CN115505069B - 一种低分子量超高温固井降失水剂及其制备方法与应用 - Google Patents

一种低分子量超高温固井降失水剂及其制备方法与应用 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种低分子量超高温固井降失水剂及其制备方法与应用，属于油气井固井外加剂技术领域。本低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，包括以下步骤：将2‑丙烯酰胺基‑2‑甲基丙磺酸和不饱和羧酸单体，溶于去离子水中，调节pH值至6‑7，之后加入不饱和酰胺类单体，搅拌均匀，然后分别加入链转移剂和引发剂，进行加热反应，得到聚合物溶液；向聚合物溶液中加入无机盐，先进行加热反应，再冷却至室温，即得低分子量超高温固井降失水剂。本发明还提供上述低分子量超高温固井降失水剂的制备方法制备的低分子量超高温固井降失水剂及其应用。本低分子量超高温降失水剂适用温度范围广，抗盐能力强，能够满足深井及超深井的固井技术需求。

Description

一种低分子量超高温固井降失水剂及其制备方法与应用
技术领域
本发明属于油气井固井外加剂技术领域，具体涉及一种低分子量超高温固井降失水剂及其制备方法与应用。
背景技术
深层及超深层油气井开采已成为油气增储上产的重要领域。深井及超深井地质工况复杂、井底温度高，一般大于200℃，对固井水泥浆提出严峻挑战，以保障固井质量。
超高温固井水泥浆是保障深层及超深层油气安全勘探开发的核心工程技术之一，固井外加剂是关键。其中，固井外加剂中尤其重要的是降失水剂。降失水剂是改善水泥浆流变性能、提高稳定性、降低液相向渗透性地层滤失以及确保体系综合性能稳定的主要外加剂之一，对保障固井作业安全和提高固井质量具有非常重要的作用。
目前使用较多的降失水剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)类聚合物。然而，随着深井及超深井固井对水泥浆体系性能要求越来越高，现有AMPS共聚物降失水剂的问题日益凸显，主要为：①聚合物分子量大，导致水泥浆低温增粘、高温稀释严重，增加了深井及超深井小间隙尾管固井的环空摩阻、施工泵压以及压漏地层的风险，同时，超高温固井水泥浆柱沉降稳定性变差，易造成油气水窜和水泥环封固质量差；②200℃以上高碱条件下，聚合物分子链易断裂，降失水性能失效，导致超高温固井水泥浆综合性能恶化，增加超高温固井作业风险，无法保障固井质量。
因此，亟需一种低分子量超高温固井降失水剂应用在深井及超深井勘探开发中。
发明内容
本发明为了解决上述技术问题提供一种低分子量超高温固井降失水剂及其制备方法与应用，本低分子量超高温降失水剂适用温度范围广，在30-240℃及以上均可适用，抗盐能力强，240℃下超高温水泥浆API失水量可控制在40mL以内；使水泥浆具有低温不增稠、高温弱分散特点，且随降失水剂加量增加水泥浆流变性能无明显变差，能够满足井底循环温度240℃以下的深井及超深井固井技术需求。
其一，本发明为了解决上述技术问题提供一种低分子量超高温固井降失水剂的制备方法。
本发明解决上述技术问题的技术方案如下：一种低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，包括以下步骤：
S1、分别称取如下重量份数的原料：10-20份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、0.5-1.5份的不饱和羧酸单体、60-85份的去离子水和2～3份的不饱和酰胺类单体；
S2、聚合物溶液的制备：将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和不饱和羧酸单体，溶于去离子水中，调节pH值至6-7，之后加入不饱和酰胺类单体，搅拌均匀，然后分别加入占上述混合物总质量0.05-0.5％的链转移剂和0.3-1.2％的引发剂，进行加热反应，得到聚合物溶液；
S3、低分子量超高温固井降失水剂的制备：向步骤S2得到的聚合物溶液中加入占聚合物溶液质量0.5-5％的无机盐，进行加热反应，再冷却至室温，即得低分子量超高温固井降失水剂。
本发明的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法的原理是：
在本发明的步骤S3中，添加有无机盐，与步骤S2得到的聚合物溶液进行加热反应，可以改变聚合物分子链的电荷分布以及分子链构象，从而达到对聚合物改性的目的。根据无机盐种类，可产生不同的改性效果。比如，金属阳离子与聚合物中的羧基发生螯合反应，减缓聚羧酸外加剂可能引起的高温异常胶凝现象，并提高聚合物的高温适应性；亚硫酸盐与聚合物中的酰胺衍生物发生氧化还原反应，改变聚合物中磺酸基团的电荷分布，调节聚合物与水泥颗粒间静电吸附程度，以提高水泥浆体系流变性与稳定性，改善浆体状态。后处理过程中，可按照实际情况选取单种无机盐或将不同种类的无机盐联用来达到改善水泥浆综合性能的目的。
本低分子量超高温降失水剂是通过分子结构优化设计、双酸协同增效、耐温抗盐基团有效介入、低分子量控制和无机盐高效处理等手段提高产品的综合性能。其中，双羧酸单体协同增效提高聚合物在水泥颗粒表面的吸附效率和对材料的适应能力，实现吸附降失水且不引起超缓凝或影响水泥石力学强度发展的目的。低分子量控制通过加入链转移剂来实现，可重整聚合物分子结构，赋予其低温不增稠、高温弱分散的优异性能。
本发明的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法的有益效果是：
(1)本制备方法简单，绿色安全环保，原料易得且生产成本低，能够实现工业化生产和规模推广应用；
(2)本制备方法采用双酸协同增效、耐温抗盐基团有效介入和无机盐高效处理等手段提高聚合物降失水剂的耐温能力、降失水能力等综合性能。
在上述技术方案的基础上，本发明还可以做如下改进。
进一步，在步骤S1中，所述不饱和羧酸单体为衣康酸、甲基丙烯酸、马来酸、马来酸酐、富马酸、丙烯酸、丁烯酸和丙烯三羧酸中的一种或多种混合物。
采用上述进一步的有益效果是：利于形成双酸协同增效作用。
进一步，在步骤S1中，所述不饱和酰胺类单体为丙烯酰胺、双丙酮丙烯酰胺、N,N-二甲基丙烯酰胺、N,N-二乙基丙烯酰胺和N-乙烯基己内酰胺中的一种或多种混合物。
采用上述进一步的有益效果是：提高了耐温抗盐性能。
进一步，在步骤S2中，所述链转移剂为次磷酸、正丁硫醇、正十二硫醇、3-巯基丙酸和2-巯基乙醇中的一种。
采用上述进一步的有益效果是：利于得到低分子量聚合物。
进一步，在步骤S2中，所述引发剂为过硫酸铵、过硫酸钾和偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐中的一种。
采用上述进一步的有益效果是：利于聚合反应。
进一步，在步骤S2中，所述加热反应为先加热至50-65℃，保温15-35min，再升温至70-85℃进行反应，反应时间为1-3h。
采用上述进一步的有益效果是：利于得到聚合物。
进一步，在步骤S3中，所述无机盐为偏硅酸钠、聚铝、硫酸铝、硫酸钠、硫酸氢钠和亚硫酸钠中的一种或多种混合物。
采用上述进一步的有益效果是：能够对聚合物改性，提高耐温和降失水能力。
进一步，在步骤S3中，所述加热反应的温度为70-85℃，时间为30-60min。
采用上述进一步的有益效果是：利于对聚合物改性。
其二，本发明为了解决上述技术问题提供一种低分子量超高温固井降失水剂。
本发明解决上述技术问题的技术方案如下：一种采用如上述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法制备的低分子量超高温固井降失水剂。
本发明的低分子量超高温固井降失水剂的有益效果是：
(1)本发明的低分子量超高温固井降失水剂适用温度为30-240℃，抗饱和盐水，在240℃下超高温水泥浆API失水量≤40mL，具有低温不增稠、高温弱分散特点；
(2)随低分子量超高温固井降失水剂加量增加，水泥浆流变性能无明显变化，同时，缓凝性弱，且对水泥石力学强度发展无不利影响；
(3)本发明的低分子量超高温固井降失水剂分子量小、粘度低，便于现场作业，可适用于低密度、常规密度、高密度、高强度韧性及胶乳等多种水泥浆体系，可满足高温高压气井、非常规油气井、储气库井、深井超深井等特殊井固井技术要求。
其三，本发明为了解决上述技术问题提供一种低分子量超高温固井降失水剂的应用。
本发明解决上述技术问题的技术方案如下：一种如上述的低分子量超高温固井降失水剂在油气井固井中的应用。
本发明的低分子量超高温固井降失水剂的应用的有益效果是：
本发明的低分子量超高温固井降失水剂能够用于油气井固井，有利于深井及超深井的油气的勘探开发，能够保障固井作业安全和提高固井质量。
附图说明
图1为实验例1中，当本发明实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂掺加量为4％时，水泥浆在150℃×70MPa下的稠化养护曲线图；
图2为实验例1中，当本发明实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂掺加量为5％时，水泥浆在240℃×120MPa下的稠化养护曲线图；
图3为实验例2中，本发明实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂在不同掺加量下，水泥浆API失水量与温度的曲线关系图；
图4为实验例3中，本发明实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂的红外光谱图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。
实施例1
本实施例提供一种低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，包括以下步骤：
S1、称取30g的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、1g的衣康酸和1g的甲基丙烯酸、163g的去离子水和5g的N,N-二甲基丙烯酰胺备用。
S2、聚合物溶液的制备：将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、衣康酸和甲基丙烯酸，溶于去离子水中，缓慢加入8g氢氧化钠溶液调节pH值至6.5，之后加入N,N-二甲基丙烯酰胺，搅拌均匀，然后分别加入0.194g的次磷酸和0.278g的过硫酸铵，先加热至58℃，保温25min，再升温至75℃进行反应，反应时间为2h，得到聚合物溶液。
S3、低分子量超高温固井降失水剂制备：向步骤S2得到的聚合物溶液中加入3.5g的偏硅酸钠和2g的硫酸铝，加热至75℃，并恒温反应45min，冷却至室温，即得低分子量超高温固井降失水剂。
采用粘度计检测实施例1得到的低分子量超高温固井降失水剂的表观黏度，表观粘度为857mPa˙s，数均分子量为65344Da。
本实施例还提供一种采用如上述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法制备的低分子量超高温固井降失水剂。
本实施例还提供一种如上述的低分子量超高温固井降失水剂在油气井固井中的应用。
实施例2
本实施例提供一种低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，包括以下步骤：
S1、称取26.28g的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、0.72g的衣康酸与1.8g的丙烯酸、164g的去离子水、1.8g的丙烯酰胺和5.4g的双丙酮丙烯酰胺备用。
S2、聚合物溶液的制备：将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、衣康酸和丙烯酸，溶于去离子水中，缓慢加入7.5g的氢氧化钠溶液，调节pH值至6，之后加入丙烯酰胺和双丙酮丙烯酰胺，搅拌均匀，然后分别加入0.018g的2-巯基乙醇和0.108g过硫酸钾，先加热至65℃，保温35min，再升温至85℃进行反应，反应时间为1h，得到聚合物溶液。
S3、低分子量超高温固井降失水剂制备：向步骤S2得到的聚合物溶液中加入1g的亚硫酸氢钠，加热至85℃，并恒温反应30min，冷却至室温，即得低分子量超高温固井降失水剂。
采用粘度计检测实施例2得到的低分子量超高温固井降失水剂的表观黏度，表观粘度为780mPa˙s，数均分子量为58072Da。
本实施例还提供一种采用如上述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法制备的低分子量超高温固井降失水剂。
本实施例还提供一种如上述的低分子量超高温固井降失水剂在油气井固井中的应用。
实施例3
本实施例提供一种低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，包括以下步骤：
S1、称取32g的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2g的马来酸酐和1g的丁烯酸、160g的去离子水和6g的N,N-二乙基丙烯酰胺备用。
S2、聚合物溶液的制备：将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、马来酸酐和丁烯酸，溶于去离子水中，缓慢加入9g氢氧化钠溶液调节pH值至7，之后加入N,N-二乙基丙烯酰胺，搅拌均匀，然后分别加入0.2g的正十二硫醇和0.49g的偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐，先加热至50℃，保温15min，再升温至70℃进行反应，反应时间为3h，得到聚合物溶液。
S3、低分子量超高温固井降失水剂制备：向步骤S2得到的聚合物溶液中加入4g的偏硅酸钠和6g的硫酸钠，加热至70℃，并恒温反应60min，冷却至室温，即得低分子量超高温固井降失水剂。
采用粘度计检测实施例3得到的低分子量超高温固井降失水剂的表观黏度，表观黏度为831mPa˙s，数均分子量为61370Da。
本实施例还提供一种采用如上述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法制备的低分子量超高温固井降失水剂。
本实施例还提供一种如上述的低分子量超高温固井降失水剂在油气井固井中的应用。
实施例4
本实施例提供一种低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，包括以下步骤：
S1、称取30g的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、1g的富马酸和1g的丙烯酸、155g的去离子水和5g的N-乙烯基己内酰胺备用。
S2、聚合物溶液的制备：将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、富马酸和丙烯酸，溶于去离子水中，缓慢加入8g氢氧化钠溶液调节pH值至6.5，之后加入N-乙烯基己内酰胺，搅拌均匀，然后分别加入0.018g的巯基丙醇和0.278g的过硫酸铵，先加热至60℃，保温30min，再升温至85℃进行反应，反应时间为2h，得到聚合物溶液。
S3、低分子量超高温固井降失水剂制备：向步骤S2得到的聚合物溶液中加入0.74g的亚硫酸钠，加热至85℃，并恒温反应60min，冷却至室温，即得低分子量超高温固井降失水剂。
采用粘度计检测实施例4得到的低分子量超高温固井降失水剂的表观黏度，表观粘度为946mPa˙s，数均分子量为71254Da。
本实施例还提供一种采用如上述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法制备的低分子量超高温固井降失水剂。
本实施例还提供一种如上述的低分子量超高温固井降失水剂在油气井固井中的应用。
实施例5
本实施例提供一种低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，包括以下步骤：
S1、称取30g的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、1g的富马酸和1g的丙烯酸、155g的去离子水和5g的N-乙烯基己内酰胺备用。
S2、聚合物溶液的制备：将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、富马酸和丙烯酸，溶于去离子水中，缓慢加入8g氢氧化钠溶液调节pH值至6.5，之后加入N-乙烯基己内酰胺，搅拌均匀，然后分别加入0.074g的巯基丙酸和0.278g的过硫酸钾，先加热至60℃，保温30min，再升温至85℃进行反应，反应时间为2h，得到聚合物溶液。
S3、低分子量超高温固井降失水剂制备：向步骤S2得到的聚合物溶液中加入0.74g的亚硫酸钠，加热至85℃，并恒温反应60min，冷却至室温，即得低分子量超高温固井降失水剂。
采用粘度计检测实施例5得到的低分子量超高温固井降失水剂的表观黏度，表观粘度为889mPa˙s，数均分子量为66411Da。
本实施例还提供一种采用如上述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法制备的低分子量超高温固井降失水剂。
本实施例还提供一种如上述的低分子量超高温固井降失水剂在油气井固井中的应用。
对比例1
本对比例1的高温降失水剂，与实施例1的区别在于，未加入无机盐进行改性处理，而是采用衣康酸进行改性。具体而言，对比例1的高温降失水剂的制备方法是：
称取32g的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2g的衣康酸溶于140g的去离子水中，缓慢加入8.5g的氢氧化钠溶液，调节pH值至6，之后加入6g的丙烯酰胺，搅拌均匀，升温至60℃，然后加入0.3g的过硫酸铵，升温至60℃保温30min，再升温至70℃恒温反应2h后，冷却至室温，得到高温固井降失水剂。
对比例1得到的高温固井降失水剂的表观黏度为1869mPa˙s，数均分子量为553491Da。
对比例2
本对比例2与实施例1的区别在于，本对比例1未加入无机盐进行改性处理。
称取30g的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、1g的衣康酸与1g的甲基丙烯酸完全溶解于163g的去离子水中，缓慢加入8g氢氧化钠溶液，调节pH值至6.5，然后加入5g的N,N-二甲基丙烯酰胺，搅拌均匀，升温至58℃保温25min，再升温至75℃恒温反应2h后，冷却至室温，得到高温固井降失水剂，其表观黏度为3145mPa.s，数均分子量为827861Da。
实验例1：基本性能评价
根据石油天然气行业标准SY/T5504.2-2013《油井水泥外加剂评价方法第2部分：降失水剂》和国家标准GB/T19139-2012《油井水泥试验方法》中有关规定，对实施例1-5制备的低分子量超高温固井降失水剂和对比例1-2制备的高温固井降失水剂进行性能评价，在不同的试验温度、降失水剂在水泥浆中不同掺加量的情况下，测定初始稠度、API失水量和游离液等参数。结果如表1所示。
表1降失水剂的基本性能评价
需要说明的是，当实验温度高于100℃时，掺有本发明实施例1-5制备的低分子量超高温固井降失水剂和对比例1-2制备的高温固井降失水剂的水泥浆需先置于高温高压稠化仪，于相应试验温度、压力下养护30min后，冷却拆下除净油后，再置于高温高压失水仪中，升温至试验温度进行失水评价。其中，对本发明实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂掺加量为4％时的水泥浆，在150℃×70MPa下的稠化养护，具体结果如图1所示。对本发明实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂掺加量为5％时的水泥浆，在240℃×120MPa下的稠化养护，具体结果如图2所示。
需要说明的是，上述使用的水泥浆均为嘉华G级油井水泥(高抗硫，HSR)，水泥浆密度均为1.90g/cm3。#代表占水泥的质量百分数。其中，低于110℃的水泥浆配方为嘉华G级油井水泥(HSR)+x％降失水剂+(44-x)％水；110-180℃的水泥浆配方为嘉华G级油井水泥(HSR)+35％硅粉(BWOC，下同)+2.5％缓凝剂+4％降失水剂+0.3％分散剂+1％高温稳定剂+50％水；220-240℃的水泥浆配方为嘉华G级油井水泥(HSR)+35％硅粉+5％缓凝剂+5％降失水剂+1.2％分散剂+4％高温稳定剂+47％水。
从表1可以看出，随着试验温度升高，本发明实施例1-5制备的低分子量超高温固井降失水剂的用量有一定程度增加，但增加幅度较小，且水泥浆冷浆的初始稠度均≤25Bc，保证了水泥浆的可泵送性，也表明本发明实施例1-5制备的低分子量超高温固井降失水剂不会影响水泥浆的室温流动性。
当实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂的掺加量为4％时，在试验温度≤150℃时，可使水泥浆API失水量控制在30mL以内。当试验温度>150℃时，通过适当提高低分子量超高温固井降失水剂的掺加量，也可将水泥浆API失水量控制在50mL以内。当实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂的掺加量为5％时，在试验温度为240℃的超高温时，仍然可使水泥浆API失水量控制在32mL，略高于30mL。需要说明的是，实施例1-5制备的低分子量超高温固井降失水剂在相同温度下的降失水性能基本一致，不再赘述。
与掺有对比例1-2制备的高温固井降失水剂的水泥浆相比，掺有实施例1-5制备的低分子量超高温固井降失水剂的水泥浆高温稳定性较好，游离液几乎为零，显著改善了现有的降失水剂因高温稀释性强而影响水泥浆稳定性的问题。另外，掺有对比例1-2制备的高温固井降失水剂的水泥浆在240℃超高温下，水泥浆API失水量＞100mL，超高温控失水能力弱。
因此，本发明制备的低分子量超高温固井降失水剂耐温性能优异，适用温度可达240℃以上，且不影响水泥浆的低温稠度和高温稳定性。
从图1中可以看出，该水泥浆体系初始稠度＜20Bc，表明该低分子量超高温固井降失水剂低温不增稠。而图1中的稠化线形正常，养护结束后浆体流态正常，无鼓包、包心等异常现象，API失水量测试结果为42mL，说明实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂的控失水能力好。
从图2中可以看出，该超高温水泥浆体系初始稠度为23Bc，表明该低分子量超高温固井降失水剂在高加量下几乎不影响水泥浆的初始稠度。在240℃高温下浆体稠度＞10Bc，稠化线形突变值为0，养护结束后，浆体均匀无沉降，高温稳定性良好，API失水量为34mL，说明实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂的耐温能力强。
将实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂在不同加量下水泥浆API失水量与温度的关系拟合为曲线关系图，具体如图3所示。
从图3中可以看出，在同一加量下，水泥浆API失水量随温度升高而逐渐增大，在试验温度≤150℃时，失水量与温度近似呈线性关系，当温度>150℃时，失水量随温度变化较为敏感，需通过提高低分子量超高温固井降失水剂的用量来控制水泥浆API失水量。当低分子量超高温固井降失水剂掺加量为5％时，240℃养护后水泥浆仍具有良好的控失水能力，表明实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂的耐温能力在240℃以上。
实验例2：高温流变性能评价
根据石油天然气行业标准SY/T5504.2-2013《油井水泥外加剂评价方法第2部分：降失水剂》和国家标准GB/T19139-2012《油井水泥试验方法》中有关规定，对分别掺有实施例1-5制备的低分子量超高温固井降失水剂和对比例1-2制备的高温固井降失水剂的水泥浆冷浆以及经240℃、120MPa高温高压稠化仪养护后的热浆进行流变性能和沉降稳定性测试。结果如表2所示。
表2水泥浆高温流变性能
需要说明的是，上述使用的水泥浆配方均为嘉华G级油井水泥(HSR)+35％硅粉+5％缓凝剂+5％降失水剂+1.2％分散剂+4％高温稳定剂+48％水(密度为1.90g/cm3)。
从表2可以看出，室温下掺有实施例1-5制备的低分子量超高温固井降失水剂的水泥浆流变性良好，稠度系数K值小于0.70Pa.sn，经240℃养护后的热浆稠度有一定程度下降，但下降幅度较小，稠化曲线正常，流变性变好，且体系沉降稳定性小于0.03g/cm3，满足深井超深井超高温固井对水泥浆稳定性的要求。
然而，掺有对比例1-2制备的高温固井降失水剂的水泥浆室温流变性较差，K值＞1.0Pa.sn，且240℃养护后的热浆较稀，稠度系数降低幅度大，体系沉降稳定性大于0.07g/cm3，稳定性较差。结果表明，对比例1-2制备的高温固井降失水剂低温增稠严重、高温稀释性强，严重影响水泥浆的施工性能和高温静态稳定性能，影响固井作业安全和固井质量。
因此，本发明实施例1-5制备的低分子量超高温固井降失水剂具有低温不增稠、高温弱分散的特点，利于现场作业，且对水泥浆超高温稳定性、流变性影响较小，能够满足深井及超深井超高温固井的技术要求。
实验例3
对实施例1制备的低分子量超高温固井降失水剂进行红外光谱分析，具体如图4所示。
从图4可以看出，3465cm-1为AMPS中N-H的伸缩振动吸收峰；2980cm-1、2936cm-1分别为-CH2-和-CH3的伸缩振动吸收峰；1720cm-1为衣康酸和甲基丙烯酸中-COOH基团伸缩振动峰，1658cm-1为N,N-二甲基丙烯酰胺和AMPS中伯/仲酰胺基中-C＝O的伸缩振动峰；1378cm-1为甲基丙烯酸中-CH3的对称变形振动峰；1193cm-1和1043cm-1分别为AMPS中-SO3的对称和不对称伸缩振动峰；在1620～1635cm-1未发现C＝C特征吸收峰，表明实施例1的低分子量超高温固井降失水剂中无不饱和单体存在，为目标聚合物。
本发明的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法的原理是：
无机盐与聚合物溶液进行加热反应，可以改变聚合物分子链的电荷分布以及分子链构象达到对聚合物改性的目的。根据无机盐种类，可产生不同的改性效果。比如，金属阳离子与聚合物中的羧基发生螯合反应，减缓聚羧酸外加剂可能引起的高温异常胶凝现象，并提高聚合物的高温适应性；亚硫酸盐与聚合物中的酰胺衍生物发生氧化还原反应，改变聚合物中的磺酸基团的电荷分布，调节聚合物与水泥颗粒间静电吸附程度，以提高水泥浆体系流变性与稳定性，改善浆体状态。
低分子量超高温降失水剂是通过分子结构优化设计、双酸协同增效、耐温抗盐基团有效介入、低分子量控制和无机盐高效处理等手段提高产品的综合性能。其中，双羧酸单体协同增效提高聚合物在水泥颗粒表面的吸附效率和对材料的适应能力，实现吸附降失水且不引起超缓凝或影响水泥石力学强度发展的目的。低分子量控制通过加入链转移剂来实现，可重整聚合物分子结构，赋予其低温不增稠、高温弱分散的优异性能。无机盐后处理可改变聚合物分子构象，减缓聚羧酸外加剂引起的高温异常胶凝现象，提高降失水剂高温适应性、高温吸附性等。本发明的低分子量超高温固井降失水剂综合性能优异，可满足高温高压气井、非常规油气井、储气库井、深井超深井及科学钻探井等固井技术要求。
综上所述，本发明的低分子量超高温固井降失水剂通过分子结构优化设计、双酸协同增效、耐温抗盐基团有效介入、低分子量控制和无机盐高效处理等手段提高产品的综合性能，具有分子量小、粘度低，适用温度范围广，抗盐能力强，降失水性能优异，低温弱缓凝的优点，具有低温不增稠、高温弱分散特点，且对水泥石力学强度发展无不利影响，在高温高压气井、非常规油气井、储气库井、深井超深井等特殊井固井作业中应用前景良好。
在本发明创造的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明创造和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明创造的限制。此外，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”等的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明创造的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
在本发明创造的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以通过具体情况理解上述术语在本发明创造中的具体含义。
需要注意的是，本发明中的“包括”意指其除所述成分外，还可以包括其他成分，所述的“包括”，还可以替换为封闭式的“为”或“由……组成”。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、分别称取如下重量份数的原料：10-20份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、0.5-1.5份的不饱和羧酸单体、60-85份的去离子水和2-3份的不饱和酰胺类单体；
S2、聚合物溶液的制备：将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和不饱和羧酸单体，溶于去离子水中，调节pH值至6-7，之后加入不饱和酰胺类单体，搅拌均匀，然后分别加入占上述混合物总质量0.05-0.5%的链转移剂和0.3-1.2%的引发剂，进行加热反应，得到聚合物溶液；
S3、低分子量超高温固井降失水剂的制备：向步骤S2得到的聚合物溶液中加入占聚合物溶液质量0.5-5%的无机盐，先进行加热反应，再冷却至室温，即得低分子量超高温固井降失水剂;
在步骤S1中，所述不饱和酰胺类单体为丙烯酰胺、双丙酮丙烯酰胺、N,N-二甲基丙烯酰胺、N,N-二乙基丙烯酰胺和N-乙烯基己内酰胺中的任意一种或多种的混合物。
2.根据权利要求 1 所述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，其特征在于，在步骤S1中，所述不饱和羧酸单体为衣康酸、甲基丙烯酸、马来酸、马来酸酐、富马酸、丙烯酸、丁烯酸和丙烯三羧酸中的任意一种或多种的混合物。
3.根据权利要求 1 所述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，其特征在于，在步骤S2中，所述链转移剂为次磷酸、正丁硫醇、正十二硫醇、3-巯基丙酸和2-巯基乙醇中的任意一种。
4.根据权利要求 1 所述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，其特征在于，在步骤S2中，所述引发剂为过硫酸铵、过硫酸钾和偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐中的任意一种。
5.根据权利要求 1 所述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，其特征在于，在步骤S2中，所述加热反应为先加热至50-65℃，保温15-35min，再升温至70-85℃，反应1-3h。
6.根据权利要求 1-5任一项所述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，其特征在于，在步骤S3中，所述无机盐为偏硅酸钠、聚铝、硫酸铝、硫酸钠、硫酸氢钠和亚硫酸钠中的任意一种或多种的混合物。
7.根据权利要求 1-5任一项所述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法，其特征在于，在步骤S3中，所述加热反应的温度为70-85℃，时间为30-60min。
8.一种采用如权利要求1-7任一项所述的低分子量超高温固井降失水剂的制备方法制备的低分子量超高温固井降失水剂。
9.一种如权利要求8所述的低分子量超高温固井降失水剂在油气井固井中的应用。
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