高温高压下Saraline基超轻完井液黏度预测模型优选

AMIR Zulhelmi，JAN Badrul Mohamed，WAHAB Ahmad Khairi Abdul，KHALIL Munawar，，ALI Brahim Si，CHONG Wen Tong

（1. University of Malaya；2. Center for Sustainable Infrastructure Development （CSID），University of Indonesia）

高温高压下Saraline基超轻完井液黏度预测模型优选

AMIR Zulhelmi1，JAN Badrul Mohamed1，WAHAB Ahmad Khairi Abdul1，KHALIL Munawar1，2，ALI Brahim Si1，CHONG Wen Tong1

（1. University of Malaya；2. Center for Sustainable Infrastructure Development （CSID），University of Indonesia）

以Saraline基超轻完井液为研究对象，分析其黏度在高温高压环境下的变化情况，并优选其高温高压黏度预测模型。测量黏度时温度为298.15～373.15 K，压力为0.10～4.48 MPa，分析测量数据后发现：随着温度的升高，低温下黏度快速下降，高温下黏度降幅较小，且黏度对压力变化不敏感。将实验测量数据与4个常用黏度-温度-压力模型进行拟合，发现利用改进型Mehrotra-Svreck模型和Ghaderi模型预测的黏度值与测量值吻合度较高，能够描述高温高压下Saraline基超轻完井液的黏度特性。与Sarapar基超轻完井液对比后发现，温度对Saraline基超轻完井液黏度的影响更小，压力对Saraline基超轻完井液黏度的影响可以忽略不计，改进型Mehrotra-Svreck模型和Ghaderi模型在各种温度和压力条件下对Saraline基超轻完井液的黏度预测精度优于对Sarapar基超轻完井液的黏度预测。图7表3参20

高温高压；黏度预测；超轻完井液；Saraline合成油；欠平衡射孔

0 引言

对于下套管完井的油井，射孔作业建立的射孔孔道是油气流向井筒的唯一通道。然而，由射孔引起的地层伤害是产量下降的原因之一［1-3］。欠平衡射孔能够将射孔引起的地层伤害最小化，所谓欠平衡射孔，就是在射孔枪引爆之前保持井筒压力低于储集层压力的射孔作业［4-6］。为了实现欠平衡条件，需要使用低密度—极低密度完井液［7-9］。

笔者基于以往的研究工作研制了1种用于欠平衡射孔的Saraline基超轻完井液（SLWCF），其密度约为0.60 g/cm3。该完井液在BKC-18井取得了成功，能够有效清洗射孔孔道，大幅提高油井产量。BKC-18井位于马来西亚和越南共同开发区内的Bunga Raya油田［6］。鉴于Saraline基超轻完井液的应用前景，有必要进一步开展其在地层条件下的密度和黏度等物性研究。笔者研究发现，利用Sisko模型和Mizrahi-Berk模型能够较好地描述Saraline基超轻完井液的流动特性，但仅限于低温和环境压力条件［10］。而在实际应用中，Saraline基超轻完井液可能会遇到极端地层条件，导致其性能发生变化。

因此，本文研究地层条件（高温高压）下Saraline基超轻完井液的流变性能。在不同温度、压力条件下测量Saraline基超轻完井液的黏度，将实验测量数据与4种不同的黏度-温度-压力模型进行拟合，并运用统计分析方法优选适用于Saraline基超轻完井液高温高压黏度预测的模型。

1 研究方法

图1所示流程概括了研究思路和方法。

图1 研究方法示意图

1.1 材料准备

配制Saraline基超轻完井液时，以吉隆坡Shell Middle Distillate Synthesis公司的Shell Saraline 185V合成油作为连续相。Saraline合成油由天然气制备，不含芳香烃、含硫化合物和胺类，其密度为0.778 g/cm3（6.49 lbm/gal）。以美国3M公司中空玻璃微球（HGS4000）作为密度降低剂。利用膨润土及合适的乳化剂来改善流体的稳定性。

1.2 Saraline基超轻完井液配制

本文基于以往的研究成果［10-11］来配制Saraline基超轻完井液，由60% Saraline合成油和40%中空玻璃微球混合而成。为了改善其稳定性，又添加了3%黏土和9%乳化剂。然后，使用IKA T25数字高速分散机以6 000 r/min的速度搅拌1 h。配制好的完井液放置在加盖容器中，以备后续测试。

1.3 黏度测量

利用高温高压流变仪NI Rheometer FANN 75（美国Nordman Instruments公司生产）测量Saraline基超轻完井液在高温高压条件下的黏度。仪器安装就绪后，经样品孔注入大约100 mL样品。实验温度为298.15～373.15 K，实验压力为0.10～4.48 MPa（14.5～650.0 psi）。分别利用流体增压计和电热器来改变测试样品的压力和温度。在每个压力和温度下都要在600 r/min和300 r/min两个转速下进行测量，每个转速下至少测量3次以获得平均值。用300 r/min下的刻度盘读数减去600 r/min下的刻度盘读数，再除以1 000，即得到黏度值（单位为Pa·s）。

1.4 数据分析与模型拟合

将Saraline基超轻完井液的黏度测量数据与4种不同的黏度-温度-压力模型进行拟合。这4种模型分别为：Mehrotra-Svrcek模型［12］（见（1）式）、改进型Mehrotra-Svrcek模型［13］（见（2）式）、Ghaderi模型［14］（见（3）式）和Gold模量模型［15］（见（4）式）。

利用Matlab软件进行数据分析和模型拟合。通过数据拟合得出各模型的所有参数，然后利用Matlab软件系统地评价模型描述黏度与压力、温度之间关系的效果。为了实现模型优化，需要计算误差平方和（SSE）、均方根误差（RMSE）、判定系数（R2）和校正判定系数。

1.5 模型验证

为了验证Saraline基超轻完井液黏度预测值是否准确，通过计算实验室测量值与利用模型求得的预测值之间的平均绝对百分比偏差（AAPD）、标准误差（σ）和偏差（D）来评价拟合结果。计算公式如下：

2 结果与讨论

2.1 Saraline基超轻完井液黏度测量结果

测量Saraline基超轻完井液的黏度时，温度在298.15～373.15 K变化，压力在0.10～4.48 MPa变化。表1列出了实验室测得的黏度数据。

由表1可知：①随着温度的升高，低温（298.15～343.15 K）下黏度快速下降，高温（343.15～373.15 K）下黏度降幅较小。这主要是因为温度升高会降低分子间的作用力［16］，使得分子运动更为容易，从而降低黏度。而随着温度的进一步升高，黏度变化可以忽略不计。这是因为在高温环境下易出现絮凝现象，即完井液中黏土、中空玻璃微球及聚合物等分散小颗粒结块沉淀，形成一种称为絮凝物的易碎结构［17-18］，阻碍黏度的降低。如果完井液中的固体颗粒（如中空玻璃微球）浓度较高，完井液中发生絮凝现象的概率就会增大。②压力对Saraline基超轻完井液黏度的影响较小，几乎可忽略不计。这可能是因为中空玻璃微球浓度较高，使完井液的抗压能力上升，可压缩性下降。

2.2 模型拟合结果

表2列出了Saraline基超轻完井液黏度测量数据拟合结果及统计参数。

表1 Saraline基超轻完井液黏度测量值

表2 Saraline基超轻完井液黏度测量数据拟合结果和统计参数

利用Mehrotra-Svrcek模型和Gold模量模型对Saraline基超轻完井液的黏度测量数据进行拟合时，两个模型的判定系数和校正判定系数均为负值，且拟合误差较大，不适合用来表征Saraline基超轻完井液的黏度-温度-压力关系，这可能跟完井液黏度特性有关。Mehrotra-Svrcek模型最初用于研究温度和压力对加拿大科尔德莱克地区压缩沥青黏度的影响，能够描述沥青黏度随温度变化显著下降的现象，而相同温度区间内Saraline基超轻完井液黏度的下降率远低于加拿大沥青的黏度下降率［19］。另外，Gold模量模型最初用于描述合成矿物润滑剂的黏度-温度-压力关系，该模型符合润滑剂特征，例如在高压下具有压缩性且黏度随压力变化显著，但是在Saraline基超轻完井液中并没有观察到这些特征。

利用改进型Mehrotra-Svrcek模型进行拟合时，判定系数和校正判定系数分别为0.968 4和0.966 0，且误差平方和及均方根误差很小，模型拟合效果好。

利用Ghaderi模型进行拟合时，判定系数和校正判定系数分别为0.965 4和0.961 4，且误差平方和及均方根误差很小。Ghaderi模型以往用于预测柴油基钻井液的黏度［14］，而Saraline基超轻完井液具有与典型油基钻井液类似的黏塑性特征。因此，可以用Ghaderi模型来预测Saraline基超轻完井液的黏度。

2.3 模型验证结果

表3列出了改进型Mehrotra-Svrcek模型和Ghaderi模型拟合的平均绝对百分比偏差（AAPD）和标准误差（σ），可以看出：改进型Mehrotra-Svrcek模型和Ghaderi模型的统计误差都非常小，能够对约95%的黏度数据进行预测，预测结果的AAPD小于6%。

表3 黏度-温度-压力模型与统计参数

图2为实验室测得的Saraline基超轻完井液黏度与利用改进型Mehrotra-Svrcek模型和Ghaderi模型预测的黏度的对比，可以看出，模型预测准确度较高。

图2 Saraline基超轻完井液黏度测量值与模型预测值间的对比

图3和图4分别为利用改进型Mehrotra-Svrcek模型和Ghaderi模型预测的黏度值与实测值之间的偏差，可以看出，所有数据点均落在低偏差范围内，大部分不超过±10%，说明这两个模型的预测结果良好。

2.4 Saraline基超轻完井液与Sarapar基超轻完井液对比Sarapar和Saraline是目前上游油气作业中最常用的基础油，因此对Saraline基超轻完井液与Sarapar基超轻完井液的黏度特性进行对比。这两种基础油具有不同的物理和化学特性，可能会对完井液的性能产生不同的影响。例如，Saraline更适用于深水钻井，而Sarapar更适用于高温高压井但限于浅水钻井。

图3 黏度测量值与改进型Mehrotra-Svrcek模型预测值间的偏差

图4 黏度测量值与Ghaderi模型预测值间的偏差

图5 Saraline基和Sarapar基超轻完井液的黏度-温度曲线

图5为Saraline基超轻完井液和Sarapar基超轻完井液在不同压力条件下的黏度-温度曲线，可以看出：①相同温度、压力下，Sarapar基超轻完井液的黏度几乎是Saraline基超轻完井液黏度的两倍。这是因为Sarapar基超轻完井液中的黏土含量较高（最佳黏土含量为4%［20］），而黏土可起到增黏剂的作用。②温度对Sarapar基超轻完井液黏度的影响大于对Saraline基超轻完井液黏度的影响。③Sarapar基超轻完井液的黏度随着压力的上升而增加，而压力对Saraline基超轻完井液黏度的影响可以忽略不计。这可能是因为Saraline基超轻完井液的中空玻璃微球最佳含量为40%，而Sarapar基超轻完井液的中空玻璃微球最佳含量仅为35%，中空玻璃微球含量高导致Saraline基完井液的不可压缩性增加，能够承受更高的压力。

图6和图7分别为利用改进型Mehrotra-Svrcek模型和Ghaderi模型得到的两种超轻完井液黏度预测值与实测值的对比结果，可以看出：Saraline基超轻完井液的黏度预测偏差较低，说明这两个模型在各种温度和压力条件下对Saraline基超轻完井液的黏度预测优于对Sarapar基超轻完井液的黏度预测。

图6 利用改进型Mehrotra-Svrcek模型预测的Saraline基和Sarapar基超轻完井液黏度值与实测值的对比

图7 利用Ghaderi模型预测的Saraline基和Sarapar基超轻完井液黏度值与实测值的对比

3 结论

本文测量了高温高压条件下Saraline基超轻完井液的黏度，发现其黏度对温度的敏感度超过对压力的敏感度。

通过模型拟合及验证，发现改进型Mehrotra-Svrcek模型和Ghaderi模型能够在较大的温度和压力范围内描述Saraline基超轻完井液的黏度动态，利用这两个模型预测的黏度值与实测值吻合度较高。

通过对比研究发现：与Sarapar基超轻完井液相比，Saraline基超轻完井液的黏度受温度的影响更小，且压力对Saraline基超轻完井液黏度的影响可以忽略不计；改进型Mehrotra-Svrcek模型及Ghaderi模型对Saraline基超轻完井液的黏度预测结果优于Sarapar基超轻完井液。

本文研究成果有助于在现场射孔作业中确定作业参数（如泵的功率），以确保完井液能够按照计划安全泵入。

符号注释：

AAPD——平均绝对百分比偏差，%；a1，a2，b1，b2，A1，A2，A3，A，B，C，B1，B2，B3，B4——模型拟合系数；D——偏差，%；n——数据点个数；p——压力，MPa；Δμ——实验室黏度测量值中最大值与最小值的差值，Pa·s；T——温度，K；μ——黏度，Pa·s；μ0——大气压下的黏度，为0.14 Pa·s［10］；μcal——利用模型求得的黏度预测值，Pa·s；μexp——实验室黏度测量值，Pa·s；σ——标准误差，%。

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（编辑 胡苇玮）

Viscosity prediction model optimization for Saraline-based super lightweight completion fluid at high pressure and temperature

AMIR Zulhelmi1，JAN Badrul Mohamed1，WAHAB Ahmad Khairi Abdul1，KHALIL Munawar1，2，ALI Brahim Si1，CHONG Wen Tong1
（1. University of Malaya，Kuala Lumpur 50603，Malaysia； 2. Center for Sustainable Infrastructure Development（CSID），University of Indonesia，Depok，West Java 16424，Indonesia）

Investigation and analysis of the viscosity variation of Saraline-based super lightweight completion fluid （SLWCF） at high pressure and temperature were reported，and the viscosity prediction model was optimized. Viscosity measurements were carried out at temperature and pressure ranging from 298.15 K to 373.15 K，and 0.10 MPa to 4.48 MPa respectively. The data analysis reveals that the reduction of viscosity as a function of temperature may be divided into two regions，i.e. significant viscosity reduction at low temperature and fairly slow viscosity reduction at high temperature； the viscosity of Saraline-based SLWCF is less affected by the changes of pressure. The experimental data were fitted to four different viscosity-temperature-pressure models. The results show that，the modified Mehrotra and Svrcek's and Ghaderi's models are able to satisfactorily predict the viscosity value and measured value and describe the viscosity property at high pressure and temperature. The comparison with the Sarapar-based SLWCF reveals that the viscosity of Sarapar-based SLWCF is more affected by temperature than the Saraline-based SLWCF； pressure seems to have negligible effect on Saraline-based SLWCF viscosity； the modified Mehrotra and Svrcek's and Ghaderi's models are able to give more reliable viscosity predictions for Saraline-based SLWCF than for Sarapar-based SLWCF.

high pressure and temperature； viscosity prediction； super lightweight completion fluid； Saraline synthetic oil；underbalanced perforation

马来亚大学科研项目（UMRG）（RP016-2012F；RP031B-15AFR）；马来亚大学研究生基金（PG040-2015A）；高影响力研究项目（HIR）（HIR-D000015-16001；HIR-D000006-16001）

TE254

A

1000-0747（2016）05-0793-06

10.11698/PED.2016.05.16

AMIR Zulhelmi（1986-），男，马来西亚人，硕士，马来亚大学工程学院化学工程系研究助理，主要从事完井液方面的研究工作。地址：Department of Chemical Engineering，Faculty of Engineering，University of Malaya，50603 Kuala Lumpur，Malaysia。E-mail: zulhelmi.112@gmail.com

联系作者：JAN Badrul Mohamed（1970-），男，马来西亚人，博士，马来亚大学工程学院化学工程系研究员、高级讲师，主要从事钻井液、完井液、提高采收率用微乳液等方面的研究工作。地址：Department of Chemical Engineering，Faculty of Engineering，University of Malaya，50603 Kuala Lumpur，Malaysia。E-mail: badrules@um.edu.my

2015-11-25

2016-06-15