CN108546548A - 一种深水水基钻井液及其应用 - Google Patents
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- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/34—Lubricant additives
Abstract
本发明属于石油钻井工程技术领域，本发明提供了一种深水水基钻井液及其应用，以质量百分含量计，包括：0.1％～1.0％增粘剂，0.1％～1.0％碱度调节剂，0.5％～3.5％降滤失剂，0.5％～1.5％低温流型调节剂，1.0％～5.0％页岩抑制剂，15％～25％水合物抑制剂，1.0％～3.0％润滑剂，5.0％～10.0％暂堵剂和余量的海水。本发明提供的深水水基钻井液具有恒流变和储层保护性能。
Description
技术领域
本发明属于石油钻井工程技术领域，具体涉及一种深水水基钻井液及其应用。
背景技术
海洋蕴藏着大量未开采的石油，尤其是海洋深水石油储量更是惊人。随着社会对能源需求的不断增多，海洋油气勘探已逐渐走向深水，深水往往伴随着高压和低温，在海底泥线附近更是接近于0℃，这就给深水和超深水的钻井工程带来了巨大的挑战。深水和超深水钻井面临着天然气水合物堵塞管道，泥线附近地层欠压实，破裂压力低等问题，当钻井液循环经过泥线附近时，由于海底泥线附近温度过低，钻井液黏度过大有可能压漏地层而造成钻井失败，并且返出海平面后，由于钻井液长时间被低温海水冷却，其黏度会更高，这就会发生严重的跑浆现象。
针对深水石油的上述特点，国内外对钻井液进行了大量的研究，提出了“恒流变”的概念，即在一定温度范围内(4～65℃)保持恒定的钻井液流变性能，并取得了显著的成果。如中国专利CN201010161656.3和CN201310501155.9 就分别提出了两种深水水基恒流变钻井液，但上述钻井液很容易对储层造成伤害。
发明内容
为克服现有技术的不足，本发明提供一种深水水基钻井液，本发明提供的深水水基钻井液能实现在4～65℃内恒流变且不会对储层造成伤害。
为实现以上目的，本发明提供如下技术方案：
本发明提供了一种深水水基钻井液，以质量百分含量计，包括： 0.1％～1.0％增粘剂，0.1％～1.0％碱度调节剂，0.5％～3.5％降滤失剂，0.5％～1.5％低温流型调节剂，1.0％～5.0％页岩抑制剂，15％～25％水合物抑制剂， 1.0％～3.0％润滑剂，5.0％～10.0％暂堵剂和余量的海水。
优选的，所述增粘剂包括黄原胶、温伦胶、野皂角胶、槐豆胶、香豆胶、瓜尔豆胶、魔芋胶、田菁胶、刺梧酮胶、罗望子胶和刺槐豆胶中的一种或多种。
优选的，所述碱度调节剂包括氢氧化钠和/或碳酸钠。
优选的，所述降滤失剂包括改性淀粉。
优选的，所述改性淀粉的制备方法包括：
将淀粉原料、碱、卤代乙酸和水混合，得到混合料；
将所述混合料在95～105℃进行膨化改性，得到膨化淀粉；
将所述膨化淀粉进行细化，得到改性淀粉。
优选的，所述低温流型调节剂包括丙二醇嵌段聚醚和/或聚乙二醇脂肪酸酯。
优选的，所述页岩抑制剂包括聚胺和/或氯化钾。
优选的，所述水合物抑制剂包括氯化钠、乙二醇和二乙二醇中的一种或多种。
优选的，所述润滑剂包括聚氧乙烯硬脂酸酯、脂肪醇聚氧丙烯醚、季戊四醇硬脂酸酯和己二酸聚酯。
