CN107541195A - 成膜水基钻井液及其制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及水基钻井液技术领域，是一种成膜水基钻井液及其制备方法；该成膜水基钻井液原料按重量份数含有膨润土、碳酸钠、携砂剂、降滤失剂、抑制剂、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、碱性调节剂、成膜降滤失剂、固体封堵剂、液体封堵剂、自来水和加重剂；本发明成膜水基钻井液在降低滤失量方面有很强的效果，在井壁上能形成隔离膜保护层，大大降低了进入地层的自由水量，具有更强的抑制泥页岩水化膨胀的能力，从而使得地层泥页岩水化膨胀量大大降低，有效地防止了井壁坍塌等现象的发生；同时，本发明成膜水基钻井液具有很强的抗温、抗盐、抗钻屑污染能力，能够有效降低油气层的损害。
Description
技术领域
本发明涉及水基钻井液技术领域，是一种成膜水基钻井液及其制备方法。
背景技术
井壁稳定性问题是伴随石油钻井和完井过程中的世界性重大工程技术难题，半个多世纪以来，井壁稳定性问题是国内外学者和工程技术人员普遍关注的热点问题，通过不懈努力，虽然取得了长足进步，但目前仍没有彻底解决。我国钻井技术人员对井壁稳定技术进行了几十年的研究，也取得了较大发展，但它仍然是当前钻井工程普遍存在的井下复杂情况之一，离根本解决还有相当大的距离。当前老油田尽管绝大部分井均能钻达目的层，但井塌仍然存在，井径扩大率偏大，不能完全满足测井与固井的要求；而新区钻探时，由于对地层组构特性和压力剖面认识不清，防塌措施缺乏准确预测性和针对性，钻井过程井塌仍然不断发生，尤其是在西部深井钻井、钻遇山前强地应力构造和大段泥页岩井段过程中井壁失稳问题表现的尤为突出。当前有效的防塌剂如沥青类、腐殖酸类等产品，因荧光级别与颜色深而被地质与环保部门禁用，给井壁稳定问题的解决更增加了难度；此外，钻进多压力层系井段，强地应力作用下山前构造带，煤层、玄武岩、辉绿岩、凝灰岩、石灰岩、岩膏层、含盐膏软泥页岩等非泥页岩地层时，井壁不稳定问题以及井壁失稳诱发的井下复杂情况仍然相当严重。因而为了攻克此难题，必须继续加强研究井壁稳定技术。石油钻探的目的是为了发现油气层和正确评价油气藏，以及最大限度的开发油气层。然而从钻开油层到固井、射孔、试油、修井、取芯以及进行增产措施诸如压裂、酸化、注水过程中，由于外来液体和固体侵入油层，与油层中的粘土发生物理化学作用，使井眼周围油层渗透率下降形成低渗透带，增加油流阻力，降低原油产量导致油气层损害，由于油层损害使原油产量降低，储采比减小，这一问题对中、低渗透性的油层至关重要，对于高渗透油层也不可忽视。所以任何阻碍流体从井眼周围流入井底的现象均称之为对油气层的损害。一方面，油气层损害是不可避免的；另一方面，油气层损害又是可以控制的。通过实施保护油气层、防止污染的技术和措施，完全可能将油气层损害降至最低限度。
但现有水基钻井液在工作过程中易造成井壁坍塌和油气层的损害，已不能满足现有工艺的要求。
发明内容
本发明提供了一种成膜水基钻井液及其制备方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有水基钻井液易造成井壁坍塌和油气层的损害，已不能满足现有工艺要求的问题。
本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种成膜水基钻井液，原料按重量份数含有膨润土36份至40份、碳酸钠1.8份至2份、携砂剂1.8份至2份、降滤失剂9.9份至11份、抑制剂162份至180份、磺化酚醛树脂13.5份至15份、磺化褐煤13.5份至15份、碱性调节剂0.45份至0.5份、成膜降滤失剂25份至40份、固体封堵剂45份至50份、液体封堵剂18份至20份、自来水900份至1000份、加重剂1080份至1200份。
下面是对上述发明技术方案之一的进一步优化或/和改进：
上述成膜水基钻井液按下述方法得到：第一步，将所需量的自来水加热到50℃至70℃，在加热后的自来水中加入所需量的膨润土并搅拌均匀，得到第一混合液；第二步，在第一混合液中加入所需量的碳酸钠并搅拌均匀，搅拌均匀后预水化24h得到第二混合液；第三步，在搅拌状态下在第二混合液中依次加入所需量的携砂剂、降滤失剂、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、成膜降滤失剂、抑制剂、固体封堵剂和液体封堵剂并混合均匀，再加入所需量的碱性调节剂并混合均匀，然后加入所需量的加重剂混合均匀后，得到成膜水基钻井液。
上述第一步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为10min至20min；或/和，第二步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为20min至40min。
上述第三步中，搅拌速率为900r/min至1100r/min，加入携砂剂的搅拌时间为30min至40min，加入降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入磺化酚醛树脂的搅拌时间为5min至15min，加入磺化褐煤的搅拌时间为5min至15min，加入成膜降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入抑制剂的搅拌时间为10min至20min，加入固体封堵剂的搅拌时间为10min至20min，加入液体封堵剂的搅拌时间为5min至15min，加入碱性调节剂的搅拌时间为50min至70min。
上述膨润土为蒙脱土；或/和，携砂剂为携砂剂SM-1；或/和，降滤失剂为降滤失剂HF-1；或/和，抑制剂为KCOOH；或/和，磺化酚醛树脂为磺化酚醛树脂SMP-2；或/和，磺化褐煤为磺化褐煤SMC；或/和，碱性调节剂为CaO；或/和，成膜降滤失剂为成膜降滤失剂CMJ-2；或/和，固体封堵剂为纳米碳酸钙；或/和，液体封堵剂为液体封堵剂EP-2；或/和，加重剂为API重晶石粉。
本发明的技术方案之二是通过以下措施来实现的：一种环保型成膜水基钻井的制备方法，按下述步骤进行：第一步，将所需量的自来水加热到50℃至70℃，在加热后的自来水中加入所需量的膨润土并搅拌均匀，得到第一混合液；第二步，在第一混合液中加入所需量的碳酸钠并搅拌均匀，搅拌均匀后预水化24h得到第二混合液；第三步，在搅拌状态下在第二混合液中依次加入所需量的携砂剂、降滤失剂、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、成膜降滤失剂、抑制剂、固体封堵剂和液体封堵剂并混合均匀，再加入所需量的碱性调节剂并混合均匀，然后加入所需量的加重剂混合均匀后，得到成膜水基钻井液。
下面是对上述发明技术方案之二的进一步优化或/和改进：
上述第一步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为10min至20min；或/和，第二步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为20min至40min。
上述第三步中，搅拌速率为900r/min至1100r/min，加入携砂剂的搅拌时间为30min至40min，加入降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入磺化酚醛树脂的搅拌时间为5min至15min，加入磺化褐煤的搅拌时间为5min至15min，加入成膜降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入抑制剂的搅拌时间为10min至20min，加入固体封堵剂的搅拌时间为10min至20min，加入液体封堵剂的搅拌时间为5min至15min，加入碱性调节剂的搅拌时间为50min至70min。
上述膨润土为蒙脱土；或/和，携砂剂为携砂剂SM-1；或/和，降滤失剂为降滤失剂HF-1；或/和，抑制剂为KCOOH；或/和，磺化酚醛树脂为磺化酚醛树脂SMP-2；或/和，磺化褐煤为磺化褐煤SMC；或/和，碱性调节剂为CaO；或/和，成膜降滤失剂为成膜降滤失剂CMJ-2；或/和，固体封堵剂为纳米碳酸钙；或/和，液体封堵剂为液体封堵剂EP-2；或/和，加重剂为API重晶石粉。
本发明成膜水基钻井液较常规水基钻井液的常温中压滤失量和高温高压滤失量有较大幅度降低，说明本发明成膜水基钻井液较常规水基钻井液在降低滤失量方面有很强的效果，本发明成膜水基钻井液能够在井壁上能形成隔离膜保护层，大大降低了进入地层的自由水量，具有更强的抑制泥页岩水化膨胀的能力，从而使得地层泥页岩水化膨胀量大大降低，有效地防止了井壁坍塌等现象的发生；同时，本发明成膜水基钻井液具有很强的抗温、抗盐、抗钻屑污染能力，能够有效降低油气层的损害。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。
实施例1，该成膜水基钻井液，原料按重量份数含有膨润土36份至40份、碳酸钠1.8份至2份、携砂剂1.8份至2份、降滤失剂9.9份至11份、抑制剂162份至180份、磺化酚醛树脂13.5份至15份、磺化褐煤13.5份至15份、碱性调节剂0.45份至0.5份、成膜降滤失剂25份至40份、固体封堵剂45份至50份、液体封堵剂18份至20份、自来水900份至1000份、加重剂1080份至1200份。
实施例2，该成膜水基钻井液，原料按重量份数含有膨润土36份或40份、碳酸钠1.8份或2份、携砂剂1.8份或2份、降滤失剂9.9份或11份、抑制剂162份或180份、磺化酚醛树脂13.5份或15份、磺化褐煤13.5份或15份、碱性调节剂0.45份或0.5份、成膜降滤失剂25份或40份、固体封堵剂45份或50份、液体封堵剂18份或20份、自来水900份或1000份、加重剂1080份或1200份。
实施例3，该成膜水基钻井液按下述制备方法得到：第一步，将所需量的自来水加热到50℃至70℃，在加热后的自来水中加入所需量的膨润土并搅拌均匀，得到第一混合液；第二步，在第一混合液中加入所需量的碳酸钠并搅拌均匀，搅拌均匀后预水化24h得到第二混合液；第三步，在搅拌状态下在第二混合液中依次加入所需量的携砂剂、降滤失剂、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、成膜降滤失剂、抑制剂、固体封堵剂和液体封堵剂并混合均匀，再加入所需量的碱性调节剂并混合均匀，然后加入所需量的加重剂混合均匀后，得到成膜水基钻井液。
实施例4，作为上述实施例的优化，第一步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为10min至20min；或/和，第二步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为20min至40min。
实施例5，作为上述实施例的优化，第三步中，搅拌速率为900r/min至1100r/min，加入携砂剂的搅拌时间为30min至40min，加入降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入磺化酚醛树脂的搅拌时间为5min至15min，加入磺化褐煤的搅拌时间为5min至15min，加入成膜降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入抑制剂的搅拌时间为10min至20min，加入固体封堵剂的搅拌时间为10min至20min，加入液体封堵剂的搅拌时间为5min至15min，加入碱性调节剂的搅拌时间为50min至70min。
实施例6，作为上述实施例的优化，膨润土为蒙脱土；或/和，携砂剂为携砂剂SM-1；或/和，降滤失剂为降滤失剂HF-1；或/和，抑制剂为KCOOH；或/和，磺化酚醛树脂为磺化酚醛树脂SMP-2；或/和，磺化褐煤为磺化褐煤SMC；或/和，碱性调节剂为CaO；或/和，成膜降滤失剂为成膜降滤失剂CMJ-2；或/和，固体封堵剂为纳米碳酸钙；或/和，液体封堵剂为液体封堵剂EP-2；或/和，加重剂为API重晶石粉。
实施例7，该成膜水基钻井液按下述制备方法得到：先量取1000克的自来水将水温升至65℃，在低速600r/min电动搅拌下加入40克的钻井液用膨润土，搅拌10分钟加入2.0克Na2CO3再搅拌30分钟，常温常压下预水化24h；再在高速1000r/min电动搅拌下加入2.0克钻井液用携砂剂SM-1搅拌20分钟，加入11.0克降滤失剂HF-1搅拌15分钟，加入15.0克磺化酚醛树脂SMP-2搅拌10分钟，加入15.0克磺化褐煤SMC搅拌10分钟，加入25.0克成膜降滤失剂CMJ-2搅拌15分钟；然后加入180.0克抑制剂KCOOH搅拌15分钟，加入50.0克纳米碳酸钙CaCO3搅拌15分钟，加入20.0克封堵剂EP-2搅拌10分钟；最后加入0.50克CaO调整体系pH为9.0，搅拌1小时，用钻井液用加重剂重晶石加重体系密度至1.80g/cm3，得到成膜水基钻井液。
实施例8，该成膜水基钻井液按下述制备方法得到：先量取1000克的自来水将水温升至65℃，在低速600r/min电动搅拌下加入40克的钻井液用膨润土，搅拌10分钟加入2.0克Na2CO3再搅拌30分钟，常温常压下预水化24h；再在高速1000r/min电动搅拌下加入2.0克钻井液用携砂剂SM-1搅拌20分钟，加入11.0克降滤失剂HF-1搅拌15分钟，加入15.0克磺化酚醛树脂SMP-2搅拌10分钟，加入15.0克磺化褐煤SMC搅拌10分钟，加入30.0克成膜降滤失剂CMJ-2搅拌15分钟；然后加入180.0克抑制剂KCOOH搅拌15分钟，加入50.0克纳米碳酸钙CaCO3搅拌15分钟，加入20.0克封堵剂EP-2搅拌10分钟；最后加入0.50克CaO调整体系pH为9.0，搅拌1小时，用钻井液用加重剂重晶石加重体系密度至1.80g/cm3，得到成膜水基钻井液。
实施例9，该成膜水基钻井液按下述制备方法得到：先量取1000克的自来水将水温升至65℃，在低速600r/min电动搅拌下加入40克的钻井液用膨润土，搅拌10分钟加入2.0克Na2CO3再搅拌30分钟，常温常压下预水化24h；再在高速1000r/min电动搅拌下加入2.0克钻井液用携砂剂SM-1搅拌20分钟，加入11.0克降滤失剂HF-1搅拌15分钟，加入15.0克磺化酚醛树脂SMP-2搅拌10分钟，加入15.0克磺化褐煤SMC搅拌10分钟，加入40.0克成膜降滤失剂CMJ-2搅拌15分钟；然后加入180.0克抑制剂KCOOH搅拌15分钟，加入50.0克纳米碳酸钙CaCO3搅拌15分钟，加入20.0克封堵剂EP-2搅拌10分钟；最后加入0.50克CaO调整体系pH为9.0，搅拌1小时，用钻井液用加重剂重晶石加重体系密度至1.80g/cm3，得到成膜水基钻井液。
对比例，常规水基钻井液按下述制备方法得到：先量取1000克的自来水将水温升至65℃，在低速600r/min电动搅拌下加入40克的钻井液用膨润土，搅拌10分钟加入2.0克Na2CO3再搅拌30分钟，常温常压下预水化24h；再在高速1000r/min电动搅拌下加入8克低粘羧甲基纤维素钠盐LV-CMC搅拌20分钟，加入10克抑制型降滤失剂JT888搅拌20分钟，加入3克聚合物增粘剂MAN104搅拌20分钟，加入30.0克磺化酚醛树脂SMP-2搅拌10分钟，加入30.0克磺化褐煤SMC搅拌10分钟，加入180.0克抑制剂KCOOH搅拌15分钟，最后加入0.50克CaO调整体系pH为9.0，搅拌1小时，用钻井液用加重剂重晶石加重体系密度至1.80g/cm3，制得常规水基钻井液。
采用XGRL－2型滚子加热炉热滚16h，测试实施例7至实施例9得到的成膜水基钻井液与对比例得到的常规水基钻井液的基本性能，见表1所示；从表1可以看出，实施例7中CMJ-2加量为25克时，该钻井液体系流变参数（表观粘度AV、塑性粘度PV、动切力YP、动塑比YP/PV）均比较合适，说明体系流变性能良好，且能有效携带岩屑，常温中压滤失量（APIFL）与高温高压滤失量（HTHPFL）分别为14ml和25ml，其值适中；若滤失量过大，自由水透过井壁进入地层，使得地层泥页岩水化膨胀，容易引起井壁坍塌；实施例8中CMJ-2加量为30克时，其流变参数（表观粘度AV、塑性粘度PV、动切力YP、动塑比YP/PV）较实施例7相比仅有略微增加，在常温以及高温环境下均合适，其粘度既能够保证有效悬浮岩屑，又能够保证浆体不至于太稠导致憋泵等现象发生，且其常温中压滤失量（APIFL）与高温高压滤失量（HTHPFL）与实施例7相比大大降低，分别为4.6ml和12.4ml，说明CMJ-2在井壁上更易形成隔离膜保护层，阻止钻井液及其滤液进入地层，从而有效防止地层的水化膨胀，封堵地层裂缝，防止井壁坍塌，实施例9中CMJ-2的加量增至40克时，该体系常温中压滤失量（APIFL）与高温高压滤失量（HTHPFL）与实施例8相比无太大改善，其流变参数（表观粘度AV、塑性粘度PV、动切力YP、动塑比YP/PV）有变差的趋势；但实施例7至实施例9得到的成膜水基钻井液与常规水基钻井液相比，常规水基钻井液常温中压滤失量（APIFL）与高温高压滤失量（HTHPFL）远远高于实施例7至实施例9得到的成膜水基钻井液，说明实施例7至实施例9得到的成膜水基钻井液流变性能良好，在降低滤失量方面有很强的效果，由于其在井壁上形成隔离膜保护层，大大降低了进入地层的自由水量，从而使得地层泥页岩水化膨胀量大大降低，有效地防止了井壁坍塌等现象的发生。
采用XGRL－2型滚子加热炉对实施例7至实施例9得到的成膜水基钻井液与对比例得到的常规水基钻井液进行了滚动回收率测定，滚动回收率测定结果见表2所示，表2中，1）红层土为四川红层土岩屑，页岩露头为长7页岩露头，均为6～10目，回收率为过40目回收率；2）表中结果均为2次实验数据均值；实施例7至实施例9得到的成膜水基钻井液与对比例得到的常规水基钻井液线性膨胀率实验结果见表3所示，表3中，1）岩芯为钻井液用膨润土（配浆土）压制成型；2）滤液为体系热滚150℃/16h后压出的滤液；3）表中结果均为2次实验数据均值；从表2和表3可以看出，实施例7至实施例9得到的成膜水基钻井液滚动回收率达到96%以上，线性膨胀率在24%以下，而常规水基钻井液滚动回收率仅94.5%，线性膨胀率为32.28%，说明本发明成膜水基钻井液较常规水基钻井液具有更强的抑制泥页岩水化膨胀的能力，能够更好的防止地层水化膨胀及坍塌。
本发明成膜水基钻井液抗温、抗盐、抗钻屑污染能力评价：
经过实验可以发现，实施例7至实施例9得到的成膜水基钻井液分别在150℃、160℃、170℃、180℃环境下热滚老化后其流变性能和失水造壁性能基本不变，在180℃下也能保证性能稳定，说明其具有良好的抗温能力；实施例7至实施例9得到的成膜水基钻井液中分别加入2%氯化钠、4%氯化钠、6%氯化钠、8%氯化钠后测其性能发现流变参数与滤失量基本保持不变，说明其具有良好的抗盐能力；取4份相同性能的本发明成膜水基钻井液分别加入1%、2%、3%、4%钻屑粉后测其性能发现，当加入钻屑粉后其流变性能不受影响，但其滤失量反而有所减小，说明钻屑粉加入后在一定程度上参与了封堵，使得滤失量减小，说明本发明成膜水基钻井液抗钻屑污染能力很强；以上说明本发明成膜水基钻井液具有很强的抗温、抗盐、抗钻屑污染能力。
研究隔离膜水基钻井液技术就是从稳定井壁和保护油气层出发，依据井眼与地层系统传质、传能的基本原理，运用稳定井壁的化学、物理固壁的新观念、新思路，使本发明成膜水基钻井液能在井壁上生成分子膜(隔离膜)，在井壁的外围形成保护层，阻止滤液及钻井液进入地层，有效的防止地层水化膨胀，封堵地层层理裂隙，防止地层内粘土颗粒的运移，阻止井壁坍塌，保护油气层。本发明成膜水基钻井液与井壁泥页岩接触后能在其表面形成一种具有调节、控制井筒流体与近井壁地层流体系统间传质、传能作用的膜，以达到稳定井壁、保护油气层的目的，这是一种新思路、新技术的前沿基础性理论与应用技术的研究，该项技术的研究与成功应用必将使钻井工程中的井壁稳定和保护油气层技术水平提高到一个新的高度，对于提高勘探开发的进度与成功率，对于油气井工程的井下安全、井壁稳定、储层保护甚至于环境保护均具有重要意义。
综上所述，本发明成膜水基钻井液较常规水基钻井液的常温中压滤失量和高温高压滤失量有较大幅度降低，说明本发明成膜水基钻井液较常规水基钻井液在降低滤失量方面有很强的效果，本发明成膜水基钻井液能够在井壁上能形成隔离膜保护层，大大降低了进入地层的自由水量，具有更强的抑制泥页岩水化膨胀的能力，从而使得地层泥页岩水化膨胀量大大降低，有效地防止了井壁坍塌等现象的发生；同时，本发明成膜水基钻井液具有很强的抗温、抗盐、抗钻屑污染能力，能够有效降低油气层的损害。
以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。
Claims (9)
1.一种成膜水基钻井液，其特征在于原料按重量份数含有膨润土36份至40份、碳酸钠1.8份至2份、携砂剂1.8份至2份、降滤失剂9.9份至11份、抑制剂162份至180份、磺化酚醛树脂13.5份至15份、磺化褐煤13.5份至15份、碱性调节剂0.45份至0.5份、成膜降滤失剂25份至40份、固体封堵剂45份至50份、液体封堵剂18份至20份、自来水900份至1000份、加重剂1080份至1200份。
2.根据权利要求1所述的成膜水基钻井液，其特征在于按下述方法得到：第一步，将所需量的自来水加热到50℃至70℃，在加热后的自来水中加入所需量的膨润土并搅拌均匀，得到第一混合液；第二步，在第一混合液中加入所需量的碳酸钠并搅拌均匀，搅拌均匀后预水化24h得到第二混合液；第三步，在搅拌状态下在第二混合液中依次加入所需量的携砂剂、降滤失剂、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、成膜降滤失剂、抑制剂、固体封堵剂和液体封堵剂并混合均匀，再加入所需量的碱性调节剂并混合均匀，然后加入所需量的加重剂混合均匀后，得到成膜水基钻井液。
3.根据权利要求2所述的成膜水基钻井液，其特征在于第一步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为10min至20min；或/和，第二步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为20min至40min。
4.根据权利要求2或3所述的成膜水基钻井液，其特征在于第三步中，搅拌速率为900r/min至1100r/min，加入携砂剂的搅拌时间为30min至40min，加入降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入磺化酚醛树脂的搅拌时间为5min至15min，加入磺化褐煤的搅拌时间为5min至15min，加入成膜降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入抑制剂的搅拌时间为10min至20min，加入固体封堵剂的搅拌时间为10min至20min，加入液体封堵剂的搅拌时间为5min至15min，加入碱性调节剂的搅拌时间为50min至70min。
5.根据权利要求1或2或3或4所述的成膜水基钻井液，其特征在于膨润土为蒙脱土；或/和，携砂剂为携砂剂SM-1；或/和，降滤失剂为降滤失剂HF-1；或/和，抑制剂为KCOOH；或/和，磺化酚醛树脂为磺化酚醛树脂SMP-2；或/和，磺化褐煤为磺化褐煤SMC；或/和，碱性调节剂为CaO；或/和，成膜降滤失剂为成膜降滤失剂CMJ-2；或/和，固体封堵剂为纳米碳酸钙；或/和，液体封堵剂为液体封堵剂EP-2；或/和，加重剂为API重晶石粉。
6.一种根据权利要求1所述的成膜水基钻井液的制备方法，其特征在于按下述步骤进行：第一步，将所需量的自来水加热到50℃至70℃，在加热后的自来水中加入所需量的膨润土并搅拌均匀，得到第一混合液；第二步，在第一混合液中加入所需量的碳酸钠并搅拌均匀，搅拌均匀后预水化24h得到第二混合液；第三步，在搅拌状态下在第二混合液中依次加入所需量的携砂剂、降滤失剂、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、成膜降滤失剂、抑制剂、固体封堵剂和液体封堵剂并混合均匀，再加入所需量的碱性调节剂并混合均匀，然后加入所需量的加重剂混合均匀后，得到成膜水基钻井液。
7.根据权利要求6所述的成膜水基钻井液的制备方法，其特征在于第一步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为10min至20min；或/和，第二步中，搅拌速率为400r/min至600r/min，搅拌时间为20min至40min。
8.根据权利要求6或7所述的成膜水基钻井液的制备方法，其特征在于第三步中，搅拌速率为900r/min至1100r/min，加入携砂剂的搅拌时间为30min至40min，加入降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入磺化酚醛树脂的搅拌时间为5min至15min，加入磺化褐煤的搅拌时间为5min至15min，加入成膜降滤失剂的搅拌时间为10min至20min，加入抑制剂的搅拌时间为10min至20min，加入固体封堵剂的搅拌时间为10min至20min，加入液体封堵剂的搅拌时间为5min至15min，加入碱性调节剂的搅拌时间为50min至70min。
9.根据权利要求6或7或8所述的成膜水基钻井液的制备方法，其特征在于膨润土为蒙脱土；或/和，携砂剂为携砂剂SM-1；或/和，降滤失剂为降滤失剂HF-1；或/和，抑制剂为KCOOH；或/和，磺化酚醛树脂为磺化酚醛树脂SMP-2；或/和，磺化褐煤为磺化褐煤SMC；或/和，碱性调节剂为CaO；或/和，成膜降滤失剂为成膜降滤失剂CMJ-2；或/和，固体封堵剂为纳米碳酸钙；或/和，液体封堵剂为液体封堵剂EP-2；或/和，加重剂为API重晶石粉。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
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Application publication date: 20180105 |