CN111154462B - 一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用 - Google Patents

一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用 Download PDF

Info

Publication number
CN111154462B
CN111154462B CN202010080186.1A CN202010080186A CN111154462B CN 111154462 B CN111154462 B CN 111154462B CN 202010080186 A CN202010080186 A CN 202010080186A CN 111154462 B CN111154462 B CN 111154462B
Authority
CN
China
Prior art keywords
formate
agent
stirring
completion fluid
water
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.)
Active
Application number
CN202010080186.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111154462A (zh
Inventor
武星星
王威
卢书义
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Great Technology Co ltd
Original Assignee
Great Technology Co ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Great Technology Co ltd filed Critical Great Technology Co ltd
Priority to CN202010080186.1A priority Critical patent/CN111154462B/zh
Publication of CN111154462A publication Critical patent/CN111154462A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111154462B publication Critical patent/CN111154462B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • 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
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • 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
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Abstract

本发明涉及一种长效稳定型甲酸盐完井液，其组成组分和重量份数如下：所述甲酸盐完井液由甲酸盐盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂、消泡剂、海泡石、加重剂组成；所述甲酸盐盐水为密度1.3‑1.5g/cm3的甲酸盐水溶液；以每100mL甲酸盐盐水计，其余组分的加入量为：降滤失剂1‑3份、封堵剂2‑20份、缓冲剂0.5‑3份、分散剂1‑6份、消泡剂0‑1份、海泡石0‑3份，加重剂根据密度调整使用量。本完井液密度为1.8‑2.5g/cm3，适用井下温度160～200℃的完井作业，200℃静置老化15天后流变性和滤失量良好，沉实度≤1N，满足完井要求，且制备工艺简单，操作方便。

Description

一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用
技术领域
本发明属于新材料技术领域，涉及石油钻井工程钻井液，尤其是一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用。
背景技术
随着勘探开发技术的进一步发展，超深、超高温、超高压“三超井”的钻探不断增多，因地层压力大，井下温度高，试油完井工序也将日益复杂，且下完井管柱周期较长，因此完井液需在高密度、高温条件下，具有良好的沉降稳定性和流变稳定性，若体系不稳定则会导致完井液在井底沉淀、结块，常造成管柱阻卡、封隔器坐封或解封困难等井下复杂或事故，重晶石的沉降还会对储层造成不可逆的污染伤害。因此良好的完井液性能是保障安全试油完井、减少对油气层损害的关键环节之一。目前难度最高的井普遍分布在塔里木油田，施工深度达6000～9000m、井温120～180℃，完钻钻井液密度普遍在1.8g/cm3左右，后期随着进一步的开发，井底温度将高达180～200℃，所需完井液密度也将更高。
通过检索，发现如下两篇与本发明专利申请相关的专利公开文献：
1、CN 108913109 A公开了一种长效稳定型水基完井液，该完井液在200℃下静恒温30天后仍具有良好的流变性及低滤失量，专利公开文献中仅证明了长期老化后流变性和滤失量满足要求，但无定量表述完井液静置老化后的沉降稳定性是否满足要求。
2、CN 110028938 A公开了一种超高温高密度试油完井液及其制备方法与应用。该试油完井液的密度为1.6-2.4g/cm3。试抗温能力达200℃以上，该温度下依然具有良好的沉降稳定性，但专利公开文献中未提及该完井液体系的滤失量控制情况，根据现场实测该体系滤失量为全失，由此带来对储层的污染将非常大。
根据调研情况显示，目前技术基本满足180℃以下的完井要求，而高于180℃高密度完井液技术，超微体系勉强可满足沉降要求，但在现场应用时多存在滤失量不可控现象，进一步导致重晶石对近井地带储层造成不可逆的伤害，另一方面，现有油基体系在长期静置老化后清液量较大，虽然沉实度小但体系上下密度差大，易造成井筒工作液密度不均匀现象，长期作业依然存在风险。
通过对比，上述专利公开文献与本发明专利申请存在本质的不同。
发明内容
本发明目的在于克服现有技术中的不足之处，提供一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用，该完井液密度为1.8-2.5g/cm3，适用井下温度160～200℃的完井作业，200℃静置老化15天后流变性和滤失量良好，沉实度≤1N，满足完井要求，且制备工艺简单，操作方便。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：
一种长效稳定型甲酸盐完井液，其组成组分和重量份数如下：
所述甲酸盐完井液由甲酸盐盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂、消泡剂、海泡石、加重剂组成；
所述甲酸盐盐水为密度1.3-1.5g/cm3的甲酸盐水溶液；
以每100mL甲酸盐盐水计，其余组分的加入量为：降滤失剂1-3份、封堵剂2-20份、缓冲剂0.5-3份、分散剂1-6份、消泡剂0-1份、海泡石0-3份，加重剂根据密度调整使用量。
而且，所述甲酸盐为甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯中的一种或几种。
而且，所述降滤失剂为AMPS共聚物类抗高温产品；
或者，所述分散剂为抗高温磺酸盐类产品。
而且，所述封堵剂为300目、500目、800目、1000目、1250目碳酸钙；磺化沥青；天然沥青；GreenSeal封堵剂；井眼强化封堵剂中的一种或几种复配；
或者，所述缓冲剂为碳酸钾与碳酸氢钾、碳酸钠与碳酸氢钠、氧化镁中的一组或几组。
而且，所述加重剂为悬浮加重剂。
而且，所述悬浮加重剂为微锰Micromax。
而且，所述消泡剂为有机硅消泡剂。
而且，所述长效稳定型甲酸盐完井液的密度为1.8-2.5g/cm3，适用井下温度160～200℃的完井作业，200℃静置老化15天后流变性良好，FLHTHP(180℃)≤20mL，满足完井要求。
如上所述的长效稳定型甲酸盐完井液的制备方法，步骤如下：
A.量取水倒入高速搅拌杯中，依次加入缓冲剂、海泡石，搅拌5-10min，加入一半甲酸盐，搅拌至溶解，加入降滤失剂，继续搅拌10-20min，然后加入剩余甲酸盐直至密度达到基液要求密度；
B.向步骤A得到的溶液中加入分散剂和消泡剂，搅拌5-10min，再加入封堵剂，继续搅拌5-20min，最后加入加重剂，搅拌30-45min即得长效稳定型甲酸盐完井液。
如上所述的长效稳定型甲酸盐完井液在完井方面中的应用。
本发明取得的优点和积极效果为：
1、本发明完井液在200℃下静恒温15天后仍具有良好的流变性及低的高温高压滤失量，该完井液具有优异的耐高温长效沉降稳定性，相比超高温条件下常用的超微完井液体系，本配方配制简单，其稳定性更高，滤失量可控，且加重材料可酸化易返排，对储层伤害小等优点。
2、本发明完井液密度为1.8-2.5g/cm3，适用井下温度160～200℃的完井作业，200℃静置老化15天后流变性和滤失量良好，沉实度≤1N，满足完井要求，且制备工艺简单，操作方便。
3、本发明采用甲酸盐体系，可有效提高处理剂的抗温性能，可抗温度高达200℃，高温静置15d后浆体稳定性良好，SSSI值可控制在0.15以内。
4、本发明使用悬浮加重剂进行加重，通过使用分散剂，使悬浮加重剂颗粒能保持高度分散状态，从而保证良好的流变性和长效悬浮稳定的性能。
5、本发明对储层损害小，加重材料可酸化、易返排。
6、本发明长期静置老化后流变性依然良好，滤失量控制在20mL以内，完全满足现场施工需求。
7、本发明的试油完井液体系使用密度1.8～2.5g/cm3。
具体实施方式
下面详细叙述本发明的实施例，需要说明的是，本实施例是叙述性的，不是限定性的，不能以此限定本发明的保护范围。
本发明中所使用的原料，如无特殊说明，均为常规的市售产品；本发明中所使用的方法，如无特殊说明，均为本领域的常规方法。
本发明中使用的相关试剂可以如下：
降滤失剂为AMPS共聚物类抗高温产品，如市面所见雪弗龙飞利浦化学公司的Dristemp、Driscal D等类似产品。
封堵剂为300目、500目、800目、1000目、1250目碳酸钙；磺化沥青；天然沥青；GreenSeal封堵剂(中海油服油田化学公司生产产品)；井眼强化封堵剂等市面常见可起相同作用的刚性和柔性粒子封堵剂其中一种或几种复配。
缓冲剂为碳酸钾与碳酸氢钾、碳酸钠与碳酸氢钠、氧化镁其中一组或几组。
加重剂为悬浮加重剂微锰Micromax，古莱特科技股份有限公司代理产品，主要成分为四氧化三锰，为粒径1μm的球形颗粒。
分散剂为抗高温磺酸盐类产品，如ESM-D2(古莱特科技股份有限公司代理产品)。
本发明提到的高密度超高温甲酸盐完井液体系流变性的检测方法可以如下：
高密度超高温甲酸盐完井液体系流变性滤失量的检测方法按照国标GB/T16783.1-2014《石油天然气工业钻井液现场测试:第1部分水基钻井液》中规定进行实施。测试温度为50℃。
本发明提到的高密度超高温甲酸盐完井液体系沉降稳定性的检测方法可以如下：
依据公开号CN201811548680.5公开的一种量化评价完井液静态稳定性的方法进行测试评价。
依据CN102818881A中的高密度试油完井液沉降稳定性测试装置及方法测试完井液的沉实度。
实施例1
一种密度为2.0g/cm3的长效稳定型甲酸盐完井液，作为本发明的一较佳实施方式，其配方组成和方法如下：
所述甲酸盐完井液由甲酸盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂、消泡剂、海泡石、加重剂组成，所述甲酸盐水为密度1.3g/cm3的甲酸盐水溶液；
以每100mL甲酸盐水计，其余组分的加入量为：1.5g降滤失剂Dristemp、5g 500目碳酸钙+5g 800目碳酸钙+5g 1250目碳酸钙+2g GreenSeal封堵剂、0.2g碳酸氢钾缓冲剂+0.3g碳酸钾缓冲剂、3g分散剂、0.5g消泡剂、1.5g海泡石，120g加重剂Micromax。
上述长效稳定甲酸盐完井液的制备方法，步骤如下：
A量取水168mL倒入高速搅拌杯中，依次加入0.6g碳酸氢钾、0.9g碳酸钾、4.5g海泡石，搅拌10min，加入111g甲酸盐，搅拌至溶解，加入4.5g Dristemp，继续搅拌20min，然后再加111g甲酸盐；
B.向步骤A得到的溶液中加入9g ESM-D2和1.5g消泡剂，搅拌5min，再加入15g 500目碳酸钙、15g 800目碳酸钙、15g 1250目碳酸钙、6g GreenSeal封堵剂，继续搅拌10min，最后加入360g加重剂Micromax，搅拌30min即得长效稳定型甲酸盐完井液。
实施例2
一种密度为2.3g/cm3的长效稳定型甲酸盐完井液，作为本发明的一较佳实施方式，其配方组成和方法如下：
所述甲酸盐完井液由甲酸盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂、消泡剂、海泡石、加重剂组成，所述甲酸盐水为密度1.5g/cm3的甲酸盐水溶液；以每100mL甲酸盐水计，其余组分的加入量为：1.5g降滤失剂Driscal-D、5g 800目碳酸钙+5g 1250目碳酸钙+2g井眼强化封堵剂、0.7g碳酸氢钾缓冲剂+1g碳酸钾缓冲剂、4g分散剂、0.8g消泡剂、0.8g海泡石，154g加重剂Micromax。
上述长效稳定甲酸盐完井液的制备方法，包括以下步骤：
A量取水144mL倒入高速搅拌杯中，依次加入2.1g碳酸氢钾、3g碳酸钾、2.4g海泡石，搅拌10min，加入155g甲酸盐，搅拌至溶解，加入4.5g Driscal-D，继续搅拌15min，然后再加155g甲酸盐；
B.向步骤A得到的溶液中加入12g ESM-D2和2.4g消泡剂，搅拌10min，再加入15g800目碳酸钙、15g 1250目碳酸钙、6g井眼强化封堵剂，继续搅拌5min，最后加入462g加重剂Micromax，搅拌40min即得长效稳定型甲酸盐完井液。
实施例3
一种密度为2.5g/cm3的长效稳定型甲酸盐完井液，作为本发明的一较佳实施方式，其配方组成和方法如下：
所述甲酸盐完井液由甲酸盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂、消泡剂、海泡石、加重剂组成，所述甲酸盐水为密度1.5g/cm3的甲酸盐水溶液；以每100mL甲酸盐水计，其余组分的加入量为：2g降滤失剂Driscal-D、5g 800目碳酸钙+5g 1250目碳酸钙+3g井眼强化封堵剂、0.7g碳酸氢钾缓冲剂+1g碳酸钾缓冲剂、5g分散剂、1g消泡剂，209g加重剂Micromax。
上述长效稳定甲酸盐完井液的制备方法，包括以下步骤：
A量取水144mL倒入高速搅拌杯中，依次加入2.1g碳酸氢钾、3g碳酸钾，搅拌5min，加入155g甲酸盐，搅拌至溶解，加入6g Driscal-D，继续搅拌20min，然后再加155g甲酸盐；
B.向步骤A得到的溶液中加入15g ESM-D2和3g消泡剂，搅拌10min，再加入15g 800目碳酸钙、15g 1250目碳酸钙、9g井眼强化封堵剂，继续搅拌10min，最后加入627g加重剂Micromax，搅拌40min即得长效稳定型甲酸盐完井液。
对比例1
一种长效稳定型甲酸盐完井液，其成分组成与实施例1基本相同，不同之处在于使用100％重晶石加重。
对比例2
一种长效稳定型甲酸盐完井液，其成分组成与实施例3基本相同，不同之处在于未使用分散剂。
本发明的相关检测：
超高温高密度长效稳定型甲酸盐完井液性能测试：
测试方法为：将实施例1、实施例2、实施例3、对比例1、2中配制的完井液装在老化罐中在200℃高温下热滚16h后取出，高搅10min后测试性能，然后重新装罐，在200℃条件下静置15天后测试性能。测试方法按照水基钻井液测试程序(GB/T 16783.1-2014)测其流变性能；依据公开号CN201811548680.5公开的一种量化评价完井液静态稳定性的方法测试评价沉降稳定性；依据CN102818881A中的高密度试油完井液沉降稳定性测试装置及方法测试完井液的沉实度。测试结果如表1、2所示。
表1 高密度甲酸盐完井液的流变性能评价结果(200℃老化)
Figure BDA0002380012720000061
表2 高密度甲酸盐完井液的沉降稳定性能评价结果(200℃静置15天)
Figure BDA0002380012720000071
由表1的流变性能测试结果可以看出：本发明实施例的高密度长效稳定型甲酸盐完井液在200℃高温下静置15天后，工作液密度从实施例1的2.0g/cm3增加到实施例3的2.5g/cm3时，其粘度和切力随密度增加而增加，粘切值在合理范围，流变性和滤失量良好，沉实度均小于1N，玻璃棒可自由到底；未使用悬浮加重剂微锰Micromax的对比例1，热滚后粘度较高，静置15天后，底部出现硬性结块，为重晶石在高温状态在甲酸盐中溶解重结晶导致，玻璃棒无法触及底部，无法满足现场应用要求；未使用分散剂的对比例2，并未发挥出悬浮加重剂的性能，粘切高沉降稳定性差，滤失量不可控，无法满足现场应用要求。通过对比说明本发明提供的长效稳定型甲酸盐完井液在200℃下长时间井下作业时依然具有良好的性能，能够满足高温深井的试油作业。
尽管为说明目的公开了本发明的实施例，但是本领域的技术人员可以理解：在不脱离本发明及所附权利要求的精神和范围内，各种替换、变化和修改都是可能的，因此，本发明的范围不局限于实施例所公开的内容。

Claims (3)

1.一种密度为2.0g/cm3的长效稳定型甲酸盐完井液，其特征在于，200℃静置老化15天后流变性和滤失量良好，沉实度≤1N，其配方组成和方法如下：
所述甲酸盐完井液由甲酸盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂ESM-D2、消泡剂、海泡石、加重剂组成，所述甲酸盐水为密度1.3g/cm3的甲酸盐水溶液；
以每100mL甲酸盐水计，其余组分的加入量为：1.5g降滤失剂Dristemp、5g 500目碳酸钙+5g 800目碳酸钙+5g 1250目碳酸钙+2g GreenSeal封堵剂、0.2g碳酸氢钾缓冲剂+0.3g碳酸钾缓冲剂、3g分散剂、0.5g消泡剂、1.5g海泡石，120g加重剂Micromax；
上述长效稳定甲酸盐完井液的制备方法，步骤如下：
A量取水168mL倒入高速搅拌杯中，依次加入0.6g碳酸氢钾、0.9g碳酸钾、4.5g海泡石，搅拌10min，加入111g甲酸盐，搅拌至溶解，加入4.5g Dristemp，继续搅拌20min，然后再加111g甲酸盐；
B.向步骤A得到的溶液中加入9g ESM-D2和1.5g消泡剂，搅拌5min，再加入15g 500目碳酸钙、15g 800目碳酸钙、15g 1250目碳酸钙、6g GreenSeal封堵剂，继续搅拌10min，最后加入360g加重剂Micromax，搅拌30min即得长效稳定型甲酸盐完井液。
2.一种密度为2.3g/cm3的长效稳定型甲酸盐完井液，其特征在于：200℃静置老化15天后流变性和滤失量良好，沉实度≤1N，其配方组成和方法如下：
所述甲酸盐完井液由甲酸盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂ESM-D2、消泡剂、海泡石、加重剂组成，所述甲酸盐水为密度1.5g/cm3的甲酸盐水溶液；以每100mL甲酸盐水计，其余组分的加入量为：1.5g降滤失剂Driscal-D、5g 800目碳酸钙+5g 1250目碳酸钙+2g井眼强化封堵剂、0.7g碳酸氢钾缓冲剂+1g碳酸钾缓冲剂、4g分散剂、0.8g消泡剂、0.8g海泡石，154g加重剂Micromax；
上述长效稳定甲酸盐完井液的制备方法，包括以下步骤：
A量取水144mL倒入高速搅拌杯中，依次加入2.1g碳酸氢钾、3g碳酸钾、2.4g海泡石，搅拌10min，加入155g甲酸盐，搅拌至溶解，加入4.5g Driscal-D，继续搅拌15min，然后再加155g甲酸盐；
B.向步骤A得到的溶液中加入12g ESM-D2和2.4g消泡剂，搅拌10min，再加入15g 800目碳酸钙、15g 1250目碳酸钙、6g井眼强化封堵剂，继续搅拌5min，最后加入462g加重剂Micromax，搅拌40min即得长效稳定型甲酸盐完井液。
3.一种密度为2.5g/cm3的长效稳定型甲酸盐完井液，其特征在于：200℃静置老化15天后流变性和滤失量良好，沉实度≤1N，其配方组成和方法如下：
所述甲酸盐完井液由甲酸盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂ESM-D2、消泡剂、海泡石、加重剂组成，所述甲酸盐水为密度1.5g/cm3的甲酸盐水溶液；以每100mL甲酸盐水计，其余组分的加入量为：2g降滤失剂Driscal-D、5g 800目碳酸钙+5g 1250目碳酸钙+3g井眼强化封堵剂、0.7g碳酸氢钾缓冲剂+1g碳酸钾缓冲剂、5g分散剂、1g消泡剂，209g加重剂Micromax；
上述长效稳定甲酸盐完井液的制备方法，包括以下步骤：
A量取水144mL倒入高速搅拌杯中，依次加入2.1g碳酸氢钾、3g碳酸钾，搅拌5min，加入155g甲酸盐，搅拌至溶解，加入6g Driscal-D，继续搅拌20min，然后再加155g甲酸盐；
B.向步骤A得到的溶液中加入15g ESM-D2和3g消泡剂，搅拌10min，再加入15g 800目碳酸钙、15g 1250目碳酸钙、9g井眼强化封堵剂，继续搅拌10min，最后加入627g加重剂Micromax，搅拌40min即得长效稳定型甲酸盐完井液。
CN202010080186.1A 2020-02-05 2020-02-05 一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用 Active CN111154462B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010080186.1A CN111154462B (zh) 2020-02-05 2020-02-05 一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010080186.1A CN111154462B (zh) 2020-02-05 2020-02-05 一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111154462A CN111154462A (zh) 2020-05-15
CN111154462B true CN111154462B (zh) 2022-05-20

Family

ID=70565216

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010080186.1A Active CN111154462B (zh) 2020-02-05 2020-02-05 一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111154462B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116410707A (zh) * 2021-12-30 2023-07-11 中国石油天然气集团有限公司 一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1036598A (zh) * 1988-03-08 1989-10-25 埃尔凯姆公司 氧化锰在钻井泥浆和油井水泥浆中的应用
CN104194745A (zh) * 2014-08-15 2014-12-10 巴州大德石油科技有限公司 一种保护超深致密砂岩气藏的超微高密度钻完井工作液及其配制方法
CN110105927A (zh) * 2019-06-11 2019-08-09 中国石油化工股份有限公司 低固相抗高温甲酸盐钻完井液及其制备方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1036598A (zh) * 1988-03-08 1989-10-25 埃尔凯姆公司 氧化锰在钻井泥浆和油井水泥浆中的应用
CN104194745A (zh) * 2014-08-15 2014-12-10 巴州大德石油科技有限公司 一种保护超深致密砂岩气藏的超微高密度钻完井工作液及其配制方法
CN110105927A (zh) * 2019-06-11 2019-08-09 中国石油化工股份有限公司 低固相抗高温甲酸盐钻完井液及其制备方法

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Dispersants for Cement and Salt Contaminated Manganese Tetraoxide High-Density Water-Based Drilling Fluids;Abdullah M Al Moajil;《Society of Petroleum Engineers (SPE)》;20151112;第1-7页 *
Environmentally Friendly Dispersants for HPHT Aqueous Drilling Fluids Containing Mn3O4Contaminated With Cement Rock Salt and Clay;Yusuf Kar;《 Society of Petroleum Engineers (SPE)》;20110928;1-15，摘要 *
微锰加重剂在钻井液中的应用;张晖;《钻井液与完井液》;20180130;第35卷(第1期);第1-7页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN111154462A (zh) 2020-05-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10590324B2 (en) Fiber suspending agent for lost-circulation materials
US4652623A (en) Polymers for use as filtration control aids in drilling muds
CA2912418C (en) High-temperature crosslinked polymer for use in a well
US4726906A (en) Polymers for use as filtration control aids in drilling muds
CN104927805A (zh) 一种适用于陆相沉积敏感性页岩地层的高密度水基钻井液
CN111394073B (zh) 一种抗高温试油油基完井液及制备方法和应用
CN109135696B (zh) 一种强悬浮稳定性高温高密度钻井液及其制备方法
NO344653B1 (no) Invert emulsjons-fluidsystem og fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem
CN105189694B (zh) 油基钻液的添加剂
CN112592700B (zh) 一种基于氯化石蜡的油基钻井液及其制备方法和应用
CN109370548A (zh) 一种抗高温环保水基钻井液及其制备方法
CN111154462B (zh) 一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用
CN114181345A (zh) 一种堵漏剂及其制备方法与应用及一种钻井液
CN111269701B (zh) 一种高密度超低粘切油基钻井液及其制备方法和应用
CN111748328B (zh) 超高温长效稳定型油基完井液及其制备方法
CN113930222A (zh) 一种抗高温高密度聚磺水基钻井液及其制备方法
Yang et al. Research progress on low-temperature rheology of high-performance ocean deepwater drilling fluids: An overview
WO2018144067A1 (en) Oil-based fluid compositions for hydrocarbon recovery applications
US12006468B2 (en) Modified vegetable oil as fluid loss control additive
US20240059956A1 (en) Modified vegetable oil as fluid loss control additive
Odabaşı An experimental study of particle size and concentration effects of calcium carbonate on rheological and filtration properties of drill-in fluids
CN115678513A (zh) 一种用于一趟钻钻井工艺的功能复合型降滤失剂
CN117210212A (zh) 一种试油完井液及其制备方法和应用
Ismail CoNTROLLING FLUID Loss

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant