纳米聚合物微球对水基钻井液流变性影响的实验

唐 力，黄贤斌

(1.中国石化西南油气分公司 元坝净化厂，四川 苍溪 628400；(2.中国石化西南油气分公司 页岩气项目部，重庆 永川 402160；(3.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580)

纳米材料具有较好耐温性、环保性，在钻井液的使用更为重视[1]。具有良好分散性和黏弹性的纳米聚合物微球可封堵钻井液滤饼微裂缝或孔喉而降低滤失量。此外，交联后的聚合物因其独特的三维网架结构，对水基钻井液黏度影响更小，易控制流变性，也具有更好的耐温性。因页岩微纳米级裂缝发育，钻井液易漏入地层，引起井塌、井漏、井壁失稳等复杂情况[2]，常规封堵材料因尺寸过大，难以见效；另外，在水平井段，因钻井液黏度过高导致“托压、卡钻”等情况。为此有必要考虑封堵性强的钻井液来降低页岩井段漏失。王学力等[3]针对页岩气水基钻井液难点设计了一种纳米材料钻井液体系，该体系封堵抑制性、润滑性和抗污染性等综合性能接近油基钻井液。武元鹏等[4]分别从有机、无机和有机/无机纳米三种类型对纳米粒子改性钻井液进行了研究。王伟吉等[5]以苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体,过硫酸钾(KPS)为引发剂，采用乳液聚合法制备了纳米聚合物微球封堵剂，抗温达402.5℃，阻缓压力传递效果显著，使页岩岩心渗透率降低95%。针对国内较少研究纳米聚合物微球对水基钻井液流变性的影响，本文利用合成的聚丙烯酰胺纳米微球，通过六速旋转黏度计测试了不同加量纳米聚合物微球对水基钻井液流变性能的影响。利用宾汉和双曲模型对其流变性进行了拟合，分析了纳米聚合物微球在水基钻井液中作用机理，对促进钻井液技术的发展意义重大。

1 实验部分

1.1 主要实验仪器与试剂

XGRL-4滚子加热炉、D90-A高速搅拌机、ZNS-2中压滤失仪、ZNN-D6六速旋转黏度计，青岛创梦仪器技术服务有限公司；EP极压润滑仪，美国FANN公司；H-7650透射电镜，日立集团有限公司；LS-POP激光粒度仪，欧美克仪器有限公司。

PMS聚丙烯酰胺纳米微球，实验室自制；钠基膨润土，工业级，鹏显矿产品加工厂；碳酸钠，分析纯，百灵威化学试剂公司。

1.2 纳米聚合物微球的合成

本文通过自由基聚合法合成了聚合物纳米微球PMS[6]。运用透射电镜(TEM)、粒度分析仪(DLS)表征了PMS微观形貌和粒径分布。

1.3 基浆基本性能

水基钻井液基浆配方为：4%钠基膨润土+0.2%碳酸钠+清水。常温陈化24h[7]。

取300 mL基浆，分别加入0、0.5、1、2、4、6g PMS，11 000 r·min-1高速搅拌30 min，使其混合均匀。使用六速旋转黏度计分别测量加入不同量PMS后的基浆的φ600、φ300、φ200、φ100、φ6、φ3读数。然后利用中压滤失仪测量其在0.69 MPa压力下，7.5 min的失水量，按照API滤失量公式计算钻井液的滤失量。

2 实验结果与分析

2.1 PMS的表征

PMS微观形貌和粒径分布，分别见图1、图2。从图1中可以看出，PMS具有纳米尺度，其外观形态主要为球形。球形颗粒有利于进入页岩微纳米级裂缝或孔喉，从而实现封堵。从图2可以看出纳米聚合物微球粒径主要分布在10～100 nm，进一步证明了合成的聚合物微球为纳米尺度。通过比表面分析仪(BET)测试了PMS的比表面积。在聚合物纳米微球PMS表面存在氢键，相邻酰胺基彼此通过氢键结合，表面酰胺基的存在使其表面具有良好的黏附能力，在水基钻井液中可与黏土表面、水分子间形成氢键，从而改善水基钻井液流变性和滤饼质量。纳米聚合物微球比表面积和粒径如表1所示。

2.2 流变参数拟合

使用六速旋转黏度计测得基浆在不同剪切速率下的仪表读数。六速旋转黏度计仪表读数与剪切速率转换关系如表2。根据式(1)可计算不同剪切速率下的剪切应力。

表1 纳米聚合物微球比表面积和粒径

样品比表面积/(m2·g-1)平均粒径/nm1223.65342198.25363219.3335

表2 六速旋转黏度计仪表读数与剪切速率转换关系

τ=0.511|θ

(1)

式中，τ为剪切应力，Pa；θ为表盘读数。

钻井液是一种非牛顿流体，宾汉塑性模型(Bingham plastic model)常用来研究钻井液的塑性黏度(μp)和动切力(τ0)。其计算公式如下：

μp=θ600-θ300

(2)

τ0=θ300-μp

(3)

式中，μp为塑性黏度，mPa·s；τ0为动切力，Pa。

2014年Vipulanandan[8]针对纳米二氧化硅对膨润土浆的流变性影响，提出了一种双曲线模型(Hyperbolic model)。其计算公式如下：

(4)

根据在六速旋转黏度计上测得的读数，对加入不同量纳米聚合物微球的基浆流变性分别进行了Bingham plastic model和Hyperbolic model拟合。其结果如表3～表5所示。

表3 纳米聚合物微球/基浆(老化前)流变模型

表4 纳米聚合物微球/基浆老化后(80 ℃)流变模型

表5 老化前纳米聚合物微球/基浆老化后(120 ℃)流变模型

从表3～表5可以看出，在基浆中加入纳米聚合物微球后，两种流变模型的相关系数大小为Hyperbolic模型>Bingham模型， Hyperbolic模型相关系数均在0.99以上，然而Bingham模型其相关系数远不到0.99。说明对于纳米聚合物微球，比较合适的流变模型为Hyperbolic模型。另外，在老化前和高温老化后(120 ℃)，随着纳米聚合物微球加量的增大，基浆的动切力会先增大后减小，PMS当加量为1%时，动切力最大。然而，当低温老化后(80 ℃)，基浆的动切力随着纳米聚合物微球加量的增大而增大。另一方面，从表5可以看出加入2%纳米聚合物微球的基浆在120 ℃老化后仍然具有较大的动切力。说明纳米聚合物微球具有较好的耐温性。

2.3 PMS浓度对塑性黏度的影响

纳米聚合物微球在低温和高温不会显著提高基浆的塑性黏度[9]。PMS浓度对塑性黏度的影响如图3所示。老化前和120 ℃老化后的基浆塑性黏度随PMS的加入增加不明显。可能是因为PMS为三维网络结构而非线性结构的聚合物，因此不会增加基浆的黏度。

2.4 PMS 浓度对动切力的影响

动切力是反应钻井液携带岩屑的一大重要指标[10]。不合适的动切力会严重影响钻井液循环当量密度。纳米聚合物微球可提高基浆的动切力，如图4所示。随着PMS加量的增大，动切力增大。可能的原因是随着PMS的加入，固体颗粒开始聚集，增加基浆的动切力。但是，根据文献报道，过高的PMS浓度会破坏基浆的动切力。从图4中，基浆老化前和120 ℃老化后，当PMS加量为1%时，动切力最大，PMS加量为2%时，动切力明显下降。但是当基浆80 ℃老化后，随着PMS加量增大，动切力增大。可能是由于中低温老化后，基浆水化得更好，本身能形成的较好的动切力。

2.5 PMS浓度对基浆滤失量的影响

滤失量是钻井液质量要求的一大指标，钻井液滤失量跟滤饼形成组分、滤饼厚度和滤饼致密性密切相关[11]。常见的水基钻井液降滤失剂有聚阴离子纤维素PAC、羧甲基纤维素CMC以及部分水解聚丙烯酰胺PHPA。纳米聚合物微球可有效降低水基钻井液滤失量。如图5所示。随着PMS浓度的增大，基浆无论是老化前还是老化后滤失量均明显有所降低。特别是加入2%PMS的基浆80℃老化后中压滤失量仅为3.8 mL，相比原始基浆降低75.2%。主要是因为纳米聚合物微球具有高表面积、独特的纳米尺度和表面黏附性。PMS加入基浆后可形成薄且致密的滤饼。

2.6 PMS 浓度对基浆的润滑性影响

钻井过程中钻井液具有润滑钻具的功能[12]。钻井液的润滑系数大多通过EP极压润滑仪测得。通常采用润滑系数降低率来研究处理剂加入钻井液前后对钻井液的影响。通过极压润滑仪测得了加入不同PMS后的基浆的润滑系数，得到了加入不同浓度PMS基浆的润滑系数降低率，如图6所示。

从图6可知，当加入低浓度的PMS后，基浆的润滑系数降低率先增高后降低最后为负值。说明加入少量的PMS能降低基浆的润滑系数，但是随着PMS继续增大，基浆的润滑性反而增大，纳米聚合物微球是在0.01%的情况下达到最优润滑系数降低率，随着浓度继续增大，润滑系数反而增大。

3 结论

1)纳米聚合物微球加入基浆后，Hyperbolic模型比Bingham模型具有更高的线性相关性，其相关系数在0.99以上，说明Hyperbolic模型更适应解释纳米聚合物微球对钻井液的流变规律。

2)纳米聚合物微球可以明显提高水基钻井液的润滑性，其最优加量为0.1%。纳米聚合物微球通过吸附在黏土表面，形成聚合物微球层，可一定程度改变钻井液的润滑性。

3)2%的PMS加入基浆后，滤失量最小为3.8 mL，相比原始基浆降低75.2%。纳米聚合物微球可以填充在滤饼微纳米孔喉中，提高滤饼质量，明显降低水基钻井液的滤失量。