CN115680526A - 一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 - Google Patents
一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115680526A CN115680526A CN202110840934.6A CN202110840934A CN115680526A CN 115680526 A CN115680526 A CN 115680526A CN 202110840934 A CN202110840934 A CN 202110840934A CN 115680526 A CN115680526 A CN 115680526A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling fluid
- weighting
- weighting agent
- drilling
- meshes
- 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.)
- Granted
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 116
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 84
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 63
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 35
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 19
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 19
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 3
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims description 3
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 3
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 6
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 abstract description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 7
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 7
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 5
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 5
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000004537 pulping Methods 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical group [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 125000005210 alkyl ammonium group Chemical group 0.000 description 2
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 2
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012954 risk control Methods 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000003900 soil pollution Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
本发明公开了一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，低密度加重剂根据钻井液粒度分布选择使用不同粒级匹配的低密度加重剂：(1)对于粒度分布Sw低于1500m2/kg的钻井液，按325‑200目、1000‑600目、1500目为5:3:2的质量比调整各细度加重剂占比；(2)对于粒度分布Sw等于和高于1500m2/kg的泥浆，按325‑200目、1000‑600目、1500目为7:2.5:0.5的质量比调整各细度加重剂占比。本发明分别通过复合抑制、流型调节、粒级匹配以及泥饼质量调节等方法/处理剂解决，同时通过提前润湿、重浆混浆加重的方法实现钻井液体系的稳定性提高。
Description
技术领域
本发明涉及石油与天然气开发过程中钻井液技术领域，尤其涉及一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法。
背景技术
随着环保形势的日益严峻，砷含量达标的重晶石矿源不能满足生产需求，因此现场选用低密度环保加重剂替代重晶石对钻井液进行加重。
工程中要求钻井液具有良好流变性的同时，也要求形成高质量泥饼。一方面由于低密度加重剂密度在2.7-3.6g/cm3，由于其密度相对重晶石偏低，加重至相同密度时，加入量大，固相含量高、粘度大、流动性差、循环压耗大、泵压高。另一方面在强造浆地层，自然造浆密度即可高达1.20g/cm3，进一步的容固空间被严重压缩。以大港油田为例，2018年加重钻井液平均密度为1.33g/cm3，在上述自然造浆钻井液中继续使用低密度环保加重剂将引发钻井液性能恶化。上述钻井液参数变化易于导致起下钻时产生压力激动，引起井下安全事故，增加施工成本，降低经济效益和工程安全性；钻井液固相含量高，机械钻速显著降低，泥饼虚厚，滤失量大，在高泵压下，钻井液滤液易进入地层，引起井壁不稳定，导致划眼、卡钻等安全事故。
因此，研究出一种高效易行的低密度加重剂加重钻井液性能调控的方法，指导低密度固相含量高的钻井液技术的改进和提高，解决低密度环保加重难题，从而达到安全、环保钻井的要求，显得尤为重要。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是，针对低密度加重剂加重实践中遇到的钻井液流变性、泥饼质量、滤失量等参数恶化的问题，而提供了一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，适用于环保管控严格的区域进行低密度替代加重剂对钻井液的加重作业。
为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，包括以下步骤：
步骤一，以单井地质设计为依据，设置加入加重剂的点位，按照钻井液定体积加重公式计算各点位需加入的加重剂用量；
步骤二，在开始第二次开钻时，采用含有聚胺抑制剂、包被抑制剂的水溶液开钻，配制的钻井液中，包被抑制剂含量控制在0.10％-0.30％，聚胺抑制剂含量控制在0.05％-0.10％；同时，配制浓度为0.05％-0.1％的包被抑制剂溶液，自钻进开始持续泵入钻井液中，直至完钻，并且自开钻起，每钻进200m进行一次聚胺抑制剂补充，保持钻井液中含量在0.05％-0.10％；所述百分比为质量体积比；
步骤三，在钻至加重点位前2h隔离20-30m3循环钻井液，通过加料漏斗将低密度加重剂和泥饼质量调节剂加入隔离的钻井液，加入量为对应井深设计用量，低密度加重剂在隔离钻井液中充分润湿2h后，按循环周，均匀混入循环钻井液，完成加重。
所述低密度加重剂根据钻井液粒度分布选择使用不同粒级匹配的低密度加重剂：
(1)对于粒度分布Sw低于1500m2/kg的钻井液，按325-200目、1000-600目、1500目为5:3:2的质量比调整各细度加重剂占比；
(2)对于粒度分布Sw等于和高于1500m2/kg的泥浆，按325-200目、1000-600目、1500目为7:2.5:0.5的质量比调整各细度加重剂占比。
所述泥饼质量调节剂的加入量为总钻井液体积的1％-3％。
所述低密度加重剂是一种密度范围在2.7-3.5g/cm3，以白云石为主体的复合加重剂。
所述聚胺抑制剂为抑制造浆率高于70.0％、表观粘度增加率大于20.0％的多羟基烷基铵盐。
所述包被抑制剂为速溶型部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1000万-1200万、水解度27.0-35.0％、溶解时间为20min。
本发明的有益效果是：针对低密度加重剂加重实践中遇到的钻井液流变性、泥饼质量、滤失量等参数恶化的问题，分别通过复合抑制、流型调节、粒级匹配以及泥饼质量调节等方法/处理剂解决，同时通过提前润湿、重浆混浆加重的方法实现钻井液体系的稳定性提高。本发明适用于环保管控严格的区域进行加重作业，最终可实现低密度加重剂对钻井液的安全、环保加重，现场不落地装置分离形成的泥饼重金属砷指标可达到《GB 36600-2018土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准(暂行)》中第二类建设用地筛选值要求。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。本领域普通人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，均属于本发明的保护范围。
本发明的使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，包括以下步骤：
步骤一，以单井地质设计为依据，设置加入加重剂的点位，按照钻井液定体积加重公式计算各点位需加入的加重剂用量；
步骤二，在开始第二次开钻时，采用含有聚胺抑制剂、包被抑制剂的水溶液开钻，配制的钻井液中，包被抑制剂含量控制在0.10％-0.30％，聚胺抑制剂含量控制在0.05％-0.10％；同时，配制浓度为0.05％-0.1％的包被抑制剂溶液，自钻进开始持续泵入钻井液中，直至完钻，并且自开钻起，每钻进200m进行一次聚胺抑制剂补充，保持钻井液中含量在0.05％-0.10％；所述百分比为质量体积比；
步骤三，在钻至加重点位前2h隔离20-30m3循环钻井液，通过加料漏斗将低密度加重剂和泥饼质量调节剂加入隔离的钻井液，加入量为对应井深设计用量，低密度加重剂在隔离钻井液中充分润湿2h后，按循环周，均匀混入循环钻井液，完成加重。
所述低密度加重剂根据钻井液粒度分布选择使用不同粒级匹配的低密度加重剂：
(1)对于粒度分布Sw低于1500m2/kg的钻井液，按325-200目、1000-600目、1500目为5:3:2的质量比调整各细度加重剂占比；
(2)对于粒度分布Sw等于和高于1500m2/kg的泥浆，按325-200目、1000-600目、1500目为7:2.5:0.5的质量比调整各细度加重剂占比。
所述泥饼质量调节剂的加入量为总钻井液体积的1％-3％。
所述低密度加重剂是一种密度范围在2.7-3.5g/cm3，以白云石为主体的复合加重剂。
所述聚胺抑制剂为抑制造浆率高于70.0％、表观粘度增加率大于20.0％的多羟基烷基铵盐。
所述包被抑制剂为速溶型部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1000万-1200万、水解度27.0-35.0％、溶解时间为20min。
上述聚胺抑制剂购置厂家：天津大港油田石油工程研究院；
上述包被抑制剂购置厂家：天津大港油田石油工程研究院；
上述低密度加重剂购置厂家：天津大港油田石油工程研究院；
上述泥饼质量调节剂购置厂家：天津大港油田石油工程研究院。
实施例
实施井设计垂深：2685.17m；设计测深：2796m
现场实施过程及效果，百分比为质量体积比。
A、复合抑制造浆技术实施
a、二开采用含有聚胺抑制剂、包被抑制剂的水溶液开钻。配制的钻井液中，包被抑制剂含量控制在0.15％，聚胺抑制剂含量控制在0.075％。
b、配制浓度为0.05％-0.1％的包被抑制剂溶液，自钻进开始持续泵入钻井液中，直至完钻。
c、自开钻起，分别在700m、900m、1100m补充聚胺抑制剂，保持钻井液中含量在0.075％。
d、技术实施结果：自然造浆密度控制在1.10g/cm3，膨润土含量在80g/L，粒度控制如表1所示。
表1复合抑制造浆后钻井液粒度分布
| 井深 | D<sub>10</sub>，μm | D<sub>90</sub>，μm | Sw，m<sup>2</sup>/Kg |
| 1400 | 1.527 | 18.152 | 1835.268 |
B、选择合适的复合低密度加重剂：由于Sw高于1500m2/Kg，选择按325-200目(43-74μm含量占70％)、1000-600目(13-23μm含量占70％)、1500目(低于8μm)为7:2.5:0.5的比例生产的复合低密度加重剂。
C、低密度加重剂加重技术实施
在钻进中采用混入重浆的方式实施加重，钻进过程中按照设计要求补足泥饼质量调节剂的含量。
表2低密度加重剂加重过程用量情况表
表3加重过程及钻井液参数情况
从钻井液流变参数看：使用低密度加重剂进行钻井液加重的调控方法后，对钻井液维护没有特殊要求，形成的钻井液泥饼薄而致密。
对比实施例
未实施本技术的低密度加重井案例
设计垂深：2692.4m；设计测深：2721m
现场实施：
A、明化镇组未实施复合抑制造浆技术，钻井液出现高膨润土含量、高粘切、细分散状态，自然造浆密度达到1.15g/L：
表4明化镇组钻井液性能
B、采用放浆稀释的方法，调整钻井液性能后，直接使用低密度加重剂加重(低密度加重剂为碳酸钙)，钻井液流变性恶化，泥饼虚厚，滤失量高于设计，膨润土含量、固相含量持续超标：
表5下部地层钻进过程钻井液性能
实施例应用了本发明涉及的钻井液加重方法，钻进过程中钻井液粘切和膨润土含量得到了有效控制，在未排放钻井液的情况下，为低密度加重剂加重创造了固相容纳空间，加重过程顺利，钻井液粘切无明显增大，泥饼薄，有利于井壁形成。对比实施例未使用本发明涉及的钻井液加重方法，钻进过程中钻井液粘切高，膨润土含量达到121g/L，排放泥浆加水调整后，由于钻井液抑制性不足，随着加重密度的增大，粘切和膨润土含量持续增大，钻井液性能恶化。钻井液高粘切会引发开泵压力高、压漏地层；膨润土含量高，影响机械钻速和井壁的形成，这些均影响安全成孔。
综上所述，本发明的内容并不局限在上述的实施例中，相同领域内的有识之士可以在本发明的技术指导思想之内可以轻易提出其他的实施例，但这种实施例都包括在本发明的范围之内。
Claims (6)
1.一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一，以单井地质设计为依据，设置加入加重剂的点位，按照钻井液定体积加重公式计算各点位需加入的加重剂用量；
步骤二，在开始第二次开钻时，采用含有聚胺抑制剂、包被抑制剂的水溶液开钻，配制的钻井液中，包被抑制剂含量控制在0.10％-0.30％，聚胺抑制剂含量控制在0.05％-0.10％；同时，配制浓度为0.05％-0.1％的包被抑制剂溶液，自钻进开始持续泵入钻井液中，直至完钻，并且自开钻起，每钻进200m进行一次聚胺抑制剂补充，保持钻井液中含量在0.05％-0.10％；所述百分比为质量体积比；
步骤三，在钻至加重点位前2h隔离20-30m3循环钻井液，通过加料漏斗将低密度加重剂和泥饼质量调节剂加入隔离的钻井液，加入量为对应井深设计用量，低密度加重剂在隔离钻井液中充分润湿2h后，按循环周，均匀混入循环钻井液，完成加重。
2.根据权利要求1所述使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，其特征在于，所述低密度加重剂根据钻井液粒度分布选择使用不同粒级匹配的低密度加重剂：
(1)对于粒度分布Sw低于1500m2/kg的钻井液，按325-200目、1000-600目、1500目为5:3:2的质量比调整各细度加重剂占比；
(2)对于粒度分布Sw等于和高于1500m2/kg的泥浆，按325-200目、1000-600目、1500目为7:2.5:0.5的质量比调整各细度加重剂占比。
3.根据权利要求1所述使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，其特征在于，所述泥饼质量调节剂的加入量为总钻井液体积的1％-3％。
4.根据权利要求1所述使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，其特征在于，所述低密度加重剂是一种密度范围在2.7-3.5g/cm3，以白云石为主体的复合加重剂。
5.根据权利要求1所述使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，其特征在于，所述聚胺抑制剂为抑制造浆率高于70.0％、表观粘度增加率大于20.0％的多羟基烷基铵盐。
6.根据权利要求1所述使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法，其特征在于，所述包被抑制剂为速溶型部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1000万-1200万、水解度27.0-35.0％、溶解时间为20min。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110840934.6A CN115680526B (zh) | 2021-07-23 | 2021-07-23 | 一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110840934.6A CN115680526B (zh) | 2021-07-23 | 2021-07-23 | 一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115680526A true CN115680526A (zh) | 2023-02-03 |
| CN115680526B CN115680526B (zh) | 2024-04-05 |
Family
ID=85044365
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110840934.6A Active CN115680526B (zh) | 2021-07-23 | 2021-07-23 | 一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115680526B (zh) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090192052A1 (en) * | 2008-01-17 | 2009-07-30 | Ying Zhang | High Performance Drilling Fluids with Submicron-Size Particles as the Weighting Agent |
| CN102344785A (zh) * | 2011-08-04 | 2012-02-08 | 北京博德世达石油技术有限公司 | 抗120℃低固相强封堵低损害钻井液 |
| CN103484085A (zh) * | 2013-09-18 | 2014-01-01 | 新疆贝肯能源工程股份有限公司 | 钻井液用速溶型强包被抑制剂及其制备方法 |
| CN106121568A (zh) * | 2016-06-20 | 2016-11-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 |
| CN109628075A (zh) * | 2018-12-07 | 2019-04-16 | 张卫华 | 一种用于泥质砂岩油层的低固相钻井液及其制备方法 |
| CN111648732A (zh) * | 2020-06-08 | 2020-09-11 | 重庆钜泾化工科技有限公司 | 钻井或固井用高密度球形颗粒复合加重剂及其制备方法 |
| US20200392392A1 (en) * | 2019-06-14 | 2020-12-17 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Perlite containing drilling fluids and uses thereof |
-
2021
- 2021-07-23 CN CN202110840934.6A patent/CN115680526B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090192052A1 (en) * | 2008-01-17 | 2009-07-30 | Ying Zhang | High Performance Drilling Fluids with Submicron-Size Particles as the Weighting Agent |
| CN102344785A (zh) * | 2011-08-04 | 2012-02-08 | 北京博德世达石油技术有限公司 | 抗120℃低固相强封堵低损害钻井液 |
| CN103484085A (zh) * | 2013-09-18 | 2014-01-01 | 新疆贝肯能源工程股份有限公司 | 钻井液用速溶型强包被抑制剂及其制备方法 |
| CN106121568A (zh) * | 2016-06-20 | 2016-11-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种环保型聚醚醇胺钻井液的现场处理工艺 |
| CN109628075A (zh) * | 2018-12-07 | 2019-04-16 | 张卫华 | 一种用于泥质砂岩油层的低固相钻井液及其制备方法 |
| US20200392392A1 (en) * | 2019-06-14 | 2020-12-17 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Perlite containing drilling fluids and uses thereof |
| CN111648732A (zh) * | 2020-06-08 | 2020-09-11 | 重庆钜泾化工科技有限公司 | 钻井或固井用高密度球形颗粒复合加重剂及其制备方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 刘德胜;徐学兵;李济生;张玉平;梁志强;陈志敏;: "严重造浆地层高密度钻井液技术研究与应用", 钻井液与完井液, no. 05, 30 September 2006 (2006-09-30) * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115680526B (zh) | 2024-04-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109837072B (zh) | 一种适用于页岩地层的强抑制强封堵性水基钻井液及其制备方法 | |
| CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| 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 | |
| CN105694834B (zh) | 一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法 | |
| CN112322266B (zh) | 一种多效复合氮气泡沫调驱体系以及一种调驱方法 | |
| CN110905460B (zh) | 一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法 | |
| CN111793483B (zh) | 一种环保防塌封堵钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN110945208A (zh) | 提高地层采油率的方法(实施方式) | |
| CN111808578A (zh) | 一种强封堵疏水型高性能水基钻井液 | |
| CN105733526A (zh) | 一种钻井液降滤失剂及其制备方法 | |
| CN106701045B (zh) | 一种高效封堵型钻井液防塌剂、生产方法及其使用方法 | |
| CN114656945A (zh) | 一种新型功能化氧化石墨烯封堵剂及油基钻井液 | |
| CN105018053B (zh) | 一种可循环微泡钻井液及其制备方法 | |
| CN110028940A (zh) | 一种强抑制双钾胺基离子聚合物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 | |
| CN109679597A (zh) | 一种封堵成膜强抑制钻井液及制备方法 | |
| CN115680526A (zh) | 一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 | |
| CN113136190A (zh) | 一种具有调驱性能的稠油降粘驱油剂及其制备方法 | |
| CN111154473B (zh) | 一种解堵驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN108774503A (zh) | 一种钻井液用微纳米防塌封堵剂及其制备方法 | |
| CN101948679A (zh) | 一种智能储层钻井完井液体系及其制备方法 | |
| CN113583638B (zh) | 钙基盐水聚合物强抑制环保型钻井液基液、钻井液及其制备与应用 | |
| CN105567185A (zh) | 一种用于衰竭性油气藏油田的原油为连续相的油基钻井液 | |
| CN115368882A (zh) | 一种油田用相渗调节剂及其制备方法 | |
| CN106639933B (zh) | 高含盐膏层区块用钻井液的处理方法 |
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 |