CN114989792B - 一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法 - Google Patents
一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114989792B CN114989792B CN202110225452.XA CN202110225452A CN114989792B CN 114989792 B CN114989792 B CN 114989792B CN 202110225452 A CN202110225452 A CN 202110225452A CN 114989792 B CN114989792 B CN 114989792B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling fluid
- water
- based drilling
- stirring
- filtrate reducer
- 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
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 169
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 165
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 116
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 116
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 10
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 122
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 96
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 85
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 85
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 85
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 77
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 66
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 66
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 66
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical class [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 124
- 229940092782 bentonite Drugs 0.000 claims description 65
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 46
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 42
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 37
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims description 36
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 21
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 claims description 20
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 20
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 18
- 229910000281 calcium bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 12
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 10
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 5
- 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 4
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 claims description 4
- 235000019830 sodium polyphosphate Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 claims description 4
- 239000001648 tannin Substances 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 15
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 abstract description 14
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 35
- 241000283690 Bos taurus Species 0.000 description 12
- 239000003223 protective agent Substances 0.000 description 11
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 5
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000002920 hazardous waste Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 238000011418 maintenance treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000004537 pulping Methods 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
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
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
-
- 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
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
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)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
Abstract
本申请提供了一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法。以重量份计，该水基钻井液的包括：水、8～12份降滤失剂、160～265份加重剂、0.4～0.8份加重剂分散剂和膨润土，降滤失剂包括乳化石蜡型降滤失剂与磺化酚醛树脂型降滤失剂，加重剂包括API重晶石和微粉重晶石。本申请通过乳化石蜡型降滤失剂、磺化酚醛树脂型降滤失剂、加重剂分散剂与包括API重晶石和微粉重晶石的加重剂在高温下的交联作用，对水基钻井液的高温高压滤失造壁性、高温稳定性和高密度条件下的流变性均有较大的改善。
Description
技术领域
本发明涉及钻井液领域，具体涉及一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法。
背景技术
随着我国陆地油气资源勘探开发的不断深入，深层超深井抗高温高密度水基钻井液已成为中国钻井液技术的重大需求与挑战之一。然而，井筒超高温高压复杂环境极大地增加了高密度水基钻井液的后续维护处理难度，极易陷入“加重→增稠→降粘→加重剂沉降→密度下降→再次加重”的恶性循环，导致钻井作业无法正常进行，甚至诱发井漏、井塌、卡钻等严重事故。
随着抗高温高密度水基钻井液体系密度的增高，固相含量随之增加，导致钻井液体系流变性和沉降稳定性矛盾愈发突出。具体表现为：第一，难以配制出流变性能优异的抗高温高密度水基钻井液；第二，正常钻井过程中流变性能、滤失造壁性能维护处理困难。
采用油基钻井液虽然在一定程度上可以增强钻井液的抗温能力，对井底环境也具有良好的配伍性，最大程度上避免粘土矿物的水化膨胀。但是，油基钻井液成本高昂，且废弃油基钻井液因其含有油类、重金属和有机物等污染物，已被列为国家危险废弃物，处理难度极大，严重限制了其大规模高效安全应用。
例如，申请号为201710389023的中国专利申请公开了一种非磺化抗高温降滤失水基钻井液，该钻井液配方：按重量计，1％-4％膨润土、0.25％-3％CCM、2％-4％NMPS、0.5％-2％MMC、3％-5％Na2CO3、0.25％-1％DM和余量水，具有高温降滤失性能，且所研制钻井液的合成材料易得，造价低，适合大规模工业生产，具备油田应用潜力。申请号为201610320011的中国专利申请描述了一种水基钻井液及其制备方法，其无需额外加入抗高温增粘剂、抗高温稀释剂及高温稳定剂或表面活性剂，在220℃高温下仍然具有良好的降滤失性能、流变性能和高温稳定性，制备该水基钻井液的方法简便易行，适合钻井现场使用。申请号为201510179532的中国专利申请描述了一种超高密度过饱和盐水钻井液，其由碱度调节剂、降滤失剂、井壁稳定剂、流型调节剂、甲酸钾、粉状可溶盐、超微加重剂、重晶石和水相组成，能有效抑制盐膏层蠕变、盐溶和泥岩水化膨胀，且在超高密度情况下，具有较好的流变性。但以上技术都没能同时保证水基钻井液高温高压滤失造壁性、高温稳定性和高密度条件下的稳定性。
发明内容
本申请的主要目的在于提供一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法，以解决现有技术超深井水基钻井液不能同时拥有较好滤失造壁性、流变性和高温稳定性的问题。
为了实现上述目的，根据本申请的一个方面，提供了一种超深井抗高温高密度水基钻井液，以重量份计，该水基钻井液包括：水、8～12份降滤失剂、160～265份加重剂、0.4～0.8份加重剂分散剂和膨润土，上述降滤失剂包括乳化石蜡型降滤失剂与磺化酚醛树脂型降滤失剂，加重剂包括API重晶石和微粉重晶石。
进一步地，上述乳化石蜡型降滤失剂与磺化酚醛树脂型降滤失剂的质量比为1:6～6:1，优选为1:3～3:1，优选乳化石蜡型降滤失剂为EP-Ⅰ乳化石蜡型降滤失剂和EP-Ⅱ乳化石蜡型降滤失剂中的一种或两种，优选磺化酚醛树脂为磺化酚醛树脂SMP-Ⅰ型降滤失剂、SMP-Ⅱ型降滤失剂和SMP-Ⅲ型降滤失剂中的一种或多种。
进一步地，上述API级重晶石和微粉重晶石的质量比为：7:3～9:1，优选以重量份计，水的份数为90～110重量份，膨润土的份数为3～5重量份，优选膨润土为钙基膨润土或钠基膨润土。
进一步地，上述加重剂分散剂包括聚丙烯酸钠和分散剂SMS-19中的一种或两种。
进一步地，上述钻井液的pH值为8～10，优选采用碱性试剂调节钻井液的pH，更优选碱性试剂为NaOH、碳酸钠和多磷酸钠中的一种或多种。
进一步地，以重量份计，上述水基钻井液还包括4～6份降粘剂，优选降粘剂包括磺化褐煤、钻井液用降粘剂XY-27和磺化单宁中的一种。
根据本申请的另一个方面，提供了一种上述任一种超深井抗高温高密度水基钻井液的制备方法，该制备方法包括：将水、钙基膨润土、降滤失剂、加重剂分散剂、碱性试剂、可选的降粘剂和加重剂混合，得到水基钻井液。
进一步地，上述制备方法包括，步骤S1：将水、钙基膨润土、碳酸钠混合，得到预水化膨润土浆；步骤S2：将预水化膨润土浆与降滤失剂、加重剂分散剂、碱性试剂、可选的降粘剂和加重剂混合，得到水基钻井液。
进一步地，上述步骤S1包括：步骤S11，将水加热至30～50℃，得到加热后水；步骤S12，持续对加热后水进行第一次搅拌，将加热后水与钙基膨润土混合，得到第一混合体系；步骤S13，持续对膨润土分散液进行第一次搅拌，将膨润土分散液与碳酸钠混合，得到第二混合体系；步骤S14，持续对第二混合体系进行20～50min的第一次搅拌，停止搅拌后静置24～48h，得到预水化膨润土浆，优选第一次搅拌的速度为6000～8000r/min。
进一步地，上述步骤S2包括：步骤S21，对预水化膨润土浆进行15～45min的第二次搅拌；步骤S22，在第二次搅拌下，将预水化膨润土浆依次与乳化石蜡型降滤失剂、磺化酚醛树脂降滤失剂、降粘剂、加重剂分散剂、碱性试剂和加重剂混合，优选每混合一种试剂后间隔5～20min再混合下一种试剂；步骤S23，在步骤S22完成后继续进行20～40min的第二次搅拌，得到水基钻井液；优选第二次搅拌的速度为10000～12000r/min。
