CN1548498A - 无粘土油层保护钻井液 - Google Patents
无粘土油层保护钻井液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1548498A CN1548498A CNA031297676A CN03129767A CN1548498A CN 1548498 A CN1548498 A CN 1548498A CN A031297676 A CNA031297676 A CN A031297676A CN 03129767 A CN03129767 A CN 03129767A CN 1548498 A CN1548498 A CN 1548498A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling fluid
- clay
- agent
- oil layer
- ion
- 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 72
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 67
- 239000004927 clay Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 230000002633 protecting effect Effects 0.000 title abstract description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 25
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 17
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 7
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 235000012204 lemonade/lime carbonate Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 3
- 229920000333 poly(propyleneimine) Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000012256 powdered iron Substances 0.000 claims description 3
- SZYJELPVAFJOGJ-UHFFFAOYSA-N trimethylamine hydrochloride Chemical class Cl.CN(C)C SZYJELPVAFJOGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920005601 base polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 2
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 abstract 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 abstract 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 11
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 5
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 5
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 208000006558 Dental Calculus Diseases 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical group O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- CXKWCBBOMKCUKX-UHFFFAOYSA-M methylene blue Chemical compound [Cl-].C1=CC(N(C)C)=CC2=[S+]C3=CC(N(C)C)=CC=C3N=C21 CXKWCBBOMKCUKX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960000907 methylthioninium chloride Drugs 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
一种无粘土油层保护钻井液用抑制剂、包被絮凝剂、流型调节剂、降滤失剂、屏蔽暂堵剂、加重剂、可溶盐配成水溶液，除能满足钻井液各项性能的需要，还具有优异的保护油气层的特点：1.具有优异的絮凝去除般土的能力，可以保持钻井液体系的低土特性。2.钻井液对粘土的抑制能力强，使油气层的渗透率得到保护。3.屏蔽暂堵剂酸溶性好，可在后期酸化解除使油气层的渗透率得到恢复。
Description
技术领域
本发明属于钻井液，特别涉及一种无粘土油层保护钻井液。
背景技术
钻井液必须具有保护油气层的功能，并且保证井下安全和钻井工作顺利进行，因此，它实际是钻井液技术与油气层保护技术的综合应用技术，即保护油气层的钻井完井液技术。
不同类型的油气层遇到不同类型的钻井液都有不同的伤害，钻井液对油气层的伤害规律一般有如下几点：
(1)钻井液中固相粒子进入油气层造成伤害；(2)钻井液引起粘土水化膨胀造成伤害；(3)钻井液处理剂对油层的伤害；
钻井液除具有保护油气层的作用，还应满足钻井工作的需要。
(1)控制地层流体压力，保证正常钻井，因此钻井液的密度应能根据井下实际情况和钻井工艺要求，方便及时的予以调整；(2)具有满足钻井工程必须的流变性；(3)稳定井壁；(4)改善造壁性能。
为有效保护油气层，国内外应用最广泛的是水基钻井完井液体系，主要有两大类：无固相清洁盐水和有固相无粘土相钻井完井液。
为最大限度地保护油气层，选用盐水钻井液加细目碳酸钙或铁矿粉和高聚物暂堵最为合理。
发明内容
本发明的目的是提供一种无粘土油层保护钻井液，既保护好油气层，又满足了钻井工作的需要。
本发明的技术方案是：一种无粘土油层保护钻井液，其基本配方是(重量比)：占钻井液总重量的0-10％的至少一种阳离子或两性离子抑制剂(粘土稳定剂)包括；占钻井液总重量的0.01-30％至少一种阳离子或两性离子高聚物包被絮凝剂；0.01-3％至少一种生物聚合物或纤维素衍生物类流型调节剂；0.1-5％至少一种纤维素衍生物类聚合物或阳离子或两性离子聚合物降滤失剂；0-80％至少一种可溶盐加重剂；0-50％至少一种屏蔽暂堵剂兼加重剂；余量是水和其它添加剂；
所说的阳离子或两性离子抑制剂包括三甲基氯化铵类化合物和聚丙烯胺类化合物；
所说的可溶盐加重剂包括甲酸盐或钾盐或钠盐；
所说的屏蔽暂堵剂兼加重剂包括细目碳酸钙或铁矿粉或暂堵剂或单封。
所说的其它添加剂为需调节钻井液性能而添加的润滑剂或堵漏剂或降粘剂或缓蚀剂。
本发明具有以下优点：①最大限度的消除无用固相；②钻井液具有强抑制性，抑制油层粘土水敏伤害；③选择、研制合适的处理剂，满足现场钻井液流变性的要求；④保护井壁、防止坍塌；⑤可溶盐的选择，使现场钻井液密度容易调整。
具体实施方式
实施例：一种无粘土油层保护钻井液，由以下组份配制：2％三甲基氯化铵类化合物抑制剂+5％聚丙烯胺类化合物包被絮凝剂+0.15％黄原胶流型调节剂+0.1％中粘CMC+5％硫酸钾+2％极压润滑剂+3％碳酸钙+适量甲酸钠+水
密度可通过甲酸钠的加量予以调整。三种密度的钻井液见表2
表2钻井液性能
| 项目 | 密度 | AV | PV | YP | YP/PV | n | 10s/10min | API失水 | HTHP(128℃) | PH |
| 结果 | 1.06 | 17 | 13 | 4 | 0.3 | 0.69 | 1/2. | 6 | 8 | |
| 结果 | 1.10 | 15 | 11 | 4 | 0.36 | 0.68 | 1.5/2.5 | 5 | 8 | |
| 结果 | 1.17 | 19 | 14 | 5 | 0.375 | 0.663 | 1.5/2.5 | 4 | 17 | 8 |
对该体系密度1.17g/ml的钻井液的其它重要性能进行了评价
1)抑制能力：我们分别用页岩膨胀仪和岩屑滚动回收率进行了检验。
a用NP-01型页岩膨胀仪测定了钻井液与蒸馏水8小时的膨胀高度，分别为0.21和4.43毫米，页岩膨胀降低率为95.3％，所用土为二级膨润土。
b分别选用明化镇岩屑和新港508-8井油层岩屑，6-10目岩屑在钻井液中120℃流动16h，用40目筛回收，岩屑一次回收率为95％和98％。
2)粘土絮凝去除能力及容忍能力：
将明化镇岩芯粉碎过100目筛，在400ml钻井液中加入40g过100目筛的明化镇岩心粉，搅拌2h，测定加岩芯粉前后钻井液的流变性能(见表3)，试验结果表明，体系具有较强的粘土容忍能力，将该钻井液过100目筛，取滤液用亚甲基兰法测般土含量，MBT值为2g/L，说明该钻井液絮凝去除粘土的能力非常强。现场用好振动筛，除泥器，离心机，相信MBT值会大幅降低。
表3容忍能力
| 项目 | AV | PV | YP | YP/PV | N |
| 无土钻井液 | 19 | 14 | 5 | 0.357 | 0.663 |
| 上液加10％岩心粉 | 25.5 | 19 | 6.5 | 0.406 | 0.634 |
3抗盐能力：
为了考察钻遇盐膏层钻井液体系的抗污染能力，做了如下试验，因为体系中本身含有硫酸钾，只向体系中加入8％的氯化钙和2％的氯化镁，搅拌1小时，测定加盐前后流变性能见表4
表4
| 项目 | AV | PV | YP | n | p |
| 加盐前 | 19 | 14 | 5 | 0.663 | 1.17 |
| 加盐后 | 25.5 | 19 | 6.5 | 0.67 | 1.215 |
从数据看出，n值变化很小，粘度、密度略有增加，只要加水调整密度既可，说明该体系抗盐能力强。
4)抗水泥污染能力，在钻井液中加入2％的G级固井水泥，前后流变性能见表5
| AV | PV | YP | n值 | |
| 加水泥前 | 17.5 | 13 | 4.5 | 0.67 |
| 加水泥后 | 17.5 | 12.5 | 5 | 0.64 |
性能基本没有变化，说明抗水泥污染能力强。
5)抗温能力，将钻井液在滚子炉中120℃滚动16h，性能变化见表6
| AV | PV | YP | n | API失水 | |
| 滚动前 | 16 | 12 | 4 | 0.678 | 4 |
| 滚动后 | 14 | 10 | 4 | 0.637 | 5.2 |
塑性粘度保留率为83.3％，试验说明该体系抗温能力强。
6)润滑性能：用极压润滑仪测定该钻井液的摩阻系数为0.077，试验说明该体系润滑性能好。
7)与堵漏剂的配伍性实验
该钻井液价格较高，为此须研究体系的防漏措施，如遇大裂缝型漏失，应选用复合堵漏剂进行堵漏。实验考察了钻井液加入5％DL-1型堵漏剂对流变性能的影响。
表7
| 项目 | APV | PV | YP | N |
| 前 | 15 | 11 | 4 | 0.659 |
| 后 | 17.5 | 13 | 4.5 | 0.67 |
可见与堵漏剂的配伍性较好。
8)岩心渗透率恢复值：为研究该钻井液对油层的保护作用，用官94井孔二段28#岩芯在岩芯流动试验流程进行了实验，实验步骤如下：
a、岩心洗油、干燥、抽空饱和2％Kcl水溶液；
b、正向测定岩心的煤油渗透率K0＝252.85×10-3μm2；
c、该钻井液反向污染岩心，模拟条件，围压4mpa，压差3.5mpa，温度80℃，污染时间2h；
d、正向测定岩心损害后的煤油渗透K1＝224×10-3μm2；
e将岩心锯掉1.5cm，正向测定岩心损害后的煤油渗透率K2＝238×10-3μm2
实验证明：渗透率恢复率为88.6％，去1.5cm后渗透率恢复提高到94.1％，说明该钻井液有很好的保护油层作用。
9)稳定性：钻井液在室内放置20天，不分层，性能基本稳定。
| 项目 | AV | PV | YP | n值 |
| 钻井液 | 20.5 | 15 | 5.5 | 0.66 |
| 放置20天后 | 26 | 18.5 | 7.5 | 0.63 |
10)与原油的相容性：
现场钻井队提到，原油遇到甲酸盐体系即结成大团，他们提出万一卡钻怎么办，为此我们在该钻井液中加入10％的原油和2％的快速渗透剂，实验证明原油在钻井液中乳化分散均匀，解除了现场的忧虑。
根据以上实验结果，可以看出该钻井液在满足钻井液流动性的前提下，突出了钻井液的抑制性和无用固相的清除能力，能起到保护油气层和实现钻井液重复利用的目的。
综上所述，经室内研究和评价，无粘土油层保护钻井液具有如下优点：
a)具有优异的絮凝去除般土的能力，室内研究结果达到2g/l，可以保持钻井液体系的低固相特性。
b)该钻井液体系具有很强的抑制能力，用膨胀仪检验膨胀降低率和页岩滚动回收率均达到95％以上，可以有效的防止地层粘土水化膨胀，保持井壁稳定。
c)保护油气层效果好，用岩芯流动实验流程实验，天然岩芯渗透率恢复率达94％以上，较好的解决了粘土对储层的损害。
d)该体系润滑性能好，对环境无污染，性能维护简单。
e)其成本低于同类产品。
Claims (5)
1、一种无粘土油层保护钻井液，其特征在于：其基本配方是(重量比)：占钻井液总重量的0-10％的至少一种阳离子或两性离子抑制剂(粘土稳定剂)包括；占钻井液总重量的0.01-30％至少一种阳离子或两性离子高聚物包被絮凝剂；0.01-3％至少一种生物聚合物或纤维素衍生物类流型调节剂；0.1-5％至少一种纤维素衍生物类聚合物或阳离子或两性离子聚合物降滤失剂；0-80％至少一种可溶盐加重剂；0-50％至少一种屏蔽暂堵剂兼加重剂；余量是水和其它添加剂；
2、如权利要求1所述的一种无粘土油层保护钻井液，其特征在于：所说的阳离子或两性离子抑制剂包括三甲基氯化铵类化合物和聚丙烯胺类化合物；
3、如权利要求1所述的一种无粘土油层保护钻井液，其特征在于：所说的可溶盐加重剂包括甲酸盐或钾盐或钠盐；
4、如权利要求1所述的一种无粘土油层保护钻井液，其特征在于：所说的屏蔽暂堵剂兼加重剂包括细目碳酸钙或铁矿粉或暂堵剂或单封。
5、如权利要求1所述的一种无粘土油层保护钻井液，其特征在于：所说的其它添加剂为需调节钻井液性能而添加的润滑剂或堵漏剂或降粘剂或缓蚀剂。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CNB031297676A CN1315977C (zh) | 2003-05-16 | 2003-05-16 | 无粘土油层保护钻井液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CNB031297676A CN1315977C (zh) | 2003-05-16 | 2003-05-16 | 无粘土油层保护钻井液 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1548498A true CN1548498A (zh) | 2004-11-24 |
| CN1315977C CN1315977C (zh) | 2007-05-16 |
Family
ID=34322428
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CNB031297676A Expired - Fee Related CN1315977C (zh) | 2003-05-16 | 2003-05-16 | 无粘土油层保护钻井液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN1315977C (zh) |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101914371A (zh) * | 2010-08-25 | 2010-12-15 | 中国地质大学（武汉） | 用于岩盐深地层下钻探用累托石饱和盐水钻井液 |
| CN102134477A (zh) * | 2010-01-25 | 2011-07-27 | 中国石油化工集团 | 一种无粘土低密度全油基钻井液 |
| CN101676360B (zh) * | 2008-09-18 | 2012-03-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于水平井的特低渗透油层保护钻井液 |
| CN102373034A (zh) * | 2010-08-10 | 2012-03-14 | 中国石油化工集团公司 | 一种新型的低渗气层钻井液及生产方法 |
| CN102433109A (zh) * | 2011-10-21 | 2012-05-02 | 中国石油大学(华东) | 一种强抑制、高润滑水基钻井液及其制备方法 |
| CN101693825B (zh) * | 2009-11-05 | 2012-05-30 | 中国石油大学(北京) | 钻井液或完井液用凝胶型提切剂及其制备方法 |
| CN102888213A (zh) * | 2011-07-21 | 2013-01-23 | 北京博德世达石油技术有限公司 | 一种无粘土相钻井液 |
| 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 |
| CN103045189A (zh) * | 2012-12-27 | 2013-04-17 | 孙安顺 | 一种低渗透无固相完井液 |
| CN103627377A (zh) * | 2012-08-23 | 2014-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油层保护液 |
| CN103820085A (zh) * | 2012-11-19 | 2014-05-28 | 北京宝沃石油技术有限责任公司 | 一种钻井液用油层保护剂及其生产方法 |
| CN103834369A (zh) * | 2014-02-24 | 2014-06-04 | 中国海洋石油总公司 | 一种自解堵碳酸盐岩储层钻开液 |
| CN104371061A (zh) * | 2013-08-14 | 2015-02-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种阳离子聚合物及其在堵漏剂中的应用 |
| CN110373170A (zh) * | 2019-07-25 | 2019-10-25 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院 | 一种Pickering乳状液及其制备方法以及在稠油乳化降粘中的应用 |
| CN110484220A (zh) * | 2019-08-02 | 2019-11-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司 | 一种提高大丛井大斜度井滑动效率的钻井液及施工方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU969708A1 (ru) * | 1980-06-04 | 1982-10-30 | за вители t ,Г : /J3 ЛТЕНТН у ,, I j ИБС/М) / и. Македонов, К. В. ИогансеН, .Gfi;jV-r и С. А. Шел гова--.- , | Буровой раствор |
| SU1073273A1 (ru) * | 1982-06-23 | 1984-02-15 | Иркутское Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Института Методики И Техники Разведки | Полимерный состав дл промывки скважин |
| IT1190037B (it) * | 1986-06-05 | 1988-02-10 | Agip Spa | Fluido di perforazione potassico |
| CN1066448A (zh) * | 1991-05-08 | 1992-11-25 | 中原石油勘探局钻井工程服务公司 | 磺化丙酮-甲醛缩聚物的制造方法 |
| CN1073741A (zh) * | 1991-12-25 | 1993-06-30 | 新疆乌鲁木齐市钙素材料厂 | 钻井完井液储层屏蔽加重剂方法 |
| JPH06207167A (ja) * | 1993-01-08 | 1994-07-26 | Mitsui Cyanamid Co | 作泥剤水溶液の製法 |
| US5955401A (en) * | 1996-05-17 | 1999-09-21 | Baroid Technology, Inc. | Clay-free biodegradable wellbore fluid and method for using same fluid |
| CN1118532C (zh) * | 2000-03-02 | 2003-08-20 | 王斌 | 高温高压高矿化度钻井液流变性稳定剂 |
| CN1155677C (zh) * | 2000-09-06 | 2004-06-30 | 卢甲举 | 氯化钙钻井液 |
-
2003
- 2003-05-16 CN CNB031297676A patent/CN1315977C/zh not_active Expired - Fee Related
Cited By (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101676360B (zh) * | 2008-09-18 | 2012-03-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于水平井的特低渗透油层保护钻井液 |
| CN101693825B (zh) * | 2009-11-05 | 2012-05-30 | 中国石油大学(北京) | 钻井液或完井液用凝胶型提切剂及其制备方法 |
| CN102134477A (zh) * | 2010-01-25 | 2011-07-27 | 中国石油化工集团 | 一种无粘土低密度全油基钻井液 |
| CN102134477B (zh) * | 2010-01-25 | 2014-09-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种无粘土低密度全油基钻井液 |
| CN102373034B (zh) * | 2010-08-10 | 2013-09-04 | 中国石油化工集团公司 | 一种新型的低渗气层钻井液及生产方法 |
| CN102373034A (zh) * | 2010-08-10 | 2012-03-14 | 中国石油化工集团公司 | 一种新型的低渗气层钻井液及生产方法 |
| CN101914371A (zh) * | 2010-08-25 | 2010-12-15 | 中国地质大学（武汉） | 用于岩盐深地层下钻探用累托石饱和盐水钻井液 |
| CN102888213A (zh) * | 2011-07-21 | 2013-01-23 | 北京博德世达石油技术有限公司 | 一种无粘土相钻井液 |
| CN102433109A (zh) * | 2011-10-21 | 2012-05-02 | 中国石油大学(华东) | 一种强抑制、高润滑水基钻井液及其制备方法 |
| CN103627377A (zh) * | 2012-08-23 | 2014-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油层保护液 |
| CN103627377B (zh) * | 2012-08-23 | 2016-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油层保护液 |
| CN103820085A (zh) * | 2012-11-19 | 2014-05-28 | 北京宝沃石油技术有限责任公司 | 一种钻井液用油层保护剂及其生产方法 |
| CN103820085B (zh) * | 2012-11-19 | 2016-07-06 | 北京宝沃石油技术有限责任公司 | 一种钻井液用油层保护剂及其生产方法 |
| 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 |
| CN103045190B (zh) * | 2012-12-11 | 2015-07-08 | 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 |
| CN103045189A (zh) * | 2012-12-27 | 2013-04-17 | 孙安顺 | 一种低渗透无固相完井液 |
| CN104371061A (zh) * | 2013-08-14 | 2015-02-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种阳离子聚合物及其在堵漏剂中的应用 |
| US10266617B2 (en) | 2013-08-14 | 2019-04-23 | China Petroleum & Chemical Corporation | Cationic copolymer and use thereof in lost circulation additive |
| CN103834369A (zh) * | 2014-02-24 | 2014-06-04 | 中国海洋石油总公司 | 一种自解堵碳酸盐岩储层钻开液 |
| CN110373170A (zh) * | 2019-07-25 | 2019-10-25 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院 | 一种Pickering乳状液及其制备方法以及在稠油乳化降粘中的应用 |
| CN110373170B (zh) * | 2019-07-25 | 2021-10-01 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院 | 一种Pickering乳状液及其制备方法以及在稠油乳化降粘中的应用 |
| CN110484220A (zh) * | 2019-08-02 | 2019-11-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司 | 一种提高大丛井大斜度井滑动效率的钻井液及施工方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1315977C (zh) | 2007-05-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Fink | Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids | |
| US7629297B2 (en) | Lost circulation composition | |
| CN102250595B (zh) | 用于活性泥页岩钻井的钻井液 | |
| CN1548498A (zh) | 无粘土油层保护钻井液 | |
| CN101717624B (zh) | 快吸附、强抑制、低伤害的高效水基钻井液 | |
| CA2058856C (en) | Drilling fluid | |
| CN103045210A (zh) | 一种高效封堵油基钻井液及其制备方法 | |
| EA028131B1 (ru) | Целлюлозные нановискеры для обслуживания скважин | |
| CN109233762B (zh) | 一种钻井液、制备方法及应用 | |
| WO2007132212A2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
| CN103589407A (zh) | 低表面张力无固相储层保护钻井液 | |
| Shuixiang et al. | An environment friendly drilling fluid system | |
| EA010505B1 (ru) | Высокопроизводительный водный буровой раствор и его применение | |
| EP2643421A1 (en) | Consolidation | |
| EA015201B1 (ru) | Буровой раствор на водной основе | |
| WO2016088141A2 (en) | Composition of drilling fluid and method useful in drilling boreholes in water sensitive formations | |
| CN103555301A (zh) | 一种高密度甲酸钾钻井液 | |
| CN107382128A (zh) | 一种防塌型聚合物泥浆粉及其制备方法与用途 | |
| 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 | |
| CN101068904A (zh) | 钻井液添加剂和方法 | |
| CN113583639B (zh) | 用于深井钻井的钻井液体系及其制备方法 | |
| CN103555303A (zh) | 一种环保仿油基钻井液及其制备方法 | |
| CN1566255A (zh) | 水基无粘土强抑制钻井液 | |
| CN101955760B (zh) | 一种无固相钻井液 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| ASS | Succession or assignment of patent right |
Owner name: BINZHOU HAILIDA CHEMICAL CO., LTD. Free format text: FORMER OWNER: HAN WENFENG Effective date: 20110831 |
|
| C41 | Transfer of patent application or patent right or utility model | ||
| COR | Change of bibliographic data |
Free format text: CORRECT: ADDRESS; FROM: 300270 DAGANG, TIANJIN TO: 256600 BINZHOU, SHANDONG PROVINCE |
|
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20110831 Address after: 256600 No. four, No. 710, Bohai Road, Shandong, Binzhou Patentee after: Binzhou jiabaoxing Chemical Co. Ltd. Address before: 300270 No. 26, building 3, unit three, North District, Dagang Oilfield, Tianjin, 302 Patentee before: Han Wenfeng |
|
| C17 | Cessation of patent right | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20070516 Termination date: 20130516 |