本发明还提供了上述技术方案所述深水水基钻井液在深水油气田钻井中的应用。
本发明提供了一种深水水基钻井液，以质量百分含量计，包括： 0.1％～1.0％增粘剂，0.1％～1.0％碱度调节剂，0.5％～3.5％降滤失剂，0.5％～1.5％低温流型调节剂，1.0％～5.0％页岩抑制剂，15％～25％水合物抑制剂， 1.0％～3.0％润滑剂，5.0％～10.0％暂堵剂和余量的海水。本发明利用增粘剂控制钻井液的低剪切速率黏度，防止钻井液在储层中低速流动至深部而伤害储层；降滤失剂和暂堵剂能够对储层进行暂堵，使低温流型调节剂发挥浊点效应，进而在浊点效应作用下，钻井液在温度升高时增加“油相”的浓度，提高钻井液高温下的黏度；同时降低钻井液在低温下的黏度，达到“恒流变”的目的。本发明提供的上述钻井液直接返排后，渗透率恢复值高，不会对储层造成伤害。实施例的结果表明，本发明提供的深水水基钻井液在4～65℃变化下，表观黏度、塑性黏度、动切力和六速旋转粘度计3转读数在各个温度下的差值≤3；说明具有恒流变的特性；且深水水基钻井液直接返排后，渗透率恢复值达到≥90％，能够对储层形成有效保护。
具体实施方式
本发明提供了一种深水水基钻井液，以质量百分含量计，包括 0.1％～1.0％增粘剂，0.1％～1.0％碱度调节剂，0.5％～3.5％降滤失剂，0.5％～1.5％低温流型调节剂，1.0％～5.0％页岩抑制剂，15％～25％水合物抑制剂， 1.0％～3.0％润滑剂，5.0％～10.0％暂堵剂和余量的海水。
除特殊说明外，本发明所述深水水基钻井液中各组分均为本领域技术人员熟知的市售产品。
以质量百分含量计，本发明提供的深水水基钻井液包括0.1％～1.0％增粘剂，进一步优选为0.2％～0.7％。在本发明中，所述增粘剂优选包括黄原胶、温伦胶、野皂角胶、槐豆胶、香豆胶、瓜尔豆胶、魔芋胶、田菁胶、刺梧酮胶、罗望子胶和刺槐豆胶中的一种或多种，进一步优选为黄原胶、香豆胶、魔芋胶、瓜尔豆胶和刺槐豆胶中的一种或多种，更优选为以黄原胶为基础，与香豆胶、魔芋胶、瓜尔豆胶和刺槐豆胶中的一种或多种复配而成的混合物。在本发明中，当增粘剂为几种组分的混合物时，本发明对所述混合物中各组分的质量比没有特殊要求。
在本发明实施例中，以质量份计，所述增粘剂优选为40～50份黄原胶、 10～20份香豆胶、5～10份魔芋胶、10～20份瓜尔豆胶和5～10份刺槐豆胶复配而成的混合物。在本发明中，所述增粘剂可控制钻井液的低剪切速率黏度，防止钻井液在储层中低速流动至深部而伤害储层。
以质量百分含量计，本发明提供的深水水基钻井液包括0.1％～1.0％碱度调节剂，进一步优选为0.3％～0.8％。本发明通过添加碱度调节剂，将深水水基钻井液的pH值控制在8～9。在本发明中，所述碱度调节剂优选包括氢氧化钠和/或碳酸钠，进一步优选为氢氧化钠或碳酸钠。在本发明中，所述碱度调节剂为氢氧化钠和碳酸钠的混合物时，本发明对所述混合物中各组分的质量比没有特殊要求。
以质量百分含量计，本发明提供的深水水基钻井液包括0.5％～3.5％降滤失剂，进一步优选为1％～3.0％。在本发明中，所述降滤失剂优选为改性淀粉。在本发明中，所述降滤失剂的制备方法优选包括：
将淀粉原料、碱、卤代乙酸和水混合，进行改性反应，得到混合料；
