CN101955760B - 一种无固相钻井液 - Google Patents
一种无固相钻井液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101955760B CN101955760B CN201010172378.1A CN201010172378A CN101955760B CN 101955760 B CN101955760 B CN 101955760B CN 201010172378 A CN201010172378 A CN 201010172378A CN 101955760 B CN101955760 B CN 101955760B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling fluid
- gram
- clay
- free drilling
- free
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 0 CC*(C)**C1*(*C*O)***1C Chemical compound CC*(C)**C1*(*C*O)***1C 0.000 description 2
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明涉及一种无固相钻井液，所述无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：黄原胶0.1-0.5克、羧甲基纤维素0.3-0.7克、润滑抑制剂3-10克、磺化沥青1-5克、超细碳酸钙1-5克、无渗透钻井液处理剂BST-II 1-3克。本发明的无固相钻井液抗温性好、抗盐、抗钙、和抗污染性能优良的无固相钻井液，并且在实际应用中井眼净化好，能够保持井壁稳定，井眼润滑性能好，控制滤失和漏失，最大限度地减少对油气层损害。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于钻井工程的钻井液，特别是一种无固相钻井液。
背景技术
随着钻井液技术的发展，在水平井、小井眼井和深井等一些特殊井的钻井中，对钻井液的性能提出了新的要求。例如：井眼净化好；保持井壁稳定；井眼润滑性能好；控制滤失和漏失；最大限度地减少对油气层的损害等。对钻井液的环保、稳定、污染、提高机械钻速等方面也提出了更高的要求。常规的无固相钻井液存在着封堵防塌能力差、易漏失、抗盐能力差等缺点。
发明内容
为此，本发明所要解决的技术问题在于提供一种抗温性好、抗盐、抗钙、和抗污染性能优良的无固相钻井液，并且在实际应用中井眼净化好，能够保持井壁稳定，井眼润滑性能好，控制滤失和漏失，最大限度地减少对油气层损害。
为解决上述技术问题，本发明是通过以下技术方案来实现的：一种无固相钻井液，所述无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：黄原胶0.1-0.5克、羧甲基纤维素0.3-0.7克、润滑抑制剂3-10克、磺化沥青1-5克、超细碳酸钙1-5克、无渗透钻井液处理剂BST-II1-3克。
上述无固相钻井液，以每100毫升水中加入量计算：黄原胶为0.3克。
上述无固相钻井液，以每100毫升水中加入量计算：羧甲基纤维素0.4克。
上述无固相钻井液，以每100毫升水中加入量计算：润滑抑制剂5克。
上述无固相钻井液，以每100毫升水中加入量计算：磺化沥青2克。
上述无固相钻井液，以每100毫升水中加入量计算：超细碳酸钙1.5克。
上述无固相钻井液，以每100毫升水中加入量计算：无渗透钻井液处理剂BST-II2克。
上述润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请，润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上。
本发明的上述技术方案相比现有技术具有以下优点：(1)由于没有加膨润土及重晶石，对于井眼携带岩屑提高井眼净化起到了很大的作用，可以减少固相侵入对油气层的损害；提高聚合物的含量，在保持井壁稳定等方面，为泥浆处理提供不可缺少的帮助。(2)密度可控范围较宽；保护油气层性能更强；抗温性好，抗盐、抗钙、抗污染都优于淡水钻井液；钻井液的毒性低，可生物降解；溶解性好。(3)综合性能可与其它水基钻井液相媲美，而克服了水基钻井液抑制性不够、污染环境、储层污染、机械钻速慢等缺点。(4)本发明的无固相钻井液具有良好的钻井液性能，能够满足油田现场施工的工程需要。不仅能用于常规井眼，而且以在小井眼钻井、侧钻水平井钻井和连续软管钻井等技术中得到应用，并取得非常显著的效果。(5)可以从根本上实现油气层的保护，解决静态、动态携砂、清洁井眼和减小钻头阻力提高钻速的问题。(6)弥补了常规无固相钻井液封堵防塌能力差、易漏失的缺点，具有钻井液密度低无固相、储层保护效果好等优点；在进入目标油气层之前应用本发明的无固相钻井液钻进，可为新气层的发现提供技术保障。
具体实施方式
实施例1
本实施例主要反映黄原胶对无固相钻井液性能的影响：
1.1、试验配方
本实施例的无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：羧甲基纤维素0.4克、润滑抑制剂5克、磺化沥青2克、超细碳酸钙1克、无渗透钻井液处理剂BST-II2克，表1中的变量表示黄原胶分别为0.2克、0.3克、0.5克进行试验。润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请；润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上
1.2、试验数据
表1黄原胶对无固相钻井液性能的影响
【备注】热滚试验条件：130℃／16h，
1.3、实验结论
由以上数据可看出黄原胶的加量在0.2克时粘切较低，而在加量为0.5克时老化前粘度偏大，所以黄原胶的加量确定为0.3克。
实施例2
本实施例主要反映润滑抑制剂对无固相钻井液性能的影响：
2.1、试验配方
本实施例的无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：黄原胶0.3克、羧甲基纤维素0.4克、磺化沥青2克、超细碳酸钙1克、无渗透钻井液处理剂BST-II2克，表2中的变量表示润滑抑制剂分别为3克、5克、7克进行试验。润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请；润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上
2.2、试验数据
表2生物抑制润滑剂对无固相钻井液性能的影响
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
2.3、实验结论
由以上数据可看出，润滑抑制剂的加量对体系流变性能基本没有影响，随着加量增加，体系润滑系数变小，但加量超过5克后再增加加量后润滑系数降低的较少。
实施例3
本实施例主要反映无渗透钻井液处理剂BST-II对无固相钻井液性能的影响
3.1、试验配方
本实施例的无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：润滑抑制剂为3克、黄原胶0.3克、羧甲基纤维素0.4克、磺化沥青2克、超细碳酸钙1克，表3中的变量表示无渗透钻井液处理剂BST-11分别为1克、2克、3克进行试验。润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请；润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上
3.2、试验数据
表3无渗透钻井液处理剂BST-II对无固相钻井液性能的影响
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
3.3、实验结论
由以上数据可看出，无渗透钻井液处理剂BST-II对体系的流变性能没有大的影响，2克加量时砂床失水即可达到零滤失。
实施例4
本实施例主要反映磺化沥青对无固相钻井液性能的影响
4.1、试验配方
本实施例的无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：润滑抑制剂为3克、黄原胶0.3克、羧甲基纤维素0.4克、超细碳酸钙1克、无渗透钻井液处理剂BST-II为2克，表4中的变量表示磺化沥青分别为1克、2克、3克进行试验。润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请；润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上
4.2、试验数据
表4磺化沥青对无固相钻井液性能的影响
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
4.3、实验结论
由以上数据可看出，磺化沥青的加量为2克时体系的滤失量较低。
实施例5
本实施例反映超细碳酸钙对无固相钻井液性能的影响
5.1、试验配方
本实施例的无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：润滑抑制剂为3克、黄原胶0.3克、羧甲基纤维素0.4克、磺化沥青2克、无渗透钻井液处理剂BST-II为2克，表5中的变量表示超细碳酸钙分别为1克、2克、3克进行试验。润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请；润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上
5.2、试验数据
表5超细碳酸钙对无固相钻井液性能的影响
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
5.3、实验结论
由以上数据可看出，超细碳酸钙的加量为1克时滤失量较低，流变性能也较好。
实施例6
本实施例反映羧甲基纤维素对无固相钻井液性能的影响
6.1、试验配方
本实施例的无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：润滑抑制剂为3克、黄原胶0.3克、超细碳酸钙1克、磺化沥青2克、无渗透钻井液处理剂BST-II为2克，表6中的变量表示羧甲基纤维素分别为0.3克、0.4克、0.5克进行试验。润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请；润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上
6.2、试验数据
表6羧甲基纤维素对无固相钻井液性能的影响
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
6.3、实验结论
由以上数据可看出，羧甲基纤维素的加量在0.4克对体系的流变性能和失水都比较有利。
实施例7
本实施例的无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：润滑抑制剂为3克、黄原胶0.3克、超细碳酸钙1克、磺化沥青2克、无渗透钻井液处理剂BST-II为2克、羧甲基纤维素分别为0.4克。润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请；润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上
对本实施例无固相钻井液体系进行了加重、流变、润滑、抑制、抗污染、封堵、储层保护及与其它处理剂的配伍性等性能评价。
1、本实施例无固相钻井液常规性能见下表7所示：
表7本实施例无固相钻井液最终评价数据
2、加重实验
表8无固相钻井液加重后性能
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
试验结论：从上表8可以看出，在用重晶石加重至1.40g／cm3，粘度有所增大，滤失量变小。
3、抑制性试验(钻屑滚动回收率试验)
钻屑回收率试验采用滨1组岩屑6～10目，热滚后经40目分样筛回收，在90℃条件下烘干干燥2h，冷却后称重，进而计算回收率。
表9无固相钻井液抑制性评价
| 初始质量，g | 回收质量，g | 钻屑回收率，％ | |
| 清水 | 20 | 4.42 | 22.1 |
| 3％海水浆 | 20 | 6.15 | 30.1 |
| 10％KCL溶液 | 20 | 9.74 | 48.7 |
| 无固相钻井液 | 20 | 19.6 | 93.6 |
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
试验结论：从上表9中回收率试验数据看出，无固相钻井液体系具有极强的抑制性能，能较好地防止粘土分散和地层垮塌。
4、抗污染试验
(一)盐污染试验
表10盐污染试验数据
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
试验结论：在每100毫升本实施例无固相钻井液中加入4克-10克的氯化钠后，钻井液粘度略有下降，滤失量变化不大，说明体系有较强的抗盐能力。
(二)钙污染试验
表11钙污染试验数据
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
试验结论：在每100毫升本实施例无固相钻井液中加入0.5--1.0克的氢氧化钙后，随着加量的增大，钻井液的粘度略有减小，滤失量无太大影响。
(三)钠土污染试验
表12钠土污染试验数据
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
试验结论：在每100毫升无固相钻井液中加入3克-10克的钠土后，随着加量的增大，钻井液的粘度有所上升。
5、砂床漏失实验
砂床漏失实验采用20-40目粒径的砂粒，实验装置采用FA型无渗透滤失仪，在0.69MPa(100PSI)的压力下，进行封堵实验。
表13砂床滤失试验数据
【备注】热滚试验条件：130℃／16h
试验结论：砂粒20-40目的砂床试验中，砂床滤失量均为零滤失，达到无渗透的效果。
实施例8
本实施例无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：黄原胶0.3克、羧甲基纤维素0.4克、润滑抑制剂5克、磺化沥青2克、超细碳酸钙1克、无渗透钻井液处理剂BST-II2克。润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请；润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上性能实验数据如下表14和表15所示：
表14无固相钻井液常温及高温性能
由上表14可看出无固相钻井液在130℃和150℃条件下能够维持很好的性能，也就是说本实施例的无固相钻井液体系可以在150℃条件下使用没问题。
表15无固相钻井液抗污染实验结果
注：上表15中：15％NaCl表示在序号1的每100毫升无固相钻井液中加入15克氯化钠；30％膨润土表示在序号1的每100毫升无固相钻井液中加入30克膨润土。
通过表15可以看出：本实施例无固相钻井液体系具有很强的抗盐和抗土污染的能力，在加入大量的盐和膨润土的情况下，虽然流变和失水有一定变化但并不影响使用。
显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。
Claims (7)
1.一种无固相钻井液，其特征在于，所述无固相钻井液由水、黄原胶、羧甲基纤维素、润滑抑制剂、磺化沥青、超细碳酸钙和无渗透钻井液处理剂BST-II组成；以每100毫升水中加入量计算：黄原胶0.1-0.5克、羧甲基纤维素0.3-0.7克、润滑抑制剂3-10克、磺化沥青1-5克、超细碳酸钙1-5克、无渗透钻井液处理剂BST-II1-3克；润滑抑制剂包含如式(1)所示甲基葡萄糖甙类化合物：
润滑抑制剂中所述甲基葡萄糖甙类化合物的质量百分含量为90wt％以上。
2.根据权利要求1所述的无固相钻井液，其特征在于，以每100毫升水中加入量计算：黄原胶为0.3克。
3.根据权利要求1所述的无固相钻井液，其特征在于，以每100毫升水中加入量计算：羧甲基纤维素0.4克。
4.根据权利要求1所述的无固相钻井液，其特征在于，以每100毫升水中加入量计算：润滑抑制剂5克。
5.根据权利要求1所述的无固相钻井液，其特征在于，以每100毫升水中加入量计算：磺化沥青2克。
6.根据权利要求1所述的无固相钻井液，其特征在于，以每100毫升水中加入量计算：超细碳酸钙1.5克。
7.根据权利要求1所述的无固相钻井液，其特征在于，以每100毫升水中加入量计算：无渗透钻井液处理剂BST-II2克。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201010172378.1A CN101955760B (zh) | 2010-05-14 | 2010-05-14 | 一种无固相钻井液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201010172378.1A CN101955760B (zh) | 2010-05-14 | 2010-05-14 | 一种无固相钻井液 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101955760A CN101955760A (zh) | 2011-01-26 |
| CN101955760B true CN101955760B (zh) | 2014-12-31 |
Family
ID=43483355
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201010172378.1A Active CN101955760B (zh) | 2010-05-14 | 2010-05-14 | 一种无固相钻井液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN101955760B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104893689A (zh) * | 2014-03-04 | 2015-09-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种无土相钻井液 |
| CN104974722B (zh) * | 2014-04-01 | 2018-01-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种无固相钻井液及其制备方法和应用 |
| CN108822814A (zh) * | 2018-05-24 | 2018-11-16 | 河北金丰新材料科技有限公司 | 一种代替膨润土制浆的复合化学泥浆材料制备方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101144009A (zh) * | 2006-09-14 | 2008-03-19 | 北京奥凯立科技发展有限责任公司 | 一种生物改性硅酸盐钻井液体系 |
| CN101311241A (zh) * | 2007-05-24 | 2008-11-26 | 新疆石油管理局钻井工艺研究院 | 一种葡萄糖酸盐钻井液 |
-
2010
- 2010-05-14 CN CN201010172378.1A patent/CN101955760B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101144009A (zh) * | 2006-09-14 | 2008-03-19 | 北京奥凯立科技发展有限责任公司 | 一种生物改性硅酸盐钻井液体系 |
| CN101311241A (zh) * | 2007-05-24 | 2008-11-26 | 新疆石油管理局钻井工艺研究院 | 一种葡萄糖酸盐钻井液 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| "MEG钻井液在滨26X1井的应用";黄达全等;《钻井液与完井液》;20080530;第25卷(第3期);36-38 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101955760A (zh) | 2011-01-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9969921B2 (en) | Oil and gas treatment composition comprising hydroxyethyl cellulose and crosslinked polyvinylpyrrolidone | |
| CN101717624B (zh) | 快吸附、强抑制、低伤害的高效水基钻井液 | |
| AU2013341482B2 (en) | Alkylated polyetheramines as clay stabilizing agents | |
| CN101955761B (zh) | 一种仿油基高密度钻井液 | |
| US7833946B2 (en) | Water-based drilling fluid | |
| CN102851009B (zh) | 一种有机盐高密度钻井液 | |
| CN103275680A (zh) | 无粘土低固相水平井段钻井液及其制备方法 | |
| CN103589407A (zh) | 低表面张力无固相储层保护钻井液 | |
| WO2012069784A1 (en) | Consolidation | |
| NO340042B1 (no) | Borefluid omfattende en polymer og anvendelse av polymeren i et borefluid | |
| CN109233762A (zh) | 一种钻井液、制备方法及应用 | |
| CN106381135A (zh) | 一种耐高温低滤失护壁水基钻井液 | |
| CN101955760B (zh) | 一种无固相钻井液 | |
| CN1315977C (zh) | 无粘土油层保护钻井液 | |
| Jiang et al. | Super-amphiphobic, strong self-cleaning and high-efficiency water-based drilling fluids | |
| CN102757773A (zh) | 强抑制性无固相碱性完井液 | |
| CN109628075A (zh) | 一种用于泥质砂岩油层的低固相钻井液及其制备方法 | |
| CN108084976A (zh) | 一种疏松砂岩储层保护钻井液及其制备方法 | |
| CN112375552A (zh) | 一种无固相清洁低伤害压井液及其制备方法 | |
| CN102010695B (zh) | 有机硅聚磺钻井液 | |
| US20230203361A1 (en) | Wellbore stability compositions comprising nanoparticles | |
| CN101717622A (zh) | 一种钻井液用润滑抑制剂及制备方法与含有所述钻井液用润滑抑制剂的钻井液 | |
| Jie | Performance evaluation and field application of new water-based drilling fluid system in protecting shale gas reservoir | |
| CN110819315A (zh) | 油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液 | |
| CN111087981B (zh) | 钻井液用抑制剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Lu Yanli Inventor after: Dong Haijun Inventor after: Wang Tielin Inventor after: Zhou Wenxin Inventor after: Zhang Liangliang Inventor after: Wang Wenrui Inventor before: Dong Haijun Inventor before: Wang Tielin Inventor before: Zhou Wenxin Inventor before: Zhang Liangliang Inventor before: Wang Wenrui |
|
| CB03 | Change of inventor or designer information |