CN116265561A - 一种无固相钻井液体系及其制备方法和应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种无固相钻井液体系及其制备方法和应用。无固相钻井液体系，其包含以下组分或包含以下组分的反应产物：加重剂、抗高温抗钙增黏剂、抗高温抗钙流型调节剂、抗高温抗钙降滤失剂、热稳定剂、除氧剂、pH调节剂、润滑剂、纳米封堵剂和水。本发明的无固相钻井液体系具有良好的抗温和抗钙性能，抗温可达180℃，抗钙离子可达15000mg/L。从而有效改善现有无固相钻井液在高温和高钙离子环境下的流变性和滤失造壁性能，具有较好的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及石油工程钻井液领域，具体是一种无固相钻井液体系及其制备方法和应用。
背景技术
传统的水基钻井液是含有大量膨润土和重晶石的多相分散体系。为平衡地层压力和地层构造应力的需要，通常在钻井液中添加重晶石、碳酸钙、铁矿石等加重材料来提高钻井液密度，增加了钻井液中固相含量的占比。钻井液中部分不可酸溶固相会随着滤液渗入地层，造成油气层损害，尤其是采用重晶石等不可酸溶惰性材料加重的高密度钻井液体系对油气层损害更大。同时钻井液中固相含量的增加会导致钻速下降，降低钻头破岩效率。降低高密度钻井液体系中固相的含量，并阻止体系中的惰性固相进入地层，是储层保护中的关键环节。
无固相钻井液体系一般是指不含黏土和不溶固体加重材料的钻井液体系，其密度通过可溶性盐调整。根据使用的可溶性盐不同，可将无固相体系分为无机盐类无固相和有机盐类无固相钻井液两大类。无机盐主要有NaCl、CaCl2、KCl、NaBr、BaBr2、磷酸盐等，有机盐主要为甲酸盐，如：NaCOOH、KCOOH、CsCOOH等。其它配伍处理剂主要为增黏剂、提切剂、降滤失剂、润滑剂、除氧剂、缓冲剂等。由于无固相钻井液可以显著减少固相颗粒的损害，因此可从根本上解决不可酸溶固相对储层的损害。
目前，已有无固相钻井液应用于储层钻进的报道，但是现有的无固相钻井液体系存在成本高、抗温和抗钙不足的缺点。现有技术中，专利CN104327810A公开了一种无固相低摩阻钻井液体系，以羧甲基淀粉和聚阴离子纤维素作为增黏剂，黄原胶作为提切剂，发明人自研降滤失剂作为降滤失剂。该体系密度最高达1.50g/cm3，抗温达135℃，但是没有提及该体系的抗钙性能，且存在抗温性不足的缺点。专利CN104974722A公开了一种抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系，该体系是以聚阴离子纤维素Antisol FL-10作为降滤失剂，Dristemp作为增黏剂，密度最高达2.3g/cm3，抗温达200℃，该体系在高温下具有较强的稳定性、抑制性、润滑性及储层保护性能，但未提及抗盐、钙性能。为了解决现有无固相体系抗温和抗钙性能不足的缺点，亟需开展抗高温抗钙无固相钻井液体系研究。
发明内容
针对现有无固相钻井液存在成本高、抗温和抗钙不足的问题，本发明提供一种新的无固相钻井液体系及其制备方法，本发明的无固相钻井液体系具有良好的抗温和抗钙性能，抗温可达180℃，抗钙离子可达15000mg/L。从而有效改善现有无固相钻井液在高温和高钙离子环境下的流变性和滤失造壁性能，具有较好的应用前景。
本发明第一方面提供了一种无固相钻井液体系，其包含以下组分或包含以下组分的反应产物：加重剂、抗高温抗钙增黏剂、抗高温抗钙流型调节剂、抗高温抗钙降滤失剂、热稳定剂、除氧剂、pH调节剂、润滑剂、纳米封堵剂和水。
根据本发明的一些实施方式，所述抗高温抗钙增黏剂选自合成聚合物和/或纤维素。本发明的抗高温抗钙增黏剂具有提高无固相钻井液黏度的作用。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述合成聚合物选自丙烯酰胺-磺化甲基丙烷的共聚物、乙烯基聚合物HE300、丙烯酰胺共聚物和腈硅聚合物中的至少一种。本发明的抗高温抗钙增黏剂优选为乙烯基类聚合物HE300。在本发明中，共聚物和聚合物的分子量优选为100万～500万。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述纤维素选自黏度为高黏羧甲基纤维素CMC-HV和/或高黏聚阴离子纤维素PAC-HV。其中，所述高黏羧甲基纤维素可以为CMC-HV，所述高黏聚阴离子纤维素可以为PAC-HV。均可以通过商购获得。