将所述混合料在95～105℃进行膨化改性，得到膨化淀粉；
将所述膨化淀粉进行细化，得到改性淀粉。
本发明优选将淀粉原料、碱、卤代乙酸和水混合，得到混合料。在本发明中，以质量份计，所述混合料中淀粉原料优选包括80～110份，进一步优选为88～103份。在本发明中，所述淀粉原料优选包括马铃薯淀粉、木薯淀粉和芭蕉芋淀粉，所述马铃薯淀粉、木薯淀粉和芭蕉芋淀粉的质量比优选为 (40～50):(20～30):(20～30)，进一步优选为(42～48)：(23～27)：(23～28)。
以所述淀粉原料的质量份计，本发明所述混合料优选包括1～2份碱，进一步优选为1.2～1.8份。在本发明中，所述碱优选包括氢氧化钠。
以所述淀粉原料的质量份计，本发明所述混合料优选包括5～10份卤代乙酸，进一步优选为6～8份。在本发明中，所述卤代乙酸进一步优选为氯代乙酸或溴代乙酸。
以所述淀粉原料的质量份计，本发明所述混合料优选包括120～150份水，进一步优选为125～145份。
本发明对所述淀粉原料、碱、卤代乙酸和水的混合方式没有特殊要求，采用本领域技术人员熟知的混合方式即可。
得到混合料后，本发明优选将得到的混合料进行膨化改性，以对淀粉进行羟乙基化。在本发明中，所述膨化改性的温度优选为95～105℃，进一步优选为97～102℃。在本发明中，所述膨化改性优选通过螺旋挤出机完成。本发明对所述膨化的具体实施方式没有特殊要求，采用本领域技术人员熟知的即可。
得到膨化淀粉后，本发明优选将所述膨化淀粉进行细化，得到改性淀粉。本发明对所述细化的的具体实施方式没有特殊要求，采用本领域技术人员熟知的即可。在本发明中，所述细化后，本发明优选对细化后的膨化淀粉进行过筛，筛下物为改性淀粉。在本发明中，所述过筛用筛网的孔径优选为100 目以上，进一步优选为150～200目。
本发明添加所述降滤失剂，能够满足基本的降低滤失，达到易于返排的效果，并且所用降滤失剂能够被酸溶解，可有效降低对储层的伤害。
以质量百分含量计，本发明提供的深水水基钻井液包括0.5％～1.5％低温流型调节剂，进一步优选为0.8％～1.2％。在本发明中，所述低温流型调节剂优选包括丙二醇嵌段聚醚和/或聚乙二醇脂肪酸酯，进一步优选为丙二醇嵌段聚醚和聚乙二醇脂肪酸酯。在本发明中，所述丙二醇嵌段聚醚与聚乙二醇脂肪酸酯的质量比优选为40～60:40～60，进一步优选为45～55:45～55。在本发明中，所述低温流型调节剂在低温下，尤其是温度低于15℃时，对钻井液的流变性影响小；而当温度高于15℃时，随着温度的升高，低温流型调节剂能够从亲水性转为亲油性，从而使钻井液的黏度增大；随着温度的升高，转性趋势更为明显，从而能够弥补由于温度升高导致钻井液黏度降低的趋势，进而达到钻井液流变性随着温度变化表现为“恒流变”的特征。
以质量百分含量计，本发明提供的深水水基钻井液包括1.0％～5.0％页岩抑制剂，进一步优选为1.5％～4％。在本发明中，所述页岩抑制剂优选包括聚胺和/或氯化钾，进一步优选为聚胺和氯化钾。在本发明中，所述页岩抑制剂为聚胺和氯化钾的混合物时，所述混合物中聚胺与氯化钾的质量比优选为 15～40:60～80，进一步优选为20～25：75～85。本发明对所述聚胺没有特殊要求，采用本领域技术人员熟知的市售产品即可。在本发明中，所述页岩抑制剂能够抑制地层中的泥岩水化造浆，从而维持钻井液的流变稳定性。
