磺酸盐共聚物高温海水基钻井液研究与应用新(修改)

4. 抗高温海水基钻井液体系性能评价
5. 现场应用 6. 结论
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1、简介
滨海地区高温深井段的事故与复杂：
卡钻
井塌 起下钻划眼 电测仪器阻卡 钻井液高温稠化
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中国石油集团海洋工程有限公司
磺酸盐共聚物高温海水基钻井液研究与应用
2010 10
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目 录
1. 简介 2. 磺酸盐共聚物DSP性能评价 3. 抗高温海水基钻井液体系配方
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3、抗高温海水基钻井液体系配方
3.2 主要处理剂成份及功能
天然高分子降滤失剂WNP-1是利用植物胶、纤维素等天然材料 经特殊工艺加工而成，该产品具有良好的热稳定性、降滤失性能、 抗盐、钙能力，在钻井液中不增黏，抗温达200℃；SD-101为羧甲 基磺化酚醛树脂，是在磺化酚醛树脂分子中增加了羧甲基和磺酸基 团，能抗15%氯化钠和1%氯化钙的复合污染，耐高温200℃；HFT301为主要抑制防塌剂，是由天然有机物与树脂类接枝而得，并且 钾离子含量高达10%，有抗高温、降滤失作用，相对膨胀降低率大 于50%；FF-2为阳离子乳化沥青是由多种表面活性剂及阳离子页岩 抑制剂和一定范围软化点的沥青经特种工艺加工而成；低渗透成膜 润滑剂选用胺基聚醇AP-1，胺基聚醇分子链中引入了胺化合物，依 靠特殊结构牢牢吸附在黏土上，减少黏土层间距，并形成憎水润滑 膜，阻止水进入地层，稳定井壁，降低钻具扭矩。
温度/℃
上图表明，220℃之前，曲线非常平稳，基本没有失重，说明 DSP在220℃之前基本没有分解，能够抗200℃的温度。
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2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价
(2)高温老化分析
从上表可以看出，200℃以下的失水变化较小，说明DSP能够抗 200℃的温度。
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3、抗高温海水基钻井液体系配方
3.1 高温海水基钻井液配方 通过室内一系列的加量优选和验证，确定了磺酸盐 共聚物高温海水基钻井液配方为： 6% 膨润土海水基浆 +0.2%Na 2 CO 3 +0.15%NaOH+0.3%DSP+0.5%WNP1+3 %SD- 101+2 %H FT-301+2%FF-2+1%AP-1 。
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4、抗高温海水基钻井液体系性能评价
4.1 钻井液体系抗温流变性能 4.1.1 DSP加量对钻井液性能的影响
不同DSP加量的高温性能 DSP % PV mPa.s YP Pa Gel Pa/Pa FL mL FLHTHP mL
磺酸盐共聚物DSP高温老化性能 实验条件 老化前 150℃老化后 180℃老化后 200℃老化后 PV mPa.s 30 40 23 21 YP Pa 32 27 16 14 FL mL 8.6 8.2 8.6 9.0 28 29 30 FLHTHP mL
220℃老化后
12
1
15.6
64
注：FLHTHP在180℃下测定。 6%膨润土淡水基浆中加入0.5%DSP
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2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价
2.2 DSP抗温性
(1)热重分析
磺酸盐共聚物DSP热失重曲线图
100 80
失重/%
60 40 20 0 0 100 200 300 400 500 600
0
0.1 0.2 0.3 0.4
7.0
7.5 11.0 12.0 18.0
0.5
1.5 3.0 3.0 4.0
0.5/1.0
0.5/1.0 0.5/1.0 1.0/2.0 1.0/3.0
6.0
4.0 2.8 2.4 2.2
20.0
17.0 16.8 16.0 15.6
注： FLHTHP在180℃下,压差3.5MPa测定。ρ=1.05g/cm3， 200℃高温老化16小时。
从上表可以看出，随着 DSP 的加量增加，钻井液粘切逐渐上 升，高温高压滤失量降低。表明不同 DSP 浓度的钻井液能够抗 200℃的高温。
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2、磺酸盐共聚物DSP合成与性能评价
2.1 DSP的合成
将配方量的丙烯酰胺 (AM)、丙烯酸(AA)、2-丙 烯酰氧丁基磺酸（ AOBS ）、环氧氯丙烷和二甲基 二烯丙基氯化铵(DADMAC) 溶于水，用适当浓度的 氢氧化钠溶液将单体混合液的 pH值中和至所需值， 在搅拌条件下加人一定量的引发剂水溶液，在指定 温度下反应5～10min，得凝胶状产物。将产物剪切 成颗粒状，于 100 ～ 120℃ 下烘干粉碎，即得抗高 温聚合物DSP。
1、简介
技术难点：
①井底温度高达180℃ ~190℃，要求钻井液有 较强的高温稳定性，密度可调和流变可调性；
②钻遇的地层跨度大，岩性复杂，井壁稳定性 差，要求钻井液具有良好的防塌性； ③钻遇岩性多变，要求钻井液具有同时满足不 同岩性需要的性能。
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