CN101790571B

CN101790571B - 包含乳化的水相的逆乳液流体体系,所述乳化的水相包含分散的必备的乳胶颗粒

Info

Publication number: CN101790571B
Application number: CN200880104813.8A
Authority: CN
Inventors: 项涛
Original assignee: Baker Hughes Inc
Current assignee: Baker Hughes Holdings LLC
Priority date: 2007-09-18
Filing date: 2008-07-28
Publication date: 2014-07-02
Anticipated expiration: 2028-07-28
Also published as: BRPI0817222A2; NO344653B1; US20080064612A1; US7749945B2; GB2465512B; AU2008302631A1; MX2010001658A; NO20100177L; AU2008302631B2; WO2009038874A1; CN101790571A; GB201003146D0; GB2465512A

Abstract

逆乳液流体体系和使用逆乳液流体体系进行石油开采操作的方法。

Description

包含乳化的水相的逆乳液流体体系,所述乳化的水相包含分散的必备的乳胶颗粒

相关申请

本申请涉及：基于2000年6月13日提交的临时申请号60/211162的2004年3月9日授予的美国专利号6703351；基于2003年8月4日提交的申请、于2004年6月10日公布的美国专利申请公布号2004/0110644(待审)，它是2001年2月16日提交的、被授予美国专利号6703351的申请号09/785842的部分继续申请；2003年9月5日提交、2007年9月18日授予的美国专利号7271131；和2006年6月1日公布的美国公布号2006/0116294，它是2005年11月21日提交的实用新型申请，基于2004年12月1日提交的临时申请60/632090。

发明领域

本发明提供了逆乳液流体体系，该逆乳液流体体系包含乳化的水相，所述乳化的水相包含分散的必备的(integral)乳胶颗粒。

发明背景

钻井流体体系被配制为具有特殊性质以在石油开采操作期间增加成功性。在石油开采操作期间所用的流体典型地是按照流体的连续相是包含水还是包含油来分类的。水基流体包含水作为连续相。油基流体包含油(或有机合成物)作为连续相。逆乳液流体包含作为连续相的油或有机合成物和乳化的水相。

逆乳液流体体系在页岩抑制、井眼稳定性和润滑性等方面易于展示高性能。不幸的是，逆乳液流体体系也有高“流通损失”风险。

“流通损失”一般是指全部钻井液到地层中的数量损失。在石油开采操作期间，当钻井流体体系接触某些地下缺陷时，流通损失通常发生。这些地下缺陷的例子包括但不一定限于：(1)天然或固有的裂缝，(2)诱发的或产生的裂缝；(3)洞穴性地层(裂缝和通道)，和(4)松散或高渗透性地层(松散砾石和/或沙子)。流通损失能带来高代价甚至灾难性的后果，包括石油开采操作的停工。

美国专利号6703351描述了包含聚合物乳胶的水基钻井流体体系，据说它“能在地下地层的至少一部分上提供可变形的乳胶膜”(参见《Id.at col.3》第11卷第24至26页)。然而，在某些情况下，希望在石油开采操作期间使用油基钻井流体体系。

美国公布号2004/0132625描述了用于添加给油基钻井流体体系的乳胶添加剂。不幸的是，乳胶添加剂包含水载体。

对油基钻井流体体系添加包含水载体的乳胶添加剂改变了油基钻井流体体系的水/油比。从本质上讲，油基钻井流体体系变成了具有不同流变学性质的不平衡的逆乳液钻井流体体系。例如，在生成的不平衡体系中，塑性粘度(PV)和/或屈服点(YP)趋于更高。参见美国专利公布号2004/0132625的表III中的配方25和26的初始和“最后”的性质。PV和/或YP的增加可以增加逆乳液流体体系的等价流通密度(“ECD”)，这进而又可以降低乳胶添加剂减少流通损失的能力。

对不平衡的逆乳液流体体系进行重新平衡是可能的。然而，不平衡的逆乳液流体体系将不得不在现场重新平衡或运离现场重新平衡。任一个选择使得使用包含水载体的乳胶添加剂变得没有效率。

简述

本发明提供了包含必备的乳胶颗粒的平衡的逆乳液流体体系。

在一个实施方案中，本发明提供了逆乳液流体体系，其包含：包含油和增粘剂的连续相；以及乳化的水相，该乳化的水相包含分散的必备的乳胶颗粒。

在一个实施方案中，本发明提供了逆乳液流体体系，其包含：连续相，该连续相包含油和亲有机物质的粘土；以及乳化的水相，该乳化的水相包含含有一种或多种单价盐和5wt％或更少的多价盐的盐水、聚酰胺表面活性剂和乳化的必备的乳胶颗粒。

在一个实施方案中，本发明提供了使用油基流体体系进行石油开采操作的方法，包括：提供具有初始屈服点的逆乳液流体体系，该逆乳液流体体系包含连续相和乳化的水相，所述连续相包含油，所述乳化的水相包含分散的必备胶乳颗粒；和，在使用所述逆乳液流体体系进行石油开采操作时，保持有效的控制滤失性质和有效的流变学性质。

附图的简要说明

图1是比较在(a)20wt％氯化钠水溶液或(b)CF-2002^TM中存在于

(水和大约50wt％的包含磺化苯乙烯/丁二烯共聚物的乳胶颗粒)中的乳胶颗粒的粒度分布的图。

图2是比较实施例3的两种钻井流体体系通过0.75微米达西圆盘的随时间的高温高压(HTHP)流体损失的图。

图3是比较实施例3的两种钻井流体体系通过0.4微米达西圆盘的随时间的HTHP流体损失的图。

发明详述

本发明提供了逆乳液流体体系，该逆乳液流体体系包含乳化的水相，所述乳化的水相包含分散的必备的乳胶颗粒。这里使用的词“必备的”是指，逆乳液流体体系在传送到现场前就已经用作为构成整体所必要的组分的乳胶颗粒配制好。在石油开采操作期间，逆乳液流体体系保持有效的流变性并减少流通滤失，而不需要在现场重新平衡和/或运离现场去重新平衡。在穿过高渗透性地层的钻井操作过程中，逆乳液流体体系特别利于使用。在一个实施方案中，逆乳液流体体系在穿过贫砂地层的钻井操作过程中使用。

本申请的逆乳液流体体系包含油底物和包含分散的必备的乳胶颗粒的乳化的水相。在一个实施方案中，分散的必备的乳胶颗粒本身是乳化在水相中的。在此实施方案中，钻井流体体系有时也称为多重乳液或“油包水包油”(“o/w/o”)流体体系。

本申请的逆乳液流体体系呈现出与美国专利号6703351(“′351专利”)中说明的水基钻井流体体系不同的问题。在′351专利中，包含乳胶颗粒的水连续相在钻井操作期间直接接触井孔壁。结果，乳胶颗粒直接从连续相积累以堵塞或密封地下缺陷。

相比之下，当使用逆乳液钻井流体体系执行钻井操作时，是油基连续相直接接触井孔壁。乳胶颗粒不分散在油基连续相中。相反，乳胶颗粒分散在乳化的水相中。事实上，逆乳液流体的好处之一是，它们能实现具有水相而无需水相与井孔壁直接接触的一些好处。尚不清楚分散在乳化的水相中的乳胶颗粒是否可堵塞或密封地下缺陷。

申请人已确定，在逆乳液钻井流体体系的乳化的水相中分散的必备的乳胶颗粒确实减少流体损失。并不将本申请限制于特定的行为机制，一旦接触剪切力，乳化的水相中的液滴(“o/w/o”钻井流体中的“w”)就被相信是变得变形和/或断开，并释放乳胶颗粒使其与周围的基底接触。

本申请的逆乳液流体体系有多种用途。在一个实施方案中，该逆乳液流体体系用于其中流变性和流体损失控制性质是重要的之应用中。在一个实施方案中，逆乳液流体体系是钻井流体体系。钻井流体体系包括例如钻井流体、钻进流体、完井流体、油井维修流体和/或堵漏丸剂。

逆乳液流体体系的连续相包含“油”。“油”可以基本上是形成连续相的、无毒的且可根据使用位置要求而充分生物降解的任何有机物质。在一个实施方案中，所述油选自由以下物质组成的组：烯烃、链烷烃、不溶于水的聚乙二醇、不溶于水的酯、柴油燃料、不溶于水的费托反应产物及它们的组合。合适的烯烃的例子包括但不一定限于聚α烯烃、直链α烯烃和内烯烃，通常是骨架异构化的烯烃。在一个实施方案中，油包含合成烯烃。在一个实施方案中，油包含烯烃和酯的混合物。在一个实施方案中，石油包含可从贝克休斯钻井液公司生产的一种烯烃/ 酯混合物CF-2002^TM。在一个实施方案中，所述烯烃在通过引用并入本文中的美国专利号5605872和5851958中有述。合适的链烷烃例如在美国专利号5837655中有说明，通过引用并入本文。

这里使用的术语“非毒性”定义为逆乳液流体体系符合排入美国水域适用的EPA要求。目前，钻井流体必须具有百万分之3万(30000ppm)或更高的悬浮微粒相(SPP)的LC₅₀以满足EPA标准。LC₅₀是使50％的接触的4-6天大的糠虾(Mysidopsis bahia shrimp)死亡的浓度。合适的逆乳液流体体系满足操作地点的相关环保标准。

乳化的水相(“o/w/o”中的“w”)包含水或是水基的。水基乳化的水相的例子是盐水。合适的盐水可以包含在配制这些流体体系中通常使用的基本上任何的盐，包括但不一定限于氯化钙、氯化钠、氯化钾、氯化镁、溴化钙、溴化钠、溴化钾、硝酸钙、甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯及它们的混合物。在一个实施方案中，水内部相包含盐含量为约5wt％或更多的盐水。在一个实施方案中，水内部相包含盐含量为约26wt％或更少的盐水。在一个实施方案中，盐水包含一种或多种单价盐。在一个实施方案中，盐水包含5wt％或更少的多价盐。在一个实施方案中，盐水包含0wt％的多价盐。

乳胶可以基本上是任何的聚合物乳胶。适用的乳胶包括例如乳胶颗粒、液体乳胶和/或可再分散的粉末乳胶(powered latex)。在一个实施方案中，乳胶是液体乳胶。液体乳胶一般包含分散在水载体中的乳胶颗粒。在一个实施方案中，载体是水。在一个实施方案中，载体包含水和另外的物质。例如，载体可以包含水、盐、防冻剂、醇、乙二醇、甘油、胺类和其他有机官能的化合物。合适的材料包含例如在美国专利7067460《用于非水基逆乳液钻井体系流体的水分散相的页岩稳定的有机官能化合物》中说明的那些和其它添加剂，该专利通过引用并入本文。

可以使用几乎任何的聚合物乳胶。适用的聚合物乳胶包括例如磺化苯乙烯/丁二烯共聚物、羧化的苯乙烯/丁二烯共聚物、聚甲基丙烯酸甲酯、聚乙烯、聚醋酸乙烯酯共聚物、聚醋酸乙烯酯/氯乙烯/乙烯共聚物、聚醋酸乙烯酯/乙烯共聚物、天然乳胶、聚二甲基硅氧烷及它们的组合。在一个实施方案中，乳胶包含磺化苯乙烯/丁二烯共聚物。在一个实施方案中，聚合物乳胶是可从贝克休斯钻井液公司商购得到的磺化苯乙烯/丁二烯共聚物添加剂

