CN105062438A - 一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液 - Google Patents
一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105062438A CN105062438A CN201510479605.8A CN201510479605A CN105062438A CN 105062438 A CN105062438 A CN 105062438A CN 201510479605 A CN201510479605 A CN 201510479605A CN 105062438 A CN105062438 A CN 105062438A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- parts
- drilling fluid
- oil
- ratio
- oil base
- 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 59
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 34
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000009775 high-speed stirring Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 10
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 8
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 39
- KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 1-Octanol Chemical compound CCCCCCCCO KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- ILRSCQWREDREME-UHFFFAOYSA-N dodecanamide Chemical compound CCCCCCCCCCCC(N)=O ILRSCQWREDREME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- -1 20 ~ 50 parts Substances 0.000 claims description 18
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 11
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 10
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 10
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 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
- PGQAXGHQYGXVDC-UHFFFAOYSA-N dodecyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical compound Cl.CCCCCCCCCCCCN(C)C PGQAXGHQYGXVDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 10
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 10
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 10
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 6
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 6
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 5
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims description 4
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 abstract 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 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
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000243 solution 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本发明涉及一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液，属石油钻井的油基钻井液技术领域。其原料组成包括40份3#白油，60份30%氯化钙盐水，2～5份高效乳化剂,1～3份乳化稳定剂，1～3.0份降滤失剂，1～5份石灰，20～50份重晶石。其制备方法为：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分钟制作完毕。本发明具有较好的乳化稳定性、携岩能力和井壁稳定性，可大幅降低油基乳化钻井液配制及石油天然气钻探成本。解决了现有油基钻井液低油水比时粘度效应大，流变性差和滤失量难以调控的问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液，属石油钻井的油基钻井液技术领域。
背景技术
油基钻井液具有抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳定、润滑性好及对油气层损害程度较小等优点，目前已成为钻页岩气井、高温深井、水平井、大斜度定向井和各种复杂地层井的重要手段。油基钻井液以柴油或白油作为连续相，水相作为分散相，通过乳化剂和亲油胶体来维持乳化稳定性，通过润湿剂来提高体系对加重材料和岩屑的亲油性。目前油基乳化钻井液的油水体积比通常为80︰20～90︰10。水相比例的增加，会破坏体系的乳化稳定性，以及导致体系粘度、滤失量的大幅增加，从而导致整个钻井液体系的性能失控。
油基乳化钻井液的油水比从80︰20～90︰10降低至40︰60，是大幅降低油基钻井液配制成本，降低生物毒性及钻屑含油量的重要途径。20世纪80年代开始，国外研究者就致力于低油水比油基乳化钻井液的研究，Daynes等采用多种乳化剂协作并增加乳化剂的加量研制成油水比50︰50的油基乳化钻井液。MarkLuyster等采用自制新型乳化剂研制成油水比50︰50～20︰80的油基乳化钻井液，但体系的稳定性欠佳。国内油水比在70︰30以下的油基乳化钻井液的少有研究，40︰60油水比的油基钻井液尚未见报道。
发明内容
本发明的目的在于，提供一种由高效乳化剂和稳定剂组成，配以其他油基钻井液的辅助材料，形成40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液体系，能大幅降低现有油基乳化钻井液中的油相比例，以及油基乳化钻井液配制和石油天然气钻探的成本；以解决现有乳化剂乳化能力性能不够，导致低油水比时乳化稳定性不足、粘度效应大、流变性差和滤失量难以调控的问题；同时又解决目前大量使用有机土和亲油胶体，造成低密度固相含量高，引起钻速降低问题的40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液。
本发明是通过如下的技术方案来实现上述目的的
一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液，其特征在于，它由下述重量份的原料制成：
3#白油40份，
30%氯化钙盐水60份，
高效乳化剂2～5份,
乳化稳定剂1～3份，
降滤失剂1～3.0份，
石灰1～5份，
重晶石20～50份；
该40︰60的超低油水比的油基乳化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分钟制作完毕。
该40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液的最佳重量份原料的选择为：
3#白油40份，
30%氯化钙盐水60份，
高效乳化剂3份,
乳化稳定剂2份，
降滤失剂2份，
石灰2份，
重晶石40份。
所述的高效乳化剂由十六烷基三甲基氯化铵、双十二烷基二甲基氯化铵、月桂酰胺丙基氧化胺、鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇-10/1二甲基硅氧烷在80℃的温度、3000转/分的搅拌速度下混合搅拌20分钟制得；十六烷基三甲基氯化铵：双十二烷基二甲基氯化铵：月桂酰胺丙基氧化胺：鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇-10/1二甲基硅氧烷的比例为0.5～2︰0.5～1.5︰2.0～4.0︰3.0～5.0。
所述的乳化稳定剂由聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌60分钟制得；聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚的比例为0.5～1.0︰1.0～2.0︰8～10︰15～20。
所述的降滤失剂由纳米蒙脱石和120℃软化点天然沥青混合后通过105℃温度烘干，磨成200目的粉末制得；纳米蒙脱石与120℃软化点天然沥青的比例为2.0～3.0︰8～10。
本发明与现有技术相比的有益效果在于
1、该40︰60超低油水比的油基乳化钻井液比常规80︰20油基乳化钻井液可节约40%的油相成本，经济效益显著。
2、40︰60超低油水比形成的乳液比常规80︰20油基乳液粘度高，不添加有机土，有利于降低钻井液低密度固相含量，提高机械钻速。
3、40︰60超低油水比形成的乳液呈纳米级分布更有利于封堵泥页岩，提高井壁稳定性能，同时可降低降滤失剂以及封堵材料的加量。
4、40︰60超低油水比的油基乳化钻井液的高效乳化剂具有润湿剂的功能，该钻井液与常规油基钻井液相比可以不用添加润湿剂。
5、40︰60超低油水比的油基乳化钻井液适用范围广，其油水比可在40︰60～70︰30之间可调，在50℃～120℃都可以达到较好的应用效果。
6、解决了现有油基钻井液低油水比时粘度效应大，流变性差和滤失量难以调控的问题。
7、减少了钻井过程中含油钻屑对环境的污染，降低了环境保护的要求，减少了施工成本。
具体实施方式
下面通过具体的实施方式对该40：60超低油水比的油基乳化钻井液进行详细描述：
实施例1：
按制取要求先确定每份的重量，再按下述重量份称取原料。
3#白油40份，
30%氯化钙盐水60份，
高效乳化剂3份,由十六烷基三甲基氯化铵、双十二烷基二甲基氯化铵、月桂酰胺丙基氧化胺、鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇-10/1二甲基硅氧烷在80℃的温度、3000转/分的搅拌速度下混合搅拌20分钟制得；十六烷基三甲基氯化铵：双十二烷基二甲基氯化铵：月桂酰胺丙基氧化胺：鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇-10/1二甲基硅氧烷的比例为1.5︰1︰3︰4；
乳化稳定剂2份，由聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌60分钟制得；聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚的比例为0.8︰1.5︰9︰18；
降滤失剂2份，由纳米蒙脱石和120℃软化点天然沥青混合后通过105℃温度烘干，磨成200目的粉末制得，纳米蒙脱石与120℃软化点天然沥青的比例为2.5︰9；
石灰2份，
重晶石40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分钟即得40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液。
实施例2：
按制取要求先确定每份的重量，再按下述重量份称取原料。
3#白油40份，
30%氯化钙盐水60份，
高效乳化剂2份,由十六烷基三甲基氯化铵、双十二烷基二甲基氯化铵、月桂酰胺丙基氧化胺、鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇～10/1二甲基硅氧烷在80℃的温度、3000转/分的搅拌速度下混合搅拌20分钟制得；十六烷基三甲基氯化铵：双十二烷基二甲基氯化铵：月桂酰胺丙基氧化胺：鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇-10/1二甲基硅氧烷的比例为0.5︰0.5︰2.0︰3.0；
乳化稳定剂1份，由聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌60分钟制得；聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚的比例为0.5︰1.0︰8︰15；
降滤失剂1份，由纳米蒙脱石和120℃软化点天然沥青混合后通过105℃温度烘干，磨成200目的粉末制得，纳米蒙脱石与120℃软化点天然沥青的比例为2︰8；
石灰1.0份，
重晶石20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分钟即得40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液。
实施例3：
按制取要求先确定每份的重量，再按下述重量份称取原料。
3#白油40份，
30%氯化钙盐水60份，
高效乳化剂5份,由十六烷基三甲基氯化铵、双十二烷基二甲基氯化铵、月桂酰胺丙基氧化胺、鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇～10/1二甲基硅氧烷在80℃的温度、3000转/分的搅拌速度下混合搅拌20分钟制得；十六烷基三甲基氯化铵：双十二烷基二甲基氯化铵：月桂酰胺丙基氧化胺：鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇～10/1二甲基硅氧烷的比例为2︰1.5︰4︰5；
乳化稳定剂3份，由聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌60分钟制得；聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚的比例为1.0︰2.0︰10：20；
降滤失剂3份，由纳米蒙脱石和120℃软化点天然沥青混合后通过105℃温度烘干，磨成200目的粉末制得，纳米蒙脱石与120℃软化点天然沥青的比例为﹕3︰10；
石灰5份，
重晶石50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分钟即得40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液。
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：
上述实施例中，实施例1为本发明的最佳加量，所配制的钻井液具有很好的乳化稳定性，破乳电压在400V以上，同时具有较好的流变性和较低的滤失量，能够有效的携岩和封堵泥页岩地层，保障钻井过程中的井壁稳定。
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 (5)
1.一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液，其特征在于，它由下述重量份的原料制成：
3#白油40份，
30%氯化钙盐水60份，
高效乳化剂2～5份,
乳化稳定剂1～3份，
降滤失剂1～3.0份，
石灰1～5份，
重晶石20～50份；
该40︰60的超低油水比的油基乳化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分钟制作完毕。
2.根据权利要求1所述的一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液，其特征在于，它由下述重量份的原料制成：
3#白油40份，
30%氯化钙盐水60份，
高效乳化剂3份,
乳化稳定剂2份，
降滤失剂2份，
石灰2份，
重晶石40份。
3.根据权利要求1所述的一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液，其特征在于，所述的高效乳化剂由十六烷基三甲基氯化铵、双十二烷基二甲基氯化铵、月桂酰胺丙基氧化胺、鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇-10/1二甲基硅氧烷在80℃的温度、3000转/分的搅拌速度下混合搅拌20分钟制得；十六烷基三甲基氯化铵：双十二烷基二甲基氯化铵：月桂酰胺丙基氧化胺：鲸蜡基聚乙二醇/聚丙二醇～10/1二甲基硅氧烷的比例为0.5～2︰0.5～1.5︰2.0～4.0：3.0～5.0。
4.根据权利要求1所述的一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液，其特征在于，所述的乳化稳定剂由聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚在80℃的温度、10000转/分的高速搅拌下混合搅拌60分钟制得；聚苯乙烯、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠AES、辛醇、乙二醇单丁醚的比例为0.5～1.0︰1.0～2.0︰8～10︰15～20。
5.根据权利要求1所述的一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液，其特征在于，所述的降滤失剂由纳米蒙脱石和120℃软化点天然沥青混合后通过105℃温度烘干，磨成200目的粉末制得；纳米蒙脱石与120℃软化点天然沥青的比例为2.0～3.0︰8～10。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510479605.8A CN105062438B (zh) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | 一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510479605.8A CN105062438B (zh) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | 一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105062438A true CN105062438A (zh) | 2015-11-18 |
| CN105062438B CN105062438B (zh) | 2017-08-25 |
Family
ID=54491968
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510479605.8A Active CN105062438B (zh) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | 一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105062438B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106634888A (zh) * | 2016-09-20 | 2017-05-10 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种适合页岩气长水平段用高水相油基钻井液及其制备方法 |
| CN107325797A (zh) * | 2016-04-28 | 2017-11-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低油水比油基钻井液及其制备方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1597836A (zh) * | 2003-09-15 | 2005-03-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基钻井液用乳化剂 |
| CN101883626A (zh) * | 2007-11-30 | 2010-11-10 | M-I有限公司 | 乳化剂共混物 |
| CN102140334A (zh) * | 2011-01-28 | 2011-08-03 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种适合不同配浆水和油的水包油钻井液 |
| CN103911131A (zh) * | 2014-03-27 | 2014-07-09 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司 | 一种钻井液及其制备方法 |
| CN104140794A (zh) * | 2013-10-28 | 2014-11-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗高温水包油钻井液 |
| CN104650833A (zh) * | 2013-11-25 | 2015-05-27 | 中国石油化工集团公司 | 一种水包油乳化钻井液及其制备方法 |
-
2015
- 2015-08-03 CN CN201510479605.8A patent/CN105062438B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1597836A (zh) * | 2003-09-15 | 2005-03-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基钻井液用乳化剂 |
| CN101883626A (zh) * | 2007-11-30 | 2010-11-10 | M-I有限公司 | 乳化剂共混物 |
| CN102140334A (zh) * | 2011-01-28 | 2011-08-03 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种适合不同配浆水和油的水包油钻井液 |
| CN104140794A (zh) * | 2013-10-28 | 2014-11-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗高温水包油钻井液 |
| CN104650833A (zh) * | 2013-11-25 | 2015-05-27 | 中国石油化工集团公司 | 一种水包油乳化钻井液及其制备方法 |
| CN103911131A (zh) * | 2014-03-27 | 2014-07-09 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司 | 一种钻井液及其制备方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 张高波等: "中国低密度欠平衡钻井液研究应用现状", 《钻采工艺》 * |
| 梁文利等: "欠平衡钻井无粘土相海水水包油钻井液研究", 《中国海上油气》 * |
| 马勇等: "水包油钻井液国内研究应用进展", 《断块油气田》 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107325797A (zh) * | 2016-04-28 | 2017-11-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低油水比油基钻井液及其制备方法 |
| CN106634888A (zh) * | 2016-09-20 | 2017-05-10 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种适合页岩气长水平段用高水相油基钻井液及其制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105062438B (zh) | 2017-08-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102952531B (zh) | 一种海上油田驱油用表面活性剂及其制备方法 | |
| DE69632610T2 (de) | Zementzusammensetzungen und ihre Verwendung zur Zementierung von Ölbohrlöchern oder ähnlichen | |
| CN102786919B (zh) | 乳化沥青调剖剂 | |
| CN103320104B (zh) | 一种油包水型生物柴油基钻井液及其制备方法 | |
| CN103710010B (zh) | 一种抗高温油基钻井液体系 | |
| CN104164224B (zh) | 一种逆乳化钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN108546548A (zh) | 一种深水水基钻井液及其应用 | |
| WO2015138407A1 (en) | Synergistic organophilic clay mixture as an additive to oil-based drilling fluids | |
| CN104946221A (zh) | 一种低密度低伤害压井液 | |
| CN113549442A (zh) | 一种用于一体化压裂工艺的功能复合型稠化剂 | |
| CN103725268A (zh) | 抗高温油基钻井液乳化剂 | |
| CN105062437A (zh) | 一种抗240℃高温的水包油乳化钻井液 | |
| CN108048052A (zh) | 一种抗盐水侵的高密度油基钻井液及其制备方法 | |
| CN105331352B (zh) | 一种海水基压裂液和海水基压裂液的制备方法 | |
| CN105062438A (zh) | 一种40︰60的超低油水比的油基乳化钻井液 | |
| CN110452670A (zh) | 水基钻井液用降滤失剂及其制备方法 | |
| CN106753291A (zh) | 防塌油基钻井液 | |
| CN107325797A (zh) | 一种低油水比油基钻井液及其制备方法 | |
| RU2660967C1 (ru) | Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии | |
| CN107325805A (zh) | 一种纳米复合压裂液及其制备方法和应用 | |
| CN107163921A (zh) | 一种油基钻井液及其制备方法 | |
| CN114426815B (zh) | 一种适用于强水敏易垮塌地层的油基钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN102757777B (zh) | 一种用于致密气藏压裂的抑制水锁型耐高温压裂液 | |
| CN106433581B (zh) | 一种无土相抗高温储层钻井液及其制备方法 | |
| CN106566489B (zh) | 一种高酸性气藏水基微泡压井液 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| 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: An oil-based emulsion drilling fluid with an ultra-low oil-water ratio of 40:60 Effective date of registration: 20231219 Granted publication date: 20170825 Pledgee: Industrial and Commercial Bank of China Limited Jingzhou Branch Pledgor: HUBEI HANC NEW-TECHNOLOGY Co.,Ltd. Registration number: Y2023980072729 |