莊慶佐，田玉芹，羅 躍，羅 霄，辛愛淵，唐延彥，劉偉偉

（1.長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北荊州 434000；2.中國石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東東營 257000）

目前水基鉆井液常用的顆粒型封堵劑多為化學(xué)惰性材料，僅能通過物理充填發(fā)揮堵塞作用，缺乏對濾液滲透的化學(xué)阻滯作用［1-3］。如能在封堵劑分子中引入具有良好水化抑制功效的官能團(tuán)，則在封堵劑顆?？尚纬删o密堆積、所形成的滲濾通道壁面富含抑制性基團(tuán)的前提下，可望實(shí)現(xiàn)處理劑封堵、抑制性能的一體化，進(jìn)而簡化體系構(gòu)成與配漿工藝，并大幅增強(qiáng)處理劑對不同鉆井液體系與井下地質(zhì)構(gòu)造的適配性［4-8］。

金屬有機(jī)框架材料（MOF）的結(jié)構(gòu)穩(wěn)固，通過調(diào)控制備工藝可靈活調(diào)整MOF顆粒形貌與粒徑，且其中的ZIF型MOF具備優(yōu)異的化學(xué)與熱力學(xué)穩(wěn)定性，如能向其框架結(jié)構(gòu)中引入適當(dāng)?shù)墓δ苄钥腕w，不僅可保證其在水基鉆井液中的懸浮穩(wěn)定性，還可使其兼具封堵與抑制性能［9-15］。本文借助原位功能化法，在ZIF-8型MOF 的合成過程中將客體分子乙二胺接入前者框架，制得MOF-乙二胺有機(jī)-無機(jī)雜化材料，繼而與氮丙啶進(jìn)行一鍋法加聚反應(yīng)，制得具有極高胺基官能團(tuán)密度納米級MOF衍生物封堵-抑制劑，并評價(jià)該劑的封堵性能、抑制性能和與各種鉆井液體系的配伍性。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

甲醇、NaOH、HCl、KCl，分析純，成都科龍?jiān)噭┗S；六水合硝酸鋅、乙二胺（EDA）、2-甲基咪唑（GC），分析純，薩恩化學(xué)技術(shù)（上海）有限公司；氮丙啶，分析純，參照文獻(xiàn)［16-17］中的方法自行合成；鈉膨潤土，新疆夏子街膨潤土有限責(zé)任公司；泥頁巖，四川龍馬溪組地層；聚胺頁巖抑制劑NH-1，工業(yè)級，南化集團(tuán)研究院；小陽離子抑制劑，分析純，上海將來生化試劑有限公司；降濾失劑SMP-3、PAC-LV，包被劑KHPAM，降黏劑SMC、SMT，超細(xì)碳酸鈣，封堵劑FT-1，封堵劑抗溫乳液聚合物與聚合醇，重晶石，工業(yè)級，湖北漢科新技術(shù)股份有限公司；有機(jī)胺抑制劑AP-1，乳化劑OP-10，納米乳液與納米聚酯NP-1，石墨潤滑劑DR-1，高效潤滑劑HY-202，工業(yè)級，山東得順源石油科技有限公司。

ZNN-D6S 型六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，青島森欣機(jī)電設(shè)備有限公司；ZNS 型中壓濾失儀，鄭州南北儀器設(shè)備有限公司；DFC-0705 型高溫高壓濾失儀，北京路業(yè)通達(dá)公司；BGRL-5型高溫滾動(dòng)加熱爐，青島同春石油儀器有限公司；PPT 171-193-1 型滲透性封堵儀，美國OFITE公司；D8 Advance X型射線衍射儀，德國Bruker 公司；MIRA3 型場發(fā)射掃描電鏡，捷克TESCAN公司。

