热降解无黏土相钻井液实验研究

谭才渊

（中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津 300457）

热降解无黏土相钻井液实验研究

谭才渊

（中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津 300457）

针对海上钻井常用的弱凝胶无黏土相钻井液存在完钻后需要破胶问题，本文从体系增黏剂出发，通过对7种增黏剂的黏度和3种增黏剂的降解性优选评价出HVIS-9可作为热降解钻井液的增黏剂，其最佳加量为0.9%，在已有弱凝胶无黏土相钻井液处理剂的基础上建立了热降解弱凝胶钻井液体系，通过对该体系热降解性评价，所建钻井液体系在70℃、80℃、90℃三个温度条件下经过20 d的热降解，体系的表观黏度下降分别为48.15%、69.01%和79.25%；塑性黏度下降分别为43.75%、60%和73.33%，动切力下降分别为54.55%、80%和86.96%；所以该体系具有一定的热降解能力，更有利于储层保护。

热降解；无黏土相；钻井液；低剪切速率黏度

海上水平井一般采用裸眼或筛管完井的方式，这对钻井完井液的储层保护提出了更高的要求，一方面要尽量避免钻井完井液损害储层，另外，如果产生伤害，需要配套的完井液能够有效的解除储层伤害。目前，海上常用的钻井液体系为弱凝胶无黏土相钻井液体系，该体系在近年来的应用过程中取得了较好的应用效果[1，2]，但也存在一些问题，必须破胶完井才能满足储层保护的要求，破胶剂属氧化剂[3]，具有一定的危险性，完井工艺复杂，作业繁琐，成本较高；为节约作业工序，本文研究出一种不需要破胶的热降解钻井液体系，可省去破胶工艺，既节约成本又减少作业风险。

1 降解性评价方法

钻井液中添加的聚合物类物质可以提高钻井液的黏度，同时也是钻井液可降解的主要成分。钻井液的降解性能评价通常用表观黏度AV值、PV、YP及低剪切速率黏度LSRV两个指标来衡量[4]。由于钻井液主要在储层段使用，室内研究过程中，通常对所选择的增黏剂在储层温度范围内热降解评价。本次实验的温度范围为70℃～90℃，实验仪器为Brookfiled DVⅡ黏度仪。

实验流程如下：

（1）按钻井液配方配制体系；

（3）将体系放入老化罐密封，在不同温度的烘箱内恒温放置不同时间，取出冷却至25℃测黏度和低剪切速率黏度；

（4）按下式计算破胶率[5]：

2 增黏剂选择

通过海上已用的弱凝胶无黏土相钻井液体系的研究发现，弱凝胶体系主要依靠生物胶聚合物PF-VIS提供黏度。这种类型的生物聚合物分子链长，体积大，构建的钻井液体系结构强，很难在油藏温度下自行降解，一旦进入地层深处将造成孔隙堵塞，从而影响油井产能。为构建可自动降解的钻井液体系，本文重点对增黏剂类型和加量进行了优选。

2.1 增黏剂类型

增黏剂的优选主要考察聚合物对黏度的贡献，另外一个很重要的性能就是体系具有较高的低剪切速率黏度，以便满足水平井的井眼清洁和净化。给定一个基浆配方，选择0.7%浓度加量的7种类型增黏剂评价其黏度与低剪切速率黏度，实验结果（见表1）。

表1 不同增黏剂的效果评价

基浆配方：海水+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+0.7%增黏剂+2%降滤失剂PF-FLO+2%封堵剂PF-HMF+1.5%氨基硅醇PF-HAS+盐加重到1.10 g/cm3。

图1 体系AV值随热降解时间的变化

图2 体系低剪切速率黏度LSRV值随热降解时间的变化

由表1实验数据可知，7种增黏剂均有一定的增黏效果，体系的动塑比也相对较高，其中HVIS-9、HVIS-10、HVIS-11不但具有一定的增黏效果，同时体系具有较高的低剪切速率黏度，适合水平井的井眼清洁。对这3种增黏剂在90℃条件下进行热降解评价，评价结果（见图1、图2）。根据90℃条件下体系的热降解情况，当经过15 d的热降解，3种增黏剂形成的体系表观黏度和低剪切速率黏度均有不同程度的下降。其中HVIS-9增黏剂的体系表观黏度下降到5.5 mPa·s左右，其低剪切速率黏度下降到3 633 mPa·s左右。说明体系在90℃条件下有较好的自破胶，推荐HVIS-9为该体系的增黏剂。

2.2 增黏剂加量

给定基浆配方条件下，通过改变PF-HVIS-9的加量考察其对体系流变性的影响。基浆配方：海水+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+增黏剂PF-HVIS-9+2%降滤失剂PF-FLO+2%封堵剂PF-HMF+1.5%氨基硅醇PFHAS+盐加重到1.10 g/cm3。实验结果（见表2），由此实验数据可知，随着增黏剂加量的增加体系的流变性和低剪切速率黏度增加，综合对比，增黏剂PF-HVIS-9的加量在0.9%时，其黏度表现满足工程要求，确定增黏剂PF-HVIS-9的加量为0.9%。

3 配方确定及降解性能评价

3.1 热降解配方确定

表2 HVIS-9不同加量体系性能

图3 体系AV值随热降解时间的变化

图4 体系PV值随热降解时间的变化

图5 体系YP值随热降解时间的变化

参考已用弱凝胶无黏土相钻井液配方，PF-FLO属于常规的淀粉类降滤失剂，在海洋钻井液体系中常规加量在2%左右，结合增黏剂PF-HVIS-9加量的优选，确定热降解弱凝胶钻井液体系基本配方为：海水+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+0.9%增黏剂HVIS-9+2%降滤失剂PF-FLO+2%封堵剂PF-HMF+1.5%氨基硅醇PF-HAS+盐加重到1.10 g/cm3。

3.2 降解性实验结果

实验给出了随时间变化钻井液AV、PV及YP变化趋势（见图3～图5）。由实验结果可知，所建钻井液体系在70℃、80℃、90℃三个温度点经过20 d的热降解，体系的表观黏度下降分别为48.15%、69.01%和79.25%；塑性黏度下降分别为43.75%、60%和73.33%，动切力下降分别为54.55%、80%和86.96%；所以该体系具有一定的热降解能力，更有利于储层保护。

4 结论与认识

（1）通过考察AV、PV、YP及低剪切速率黏度LSRV和降解性指标，从7种生物聚合物增黏剂中优选出满足工程要求的HVIS-9作为热降解弱凝胶钻井液体系的增黏剂，其最佳加量为0.9%。

（2）热降解弱凝胶钻井液体系在70℃、80℃、90℃三个温度条件下进行降解性评价，经过20 d的热降解，AV、PV和YP值均大幅度下降，随温度升高，降解率增高，实验结果表明该体系具有一定的热降解能力，更有利于储层保护。

［1］许辉，肖聪，许潇，等.PRD弱凝胶钻井液性能评价［J］.石油化工应用，2012，31（9）：30-32+36.

［2］王昌军，等.PRD弱凝胶钻井液性能评价与试用效果［J］.石油天然气学报，2008，（6）：143-145+388.

［3］马美娜，许明标，唐海雄，张俊斌，王昌军，王晓亮.有效降解PRD钻井液的低温破胶剂JPC室内研究［J］.油田化学，2005，（4）：289-291.

［4］邢希金，等.高渗储层双降解修井液体系研究［J］.石油与天然气化工，2015，（5）：73-76.

［5］邢希金，罗刚，谢仁军，何松.适用于稠油热采井的热降解型修井液实验研究［J］.石油化工应用，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

谭才渊，男（1980-），硕士，工程师，主要从事海洋石油钻完井工作，邮箱：tancy@cnooc.com.cn。