在一个实施方案中，逆乳液流体体系不包含添加的表面活性剂。在一个实施方案中，逆乳液流体体系包含添加的表面活性剂。在使用时，添加的表面活性剂被认为是与乳胶颗粒表面上的结构部分相互作用，并协助维持乳胶颗粒在乳化的水相中分散或乳化。在一个实施方案中，一种或多种表面活性剂基本上涂在乳胶颗粒上。用于逆乳液流体体系中的合适的表面活性剂包括例如甜菜碱、亚烷基乙酸碱金属盐(alkali metal alkylene acetates)、磺酸甜菜碱、醚羧酸盐及它们的混合物。在使用时，添加的表面活性剂的量一般是基于乳胶颗粒总体积的约5体积％或更少。在一个实施方案中，表面活性剂的添加量通常是基于乳胶颗粒总体积的约0.1体积％或更多。

在一个实施方案中，逆乳液流体体系包含一种或多种合适的增粘剂。合适的增粘剂包括例如亲有机物质的粘土、沥青材料、褐煤材料和/或油溶性聚合物。在一个实施方案中，增粘剂的量为基于逆乳液流体体系总重量的约1克/升或更多。在一个实施方案中，增粘剂的量为基于逆乳液流体体系的总重量的约50克/升或更少。在一个实施方案中，一种或多种增粘剂也为逆乳液流体体系提供过滤控制。过滤控制一般是通过形成防渗但可分散的薄滤饼来提供。合适的增粘剂均无毒。

可以在逆乳液流体体系中使用种类繁多的其它添加剂。这些添加剂包括例如页岩稳定剂、过滤控制添加剂、悬浮剂、分散剂、稀释剂、防成球添加剂、润滑剂、增重剂、渗漏控制剂、其它堵漏剂、钻井强化剂、穿透率强化剂、缓蚀剂、酸、碱、缓冲剂、清净剂、胶凝剂、交联剂、催化剂、可溶性盐、杀生物剂、一种或多种架桥剂和/或增重剂及它们的组合。

逆乳液流体体系不需要存在沉淀剂以减少流通损失。一个可选的组分是沉淀剂。合适的沉淀剂包括例如硅酸盐、铝复合物(aluminum complex)及它们的混合物。适用的铝复合物包括例如铝酸钠NaAl₂O₂(有时写为Na₂OAl₂O₃)、氢氧化铝、硫酸铝、醋酸铝、硝酸铝、铝酸钾等及它们的混合物(特别是pH值大于9以使这些化合物溶于水)。可选的沉淀剂的量可以是基于逆乳液流体体系总重量的约5到约50克/升。在一个实施方案中，可选的沉淀剂的量是基于逆乳液流体体系总重量的约10克/升至约25克/升。不限于特定的行为机制，人们相信，当存在时，沉淀剂化学地结合到沿钻孔排列的粘土的表面，提供了可供乳胶结合的高活性极性表面。

在一个实施方案中，逆乳液流体体系包含可选的沉淀剂。在一个实施方案中，可选的沉淀剂以亚稳态形式保持在逆乳液流体体系的水相中。如果是在悬浮液或溶液中，该沉淀剂处于亚稳态形式，但遇到井孔壁后就沉淀。在一个实施方案中，沉淀剂包含铝化合物。在通常情况下，将铝化合物添加到现场的逆乳液流体体系中。如果早些加到逆乳液流体体系中，铝化合物就趋于不稳定而过早沉淀。

通过将所述组分搅拌混合一段时间来制备逆乳液流体体系。在一个实施方案中，通过将乳胶(液体或粉末状)与含水流体混合来制备逆乳液流体体系。在一个实施方案中，所述含水流体是水。在一个实施方案中，所述含水流体是盐水。在一个实施方案中，与含水流体混合的乳胶的量基于最后的水溶液总重量是约50wt％或更少。在一个实施方案中，将含水流体和乳胶搅拌混合足以生成包含分散的乳胶颗粒的水溶液的一段时间。在一个实施方案中，将任何添加的表面活性剂和/或沉淀剂添加到最后的水溶液中然后将最后的水溶液混合到油中以产生逆乳液。在一个实施方案中，任何增粘剂和/或流体损失控制剂可在将最后的水溶液混入油相之前或之后加入到油相中里。油底物和最后的水溶液的组合在有效产生逆乳液的条件下混合。一般来说，在搅拌条件下，这些组分可以以任何顺序混合在一起。

为了有效，逆乳液流体体系具有有效的流变性。逆乳液流体体系有足够的结构来悬浮架桥剂但等价流通密度尚可接受。

最初和最后的流变性可在实验室通过测量最初和最后的宾厄姆 (Bingham)塑性流变性质来评估。最初宾厄姆塑性性质是在流体混合或制备后测量的。最后的宾厄姆塑性流变性质一般是在升高的温度下热摇晃(hot rolling)一段时间后测量的。在一个实施方案中，宾厄姆塑性流变性质的测量是在121℃(250°F)下热摇晃约16小时后进行的。通常评估的流变性质包括：塑性粘度；十秒钟凝胶强度；10分钟凝胶强度。

在最初和最后的宾厄姆塑性流变性质之间有些变动是可以接受的。不过，希望包含分散在乳化的水相中的必备的乳胶颗粒的逆乳液流体体系(“试验样品”)的最后的宾厄姆塑性流变性质保持尽可能接近最初的宾厄姆塑性流变性质。

在一个实施方案中，试验样品的最终屈服点在试验样品的初始屈服点的20％内。在一个实施方案中，试验样品的最终屈服点在试验样品的初始屈服点的15％内。在一个实施方案中，试验样品的最终屈服点在试验样品的初始屈服点的12％内。在一个实施方案中，试验样品的最终屈服点在试验样品的初始屈服点的10％内。在一个实施方案中，试验样品的最终屈服点在试验样品的初始屈服点的5％内。在一个实施方案中，试验样品的最终屈服点与试验样品的初始屈服点基本上是相同的。

在一个实施方案中，试验样品的最后10秒钟凝胶强度位于试验样品的最初凝胶强度的20％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10秒钟凝胶强度位于试验样品的最初凝胶强度的17％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10秒钟凝胶强度位于试验样品的最初凝胶强度的10％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10秒钟凝胶强度位于试验样品的最初凝胶强度的5％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10秒钟凝胶强度位于试验样品的最初凝胶强度的2％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10秒钟凝胶强度与试验样品的最初凝胶强度基本上相同。

在一个实施方案中，试验样品的最后10分钟凝胶强度位于试验样品的最初10分钟凝胶强度的20％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10分钟凝胶强度位于试验样品的最初10分钟凝胶强度的15％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10分钟凝胶强度位于试验样品的最初10分钟凝胶强度的10％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10分钟凝胶强度位于试验样品的最初10分钟凝胶强度的5％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10分钟凝胶强度位于试验样品的最初10分钟凝胶强度的2％内。在一个实施方案中，试验样品的最后10分钟凝胶强度与试验样品的最初10分钟凝胶强度基本上相同。

期望的宾厄姆塑性流变性质的绝对值可以改变。在一个实施方案中，试验样品的最终屈服点为约8.8牛顿/平方米(18磅/百平方英尺)或更少。在一个实施方案中，试验样品的最后10秒钟凝胶强度为大约3.9牛顿/米(8磅/百平方英尺)或更少。在一个实施方案中，测试样品的最后10分钟凝胶强度为大约7.3牛顿/米(15磅/百平方英尺)或更小(使用FANN 35A粘度计测量)。

与没有分散的必备的乳胶颗粒的同样的油包盐水的乳状液相比，包含分散在乳化的水相中的必备的乳胶颗粒的逆乳液流体体系还降低高温高压(“HTHP”)流体损失。本文所使的“高温高压流体损失”是在121℃(250°F)下热摇晃逆乳液体系16个小时后测量的。本申请涵盖高温高压流体损失方面的任何改善。

在一个实施方案中，HTHP流体损失是在35.15Kg/cm²(500磅/平方英寸)的压力差和121℃(250°F)的温度下30分钟后通过0.75微米达西圆盘的流体的量。在此实施方案中，测试样品展示了在100分钟或更长时的高温高压流体损失，这一高温高压流体损失比相同条件下包含相同的流体体系而没有分散的必备的乳胶颗粒的对照物所呈现的高温高压流体损失少10％或更多。在一个实施方案中，测试样品展示了比该对照物所呈现的少约15％或更多的在100分钟或更长时的高温高压流体损失。在一个实施方案中，测试样品展示了比该对照物所呈现的少约20％或更多的在100分钟或更长时的高温高压流体损失。在一个实施方案中，测试样品展示了比该对照物所呈现的少约25％或更多的在100分钟或更长时的高温高压流体损失。

在一个实施方案中，测试样品减少了在35.15Kg/cm²(500磅/平方英寸)的压力差和121℃(250°F)的温度下100分钟后通过0.4微米达西圆盘的高温高压流体损失。在此实施方案中，测试样品展示了在100分钟或更长时的高温高压流体损失，这一高温高压流体损失比相同条件下包含相同的流体体系而没有分散的必备的乳胶颗粒的对照物所呈现的高温高压流体损失少约15％或更多。在一个实施方案中，测试样品展示了比该对照物所呈现的少约20％或更多的在100分钟或更长时的高温高压流体损失。在一个实施方案中，测试样品展示了比该对照物所呈现的少约25％或更多的在100分钟或更长时的高温高压流体损失。在一个实施方案中，必备的乳胶的存在消除了在100分钟或更长时通过达西圆盘的高温高压流体损失。

参照下面的实施例，本申请将得到更好的理解，这些实施例仅仅是说明性的而不应被视为限制权利要求。在下面的实施例中，乳化稳定性通常是通过测量流体的电稳定性来测量的。电稳定性通常是通过向跨越浸在流体中的一对平行平板电极施加电压斜线上升的正弦电信号来测定的。由此产生的电流在到达到阈值电压之前仍然很低。之后电流就上升得很快。阈值电压是流体的电稳定值，并被定义为在电流达到61微安时测量到的峰值电压。

实施例1

图1是比较在(a)20wt％氯化钠水溶液或(b)CF-2002^TM中的

(分散在水中的大约50wt％的磺化苯乙烯/丁二烯颗粒)的粒度分布的图。粒度是用Malvern Mastersizer粒度分析仪测量的。CF-2002^TM中的乳胶颗粒的平均直径约为1-2微米。相比之下，NaCl溶液中的乳胶颗粒平均直径为约0.1-0.2微米。上述结果意味着CF-2002^TM中的水滴含有约500个乳胶颗粒。

实施例2

制备下面的流体并测量其流变性质。所有的流体都根据实地测试油基钻井流体推荐实践标准规程、API推荐操作法13B-2，1998年2月第三版和/或已有的贝克休斯钻井流体规程来进行混合和测量。成分按照在表中所示的顺序来混合，使用Prince Castle混合器在11000转/分钟下混合30分钟。

使用FANN 35A粘度计在120°F(49℃)下测量最初的宾厄姆塑性流变性质：塑性粘度、屈服点、十秒钟凝胶和十分钟凝胶。也测量了电稳定性。这些组分和结果给出于下表中：

实际使用的流体是

这是可从贝克休斯钻井流体公司得到的包含烯烃异构体的合成基钻井流体。在本实施例中，包含：CF-2002^TM，一种无毒且可生物降解的烯烃和酯的混合物；

一种亲有机物质的胺处理过的锂皂石粘土；和OMNI-

一种在合成基和油基钻井流体中用作非离子乳化剂和润湿剂的聚酰胺。

是一种乳胶添加剂，其包含水和大约50wt％的乳胶颗粒，该乳胶颗粒包含磺化苯乙烯/丁二烯共聚物。

根据上述结果，未增重的油包盐水包乳胶型乳液具有可接受的流变性质且电稳定值是未增重的油包盐水的电稳定值的3倍以上。

实施例3

具有下表所示组成的流体是使用实施例1的程序来制备和测量的。此外，在老化前后测量在121℃(250°F)下通过0.4微米和0.75微米达西圆盘的高温高压流体损失，达西圆盘符合ASTM E11的要求。流体损失随时间的变化示于图2和图3。结果在下表中给出：

REV-DUST^TM是模拟的钻品(drilled product)，可以从得克萨斯州休斯顿市的Mil-White公司获得。以下物质可从贝克休斯钻井流体公司商购得到：重晶石添加剂MIL-BAR^TM和高温软化点硬沥青CARBO-

油包盐水包乳胶钻井流体比油包盐水钻井流体显示出较少的流体损失(分别是12.0毫升和16.0毫升)。图2和图3是比较两种老化的流体体系随时间而通过0.75微米和0.4微米达西圆盘的高温高压流体损失的图。在油包盐水包乳胶流体体系中见到了较少的流体损失，尽管油包盐水包乳胶流体体系的电稳定性明显低于油包盐水流体体系中的电稳定性。

与油包盐水流体体系相比，油包盐水包乳胶(o/w/o)流体体系提供了明显的优势。在钻探包括例如贫砂地层的松散地层或高渗透性地层时优势将是最明显的。

对比例4

将申请公布号2004/0132625的表III中的配方25和26的流变性质和实施例4的油包盐水包乳胶流体的1.68g/cm³(14ppg)进行了比较。结果在下表中给出：

^＊申请公布号2004/0132625

老化的实验样品的屈服点保持在未老化的实验样品的11％之内。相比之下，老化的配方25和26的屈服点分别比未老化的配方25和26大62％和69％。

老化的实验样品的10秒钟凝胶点保持在未老化的实验样品的10秒钟凝胶点的17％之内。相比之下，老化的配方25和26的10秒钟凝胶点分别比未老化的配方25和26的10秒钟凝胶点大83％和30％。

老化的实验样品的10分钟凝胶点与未老化的实验样品的10分钟凝胶点相同。相比之下，老化的配方25和26的10分钟凝胶点分别比未老化的配方25和26的10分钟凝胶点大85+％和41+％。

本领域的普通技术人员将会认识到，可以对这里描述的实施方案进行许多修改。这里说明的实施方案旨在是说明性的，而不应视为限制本发明，本发明将在权利要求中定义。

Claims

1.一种用于控制流变性和流体损失的逆乳液流体体系，所述流体体系选自钻井流体、钻进流体、完井流体、油井维修流体和／或堵漏丸剂，所述流体体系包含：

包含油和增粘剂的连续相，其中该增粘剂包括亲有机物质的粘土、沥青材料、褐煤材料和／或油溶性聚合物，和该增粘剂的量为1克／升-50克／升，基于该逆乳液流体体系总重量；以及

乳化的水相，该乳化的水相包含分散的、必备的乳胶颗粒，其中该乳胶包括磺化苯乙烯／丁二烯共聚物、羧化的苯乙烯／丁二烯共聚物、聚甲基丙烯酸甲酯、聚乙烯、聚醋酸乙烯酯共聚物、聚醋酸乙烯酯／氯乙烯／乙烯共聚物、聚醋酸乙烯酯／乙烯共聚物、天然乳胶、聚二甲基硅氧烷及它们的组合。

2.权利要求1的逆乳液流体体系，其在121℃下热摇晃16小时后呈现18磅／百平方英尺或更小的最终屈服点。

3.权利要求2的逆乳液流体体系，其中：

最后10秒钟凝胶强度为8磅／百平方英尺或更小；和

最后10分钟凝胶强度为15磅／百平方英尺或更小。

4.权利要求3的逆乳液流体体系，其中所述增粘剂包含亲有机物质的粘土。

5.权利要求4的逆乳液流体体系，其中所述乳化的水相包含盐水，所述盐水包含一种或多种单价盐和5wt％或更少的多价盐。

6.权利要求5的逆乳液流体体系，其中所述乳胶颗粒包含磺化苯乙烯／丁二烯共聚物。

7.权利要求1-6中任一项的逆乳液流体体系，其中将所述分散的必备的乳胶颗粒乳化在乳化的水相中。

8.权利要求1-6中任一项的逆乳液流体体系，其还包含聚酰胺表面活性剂。

9.权利要求7的逆乳液流体体系，其还包含聚酰胺表面活性剂。

10.权利要求8的逆乳液流体体系，其中所述油包含混合物，所述混合物包含一种或多种烯烃和一种或多种酯。

11.权利要求9的逆乳液流体体系，其中所述油包含混合物，所述混合物包含一种或多种烯烃和一种或多种酯。

12.使用油基流体体系进行石油开采操作的方法，包含：

提供根据权利要求1-11中任一项的逆乳液流体体系，其中该逆乳液流体体系具有初始屈服点；和

在使用所述逆乳液流体体系进行石油开采操作时，保持有效的流体损失控制性质和有效的流变性质。

13.权利要求12的方法，其中：

当通过在121℃或更高的温度下热摇晃16个小时老化逆乳液流体体系以产生老化的逆乳液流体体系时，有效的流体损失控制性质和有效的流变性质反映在实验室中；和

所述老化的逆乳液流体体系呈现出最终流变性，其包含：

位于初始屈服点的20％内的最终屈服点；

位于最初10秒钟凝胶强度的20％内的最后10秒钟凝胶强度；和

位于最初10分钟凝胶强度的20％内的最后10分钟凝胶强度；和

所述老化的逆乳液流体体系在35.15Kg／cm²的压力差和121℃的温度下100分钟后通过0.75微米的达西圆盘和通过0.4微米的达西圆盘呈现出第一高温高压流体损失，该第一高温高压流体损失比相同条件下包含相同的流体体系而没有分散的必备的乳胶颗粒的对照物所呈现的高温高压流体损失少15％或更多。

14.权利要求13的方法，其中：

最终屈服点位于初始屈服点的12％内；

最后10秒钟凝胶强度位于最初10秒钟凝胶强度的17％内；

最后10分钟凝胶强度位于最初10分钟凝胶强度的10％内；和

第一高温高压流体损失比相同条件下包含相同的流体体系而没有分散的必备的乳胶颗粒的对照物所呈现的高温高压流体损失少20％或更多。

15.权利要求13的方法，其中：

最终屈服点位于初始屈服点的10％内；

最后10秒钟凝胶强度位于最初10秒钟凝胶强度的17％内；

最后10分钟凝胶强度位于最初10分钟凝胶强度的10％内；和

16.权利要求12-15中任一项的方法，其中第一高温高压流体损失比相同条件下包含相同的流体体系而没有分散的必备的乳胶颗粒的对照物所呈现的高温高压流体损失少25％或更多。

17.权利要求12-15中任一项的方法，其中最后10分钟凝胶强度位于最初10分钟凝胶强度的5％内。

18.权利要求16的方法，其中最后10分钟凝胶强度位于最初10分钟凝胶强度的5％内。

19.权利要求12-15中任一项的方法，其中最后10分钟凝胶强度位于最初10分钟凝胶强度的2％内。

20.权利要求16的方法，其中最后10分钟凝胶强度位于最初10分钟凝胶强度的2％内。