应用本申请的技术方案，通过乳化石蜡型降滤失剂、磺化酚醛树脂型降滤失剂、加重剂分散剂与包括API重晶石和微粉重晶石的加重剂在高温下的交联作用，使得水基钻井液的高温高压滤失造壁性、高温稳定性和高密度条件下的流变性均有较大的改善。实验表明，在同等条件下，缺少微粉重晶石与API重晶石对钻井液进行协同加重，或缺少乳化石蜡两性离子降滤失剂，或缺少加重剂分散剂，都会使水基钻井液高温高压滤失量和滤饼厚度显著地、甚至成倍地增加。这种协同作用，保证了水基钻井液的高温高压滤失性。同时，API和微粉重晶石的协同加重，通过对水基钻井液中固相的减少，降低了钻井液的粘度，增强了其流变性。并且，加重剂分散剂的引入增强了加重剂颗粒间的排斥作用，使水基钻井液在高温下也能保持稳定。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将结合实施例来详细说明本申请。
如本申请背景技术分析的，超深井井筒内的复杂环境，使常规水基钻井液面临高温稳定差、高温高压滤失造壁性能控制困难和高密度条件下(≥2.00g/cm3)流变性能控制困难的问题。为了解决上述问题，在本申请一种典型的实施方式中，提供了一种超深井抗高温高密度水基钻井液，以重量份计，该水基钻井液包括：水、8～12份降滤失剂、160～265份加重剂、0.4～0.8份加重剂分散剂和膨润土，上述降滤失剂包括乳化石蜡型降滤失剂与磺化酚醛树脂型降滤失剂，加重剂包括API重晶石和微粉重晶石。
本申请通过乳化石蜡型降滤失剂、磺化酚醛树脂型降滤失剂、加重剂分散剂与包括API重晶石和微粉重晶石的加重剂在高温下的交联作用，使得水基钻井液的高温高压滤失造壁性、高温稳定性和高密度条件下的流变性均有较大的改善。实验表明，在同等条件下，缺少微粉重晶石与API重晶石对钻井液进行协同加重，或缺少乳化石蜡两性离子降滤失剂，或缺少加重剂分散剂，都会使水基钻井液高温高压滤失量和滤饼厚度显著地、甚至成倍地增加。这种协同作用，保证了水基钻井液的高温高压滤失性。同时，API和微粉重晶石的协同加重，通过对水基钻井液中固相的减少，降低了钻井液的粘度，增强了其流变性。并且，加重剂分散剂的引入增强了加重剂颗粒间的排斥作用，使水基钻井液在高温下也能保持稳定。
在一些实施例中，上述乳化石蜡型降滤失剂与磺化酚醛树脂型降滤失剂的质量比为：1:6～6:1，优选为1:3～3:1，优选乳化石蜡型降滤失剂为EP-Ⅰ乳化石蜡型降滤失剂和EP-Ⅱ乳化石蜡型降滤失剂中的一种或两种，优选磺化酚醛树脂为磺化酚醛树脂SMP-Ⅰ型降滤失剂、SMP-Ⅱ型降滤失剂和SMP-Ⅲ型降滤失剂中的一种或多种。上述优选的质量比和滤失剂种类可以更好地在高温下形成交联，大大提高降滤失效果，进一步优选磺化酚醛树脂为磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ型降滤失剂，以使钻井液拥有更好的抗高温高压性能。
在一些实施例中，上述API级重晶石和微粉重晶石的质量比为：7:3～9:1。通过上述质量配比，使重晶石微粉更好地填充在API级重晶石的缝隙内，以增加滚动摩擦作用，可降低钻井液体系的流动阻力，进一步提高流变性。优选以重量份计，水的份数为90～110重量份，膨润土的份数为3～5重量份，优选膨润土为钙基膨润土或钠基膨润土，使膨润土浆有更好适于应用的粘度，并和其他各组分可以更好地协同作用。
在一种实施例中，上述加重剂分散剂包括聚丙烯酸钠和分散剂SMS-19中的一种或两种，以进一步提升加重剂等固相颗粒在钻井液体系中的分散效果。
为了更好地维持钻井液体系的稳定并减轻钻井液对钻具的腐蚀，优选上述钻井液的pH值为8～10，优选采用碱性试剂调节钻井液的pH，更优选碱性试剂为NaOH、碳酸钠和多磷酸钠中的一种或多种。
在一种实施例中，水基钻井液还包括4～6份降粘剂，优选降粘剂包括磺化褐煤、钻井液用降粘剂XY-27和磺化单宁中的一种。通过引入降粘剂，进一步降低水基钻井液的粘度，进而增加其流变性。
本申请的另一种典型的实施方式中，提供了一种上述任一种超深井抗高温高密度水基钻井液的制备方法，该制备方法包括：将水、钙基膨润土、降滤失剂、加重剂分散剂、碱性试剂、可选的降粘剂和加重剂混合，得到水基钻井液。
本申请所用的制备方法，通过简单地将水与各个组分相混合，得到了性能显著提升的水基钻井液。该水基钻井液通过乳化石蜡型降滤失剂、磺化酚醛树脂型降滤失剂、加重剂分散剂与包括API重晶石和微粉重晶石的加重剂的协同作用，使得水基钻井液的高温高压滤失造壁性、高温稳定性和高密度条件下的流变性均有较大的改善。实验表明，在同等条件下，缺少微粉重晶石与API重晶石对钻井液进行协同加重，或缺少两性离子降滤失剂乳化石蜡Ⅰ型，或缺少加重剂分散剂，都会使水基钻井液高温高压滤失量和滤饼厚度显著地、甚至成倍地增加。这种协同作用，保证了水基钻井液的高温高压滤失性。同时，API和微粉重晶石的协同加重，通过对水基钻井液中固相的减少，降低了钻井液的粘度，增强了其流变性。并且，加重剂分散剂的引入增强了加重剂颗粒间的排斥作用，使水基钻井液在高温下也能保持稳定。
在一种实施例中，上述制备方法包括，步骤S1：将水、钙基膨润土、碳酸钠混合，得到预水化膨润土浆；步骤S2：将预水化膨润土浆与降滤失剂、加重剂分散剂、碱性试剂、可选的降粘剂和加重剂混合，得到水基钻井液。通过将钙基膨润土和碳酸钠混合，可以将钙基膨润土转化为钠基膨润土，在提高造浆率的同时，降低生产成本。
在一种实施例中，上述步骤S1包括：步骤S11，将水加热至30～50℃，得到加热后水；步骤S12，持续对加热后水进行第一次搅拌，将加热后水与钙基膨润土混合，得到第一混合体系；步骤S13，持续对膨润土分散液进行第一次搅拌，将膨润土分散液与碳酸钠混合，得到第二混合体系；步骤S14，持续对第二混合体系进行20～50min的第一次搅拌，停止搅拌后静置24～48h，得到预水化膨润土浆，优选第一次搅拌的速度为6000～8000r/min。通过上述操作，提高膨润土的分散性，加快预水化反应速度并保证预水化作用充分进行。
在一种实施例中，上述步骤S2包括：步骤S21，对预水化膨润土浆进行15～45min的第二次搅拌；步骤S22，在第二次搅拌下，将预水化膨润土浆依次与乳化石蜡型降滤失剂、磺化酚醛树脂降滤失剂、降粘剂、加重剂分散剂、碱性试剂和加重剂混合，优选每混合一种试剂后间隔5～20min再混合下一种试剂；步骤S23，在步骤S22完成后继续进行20～40min的第二次搅拌，得到水基钻井液；优选第二次搅拌的速度为10000～12000r/min。通过较高速的搅拌，以提高各组分在钻井液中的分散性。并且，通过加入碱性试剂，调节钻井液的pH值，使整个体系更加稳定。
以下将结合实施例和对比例，进一步说明本申请的有益效果。
实施例1
(1)量取100重量份水，将其升温至40℃，在7000r/min的搅拌速率下，加入3重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.15重量份碳酸钠，搅拌35min，常温下密闭静置36h，制备预水化膨润土浆。
