CN114437675A - 一种储保型水基钻井液体系及制备方法和应用 - Google Patents

一种储保型水基钻井液体系及制备方法和应用 Download PDF

Info

Publication number
CN114437675A
CN114437675A CN202011201198.1A CN202011201198A CN114437675A CN 114437675 A CN114437675 A CN 114437675A CN 202011201198 A CN202011201198 A CN 202011201198A CN 114437675 A CN114437675 A CN 114437675A
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
salt
parts
weighting agent
drilling fluid
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
Application number
CN202011201198.1A
Other languages
English (en)
Inventor
金军斌
董晓强
方俊伟
李雄
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.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
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 China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN202011201198.1A priority Critical patent/CN114437675A/zh
Publication of CN114437675A publication Critical patent/CN114437675A/zh
Pending legal-status Critical Current

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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
    • C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof
    • 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
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors

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)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

本发明提出了一种增强储层保护效果的储保型水基钻井液体系及配制方法。该钻井液体系包括共混的流型调节剂、加重盐、加重剂、润滑剂、pH调节剂、水，使得水基钻井液密度1.20～1.60g/cm3，动切力为5～10Pa，初/终切为2～5Pa/2～6Pa，固相酸溶率≥93％，动塑比在0.30～0.40；该体系适用于灰岩储层缝宽≤500um储层钻进，具有良好的封堵时效，起到适时封堵微裂缝的作用；体系满足150℃高温储层保护及钻进要求。

