竹學友 趙亞濤 閆晶（大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院）

1 背景介紹

高溫及高礦化度環(huán)境下鉆井液體系性能的優(yōu)劣是決定鉆井施工成敗的關(guān)鍵因素之一[1-4]。水基鉆井液是鉆井工程中最常使用的工作液，主要由膨潤土、降濾失劑、抑制劑、流型調(diào)節(jié)劑和潤滑劑組成。為了更好的解決高溫和高礦化度的工況下，水基鉆井液的濾失量和流變性控制難的問題，科研人員開展了天然聚合物改性、納米復合材料、高分子聚合物材料等一系列研究[5]。其中水溶性高分子聚合物類材料的研發(fā)關(guān)注度最高[6-8]。

已有文獻表明，不同的聚合方法對高分子聚合物的結(jié)構(gòu)和性能有著顯著的影響[9-10]，但這些研究主要集中于理論分析，將理論成果應用于鉆井液處理劑方面的報道較少。文中以AMPS、DMAM和NVP三種單體為原料，分別使用水溶液聚合法和反相乳液聚合法合成了水基鉆井液用抗高溫抗鹽降濾失劑。并對合成產(chǎn)物的性能進行了對比分析，發(fā)現(xiàn)使用反相乳液聚合法合成的產(chǎn)物在抗溫抗鹽能力方面顯著優(yōu)于水溶液聚合法合成的產(chǎn)品。在研究過程中分別考察了單體比例、引發(fā)劑用量、反應溫度、乳化劑用量和油水比等條件對產(chǎn)物性能的影響，最終評選出性能最為優(yōu)異的乳液型抗高溫抗鹽降濾失劑，命名為LS200，抗溫240℃，抗Na Cl至飽和，在大慶油田的宋深9-平1井等多口井進行了現(xiàn)場應用，取得了良好的應用效果。

2 現(xiàn)場實驗

2.1 實驗內(nèi)容

1）合成用原料。AMPS、NVP、DMAM、氫氧化鈉、工業(yè)、乳化劑A、乳化劑B、白油均為工業(yè)品，過硫酸銨，分析純。

2）反相乳液聚合方法。將一定量的乳化劑A溶于白油中充分攪拌并溶解后作為油相；將AMPS全部溶解于去離子水中后，使用30%濃度的Na OH溶液將p H值調(diào)節(jié)為7-8，然后依次加入NVP、DMAM和乳化劑B，形成水相。將水相在攪拌條件下加入到油相中，通氮氣除氧30 min，在夾套冷卻條件下使用高剪切分散乳化機乳化30 min，形成待反應乳液。升溫至指定溫度后，加入定量的引發(fā)劑過硫酸銨，在氮氣保護和攪拌條件下反應5~6 h，得到白色乳液狀產(chǎn)品。

為了獲得更準確的對比實驗數(shù)據(jù)，首先該乳液用丙酮反復洗滌，然后將得到的產(chǎn)物置于真空烘箱內(nèi)，在70℃下烘干至質(zhì)量恒重后取出，研磨成粉末用于評價實驗。

3）水溶液聚合方法。采用與JS-200完全相同的單體配比進行水溶液產(chǎn)品的聚合實驗。將AMPS全部溶解于去離子水中后，使用30%濃度的NaOH溶液將pH值調(diào)節(jié)為7~8，然后依次加入NVP、DMAM。通氮氣除氧30 min，升溫至指定溫度后，加入定量的引發(fā)劑過硫酸銨，在氮氣保護和攪拌條件下反應5~6 h后得到黏稠液體，將該液體置于真空烘箱內(nèi)，在70℃下烘干至質(zhì)量恒重后取出，研磨成粉末即為產(chǎn)品，以LS200-W為代號。

2.2 性能評價

1）基漿配制。在2 000 mL水中加入60 g膨潤土和3 g Na2CO3，高速攪拌20 min（攪拌速度為11 000 r/min±300 r/min），在室溫條件下密閉養(yǎng)護24 h，即為基漿。

2）性能評價。參照GB/T 16783—1997《水基鉆井液現(xiàn)場測試程序》進行處理劑的濾失性、抑制性、流變性和抗溫性評價。

3 實驗結(jié)果

3.1 抗溫性實驗

在基漿中分別加入1%的LS200-W和LS200，在不同溫度下滾動老化16 h，測定老化前后的表觀黏度和API濾失量變化，不同老化溫度下處理劑抗溫性能分析見表1。

表1 不同老化溫度下處理劑抗溫性能分析

由表1數(shù)據(jù)可知，隨著老化溫度的增加，所評價的兩種處理劑的表觀黏度均逐步降低，API濾失量均逐步增大，說明高溫對處理劑分子鏈有一定的破壞作用。但使用反相乳液聚合法合成的LS200降濾失效果相對突出，經(jīng)過240℃高溫老化以后可將基漿的API濾失量從38 m L降低至9.2 mL，其自身的表觀黏度僅降低26.09%，說明該種方法合成的聚合物不易被高溫降解，在鉆井液體系中穩(wěn)定性更強。

3.2 抗鹽性實驗

在基漿中分別加入1%的LS200和LS200-W后再加入不同質(zhì)量分數(shù)的NaCl，測試其高溫老化前后的表觀黏度和濾失量，從而評價產(chǎn)物的抗鹽能力，不同鹽含量下處理劑抗鹽性能分析見表2。

表2 不同鹽含量下處理劑抗鹽性能分析

由表2數(shù)據(jù)可知，隨著NaCl加量的增加，所評價的兩種處理劑的表觀黏度均逐步降低，API濾失量均逐步增大，說明隨著含鹽量的增加，處理劑分子鏈在陽離子的作用下不易伸展，與膨潤土之間的作用效果也變差。但使用反相乳液聚合法合成的LS200抗鹽效果更為突出，在36%（飽和鹽水）Na Cl環(huán)境下，經(jīng)過200℃高溫老化以后仍可將基漿的API濾失量控制在15 mL以內(nèi)，其自身的表觀黏度僅降低15%。

3.3 抗溫抗鹽機理分析

聚合物降濾失劑通常由幾種不同功能的單體聚合而成，功能基團與黏土顆粒表面通過多點吸附、水化膜護膠和形成空間網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)等多種方式來降低體系濾失量。聚合物降濾失劑抗溫的難點在于高溫下處理劑主鏈不容易斷裂，支鏈不容易被水解或氧化，抗鹽的難點在于使處理劑不受或少受高濃度陽離子的影響。合成ZN-200所用的幾種單體均為C-C結(jié)構(gòu)，其中AMPS提供對Na+、Ca2+、Mg2+等陽離子均不敏感的—SO3-作為水化基團；N，N-二甲基丙烯酰胺中作為吸附基團的—NH2被—CH3保護，具有良好的耐水解能力；NVP的五元環(huán)狀結(jié)構(gòu)作為剛性基團，可以減少大分子鏈的彎曲從而進一步提高分子鏈的抗溫抗鹽性。

從已有的評價結(jié)果可以看出，使用反相乳液聚合法合成的LS200抗溫抗鹽能力更為突出，說明聚合方式對產(chǎn)物性能也有重要的影響。其影響原理分析如下：ZN-200所使用的3種單體競聚率相差較大，在水溶液中進行聚合時，共聚物的基團分布規(guī)則性較差，產(chǎn)物實際組成與投料比例不符，所以整體抗溫抗鹽能力不足。而反相乳液聚合將不同活性的單體包覆在乳液微粒中進行聚合反應，可大幅度增加單體之間的碰撞概率，從而提高低活性單體的競聚率，使單體在微觀層面上分布更為均勻，合成產(chǎn)物的單體分布更符合投料比例，從而提高了產(chǎn)物的抗鹽性和抗溫性。

4 現(xiàn)場應用

研制的抗高溫降濾失劑LS200在大慶油田的宋深9-平1進行了現(xiàn)場應用。宋深9-平1是大慶鉆探工程公司部署在大慶松遼盆地東南斷陷區(qū)徐家圍子斷陷的1口風險探井。設計井深4 337 m，目標層位火石嶺組。完鉆井深4 360 m，井底最高溫度174℃?，F(xiàn)場應用過程中LS200體現(xiàn)出配伍性好、抗高溫能力強、降失水能力突出等優(yōu)點。在鉆遇大段泥巖、砂巖和砂質(zhì)礫巖時，鉆井液性能穩(wěn)定，有效解決了高溫條件下鉆井液體系的流變性差、失水不易控制難題，三開施工過程中未出現(xiàn)剝落、掉塊和卡鉆等井下復雜問題。宋深9-平1的鉆井液性能見表3。

表3 宋深9-平1井的鉆井液性能

5 經(jīng)濟效益分析

抗高溫降濾失劑LS200已累計在宋深9-平1、升深1-4井、隆深1HC等3口深井進行了現(xiàn)場應用，3口井的完鉆井深均在4 000 m以上，井底溫度在160~174℃。3口井共計節(jié)約鉆井周期16.2天，70D鉆機日費為15.5萬元/d，以該處理劑貢獻率10%計算，共節(jié)約鉆機日費成本50.22萬元；所施工井單日消耗鉆井液10 m3，節(jié)約鉆井周期16.2天可減少鉆井液消耗162 m3，鉆井液成本為0.32萬元/m3，以該處理劑貢獻率20%計算，可減少鉆井液消耗費用10.368萬元，詳細計算情況見表4、表5。

表4 節(jié)約鉆機日費成本

表5 節(jié)約鉆井液消耗成本

6 結(jié)論

1）以AMPS、DMAM和NVP三種單體為聚合原料，在相近的反應條件下，分別使用水溶液聚合法和反相乳液聚合法合成了鉆井液用降濾失劑。對合成產(chǎn)物的性能對比分析發(fā)現(xiàn)，使用反相乳液聚合法合成的產(chǎn)物在抗溫抗鹽能力方面顯著優(yōu)于水溶液聚合法合成的產(chǎn)品。

2）反相乳液聚合法將不同活性的單體包覆在乳液微粒中進行聚合反應，可大幅度增加單體之間的碰撞概率，從而提高低活性單體的競聚率，使單體在微觀層面分布更為均勻，合成產(chǎn)物的單體分布更符合投料比例，從而提高了產(chǎn)物的抗鹽性和抗溫性。

3）研發(fā)的抗高溫降濾失劑LS200抗溫240℃，抗飽和Na Cl鹽水，在高溫高鹽環(huán)境下仍有很好的降濾失作用和流型穩(wěn)定能力。

4）LS200已累計在大慶油田宋深9-平1等3口深井進行了現(xiàn)場應用，體現(xiàn)出配伍性好、抗高溫能力強、降失水能力突出等優(yōu)點，施工過程中未出現(xiàn)剝落、掉塊和卡鉆等井下復雜問題，節(jié)約鉆機日費50.22萬元，減少鉆井液消耗費用10.368萬元，具有良好的推廣應用前景。