(2)将预水化膨润土浆置于11000r/min的搅拌速率下搅拌30min后，加入4重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(四川西南石大金牛石油科技有限公司制造)，搅拌15min后，加入4重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ(河北燕兴化工有限公司生产)，搅拌15min后，加入4重量份降粘剂磺化褐煤(濮阳市弘大化工制造有限公司，型号：SMC)，搅拌15min后，加入0.4重量份保护剂聚丙烯酸钠(成都万象宏润生物科技有限公司)，搅拌15min后，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min后，加入180.4重晶石(API重晶石(灵寿县光辉矿产品加工有限公司生产，型号：zjs001)：微粉重晶石(贵州毫微粉体工业有限公司，型号：SF10E)＝9:1)调节钻井液密度至2.0g/cm3，搅拌30min后，即得到实施例1的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例2
(1)量取100重量份水，将其升温至40℃，在7000r/min的搅拌速率下，加入4重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.20重量份碳酸钠，搅拌35min，常温下密闭静置36h，制备预水化膨润土浆。
(2)将预水化膨润土浆置于11000r/min的搅拌速率下搅拌30min后，加入5重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(四川西南石大金牛石油科技有限公司制造)，搅拌15min后，加入5重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌15min后，加入5重量份降粘剂磺化褐煤，搅拌15min后，加入0.6重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌15min，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min，加入180.40重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝9:1)调节钻井液密度至2.0g/cm3，搅拌30min，即得到实施例2的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例3
(1)量取100重量份水，将其升温至40℃，在7000r/min的搅拌速率下，加入5重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.25重量份碳酸钠，搅拌35min，常温下密闭静置36h，制备预水化膨润土浆。
(2)将预水化膨润土浆置于11000r/min的搅拌速率下搅拌30min后，加入6重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(四川西南石大金牛石油科技有限公司制造)，搅拌15min后，加入6重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌15min后，加入6重量份降粘剂磺化褐煤，搅拌15min后，加入0.8重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌15min后，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min后，加入180.40重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝9:1)调节钻井液密度至2.0g/cm3，搅拌30min后，即得到实施例3的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例4
(1)量取100重量份水，将其升温至40℃，在7000r/min的搅拌速率下，加入3重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.15重量份碳酸钠，搅拌35min，常温下密闭静置36h，制备预水化膨润土浆。
(2)将预水化膨润土浆置于11000r/min的搅拌速率下搅拌30min后，加入4重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(四川西南石大金牛石油科技有限公司制造)，搅拌15min后，加入4重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌15min后，加入4重量份降粘剂磺化褐煤，搅拌15min后，加入0.4重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌15min后，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min后，加入209.00重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝8:2)调节钻井液密度至2.1g/cm3，搅拌30min，即得到实施例4的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例5
(1)量取100重量份水，将其升温至40℃，在7000r/min的搅拌速率下，加入4重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.20重量份碳酸钠，搅拌35min，常温下密闭静置36h，制备预水化膨润土浆。
(2)将预水化膨润土浆置于11000r/min的搅拌速率下搅拌30min后，加入5重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(四川西南石大金牛石油科技有限公司制造)，搅拌15min后，加入5重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌15min后，加入5重量份降粘剂磺化褐煤SMC，搅拌15min后，加入0.6重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌15min后，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min后，加入209.00重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝8:2)调节钻井液密度至2.1g/cm3，搅拌30min后，即得到实施例5的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例6
(1)量取100重量份水，将其升温至40℃，在7000r/min的搅拌速率下，加入5重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.25重量份碳酸钠，搅拌35min，常温下密闭静置36h，制备预水化膨润土浆。
(2)将预水化膨润土浆置于11000r/min的搅拌速率下搅拌30min，加入6重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(四川西南石大金牛石油科技有限公司制造)，搅拌15min，加入6重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌15min，加入6重量份降粘剂磺化褐煤SMC，搅拌15min，加入0.8重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌15min，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min，加入209.00重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝8:2)调节钻井液密度至2.1g/cm3，搅拌30min，即得到实施例6的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例7
(1)量取100重量份水，将其升温至40℃，在7000r/min的搅拌速率下，加入3重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.15重量份碳酸钠，搅拌35min，常温下密闭静置36h，制备预水化膨润土浆。
(2)将预水化膨润土浆置于11000r/min的搅拌速率下搅拌30min，加入4重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(四川西南石大金牛石油科技有限公司制造)，搅拌15min，加入4重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌15min，加入4重量份降粘剂磺化褐煤SMC，搅拌15min，加入0.4重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌15min，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min，加入240.45重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝7:3)调节钻井液密度至2.2g/cm3，搅拌30min，即得到实施例7的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例8
(1)量取100重量份水，将其升温至40℃，在7000r/min的搅拌速率下，加入4重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.25重量份碳酸钠，搅拌35min，常温下密闭静置36h，制备预水化膨润土浆。
(2)将预水化膨润土浆置于11000r/min的搅拌速率下搅拌30min，加入5重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(四川西南石大金牛石油科技有限公司制造)，搅拌15min，加入5重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌15min，加入5重量份降粘剂磺化褐煤SMC，搅拌15min，加入0.6重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌15min，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min，加入240.45重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝7:3)调节钻井液密度至2.2g/cm3，搅拌30min，即得到实施例8的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例9
(1)量取100重量份水，将其升温至40℃，在7000r/min的搅拌速率下，加入5重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.25重量份碳酸钠，搅拌35min，常温下密闭静置36h，制备预水化膨润土浆。
(2)将预水化膨润土浆置于11000r/min的搅拌速率下搅拌30min，加入6重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(四川西南石大金牛石油科技有限公司制造)，搅拌15min，加入6重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌15min，加入6重量份降粘剂磺化褐煤SMC，搅拌15min，加入0.8重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌15min，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min，加入240.45重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝7:3)调节钻井液密度至2.2g/cm3，搅拌30min，即得到实施例9的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例10
与实施例1的区别在于，
(2)中将磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ换为磺化酚醛树脂SMP-II(山东巨鑫达化工科技有限公司生产)。
实施例11
与实施例1的区别在于，
(2)中将磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ换为磺化酚醛树脂SMP-I(山东巨鑫达化工科技有限公司生产)。
实施例12
与实施例1的区别在于，
(2)中加入1.5重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ，搅拌15min后，加入9重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ。
实施例13
与实施例1的区别在于，
(2)中加入9重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ，搅拌15min后，加入1.5重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ。
实施例14
与实施例1的区别在于，
(2)中加入3重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ，搅拌15min后，加入9重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ。
实施例15
与实施例1的区别在于，
(2)中加入9重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ，搅拌15min后，加入3重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ。
