CN103351854A - 一种具有化学反渗透功能的钻井液 - Google Patents
一种具有化学反渗透功能的钻井液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103351854A CN103351854A CN 201310339048 CN201310339048A CN103351854A CN 103351854 A CN103351854 A CN 103351854A CN 201310339048 CN201310339048 CN 201310339048 CN 201310339048 A CN201310339048 A CN 201310339048A CN 103351854 A CN103351854 A CN 103351854A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling fluid
- parts
- reverse osmosis
- water
- agent
- 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 58
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 17
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- -1 acrylic ester Chemical class 0.000 claims description 17
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000009775 high-speed stirring Methods 0.000 claims description 12
- 241000209094 Oryza Species 0.000 claims description 10
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims description 10
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 210000000481 breast Anatomy 0.000 claims description 10
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 10
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 10
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims description 10
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 10
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 7
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 7
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 7
- 239000012467 final product Substances 0.000 claims description 7
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 6
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims description 6
- 229960004249 sodium acetate Drugs 0.000 claims description 6
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 6
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical class [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 claims description 5
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- LCDFWRDNEPDQBV-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol;urea Chemical class O=C.NC(N)=O.OC1=CC=CC=C1 LCDFWRDNEPDQBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 5
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 5
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 5
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 5
- 239000005543 nano-size silicon particle Substances 0.000 claims description 5
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 5
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 claims description 5
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 5
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000012256 powdered iron Substances 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 14
- 239000012528 membrane Substances 0.000 abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 12
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract description 6
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 abstract 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract 2
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 abstract 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000008280 blood Substances 0.000 description 1
- 210000004369 blood Anatomy 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 230000005074 turgor pressure Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
本发明涉及一种具有化学反渗透功能的钻井液，属石油钻井的水基钻井液技术领域。它由纳微米乳化封堵剂、纳米封堵剂、反渗透剂等原料制成，通过纳微米乳化封堵剂和纳米封堵剂的作用，使钻井液在泥页岩井壁上形成具有较高膜效率的半透膜，利用反渗透剂使钻井液中水活度小于或等于地层泥页岩水活度，钻井液与泥页岩井壁间将产生反向化学渗透压差，阻止钻井液中的水向泥页岩地层渗透和迁移，达到稳定井壁的目的。解决了现有技术中只重视封堵能力，忽视钻井液与泥页岩水迁移的化学渗透驱动力，且采用物理封堵办法，半透膜存在渗漏现象致使溶剂介质不能完全阻止水透过膜，仍会发生井壁岩石失稳垮塌事故的问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种具有化学反渗透功能的钻井液，属石油钻井的水基钻井液技术领域。
背景技术
众所周知，水进入近井壁泥页岩地层是井壁失稳的主要原因之一，水的进入一方面使得近井壁地层岩石孔隙压力增高，围岩有效应力减小，引起井眼周围岩石应力分布发生严重变化；另一方面，泥页岩岩石吸水后强度降低会产生膨胀压，引起力学性质改变，不利于井壁稳定，从而导致井壁岩石发生失稳垮塌。因此，采用水基钻井液钻井时，首先必须采取一切技术手段阻止水进入地层。一般水进入地层的推动力主要有：静压及动压差、渗透压差及毛细管力。
迄今为止，水基钻井液的成膜护壁防塌的着眼点仍然在井壁泥页岩岩石上，通过在井壁泥页岩石上进行物理封堵形成泥饼以防止井壁因水渗漏而垮塌；或利用井壁岩石表面存在的半透膜，通过膜两相流体间的渗透压差，控制流体中的溶剂介质朝向地层岩石或朝向井筒内的流动方向抵住井壁，以达到阻止或减小井壁泥页岩因吸水发生的不稳定现象，起到防塌或者辅助防塌的作用效果。
但根据国内外研究表明，天然泥页岩的半透膜是非理想膜，这种非理想膜存在的渗漏现象，使得溶剂介质不能完全阻止水透过膜，仍会导致井壁岩石发生失稳垮塌事故。如何最大限度地将泥页岩的非理想膜改善为基本不渗透的理想膜，是长期以来研究井壁稳定问题过程中难以解决的问题，也是钻井液前沿基础性理论研究的重要课题。
发明内容
本发明的目的在于，提供一种采用纳微米封堵剂在泥页岩井壁建立具有较高膜效率的半透膜，利用反渗透剂使钻井液中水活度小于或等于地层泥页岩水活度，使钻井液与泥页岩井壁间产生反向化学渗透压差，阻止钻井液中的水向泥页岩地层渗透和迁移，最终达到稳定井壁、防止坍塌，保护油气储层的目的，且制作方便，使用效果好，产品质量高；能解决现有采用物理封堵办法，半透膜存在渗漏现象致使溶剂介质不能完全阻止水透过膜，仍会发生井壁岩石失稳垮塌事故的具有化学反渗透功能的钻井液。
本发明是通过如下的技术方案来实现上述目的的
一种具有化学反渗透功能的钻井液，其特征在于，它由下述重量配比的原料制成：
膨润土 1～5.0份，
氢氧化钠 0.2～0.5份，
聚阴离子纤维素 0.5～1份,
抗温抗盐降滤失剂 3.0～5份，
纳微米乳化封堵剂 2.0～5份，
纳米封堵剂 1.0～3份，
反渗透剂 5～50份，
流型调节剂 0.2～0.5份，
加重材料 20～80份，
水 100份；
所述的抗温抗盐降滤失剂由磺化酚醛树脂、褐煤树脂、腐植酸钾在常温下混合制得，磺化酚醛树脂︰褐煤树脂︰腐植酸钾的比例为2～3︰1～2︰3～5；
所述的纳微米乳化封堵剂由乳化石蜡、丁苯胶乳、丙烯酸酯乳液在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌20分钟制得；乳化石蜡︰丁苯胶乳︰丙烯酸酯乳液的比例为3～5︰2～4︰5～7；
所述的纳米封堵剂由纳米碳酸钙、纳米二氧化硅、纳米蒙脱石在常温下混合制得，纳米碳酸钙︰纳米二氧化硅︰纳米蒙脱石的比例为0.5～2︰0.5～1.5︰0.5～1.0；
所述的反渗透剂由甲酸钠、甲酸钾、醋酸钠、聚乙二醇混合后通过105℃温度烘干，磨成100目的粉末制得，甲酸钠︰甲酸钾︰醋酸钠︰聚乙二醇的比例为5～10︰2～5︰10～20︰0.5～1.5；
所述的流型调节剂为生物聚合物黄原胶XC；
所述的加重材料为重晶石、石灰石、铁矿粉中的一种；
所述的水为淡水或海水；
该具有化学反渗透功能的钻井液的制备方法为：将以上各组分按上述排列的顺序，依次投入10000转/分的高速搅拌机中，每投一个组分原料搅拌5分钟，待所有组分原料添加完并全部混合完毕后，在常温常压下再高速搅拌60分钟即可。
所述的一种具有化学反渗透功能的钻井液的原料的最佳重量配比为：
膨润土 2份；
氢氧化钠 0.2份；
聚阴离子纤维素 0.5份；
抗温抗盐降滤失剂 3份；
纳微米乳化封堵剂 3份；
纳米封堵剂 2份；
反渗透剂 45份；
流型调节剂 0.2份；
加重材料 50份；
水 100份。
将以上各组分按上述排列顺序，依次投入高温、高速搅拌机中，各搅拌5分钟，待所有组分添加完毕并完全混合后，在常温常压下再高速搅拌60分钟即可。
将以上各组分按上述排列的顺序，依次投入10000转/分的高速搅拌机，每投一个组分原料搅拌5分钟，待所有组分原料添加完并全部混合完毕后，在常温常压下再高速搅拌60分钟即可。
本发明与现有技术相比的有益效果在于
1、该具有化学反渗透功能的钻井液依据泥页岩孔隙中大部分物质呈纳米级的特点，在常规钻井液中引入了纳微米乳化封堵剂和纳米封堵剂，使钻井液在泥页岩井壁上形成具有较高膜效率的半透膜；同时利用反渗透剂使钻井液中水活度小于或等于地层泥页岩水活度，钻井液与泥页岩井壁间将产生反向化学渗透压差，阻止钻井液中的水向泥页岩地层渗透和迁移。
2、该具有化学反渗透功能的钻井液改进了传统水基钻井液体系配方中只重视封堵能力，忽视钻井液与泥页岩水迁移的化学渗透驱动力，开辟了钻井液与井壁地层物理化学平衡的稳定井壁的新途径。
3、该具有化学反渗透功能的钻井液利用化学反渗透功能的钻井液在模拟泥页岩岩心表面成膜，效率达到0.52，活度为0.8，假设地层泥页岩活度为0.85，地层温度为100℃，根据渗透压计算公式可以算出该钻井液与泥页岩之间产生的反向渗透压差为5.42MPa，完全可以阻止钻井液中的水在压差作用下向该泥页岩的迁移，达到稳定井壁的目的。
4、该具有化学反渗透功能的钻井液很好地解决了现有技术采用物理封堵办法，半透膜存在渗漏现象致使溶剂介质不能完全阻止水透过膜，仍会发生井壁岩石失稳垮塌事故的问题。
具体实施方式
下面通过具体的实施方式对该具有化学反渗透功能的钻井液进行详细描述：
实施例1：
一种具有化学反渗透功能的钻井液包括以下质量百分比的组分：
膨润土2.0份；
氢氧化钠0.2份；
聚阴离子纤维素0.5份；
抗温抗盐降滤失剂3.0份，由磺化酚醛树脂、褐煤树脂、腐植酸钾在常温下混合制得，磺化酚醛树脂︰褐煤树脂︰腐植酸钾的比例为2︰1︰3。
纳微米乳化封堵剂1.0份，由乳化石蜡、丁苯胶乳、丙烯酸酯乳液在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌20分钟制得；乳化石蜡︰丁苯胶乳︰丙烯酸酯乳液的比例为3︰2︰5。
纳米封堵剂1.0份，由纳米碳酸钙、纳米二氧化硅、纳米蒙脱石在常温下混合制得，纳米碳酸钙︰纳米二氧化硅︰纳米蒙脱石的比例为0.5︰0.5︰0.5。
反渗透剂10份，由甲酸钠、甲酸钾、醋酸钠、聚乙二醇混合后通过105℃温度烘干，磨成100目的粉末制得，甲酸钠︰甲酸钾︰醋酸钠︰聚乙二醇的比例为5︰2︰10︰0.5。
生物聚合物黄原胶XC 0.2份；
加重材料为重晶石粉50份；
淡水100份。
将以上各组分按上述排列的顺序，依次投入10000转/分的高速搅拌机中，每投一个组分原料搅拌5分钟，待所有组分原料添加完并全部混合完毕后，在常温常压下再高速搅拌60分钟即可。
实施例2：
一种具有化学反渗透功能的钻井液包括以下质量百分比的组分：
膨润土2.0份；
氢氧化钠0.2份；
聚阴离子纤维素0.5份；
抗温抗盐降滤失剂1.0份，由磺化酚醛树脂、褐煤树脂、腐植酸钾在常温下混合制得，磺化酚醛树脂︰褐煤树脂︰腐植酸钾的比例为2.5︰1.5︰4。
纳微米乳化封堵剂2.0份，由乳化石蜡、丁苯胶乳、丙烯酸酯乳液在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌20分钟制得；乳化石蜡︰丁苯胶乳︰丙烯酸酯乳液的比例为4︰3︰6。
纳米封堵剂1.0份，由纳米碳酸钙、纳米二氧化硅、纳米蒙脱石在常温下混合制得，纳米碳酸钙︰纳米二氧化硅︰纳米蒙脱石的比例为0.5︰1.0︰0.5。
反渗透剂20份，由甲酸钠、甲酸钾、醋酸钠、聚乙二醇（分子量1000）混合后通过105℃温度烘干，磨成100目的粉末制得，甲酸钠︰甲酸钾︰醋酸钠︰聚乙二醇的比例为8︰3︰15︰1.0。
生物聚合物黄原胶XC 0.2份；
加重材料为重晶石粉50份；
海水100份。
将以上各组分按上述排列的顺序，依次投入10000转/分的高速搅拌机中，每投一个组分原料搅拌5分钟，待所有组分原料添加完并全部混合完毕后，在常温常压下再高速搅拌60分钟即可。
实施例3：
一种具有化学反渗透功能的钻井液包括以下质量百分比的组分：
膨润土2.0份；
氢氧化钠0.2份；
聚阴离子纤维素0.5份；
抗温抗盐降滤失剂3.0份，由磺化酚醛树脂、褐煤树脂、腐植酸钾在常温下混合制得，磺化酚醛树脂︰褐煤树脂︰腐植酸钾的比例为3︰2︰5。
纳微米乳化封堵剂3.0份，由乳化石蜡、丁苯胶乳、丙烯酸酯乳液在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌20分钟制得；乳化石蜡︰丁苯胶乳︰丙烯酸酯乳液的比例为5︰4︰7。
纳米封堵剂2.0份，由纳米碳酸钙、纳米二氧化硅、纳米蒙脱石在常温下混合制得，纳米碳酸钙︰纳米二氧化硅︰纳米蒙脱石的比例为2︰1.5︰1.0。
反渗透剂45份，由甲酸钠：甲酸钾：醋酸钠：聚乙二醇（分子量1000）＝10︰5︰20︰1.5的比例混合在105℃烘干后磨成可过100筛的粉末；
反渗透剂45份，由甲酸钠、甲酸钾、醋酸钠、聚乙二醇混合后通过105℃温度烘干，磨成100目的粉末制得，甲酸钠︰甲酸钾︰醋酸钠︰聚乙二醇的比例为10︰5︰20︰1.5。
生物聚合物黄原胶XC 0.2份；
加重材料为重晶石粉50份；
淡水100份。
将以上各组分按上述排列的顺序，依次投入10000转/分的高速搅拌机中，每投一个组分原料搅拌5分钟，待所有组分原料添加完并全部混合完毕后，在常温常压下再高速搅拌60分钟即可。
以上各实施例配制的本发明钻井液，通过120℃热滚老化16小时，各实施例配制的本发明钻井液的性能测试数据如下表：
上表表明上述实施例配制的本发明钻井液均具有良好的流变性和失水造壁性。
发明人通过实验室测试了上述实施例中钻井液在100℃（373 K）条件下的膜效率和泥页岩及钻井液活度，通过公式计算得出上述各实施例在井下产生的化学渗透压如下表：
注：泥页岩/钻井液体系的实际渗透压与理论渗透压之比称为泥页岩的膜效率。泥页岩与钻井液的化学渗透压差计算如下式：
其中σ为膜效率，在0～1之间；R为理想气体常数：8.314 J/(mol.K)；T为绝对温度：K；am和as分别为泥页岩和钻井液的水活度：无因次； 
是水的偏摩尔体18cm3/mol。
上述实施例中，实施例三为本发明的最佳实施例，其在模拟泥页岩岩心表面成膜效率达到0.52，活度为0.8，假设地层泥页岩活度为0.85，地层温度为100℃，根据渗透压计算公式可以算出该钻井液与泥页岩之间产生的反向渗透压差为5.42MPa,完全可以阻止钻井液中的水在压差作用下向该泥页岩的迁移达到稳定井壁的目的。
以上所述只是该发明的具体实施方式，上述举例说明不对本发明的实质内容构成限制，所属技术领域的普通技术人员在阅读了本说明书后可以对上述的具体实施方式做修改或变形，而不背离本发明的实质和范围。
Claims (2)
1.一种具有化学反渗透功能的钻井液，其特征在于，它由下述重量配比的原料制成：
膨润土 1～5.0份，
氢氧化钠 0.2～0.5份，
聚阴离子纤维素 0.5～1份,
抗温抗盐降滤失剂 3.0～5份，
纳微米乳化封堵剂 2.0～5份，
纳米封堵剂 1.0～3份，
反渗透剂 5～50份，
流型调节剂 0.2～0.5份，
加重材料 20～80份，
水 100份；
所述的抗温抗盐降滤失剂由磺化酚醛树脂、褐煤树脂、腐植酸钾在常温下混合制得，磺化酚醛树脂︰褐煤树脂︰腐植酸钾的比例为2～3︰1～2︰3～5；
所述的纳微米乳化封堵剂由乳化石蜡、丁苯胶乳、丙烯酸酯乳液在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌20分钟制得；乳化石蜡︰丁苯胶乳︰丙烯酸酯乳液的比例为3～5︰2～4︰5～7；
所述的纳米封堵剂由纳米碳酸钙、纳米二氧化硅、纳米蒙脱石在常温下混合制得，纳米碳酸钙︰纳米二氧化硅︰纳米蒙脱石的比例为0.5～2︰0.5～1.5︰0.5～1.0；
所述的反渗透剂由甲酸钠、甲酸钾、醋酸钠、聚乙二醇混合后通过105℃温度烘干，磨成100目的粉末制得，甲酸钠︰甲酸钾︰醋酸钠︰聚乙二醇的比例为5～10︰2～5︰10～20︰0.5～1.5；
所述的流型调节剂为生物聚合物黄原胶XC；
所述的加重材料为重晶石、石灰石、铁矿粉中的一种；
所述的水为淡水或海水；
该具有化学反渗透功能的钻井液的制备方法为：将以上各组分按上述排列的顺序，依次投入10000转/分的高速搅拌机中，每投一个组分原料搅拌5分钟，待所有组分原料添加完并全部混合完毕后，在常温常压下再高速搅拌60分钟即可。
2.根据权利要求1所述的一种具有化学反渗透功能的钻井液，其特征在于，所述的原料的最佳重量配比为：
膨润土 2份；
氢氧化钠 0.2份；
聚阴离子纤维素 0.5份；
抗温抗盐降滤失剂 3份；
纳微米乳化封堵剂 3份；
纳米封堵剂 2份；
反渗透剂 45份；
流型调节剂 0.2份；
加重材料 50份；
水 100份。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310339048.0A CN103351854B (zh) | 2013-08-06 | 2013-08-06 | 一种具有化学反渗透功能的钻井液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310339048.0A CN103351854B (zh) | 2013-08-06 | 2013-08-06 | 一种具有化学反渗透功能的钻井液 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103351854A true CN103351854A (zh) | 2013-10-16 |
| CN103351854B CN103351854B (zh) | 2015-08-12 |
Family
ID=49308270
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201310339048.0A Active CN103351854B (zh) | 2013-08-06 | 2013-08-06 | 一种具有化学反渗透功能的钻井液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN103351854B (zh) |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103834375A (zh) * | 2014-03-12 | 2014-06-04 | 中国石油大学(华东) | 一种基于磁流变液的油气井暂堵剂及其制备方法与应用 |
| CN103865514A (zh) * | 2014-03-17 | 2014-06-18 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 快速水合液体胍胶及含该液体胍胶的压裂基液 |
| CN104559972A (zh) * | 2013-10-27 | 2015-04-29 | 中国石油化工集团公司 | 一种钻井用微裂缝微纳封堵材料及制备方法 |
| CN104559976A (zh) * | 2015-02-17 | 2015-04-29 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 水基钻井液及其制备方法 |
| CN104650825A (zh) * | 2013-11-25 | 2015-05-27 | 中国石油化工集团公司 | 一种油基钻井液用微裂缝封堵剂及制备方法 |
| CN104962251A (zh) * | 2015-06-11 | 2015-10-07 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种微乳液成膜封堵钻井液及制备方法 |
| CN105670577A (zh) * | 2016-03-09 | 2016-06-15 | 四川泓华油气田工程科技有限公司 | 一种钻井液用稳定剂及其制备方法 |
| CN105985758A (zh) * | 2015-02-05 | 2016-10-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种封堵剂、含有该封堵剂的钻井液及其制备方法和应用 |
| CN106634876A (zh) * | 2015-10-30 | 2017-05-10 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种含有纳米粒子的封堵剂及其制备方法 |
| CN107267126A (zh) * | 2017-07-03 | 2017-10-20 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种适合连续油管钻井的小井眼钻井液及其制备方法 |
| CN108384519A (zh) * | 2018-04-24 | 2018-08-10 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种钻井液用乳胶类润滑防塌剂 |
| CN108384524A (zh) * | 2018-02-07 | 2018-08-10 | 西南石油大学 | 一种适用于页岩气井的钻井液及其制备方法 |
| CN109810680A (zh) * | 2019-04-01 | 2019-05-28 | 安徽陆海石油助剂科技有限公司 | 一种钻井液用抑制剂的生产工艺 |
| CN110748339A (zh) * | 2018-07-24 | 2020-02-04 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种通过调节钻井液活度稳定泥页岩地层的方法 |
| CN112778988A (zh) * | 2021-01-05 | 2021-05-11 | 湖北油田化学产业技术研究院有限公司 | 一种随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101675139A (zh) * | 2007-03-02 | 2010-03-17 | 技术之星能源服务公司 | 钻井液和在含煤地层中钻井的方法 |
| 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 |
| CN101851492B (zh) * | 2009-08-14 | 2013-04-03 | 新疆德蓝股份有限公司 | 一种高温高压抗盐高密度钻井液 |
| CN102234501B (zh) * | 2010-04-27 | 2013-04-24 | 长江大学 | 海洋深水水基恒流变钻井液 |
| 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 |
| 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 |
| CN102732234B (zh) * | 2011-04-07 | 2014-04-23 | 长江大学 | 抗盐抗温微泡沫水基钻井液 |
| CN102766446B (zh) * | 2012-07-25 | 2014-10-15 | 中国石油大学(北京) | 一种抗高温高密度甲酸盐聚磺钻井液及其制备方法 |
| CN102863947A (zh) * | 2012-09-30 | 2013-01-09 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 强抑制强封堵钻井液 |
| CN103146364B (zh) * | 2013-02-28 | 2015-07-01 | 中国海洋石油总公司 | 一种强抑制水基钻井液 |
-
2013
- 2013-08-06 CN CN201310339048.0A patent/CN103351854B/zh active Active
Cited By (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104559972A (zh) * | 2013-10-27 | 2015-04-29 | 中国石油化工集团公司 | 一种钻井用微裂缝微纳封堵材料及制备方法 |
| CN104559972B (zh) * | 2013-10-27 | 2017-05-31 | 中国石油化工集团公司 | 一种钻井用微裂缝微纳封堵材料及制备方法 |
| CN104650825A (zh) * | 2013-11-25 | 2015-05-27 | 中国石油化工集团公司 | 一种油基钻井液用微裂缝封堵剂及制备方法 |
| CN104650825B (zh) * | 2013-11-25 | 2018-02-09 | 中国石油化工集团公司 | 一种油基钻井液用微裂缝封堵剂及制备方法 |
| CN103834375B (zh) * | 2014-03-12 | 2016-02-17 | 中国石油大学(华东) | 一种基于磁流变液的油气井暂堵剂及其制备方法与应用 |
| CN103834375A (zh) * | 2014-03-12 | 2014-06-04 | 中国石油大学(华东) | 一种基于磁流变液的油气井暂堵剂及其制备方法与应用 |
| CN103865514A (zh) * | 2014-03-17 | 2014-06-18 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 快速水合液体胍胶及含该液体胍胶的压裂基液 |
| CN105985758B (zh) * | 2015-02-05 | 2019-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种封堵剂、含有该封堵剂的钻井液及其制备方法和应用 |
| CN105985758A (zh) * | 2015-02-05 | 2016-10-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种封堵剂、含有该封堵剂的钻井液及其制备方法和应用 |
| CN104559976A (zh) * | 2015-02-17 | 2015-04-29 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 水基钻井液及其制备方法 |
| CN104962251A (zh) * | 2015-06-11 | 2015-10-07 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种微乳液成膜封堵钻井液及制备方法 |
| CN104962251B (zh) * | 2015-06-11 | 2018-07-20 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种微乳液成膜封堵钻井液及制备方法 |
| CN106634876A (zh) * | 2015-10-30 | 2017-05-10 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种含有纳米粒子的封堵剂及其制备方法 |
| CN105670577B (zh) * | 2016-03-09 | 2018-12-07 | 四川泓华油气田工程科技有限公司 | 一种钻井液用稳定剂及其制备方法 |
| CN105670577A (zh) * | 2016-03-09 | 2016-06-15 | 四川泓华油气田工程科技有限公司 | 一种钻井液用稳定剂及其制备方法 |
| CN107267126A (zh) * | 2017-07-03 | 2017-10-20 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种适合连续油管钻井的小井眼钻井液及其制备方法 |
| CN108384524A (zh) * | 2018-02-07 | 2018-08-10 | 西南石油大学 | 一种适用于页岩气井的钻井液及其制备方法 |
| WO2019153240A1 (zh) * | 2018-02-07 | 2019-08-15 | 西南石油大学 | 一种适用于页岩气井的强封堵钻井液及其制备方法 |
| CN108384519A (zh) * | 2018-04-24 | 2018-08-10 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种钻井液用乳胶类润滑防塌剂 |
| CN110748339A (zh) * | 2018-07-24 | 2020-02-04 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种通过调节钻井液活度稳定泥页岩地层的方法 |
| CN110748339B (zh) * | 2018-07-24 | 2022-12-23 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种通过调节钻井液活度稳定泥页岩地层的方法 |
| CN109810680A (zh) * | 2019-04-01 | 2019-05-28 | 安徽陆海石油助剂科技有限公司 | 一种钻井液用抑制剂的生产工艺 |
| CN112778988A (zh) * | 2021-01-05 | 2021-05-11 | 湖北油田化学产业技术研究院有限公司 | 一种随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用 |
| CN112778988B (zh) * | 2021-01-05 | 2022-08-05 | 湖北油田化学产业技术研究院有限公司 | 一种随钻井壁贴膜的钻井工作液及其制备方法和应用 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103351854B (zh) | 2015-08-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103351854B (zh) | 一种具有化学反渗透功能的钻井液 | |
| CN104789195B (zh) | 仿生页岩抑制剂及其制备方法和钻井液及其应用 | |
| CN104629695B (zh) | 储层保护剂组合物和广谱型钻井液及其应用 | |
| CN104388065A (zh) | 一种强抑制、强封堵、高润滑性的仿油基钻井液 | |
| CN104650829B (zh) | 储层保护剂组合物和用于中渗透储层的钻井液及其应用 | |
| CN101230259B (zh) | 抗高温抗盐无固相环保钻完井液 | |
| CN102603985A (zh) | 一种抗高温随钻堵漏剂及其制备方法 | |
| CN105255460A (zh) | 一种适合于页岩气开发的水基钻井液 | |
| CN102732234B (zh) | 抗盐抗温微泡沫水基钻井液 | |
| CN102676141A (zh) | 一种钻井液用可变形封堵防塌剂 | |
| CN102329600B (zh) | 一种油井纳米颗粒封窜堵水剂 | |
| CN103965844A (zh) | 低密度微泡修井液 | |
| CN109021940B (zh) | 高温高密度高性能环保水基钻井液及其制备方法 | |
| CN102031094A (zh) | 一种抗高温抗盐无固相环保钻完井一体化工作液 | |
| CN105062437B (zh) | 一种抗240℃高温的水包油乳化钻井液 | |
| CN107739599A (zh) | 一种高温用低密度堵水剂及其制备方法和现场使用方法 | |
| CN101314712A (zh) | 微球调驱剂、驱油体系以及驱油方法 | |
| CN102344785A (zh) | 抗120℃低固相强封堵低损害钻井液 | |
| CN105176502B (zh) | 超高密度过饱和盐水钻井液 | |
| CN103937469B (zh) | 一种无固相可循环微泡钻井液及其制备方法 | |
| CN109111908A (zh) | 一种油田用降压増注双子型表活剂体系及其制备方法 | |
| CN110467910B (zh) | 驱油剂组合物及其制备方法和稠油降粘吞吐开采方法 | |
| CN103694971A (zh) | 一种无固相压井液及其制备方法 | |
| CN101440274B (zh) | 一种钻井液的制备方法 | |
| CN104109510A (zh) | 一种无固相替浆完井保护液及其制备方法 |
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 | ||
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right | ||
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: A drilling fluid with chemical reverse osmosis function Effective date of registration: 20231219 Granted publication date: 20150812 Pledgee: Industrial and Commercial Bank of China Limited Jingzhou Branch Pledgor: HUBEI HANC NEW-TECHNOLOGY Co.,Ltd. Registration number: Y2023980072729 |