CN103320102B - 一种水平井充氮气钻井用钻井液 - Google Patents
一种水平井充氮气钻井用钻井液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103320102B CN103320102B CN201310276413.8A CN201310276413A CN103320102B CN 103320102 B CN103320102 B CN 103320102B CN 201310276413 A CN201310276413 A CN 201310276413A CN 103320102 B CN103320102 B CN 103320102B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling
- nitrogen
- agent
- horizontal well
- kilogram
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明公开了一种水平井充氮气钻井用钻井液体系，涉及水平井充氮气钻井用钻井液体系技术领域，以重量份计包括如下组分：增粘剂0.29-0.41份、降失水剂0.17-0.23份、防塌剂4.3-4.7份、暂堵剂1.65-1.95份、润滑剂0.50-0.70份、消泡剂0.12-0.18份、pH调节剂0.08-0.12份、水91.71-92.89份。在长庆油田鄂尔多斯盆地水平井充氮气欠平衡钻进作业中，使用该体系可有效净化井眼，保持负压条件下的井壁稳定，保护油气层，提高机械钻速，且材料来源广泛，易于操作，现场钻井施工方便。
Description
技术领域
本发明涉及水平井充氮气钻井用钻井液体系技术领域，特别涉及一种适用于长庆油田鄂尔多斯盆地水平井充氮气钻井用钻井液体系。
背景技术
充气钻井液是一种密度范围在0.47～0.83g/cm3之间的气(通常为空气或氮气)液(通常为水或油)混合物,钻井中将气体通过地面设备连续不断地注入钻井液,使其呈均匀气泡状分散于钻井液中,从而达到降低环空液柱压力的目的,充氮气钻井液技术已经从国外引进到国内。
如作者为姚德辉，李建成和燕修良等，在刊名为《石油钻采技术》的期刊上发表了《充气钻井液技术在云参1井的应用》的论文，发表日期为2002年第4期，其中介绍了：云参1井在钻进过程中,因钻遇超低压地层而发生严重井漏。为此,采用充气(氮气)钻井液欠平衡钻井技术,满足了地质要求,保证了正常钻进,这是国内首次成功采用充气钻井液欠平衡压力钻井技术解决严重井漏的井例。系统地介绍了云参1井充气钻井液的应用背景、工艺流程、井口装置和现场施工情况,并分析了实施效果。
由此可见，充氮气钻井技术已经在国内被广泛采用，而水平井充氮气欠平衡钻井技术在长庆油田鄂尔多斯盆地也已经开展了多井次的试验，在提高机械钻速、保护储层等方便效果明显。但目前国内外尚无针对充氮气钻井特定的钻井液体系，在施工中均使用普通钻井液体系，存在缺乏针对性、性能难以控制等问题，因钻井液问题造成大量非生产时间，延长了建井周期，使充氮气钻井的优势大打折扣。
发明内容
本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷，提供了一种水平井充氮气钻井用钻井液，应用于油气井的欠平衡钻井作业中，该钻井液性能稳定，易于操作，可有效保护井壁，采用该钻井液提高了机械钻速，能保护储层，能及时发现油气层，有效避免井下复杂的发生。
本发明是通过采用下述技术方案实现的：
一种水平井充氮气钻井用钻井液，其特征在于：以重量份计包括如下组分：增粘剂0.29-0.41份、降失水剂0.17-0.23份、防塌剂4.30-4.70份、暂堵剂1.65-1.95份、润滑剂0.50-0.70份、消泡剂0.12-0.18份，pH调节剂0.08-0.12份和水91.71-92.89份。
上述组分的最佳配比为：增粘剂0.35份、降失水剂0.2份、防塌剂4.5份、暂堵剂1.8份、润滑剂0.6份、消泡剂0.15份，pH调节剂0.1份和水92.3份。
所述的增粘剂0.29-0.41份具体包括：高粘羧甲基纤维素H-CMC分子式是[C6H7O2(OH)2CH2COONa]n0.08-0.12份、黄原胶XCD分子式是(C35H49O29)n0.13-0.17份和高粘聚阴离子纤维素PAC-HV0.08-0.12份。
