CN102286272A - 一种有机胺强抑制防塌钻井液体系及其制备方法 - Google Patents
一种有机胺强抑制防塌钻井液体系及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102286272A CN102286272A CN2011102243894A CN201110224389A CN102286272A CN 102286272 A CN102286272 A CN 102286272A CN 2011102243894 A CN2011102243894 A CN 2011102243894A CN 201110224389 A CN201110224389 A CN 201110224389A CN 102286272 A CN102286272 A CN 102286272A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling fluid
- organic amine
- fluid system
- caving
- inhibitor
- 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.)
- Pending
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 107
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 88
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 title claims abstract description 51
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 17
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 10
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 36
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 20
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims description 20
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 claims description 20
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 claims description 20
- 229920006321 anionic cellulose Polymers 0.000 claims description 20
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims description 7
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 3
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 2
- 229920013818 hydroxypropyl guar gum Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 24
- 239000004575 stone Substances 0.000 abstract description 14
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 abstract 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 abstract 2
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 abstract 1
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 18
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 4
- 244000144730 Amygdalus persica Species 0.000 description 3
- 235000006040 Prunus persica var persica Nutrition 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 3
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N Potassium ion Chemical compound [K+] NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 amine compound Chemical class 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 230000000452 restraining effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 2
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000370738 Chlorion Species 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004500 asepsis Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 235000019994 cava Nutrition 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013000 chemical inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明公开了一种有机胺强抑制防塌钻井液体系及其制备方法,包括如下重量百分比的组份:有机胺抑制剂G319-FTJ 1%-2%,有机抑制剂0.3%-0.5%,提粘切及ASV-2 0.3%-0.5%,低粘聚阴离子纤维素PAC-LV 0.3-0.5%,高粘聚阴离子纤维素PAC-HV 0.3-0.6%,重晶石0-3%,防腐剂0.05-0.2%,消泡剂0.1-0.3%,余量为水。本发明具有强抑制性,同时可适当提高钻井液的密度,并通过调节钻井液的流变性,形成具有强抑制性的有机胺强抑制防塌钻井液体系,从而达到稳定“双石组”泥页岩的目的。
Description
技术领域
本发明涉及一种钻井液,特别涉及一种具有强抑制性适合于长庆油田气井水平井斜井段石盒子和石千峰组泥页岩段井壁稳定的有机胺强抑制防塌钻井液体系及其制备方法。
背景技术
天然气水平井钻遇石千峰组和石盒子组(简称“双石层”)时,双石层泥页岩属于蒙脱石类,与水发生吸水膨胀,导致井眼缩径,起下钻遇阻或钻进时扭矩偏大,严重时井壁发生坍塌,甚至因坍塌引起掉钻具等井下事故。处理类似井下事故将会浪费大量的钻进时间,同时开发成本也急剧上升,更为严重时有可能使井报废。
因为“双石层”大都处在大斜度的关键井段,下部的岩石对其上部岩石的支撑作用相对较小或者没有;钻速相对较慢,延长了钻井液对岩石的浸泡时间。这些因素都加剧了它们的跨塌,致使井壁失稳,严重影响地质资料的录取、钻井速度、质量及成本。甚至有时会因井壁不稳定而无法钻达目的层的井下严重事故,延误勘探与开发的速度,影响经济效益。可见,抑制泥页岩吸水膨胀,阻止泥页岩坍塌,是减小斜井段井下事故、提高机械钻速的主要措施和先决条件。
因此,要解决水平井大斜度井段“双石层”的井壁垮塌问题,必须将力学平衡和化学抑制二者结合加以研究。稳定井壁,国内外基本都是从力学平衡和化学抑制两个方面采取措施。提高钻井液的化学抑制性,主要依靠选取适当的化学抑制剂,阻止泥页岩吸水膨胀。一般都习惯于利用一种阳离子,中和粘土表面的负电荷,压缩泥页岩的双电层。力学方面主要依靠找到适当的安全密度范围,在井壁不漏的前提下,尽量提高钻井液的密度,平衡地层压力。
在长庆油田气井水平井钻井过程中会钻遇多个相对不稳定的泥页岩层位,由于泥页岩容易吸水膨胀引起井壁失稳造成井下复杂,使得井壁失稳问题一直是制约正常快速钻井、钻井提速的一个难题,甚至影响到油田的开发速度和效益。
因而,针对上述问题在现有技术中也提出过具有强抑制性的钻井液体系,例如中国专利号“200810232642.9”公开的一种强抑制性双钾离子-聚合物钻井液,其申请日为2008年12月15,公开日为2009年05月13。其虽然具有良好的抑制性,但在实际应用中却存在如下不足:一、存在体系矿化度高而影响电测和其他处理剂的使用效果,致使成本提高;二、泥页岩二次回收率较一次回收率降低幅度大,主抑制剂的加量大,致使现场维护劳动强度高,而且相应的成本也较高;三、体系氯离子含量高,对钻具具有腐蚀作用;四、体系对环境不友好。
发明内容
本发明的目的在于克服现有强抑制性双钾离子聚合物钻井液体系存在的上述问题,提供一种能有效稳定“双石组”泥页岩的有机胺强抑制防塌钻井液体系及基制备方法,本发明通过有机胺抑制剂和有机盐抑制剂的协同结合,形成有机胺强抑制防塌钻井液体系,同时再从力学平衡角度适当提高钻井液的密度,稳定“双石组”泥页岩井壁,并通过调节钻井液的流变性,形成具有强抑制性的有机胺强抑制防塌钻井液体系。
为实现上述目的,本发明采用的技术方案如下:
一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,其特征在于,包括如下重量百分比的组份:
余量为水。
所述的有机胺抑制剂G319-FTJ为胺基羟基聚醚。
所述有机抑制剂为聚丙烯酸钾K-PAM。
所述的提粘切剂为黄原胶和羟丙基瓜胶按体积比1∶1的混合物。
所述的防腐剂为甲醛或戊二醛。
所述的消泡剂为有机硅消泡剂。
一种有机胺强抑制防塌钻井液的制备方法,其特征在于,包括如下步骤:
①、通过水的密度与体积相互转化关系,在现场配浆罐内装入一定重量的清水,根据水的重量计算好各种材料的用量。
②、根据计算用量,将有机抑制剂KPAM、提粘切剂ASV-2、低粘聚阴离子纤维素、高粘聚阴离子纤维素以上述加料比例混合均匀,测量并记录混合均匀之后的密度。
③、通过密度与体积之间的转化关系式,根据配方比例,计算有机胺抑制剂G319-FTJ的用量,然后根据其用量将G319-FTJ加入到溶液中并搅拌使其充分溶解;
