CN114426814A - 一种水基钻井液及应用 - Google Patents
一种水基钻井液及应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114426814A CN114426814A CN202011085925.2A CN202011085925A CN114426814A CN 114426814 A CN114426814 A CN 114426814A CN 202011085925 A CN202011085925 A CN 202011085925A CN 114426814 A CN114426814 A CN 114426814A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- drilling fluid
- based drilling
- inhibitor
- parts
- 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.)
- Pending
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 96
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 81
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 66
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 41
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims abstract description 14
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 16
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 15
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 13
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 13
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 12
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 12
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 claims description 12
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 11
- ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N dialuminum;disodium;oxygen(2-);silicon(4+);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Na+].[Na+].[Al+3].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[Si+4] ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 10
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 10
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 10
- 229940092782 bentonite Drugs 0.000 claims description 9
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 claims description 9
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 claims description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 4
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 4
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 4
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 4
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 claims description 2
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 claims description 2
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract description 15
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 230000008719 thickening Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 13
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 11
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 9
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 8
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 8
- -1 Sulfoethyl hydroxyethyl Chemical group 0.000 description 7
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 7
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 6
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 6
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 5
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical group [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Natural products C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- RUUHDEGJEGHQKL-UHFFFAOYSA-M 2-hydroxypropyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC(O)C[N+](C)(C)C RUUHDEGJEGHQKL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920000896 Ethulose Polymers 0.000 description 3
- 239000001859 Ethyl hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- WRKDOIXLYFHIBD-UHFFFAOYSA-M dodecyl-(2-hydroxypropyl)-dimethylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC(C)O WRKDOIXLYFHIBD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 235000019326 ethyl hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 3
- 238000003900 soil pollution Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical group [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910000281 calcium bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000015424 sodium Nutrition 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001479 Hydroxyethyl methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FMBZGTBHIAVKAO-UHFFFAOYSA-L [Cl-].OC(C[N+](C)(C)CCCCCCCCCCCC)C.[Cl-].OC(C[N+](C)(C)C)C Chemical compound [Cl-].OC(C[N+](C)(C)CCCCCCCCCCCC)C.[Cl-].OC(C[N+](C)(C)C)C FMBZGTBHIAVKAO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001583 allophane Inorganic materials 0.000 description 1
- HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N aluminum;trihydroxy(trihydroxysilyloxy)silane;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O[Si](O)(O)O HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229910052621 halloysite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001866 hydroxypropyl methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003088 hydroxypropyl methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010979 hydroxypropyl methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- UFVKGYZPFZQRLF-UHFFFAOYSA-N hydroxypropyl methyl cellulose Chemical compound OC1C(O)C(OC)OC(CO)C1OC1C(O)C(O)C(OC2C(C(O)C(OC3C(C(O)C(O)C(CO)O3)O)C(CO)O2)O)C(CO)O1 UFVKGYZPFZQRLF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011031 large-scale manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229910052615 phyllosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 229910052604 silicate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006163 vinyl copolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
-
- 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