所述的降滤失剂0.17-0.23份具体包括：低粘聚阴离子纤维素PAC-LV0.13-0.17份和羟乙基纤维素HEC0.04-0.06份。
所述的防塌剂具体为氯化钾。
所述的暂堵剂1.65-1.95份具体包括：0.9-1.1份的改性淀粉ASR-1和0.75-0.85份的1250目超细碳酸钙ASP-1250。
所述的润滑剂具体是指钻井液用油基润滑剂DFL。
所述的消泡剂具体是指有机硅消泡剂。
所述的pH调节剂具体是指烧碱。
所述的增粘剂的最佳组分配比为高粘羧甲基纤维素H-CMC0.1份、黄原胶XCD0.15份和高粘聚阴离子纤维素PAC-HV0.1份。
所述的降滤失剂0.20份具体为聚阴离子纤维素PAC-LV0.15份和羟乙基纤维素HEC0.05份。
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果表现在：
1、本发明中，采用“增粘剂0.29-0.41份、降失水剂0.17-0.23份、防塌剂4.30-4.70份、暂堵剂1.65-1.95份、润滑剂0.50-0.70份、消泡剂0.12-0.18份，pH调节剂0.08-0.12份和水91.71-92.89份”这样特定组分和配比形成的钻井液，特别适合于长庆油田鄂尔多斯盆地水平井充氮气钻井作业。突出特点在于其粘度适中、失水较低，在井内和氮气混合形成三相流，返出后又能迅速分离脱气。有利于快速钻进及保护油气层。在钻遇泥页岩时具有很强的抑制防塌性能，一次岩屑回收率大于80%，无机盐类防塌剂中和井壁岩石所带负电荷使其变为电中性，防止其水化膨胀，并能在井壁表面形成泥饼，阻止流体的浸入。采取润滑、消泡等一系列技术措施后，钻井液性能稳定且容易调节，比较适合充氮起钻进作业。所用材料均为石油行业常用产品，来源广泛。
经过室内试验的研究和证明，采用本发明提供的配方配成的钻井液具有良好的流变性、润滑性和井眼净化能力，失水量低，较强的防塌抑制性并能及时实现液气分离。这些性能能够很好的达到水平井充氮气钻井施工的要求。因此，本发明提供的配方配成的钻井液适用于长庆油田鄂尔多斯盆地水平井欠平衡充氮气钻井作业中。
2、本发明中，其最佳组分配比为“增粘剂0.35份、降失水剂0.2份、防塌剂4.5份、暂堵剂1.8份、润滑剂0.6份、消泡剂0.15份，pH调节剂0.1份和水92.3份”，这样形成的钻井液体系有较强的携砂能力，具备低粘度高切力，井眼净化效果良好，同时又具有较高的泥页岩水化抑制性，可有效防止在钻遇泥页岩时引起井眼缩径，井壁垮塌。气液固三相混合物经环空返出后能及时分离，不会引起体积膨胀导致的冒罐及泥浆泵上水不佳。
3、本发明中，采用的增粘剂包括：高粘羧甲基纤维素H-CMC0.08-0.12份、黄原胶XCD0.13-0.17份和高粘聚阴离子纤维素PAC-HV0.08-0.12份。采用这样特定的组分和配比的增粘剂，应用到本发明的组分中，其增粘效果得到有效增强。
4、本发明中，采用的降滤失剂包括：低粘聚阴离子纤维素PAC-LV0.13-0.17份和羟乙基纤维素HEC0.04-0.06份，采用这样特定的组分和配比的增粘剂，应用到本发明的组分中，其降滤失效果得到明显增强。
具体实施方式
下面将结合实施例对本发明作进一步的详细说明。
实施例1
一种水平井充氮气钻井用钻井液体系由以下组方配制：
增粘剂0.35千克具体是：高粘羧甲基纤维素H-CMC分子式是[C6H7O2(OH)2CH2COONa]n0.1千克和黄原胶XCD分子式是(C35H49O29)n0.15千克和高粘聚阴离子纤维素PAC-HV0.1千克；
降滤失剂0.20千克具体为聚阴离子纤维素PAC-LV0.15千克和羟乙基纤维素HEC0.05千克；
防塌剂4.5千克具体为氯化钾KCL4.5千克；
暂堵剂1.8千克具体为改性淀粉（ASR-1）1千克和1250目超细碳酸钙（ASP-1250）0.8千克；
润滑剂0.6千克具体钻井液用油基润滑剂（DFL-1）0.6千克；
消泡剂0.15千克具体为有机硅消泡剂0.15千克；
pH调节剂0.1千克具体烧碱NaOH0.1千克。
制备工艺：按比例把增粘剂0.35千克、降失水剂0.2千克、暂堵剂1.8千克依次加入92.3千克水中，高速搅拌，放置24小时充分水化，然后加入防塌剂4.5千克、润滑剂0.6千克、消泡剂0.15千克、pH调节剂0.1千克搅拌均匀即可。
以该组方的重量份制成的钻井液性能为最佳。
例中名词解释：
