适用于稠油热采井的热降解型修井液实验研究

第34卷第6期石油化工应用VoL.34 No.62015年6月PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATIONJune. 2015适用于稠油热采井的热降解型修井液实验研究邢希金',罗刚",谢仁军',何 松1(1.中海油研究总院,北京100028;2.荆州 市汉科新技术研究所,湖北荆州434000)摘要:本文针对渤海 在产稠油油田修井过程中存在的聚合物修井液侵入污染储层问题,从聚合物热降解机理出发,优选了可热降解的聚合物HZN-8,该聚合物在80C条件15d内仍然保持相对较高的粘度,30d后热降解相对彻底，并以此聚合物为基础建立了可热降解型修井液体系。室内评价表明,研究的修井液常规性能满足修井要求，具有很好的封堵能力且承压能力达到7 MPa,体系在80 C~120 C条件下经过一段的降解,降解率可以达到80 %以上,对岩心污染后其渗透率恢复值均大于90 %,说明体系具有很好的储层保护效果。关键词:稠油热采;热降解;修井液;聚合物;储层保护doi:10.3969/jissn.1673- -5285.2015.06.007中图分类号:TE256.6文献标识码:A文章编号:1673- 5285(2015 )06 -0022 -041问题的提出应的分类情况。1860年,C.C. William在研究天然橡胶的结构时发现，将橡胶加热后可分离得到异戊二烯。渤海在产的稠油油田在大修井过程中出现了聚合1949 年,N.Crassie和HW. Milille系统地研究了热物类修井液漏失,储层在不同程度上受到污染。聚合物对 聚合物的降解效应。以后,w.c. Oakes, F.进人储层后堵塞孔院空间，由于聚合物的堵塞常规的Chevassus, M.B. Neiman和wJ. Bailey 等人均在热降酸化、氧化等解堵措施难于进人储层,这增加了后期解方面做了大量研究工作。归纳起来,从机理上热降解的解堵难度。本文针对稠油热采井在开采过程中存在可分为三大类:注热地层升温这一-特点， 提出了优选可热降解聚合物2.1 解聚反应( 又称拉链降解)的研究思路，利用聚合物的热降解特征构建可热降解降解开始于分子链的端部成分子中的薄弱点,相的修井液体系,修井过程中一旦发生聚合物漏失 ,可利连的单体链节逐个分开,形成唯一-的产物- 单体。例如，用储层自身温度及注热温度实现聚合物降解，从而保聚甲 基丙烯酸甲酯的热降解,解聚反应的示意图(见图护稠油储层。1)。2聚合物热降解机理nH→+ <。COOCHgCO0CH3CO0CHg用于修井液的可以降解的处理剂主要为高分子聚图1聚合物解聚反应示意 图合物，由于高分子聚合物的分子链很大,不容易降解，这些高分子在地层中容易捕积而伤害储层。所以必须优选出在- -定温度下可以自行降解高分子增粘剂,以图2聚合物无规断链反应 示意图满足在修井作业后恢复油井产能。2.2无规断链反应文献4介绍了聚合物热降解的研究历程及降解反热造成聚合物无规则的断链，反应的主要产物是*收稿日期:2015-03-27基金项目:“海上稠油热采井注汽过程储层保护实验(试验)研究”项目资助,项目编号:2011ZX05024- 005。作者简介:邢希金,男,工程师,2008年毕业于西南石油大学,硕士研究生学位,现任中海油研究总院钻采研究院油田化学工程师,主要从事海洋石油开发钻完井液及非常规工作液研究工作,邮箱xingj2@enoce com.cn。第6期邢希金等适用于稠油热采井的热降解型修井液实验研究23低相对分子质量的聚合物。例如,聚乙烯的热分解,无表1所选增粘剂在不同温度系静置72 h表观粘度规断链反应的示意图(见图2)。温度增粘剂种类2.3主链不断裂的小分子消除反应rC瓜尔胶PAC-HXHECHZN-7HZN-聚合物的降解始于侧基的消除，形成的小分子不16.531.5363是单体。待小分子消除至- -定程度,主链薄弱点增多,80434 263225最后发生主链断裂,全面降解。典型的例子是聚氯乙烯10045 15206的热降解,主链不断裂的小分子消除反应的示意图(见120图3)。140注:基础配方为海水+0.2 %NaHCO+1 %增粘剂HCI所选增粘剂在不同放置时间的表观粘度(见表2)。由实验数据看出,这6种高分子聚合物在80 C条件下随着热降解时间的延长,均有一-定的降解能力,降解时间越长,降解程度相应越高。综合比较而言,瓜尔-+gvr豆胶和HZN-8这两种材料经过30 d降解后降解相对彻底,但瓜尔豆胶经过3 d后,降解程度较为严重,说图3聚合物小分子消除反应示意围明形成的胶体稳定时间较短,不利于现场作业的要求;HZN- -8经过在15 d内仍然保持相对较高的粘度,说明3可降解的聚合物的优选高分子聚合物稳定时间较长, 30 d后热降解相对彻底,从随时间的热降解变化情况认为HZN- -8更适合作为3.1 评价实验方法;修井液的增粘剂，下-一步将对该高分子聚合物的生物聚合物的自降解评价主要从聚合物的表观粘度酶降解性进行研究。AV值的变化情况来衡量。实验方法如下:表2所选增粘剂在不同放时间的表观粘度(1)将聚合物配制成- -定浓度的水溶液,在30 C处理不同天數的表观粘度/(mPa*s)条件下用六速旋转粘度计测定其表观粘度,记为AV1。名称11530(2 )将配制好的样品放人老化罐密封,在一-定的温3:29.5262(13.53.5度下恒温放置- -定的时间，取出冷却至30 C,用六速C5:54.5545248 42.530.5旋转粘度计测定其表观粘度AV2。HZN-7 36 34.5 3226 21.5 13.5(3)按下式计算降解率:HZN-8 32826 23.5208.5 3.5降解率%=AV,-AV2x100PAC-H 4S3426.51911AV,式中:AV,-原胶液的粘度,mPa's;AV2-在- -定温瓜尔豆胶注:基础配方为海水+1 %增粘剂,热降解溫度:80 C.5度下放置一定时间后溶液的粘度, mPa'so3.2实验评价结果4可降解修井液配方构建与性能评价修井液中可降解的物质通常为聚合物类增粘剂，该剂的主要作用是提供一定粘度,维持修井液体系的经过大量的室内实验筛选和评价，考虑修井液的悬浮能力,减少修井液漏失。研究选择常用的6种增粘滤失控制 、粘土稳定性及封堵效果,最终优化出了适合剂，均配制成1 %水溶液，分别置于不同温度下静置稠油热采井的修 井液体系的配方如下，不同密度下的72 h,考察各种增粘剂的热降解情况(见表1),常见的基本性能( 见表3)。几种高分子增粘剂随着温度的升高，体系的表观粘度可热降解修井液参考配方:过滤海水+0.2 %降低,说明所选聚合物均具备一-定的热降解能力,当温Na2CO3+2.0 %增粘剂HZN-8+1.5 %降滤失剂度升高至140 C后,体系的表观粘度降至清水相当,说FLOCAT+1.5 %防膨剂HTW+1.5 %减阻剂HUL+3 %明所选的聚合物能够彻底降解，修井后残留在地层的封堵剂， 用KCl加重。高分子聚合物均可以通过地层自身温度进行热降解。室内采用无机盐KCl调整修井液的密度,分别测24石油化工应用2015 年第34卷表3不同密度修井液的性能由图4实验曲线可以知，随着实验时间和压差的密度ρAVPYPφ6/φ3延长，修井液在填砂管中的侵人深度相应的增加, 40~(g.cm3) /(mPa's) /(mPa*s)/PaPV60目24h侵入深度小于4.5 cm,60-80目24 h侵人1.0558.53325.50.77 141112.6深度小于3.0 cm,但总的说来,体系具有很好的封堵能1.10550.72 14/112.4力。.1553290.832/913.84.2 热降解能力评价1.2053210.70 11/914.0修井压井过程中难免会有修井液中的聚合物进行试了1.05 g/cm3、1.10 g/cm3.1.15 g/cm3 和1.20 g/cm3四储层， 热降解能力是考察进入储层聚合物在储层温度个密度点的流变性能,由表3数据可以看出，体系的流下的自然降粘和返排能力。由图5数据可以看出，相同变性能良好,尤其是体系的切力相对较高,均在20Pa的降解时间下,随着温度的升高,体系的降解率相对较以上，对修井过程中混人的固相具有很好的悬浮能大。 综合看来,体系在80 C-120 C条件下经过一-段的力,有效防止在修井过程中固相物质下沉。同时体系降解 ,降解率可以达到80 %以上，说明研究的修井液的高温高压滤失量液比较低,均小于15 mL,说明进入体系在储层温度 下具有很好的热降解能力。新配修井地层的滤液相对较少，可以有效减少滤液侵人对储层液和放置不同时间段修井的外观情况(见图6)。修井的伤害。作业残留在地层中的高分子经过热降解成小分子,很为进一步考察构建体系的储层保护效果，室内对容易 返排出地层,从而恢复油井产能。构建的修井液进行了热降解能力、防膨性能及储层保100护性能评价。8C4.1 封堵能力评价封堵能力是考察修井液进人储层多少的重要指遗6标。由表4实验结果表明,对于60-~80目高渗砂床,单纯的海水在瞬间基本全漏失，室内研究修井液高温砂菜4C床30 min的滤失量很小，且在逐渐加大压力的情况2(下,滤失量均非常小，当压力达到7 MPa时,滤失量并没有猛烈增长,说明完全堵住,说明该研究的修井液具045有很好的封堵能力且承压能力达到7 MPao热降解时间/d表4钻井液封堵及承压能力图5修井液随温度和时 间的降解率不同压力不同时间的滤失量/mL体系3.5 MPax 4.5 MPax5.5 MPax 7 MPax30 min1 min海水280(瞬间)1双解修井液10.40.90.注:高温砂床试验温度为80 C,砂床目教为60-80目。4.0图6新配修井液与降解7d、15 d、30d和45 d的修井液4.3储层保护能力按照中国石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》室内研究评价2.0了室内构建的修井液体系的储层保护能力。在80 C条件下放置7 d,进行热降解处理。由体系的储层保护效果评价数据看(见表5),室.816内构建的修井液经过热降解后,不论是室内小样还是中时间/h图4不同时间修井液侵入砂床的深度试样品，对岩心污染后其渗透率恢复值均大于90 %，第6期邢希金等适用于稠油热采井的热降解 型修井液实验研究2表5_热降解后的储层保护能力岩心号岩心类型岩心长度/em岩心 直径/cm降解类型KJ( 10~Yμm2)KU( 10-)um2)K/KJ%祥品类型M102人造岩心7.552.51热降解210.6198.294.1室内小祥M1087.402.52热降解.172.3160.993.4中试样品CB19#天然岩心5.19熬降解215.1195.190.7室内小样说明体系具有很好的储层保护效果。在80 C~120 C条件下降解率可以达到80 %以上,岩心污染后其渗透率恢复值均大于90 % ,储层保护好。5结语本文针对稠油热采井易受修井液污染特点，从热参考文献:降解角度筛选了可降解的聚合物HZN-8,筛选出的聚[1] 张可,姜维东,卢祥国,等.氧对聚合物污水溶液黏度影响的实验研究[J].油田化学,2006,23(3):240-242.合物经过30 d降解后降解相对彻底。以优选出的[2] 王艳玲.聚合物热分解机理的理论研究[D]湘潭:湘潭大HZN-8为基础室内构建了可降解修井液体系,该修井学,2009.液体系具有很好的封堵能力且承压能力达到7 MPa,(上接第18页)4结论社,1996:1-3.[2] 李宗田,李凤霞,等,水力压裂在油气田勘探开发中的关键(1)压裂前后地层各向异性的变化反应压裂缝延作用[J].油气地质与采收率,2010,17(5):76-79.[3] 霍玉雁,岳喜洲,孙建盂.测井资料在压裂设计中的应伸情况,包括压裂缝延伸高度及走向。用[J].测井技术, 2008 ,32(5):446- 450.(2)利用偶极横波测井资料可分析储层是否被有效4] 马新仿,张士诚.水力压裂技术的发展现状[J]河南石油，压裂改造,为开采、注水等提供依据，同时还可为老井2002, 16(1):44- 47.开发提供技术支持。[5] 李志明,张金珠地应力与油气勘探开发[M].北京:石油工业出版社，1997:358- -359.[6]李高仁 ,石玉江,等:过套管偶极横波成像测井压裂缝高度[1]陆大卫测井在石油工程中的应用[C].北京:石油工业出版检测技术[J].测井技术,2011,35(4):376-379.