朱 兵, 聶育志, 邱在磊, 王浩任, 陳紅壯, 馬 鵬
(中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院,北京 100101)
當(dāng)前,國(guó)內(nèi)固井用降濾失劑普遍存在抗溫抗鹽能力差、與其他外加劑配伍性差及綜合性能差等問題[1-9]。隨著油氣勘探向深部復(fù)雜地層發(fā)展,對(duì)固井降濾失劑的抗溫、抗鹽性能提出了更高要求[10]。AMPS類共聚物是國(guó)內(nèi)近幾年開發(fā)的新一代降濾失劑,具有較好的降濾失性能,其中以AMPS/AM類居多,但在溫度超過70 ℃時(shí)該類降濾失劑會(huì)導(dǎo)致水泥漿出現(xiàn)過度緩凝現(xiàn)象,甚至出現(xiàn)水泥漿稠化時(shí)間“倒掛”現(xiàn)象(指同一配方水泥漿隨溫度升高,稠化時(shí)間延長(zhǎng)的現(xiàn)象),無法滿足長(zhǎng)封固段的固井作業(yè)要求[11-13],同時(shí)會(huì)影響固井質(zhì)量。為此,筆者等人以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)和丙烯酸(AA)為單體制備出抗溫、抗鹽性能優(yōu)良的AMPS/DMAM/AA共聚物固井降濾失劑,基本解決了高溫時(shí)AMPS/AM類固井降濾失劑導(dǎo)致的水泥漿過度緩凝問題。
1) AM中酰胺基團(tuán)(—CONH2)高溫下易水解,是導(dǎo)致加入AMPS/AM類降濾失劑水泥漿在高溫下過度緩凝的根本原因。雖然AMPS對(duì)AM中酰胺基團(tuán)的水解有一定抑制作用,但隨著溫度升高,這種抑制作用逐漸減弱,酰胺基團(tuán)水解速度隨之加快。因此,采用DMAM替代AM。DMAM是AM的改性單體,其用2個(gè)甲基(—CH3)取代了AM中酰胺基團(tuán)的2個(gè)H原子,所以在高溫下DMAM不易水解,同時(shí)也避免了水解過程中產(chǎn)生氨氣的問題。
2) 沿用具有優(yōu)異抗溫、抗鹽基團(tuán)的單體AMPS以及含有強(qiáng)吸附基團(tuán)的單體AA。AMPS中的磺酸基(—SO3H)具有良好的抗鹽性及熱穩(wěn)定性;其龐大的側(cè)基可有效增大空間位阻,提高大分子鏈的剛性,從而提高耐溫、抗鹽及抗剪切性能。AA中的羧基(—COOH)可吸附水泥顆粒,從而起降低濾失量的作用。
主要材料:AMPS,DMAM和AA(工業(yè)純);引發(fā)劑和氫氧化鈉(分析純);G級(jí)水泥;硅粉和高溫緩凝劑 DZH-2。
主要儀器: HH-4 型數(shù)顯恒溫水浴鍋;HW30型攪拌器;IR200型紅外光譜儀;TGA/DSC1型同步熱分析儀;PL-GPC 50型凝膠滲透色譜儀;OWC-9350A 型常壓稠化儀;OWC-9360UD 型恒速攪拌器;OWC-9480 型增壓稠化儀;OWC-9390 型增壓養(yǎng)護(hù)釜;OWC-9510 型高溫高壓失水儀;OWC-2002 型油井水泥壓力試驗(yàn)機(jī)。
2.2.1 合成方法
將準(zhǔn)確計(jì)量的去離子水加入到水浴鍋中的三口燒瓶中,再依次加入準(zhǔn)確計(jì)量的AMPS、DMAM和AA,邊攪拌邊加入,用氫氧化鈉溶液調(diào)節(jié)pH值;升溫至目標(biāo)溫度t1,加入準(zhǔn)確計(jì)量的引發(fā)劑溶液,繼續(xù)升溫至目標(biāo)溫度t2,恒溫反應(yīng)3 h,得到無色透明黏稠液體,即為AMPS/DMAM/AA共聚物降濾失劑。
2.2.2 評(píng)價(jià)方法
水泥漿制備及濾失量、流變性、抗壓、稠化性能測(cè)定按照GB/T 19139—2003《油井水泥試驗(yàn)》進(jìn)行;濾失量測(cè)定條件按照SY/T 5504.2—2005《油井水泥外加劑評(píng)價(jià)方法:第2部分:降失水劑》設(shè)定;稠化時(shí)間測(cè)定條件按照SY/T 5504.1—2005《油井水泥外加劑評(píng)價(jià)方法:第1部分:緩凝劑》設(shè)定。
取適量AMPS/DMAM/AA降濾失劑樣品,用丙酮清洗2次,并在室溫下真空干燥后,采用溴化鉀壓片法對(duì)干燥后的樣品進(jìn)行光譜分析,結(jié)果見圖1。由圖1可知,3 417 cm-1是AMPS中—N—H—的伸縮振動(dòng)峰,2 940 cm-1是DMAM中—CH3的伸縮振動(dòng)峰,1 654 cm-1是AMPS、DMAM和AA中—C=O的伸縮振動(dòng)峰,1 417 cm-1是—CH3的變角振動(dòng)峰,1 190 cm-1和1 045 cm-1分別是AMPS中—S=O和—S—O的伸縮振動(dòng)峰。紅外光譜分析結(jié)果顯示,3種單體AMPS、DMAM和AA均參與了共聚反應(yīng)。
圖1 AMPS/DMAM/AA紅外光譜分析結(jié)果Fig.1 Infrared spectrum of AMPS/DMAM/AA
采用TGA/DSC1型同步熱分析儀測(cè)定AMPS/DMAM/AA降濾失劑的熱分解溫度,結(jié)果見圖2。由圖2可知,水分全部蒸發(fā)后,隨溫度升高,AMPS/DMAM/AA降濾失劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)趨于平穩(wěn);當(dāng)溫度升至380 ℃時(shí),出現(xiàn)了明顯的熱量變化和質(zhì)量損失,表明該降濾失劑理論抗溫可達(dá)380 ℃。
圖2 AMPS/DMAM/AA熱重分析結(jié)果Fig.2 Thermo-gravimetric analysis of AMPS/DMAM/AA
采用凝膠色譜法對(duì)相同反應(yīng)條件下合成的10組AMPS/DMAM/AA降濾失劑進(jìn)行相對(duì)分子質(zhì)量及分布測(cè)定。測(cè)得10組AMPS/DMAM/AA降濾失劑的重均相對(duì)分子質(zhì)量為70萬~85萬,數(shù)均相對(duì)分子質(zhì)量為35萬~50萬,說明合成降濾失劑的相對(duì)分子質(zhì)量以及分布控制較好,相對(duì)分子質(zhì)量分布較寬并保持在合適范圍內(nèi),有助于降濾失劑在水泥顆粒表面的多點(diǎn)吸附,對(duì)水泥顆粒具有助分散作用[5,14]。
4.1.1 淡水基漿
在淡水基漿中加入不同量的AMPS/DMAM/AA降濾失劑,在120 ℃、6.9 MPa條件下測(cè)定淡水基漿濾失量與其加量的關(guān)系,結(jié)果見圖3。淡水基漿配方為G級(jí)水泥+35%硅粉+44%淡水。由圖3可知,淡水基漿的濾失量隨著降濾失劑加量的增加先急劇減小隨后趨于平緩。當(dāng)降濾失劑加量大于3%時(shí),濾失量可控制在100 mL以內(nèi);當(dāng)降濾失劑加量分別為4%、5%、6%和8%時(shí),淡水基漿濾失量分別為51、46、34和26 mL。說明AMPS/DMAM/AA降濾失劑的加量大于3%時(shí),對(duì)淡水基漿具有良好的降濾失能力。
圖3 濾失量與降濾失劑加量的關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between fluid loss and amount of AMPS/DMAM/AA
4.1.2 飽和鹽水基漿
將淡水基漿更換為飽和NaCl鹽水基漿后的測(cè)試結(jié)果見圖3。由圖3可知,飽和NaCl鹽水基漿濾失量與降濾失劑的關(guān)系與淡水基漿表現(xiàn)出相同的趨勢(shì),但飽和NaCl鹽水基漿的濾失量均高于淡水基漿。當(dāng)降濾失劑加量大于4%時(shí),飽和NaCl鹽水基漿濾失量可控制在100 mL以內(nèi);當(dāng)其加量分別為5%,6%和8%時(shí),飽和NaCl鹽水基漿濾失量分別為74,56和30 mL。說明AMPS/DMAM/AA降濾失劑的加量大于4%時(shí),對(duì)飽和NaCl鹽水基漿具有良好的降濾失能力,抗鹽性能優(yōu)異。
測(cè)試配方為G級(jí)水泥+35%硅粉+6%AMPS/DMAM/AA降濾失劑+44%自來水的水泥漿分別在120,140,160,180和200 ℃溫度下的濾失量,結(jié)果見圖4。
圖4 抗溫性能Fig.4 Temperature-resistance performance of AMPS/DMAM/AA
由圖4可知,隨著溫度升高,水泥漿濾失量逐漸增大,但當(dāng)溫度為200 ℃時(shí),水泥漿的濾失量?jī)H為74 mL,AMPS/DMAM/AA降濾失劑表現(xiàn)出很好的抗溫性能。
分別測(cè)試以AMPS/DMAM/AA和AMPS/AM/AA為降濾失劑的水泥漿在不同溫度下的稠化時(shí)間,結(jié)果見圖5。
圖5 兩類降濾失劑稠化時(shí)間對(duì)比Fig.5 Thickening time comparison between two fluid loss additives at different temperature
由圖5可知,以AMPS/DMAM/AA為降濾失劑的水泥漿隨著溫度升高,其稠化時(shí)間逐漸縮短,即在實(shí)際固井作業(yè)中,井底水泥漿先凝固,上部水泥漿后凝固,這樣有利于防止氣竄及水泥環(huán)收縮;而以AMPS/AM/AA為降濾失劑的水泥漿在溫度高于70 ℃后,隨著溫度升高其稠化時(shí)間反而延長(zhǎng),出現(xiàn)稠化時(shí)間“倒掛”現(xiàn)象。這說明以DMAM替代AM合成降濾失劑,能解決AMPS/AM類降濾失劑高溫下導(dǎo)致水泥漿過度緩凝的問題,可以滿足較長(zhǎng)封固段的固井作業(yè)要求。
在以AMPS/DMAM/AA為降濾失劑的水泥漿中加入不同量的 DZH-2,測(cè)試水泥漿稠化時(shí)間與緩凝劑 DZH-2 加量的關(guān)系,結(jié)果見表1。
表1AMPS/DMAM/AA與緩凝劑DZH-2的配伍性
Table1CompatibilityofAMPS/DMAM/AAwithretarderDZH-2
DZH-2加量,%API濾失量/mL初始稠度/Bc稠化時(shí)間/min過渡時(shí)間/min0322012040.1322218840.2332024350.3322128040.434223535
由表1可知,隨著 DZH-2 加量的增大,水泥漿的稠化時(shí)間隨之延長(zhǎng),與 DZH-2 加量表現(xiàn)出較好的線性關(guān)系,其濾失量、初始稠度、稠化過渡時(shí)間均穩(wěn)定。可以認(rèn)為該降濾失劑與 DZH-2 配伍性好,對(duì)水泥漿無不良影響。
按配方G級(jí)水泥+35.0%硅粉+6.0%AMPS/DMAM/AA降濾失劑+0.5%DZH-2+44.0%自來水配制水泥漿,并測(cè)試其綜合性能及稠化曲線。綜合性能:密度1.85 kg/L,游離液0 mL,濾失量46 mL,初始稠度22 Bc,稠化過渡時(shí)間5 min,24 h抗壓強(qiáng)度23.5 MPa。由綜合性能和稠化曲線(見圖6)可知,以AMPS/DMAM/AA為降濾失劑的水泥漿的濾失量小、初始稠度低、稠化過渡時(shí)間短、水泥石強(qiáng)度發(fā)展快且抗壓強(qiáng)度適中,稠化曲線平穩(wěn),無鼓包,呈直角稠化,能夠滿足高溫固井的施工要求。
圖6 加有AMPS/DMAM/AA的水泥漿的稠化曲線Fig.6 Thickening curve of cement slurry prepared mainly from AMPS/DMAM/AA
1) 以單體AA、AMPS和DMAM合成的三元共聚物降濾失劑在200 ℃、飽和鹽水條件下仍可有效降低水泥漿的濾失量,并能解決AMPS/AM類降濾失劑在溫度高于70 ℃時(shí)水泥漿過度緩凝的問題。
2) AMPS/DMAM/AA降濾失劑分子鏈中引入大側(cè)鏈基、磺酸基以及二甲基酰胺基團(tuán),增強(qiáng)了大分子鏈的剛性,提高了降濾失劑的耐溫能力,理論抗溫可達(dá)380 ℃;引入對(duì)外界陽離子不敏感的磺酸基團(tuán),增強(qiáng)了降濾失劑的抗鹽性能,可抗飽和NaCl鹽水。
3) AMPS/DMAM/AA降濾失劑相對(duì)分子質(zhì)量適宜,且相對(duì)分子質(zhì)量分布較寬,可對(duì)水泥顆粒實(shí)現(xiàn)多點(diǎn)吸附,使降濾失劑具備一定的分散功能。該此降濾失劑為主劑的水泥漿濾失量小、初始稠度低、過渡時(shí)間短、稠化曲線線形好、水泥石強(qiáng)度發(fā)展快且抗壓強(qiáng)度適中,具有很好的綜合性能。
參考文獻(xiàn)
References
[1] 于永金,靳建洲,劉碩瓊,等.抗高溫水泥漿體系研究與應(yīng)用[J].石油鉆探技術(shù),2012,40(5):35-39.
Yu Yongjin,Jin Jianzhou,Liu Shuoqiong,et al.Research and application of thermostable cement slurry[J].Petroleum Drilling Techniques,2012,40(5):35-39.
[2] 譚春勤,徐江,孫文俊,等.深井油井水泥耐鹽抗溫降失水劑JSS300的試驗(yàn)研究[J].石油鉆探技術(shù),2009,37(4):50-53.
Tan Chunqin,Xu Jiang,Sun Wenjun,et al.JSS300:a high temperature and salt resistant fluid loss agent for deep well cement slurry[J].Petroleum Drilling Techniques,2009,37(4):50-53.
[3] 鄒建龍,屈建省,許涌深,等.油井水泥降濾失劑研究進(jìn)展[J].油田化學(xué),2007,24(3):277-282.
Zou Jianlong,Qu Jiansheng,Xu Yongshen,et al.Advances in fluid loss control additives for oil well cementing compositions[J].Oilfield Chemistry,2007,24(3):277-282.
[4] 于永金,劉碩瓊,劉麗雯,等.高溫水泥漿降失劑 DRF-120L 的制備與評(píng)價(jià)[J].石油鉆采工藝,2011,33(3):24-27.
Yu Yongjin,Liu Shuoqiong,liu Liwen,et al.Preparation and evaluation of high temperature cement slurry loss reduction additive DRF-120L[J].Oil Drilling & Production Technology,2011,33(3):24-27
[5] 李曉嵐,國(guó)安平,孫舉.三元共聚物油井水泥降失水劑的室內(nèi)研究[J].鉆井液與完井液,2013,30(1):56-59.
Li Xiaolan,Guo Anping,Sun Ju.Research on terpolymer of oil well cement filtrate raducer[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2013,30(1):56-59.
[6] 劉學(xué)鵬,張明昌,丁士東,等.接枝改性聚乙烯醇的合成及性能評(píng)價(jià)[J].石油鉆探技術(shù),2012,40(3):58-61.
Liu Xuepeng,Zhang Mingchang,Ding Shidong,et al.Synthesis and properties of a high-temperature grafting polyvinyl alcohol fluid loss additive[J].Petroleum Drilling Techniques,2012,40(3):58-61
[7] 蘇俊霖,蒲曉林,任茂,等.抗高溫?zé)o機(jī)/有機(jī)復(fù)合納米降濾失劑室內(nèi)研究[J].斷塊油氣田,2012,19(5):626-628.
Su Junlin,Pu Xiaolin,Ren Mao,et al.Research on inorganic/organic composite-nano fluid loss additive resistant to high temperature[J].Fault-Block Oil & Gas Field,2012,19(5):626-628.
[8] 尹虎,鐘守明,劉輝,等.稠油井火驅(qū)開發(fā)固井水泥漿性能評(píng)價(jià)與應(yīng)用[J].油氣地質(zhì)與采收率,2013,20(4):99-101.
Yin Hu,Zhong Shouming,Liu Hui,et al.Study and application of cement system for in-situ combustion in heavy oil reservoir[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2013,20(4):99-101.
[9] 姚杰,馬禮俊,萬濤,等.反相微乳液SSS/AA/AM三元共聚物鉆井液降濾失劑[J].鉆井液與完井液,2010,27(5):18-21.
Yao Jie,Ma Lijun,Wan Tao,et al.Study on filtrate reducer made by SSS/AA/AM with inverse micro-emulsion polymerization[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2010,27(5):18-21.
[10] 林榮壯,戴建文,楊勇,等.超高溫降失水劑 DHTF-3 的研制與實(shí)驗(yàn)研究[J].鉆井液與完井液,2011,28(6): 44-46.
Lin Rongzhuang,Dai Jianwen,Yang Yong,et al.Experimental research on ultra-high temperature filtration control agent DHTF-3[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2011,28(6):44-46.
[11] 劉愛萍,鄧金根.新型丙烯酰胺共聚物油井水泥降失水劑研究[J].石油鉆采工藝,2006,28(5):22-24,83.
Liu Aiping,Deng Jingen.Study of new filtrate reducer of acrylamide copolymer used for cementing[J].Oil Drilling & Production Technology,2006,28(5):22-24,83.
[12] 趙琥,邱超,宋茂林,等.深水固井低溫水泥外加劑的開發(fā)及應(yīng)用[J].石油鉆探技術(shù),2012,40(4):72-75.
Zhao Hu,Qiu Chao,Song Maolin,et al.Development and application of additive in deepwater cementing[J].Petroleum Drilling Techniques,2012,40(4):72-75.
[13] 張克堅(jiān),王元敏,李銀海,等.哈薩克斯坦濱里海盆地巨厚鹽膏層固井技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù),2008,36(6):82-85.
Zhang Kejian,Wang Yuanmin,Li Yinhai,et al.Cementing technology used in huge salt bed in Pre-Caspian Sea Basin,Kazakstan[J].Petroleum Drilling Techniques,2008,36(6):82-85.
[14] 劉偉.抗凍型JYC降失水劑的室內(nèi)研究與應(yīng)用[J].石油鉆探技術(shù),2011,39(6):56-59.
Liu Wei.Laboratory study and applications of anti-frozen JYC fluid loss additive[J].Petroleum Drilling Techniques,2011,39(6):56-59.