Description

一种储保型水基钻井液体系及制备方法和应用
技术领域
本发明涉及油田钻井液技术领域，具体涉及一种储保型水基钻井液体系及制备方法和应用。
背景技术
在对未知储层勘探过程中，为防止出现溢流等井控安全，通常采用高密度钻井液体系钻进。高密度水基钻井液通常由坂土、降滤失剂、磺化类抗温材料、防塌材料、润滑剂、pH调节剂以及加重剂等处理剂组成，体系中固相含量高，流变性、高温沉降稳定性以及储层保护性能难以同时兼顾。此外，高密度钻井液加重剂通常由重晶石、赤铁矿粉、钛铁矿粉、微锰矿粉等固相材料加重，存在难酸溶固相含量高、沉降稳定性差造成储层损害等问题。在高密度钻井液中，合理的固相粒度级配对钻井液的流变性、稳定性和滤失性都有影响。为了降低高密度钻井液的难溶固相含量、调控钻井液的流变性，通常从液相加重和固相加重两方面考虑，使用NaBr、CaBr2、ZnBr2等无机盐以及甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯等有机盐作为液相加重材料，配合重晶石，形成密度2.0g/cm3以上高密度钻井液体系。
专利CN104610940A公开了一种低伤害储层保护钻井液及其制备方法，该钻井液包括以下组分：170-200份膨润土、9000-9500份水、20-30份除钙剂、10-20份pH调节剂、30-50份低粘羧甲基纤维素、30-50份生物聚合物、30-50份改性淀粉、50-80份无机抑制剂、100-200份油溶性暂堵剂、加重剂，其中加重剂包括石灰石(密度＜1.68g/cm3时使用)及四氧化三锰(密度＞1.68g/cm3时使用)。本发明提供的钻井液的泥饼致密，滤失量低，固相含量低，处理剂可反排、酸溶、油溶及生物降解程度高，能够减少钻井过程中对油气层的伤害，保护油气层。专利CN1073741A公开了钻井完井液储层屏蔽加重剂方法，主要是选用高纯度、超细目的轻、重质碳酸钙加入钻井所使用的泥浆中拌和注入井下使用。在压差使用下，瞬间即可对储层在距井壁附近形成一个薄而不透的屏蔽防透环带，从而保护了油气层，提高了石油产量，还可起到润滑、堵漏、屏蔽、暂封压井作用。艾贵成等(超高温超高密度有机盐钻井液技术研究，西部探矿工程，2010,(9))采用有机盐及重晶石复配铁矿粉配制密度3.0g/cm3有机盐钻井液。李美格(钻井液加重材料的综合评价，钻采工艺，1997,20(2))评价钻井液加重材料青石粉、钛铁矿、重晶石及菱铁矿性能、成分、酸化效果、对钻具的磨损以及对地层的伤害。
通过上述高密度钻井液加重材料及应用现状可以得出，在探井储层段钻进过程中，钻井液体系采用的加重方式主要有三种方式：①难溶加重剂；②无机和有机盐复合；③可溶盐和难溶加重剂加重等。难溶性加重剂和体系中的粘土颗粒大量进入储层，会对储层渗透率及后续返排产生严重影响，而可溶性复合盐与加重剂加重的方式不仅对储层适用性不强，而且对储层封堵效果差，大量加重剂漏至储层空间后对酸化压裂效果以及产能评价都会造成不良影响，难以达到储层保护的目标。
发明内容
为减少水基钻井液中难溶加重剂对储层微裂缝及孔隙的堵塞、降低高密度钻井液对探井储层伤害，同时实现对缝宽＜500μm的微裂缝、微溶洞型储层的及时封堵，提高封堵时效，本发明提出一种提高微裂缝储层保护效果的无粘土相水基钻井液体系及制备方法。
本发明的目的之一在于提供一种储保型水基钻井液体系，包括共混的流型调节剂、加重盐、加重剂和水，所述的加重盐选自碱金属无机盐、碱金属有机盐中的至少一种；所述的加重剂选自难溶性金属盐。
上述的储保型水基钻井液体系中，
所述的流型调节剂选自生物多糖、高分子化合物中的至少一种，
其中，所述的生物多糖选自黄原胶、葡聚糖、壳聚糖、海藻糖中的至少一种，优选选自黄原胶；
所述的高分子化合物选自纤维素类化合物、木质素、淀粉类化合物、酰胺聚合物中的至少一种，优选选自聚阴离子纤维素、甲基纤维素、羧甲基纤维素、乙基纤维素、羟乙基纤维素、木质素、半纤维素、羧甲基淀粉、羟甲基纤维素、聚丙烯酰胺中的至少一种；所述的高分子化合物选自分子量为25～800万的高分子聚合物，优选选自分子量为100～600万的高分子聚合物；
所述的加重盐为速溶的无机盐和/或有机盐，可以采用无机金属盐、有机金属盐或者无机金属盐和有机金属盐复配产品，具体地，所述的加重盐选自碱金属卤化物、碱金属甲酸盐中的至少一种，优选选自氯化钠、氯化钾、甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯中的至少一种，更优选选自氯化钾、甲酸钾中的至少一种；
所述的加重剂包含有不同粒度范围和/或不同粒度中值的加重剂1、加重剂2、加重剂3，通过不同粒径级配的优化，有助于形成致密泥饼、提高对微裂缝的封堵时效，该粒径级配适用于缝宽＜500um储层微裂缝的有效封堵；
所述加重剂的难溶性金属盐，是指现有技术中在室温(20℃)下，在水中的溶解度小于0.01g/100g水的金属盐。本发明中所采用的难溶性金属盐优选为难溶于水、可溶于酸的金属盐。
具体地，本发明所述加重剂优选可以为难溶性钙盐、难溶性镁盐、难溶性钡盐、含难溶性钙镁盐和/或难溶性钡盐的复合盐中的至少一种，更具体地，所述的加重剂1、加重剂2、加重剂3独立地选自难溶性钙盐、难溶性镁盐、难溶性钡盐、难溶性复合盐中的至少一种，其中难溶性复合盐为难溶性钙盐、镁盐和钡盐中至少两种的复合盐；
优选地，所述的加重剂1、加重剂2、加重剂3任选地选自白云岩、灰岩、白云质灰岩、灰质白云岩、碳酸钙、碳酸镁中的至少一种，更优选地，所述的加重剂1、加重剂2、加重剂3任选地选自碳酸钙、碳酸镁、碳酸钡中的至少一种；
进一步优选地，
所述的加重剂1粒度范围为20～600μm，粒度中值(D50)为200～300μm，优选地，所述的加重剂1粒度范围为30～500μm，粒度中值(D50)为240～280μm；
所述的加重剂2粒度范围为5～350μm，粒度中值(D50)为50～100μm，优选地，所述的加重剂2粒度范围为20～300μm，粒度中值(D50)为60～90μm；
所述的加重剂3粒度范围为5～150μm，粒度中值(D50)为15～50μm，优选地，所述的加重剂3粒度范围为25～100μm，粒度中值(D50)为20～45μm。
所述的钻井液体系中还含有润滑剂、pH调节剂中的至少一种，其中，所述的润滑剂选自多元醇类聚合物、长链脂肪烷烃中的至少一种，优选选自聚乙烯醇、聚合醇、原油、机油、废机油、硫化改性植物油、磷化改性植物油中的至少一种，更优选选自原油、废机油、硫化植物油中的至少一种；所述的pH调节剂选自碱性化合物，优选选自无机钠盐、无机钾盐中的至少一种，更优选选自氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠中的至少一种。
上述钻井液体系中，以所述的水为100重量份来计，各组分用量如下：
所述的流型调节剂用量为0.1～2份，优选为0.3～1.2份，更优选为0.5～1份；
加重盐用量为10～120份，优选为10～100份，更优选为15～95份；
加重剂1用量为1～20份，优选为2～17份，更优选为3～12份；
加重剂2用量为1～20份，优选为2～17份，更优选为3～12份；
加重剂3用量为1～20份，优选为2～17份，更优选为3～12份；
润滑剂用量0.2～3份，优选为0.5～2.5份，更优选为0.5～2份；
pH调节剂用量为0.05～4份，优选为0.1～0.3份，更优选为0.1～0.2份。
从储层保护而言，钻井液固相含量高，钻进过程中侵入裂缝的钻井液量增大，不利于储层保护；此外，由于高酸溶加重剂自身密度比重晶石密度低，造成相同体系密度条件下高酸溶加重剂加重后的固相含量高，本发明中加入可溶性加重盐可以解决采用高酸溶加重剂导致的固相含量过高的问题。本发明提供的储保型水基钻井液体系中，采用加重盐复配一定粒度分布的加重剂材料，实现对缝宽或孔喉尺寸≤500um微裂缝或孔隙的有效封堵，同时减少了有害固相侵入地层，达到储层保护的目的；加重剂及加重盐用于复合加重，提高钻井液体系密度、同时降低固相含量，减少漏失发生后固相向储层的侵入量；润滑剂起到降低钻具摩阻、提高井下钻具安全的目的；pH调节剂用于调整钻井液酸碱性，保持钻井液较高的pH值有助于保持体系性能稳定，并具有清除硫化氢的作用。
本发明的目的之二在于提供一种上述储保型水基钻井液体系的制备方法，包括将包含有所述的流型调节剂、加重盐、加重剂、水在内的组分混合均匀后，即得所述的钻井液体系；
具体包括以下步骤：
步骤1.向水中加入加重盐，搅拌均匀后，得到加重盐溶液；
步骤2.向步骤1得到的加重盐溶液中加入流型调节剂，搅拌溶解；
步骤3.向步骤2得到的混合溶液中加入加重剂，搅拌后即得所述的储保型水基钻井液。
上述制备方法中，所述的步骤3中还加入润滑剂、pH调节剂。
优选地，包括以下步骤：
步骤1.在搅拌过程中将加重盐加至水中，搅拌1～5min混合均匀，得到加重盐溶液；
步骤2.继续缓慢加入流型调节剂，搅拌10～20min后，搅拌溶解；
步骤3.再加入加重剂1、加重剂2、加重剂3、润滑剂以及pH调节剂，搅拌30～60min后即得所述的储保型水基钻井液。
其中，步骤3中加重剂1、加重剂2、加重剂3、润滑剂和pH调节剂的加入顺序可任意排列。
本发明中制备的储保型水基钻井液，密度1.20～1.60g/cm3，动切力5～10Pa，初/终切为2～5Pa/2～6Pa，固相酸溶率≥93％，动塑比在0.30～0.40，体系粘度、动切力及动塑比能满足150℃储层段携岩的要求。
本发明的目的之三在于提供一种上述储保型水基钻井液或者由上述制备方法得到的储保型水基钻井液的应用，所述的储保型水基钻井液用于石油、天然气开采钻井作业。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1.本发明提供的储保型水基钻井液体系，是一种增强储层保护效果的水基钻井液体系，降低水基钻井液在微裂缝型灰岩储层段的储层保护效果，有助于后续酸压及储层渗透率恢复，提高油气产能；
2.本发明采用可溶盐与高酸溶固相加重材料进行复合加重，一方面降低固相含量，另一方面提高侵入储层的封堵材料在完井酸化过程中的酸溶率，提高渗透率恢复率。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
实施例中所采用的测试仪器及测试条件如下：
所述水基钻井液的流变性能按照《SY/T 5621-1993钻井液测试程序》中规定的测试步骤进行评价。
实施例中所采用的化合物均为市售商品。
实施例1
本实施例提供一种储保型水基钻井液体系，该水基钻井液包括如下组分：
高粘羟乙基纤维素0.5重量份，KCl 15重量份，加重剂1(碳酸钙，D50 240um)3.0重量份，加重剂2(碳酸钙，D50 60um)3.0重量份，加重剂3(碳酸钙，D50 20um)3.0重量份，润滑剂0.5重量份，烧碱0.1重量份，水100重量份，钻井液密度1.20g/cm3。
本实施例中水基钻井液通过以下方法制备得到：
向100重量份的水中加入0.5重量份的高粘羟乙基纤维素，搅拌并完全溶解后继续加入15重量份的KCl并搅拌2min后分别加入3.0重量份的加重剂1，3.0重量份的加重剂2，3.0重量份的加重剂3，0.5重量份的聚乙烯醇，最后加入0.1重量份烧碱，搅拌30min后即得储保型水基钻井液。按照《SY/T 5621-1993钻井液测试程序》及《SY/T 5840-2007钻井液用桥接堵漏材料室内试验方法》中规定的流变性能测试程序和堵漏测试方法对钻井液进行流变性能和封堵时效进行评价，结果见表1。
对比例1
对比例1为在钻井液中采用重晶石加重，具体步骤：向100重量份的水中加入0.5重量份的高粘羟乙基纤维素，搅拌并完全溶解后继续加入15重量份的KCl并搅拌2min后分别加入重量份的18重量份重晶石，0.5重量份的聚乙烯醇，最后加入0.1重量份烧碱，搅拌30min后即得对比例1水基钻井液。
表1实施例1和对比例1的钻井液流变及封堵性能
Figure BDA0002755130900000071
实施例2
本实施例提供一种储保型水基钻井液体系，该水基钻井液包括如下组分：
高粘羧甲基纤维素钠0.8重量份，甲酸钠45重量份，加重剂1(白云石，D50 260um)7.0重量份，加重剂2(白云石，D50 75um)7.0重量份，加重剂3(白云石，D50 30um)7.0重量份，聚合醇1.0重量份，烧碱0.15重量份，水100重量份，钻井液密度1.46g/cm3。
本实施例中水基钻井液通过以下方法制备得到：
向100重量份的水中加入0.8重量份的高粘羧甲基纤维素钠，搅拌并完全溶解后继续加入15重量份的甲酸钠并搅拌3min后分别加入7.0重量份的加重剂1，7.0重量份的加重剂2，7.0重量份的加重剂3，1.0重量份的聚合醇，最后加入0.15重量份烧碱，搅拌30min后即得储保型水基钻井液。按照《SY/T 5621-1993钻井液测试程序》及《SY/T 5840-2007钻井液用桥接堵漏材料室内试验方法》中规定的流变性能测试程序和堵漏测试方法对钻井液进行流变性能和封堵时效进行评价，结果见表2。
对比例2
对比例2为在钻井液中采用重晶石加重，具体步骤：向100重量份的水中加入0.8重量份的高粘羧甲基纤维素钠，搅拌并完全溶解后继续加入15重量份的甲酸钠并搅拌3min后分别加入60.0重量份重晶石，1.0重量份的聚合醇，最后加入0.15重量份烧碱，搅拌30min后即得对比例2水基钻井液。
表2实施例2和对比例2的钻井液流变及封堵性能
Figure BDA0002755130900000081
实施例3
本实施例提供一种储保型水基钻井液体系，该水基钻井液包括如下组分：
聚丙烯酰胺1.0重量份，甲酸钾80重量份，加重剂1(白云质灰岩，D50 280um)10.0重量份，加重剂2(白云质灰岩，D50 90um)10.0重量份，加重剂3(白云质灰岩，D50 45um)10.0重量份，机油2.0重量份，纯碱0.2重量份，水100重量份，钻井液密度1.60g/cm3。
本实施例中水基钻井液通过以下方法制备得到：
向100重量份的水中加入1.0重量份的聚丙烯酰胺，搅拌并完全溶解后继续加入80重量份的甲酸钾并搅拌2min后分别加入10.0重量份的加重剂1，10.0重量份的加重剂2，10.0重量份的加重剂3，2.0重量份机油，最后加入0.2重量份纯碱，搅拌30min后即得储保型水基钻井液。按照《SY/T 5621-1993钻井液测试程序》及《SY/T 5840-2007钻井液用桥接堵漏材料室内试验方法》中规定的流变性能测试程序和堵漏测试方法对钻井液进行流变性能和封堵时效进行评价，结果见表3。
对比例3
对比例3为在钻井液中采用重晶石加重。具体步骤：向100重量份的水中加入1.0重量份的聚丙烯酰胺，搅拌并完全溶解后继续加入80重量份的甲酸钾并搅拌2min后分别加入89.0重量份重晶石，2.0重量份机油，最后加入0.2重量份纯碱，搅拌30min后即得对比例3水基钻井液。表3实施例3和对比例3的钻井液流变及封堵性能
Figure BDA0002755130900000091
对比例1～3中重晶石采用GB/T 5005-94(钻井液用重晶石粉)规定的标准化常规产品，未对重晶石粒径范围和级配进行限定，粒径分布范围窄，从表1～3的结果中可以看出，对比例1～3得到的钻井液导致全漏；二是酸溶性方面，对比例1～3酸溶率过低，不利于完井期间的酸化解堵；本发明实施例1～3得到的钻井液的密度1.20～1.60g/cm3，动切力5～10Pa，初/终切为2～5Pa/2～6Pa，固相酸溶率≥93％，动塑比在0.30～0.40；该体系适用于灰岩储层缝宽≤500um储层钻进，具有良好的封堵时效，起到实时封堵微裂缝的作用；体系满足150℃高温储层保护及钻进要求。

Claims (12)

1.一种储保型水基钻井液体系，包括共混的流型调节剂、加重盐、加重剂和水，所述的加重盐选自碱金属无机盐、碱金属有机盐中的至少一种，所述的加重剂选自难溶性金属盐。
2.根据权利要求1所述的钻井液体系，其特征在于，
所述的流型调节剂选自生物多糖、高分子化合物中的至少一种；和/或，
所述的加重盐选自碱金属卤化物、碱金属甲酸盐中的至少一种；和/或，
所述的加重剂选自难溶性钙盐、难溶性镁盐、难溶性钡盐、难溶性复合盐中的至少一种，其中难溶性复合盐为难溶性钙盐、镁盐和钡盐中至少两种的复合盐；和/或，
所述的加重剂包含粒度范围不同的加重剂1、加重剂2和加重剂3。
3.根据权利要求2所述的钻井液体系，其特征在于，
所述的生物多糖选自黄原胶、葡聚糖、壳聚糖、海藻糖中的至少一种；和/或，
所述的高分子化合物选自纤维素类化合物、木质素、淀粉类化合物、酰胺聚合物中的至少一种；和/或，
所述的高分子化合物选自分子量为25～800万的高分子聚合物；和/或，
所述的加重盐选自氯化钠、氯化钾、甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯中的至少一种；和/或，
所述的加重剂1、加重剂2、加重剂3独立地选自难溶性钙盐、难溶性镁盐、难溶性钡盐、难溶性复合盐中的至少一种；和/或，
所述的加重剂1粒度范围为20～600μm，粒度中值为200～300μm；和/或，
所述的加重剂2粒度范围为5～350μm，粒度中值为50～100μm；和/或，
所述的加重剂3粒度范围为5～150μm，粒度中值为15～50μm。
4.根据权利要求3所述的钻井液体系，其特征在于，
所述的高分子化合物选自聚阴离子纤维素、甲基纤维素、羧甲基纤维素、乙基纤维素、羟乙基纤维素、木质素、半纤维素、羧甲基淀粉、羟甲基纤维素、聚丙烯酰胺中的至少一种；和/或，
所述的高分子化合物选自分子量为100～600万的高分子聚合物；和/或，
所述的加重盐选自氯化钾、甲酸钾中的至少一种；和/或，
所述的加重剂1、加重剂2、加重剂3任选地选自白云岩、灰岩、白云质灰岩、灰质白云岩、碳酸钙、碳酸镁、碳酸钡中的至少一种，优选选自碳酸钙、碳酸镁、碳酸钡中的至少一种；和/或，
所述的加重剂1粒度范围为30～500μm，粒度中值为240～280μm；和/或，
所述的加重剂2粒度范围为20～300μm，粒度中值为60～90μm；和/或，
所述的加重剂3粒度范围为25～100μm，粒度中值为20～45μm。
5.根据权利要求1所述的钻井液体系，其特征在于，
所述的钻井液体系中，以所述的水为100重量份来计，所述的流型调节剂用量为0.1～2份，加重盐用量为10～120份，加重剂1用量为1～20份，加重剂2用量为1～20份，加重剂3用量为1～20份。
所述的钻井液体系中还含有润滑剂、pH调节剂中的至少一种。
6.根据权利要求5所述的钻井液体系，其特征在于，
所述的钻井液体系中，以所述的水为100重量份来计，所述的流型调节剂用量为0.3～1.2份，加重盐用量为10～100份，加重剂1用量为2～17份，加重剂2用量为2～17份，加重剂3用量为2～17份；和/或，
以所述的水为100重量份来计，所述的润滑剂用量0.2～3份，pH调节剂用量为0.05～4份；和/或，
所述的润滑剂选自多元醇类聚合物、长链脂肪烷烃中的至少一种；和/或，
所述的pH调节剂选自碱性化合物。
7.根据权利要求6所述的钻井液体系，其特征在于，
所述的钻井液体系中，以所述的水为100重量份来计，所述的流型调节剂用量为0.5～1份，加重盐用量为15～95份，加重剂1用量为3～12份，加重剂2用量为3～12份，加重剂3用量为3～12份；和/或，
以所述的水为100重量份来计，所述的润滑剂用量0.5～2.5份，pH调节剂用量为0.1～0.3份；和/或，
所述的润滑剂选自聚乙烯醇、聚合醇、原油、机油、废机油、硫化改性植物油、磷化改性植物油中的至少一种；和/或，
所述的pH调节剂选自无机钠盐、无机钾盐中的至少一种。
8.根据权利要求7所述的钻井液体系，其特征在于，
以所述的水为100重量份来计，所述的润滑剂用量0.5～2份，pH调节剂用量为0.1～0.2份；和/或，
所述的润滑剂选自原油、废机油、硫化植物油中的至少一种；和/或，
所述的pH调节剂选自氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠中的至少一种。
9.一种根据权利要求1～8任一项所述的钻井液体系的制备方法，包括将包含有所述的流型调节剂、加重盐、加重剂、水在内的组分混合均匀后，即得所述的钻井液体系。
10.根据权利要求9所述的制备方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
步骤1.向水中加入加重盐，搅拌均匀后，得到加重盐溶液；
步骤2.向步骤1得到的加重盐溶液中加入流型调节剂，搅拌溶解；
步骤3.向步骤2得到的混合溶液中加入加重剂，搅拌后即得所述的储保型水基钻井液。
11.根据权利要求10所述的制备方法，其特征在于，所述的步骤3中还加入润滑剂、pH调节剂。
12.一种权利要求1～8任一项所述的储保型水基钻井液或者由权利要求9～11任一项所述的制备方法得到的储保型水基钻井液的应用，其特征在于，所述的储保型水基钻井液用于石油、天然气开采钻井作业。
CN202011201198.1A 2020-11-02 2020-11-02 一种储保型水基钻井液体系及制备方法和应用 Pending CN114437675A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202011201198.1A CN114437675A (zh) 2020-11-02 2020-11-02 一种储保型水基钻井液体系及制备方法和应用

