聚磺飽和鹽水高溫鉆井液體系

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摘要

聚磺鉆井液是將聚合物鉆井液和磺化鉆井液結合在一起而形成的一類抗高溫鉆井液體系。聚磺鉆井液既保留了聚合物鉆井液的優點,又對其在高溫高壓下的泥餅質量和流變性進行了改進,從而有利于深井鉆速的提高和井壁的穩定。聚磺飽和鹽水鉆井液是鉆穿鹽層、石膏層常用的一種鉆井液體系,隨著鉆井深度的增加,鉆遇深部鹽層和石膏層的情況越來越多,對鉆井液的抗高溫能力要求越來越高,在現場實踐中常出現因抗溫能力不足,引起鉆井液失水上升,高溫稠化,流變性難以調控等問題,導致井下復雜事故的發生。因此,提高聚磺飽和鹽水鉆井液的抗高溫能力和熱穩定性是亟待解決的問題。本次設計選取現場常用兩性離子聚磺飽和鹽水鉆井液,通過正交實驗法,研究其抗溫能力與體系組成的內在聯系,得出影響該體系抗溫能力的因素排序及最優化配方,經高溫實驗檢測,該體系抗溫能力達160度以上。

關鍵詞:聚磺鉆井液;飽和鹽水;熱滾動;高溫高壓失水;抗溫能力;優選

Abstract

The polysulfonate drilling fluid,as a kind of drilling fluid system resistant to high temperatures,is polymer drilling fluid combined with sulfonated drilling fluid.Polysulfonate drilling fluid not only retains the advantages of polymer drilling fluid,and also improves mud cake quality and rheological properties under high temperature and high pressure ,thus,it is in favor of drilling rate improvement of deep wells and wellbore stability.Polysulfonate saturated brine drilling fluid is a kind of drilling fluid system for layer of salt and gypsum layers.With the increase of drilling depth,the situation of encountering layer of salt and gypsum layers is more and more,the demand for temperature resistance capacity is higher.In the field practice,it often causes the rise of fluid loss ,high temperature thickening and the difficult to control the rheology due to the inadequate of temperature resistance capacity,leads to complex accidents under well.Therefore,it’s vital to enhance temperature resistance capacity and thermal stability of polysulfonate saturated brine drilling fluid.This design is to select a frequently used zwotterionic polysulfonate saturated brine drilling fluid,through the orthogonal experiment method,research the inner link of temperature resistance capacity and system composition,to find the sequence of factors which influence the system’s temperature resistance capacity and optimizing formulation.After the testing experiment under high temperature,this system’s temperature resistance capacity can reach above 160 degrees.

Keywords: polysulfonate drilling fluid;saturated brine;hot rolling;filtration under high temperature and high pressure ;temperature resistance capacity; optimization

目錄

中文摘要……………………………………………………………………………Ⅰ

英文摘要……………………………………………………………………………Ⅱ

第1章 緒論……………………………………………………………………… 1

   1.1聚磺飽和鹽水鉆井液的概況………………………………………………1

   1.2研究的目的和意義…………………………………………………………2

   1.3主要研究內容和關鍵點……………………………………………………2

第2章 兩性離子聚磺鉆井液抗溫及抗鹽機理………………………………… 3

   2.1高溫水基鉆井液的主要特點………………………………………………3

   2.2高溫對搬土顆粒的影響……………………………………………………4

   2.3高溫對鉆井液處理劑的影響………………………………………………6

   2.4高溫對鉆井液中粘土粒子和處理劑相互作用的影響……………………7

   2.5兩性離子聚磺化鉆井液抗高溫原理………………………………………8

   2.6鹽對水基鉆井液的影響……………………………………………………8

第3章 研究方案………………………………………………………………… 11

   3.1實驗方案……………………………………………………………………11

   3.2實驗程序……………………………………………………………………14

   3.3測試評價方法………………………………………………………………14

第4章 實驗數據分析…………………………………………………………… 17

4.1對高溫高壓失水的極差分析………………………………………………18

4.2對流變參數的極差分析……………………………………………………21

4.3熱滾動結果的數據分析……………………………………………………22

第5章 研究結論………………………………………………………………… 26

致謝…………………………………………………………………………………27

參考文獻……………………………………………………………………………28

1 緒論

1.1聚磺鉆井液的概況[3]

聚磺鉆井液是在鉆井實踐中將聚合物鉆井液和磺化鉆井液結合在一起而形成的一類抗高溫鉆井液體系。盡管聚合物鉆井液在提高鉆速、抑制地層造漿和提高井壁穩定性等方面確有十分突出的優點,但總的來看其熱穩定性和所形成泥餅的質量還不適應于在井溫較高的深井中使用。特別對于硬脆性頁巖地層,常常需加入一些磺化類處理劑來改善泥餅質量,以降低鉆井液的HTHP濾失量。因此,很自然地逐漸將兩種體系結合在一起。聚磺鉆井液既保留了聚合物鉆井液的優點,又對其在高溫高壓下的泥餅質量和流變性進行了改進,從而有利于深井鉆速的提高和井壁的穩定。這類鉆井液的抗溫能力可達200-250℃,抗鹽可至飽和。從20世紀80年代起,這種體系已廣泛應用于各油田深井鉆井作業中。

適宜的膨潤土含量是聚磺鉆井液保持良好性能的關鍵,必須嚴加控制。如果泥餅質量變差,HTHP濾失量增大,應及時增大SMP-1、SMC和磺化瀝青的加量;若流變性能不符合要求,可調整不同相對分子質量聚合物所占的比例以及膨潤土的含量;若抑制性較差,可適當增大高分子聚合物包被劑的加量或加入適量KCL。

聚磺鉆井液所使用的主要處理劑可大致地分為兩大類:一類是抑制劑類,包括各種聚合物處理劑及KCL等無機鹽,其作用主要是抑制地層造漿,從而有利于地層的穩定;另一類是分散劑,包括各種磺化類、褐煤類處理劑以及纖維素、淀粉類處理劑等,其主要主要是降濾失和改善流變性,從而有利于鉆井液性能的穩定。在深井的不同井段,由于井溫和地層特點各異,對兩類處理劑的使用情況應有所區別。上部地層以增強抑制性和提高鉆速為主,而下部地層應以抗高溫降濾失為主。目前,我國鉆井液科技人員在聚磺鉆井液的現場應用方面已積累了豐富的經驗。他們通常將以上兩類處理劑分別簡稱為“聚”類和“磺”類,提出了深井上部地層“多聚少磺”或“只聚不磺”;而下部地層“少磺多聚”或“只磺不聚”的實施原則,其分界點大致在井深2500-3000m。根據這一原則,聚磺鉆井液已在我國許多油田得到普遍的推廣應用。

1.2研究的目的和意義

鹽層和石膏層是鉆井工程中的復雜地層,常引起井下復雜事故,對鉆井工程危害極大。國內的塔里木油田、克拉瑪依油田、青海油田、四川、華北、勝利、中原、江漢等油田都有廣泛的分布。中石油海外戰略發展區域之一的中亞濱里海沉積盆地各油區也分布著巨厚的鹽層和石膏層。兩性離子聚磺飽和鹽水鉆井液是鉆穿鹽層、石膏層常用的一種鉆井液體系,隨著鉆井深度的增加,鉆遇深部鹽層和石膏層的情況越來越多,對鉆井液的抗高溫能力要求越來越高,在現場實踐中常出現因抗溫能力不足,引起鉆井液失水上升,高溫稠化,流變性難以調控等問題。在現場大段復合鹽層的鉆進中,隨著易分散膏泥巖的混入及持續的高溫作用,鉆井液流變性的控制更加困難,引起的鉆井液性能惡化,導致井下復雜事故的發生。因此,提高聚磺飽和鹽水鉆井液的抗高溫能力和熱穩定性是亟待解決的問題。本課題的目的在于研究兩性離子聚磺飽和鹽水鉆井液抗溫能力與體系組成的內在聯系,通過各因素水平的優選組合,得到能抗160度以上高溫的聚磺飽和鹽水鉆井液體系配方,為現場應用提供參考。

1.3主要研究內容和關鍵點

研究內容主要包括:

  • 兩性離子聚磺飽和鹽水鉆井液組成對抗溫能力的影響;
  • 影響體系抗溫能力和熱穩定性的因素排序及最佳優化配方;

(3)  最佳優化配方的極限抗溫能力測評。

關鍵點:

(1)正交實驗因素和水平的選擇;

(2)實驗條件的制定。

2 兩性離子聚磺鉆井液抗溫及抗鹽機理

2.1高溫水基鉆井液的主要特點[8]

超深井鉆井液的最大特點是使用于高溫高壓的條件下,5000m深井的井底溫度可達150℃-200℃.。井越深,地層越老,越可能出現溫度梯度異常,井底溫度越高。而一般5000m以上深井的井底壓力可能達到100MPa以上。如此高溫高壓必然會對鉆井液體系發生嚴重的影響。由于水的可壓縮性相對較小,故壓力對水基鉆井液的密度及其它性能,如流變性、濾失造壁性等均無明顯的影響,但是溫度的影響卻十分顯著。

2.1.1高溫惡化鉆井液性能

隨著溫度的增加,鉆井液的各種性能都會隨之而發生改變。一般而言,升溫使鉆井液的造壁性能變壞,即泥餅變厚,滲透性變大,濾失量增高。

高溫對鉆井液流變性的影響比較復雜,其影響情況可根據粘度與溫度的關系分為三種形式。

第一種是粘度隨著溫度的升高反而降低。它屬于抗溫能力較強但粘土含量較低的分散鉆井液。這類鉆井液流變性的構成中,非結構粘度所占的比重大于結構粘度。而聚結性強、粘土含量高的鉆井液,它的粘度反應為第二種形式,即粘度隨著溫度升高而增大。此種鉆井液的結構很強,大大超過塑性粘度對于粘度的貢獻。

各類水基鉆井液在較寬的溫度范圍內(常溫—高溫)普遍表現為隨溫度的升高粘度先降低再增大的第三種趨勢。研究表明,這種因溫度而變化的性質有可能是可逆的。因為,它能較好地反映鉆井液使用中從井口—井底—井口的循環過程中鉆井液性能的實際變化情況。

2.1.2高溫降低鉆井液的熱穩定性

高溫使鉆井液中各組分本身及各組分之間在低溫下本來不易發生的變化、不劇烈反應、不顯著的影響都變得激化了。這些作用的結果必然嚴重改變、損害以至完全破壞鉆井液的原有性能,而這種影響是不可逆的永久性變化。它表明了鉆井液體系受高溫作用后的穩定能力的變化。實際反映鉆井液在使用過程中井口進出口性能的變化。

2.1.2.1高溫對鉆井液流變性熱穩定性的影響

1.高溫增稠

鉆井液經高溫作用后視粘度、塑性粘度、動切力及靜切力上升的現象,屬不可逆的變化。高溫增稠是深井鉆井液最常見的現象,在使用中表現為鉆井液井口粘、切力不斷上升,特別在起下鉆后升幅更大。凡鉆井液中粘土含量高,分散性強的鉆井液則表現出這種現象。

2.高溫減稠

鉆井液經高溫作用后,動、靜切力下降的現象稱為高溫減稠。主要表現為動靜切力下降。高溫減稠作用純是高溫引起的變化,在實際作用中它表現為鉆井液井口粘、切力逐漸緩慢下降。

3.高溫固化

鉆井液經高溫作用后成型且具有一定強度的現場稱為高溫固化。凡發生高溫固化的鉆井液不僅完全喪失流動性而且失水猛增。

實踐證明,鉆井液體系經高溫作用后,常表現出以上幾種不同的現象。這些現象不僅發生在不同的鉆井液體系中,而且同一體系在不同條件下,都可能出現。這些都充分說明了高溫對鉆井液體系影響的復雜性。

2.1.2.2高溫降低鉆井液的PH

鉆井液經高溫作用后PH值下降,其下降程度視鉆井液體系不同而異。鉆井液礦化度越高,其下降程度越大,經高溫作用后的飽和鹽水鉆井液PH值一般下降到7—8。PH值下降必然會惡化鉆井液性能,影響鉆井液的熱穩定性,鉆井液體系經高溫后PH值下降的情況一般采用表面活性劑可抑制。

2.1.2.3高溫增加處理劑加量

經驗表明,高溫鉆井液比淺井常規鉆井液消耗更多的處理劑。隨著井深增加溫度升高,鉆井液處理劑用量明顯增加。原因為:一是維持高溫高壓下所需的鉆井液性能要比低溫消耗更多的處理劑;而是為彌補高溫的破壞作用所帶來的損失而作的必要的補充。因此,溫度越高,使用時間越長,處理劑消耗量必然會越大,且增加了深井鉆井液的技術難度。

2.2高溫對搬土顆粒的影響[7]

高溫對水基鉆井液的影響十分明顯并且非常復雜。一般認為這是高溫引起鉆井液組分的變化和影響各組分間的化學及物理化學作用的結果,其中,高溫對鉆井液粘土的作用是基礎,對處理劑的作用是關鍵。

2.2.1高溫分散作用

大量事實證明,高溫使水基懸浮體的粘度增加。通過實驗得知其原因是高溫使鉆井液中粘土粒子自動分散導致其粒子濃度增大,比表面增加。同時實驗還發現粘土的高溫分散能力與其水化能力相對應:易水化的鈉搬土,其高溫分散作用強;而不易水化的鈣搬土、高嶺土,其高溫分散作用弱;而任何粘土在油中的懸浮體都未見到高溫分散現象。因此,可以認為,鉆井液中粘土的高溫分散本質上是水化分散,而高溫只是激化了這種作用而已。

產生高溫分散作用的原因,主要是由于高溫加劇了鉆井液中各種粒子的熱運動,這樣可能增強了水分子深入未分散的粘土離子晶層表面的能力,另一方面使粘土礦物晶格中片狀微粒的熱運動加劇,增強了水化膨脹后的片狀粒子彼此更加分散。

影響高溫分散作用的因素主要有以下幾種:(1)粘土種類。它是高溫分散水化分散的決定因素。在常溫下越容易水化的粘土,高溫分散作用也越強。(2)溫度及作用時間。所受的溫度越高,作用時間越長,粘土高溫分散越強。(3)PH值。由于OH-的存在有利于粘土的水化,因此高溫分散作用隨PH值升高而增強。(4)一些高價無機陽離子的存在(Ca2+、Mg2+、Al3+等)不利于粘土水化,因為它們對粘土的高溫分散具有一定的抑制作用,其作用大小與正離子價數和濃度相關。

高溫分散作用使鉆井液中粘土粒子濃度增加,因此,對鉆井液的流變性有很大的影響,而且這種影響是不可逆的和不可恢復的。

2.2.2高溫聚結作用

高溫下,粘土粒子熱運動加劇,這增加了粘土顆粒碰撞的頻率;同時,這也降低了水分子在粘土表面或極性基團周圍定向的趨勢,即減弱了它們的水化能力使其外層保護水化膜減薄(高溫去水化作用);另外,溫度的升高促進了處理劑在粘土顆粒表面的解吸附。這些原因使鉆井液中粘土粒子易于聚結,且這種作用可隨溫度的變化而部分可逆。

粘土粒子高溫聚結對鉆井液性能的影響很明顯,主要是因為高溫聚結使鉆井液中的粘土顆粒數目減少,粒徑增大,從而增大了泥餅的滲透率,使泥餅質量降低,增加鉆井液濾失量。影響高溫聚結作用的因素很多,主要有以下幾種:粘土表面的水化能力,溫度高低,鉆井液中的電解質濃度和種類,處理劑和用量,粘土粒子的分散度和濃度等。

2.2.3高溫鈍化

實驗發現,粘土懸浮體經高溫作用后,粘土粒子表面活性降低,這就是粘土粒子表面高溫鈍化。高溫鈍化鉆井液的分散度、粘度增加的同時,動切力和靜切力卻增加不多,有時甚至下降,這個現象在懸浮體中粘土含量較低時普遍存在。這充分說明粘土粒子經高溫后,其表面活性降低,這可從測定高溫前后粘土粒子單位表面的吸附量減少而得到證實。這種現象叫粘土粒子表面高溫鈍化。

高溫鈍化對鉆井液性能的影響主要有高溫減稠和高溫固化兩個方面。

2.3高溫對鉆井液處理劑的影響[6]

鉆井液中的處理劑包括無機處理劑和有機處理劑兩種,高溫對無機處理劑的作用主要是加劇了無機離子的熱運動從而增強了其穿透能力。本文著重描述高溫對有機處理劑的影響。

2.3.1高溫降解

有機高分子化合物因高溫而產生分子鏈斷裂的現象稱為高溫降解。對于鉆井液處理劑,高溫降解包括高分子主鏈斷裂,親水基團與主鏈聯接鏈的斷裂兩個方面。前者使處理劑分子量降低,部分或全部失去高分子性質,從而導致大部分或全部失效,后者降低處理劑親水性或吸附能力,從而使處理劑抗鹽抗鈣能力和效能降低,以至喪失其作用。

任何高分子化合物都要發生高溫降解,只是隨其結構和環境條件不同,發生明顯降解的溫度不同而已。因此,高溫降解是抗高溫鉆井液必須考慮的另一重大問題。由于高溫降解與介質關系很大,本文只討論它在水溶液中的降解問題。其中影響高溫降解的主要因素,首先是處理劑的分子結構,由處理劑分子的各種鍵在水溶液中高溫熱穩定所決定。比如醚鍵在水溶液中,容易被氧化,而高溫和PH值將促進這種作用發生,所以凡由醚鍵聯接的高分子化合物在高溫下都不穩定,容易降解,而這種降解多與氧化作用有關,故稱熱氧降解。顯然,若能設法制止或減弱這種作用(如加入抗氧劑),則可減少高溫降解的趨勢。又如酯鍵在堿性介質中易水解,而高溫大大加速此反應,故其高溫降解變得更嚴重。其次是溫度的高低及作用時間的長短。各種高分子在不同的條件下,發生明顯降解的溫度彼此不同,常用處理劑在其溶液中發生明顯降解的溫度來表示該處理劑的抗溫能力。溶液中的PH值及礦化條件對降解也有影響,一般而言,PH值高促進降解的發生。降解是一種逐漸進行的過程,所以它與受高溫作用時間關系很大,必須認真考慮這一因素。降解還與其他一些因素如細菌、氧含量、攪拌剪切等有關。

由于處理劑的熱穩定性與其分子結構有關,因此,抗高溫處理劑分子的主鏈、親水基和吸附基與主鏈連接鍵應盡量采用“C—C”、“C—N”、“C—S”等鍵而避免采用“—O—”鍵等。

實踐證明,高溫降解也可能減輕,現在行之有效的辦法是使用抗氧劑。如酚及其衍生物、苯胺及其衍生物、亞硫酸鹽、硫化物等,均可將纖維素類處理劑的抗溫能力從120℃-140℃提高到180℃-200℃。另一方面,也可巧妙地應用高溫降解以能夠更好地調整和維護鉆井液性能,這在國內外都有成功的經驗。

2.3.2高溫交聯

處理劑分子中存在著各種不飽和或活性基團,在高溫作用下,可促使分子之間發生各種反應,互相聯結,從而增大分子量,這種作用叫高溫交聯。顯然,可以把它看做是與處理劑高溫降解相反的作用。一般的有機高分子處理劑(特別是天然高分子)都能發生高溫交聯,而高溫交聯可能產生兩個結果:

1.高分子交聯過度,形成三維的空間網狀結構,稱為體型高聚物,則處理劑失去水溶性,整個體系稱為凍膠,處理劑完全失效。

2.處理劑交聯適當,增大分子量,抵消了降解的破壞作用,從而保持以至增大處理劑的效能。另一方面,兩種處理劑適當交聯可使它們的親水能力和吸附能力互為補充,其結果相當于處理劑進一步改性增效。

高溫交聯對鉆井液性能的影響有好壞兩個方面:

1.若交聯過度,處理劑完全失效,鉆井液完全破壞,濾失量猛增,鉆井液膠凝(土量低也不可避免),從鉆井液中可以明顯見到不溶于水的體型高聚物;

2.若交聯適當,則大大有利于鉆井液性能,而且使鉆井液在高溫作用下,性能愈來愈好,其結果必然是現場使用效果優于室內實驗。在一定范圍內,井愈深,溫度愈高,效果愈好。由于高溫交聯實際上可以抵消高溫降解作用,所以,可以加入有機交聯劑來有效地防止處理劑的高溫降解作用。但是,由于高溫交聯及其影響因素,至今研究很少,對于如何控制適當還沒有一個較為成熟的看法和方法,然后對于高溫交聯作用的認識和有關概念的建立至少給了科研工作者利于高溫交聯反應以改善深井鉆井液體系的可能,從而能把高溫堆深井鉆井液性能的破壞轉化為利于高溫改善鉆井液體系,這樣就為深井鉆井液工作開辟了新的途徑。

2.4高溫對鉆井液中粘土粒子和處理劑相互作用的影響[3]

2.4.1高溫解吸附

溫度升高,處理劑在粘土表面的吸附平衡向解吸方向移動,則吸附量降低。而且此種變化是可逆性的。處理劑這種高溫下的解吸作用必然大大影響高溫下的性能和熱穩定性。

高溫下由于處理劑大量解吸附使粘土大量或全部失去處理劑的保護而使粘土的高溫分散、聚結、鈍化等作用無阻礙地發生,從而嚴重影響鉆井液的熱穩定性。因此,保證處理劑在高溫下的吸附能力是深井鉆井液工作又一必須考慮的重要問題。它主要是由處理劑的吸附基團的本性和數量決定的。

2.4.2高溫去水化作用

處理劑的親水基去水化作用也會發生在高溫下,因此,即使高溫下不分散、不破壞、不解吸的處理劑,在高溫下不一定就能達到有效地保護粘土粒子的目的。

高溫下,由于粘土粒子水化膜變薄,而促進了高溫聚結作用,這樣必然使高溫下濾失量上升,流變性變壞。這種變化亦具有可逆性。

影響高溫去水化的因素,除溫度高低外,還有親水基團本性。凡靠極性基水化或氫鍵水化的基團,一般高溫去水化作用比離子基強,而電解質濃度愈大,高溫去水化作用表現愈強。對離子基(陰離子),PH值高,高溫去水化影響減少。顯然,這是深井鉆井液又一需要考慮的問題,主要從水化基的本性及比例上考慮。

2.5兩性離子聚磺鉆井液抗高溫原理

為了彌補兩性離子聚合物鉆井液抗溫能力的不足,抗高溫聚磺鉆井液主要是通過向熱穩定性不足的兩性離子聚合物鉆井液中加入一些磺化類處理劑來改善高溫高壓下的泥餅質量和流變性,以降低鉆井液的HTHP濾失量。

磺甲基酚醛樹脂,簡稱磺化酚醛樹脂,由于其分子結構主要由苯環主要由苯環、亞甲基和C-S鍵等組成,因此熱穩定性很強;又由于含有強親水基—磺甲基(—CH2SO3),且磺化度高,故親水性很強,且受高溫去水化作用的影響較小,對粘土表面也有較強的吸附能力,在200-220℃甚至更高溫度下,不會發生明顯降解。從高溫對粘土粒子和處理劑的影響來看,PH值過高,則害多利少。因為,深井高溫鉆井液不應使用高PH值,且深井鉆井液也難以維持高PH值,故要求處理劑在較低的PH值下效能不減。而磺化酚醛樹脂中—SO3為強酸性基團,其親水能力不受PH值的影響。故使得兩性離子聚磺化飽和鹽水具有良好的抗溫性能。

2.6鹽對水基鉆井液的影響

2.6.1鹽對搬土顆粒的影響[3]

鉆井液中的粘土礦物由于晶格取代其顆粒表面帶有負電荷,吸附陽離子形成擴散雙電層。隨著進入鉆井液的無機鹽陽離子濃度不斷增大,必然會增加粘土顆粒擴散雙電層中陽離子的數目,從而壓縮雙電層,使擴散層厚度減小,顆粒表面的電動電位下降。在這種情況下,粘土顆粒間的靜電斥力減小,水化膜變薄,顆粒分散度降低,顆粒之間端-面和端-端連接的趨勢增強。由于絮凝結構的產生,導致鉆井液的粘度、切力和濾失量均逐漸上升。當無機鹽陽離子濃度增大到一定程度后,壓縮雙電層的現象更為嚴重,粘土顆粒的水化膜變得更薄,致使粘土顆粒發生面-面聚結,分散度明顯降低,因而鉆井液的粘度和切力在分別達到其最大值后又轉為下降,濾失量則繼續上升。

2.6.2鹽對處理劑的影響[2]

聚合物分子通過在粘土表面的吸附,調節泥漿性能并對泥漿起穩定作用。聚合物水化性、溶解性和分子構象決定了其在粘土顆粒表面的吸附特點及規律,鹽正是通過上述三方面的影響,大大降低了聚合物處理劑的效能。

2.6.2.1鹽對處理劑水化性和溶解性的影響

隨著進入鉆井液的無機鹽離子濃度不斷增大,無機鹽反離子可以和處理劑分子上離解的基團發生“鍵合”作用,把處理劑分子周圍水化層中的水分子釋放出來,從而降低處理劑的水化能力和溶解性,嚴重者分子鏈從溶液中析出或沉淀,導致處理劑在泥漿中處理效能下降甚至失效。

2.6.2.2鹽對處理劑在粘土上吸附性能的影響

鹽的存在會提高處理劑在粘土顆粒上的吸附量。其主要原因:一是金屬正離子通過降低粘土顆粒表面和處理劑聚合物分子鏈的負點性,減小了兩者間的斥力;二是鹽使處理劑水化性和溶解性下降,鹽析效應使處理劑在溶液中的化學位提高,向溶液逃逸的傾向增大。

2.6.2.3鹽對處理劑分子線團尺寸的影響

溶液在水中的處理劑聚合物,因靜電斥力和溶劑化作用使高分子鏈擴張、充分伸展。而鹽可中和分子鏈上的電荷使得靜電斥力減弱,也使高聚物分子的溶劑化作用減弱,使聚合物分子鏈形態發生卷曲、變形,線團尺寸急劇收縮,進而影響聚合物對泥漿性能的調控。

2.6.3兩性離子聚磺鉆井液抗鹽機理

抗鹽聚合物鉆井液的重點在于聚合物在鹽水狀態下對粘土顆粒的護膠作用。而聚合物可否作為在鹽水環境下的處理劑,主要取決于它的水化能力。水化能力強,即在鹽水中仍然可以很好地溶解,并吸附在粘土顆粒上,仍然帶有較厚的水化膜,起到護膠作用。另一方面,可以增強聚合物分子鏈的剛性,以減少在鹽水中聚合物分子鏈的卷曲,變形,使其在鹽水鉆井液中仍有較好的處理效能。

兩性離子聚合物分子鏈上的有機陽離子基團與帶負電的粘土顆粒產生強烈吸附,因此在分子鏈上保持很高比例的陰離子水化基團,可以在鹽水狀態下具有極好的溶解性和水化能力,吸附在粘土顆粒表面形成致密的溶劑化層,提高粘土顆粒的空間穩定性,實現良好的護膠效果。

此外兩性離子聚合物分子鏈上引入了環狀型、支鏈型的基團,增加了鏈的剛性和抗剪切性。體系的另一處理劑SMP-2,分子鏈主要由苯環組成,鏈剛性強,且苯環上的磺酸基團具有極強的水化能力,符合抗鹽聚合物的分子結構要求。

3 研究方案

3.1實驗方案

3.1.1實驗用材料及處理劑

3.1.1.1配漿原材料

1.粘土類:膨潤土——新疆克拉瑪依市創拓有限責任公司;

2.加重材料:重晶石——成都科龍試劑廠;

3.配漿水:自來水。

3.1.1.2無機處理劑

1.純堿——成都科龍試劑廠;

2.燒堿—— 成都科龍試劑廠;

3.氯化鈉——成都科龍試劑廠。

3.1.1.3有機處理劑

1.XY-27——四川西南石油大學石油工程有限公司;

2.JS-228——四川西南石油大學石油工程有限公司;

3.FA-367——四川西南石油大學石油工程有限公司;

4.SMP-2——四川西南石油大學石油工程有限公司。

3.1.2實驗儀器

六速旋轉粘度計ZNN-D6——青島海通達專用儀器廠;

JJ-1精密增力低速攪拌器——上海雙捷實驗設備有限公司;

數顯高速攪拌器GJ-2S——青島海通達專用儀器廠;

中壓濾失儀ZNS-5A——青島海通達專用儀器廠;

高溫滾子加熱爐XGRL-4A——青島海通達專用儀器廠;

液體密度計YM——青島海通達專用儀器廠;

OWC-9508D型高溫高壓濾失儀——沈陽石油儀器研究所有限責任公司;

以及電加熱爐、溫度計、搪瓷量杯、量筒、PH試紙、濾紙、玻璃棒、秒表等。

3.1.3實驗泥漿體系組成[1]

參照現場常用的聚磺飽和鹽水抗高溫鉆井液體系,選用實驗鉆井液配方為:

3%-6%搬土+0.2%-0.3%純堿+0.1%-0.2%燒堿+0.4%-0.6%FA-367+

0.8%-1.2%JS-228+0.6%-0.8%XY-27+3%-5%SMP-2+25%-30%NaCl+62%重晶石

其中,XY-27——兩性離子聚合物稀釋劑,主要用于稀釋降粘;

FA-367——兩性離子聚合物包被劑,主要用于包被鉆屑,抑制分散,控制地層造漿;

JS-228——抗高溫降濾失劑,主要用于降低鉆井液的HTHP濾失量;

SMP-2——抗高溫降濾失劑,主要用于改善泥餅質量,以降低鉆井液的HTHP濾失量。

本課題采用加重鉆井液,設計密度為1.60g/cm3,計算需要重晶石加量為62%。

3.1.4正交實驗設計

該聚磺飽和鹽水抗高溫鉆井液體系組成較為復雜,往往包含著多種因素,而正交實驗是一種在多因素情況下,利用數學原理合理安排試驗點,以較少的實驗次數,又準又快遞尋找最優方案的實驗方法。它能表明各因素間誰起主要作用,誰起次要作用,誰單獨起作用,誰與誰搭配起綜合作用產生最優效果。本次研究為了尋求最優化的方案,就必須對各種因素的不同水平水平進行實驗,故宜選用正交實驗法,從而可以減少實驗次數,縮短周期,并且得到理想的結果。

由于鉆井液的PH值會較大程度地影響高溫作用下鉆井液中粘土的分散程度和鉆井液處理劑的使用效果,從而影響鉆井液的流變性和濾失造壁性。搬土作為鉆井液造漿材料,在提粘切、降濾失等方面起著重要作用,但由于粘土高溫分散引起的鉆井液高溫增稠,搬土用量又不宜過大,否則高于其容量限出現高溫膠凝,因此,特別對于高溫深井水基鉆井液,必須保持適宜的搬土含量。而各種主要處理劑如FA-367、JS-228、SMP-2在高溫作用下的高溫降解、高溫交聯以及高溫對處理劑與粘土相互作用的影響所造成的處理劑的損失,都會影響較大程度上影響到期望的處理劑使用效果,處理劑的損失能否得到及時的補充,取決于處理劑的用量。

所以,我們確定該聚磺飽和鹽水抗高溫鉆井液體系抗溫能力的主要影響因素有5個,分別為PH值、搬土含量、包被劑FA-367含量、JS-228、SMP-2。稀釋劑XY-27取固定加量為0.6%。其中PH值有7.5-8、9-9.5兩水平,對應NaOH加量分別為0.1%和0.2%,其余四個影響因素均為三水平,故最好選用正交表L18(2×34)進行實驗,這樣實驗次數最少。其因素水平表與正交實驗表如下:

表3.1因素水平表

因素 水平A NaOHB 搬土C FA-367D JS-228E SMP-2
1 2 30.1% 0.2%4% 5% 6%0.4% 0.5% 0.6%0.8% 1.0% 1.2%3% 4% 5%

表3.2正交實驗表

因素 試驗號ABCDE項目
111111 
211222 
311333 
412112 
512223 
612331 
713121 
813232 
913313 
1021133 
1121211 
1221322 
1322123 
1422231 
1522312 
1623132 
1723213 
1823321 

按照表3.2中所列18組配方進行正交實驗,測定各配方的常規性能、高溫高壓失水和熱穩定性,并根據高溫高壓失水進行級差分析得到影響抗溫能力的因素排序以及各因素最佳水平,最后對優選得到的配方進行抗溫能力和熱穩定性測評。按照下列標準來衡量該體系的抗溫能力:

HTHP失水≦20ml/30min;

熱滾動前后流變參數基本穩定;

熱滾動后不能出現高溫膠凝。

3.2實驗程序[13]

3.2.1實驗條件

鉆井液在井內的循環過程包括從井口—井底—井口三個階段:在鉆桿內的升溫階段(剪切速率γ為100-1000s-1)、在鉆頭處紊流流動時的高速剪切階段(剪切速率γ為10000-100000s-1)以及在環空中上返時的降溫階段(剪切速率γ為50-250s-1)。

為盡可能模擬鉆井液真實循環過程,本研究制定如下實驗條件:將實驗基漿以邊攪拌邊加熱的方式升溫至60-65℃,然后經轉速為10000r/min的高速攪拌器攪拌2分鐘,再低速攪拌降溫至40-45℃,分別測試其流變性、密度、失水量等參數。

3.2.2般土基漿配制

在常溫下,用1000ml的搪瓷量杯量取500ml自來水,將搪瓷量杯放置于低速攪拌器下攪拌,一邊攪拌一邊加入已稱量的純堿粉,待純堿粉全部加完后,繼續緩慢加入已稱量的膨潤土粉,繼續攪拌20分鐘,然后在10000轉/min攪拌2分鐘,靜置,水化大約16至24小時。

3.2.3實驗泥漿預處理

將已稠化好的搬土基漿放置于低速攪拌器下,在低速攪拌過程中,依次緩慢滴加入XY-27、SMP-2、JS-228、FA-367、NaCl、重晶石粉、燒堿等處理劑,待所有處理劑全部加完后,繼續攪拌20分鐘,將搪瓷量杯置于電加熱爐上加熱,用溫度計測定溫度,至上升到60℃移去電加熱爐,停止攪拌,然后在高速攪拌器下攪拌2分鐘,接著再放置于低速攪拌器下,在低速攪拌中攪拌,用溫度計測定溫度,直至鉆井液的溫度降至40℃-45℃之間,停止攪拌,泥漿預處理完畢,直接用作常規性能的測定。

3.3測試評價方法

3.3.1常規性能測定

3.3.1.1粘度、切力的測定

試驗步驟

將待測定鉆井液倒入樣品杯后放置在六速旋轉粘度劑的樣品杯托架上,調節高度使直接的液面正好在轉筒的測量線處。將粘度計的轉速調至600r/min,待讀值穩定后讀取并記錄。然后將轉速調至300r/min,待讀值穩定后讀取并記錄。接著在600r/min下攪拌10s,靜置10Shou 在3r/min下讀取并記錄最大讀值,再在600r/min下攪拌10s,并靜置10min后讀值并記錄3r/min下的最大讀值。并按下列公式計算:

AV=×Φ600

PV=Φ600-Φ300

YP=(Φ300-PV)

G10″=×Φ3,l

G10′=×Φ3,F

式中:Φ600……………………600r/min下的讀值;

         Φ300……………………300r/min下的讀值;

         Φ3,l……………………靜置10s后3r/min下的讀值;

         Φ3,F……………………靜置10min后3r/min下的讀值。

3.3.1.2密度的測定

將密度計底座放置在水平面上,在密度計的樣品杯中注滿鉆井液,蓋上杯蓋,慢慢擰動壓緊,為使樣品杯中無氣泡,必須使過量的鉆井液從杯蓋的小孔中流出。用手指壓住杯蓋小孔,用清水沖洗并擦干樣品杯外部。把密度計的刀口放在底座的刀墊上,移動游碼,直到平衡(水平泡位于中央),記錄讀值,倒掉鉆井液,將儀器洗凈,擦干以備用。

3.3.1.3室溫中壓濾失量的測定

在潔凈、干燥的壓濾器內放一張干燥的濾紙,將墊圈等按順序裝配好。將鉆井液倒入壓濾器中,使鉆井液液面距頂部為1cm,蓋好蓋并把刻度量筒放在濾失儀流出口下面。迅速加壓,所加壓力為690±35kPa,有第一滴濾液出現時即開始計時,當濾出時間到7.5min時,將濾失儀流出口上的殘留液滴收集到量筒中,移去量筒,讀取并記錄所采集的濾液的體積(單位:ml),其值乘2便可得到30min濾失量的近似值。關閉壓力源,放掉壓濾器中的壓力,取下壓濾器,傾去其中的鉆井液,小心取出帶有泥餅的濾紙,用水沖去泥餅表面的浮泥,觀察并記錄濾餅質量好壞(硬、軟、韌、松)。洗凈并擦干壓濾器。