实施例16
与实施例1的区别在于，
(2)中API重晶石：微粉重晶石＝10:1。
实施例17
与实施例1的区别在于，
(2)中API重晶石：微粉重晶石＝2:1。
实施例18
与实施例1的区别在于，
(2)中将聚丙烯酸钠换为分散剂SMS-19。
实施例19
与实施例1的区别在于，
(2)中聚丙烯酸钠的重量份为0.8份。
实施例20
与实施例1的区别在于，
(2)中聚丙烯酸钠的重量份为1.2份。
实施例21
与实施例1的区别在于，
(2)中聚丙烯酸钠的重量份为0.2份。
实施例22
与实施例1的区别在于，
(2)中磺化褐煤的重量份为0份。
实施例23
与实施例1的区别在于，
(2)中磺化褐煤的重量份为2份。
实施例24
与实施例1的区别在于，
(2)中将磺化褐煤换为钻井液用降粘剂XY-27(濮阳市金熙然环保科技有限公司生产)。
实施例25
与实施例1的区别在于，
(2)中将磺化褐煤换为钻井液用磺化单宁JXD-5。(山东巨鑫达化工科技有限公司生产)
实施例26
与实施例1的区别在于，
(1)中量取110重量份水，将其升温至50℃，在8000r/min的搅拌速率下，加入5重量份膨润土，搅拌50min，再加入0.25重量份碳酸钠，搅拌50min，常温下密闭静置48h，制备预水化膨润土浆。
实施例27
与实施例1的区别在于，
(1)中量取90重量份水，将其升温至30℃，在6000r/min的搅拌速率下，加入3重量份膨润土，搅拌25min，再加入0.15重量份碳酸钠，搅拌20min，常温下密闭静置24h，制备预水化膨润土浆。
实施例28
与实施例1的区别在于，
(2)中将预水化膨润土浆置于12000r/min的搅拌速率下搅拌15min后，加入4重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ，搅拌5min后，加入4重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌5min后，加入4重量份降粘剂磺化褐煤，搅拌5min后，加入0.4重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌5min后，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌5min后，加入180.40重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝9:1)调节钻井液密度至2.0g/cm3，搅拌30min后，即得到实施例28的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例29
与实施例1的区别在于，
(2)中将预水化膨润土浆置于10000r/min的搅拌速率下搅拌45min后，加入4重量份两性离子降滤失剂乳化石蜡Ep-Ⅰ(眉山西南石大金牛石油公司制造)，搅拌20min后，加入4重量份降滤失剂磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，搅拌20min后，加入4重量份降粘剂磺化褐煤，搅拌20min后，加入0.4重量份保护剂聚丙烯酸钠，搅拌20min后，加入适量氢氧化钠调节钻井液PH至8.0，搅拌20min后，加入180.40重量份重晶石(API重晶石：微粉重晶石＝9:1)调节钻井液密度至2.0g/cm3，搅拌40min后，即得到实施例29的超深井抗高温高密度水基钻井液。
实施例30
与实施例1的区别在于，(2)中用加入适量多磷酸钠调节钻井液PH至8.0。
实施例31
与实施例1的区别在于，(2)中用加入适量碳酸钠调节钻井液PH至8.0。
实施例32
与实施例1的区别在于，(1)中碳酸钠的加入量为0重量份。
对比例1
与实施例4的区别在于，
采用API重晶石替换API重晶石和微粉重晶石的组合。
对比例2
与实施例5的区别在于，
采用API重晶石替换API重晶石和微粉重晶石的组合。
对比例3
与实施例6的区别在于，
采用API重晶石替换API重晶石和微粉重晶石的组合。
对比例4
与实施例5的区别在于，
不加乳化石蜡Ep-Ⅰ(眉山西南石大金牛石油公司制造)。
对比例5
与实施例5的区别在于，
不加保护剂聚丙烯酸钠。
分别取适量实施例1-32和对比例1-5中制备的超深井抗高温高密度水基钻井液，使用钻井液用液体密度计(山东美科仪器有限公司，YM型)测量密度，使用高温高压滤失仪(青岛恒泰达机电设备有限公司，GGS42型)测量其在180℃和3.5MPa下的高温高压滤失量，使用最大刻度为20cm的钢尺(无锡涡牛贸易有限公司)测量泥饼厚度。
其中，钻井液高温高压滤失量和泥饼厚度测量条件为：在滚子加热炉中于220℃高温下老化16h，自然静置冷却至室温，于180℃下测量钻井液高温高压滤失量和泥饼厚度。不同超深井抗高温高密度水基钻井液配方的性能测试实验结果见表1。
表1
由表1性能测试实验结果可知：
实施例1-9中制备的钻井液，高温高压滤失量介于12.4-17.1mL，滤饼厚度介于2.2-3.9mm，说明在井底220℃高温、3.5MPa压差下，钻井液滤失造壁性能优异，同时也表明该钻井液体系在合适的组分和含量范围内抗温和稳定性能良好。当钻遇深井超高温高压地层时，该钻井液体系可有效抵抗地层高温降解作用，具有良好的流动性和携岩能力，同时在钻开新地层的瞬间滤失造壁，有效保护井壁地层，保持井壁稳定。
相较于实施例1-32中制备的钻井液性能，对比例1-5制备的钻井液高温高压滤失量介于48.9-53.9mL，滤饼厚度介于6.5-8.0mm，说明在井底220℃高温、3.5MPa压差下，钻井液滤失造壁性能明显不足。对比可知，在同等条件下，缺少微粉重晶石对钻井液进行协同加重至2.0-2.2g/cm3，或缺少两性离子降滤失剂乳化石蜡Ⅰ型，或缺少加重剂保护剂聚丙烯酸钠，都将导致钻井液性能明显不足。
从以上的描述中，可以看出，本申请上述的实施例实现了如下技术效果：
本申请通过乳化石蜡型降滤失剂、磺化酚醛树脂型降滤失剂、加重剂分散剂与包括API重晶石和微粉重晶石的加重剂在高温下的交联作用，使得水基钻井液的高温高压滤失造壁性、高温稳定性和高密度条件下的流变性均有较大的改善。实验表明，在同等条件下，缺少微粉重晶石与API重晶石对钻井液进行协同加重，或缺少两性离子降滤失剂乳化石蜡Ⅰ型，或缺少加重剂分散剂，都会使水基钻井液高温高压滤失量和滤饼厚度显著地、甚至成倍地增加。这种协同作用，保证了水基钻井液的高温高压滤失性。同时，API和微粉重晶石的协同加重，通过对水基钻井液中固相的减少，降低了钻井液的粘度，增强了其流变性。并且，加重剂分散剂的引入增强了加重剂颗粒间的排斥作用，使水基钻井液在高温下也能保持稳定。
以上仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (19)
1.一种超深井抗高温高密度水基钻井液，其特征在于，以重量份计，所述水基钻井液包括：水、8~12份降滤失剂、160~265份加重剂、0.4~0.8份加重剂分散剂和膨润土，所述降滤失剂包括乳化石蜡型降滤失剂与磺化酚醛树脂型降滤失剂，所述加重剂包括API重晶石和微粉重晶石；所述乳化石蜡型降滤失剂与所述磺化酚醛树脂型降滤失剂的质量比为1:6~6:1；所述乳化石蜡型降滤失剂为EP-Ⅰ乳化石蜡型降滤失剂和EP-Ⅱ乳化石蜡型降滤失剂中的一种或两种。
2.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，所述乳化石蜡型降滤失剂与所述磺化酚醛树脂型降滤失剂的质量比为1:3~3:1。
3.根据权利要求2所述的水基钻井液，其特征在于，所述磺化酚醛树脂为磺化酚醛树脂SMP-Ⅰ型降滤失剂、SMP-Ⅱ型降滤失剂和SMP-Ⅲ型降滤失剂中的一种或多种。
4.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，所述API重晶石和所述微粉重晶石的质量比为：7:3~9:1。
5.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，以重量份计，所述水的份数为90~110重量份，所述膨润土的份数为3~5重量份。
6.根据权利要求4所述的水基钻井液，其特征在于，所述膨润土为钙基膨润土或钠基膨润土。
7.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，所述加重剂分散剂包括聚丙烯酸钠和分散剂SMS-19中的一种或两种。
8.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，所述钻井液的pH值为8~10。
9.根据权利要求8所述的水基钻井液，其特征在于，采用碱性试剂调节钻井液的pH。
10.根据权利要求9所述的水基钻井液，其特征在于，所述碱性试剂为NaOH、碳酸钠和多磷酸钠中的一种或多种。
11.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，以所述重量份计，所述水基钻井液还包括4~6份降粘剂。
12.根据权利要求11所述的水基钻井液，其特征在于，所述降粘剂包括磺化褐煤、钻井液用降粘剂XY-27和磺化单宁中的一种。
13.一种权利要求1至12中任一项所述的超深井抗高温高密度水基钻井液的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括：将水、钙基膨润土、降滤失剂、加重剂分散剂、碱性试剂、可选的降粘剂和加重剂混合，得到所述水基钻井液。
14.根据权利要求13所述的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括：
步骤S1：将所述水、所述钙基膨润土、碳酸钠混合，得到预水化膨润土浆；
步骤S2：将所述预水化膨润土浆与所述降滤失剂、所述加重剂分散剂、所述碱性试剂、可选的所述降粘剂和所述加重剂混合，得到所述水基钻井液。
15.根据权利要求14所述的制备方法，其特征在于，所述步骤S1包括：
步骤S11，将所述水加热至30~50℃，得到加热后水；
步骤S12，持续对所述加热后水进行第一次搅拌，将所述加热后水与所述钙基膨润土混合，得到第一混合体系；
步骤S13，持续对所述膨润土分散液进行第一次搅拌，将所述膨润土分散液与所述碳酸钠混合，得到第二混合体系；
步骤S14，持续对所述第二混合体系进行20~50min的第一次搅拌，停止搅拌后静置24~48h，得到所述预水化膨润土浆。
16.根据权利要求15所述的制备方法，其特征在于，所述第一次搅拌的速度为6000~8000r/min。
17.根据权利要求15所述的制备方法，其特征在于，所述步骤S2包括：
步骤S21，对所述预水化膨润土浆进行15~45min的第二次搅拌；
步骤S22，在所述第二次搅拌下，将所述预水化膨润土浆依次与乳化石蜡型降滤失剂、磺化酚醛树脂降滤失剂、所述降粘剂、所述加重剂分散剂、所述碱性试剂和所述加重剂混合；
步骤S23，在所述步骤S22完成后继续进行20~40min的第二次搅拌，得到所述水基钻井液。
18.根据权利要求17所述的制备方法，其特征在于，所述步骤S22中，每混合一种试剂后间隔5~20min再混合下一种试剂。
19.根据权利要求17所述的制备方法，其特征在于，所述第二次搅拌的速度为10000~12000 r/min。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110225452.XA CN114989792B (zh) | 2021-03-01 | 2021-03-01 | 一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110225452.XA CN114989792B (zh) | 2021-03-01 | 2021-03-01 | 一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114989792A CN114989792A (zh) | 2022-09-02 |
| CN114989792B true CN114989792B (zh) | 2024-01-30 |
Family
ID=83018144
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110225452.XA Active CN114989792B (zh) | 2021-03-01 | 2021-03-01 | 一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114989792B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115838587B (zh) * | 2022-11-11 | 2024-05-28 | 荆州嘉华科技有限公司 | 一种水基钻井液重晶石高温悬浮稳定方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102504773A (zh) * | 2011-11-15 | 2012-06-20 | 西南石油大学 | 一种深井、超深井饱和盐水钻井液 |
| CN103013468A (zh) * | 2011-09-28 | 2013-04-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗盐超高密度钻井液、制备方法及应用 |
| CN107118750A (zh) * | 2017-06-20 | 2017-09-01 | 西南石油大学 | 一种深井抗高温抗饱和盐水高密度水基钻井液及其制备方法 |
| CN107541196A (zh) * | 2017-08-25 | 2018-01-05 | 克拉玛依市创拓有限责任公司 | 环保型饱和盐水高密度水基钻井液及其制备方法 |
| CN108587578A (zh) * | 2018-02-07 | 2018-09-28 | 西南石油大学 | 一种水基钻井液及其制备方法和应用 |
| CN109652036A (zh) * | 2019-01-19 | 2019-04-19 | 西南石油大学 | 一种高温高密度高矿化度水基钻井液 |
| CN112143469A (zh) * | 2020-10-10 | 2020-12-29 | 西南石油大学 | 提高地层承压能力的钻井液及其制备方法与应用 |
-
2021
- 2021-03-01 CN CN202110225452.XA patent/CN114989792B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103013468A (zh) * | 2011-09-28 | 2013-04-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗盐超高密度钻井液、制备方法及应用 |
| CN102504773A (zh) * | 2011-11-15 | 2012-06-20 | 西南石油大学 | 一种深井、超深井饱和盐水钻井液 |
| CN107118750A (zh) * | 2017-06-20 | 2017-09-01 | 西南石油大学 | 一种深井抗高温抗饱和盐水高密度水基钻井液及其制备方法 |
| CN107541196A (zh) * | 2017-08-25 | 2018-01-05 | 克拉玛依市创拓有限责任公司 | 环保型饱和盐水高密度水基钻井液及其制备方法 |
| CN108587578A (zh) * | 2018-02-07 | 2018-09-28 | 西南石油大学 | 一种水基钻井液及其制备方法和应用 |
| CN109652036A (zh) * | 2019-01-19 | 2019-04-19 | 西南石油大学 | 一种高温高密度高矿化度水基钻井液 |
| CN112143469A (zh) * | 2020-10-10 | 2020-12-29 | 西南石油大学 | 提高地层承压能力的钻井液及其制备方法与应用 |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| 华北牛东地区深井抗高温防塌钻井液技术研究与应用;陈志学;兰芳;梁为;于文华;张世清;;油田化学(01);第1-6页 * |
| 新型高温高密度盐水钻井液研究;胡文军;罗平亚;白杨;林凌;;钻井液与完井液(03);第1-10页 * |
| 胡文军 ; 罗平亚 ; 白杨 ; 林凌 ; .新型高温高密度盐水钻井液研究.钻井液与完井液.2017,(03),第1-10页. * |
| 页岩微纳米孔缝封堵技术研究;王波;《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》/页岩微纳米孔缝封堵技术研究;第B019-61页 * |
| 高温水基钻井液用降滤失剂的合成与评价;邓楚娈;梁大川;王博;;广东化工(03);第5-6页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114989792A (zh) | 2022-09-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10829679B1 (en) | Micro-nanometer plugging anti-collapse drilling fluid and preparation method and use thereof | |
| EP0621247B1 (en) | Oil-wells cement slurries, their preparation and their use in well cementing operation | |
| US5518996A (en) | Fluids for oilfield use having high-solids content | |
| US5401719A (en) | Drilling mud additive | |
| Jiancheng et al. | A new type of whole oil-based drilling fluid | |
| CN111117579B (zh) | 一种用于煤层的防塌钻井液及其制备方法 | |
| CN108239522B (zh) | 一种钻井液用微纳米封堵润滑剂及制备方法 | |
| CN109021940B (zh) | 高温高密度高性能环保水基钻井液及其制备方法 | |
| US11542425B1 (en) | Leak-proof lost-circulation control water-based drilling fluid composition and preparation method and use thereof | |
| CN112480883B (zh) | 一种去磺化环保型水基钻井液及其制备方法 | |
| CN103952131A (zh) | 改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液及其制备方法 | |
| CN109825266A (zh) | 一种强抑制高封堵双保型钻井液及其制备方法、钻井组合物 | |
| CN114989792B (zh) | 一种超深井抗高温高密度水基钻井液及其制备方法 | |
| Özkan et al. | Investigation of fly ash effect on rheological and filtration properties of drilling muds | |
| CN117821037A (zh) | 一种抗超高温高盐水基钻井液及其制备方法 | |
| CN115029112A (zh) | 一种复合基钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN114045158B (zh) | 一种抗温250℃有机盐钻井液及其制备方法 | |
| CN113637464B (zh) | 一种防塌钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN105505343A (zh) | 一种降滤失剂、其降滤失剂组合物及制备方法 | |
| CA2648747C (en) | Settable drilling fluids comprising cement kiln dust and methods of using them | |
| CN106121568A (zh) | 一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 | |
| CN117210209A (zh) | 防塌油基钻井液组合物和防塌油基钻井液及其应用 | |
| CN109021944B (zh) | 油层保护剂 | |
| CN113480983A (zh) | 一种保护油气层钻井液组合物及其制备方法和应用 | |
| CN114456779A (zh) | 一种抗高温去磺化低摩阻钻井液及其制备方法 |
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 |