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202011201198.1A CN114437675A (zh) 2020-11-02 2020-11-02 一种储保型水基钻井液体系及制备方法和应用

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN114437675A true CN114437675A (zh) 2022-05-06

Family

ID=81358305

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202011201198.1A Pending CN114437675A (zh) 2020-11-02 2020-11-02 一种储保型水基钻井液体系及制备方法和应用

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114437675A (zh)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101948678A (zh) * 2010-06-29 2011-01-19 西南石油大学 一种无毒的甲酸钾聚合醇钻井液
CN103045190A (zh) * 2012-12-11 2013-04-17 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 可溶性加重盐低伤害钻井液及其制备方法
CN103555301A (zh) * 2013-10-28 2014-02-05 西南石油大学 一种高密度甲酸钾钻井液
CN105131915A (zh) * 2015-08-19 2015-12-09 中国海洋石油总公司 一种抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系
CN105176502A (zh) * 2015-04-16 2015-12-23 中海石油伊拉克有限公司 超高密度过饱和盐水钻井液
CN110437811A (zh) * 2019-07-29 2019-11-12 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 一种适用于厄瓜多尔雨林的低伤害水基钻井液及制备方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101948678A (zh) * 2010-06-29 2011-01-19 西南石油大学 一种无毒的甲酸钾聚合醇钻井液
CN103045190A (zh) * 2012-12-11 2013-04-17 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 可溶性加重盐低伤害钻井液及其制备方法
CN103555301A (zh) * 2013-10-28 2014-02-05 西南石油大学 一种高密度甲酸钾钻井液
CN105176502A (zh) * 2015-04-16 2015-12-23 中海石油伊拉克有限公司 超高密度过饱和盐水钻井液
CN105131915A (zh) * 2015-08-19 2015-12-09 中国海洋石油总公司 一种抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系
CN110437811A (zh) * 2019-07-29 2019-11-12 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 一种适用于厄瓜多尔雨林的低伤害水基钻井液及制备方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2009204201B2 (en) Viscoelastic surfactant based wellbore fluids and methods of use
CN103834369B (zh) 一种自解堵碳酸盐岩储层钻开液
CA2141078C (en) Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing 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
CN106675535A (zh) 一种环保水基钻井液及其制备方法
CN103013467A (zh) 一种无粘土单向封堵钻井液
CN109021940B (zh) 高温高密度高性能环保水基钻井液及其制备方法
CN103184037A (zh) 一种生物酶无固相完井液
CN107057662A (zh) 一种水基钻井液用封堵剂及其制备方法和应用
CA3018322A1 (en) In situ generation of nano-clay drilling fluid
US11760913B2 (en) Perlite containing drilling fluids and uses thereof
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
CN113583639B (zh) 用于深井钻井的钻井液体系及其制备方法
CN113861951A (zh) 一种抗高温可降解无固相钻井液及其制备方法
CN114437675A (zh) 一种储保型水基钻井液体系及制备方法和应用
US20220002610A1 (en) Stable high solids slurry compositions
CN103965859A (zh) 一种油井双子表面活性剂压裂液及其制备方法
CN111334262B (zh) 多用途环保钻井液
CN109694701B (zh) 一种暂堵修井液及其暂堵剂、制备和使用方法
CN113429948A (zh) 一种低摩阻水基钻井液及其制备方法
CN114539994B (zh) 一种储层钻井液体系及其制备方法
CN115058233B (zh) 一种低固相环保复合盐水钻井液及其制备方法和应用
CN110713822A (zh) 一种高温高密度油基钻井液
CN116063998B (zh) 一种铝基封堵防塌剂及其制备方法和应用
CN114958313B (zh) 一种适用于致密油水平井钻井的水基钻井液

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
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20220506