水基钻井液用阳离子型封堵剂的合成及性能

林子杨， 黄 金， 马 诚

(辽宁石油化工大学 化学化工与环境学部，辽宁 抚顺 113001)



水基钻井液用阳离子型封堵剂的合成及性能

林子杨， 黄 金， 马 诚

(辽宁石油化工大学 化学化工与环境学部，辽宁 抚顺 113001)

以苯乙烯(St)、丙烯酸丁酯(BA)及阳离子可聚合单体，利用乳液聚合方法制备水基钻井液用阳离子型封堵剂，采用红外光谱分析了封堵剂的结构特点。泥球浸泡实验结果表明，质量分数为5.0%的阳离子型封堵剂乳液和饱和盐水抑制黏土水化性能相当。评价了阳离子型封堵剂对CaC12无土相钻井液性能的影响。结果表明，加入质量分数为2.0%的阳离子型封堵剂，可将CaC12质量分数为25.0%的无土相钻井液的高温高压滤失量(120～130 ℃)控制在10.0 mL左右。

致密油气； 井壁稳定； 钻井液； 阳离子型封堵剂

为缓解能源供需矛盾、保障国内能源安全，我国加强了致密油气资源勘探开发力度,并取得了战略性突破。但由于致密油气储藏空间以及黏土矿物的复杂性[1-3]，我国尚未完全掌握该类资源开发中的关键技术，其中在钻井液稳定井壁方面体现得尤为明显。

扩大水基钻井液在致密油气勘探开发中的应用成为钻井液技术领域的重要研究方向[4-5]。国外多家研究机构在该方向开展大量研究工作，并提出以X射线衍射分析地层黏土矿物组分和含量为指导，构建水基钻井液体系的研究思路[6-7]。国内的研究认为：水基钻井液滤液进入地层裂缝、孔隙后，会引起地层黏土矿物膨胀，导致井壁局部拉伸破裂；同时，钻井液滤液还会破坏地层的胶结稳定性。

鉴于此，笔者提出阳离子型封堵剂，以期结合其对地层黏土矿物的吸附性能和封堵的特性，改善地层的井壁稳定性。

1 实验部分

1.1 材料和仪器

苯乙烯(St)、丙烯酸丁酯(BA)、过硫酸铵(APS)，均为化学纯，国药集团化学试剂有限公司；阳离子型可聚合单体(CM)，纯度>50%，实验室自制。

FA25高剪切分散乳化机，上海安谱实验科技股份有限公司；GJS-B12K型变频高速搅拌机、GRL-BX3型便携式滚子加热炉、GGS42-2型高温高压失水仪和ZNN-D6型六速旋转黏度计，青岛百瑞达石油机械制造有限公司。

1.2 阳离子型封堵剂的合成

聚合单体St、BA、CM按需精制后，以质量比3∶2∶2混合，倒入适当的去离子水中，经剪切乳化后再转移至反应釜中，设定开启搅拌速度为500～600 r/min。当反应釜内温度达到65～80 ℃时，分两次向体系中加入质量分数为0.3%～0.5%的APS去离子水溶液，调整搅拌速度至300～400 r/min，保温反应5～6 h后停止搅拌，即得阳离子型封堵剂乳液。

1.3 结构表征

阳离子型封堵剂乳液经65 ℃鼓风干燥后，得到白色粉末状物质。再与溴化钾按照质量比为50∶1进行压片，利用美国Avatar 370RCT型傅立叶变换红外光谱仪测定产物分子结构。

1.4 性能测试

1.4.1 泥球浸泡实验

(1)膨润土和淡水按照质量比为2∶1混合均匀并团成若干泥球，将泥球浸泡于淡水(1号烧杯)、饱和盐水(2号烧杯)和质量分数为5.0%的阳离子型封堵剂乳液(3号烧杯)中，浸泡1～15 d，观察其形貌随时间变化。

(2)膨润土、阳离子型封堵剂(以质量分数计)和淡水按照6.0∶0.3∶2.7(质量比，下同)(1号烧杯)、6.00∶0.15∶2.85(2号烧杯)和6.000∶0.075∶2.925 (3号烧杯)混合均匀，团成膨润土/阳离子型封堵剂泥球，并于饱和盐水中浸泡1～7 d，观察其形貌随时间变化。

