CN104263329A - 钻井液用耐高温耐盐降滤失剂及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，采用乳液聚合方法对丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和衣康酸三种单体进行共聚得到共聚物后碱性条件下进行水解，沉淀干燥得到降滤失剂，该降滤失剂热稳定性较好，抗温能力强，加入0.5％-1％抗高温降滤失剂后，在淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水钻井液体系中均有良好的降滤失效果；本发明还提供一种上述钻井液用耐高温耐盐降滤失剂的乳液聚合方法。该聚合方法的聚合速率和聚合度都较原有聚合方法有明显提高，反应时间也明显缩短，在保证产品性能的前提下降低了生产成本。

Description

钻井液用耐高温耐盐降滤失剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及石油天然气钻井领域，特别是涉及一种钻井液用耐高温耐盐降滤失剂及其制备方法。

背景技术

降滤失剂是油气田作业中重要的一类钻井液添加剂。随着勘探开发向深度地层发展，深井、超深井的数量越来越多，井底温度也越来越高，这对钻井液能否维持稳定的性能带来了极大的挑战。尽管油基钻井液具有耐温能力高和润滑性能好等优点，但它同时存在污染比较严重和成本较高的问题，且安全风险大，因此抗高温水基钻井液的发展备受重视。抗高温水基钻井液的关键是抗高温的处理剂，尤其是高温条件下性能稳定的降滤失剂。

目前，钻井液常用的抗高温降滤失剂中2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)共聚物降滤失剂最为引人注目，耐温耐盐性好，但是不能兼顾流变性。此外，目前文献报道的抗高温降滤失剂大多用溶液聚合的方法合成，反应速率低，聚合时间长，产品加量大，大大增加了生产成本。武玉民等报道了一种利用溶液聚合制备的耐温抗盐降滤失剂AMPS/AM/IA共聚物及其在淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水钻井液体系中降滤失效果的性能测试，但是从实际生产角度考虑，单体原料AMPS的价格要比其他单体的价格高3-5倍，配方中的AMPS所占比例达到30％，反应时间为6h，所制备出的降滤失剂在钻井液中的添加量为1.2％，因此生产成本较高。

由此可见，研究出成本低，热稳定性较好，抗温能力强，并且在淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水钻井液体系中均有良好的降滤失效果的降滤失剂更有利于推广和应用。

发明内容

本发明的一个目的是提供一种钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，该降滤失剂热稳定性较好，抗温能力强，在淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水钻井液体系中均有良好的降滤失效果。

本发明的另一个目的是提供一种上述钻井液用耐高温耐盐降滤失剂的制备方法，即采用乳液聚合的方法。该聚合方法的聚合速率和聚合度都较原有聚合方法有明显提高，反应时间也明显缩短，在保证产品性能的前提下降低了生产成本。

为了实现上述目的，本发明的技术方案如下：

一种钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，由以下重量份的混合物反应得到：

其中，α-烯丙基烷基酚聚氧乙烯醚(10)硫酸铵为乳化剂，三种单体以水为溶剂在乳化剂的作用下，发生乳液聚合。

三种共聚单体及乳化剂的结构式如下：

(1)2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)   (2)丙烯酰胺(AM)

(3)衣康酸(IA)

(4)α-烯丙基烷基酚聚氧乙烯醚(10)硫酸铵

其中，R基团为碳原子数目为9的烷基基团。

优选地，所述络合剂为浓度5wt％的EDTA(乙二胺四乙酸)溶液，用于络合所用单体试剂中的重金属杂离子，防止试剂中的金属离子干扰乳液聚合及其他实验。

优选地，所述引发剂为水溶性的氧化-还原体系引发剂。其中氧化剂为过硫酸钾或过硫酸铵，而还原剂为亚硫酸钠、亚硫酸氢钠、硫代硫酸钠中的一种。

优选地，所述水解剂为强碱或呈碱性的盐，其中，强碱可以是氢氧化钾或氢氧化钠，呈碱性的盐为碳酸钠或碳酸氢钠，但由于强碱碱性较强，可能会对设备造成一定腐蚀，因此在实际生产过程中常用呈碱性的盐代替强碱。

在本降滤失剂配方中，水解剂为5-6份，控制共聚物的水解程度为30％。通过实验对不同水解程度对降滤失剂性能影响进行验证发现：当水解程度为30％时，得到的降滤失剂加入泥浆后，高速搅拌后产生的气泡最少，且气泡在较短时间内消失，利于其后续使用。

优选地，所述链转移剂为脂肪族醇，其中脂肪族醇可以为正丁醇、异丙醇、1,4-丁二醇中的一种，通过大量实验验证，其中异丙醇作为链转移剂效果为最佳。

所述链转移剂用于有效地使链增长自由基发生自由基转移的物质。用以调节聚合物的相对分子质量。共聚物的分子量增大有利于泥浆滤失量的降低，但是由共聚物降滤失作用原理可知，共聚物分子量不是决定其降滤失性能的主要和唯一因素，如果共聚物分子量过大，可能会造成钻井液粘度过高，开泵困难，钻屑难以去除，或钻井过程中激动压力过大，严重时导致各种井下复杂情况等不利的问题。在本实验中，三种单体共聚得到的共聚物的粘均分子量约为65万。

一种上述钻井液用耐高温耐盐降滤失剂的制备方法，所述方法包括下述步骤：

(1)将α-烯丙基烷基酚聚氧乙烯醚(10)硫酸铵加入盛有去离子水的烧杯中，搅拌至完全溶解，再加入丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和衣康酸三种单体于烧杯中，搅拌，得到混合溶液，所得混合溶液为溶质质量分数20％-35％；

(2)将步骤1)得到的混合溶液加入反应器中，再加入络合剂，不断搅拌混合溶液，通氮气保护30min-40min，同时开始给混合溶液加热升温；

(3)当升温至50-55℃，加入引发剂引发乳液聚合，反应时间为4h-5h，停止反应；

(4)向反应器溶液中加入水解剂和链转移剂，充分搅拌至混合液为均一状态，得到粘稠液体；

(5)将步骤(4)得到的粘稠液体用无水乙醇洗涤，得到白色沉淀，将所得沉淀干燥、粉碎后，即得到钻井液用耐高温耐盐降滤失剂。

本发明所述制备方法所得到的钻井液用耐高温耐盐降滤失剂为白色粉末。

所述降滤失剂在基浆中加入质量分数为0.5％-1％时，体系增粘效果不明显，而且可以达到好的降滤失效果。与现有技术相比，该降滤失剂在钻井液中的添加量可以减少至0.5％，节约成本。

该钻井液用耐高温耐盐降滤失剂由三种单体通过乳液聚合制得，在三种单体中价格较高的单体是2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)的使用量低对成本的控制更为有效，在钻井液用耐高温耐盐降滤失剂配方中单体是2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)的加入量看似略大于文献报道中的AMPS用量，但在本实验中，该乳液聚合方法使聚合反应的转化率增大，制备的耐高温耐盐降滤失剂的降滤失剂效果增加，因而该降滤失剂在钻井基液中的添加量大幅降低，，降低了成本。

该钻井液用耐高温耐盐降滤失剂由三种单体通过乳液聚合制得，与现有技术中常规的溶液聚合相比，在不改变其优良性能的前提下，聚合速率和聚合度都较原有聚合方法有明显提高，反应时间也明显缩短。从实际生产角度考虑，本制备方法的反应温度为50-55℃，反应时间由现有技术的6h缩短为4h，不仅更容易控制其反应条件，并且节约生产时间2h，生产成本也相应降低，生产效率显著提高。

实验结果表明，本发明所制备的降滤失剂，在淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水四种钻井液体系中，加入0.5％-1％抗高温降滤失剂后，体系的表观粘度均小于50mPa.s，增粘效果不明显，避免了由于体系粘度过大而造成的现场应用困难，因此，该抗高温降滤失剂在上述四种基浆体系中均有较好的流变性。

与现有技术方案相比，该钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，其分子结构中具有亲水性强的羧基侧链和对高价金属离子不敏感的磺酸基团，使得加入该聚合物的体系不但具有良好的抗温和抗盐能力，而且兼顾流变性调节的作用，是一种高效的钻井液用抗高温降滤失剂；并且，该抗高温降滤失剂采用乳液聚合的方法制备而成，聚合速率和聚合度都明显提高，反应时间也明显缩短，在保证产品性能的前提下降低了生产成本。此外，本发明合成的产品，热稳定性较好，抗温能力强，通过实验证明其在淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水钻井液体系中均有良好的降滤失效果，成本相对较低，更有利于推广应用。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明的上述发明内容作进一步的详细描述。但不应将此理解为本发明上述主题的范围仅限于下述实施例。在不脱离本发明上述技术思想情况下，根据本领域普通技术知识和惯用手段，做出各种替换和变更，均应包括在本发明的范围内。

本发明具体实施的技术方案是：

实施例1

(1)将2g特殊单体加入134mL的去离子水中，搅拌完全溶解后加入25.2g丙烯酰胺、24g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、10.8g衣康酸，搅拌溶解为总质量百分比浓度约为30％的混合水溶液。

(2)将混合溶液加入反应器中，加入2.4mL 5wt％的EDTA溶液，搅拌升温，通氮气保护30min；

(3)温度升至55℃，加入3wt％的过硫酸铵和亚硫酸氢钠各2mL，保持反应温度，反应4h；

(4)加入5g NaOH和2mL异丙醇，充分搅拌30min，得到粘稠液体；

(5)将粘稠液体用无水乙醇洗涤得白色沉淀，105℃干燥后粉碎即得钻井液用抗高温降滤失剂。

实施例2

(1)将1.5g特殊单体加入124mL的去离子水中，搅拌完全溶解后加入29.4g丙烯酰胺、28g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、12.6g衣康酸，搅拌溶解为总质量百分比浓度约为35％的混合水溶液。

(2)将混合溶液加入反应器中，加入2.8mL 5wt％的EDTA溶液，搅拌升温，通氮气保护40min；

(3)温度升至50℃，加入3wt％的过硫酸铵和亚硫酸氢钠各2.3mL，保持反应温度，反应5h；

(4)加入6g NaOH和2mL异丙醇，充分搅拌20min，得到粘稠液体；

(5)将粘稠液体用无水乙醇洗涤得白色沉淀，105℃干燥后粉碎即得钻井液用抗高温降滤失剂。

实施例3

(1)将1.5g特殊单体加入134mL的去离子水中，搅拌完全溶解后加入25.2g丙烯酰胺、24g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、10.8g衣康酸，搅拌溶解为总质量百分比浓度约为30％的混合水溶液。

(2)将混合溶液加入反应器中，加入2.4mL 5wt％的EDTA溶液，搅拌升温，通氮气保护40min；

(3)温度升至55℃，加入3wt％的过硫酸铵和亚硫酸氢钠各3mL，保持反应温度，反应4.5h；

(4)加入2.5g Na₂CO₃和2mL 1,4-丁二醇，充分搅拌30min，得到粘稠液体；

(5)将粘稠液体用无水乙醇洗涤得白色沉淀，105℃干燥后粉碎即得钻井液用抗高温降滤失剂。

性能评价：

对降滤失剂的性能评价，可以通过在不同基浆中，添加一定质量分数的降滤失剂，对其进行老化测试(即模拟产品在现实使用条件中涉及到的各种因素对产品产生老化的情况进行相应条件加强实验的过程)，测定其在老化前和老化后的流变性和滤失量的变化，通过对测得数据的分析，评价其作为降滤失剂性能的优劣。

选取实施例1中制备的钻井液用耐高温耐盐降滤失剂对其在不同基浆(淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水四种钻井液体系)中，老化前和老化后的流变性和滤失量进行测定，以对其性能进行评价。

老化条件：200℃，16h。

(1)钻井液用耐高温耐盐降滤失剂对淡水基浆失水造壁性的影响：

4％淡水基浆的配制：在盛有400mL蒸馏水的高搅杯中，加入16g膨润土，高速搅拌20min，期间至少应中断两次以刮下黏附在杯壁上的粘土。放入恒温箱，在24℃±2℃下密闭养护24h，即得淡水基浆。

取出两份淡水基浆，高速搅拌5min，按表1中比例加入抗高温降滤失剂，高速搅拌20min后，一份测其流变性能和API滤失量，一份测其200℃老化16h后的流变性能和API滤失量。

表1 耐高温耐盐降滤失剂对淡水基浆流变和滤失性能影响关系表：

由表1可以看出，该降滤失剂加量为0.5％时，体系粘度增加不大，失水量由21.5ml降低到9ml，失水降低率达58.1％；200℃/16h老化后，体系失水量由30.5ml降低到13.2ml，失水降低率达56.7％，与现有产品性能相当。随着该降滤失剂加量增至1.0％，体系粘度增加不大，失水降低率降低到8.7ml，200℃/16h老化后降低到9.5ml，失水降低率达60％左右，说明该降滤失剂在淡水基浆中具有较好的降滤失性和流变性。

(2)钻井液用耐高温耐盐降滤失剂对盐水基浆失水造壁性的影响：

4％盐水基浆的配制：取配制好的淡水基浆400mL，加入16g氯化钠，高速搅拌20min，即得盐水基浆。

取出两份盐水基浆，高速搅拌5min，按表2中比例加入抗高温降滤失剂，高速搅拌20min后，一份测其流变性能和API滤失量，一份测其200℃老化16h后的流变性能和API滤失量。

表2 耐高温耐盐降滤失剂对盐水基浆流变和滤失性能影响关系表：

由表2可以看出，该降滤失剂加量为0.5％时，体系粘度增加不大，失水量由61.0ml降低到11.2ml，失水降低率达81.6％；200℃/16h老化后，体系失水量由90.0ml降低到28.5ml，失水降低率达68.3％。与现有产品性能相当。随着该降滤失剂加量增至1.0％，体系粘度增加不大，失水降低率降低到9.8ml，200℃/16h老化后降低到23.0ml，失水降低率达75％左右，说明该降滤失剂在盐水基浆中具有较好的降滤失性和流变性。

(3)钻井液用耐高温耐盐降滤失剂对复合盐水基浆失水造壁性的影响：

复合盐水基浆的配制(根据中国石油渤海钻探工程公司企业标准Q/SYBHZ0100-2009)：取配制好的淡水基浆400mL，加入18g氯化钠，5.2g氯化镁和2g氯化钙，高速搅拌20min，即得复合盐水基浆。

取出两份复合盐水基浆，高速搅拌5min，按表3中比例加入抗高温降滤失剂，高速搅拌20min后，一份测其流变性能和API滤失量，一份测其200℃老化16h后的流变性能和API滤失量。

表3 耐高温耐盐降滤失剂对复合盐水基浆流变和滤失性能影响关系表：

由表3可以看出，该降滤失剂加量为0.5％时，体系粘度增加不大，失水量由70.0ml降低到14.0ml，失水降低率达72.9％；200℃/16h老化后，体系失水量由118ml降低到90ml，失水降低率达23.7％。随着降滤失剂加量增至1.0％，体系粘度仍增加不大，失水量由70.0ml降低到11.5ml，失水降低率达83.6％；200℃/16h老化后，体系失水量由118ml降低到70ml，失水降低率达40.7％。说明该降滤失剂在复合盐水基浆中具有较好的降滤失性和流变性。

(4)钻井液用耐高温耐盐降滤失剂对饱和盐水基浆失水造壁性的影响：

饱和盐水基浆的配制：去配制好的淡水基浆400mL，加入120g氯化钠，高速搅拌20min，即得饱和盐水基浆。

取出两份饱和盐水基浆，高速搅拌5min，按表4中比例加入抗高温降滤失剂，高速搅拌20min后，一份测其流变性能和API滤失量，一份测其200℃老化16h后的流变性能和API滤失量。

表4 耐高温耐盐降滤失剂对饱和盐水基浆流变和滤失性能影响关系表：

由表4可以看出，该降滤失剂加量为0.5％时，体系粘度增加不大，失水量由108ml降低到13.0ml，失水降低率达88.0％；200℃/16h老化后，体系失水量由150ml降低到32.5ml，失水降低率达78.3％，与现有产品性能相当。随着该降滤失剂加量增至1.0％，体系粘度增加不大，失水降低率降低到6.7ml，200℃/16h老化后降低到18ml，失水降低率达90％左右，说明该降滤失剂在饱和盐水基浆中具有较好的降滤失性和流变性。

实施例2和实施例3中制备的降滤失剂同实施例1制备的降滤失剂一样，当降滤失剂加量为0.5％时，体系粘度增加不大，200℃/16h老化后，失水率降低；体系失水量也随之降低。随着降滤失剂加量增至1.0％，体系粘度也没有明显的增加，失水降低率降低，200℃/16h老化后，失水降低率达90％左右，说明该降滤失剂具有较好的降滤失性和流变性。

经实验验证，实施例1-3所制备的降滤失剂在淡水、盐水、复合盐水和饱和盐水四种钻井液体系中，加入0.5％-1％抗高温降滤失剂后体系的表观粘度均小于50mPa.s，增粘效果不明显，避免了由于体系粘度过大而造成的现场应用困难，因此，该抗高温降滤失剂有较好的流变性。

Claims (8)

1.一种钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，其特征在于，由以下重量份的组分反应得到： 

2.根据权利要求1所述的钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，其特征在于，所述络合剂为浓度5wt％的EDTA溶液。 

3.根据权利1所述的钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，其特征在于，所述引发剂为水溶性的氧化-还原体系引发剂。 

4.据权利要求1所述的钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，其特征在于，所述氧化剂为过硫酸钾或过硫酸铵，而还原剂为亚硫酸钠、亚硫酸氢钠、硫代硫酸钠中的一种。 

5.根据权利要求1所述的钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，其特征在于，所述水解剂为强碱或显碱性的盐。 

6.根据权利要求1所述的钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，其特征在于，所述链转移剂为脂肪族醇。 

7.根据权利要求1所述的钻井液用耐高温耐盐降滤失剂，其特征在于，所述脂肪族醇为正丁醇、异丙醇、1,4-丁二醇中的一种。 

8.一种制备如权利要求1所述的钻井液用耐高温耐盐降滤失剂的制备方 法，其特征在于，所述方法包括下述步骤： 

(1)将所述α-烯丙基烷基酚聚氧乙烯醚(10)硫酸铵加入盛有所述去离子水的烧杯中，搅拌至完全溶解，再加入所述丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和衣康酸三种单体于烧杯中，搅拌，得到混合溶液； 

(2)将步骤1)得到的混合溶液加入反应器中，再加入络合剂，不断搅拌混合溶液，通氮气保护30min-40min，同时开始给所述混合溶液加热升温； 

(3)当升温至50-55℃时，加入所述引发剂引发乳液聚合，反应时间为4h-5h，停止反应； 

(4)向反应器溶液中加入所述水解剂和链转移剂，充分搅拌至混合液为均一状态，得到粘稠液体； 

(5)将步骤(4)得到的粘稠液体用无水乙醇洗涤，得到白色沉淀，将所得沉淀干燥、粉碎后，即得到钻井液用耐高温耐盐降滤失剂。