3.3.2高溫高壓性能測定

將待測鉆井液倒入壓濾器中,使鉆井液液面距頂部距離至少為38mm,放好濾紙及濾網,蓋好杯蓋,用螺絲固定。將上、下兩個閥桿關緊,放進加熱套中,把溫度計插入壓濾器外加熱套的溫度計插孔中,接通電源,設定好所需溫度。連接氣源管線,把頂部和底部壓力調至10atm,打開頂部閥桿,并立即關緊,待加熱至所需溫度后,將頂部壓力調節至45atm,打開頂部和底部閥桿,并計時。收集30min的濾出液。用PH試紙測定濾液的PH值,并記錄濾液體積。濾液體積應被校正成過濾面積為4580mm2時的濾液體積,因為所用濾失儀的過濾面積為2258mm2,故將所得結果乘以2即得高溫高壓濾失量。試驗結束后,關緊頂部和底部閥桿,關閉氣源,電源,取下壓濾器,并使之保持直立的狀態在自來水的淋洗下冷卻至室溫,放掉壓濾器內的壓力,小心取出濾紙,用水沖洗濾餅表面上的浮泥,觀察并記錄泥餅質量好壞(硬、軟、韌、松)。洗凈并擦干壓濾器。

3.3.3熱穩定性測定(熱滾動實驗)

依次取出備用陳化釜,將待測鉆井液倒入陳化釜中,用少量機油涂抹于三顆緊固螺釘上以潤滑,再以均勻的力將三顆緊固螺釘旋鈕緊,關閉放氣閥,將安裝好的陳化釜依次小心地放入高溫滾子加熱爐中。關閉箱門,打開電源,設定好所需要的滾動溫度,以及所需滾動的時間,然后依次打開加熱、滾動、和計時開關。待完成熱滾動所需的時間之后,滾子加熱爐定時關機,并發出聲光報警。再以相反的順序關閉各開關,打開箱門,用干毛巾依次小心地取出各陳化釜,置于盛有自來水的水桶中冷卻至室溫,然后按照與安裝相反的順序完成拆卸,倒出其中的鉆井液于搪瓷量杯中,以待測定。洗凈并擦干陳化釜。

4 實驗數據分析

項目   實驗號密度ρ/(g.cm-3表觀粘度AV(mpa.s)塑性粘度PV(mpa.s)動切力YP(pa)靜切力Gel/pa/paAPI濾失量/mlHTHP濾失量/mlPH值備注
11.5618.5180.51/1.53.819.67.5有重晶石沉淀現象
2252050/0.53.221.27.5 
334.5304.51.5/22.614.48 
4252501/22.4468有高溫膠凝現象
532.5302.51/22.831.68有重晶石沉淀現象
6423752/52.815.27.5 
75140114/63.6208 
841.5347.52/51.819.28有高溫膠凝現象
9343132/3219.27.5 
1027.5252.51.5/1.51.816.49有重晶石沉淀現象
11252141.5/1.51.610.49有重晶石沉淀現象
12332942/22.49.29 
13272611/21.6409.5有重晶石沉淀現象
1437.5334.52/43.6209.5 
1531.5283.52/3213.29 
16423573/73.225.29 
1735.5314.53/73.614.89.5 
18423842/52.4139 

表4.1正交實驗數據分析表

4.1對高溫高壓失水的極差分析

以各配方的高溫高壓失水量作為評價指標,進行極差分析,確定各因素對試驗指標的影響,以確定最優化配方。數據分析結果見下表:

表4-2極差分析結果

因素   實驗號ABCDE
206.491.2148.4123.299.4
163.4167.2118.4135134
 111.484.2111.6136.4
Ⅰ/622.9 (Ⅰ/9)15.224.720.516.6
Ⅱ/618.2 (Ⅱ/9)27.919.722.522.3
Ⅲ/6 18.614.018.622.7
極差R4.712.710.73.96.1
優化條件A2B1C3D3E1

將圖4-2中各因素的不同水平對應下的平均濾失量作柱狀圖,直觀分析,以便觀察比較:

根據每個因素的各水平之間的極差值大小,結合圖4.1-4.5的直觀比較,確定影響因素的次序為:B>C>E>A>D。再加上計算中所得出的各因素的最好水平,最后得出其最優化配方為B1C3E1A2D3。由此我們可以得出聚磺飽和鹽水鉆井液體系的抗溫能力的影響因素大小排序為搬土含量、FA-367、SMP-2、PH值、JS-228。最終得到聚磺飽和鹽水鉆井液體系的最優化配方為:

表4-3最優化配方組成

因素NaOH搬土FA-367JS-228SMP-2
水平0.2%4%0.6%1.2%3%

4.2對流變參數的極差分析

以各配方的表觀粘度作為評價指標,進行極差分析,針對該最優化配方組成做進一步分析來驗證其合理性。數據分析結果見下表:

表4-4極差分析結果

因素   實驗號ABCDE
304163.5191169.5216
301195.5197210.5198
 246217225191
Ⅰ/633.8 (Ⅰ/9)27.331.828.336
Ⅱ/633.4 (Ⅱ/9)32.632.835.133
Ⅲ/6 4136.237.531.8
極差R0.413.74.49.24.2
優化條件A2B1C3D3E1

根據每個因素的各水平之間的極差值大小,確定影響因素的次序為:B>D>C>E>A。由此我們可以得出聚磺飽和鹽水鉆井液體系的流變性的影響因素大小排序為搬土含量、JS-228、FA-367、SMP-2、PH值。

針對該最優化配方組成做進一步分析來驗證其合理性。從表4-4可以看出,體系粘度隨搬土含量增加明顯增大。該聚磺飽和鹽水鉆井液屬于加重鉆井液,密度達到1.60 g.cm-3左右,如果膨潤土含量過高,在高溫分散作用下,該鉆井液形成的空間網架結構過強,不利于鉆速的提高,因此一般來講,鉆井液密度越大,井溫越高,為避免高溫增稠,膨潤土含量應越低。故該最優化配方中搬土含量4%為適宜。體系粘度隨PH值變化不明顯。PH值較高有利于處理劑充分發揮其效力,但為了控制高溫分散,防止高溫膠凝和高溫固化現象的發生,PH值又不宜過高,最優化配方中NaOH含量0.2%為適宜。1.2%JS-228、0.6%FA-367和3%SMP-2增粘效果最明顯,具有較好的降濾失性能。而飽和鹽水鉆井液中最容易出現的問題是粘度、切力偏低,出現攜帶和懸浮能力不足的問題,常需要增粘劑提高鉆井液粘度。故1.2%JS-228、0.6%FA-367和3%SMP-2為適宜。

因此根據流變性的分析,該聚磺飽和鹽水鉆井液最優化配方是合理的。

4.3熱滾動實驗數據分析

將最優化配方,以及在前面正交實驗中18組配方中根據最低高溫高壓濾失量篩選出來的12配方,分別在不同溫度下熱滾動16小時后,測定鉆井液的流變性以及在160℃下的高溫高壓濾失量,實驗結果見下表:

表4-5最優化配方以及12號配方熱滾動前后性能

配方溫度/℃密度ρ/g.cm-3表觀粘度AV/mpa.s塑性粘度PV/mpa.s動切力YP/pa靜切力Gel/pa/paAPI濾失量/mlHTHP濾失量/ml備注
最 優 化 配 方熱滾動前1.56332942/31.610.8 
160382994/66.238無高溫膠凝現象
1503528.56.51/42.830無高溫膠凝現象
14033.594.52/32.418.4無高溫膠凝現象
12 號 配 方熱滾動前1.56332942/22.49.2 
16030.5228.56/8844無高溫膠凝現象
15027.5225.51/3344無高溫膠凝現象
140252931/32.425.5無高溫膠凝現象

注:熱滾動溫度為160℃、150℃、140℃,時間為16h,HTHP失水均在160℃下測定。

由于用以作參照的12配方的濾失性能明顯劣于最優化配方,故在此只分析最優化配方的熱滾動數據。

以熱滾動溫度為橫坐標,熱滾動后鉆井液的表觀粘度、動切力為縱坐標分別作圖,研究熱滾動溫度對鉆井液流變性的影響。

再以熱滾動溫度為橫坐標,熱滾動后鉆井液的中壓濾失量、高溫高壓濾失量為縱坐標分別作圖,研究熱滾動溫度對鉆井液濾失量的影響。

由圖4.6-4.9數據可以看出,該聚磺飽和鹽水鉆井液體系在不同熱滾動溫度下的流變性和濾失量均有所變化。當熱滾溫度不大于160℃時,體系熱滾動后其粘度切力較熱滾動前有所增加,且隨熱滾動溫度的升高而增大,主要是由于在溫度達到較高水平情況下,其體系中處理劑受高溫作用降解破壞加劇,對粘土保護能力降低,粘土顆粒水化膜厚度降低,粘土高溫增稠現象加劇,因此,粘度切力有所增加,但從總體趨勢上看增加的幅度不大,沒有出現嚴重增稠或顯著稀釋的情況,在可控范圍之內,因為該體系在160℃時仍然具有較好的流變參數。

但從圖4.3和圖4.4可以看出,該聚磺飽和鹽水鉆井液體系在熱滾之后濾失量劇增,且隨熱滾動溫度的升高增幅很大。特別是在150℃以上,該鉆井液的高溫高壓濾失量嚴重超過了鉆井液濾失性能的一般要求。故可以判斷有處理劑在高溫條件下發生較大程度的高溫降解或高溫解吸附、高溫去水化等物理化學變化,即有處理劑的抗溫能力不足150℃。因為XY-27、SMP-2、FA-367的抗溫能力均大于150℃,由此判斷抗高溫降濾失劑JS-228的抗溫能力不足150℃,導致該體系150度及以上溫度熱滾動后,HTHP失水性能偏高,從HTHP失水影響因素排序來看,本因對高溫高壓失水控制起主要作用的降濾失劑JS-228,卻排在最后,也說明該劑未能有效發揮降失水作用。又因為該鉆井液體系在140℃熱滾之后,具有較好的流變參數,且中壓濾失量和高溫高壓濾失量分別為2.4mL和18.4mL,均在課題設計目標范圍之內,故該鉆井液體系可以抗溫能力可達到140℃。總的來說,該體系最優化配方在流變性能上可抗160度高溫,且沒有出現高溫膠凝現象,但16小時熱滾動后,150、160度高溫高壓失水性能偏高,說明降濾失劑JS-228抗溫能力不足,如果換用其他更好的抗高溫降濾失劑,完全可以達到抗160度高溫的抗溫能力。

5 研究結論

(1)兩性離子聚磺飽和鹽水鉆井液體系抗溫能力的影響因素大小排序為搬土含量、FA-367、SMP-2、PH值、JS-228。因此要改善該體系的抗溫能力,重點在于控制好搬土含量以及包被劑FA-367的加量;

(2)該聚磺飽和鹽水鉆井液體系的最優化配方為:4% 搬土+0.25%純堿+0.2%燒堿+0.6%XY-27+0.6% FA-367+1.2% JS-228+3% SMP-2+30%NaCl+62%重晶石;

(3)最優化配方熱滾動實驗顯示,流變參數隨滾動溫度的升高而略有增加,但總體基本穩定,且未出現高溫膠凝現象,表明該體系具備抗160度高溫的能力;

(4)從高溫高壓失水性能來看,熱滾動超過140度后,HTHP失水超過20ml/30min,說明該體系選用的降濾失劑抗溫能力只能滿足140度要求。要改善該體系的抗溫能力,應選擇抗溫能力更好的降濾失劑。

(5)對流變參數影響因素排序為:搬土含量>JS-228>FA-367>SMP-2>PH值。因此,要提高該體系的粘度、切力,最有效的辦法是提高JS-228和FA-367的加量。

致謝

在即將完成學業之際,謹向各位多年來一直關心我的老師和同學表示我最誠摯的謝意。

首先,我衷心感謝我的指導老師鄧小剛老師給予我的悉心指導和熱情幫助,在論文的選題、實驗方案的確定和論文寫作過程中,鄧老師都給予了我極大的幫助。鄧老師博學的知識,嚴謹的治學態度以及科學的思維方法讓我受益匪淺,不僅使我在學識上取得了長足的進步,更是培養了我作為一個未來的石油工作者的基本素質。

同時也要感謝泥漿實驗室的所有一起完成課題實驗研究的同學,他們在我論文完成的各個階段給予了我許多的幫助,在此一并謝過。

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