1.4.2 钻井液性能测试 CaCl2无土相钻井液配方

如下(质量分数)[8-9]：5.0%保护剂+1.0%降滤失剂+0～3.0%阳离子型封堵剂+0.3%增黏剂+0.3%黄原胶+2.0%超细CaCO3+0.1%NaOH+25.0%CaCl2。

采用六速旋转黏度仪、多联中压滤失仪GGS42-2型高温高压滤失仪测试阳离子型封堵剂加量、老化温度及老化时间对钻井液的流变及滤失性能的影响。

2 结果与讨论

2.1 结构分析

阳离子型封堵剂红外谱图如图1所示。由图1可知，1 726 cm-1处为羰基C=O伸缩振动吸收峰；1 450 cm-1处为COO—的振动吸收峰；1 251 cm-1处为C—N伸缩振动吸收峰[10]；1 165 cm-1处为C—O—C醚键特征吸收峰[11]；756 cm-1处出现单取代苯环特征吸收峰。另外，谱图中1 600～1 680 cm-1处未出现双键吸收峰。上述分析说明St、BA及阳离子型可聚合单体发生了共聚反应。

图1 阳离子型封堵剂红外谱图

2.2 阳离子型封堵剂性能评价

2.2.1 泥球浸泡实验 泥球在淡水、饱和盐水及质量分数为5.0%的阳离子型封堵剂乳液中常温常压浸泡1～15 d后观察泥球形貌变化，结果如图2所示。

(a) 初始

(b) 1 d

(c) 7 d

(d) 15 d图2 膨润土泥球在淡水、饱和盐水和质量分数为5.0%阳离子封堵剂乳液中浸泡结果

由图2可知，淡水浸泡的泥球在1 d后完全水化坍塌；饱和盐水浸泡后的泥球1 d后出现裂缝、7 d后破碎；而阳离子型封堵剂乳液浸泡的泥球在15 d后，仍然保持完整的形貌。其原因可能在于：膨润土泥球表面和内部存在明显的盐浓度差，引起泥球内部的水向外部移动。泥球内部脱水后产生裂缝，增加了盐水与泥球表面的接触面积，引起泥球脱水速度加快。上述过程导致泥球裂缝变大、变深，最终使得泥球开裂、破碎。而对于阳离子型封堵剂乳液浸泡的泥球，其表面水化产生的负电荷会吸附带有阳离子的封堵剂，在泥球表面形成保护层，部分抵消水对泥球内部的渗透水化作用[12]。因此，阳离子型封堵剂乳液浸泡的泥球能够在较长的时间内保存新貌的完整。

膨润土/阳离子型封堵剂泥球在饱和盐水中浸泡初始和15 d的形貌如图3所示。

(a) 初始

(b) 15 d图3 膨润土/阳离子型封堵剂泥球在饱和盐水中的浸泡结果

由图3可知，泥球在饱和盐水中浸泡15 d后，仅1号烧杯中的泥球出现裂缝，但仍能保存完整形貌，而2号及3号烧杯中的泥球始终保持完整的形貌。分析原因在于：泥球制备过程中，阳离子型封堵剂与黏土颗粒表面的负电荷发生的静电吸附作用，起到了连接黏土颗粒的作用。加之饱和盐溶液对黏土水化过程的化学抑制作用，使得膨润土/阳离子型封堵剂泥球可以在浸泡时间内基本保持完整。这说明在抑制黏土水化方面，阳离子型封堵剂和饱和盐水具有协同增效的作用。

2.2.2 封堵性能测试 阳离子型封堵剂对CaCl2无土相钻井液性能影响见表1。由表1可知，阳离子型封堵剂对钻井液滤失仪的影响较为明显，当阳离子型封堵剂质量分数达到2.0%时，钻井液的高温高压失水降至10.0 mL以下。分析原因在于：阳离子型封堵剂在水中的分散不受CaCl2去水化性能的影响，因此可以在较高CaCl2质量分数下保持良好的降失水性能。

表1 阳离子型封堵剂对钻井液性能的影响

注：热滚温度为120 ℃，热滚时间为16 h，高压失水测试温度与热滚温度相同。

温度对CaCl2无土相钻井液性能的影响见表2。由表2可知，当温度为120～130 ℃时，阳离子型封堵剂能够将钻井液的高温高压滤失量控制在11.0 mL以下；当温度达到140 ℃时，钻井液常压失水仍然可以维持在5.0 mL，但高温高压滤失量激增至30.0 mL，基本上失去了控制钻井液滤失量的作用。分析原因可能包括两方面：首先可能是阳离子型封堵剂的抗温性能达不到140 ℃；其次，从表2中也可以看出，钻井液的流变性能已经恶化，说明此温度下钻井液的胶体性能被破坏[13]。因此，阳离子型封堵剂在本钻井液体系中最优使用温度为120～130 ℃。

表2 温度对钻井液性能的影响

注：实验数据为不同老化罐连续120 ℃后测试而得，阳离子型封堵剂质量分数为2.0%，高压失水测试温度与热滚温度相同。

老化时间对CaCl2无土相钻井液性能影响见表3。由表3可知，经16～32 h老化后，钻井液的滤失量尚能够维持在10.0 mL以内；但当老化时间达到48 h，钻井液性能完全失控。分析主要原因在于同一试验样品经多次测试后(尤其是高温高压测试后)，钻井液有机相、级配粒子(主要为钻井液中不同粒径的CaCO3)等大量流失；同时，增黏剂、流型调节剂等大分子的断链、降解，使得钻井液胶体被破坏。因此，钻井液性能发生较大变化。

表3 老化时间对钻井液性能的影响

注：实验数据为同一老化罐连续120 ℃后测试而得，阳离子型封堵剂质量分数为2.0%，高压失水测试温度与热滚温度相同。

3 结 论

(1)泥球浸泡实验表明，阳离子型封堵剂具有较好的抑制膨润土水化的性能，且与饱和盐水具有一定的协同增效作用；钻井液滤失实验表明，阳离子型封堵剂能够将CaCl2质量分数为25.0%的无土相钻井液的高温高压滤失量(120～130 ℃)控制在10.0 mL左右。

(2)如能进一步优化合成配方，将阳离子型封堵剂的粒径控制在纳-微米范围内来提高其抑制性，并提高其抗温性能，则有望进一步明确纳-微米粒子对稳定井壁作用的贡献。

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(编辑 宋官龙)

Synthesis and Performance of Cationic Plugging Agent Used in Water-Based Drilling Fluid

Lin Ziyang, Huang Jin, Ma Cheng

(ChemicalofChemistry,ChemicalEngineeringandEnvironmentalEngineering,LiaoningShihuaUniversity,FushunLiaoning113001,China)

The cationic plugging agent of water base drilling fluid was prepared by emulsion polymerization with styrene (St), butyl acrylate (BA) and cationic polymerizable monomer. The structure characteristics of the plugging agent were analyzed by infrared spectrum. The result of soaking test with clay ball showed that cationic plugging agent emulsion with a mass fraction of 5.0% was equivalent in inhibiting clay hydration property of saturated brine. The effect of cationic plugging agent on the properties of CaCl2free phase drilling fluid was evaluated. The results showed that the high temperature and high pressure filtration (120～130 ℃) could be controlled at about 10 mL for the non phase drilling fluid with CaCl2content of 25.0% when the cationic plugging agent is 2.0%.

Tight oil and gas; Borehole stability; Drilling fluid; Cationic plugging agent

1672-6952(2017)04-0011-04

2017-03-13

2017-04-25

辽宁省大学生创新创业训练计划项目(201610148009)；辽宁省教育厅科学技术研究项目一般项目(L2016019)；辽宁石油化工大学科学基金项目(2015XJJ-001)。

林子杨(1996-)，男，本科生，应用化学专业，从事聚合物合成和钻井液处理方面的研究；E-mail：903976149@qq.com。

马诚(1982-)，男，博士，副教授，从事油田化学及油气井工作液方面的研究；E-mail：kkmc2002@163.com。

TE254.4

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.04.003

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn