高温钻井液技术.pptVIP

持续72小时、250℃高温下稳定剂和表面活性剂对SJ-1钻井液的影响 持续72小时、250℃高温下稳定剂和表面活性剂吐温-80对铵盐褐煤浆的影响 稳定剂提高钻井液抗温能力研究 混合稳定剂对钻井液中HPAM的影响 聚炳烯酰胺，160℃ 聚炳烯酰胺160℃加热4小时后，加稳定剂和不加稳定剂的钻井液的表观粘度Yp在12 mm2/s左右，与原始的HPAM钻井液的表观粘度相同，说明这时候钻井液中的HPAM还没有发生降解。 加热到8个小时，加稳定剂的钻井液表观粘度稍微下降一点，而不加稳定剂的钻井液的表观粘度降到了5 mm2/s，说明钻井液中的HPAM已经发生了部分氧化降解或者是分子链卷曲，加了稳定剂的钻井液的表观粘度为8 mm2/s，显然稳定剂起到了保护HPAM的作用。 当加热16小时后，不加稳定剂的钻井液的表观粘度已经到了1 mm2/s，说明这时候HPAM已经完全降解，而加了稳定剂的钻井液粘度仍保持在9 mm2/s，说明稳定剂在160℃时有效的保护了HPAM不被氧化降解，此时稳定剂除去了钻井液中的氧，钻井液中的HPAM在无氧的条件下没有因为氧化降解或者发生分子链的卷曲而失效。 聚炳烯酰胺，200℃ 聚炳烯酰胺，240℃ 240℃加热2小时后，原始钻井液粘度已经在0～3mm2/s之间，HPAM已经完全降解，而加了稳定剂的钻井液粘度仍保持在6～7mm2/s之间，4小时后粘度在6mm2/s左右，16小时后粘度到了1～2mm2/s之间。稳定剂的加入提高了钻井液的抗温能力。 混合稳定剂对钻井液中CMC的影响 CMC 160℃ 加入稳定剂后能减少CMC钻井液的滤失量，有实际的应用价值。 表面活性剂 – 粘土相互作用 tween-80与CTAB（99：1）的复配溶液对粘土浆抗盐性能的影响 8.5 9 17.5 350ml基浆+1gPAM+0.525gT80:CTAB(99:1) +35gNaCl 6 12 18 350ml基浆+1gPAM+0.35gT80:CTAB(99:1) +35gNaCl 22 10 32 350ml基浆+1gPAM+0.35gT80:CTAB(99:1) 6.5 7 13.5 350ml基浆+1gPAM+35gNaCl 16 14 30 350ml基浆+1gPAM YP,pa PV,mpa.s AV,mpa.s 配方 在含有PAM的泥浆里加入tween-80与CTAB（99：1），泥浆的表观粘度和动切力升高，但塑性粘度下降。往含有PAM的基浆里先加入tween-80与CTAB（99：1）后加入NaCl，则泥浆的粘度和切力都比只加NaCl时的大，原因可能是加入表面活性剂后，表面活性剂形成混合胶束与PAM结合保护了PAM分子，使NaCl对PAM的作用减小，所以粘度上升。 为了进一步考察混合表面活性剂对钻井液的影响，又测定了混合表面活性剂对粘土基浆的影响 。 5.5 4 9.5 300ml基浆++1.05g T80:CTAB(99:1)+30gNaCl 6.5 4 10.5 300ml基浆+1.05gT80:CTAB(99:1) 3.5 3 6.5 300ml基浆+30gNaCl 5.5 3 8.5 基浆 YP,pa PV,mpa.s AV,mpa.s 配方 加入混合表面活性剂之后，泥浆的粘度和切力都升高了，原因可能是吐温-80分子上有三段聚氧乙烯链，与粘土表面形成氢键吸附，而另外两段聚氧乙烯链则伸展到水中，它们的水化作用又有使粘土分散的趋势，而且未吸附的聚氧乙烯链的水化层增加了颗粒间的摩擦阻力，表现为体系的塑性粘度的上升。 在基浆中先加入吐温-80，再加入NaCl，则吐温-80对粘土颗粒起了保护作用，与含10%NaCl的盐水浆相比，体系的粘度上升，说明吐温-80在粘土颗粒上的水化层抵制了无机盐对粘土的抑制作用，增强了粘土的抗盐能力。 表面活性剂不仅对PAM起到了保护作用，对粘土也同样起到了保护作用。在这两个方面的共同作用下使体系的粘度上升，达到抗盐的目的。 tween-80与CTAB（99：1）的复配溶液对粘土浆抗钙性能的影响 16 11 27 350ml基浆+1gPAM+0.525gT80:CTAB(99:1) +1.5gCaBr2 22 10 32 350ml基浆+1gPAM+0.35gT80:CTAB(99:1) +1.5gCaBr2 10 9 19 350ml基浆+1gPAM+1.5gCaBr2 16 14 30 350ml基浆+1gPAM YP,pa PV,mpa.s AV,mpa.s 配方 在基浆中先加PAM后加溴化钙，体系的粘度和切力都降低，降低的幅度很大