CN115124034B - 纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液 - Google Patents

纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液 Download PDF

Info

Publication number
CN115124034B
CN115124034B CN202210920684.1A CN202210920684A CN115124034B CN 115124034 B CN115124034 B CN 115124034B CN 202210920684 A CN202210920684 A CN 202210920684A CN 115124034 B CN115124034 B CN 115124034B
Authority
CN
China
Prior art keywords
acid
oil
parts
agent
based drilling
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.)
Active
Application number
CN202210920684.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN115124034A (zh
Inventor
白杨
李道雄
罗平亚
谢刚
黄丹超
李文哲
代锋
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Southwest Petroleum University
Original Assignee
Southwest Petroleum University
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Southwest Petroleum University filed Critical Southwest Petroleum University
Priority to CN202210920684.1A priority Critical patent/CN115124034B/zh
Publication of CN115124034A publication Critical patent/CN115124034A/zh
Priority to US18/175,072 priority patent/US11873444B1/en
Application granted granted Critical
Publication of CN115124034B publication Critical patent/CN115124034B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • C09K8/34—Organic liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/15—Nano-sized carbon materials
    • C01B32/182—Graphene
    • C01B32/184—Preparation
    • C01B32/19—Preparation by exfoliation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B82—NANOTECHNOLOGY
    • B82Y—SPECIFIC USES OR APPLICATIONS OF NANOSTRUCTURES; MEASUREMENT OR ANALYSIS OF NANOSTRUCTURES; MANUFACTURE OR TREATMENT OF NANOSTRUCTURES
    • B82Y40/00—Manufacture or treatment of nanostructures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/15—Nano-sized carbon materials
    • C01B32/182—Graphene
    • C01B32/194—After-treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/20—Graphite
    • C01B32/21—After-treatment
    • C01B32/22—Intercalation
    • C01B32/225—Expansion; Exfoliation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/20—Graphite
    • C01B32/21—After-treatment
    • C01B32/23—Oxidation
    • 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
    • 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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
    • 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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01P—INDEXING SCHEME RELATING TO STRUCTURAL AND PHYSICAL ASPECTS OF SOLID INORGANIC COMPOUNDS
    • C01P2004/00—Particle morphology
    • C01P2004/60—Particles characterised by their size
    • C01P2004/62—Submicrometer sized, i.e. from 0.1-1 micrometer
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Nanotechnology (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

本发明涉及油田化学领域，公开了一种纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液，纳米石墨烯的制备方法包括：(1)将原料石墨、第一氧化剂和插层剂接触进行第一反应，得到改性石墨；(2)将所述改性石墨、酸和第二氧化剂接触进行第二反应，得到石墨烯预产物；(3)将所述石墨烯预产物进行气流剥离。所提供的纳米石墨烯作为封堵材料在油基钻井液中具有较好的分散效果，承压能力强，能够在较低浓度下有效封堵地层中的纳米级孔隙，延缓孔隙压力传递，提高地层承压能力。所提供的油基钻井液具有良好的流变性，封堵率高，可以大幅提高井壁稳定能力，利于优质安全高效钻井。

Description

纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液
技术领域
本发明涉及油田化学领域，具体涉及一种纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液。
背景技术
井壁失稳是困扰钻井液领域多年亟待解决而又未解决好的重大工程难题，井壁的不稳定会造成井塌、卡钻和井漏等井下复杂情况，严重影响钻井质量与进度。井壁失稳主要发生在含裂隙的泥页岩地层，该类地层大多存在闭合或开启的层理和微裂缝，毛管作用力较强，在正压差与毛管压力作用下，钻井液容易侵入，导致泥页岩沿着裂缝面或层理面开裂，并且不断沿着裂缝面纵向横向发展，从而增大井壁失稳现象。针对该类地层的井壁失稳，通过向钻井液中添加封堵材料，填充裂隙并在井壁上形成阻挡层，能够阻止井筒流体侵入地层引起的压力传递，达到稳定井壁的目的。相较于水基钻井液，油基钻井液具有抗高温、抗盐侵、利于井壁稳定和对油气层的损害程度较小等诸多优点。
常规钻井液用封堵材料的粒径通常在0.1-100μm之间，主要适用于封堵尺寸0.1-1mm的地层孔喉和裂缝，而地层岩石中尺寸最小的微裂缝，其尺寸分布在1-10μm，常规封堵材料在低渗地层难以形成泥饼继而发挥封堵作用。因此，对于维持微裂缝地层中井壁稳定的最后一级封堵材料，其粒径必须处于纳米级别才能有效阻止钻井液侵入地层，起到稳定井壁的作用。
然而，现有的纳米封堵材料虽然在粒径上达到了纳米级别，但由于纳米材料具有粒径小、比表面能大和易团聚的特点，其在液相中并不能以纳米级水平分散，进而难以对微纳米的孔隙进行封堵，而封堵了孔隙的纳米材料由于承压能力差，难以阻止压力传递，很难达到良好的封堵效果。
因此，提供一种亲油性好且承压能力强的纳米封堵材料，对于满足地层岩石孔径在纳米级的岩层油气开采施工具有重要意义。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有的油基钻井液用封堵材料所存在的易团聚、承压能力较差、封堵效果不理想的问题，提供一种纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种纳米石墨烯的制备方法，该方法包括：
(1)将原料石墨、第一氧化剂和插层剂接触进行第一反应，得到改性石墨；
(2)将所述改性石墨、酸和第二氧化剂接触进行第二反应，得到石墨烯预产物；
(3)将所述石墨烯预产物进行气流剥离，得到纳米石墨烯。
本发明第二方面提供由前述第一方面所述的方法制得的纳米石墨烯。
本发明第三方面提供前述第二方面所述的纳米石墨烯在油基钻井液中作为封堵剂的应用。
本发明第四方面提供一种油基钻井液，该油基钻井液含有前述第二方面所述的纳米石墨烯。
通过上述技术方案，本发明能够获得如下有益效果：
(1)由本发明提供的方法制备的纳米石墨烯，平均粒径为110-750nm，亲油性良好，在油基钻井液中不易团聚，分散效果好，并且承压能力强，能够在较低浓度下有效封堵地层中的微纳米级孔隙，延缓孔隙压力传递，提高地层承压能力；
(2)本发明提供的油基钻井液含有前述纳米石墨烯，该油基钻井液流变性能良好，封堵率高，适应性强，可以大幅提高井壁稳定能力，有利于储层保护。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
以下对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
本发明第一方面提供一种纳米石墨烯的制备方法，该方法包括：
(1)将原料石墨、第一氧化剂和插层剂接触进行第一反应，得到改性石墨；
(2)将所述改性石墨、酸和第二氧化剂接触进行第二反应，得到石墨烯预产物；
(3)将所述石墨烯预产物进行气流剥离，得到纳米石墨烯。
根据本发明，在步骤(1)中，所述原料石墨、第一氧化剂和插层剂接触进行第一反应，所述第一氧化剂通过氧化作用对所述原料石墨进行活化，与此同时，所述插层剂进入石墨的碳层间，提高石墨的层间距，得到活化的蓬松石墨，即所述改性石墨。
根据本发明，所述原料石墨优选采用天然鳞片石墨，优选地，所述天然鳞片石墨采用粒径为200-400目范围，纯度大于99％。
根据本发明，优选地，所述第一氧化剂选自过硫酸铵、过硫化钾、过碳酸钠和过氧乙酸中的至少一种，进一步优选为过硫酸铵。
根据本发明，优选地，所述插层剂选自浓硫酸、高锰酸钾、高碘酸中的至少一种，进一步优选为浓硫酸。
在本发明中，所述浓硫酸是指浓度不低于75wt％的硫酸水溶液。
根据本发明，在步骤(1)中，为获得更好的对原料石墨的氧化活化及插层效果，优选地，所述原料石墨：第一氧化剂：插层剂的重量比为1：(110-150)：(20-60)，进一步优选为1：(120-140)：(30-50)。
根据本发明，在步骤(1)中，所述第一反应在温度为10-25℃条件下进行。由所述原料石墨、第一氧化剂和插层剂组成的反应体系在所述第一反应所需温度下，发生石墨的氧化活化、插层剂进入石墨层间，在此过程中，所述第一氧化剂与插层剂会发生反应并持续释放出大量气体，直至所述反应体系不再有可观察到的气体释放，可视为第一反应的结束。
根据本发明，在步骤(1)中，所述第一反应的操作过程包括：在常温下，按照上述重量比例将所述原料石墨、第一氧化剂和插层剂进行混合，得到均匀的混合物，所述混合的时间优选为6-10s，之后调至反应所需温度并持续搅拌进行反应，在反应过程中可以观察到大量气体持续从反应体系逸出，直至完全没有气体溢出时，所述第一反应结束。
根据本发明，在步骤(1)中，所述第一反应结束后，得到含有改性石墨的第一产物体系，之后进行第一后处理去除杂质(包括所述第一反应过程中未完全反应而剩余的第一氧化剂、插层剂以及反应产生的可溶性副产物等)，得到所述改性石墨。
在本发明中，所述第一后处理包括依次进行的水洗和第一超声处理。具体地，将所述含有改性石墨的第一产物体系用去离子水反复洗涤、过滤，至滤液的pH值为7，洗涤后所得固相进行干燥，之后置于有机溶剂中进行第一超声处理，再进行固液分离并对固相进行干燥，得到所述改性石墨。
在本发明中，所述第一超声处理能够促进水洗后所得固相在有机溶剂中更好的分散。优选地，所述第一超声处理使用的有机溶剂可以为乙醇、乙醚或丙酮，优选为乙醇；所述第一超声处理的条件包括：功率为100-500w，频率为80-100Hz，温度为20-30℃，时间为30-60min。
在本发明中，常温指20-25℃。
根据本发明，在步骤(2)中，所述改性石墨在酸和第二氧化剂的作用下被进一步氧化、剥离，得到石墨烯预产物。
根据本发明，在步骤(2)中，优选地，所述酸选自浓硫酸、高氯酸、高碘酸和浓硝酸中的至少一种，进一步优选为浓硫酸。
在本发明中，所述浓硝酸是指浓度不低于68wt％的硝酸水溶液。
优选地，所述第二氧化剂选自高锰酸钾、高铁酸、过二硫酸和重铬酸中的至少一种，进一步优选为高锰酸钾。
根据本发明，在步骤(2)中，为获得更好的剥离效果，优选地，所述改性石墨：酸：第二氧化剂的重量比为1：(20-40)：(3-8)，进一步优选为1：(30-37)：(4-6)。
根据本发明，在步骤(2)中，所述第二反应的条件包括：温度为1-10℃，时间为2-4h。
根据本发明，在步骤(2)中，所述第二反应的操作过程包括：将所述改性石墨加入经冷却处理的所述酸中，得到混合物，之后加入所述第二氧化剂，调节至反应所需温度进行反应，直至反应结束。
根据本发明的一种优选实施方式，在步骤(2)中，优选地，将所述酸冷却至4℃以下，在搅拌的同时缓慢加入所述改性石墨，搅拌1-2h得到混合物，之后缓慢加入所述第二氧化剂，并控制在0.5-1h内完成加入，之后调节温度至1-10℃进行反应2-4h。
根据本发明，在步骤(2)中，所述第二反应结束后，得到含有石墨烯预产物的第二产物体系，之后进行第二后处理去除杂质(包括所述第二反应过程中未完全反应而剩余的所述酸、第二氧化剂、反应产生的可溶性副产物、未彻底反应的中间产物氧化石墨片层等)，得到所述石墨烯预产物。
在本发明中，所述第二后处理包括依次进行的水洗、酸洗、第二超声处理和分离处理。具体地，将所述含有石墨烯预产物的第二产物体系与去离子水混合，升温至80-90℃并保温20-40min，溶解并洗去其中的水溶性副产物，之后对水洗所得固相进行酸洗，并在酸洗后继续用去离子水洗去酸直至滤液的pH值为7；将洗涤所得固相与水混合得到混合液，并将所述混合液进行第二超声处理；所述第二超声处理结束后，静置分离，得到下层固相和上层分散相，其中，所述下层固相为未彻底反应或尺寸较大的中间产物氧化石墨片层等，所述上层分散相为所述石墨烯预产物与水形成的粘稠分散液，经干燥处理后，得到所述石墨烯预产物。
根据本发明，在步骤(2)中，所述酸洗采用浓度为10-20wt％的盐酸、铬酸或草酸，优选采用盐酸。
根据本发明，所述第二超声处理能够促进石墨烯预产物分散得更均匀。优选地，所述第二超声处理的条件包括：功率为1200-2000w，频率为200-300Hz，温度为20-30℃，时间为60-100min。
根据本发明，在步骤(3)中，在进行所述气流剥离前，优选对所述石墨烯预产物进行破碎处理。
根据本发明，在步骤(3)中，所述气流剥离可以采用常规的用于气流剥离的方法和设备，本发明对此没有特别的限定。优选地，所述气流剥离的条件包括：温度为30-90℃。
本发明第二方面提供由前述第一方面所述的方法制得的纳米石墨烯，其中，所述纳米石墨烯的平均粒径为110-750nm，优选为110-600nm，在尺寸上满足对地层中1-10μm微裂缝的封堵要求。
根据本发明，所述纳米石墨烯具有较强的亲油性，能够很好分散在油相中，在油基钻井液体系中不易团聚，分散效果好，能够在较低浓度下获得优异的封堵效果，进而降低地层渗透率，阻止钻井液侵入。
根据本发明，所述纳米石墨烯具有较强的承压能力，能够延缓地层中孔隙压力传递，提高地层承压能力。
根据本发明，所述纳米石墨烯对油基钻井液的黏度和切力影响较小，配伍性良好，适应性强。
本发明第三方面提供前述第二方面所述的纳米石墨烯在油基钻井液中作为封堵剂的应用。
本发明第四方面提供一种油基钻井液，该油基钻井液含有前述第二方面所述的纳米石墨烯。
根据本发明，所述油基钻井液包括如下组分：基油100重量份、有机土5-12重量份、乳化剂1-6重量份、润湿剂2-6重量份、所述纳米石墨烯3-18重量份、加重剂5-30重量份、降滤失剂2-10重量份、氯化钙水溶液10-40重量份、氧化钙2-7重量份。
根据本发明，所述油基钻井液在满足上述组成的基础上，优选地，所述油基钻井液包括如下组分：基油100重量份、有机土6-10重量份、乳化剂2-5重量份、润湿剂3-5重量份、所述纳米石墨烯4-16重量份、加重剂10-20重量份、降滤失剂3-6重量份、氯化钙水溶液20-30重量份、氧化钙3-6重量份。
根据本发明，所述基油可以采用本领域常规的用于油基钻井液的基油，本发明对其限定范围较宽，优选为白油和/或柴油，进一步优选为白油，更进一步优选为3号白油和/或5号白油。在本发明中，所述白油和柴油均可以采用常规的商购牌号产品，本发明对此没有特别的限定。
根据本发明，所述有机土为亲水性膨润土与烷基季铵盐类阳离子表面活性剂相互作用制得的亲油性黏土。其中，所述亲水性膨润土优选采用钠基膨润土；所述烷基季铵盐类阳离子表面活性剂中的长链烷基所含碳原子数优选为12-30，进一步优选为18-25，更优选为20-22。在本发明中，所述有机土可以采用本领域常规的方法自制获得，也可以采用常规的商购牌号产品，本发明对此没有特别的限定。
根据本发明，所述乳化剂包括主乳化剂和辅乳化剂；其中，所述主乳化剂优选选自环烷酸钙﹑油酸和环烷酸酰胺中的至少一种，进一步优选为油酸；所述辅乳化剂优选选自司盘系列乳化剂和/或烷基苯磺酸钙，进一步优选为司盘系列乳化剂。
在本发明中，所述环烷酸钙的分子式中，优选碳原子数为10-14，进一步优选为11-1；所述环烷酸酰胺的分子式中，优选碳原子数为12-18，进一步优选为14-16；所述烷基苯磺酸钙的分子式中，优选碳原子数为12-18，进一步优选为14-16；所述司盘系列乳化剂优选选自司盘80、司盘70和司盘60中的至少一种，进一步优选为司盘80。在本发明中，所述乳化剂可以采用常规的商购牌号产品，本发明对此没有特别的限定。
根据本发明，所述润湿剂可以采用本领域技术人员熟知的可用于制备油基钻井液的润湿剂，本发明对其限定范围较宽，优选采用脂肪酸衍生物。在本发明中，所述润湿剂可以采用常规的商购牌号产品，本发明对此没有特别的限定。
根据本发明，优选地，所述氯化钙水溶液的浓度为20-25wt％。
根据本发明，所述降滤失剂可以采用本领域常规的用于油基钻井液的降滤失剂，本发明对其限定范围较宽。优选地，所述降滤失剂选自钠羧甲基纤维素、腐殖酸和褐煤碱液中的至少一种，进一步优选为钠羧甲基纤维素。在本发明中，所述降滤失剂可以采用本领域常规的方法自制获得，也可以采用常规的商购牌号产品，本发明对此没有特别的限定。
根据本发明，所述加重剂可以采用本领域常规的钻井液用加重剂，优选地，所述加重剂选自API重晶石、超细硫酸钡、磁铁矿粉、钛铁矿粉和四氧化三锰中的至少一种，进一步优选为API重晶石。
本发明所提供的油基钻井液具有优异的封堵性能和承压能力，流变性能良好，适应性强，可以大幅提高井壁稳定能力，有利于储层保护。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。以下制备例、实施例、对比例及测试例中，
基油：3号白油，购自上海源叶生物科技有限公司；
有机土：牌号HW Gel-3，购自西油华巍科技有限公司；