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
本发明涉及一种水基钻井液，包括膨润土或改性膨润土3份，水100份，增粘剂0.1～0.4份，降滤失剂3～5份，抑制剂1～4份，以及任选的天然气水合物抑制剂15～25份。本发明的水基钻井液凝固点≤‑18℃，具有优良的低温流变性和滤失性，且随着温度降低未发生严重的增稠现象；本发明的钻井液动塑比基本为0.5，可保证井眼清洗效率，并具有良好的滤失性和润滑性。本发明的原料容易获得，各个组分配比合适，产品质量稳定，特别适合在冻土区天然气水合物钻井中应用。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学技术领域，具体涉及一种冻土区天然气水合物钻井中的水基钻井液。
背景技术
天然气水合物资源密度高，全球分布广泛，具有极高的勘探开发价值，是世界重要的未来能源。冻土区是天然气水合物的主要赋存地带之一，其特殊的低温环境、固态冰和液相水共存的地质特征对钻井液提出了更为苛刻的要求。在冻土区天然气水合物钻探中，钻井液必须具有优良的低温流变特性，并可抑制泥页岩水化以维持井壁稳定。同时还需有效抑制天然气水合物的分解，采用分解抑制法通过在地面进行钻井液预冷却来防止钻探过程中天然气水合物地层温度上升，以此维持其相态平衡。
通过文献检索，国内外针对4℃以上低温钻井液的研究报道较多，但对0℃以下的冻土区天然气水合物钻探用钻井液体系研制方面的研究很少。如中国专利CN107254300A公开了一种水基钻井液，该发明的钻井液使用了环保型添加剂，可生物降解，具有很好的环保性能，同时有效可抑制泥页岩水化维持井壁稳定。但其凝固点大于0℃，不能满足冻土区天然气水合物钻探的钻井液凝固点要求。中国专利CN103834371A公开了一种超低温低固相钻井液，该钻井液具有-35℃的凝固点，具有较好的低粘温特性，在超低温条件下具有较低的粘度，但其仅关注钻井液的低温流变性，未考虑井壁稳定性、天然气水合物抑制性等关键性能，不能满足冻土区天然气水合物钻探的现场施工要求。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术中存在的问题，提供一种适合于应用在冻土区天然气水合物钻井中的水基钻井液，所述水基钻井液包括膨润土或改性膨润土，水，增粘剂，降滤失剂，抑制剂，以及任选的天然气水合物抑制剂。
在本发明的水基钻井液中，膨润土是指以蒙脱石为主的层状硅酸盐矿物。
优选地，在本发明的一些实施例中，所述膨润土包括伊利石、高岭石、埃洛石、绿泥石、水铝英石成分的层状硅酸盐矿物。
在本发明的水基钻井液中，所述膨润土包括钙基膨润土和钠基膨润土。
在本发明的一些实施例中，所述钠基膨润土为天然的、化学改性的、或由钙基膨润土钠化取代获得的钠基膨润土。
更优选地，在本发明的一些实施例中，所述钠基膨润土包括符合国家标准GB/T5005-2010或国际标准(如美国石油协会制定的(API标准，2010年API规范13A第18版)的钻井液用膨润土。
在本发明的水基钻井液中，所述水基钻井液包括以重量计如下组分：
在本发明的水基钻井液中，所述增粘剂包括改性纤维素、生物多糖类聚合物、丙烯酰胺类聚合物中的一种或几种。
在本发明的一些实施例中，所述改性纤维素包括聚阴离子纤维素(PAC)、羧甲基纤维素(CMC)、羟乙基纤维素或其衍生物中的一种或几种。
更优选地，根据本发明的一些具体实施例中，所述羟乙基纤维素或其衍生物包括甲基羟乙基纤维素、乙基羟乙基纤维素、辛基羟乙基纤维素、十六烷基羟乙基纤维素、十六烷氧基-2-羟丙基羟乙基纤维素、丁氧基-2-羟丙基羟乙基纤维素、丁氧基-2-羟丙基十六烷基羟乙基纤维素、丁氧基-2-羟丙基十六烷氧基-2-羟乙基纤维素、羧甲基羟乙基纤维素、羧甲基乙基羟乙基纤维素、羧甲基辛基羟乙基纤维素、羧甲基十六烷基羟乙基纤维素、羧甲基十六烷氧基-2-羟丙基纤维素、羧甲基丁氧基-2-羟乙基纤维素、磺乙基羟乙基纤维素、磺乙基乙基羟乙基纤维素、磺乙基十六烷基羟乙基纤维素、磺乙基十六烷氧基-2-羟丙基纤维素、2-羟丙基三甲基氯化铵羟乙基纤维素、2-羟丙基三甲基氯化铵乙基羟乙基纤维素、2-羟丙基三甲基氯化铵丁氧基-2-羟丙基羟乙基纤维素、2-羟丙基三甲基氯化铵辛基羟乙基纤维素、2-羟丙基三甲基氯化铵十六烷基羟乙基纤维素、2-羟丙基三甲基氯化铵十六烷氧基-2-羟丙基羟乙基纤维素、2-羟丙基月桂基二甲基氯化铵羟乙基纤维素、2-羟丙基三甲基氯化铵2-羟丙基月桂基二甲基氯化铵羟乙基纤维素、二烯丙基-二甲基氯化铵接枝的羟乙基纤维素、以及二烯丙基-二甲基氯化铵接枝的十六烷基羟乙基纤维素中的一种或几种。
在本发明的一些实施例中，所述生物多糖类聚合物包括黄原胶、褐藻胶、长粒胶、半乳甘露聚糖和天然多糖或其改性物的一种或几种。
在本发明的一些实施例中，所述丙烯酰胺类聚合物包括聚丙烯酰胺，聚丙烯酰胺钾盐、阳离子聚丙烯酰胺、阴离子聚丙烯酰胺、磺酸盐共聚物或其衍生物的一种或几种。
在本发明的水基钻井液中，所述降滤失剂包括聚阴离子纤维素、高分子聚合物、改性树脂中的一种或几种。
优选地，在本发明的一些具体实施例中，所述高分子聚合物包括阴离子乙烯基聚合物和两性离子乙烯基聚合物；更优选地，所述阴离子乙烯基聚合物和两性离子乙烯基聚合物中乙烯基单体包括丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、N-乙烯-2-吡咯烷酮(NVP)、苯乙烯磺酸(SS)、AMPS、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)中的一种或几种。
在本发明的水基钻井液中，所述抑制剂为盐类抑制剂、纳米材料类抑制剂和胺类抑制剂中的一种或几种。
优选地，在本发明的一些实施例中，所述盐类抑制剂包括钾盐、镁盐或钠盐中的一种或多种。
在本发明一些具体实施例中，所述钾盐为氯化钾或甲酸钾。
在本发明一些具体实施例中，所述镁盐为氯化镁。
在本发明一些具体实施例中，所述钠盐为氯化钠。
在本发明一些具体实施例中，所述盐类抑制剂为氯化钾和/或甲酸钾。
优选地，在本发明的一些实施例中，所述纳米材料类抑制剂包括维度在1～100nm范围内的纳米材料。
在本发明一些具体实施例，其中，所述纳米材料类抑制剂包括纳米ZnO、纳米SiO2、纳米丙烯酰胺(AM)或其复合物。
优选地，在本发明的一些实施例中，所述胺类抑制剂包括一价阳离子胺类、阳离子化胺类、聚合物季胺中的一种或几种。
优选地，在本发明的一些实施例中，本发明所述水基钻井液的凝固点≤-18℃。
在本发明一些具体实施例中，所述水基钻井液具有较宽的工作温度范围，包括例如-10℃到30℃的工作温度范围。
在本发明一些具体实施例中，所述水基钻井液的动塑比为0.5，所述水基钻井液的塑性粘度(-10℃)/塑性粘度(30℃)≤2.1。
如本发明在后续实施例所示，本发明所述水基钻井液的凝固点更低，例如凝固点≤-18℃，更适合在天然气水合物的主要赋存地带之一的冻土区作业、施用或存储；而且本发明的水基钻井液具有较宽的工作温度范围，包括例如-10℃到30℃；以及，在上述工作温度范围内，能够保持具有较好的低粘温特性的同时，具有更佳的低温流变性，并具有例如井壁稳定性、天然气水合物抑制性等关键性能，满足冻土区天然气水合物钻探的现场施工要求。
本发明的另一方面为提供上述水基钻井液在冻土区天然气水合物钻井中的用途。
相对于现有技术，本发明的优点至少在于：
1.本发明的低温水基钻井液凝固点≤-18℃，在温度低至-10℃时仍具有优良的低温流变性和滤失性，塑性粘度(-10℃)/塑性粘度(30℃)≤2.1，随着温度降低未发生严重的增稠现象；本发明的钻井液动塑比基本为0.5，可保证井眼清洗效率，并具有良好的滤失性和润滑性。
2.本发明的低温水基钻井液具有良好的抑制泥页岩水化作用，可将泥页岩膨胀率由清水中的12.4％降低至钻井液中≤2.1％，页岩回收率≥95％(清水33.6％)。
3.本发明的低温水基钻井液具有优良的抑制天然气水合物生成能力，在模拟冻土区水合物储层0℃、8MPa条件下至少24h无水合物生成。
4.本发明的低温水基钻井液抗污染性能优良，在受10％NaCl、0.8％CaCl2和8％劣土污染后仍具有良好的流变性和滤失性。
此外，本发明的原料容易获得，各个组分配比合适，产品质量稳定，易于大规模生产，因而具有较好的应用前景。
本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
图1为本发明的一个实施例中水合物抑制性评价实验结果。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明进行进一步的说明，应该指出的是，以下实施例并非意在限制本发明。
下述实施例中所用的材料、试剂，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
本发明下述实施例中的钠基膨润土购买于张家口恒泰膨润土有限公司；
天然气水合物抑制剂NaCl购买于国药集团化学试剂有限公司；
多糖类增粘剂ZN(成分黄原胶)购买任丘市燕兴化工有限公司；
纤维素类增粘剂ZNY(成分高粘羧甲基纤维素)和聚合物类降滤失剂JLS(成分乙烯基共聚物)购买于中海油田服务股份有限责任公司；
树脂类降滤失剂SD-102(成分改性树脂)和聚胺抑制剂SDJA(成分聚胺)购买于东营市石大创新科技有限责任公司。
如无特别说明，在本发明实施例中，“份”均指重量份。
实施例1：
配制冻土区天然气水合物钻探用低温水基钻井液，包括下述重量份的组分总量128.55份，每份5克：
钠基膨润土3份，水100份，增粘剂0.15份，降滤失剂3.4份，抑制剂2份，天然气水合物抑制剂20份。
本实施例中所用增粘剂为多糖类聚合物ZN。
本实施例中所用降滤失剂为聚合物类降滤失剂JLS和树脂类降滤失剂SD-102按照1:7质量比混合而成。
本实施例中所用抑制剂为聚胺抑制剂SDJA。
本实施例中所用天然气水合物抑制剂为NaCl。
实施例2：
配制冻土区天然气水合物钻探用低温水基钻井液，包括下述重量份的组分，总量128.2份，每份5克：
钠基膨润土3份，水100份，增粘剂0.2份，降滤失剂3份，抑制剂2份，天然气水合物抑制剂20份。
本实施例中所用增粘剂为多糖类聚合物ZN和纤维素类聚合物ZNY按照1:1质量比混合而成。
本实施例中所用降滤失剂为聚合物类降滤失剂JLS和树脂类降滤失剂SD-102按照2:15质量比混合而成。
本实施例中所用抑制剂为聚胺抑制剂SDJA。
本实施例中所用天然气水合物抑制剂为NaCl。
实施例3：
配制冻土区天然气水合物钻探用低温水基钻井液，包括下述重量份的组分，总量128.15份，每份5克：
钠基膨润土3份，水100份，增粘剂0.15份，降滤失剂3份，抑制剂2份，天然气水合物抑制剂20份。
本实施例中所用增粘剂为多糖类聚合物ZN。
本实施例中所用降滤失剂为聚合物类降滤失剂JLS和树脂类降滤失剂SD-102按照1:6质量比混合而成。
本实施例中所用抑制剂为聚胺抑制剂SDJA。
本实施例中所用天然气水合物抑制剂为NaCl。
实施例4
下面对实施例1、2、3制备的钻井液进行测试。
1.钻井液基本性能测试
在低温恒温箱中测试该钻井液在-10℃、0℃、10℃和30℃时的流变性及滤失性，结果见表1。结果表明，本发明的钻井液凝固点小于-18℃，在-10℃低温条件下仍具有良好的流变性，塑性粘度控制在51mPa·s以内，动切力控制在26Pa以内，塑性粘度(-10℃)/塑性粘度(30℃)分别为2、2.1和1.9，随着温度降低未发生严重的增稠现象；本发明的钻井液动塑比基本为0.5，可保证井眼清洗效率。此外，本发明的实施例在不同温度下滤失量均控制在4.0mL以内，满足钻井工程对钻井液滤失性的要求，并且具有很好的润滑性。
表1钻井液基本性能测试结果
2.泥页岩水化抑制性测试
冻土地层总是含有固态冰和液相水，由于泥页岩水化作用导致的井壁失稳后果更加严重，因此要求钻井液具备更好的抑制泥页岩水化膨胀、分散能力。通过低温恒温箱控制温度测定30℃与-10℃条件下泥页岩的膨胀率及滚动分散回收率实验结果如表2所示。结果表明，清水中泥页岩膨胀率高达12.4％，在本发明的实施例中膨胀率仅为1.9％～2.1％，-10℃时膨胀率仅为1％～1.2％，表明本发明的钻井液具有优良的抑制泥页岩水化膨胀能力；泥页岩在清水中的回收率为33.6％，在本发明的实施例中均高于95％，表明本发明的钻井液可有效抑制泥页岩分散。
表2钻井液抑制泥页岩水化性能测试结果
3.天然气水合物抑制性能测试
通过对实施例1的水基钻井液进行天然气水合物抑制性评价实验，在模拟冻土地层0℃/8MPa条件下，考察了该低温钻井液的天然气水合物抑制效果。实验步骤为：用去离子水清洗高压反应釜，加入400mL去离子水，利用真空泵清除反应釜内残留空气；打开水浴循环系统，待温度(反应釜上部气相温度及下部液相温度)稳定后，通入甲烷气体，在0℃/8MPa条件下定容静态生成甲烷水合物；实验搅拌速率为300r/min，模拟钻柱转动，实验结果如图1所示。结果表明，在24h内反应釜内温度保持稳定，压力缓慢降低，无明显天然气水合物生成现象。实验结束后打开反应釜，未观测到天然气水合物生成，表明本发明的钻井液具有优良的天然气水合物抑制效果。
4.抗污染性能评价
通过对实施例1的水基钻井液进行钻井液低温抗盐、抗钙及抗劣质土污染性能进行评价，实验结果如表3所示。结果表明，分别加入不同浓度的NaCl、CaCl2和劣质土(埕海油田张海某井岩屑，研磨过100目筛子后作为劣质土)后，本发明的钻井液仍具有良好的流变性和滤失性。钻井液受10％NaCl、0.8％CaCl2和8％劣土污染后在低温下仍具有良好的流变性，钻井液AV(-10℃)/AV(25℃)分别为1.75、1.89和1.85；YP(-10℃)/YP(25℃)1.5、1.89和1.85。
表3钻井液抗污染性能评价测试结果
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
Claims (10)
1.一种水基钻井液，包括以下组分：膨润土或改性膨润土，水，增粘剂，降滤失剂，抑制剂，以及任选的天然气水合物抑制剂。
2.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，所述膨润土包括钠基膨润土或改性钠基膨润土。
3.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，所述水基钻井液包括以重量计如下组分：
膨润土或改性膨润土3份，水100份，增粘剂0.1～0.4份，降滤失剂3～5份，抑制剂1～4份，以及任选的天然气水合物抑制剂15～25份。
4.根据权利要求1-3任一项所述的水基钻井液，其特征在于，所述增粘剂包括改性纤维素、生物多糖类聚合物、丙烯酰胺类聚合物中的一种或几种。
5.根据权利要求4所述的水基钻井液，其特征在于，所述改性纤维素包括聚阴离子纤维素、羧甲基纤维素、羟乙基纤维素或其衍生物中的一种或几种；所述生物多糖类聚合物包括黄原胶、褐藻胶、长粒胶、半乳甘露聚糖和天然多糖或其改性物的一种或几种；所述丙烯酰胺类聚合物包括聚丙烯酰胺，聚丙烯酰胺钾盐、阳离子聚丙烯酰胺、阴离子聚丙烯酰胺、磺酸盐共聚物或其衍生物的一种或几种。
6.根据权利要求1-3任一项所述的水基钻井液，其特征在于，所述降滤失剂包括聚阴离子纤维素、高分子聚合物、改性树脂中的一种或几种。
7.根据权利要求1-3任一项所述的水基钻井液，其特征在于，所述抑制剂为盐类抑制剂、纳米材料类抑制剂和胺类抑制剂中的一种或几种。
8.根据权利要求1-3任一项所述的水基钻井液，其特征在于，所述天然气水合物抑制剂为盐类抑制剂、醇类抑制剂中中的一种或几种。
9.根据权利要求1-8任一项所述水基钻井液，其特征在于，所述水基钻井液的凝固点≤-18℃；优选地，所述水基钻井液的工作温度范围包括-10℃到30℃；优选地所述水基钻井液的塑性粘度(-10℃)/塑性粘度(30℃)≤2.1；优选地所述水基钻井液的的动塑比为0.5。
10.一种如权利要求1-8任一项所述水基钻井液在冻土区天然气水合物钻井中的用途。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011085925.2A CN114426814A (zh) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | 一种水基钻井液及应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011085925.2A CN114426814A (zh) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | 一种水基钻井液及应用 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114426814A true CN114426814A (zh) | 2022-05-03 |
Family
ID=81309962
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011085925.2A Pending CN114426814A (zh) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | 一种水基钻井液及应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114426814A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116240003A (zh) * | 2023-05-11 | 2023-06-09 | 黑龙江隆泰油田装备制造有限公司 | 一种水平井用水基钻井液生产工艺 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103146364A (zh) * | 2013-02-28 | 2013-06-12 | 中国海洋石油总公司 | 一种强抑制水基钻井液 |
| CN105505346A (zh) * | 2015-12-09 | 2016-04-20 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种低温地层钻井用水基钻井液 |
| CN106753287A (zh) * | 2016-11-24 | 2017-05-31 | 中国石油大学(华东) | 一种深海和冻土区钻探用超低温钻井液 |
| US10233375B1 (en) * | 2018-02-07 | 2019-03-19 | Southwest Petroleum University | Drilling fluid for inhibiting surface hydration of clay and preparation method thereof |
| US20190300772A1 (en) * | 2018-03-27 | 2019-10-03 | Yangtze University | Water-based drilling fluids for deepwater drilling and use thereof |
-
2020
- 2020-10-12 CN CN202011085925.2A patent/CN114426814A/zh active Pending