高粘羧甲基纤维素H-CMC可以采用位于山东省滨州市的华唯纤维素有限公司所生产的高粘羧甲基纤维素，其粘度≥1100Pa.s。
黄原胶XCD又称生物聚合物黄原胶，一般在水基钻井液中用增粘，提高携砂能力。
聚阴离子纤维素分为高粘和低粘两种，如肥城雨田化工有限公司生产的聚阴离子纤维素(PAC)分为高粘(HV)和低粘(LV)两种，其中高粘的粘度≥1600mPa.s，低粘的粘度为50~100mPa.s。
改性淀粉ASR-1是指羟丙基淀粉。
钻井液用油基润滑剂DFL-1：一种称为DFL的新型钻井液润滑剂技术出尽风头，该产品以第一名次应邀在大会上作报告并获得大会授予的“2011年7大最先进产品”奖。这一创新性产品由美国倚科能源有限公司（EcoGlobalSolutions，简称EGS)研发。
实施例2
一种水平井充氮气钻井用钻井液体系由以下组方配制：
增粘剂0.29千克具体是：高粘羧甲基纤维素H-CMC分子式是[C6H7O2(OH)2CH2COONa]n0.08千克和黄原胶XCD分子式是(C35H49O29)n0.13千克和高粘聚阴离子纤维素PAC-HV0.08千克；
降滤失剂0.17千克具体为聚阴离子纤维素PAC-LV0.13千克和羟乙基纤维素HEC0.04千克；
防塌剂4.3千克具体为氯化钾KCL4.3千克；
暂堵剂1.65千克具体为改性淀粉(ASR-1)0.90千克和1250目超细碳酸钙(ASP-1250)0.75千克；
润滑剂0.50千克具体钻井液用油基润滑剂(DFL-1)0.50千克；
消泡剂0.12千克具体为有机硅消泡剂0.12千克；
pH调节剂0.08千克具体烧碱NaOH0.08千克。
制备工艺：按比例把增粘剂0.29千克、降失水剂0.17千克、暂堵剂1.65千克依次加入92.89千克水中，高速搅拌，放置24小时充分水化，然后加入防塌剂4.30千克、润滑剂0.50千克、消泡剂0.12千克、pH调节剂0.08千克搅拌均匀即可。
实施例3
一种水平井充氮气钻井用钻井液体系由以下组方配制：
增粘剂0.41千克具体是：高粘羧甲基纤维素H-CMC分子式是[C6H7O2(OH)2CH2COONa]n0.12千克和黄原胶XCD分子式是(C35H49O29)n0.17千克和高粘聚阴离子纤维素PAC-HV0.12千克；
降滤失剂0.23千克具体为聚阴离子纤维素PAC-LV0.17千克和羟乙基纤维素HEC0.06千克；
防塌剂4.3千克具体为氯化钾KCL4.3千克；
暂堵剂1.95千克具体为改性淀粉（ASR-1）1.10千克和1250目超细碳酸钙（ASP-1250）0.85千克；
润滑剂0.70千克具体钻井液用油基润滑剂（DFL-1）0.70千克；
消泡剂0.18千克具体为有机硅消泡剂0.18千克；
pH调节剂0.12千克具体烧碱NaOH0.12千克。
制备工艺：按比例把增粘剂0.41千克、降失水剂0.23千克、暂堵剂1.95千克依次加入91.71千克水中，高速搅拌，放置24小时充分水化，然后加入防塌剂4.70千克、润滑剂0.70千克、消泡剂0.18千克、pH调节剂0.12千克搅拌均匀即可。
经过室内试验的研究和证明，采用本发明提供的配方配成的钻井液具有良好的流变性、润滑性和井眼净化能力，失水量低，较强的防塌抑制性并能及时实现液气分离。这些性能能够很好的达到水平井充氮气钻井施工的要求。因此，本发明提供的配方配成的钻井液适用于长庆油田鄂尔多斯盆地水平井欠平衡充氮气钻井作业中。
Claims (4)
1.一种水平井充氮气钻井用钻井液，其特征在于：以重量份计组分如下：增粘剂0.29-0.41份、降滤失剂0.17-0.23份、防塌剂4.30-4.70份、暂堵剂1.65-1.95份、润滑剂0.50-0.70份、消泡剂0.12-0.18份，pH调节剂0.08-0.12份和水91.71-92.89份；
所述的增粘剂0.29-0.41份具体是：高粘羧甲基纤维素H-CMC0.08-0.12份、黄原胶XCD0.13-0.17份和高粘聚阴离子纤维素PAC-HV0.08-0.12份；
所述的降滤失剂0.17-0.23份具体是：低粘聚阴离子纤维素PAC-LV0.13-0.17份和羟乙基纤维素HEC0.04-0.06份；
所述的防塌剂具体为氯化钾；
所述的暂堵剂1.65-1.95份具体是：0.9-1.1份的改性淀粉ASR-1和0.75-0.85份的1250目超细碳酸钙ASP-1250；
所述的消泡剂具体是指有机硅消泡剂；
所述的pH调节剂具体是指烧碱。
2.根据权利要求1所述的水平井充氮气钻井用钻井液，其特征在于：上述组分的最佳配比为：增粘剂0.35份、降滤失剂0.2份、防塌剂4.5份、暂堵剂1.8份、润滑剂0.6份、消泡剂0.15份，pH调节剂0.1份和水92.3份。
3.根据权利要求1所述的水平井充氮气钻井用钻井液，其特征在于：所述的增粘剂的最佳组分配比为高粘羧甲基纤维素H-CMC0.1份、黄原胶XCD0.15份和高粘聚阴离子纤维素PAC-HV0.1份。
4.根据权利要求1所述的水平井充氮气钻井用钻井液，其特征在于：所述的降滤失剂0.20份具体为聚阴离子纤维素PAC-LV0.15份和羟乙基纤维素HEC0.05份。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310276413.8A CN103320102B (zh) | 2013-07-03 | 2013-07-03 | 一种水平井充氮气钻井用钻井液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310276413.8A CN103320102B (zh) | 2013-07-03 | 2013-07-03 | 一种水平井充氮气钻井用钻井液 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103320102A CN103320102A (zh) | 2013-09-25 |
| CN103320102B true CN103320102B (zh) | 2016-05-04 |
Family
ID=49189155
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201310276413.8A Expired - Fee Related CN103320102B (zh) | 2013-07-03 | 2013-07-03 | 一种水平井充氮气钻井用钻井液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN103320102B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104946214B (zh) * | 2015-07-10 | 2017-10-03 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种天然高分子环保型钻井液 |
| CN105219362A (zh) * | 2015-08-27 | 2016-01-06 | 山东聚鑫化工有限公司 | 一种高效防塌防漏钻井液的制法 |
| CN107267126A (zh) * | 2017-07-03 | 2017-10-20 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种适合连续油管钻井的小井眼钻井液及其制备方法 |
| CN108546548B (zh) * | 2018-03-27 | 2020-09-18 | 长江大学 | 一种深水水基钻井液及其应用 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU773062A1 (ru) * | 1979-02-28 | 1980-10-23 | Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтермнефть" | Состав дл приготовлени аэрированного бурового раствора |
| GB0125685D0 (en) * | 2001-10-26 | 2001-12-19 | Inst Francais Du Petrole | Drilling wells and drilling fluids |
| CA2656462C (en) * | 2006-07-24 | 2013-10-29 | Basf Se | Mixture for improved foaming in the extraction of petroleum or natural gas |
| CN101979457B (zh) * | 2010-09-28 | 2013-06-05 | 中国石油化工集团公司 | 海水基无固相环保钻完井液 |
-
2013
- 2013-07-03 CN CN201310276413.8A patent/CN103320102B/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103320102A (zh) | 2013-09-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103045210B (zh) | 一种高效封堵油基钻井液及其制备方法 | |
| AU2013296718B2 (en) | Lost circulation material with a multi-modal large particle size distribution | |
| CN100571855C (zh) | 发泡剂及可循环微泡钻井液及钻井工艺方法 | |
| US4321968A (en) | Methods of using aqueous gels | |
| CN103320102B (zh) | 一种水平井充氮气钻井用钻井液 | |
| CN105733533B (zh) | 酸溶型矿物纤维细桥塞堵漏剂和堵漏液及其制备方法 | |
| CN102410022A (zh) | 一种裂缝性碳酸盐岩储层保护方法 | |
| CN105733532B (zh) | 酸溶型矿物纤维中粗桥塞堵漏剂和堵漏液及其制备方法 | |
| AU2004238982A1 (en) | Well-treating method to prevent or cure lost-circulation | |
| EA022202B1 (ru) | Способы и скважинные флюиды на водной основе для уменьшения поглощения скважинного флюида и поглощения фильтрата | |
| WO2010019900A1 (en) | Multiphase drilling systems and methods | |
| EP2021430A1 (en) | Weighted zero solids loss circulation, fluid loss and insulating annular space fluid systems | |
| CN102344785A (zh) | 抗120℃低固相强封堵低损害钻井液 | |
| CA2602655C (en) | Well productivity enhancement method (options) | |
| CN109825266A (zh) | 一种强抑制高封堵双保型钻井液及其制备方法、钻井组合物 | |
| CN103184037A (zh) | 一种生物酶无固相完井液 | |
| WO2019209312A1 (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| CN104047556B (zh) | 一种防止长7油页岩坍塌的方法 | |
| CN101955763B (zh) | 一种抗高压堵漏剂及含有所述抗高压堵漏剂的堵漏浆 | |
| CN104312557B (zh) | 一种高密度低摩阻钻井液 | |
| US4451389A (en) | Aqueous gels | |
| CN103820085B (zh) | 一种钻井液用油层保护剂及其生产方法 | |
| CA3027510A1 (en) | Invert emulsion containing vegetable oil | |
| CN113136183B (zh) | 化学胶塞的基液组合物、化学胶塞组合物、化学胶塞及其应用工艺 | |
| CN106318348B (zh) | 一种抗稠油污染钻井液 |
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 | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20160504 Termination date: 20170703 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |