聚合度对聚胺页岩抑制剂抑制性能的影响

杜 薇，陈 楠，鲁 娇，杨 超 ，张喜文，黎元生*

（1. 辽宁石油化工大学, 辽宁 抚顺 113001; 2. 抚顺石油化工研究院, 辽宁 抚顺 113001）

聚合度对聚胺页岩抑制剂抑制性能的影响

杜 薇1，陈 楠2，鲁 娇2，杨 超2，张喜文2，黎元生*2

（1. 辽宁石油化工大学, 辽宁 抚顺 113001; 2. 抚顺石油化工研究院, 辽宁 抚顺 113001）

考察了不同聚合度聚胺用作钻井液页岩抑制剂的性能。实验结果表明，加入聚胺能降低泥浆的动切力，土容量越大，减低越明显。聚胺浓度越大，相对抑制率越高。当以粘度来近似表征聚合度时，粘度为700～1 200 mm2/s的聚胺在含量为0.2%时，相对抑制率＞80%。加入聚胺的泥浆在120 ℃、150 ℃和180 ℃温度下老化16 h后，相对抑制率均大于90%，显示出良好的页岩抑制效果。

聚胺；页岩抑制剂；聚合度；钻井液

在钻井液中，页岩多以粘土的形式分散，页岩抑制剂能够抑制页岩粘土的水化作用，从而使井壁稳定[1-3]。近年来，聚胺类抑制剂是国内外常用的一类页岩抑制剂。聚胺大多溶于水，在水基钻井液中易于添加处理，胺分子独特的分子结构可填充在粘土层间，通过阳离子吸附在粘土表面，或在离子交换中取代金属阳离子形成了对粘土的束缚[4]。不同分子量的中性胺类页岩抑制剂的分子建模研究表明，胺类的抑制效率优于其它类型化合物[5]。还有对环境污染程度较小等优点。

本实验合成了一系列不同聚合度的聚胺，以聚胺运动粘度近似表征聚合度。通过抑制膨润土造浆实验、相对抑制率实验、耐温性实验，评价了聚胺的抑制性能。

1 实验部分

1.1 主要原料和仪器

有机胺、环醚、扩链剂、终止剂等。

钻井液用膨润土。

DFYF-108A GB/T265石油产品运动粘度测定仪；GJSS-B12K 变频高速搅拌机；XGRL-4A型高温滚子加热炉；六速旋转粘度计。

1.2 样品合成及评价实验

（1）样品制备

将有机多胺、环醚等原料按不同比例加入反应器中，制备出不同聚合度的系列产物。

（2）样品粘度测定

用 GB/T 265-88方法测粘度，测定温度为 40℃。

（3）抑制膨润土造浆实验

在400 mL自来水中加入3%聚胺试样和5%钻井液用膨润土，搅拌20 min，70 ℃下热滚16 h后测试浆液流变性，再加入10%钻井液用膨润土，70℃下热滚16 h后测试流变性，如此反复直到浆液粘度太大测不出为止，对比膨润土容量和动切力。

与空白基浆比较，膨润土容量越大，动切力越小，说明聚胺的抑制性越好。

（4）相对抑制率实验

分别取不同量的聚胺试样溶于蒸馏水中，加入0.3%碳酸钠，在10 000 r/min下搅拌5 min后，缓慢加入10%钻井液用膨润土,在10 000 r/min下搅拌20 min,在120 ℃下热滚16 h，冷却后在10 000 r/min下搅拌5 min，测定泥浆的流变性，并与无聚胺基浆的流变性比较，得到不同抑制剂浓度对10%膨润土浆的相对抑制率。

相对抑制率越大，说明聚胺的抑制性越好。

式中：X— 相对抑制率，%；

f′100— 泥浆在 100 r/min 的读值；

f100— 基浆在 100 /min 的读值。

（5）耐温性实验

以过200目筛的钠膨润土经干燥后，作为钻井液用膨润土，分别在120、150和180 ℃老化温度下进行相对抑制率实验。

2 实验结果与讨论

2.1 合成样品的聚合度表征

聚合度是聚合物相对分子量的量度，聚合度的表示方法很多，常用粘度法来表示[6]。不同样品的粘度测试结果见表1。

表1 不同合成条件样品的粘度Table 1 Viscosities of samples synthesized under different conditions

