可以适应更多的条件。表5 概述了每一种聚合物在钻井液中的特性。这些聚合物制成干粉也可以很容易地溶解于淡水及盐水钻井液中。钻井液淡水体系 室内对这种新型钻井液置于高温和固体污染物中污染一定时间后对其热稳定性进行研究。表6 给出了加入和不加惰性固体1913 kg/m3(16 lb/gal)淡水配方分别老化16和64小时后的钻井液性能。由于井下温度梯度变化很大，所以室内对38232(100450)、不同剪切速率下不同钻井液配方的流变性能进行了比较，研究过程中选用了带有程序加热和自动获取数据系统的范氏50C型粘度计。图2 和3 分别给出了配方2 和4 在204条件下老化64小时后的钻井液性能。由于配方1 和3 老化16小时的流变性能与前者很相似，其结果未给出。图4 给出了与钻井液配方1相似的钻井液性能。它是用10 g NaCl处理的模拟海水钻井液。该钻井液的HTHP177（350）滤失量为28.0 ml。室内还对表6 的钻井液配方在不同超高压下用范氏70型粘度计对其流变性能进行了研究。因钻井液的不可压缩性，该项研究意义不大。表6：老化16h、64h 后淡水泥浆性能对比钻井液配方1234水，bbl0.6730.6730.6730.673膨润土，lb/bbl6666流型控制剂，lb/bbl10101010NaOH，lb/bbl1111降失水剂，lb/bbl6666重晶石，lb/bbl412412412412Rev灰（固体），lb/gal3030泥浆比重，lb/gal16.016.016.016.0老化温度，400400400400老化时间，h16641664静切, lb/100ft2105080110重晶石沉降无无无部分老化后pH值8.48.78.48.5600（rpm）988682103300（rpm）52464860200（rpm）37333544100（rpm）221921276（rpm）33563（rpm）2245PV，cP46403443YP，lb/100ft266141710s初切445610min终切5588API失水，ml3.03.23.02.8HTHP(350)失水，ml19.226.426.014.8配方 表7给出了室内制备的3%(w/v)KCl，Ca(OH)2，和NaCl（配方5，6，7）的钻井液性能。从表中可以看出，虽然配方5有絮凝迹象，但其HTHP滤失量得到很好的控制，这表明钻井液中加入降滤失剂足以维持钻井液良好的稳定性，配方6和7老化后也能保持良好的流变性和滤失性。由于在室内制备和评价HTHP水基钻井液性能所选择的条件较现场要高，因此我们有理由相信在现场经过剪切、高温和固体污染后的钻井液具有更好的流变性和滤失性。现场钻井液的转换 研制的流变控制剂和降滤失剂的一大优点就是它们可以在加入到普通水基钻井液中使之转变为抗高温钻井液。这样不仅可以减少钻井液的排放，减少重新配浆的成本，而在适当条件下将普通水基钻井液转变为HTHP钻井液所加入的添加剂比重新配浆要少的多。需要说明的是，钻井液的转换最好是聚合物钻井液(PHPA)或低分散钻井液。表7：老化16h、64h后泥浆性能对比钻井液配方 5 6 7 水，bbl0.6850.6850.685膨润土，lb/bbl888流型控制剂，lb/bbl101010NaOH，lb/bbl11海水, lb/bbl10.2KCl, lb/bbl10.5Ca(OH) 2 ,lb/bbl3降失水剂，lb/bbl777重晶石，lb/bbl412 412412泥浆比重，lb/gal16.016.016.0老化温度，400400400老化时间，h161616静切, lb/100ft220240100重晶石沉降无部分无老化后pH值9.412.27.3600（rpm）16414454300（rpm）1039032200（rpm）796926100（rpm）5244176（rpm）22973（rpm）1666PV，cP615422YP，lb/100ft242361010s初切117610min终切291727HTHP(350)失水，ml17.625.223.2下面为现场将1306 kg/m3(10.9 lb/gal)海水聚合物钻井液(PHPA)转换成1913 kg/m3(16 lb/gal) 抗高温钻井液的实例。高固含钻井液的初始性能见表8。将钻井液用水稀释20%后按表9的配方进行处理。转换成的钻井液在204(400)条件下静置老化16小时，其前、后的钻井液性能见表10。表 8 ：PHPA钻井液初始性能泥浆比重,Kg/m3(lb/gal)1,306(10.9)PV，cP7YP，lb/100ft22610s初切2610min终切36API失水，ml11.5CEC,膨润土当量27.5低密度固相,%14.1Cl-,mg/l18,600Ca2+ ,mg/l720表9：转化为1913 kg/m3(16 lb/gal)抗高温钻井液配方基浆,bbl0.592水，bbl(稀释20%)0.178NaOH，lb/bbl2流型控制剂，lb/bbl12降失水剂，lb/bbl5重晶石，lb/bbl338从表10结果中我们可以看出钻井液通过稀释,然后加入控制流变性聚合物，降滤失剂，纯碱，并加入重晶石使钻井液密度调整为1913 kg/m3(16 lb/gal)后，钻井液即转化为抗高温高压钻井液.。且其屈服值和静切力足以悬浮和去除钻屑并有良好的降滤失效果聚合物钻井液(PHPA)。表 10 ：转化为1913 kg/m3(16 lb/gal) 抗高温钻井液后性能老化前204(400)老化16hPV，cP3254YP，lb/100ft2201310s初切6610min终切3025PH值11.48.5API失水，ml2.7HTHP(350)失水，ml16.0静切, lb/100ft250Cl-,mg/l12,600Ca2+ ,mg/l344结论1、一种新型更有效的抗高温降滤失聚合物由于其特殊的聚合作用过程而具有独特的化学结构和特性。2、这种新型的处理剂在其稳定性的效果方面超过了传统的抗高温稳定剂。3、这种具有良好流变性和降滤失性的聚合物钻井液可