1.2 MOF衍生物封堵-抑制劑的制備

室溫下，向三口瓶中倒入150 mL 的溶有2.62 g 2-甲基咪唑的甲醇溶液，攪拌均勻后倒入100 mL的溶有2.4 g 六水合硝酸鋅與3.6 g 乙二胺的甲醇溶液，攪拌2 h 后升溫至40℃，繼續(xù)攪拌6 h 后結(jié)束反應(yīng)，離心分離并減壓抽濾、重結(jié)晶，得到白色針狀晶體，即為MOF-乙二胺有機(jī)-無機(jī)雜化材料。室溫下，將5.75 g的雜化材料在攪拌條件下加入150 mL的去離子水中，攪拌10 min 待其形成懸濁液后，倒入150 mL溶有7.81 g的氮丙啶的去離子水中，通N2保護(hù)，攪拌15 min 后升溫至70℃，反應(yīng)6 h 后結(jié)束，過濾得乳白色產(chǎn)物。用甲醇洗滌三次后，減壓抽濾并烘干得白色粉末，即為MOF衍生物封堵-抑制劑，其結(jié)構(gòu)見圖1。

圖1 MOF衍生物封堵-抑制劑的結(jié)構(gòu)示意

1.3 結(jié)構(gòu)表征

1.3.1 XRD分析

使用X射線衍射儀分析MOF衍生物封堵-抑制劑的特征衍射峰，確定其組成與晶型。

1.3.2 SEM分析

使用場發(fā)射掃描電鏡觀察MOF衍生物封堵-抑制劑的形貌。

1.4 封堵性能評價(jià)

使用OFITE封堵儀評價(jià)MOF衍生物封堵-抑制劑的封堵性能。分別配制300 mL質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6%的鈉膨潤土基漿以及3%鈉膨潤土+3%封堵抑制劑的土漿，將其倒入釜體后將實(shí)驗(yàn)巖心置于釜體上端并密封，接入回收裝置與N2接口，設(shè)置實(shí)驗(yàn)溫度為110℃，先對釜體加壓至0.7 MPa 使鉆井液預(yù)熱，待升溫至110℃后將液壓增至4.2 MPa，通N2并設(shè)置回壓為0.7 MPa，回收濾液，30 min后測試結(jié)束，以濾液量作為封堵性能評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

1.5 抑制性能評價(jià)

1.5.1 膨潤土造漿實(shí)驗(yàn)

配制預(yù)定濃度的抑制劑的水溶液或懸濁液，用HCl 或者NaOH 溶液將pH 值調(diào)至11，在2000 r/min轉(zhuǎn)速下邊攪拌邊加入預(yù)定量的膨潤土，加完并攪拌20 min后，在25℃下用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)分別測定土漿在φ600與φ300下的讀值，并以此計(jì)算動(dòng)切力。

1.5.2 線性膨脹實(shí)驗(yàn)

將準(zhǔn)確稱取的5 g鈉膨潤土放入膨脹儀的樣品槽中，用液壓儀在10 MPa的壓力下壓實(shí)5 min；將樣品槽裝在膨脹儀上，向樣品槽中加入不同抑制劑的水溶液或懸濁液，測定膨潤土的膨脹高度隨時(shí)間的變化，由膨潤土在去離子水和抑制劑溶液或懸濁液中膨脹1440 min 后的高度差與其在去離子水中膨脹1440 min后的高度之比計(jì)算抑制率。

1.5.3 滾動(dòng)回收率測定

參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6335—1997《鉆井液用頁巖抑制劑評價(jià)方法》，將泥頁巖砸碎過6數(shù)10目篩網(wǎng)后烘干；向老化罐中加入抑制劑溶液，然后加入20 g 的巖屑；將老化罐置于滾子加熱爐中，在150℃下熱滾16 h，冷卻后將殘余巖屑在105℃下干燥至恒重，并過40目篩網(wǎng)，由熱滾前后巖屑質(zhì)量之差與熱滾前巖屑質(zhì)量之比計(jì)算巖屑滾動(dòng)回收率。

1.6 鉆井液性能評價(jià)