2.2 抑制膨润土造浆

以上部分样品作不同粘度样品在不同土容量时的动切力曲线见图1。

随着土量的增加，泥浆体系动切力的值增加。在所加膨润土容量为45%时，空白基浆动切力值为37.5 Pa，加入聚胺样品的泥浆动切力均低于15 Pa。当膨润土容量为55%时，空白基浆测不出动切力值，聚胺样品能测出动切力值，分别为：1#样品14 Pa；3#样品 38.5 Pa；5#样品 64 Pa；13#样品 41.5 Pa；14#样品 45.5 Pa；15#样品 35 Pa；16#样品 56.5 Pa。当膨润土容量为65%时，14#聚胺仍可测出动切力值。

加入不同粘度聚胺的泥浆在膨润土容量相同时，动切力均小于空白基浆。这表明制备的聚胺能够有效起到抑制膨润土造浆的能力。

图1 不同粘度样品的动切力Fig. 1 The YP of samples with different viscosities

2.3 相对抑制率

以上部分样品作不同加入量时粘度对抑制率影响曲线见图2。

随着聚胺量的增加，相同粘度聚胺的相对抑制率增加。聚胺含量为0.1%时，所有运动粘度的聚胺抑制性均较差。含量为0.2%时，运动粘度为700～1 200 mm2/s的聚胺相对抑制率大于80%。含量在0.3%和0.5%时，聚胺的相对抑制率均大于90%，数值变化不明显。

此外，可以看出粘度为700～1 200 mm2/s的聚胺可以在加量较少的情况下得到更好的抑制效果。

图2 不同粘度样品的相对抑制率Fig. 2 The relative inhibition rate of samples with different viscosities

2.4 耐温性实验

不同老化温度下所测得的相对抑制率见表2。

表2 不同老化温度的聚胺相对抑制率Table 2 The relative inhibition rate of the polyamine under different aging temperatures %

3种聚胺在120 ℃，150 ℃和180 ℃下的相对抑制率均大于90%，具有良好的抑制性。聚胺的耐温性好，可耐180 ℃高温。

3 结 论

（1） 与空白泥浆相比，加入 3%聚胺后能够明显降低体系动切力，表明样品聚胺有明显的抑制膨润土水化的作用。

（2） 相对抑制率实验表明，粘度为700～1 200 mm2/s的聚胺在加入只有0.1%时，即能表现出一定的抑制性。加入量在0.2%以上时，所有聚胺样品均表现出较好的抑制性。

（3） 测试的聚胺样品经120、150和180 ℃老化后，相对抑制率均能超过90%，表明不同聚合程度的样品在试验范围内均具有良好的高温抑制性。

[1] 梁大川.泥页岩水化机理研究现状[J].钻井液与完井液，1997，14(16)：29-31.

[2] Arvind D. Patel, Manuel Stamatakis.Shale Hydration Inhibition Agent and Method of Use： US ，Patent 2010/0144561[P].2010-10.

[3] 陈平，等.钻井与完井工程[M]. 2005：98-120.

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Effect of the Polymerization Degree on Performance of Polyamine Shale Inhibitor

DU Wei1,CHEN Nan2,LU Jiao2,YANG Chao2,ZHANG Xi-wen2,LI Yuan-sheng*2
（1. Liaoning Shihua University，Liaoning Fushun 113001，China；
2. Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals，Liaoning Fushun 113001，China)

Properties of polyamines with different polymerization degrees as shale inhibitor for drilling fluid were investigated .The results show that to add polyamines can decrease the YP of clay mud, and capability of the clay increases more, the reduction is more apparent; the higher the polyamine concentration, the higher the relative inhibition rate. When dosage of the polyamine（700～1 200mm2/s） is 0.2%, the relative inhibition rate is more than 80%.After aging for 16 h at the temperature of 120 ℃, 150 ℃ or 180 ℃, relative inhibition rates are more than 90%.

Polyamine; Shale inhibitor; Degree of polymerization; Drilling fluid

TQ 316

1671-0460（2012）01-0039-03

2011-12-10

杜薇（1986-），女，在读研究生，辽宁辽阳人，2008年毕业于沈阳化工学院高分子材料与工程专业，研究方向：钻井液添加剂。

黎元生，教授级高级工程师，本刊编委。E-mail：liyuansheng.fshy@sinopec.com。