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103146364A (zh) * | 2013-02-28 | 2013-06-12 | 中国海洋石油总公司 | 一种强抑制水基钻井液 |
| CN105505346A (zh) * | 2015-12-09 | 2016-04-20 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种低温地层钻井用水基钻井液 |
| CN106753287A (zh) * | 2016-11-24 | 2017-05-31 | 中国石油大学(华东) | 一种深海和冻土区钻探用超低温钻井液 |
| US10233375B1 (en) * | 2018-02-07 | 2019-03-19 | Southwest Petroleum University | Drilling fluid for inhibiting surface hydration of clay and preparation method thereof |
| US20190300772A1 (en) * | 2018-03-27 | 2019-10-03 | Yangtze University | Water-based drilling fluids for deepwater drilling and use thereof |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 邱正松等: "无黏土相海水基钻井液低温流变特性", 《钻井液与完井液》 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116240003A (zh) * | 2023-05-11 | 2023-06-09 | 黑龙江隆泰油田装备制造有限公司 | 一种水平井用水基钻井液生产工艺 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Fink | Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids | |
| CN110804424B (zh) | 水基无粘土相钻井液及其在极地冻土地层钻探中的应用 | |
| EP2809742B1 (en) | Cellulose nanowhiskers in well services | |
| CN110628398B (zh) | 一种页岩气井用水基钻井液及其生产方法 | |
| Beg et al. | Effect of high temperature ageing on TiO2 nanoparticles enhanced drilling fluids: A rheological and filtration study | |
| CN106753287B (zh) | 一种深海和冻土区钻探用超低温钻井液 | |
| EP2820104B1 (en) | Self-degrading ionically cross-linked biopolymer composition for well treatment | |
| CN108587578A (zh) | 一种水基钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN108949127B (zh) | 低固相超高温水基钻井液及其制备方法 | |
| CN103184037A (zh) | 一种生物酶无固相完井液 | |
| CN103937469A (zh) | 一种无固相可循环微泡钻井液及其制备方法 | |
| CN114426814A (zh) | 一种水基钻井液及应用 | |
| CN110437811B (zh) | 一种适用于厄瓜多尔雨林的低伤害水基钻井液及制备方法 | |
| CN109266319B (zh) | 一种全油基钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN114106797B (zh) | 用于海域天然气水合物地层的钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN107794011A (zh) | 一种适用于低温环境的微泡钻井液及其制备方法 | |
| CN115725276A (zh) | 一种可酸溶低冲蚀超微加重钻井液体系及其制备方法和应用 | |
| CN108611069A (zh) | 一种泥质粉砂岩天然气水合物地层复配型钻井液 | |
| Binqiang et al. | A Novel Strong Inhibition Water-Based Drilling Fluid Technology | |
| Weikey et al. | Role of additives and elevated temperature on rheology of water-based drilling fluid: A review paper | |
| CA2679463A1 (en) | Stable sodium thiosulfate based fluidized polymer suspensions of hydroxyethyl cellulose for oilfield services | |
| CN108611073A (zh) | 一种粉砂岩天然气水合物储藏复配型钻井液 | |
| CN108728061A (zh) | 一种冻土层天然气水合物储藏复配型钻井液 | |
| CN108359421A (zh) | 一种海底天然气水合物地层复配型钻井液 | |
| Palumbo et al. | The development of potassium cellulosic polymers and their contribution to the inhibition of hydratable clays |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20220503 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |