两种2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸类抗高温钻井液降黏剂的合成与评价

杜俊涛，刘立新，陈娟娟，舒静，赵晓非

(1.中国石油大学(华东)化学工程学院，山东 青岛 266580； 2.东北石油大学化学化工学院石油与天然气化工省重点实验室，黑龙江 大庆 163318)



两种2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸类抗高温钻井液降黏剂的合成与评价

杜俊涛1，刘立新2，陈娟娟2，舒静2，赵晓非2

(1.中国石油大学(华东)化学工程学院，山东 青岛 266580； 2.东北石油大学化学化工学院石油与天然气化工省重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

以丙烯酸(AA)、衣康酸(IA)、2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和苯乙烯(St)为单体，分别合成了AMPS/St/AA和AMPS/St/IA两种聚合物降黏剂。用淡水基浆和盐水基浆分别对降黏剂的加剂量与室温和高温老化后降黏性能进行了优化和评价。室内实验表明：在降黏剂加量0.5%的淡水基浆于260 ℃老化16 h后，降黏剂AMPS/St/AA和AMPS/St/IA的降黏率分别达到76.81%和59.54%，降切率达到72.26%和71.53%。与SF260相比，260 ℃高温下两剂的降黏效果较好，表观黏度、塑性黏度和动切力方面均较好，尤其AMPS/St/AA的降切率达到73.62%，但耐盐性较差；降黏剂St/AMPS/IA受盐污的影响较大。降黏剂AMPS/St/AA和AMPS/St/IA具有较好的耐高温能力、降黏效果，优异的降切效果，一定的抗盐性能。

2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸/苯乙烯/丙烯酸共聚物 2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸/苯乙烯/衣康酸共聚物 抗高温钻井液降黏剂 钻井液处理剂

在深井、超深井的钻井过程中，添加耐高温钻井液降黏剂是钻井液降黏、降切的有效途径[1-2]。进入21世纪以来，国内外研制出一系列抗高温、抗盐的钻井液体系，涉及的降黏剂多为人工合成类，其常用的单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)具有良好的聚合能力和耐温性能[3]。AMPS与天然材料或新型单体的聚合物等合成多种耐温耐盐钻井液降黏剂。这些产品室内与现场应用中降黏效果良好，耐温160～220 ℃[4～9]。笔者合成AMPS类抗高温钻井液降黏剂，通过引入苯环刚性结构，提高了其耐温性。并评价了合成的降黏剂(Ⅰ)AMPS/St/AA共聚物和(Ⅱ)AMPS/St/IA共聚物的降黏性能及其耐温性、耐盐性。

1 实验部分

1.1 药品及仪器

丙烯酸，分析纯，天津市大茂化学试剂厂；衣康酸，分析纯，沈阳新兴试剂厂；苯乙烯，分析纯，天津化学试剂厂；过氧化苯甲酰(BPO)，分析纯，沈阳新兴试剂厂；N，N-二甲基甲酰胺(DMF)，分析纯，山东新亚化工集团；AMPS，分析纯，沈阳新兴试剂厂。

TENSOR27傅里叶红外光谱仪，天津市拓普仪器有限公司；ZNN-D6型六速旋转黏度仪，青岛兄弟石油机械厂；ZK-824型电热真空干燥箱，常州市昊江电热器材制造有限公司；Roller Oven 702-40型滚子加热炉，美国德克萨斯州Baroid公司。

1.2 实验方法

1.2.1 降黏剂的合成

通过溶液聚合的方法，合成了两种降黏剂。将一定量AA(或IA)和AMPS倒入四口瓶中，然后加入适量的溶剂DMF，在室温条件下搅拌至混合物呈透明状，将反应混合物升温至预定温度后加入引发剂BPO，滴加苯乙烯，在恒温条件下保持搅拌反应4 h。反应结束后将反应物冷却至室温，分离出产品，真空干燥后，用研钵研细，得到降黏剂样品[10]。

1.2.2 基浆的配制

1)淡水基浆的配制

具体配方：500 mL水+0.5%无水碳酸钠+10%膨润土，先加入无水碳酸钠，充分搅拌溶解，再慢慢加入膨润土，高速搅拌2 h，将配好的基浆在25 ℃的温度下静置水化24 h后备用。

2)盐水基浆的配制

将淡水基浆在室温下养护24 h后，加入4%的氯化钠(16.0 g)，高速搅拌10 min，将配好的盐水基浆在25 ℃的温度下静置水化24 h后备用。

1.2.3 评价方法

依据石油天然气行业标准SY/T 5243—91《水基钻井液用降黏剂评价程序》对降黏剂的降黏性能进行了评价[11]。将加入适量降黏剂的基浆，高速搅拌10 min，在一定温度下滚动老化16 h后冷却至室温，测定其流变性参数。

2 结果与讨论

2.1 加剂量对降黏剂性能的影响

2.1.1 在淡水基浆中的降黏效果

通过改变降黏剂Ⅰ和Ⅱ的加剂量，室温下考察两剂在淡水基浆中的降黏效果，实验结果见表1。

表1 降黏剂在淡水基浆中的降黏效果

从表1可知：随着两剂的加量增大，降黏率逐渐上升。加量从0.3%到0.5%，动切力降幅明显，降黏率升幅较大；而从0.5%到0.8%，动切力降幅不明显，降黏率升幅较小。

2.1.2 在盐水基浆中的降黏效果

通过改变降黏剂Ⅰ和Ⅱ的加剂量，室温下考察两者在4%的氯化钠的盐水基浆中的降黏效果，实验结果见表2。

表2 降黏剂在盐水基浆中的降黏效果

从表2可知：室温下加量从0.3%到0.5%，两者动切力降幅明显，降黏率升幅较大；而从0.5%到0.8%，降黏剂Ⅰ动切力降幅不明显，降黏率从50.34%升到53.36%升幅较小。而从0.5%到0.8%，降黏剂Ⅱ动切力变化不明显，降黏率反而从50.00%降至48.66%。

2.2 抗温性能评价

通过测定分别加量0.5%降黏剂Ⅰ和Ⅱ的淡水基浆在高温老化16h后的流变性参数，考察降黏剂的耐温性能，结果见图1和图2。

由图1和图2可知，从室温到260 ℃，随着温度的升高降黏剂Ⅰ和Ⅱ的降黏、降切效果显著上升，而当温度升至280 ℃时，钻井液各项流变性参数显著变差。

图1 降黏剂Ⅰ的耐温性能

由于苯环的引入，虽然有利于加强降黏剂的耐温性，但导致溶解性变差。随着温度的升高，溶解性有所提高，从而有利于其发挥降黏作用。但当温度过高时，由于高温分散现象加剧、高温降解和高温交联的作用，降黏剂的降黏、降切作用受到限制。而产品Ⅱ因为羧基的原因受温度影响较大。

因此，在室温至260 ℃的温度范围内，降黏剂Ⅰ和Ⅱ能有效的控制淡水基浆的流变性。

2.3 与工业产品的对比

将所合成的降黏剂Ⅰ和降黏剂Ⅱ与目前现场应用广泛的SF型钻井液硅氟高温降黏剂进行对比。通过考察加量0.5%降黏剂淡水基浆和盐水基浆在室温和260 ℃高温老化16 h后的流变性变化情况来评价降黏剂的抗温降黏性能，结果见表3和表4。

图2 降黏剂Ⅱ的耐温性能

表3 在淡水基浆中对比评价实验

表4 在盐水基浆中对比评价实验

从表3可知：在淡水基浆中常温下降黏剂Ⅰ和降黏剂Ⅱ性能虽然优于SF-260，但并不突出；而在高温老化后性能优异，不仅表观黏度、塑性黏度和动切力方面数值均较小，特别动切力方面表现优异，降切率达到72.26%和71.53%，降黏率也达到76.81%和59.54%。降黏剂Ⅰ和降黏剂Ⅱ在260 ℃高温热滚老化16 h后仍然具有较好的降黏效果，原因在于聚合物分子主链为—C—C—结构，引入了刚性侧基苯环，分子链上带有吸附能力强的酰胺基团，抗温能力强的极性基团磺酸基团，且含有一定的水化基团羧基，故能在高温下仍保持其功能。与降黏剂Ⅰ相比，降黏剂Ⅱ性能稍差一些，可能由于含羧基较多，而羧基耐温性较差，影响了其降黏性能，但仍有良好的降黏效果。因此，说明在淡水基浆中降黏剂Ⅰ和降黏剂Ⅱ能够抗260 ℃的高温。

从表4可知：受电解质的影响，降黏剂的降黏效果均有一定程度的削弱。在260 ℃高温下，降黏剂Ⅰ和降黏剂Ⅱ的降黏率分别为47.47%和34.56%，弱于SF260的56.68%，但表观黏度、塑性黏度和动切力方面表现均优于SF260，动切力方面优为突出，特别是降黏剂Ⅰ高温老化后的降切率达到73.62%，说明降黏剂Ⅰ和降黏剂Ⅱ有一定的抗盐能力。与降黏剂Ⅰ相比，降黏剂Ⅱ的抗盐能力较差，降黏效果不显著。

3 结 论

a.降黏剂AMPS/St/AA共聚物在淡水基浆260 ℃老化16 h后降黏率76.81%，降黏剂AMPS/St/IA共聚物在淡水基浆260 ℃老化16 h后降黏率59.54%，降切率达到72.26%和71.53%。

b.合成的两剂相比，降黏剂AMPS/St/AA共聚物的抗高温、抗盐能力及降黏、降切效果均要优于降黏剂AMPS/St/IA共聚物。与SF260相比，260 ℃高温下两剂的耐盐性较差，但表观黏度、塑性黏度和动切力方面均优于SF260，动切力方面优为突出，特别产品Ⅰ高温老化后的降切率达到73.62%。降黏剂AMPS/St/IA受盐污的影响较大。降黏剂AMPS/St/AA和AMPS/St/IA有一定的耐高温能力、降黏效果，但其抗盐性能较差。

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[4] 张龙军.不同链转移剂制备丙烯酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物及其降黏性能研究[J].精细石油化工,2013,30(6): 4-7.

[5] 袁志平, 陈林,景岷嘉.抗温抗盐型钻井液降黏剂JNJ-1的研究[J]. 天然气勘探与开发, 2011(01): 56-59，77.

[6] 谢建宇,王旭王,亚彬,等. AA/AMPS共聚物钻井液降黏剂的合成及性能评价[J].钻井液与完井液,2010,27(4):16-19，96.

[7] 王中华.AMPS/AA/DMDAAC-木质素磺酸盐接枝共聚物钻井液降黏剂的合成与性能[J].精细石油化工进展,2001,2(9):1-3.

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[10] 刘立新.耐高温钻井液降黏剂St/AMPS/AA的研制[J].钻井液与完井液, 2012(2): 18-20，90.

[11] SY/T 5243—1991,水基钻井液用降黏剂评价程序[S].

SYTHESIS AND EVALUATION OF HIGH TEMPERATURE RESISTANCE DRILLING FLUID VISCOSITY REDUCERS

Du Juntao1, Liu Lixin2, Chen Juanjuan2, Shu Jing2, Zhao Xiaofei2

(1.CollegeofChemicalEngineering,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580，Shandong,China; 2.ProvincialKeyLaboratoryofOil&GasChemicalTechnology,CollegeofChemistry&ChemicalEngineering,NortheastPetroleumUniversity,Daqing163318,Heilongjiang,China;)

2-Acrylamide-2-methyl propane sulfonic acid/ styrene / acrylic acid (AMPS/St/AA) and AMPS/ styrene/itaconic acid (AMPS/St/IA), using as the viscosity reducers in the drilling mud, was synthesized respectively with 2-acrylamide-2-methyl propane sulfonic acid, styrene, acrylic acid and itaconic acid as monomers. The additive dosage and the properties to reduce mud viscosity were investigated. The results show that the thinning rate could reach 76.81% and 59.54%, the decreasing rate could reach 72.26% and 71.53% respectively with the addition of 0.5% St/AMPS/AA or St/AMPS/IA in water-based mud after aging at 260 ℃,16 h. The high temperature resistance, salt resistance and viscosity reduction of St/AMPS/AA were superior to that of St/AMPS/IA. Compared with the SF260, these two viscosity reducers had better viscosity reductions, but poorer salt tolerance at 260 ℃. St/AMPS/IA was influenced by the salt pollution. The results showed that St/AMPS/AA and St/ AMPS / IA had good thinning property and heat resistance.

2-acrylamide-2-methyl propane sulfonic acid/styrene/acrylic acid polymer; 2-acrylamide-2-methyl propane sulfonic acid/styrene/itaconic acid polymer; high temperature resistance drilling fluid viscosity reducer; drilling fluid additives

2014-09-26;修改稿收到日期:2015-02-02。

杜俊涛(1984-)，在读博士。主要从事石油与天然气化工、油田应用化学方面的科研工作。E-mail:djtddc@126.com。

TE254+.4

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