選取3種典型鉆井液體系，其具體組成分別為:①2%鈉膨潤土+0.3%NaOH+7%KCl+3%抗溫乳液聚合物封堵劑+6%降濾失劑SMP-3+6%降黏劑SMC+4%封堵劑FT-1+2%降黏劑SMT+4%超細(xì)碳酸鈣+1%潤滑劑DR-1；②2%鈉膨潤土+0.3%NaOH+7%KCl+1%降濾失劑PAC-LV+8%降濾失劑SMP-3+3% 封堵劑FT-1+1%有機(jī)胺抑制劑AP-1+1%納米乳液封堵劑+4%超細(xì)碳酸鈣+0.5%乳化劑OP-10+4%潤滑劑HY-202；③2%鈉膨潤土+0.2%NaOH+7%KCl+1%降濾失劑PAC-LV+5%降濾失劑SMP-3+1%聚胺抑制劑NH-1+0.3%包被劑KHPAM+4%納米封堵劑NP-1+5.0%聚合醇+2%潤滑劑HY-202，均使用重晶石加重至2.0 g/mL。

以3%的MOF 衍生物封堵-抑制劑取代鉆井液中原來的封堵劑與有機(jī)抑制劑，參照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 6783—2014《水基鉆井液現(xiàn)場測試程序》，測定取代前后3 種鉆井液老化前與老化后（老化條件為150℃×16 h）的流變及濾失性能以及泥頁巖在鉆井液中的滾動(dòng)回收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 MOF衍生物封堵-抑制劑的XRD分析

圖2 MOF衍生物封堵-抑制劑的XRD圖譜

MOF 衍生物封堵-抑制劑的XRD 圖譜見圖2。由圖2 可以看出，合成的MOF 衍生物封堵-抑制劑與ZIF-8 的特征衍射峰匹配度極高，表明其具備原始ZIF-8 的正八面體拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，同時(shí)表明乙二胺的接入并未對MOF 的原始框架造成破壞。進(jìn)一步對比發(fā)現(xiàn)，MOF 衍生物封堵-抑制劑的衍射峰峰強(qiáng)顯著大于原始ZIF-8 且有新的衍射峰產(chǎn)生，證明乙二胺和氮丙啶被成功接入MOF結(jié)構(gòu)中，且所制備的封堵-抑制劑的結(jié)晶度更高。

2.2 MOF衍生物封堵-抑制劑的SEM分析

MOF 衍生物封堵-抑制劑的SEM 照片見圖3。由圖3 可見，MOF 衍生物封堵-抑制劑的粒徑僅為150數(shù)300 nm，且顆粒規(guī)整度高，有利于其隨濾液進(jìn)入泥餅與地層中的微細(xì)滲流通道形成致密充填，發(fā)揮封堵與抑制性能。

圖3 MOF衍生物封堵-抑制劑SEM照片

2.3 MOF衍生物封堵-抑制劑的封堵性能

MOF 衍生物封堵-抑制劑的封堵性能見表1。由表1可見，6%的鈉膨潤土基漿在30 s時(shí)的初始濾失量為5 mL，此后每隔5 min 均有3數(shù)5 mL 的濾液濾出，至30 min時(shí)的總濾失量高達(dá)24 mL。由3%鈉土+3%封堵-抑制劑構(gòu)成的土漿在30 s 時(shí)的初始濾失量為3.4 mL，此后在實(shí)驗(yàn)全過程中基本不再濾出濾液，30 min時(shí)的總濾失量僅為4.4 mL，遠(yuǎn)低于基漿的，這表明MOF 衍生物封堵-抑制劑具有優(yōu)異的封堵性能，可大幅降低基漿濾失量。

表1 MOF衍生物封堵-抑制劑的封堵性能

2.4 MOF衍生物封堵-抑制劑的抑制性能

（1）黏土造漿實(shí)驗(yàn)

膨潤土在不同抑制劑溶液或懸濁液中造漿后的動(dòng)切力見圖4。由圖4 可見，當(dāng)膨潤土加量低于20%時(shí)，膨潤土在2%的MOF衍生物封堵-抑制劑懸濁液中的動(dòng)切力始終維持在極低數(shù)值上，并顯著低于在其他3種抑制劑溶液中的動(dòng)切力。當(dāng)膨潤土加量為25%時(shí)，膨潤土在7%KCl 與2%小陽離子溶液中造漿后的動(dòng)切力已無法測得，在2%的NH-1溶液中造漿后的動(dòng)切力為22.5 Pa，而在2%的封堵-抑制劑懸濁液中造漿后的動(dòng)切力僅為6.5 Pa，這表明封堵-抑制劑對膨潤土造漿的抑制功效不僅顯著強(qiáng)于KCl與小陽離子抑制劑，亦優(yōu)于聚胺頁巖抑制劑NH-1。

圖4 膨潤土在不同抑制劑溶液及懸濁液中造漿后的動(dòng)切力

（2）線性膨脹實(shí)驗(yàn)

膨潤土在去離子水以及不同抑制劑溶液或懸濁液中的線性膨脹情況見圖5。由圖5可見，膨潤土在去離子水中的膨脹程度最大，而在不同抑制劑的溶液及懸濁液中，2%MOF衍生物封堵-抑制劑的抑制效果最為顯著，其次為2%的NH-1 和7%KCl，而小陽離子抑制劑的抑制效果最差。MOF 衍生物封堵-抑制劑對膨潤土水化膨脹的抑制作用優(yōu)于其他3種抑制劑的，且膨潤土在MOF衍生物封堵-抑制劑懸濁液中的膨脹趨勢很快進(jìn)入平緩的平臺(tái)階段，最終膨脹高度與在去離子水中相比降低了76%，這表明MOF衍生物封堵-抑制劑抑制黏土水化膨脹的性能極為優(yōu)異。

圖5 膨潤土在不同抑制劑溶液及懸濁液中的線性膨脹曲線

（3）滾動(dòng)回收實(shí)驗(yàn)

泥頁巖巖屑在去離子水、7%KCl、2%小陽離子與2%NH-1 的水溶液中的滾動(dòng)回收率分別為12.74%、23.27%、49.38%和65.29%，而在2%的MOF衍生物封堵-抑制劑懸濁液中的滾動(dòng)回收率則高達(dá)74.23%，可見所制備的MOF 衍生物封堵-抑制劑對巖屑的水化分散有極強(qiáng)的抑制作用。

2.5 封堵-抑制劑對鉆井液性能的影響

MOF 衍生物封堵-抑制劑對3 種鉆井液體系流變、濾失性能及滾動(dòng)回收率的影響情況見表2。由表2可以看出，在3種鉆井液體系均以3%的MOF衍生物封堵-抑制劑取代原有的封堵劑與有機(jī)抑制劑后，老化前鉆井液體系的流變性較之取代前未出現(xiàn)顯著變化，且降濾失性能亦基本不變；經(jīng)150℃老化16 h后，經(jīng)封堵-抑制劑取代后的鉆井液的流變性能依舊與取代前的相近，API濾失量同時(shí)維持了穩(wěn)定，僅HTHP 濾失量出現(xiàn)小幅增長，其中增幅最大的③號鉆井液體系的HTHP 濾失量從7.2 mL 增至8.4 mL，而泥頁巖在取代后的鉆井液中的滾動(dòng)回收率則優(yōu)于取代前的原有鉆井液。MOF衍生物封堵-抑制劑加量僅為3%，而其所取代的鉆井液中原有封堵劑與有機(jī)抑制劑的加量均超過3%，上述結(jié)果表明MOF衍生物封堵-抑制劑對鉆井液的流變性能無不利影響，同時(shí)其抑制效能突出，即便其封堵性能稍弱，亦可望通過適度調(diào)整其加量與其他處理劑的配比，實(shí)現(xiàn)對濾失量的有效控制。MOF 衍生物封堵-抑制劑與3種鉆井液體系的配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明其與不同鉆井液體系均有良好適配性。

表2 MOF衍生物封堵-抑制劑對鉆井液性能的影響

3 結(jié)論

以六水合硝酸鋅、2-甲基咪唑和乙二胺為原料，通過原位功能化法制得MOF-乙二胺有機(jī)-無機(jī)雜化材料，繼而與氮丙啶進(jìn)行一鍋法加聚反應(yīng)，制得的結(jié)構(gòu)外側(cè)富含胺基官能團(tuán)的納米級MOF 衍生物封堵-抑制劑，其具備良好的封堵性和抑制性，對3種不同的鉆井液體系均有良好的配伍性，可實(shí)現(xiàn)將封堵與抑制性能一體化的目的。