CN102504773B - 一种深井、超深井饱和盐水钻井液 - Google Patents
一种深井、超深井饱和盐水钻井液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102504773B CN102504773B CN201110360238.1A CN201110360238A CN102504773B CN 102504773 B CN102504773 B CN 102504773B CN 201110360238 A CN201110360238 A CN 201110360238A CN 102504773 B CN102504773 B CN 102504773B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling fluid
- gram
- stir
- minutes
- add
- 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.)
- Withdrawn - After Issue
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 108
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 91
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 42
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 title claims abstract description 26
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title abstract description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 9
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 239000004021 humic acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 8
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 7
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000008399 tap water Substances 0.000 claims abstract description 6
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 51
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 7
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical class O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 235000019357 lignosulphonate Nutrition 0.000 claims description 7
- 235000013336 milk Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000008267 milk Substances 0.000 claims description 7
- 210000004080 milk Anatomy 0.000 claims description 7
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract 2
- NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N Sorbitan monooleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N 0.000 abstract 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 abstract 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 abstract 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 abstract 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 abstract 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 15
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 7
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 7
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 7
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 2
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 2
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 2
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical class [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- -1 sorbitan fatty acid ester Chemical class 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明涉及一种用于油气田钻井作业高温高压环境下的深井、超深井饱和盐水钻井液。它能克服超深井钻探中使用的钻井液体系固相含量高、配方复杂及性能不稳定的缺陷。其技术方案是：制备该钻井液所用原料的组分及含量为：自来水90-100；膨润土2-6；Na2CO34-8；马来酸酐1-3；聚阴离子纤维素0.1-0.4；木质素磺酸盐5-9；磺化酚醛树脂-木质素磺酸盐-腐植酸共聚物7-11；乳化沥青2-5；C12-C18直链烷烃乳状液3-6；乳化石蜡2-5；司班80 0.2-0.5；CaO 0.3-0.7；KOH 0.3-0.7；KC l4-7；NaCl 20-30；重晶石调节钻井液密度至2.40g/cm3。本钻井液在高温下具有较好的流变性、失水造壁性好、抗污染能力强、抑制性强、润滑性好、封堵能力强、用于超深井钻探。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于油气田钻井作业高温高压环境下，具有流变性好、失水造壁性好、抑制性强、润滑性好和封堵能力强的深井、超深井饱和盐水钻井液。
背景技术
深井、超深井钻井常常因断层、多套压力体系、高温、地层倾角大、盐层、盐膏层、多层复合盐层及塑性变形能力极强的“软泥岩”等因素而使用抗高温高密度钻井液体系，无论对处理剂还是体系性能都提出了极高的要求，目前，国内6100m以上的超深井较多，为了发现深部地层油气资源，个别油田已向7000m甚至8000m以上的超深井发展（如塔里木油田博孜、大北、克深等地区），超深井常常因地质条件复杂，温度高（120℃、150℃甚至180℃以上），地层压力系数大（2.00～2.50不等）导致钻井液体系处理剂多而杂，材料质量不稳定或无保障、体系复杂，性能不稳定，现场使用中顾此失彼，造成了人力、物力、财力的极大浪费，社会效益和经济效益不显著，其根源在于：（1）没有科学地掌握和利用高温对钻井液中粘土的作用及对钻井液性能的影响和规律、高温对处理剂及其作用效能的影响和规律及其影响因素的正面效应和原理的精髓；（2）没有科学地掌握和利用超深井钻井液工艺技术原理、处理剂作用原理，以实现超深井水基钻井液流变性的有效调控；（3）出现滥用或不正确地使用处理剂，加之处理剂有隐藏的后效作用和处理剂之间的化学作用，给体系性能调配与现场维护带来极大不便，所有这些已构成超深井钻井液的重大技术难题，它是至今没有得到有效解决的世界性技术难题。
目前，国外常使用的深井、超深井钻井液体系有以下几种：
（1）有机盐钻井液体系
（2）皂石—海泡石聚合物钻井液
（3）合成基钻井液
（4）高固相解絮凝聚合物（HSDP）钻井液
目前，国内深井、超深井钻井液研究相对欧美国家，我国深井钻井起步较晚，钻井液技术的发展可分为三个阶段：（1）起步阶段，该阶段是以钙处理钻井液及盐水钻井液为代表的钻井液体系；（2）初步发展阶段，以“三磺”钻井液为代表的钻井液体系；（3）规模发展阶段，以聚合物钻井液、聚磺钻井液为代表的钻井液体系；
通过对国内外深井、超深井水基钻井液研究现状的分析，发现在深井、超深井钻井液使用问题上，存在以下问题：（1）基液密度低，致使加重剂加量大，粘度效应高，流变性难以控制；（2）增粘、提切力的处理剂不过关，致使高密度盐水体系性能控制难；（3）处理剂之间的配伍性有较大距离、不完全协同；（4）深井、超深井高密度水基钻井液体系遇到高矿化度、高盐浓度时，循环几周后，其pH值大大降低，难以稳住，致使处理剂不能发挥应有的效能；（5）对于深井、超深井来说，温度高，封堵剂软化点往往低于地层温度，发挥不了封堵剂的封堵作用，国外对付深井、超深井大段纯盐、盐膏地层，同样采用高密度盐水水基钻井液体系钻进，均以近饱和或饱和盐水体系为主，但其重点放在提高基液密度和使用抗盐粘土上，目的是降低粘度效应、保证粘切适度，便于流变性调控和其它性能的维护处理，但现场综合性能同样存在不稳定的局面，依然有切力低、粘度效应高、沉降稳定性差等现象，由于这些问题的存在，大大地影响了深井、超深井钻井液的现场使用效果和技术发展。
发明内容
本发明的目的是：为了克服深井、超深井钻探中使用的钻井液体系固相含量高、处理剂多而不精、配方复杂及性能不稳定的缺点，特提供一种深井、超深井饱和盐水钻井液。
为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种深井、超深井饱和盐水钻井液，其特征是：制备该钻井液所用原料的组分及含量为，其质量单位为克或千克：自来水90-100；膨润土2-6；Na2CO3 4-8；马来酸酐1-3；高粘-聚阴离子纤维素0.1-0.4；木质素磺酸盐5-9；磺化酚醛树脂-木质素磺酸盐-腐植酸共聚物7-11；乳化沥青2-5； C12-C18直链烷烃乳状液3-6；乳化石蜡2-5；司班80 0.2-0.5；CaO 0.3-0.7；KOH 0.3-0.7；KCl 4-7； NaCl 20-30；重晶石调节钻井液密度至2.40g/cm3。
该深井、超深井饱和盐水钻井液的配制方法是：先量取100克的自来水将水温升至70℃，，在低速电动搅拌下加入2-6克的膨润土，搅拌10分钟加入4-8克Na2CO3再搅拌30分钟，常温常压下预水化24h后，在低速电动搅拌下加入1-3克马来酸酐搅拌5分钟，加入0.1-0.4克高粘-聚阴离子纤维素搅拌5分钟，加入5-9克木质素磺酸盐搅拌5分钟，加入7-11克磺化酚醛树脂-木质素磺酸盐-腐植酸共聚物搅拌5分钟，加入2-5克乳化沥青搅拌5分钟，加入3-6克 C12-C18直链烷烃乳状液搅拌5分钟，加入2-5克乳化石蜡搅拌5分钟，加入0.2-0.5克司班80搅拌5分钟，加入0.3-0.7克CaO搅拌5分钟，加入0.3-0.7克KOH搅拌5分钟，加入4-7克KCl搅拌5分钟，加入20-30克NaCl搅拌5分钟，加入重晶石调节钻井液密度至2.40g/cm3搅拌1小时，制得本深井、超深井饱和盐水钻井液，代号WPQ-1。
上述制备方法所用马来酸酐；高粘-聚阴离子纤维素；木质素磺酸盐；磺化酚醛树脂-木质素磺酸盐-腐植酸共聚物；乳化沥青；C12-C18直链烷烃乳状液；乳化石蜡；司班80；重晶石均为市场上销售产品，购置时严格按行业标准或企标检验，合格者才能使用。具体见表1
表1 深井、超深井饱和盐水钻井液WPQ-1基本原料明细表
| 品 名 | 代号 | 主要作用效能 | 生 产 厂 家 | 备注 |
| 水 | H2O | 溶剂 | 本地自来水公司 | |
| 高粘-聚阴离子纤维素 | HV-PAC | 增粘剂（悬浮、稳定） | 保定市胜辉聚合物科技有限公司 | 由天然棉花短纤维经碱化、醚化和中和等化学反应制得的取代度为0.85-1.4纤维素醚类衍生物 |
| 磺化酚醛树脂-木质素磺酸盐-腐植酸共聚物 | CX-178 | 降失水 | 新疆畅想钻井液材料厂 | 磺化酚醛树脂、腐植酸钠、木质素磺酸钠按2：1.5:1比例经钛铁络合而成 |
| 乳化沥青 | CX-189 | 防塌降失水 | 新疆畅想钻井液材料厂 | |
| C12-C18直链烷烃乳状液 | DJ-1 | 防塌降失水 | 成都金牛钻井液材料厂 | 由乳化石蜡和两种聚合物降滤失剂等多种物质经过物理化学反应而形成的微粒子 |
| 马来酸酐 | GBH | 抗高温保护剂 | 北京金海岸助剂厂 | |
| 木质素磺酸盐 | CX-179 | 降粘剂 | 新疆畅想钻井液材料厂 | 用丹宁栲胶经聚合磺化后，再接枝酰胺基团而成。 |
| 膨润土 | 成都鑫久安公司 | |||
| Na2CO3 | 科龙化学试剂厂 | |||
| 乳化石蜡 | 廊坊仁信化工厂 | |||
| 司班80 | SP-80 | 乳化 | 上海沪峰生化试剂有限公司 | 失水山梨醇脂肪酸酯 |
| KOH | 科龙化学试剂厂 | |||
| CaO | 科龙化学试剂厂 | |||
| NaCl | 科龙化学试剂厂 | |||
| 重晶石 | 加重 | 贵州修文兴达公司 | ||
| KCl | 科龙化学试剂厂 |
本发明提供的深井、超深井饱和盐水钻井液与现有同类产品相比较，具有以下有益效果：（1）其在高温下具有更好的流变性；（2）抗污染能力强；（3）抑制性强；（4）润滑性好；（5）封堵能力强；（6）失水造壁性好，能够满足不同条件下深井、超深井钻探的要求。
具体实施方式
实施例1：深井、超深井饱和盐水钻井液的配制方法
该深井、超深井饱和盐水钻井液的配制方法是：先用量筒量取100克的自来水将水温控制在70℃，在低速电动搅拌下加入2克的膨润土，搅拌10分钟加入5克Na2CO3再搅拌30分钟，常温常压下预水化24h后，在低速电动搅拌下加入2克马来酸酐搅拌5分钟，加入0.4克高粘-聚阴离子纤维素搅拌5分钟，加入8克木质素磺酸盐搅拌5分钟，加入9克磺化酚醛树脂-木质素磺酸盐-腐植酸共聚物搅拌5分钟，加入4克乳化沥青搅拌5分钟，加入5克 C12-C18直链烷烃乳状液搅拌5分钟，加入2克乳化石蜡搅拌5分钟，加入0.2克司班80搅拌5分钟，加入0.4克CaO搅拌5分钟，加入0.6克KOH搅拌5分钟，加入7克KCl搅拌5分钟，加入28克NaCl搅拌5分钟，加入重晶石调节钻井液密度至2.40g/cm3搅拌1小时，制得本深井、超深井饱和盐水钻井液WPQ-1。
实施例2：抗污染能力评价
在钻深部地层时，经常会钻遇石膏层、盐水层、水泥塞等，导致钻井液发生盐侵或钙侵，致使钻井液泥饼致密程度降低和渗透率增大，泥饼质量变差，滤失量增大，最终导致钻井液流变性、失水造壁性变差，同时因泥饼质量差、滤失量大而致使井壁不稳定，且加剧对钻具的腐蚀和损坏，因此，有必要对体系抗盐能力和抗钙能力进行评价，由于本发明体系是饱和盐水体系，具有很好的抗盐能力，故本实施例只对抗钙能力进行评价
表2 抗CaSO4污染实验
注：所有HTHP失水都是在150℃/30min.500psi条件下测定，其它性能的测温为50℃
从表2数据可以看出，CaSO4的含量在2.5%以内，钻井液性能几乎不变，该深井、超深井饱和盐水钻井液抗钙能力强。
实施例3：抑制性评价
高密度水基钻井液的抑制性包含了两个方面的意思：一方面是对侵入高密度水基钻井液岩屑的抑制；另一方面是维持井壁稳定，通常前者用滚动回收实验来评价，后者用线性膨胀实验进行评价
（1）滚动回收率实验
表3 滚动回收率实验结果
| 钻井液配方 | 实验条件 | 回收质量（g） | 回收率（%） |
| 蒸馏水+50g岩屑 | 180℃×16h | 14.98 | 30.0 |
| WPQ-1+50g岩屑 | 180℃×16h | 49.8 | 99.6 |
注：1、岩屑为四川红尘土，钻屑为6～10目，回收率为40目泥页岩的回收率；2、表中结果均为4次实验数据均值
本发明深井超深井饱和盐水钻井液体系的滚动回收率在99%以上，比同等条件下蒸馏水的滚动回收率高很多，说明在实验条件下具有良好的抑制性，能有效地抑制钻屑的水化分散
（2）线性膨胀性实验
表4 线性膨胀性实验结果
从表4中的实验数据可知，2h后，蒸馏水的线性膨胀率是深井、超深井饱和盐水钻井液的15.32倍，16h后，蒸馏水的线性膨胀率是深井、超深井饱和盐水钻井液的25.83倍，可知，本发明深井、超深井饱和盐水钻井液体系能较好地保持井壁稳定，在一定程度上能有效地防止井等复杂事故的发生。
实施例4：沉降稳定性评价
由于本发明体系是采用重晶石加重的高密度钻井液，要求钻井液应有良好的结构粘度，从而保证体系具有良好的悬浮稳定性和沉降稳定性，否则在施工过程中很容易发生井漏或井喷事故，耗费大量的人力和物力，延长钻井周期及增加钻井成本；实验方法：钻井液经高温作用后，冷却至50℃，用密度计测定上下层钻井液密度，再将钻井液密封静置24h后，加热到50℃，测定上下层钻井液密度，如果钻井液上下层密度差≤0.02g/cm3，说明该体系具有良好的沉降稳定性和悬浮稳定性，反之表明体系的沉降稳定性和悬浮稳定性都较差；
表5 沉降稳定性评价
| 体系 | 上层密度g/cm3 | 下层密度g/cm3 | 上下层密度差g/cm3 |
| 深井、超深井饱和盐水钻井液WPQ-1 (220℃×16h) | 2.40 | 2.40 | 0 |
由表5可知，本发明体系经高温作用后，上下层密度差值均为零，具有很好的沉降稳定性和悬浮稳定性。
实施例5：润滑性评价
通常钻井液的润滑性能包括指泥饼的润滑性和钻井液自身的润滑性两个方面，钻井液润滑性能的好坏可以由钻井液和泥饼的摩阻系数来反映，本实验以钻井液泥饼摩阻系数Kf为主要技术指标来评价钻井液的润滑性能，
表6钻井液体系润滑性能评价
| 体 系 | 泥饼摩阻系数Kf |
| 深井、超深井饱和盐水钻井液WPQ-1 | 0.0492 |
根据CNPC对普通钻井液建议标准为Kf控制在0.05～0.09范围内，本发明体系具有良好的润滑性能，能有效地减少井下复杂事故的发生，为顺利地钻达目的层奠定基础。
实施例6：封堵效果评价
钻井液中的自由水在压差作用下向井壁岩石孔隙或裂缝中渗透，并在井壁上形成泥饼，阻止或减慢了钻井液中自由水继续向地层渗透，若钻井液中固相颗粒级配合理，形成的泥饼薄而韧，渗透率低且承压能力好，就能有效地降低钻井液的滤失量，防止井壁岩石水化膨胀、剥落掉快，因此对需对泥饼质量进行评价，本实施例用高温高压失水仪对三套体系的泥饼渗透率进行了评价；实验方法：取23g10～20目、23g20～40目、35g80～100g的石英砂；混合均匀后装入两端卸开的高温高压失水仪中，轻轻晃动，加压0.1 MPa，灌入钻井液；于150℃、500psi下测定三套体系30min滤失量；把钻井液置换成清水、于1Mpa、2Mpa、3Mpa下测定清水的渗透率，分别记为K1、K2、K3，据此评价抗高温高密度饱和盐水钻井液在地层中的封堵能力；
表7不同体系在不同压力下的渗透率
| 体系 | K1, mD | K2, mD | K3, mD | 泥饼情况 |
| 深井、超深井饱和盐水钻井液WPQ-1 | 0.0127 | 0.0139 | 0.0146 | 薄、致密 |
可见本发明钻井液体系具有较强的封堵能力。
Claims (2)
1.一种深井、超深井饱和盐水钻井液，其特征是：制备该钻井液所用原料的组分及含量为，其质量单位为克或千克：自来水90-100；膨润土2-6；Na2CO34-8；马来酸酐1-3；高粘-聚阴离子纤维素0.1-0.4；木质素磺酸盐5-9；磺化酚醛树脂-木质素磺酸盐-腐植酸共聚物7-11；乳化沥青2-5；C12-C18直链烷烃乳状液3-6；乳化石蜡2-5；司班800.2-0.5；CaO0.3-0.7；KOH0.3-0.7；KCl4-7；NaCl20-30；重晶石调节钻井液密度至2.40g/cm3。
2.根据权利要求1所述的饱和盐水钻井液，其特征是：该钻井液的配制方法是：先量取100克的自来水将水温升至70℃，在低速电动搅拌下加入2-6克的膨润土，搅拌10分钟加入4-8克Na2CO3再搅拌30分钟，常温常压下预水化24h后，在低速电动搅拌下加入1-3克马来酸酐搅拌5分钟，加入0.1-0.4克高粘-聚阴离子纤维素搅拌5分钟，加入5-9克木质素磺酸盐搅拌5分钟，加入7-11克磺化酚醛树脂-木质素磺酸盐-腐植酸共聚物搅拌5分钟，加入2-5克乳化沥青搅拌5分钟，加入3-6克C12-C18直链烷烃乳状液搅拌5分钟，加入2-5克乳化石蜡搅拌5分钟，加入0.2-0.5克司班80搅拌5分钟，加入0.3-0.7克CaO搅拌5分钟，加入0.3-0.7克KOH搅拌5分钟，加入4-7克KCl搅拌5分钟，加入20-30克NaCl搅拌5分钟，加入重晶石调节钻井液密度至2.40g/cm3搅拌1小时，制得深井、超深井饱和盐水钻井液产品。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201110360238.1A CN102504773B (zh) | 2011-11-15 | 2011-11-15 | 一种深井、超深井饱和盐水钻井液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201110360238.1A CN102504773B (zh) | 2011-11-15 | 2011-11-15 | 一种深井、超深井饱和盐水钻井液 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102504773A CN102504773A (zh) | 2012-06-20 |
| CN102504773B true CN102504773B (zh) | 2013-06-19 |
Family
ID=46216910
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201110360238.1A Withdrawn - After Issue CN102504773B (zh) | 2011-11-15 | 2011-11-15 | 一种深井、超深井饱和盐水钻井液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN102504773B (zh) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103013472A (zh) * | 2013-01-16 | 2013-04-03 | 西南石油大学 | 一种超深井钻井液 |
| CN104087272A (zh) * | 2014-05-30 | 2014-10-08 | 中国石油化工集团公司 | 一种可抗co32-、hco3-污染的复合饱和盐水钻井液 |
| CN104479649B (zh) * | 2014-12-31 | 2017-09-05 | 西南石油大学 | 一种钻进页岩用低密度水基钻井液 |
| CN105199681B (zh) * | 2015-10-16 | 2018-03-20 | 西南石油大学 | 一种抗高温磺化盐水泥浆用增效剂 |
| CN105601251A (zh) * | 2015-12-17 | 2016-05-25 | 中国二十二冶集团有限公司 | 防冻泥浆的制备方法 |
| CN105733527A (zh) * | 2016-04-20 | 2016-07-06 | 西南石油大学 | 一种黑锰矿粉加重高密度钻井液 |
| WO2019066913A1 (en) * | 2017-09-29 | 2019-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | STABLE EMULSION DRILLING FLUIDS |
| CN114989792B (zh) * | 2021-03-01 | 2024-01-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法 |
| CN113738378B (zh) * | 2021-09-07 | 2022-10-21 | 西南交通大学 | 一种化学破岩介质及化学辅助破岩方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020128158A1 (en) * | 1999-07-26 | 2002-09-12 | Green Ban D. | Method for creating dense drilling fluid additive and composition therefor |
| CN102086381A (zh) * | 2009-12-07 | 2011-06-08 | 武侯区巅峰机电科技研发中心 | 一种饱和盐水钻井液 |
-
2011
- 2011-11-15 CN CN201110360238.1A patent/CN102504773B/zh not_active Withdrawn - After Issue
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020128158A1 (en) * | 1999-07-26 | 2002-09-12 | Green Ban D. | Method for creating dense drilling fluid additive and composition therefor |
| CN102086381A (zh) * | 2009-12-07 | 2011-06-08 | 武侯区巅峰机电科技研发中心 | 一种饱和盐水钻井液 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| "钻井液用新型特效稀释剂KTX-1的研究应用";段志明等;《新疆石油科技》;20110915;第21卷(第3期);第1-4页 * |
| 段志明等."钻井液用新型特效稀释剂KTX-1的研究应用".《新疆石油科技》.2011,第21卷(第3期), |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN102504773A (zh) | 2012-06-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102504773B (zh) | 一种深井、超深井饱和盐水钻井液 | |
| US10457855B2 (en) | Method for making a drilling fluid composition and fracturing a subterranean formation | |
| CN101429424B (zh) | 强抑制性双钾离子—聚合物钻井液 | |
| CN102585784B (zh) | 水基钻井液用降滤失剂及其制备方法 | |
| CN106221684A (zh) | 一种碳质泥岩防塌的强封堵钻井液及制备方法 | |
| CN103320104A (zh) | 一种油包水型生物柴油基钻井液及其制备方法 | |
| CN110041901A (zh) | 一种用于破碎性火成岩地层钻进的钻井液及其制备方法 | |
| CN103013468B (zh) | 一种抗盐超高密度钻井液、制备方法及应用 | |
| Dai et al. | Oilfield chemistry | |
| WO2016088141A2 (en) | Composition of drilling fluid and method useful in drilling boreholes in water sensitive formations | |
| CN109072057A (zh) | 用于钻井液的膨润土性质的改进 | |
| Nutskova et al. | Research of oil-based drilling fluids to improve the quality of wells completion | |
| Özkan et al. | Investigation of fly ash effect on rheological and filtration properties of drilling muds | |
| CN103087692A (zh) | 一种耐高温钻井液及其配制方法和应用 | |
| Xalloqovich | Effective composition of washing fluid on base the waste products when opening the productive horizon | |
| CN104327811B (zh) | 环保型抗高温气制油合成基钻井液及其制备方法与应用 | |
| CN101255332A (zh) | 一种无固相抗高温石油完井工作液 | |
| CA2858729A1 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar comprising acrylonitrile-butadiene copolymer | |
| CN106366244A (zh) | 钻井液用抗高温抗盐降滤失剂及其制备方法和用途 | |
| CN103045202A (zh) | 一种高密度聚磺水基钻井液 | |
| 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 | |
| Hao et al. | Double protection drilling fluid: Optimization for sandstone-like uranium formation | |
| US10030192B2 (en) | Freeze/thaw stable latex emulsion for treatment of well bore tar | |
| CN104194743B (zh) | 油田钻井液用防塌剂及其制备方法与应用 | |
| CN106190066A (zh) | 一种适用于低井温高地层压力系数的水基钻井液 |
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 | ||
| ASS | Succession or assignment of patent right |
Owner name: WHEEL STAND GRAND PETROLEUM TECHNOLOGY CO., LTD. Free format text: FORMER OWNER: SOUTHWEST PETROLEUM UNIVERSITY Effective date: 20140228 |
|
| CB03 | Change of inventor or designer information | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: He Zhigang Inventor before: Wang Pingquan Inventor before: Bai Yang |
|
| COR | Change of bibliographic data |
Free format text: CORRECT: ADDRESS; FROM: 610500 CHENGDU, SICHUAN PROVINCE TO: 841600 BAYINGOLIN MONGOL AUTONOMOUS PREFECTURE, XINJIANG UYGUR AUTONOMOUS REGION Free format text: CORRECT: INVENTOR; FROM: WANG PINGQUAN BAI YANG TO: HE ZHIGANG |
|
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20140228 Address after: 841600 the Xinjiang Uygur Autonomous Region Bayinguoleng Mongolia Autonomous Prefecture Luntai Industrial Park Administrative Committee Office Building Patentee after: Luntai Greatest Oil Technology Co., Ltd. Address before: 610500 Xindu No. 8, Xindu District, Sichuan, Chengdu Patentee before: Southwest Petroleum University |
|
| C56 | Change in the name or address of the patentee |
Owner name: XINJIANG GRAND PETROLEUM TECHNOLOGY CO., LTD. Free format text: FORMER NAME: WHEEL STAND GRAND PETROLEUM TECHNOLOGY CO., LTD. |
|
| CP03 | Change of name, title or address |
Address after: 841000, the Xinjiang Uygur Autonomous Region Bazhou Korla economic and Technological Development Zone Development Avenue incubator center building, room 402 Patentee after: XINJIANG GRAND OILFIELD TECHNOLOGY CO., LTD. Address before: 841600 the Xinjiang Uygur Autonomous Region Bayinguoleng Mongolia Autonomous Prefecture Luntai Industrial Park Administrative Committee Office Building Patentee before: Luntai Greatest Oil Technology Co., Ltd. |
|
| AV01 | Patent right actively abandoned | ||
| AV01 | Patent right actively abandoned |
Granted publication date: 20130619 Effective date of abandoning: 20220425 |
|
| AV01 | Patent right actively abandoned |
Granted publication date: 20130619 Effective date of abandoning: 20220425 |
|
| AV01 | Patent right actively abandoned |