以质量百分含量计，本发明提供的深水水基钻井液包括15％～25％水合物抑制剂，进一步优选为18％～24％。在本发明中，所述水合物抑制剂优选包括氯化钠、乙二醇和二乙二醇中的一种或多种，进一步优选为氯化钠、乙二醇或二乙二醇。在本发明中，所述水合物抑制剂为多种组分的混合物时，本发明对所述混合物中各组分的质量比没有特殊要求。在本发明中，所述水合物抑制剂能够降低水合物的热力学生成条件，从而防止在钻井过程中，由于气体侵入钻井液，在钻井液经过海底低温区域时生成水合物的现象，减少对钻井效果的影响。
以质量百分含量计，本发明提供的深水水基钻井液包括1.0％～3.0％润滑剂，进一步优选为1.5％～2.5％。在本发明中，所述润滑剂优选包括聚氧乙烯硬脂酸酯、脂肪醇聚氧丙烯醚、季戊四醇硬脂酸酯和己二酸聚酯，所述聚氧乙烯硬脂酸酯、脂肪醇聚氧丙烯醚、季戊四醇硬脂酸酯和己二酸聚酯的质量比优选为(30～40)：(20～30)：(10～20)：(10～20)，进一步优选为(32～37)： (22～28)：(12～18)：(12～18)。在本发明中，所述润滑剂能提高钻井液的润滑性能。
以质量百分含量计，本发明提供的深水水基钻井液包括5.0％～10.0％暂堵剂,进一步优选为6.0％～8.0％。在本发明中，所述暂堵剂优选为碳酸钙。在本发明中，所述碳酸钙的酸酸溶率优选≥98％，进一步优选为98.5％～99％。在本发明中，所述碳酸钙的D90＜75μm，进一步优选为74～40μm；所述碳酸钙的D50优选为50～60μm，进一步优选为52～58μm；所述碳酸钙的D10 优选＞40μm，进一步优选为41～50μm。在本发明中，所述碳酸钙具有封堵作用，在其他组分的配合下，可达到合理的封堵孔喉的作用，而在后期油气生产时，能够迅速的脱落与返排，达到保护储层的目的。
本发明提供的深水水基钻井液还包括海水。本发明对所述海水没有特殊要求，采用本领域技术人员熟知的海水即可。
在本发明中，所述深水水基钻井液具有恒流变性，所述深水水基钻井液在4～65℃变化下，表观黏度、塑性黏度、动切力和六速旋转粘度计3转读数在各个温度下的差值独立地优选≤3，进一步优选为1～2；所述深水水基钻井液直接返排后，渗透率恢复值优选≥90％，进一步优选为92～100％；所述深水水基钻井液适用温度优选为20～150℃，进一步优选为50～130℃。
在本发明中，所述深水水基钻井液的制备方法优选包括：将上述技术方案所述各原料组分混合，得到深水水基钻井液。本发明对所述混合的具体实施方式没有特殊要求，采用本领域技术人员熟知的即可。
本发明还提供了上述技术方案所述深水水基钻井液在深水及超深水油气田钻井中的应用。本发明所述深水及超深水油气田钻井为本领域技术人员熟知。本发明对所述深水水基钻井液的具体应用方式没有特殊要求，采用本领域技术人员熟知的方式即可。
为了进一步说明本发明，下面结合实施例对本发明提供的深水水基钻井液及其应用进行详细地描述，但不能将它们理解为对本发明保护范围的限定。
实施例1：
以质量百分含量计，深水水基钻井液组成：0.1％增粘剂、0.1％碱度调节剂、3.5％降滤失剂、1.5％低温流型调节剂、5.0％页岩抑制剂、15％水合物抑制剂、1.0％润滑剂、10.0％暂堵剂和余量的海水，其中：
增粘剂：黄原胶、香豆胶、魔芋胶瓜尔豆胶和刺玫豆胶按质量比为40： 20：10：5混合而成；
碱度调节剂：氢氧化钠；
降滤失剂：改性淀粉，按照如下方法制备得到：将50质量份马铃薯淀粉， 20质量份木薯淀粉，20质量份芭蕉芋淀粉，1质量份氢氧化钠，5质量份卤 代乙酸与150质量份去离子水混合均匀后，注入螺旋挤出机中，控制温度在 100℃，原料混合物从螺旋挤出机出口挤出后瞬间膨化干燥，再将膨化后的淀 粉经过粗碎和细磨，过100目筛，即得改性淀粉；
低温流型调节剂：丙二醇嵌段聚醚；
页岩抑制剂:氯化钾与聚胺质量比按照80:20混合而成；
水合物抑制剂:卤代化钠；
润滑剂:由40质量份聚氧乙烯硬脂酸酯、20质量份脂肪醇聚氧丙烯醚、 20质量份季戊四醇硬脂酸酯和20质量份己二酸聚酯多元醇复配而成；
暂堵剂:酸溶率为98％，D50为60μm的碳酸钙；
余量的海水。
按照本领域常规方法测试本实施例深水水基钻井液的基本性能，测试结果见表1；按照本领域常规方法测试本实施例深水水基钻井液的储层保护性能，测试结果见表2；在受钻屑粉或海水污染的条件下测试本实施深水水基钻井液的抗污染性能，测试结果见表3。
实施例2：
以质量百分含量计，深水水基钻井液组成：0.5％增粘剂、0.5％碱度调节剂、1.5％降滤失剂、0.5％低温流型调节剂、1.0％页岩抑制剂、25％水合物抑制剂、3.0％润滑剂、5.0％暂堵剂和余量的海水，其中：
增粘剂：为黄原胶；
碱度调节剂：氢氧化钠和碳酸钠按照质量比1:3混合而成；
降滤失剂：改性淀粉：将40质量份马铃薯淀粉，30质量份木薯淀粉， 30质量份芭蕉芋淀粉，2质量份氢氧化钠，10质量份卤代乙酸与120质量份去离子水混合均匀后，按照实施例1的方法制备得到，不同之处在于螺旋挤出机的温度控制在95℃；
低温流型调节剂：聚乙二醇脂肪酸酯；
页岩抑制剂:聚胺；
水合物抑制剂:乙二醇；
润滑剂:聚氧乙烯硬脂酸酯、脂肪醇聚氧丙烯醚、季戊四醇硬脂酸酯与己二酸聚酯多元醇按照质量比30：20：20：10混合而成；
暂堵剂:酸溶率为98％，D50为50μm的碳酸钙；
余量的海水。
按照实施例1的方法测试本实施例深水水基钻井液的基本性能、储层保护性能和抗污染性能，测试结果分别列于表1～3中。
实施例3：
以质量百分含量计，深水水基钻井液组成：1.0％增粘剂、1.0％碱度调节剂、2.5％降滤失剂、1.0％低温流型调节剂、3.0％页岩抑制剂、20％水合物抑制剂、2.0％润滑剂、8.0％暂堵剂和余量的海水，其中：
增粘剂：由黄原胶30份，罗望子胶20份，刺槐豆胶20份，野皂角胶 30份质量份复配而成；
碱度调节剂：碳酸钠；
降滤失剂：改性淀粉：将40质量份马铃薯淀粉，20质量份木薯淀粉， 20质量份芭蕉芋淀粉，2质量份氢氧化钠，10质量份卤代乙酸与130质量份去离子水混合均匀后，按照实施例1的方法制备得到，不同之处在于螺旋挤出机的温度控制在105℃；
低温流型调节剂：丙二醇嵌段聚醚与聚乙二醇脂肪酸酯按照质量比60： 40混合而成；
页岩抑制剂:氯化钾；
水合物抑制剂:二乙二醇；
润滑剂:聚氧乙烯硬脂酸酯、脂肪醇聚氧丙烯醚、季戊四醇硬脂酸酯与己二酸聚酯多元醇按照质量比40:30:10:10混合而成；
暂堵剂:酸溶率为98％，D50为55μm的碳酸钙；
余量的海水。
按照实施例1的方法测试本实施例深水水基钻井液的基本性能、储层保护性能和抗污染性能，测试结果分别列于表1～3中。
实施例4：
以质量百分含量计，深水水基钻井液组成：0.6％增粘剂、0.6％碱度调节剂、2.0％降滤失剂、1.0％低温流型调节剂、2.0％页岩抑制剂、20％水合物抑制剂、2.0％润滑剂、7.0％暂堵剂和余量的海水，其中：
增粘剂：黄原胶、香豆胶、份魔芋胶、份瓜尔豆胶与刺槐豆胶按照质量比50:20:5:20:5混合而成；
碱度调节剂：氢氧化钠与碳酸钠按照质量比1:2混合而成；
降滤失剂：改性淀粉：将50质量份马铃薯淀粉，30质量份木薯淀粉， 30质量份芭蕉芋淀粉，2质量份氢氧化钠，10质量份卤代乙酸与150质量份去离子水混合均匀后，按照实施例1的方法制备得到，不同之处在于螺旋挤出机的温度控制在102℃；
低温流型调节剂：由40质量份丙二醇嵌段聚醚与60质量份聚乙二醇脂肪酸酯按照质量比40:60混合而成；
页岩抑制剂:氯化钾与聚胺按照质量比60:40混合而成；
水合物抑制剂:由卤代化钠、乙二醇和二乙二醇按1:1:1的质量比复配而成。
润滑剂:聚氧乙烯硬脂酸酯、脂肪醇聚氧丙烯醚、季戊四醇硬脂酸酯与己二酸聚酯多元醇按照质量比30：30:20:20混合而成；
暂堵剂:酸溶率为99％，D50为58μm的碳酸钙；
余量的海水。
按照实施例1的方法测试本实施例深水水基钻井液的基本性能、储层保护性能和抗污染性能，测试结果分别列于表1～3中。
对比例1：
PRD钻井液，以质量百分含量计：海水+0.1％氢氧化钠+0.2％碳酸钠 +0.7％VIS增粘剂+2％阳离子改性淀粉+2％聚合醇+3％氯化钾。
按照实施例1的方法测试PRD钻井液的基本性能和储层保护性能，测试结果分别见表1和2。
对比例2：
聚合物氯化钾钻井液，以质量百分含量计：海水+3％膨润土+0.1％氢氧化钠+0.2％碳酸钠+0.4％聚阴离子纤维素+0.5％聚丙烯酰胺+5％氯化钾+1.5％羟丙基淀粉+1.0％磺化沥青+1.5％磺化酚醛树脂+30％重晶石。
按照实施例1的方法测试聚合物氯化钾钻井液的基本性能和储层保护性能，测试结果见表1和表2。
表1对比例1～2和实施例1～4钻井液基本性能测试结果
表1中，T为钻井液老化温度，℃；
T测为钻井液流变性测试温度，℃
AV为钻井液表观粘度，mPa·s；
PV为钻井液塑性粘度，mPa·s
YP为钻井液动切力，Pa；
Φ3为六速旋转粘度计3转读数，无量纲
API为钻井液中压失水(0.7MPa，T，30min)，mL；
K直为钻井液污染岩心后，不做任何处理，直接返排测定渗透率得到的渗透率恢复值，％；
K破为钻井液污染岩心后，采用破胶液对钻井液进行破胶后，再测定渗透率得到的渗透率恢复值，％；
K射为钻井液污染岩心后，截取岩心被钻井液的污染端0.5cm后(模拟射孔)，再测定渗透率得到的渗透率恢复值，％。
由表1测定结果可知，对比例1～2钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、六速旋转粘度计3转读数、压失水、渗透率恢复值参数随温度的降低幅度较大，钻井液稳定性较差；本申请实施例1～4深水水基钻井液在4～65℃范围内不同温度下表观粘度、塑性粘度、动切力的差值均小于等于3，实现了真正的“恒流变”，能够满足深水、超深水对钻井液低温流变性的要求。
表2对比例1～2和实施例1～4钻井液的储层保护性能
由表2可知，对比例1的PRD钻井液和对比例2的聚合物氯化钾钻井液采用直接返排的完井方式后渗透率恢复值均较低，需要破胶完井或者射孔完井辅助保护储层，不适用于水平井的裸眼完井；而实施例1～4的深水水基钻井液直接返排后渗透率恢复值达到90％以上，说明本发明提供的深水水基钻井液能够在保证恒流变的前期下，实现直接返排完井，进而达到保护储层的目的。
表3实施例1～4深水水基钻井液抗污染性测试结果
由表3可知，实施例1～4的深水水基钻井液在受到钻屑粉、海水污染后，各项参数变化幅度不大，依然表现出良好的流变稳定性能，能够满足深水、超深水对深水水基钻井液流变性能的要求。
由以上实施例可知，本发明提供的深水水基钻井液具有恒流变和储层保护的双重效果，满足深水、超深水油气田对钻井液性能的需求。
尽管上述实施例对本发明做出了详尽的描述，但它仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部实施例，人们还可以根据本实施例在不经创造性前提下获得其他实施例，这些实施例都属于本发明保护范围。
Claims (10)
1.一种深水水基钻井液，以质量百分含量计，包括：0.1％～1.0％增粘剂，0.1％～1.0％碱度调节剂，0.5％～3.5％降滤失剂，0.5％～1.5％低温流型调节剂，1.0％～5.0％页岩抑制剂，15％～25％水合物抑制剂，1.0％～3.0％润滑剂，5.0％～10.0％暂堵剂和余量的海水。
2.如权利要求1所述的深水水基钻井液，其特征在于，所述增粘剂包括黄原胶、温伦胶、野皂角胶、槐豆胶、香豆胶、瓜尔豆胶、魔芋胶、田菁胶、刺梧酮胶、罗望子胶和刺槐豆胶中的一种或多种。
3.如权利要求1所述的深水水基钻井液，其特征在于，所述碱度调节剂包括氢氧化钠和/或碳酸钠。
4.如权利要求1所述的深水水基钻井液，其特征在于，所述降滤失剂包括改性淀粉。
5.如权利要求4所述的深水水基钻井液，其特征在于，所述改性淀粉的制备方法包括：
将淀粉原料、碱、卤代乙酸和水混合，进行改性反应，得到混合料；
将所述混合料在95～105℃进行膨化改性，得到膨化淀粉；
将所述膨化淀粉进行细化，得到改性淀粉。
6.如权利要求1所述的深水水基钻井液，其特征在于，所述低温流型调节剂包括丙二醇嵌段聚醚和/或聚乙二醇脂肪酸酯。
7.如权利要求1所述的深水水基钻井液，其特征在于，所述页岩抑制剂包括聚胺和/或氯化钾。
8.如权利要求1所述的深水水基钻井液，其特征在于，所述水合物抑制剂包括氯化钠、乙二醇和二乙二醇中的一种或多种。
9.如权利要求1所述的深水水基钻井液，其特征在于，所述润滑剂包括聚氧乙烯硬脂酸酯、脂肪醇聚氧丙烯醚、季戊四醇硬脂酸酯和己二酸聚酯。
10.权利要求1～9任一项所述深水水基钻井液在深水及超深水油气田钻井中的应用。
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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| CN201810258761.5A CN108546548B (zh) | 2018-03-27 | 2018-03-27 | 一种深水水基钻井液及其应用 |
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