適用于稠油熱采井的熱降解型修井液實驗研究

邢希金，羅剛，謝仁軍，何松

（1.中海油研究總院，北京100028；2.荊州市漢科新技術研究所，湖北荊州434000）

適用于稠油熱采井的熱降解型修井液實驗研究

邢希金1，羅剛2，謝仁軍1，何松1

（1.中海油研究總院，北京100028；2.荊州市漢科新技術研究所，湖北荊州434000）

本文針對渤海在產稠油油田修井過程中存在的聚合物修井液侵入污染儲層問題，從聚合物熱降解機理出發，優選了可熱降解的聚合物HZN-8，該聚合物在80℃條件15 d內仍然保持相對較高的粘度，30 d后熱降解相對徹底，并以此聚合物為基礎建立了可熱降解型修井液體系。室內評價表明，研究的修井液常規性能滿足修井要求，具有很好的封堵能力且承壓能力達到7 MPa，體系在80℃～120℃條件下經過一段的降解，降解率可以達到80%以上，對巖心污染后其滲透率恢復值均大于90%，說明體系具有很好的儲層保護效果。

稠油熱采；熱降解；修井液；聚合物；儲層保護

1　問題的提出

渤海在產的稠油油田在大修井過程中出現了聚合物類修井液漏失，儲層在不同程度上受到污染。聚合物進入儲層后堵塞孔隙空間，由于聚合物的堵塞常規的酸化、氧化［1］等解堵措施難于進入儲層，這增加了后期的解堵難度。本文針對稠油熱采井在開采過程中存在注熱、地層升溫這一特點，提出了優選可熱降解聚合物的研究思路，利用聚合物的熱降解特征構建可熱降解的修井液體系，修井過程中一旦發生聚合物漏失，可利用儲層自身溫度及注熱溫度實現聚合物降解，從而保護稠油儲層。

2　聚合物熱降解機理

用于修井液的可以降解的處理劑主要為高分子聚合物，由于高分子聚合物的分子鏈很大，不容易降解，這些高分子在地層中容易捕積而傷害儲層。所以必須優選出在一定溫度下可以自行降解高分子增粘劑，以滿足在修井作業后恢復油井產能。

文獻［2］介紹了聚合物熱降解的研究歷程及降解反應的分類情況。1860年，C.G.William在研究天然橡膠的結構時發現，將橡膠加熱后可分離得到異戊二烯。1949年，N.Grassie和H.W.Melville系統地研究了熱對聚合物的降解效應。以后，W.G.Oakes，F. Chevassus，M.B.Neiman和W.J.Bailey等人均在熱降解方面做了大量研究工作。歸納起來，從機理上熱降解可分為三大類：

2.1解聚反應（又稱拉鏈降解）

降解開始于分子鏈的端部成分子中的薄弱點，相連的單體鏈節逐個分開，形成唯一的產物-單體。例如，聚甲基丙烯酸甲酯的熱降解，解聚反應的示意圖（見圖1）。

圖1　聚合物解聚反應示意圖

圖2　聚合物無規斷鏈反應示意圖

2.2無規斷鏈反應

熱造成聚合物無規則的斷鏈，反應的主要產物是低相對分子質量的聚合物。例如，聚乙烯的熱分解，無規斷鏈反應的示意圖（見圖2）。

2.3主鏈不斷裂的小分子消除反應

聚合物的降解始于側基的消除，形成的小分子不是單體。待小分子消除至一定程度，主鏈薄弱點增多，最后發生主鏈斷裂，全面降解。典型的例子是聚氯乙烯的熱降解，主鏈不斷裂的小分子消除反應的示意圖（見圖3）。

圖3　聚合物小分子消除反應示意圖

3　可降解的聚合物的優選

3.1評價實驗方法

聚合物的自降解評價主要從聚合物的表觀粘度AV值的變化情況來衡量。實驗方法如下：

（1）將聚合物配制成一定濃度的水溶液，在30℃條件下用六速旋轉粘度計測定其表觀粘度，記為AV1。

（2）將配制好的樣品放入老化罐密封，在一定的溫度下恒溫放置一定的時間，取出冷卻至30℃，用六速旋轉粘度計測定其表觀粘度AV2。

（3）按下式計算降解率：

式中：AV1-原膠液的粘度，mPa·s；AV2-在一定溫度下放置一定時間后溶液的粘度，mPa·s。

3.2實驗評價結果

修井液中可降解的物質通常為聚合物類增粘劑，該劑的主要作用是提供一定粘度，維持修井液體系的懸浮能力，減少修井液漏失。研究選擇常用的6種增粘劑，均配制成1%水溶液，分別置于不同溫度下靜置72 h，考察各種增粘劑的熱降解情況（見表1），常見的幾種高分子增粘劑隨著溫度的升高，體系的表觀粘度降低，說明所選聚合物均具備一定的熱降解能力，當溫度升高至140℃后，體系的表觀粘度降至清水相當，說明所選的聚合物能夠徹底降解，修井后殘留在地層的高分子聚合物均可以通過地層自身溫度進行熱降解。

表1　所選增粘劑在不同溫度系靜置72 h表觀粘度

所選增粘劑在不同放置時間的表觀粘度（見表2）。由實驗數據看出，這6種高分子聚合物在80℃條件下隨著熱降解時間的延長，均有一定的降解能力，降解時間越長，降解程度相應越高。綜合比較而言，瓜爾豆膠和HZN-8這兩種材料經過30 d降解后降解相對徹底，但瓜爾豆膠經過3 d后，降解程度較為嚴重，說明形成的膠體穩定時間較短，不利于現場作業的要求；HZN-8經過在15 d內仍然保持相對較高的粘度，說明高分子聚合物穩定時間較長，30 d后熱降解相對徹底，從隨時間的熱降解變化情況認為HZN-8更適合作為修井液的增粘劑，下一步將對該高分子聚合物的生物酶降解性進行研究。

表2　所選增粘劑在不同放置時間的表觀粘度

4　可降解修井液配方構建與性能評價

經過大量的室內實驗篩選和評價，考慮修井液的濾失控制、粘土穩定性及封堵效果，最終優化出了適合稠油熱采井的修井液體系的配方如下，不同密度下的基本性能（見表3）。

可熱降解修井液參考配方：過濾海水+0.2% Na2CO3+2.0%增粘劑HZN-8+1.5%降濾失劑FLOCAT+1.5%防膨劑HTW+1.5%減阻劑HUL+3%封堵劑，用KCl加重。

室內采用無機鹽KCl調整修井液的密度，分別測試了1.05 g/cm3、1.10 g/cm3、1.15 g/cm3和1.20 g/cm3四個密度點的流變性能，由表3數據可以看出，體系的流變性能良好，尤其是體系的切力相對較高，均在20 Pa以上，對修井過程中混入的固相具有很好的懸浮能力，有效防止在修井過程中固相物質下沉。同時體系的高溫高壓濾失量液比較低，均小于15 mL，說明進入地層的濾液相對較少，可以有效減少濾液侵入對儲層的傷害。

表3　不同密度修井液的性能

為進一步考察構建體系的儲層保護效果，室內對構建的修井液進行了熱降解能力、防膨性能及儲層保護性能評價。

4.1封堵能力評價

封堵能力是考察修井液進入儲層多少的重要指標。由表4實驗結果表明，對于60～80目高滲砂床，單純的海水在瞬間基本全漏失，室內研究修井液高溫砂床30 min的濾失量很小，且在逐漸加大壓力的情況下，濾失量均非常小，當壓力達到7 MPa時，濾失量并沒有猛烈增長，說明完全堵住，說明該研究的修井液具有很好的封堵能力且承壓能力達到7 MPa。

表4　鉆井液封堵及承壓能力

圖4　不同時間修井液侵入砂床的深度

由圖4實驗曲線可以知，隨著實驗時間和壓差的延長，修井液在填砂管中的侵入深度相應的增加，40～60目24 h侵入深度小于4.5 cm，60～80目24 h侵入深度小于3.0 cm，但總的說來，體系具有很好的封堵能力。

4.2熱降解能力評價

修井壓井過程中難免會有修井液中的聚合物進行儲層，熱降解能力是考察進入儲層聚合物在儲層溫度下的自然降粘和返排能力。由圖5數據可以看出，相同的降解時間下，隨著溫度的升高，體系的降解率相對較大。綜合看來，體系在80℃～120℃條件下經過一段的降解，降解率可以達到80%以上，說明研究的修井液體系在儲層溫度下具有很好的熱降解能力。新配修井液和放置不同時間段修井的外觀情況（見圖6）。修井作業殘留在地層中的高分子經過熱降解成小分子，很容易返排出地層，從而恢復油井產能。

圖5　修井液隨溫度和時間的降解率

圖6　新配修井液與降解7 d、15 d、30 d和45 d的修井液

4.3儲層保護能力

按照中國石油天然氣行業標準SY/T6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》室內研究評價了室內構建的修井液體系的儲層保護能力。在80℃條件下放置7 d，進行熱降解處理。

由體系的儲層保護效果評價數據看（見表5），室內構建的修井液經過熱降解后，不論是室內小樣還是中試樣品，對巖心污染后其滲透率恢復值均大于90%，說明體系具有很好的儲層保護效果。

表5　熱降解后的儲層保護能力

5　結語

本文針對稠油熱采井易受修井液污染特點，從熱降解角度篩選了可降解的聚合物HZN-8，篩選出的聚合物經過30 d降解后降解相對徹底。以優選出的HZN-8為基礎室內構建了可降解修井液體系，該修井液體系具有很好的封堵能力且承壓能力達到7 MPa，在80℃～120℃條件下降解率可以達到80%以上，巖心污染后其滲透率恢復值均大于90%，儲層保護好。

［1］張可，姜維東，盧祥國，等.氧對聚合物污水溶液黏度影響的實驗研究［J］.油田化學，2006，23（3）：240-242.

［2］王艷玲.聚合物熱分解機理的理論研究［D］.湘潭：湘潭大學，2009.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.007

TE256.6

A

1673-5285（2015）06-0022-04

2015－03-27

“海上稠油熱采井注汽過程儲層保護實驗（試驗）研究”項目資助，項目編號：2011ZX05024-005。

邢希金，男，工程師，2008年畢業于西南石油大學，碩士研究生學位，現任中海油研究總院鉆采研究院油田化學工程師，主要從事海洋石油開發鉆完井液及非常規工作液研究工作，郵箱：xingxj2@cnooc.com.cn。