主乳化剂：环烷酸钙，牌号HIEMUL，购自荆州嘉华科技有限公司；
辅乳化剂：烷基苯磺酸钙，牌号HICOAT，购自荆州嘉华科技有限公司；
润湿剂：高级脂肪酸，牌号HIWET，购自荆州嘉华科技有限公司；
降滤失剂：腐殖酸，牌号Trol-101，购自荆州嘉华科技有限公司；
加重剂：超细硫酸钡，普通市售产品；
市售单向压力封堵剂：牌号DF-1，购自灵寿县冀鑫石油助剂有限公司；在没有特别说明的情况下，所用其他材料均采用普通市售产品。
制备例1
(1-1)将天然鳞片石墨(300目，纯度99％)、过硫酸铵和浓硫酸(浓度75wt％，下同)按照重量比1：130：40放入到三口烧瓶中一起搅拌10s，得到均匀的混合物；之后将上述混合物置于烧杯中并放入20℃的水浴锅中持续搅拌进行第一反应，在反应过程中可以观察到大量气体持续从混合物中逸出，直至完全没有气体溢出，第一反应结束，得到含有改性石墨的第一产物体系；
(1-2)将上述含有改性石墨的第一产物体系用去离子水反复洗涤、过滤，至滤液的pH值为7，将水洗所得固相在100℃下干燥2h，之后置于乙醇中进行第一超声处理(功率为100w，频率为90Hz，温度为20℃，时间为30min)，第一超声处理结束后进行固液分离，分离出的固相于60℃下干燥2h，得到改性石墨；
(2-1)将浓硫酸加入到三口烧瓶中并置于冰水浴中冷却至3℃，之后在对浓硫酸进行搅拌的同时缓慢加入改性石墨，搅拌1h后缓慢加入高锰酸钾(1h内完成加入)，之后调节温度至5℃进行第二反应3h，得到含有石墨烯预产物的第二产物体系；其中，改性石墨：浓硫酸：高锰酸钾的重量比为1：33：5；
(2-2)将上述含有石墨烯预产物的第二产物体系与去离子水混合，升温至90℃并保温30min，之后进行固液分离，使用浓度为10wt％盐酸水溶液对水洗所得固相进行酸洗，并在酸洗后用去离子水反复洗涤、过滤，洗去酸，直至滤液的pH值为7；将洗涤所得固相与水混合得到混合液，并将混合液进行第二超声处理(功率为1200w，频率为300Hz，温度为20℃，时间为60min)；第二超声处理结束后，将混合液静置12h，出现完全分层，得到下层固相和上层分散相，其中，下层固相为未彻底反应或尺寸较大的中间产物氧化石墨片层，进行去除，取上层分散相进行冷冻干燥12h，得到石墨烯预产物；
(3)将石墨烯预产物研磨成粉磨，之后进行气流剥离(剥离在60℃下进行)，得到纳米石墨烯(记为S1)。
制备例2
(1-1)将天然鳞片石墨(300目，纯度99％)、过硫酸铵和浓硫酸按照重量比1：140：50放入到三口烧瓶中一起搅拌10s，得到均匀的混合物；之后将上述混合物置于烧杯中并放入20℃的水浴锅中持续搅拌进行第一反应，在反应过程中可以观察到大量气体持续从混合物中逸出，直至完全没有气体溢出，第一反应结束，得到含有改性石墨的第一产物体系；
(1-2)将上述含有改性石墨的第一产物体系用去离子水反复洗涤、过滤，至滤液的pH值为7，将水洗所得固相在100℃下干燥2h，之后置于乙醇中进行第一超声处理(功率为100w，频率为90Hz，温度为20℃，时间为30min)，第一超声处理结束后进行固液分离，分离出的固相于60℃下干燥2h，得到改性石墨；
(2-1)将浓硫酸加入到三口烧瓶中并置于冰水浴中冷却至3℃，之后在对浓硫酸进行搅拌的同时缓慢加入改性石墨，搅拌1h后缓慢加入高锰酸钾(1h内完成加入)，之后调节温度至5℃进行第二反应3h，得到含有石墨烯预产物的第二产物体系；其中，改性石墨：浓硫酸：高锰酸钾的重量比为1：37：6；
(2-2)将上述含有石墨烯预产物的第二产物体系与去离子水混合，升温至90℃并保温30min，之后进行固液分离，使用浓度为10wt％盐酸水溶液对水洗所得固相进行酸洗，并在酸洗后用去离子水反复洗涤、过滤，洗去酸，直至滤液的pH值为7；将洗涤所得固相与水混合得到混合液，并将混合液进行第二超声处理(功率为1200w，频率为300Hz，温度为20℃，时间为60min)；第二超声处理结束后，将混合液静置12h，出现完全分层，得到下层固相和上层分散相，其中，下层固相为未彻底反应或尺寸较大的中间产物氧化石墨片层，进行去除，取上层分散相进行冷冻干燥12h，得到石墨烯预产物；
(3)将石墨烯预产物研磨成粉磨，之后进行气流剥离(剥离在90℃下进行)，得到纳米石墨烯(记为S2)。
制备例3
(1-1)将天然鳞片石墨(300目，纯度99％)、过氧乙酸和高碘酸按照重量比1：110：20放入到三口烧瓶中一起搅拌10s，得到均匀的混合物；之后将上述混合物置于烧杯中并放入15℃的水浴锅中持续搅拌进行第一反应，在反应过程中可以观察到大量气体持续从混合物中逸出，直至完全没有气体溢出，第一反应结束，得到含有改性石墨的第一产物体系；
(1-2)将上述含有改性石墨的第一产物体系用去离子水反复洗涤、过滤，至滤液的pH值为7，将水洗所得固相在100℃下干燥2h，之后置于乙醇中进行第一超声处理(功率为100w，频率为90Hz，温度为20℃，时间为30min)，第一超声处理结束后进行固液分离，分离出的固相于60℃下干燥2h，得到改性石墨；
(2-1)将高氯酸加入到三口烧瓶中并置于冰水浴中冷却至3℃，之后在对高氯酸进行搅拌的同时缓慢加入改性石墨，搅拌1h后缓慢加入重铬酸(1h内完成加入)，之后调节温度至5℃进行第二反应3h，得到含有石墨烯预产物的第二产物体系；其中，改性石墨：高氯酸：重铬酸的重量比为1：20：3；
(2-2)将上述含有石墨烯预产物的第二产物体系与去离子水混合，升温至90℃并保温30min，之后进行固液分离，使用浓度为10wt％盐酸水溶液对水洗所得固相进行酸洗，并在酸洗后用去离子水反复洗涤、过滤，洗去酸，直至滤液的pH值为7；将洗涤所得固相与水混合得到混合液，并将混合液进行第二超声处理(功率为1200w，频率为300Hz，温度为20℃，时间为60min)；第二超声处理结束后，将混合液静置12h，出现完全分层，得到下层固相和上层分散相，其中，下层固相为未彻底反应或尺寸较大的中间产物氧化石墨片层，进行去除，取上层分散相进行冷冻干燥12h，得到石墨烯预产物；
(3)将石墨烯预产物研磨成粉磨，之后进行气流剥离(条件包括：剥离在90℃下进行)，得到纳米石墨烯(记为S3)。
实施例1
取100重量份的3#白油与2重量份的乳化剂(其中主乳化剂1.5重量份，辅乳化剂0.5重量份)在1000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入6重量份的有机土并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入20重量份的氯化钙水溶液(浓度25wt％)并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后3重量份的润湿剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入3重量份的氧化钙并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入3重量份的降滤失剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入10重量份的加重剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入4重量份的封堵剂S1并在2000r/min的搅拌速率下搅拌30min，得到油基钻井液(记为F1)。
F1的组分及含量见表1。
实施例2-3
按照实施例1的方法，区别在于，分别采用S2、S3作为封堵剂，其他条件均同实施例1。得到油基钻井液(分别记为F2、F3)。
实施例4
取100重量份的3#白油与5重量份的乳化剂(其中主乳化剂3重量份，辅乳化剂2重量份)在1000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入10重量份的有机土并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入30重量份的氯化钙水溶液(浓度25wt％)并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后5重量份的润湿剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入6重量份的氧化钙并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入6重量份的降滤失剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入20重量份的加重剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入16重量份的封堵剂S1并在2000r/min的搅拌速率下搅拌30min，得到油基钻井液(记为F4)。
F4的组分及含量见表1。
实施例5-6
按照实施例4的方法，区别在于，分别采用S2、S3作为封堵剂，其他条件均同实施例4。得到油基钻井液(分别记为F5、F6)。
实施例7
取100重量份的3#白油与1重量份的乳化剂(其中主乳化剂0.7重量份，辅乳化剂0.3重量份)在1000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入5重量份的有机土并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入10重量份的氯化钙水溶液(浓度25wt％)并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后2重量份的润湿剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入2重量份的氧化钙并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入2重量份的降滤失剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入5重量份的加重剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入3重量份的封堵剂S1并在2000r/min的搅拌速率下搅拌30min，得到油基钻井液(记为F7)。
F7的组分及含量见表1。
实施例8-9
按照实施例7的方法，区别在于，分别采用S2、S3作为封堵剂，其他条件均同实施例7。得到油基钻井液(分别记为F8、F9)。
实施例10
取100重量份的3#白油与6重量份的乳化剂(其中主乳化剂4重量份，辅乳化剂2重量份)在1000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入12重量份的有机土并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入40重量份的氯化钙水溶液(浓度25wt％)并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后6重量份的润湿剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌10min，之后加入7重量份的氧化钙并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入10重量份的降滤失剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入30重量份的加重剂并在2000r/min的搅拌速率下搅拌20min，之后加入18重量份的封堵剂S1并在2000r/min的搅拌速率下搅拌30min，得到油基钻井液(记为F10)。
F10的组分及含量见表1。
实施例11-12
按照实施例10的方法，区别在于，分别采用S2、S3作为封堵剂，其他条件均同实施例10。得到油基钻井液(分别记为F11、F12)。
对比例1
按照实施例1的方法，区别在于，不加入封堵剂S1，其他条件同实施例1。得到油基钻井液(记为DF1)。
对比例2
按照实施例1的方法，区别在于，采用制备例1的步骤(2-2)制得的石墨烯预产物作为封堵剂，其他条件同实施例1。得到油基钻井液(记为DF2)。
对比例3
按照实施例2的方法，区别在于，采用制备例2的步骤(2-2)制得的石墨烯预产物作为封堵剂，其他条件同实施例2。得到油基钻井液(记为DF3)。
对比例4
按照实施例3的方法，区别在于，采用制备例3的步骤(2-2)制得的石墨烯预产物作为封堵剂，其他条件同实施例3。得到油基钻井液(记为DF4)。
对比例5
按照实施例1的方法，区别在于，将S1替换为天然鳞片石墨，其他条件同实施例1。得到油基钻井液(记为DF5)。
对比例6
按照实施例1的方法，区别在于，将S1替换为市售单向压力封堵剂，其他条件同实施例1。得到油基钻井液(记为DF6)。
对比例7
按照实施例1的方法，区别在于，将S1的添加量调整为20重量份，其他条件同实施例1。得到油基钻井液(记为DF7)。
表1
续表1
注：续表1中，DF2-DF4采用的石墨烯预产物分别为制备例1-3的步骤(2-2)所制得的石
墨烯预产物
测试例
对制备例1-3制得的纳米石墨烯产品S1-S3进行粒径测试和接触角测试，评价其亲油性和分散性，并对实施例1-12制备的油基钻井液F1-F12以及对比例1-7制备的油基钻井液DF1-DF7进行封堵性能、承压性能测试，以及对纳米石墨烯产品进行油基钻井液中的配伍性能测试。以下测试例中，
表观粘度(AV，mPa·s)、塑性粘度(PV，mPa·s)、动切力(YP，Pa)采用六速旋转粘度计并根据GB/T29170-2012中规定的方法进行测量；
中压滤失量(API，mL)采用中压滤失仪并根据GB/T29170-2012中规定的方法进行测量；
高温高压滤失量(HTHP，mL)采用高温高压滤失仪并根GB/T29170-2012中规定的方法进行测量；
激光粒度仪的厂商为英国马尔文仪器公司；
接触角测量仪的厂商为成都雪豹科技有限公司，型号SDC-350；
六速旋转粘度计的厂商为斯迪莱铂公司，型号ZNN-D6S；
中压滤失仪的厂商为斯迪莱铂公司，型号SD4/SD4A；
高温高压滤失仪的厂商为肯测仪器公司，型号KC-GS173。
1、粒径和接触角
粒径测试：将封堵剂S1-S3加入到白油中，充分搅拌后，使用激光粒度仪测定上述封堵剂分散于白油后的粒径，并观察分散程度。
接触角测试：分别称取300mg封堵剂S1-S3，使用压片机将其制作成样品薄片，使用接触角测量仪分别测定白油和蒸馏水在上述薄片表面的接触角。
结果如表2所示。
表2
从表2可以看出，S1-S3的平均粒径在200-600nm范围，与蒸馏水接触角在89.2°-91.2°之间，在白油相中无团聚现象出现，这表明本发明所制备的纳米石墨烯在油相中具有优异的分散性，不团聚，使得其在油相中能够以纳米级尺寸分散，进而满足对泥页岩地层微孔隙的封堵使用要求。
2、封堵性能
将基浆(白油+1wt％主乳化剂+3wt％辅乳化剂+4wt％润湿剂+8wt％有机土+62.5wt％重晶石+6wt％降滤失剂，其中，各组分的百分含量以白油的重量为基准)置于高温高压滤失仪的泥浆杯中，在温度105℃、压差3.5MPa的条件下进行高温高压滤失量测试60min，测试结束后，冷却至室温，将泥浆杯中的基浆倒出，在泥浆杯的底部留下滤饼；沿着泥浆杯的内壁注入白油1-2次并在注入过程中轻轻晃动，之后将白油倒出，以洗去滤饼上的虚泥；再将白油注入该泥浆杯至刻度处，在温度105℃、压差3.5MPa的条件下重复上述高温高压滤失量测试过程，测试时间为30min，以进一步洗去虚泥，测试结束后冷却至室温，倒出白油，取出泥浆杯中的泥饼，并利用公式(I)计算得到该基浆的泥饼渗透率为684×10-2mD；利用上述的基浆泥饼作为具有微纳米裂缝的模拟地层；
K0＝q·l·μ/(A·Δp) (I)
其中，K0：渗透率，mD；
q：单位时间内平均滤失量，cm3/s；
l：泥饼厚度，mm；
μ：钻井液粘度，mPa·s；
A：泥饼面积，m2；
Δp：压差，MPa
将钻井液F1-F12、DF1-DF7作为测试浆进行老化处理(老化温度为105℃，老化时间为16h)，冷却至室温后分别置于高温高压滤失仪的泥浆杯中(泥浆杯底部采用上述基浆泥饼作为渗滤介质)，并在温度105℃、压差3.5MPa的条件下进行高温高压滤失量测试30min，测试结束后，冷却至室温，将泥浆杯中的浆液倒出，在泥浆杯的底部留下测试浆泥饼；沿着泥浆杯的内壁注入白油1-2次并在注入过程中轻轻晃动，之后将白油倒出，以洗去滤饼上的虚泥；再将白油注入该泥浆杯至刻度处，在温度105℃、压差3.5MPa的条件下重复上述高温高压滤失量测试过程，测试时间为30min，以进一步洗去虚泥，测试结束后冷却至室温，倒出白油，取出泥浆杯中的测试浆泥饼，并按照上述公式(I)分别计算得到测试浆F1-F12、DF1-DF7的泥饼渗透率(记为K1，mD)，在此基础上，利用公式(II)计算得到测试浆F1-F12、DF1-DF7对模拟地层封堵前后的渗透率降低率(即用渗透率降低率来表征封堵效果，渗透率降低率越高，表明封堵材料的封堵效果越好)，结果如表3所示；
其中，Kr：渗透率降低率，％；
K0：基浆泥饼(模拟地层)的渗透率，mD；
K1：测试浆泥饼的渗透率，mD
表3
油基钻井液 渗透率(10-2mD) 渗透率降低率(％)
F1 3.42 99.50
F2 2.89 99.58
F3 7.93 98.83
F4 2.79 99.59
F5 11.24 98.35
F6 12.13 98.22
F7 8.43 98.76
F8 14.56 98.87
F9 8.99 98.68
F10 14.7 97.84
F11 13.14 98.07
F12 16.22 97.62
DF1 434.33 36.13
DF2 278.88 58.99
DF3 312.23 54.08
DF4 298.86 56.05
DF5 348.65 47.73
DF6 198.86 70.76
DF7 87.34 87.22
由表3可以看出，通过模拟测试，油基钻井液F1-F12采用本发明提供的纳米石墨烯作为封堵剂，能够有效封堵模拟地层中的微纳米裂缝，表现出优异的封堵性能，渗透率降低率大于97％。而油基钻井液DF1未使用封堵剂，DF2-DF4使用的封堵剂是未按照本发明方法制备的封堵剂，DF5-DF6采用常规商用封堵剂或以天然鳞片石墨作为封堵剂，封堵效果均显著差于F1-F12。F1-F12所获得的优异封堵性能得益于其所采用的纳米石墨烯封堵剂具有良好亲油性，能够在油基钻井液体系中均匀分散，并且具有合适的尺寸及较好的承压性能，进而能够有效封堵微纳米裂缝，降低地层渗透率，阻止钻井液侵入地层。特别地，DF7未采用本申请的油基钻井液配方，其封堵性能与F1-F12相比存在一定差距。
3、承压性能
将长裂缝模具(缝宽4.0mm，缝长1.0m)装入DL-B型堵漏模拟试验装置中，分别将上述钻井液F1-F12、DF1-DF7加入到该装置中，从0MPa开始，以0.5MPa的梯度加压，每次稳压3min，直至加压至6MPa并稳压3min，在此过程中，不同压力下所驱出钻井液的液量(即滤液量)如表4所示。
表4
从表4可以看出，在该堵漏模拟试验中，油基钻井液F1-F12能够承压6.0MPa，表现出优异的承压性能，利于延缓孔隙压力传递，提高地层承压能力。相较之下，DF1-DF7的承压性能较差。
4、配伍性
配制油基钻井液基浆A(白油+6wt％有机土+4wt％乳化剂+3wt％润湿剂+25wt％重晶石+6wt％降滤失剂+20wt％氯化钙水溶液+5wt％氧化钙，其中，各组分的百分含量以白油的重量为基准)，之后在上述基浆A中加入10wt％(以基浆A中白油的重量为基准)的制备例1制得的纳米石墨烯S1，制得油基钻井液B。
分别测试油基钻井液基浆A、油基钻井液B在常温下的流变参数，结果如表5所示。
表5
由表5可以看出，加入本发明的纳米石墨烯堵剂对油基钻井液的流变性影响不大，流变性较好，表明本发明提供的纳米石墨烯作为油基钻井液用封堵剂具有良好的配伍性。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (16)

1.一种纳米石墨烯的制备方法，其特征在于，该方法包括：
(1)将原料石墨、第一氧化剂和插层剂接触进行第一反应，得到改性石墨；
(2)将所述改性石墨、酸和第二氧化剂接触进行第二反应，得到石墨烯预产物；
(3)将所述石墨烯预产物进行气流剥离，得到纳米石墨烯；
其中所述原料石墨：第一氧化剂：插层剂的重量比为1：(110-150)：(20-60)；所述第一反应的条件包括：温度为10-25℃；
所述第二反应的条件包括：温度为1-10℃，时间为2-4h；
所述气流剥离的条件包括：温度为30-90℃。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(1)中，所述原料石墨：第一氧化剂：插层剂的重量比为1：(120-140)：(30-50)。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，步骤(2)中，所述改性石墨：酸：第二氧化剂的重量比为1：(20-40)：(3-8)。
4.根据权利要求3所述的方法，其中步骤（2）中，所述改性石墨：酸：第二氧化剂的重量比为1：(30-37)：(4-6)。
5.根据权利要求1、2和4中任意一项所述的方法，其中，所述第一氧化剂选自过硫酸铵、过硫化钾、过碳酸钠和过氧乙酸中的至少一种；
和/或，所述插层剂选自浓硫酸、高锰酸钾、高碘酸中的至少一种；
和/或，所述第二氧化剂选自高锰酸钾、高铁酸、过二硫酸和重铬酸中的至少一种；
和/或，所述酸选自浓硫酸、高氯酸、高碘酸和浓硝酸中的至少一种。
6.根据权利要求5所述的方法，其中，所述第一氧化剂为过硫酸铵；
和/或，所述插层剂为浓硫酸；
和/或，所述第二氧化剂为高锰酸钾；
和/或，所述酸为浓硫酸。
7.根据权利要求3所述的方法，其中，所述第一氧化剂选自过硫酸铵、过硫化钾、过碳酸钠和过氧乙酸中的至少一种；
和/或，所述插层剂选自浓硫酸、高锰酸钾、高碘酸中的至少一种；
和/或，所述第二氧化剂选自高锰酸钾、高铁酸、过二硫酸和重铬酸中的至少一种；
和/或，所述酸选自浓硫酸、高氯酸、高碘酸和浓硝酸中的至少一种。
8.根据权利要求7所述的方法，其中，所述第一氧化剂为过硫酸铵；
和/或，所述插层剂为浓硫酸；
和/或，所述第二氧化剂为高锰酸钾；
和/或，所述酸为浓硫酸。
9.一种权利要求1-8中任意一项所述的制备方法制得的纳米石墨烯，其中，所述纳米石墨烯的平均粒径为110-750nm。
10.一种权利要求9所述纳米石墨烯，其中，所述纳米石墨烯的平均粒径为110-600nm。
11.权利要求9或10所述的纳米石墨烯在油基钻井液中作为封堵剂的应用。
12.一种油基钻井液，含有权利要求9或10所述的纳米石墨烯。
13.根据权利要求12所述的油基钻井液，其中，所述油基钻井液包括如下组分：基油100重量份、有机土5-12重量份、乳化剂1-6重量份、润湿剂2-6重量份、所述纳米石墨烯3-18重量份、加重剂5-30重量份、降滤失剂2-10重量份、氯化钙水溶液10-40重量份、氧化钙2-7重量份。
14.根据权利要求13所述的油基钻井液，其中，所述油基钻井液包括如下组分：基油100重量份、有机土6-10重量份、乳化剂2-5重量份、润湿剂3-5重量份、所述纳米石墨烯4-16重量份、加重剂10-20重量份、降滤失剂3-6重量份、氯化钙水溶液20-30重量份、氧化钙3-6重量份。
15.根据权利要求13或14所述的油基钻井液，其中，所述基油选自白油和/或柴油；
和/或，所述有机土为亲水性膨润土与烷基季铵盐类阳离子表面活性剂相互作用制得的亲油性黏土；
和/或，所述乳化剂包括主乳化剂和辅乳化剂；其中，所述主乳化剂选自环烷酸钙﹑油酸和环烷酸酰胺中的至少一种，所述辅乳化剂选自司盘系列乳化剂和/或烷基苯磺酸钙；
和/或，所述润湿剂为脂肪酸衍生物；
和/或，所述降滤失剂选自钠羧甲基纤维素、腐殖酸和褐煤碱液中的至少一种；
和/或，所述加重剂选自API重晶石、超细硫酸钡、磁铁矿粉、钛铁矿粉和四氧化三锰中的至少一种。
16.根据权利要求15所述的油基钻井液，其中，所述基液为白油；
和/或所述降滤失剂为钠羧甲基纤维素；
和/或，所述加重剂为API重晶石。
CN202210920684.1A 2022-08-02 2022-08-02 纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液 Active CN115124034B (zh)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210920684.1A CN115124034B (zh) 2022-08-02 2022-08-02 纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液
US18/175,072 US11873444B1 (en) 2022-08-02 2023-02-27 Nanographene and preparation method and use thereof and oil-based drilling fluid

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210920684.1A CN115124034B (zh) 2022-08-02 2022-08-02 纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN115124034A CN115124034A (zh) 2022-09-30
CN115124034B true CN115124034B (zh) 2023-10-20

Family

ID=83386137

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210920684.1A Active CN115124034B (zh) 2022-08-02 2022-08-02 纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液

Country Status (2)

Country Link
US (1) US11873444B1 (zh)
CN (1) CN115124034B (zh)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104789188A (zh) * 2015-01-12 2015-07-22 冯云 一种纳米介孔材料的制备方法
CN107628613A (zh) * 2016-07-16 2018-01-26 李飞羽 一种氨基功能化氧化石墨烯的制备方法
CN112723351A (zh) * 2020-12-29 2021-04-30 清华大学深圳国际研究生院 氧化石墨烯及其制备方法
CN113088268A (zh) * 2021-03-12 2021-07-09 西南石油大学 油基钻井液组合物、油基钻井液及其制备方法和应用
CN114408910A (zh) * 2021-12-21 2022-04-29 中烯新材料(福建)股份有限公司 一种石墨烯防滑耐磨改性新型材料的制备方法
CN114605974A (zh) * 2020-12-04 2022-06-10 中国石油天然气股份有限公司 一种油基钻井液及其制备方法
CN114605675A (zh) * 2022-04-22 2022-06-10 西南石油大学 一种氧化石墨烯纳米水凝胶封堵剂的合成及水基钻井液
CN114752064A (zh) * 2022-04-22 2022-07-15 西南石油大学 一种聚氨基硅烷接枝氧化石墨烯封堵剂及油基钻井液

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11097951B2 (en) * 2016-06-24 2021-08-24 The Regents Of The University Of California Production of carbon-based oxide and reduced carbon-based oxide on a large scale
CN111732940B (zh) * 2020-07-15 2022-04-29 北京石大博诚科技有限公司 水基钻井液用增效剂及其制备方法、水基钻井液和应用

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104789188A (zh) * 2015-01-12 2015-07-22 冯云 一种纳米介孔材料的制备方法
CN107628613A (zh) * 2016-07-16 2018-01-26 李飞羽 一种氨基功能化氧化石墨烯的制备方法
CN114605974A (zh) * 2020-12-04 2022-06-10 中国石油天然气股份有限公司 一种油基钻井液及其制备方法
CN112723351A (zh) * 2020-12-29 2021-04-30 清华大学深圳国际研究生院 氧化石墨烯及其制备方法
CN113088268A (zh) * 2021-03-12 2021-07-09 西南石油大学 油基钻井液组合物、油基钻井液及其制备方法和应用
CN114408910A (zh) * 2021-12-21 2022-04-29 中烯新材料(福建)股份有限公司 一种石墨烯防滑耐磨改性新型材料的制备方法
CN114605675A (zh) * 2022-04-22 2022-06-10 西南石油大学 一种氧化石墨烯纳米水凝胶封堵剂的合成及水基钻井液
CN114752064A (zh) * 2022-04-22 2022-07-15 西南石油大学 一种聚氨基硅烷接枝氧化石墨烯封堵剂及油基钻井液

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Nano Graphene Application Improving Drilling Fluids Performance;Norasazly Mohd Taha et al.;《Paper presented at the International Petroleum Technology Conference》;全文 *
氧化石墨烯及其复合物的制备与表征;毕朝刚;《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》;全文 *
石墨烯的制备及载体应用研究;冯攀等;《化工新型材料》;全文 *

Also Published As

Publication number Publication date
US20240043735A1 (en) 2024-02-08
CN115124034A (zh) 2022-09-30
US11873444B1 (en) 2024-01-16

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
CN111087984B (zh) 纳米封堵水基钻井液及其制备方法和应用
Cheraghian Application of nano-particles of clay to‎ improve drilling fluid
US3319716A (en) Fluid loss additive for well fluids, composition and process
CN109825263B (zh) 一种水基钻井液用纳米封堵剂及其制备方法与钻井液
CN113088268B (zh) 油基钻井液组合物、油基钻井液及其制备方法和应用
CN110819314B (zh) 一种钻井液纳米封堵剂及其制备方法及含该封堵剂的水基钻井液
US11286411B2 (en) Synergist for water-based drilling fluid and preparation method therefor, water-based drilling fluid and application thereof
Shettigar et al. CTAB grafted PAM gel and its application in drilling fluid
CN104610943A (zh) 水基纳米钻井液及其制备方法
CN105733526A (zh) 一种钻井液降滤失剂及其制备方法
CN113736435A (zh) 一种钻井液用纳米微乳液封堵剂及其制备方法
CN113355064A (zh) 一种基于弹性石墨的强吸附耐盐型封堵剂及水基钻井液
CN111574973A (zh) 三保水基钻井液体系
CN111205396B (zh) 接枝改性黄原胶及其制备方法和应用
CN115124034B (zh) 纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液
CN114214046A (zh) 一种抗高温改性二氧化锰纳米封堵剂及油基钻井液
CN113637464B (zh) 一种防塌钻井液及其制备方法和应用
CN115340854A (zh) 防塌钻井液及应用
CN110564387B (zh) 一种超高密度环保型气制油合成基钻井液及其制备方法
CN105907384B (zh) 一种水基钻井液及其制备方法
CN113429580B (zh) 改性超支化聚酯接枝碳微球及其制备方法和应用
US11441062B1 (en) Modified polyvinyl acetate and preparation method and use thereof and oil-based drilling fluid
CN114656647B (zh) 一种端氨基超支化聚合物接枝氧化石墨烯封堵剂及钻井液
CN114381243B (zh) 一种高强度抗盐封堵剂及水基钻井液

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