CN103270130B - 具有降低的垂沉潜性的钻井液和相关方法 - Google Patents

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Abstract

本发明描述了反相乳液钻井液,该钻井液具有增加的乳化稳定性和降低的垂沉潜性。所述钻井液包含反相乳液、增重剂和大量胶体颗粒。所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂。至少一部分的所述大量胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制增重剂垂沉的缔合性支撑结构。在一些实施方案中,增重剂包括重晶石颗粒,特别是粒度小于约45微米的重晶石颗粒。还公开了用于将反相乳液钻井液经由井孔置于地下岩层的方法。

Description

具有降低的垂沉潜性的钻井液和相关方法
发明背景
本发明涉及用于地下应用中的反相乳液钻井液,并特别是具有增加的乳液稳定性和降低的重晶石垂沉潜性的反相乳液钻井液。
钻井液或钻井泥浆是设计的流体,其循环于井孔以便于钻井作业。钻井液的功能可以包括但不限于从井孔中除去钻屑、冷却和润滑钻头、帮助支持钻杆和钻头并提供静水压头以便保持井壁的完整和防止井喷的发生。
人们常常希望改变钻井液的密度以维持井孔内压力平衡并保持井孔稳定。改变密度通常是通过向钻井液加入增重剂来实现。通常,增重剂是重晶石(barite)(硫酸钡),有时拼写为重晶石(baryte)。重晶石是一种不溶性的材料,通常向钻井液中加入额外的稳定剂以保持该盐处于悬浮态。稳定剂可以包括,例如,增稠剂、增粘剂、胶凝剂等。如果稳定剂使得钻井液的粘度增加很多,以至于变得难以有效地泵入井孔中,则稳定剂的使用可能是有问题的。
在粘度较低的钻井液中,甚至在加入的稳定剂存在下,重晶石也可以在称为“重晶石垂沉”的条件下开始由钻井液沉降。其它固体增重剂也会经历垂沉。如本文所用,术语“重晶石垂沉”指的是重晶石或其它固体增重剂在钻井液中缓慢沉降。重晶石垂沉不是期望的,因为它会导致在井孔中的流体密度不均匀和改变井的性能。如果钻井液在泵入井下之前不能得到有效剪切,重晶石垂沉会是特别有问题的。例如,重晶石垂沉可以在将钻井液运往海上钻井平台的运输过程中发生。在其它情况下,当钻井液在井下花费的时间比通常的时间更长时或井下剪切力不足时,会在井下发生重晶石垂沉。在极端的情况下,重晶石垂沉可使重晶石床沉积在井孔下部,最终导致堵住钻杆并可能使井孔废掉。
井口的钻井液表面密度与在井下泵送或循环时的密度之差通常被称为当量循环密度(ECD)。已经开发出多种具有低ECD的钻井液,所述钻井液含有亲有机质粘土或有机褐煤(organolignite)的添加剂。如本文所用,术语“亲有机质粘土”是指已用阳离子表面活性剂(例如,二烷基胺阳离子表面活性剂或季铵化合物)处理或进行了类似的表面处理的粘土。有机褐煤添加剂已经以类似的方式准备。亲有机质粘土在非极性有机溶剂中溶胀,从而形成开放的聚集体(open aggregate),所述聚集体被认为是重晶石和其它固体增重剂在含有这些试剂的反相乳液钻井液中的悬浮结构。尽管这些添加剂在许多情况下在调节重晶石垂沉上是有效的,但是特别是亲有机质粘土暴露于钻屑会改变钻井液的性能。特别地,亲有机质粘土防止了形成理想或接近理想的触变流体,所述流体初始是粘稠的但在稍后的时间变稀。
不含有亲有机质粘土或有机褐煤添加剂的钻井液可以具有乳液结构,该结构对其中低的固体浓度敏感。在这些情况下,可以要求最小的固体浓度以便随着时间过去达到足够的乳液稳定性。许多钻井应用依靠将固体以钻屑形式在井下引入钻井液中以便稳定钻井液的乳液结构。在这些情况下,通常认为引入~2-3%的钻屑固体是保持井下乳液稳定性所需要的。尽管在许多情况下井下引入钻屑固体提供了令人满意的性能,但也有并非这种情况的值得注意的例外。在某些情况下,钻孔操作可能没有将足以实现令人满意的乳液稳定性的量的钻屑固体引入钻井液中。在其它情况下,钻屑固体未必是实现令人满意的乳液稳定性的正确类型。例如,沙层和盐层可能提供不能令人满意地稳定钻井液的乳液结构的钻屑固体。在其它情况下,钻井液在输送到钻井现场的过程中可能会经历显著的垂沉。
发明概述
第一方面,本发明提供了一种方法,其包括:提供一种钻井液和将钻井液通过穿透地下岩层的井孔置于地下岩层中,该钻井液包含:反相乳液、增重剂和大量胶体颗粒,所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂;其中至少一部分的所述大量胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制增重剂垂沉的缔合性支撑结构。
增重剂可以包括重晶石颗粒。重晶石颗粒的粒度可以是小于约45微米。胶体颗粒可以具有约0.5微米-约5微米的平均粒度。胶体颗粒的粒度可以是小于约2微米。钻井液可以具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约5%的密度。所述大量胶体颗粒可包括至少一种选自如下组的胶体颗粒:磨细矿物(ground mineral)、沸石颗粒、海泡石颗粒、绿坡缕石颗粒、伊利石颗粒、蒙脱石颗粒、非亲有机质粘土颗粒、膨润土颗粒、石英颗粒、碳酸钙颗粒、二氧化硅粉颗粒(a silica flour particle)、氢氧化钙颗粒、氢氧化镁颗粒、铝氧烷颗粒、碳纳米管、富勒烯、石墨、石墨烯、氧化石墨、包含纤维材料的颗粒、金属纳米颗粒、金属纳米棒、金属纳米球、金属纳米片(nanoplatelet)、非金属纳米颗粒、非金属纳米棒、非金属纳米球、非金属纳米片、金属氧化物纳米颗粒、金属氧化物纳米棒、金属氧化物纳米球、金属氧化物纳米片、中空微球、中空纳米球和玻璃球。至少一部分所述大量胶体颗粒可以包括碳酸钙。增重剂可以包括至少一种选自如下组的增重剂:赤铁矿、磁铁矿、铁氧化物、钛铁矿、菱铁矿、天青石、白云石、橄榄石、方解石、镁氧化物、四氧化三锰、岩盐、碳酸钙和硫酸锶。
第二方面,本发明提供了一种方法,其包括:提供一种钻井液和使用该钻井液在地下岩层中钻井孔,该钻井液不含亲有机质粘土且包含反相乳液、粒度为至多约45微米的重晶石颗粒和大量胶体颗粒,所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂;其中所述钻井液具有在至少约62小时的静态老化的时间内变化小于约5%的密度。
至少一部分的所述大量胶体颗粒可以包括碳酸钙。钻井液可以具有至多约5毫米/小时的垂沉速率。
第三方面,本发明提供了一种方法,包括:提供一种钻井液和使用该钻井液在地下岩层中钻井孔,所述钻井液不含亲有机质粘土和包含:反相乳液具有的粒度为至多约45微米的重晶石颗粒和大量胶体颗粒,所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂;其中至少一部分所述大量胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制重晶石颗粒垂沉的缔合性支撑结构。
该钻井液可以具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约5%的密度。至少一部分所述大量胶体颗粒可以包括碳酸钙。钻井液中可以具有至多约5毫米/小时的垂沉速率。
第四方面,本发明提供了不含亲有机质粘土的钻井液,所述钻井液包括:油性流体连续相;水性流体内相;表面活性剂;重晶石颗粒;和大量胶体颗粒;其中所述钻井液具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约5%的密度。
钻井液可以具有至多约5毫米/小时的垂沉速率。至少一部分的所述大量胶体颗粒可以包括碳酸钙。重晶石颗粒的粒度可以是小于约45微米。
第五方面,本发明提供了不含亲有机质粘土的钻井液,所述钻井液包括:油性流体连续相、水性流体内相、表面活性剂、增重剂和大量胶体颗粒;其中至少一部分的所述大量胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制增重剂垂沉的缔合性支撑结构。
至少一部分的大量胶体颗粒可以包括碳酸钙。增重剂可以包括粒度小于约45微米的重晶石颗粒。
本发明涉及用于地下应用的反相乳液钻井液,特别是具有增加的乳液稳定性和降低的重晶石垂沉潜性的反相乳液钻井液。
在一个实施方案中,本发明提供了一种方法,其包括:提供一种钻井液和通过穿透地下岩层的井孔将该钻井液置于地下岩层中,所述钻井液包含:反相乳液、增重剂和大量胶体颗粒,所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂;其中至少一部分所述大量胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制增重剂垂沉的缔合性支撑结构。
在一个实施方案中,本发明提供了一种方法,其包括:提供一种钻井液和使用该钻井液在地下岩层中钻井孔,所述钻井液不含亲有机质粘土且包含:反相乳液体、粒度为至多约45微米的重晶石颗粒和大量胶体颗粒,所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂;其中所述钻井液具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约5%的密度。
在一个实施方案中,本发明提供了一种方法,其包括:提供一种钻井液,和使用该钻井液在地下岩层中钻井孔,所述钻井液不含亲有机质粘土且包含:反相乳液、粒度为至多约45微米的重晶石颗粒和大量胶体颗粒,所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂;其中至少一部分的所述大量胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制重晶石颗粒垂沉的缔合性支撑结构。
在一个实施方案中,本发明提供了不含亲有机质粘土的钻井液,该钻井液包括:油性流体连续相;水性流体内相;表面活性剂;重晶石颗粒;和大量胶体颗粒;其中所述钻井液具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约5%的密度。
在一个实施方案中,本发明提供了不含亲有机质粘土的钻井液,所述钻井液包括:油性流体连续相;水性流体内相;表面活性剂;增重剂;和大量胶体颗粒;其中至少一部分的所述大量胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制增重剂垂沉的缔合性支撑结构。
通过阅读下面对优选实施方案的描述,本发明的特征和优点对本技术领域的熟练技术人员来说将是显而易见的。
附图简述
包括下图用以说明本发明的某些方面,且其不应被看作是排他性的实施方案。公开的主题允许有相当大的修改、变更以及在形式和功能上等效,如本领域的熟练技术人员会做的并具有本公开内容的益处的那样。
图1显示了说明性的本发明钻井液与不含缔合性支撑结构的钻井液相比的逐步下降叶片流变图。
图2和图3显示了说明性的本发明钻井液与不含缔合性支撑结构的钻井液相比的流变曲线。图2显示了600rpm至0.9rpm的完整的流变曲线,和图3显示了图2中从0.9rpm至10rpm的低剪切区域的放大图。
图4显示了配制剂33在没有静态老化的情况下说明性的逐步下降叶片流变图。
图5显示了初始制备的和在200°F(93℃)下静态老化62小时后的配制剂60的说明性逐步下降叶片流变图。
图6显示了在200°F(93℃)下静态老化62小时后的配制剂73的说明逐步下降叶片流变图。
图7显示了用于中试规模的剪切的配制剂52在200°F(93℃)下静态老化62小时后的说明性逐步下降叶片流变图。
图8显示了由″ENCORE″基础油配制的代表性的钻井液相比于由“ACCOLADE”基础油配制的钻井液的性能的说明性流变图。
发明详述
本发明涉及用于地下应用中的反相乳液钻井液,特别是具有增加的乳液稳定性和降低的重晶石垂沉潜性的反相乳液钻井液。更具体地,本发明提供了反相乳液钻井液,其具有良好的流变学性能且于长时间内维持低的ECD。
虽然以下的描述主要是针对含有重晶石颗粒的钻井液,但是含有类似增重剂的钻井液也可以通过利用本实施方案来稳定。
本文只讨论或暗示了本发明的许多优点中的少数,本发明总的来说提供了用于在一定的地下岩层中钻井孔的简便方法。这通过使用反相乳液钻井液得以完成,所述钻井液具有减小的重晶石垂沉潜性和增加的长期间乳液稳定性。乳液稳定性可反映在钻井液在延长的老化时间内具有相对稳定的密度和流变曲线。本发明的反相乳液钻井液使用胶体颗粒或胶体颗粒的组合,所述胶体颗粒或其组合使钻井液特别是在井下温度下具有增加的密度稳定性。通过胶体颗粒的密度稳定使得本发明的钻井液对于扩展的井下用途是理想的,尤其是在大斜度井孔、具有狭窄环形的井孔和在衰竭地层中的井孔中,在所述井孔中钻井液会消耗相当大量的井下时间。另外,通过胶体颗粒的密度稳定可以允许本发明的钻井液输送到钻井现场,而不必担心在运输过程中在钻井液中形成密度梯度。
根据常规思维,胶体颗粒加入到钻井液中会导致不希望的粘度增加。然而,如下文所述,胶体颗粒加入到钻井液中令人惊讶地提高了钻井液的低剪切流变曲线。另外,申请人已发现在某些情况下,胶体颗粒与反相乳液的表面活性剂形成缔合性支撑结构,所述结构有助于稳定乳液结构。
本发明的钻井液有利地利用了在泵送到井下之前将胶体颗粒引入钻井液内以稳定钻井液的乳液结构和增重剂在其中的分布。根据本发明的实施方案,在钻孔操作过程中引入钻屑固体和过度的井下剪切不是在井下时稳定乳化液所必需的。早期引入胶体颗粒使钻井液的组成得以保持在所需范围内以赋予乳液稳定性,同时产生所希望的长时间的流变学性能。此外,早期引入胶体颗粒允许钻井液在泵送操作之前或期间在不施加剪切的情况下被泵入井下,以便将增重剂再分散。因此,钻井液可以在生产设施中配制、剪切,然后输送到钻井现场用于井下泵送。
本发明的钻井液的另一优点是,与不含至少一些胶体颗粒的钻井液相比,胶体颗粒存在的量要足以赋予钻井液以增加的密度稳定性而不会降低其流变性能。因此,本发明的钻井液保持非常适合于井下泵送并证明了所希望的井下性能特征。此外,向本发明的钻井液引入胶体颗粒会导致某些有益的流变性增强,如本文所讨论的。
本领域常规地通过在与在井下所经历的那些可比的条件下使钻井液样品静态老化来模拟钻井液的井下性能。通过监测在模拟的井下条件下作为时间的函数的钻井液样品的流变性能和密度,可以确定井下性能和垂沉潜性的指标。通常,常规的是在静态老化16小时后进行这些测量。本技术领域的普通技术人员认为这段时间足以表示钻井液在井下的长期密度稳定性和流变性能。然而,申请人已经发现,在16小时的老化下表现出可接受的性能的一些钻井液在更长的老化时间(例如约62小时)下具有完全改变的密度和流变曲线。因此,基于16小时的老化数据可能看起来适合于井下使用的钻井液实际上对于延长的井下停留时间来说可能是完全不能接受的。本发明的含胶体颗粒的钻井液有利地提供了在较长期间内相对稳定的密度和良好的流变性能,这使得它们更适合于某些井下作业。特别地,本钻井液的低剪切流变性能特别明显地超过常规钻井液的性能。
如上所述,胶体颗粒加入到本发明的钻井液中被认为是有益地稳定了延长期间内的钻井液的乳液结构和密度。不受理论或机理的束缚,申请人相信,至少一部分的所述大量胶体颗粒与反相乳液的表面活性剂相互作用,形成缔合性支撑结构,该结构抑制了延长期间内重晶石颗粒或类似增重剂的垂沉。如本文所用,术语“缔合性支撑结构”是指,例如在反相乳液钻井液中的至少一些所述胶体颗粒和表面活性剂之间的共价或非共价的相互作用,所述相互作用为重晶石颗粒或类似的增重剂提供了比可能用单独一种成分更强的支持。另一方面,观察到了反相乳液钻井液的至少一部分的所述胶体颗粒和表面活性剂之间的协同稳定效应。可以通过检查不带有至少一种协同组分(即,胶体颗粒和/或表面活性剂)的钻井液的流变曲线并将观察到的曲线与带有协同组分的钻井液的流变曲线进行比较来观察此协同稳定效应。虽然这样的缔合性支撑结构可以具有远程的结构特征,但是该术语的使用并不必然传达任何形式的远程结构的意思。通过非限制性的例子,认为粒度足够小的胶体颗粒可以与表面活性剂稳定的胶束发生相互作用而通过胶束连续相界面体积增加来改变与油性连续相的相互作用。同样不受理论或机理的束缚,申请人认为这种相互作用可能是生成导致本发明钻井液中的乳液界面稳定的结构的原因。
要确定钻井液中是否存在缔合性支撑结构,可以如本文的实验实施例所描述的进行垂沉测试和流变性能测试。通常,如在Fann35型粘度计上以6rpm或更低的旋转速率通过刻度盘读数测量的,如果在至少约62小时的静态老化时间内钻井液密度降低小于约±5%和/或如果钻井液的低剪切流变曲线变化小于约±25%,则申请人认为存在缔合性支撑结构。此外,如果与不含缔合性支撑结构的钻井液相比,钻井液表现出显著不同的逐步下降叶片流变曲线,则申请人认为存在缔合性支撑结构。例如,图1显示了与不含缔合性支撑结构的那些相比,说明性的本发明钻井液的逐步下降叶片流变图。多种具有这些品质的钻井液都呈现在本文实验实施例中。
本发明描述了使用反相乳液钻井液的方法。在一些实施方案中,所述方法包括提供一种钻井液和将该钻井液通过穿透地下岩层的井孔置于地下岩层中,其中所述钻井液包含反相乳液、增重剂和大量胶体颗粒。所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂。至少一部分的所述大量胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制增重剂垂沉的缔合性支撑结构。
在一些实施方案中,增重剂包括重晶石颗粒。在一些实施方案中,重晶石颗粒具有约45微米的粒度。在一些实施方案中,重晶石颗粒具有的中值粒度(d50)为45微米或更小。
在本文描述的任一实施方案中可以使用除重晶石之外的增重剂。在一些实施方案中,可以使用例如赤铁矿、磁铁矿、铁氧化物、钛铁矿、菱铁矿、天青石、白云石、橄榄石、方解石、镁氧化物、岩盐等增重剂。在一些实施方案中,可以使用如碳酸钙、硫酸锶、四氧化三锰等增重剂。在其它实施方案中,可以使用增重剂“MICROMAX”。“MICROMAX”是基于四氧化三锰的增重剂,由Elkem Materials可得。其它增重剂也是本技术领域的普通技术人员可以想到的。
在一些实施方案中,钻井液具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约5%的密度。在一些实施方案中,钻井液具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约4.5%的密度。在其它实施方案中,钻井液具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约4%的密度。在一些实施方案中,钻井液具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约3%的密度。在其它实施方案中,钻井液具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约1-约4%的密度。
在一些实施方案中,钻井液的可接受密度变化与钻井液的重量成比例而变化。例如,对于14lb/gal(1680 kg/m3)的钻井液,在至少约62小时的静态老化时间内密度的变化会小于约5%。然而,对于更重的钻井液,在静态老化期内密度变化优选会更低。例如,对于16lb/gal(1920 kg/m3)的钻井液,在至少约62小时的静态老化时间内密度变化会小于约4.5%,以及对于18lb/gal(2160 kg/m3)来说,在至少约62小时的静态老化时间内密度变化会小于约4%。在更重的钻井液中,这些密度变化值提供了相同的0.7lb/gal(80 kg/m3)的变量,该变量对于14lb/gal(1680 kg/m3)钻井液来说是在发生5%密度变化时发生的。
在一些实施方案中,钻井液不含亲有机质粘土。在一些实施方案中,钻井液基本上不含褐煤。
在各个实施方案中,本发明的钻井液基本上不含亲有机质粘土或亲有机质褐煤。在一些实施方案中,不含亲有机质粘土的钻井液包含油性流体连续相、水性流体内相、表面活性剂、重晶石颗粒或类似的增重剂和大量胶体颗粒。钻井液具有在至少约62小时的静态老化时间内变化小于约5%的密度。在一些实施方案中,至少一部分的大量胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成缔合性支撑结构,该结构持续至少约62小时抑制重晶石颗粒垂沉。通过在此时间内密度变化小于约5%的钻井液可以测量对重晶石垂沉的抑制。
如本文所用,术语“反相乳液”是指包括油性流体连续相和水性流体内部相的乳液。这种乳液通常被称为水包油型乳液,其中油等非极性疏水化合物形成连续相,而水或与水可混溶但与油性流体不混溶的化合物形成内相。
如本文所用,术语“油性流体”是指具有油或类似的非极性疏水化合物性能的材料。适于在本发明中使用的说明性的油性流体包括,例如(i)由脂肪酸和醇制备的酯,或由烯烃和脂肪酸或醇制备的酯;(ii)线性α-烯烃、具有直链的异构化烯烃、具有支化结构的烯烃、具有环状结构的异构化烯烃和烯属烃(olefin hydrocarbons);(iii)线性烷烃(linearparaffins)、支化烷烃、聚支化链烷烃、环烷烃和异链烷烃;(iv)矿物油烃,(v)甘油酯三酯,包括例如菜籽油、橄榄油、芥花油、蓖麻油、椰子油、玉米油、棉子油、猪油、亚麻子油、牛蹄油、棕榈油、花生油、紫苏子油、米糠油、红花油、沙丁鱼油、芝麻油、大豆油和葵花子油;(vi)环烷化合物(具有通式CnH2n的环状烷烃化合物,其中n为约5-约30之间的整数);(vii)柴油;(viii)由长链醇制备的脂族醚;和(ix)脂肪族缩醛、二烷基碳酸酯,以及它们的混合物。如本文所用的脂肪酸和醇或长链酸和醇是指含有约6-约22个碳原子,或约6-约18个碳原子,或约6-约14个碳原子的酸和醇。在一些实施方案中,这样的脂肪酸和醇包括它们的主链具有约6-约22个碳原子。本技术领域的普通技术人员将认识到脂肪酸和醇也可含有不饱和键。
通常,在胶体颗粒加入前具有低初始粘度的油性流体连续相产生具有最佳ECD的钻井液。市售的含该油性流体连续相的反相乳液钻井液包括,例如,“PETRFREE SF”、“ACCOLADE”和“ENCORE”,其中每一个都由Halliburton Energy Services可得。其中,“ENCORE”具有最低的初始粘度。其它反相乳液钻井液包括“XP-07”(可得自HalliburtonEnergy Services)、“ESCAID110”(可得自ExxonMobil Corporation)、“HDF-2000”(可得自TOTAL-Fina)和“PUREDRILL IA-35”(可得自Petro-Canada)。其中,“XP-07”和“ESCAID 110”具有低初始粘度和可能特别适用于生产低ECD钻井液。尽管“XP-07”的特别低的粘度对于生产具有低ECD的钻井液是尤其有吸引力的,但此基础油不被批准用于墨西哥海湾作业。相反,“ENCORE”和“ACCOLADE”都被批准用于墨西哥海湾使用。在各种实施方案中,钻井液基础油在其再循环或由其它来源回收后可以使用。任选地,在本发明的钻井液配制过程中,基础油可以添加有其它组分。在其它实施方案中,其它组分已可以包括在市售的钻井液中。
如本文所用,术语“水性流体”是指包含水或与水可混溶但与油性流体不混溶的化合物的材料。适合用于实施本发明的说明性的水性流体包括,例如淡水、海水、含有至少一种溶解的有机或无机盐的盐水、含有水可混溶的有机化合物的液体等。在一些实施方案中,水性流体可以含有水和乙二醇的混合物。
在本发明的钻井液中,油性流体连续相和水性流体连续相存在的比例为至少约70:30。此比率通常表示为油与水之比(OWR)。即,在发明的本实施方案中,具有70:30的OWR的钻井液包括70%的油性流体连续相和30%的水性流体内相。在一些实施方案中,本发明的钻井液具有的OWR范围在约70:30-约80:20之间,包括其间所有的子范围。在一些实施方案中,钻井液具有的OWR范围在约74:26-约80:20,包括其间所有的子范围。在一些实施方案中,钻井液具有的OWR为约75:25或更大。在一些实施方案中,钻井液具有的OWR为约80:20或更大。在一些实施方案中,钻井液具有的OWR为约85:15或更大。在一些实施方案中,钻井液具有的OWR在约90:10-60:40之间,包括其间所有的子范围。本领域普通技术人员将认识到,较低的OWR可以更容易地形成适于使重晶石和其它增重剂在其中悬浮的乳液。然而,本领域普通技术人员也将认识到,OWR过低可能证明对于井下泵送过于粘稠。
通常,对于本发明的表面活性剂没有特别的限制,只需要其能够使反相乳液液中的水性流体胶束稳定即可。此外,表面活性剂可以与反相乳液钻井液中的胶体颗粒相互作用,形成缔合性支撑结构。适于在本发明中使用的说明性的表面活性剂包括,例如酸可水解的混合的烷基二乙醇酰胺、烷基葡糖苷、聚烷基葡糖苷、烷基烷氧基聚二甲基硅氧烷、聚烷基二甲基硅氧烷、脂肪酸、脂肪酸皂、酰胺基胺、聚酰胺、多胺、油酸酯、咪唑啉衍生物、氧化粗妥尔油、有机磷酸酯、烷基芳族硫酸酯、烷基芳族磺酸酯、烷基硫酸酯、烷基磺酸酯、聚烷氧基化脱水山梨糖醇单酯、聚酯多元醇、脂肪族醇酯、芳族醇酯、聚丙烯酸的铵盐和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸/丙烯酸共聚物的铵盐。在一些实施方案中,所述表面活性剂是聚酰胺。在其它实施例中,所述表面活性剂是脂肪酸。适合用于实施本发明的说明性的商业表面活性剂包括,例如,“ALADOL 511“(妥尔油脂肪酸二乙醇酰胺,可得自伊利诺伊州芝加哥市的Akzo Nobel Surface Chemistry)”、“TWEEN 81”(聚氧乙烯(5)脱水山梨糖醇单油酸酯,得自特拉华州New Castle的Uniqema公司)、“ALKAM-ULS SMO”(脱水山梨糖醇酐单油酸酯,得自法国巴黎的Rhone Pouienc Inc)和“INVERMUL”、“EZ MUL”、“EZ MUL NT”、“EZ MULNS”、“LE SUPERMUL”和“LE MUL”(所有都可得自德克萨斯州休斯顿的Halliburton EnergyServices)
通常,这样的表面活性剂存在的量不干扰作为钻井液的反相乳液的使用,并如本文所述进一步有利于开发提高的密度稳定性和流变性能。在一些实施方案中,表面活性剂在反相乳液钻井液中存在的量小于10体积%的钻井液。在其它实施例中,表面活性剂在反相乳液钻井液中存在的量小于约3体积%的钻井液。
在本发明的实施方案中,将重晶石颗粒或类似的增重剂和大量胶体颗粒添加到钻井液中以在钻井液中产生所需的密度。如本文所用,重晶石颗粒或类似的增重剂和大量胶体颗粒的组合将被称为“增重混合物”。在一些实施方案中,重晶石颗粒或类似的增重剂包含大于约90重量%的增重混合物。在一些实施方案中,重晶石颗粒或类似的增重剂包含约90重量%-约99重量%的增重混合物。因此,在这样的实施例中,大量胶体颗粒包含约1重量%-约10重量%的增重混合物。在一些实施方案中,大量胶体颗粒包含最高约10重量%的增重混合物。
在一些实施方案中,增重混合物具有的颗粒(包括重晶石颗粒和胶体颗粒)中,约6%-约80%的颗粒粒度为20微米或更大。在一些实施方案中,增重混合物具有的颗粒(包括重晶石颗粒和胶体颗粒)中至少约95%的颗粒粒度为50微米或更小。在一些实施方案中,在本实施方案中所用的重晶石颗粒是美国石油学会(American Petroleum Institute,API)重晶石颗粒或具有同样粒度分布的重晶石颗粒。根据API标准,API重晶石具有的粒度分布范围大致在3-74微米之间,比重为至少4.20g/cm3。表1显示了在典型的API重晶石样品中测得的粒度分布列表。
表1
在至少一些实施方案中,申请人发现,从重晶石源除去大颗粒有利地降低了在本发明的钻井液中发生重晶石垂沉的倾向。根据斯托克斯定律,使颗粒悬浮所需的摩擦力与颗粒半径成正比。不受理论或机理的束缚,申请人认为,使用较小的重晶石颗粒时重晶石垂沉倾向减小至少部分是由于保持重晶石颗粒悬浮在反相乳液中所需的摩擦力降低。最重要的是,在本发明的钻井液中,更小的重晶石颗粒产生与使用相当重量的API重晶石或其它类似粒度的重晶石源类似的密度调整。令人惊讶的是,在本发明的钻井液中使用较小的重晶石颗粒也提高了钻井液的流变性能,从而使含有较小的重晶石颗粒的钻井液特别适合于井下使用。
作为非限制性的例子,更小的重晶石颗粒可以通过如下制备:研磨API重晶石或任何其它重晶石源并使磨细的重晶石通过筛子或目筛以提供具有所希望的粒度范围的重晶石颗粒。例如,在一些实施方案中,磨细的重晶石可以通过325目筛(0.045毫米)以生产粒度小于45微米的重晶石颗粒。本领域普通技术人员也可以设想其它筛分技术和粒度范围。表2显示了可以通过325目筛(0.045毫米)的典型的磨细的重晶石中粒度分布的列表。这样粒度的重晶石可以“CIMBAR#22BARYTES”得自R.E.Carroll,Inc.。
表2
通过将重晶石颗粒研磨到较小的粒度,可以减小每个颗粒的表面积与质量比。尽管减少的颗粒质量在本实施方案中会是优点,不受理论或机理的约束,申请人相信,有效表面积的增加允许表面活性剂和胶体颗粒之间在形成更强的缔合性支撑结构中有更大的相互作用。此特征补充了使小的重晶石颗粒保持悬浮在本发明的反相乳液钻井液中所需要的减小的摩擦力,并导致重晶石垂沉潜性进一步减少。
在一些实施方案中,本发明的重晶石颗粒基本上是球形的。虽然本发明已经描述了使用某些类型的经筛分的重晶石,但是受益于本发明公开内容的本领域普通技术人员可以理解,具有的平均粒度小于API重晶石的任何重晶石源或具有相当粒度的任何其它重晶石源都可用于本发明。
如本文所用,术语“胶体颗粒”是指能够被悬浮在反相乳液钻井液中并具有至少一个维度尺寸小于约5微米的任何固体颗粒。适于在本发明中使用的胶体颗粒的形状可以改变而没有限制,并且可以是,例如棒、球、片、针、纤维、环、管、圆柱体等。在具有大的纵横比的胶体颗粒(例如杆、圆柱体和管)中,胶体颗粒的直径尺寸可以小于5微米,而它们的长度可以超过此值。例如,在粘土矿物海泡石中,胶体颗粒具有的平均长度为1-2微米,但宽度只有约100纳米。含有海泡石的胶体颗粒以钻井液添加剂“TAU-MOD”得自Halliburton EnergyServices。在一些实施方案中,胶体颗粒具有约0.5微米-约5微米的平均粒度(d50)。在其它实施例中,胶体颗粒粒度小于约2微米。作为另一个说明性实施例,粘土矿物膨润土含有粒度小于约2微米的胶体颗粒。在一些实施方案中,胶体颗粒是纳米颗粒,意味着它们具有至少一个维度的尺寸小于约1000nm。
适合用于实施本发明的胶体颗粒可以是天然的或合成的材料。说明性的胶体颗粒可以包括但不限于,磨细矿物(如沸石颗粒、海泡石颗粒、绿坡缕石颗粒、伊利石颗粒、蒙脱石颗粒、非亲有机质粘土颗粒、膨润土颗粒、石英颗粒、碳酸钙颗粒、二氧化硅粉颗粒、氢氧化钙颗粒、氢氧化镁颗粒、羟基磷灰石颗粒和铝氧烷颗粒等)、石墨、碳纳米结构体(例如碳纳米管、富勒烯、石墨烯、氧化石墨等)和非碳纳米结构体(例如,金属纳米颗粒、金属纳米棒、金属纳米球、金属纳米片、非金属纳米颗粒、非金属纳米棒、非金属纳米球、非金属纳米片、金属氧化物纳米颗粒、金属氧化物纳米棒、金属氧化物纳米球、金属氧化物纳米片、中空微球和中空纳米微球)、玻璃球和包含纤维材料的颗粒(例如,海泡石)。申请人已经发现,特别是纤维状胶体材料可以制备具有良好ECD的钻井液。不受理论或机理的束缚,据信与用单一类型的胶体颗粒或具有窄的粒度分布范围的胶体颗粒的混合物得到的相比,使用具有各种形状、粒度和天然表面特性的多种类型的胶体颗粒可以提供卓越的重晶石垂沉性能和更好的流变性能。在一些实施方案中,具有不同平均粒度的两种或更多种不同类型的胶体颗粒的混合物可用于实施本发明。
在一些实施方案中,至少一部分胶体颗粒包括碳酸钙。在一些这样的实施方案中,碳酸钙可以具有的平均粒径为约1微米-约5微米。在一些实施方案中,碳酸钙具有的平均粒径小于约5微米。在其它实施方案中,碳酸钙具有的平均粒径小于约3微米。在其它实施方案中,碳酸钙具有的平均粒径小于约2微米。说明性的商业碳酸钙产品包括,例如,“BARACARB5”和“BARACARB 50”(可得自得克萨斯州休斯敦的Halliburton Energy Services)、“ULTRACARB 2”(可得自得克萨斯州休斯敦的TBC Brinadd)和“EXCAL 3”(可得自得克萨斯州休斯敦的Excalibar Minerals,LLC)。
在一些实施方案中,重晶石颗粒粒度与胶体颗粒粒度之比是约1:9。在其它实施方案中,重晶石颗粒粒度与胶体颗粒粒度之比为至多约5。在其它实施方案中,重晶石颗粒粒度与胶体颗粒粒度之比为至多约2。
在各个实施方案中,本发明的钻井液可以任选地含有另外的添加剂,例如,流体损失控制剂、腐蚀抑制剂、胶凝剂、流变控制剂或稀释剂(例如,“COLDTROL”,醇衍生物;“ATC”,改性的脂肪酸酯;“OMC2”,低聚脂肪酸;和/或“DEEP-TREAT”,磺酸钠盐)、增粘剂(例如,“RHEMOD L”,改性的脂肪酸;和/或“VIS-PLUS”,羧酸)、临时增粘剂(temporaryviscosifying agents)(例如,“TEMPERUS”,改性的脂肪酸)、过滤控制添加剂(例如,“ADAPTA”,甲基苯乙烯/丙烯酸酯共聚物)、高温/高压控制添加剂(例如,“FACTANT”,高度浓缩的妥尔油衍生物)、乳化添加剂(例如,“LE SUPERMUL”,多胺化的脂肪酸;和/或“LE MUL”,氧化的妥尔油和多胺化的脂肪酸的共混物)。上述所有的商业产品均可得自得克萨斯州休斯敦Halliburton Energy Services。本领域普通技术人员将认识到,许多额外的添加剂在本领域中也是已知的,并可以通过常规实验包括在本发明的钻井液中。
如上所述,有利地在将钻井液置于地下岩层中之前在钻井液中形成本实施方案的缔合性支撑结构。通常,钻井液在生产设施中配制和通过向该钻井液施加剪切力进行混合。不受理论或机理的束缚,申请人认为施加剪切力导致在油性流体连续相中形成水性流体胶束,这是由表面活性剂稳定的。仍然不受理论或机理的束缚,申请人认为至少一部分的胶体颗粒与胶束中的表面活性剂相互作用,形成用于重晶石颗粒或类似的增重剂悬浮在反相乳液中的缔合性支撑结构。一旦形成,缔合性支撑结构在没有剪切力的情况下是稳定的,使得本发明的钻井液具有减小的重晶石垂沉倾向。在一些实施方案中,缔合性支撑结构抑制重晶石颗粒的垂沉持续至少约62小时,如通过在此时间内具有的密度变化小于约5%的钻井液测量。
如本文所用,术语“垂沉速率”表示在给定的单位时间内在流体中可能沉降的增重材料的相对速率。根据一个实施方案,反相乳液钻井液中的垂沉速率可以通过动态高角度垂沉测试(DHAST)进行测量。根据这样的实施方案,可以测定在5个固定的剪切速率下的垂沉速率:0.35 s-1、1.76 s-1、10.55 s-1、21.09 s-1和静态(0 s-1)。基于DHAST垂沉速率分布,反相乳液可以就其是否适合在斜度井孔中使用进行分类。有关DHAST垂沉速率测量的进一步信息描述在美国专利6,584,833中,通过参考将其全部引入本文。
在一些实施方案中,本发明的钻井液具有的垂沉速率为至多约10毫米/小时。在其它实施方案中,本发明的钻井液具有的垂沉速率为至多约5毫米/小时。在其它实施方案中,本发明的钻井液具有的垂沉速率为至多约3毫米/小时。
如本文所用,术语“屈服点”是指宾汉塑性模型的参数,其中屈服点是指外推到零剪切速率下的屈服应力。此外推通常在Fann 35流变仪上使用标准Fl弹簧由600和300rpm下的最高剪切速率读数进行。如本文所用,“屈服应力”是指在流变计测量中流体刚刚开始从静止状态移动所需要的扭矩。屈服应力通常也从在不同剪切速率下的几个粘度计读数外推。在一些实施方案中,本发明的钻井液具有的屈服点范围为约2.4-约7.2Pa。在流变仪测量中,屈服应力可通过标准Fann35流变仪上3rpm的读数来近似。屈服应力也可通过逐步下降叶片流变测量进行评价。
如本文所用,术语“凝胶强度”指的是在钻井液静置一段时间后在低剪切速率下测得的剪切应力。根据标准的API的程序,在放置10秒和10分钟后测量凝胶强度,尽管也可以以较长的时间间隔进行测量,例如30分钟或16小时。剪应力通过以下三参数方程与屈服应力相关:
τ=τ0+k(γ)n
其中τ是剪切应力,τ0是屈服应力,κ(γ)是稠度和ν是一个实数。如上所述,k(γ)和n进行图解配合或由600和300rpm的流变仪读数计算。在各个实施方案中,本发明实施方案的钻井液在静置10或30分钟后测得的凝胶强度范围为约15-约35。
在本发明的钻井液中引入胶体颗粒有利地不会导致钻井液的高剪切流变曲线的重大变化。如本文所用,钻井液流变曲线的重大变化被定义为引入胶体颗粒后600rpm的流变学测量值增加超过约20%。换言之,在本发明的钻井液中引入胶体颗粒并不导致钻井液变得过于粘稠。虽然引入胶体颗粒基本上并不使它们变得过于粘稠而改变本发明的钻井液的流变曲线,但是可实现流变曲线的更细微变化使得它们更适合于在钻井应用中使用,如在下文中讨论的。
在一些实施方案中,本发明的钻井液比不含胶体颗粒的可比的钻井液具有较低的高剪切流变曲线(例如,300-600rpm)。同时,本发明的钻井液比不含胶体颗粒的可比的钻井液具有较高的低剪切流变曲线(例如,0.9-10rpm)。图2和图3显示了说明性的本发明钻井液与不含缔合性支撑结构的钻井液的流变曲线。图2显示了从600rpm-0.9rpm的完整的流变曲线,特别强调了其中本发明的钻井液具有较低的流变曲线的高剪切范围。图3显示了图2的低剪切力区域的放大,其中本发明的钻井液具有较高的流变曲线。关于图2和3,应该指出的是,本发明的钻井液在200°F(93°C)下静态老化62小时后进行测试,而常规的不含有胶体颗粒的钻井液由于重晶石垂沉问题在150°F(66°C)下仅在16个小时的动态老化后进行测试。因此,本发明的钻井液在配制和井下泵送过程中理想地是低粘性的但保持较高的低剪切粘度,比不含有胶体颗粒的钻井液具有改善的井下性能。
为了便于更好地理解本发明,给出下面优选的实施方案的实施例。下面的实施例不应该以任何方式理解为限制或限定了本发明的范围。
实施例
实施例1:钻井液的制备及其密度测量
钻井液配制剂根据表3-表6中列出的组成进行制备,并通过施加剪切力进行混合。选择胶体颗粒和重晶石的量以在标准的“ENCORE”油性基础流体中实现14.0lb/gal(1680kg/m3)的标称密度。使用Multimixer 95B5型对量为350mL的所配制的钻井液进行混合。将所示量的油性基础流体与乳化剂相结合,并混合2分钟,在此期间,加入石灰。此时,将样品从混合器中移除,并相应地加入水和盐水。然后将样品进一步混合15分钟,并接着在进行6分钟的额外混合的情况下加入“ADAPTA”。然后加入碳酸钙,并混合10分钟。在没有添加碳酸钙的情况下,也保持总搅拌时间与添加情况下的相同。然后加入“TAU MOD”和“AQUAGELGOLD SEAL”,并混合15分钟。在不添加这些试剂的情况下,也保持总搅拌时间与添加情况下的相同。然后添加“RHEMOD-L”,并混合15分钟。混合后,使用带有方孔筛网的SilversonL4RT高速剪切混合机将样品进行剪切。以7000 rpm进行Silverson剪切15分钟。在样品周围维持水浴以保持温度低于150°F(66℃)。然后,在测试之前将该样品在150°F(66℃)下热轧16小时。
使用一个Fann 35型直读式旋转粘度计进行粘度测量。逐步下降叶片流变学测量在带有LV弹簧和4翅桨式转子的Brookfield DV-II+粘度计上进行。测试之前将样品预热至120°F(49℃),然后每30秒测量100rpm的读数,10分钟后逐步降低旋转速率。每个连续的旋转速率(50、25、12、6、3、1.5、0.5、0.1和0.05rpm)运行2分钟,其中每10秒取读数。
如下面概述进行静态老化和密度测量。
钻井液配制剂的制备和初始表征之后,将样品放置在老化池中,在200°F(93℃)下使样品老化指定的时间长度。老化后密度(post-aging density)的测定如下进行:
1.用刮铲在老化池中搅拌柱的顶部,注意不要扰动底部;
2.倒出顶部的流体,用刮铲协助除去,保持底部11/2”(3.8厘米)的流体未受扰动;
3.搅拌剩余的流体使其均匀化,然后由校准的压力天平(pressurized balance)顶部边缘开口(top lip)将流体倒出至1/4”;
4.关闭压力天平并拧紧旋盖,直到泥浆从顶部的阀门冒出;
5.接下来使用柱塞将旋盖朝天平盘(scale)上按压,使旋盖完全拧紧。
6.用来自老化池的2-3”(5.1-7.6厘米)泥浆填充柱塞并将其塞进腔室中;和
7.将整个天平盘称重和反向计算老化池底部的流体密度。
由Halliburton Energy Services可得的标准的“ENCORE”钻井液基础油制备表3-6中例举的钻井液配制剂。此钻井液利用了内烯烃的混合物作为油性流体连续相。除了内烯烃连续相,“ENCORE”钻井液进一步含有:“LE SUPERMUL”、“RHEMOD-L”和“ADAPTA。”“LESUPERMUL”,多胺化的脂肪酸,是表面活性剂。“RHEMOD-L”,改性的脂肪酸,是增粘剂,其进一步帮助提高钻井液的低剪切流变性能。“ADAPTA,”共聚物颗粒材料,是提供薄型、低固体滤饼的过滤控制添加剂。
除了标准组分“ENCORE”之外,还添加各种胶体颗粒以制备本发明的钻井液配制剂。“BARACARB 5”和“BARACARB 50”是磨细的大理石组合物,具有的d50粒度分别为5微米和50微米。“ULTRACARB 2”是经筛分的碳酸钙材料,具有的d50为2微米。“EXCAL 3”是经筛分的碳酸钙材料,具有的d50为3微米。“AQUAGEL GOLD SEAL”是膨润土材料,可得自HalliburtonEnergy Services。“TAU-MOD”是无定形/纤维材料,可得自Halliburton Energy Services。“TAU-MOD”含有纤维状粘土矿物海泡石。将石油公司材料协会(OCMA)粘土添加到一些钻井液配制剂中以模拟在钻井作业中钻屑的积累。
在本发明的钻井液配制剂的制备中使用各种重晶石源。除非另有说明,使用API重晶石。#325重晶石是指具有的粒度为45微米或更小的重晶石。除非另有说明,#325重晶石是指“CIMBAR#22 BARYTES”。
表3显示了在200°F(93℃)下静态老化之前和之后所测试的初始钻井液配制剂。没有添加碳酸钙颗粒的初始配制剂(配制剂27)在延长老化时是不稳定,这通过在16小时老化时间内发生显著的密度变化明显可见,这表明了重晶石垂沉。当老化期延长至62小时之时,此配制剂中发生进一步的密度变化。当引入碳酸钙颗粒时配制剂28、33和39显示了增加的密度稳定性。虽然这些配制剂在16小时具有可接受的小的密度变化,但是在配制剂33中在62小时老化时观察到了密度的明显变化。
表3
图4显示了配制剂33在没有静态老化下的说明性逐步下降的叶片流变图。
从这些初始配制剂中,识别部分优化的基线配制剂,并测试用不同类型的胶体颗粒的进一步优化。部分优化的配制剂(配制剂52)的配制和测试数据列于表4。
部分优化的配制剂的OWR在77/23保持恒定。如表4中所示,此配制剂经过62小时老化确实出现一些密度变化。在配制剂52中用“ULTRACARB 2”代替“BARACARB 5”制备配制剂60,该配制剂60在62小时静态老化时间内显示了大于5倍的密度变化稳定性的提高。配制剂60与配制剂52相比也有卓越的低剪切流变。
表4
图5显示了配制剂60在初始制备和在200°F(93℃)下静态老化后62小时后的说明性逐步下降的叶片流变图。这一结果表明,在此钻井液中形成了缔合性支撑结构并且该结构在静态老化期内得以维持。
具有不同粒度的重晶石颗粒的配制剂的配制和测试数据示于表5。配制剂73中的API重晶石在配制剂74中用“CIMBAR#22 BARYTES”代替,提供了具有可比的密度稳定性和流变行为的样品。用“EXCAL 3”替换“ULTRACARB 2”产生与配制剂73和74类似的结果(数据未示出)。由于配制剂73和74的低剪切流变行为大致相同,较小的重晶石颗粒能够提供可比的井下性能。
表5
图6显示了配制剂73在200°F(93℃)下在静态老化后62小时后的说明性逐步下降的叶片流变图。
对具有较小的重晶石颗粒的配制剂进行额外优化。含有较小的重晶石颗粒的样品的配制和测试数据总结于表6。如表6中所示,在配制剂52、57和57′中实现了长期的密度稳定性的进一步提高。配制剂57和57′是重复的样本,表明了密度稳定和流变增强是高度可重复性的效果。
表6
尝试在配制剂66-70中用增加了量的“ULTRACARB 2”取代配制剂54和57的“TAU-MOD”和“AQUAGEL GOLD SEAL”未能达到足够的流变性能。这些样品的配制和测试数据示于表7。对于这些样品不进行密度稳定性测试,因为它们未能达到可接受的流变性能。
表7
实施例2:配制剂52的中试规模配制和剪切
用具有由HT-400泵施加的2000+psi(14MPa)的剪切力的喷射式钻头以中试规模(300bbl[48000升])制备配制剂52。中试规模配制剂的测试数据总结于表8。密度稳定性和流变性能类似于在实验室条件下制备的那些(见表4)。对于中试规模的样品,在工厂和后来在实验室测试中进行的测量都揭示了类似的流变性能,可能在实验室测量时例外的是凝胶强度值低约10个单位。此行为可能是由于剪切和测量之间的时间滞后所致。也给出了在120°F(49°C)下的数据作为比较。
表8
表9总结了中试规模的配制剂52在200°F(93°C)下静态老化62小时后的密度稳定性和流变测试数据。表9中的值是中试规模的剪切样品的实验室测量值。
表9
图7显示了中试规模的剪切配制剂52在200°F(93°C)下静态老化后62小时后的说明性逐步下降的叶片流变图。比较数据还显示了配制剂52的变型,其包括额外的4 lb(1.8kg)“LE SUPERMUL”。在此情况下,包含额外的“LE SUPERMUL”导致流变曲线降低。
实施例3:“ACCOLADE”基和“ENCORE”基钻井液的流变比较。基于标准的“ENCORE”和“ACCOLADE”基的基础油作为油相的钻井液如表10中所例举进行配制。
表10
如上所述,“ENCOR”钻井液基础油是内烯烃的混合物。相反,“ACCOLADE”钻井液基础油是酯和异构化烯烃的共混物,其比“ENCORE”具有更高的密度和更大的运动粘度。如在表10中的总结数据所示,不含胶体颗粒的钻井液配制剂1和6即使在200°F下静态老化前也具有相对较差的流变曲线。“ENCORE”基钻井液配制剂34具有如初始配制的良好的流变曲线。静态老化16小时后流变曲线增高。“ACCOLADE”-基的钻井液配制剂35具有与静态老化16小时后的静态老化的“ENCORE”基钻井液配制剂34可比的初始流变曲线。静态老化16小时后,观察到了更高的流变曲线。应该指出的是静态老化的样品34A和35A都含有20lb/bbl(57kg/m3)的OMCA粘土以模拟钻井作业过程中钻屑固体的积累。
图8显示了由″ENCORE″基础油配制的代表性钻井液性能与由“ACCOLADE”基础油配制的钻井液相比的说明性流变图。此实施例结果表明,即使“ENCORE”基流体在引入来自钻井作业的钻屑固体后都能够提供较低的ECD。
因此,本发明很适合于实现所提到的以及固有的那些目的和优点。上述公开的具体实施方案仅仅是说明性的,因为本发明可以用不同但等效的方式进行修改和实践,这些修改和实践对于受益于本文教导的本领域技术人员来说是显而易见的。此外,除了下面权利要求中所描述的之外,对本文所示的构造或设计的细节没有任何限制的目的。因此,很显然,上面公开的特定说明性实施方案可以改变、结合或修改,并且所有这些变化都被认为是在本发明的范围和精神之内。虽然组合物和方法用术语“包含”、“含有”或“包括”各种组分或步骤描述,但是所述组合物和方法也可以“基本上由……组成或”“由各组分和步骤组成”。上文所公开的所有数量和范围都可以有一定量的变化。每当公开了带有下限值和上限值的数值范围,则具体公开了落入该范围内的任何数值和任何包括的范围。特别地,本文所公开的(“从约a至约b”,或等价地,“从大概“a至b”,或等价地,“从大概“a-b”的形式)值的每一个范围应理解为说明了包括在更广泛的值范围内的每一个数值和范围。而且,权利要求中的术语有它们朴素、普通的意思,除非专利权人另外明确、清楚地规定。此外,如在权利要求中所用的不定冠词“一”或“一个”本文定义为是指引入的一种或一种以上的元素。如果在本说明书中的词或术语的用法与一个或多个可能被引入本文作为参考的专利或其它文件有任何冲突,则应当采纳与本说明书一致的定义。

Claims (19)

1.一种方法,其包括:
提供一种钻井液,和
通过穿透地下岩层的井孔将该钻井液置于地下岩层中,
其中,所述钻井液包含反相乳液、增重剂和胶体颗粒,所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂,所述油性流体连续相和所述水性流体内相的比例为至少70:30,所述胶体颗粒包括纤维状胶体颗粒和至少一种其它类型的胶体颗粒,且其中至少一部分的所述胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制增重剂垂沉的缔合性支撑结构;
其中所述增重剂包括重晶石颗粒,以及其中所述重晶石颗粒的粒度小于45微米。
2.根据权利要求1所述的方法,其中所述胶体颗粒的平均粒度为0.5微米-5微米之间。
3.根据权利要求1所述的方法,其中所述胶体颗粒的粒度小于2微米。
4.根据权利要求1所述的方法,其中所述钻井液具有在至少62小时的静态老化时间内变化小于5%的密度。
5.根据权利要求1所述的方法,其中所述胶体颗粒包含至少一种选自如下组的胶体颗粒:磨细矿物、沸石颗粒、非亲有机质粘土颗粒、膨润土颗粒、石英颗粒、碳酸钙颗粒、二氧化硅粉颗粒、氢氧化钙颗粒、氢氧化镁颗粒、铝氧烷颗粒、碳纳米管、富勒烯、石墨、石墨烯、氧化石墨、包含纤维材料的颗粒、金属纳米颗粒、非金属纳米颗粒、金属氧化物纳米颗粒、中空微球和玻璃球。
6.根据权利要求1所述的方法,其中所述胶体颗粒包含至少一种选自如下组的胶体颗粒:金属纳米棒、金属纳米球、金属纳米片、非金属纳米棒、非金属纳米球、非金属纳米片、金属氧化物纳米棒、金属氧化物纳米球、金属氧化物纳米片和中空纳米球。
7.根据权利要求1所述的方法,其中所述胶体颗粒包含至少一种选自如下组的胶体颗粒:海泡石颗粒、绿坡缕石颗粒、伊利石颗粒和蒙脱石颗粒。
8.根据权利要求1所述的方法,其中至少一部分的所述胶体颗粒包括碳酸钙。
9.根据权利要求1所述的方法,其中所述增重剂包括至少一种选自如下组的增重剂:铁氧化物、钛铁矿、菱铁矿、天青石、白云石、橄榄石、方解石、镁氧化物、四氧化三锰、岩盐、碳酸钙和硫酸锶。
10.根据权利要求9所述的方法,其中所述铁氧化物选自赤铁矿和磁铁矿。
11.根据权利要求1所述的方法,其中所述纤维状胶体颗粒包括海泡石颗粒。
12.根据权利要求8所述的方法,其中所述纤维状胶体颗粒包括海泡石颗粒。
13.一种方法,其包括:
提供一种钻井液,和
用该钻井液在地下岩层中钻井孔,
其中,所述钻井液不含亲有机质粘土,且包含反相乳液、粒度为至多45微米的重晶石颗粒和胶体颗粒,所述反相乳液包含油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂,所述油性流体连续相和所述水性流体内相的比例为至少70:30;
其中所述钻井液具有在至少62小时的静态老化时间内变化小于5%的密度;且
其中所述胶体颗粒包括纤维状胶体颗粒和至少一种其它类型的胶体颗粒。
14.根据权利要求13所述的方法,其中至少一部分的所述胶体颗粒包括碳酸钙。
15.根据权利要求13所述的方法,其中所述钻井液具有至多5毫米/小时的垂沉速率。
16.一种方法,其包括:
提供钻井液,和
用该钻井液在地下岩层中钻井孔,
其中,所述钻井液不含亲有机质粘土,且包含反相乳液体、粒度为至多45微米的重晶石颗粒和胶体颗粒,所述反相乳液包括油性流体连续相、水性流体内相和表面活性剂,所述油性流体连续相和所述水性流体内相的比例为至少70:30;
其中至少一部分的所述胶体颗粒与表面活性剂相互作用,形成抑制重晶石颗粒垂沉的缔合性支撑结构;且
其中所述胶体颗粒包括纤维状胶体颗粒和至少一种其它类型的胶体颗粒。
17.根据权利要求16所述的方法,其中所述钻井液具有在至少62小时的静态老化时间内变化小于5%的密度。
18.根据权利要求16所述的方法,其中至少一部分的所述胶体颗粒包括碳酸钙。
19.根据权利要求16所述的方法,其中所述钻井液具有至多5毫米/小时的垂沉速率。
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