水基钻井液用抗高温降滤失剂的合成与性能评价

王磊磊，王伟忠，张　坤， 徐浩然，黄　琳， 郭剑梅，宋学文，王强

（1.渤海钻探工程有限公司泥浆技术服务分公司，天津300280；2.渤海钻探工程有限公司第一钻井分公司，天津300280）

水基钻井液用抗高温降滤失剂的合成与性能评价

王磊磊1，王伟忠1，张坤1， 徐浩然1，黄琳2， 郭剑梅1，宋学文1，王强1

（1.渤海钻探工程有限公司泥浆技术服务分公司，天津300280；2.渤海钻探工程有限公司第一钻井分公司，天津300280）

王磊磊等.水基钻井液用抗高温降滤失剂的合成与性能评价[J].钻井液与完井液，2016， 33（2）：22-25.

钻井液用降滤失剂在高温、盐水等复杂环境下失效是深井、超深井钻探开发过程中遇到的突出问题。采用丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）和N-异丙基丙烯酰胺（NIPAM）为原料，合成了水基钻井液用抗高温降滤失剂JLS200，并对其进行了红外光谱和热重分析，评价了其在钻井液中的性能。结果表明，所合成的抗高温降滤失剂热稳定性好，抗温达200 ℃，抗盐至饱和；在KCl钻井液中具有良好的配伍性，滤失量低、流变性好，加入1%JLS200后，200 ℃老化后的API滤失量由12 mL降至3.2 mL，高温高压滤失量由54 mL降至15 mL，高温老化前后钻井液黏度和切力变化不大。该钻井液用降滤失剂具有较好的应用前景。

降滤失剂；抗高温；水基钻井液；共聚物；抗盐

0　引言

目前冀东、大港等区块都在实施超深井钻井工程，井底温度超过200 ℃，且地层压力高、井底情况复杂，钻井的难度大，对钻井液和钻井液处理剂提出了更高要求。降滤失剂作为水基钻井液的最重要处理剂之一，对保证安全、快速、高效钻井起着重要作用。其用量大，且种类繁多，主要为天然材料或天然材料改性产物和合成聚合物类。天然材料或天然材料改性产物包括腐植酸、纤维素、木质素、淀粉类及其衍生物；合成聚合物主要以各种乙烯基单体多元共聚物和磺甲基化的酚醛树脂等为主。近年来，为了满足复杂地层条件安全钻井的需要，抗高温、抗盐钻井液降滤失剂的研究逐步得到重视。而聚合物类降滤失剂由于其单体类别丰富，可调性强，在抗高温、抗盐方面有着广阔的应用前景，正逐步成为国内外研究的热点[1-7]。

采用丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）和N-异丙基丙烯酰胺（NIPAM）为原料，合成了一种四元共聚物JLS200，通过在分子链上引入大量的磺化基团、吡咯烷酮环和异丙基，增强了分子链的抗温和抗盐性能，该产品抗200 ℃高温，抗盐至饱和。

1　实验部分

1.1主要原料和仪器

主要原料：AM、 AMPS、 NVP、 NIPAM、 NaOH、NaCl和Na2CO3均为工业品。

主要仪器：恒温水浴锅、机械搅拌器、五轴高速搅拌机、ZNS型失水仪、ZNN-D6S型旋转黏度计、高温滚子炉烘箱、OFI171-01-C型高温高压滤失仪、傅里叶变换红外光谱仪、热重分析仪（TGA）和差示扫描量热仪（DSC）。

1.2抗高温降滤失剂的合成

将合成聚合物的4种单体加入去离子水中，充分搅拌至溶解，并加入NaOH调节溶液的pH值；通氮气除氧30 min，升温至60～70 ℃，滴加引发剂，然后在氮气保护下反应4 h，得到均相黏稠状溶液，干燥、粉碎，得到粉末状产品。

单体比例、引发剂、单体浓度和反应温度对聚合物反应过程以及最终产品的性能影响较大，实验过程中采用类似的合成方法，分别制备了不同单体比例、引发剂、单体浓度以及不同反应温度的产品，并对产品的性能进行了评价，优选出性能最优的产品，命名为JLS200。

1.3钻井液样品配制

1）淡水浆配制。在400 mL水中加入16 g膨润土和1.2 g无水Na2CO3，高速搅拌20 min，其中中断2次以刮下容器壁上的黏附物，室温下养护24 h，即得到膨润土含量为4%（W/V）的淡水基浆。

2）饱和盐水基浆的配制。在400 mL4%（W/V）淡水基浆中加入144 g NaCl，高速搅拌20 min，其中中断2次以刮下容器壁上的黏附物，室温下养护24 h，即得到饱和盐水基浆。

3）共聚物钻井液的配制。在上述淡水基浆或饱和盐水基浆中加入一定量的降滤失剂JLS200，高速搅拌20 min，室温下养护24 h，即得到共聚物淡水钻井液或盐水钻井液。

1.4钻井液性能测定

将配好的钻井液倒入不锈钢老化罐，置于滚子炉烘箱中，200 ℃热滚老化16 h，冷却至室温，测定钻井液的滤失量、流变性及高温高压滤失量。

2　结果与讨论

JLS200在AM的基础上引入了AMPS、NVP和NIPAM，其中AMPS中的磺酸基团对外界阳离子的进攻不敏感，可以提高共聚物的抗盐和水解稳定性；而NVP中的吡咯烷酮环为刚性五元杂环，连同NIPAM中的异丙基，作为共聚物的侧基可以提高整个分子链的刚性，提高产品的耐热性和水解稳定性，使JLS200在高温饱和盐的环境下依然能够保持良好的稳定性，下述实验结果显示了这一点。

2.1红外光谱分析

将合成的JLS200样品与KBr混合压片，使用傅里叶变换红外光谱仪对其进行测试，所得红外光谱图如图1所示。图1中的波谱显示，波数为3 630、3 305 cm-1附近有羟基的特征吸收峰，波数为1 670、1 562 cm-1附近有酰胺基的特征吸收峰，波数为2 931、772 cm-1附近有（亚）甲基的特征吸收峰，波数为1 190、1 045 cm-1附近有磺酸基的特征吸收峰，波数为1 460、1 390 cm-1附近有吡咯烷酮环的特征吸收峰。

图1　JLS200红外光谱图

2.2热稳定性分析

将JLS200样品以相同的升温速率（10 ℃/min）分别做TGA和DSC测试，以考察其热稳定性（见图2）。从图2可以看到，JLS200在100 ℃以后发生了少量失重，这主要是样品中少量的水分子以及未反应完全的单体挥发分解；而在369 ℃以后，TGA曲线出现骤然下降，同时DSC曲线亦出现一个尖锐的吸收峰。显示产物的热分解发生在369 ℃以后，具有良好的热稳定性。

图2　JLS200的TGA/DSC曲线

2.3降滤失性能

2.3.1淡水基浆中

在4%膨润土基浆中加入不同浓度的抗高温降滤失剂JLS200，按照钻井液性能测试标准要求，对钻井液200 ℃老化前后的API滤失量进行测试评价，结果见表1。

表1　不同浓度JLS200在淡水基浆中的降滤失性能

从表1可知，在淡水基浆中加入0.5% JLS200，即可使钻井液的API滤失量降低一半左右；随着JLS200在淡水基浆中加量的增大，钻井液的API滤失量逐渐降低，经过200 ℃老化16 h后，钻井液依然保持了较小的滤失量。这主要是由于JLS200分子长链中含有酰胺基等大量的亲水性基团，可以吸附在黏土颗粒表面构成网状结构，在滤纸处形成较为致密的膜结构，以减缓钻井液进入地层，而AMPS、NVP和NIPAM的引入使产品具有良好的抗高温性能，保证产品在200 ℃高温下依然可以保持分子链的完整性，发挥降滤失的功效。

2.3.2饱和盐水基浆中

在含有4%膨润土的饱和盐水基浆中加入不同浓度的抗高温降滤失剂JLS200，按照钻井液性能测试标准要求，对钻井液200 ℃老化后的API滤失量进行评价，结果见表2。从表2可以看出，该抗高温降滤失剂可明显降低饱和盐水浆的滤失量，随着加量的增大，滤失量逐渐降低；当加量为1.5%时，可将饱和盐水浆的API滤失量降低至20 mL以下，而加量为2%的饱和盐水浆老化后API滤失量仅为7.2 mL，显示了该产品具有良好的抗温、抗盐性能。

表2　不同浓度JLS200在饱和盐水浆中的降滤失性能

2.4盐析实验

将1 mL 1% JLS200水溶液分别加入20 mL不同浓度的NaCl和CaCl2水溶液中，观察混合后的溶液是否浑浊，如果混合溶液变浑浊，则说明发生了盐析现象，结果见表3。表3结果显示，JLS200的水溶液在饱和NaCl水溶液和10%CaCl2水溶液中均未析出，说明产品具有良好的抗盐、抗钙性能。

表3　JLS200水溶液的抗NaCl和抗CaCl2盐析能力

2.5JLS200在KCl钻井液中的性能

考察了未加JLS200和加入1%JLS200的KCl钻井液在200 ℃老化前后的流变性能和降滤失性能。同时，还选取了降滤失剂Driscal-D（雪佛龙菲利普斯公司产品）作对比。图3是KCl钻井液、KCl钻井液+1%JLS200和KCl钻井液+1%Driscal-D钻井液经过200 ℃老化16 h后的API滤失量以及高温高压滤失量的对比图。KCl钻井液配方为：4%膨润土+8%KCl+0.5%NaOH+4%抗高温封堵剂+4%细目钙+重晶石（密度为1.5 g/cm3）

图3　JLS200在KCl钻井液中的降滤失性能

从图3可知，加入1%JLS200后，KCl基浆的滤失量明显降低，200 ℃老化后的API滤失量由12 mL降至3.2 mL，高温高压滤失量由54 mL降至15 mL，显示JLS200在KCl钻井液中具有良好的配伍性，可改善钻井液的滤失性能；JLS200的降滤失性能略好于Driscal-D。这主要是由于JLS200中NVP含量更高，同时引入了NIPAM，使分子链的稳定性进一步增强，提高了产品的抗温、抗盐能力所致。

表4对比了KCl钻井液基浆、KCl基浆+1% JLS200和KCl基浆+1%Driscal-D钻井液老化前后的流变性能。

表4　JLS200对KCl钻井液流变性能的影响

由表4可知，加入JLS200后，可改善钻井液的流变性能，尤其是老化后依然可以保持体系的黏度和切力，提供足够的悬浮能力，说明JLS200在KCl钻井液中，经200 ℃老化后依然可以保持分子链的完整性，与黏土颗粒结合形成网状结构，降滤失的同时提供切力。同时，JLS200只是适当增黏，与Driscal-D相比，其黏度和切力都控制在合理范围，且老化前后变化不大， 便于施工现场的性能维护。

3　结论

1.通过合理的分子设计，采用自由基聚合的方式合成了四元共聚物降滤失剂JLS200，该降滤失剂抗温达200 ℃，抗盐至饱和。

2. JLS200可应用于KCl钻井液中，配伍性良好，具有滤失量低、流变性好的特点，老化前后其黏度和切力变化不大，便于施工现场的性能维护。

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Synthesis and Evaluation of High Temperature Water Base Drilling Fluid Filter Loss Reducer

WANG Leilei1, WANG Weizhong1, ZHANG Kun1, XU Haoran1, HUANG Lin2, GUO Jianmei1, SONG Xuewen1, WANG Qiang1
(1. Drilling Fluid Service Branch of Bohai Drilling and Exploration Ltd., Tianjin 300280,China; 2. No. 1 Drilling Branch of Bohai Drilling and Exploration Co. Ltd., Tianjin 300280,China)

Malfunction of filter loss reducer at elevated temperatures and high salinity environments are difficult problems encountered in deep and ultra-deep well drilling. A high temperature water base drilling fluid filter loss reducer， JLS200， has been developed using acryl amide， 2-acrylamide-2-methyl propane sulfonic acid， N-Vinyl pyrrolidone and N-isopropyl acrylamide as raw materials. JLS200, as indicated by laboratory evaluation， can be used at 200 ℃， or in saturated saltwater drilling fluids， without losing its filtration control capacity. KCl drilling fluids treated with JLS200have low filtration rate and good rheology， the API filtration rate has been reduced from 12 mL to 3.2 mL after treatment of the fluids with 1% JLS200and ageing at 200 ℃， while the HTHP filtration rate reduced from 54 mL to 15 mL. The viscosity and gel strengths do not change remarkably before and after the treatment. JLS200as a high performance filter loss reducer will find its application in deep and ultra-deep well drilling.

Filter loss reducer； High temperature resistant； Water base drilling fluid； Copolymer； Salt resistant

TE254.4

A

1001-5620（2016）02-0022-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.02.005

渤海钻探2015年重大科技研发项目“抗高温水基钻井液核心主剂研制及体系升级”（2015ZD02K-1）。

王磊磊，工程师，男，1985年生，2013年毕业于中国科学院化学研究所，高分子化学与物理专业。电话 （022）25979317；E-mail：wangleilei131@163.com。

（2015-12-15；HGF=1602M3；编辑 马倩芸）