杜俊濤，劉立新，陳娟娟，舒靜，趙曉非

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)化學(xué)工程學(xué)院，山東 青島 266580； 2.東北石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院石油與天然氣化工省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318)

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兩種2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸類抗高溫鉆井液降黏劑的合成與評(píng)價(jià)

杜俊濤1，劉立新2，陳娟娟2，舒靜2，趙曉非2

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)化學(xué)工程學(xué)院，山東 青島 266580； 2.東北石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院石油與天然氣化工省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 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)為單體，分別合成了AMPS/St/AA和AMPS/St/IA兩種聚合物降黏劑。用淡水基漿和鹽水基漿分別對(duì)降黏劑的加劑量與室溫和高溫老化后降黏性能進(jìn)行了優(yōu)化和評(píng)價(jià)。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明：在降黏劑加量0.5%的淡水基漿于260 ℃老化16 h后，降黏劑AMPS/St/AA和AMPS/St/IA的降黏率分別達(dá)到76.81%和59.54%，降切率達(dá)到72.26%和71.53%。與SF260相比，260 ℃高溫下兩劑的降黏效果較好，表觀黏度、塑性黏度和動(dòng)切力方面均較好，尤其AMPS/St/AA的降切率達(dá)到73.62%，但耐鹽性較差；降黏劑St/AMPS/IA受鹽污的影響較大。降黏劑AMPS/St/AA和AMPS/St/IA具有較好的耐高溫能力、降黏效果，優(yōu)異的降切效果，一定的抗鹽性能。

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 抗高溫鉆井液降黏劑 鉆井液處理劑

在深井、超深井的鉆井過程中，添加耐高溫鉆井液降黏劑是鉆井液降黏、降切的有效途徑[1-2]。進(jìn)入21世紀(jì)以來，國(guó)內(nèi)外研制出一系列抗高溫、抗鹽的鉆井液體系，涉及的降黏劑多為人工合成類，其常用的單體2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)具有良好的聚合能力和耐溫性能[3]。AMPS與天然材料或新型單體的聚合物等合成多種耐溫耐鹽鉆井液降黏劑。這些產(chǎn)品室內(nèi)與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中降黏效果良好，耐溫160～220 ℃[4～9]。筆者合成AMPS類抗高溫鉆井液降黏劑，通過引入苯環(huán)剛性結(jié)構(gòu)，提高了其耐溫性。并評(píng)價(jià)了合成的降黏劑(Ⅰ)AMPS/St/AA共聚物和(Ⅱ)AMPS/St/IA共聚物的降黏性能及其耐溫性、耐鹽性。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 藥品及儀器

丙烯酸，分析純，天津市大茂化學(xué)試劑廠；衣康酸，分析純，沈陽新興試劑廠；苯乙烯，分析純，天津化學(xué)試劑廠；過氧化苯甲酰(BPO)，分析純，沈陽新興試劑廠；N，N-二甲基甲酰胺(DMF)，分析純，山東新亞化工集團(tuán)；AMPS，分析純，沈陽新興試劑廠。

TENSOR27傅里葉紅外光譜儀，天津市拓普儀器有限公司；ZNN-D6型六速旋轉(zhuǎn)黏度儀，青島兄弟石油機(jī)械廠；ZK-824型電熱真空干燥箱，常州市昊江電熱器材制造有限公司；Roller Oven 702-40型滾子加熱爐，美國(guó)德克薩斯州Baroid公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 降黏劑的合成

通過溶液聚合的方法，合成了兩種降黏劑。將一定量AA(或IA)和AMPS倒入四口瓶中，然后加入適量的溶劑DMF，在室溫條件下攪拌至混合物呈透明狀，將反應(yīng)混合物升溫至預(yù)定溫度后加入引發(fā)劑BPO，滴加苯乙烯，在恒溫條件下保持?jǐn)嚢璺磻?yīng)4 h。反應(yīng)結(jié)束后將反應(yīng)物冷卻至室溫，分離出產(chǎn)品，真空干燥后，用研缽研細(xì)，得到降黏劑樣品[10]。

1.2.2 基漿的配制

1)淡水基漿的配制

具體配方：500 mL水+0.5%無水碳酸鈉+10%膨潤(rùn)土，先加入無水碳酸鈉，充分?jǐn)嚢枞芙?，再慢慢加入膨?rùn)土，高速攪拌2 h，將配好的基漿在25 ℃的溫度下靜置水化24 h后備用。

2)鹽水基漿的配制

將淡水基漿在室溫下養(yǎng)護(hù)24 h后，加入4%的氯化鈉(16.0 g)，高速攪拌10 min，將配好的鹽水基漿在25 ℃的溫度下靜置水化24 h后備用。

1.2.3 評(píng)價(jià)方法

依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5243—91《水基鉆井液用降黏劑評(píng)價(jià)程序》對(duì)降黏劑的降黏性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)[11]。將加入適量降黏劑的基漿，高速攪拌10 min，在一定溫度下滾動(dòng)老化16 h后冷卻至室溫，測(cè)定其流變性參數(shù)。

2 結(jié)果與討論

2.1 加劑量對(duì)降黏劑性能的影響

2.1.1 在淡水基漿中的降黏效果

通過改變降黏劑Ⅰ和Ⅱ的加劑量，室溫下考察兩劑在淡水基漿中的降黏效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 降黏劑在淡水基漿中的降黏效果

從表1可知：隨著兩劑的加量增大，降黏率逐漸上升。加量從0.3%到0.5%，動(dòng)切力降幅明顯，降黏率升幅較大；而從0.5%到0.8%，動(dòng)切力降幅不明顯，降黏率升幅較小。

2.1.2 在鹽水基漿中的降黏效果

通過改變降黏劑Ⅰ和Ⅱ的加劑量，室溫下考察兩者在4%的氯化鈉的鹽水基漿中的降黏效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 降黏劑在鹽水基漿中的降黏效果

從表2可知：室溫下加量從0.3%到0.5%，兩者動(dòng)切力降幅明顯，降黏率升幅較大；而從0.5%到0.8%，降黏劑Ⅰ動(dòng)切力降幅不明顯，降黏率從50.34%升到53.36%升幅較小。而從0.5%到0.8%，降黏劑Ⅱ動(dòng)切力變化不明顯，降黏率反而從50.00%降至48.66%。

2.2 抗溫性能評(píng)價(jià)

通過測(cè)定分別加量0.5%降黏劑Ⅰ和Ⅱ的淡水基漿在高溫老化16h后的流變性參數(shù)，考察降黏劑的耐溫性能，結(jié)果見圖1和圖2。

由圖1和圖2可知，從室溫到260 ℃，隨著溫度的升高降黏劑Ⅰ和Ⅱ的降黏、降切效果顯著上升，而當(dāng)溫度升至280 ℃時(shí)，鉆井液各項(xiàng)流變性參數(shù)顯著變差。

圖1 降黏劑Ⅰ的耐溫性能

由于苯環(huán)的引入，雖然有利于加強(qiáng)降黏劑的耐溫性，但導(dǎo)致溶解性變差。隨著溫度的升高，溶解性有所提高，從而有利于其發(fā)揮降黏作用。但當(dāng)溫度過高時(shí)，由于高溫分散現(xiàn)象加劇、高溫降解和高溫交聯(lián)的作用，降黏劑的降黏、降切作用受到限制。而產(chǎn)品Ⅱ因?yàn)轸然脑蚴軠囟扔绊戄^大。

因此，在室溫至260 ℃的溫度范圍內(nèi)，降黏劑Ⅰ和Ⅱ能有效的控制淡水基漿的流變性。

2.3 與工業(yè)產(chǎn)品的對(duì)比

將所合成的降黏劑Ⅰ和降黏劑Ⅱ與目前現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用廣泛的SF型鉆井液硅氟高溫降黏劑進(jìn)行對(duì)比。通過考察加量0.5%降黏劑淡水基漿和鹽水基漿在室溫和260 ℃高溫老化16 h后的流變性變化情況來評(píng)價(jià)降黏劑的抗溫降黏性能，結(jié)果見表3和表4。

圖2 降黏劑Ⅱ的耐溫性能

表3 在淡水基漿中對(duì)比評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

表4 在鹽水基漿中對(duì)比評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

從表3可知：在淡水基漿中常溫下降黏劑Ⅰ和降黏劑Ⅱ性能雖然優(yōu)于SF-260，但并不突出；而在高溫老化后性能優(yōu)異，不僅表觀黏度、塑性黏度和動(dòng)切力方面數(shù)值均較小，特別動(dòng)切力方面表現(xiàn)優(yōu)異，降切率達(dá)到72.26%和71.53%，降黏率也達(dá)到76.81%和59.54%。降黏劑Ⅰ和降黏劑Ⅱ在260 ℃高溫?zé)釢L老化16 h后仍然具有較好的降黏效果，原因在于聚合物分子主鏈為—C—C—結(jié)構(gòu)，引入了剛性側(cè)基苯環(huán)，分子鏈上帶有吸附能力強(qiáng)的酰胺基團(tuán)，抗溫能力強(qiáng)的極性基團(tuán)磺酸基團(tuán)，且含有一定的水化基團(tuán)羧基，故能在高溫下仍保持其功能。與降黏劑Ⅰ相比，降黏劑Ⅱ性能稍差一些，可能由于含羧基較多，而羧基耐溫性較差，影響了其降黏性能，但仍有良好的降黏效果。因此，說明在淡水基漿中降黏劑Ⅰ和降黏劑Ⅱ能夠抗260 ℃的高溫。

從表4可知：受電解質(zhì)的影響，降黏劑的降黏效果均有一定程度的削弱。在260 ℃高溫下，降黏劑Ⅰ和降黏劑Ⅱ的降黏率分別為47.47%和34.56%，弱于SF260的56.68%，但表觀黏度、塑性黏度和動(dòng)切力方面表現(xiàn)均優(yōu)于SF260，動(dòng)切力方面優(yōu)為突出，特別是降黏劑Ⅰ高溫老化后的降切率達(dá)到73.62%，說明降黏劑Ⅰ和降黏劑Ⅱ有一定的抗鹽能力。與降黏劑Ⅰ相比，降黏劑Ⅱ的抗鹽能力較差，降黏效果不顯著。

3 結(jié) 論

a.降黏劑AMPS/St/AA共聚物在淡水基漿260 ℃老化16 h后降黏率76.81%，降黏劑AMPS/St/IA共聚物在淡水基漿260 ℃老化16 h后降黏率59.54%，降切率達(dá)到72.26%和71.53%。

b.合成的兩劑相比，降黏劑AMPS/St/AA共聚物的抗高溫、抗鹽能力及降黏、降切效果均要優(yōu)于降黏劑AMPS/St/IA共聚物。與SF260相比，260 ℃高溫下兩劑的耐鹽性較差，但表觀黏度、塑性黏度和動(dòng)切力方面均優(yōu)于SF260，動(dòng)切力方面優(yōu)為突出，特別產(chǎn)品Ⅰ高溫老化后的降切率達(dá)到73.62%。降黏劑AMPS/St/IA受鹽污的影響較大。降黏劑AMPS/St/AA和AMPS/St/IA有一定的耐高溫能力、降黏效果，但其抗鹽性能較差。

[1] Norfleet J E, Jarrett M A, Potts P A, et al. Water based fluids comprising multivalent salts and low molecular weight, low charge cationic polyacrylamide copolymers: US, 6855671[P].2005-02-15.

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[5] 袁志平, 陳林,景岷嘉.抗溫抗鹽型鉆井液降黏劑JNJ-1的研究[J]. 天然氣勘探與開發(fā), 2011(01): 56-59，77.

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[9] 王中華,楊小華.AMPS/DMAM/AM共聚物鉆井液降黏劑的合成與性能[J].石油化工應(yīng)用,2009,28(2):20-22.

[10] 劉立新.耐高溫鉆井液降黏劑St/AMPS/AA的研制[J].鉆井液與完井液, 2012(2): 18-20，90.

[11] SY/T 5243—1991,水基鉆井液用降黏劑評(píng)價(jià)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。

杜俊濤(1984-)，在讀博士。主要從事石油與天然氣化工、油田應(yīng)用化學(xué)方面的科研工作。E-mail:djtddc@126.com。

TE254+.4

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