④、视需要,加入重晶石调节密度到所需值,视需要加入防腐剂甲醛或/和消泡剂。
⑤、用烧碱NaOH将PH调节至9-10。
采用本发明的优点在于:
一、本发明首先通过有机胺抑制剂和有机盐抑制剂的协同结合,形成有机胺强抑制防塌钻井液体系,还可以从力学平衡角度适当提高钻井液的密度,稳定“双石组”泥页岩井壁,并选用优质聚合物调节钻井液的流变性,最终形成一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,达到稳定双石组”泥页岩井壁,能有效地防止“双石组”泥页岩坍塌,减小井下事故的目的。
二、本发明选用有机胺抑制剂,由于在分子链中引入了胺化合物,因而钻井液具有更好的页岩抑制性,且防塌机理也不同于普通的聚醚产品,由于其独特的分子结构,可充填在粘土层间,并将它们束缚在一起,X射线衍射分析结果表明,随着其浓度增加,蒙脱土的层间距在下降,有效地减少粘土的吸水倾向,从而阻止水进入地层,从而起到稳定井壁的作用。
三、本发明中通过有机胺抑制剂与KPAM抑制剂的协同结合,使KPAM抑制剂在提供钾离子的同时,利用其包被和絮凝作用,将部分分散到钻井液中的粘土颗粒絮凝聚结随后利用固控设备除去,达到抑制和降低固相的双重作用,钻至斜井段,再通过提高密度,平衡地层压力的措施抑制“双石组”泥页岩的坍塌,从多个方面,多个角度稳定井壁。
四、本发明与强抑制双钾盐聚合物体系相比具有以下有点:①不增加体系矿化度,因此不影响电测、不降低其他处理剂的使用效能;②不含大量氯离子,因此不腐蚀钻具;③抑制性更强,特别是持续作用效果好,因此可以采用较低的钻井液比重从而提高机械钻速;④加量小,因此可以降低劳动强度和运费;⑤对环境友好,无污染。
五、本发明的泥页岩一次回收率和二次回收率都达到90%以上,高于现有的双钾盐聚合物钻井液体系,此外,本发明的二次回收率降低幅度极小,页岩的一次回收率反映钻井液化学抑制性强弱,二次回收率反映经过钻井液浸泡后的岩屑在清水中的分散性,分散性越小,说明页岩被抑制作用更强,井壁自然更趋稳定,这样就可以在保证井下安全的情况下,尽可能的采用较低的粘度和比重,减少地层的重复切削,从而提高钻井的机械钻速,减少建井周期,满足对强抑制型水基钻井液体系的要求。
六、本发明将会大大地减小“双石组”井段钻进过程中的井下复杂情况合事故,提高了钻井的平均机械钻速,缩短建井周期,节约开发成本,提高气田的开发效率,具有客观的经济和社会效益,且配制工艺简单,性能易于维护和保持且环保无毒害。
附图说明
图1为本发明井深与钻井液动速比曲线变化图
图2为采用本发明在施工段扭矩图
具体实施方式
实施例1
为便于比较新发明体系与已知所有体系的区别,根据表1,表2,表3的组分各配置三个体系,分别适用于不同井段的两个样品,
表1:防塌性试验的各体系配方组成(重量比)
表2:防塌性试验的各体系配方组成(重量比)
表3:防塌性试验的各体系配方组成(重量比)
表4体系的防塌性评价实验
备注:①②配方:有机胺强抑制防塌钻井液体系;④③配方:双钾盐聚合物体系;⑤⑥配方:聚合物-磺化钻井液体系。
试验根据标准:ZB/T E11 001-89
由上可知:现场应用的有机胺强抑制防塌钻井液体系的样品的一次回收率和二次回收率,略高于目前现场使用双钾盐聚合物钻井液体系,明显高于聚合物-磺化钻井液的页岩回收率,聚合物-磺化钻井液的一次,二次回收率都明显偏低,说明该泥浆使泥页岩化学抑制性和井壁稳定性都相对不好;而有机胺强抑制防塌钻井液,使用于不同井段两个样品,页岩的一次和二次回收率都达到90%以上。页岩的一次回收率反映钻井液化学抑制性强弱,二次回收率反映经过钻井液浸泡后的岩屑在清水中的分散性,分散性越小,说明页岩被抑制作用更强,井壁自然更趋稳定。因此,有机胺强抑制防塌钻井液体系对泥页岩起到显著的抑制作用,井壁更趋稳定。
有机胺抑制剂G319-FTJ的抑制性能中,下表是G319-FTJ在聚合物溶液中的页岩回收率结果,从表5中数据可以看出随着G319-FTJ浓度的逐渐增加,胶液的页岩一次回收率也随之增加,但是增加到2%以后回收率增加幅度很小。
表5 G319-FTJ防塌试验
编号 | 配方 | AV(mPa.s) | 岩屑量(g) | 回收率(%) |
1 | 0.3%KPAM | 3.5 | 39.32 | 78.64 |
2 | 0.3%KPAM+0.5%G319-FTJ | 4.0 | 40.37 | 80.74 |
3 | 0.3%KPAM+1.0%G319-FTJ | 4.25 | 42.69 | 85.38 |
4 | 0.3%KPAM+1.5%G319-FTJ | 4.25 | 45.33 | 90.66 |
5 | 0.3%KPAM+2.0%G319-FTJ | 3.0 | 45.58 | 91.16 |
6 | 0.3%KPAM+2.5%G319-FTJ | 2.75 | 45.79 | 91.58 |
7 | 0.3%KPAM+3.0%G319-FTJ | 2.75 | 45.81 | 91.62 |
对该实施例所述的钻井液体系进行了若干口井的现场试验,其中在桃9-14-18H井,具体实施如下:
1.提高钻井液抑制性,稳定井眼效果
①进入实验井段后,把KPAM和G319-FTJ以室内研究比例加入浆中,大大增加了钻井液的抑制防塌性和改善了泥饼的质量,同时,将钻井液的失水降低到5ml左右,到3000米以后,进一步将失水降至3ml,避免过多的钻井液滤液进入井壁地层,引起地层中粘土矿物水化膨胀,导致井壁不稳定。
②控制合适的钻井液密度,增加井壁力学平衡,达到防塌目的。钻至井深达3000米后,用重晶石粉将钻井液密度加重到1.20g/cm3以上,同时配合适当的工程措施,采取措施降低钻井液静切力,并在工程上控制起下钻速度,缓慢开泵,避免井内压力激动过大引起井壁不稳定;控制排量,避免钻井液环空返速过高,形成环空紊流而对井壁产生强烈的冲蚀作用;控制钻速,注意起钻卸扣方式,避免钻具剧烈碰撞井壁。通过以上措施,既有效的稳定了井壁,又没有压漏地层。在桃7-14-18H井的施工井段未出现因井壁失稳造成的井下复杂情况。
2.钻井液润滑降摩阻防卡
①在井斜超过40°以后,加入0.3%的润滑剂JN301(成都金牛钻井液材料厂),提高钻井液的润滑性能,尤其到后期大斜度井段,将润滑剂含量从1%提高到3%。
②由于钻井液中的KPAM起到抑制和絮凝聚结的作用,有效地除去了钻井液中的无用固相。另外,尽最大努力开充分利用四级固控设备,根据岩屑量和岩屑的粗细,及时提高了其筛布的目数,目数由开始的110目逐渐提高到250目。除泥、除砂器,离心机也保证在钻进时间内一直运行。另外,优化离心机、除泥、除砂一体机的循环流程,固控设备的作用得到了最大限度地发挥,保证钻井液在无固相低密度状态下循环,提高了机械钻速。
③现场施工中,钻井液的每一次维护及处理,在有效防塌的同时,都以润滑防卡为目的。在大斜度段钻进中,钻井液润滑性能良好,泥饼薄而韧、光滑,泥饼摩阻系数控制在0.0262~0.0437(1.5°~2.5°)。施工中没有因钻井液润滑性能不好而引起阻、卡,未发生粘卡事故,钻井液一直保持良好润滑性能运行,钻具扭矩处于较低条件下钻进。图2是整个运行过程中扭矩图,由于钻井液体系的强抑制作用,分散在钻井液中的有害低密度固相低,配合所采用的降低磨阻措施,整个施工段扭矩非常低,有利于井下安全和大段滑动钻进。
3.钻井液井眼净化
保持钻井液良好流变性,提高岩屑返出的效率。保证合适的粘度、高切力,特别是高的旋转粘度计6RPM读数(大斜度段一直保持在12以上),在施工中切力高,动塑比值高如图1所示,所以能有效的携带岩屑。
图1是钻井液运行过程中钻井液流变性指标——动速比的变化曲线图。对于钻井液而言,除了较好的抑制性,稳定井壁作用之外。更重要的还要有良好的流变性能,及时将井内的岩屑成功带至井外。图1表面新发明的钻井液体系有着良好的流变性,动速比超过0.5,完全可以成功带出岩屑,保持井眼干净畅通。
4.下套管前的处理
结束钻进后,与平时同样的方法用稠浆清扫井眼两次,随后短起下钻,一切顺利后,起钻,然后用固体润滑剂配封闭液,在井斜超过50°的井段用封闭液进行封闭,保证足够润滑性。通过以上措施确保了桃7-14-18H井下套管作业顺利。综合上述实例及有关数据,本发明所述的有机胺强抑制防塌钻井液体系具有很好的抑制防塌能力,起下钻畅通无阻,井下状况抑制良好,电测井眼规则。能很好将井内的岩屑成功带出地面,润滑性能良好,钻进中低扭矩运行,由于良好的抑制和絮凝,钻井液始终处于较低密度运行。并且抑制性强,密度适中,易于控制,失水低,泥饼致密,润滑性好等特点,井下安全。在该井平均机械钻速超过4.5米/小时。
实施例2
由以下组分配制有机胺强抑制防塌钻井液(重量百分比):有机胺抑制剂G319-FTJ重量比2.0%、有机抑制剂KPAM重量比0.5%、提粘切剂ASV-2其重量比0.3%、低粘聚阴离子纤维素其重量比0.5%、高粘聚阴离子纤维素其重量比0.3%、重晶石1.5%,PH值在9-10之间(NaOH:0.3%),其余为水,依靠烧碱NaOH将PH调节至9-10之间。
实施例3
由以下组分配制有机胺强抑制防塌钻井液(重量百分比):有机胺抑制剂G319-FTJ重量比1.0%、有机抑制剂KPAM重量比0.5%、提粘切剂ASV-2其重量比0.3%、低粘聚阴离子纤维素其重量比0.5%、高粘聚阴离子纤维素其重量比0.3%、重晶石1.5%,PH值在9-10之间(NaOH:0.3%),其余为水,依靠烧碱NaOH将PH调节至9-10之间。
在实例2,3的应用中,该体系同样表现出良好的抑制防塌,润滑,低固相,高钻速状态良好运行,平均机械钻速都在4.5米/小时。钻进过程中井眼良好,井下始终正常,完钻之后电测顺利,下套管固井作业顺利,井眼规则。
实施例4
一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,包括如下重量百分比的组份:
有机胺抑制剂G319-FTJ 1.5%,
有机抑制剂 0.3%,
提粘切剂ASV-2 0.5%,
低粘聚阴离子纤维素PAC-LV 0.3%,
高粘聚阴离子纤维素PAC-HV 0.6%,
重量百分比为3%的重晶石,
重量百分比为0.2的防腐剂,
重量百分比为0.3的消泡剂,
余量为水。
实施例5
一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,包括如下重量百分比的组份:
有机胺抑制剂G319-FTJ 2%,
有机抑制剂 0.4%,
提粘切剂ASV-2 0.4%,
低粘聚阴离子纤维素PAC-LV 0.4%,
高粘聚阴离子纤维素PAC-HV 0.5%,
余量为水。
实施例6
一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,包括如下重量百分比的组份:
有机胺抑制剂G319-FTJ 1%,
有机抑制剂 0.5%,
提粘切剂ASV-2 0.3%,
低粘聚阴离子纤维素PAC-LV 0.5%,
高粘聚阴离子纤维素PAC-HV 0.3%,
余量为水。
实施例7
一种有机胺强抑制防塌钻井液,包括如下重量百分比的组份:
有机胺抑制剂G319-FTJ 1.5%,
有机抑制剂 0.4%,
提粘切剂ASV-2 0.4%,
低粘聚阴离子纤维素PAC-LV 0.5%,
高粘聚阴离子纤维素PAC-HV 0.6%,
余量为水。
一种有机胺强抑制防塌钻井液的制备方法,包括如下步骤:
①.通过水的密度与体积相互转化关系,在现场配浆罐内装入一定重量的清水,根据水的重量计算好各种材料的用量。
②.根据计算用量,将有机抑制剂KPAM、提粘切剂ASV-2、低粘聚阴离子纤维素、高粘聚阴离子纤维素以上述加料比例混合均匀,测量并记录混合均匀之后的密度。
③.通过密度与体积之间的转化关系式,根据配方比例,计算有机胺抑制剂G319-FTJ的用量,然后根据其用量将G319-FTJ加入到溶液中并搅拌使其充分溶解;
④.视需要,加入重晶石调节密度到所需值,视需要加入防腐剂甲醛或/和消泡剂。
⑤.用烧碱NaOH将PH调节至9-10。
配制好的钻井液,根据美国API(American Petroleum Institute)钻井液测试标准检验,其性能达到正常钻进要求。
Claims (7)
1.一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,其特征在于,包括如下重量百分比的组份:
有机胺抑制剂G319-FTJ 1.0%-2.0%
有机抑制剂 0.3%-0.5%
提粘切剂 0.3%-0.5%,
低粘聚阴离子纤维素PAC-LV 0.3-0.5%,
高粘聚阴离子纤维素PAC-HV 0.3-0.6%,
重晶石 0-3%
防腐剂 0.05-0.2%
消泡剂 0.1-0.3%
余量为水。
2.根据权利要求1所述的一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,其特征在于:所述的有机胺抑制剂G319-FTJ为胺基羟基聚醚。
3.根据权利要求1所述的一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,其特征在于:所述有机抑制剂为聚丙烯酸钾K-PAM。
4.根据权利要求1所述的一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,其特征在于:所述的提粘切剂为黄原胶和羟丙基瓜胶按体积比1∶1的混合物。
5.根据权利要求1所述的一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,其特征在于:所述的防腐剂为甲醛或戊二醛。
6.根据权利要求1所述的一种有机胺强抑制防塌钻井液体系,其特征在于:所述的消泡剂为有机硅消泡剂。
7.根据权利要求1所述的一种有机胺强抑制防塌钻井液体系的制备方法,其特征在于,包括如下步骤:
①、通过水的密度与体积相互转化关系,在现场配浆罐内装入一定重量的清水,根据水的重量计算好各种材料的用量。
②、根据计算用量,将有机抑制剂KPAM、提粘切剂ASV-2、低粘聚阴离子纤维素、高粘聚阴离子纤维素以上述加料比例混合均匀,测量并记录混合均匀之后的密度。
③、通过密度与体积之间的转化关系式,根据配方比例,计算有机胺抑制剂G319-FTJ的用量,然后根据其用量将G319-FTJ加入到溶液中并搅拌使其充分溶解;
④、视需要,加入重晶石调节密度到所需值,视需要加入防腐剂甲醛或/和消泡剂。
⑤、用烧碱NaOH将PH调节至9-10。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN2011102243894A CN102286272A (zh) | 2011-08-05 | 2011-08-05 | 一种有机胺强抑制防塌钻井液体系及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN2011102243894A CN102286272A (zh) | 2011-08-05 | 2011-08-05 | 一种有机胺强抑制防塌钻井液体系及其制备方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN102286272A true CN102286272A (zh) | 2011-12-21 |
Family
ID=45333037
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN2011102243894A Pending CN102286272A (zh) | 2011-08-05 | 2011-08-05 | 一种有机胺强抑制防塌钻井液体系及其制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN102286272A (zh) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105400501A (zh) * | 2015-11-10 | 2016-03-16 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种窄密度窗口强护壁钻井液 |
CN106221684A (zh) * | 2016-07-28 | 2016-12-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种碳质泥岩防塌的强封堵钻井液及制备方法 |
CN111777997A (zh) * | 2020-09-07 | 2020-10-16 | 东营浩辰石油技术开发有限公司 | 一种钻井液抑制防塌剂的制备方法 |
-
2011
- 2011-08-05 CN CN2011102243894A patent/CN102286272A/zh active Pending
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105400501A (zh) * | 2015-11-10 | 2016-03-16 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种窄密度窗口强护壁钻井液 |
CN106221684A (zh) * | 2016-07-28 | 2016-12-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种碳质泥岩防塌的强封堵钻井液及制备方法 |
CN111777997A (zh) * | 2020-09-07 | 2020-10-16 | 东营浩辰石油技术开发有限公司 | 一种钻井液抑制防塌剂的制备方法 |
CN111777997B (zh) * | 2020-09-07 | 2021-01-05 | 胜利油田胜利化工有限责任公司 | 一种钻井液抑制防塌剂的制备方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101429424B (zh) | 强抑制性双钾离子—聚合物钻井液 | |
CN102250595B (zh) | 用于活性泥页岩钻井的钻井液 | |
US9920233B2 (en) | Drilling fluids with nano and granular particles and their use for wellbore strengthening | |
EP2689099B1 (en) | Methods of using invert emulsion fluids with high internal phase concentration | |
EP2756161B1 (en) | Methods of using oleaginous fluids for completion operations | |
CN104277803A (zh) | KCl封堵防塌钻井液及其制备方法 | |
CN106221684A (zh) | 一种碳质泥岩防塌的强封堵钻井液及制备方法 | |
CN102226076B (zh) | 强抑制性防塌低伤害钻井液 | |
Awele | Investigation of additives on drilling mud performance with" tønder geothermal drilling" as a case study | |
CN104130758B (zh) | 一种用于泥浆岩钻井的树枝状多胺基聚合物钻井液 | |
US8105984B2 (en) | Reduced abrasion drilling fluid | |
CN108822811A (zh) | 一种气井水平井小井眼多胺强抑制防塌钻井液及制备方法 | |
CN110452669A (zh) | 一种低粘低切低成本强抑制性钻井液及其制备方法 | |
CN101230259A (zh) | 抗高温抗盐无固相环保钻完井液 | |
CN102391843A (zh) | 一种硅酸钾聚合醇水基钻井液 | |
CN102286272A (zh) | 一种有机胺强抑制防塌钻井液体系及其制备方法 | |
CN105507848B (zh) | 快失水可固化类与有机合成类堵漏剂复配堵漏施工方法 | |
CA2969512C (en) | Dry drilling fluid additives and methods relating thereto | |
CN107257838A (zh) | 用于具有胶凝剂的延迟交联的水力压裂的方法和材料 | |
CN102010695B (zh) | 有机硅聚磺钻井液 | |
CN111663900A (zh) | 一种致密低渗油气藏水平井改善井壁稳定的钻井工艺 | |
CN103013471A (zh) | 一种udm-1非常规钻井液体系用于深井的钻井方法 | |
Izuwa | Evaluating the impact of rheological property of local viscosifier on hole cleaning | |
US20210079285A1 (en) | Oil-Based Drill-In Fluid With Enhanced Fluid Loss Properties | |
CN106121568A (zh) | 一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C12 | Rejection of a patent application after its publication | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20111221 |