熱降解無黏土相鉆井液實驗研究

譚才淵

（中海石油（中國）有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津 300457）

熱降解無黏土相鉆井液實驗研究

譚才淵

（中海石油（中國）有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津 300457）

針對海上鉆井常用的弱凝膠無黏土相鉆井液存在完鉆后需要破膠問題，本文從體系增黏劑出發(fā)，通過對7種增黏劑的黏度和3種增黏劑的降解性優(yōu)選評價出HVIS-9可作為熱降解鉆井液的增黏劑，其最佳加量為0.9%，在已有弱凝膠無黏土相鉆井液處理劑的基礎上建立了熱降解弱凝膠鉆井液體系，通過對該體系熱降解性評價，所建鉆井液體系在70℃、80℃、90℃三個溫度條件下經(jīng)過20 d的熱降解，體系的表觀黏度下降分別為48.15%、69.01%和79.25%；塑性黏度下降分別為43.75%、60%和73.33%，動切力下降分別為54.55%、80%和86.96%；所以該體系具有一定的熱降解能力，更有利于儲層保護。

熱降解；無黏土相；鉆井液；低剪切速率黏度

海上水平井一般采用裸眼或篩管完井的方式，這對鉆井完井液的儲層保護提出了更高的要求，一方面要盡量避免鉆井完井液損害儲層，另外，如果產(chǎn)生傷害，需要配套的完井液能夠有效的解除儲層傷害。目前，海上常用的鉆井液體系為弱凝膠無黏土相鉆井液體系，該體系在近年來的應用過程中取得了較好的應用效果[1，2]，但也存在一些問題，必須破膠完井才能滿足儲層保護的要求，破膠劑屬氧化劑[3]，具有一定的危險性，完井工藝復雜，作業(yè)繁瑣，成本較高；為節(jié)約作業(yè)工序，本文研究出一種不需要破膠的熱降解鉆井液體系，可省去破膠工藝，既節(jié)約成本又減少作業(yè)風險。

1 降解性評價方法

鉆井液中添加的聚合物類物質可以提高鉆井液的黏度，同時也是鉆井液可降解的主要成分。鉆井液的降解性能評價通常用表觀黏度AV值、PV、YP及低剪切速率黏度LSRV兩個指標來衡量[4]。由于鉆井液主要在儲層段使用，室內(nèi)研究過程中，通常對所選擇的增黏劑在儲層溫度范圍內(nèi)熱降解評價。本次實驗的溫度范圍為70℃～90℃，實驗儀器為Brookfiled DVⅡ黏度儀。

實驗流程如下：

（1）按鉆井液配方配制體系；

（3）將體系放入老化罐密封，在不同溫度的烘箱內(nèi)恒溫放置不同時間，取出冷卻至25℃測黏度和低剪切速率黏度；

（4）按下式計算破膠率[5]：

2 增黏劑選擇

通過海上已用的弱凝膠無黏土相鉆井液體系的研究發(fā)現(xiàn)，弱凝膠體系主要依靠生物膠聚合物PF-VIS提供黏度。這種類型的生物聚合物分子鏈長，體積大，構建的鉆井液體系結構強，很難在油藏溫度下自行降解，一旦進入地層深處將造成孔隙堵塞，從而影響油井產(chǎn)能。為構建可自動降解的鉆井液體系，本文重點對增黏劑類型和加量進行了優(yōu)選。

2.1 增黏劑類型

增黏劑的優(yōu)選主要考察聚合物對黏度的貢獻，另外一個很重要的性能就是體系具有較高的低剪切速率黏度，以便滿足水平井的井眼清潔和凈化。給定一個基漿配方，選擇0.7%濃度加量的7種類型增黏劑評價其黏度與低剪切速率黏度，實驗結果（見表1）。

表1 不同增黏劑的效果評價

基漿配方：海水+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+0.7%增黏劑+2%降濾失劑PF-FLO+2%封堵劑PF-HMF+1.5%氨基硅醇PF-HAS+鹽加重到1.10 g/cm3。

圖1 體系AV值隨熱降解時間的變化

圖2 體系低剪切速率黏度LSRV值隨熱降解時間的變化

由表1實驗數(shù)據(jù)可知，7種增黏劑均有一定的增黏效果，體系的動塑比也相對較高，其中HVIS-9、HVIS-10、HVIS-11不但具有一定的增黏效果，同時體系具有較高的低剪切速率黏度，適合水平井的井眼清潔。對這3種增黏劑在90℃條件下進行熱降解評價，評價結果（見圖1、圖2）。根據(jù)90℃條件下體系的熱降解情況，當經(jīng)過15 d的熱降解，3種增黏劑形成的體系表觀黏度和低剪切速率黏度均有不同程度的下降。其中HVIS-9增黏劑的體系表觀黏度下降到5.5 mPa·s左右，其低剪切速率黏度下降到3 633 mPa·s左右。說明體系在90℃條件下有較好的自破膠，推薦HVIS-9為該體系的增黏劑。

2.2 增黏劑加量

給定基漿配方條件下，通過改變PF-HVIS-9的加量考察其對體系流變性的影響。基漿配方：海水+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+增黏劑PF-HVIS-9+2%降濾失劑PF-FLO+2%封堵劑PF-HMF+1.5%氨基硅醇PFHAS+鹽加重到1.10 g/cm3。實驗結果（見表2），由此實驗數(shù)據(jù)可知，隨著增黏劑加量的增加體系的流變性和低剪切速率黏度增加，綜合對比，增黏劑PF-HVIS-9的加量在0.9%時，其黏度表現(xiàn)滿足工程要求，確定增黏劑PF-HVIS-9的加量為0.9%。

3 配方確定及降解性能評價

3.1 熱降解配方確定

表2 HVIS-9不同加量體系性能

圖3 體系AV值隨熱降解時間的變化

圖4 體系PV值隨熱降解時間的變化

圖5 體系YP值隨熱降解時間的變化

參考已用弱凝膠無黏土相鉆井液配方，PF-FLO屬于常規(guī)的淀粉類降濾失劑，在海洋鉆井液體系中常規(guī)加量在2%左右，結合增黏劑PF-HVIS-9加量的優(yōu)選，確定熱降解弱凝膠鉆井液體系基本配方為：海水+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+0.9%增黏劑HVIS-9+2%降濾失劑PF-FLO+2%封堵劑PF-HMF+1.5%氨基硅醇PF-HAS+鹽加重到1.10 g/cm3。

3.2 降解性實驗結果

實驗給出了隨時間變化鉆井液AV、PV及YP變化趨勢（見圖3～圖5）。由實驗結果可知，所建鉆井液體系在70℃、80℃、90℃三個溫度點經(jīng)過20 d的熱降解，體系的表觀黏度下降分別為48.15%、69.01%和79.25%；塑性黏度下降分別為43.75%、60%和73.33%，動切力下降分別為54.55%、80%和86.96%；所以該體系具有一定的熱降解能力，更有利于儲層保護。

4 結論與認識

（1）通過考察AV、PV、YP及低剪切速率黏度LSRV和降解性指標，從7種生物聚合物增黏劑中優(yōu)選出滿足工程要求的HVIS-9作為熱降解弱凝膠鉆井液體系的增黏劑，其最佳加量為0.9%。

（2）熱降解弱凝膠鉆井液體系在70℃、80℃、90℃三個溫度條件下進行降解性評價，經(jīng)過20 d的熱降解，AV、PV和YP值均大幅度下降，隨溫度升高，降解率增高，實驗結果表明該體系具有一定的熱降解能力，更有利于儲層保護。

［1］許輝，肖聰，許瀟，等.PRD弱凝膠鉆井液性能評價［J］.石油化工應用，2012，31（9）：30-32+36.

［2］王昌軍，等.PRD弱凝膠鉆井液性能評價與試用效果［J］.石油天然氣學報，2008，（6）：143-145+388.

［3］馬美娜，許明標，唐海雄，張俊斌，王昌軍，王曉亮.有效降解PRD鉆井液的低溫破膠劑JPC室內(nèi)研究［J］.油田化學，2005，（4）：289-291.

［4］邢希金，等.高滲儲層雙降解修井液體系研究［J］.石油與天然氣化工，2015，（5）：73-76.

［5］邢希金，羅剛，謝仁軍，何松.適用于稠油熱采井的熱降解型修井液實驗研究［J］.石油化工應用，2015，34（6）：22-25.

The system research on thermal degradation of clay free drilling fluid

TAN Caiyuan
（CNOOC China Limited，Pengbo Operating Company，Tianjin 300457，China）

Aiming at the problem of weak gel breaker to offshore drilling common clay free drilling fluid is drilled,the system of tackifier,the 7 tackifier viscosity and 3 tackifier degradation evaluation of HVIS-9 can be used as tackifier for thermal degradation of drilling fluid.The optimum amount of 0.9%.In the existing weak gel clay free drilling fluid treating agent on the basis of the thermal degradation of weak gel drilling fluid system,through the system of thermal degradation assessment,the drilling fluid system at 70℃,80℃and 90℃three temperature conditions after 20 days of thermal degradation,system the apparent viscosity decreased respectively 48.15%,69.01%and 79.25%.The plastic viscosity decreased to 43.75%,60%and 73.33%,respectively,54.55%dynamic shear force decreased 80%and 86.96%.So the system has certain ability of thermal degradation,more conducive to reservoir protection support.

thermal degradation；clay free phase；drilling fluid；low shear rate viscosity

TE256.6

A

1673-5285（2017）11-0051-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.012

2017-10-29

譚才淵，男（1980-），碩士，工程師，主要從事海洋石油鉆完井工作，郵箱：tancy@cnooc.com.cn。