根据本发明的一些实施方式，所述抗高温抗钙流型调节剂选自天然聚合物和/或人工合成聚合物。本发明所述抗高温抗钙流型调节剂具有提高体系切力的作用。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述人工合成聚合物选自改性脂肪酸及其衍生物和/或丙烯酰胺及其衍生物。
根据本发明的一些实施方式，所述天然聚合物选自生物聚合物及其衍生物，更优选地所述生物聚合物为SMRM。
根据本发明的一些实施方式，所述抗高温抗钙降滤失剂选自低黏纤维素、丙烯酸类聚合物和淀粉中的至少一种。优选为淀粉。本发明所述抗高温抗钙降滤失剂具有降低钻井液滤失量的作用。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述低黏纤维素为低黏羧甲基纤维素CMC-LV、低黏聚阴离子纤维素PAC-LV。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述丙烯酸类聚合物选自水解聚丙烯腈及盐类、PAC系列和合成聚合物DrisTemp中的至少一种。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述淀粉选自羧甲基淀粉CMS-HT、预糊化淀粉PGTS、交联淀粉DYNATROL、改性淀粉DFD-140和改性淀粉SMART中的至少一种。
根据本发明的一些实施方式，所述加重剂选自有机盐和/或无机盐。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述无机盐选自氯化钾和/或氯化钠。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述有机盐选自甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯中的至少一种。
根据本发明的一些具体实施方式，优选地，对于密度小于1.20g/cm3的无固相体系，所述加重剂选自甲酸钠、氯化钾和氯化钠的至少一种，优选为甲酸钠。
根据本发明的一些具体实施方式，优选地，对于密度为1.20～1.40g/cm3的无固相体系，所述加重剂选自甲酸钠、甲酸钾和氯化钾中的至少一种，优选为甲酸钠和甲酸钾。
根据本发明的一些具体实施方式，优选地，对于密度为1.40～1.55g/cm3的无固相体系，所述加重剂选自甲酸钠、甲酸钾、氯化钾和甲酸铯中的至少一种，优选选自甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯中的至少一种；更优选为甲酸钾和甲酸铯。
根据本发明的一些具体实施方式，优选地，对于密度超过1.55g/cm3的无固相体系，所述加重剂为甲酸钾和甲酸铯。
根据本发明的一些实施方式，所述热稳定剂为氧化镁。本发明所述热稳定剂具有清除高温条件下产生的氢氧自由基的作用。
根据本发明的一些实施方式，所述除氧剂为异抗坏血酸钠。本发明所述除氧剂可以除去钻井液中溶解氧气，从而起到减缓聚合物降解速度的作用。
根据本发明的一些实施方式，所述pH调节剂选自氢氧化钾、氢氧化钠、碳酸钠、碳酸钾、碳酸氢钠和碳酸氢钾中的至少一种。
根据本发明的一些实施方式，所述润滑剂选自固体润滑剂和/或液体润滑剂。本发明所述润滑剂具有提高泥饼表面光滑度，有效减小井下摩阻的作用。本体系所用润滑剂不仅要求具有良好的润滑性和耐温性，并且还不能对原有体系流变性和滤失量有不利的影响。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述固体润滑剂选自聚苯乙烯塑料小球、石墨、炭黑和玻璃微珠中的至少一种。
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述液体润滑剂选自矿物油、烃类润滑剂和酯类润滑剂中的至少一种；更优选地，所液体润滑剂选自白油和/或合成脂肪酸酯，更优选为SMLUB-2。
根据本发明的一些实施方式，本发明所述纳米封堵剂具有封堵微裂缝减小滤失的作用，同时还具有改善泥饼质量的作用。优选地，所述纳米封堵剂为SMNP-1。
根据本发明的一些实施方式，以100mL水为基准，抗高温抗钙增黏剂为0.3～3.0克、抗高温抗钙流型调节剂为0.3～1.5克、抗高温抗钙降滤失剂为1.0～2.5克、纳米封堵剂为0.5～3.0克、pH调节剂为0.4～2.0克、除氧剂为0.2～1.0克、热稳定剂为0.1～1.0克、润滑剂为0.1～3.0克。
根据本发明的一些实施方式，所述无固相钻井液体系的密度为1.10～1.55g/cm3。根据密度要求确定加重剂加入量。
本发明第二方面提供了上述的无固相钻井液体系的制备方法，包括：将加重剂、抗高温抗钙增黏剂、抗高温抗钙流型调节剂、抗高温抗钙降滤失剂、热稳定剂、除氧剂、pH调节剂、润滑剂、纳米封堵剂和水进行混合
根据本发明的一些实施方式，优选地，所述制备方法包括：将加重剂与水混合，然后依次与pH调节剂、除氧剂、热稳定剂、纳米封堵剂、抗高温抗钙增黏剂、抗高温抗钙流型调节剂、抗高温抗钙降滤失剂、润滑剂进行混合。
根据本发明的一些具体实施方式，无固相钻井液体系的制备方法包括但不限于：
(1)配制盐溶液：根据密度要求在水中加入适量加重剂，加入后以3000rpm持续搅拌5分钟使其充分溶解；
(2)取100mL盐溶液，设置搅拌速度为3000rpm，边搅拌边缓慢加入0.4～2.0克pH调节剂，加入后持续搅拌5分钟使其充分溶解；
(3)设置搅拌速度为3000rpm，边搅拌边缓慢加入0.1～1.0克除氧剂，加入后持续搅拌5分钟使其充分溶解；
(4)设置搅拌速度为3000rpm，边搅拌边缓慢加入0.1～1.0克热稳定剂，加入后持续搅拌5分钟使其充分溶解；
(5)设置搅拌速度为3000rpm，边搅拌边缓慢加入0.5～3.0克纳米封堵剂，加入后持续搅拌5分钟使其充分溶解；
(6)设置搅拌速度为8000rpm，边搅拌边缓慢加入0.3～2.5克的抗高温抗钙增黏剂，继续搅拌20分钟，使其充分溶解；
(7)设置搅拌速度为8000rpm，边搅拌边缓慢加入0.3～1.5克的抗高温抗钙流型调节剂，继续搅拌10分钟，使其充分溶解；
(8)设置搅拌速度为8000rpm，边搅拌边缓慢加入1.0～2.5克的抗高温抗钙降滤失剂，继续搅拌10分钟，使其充分溶解；
(9)设置搅拌速度为3000rpm，边搅拌边缓慢加入0.3～1.0克的润滑剂，继续搅拌10分钟，使其充分溶解；
(10)待钻井液中的以上各组分溶解或分散均匀后，即得到(抗高温抗钙)无固相钻井液体系。
本发明第三方面提供了上述的无固相钻井液体系或上述的制备方法得到的无固相钻井液体系在石油工程钻井液中的应用。
根据本发明的一些实施方式，优选地，在高温和高钙含量的石油工程钻井液中的应用。
本发明的有益效果：
(1)本发明的无固相钻井液体系在配制过程中不需要膨润土和重晶石，使得该体系中固相含量极低且不存在不可酸溶固相，可以有效减轻固相对储层的损害，有利于发现和保护油气层。
(2)本发明的无固相钻井液体系具有良好的流变性、抗温性、抗钙能力，能够满足油田现场施工的需求。
(3)本发明的无固相钻井液体系具有良好的滤失性能，形成的泥饼薄而致密，可有效保护储层，提高井壁稳定性。
具体实施方式
为使本发明更加容易理解，下面将结合实施例来详细说明本发明，这些实施例仅起说明性作用，并不局限于本发明的应用范围。
本发明的测试方法以及测试中所用设备如下：
(1)实施例1～5和对比例2～4的抗高温抗钙增黏剂购自雪佛龙菲利普斯化工有限公司，牌号为乙烯基聚合物HE300，简称HE300。
(2)实施例1～5和对比例1～4的抗高温抗钙流型调节剂购自中国石化石油工程技术研究院，牌号为SMRM，对应的专利号为CN201710760192.X。
(3)实施例1～5和对比例1、3、4的抗高温抗钙降滤失剂购自中国石化石油工程技术研究院，牌号为SMART，对应的专利号为CN201710875461.7。
(4)实施例1～5和对比例1、2、4的纳米封堵剂购自中国石化石油工程技术研究院，牌号为SMNP-1，对应的专利号为CN201610937073.2。
(5)实施例1～5和对比例1～4的抗高温抗钙流型调节剂购自中国石化石油工程技术研究院，牌号为SMLUB-2，对应的专利号为CN202010081895.1。
(6)PAC-LV购自新疆疆润油田钻采助剂有限责任公司。
(7)CMC-HV购自新疆疆润油田钻采助剂有限责任公司。
【实施例1】
制备无固相钻井液体系1：
(1)取334mL水与126g的甲酸钠溶液(溶液密度为1.15g/cm3)加入到高搅杯中，开启搅拌器进行搅拌；
(2)边搅拌边缓慢加入1.5克pH调节剂，继续搅拌5分钟；
(3)边搅拌边缓慢加入1克的异抗坏血酸钠，继续搅拌5分钟；
异抗坏血酸钠
(4)边搅拌边缓慢加入0.5克氧化镁，继续搅拌5分钟；
(5)边搅拌边缓慢加入4.0克纳米封堵剂SMNP-1，加入后持续搅拌5分钟；
(6)边搅拌边缓慢加入2.0克的抗高温抗钙增黏剂HE300，加入后持续搅拌20分钟；
(7)边搅拌边缓慢加入1.6克的抗高温抗钙流型调节剂SMRM，加入后持续搅拌10分钟；
(8)边搅拌边缓慢加入8.0克的抗高温抗钙降滤失剂SMART，加入后持续搅拌10分钟；
(9)边搅拌边缓慢加入2.0克的润滑剂SMLUB-1，加入后持续搅拌5分钟；
(10)待钻井液中的以上各组分溶解或分散均匀后，即得到无固相钻井液体系样品1。
【实施例2】
制备无固相钻井液体系2：
按照实施例1的方法制备无固相钻井液，不同的是，将抗高温抗钙增黏剂添加量调整为3.2克，得到无固相钻井液体系样品2。
【实施例3】
制备无固相钻井液体系3：
按照实施例1的方法制备无固相钻井液，不同的是，将抗高温抗钙降滤失剂添加量调整为4.0克，得到无固相钻井液体系样品3。
【实施例4】
制备无固相钻井液体系4：
按照实施例1的方法制备无固相钻井液，不同的是，将纳米封堵剂添加量调整为8.0克，得到无固相钻井液体系样品4。
【实施例5】
制备无固相钻井液体系5：
按照实施例1的方法制备无固相钻井液，不同的是，将无固相钻井液样品的密度从1.15g/cm3调整至密度为1.35g/cm3，无固相钻井液样品5。
【对比例1】
制备无固相钻井液体系D1：
按照实施例1的方法制备无固相钻井液，不同的是，将实施例1的抗高温抗钙增黏剂HE300用相同加量的高黏羧甲基纤维素CMC-HV替代。得到无固相钻井液样品D1。
【对比例2】
制备无固相钻井液体系D2：
按照实施例1的方法制备无固相钻井液，不同的是，将实施例1的抗高温抗钙降滤失剂SMART用相同加量的PAC-LV替代，得到无固相钻井液样品D2。
【对比例3】
制备无固相钻井液体系D3：
按照实施例1的方法制备无固相钻井液，不同的是，将实施例1的纳微米封堵剂(SMNP-1)用2.0克超细碳酸钙Ⅰ型和2.0克超细碳酸钙Ⅱ型替代，替代，得到无固相钻井液样品D3。
【对比例4】
制备无固相钻井液体系D4：
按照实施例1的方法制备无固相钻井液，不同的是，将实施例1的4.0克的纳微米封堵剂(SMNP-1)替换为1.0克的SMNP-1、1.5克超细碳酸钙Ⅰ型和1.5克超细碳酸钙Ⅱ型，得到无固相钻井液样品D4。
【测试例1】
分别将实施例1-5，对比例D1-D4配制得到的无固相钻井液样品，装入老化罐中，在180℃高温滚子炉中老化16小时。取出样品搅拌5min，设置转速为3000rpm，然后分别测定各样品的表观黏度、塑性黏度、动切力、API滤失量、HTHP(180℃)滤失量和极压润滑系数。测试结果如表1所示。
表1无固相钻井液体系样品常规性能测试
表1给出了抗高温抗钙无固相体系的性能，本发明的实施例配制得到的无固相钻井液样品表观黏度范围为31～51mPa.s，塑性黏度范围为15～28mPa.s，动切力范围为17～23Pa，API滤失量范围为3.6～4.8mL，HTHP滤失量范围为10.2～11.4mL，极压润滑系数范围为0.069～0.092，可以看出该体系具有良好的流变性、抗温性和润滑性。对比例1样品的塑性黏度为13mPa.s，动切力为11Pa，相比于实施例1的样品的性能参数有明显的降低，说明本发明的体系具有明显的提升黏度和切力的作用。对比例2样品的API滤失量为7.2mL，HTHP滤失量为17.8mL，远远大于实施例1样品的滤失量，说明本发明的体系具有显著的降滤失效果。对比例3样品和对比例4样品给出了利用超细碳酸钙代替纳米封堵剂的效果，可以看出添加超细碳酸钙之后API滤失量稍有增大，而HTHP滤失量稍有减小，但是同时加入纳米封堵剂和超细碳酸钙可以起到更为明显的降滤失效果。
【测试例2】
分别向实施例1-5，对比例D1-D4配制得到的无固相钻井液样品，中加入16.65g无水氯化钙，搅拌均匀后装入老化罐中，在180℃高温滚子炉中老化16小时。取出样品搅拌5min，设置转速为3000rpm，然后分别测定各样品的表观黏度、塑性黏度、动切力、API滤失量、HTHP(180℃)滤失量和极压润滑系数。测试结果如表2所示。
表2无固相钻井液样品抗钙性测试
表2给出了无固相体系的抗钙性测试结果，测试中钙离子浓度为15000mg/L。添加无水氯化钙后配制得到的无固相钻井液样品表观黏度范围为32～48mPa.s，塑性黏度范围为15～26mPa.s，动切力范围为14～22Pa，API滤失量范围为4.4～4.7mL，HTHP滤失量范围为10.8～11.2mL，极压润滑系数范围为0.074～0.083，可以看出本发明体系具有优异的抗钙污染能力。对比例1样品的塑性黏度为12mPa.s，动切力为3Pa，相比于实施例1样品的性能参数有明显的降低，说明CMC-HV的抗钙污染能力很弱，这也就更进一步说明了本发明体系具有很强的抗钙污染能力。对比例2样品的API滤失量为8.2mL，HTHP滤失量为20.2mL，远远大于实施例1样品的滤失量，说明PAC-LV的抗钙污染能力很弱，这也就进一步说明了本发明体系则具有很强的抗钙污染能力。
【测试例3】
为了模拟该无固相体系对油田常用管材的腐蚀情况，本发明采用P110钢挂片开展腐蚀实验。将实施例1-5得到的无固相钻井液体系样品，搅拌均匀后倒入老化罐中，并在每个老化罐中分别放入P110钢挂片，放入前测试每个挂片的质量，然后在180℃高温滚子炉中老化7天。取出，然后测试每个挂片腐蚀前质量和腐蚀后质量，计算得到腐蚀速率。测试结果如表3所示。
表3无固相钻井液样品腐蚀速率测试
表3给出了抗高温抗钙无固相体系的腐蚀性速率测试结果，可以看出实施例1-5的样品的腐蚀速率范围为0.0030-0.0050mm/a，说明该体系可有效降低腐蚀速率和避免点蚀情况的出现。
以上所述的仅是本发明的优选实例。应当指出对于本领域的普通技术人员来说，在本发明所提供的技术启示下，作为本领域的公知常识，还可以做出其它等同变型和改进，也应视为本发明的保护范围。
Claims (14)
1.一种无固相钻井液体系，其包含以下组分或包含以下组分的反应产物：加重剂、抗高温抗钙增黏剂、抗高温抗钙流型调节剂、抗高温抗钙降滤失剂、热稳定剂、除氧剂、pH调节剂、润滑剂、纳米封堵剂和水。
2.根据权利要求1所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述抗高温抗钙增黏剂选自合成聚合物和/或纤维素；
优选地，所述合成聚合物选自丙烯酰胺-磺化甲基丙烷的共聚物、乙烯基聚合物HE300、丙烯酰胺共聚物和腈硅聚合物中的至少一种；
优选地，所述纤维素选自黏度为高黏羧甲基纤维素和/或高黏聚阴离子纤维素，更优选地，所述高黏羧甲基纤维素为CMC-HV，所述高黏聚阴离子纤维素为PAC-HV。
3.根据权利要求1所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述抗高温抗钙流型调节剂选自天然聚合物和/或人工合成聚合物；
优选地，所述人工合成聚合物选自改性脂肪酸及其衍生物和/或丙烯酰胺及其衍生物；
优选地，所述天然聚合物选自生物聚合物及其衍生物，更优选地所述生物聚合物为SMRM。
4.根据权利要求1所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述抗高温抗钙降滤失剂选自低黏纤维素类、丙烯酸类聚合物和淀粉中的至少一种；
优选地，所述低黏纤维素为低黏羧甲基纤维素CMC-LV和/或低黏聚阴离子纤维素PAC-LV；
优选地，所述丙烯酸类聚合物选自水解聚丙烯腈及盐类、PAC系列和合成聚合物DrisTemp中的至少一种；
优选地，所述淀粉选自羧甲基淀粉CMS-HT、预糊化淀粉PGTS、交联淀粉DYNATROL、改性淀粉DFD-140和改性淀粉SMART中的至少一种。
5.根据权利要求1所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述加重剂选自有机盐和/或无机盐；
优选地，所述无机盐选自氯化钾和/或氯化钠；
优选地，所述有机盐选自甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯中的至少一种。
6.根据权利要求1所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述热稳定剂为氧化镁。
7.根据权利要求1所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述除氧剂为异抗坏血酸钠。
8.根据权利要求1所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述pH调节剂选自氢氧化钾、氢氧化钠、碳酸钠、碳酸钾、碳酸氢钠和碳酸氢钾中的至少一种。
9.根据权利要求1所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述润滑剂选自固体润滑剂和/或液体润滑剂；
优选地，所述固体润滑剂选自聚苯乙烯塑料小球、石墨、炭黑和玻璃微珠中的至少一种；
优选地，所述液体润滑剂选自矿物油、烃类润滑剂和酯类润滑剂中的至少一种；更优选地，所液体润滑剂选自白油和/或合成脂肪酸酯，更优选为SMLUB-2。
10.根据权利要求1所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述纳米封堵剂为SMNP-1。
11.根据权利要求1-10中任意一项所述的无固相钻井液体系，其特征在于，以100mL水为基准，抗高温抗钙增黏剂为0.3～2.5克、抗高温抗钙流型调节剂为0.3～3.0克、抗高温抗钙降滤失剂为1.0～2.5克、纳米封堵剂为0.5～3.0克、pH调节剂为0.4～2.0克、除氧剂为0.2～1.0克、热稳定剂为0.1～1.0g、润滑剂为0.1～3.0g。
12.根据权利要求1-10中任意一项所述的无固相钻井液体系，其特征在于，所述无固相钻井液体系的密度为1.10～1.55g/cm3。
13.权利要求1-12中任意一项所述的无固相钻井液体系的制备方法，包括：将加重剂、抗高温抗钙增黏剂、抗高温抗钙流型调节剂、抗高温抗钙降滤失剂、热稳定剂、除氧剂、pH调节剂、润滑剂、纳米封堵剂和水进行混合；
优选地，所述制备方法包括：将加重剂与水混合，然后依次与pH调节剂、除氧剂、热稳定剂、纳米封堵剂、抗高温抗钙增黏剂、抗高温抗钙流型调节剂、抗高温抗钙降滤失剂、润滑剂进行混合。
14.权利要求1-12中任意一项所述的无固相钻井液体系或权利要求13所述的制备方法得到的无固相钻井液体系在石油工程钻井液中的应用，优选地，在高温和高钙含量的石油工程钻井液中的应用。
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| CN202111546404.7A CN116265561A (zh) | 2021-12-16 | 2021-12-16 | 一种无固相钻井液体系及其制备方法和应用 |
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2021
- 2021-12-16 CN CN202111546404.7A patent/CN116265561A/zh active Pending
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