CN104870597A - 导电井眼流体和使用方法 - Google Patents

导电井眼流体和使用方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104870597A
CN104870597A CN201380066907.1A CN201380066907A CN104870597A CN 104870597 A CN104870597 A CN 104870597A CN 201380066907 A CN201380066907 A CN 201380066907A CN 104870597 A CN104870597 A CN 104870597A
Authority
CN
China
Prior art keywords
wellbore fluid
carbon
carbon nanotubes
fluid
logging
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.)
Pending
Application number
CN201380066907.1A
Other languages
English (en)
Inventor
布兰迪·凯瑟琳·普赖斯霍尔舍
卡拉·博韦
詹姆斯·弗里德海姆
圭多·德斯特法诺
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.)
MI LLC
Original Assignee
MI LLC
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 MI LLC filed Critical MI LLC
Publication of CN104870597A publication Critical patent/CN104870597A/zh
Pending legal-status Critical Current

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
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/032—Inorganic additives
    • 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
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions
    • 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/003—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V15/00—Tags attached to, or associated with, an object, in order to enable detection of the object
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/08—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/20—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current
    • 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)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

本发明提供导电油基井眼流体和其使用方法。所提供井眼流体可含有一种或多种碳纳米管，其中所述一种或多种碳纳米管具有经拉曼光谱确定的特定d/g比。还提供对地下井进行电测井的方法，其包括将测井介质安置于地下井中，其中所述测井介质含有非水性流体和一种或多种碳纳米管，其中所述一种或多种碳纳米管以允许对所述地下井进行电测井的浓度存在；且获取所述地下井的电测井。

Description

导电井眼流体和使用方法
背景
发明领域
所公开的实施方案一般涉及导电井眼流体。更具体来说，本文所公开的实施方案涉及建立或改善井眼流体导电性的方法。
背景技术
在钻探地下井和特定来说油井和气井的领域中熟知使用电缆测井。电缆测井是通过在电缆上将测井工具降低至井中产生。该工具被缓慢带回地面且测井工具上的仪器进行测定以表征被井穿透地层以及井的其它重要性质。例如，在测井期间，电缆测井可利用地层相对电阻的测定值确定井下地层的地质组成。而且，在钻探期间，这种电阻测定可用于确定钻头的位置以增强地质导向能力和定向钻探控制。因此，在石油和天然气开采工业中有赖于电测井和其它电缆测井技术来确定地质属性和被井穿透的含油地层的储层性质，以及钻探过程的其它性质(例如，钻头的位置)。此外，电缆测井通常是可用于特定地域中关联不同井的被井穿透的地层的唯一记录。
当对井进行电缆测井时，使测井工具上的电极与井眼流体或滤饼和因此被井穿透的地层岩石接触。建立电路并在测井工具从井缩回的同时可测定电路的电阻和其它电学性质。电阻测定要求测井工具与地层之间(即，贯穿井眼流体)存在高导电路径。所获得的数据是钻探地层的电学性质相对于井深度的测定手段。这种测定的结果可经过解释以确定存在或不存在石油或天然气、地层岩石的孔隙度和井的其它重要性质。
电缆测井的替代或补充方案涉及置于专业钻环外壳中且在钻头附近在钻柱中运行的测井工具。这种技术称为随钻测井(LWD)或随钻地层评价(FEWD)。从而可在井下进行诸如电阻的测定并加以储存供随后在钻柱“起出”期间取回或经泥浆脉冲遥测传输至地面。钻井和地下测井技术人员知悉这些技术。
自从20世纪50年代引入这种技术，油基泥浆和井眼流体的使用变得越来越广泛。一直以来，油基泥浆和井眼流体的创新对于开发环境友好井眼流体和具有其它特殊特性的流体来说十分重要。油基泥浆在许多钻探情况中提供了超越水性泥浆的优点。特定来说，在本领域中已知油基泥浆提供优异页岩抑制、井眼稳定性、润滑性、热稳定性、污染耐受和维护便利性。然而，油基泥浆和井眼流体也具有一些缺点。一个缺点是当使用常规油基泥浆或井眼流体钻井时，由于油基井眼流体和泥浆的非导电属性，无法进行正常电阻和自然电势测定。
还可作为反相乳液流体存在的油基井眼流体是油包水乳液，其中油是连续或外相，且水是内相。因提供优秀钻探和井眼稳定性能，所以经常使用反相乳液流体。油基井眼流体的一个缺点是其非导电属性。换言之，当使用反相乳液流体时，由于外油相的非导电属性，贯穿流体的任何电学路径绝缘。这严重限制了可利用电缆测井从井眼收集的电阻信息的量和清晰度。
发明概要
在一方面，本文所公开实施方案涉及允许进行井电阻测定，如电缆测井的油基井眼流体。在另一方面，本文所公开实施方案涉及导电油基井眼流体，其包括：油基流体；一种或多种碳纳米管，其中所述一种或多种碳纳米管具有经拉曼光谱确定为0.01至0.6的d/g比。
在又一方面，本文所公开实施方案涉及导电油基井眼流体，其含有：油基流体；一种或多种碳纳米管，和选自由基于羧酸的乳化剂、羧基脂肪酸、二聚酸和脂肪酸二聚体组成的组的一种或多种乳化剂。
在另一方面，本文所公开实施方案涉及对地下井进行电学测井的方法，其包括：将测井介质置于地下井中，其中所述测井介质含有非水性流体和一种或多种碳纳米管，其中所述一种或多种碳纳米管具有经拉曼光谱确定为0.01至0.6的d/g比，且其中所述一种或多种碳纳米管以允许对地下井进行电学测井的浓度存在；且获取地下井的电测井。
在另外一方面，本文所公开实施方案涉及对地下井的分段进行电测井的方法，其包括：将非水性钻井液安置在井眼中；标识井眼的分段进行成像；将包含一种或多种碳纳米管的非水性流体引入所述井眼分段；且获取所述井眼分段的电测井。
提供本总结以介绍将在下文详细描述中进一步描述的一系列概念。本总结既不希望标识所要求主要内容的关键或必要特征，也不希望用于限制所要求主要内容的范围。
具体实施方式
在一些方面，本文所公开实施方案涉及导电井眼流体。更具体来说，本文所公开实施方案涉及含有一种或多种碳纳米管的井眼流体。在一些实施方案中，本文所公开井眼流体可以是油基井眼流体，而在其它实施方案中所述井眼流体可以是反相乳液或含有水性不连续相和油基连续相的高内相比(HIPR)乳液。
在其它方面，本文所公开实施方案涉及建立或改善井眼流体的导电性的方法。本文所公开的某些实施方案还涉及对地下井进行电学测井的方法，其包括将测井介质置于地下井中，其中所述测井介质包含非水性流体和一种或多种石墨烯型碳纳米材料，其中所述碳纳米材料以允许对地下井进行电测井的浓度存在。更具体来说，本文所公开实施方案涉及含有添加剂的井眼流体和获得这种井眼流体的方法，从而所述添加剂改善所述流体的导电性，从而允许对地下井进行电测井。
在本发明中，陈述了某些细节，如特征量、浓度、大小等以提供关于本文所公开的各个实施方案的全面理解。然而，熟悉本领域技术人员将明白本发明可在不需要这些特定细节下实践。在许多情况中，省略了关于这些考虑和类似方面的细节，因为这些细节并非获得本发明完整理解所必需的且属于相关领域技术人员的技能范围。
虽然本文所使用的大部分术语将为本领域技术人员所明白，但给出了以下定义以辅助理解本发明。然而，将理解当未明确定义时，术语应解释为采用本领域技术人员目前所接受的含义。
本发明的油基井眼流体可包含大体上由油质液体组成的流体，以及油质流体与非油质流体的乳液。特定来说，本发明的各个实施方案可提供反相乳液井眼流体。本文所使用的“反相乳液”是其中非油质流体为不连续相且油质流体为连续相的乳液。
本文所使用的“油质液体”意指在25℃下为液体且与水不可混溶的油。油质液体可包含用于钻井液调配中的物质(如烃)，如柴油、矿物油、合成油(包括线性α烯烃和内烯烃)、酯油、脂肪酸甘油酯、脂族酯、脂族缩醛或其它此类烃和这些流体的组合。
本文所使用的“非油质液体”意指在25℃为液体且不是如上定义的油质液体的任何物质。非油质液体与油质液体不可混溶但能够与其形成乳液。非油质液体可包括水性物质，如淡水、海水、含无机或有机溶解盐的盐水、含水可混溶有机化合物的水溶液和这些物质的混合物。
如本文所使用，术语“碳纳米材料”是用于指代实质上由碳构成的石墨型材料，包括，但不限制于，单壁碳纳米管、多壁纳米管、巴克球、巴克纸、碳纳米纤维、纳米片、纳米洋葱、纳米角和类似材料。本文所使用的“石墨”是指含芳族碳晶格或网络(如例如石墨烯和石墨中存在的那些晶格或网络)的结构和材料。
本文所定义的“碳纳米管”是指由多环碳组成的高纵横比芳族石墨烯圆柱。除非明确指明为单壁或多壁，否则本说明书内关于碳纳米管的描述适用于单壁和多壁纳米管两者。
本文所使用的“颗粒碳”是指主要由碳组成的晶形、半晶形或非晶形球状和拟球形颗粒，如石墨、合成石墨、炭黑、导电炭黑、热黑、炉黑等。
除非另外说明，否则本文所使用的术语“烷基”是指1个至24个或在特定实施方案中1个至12个碳原子的饱和直链、支化或环形烃基，如甲基、乙基、正丙基、异丙基、正丁基、异丁基、叔丁基、戊基、环戊基、异戊基、新戊基、己基、异己基、环己基、3-甲基戊基、2，2-二甲基丁基和2，3-二甲基丁基。术语“低级烷基”意指一个至六个碳原子的烷基且包括例如甲基、乙基、正丙基、异丙基、正丁基、异丁基、叔丁基、戊基、环戊基、异戊基、新戊基、己基、异己基、环己基、3-甲基戊基、2，2-二甲基丁基和2，3-二甲基丁基。术语“环烷基”是指环形烷基，如环丙基、环丁基、环戊基、环己基、环庚基和环辛基。
此外，术语“烷基”包括“改性烷基”，其涉及具有一个至二十四个碳原子，且另外具有其它基团，如选自醚-、硫代-、氨基-、磷-、氧-、酯-和酰胺-的一个或多个键连，且/或由一个或多个其它基团(包括低级烷基、芳基、烷氧基、硫代烷基、羟基、氨基、磺酰基、硫基、巯基、亚氨基、卤基、氰基、硝基、亚硝基、叠氮基、羧基、硫醚基、砜基、亚砜基、磷酰基、硅基、硅氧基和冰片基)取代的烷基。类似地，术语“低级烷基”包括“改性低级烷基”，其涉及具有一个至八个碳原子且另外具有其它基团，如选自醚-、硫代-、氨基-、磷-、酮基-、酯-和酰胺-的一个或多个键连，且/或由一个或多个其它基团(包括低级烷基、芳基、烷氧基、硫代烷基、羟基、氨基、磺酰基、硫基、巯基、亚氨基、卤基、氰基、硝基、亚硝基、叠氮基、羧基、硫醚基、砜基、亚砜基、磷酰基、硅基、硅氧基和冰片基)取代的基团。本文所使用的术语“烷氧基”是指取代基-O-R，其中R是如上定义的烷基。术语“低级烷氧基”是指其中R是低级烷基的烷氧基。本文所使用的术语“硫代烷基”是指取代基-S-R，其中R是如上定义的烷基。
除非另外说明，否则本文所使用的术语“烯基”是指含有至少一个双键的2个至30个，或在一些实施方案中2个至12个碳原子的支化、未支化或环形(例如，在C5和C6情况中)烃基，如次乙基、乙烯基、烯丙基、辛烯基、癸烯基、十二碳烯基和类似基团。术语“低级烯基”意指两个至八个碳原子的烯基且具体包括乙烯基和烯丙基。术语“环烯基”是指环形烯基。
除非另外说明，否则本文所使用的术语“炔基”是指含有至少一个三键的2个至24个或在一些实施方案中2个至12个碳原子的支化或未支化烃基，如乙炔基(acetylenyl)、乙炔基、正丙炔基、异丙炔基、正丁炔基、异丁炔基、叔丁炔基、辛炔基、癸炔基和类似基团。术语“低级炔基”意指两个至八个碳原子的炔基，且包括例如乙炔基和丙炔基，且术语“环炔基”是指环形炔基。
在旋转钻井过程中，使井眼流体或泥浆沿转动的钻管向下流通，通过钻头，并在管与地层或钢套之间的环形空间上行，到达地面。井眼流体实施不同功能。其将钻屑从井底部移至地面、当流通中断时悬浮钻屑和增重材料、控制地面下压力、通过提供充足流体静力学压力将流体从地层分离以防止地层流体进入井眼、冷却并润滑钻柱和钻头、尽可能增大穿透速率等。钻井时的一个重要目标是保全关于被穿透地层的类型和地层中流体或气体类型的最大量信息。这个信息是通过分析钻屑并通过电测井技术和使用各种井下测井技术(包括电学测定)获得。
可根据连续相的主要组分分类井眼流体，其主要是水性(水基)井眼流体和非水性(油质或油基)井眼流体中的一种。虽然油基井眼流体较水基泥浆昂贵，但更经常用于钻探操作，因为当与水基泥浆相比时它们具有操作优势和优秀技术性能。
尽管一般偏好油基井眼流体，但这些井眼流体由于其极低导电性，所以对于电测井来说具有技术缺点。在钻探操作期间，例如在石油/天然气井储层区进行钻探时实施各种测井和成像操作以确定地层类型和其中的材料。这个信息可用于最优化地定位油气层，即，钻穿储层以允许烃流入井眼的地方。
一些测井工具基于井眼中流体(井眼流体)与地层中已存在流体之间的电阻率对比工作。这些被称为电阻率测井工具。简而言之，交流电流过两个电极之间的地层。因此，在电流路径中的流体是地层流体和以过滤方式穿透地层的流体。滤饼和滤液来自相异压力下在可渗透介质(如地层岩石)上的泥浆过滤。
流体导电性在钻探操作中起作用的另一实例是定向钻探，其中在钻探总成处产生的信号需经由导电介质传输至在钻柱后面更远处的控制单元和/或泥浆遥测单元。在一些情况中，这种电阻率测定可用于地质导向和定向钻探控制。
电阻率测井工具的使用经常限制于将水基井眼流体用于钻探操作的情况，因为在油基/合成型井眼流体的情况中，基础油的导电性妨碍了电阻率工具在这种流体中的使用。反相乳液井眼流体也存在类似情况。反相乳液井眼流体是油包水乳液，其中油是连续或外相，且水是内相。因此，当使用反相乳液流体时，穿过流体的任何电路径由于外油相的非导电属性而绝缘。换言之，虽然分散于油相中的盐水导电，但液滴的不连续属性阻止了电流动。实际上，将这些乳液的导电无能(直至施加极高电势差)用作乳液稳定性的标准测试。反相乳液井眼流体的不导电属性严重限制了可利用电缆测井从井眼收集的电阻率信息的量和清晰度。
因此，本文所公开的方法实施方案包括地下井测井的方法和用于这些方法中的井眼流体。在一些实施方案中，所述方法可包括将井眼流体，包括非水性流体如反相乳液置于地下井中。井眼流体可包含本发明的一种或多种石墨烯型碳纳米材料，其以通过增大井眼流体的导电能力允许或改善电测井的浓度存在。在一些实施方案中，在已将井眼流体置于地下井后，可将所述一种或多种碳纳米材料添加到井眼流体。其它实施方案包括使用本文所描述的油质井眼流体进行地下井钻探。在这些实施方案中，本发明的油质井眼流体可被调配以支持进行地下井的电测井测定，即使流体具有天然低导电性。
在一些实施方案中，在测井期间和使用如本文所描述的井眼流体和碳纳米材料时，可利用电缆测井实施地层的相对电阻率测定。地层的相对电阻率测定可用于确定井下地层的地质组成。而且，这种电阻率测定可用于确定钻头的位置以增强地质导向能力和定向钻探控制。在一些实施方案中，本文公开的井眼流体和碳纳米材料可以配合具有随钻测定(“MWD”)系统的钻探系统使用。例如，钻探和地层数据和参数可从各个井下测定装置确定且可在井下转换为所选择的受关注参数并随后通过遥测传递至地面。
在其它实施方案中，可将测定储存在井下供后续取回，或可通过遥测将它们传递至地面且/或储存在井下。在一些实施方案中，测定可与深度关联，从而将井下进行的深度测定用于改善测定和受关注参数的准确性。在其它实施方案中，可将测定和/或参数与储存的参考数据关联以提供与钻探操作和地层特性有关的额外信息。因此，测井测定可用于确定相对于所需钻探路径的钻头位置并调整井下钻探活动。因此，这些电测井和其它电缆测井技术可确定地质属性和被井穿透的含油地层的储层性质，以及钻探过程的其它性质(例如，钻头的位置)。
碳纳米材料
本发明的实施方案可按照使得井眼流体导电且可用于现有的已采用导电井眼流体的任何应用(包括例如井眼测井和地质导向应用)中的量并入一个或多个碳纳米材料。可将本文所描述的碳纳米材料添加至任何井眼流体，或可制备定制井眼流体调配物。
根据本发明实施方案的碳纳米材料是由碳同素异形体石墨烯，形成五-、六-和七-员环互连“蜂巢”网络的sp2键合碳原子平面阵列形成。在一个或多个实施方案中，可用于增大本文所描述井眼流体的导电性的碳纳米材料可包括单壁和多壁碳纳米管。碳纳米管是高纵横比石墨烯圆柱，其中纵横比在一些实施方案中可介于1,000,000,000至1，且在其它实施方案中1,000,000至1的范围内。然而，随着制造碳纳米管的合成技术进步且更高纵横比变为可实现，还构想在不脱离本发明范围下可将更高纵横比纳米管并入井眼流体中。
基本上可将碳纳米管分类为单壁和多壁。单壁纳米管(SWNT)由稠化碳环的单个圆柱体组成，其中直径可在0.7至2nm变化，而长度(最长尺寸测量)可介于50nm至几厘米的范围内。多壁纳米管(MWNT)由几个同轴石墨烯层组成，其中直径可从10至200nm变化，长度从几纳米至几厘米。虽然已针对说明目的包括了大量尺寸范围，但这些尺寸范围不希望限制本发明。在其它实施方案中，碳纳米材料可包括巴克球、巴克纸、纳米纤维、纳米片、纳米洋葱、纳米角和其衍生物。
在本发明的一个或多个实施方案中，碳纳米材料可具有一长度，其具有等于或大于1μm、10μm、50μm、100μm、500μm、800μm、1mm、10mm、5cm、8cm、10cm和15cm的下限，至10μm、50μm、100μm、500μm、800μm、1mm、10mm、5cm、8cm、10cm、15cm、20cm和25cm的上限，其中碳纳米材料的长度可介于任何下限至任何上限的范围内。
拉曼光谱法是分析包括金刚石、石墨、金刚石形碳、非晶形碳、二维石墨烯、一维碳结构(如单壁纳米管(SWNT)或多壁纳米管(MWNT))和零维碳结构(如富勒烯)的碳基材料的有力表征技术。在许多情况中，碳基材料可具有在～1580cm-1(g带)、～1350cm-1(d带)和～2700cm-1(2d带)的三个强拉曼特征。碳纳米材料如碳纳米管的拉曼光谱法应用(可应用于本发明内描述的所有碳基材料)更详细讨论于“Raman spectroscopy of carbon nanotubes”，Drusselhaus，M.S.等人，Physics Reports，第409章，期号2，2005年3月，第47至99页中。
拉曼光谱的带频相对强度可用作提供关于材料样品纯度、几何形状和金属或半导电属性的大量特征的测定手段。在碳纳米管的情况中，g带频率还可用于区分单壁或多壁纳米管。碳基材料的拉曼光谱中的另一个显著特征是d带。d带对碳网络的差异很敏感，这是许多碳基材料的特征，且d带的强度可提供关于特定材料的电子特性的信息。因为碳晶格可含有sp2杂化的芳族碳且大体上更导电，所以选择具有较少数量非芳族sp3杂化碳位置，或在碳晶格中具有较少数量“缺陷”的碳纳米材料是有利的。例如，拉曼光谱中较高的d带强度可指示特定样品具有较高缺陷浓度且可不如具有相对较低d带强度的样品来得导电。
d带对g带的比(d/g比)还可用作样品纯度的测定手段且在相对纯样品中，可用于表征单壁或多壁纳米管上存在的缺陷，其中较低d/g比可指示含有较高sp2碳一般浓度的样品、材料表面上的较完整碳晶格和较高一般电和/或热传导性。
在一个或多个实施方案中，碳纳米材料可具有一d/g比，其具有等于或大于0.01、0.1、0.2和0.3的下限，至0.15、0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.8和1的上限，其中碳纳米材料的d/g比可介于任何下限至任何上限的范围内。在其它实施方案中，通过拉曼光谱法测定的d/g比可小于0.6。在另外其它实施方案中，通过拉曼光谱法测定的d/g比可小于0.25。
在实施方案中，向碳纳米材料添加功能基(本文中还称为共价改性、改性或功能化)基本上可改善碳纳米材料在油质液体或其它各种溶剂系统如水性流体或乳液或反相乳液的水相中的可分散性。在一些实施方案中，碳纳米材料可包括例如经烷基、羟烷基、氨基烷基、卤烷基、巯基烷基、烯基、炔基、羧基、胺、季胺、硝基、硝酸酯、乙氧化醚、丙氧化醚、二醇衍生基、聚丙烯酰胺、聚丙烯酸、聚甲基丙烯酸甲酯、聚二醇、聚乙烯醇、硅烷、硅烷氧化物、磺酸盐、磺酸酯、苯磺酸盐、腈和其组合中的至少一种功能化的碳纳米材料。
在实施方案中，本文公开的碳纳米材料可利用本领域孰知的大量反应功能化，包括还原烷基化、二氯卡宾加成、伯奇还原、宾格尔反应、自由基加成、臭氧分解、重氮盐化学和类似反应。功能化的机制将取决于所引入分子的准确属性且可包括例如酯化、醚化、亲核加成，包括环氧化物的亲核开环、自由基亲核取代和加成、亲电子加成、自由基加成、偶极加成、狄尔斯-阿德耳加成和与环形中间物的其它类似加成等。在一些实施方案中，在第一功能化步骤后，可进一步改性共价改性的碳纳米材料剂以包括其它功能基，或反应以结合其它小分子、寡聚体或聚合物。
碳纳米材料的功能化可包括小分子、寡聚体或聚合物共价结合以改性碳纳米材料的溶解度或电荷。在本发明的一些实施方案中，寡聚体和聚合物可选自例如聚乙炔、聚芴、聚苯、聚芘、聚薁、聚萘、聚吡咯、聚咔唑、聚吲哚、聚氮艹卓、聚噻吩、聚对苯硫醚、聚(对苯撑乙烯)和本领域技术人员已知的其它导电聚合物。在其它实施方案中，碳纳米材料可通过材料的共价改性以包括例如羟基、聚醇、碳水化合物、寡聚环氧乙烷、聚(环氧乙烷)、寡聚环氧丙烷、聚环氧丙烷和丙烯酸盐予以功能化以增强水溶性。
还构想可将一个或多个小分子、寡聚体和聚合物的组合结合到本发明的碳纳米材料以视特定井下环境的需求调谐诸如溶解度、表面电荷和导电性的性质。
碳纳米材料分散可通过大量方法实现，包括例如搅拌、超声波或其组合。在各实施方案中，所述方法包括将碳纳米材料悬浮于表面活性剂中以促进分散步骤，如已用于流体中的表面活性剂。
井眼流体内的碳纳米材料在高达325℃或更高温度下热稳定。在一些实施方案中，可将碳纳米材料以5重量％或更小的重量比(重量％)并入井眼流体。在又一实施方案中，可将碳纳米材料并入井眼流体多达约12％而不引入可导致井眼流体不适合泵送通过钻柱的过量粘度。
在一个或多个实施方案中，碳纳米材料可在约0.0001重量％至约10重量％的重量百分比浓度下包括在井眼流体中。在其它实施方案中，碳纳米材料可在3重量％或更小或1重量％或更小下并入。在一些实施方案中，当在井眼流体中混合两种或更多种纳米材料时，可在比单独添加单种纳米材料的相对浓度低的浓度下含有充足导电性。
为了增大碳纳米材料和/或颗粒碳在各溶剂中的溶解度且减少凝聚物形成，可使用化学分散剂或用功能基对碳纳米材料和/或颗粒碳表面的共价改性增大其油或水溶解度且/或在井眼流体中建立稳定分散液。
有效增大碳纳米材料和/或颗粒碳在水性流体或乳液水相中的稳定性的分散剂包括聚乙二醇对-(1，1，3，3-四甲基丁基)-苯醚、十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠、十二烷基三甲基溴化铵、鲸蜡基三甲基溴化铵、烷基磺基琥珀酸钠、聚苯乙烯磺酸盐、正月桂酰肌氨酸钠、聚乙烯吡咯烷酮、泊洛沙姆(如PluronicTM)、聚环氧乙烷/聚环氧丁烷三嵌段共聚物、聚山梨醇酯洗涤剂(如聚氧乙烯月桂酸失水山梨醇单酯)、聚氧乙烯油酸失水山梨醇单酯等质。
碳纳米材料和/或颗粒碳在油基或油质流体内的有效分散剂包括聚异丁烯琥珀酰亚胺、聚噻吩和噻吩与3-己基噻吩的共聚物，如美国专利公开第2011/0003907号所描述，该公开是以引用的方式并入本文。在其它实施方案中，可使用烷基化聚乙烯吡咯烷酮聚合物分散剂，如从Ashland(Wayne，NJ)购买的系列分散剂。
在一些实施方案中，可将一种或多种分散剂以0.05重量％至1重量％范围内的浓度添加至井眼流体。在其它实施方案中，可将分散剂以0.1重量％至0.8重量％范围内的浓度添加至井眼流体。在另外更多实施方案中，添加至井眼的分散剂浓度可落于0.3重量％至0.7重量％的范围内。
颗粒碳
在一些实施方案中，除上述碳纳米材料外，还可添加颗粒碳。相对于碳纳米材料，颗粒碳试剂可以主要为球形，具有较为均匀或不均匀的整体粒径。根据本发明一些实施方案的井眼流体可包括具有比上述碳纳米材料小的平均粒径的颗粒碳。
可添加至根据本文公开实施方案的井眼流体的炭黑的类型可呈细粉的形式，其实质上由具有大表面积的碳元素组成。在分子水平上，炭黑可由从芳族环的连续平面排列形成的非晶形石墨层组成。炭黑的类型可包括象牙黑、葡萄黑、炉黑、热黑、导电炭黑、乙炔黑等。
视乎生产方法，炭黑的物理和化学性质可显著变化。炭黑的一些形式，包括导电炭黑和热黑是在较大时间尺度和较例如炉黑高的温度下形成，这些条件可导致高度有序且主要呈球形的炭黑颗粒。因结构有序，所以导电炭黑和热黑可具有在构成粒子的表面的较大量芳族碳，其可用于增大含这类炭黑的井眼流体的导电性。在一个或多个实施方案中，颗粒碳还可以是或包括合成石墨，其中合成石墨是通过高温处理非晶形碳材料(包括例如煅烧石油焦和煤焦油沥青)形成的生产产物。
在一个或多个实施方案中，颗粒碳可具有一平均粒径(D50)，其具有等于或大于0.25μm、0.5μm、1μm、2μm、5μm、6μm和8μm的下限至10μm、15μm、20μm、40μm和50μm的上限，其中颗粒碳的D50可介于任何下限至上限的范围内。
根据本文实施方案的井眼流体可包括碳纳米材料与颗粒碳的混合物，它们协同地相互作用以增大周围流体的渗滤和导电性。虽然不受特定理论约束，但假设炭黑可填充在相邻碳纳米管之间的间隙空间中，从而增大电子传递并进而增大贯穿井眼流体的渗滤和传导性。
在特定实施方案中，可将碳纳米材料和颗粒碳以具有等于或大于0.01、0.1、0.2和0.3的下限至0.5、1、1.5、2、5、10、20和30的上限的碳纳米材料对颗粒碳重量比添加至井眼流体，其中碳纳米材料对颗粒碳的重量比可介于任何下限至任何上限的范围内。.
井眼流体
在一个或多个实施方案中本文描述的井眼流体可以是油基井眼流体或反相乳液。合适油基或油质流体可以是天然或合成油，且在一些实施方案中油质流体可选自包括柴油；矿物油；合成油，如氢化和未氢化烯烃，包括聚α烯烃、线性和支化烯烃和类似烯烃；聚二有机硅氧烷、硅氧烷或有机硅氧烷；脂肪酸酯，具体来说直链、支化和环形脂肪酸的烷基醚；其混合物和本领域技术人员已知的类似化合物；和其混合物的组。
在其它实施方案中，在其它物质和添加剂中，井眼流体可以具有连续油相和不连续水(或非油质液体)相的反相乳液。在一些实施方案中，非油质液体可以包括淡水、海水、盐水、水与水可溶有机化合物的混合物和其混合物中的至少一种。在各实施方案中，所述非油质流体可以是盐水，其可以包括海水、其中盐浓度小于海水的水溶液或其中盐浓度大于海水的水溶液。可以存在于海水中的盐包括，但不限制于，氯化物、溴化物、碳酸、碘化物、氯酸、溴酸、甲酸、硝酸、氧化物、硫酸、硅酸、磷酸和氟化物的钠、钙、铝、镁、钾、锶和锂盐。可以并入盐水中的盐包括存在于天然海水中的那些盐中的一种或多种或任何有机或无机溶解盐。此外，可用于本文公开钻井液中的盐水可为天然或合成盐水，其中合成盐水在构成上倾向于要简单得多。在一个实施方案中，可通过增大盐水中的盐浓度(直至饱和)控制钻井液的密度。在特定实施方案中，盐水可以包括一价或二价金属离子，如铯、钾、钙、锌和/或钠的卤化物或羧酸盐。
反相乳液流体中油质液体的量可以视乎所使用的特定油质流体、所使用的特定非油质流体和使用所述反相乳液的特定应用变化。然而，在一些实施方案中，油质液体的量足以在用作连续相时形成稳定乳液。在一些实施方案中，油质液体的量可为总流体的至少约30，或至少约40，或至少约50体积百分比。反相乳液流体中非油质液体的量可视乎所使用的特定非油质流体和使用所述反相乳液的特定应用变化。在一些实施方案中，非油质液体的量可为总流体的至少约1，或至少约3，或至少约5体积百分比。在一些实施方案中，所述量可不如此的大以使其无法分散于油质相。因此，在某些实施方案中，非油质液体的量可为总流体的小于约90，或小于约80，或小于约70体积百分比。
反相乳液流体还可具有在外油质相内的稳定内非油质相。具体来说，当向反相乳液流体施加电场时，具有电荷的乳化非油质相将迁移至用于产生所述电场的电极中的一个。在反相乳液流体中并入乳化剂稳定乳液并导致迁移速率减慢且/或破坏乳液的电压增大。因此，经常使用美国石油组织在API建议操作规程13B-2第三版(1998年2月)提出的电稳定性(ES)测试确定乳液的稳定性。ES是通过跨过浸没于泥浆中的探针(由一对平行平板电极组成)施加渐升电压正弦电信号确定。所获得的电流保持为低直至达到临界电压，此时电流极快地增大。这个临界电压称为泥浆的ES(“API ES”)且被定义为当电流达到61μA时在所测得峰电压中的电压。所述测试是通过将ES探针插入一杯120°F[48.9℃]泥浆，同时跨过探针中的电极间隙施加渐电压(从0至2000伏特)实施。流体所测得的ES电压越高，用所述流体建立的乳液越强或越难破坏，且乳液越稳定。
此外，在一些实施方案中，本公开涉及具有高内相比的流体，其中乳液液滴尺寸相比于常规乳液液滴要小。例如，在一个实施方案中分布于油质相中的非油质相可具有在0.5至5微米范围内，且在更具体实施方案中在1至3微米范围内的平均直径。液滴尺寸分布可使得粒径中的至少90％在平均粒径的20％或尤其10％内。在其它实施方案中，可存在多峰分布。这个液滴尺寸可以大约为使用常规乳化剂所形成的乳液液滴的尺寸的三分之一至四分之一。在特定实施方案中，乳液液滴可以小于用于流体中的固体增重剂。
井眼流体添加剂
本发明的井眼流体还可含有添加剂，条件是所述添加剂不干扰本文所描述组合物的性质。例如，可将乳化剂、润湿剂、亲有机物粘土、增粘剂、增重剂、架桥剂、降滤失剂和腐蚀抑制剂添加至本文公开的组合物以赋予其它功能性质。
适合使用的润湿剂和乳化剂包括，但不限制于，粗塔罗油、氧化粗塔罗油、表面活性剂、有机磷酸酯、改性咪唑啉和酰氨基胺、烷基芳族硫酸盐和磺酸盐等，和这些物质的组合或衍生物。VERSAWETTM和VERSACOATTM、NOVAMULTM、FAZEMULTM、FAZEWETTM、MEGAMULTM、SUREMULTM、ONEMULTM和MUL-XTTM是可用于本发明流体和方法中的由M-I，L.L.C.生产并分销的市售乳化剂的非限制实例。其它市售的合适表面活性剂包括SILWETTM系列乳化剂，如L-77、L-7001、L7605和L-7622，其由Union Carbide ChemicalCompany Inc分销。在本发明的一个或多个实施方案中，乳化剂可选自酰氨基胺表面活性剂，如美国专利第6,239,183、6,506,710、7,060,661、7,303,018和7,510,009号所描述的那些表面活性剂。
在其它实施方案中，乳化剂可以是基于羧酸的乳化剂，如例如，选自二羧基脂肪酸、二聚酸或脂肪酸二聚体的乳化剂。二羧基脂肪酸具有通式HOOC-R-COOH，其中R是含有10个至50个碳原子，且在特定实施方案中20个至40个碳原子的烷基或烯基。在其它实施方案中，乳化剂可选自不饱和二羧基脂肪酸的二聚合产物，例如，如通过含有8个至约18个碳原子的不饱和脂肪酸，包括9-十二碳烯酸(顺式)、9-十四碳烯酸(顺式)、9-十八碳烯酸(顺式)、十八碳四烯酸等的二聚合反应制备的产物。
可将亲有机物粘土，通常是胺处理粘土用作本文公开流体组合物中的增粘剂。还可使用其它增粘剂和胶凝剂，如油可溶聚合物、聚酰胺树脂、聚羧酸和肥皂。还可将凹凸棒石粘土和海泡石粘土用作增粘剂。用于组合物中的增粘剂的量可视乎本领域技术人员所理解的井下条件变化。然而，对于大部分应用来说通常约0.1％至6重量％范围便充足。VG-69TM和VG-PLUSTM是购自MI SWACO(Houston，TX)的有机粘土，且VERSA-HRPTM是购自MI SWACO(Houston，TX)的聚酰胺树脂材料，其可用于本公开的流体和方法中。
降滤失剂可通过涂覆井壁作用。合适降滤失剂可包括，但不限制于，改性褐煤、沥青化合物、黑沥青、通过使腐殖酸或鞣酸与酰胺或聚亚烷基聚酰胺反应制备的亲有机物腐殖酸盐或鞣质、胺处理鞣质，如ONE-TROLTM和乳胶聚合物。在实施方案中，降滤失剂可选自均购自MI SWACO(Houston，TX)的VERSATROLTM、VERSATROLTM、VERSALIGTM、ECOTROLTM RD、ONETROLTM、EMI 789和NOVATECHTM F中的一种或多种。
还可将腐蚀抑制剂添加至本文公开的钻井液以控制钻探设备的腐蚀。视乎所遇到的腐蚀类型，腐蚀抑制剂可以是有机或无机物或其一些组合。腐蚀抑制剂的非限制实例包括磷酸盐、硅酸盐、硼酸盐、锌化合物、有机胺、苯甲酸和苯甲酸衍生物、磷酸酯、杂环氮和硫化合物、有机酸等质。市售腐蚀抑制剂的非限制实例包括苯甲酸钠和苯并三唑。
适合用于根据本发明的井眼流体调配物中的增重剂或密度材料包括，但不限制于，赤铁矿、磁铁矿、铁氧化物、钛铁矿、重晶石、菱铁矿、天青石、白云石、方解石、锰氧化物、岩盐等。在其它实施方案中，可用分散剂涂覆微粒化增重剂。
例如，用于本文公开的一些实施方案中的流体可包括分散剂涂覆的微粒化增重剂。经涂覆的增重剂可通过干式涂覆方法或湿式涂覆方法形成。适合用于本文所公开的其它实施方案中的增重剂可以包括美国专利申请公开第2004/0127366、2005/0101493、2006/0188651号、美国专利第6,586,372和7,176,165号和美国临时申请第60/825,156号所公开的那些材料，这些文献中的每个是以引用的方式并入本文。
在实施方案中，可使用例如分散剂，如油酸和多元脂肪酸、烷基苯磺酸、链烷磺酸、线性α-烯烃磺酸、磷脂质如卵磷脂，包括其盐且包括其混合物涂覆增重剂。还可使用合成聚合物，如例如HYPERMERTM OM-1(Imperial Chemical Industries，PLC，London，United Kingdom)或聚丙烯酸酯。这些聚丙烯酸酯可包括甲基丙烯酸硬脂酯和/或丙烯酸丁酯的聚合物。在另一个实施方案中，可使用相应酸甲基丙烯酸和/或丙烯酸。本领域技术人员将明白可使用其它丙烯酸酯或其它不饱和羧酸单体(或其酯)实现与本文公开大体相同结果。
如果存在，那么所添加的经涂覆或未涂覆增重剂的量可取决于最终组合物的所需密度。可添加增重剂以获得最大约22磅/加仑(ppg)的密度。在其它实施方案中，可添加增重剂以实现最大20ppg或最大19.5ppg的密度。
实施例
以下实施例将说明根据本公开的导电井眼流体的实施方案，但不意欲按任何方式加以限制。
实施例1
在一系列实验中，以下进行的试验说明了各种增重剂对含碳纳米材料的井眼流体调配物的导电性的作用。井眼流体样品是使用购自ExxonMobil(Houston，TX)的ESCAIDTM110基础油；购自ISP Co.Ltd.(Wayne，NJ)的GANEX V216分散剂调配。调配物中还包括VG-PLUSTM，有机粘土增粘剂；SUREMULTM、ONEMULTM、MEGAMULTM和MUL-XTTM乳化剂；ONETROLTM降滤失剂；M-IWATETM、1012UF和WARPTM，微粒化重晶石，所有这些物质均购自M-I SWACO(Houston，TX)；和NTL-M，购自NanotechnologyLaboratories(Yadkinville，NC)的多壁纳米管产品。微粒化重晶石粒子的d90为0.5至6μm(对于1012UF和MI-WATETM)和0.7至7.5μm(对于WARPTM)，相比来说标准API级重晶石为3至74μm。
表1 实施例1的样品调配物。
表2 实施例1的样品调配物。
组合样品调配物并使用Hamilton Beach混合机混合，接着用Silverson剪切混合机在6000RPM下剪切5分钟。最终样品组合物的油水比(OWR)为0.7。在150°F下利用Fann 35粘度计进行流变学测定。收集在150°F下熟化16小时前和熟化16小时后的电导率测定。结果示于表3上。
表3 实施例1的流变学测定。
实施例2
在另一组实验中，以下进行的试验说明了各种乳化剂对含碳纳米材料井眼流体调配物的电导率的作用。井眼流体是使用购自ExxonMobil(Houston，TX)的ESCAID 110基础油；购自ISP Co.Ltd(Wayne，NJ)的GANEXTM V216分散剂调配。调配物中还包括VG-PLUSTM，有机粘土增粘剂；SUREMULTM、ONEMULTM、MEGAMULTM、和MUL-XTTM乳化剂；ONETROLTM，降滤失剂，M-I WATETM，微粒化重晶石，所有这些物质均购自M-I SWACO(Houston，TX)；和NTL-M，购自Nanotechnology Laboratories(Yadkinville，NC)的多壁纳米管产品。样品调配物示于下表4和表5中。
表4 实施例2的井眼流体调配物
表5 实施例2的井眼流体调配物
组合样品调配物并使用Hamilton Beach混合机混合，接着用Silverson剪切混合机在6000RPM下将样品剪切5分钟。样品的最终密度为12ppg，OWR为0.7。在150°F下利用Fann 35粘度计进行流变学测定。收集150下熟化16小时前和熟化16小时后的电导率测定。结果示于下表6和表7上。
表6 实施例2的流变学数据。
表7 实施例2的流变学数据续。
实施例3
在以下实施例中，进行以下一系列实验以说明降滤失剂对含碳纳米材料井眼流体的电导率的作用。井眼流体样品是使用购自ExxonMobil(Houston，TX)的ESCAID 110基础油；购自ISP Co.Ltd.(Wayne，NJ)的GANEXTM V216分散剂调配。调配物中还包括NTL-M，购自Nanotechnology Laboratories(Yadkinville，NC)的多壁纳米管产品；VG-PLUSTM，有机粘土增粘剂；MEGAMULTM，乳化剂；VERSATROLTM、VERSATROLTM、VERSALIGTM、ECOTROLTMRD、ONETROLTM和NOVATECHTMF降滤失剂；和BR PARATROLTM和M-I WATETM微粒化重晶石；所有这些物质均购自M-I SWACO(Houston，TX)。样品调配物示于下表8和表9中。
表8 实施例3的样品调配物。
表9 实施例3的样品调配物续。
组合样品调配物并使用Hamilton Beach混合机混合，接着用Silverson剪切混合机在6000RPM下将样品剪切5分钟。样品的最终密度为12ppg，OWR为0.7。在150°F下利用Fann 35粘度计进行流变学测定。收集150°F下前和熟化16小时后的电导率测定。结果示于表10上。
表10 实施例3中样品调配物的流变学性质和电导率测定。
样品 1 2 3 4 5 6 7
ES；RT/150(熟化)mls 1/2 1/26 9/26 1/18 2/4 5/17 2/25
熟化时间(h) 16 16 16 16 16 16 16
温度(°F) 150 150 150 150 150 150 150
动怒/静怒 D D D D D D D
150F下的流变学 150 150 150 150 150 150 150
600RPM，cP 204 165 124 162 166 146 131
300RPM，cP 145 110 77 105 105 93 87
200RPM，cP 120 87 59 81 83 73 68
100RPM，cP 88 61 40 56 58 50 48
6RPM，cP 25 21 15 20 18 19 19
3RPM，cP 16 14 13 15 13 16 15
GELS 10″，lbs/100ft2 16 14 14 16 12 16 16
GELS 10′，lbs/100ft2 17 13 16 15 13 18 16
塑性粘度(cP) 59 55 47 57 61 53 44
屈服点(lbs/100ft2) 86 55 30 48 44 40 43
熟化前电导率(μS/cm)，RT 1598 502 6.86 316 805 320 300
熟化后电导率(μS/cm)，150°F 152.2 0.98 0.05 1.83 146.3 1.64 0.44
HTHP过滤，mL，250°F 7.6 5.2 5.6 4.8 6.6 6 5.8
滤饼电导率(μS/cm) 0.11 5.57
实施例4
在以下实施例中，对将柴油用作基液调配的含碳纳米材料的井眼流体进行了一系列实验。井眼流体样品是使用柴油作为基础油；购自ISP Co.Ltd.(Wayne，NJ)的GANEXTM V216分散剂调配。调配物中还包括VG-PLUSTM，有机粘土增粘剂；MEGAMULTM和MUL-XTTM乳化剂；ONETROLTM降滤失剂，其两者均购自M-I SWACO(Houston，TX)；和NTL-M，购自Nanotechnology Laboratories(Yakinville，NC)的多壁纳米管产品。样品调配物示于下表11中。
表11 实施例4的样品调配物。
组合样品调配物并使用Hamilton Beach混合机混合，接着用Silverson剪切混合机在6000RPM下将样品剪切5分钟。样品的最终密度为12ppg，OWR为0.7。在150°F下利用Fann 35粘度计进行流变学测定。收集150°°F下熟化16小时前和熟化16小时后的电导率测定。结果示于表12上。
表12 实施例4中样品调配物的流变学数据。
实施例5
在以下实施例中，进行了一系列实验以研究将碳纳米材料与颗粒碳的混合物添加至油基井眼流体的作用。井眼流体样品是使用购自ExxonMobil(Houston，TX)的ESCAIDTM 110基础油；购自ISP Co.Ltd.(Wayne，NJ)的GANEX V216分散剂调配。调配物中还包括VG-PLUSTM，有机粘土增粘剂；SUREMULTM、ONEMULTM、MEGAMULTM和MUL-XTTM乳化剂；ONETROLTM降滤失剂，M-IWATETM微粒化重晶石，所有这些物质均购自M-I SWACO(Houston，TX)；和NTL-M，购自Nanotechnology Laboratories(Yadkinville，NC)的多壁纳米管产品。用于以下调配物中的颗粒碳选自来自TimcalGraphite and Carbon(Westlake，OH)的ENSACOTM导电炭黑和ASBURY 4827，购自Asbury Carbons(Asbury，NJ)的合成石墨。经拉曼光谱计算的颗粒碳的d/g比为0.86(对于ENSACOTM CCB)和0.35(对于合成石墨4827)。样品调配物示于下表13中。
表13 实施例5的样品调配物。
组合样品调配物并使用Hamilton Beach混合机混合，接着用Silverson剪切混合机在6000 RPM下将样品剪切5分钟。样品的最终密度为12 ppg，OWR为0.7。在150°F下利用Fann 35粘度计进行流变学测定。收集150°F下熟化16小时前和熟化16小时后的电导率测定。结果示于表14上。
表14实施例5中样品调配物的流变学和电导率数据
样品 1 2 3 4
测定温度 °F 150 150 150 150
600 RPM cP 29 230 24 182
300 RPM cP 14 150 11 119
200 RPM cP 9 117 7 91
100 RPM cP 6 82 4 63
6 RPM cP 2 28 1 21
3 RPM cP 1 19 1 15
GELS 10″ lbs/100ft2 2 18 1 15
GELS 10′ lbs/100ft2 3 18 2 14
塑性粘度 cP 15 80 13 63
屈服点 lbs/100ft2 -1 70 -2 56
熟化前电导率(RT) uS/cm 0.01 609 0 83.5
熟化后电导率(150°F) uS/cm 0.02 49.8 0.03 8.28
熟化后ES(150°F) V 175 8 222 11
有利地，本文公开的实施方案提供在井眼内进行测井操作期间改善的电导率水平。在一些实施方案中，改善的电导率水平可在本公开的一种或多种碳纳米材料相比于现有的碳纳米材料具有有利低的浓度下实现。
其它优点可包括获得导电油基井眼流体，所述流体维持可从已知油基(或基于合成的有机液体)井眼流体预期的性能优点，包括增强的润滑性、减少的钻杆的差压卡钻和高温下的良好稳定性，除此以外还有改善的电导率。要求大体积比例的流体添加剂会由于对其它流体性质的作用而不切实际，然而本公开的碳纳米材料和颗粒碳可在对其它流体性质影响最小下导电。因此，现有的流体无法同时实现油基流体所带来的益处和允许进行电阻测定，而本公开的实施方案可允许将任何油基流体改性为导电。
申请人还发现当组合成单流体调配物时，碳纳米材料与颗粒碳的组合可增强井眼流体的电导率。导电炭黑与碳纳米管可协同作用，从而使电导率增强至比相对于混合物单独添加相同量的任一材料要大的程度。
虽然上文仅详细描述了几个示例性实施方案，但本领域技术人员将很容易理解示例性实施方案中可能存在不实质脱离本发明的许多修改。因此，所有这些修改旨在包括于由以下权利要求书所界定的本发明范围内。此外，本文公开的实施方案可在不使用未具体公开的任何元素下实现。
在权利要求书中，装置加功能分句旨在涵盖本文所描述的作为实施所引述功能的结构，不仅限于结构等效物，而且还包括等效结构。因此，虽然钉和螺丝可以不是结构等效物，是因为钉采用了圆柱体表面以将木质零件固定在一起，而螺丝采用了螺旋形表面，在紧固木质零件的环境中，钉和螺丝可以是等效结构。申请人的表达意图并非引用35U.S.C.§112第6段作为本文任何权利要求的任何限制，除了权利要求明确地将词语“用于...的装置”与相关功能一并使用的那些内容。

Claims (22)

1.一种井眼流体，其包括：
油基流体；
一种或多种碳纳米管，其中所述一种或多种碳纳米管具有经拉曼光谱确定为0.01至0.6的d/g比。
2.根据权利要求1所述的井眼流体，其中所述一种或多种碳纳米管具有在50μm至5cm范围内的至少一个尺寸测量。
3.根据以上权利要求中任一项所述的井眼流体，所述组合物还包括选自由石墨、合成石墨和炭黑组成的组的一种或多种颗粒碳。
4.根据以上权利要求中任一项所述的井眼流体，其中所述一种或多种碳纳米管包括所述井眼流体的约0.0001重量％至约10重量％。
5.根据以上权利要求中任一项所述的井眼流体，其中所述油基流体是反相乳液。
6.根据以上权利要求中任一项所述的井眼流体，其还包括选自由基于羧酸的乳化剂、羧基脂肪酸、二聚酸和脂肪酸二聚体组成的组的一种或多种乳化剂。
7.根据权利要求1至权利要求5中任一项所述的井眼流体，其还包括选自酰氨基胺、烷基芳族硫酸盐和磺酸盐的一种或多种乳化剂。
8.一种井眼流体，其包括：
油基流体；
一种或多种碳纳米管，和
选自由基于羧酸的乳化剂、羧基脂肪酸、二聚酸和脂肪酸二聚体组成的组的一种或多种乳化剂。
9.根据权利要求8所述的井眼流体，其中所述一种或多种碳纳米管具有在50μm至5cm范围内的至少一个尺寸测量。
10.根据权利要求8或权利要求9所述的井眼流体，所述组合物还包括选自由石墨、合成石墨和炭黑组成的组的一种或多种颗粒碳。
11.根据权利要求8至权利要求10中任一项所述的井眼流体，其中所述一种或多种碳纳米管包括所述井眼流体的约0.0001重量％至约10重量％。
12.根据权利要求8至权利要求11中任一项所述的井眼流体，其中所述油基流体是反相乳液。
13.一种方法，包括：
将测井介质置于地下井中，其中所述测井介质包括非水性流体和一种或多种碳纳米管，其中所述一种或多种碳纳米管具有经拉曼光谱确定为0.01至0.6的d/g比，且其中所述一种或多种碳纳米管以允许对所述地下井进行电测井的浓度存在；且
获取所述地下井的电测井。
14.根据权利要求13所述的方法，其还包括：
收集测井数据；且
基于所收集的测井数据调整钻探位置。
15.根据权利要求13或权利要求14所述的方法，其中所述一种或多种碳纳米管包括所述井眼流体的约0.0001重量％至约10重量％。
16.根据权利要求13至权利要求15中任一项所述的方法，其中所述一种或多种碳纳米管具有在50μm至5cm范围内的至少一个尺寸测量。
17.根据权利要求13至权利要求16中任一项所述的方法，其中所述组合物还包括选自由石墨、合成石墨和炭黑组成的组的一种或多种颗粒碳。
18.一种对地下井的分段进行电测井的方法，其包括：
将非水性钻井液安置于井眼中；
识别所述井眼的分段进行成像；
将包括一种或多种碳纳米管的非水性流体引入所述井眼的所述分段；且
获取所述井眼的所述分段的电测井。
19.根据权利要求18所述的方法，其中所述一种或多种碳纳米管包括所述井眼流体的约0.0001重量％至约10重量％。
20.根据权利要求18或权利要求19所述的方法，所述组合物还包括选自由石墨、合成石墨和炭黑组成的组的一种或多种颗粒碳。
21.根据权利要求18至权利要求21中任一项所述的方法，其中所述一种或多种碳纳米管具有在50μm至5cm范围内的至少一个尺寸测量。
22.根据权利要求18至权利要求22中任一项所述的方法，其中所述一种或多种碳纳米管具有经拉曼光谱确定为0.01至0.6的d/g比。
CN201380066907.1A 2012-10-22 2013-10-22 导电井眼流体和使用方法 Pending CN104870597A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261716793P 2012-10-22 2012-10-22
US61/716,793 2012-10-22
PCT/US2013/066026 WO2014066295A1 (en) 2012-10-22 2013-10-22 Electrically conductive wellbore fluids and methods of use

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN104870597A true CN104870597A (zh) 2015-08-26

Family

ID=50545160

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380066907.1A Pending CN104870597A (zh) 2012-10-22 2013-10-22 导电井眼流体和使用方法

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10626315B2 (zh)
EP (1) EP2909281A4 (zh)
CN (1) CN104870597A (zh)
BR (1) BR112015009095A2 (zh)
MX (1) MX2015005147A (zh)
MY (1) MY186407A (zh)
WO (1) WO2014066295A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116731692A (zh) * 2023-06-19 2023-09-12 陕西兴油科技开发有限公司 一种应用于油井堵水的纳米封堵剂及其制备方法

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10450493B2 (en) * 2014-03-28 2019-10-22 Cabot Corporation Modified carbon black for oilfield fluids
WO2016014512A1 (en) * 2014-07-21 2016-01-28 Baker Hughes Incorporated Electrically conductive oil-based fluids
US10280356B2 (en) * 2014-07-21 2019-05-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Electrically conductive oil-based fluids
CN105482786B (zh) * 2014-09-17 2018-09-25 中国石油化工股份有限公司 一种钻井液用极压减摩剂
US10458230B2 (en) * 2015-02-27 2019-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Formation resistivity measurement apparatus, systems, and methods
US20160326423A1 (en) * 2015-05-04 2016-11-10 Baker Hughes Incorporated Downhole fluid compositions and methods of using carbon black particles
US20180187063A1 (en) * 2015-06-09 2018-07-05 M-I L.L.C. Conductive Weighting Agents and Fluids Incorporating The Same
AU2017206066B2 (en) 2016-01-07 2020-04-02 M-I L.L.C. Methods of logging
WO2017192656A1 (en) * 2016-05-03 2017-11-09 M-I L.L.C. Methods of formulating conductive wellbore fluids
GB2565501A (en) * 2016-05-03 2019-02-13 Mi Llc Conductive wellbore fluids and/or filtercakes, wellbore fluids for producing the same, and methods of use thereof
WO2020123556A1 (en) 2018-12-10 2020-06-18 Conocophillips Company Downhole communication carrier fluid
CA3130338C (en) 2019-02-20 2023-12-12 Ppg Industries Ohio, Inc. Dispersions containing graphenic carbon nanoparticles and dispersant resins
CN113710769A (zh) 2019-04-17 2021-11-26 沙特阿拉伯石油公司 将增重剂悬浮在钻井液中的方法
US11767466B2 (en) 2019-04-17 2023-09-26 Saudi Arabian Oil Company Nanocomposite coated proppants and methods of making same
US11377944B2 (en) 2019-04-17 2022-07-05 Saudi Arabian Oil Company Methods of suspending proppants in hydraulic fracturing fluid
US11370951B2 (en) 2019-04-17 2022-06-28 Saudi Arabian Oil Company Methods of suspending weighting agents in a drilling fluid
US11370706B2 (en) 2019-07-26 2022-06-28 Saudi Arabian Oil Company Cement slurries, cured cement and methods of making and use thereof

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0902076A2 (en) * 1997-09-12 1999-03-17 Sofitech N.V. Electrical well logging fluid and method of using same
WO1999014286A1 (en) * 1997-09-15 1999-03-25 Sofitech N.V. Electrically conductive non-aqueous wellbore fluids
CN1336951A (zh) * 1999-01-16 2002-02-20 索菲泰克公司 导电的非水井眼流体
CN1820096A (zh) * 2004-03-31 2006-08-16 株式会社物产纳米技术研究所 具有多种结构的微细碳纤维
US20100300759A1 (en) * 2007-09-07 2010-12-02 Arkema France Drilling fluid containing carbon nanotubes
US20110111988A1 (en) * 2009-11-09 2011-05-12 Newpark Canada, Inc. Electrically Conductive Oil Base Drilling Fluids Containing Carbon Nanotubes
WO2011128615A1 (en) * 2010-04-15 2011-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically conductive oil-based drilling fluids
US20120015852A1 (en) * 2010-06-28 2012-01-19 Baker Hughes Incorporated Nanofluids and Methods of Use for Drilling and Completion Fluids

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080064613A1 (en) 2006-09-11 2008-03-13 M-I Llc Dispersant coated weighting agents
US6786153B2 (en) 2002-09-19 2004-09-07 Interflex Laser Engravers, Llc Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves
US20030203822A1 (en) 1996-07-24 2003-10-30 Bradbury Andrew J. Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control
US7267291B2 (en) 1996-07-24 2007-09-11 M-I Llc Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive
GB2315505B (en) 1996-07-24 1998-07-22 Sofitech Nv An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve
US6239183B1 (en) 1997-12-19 2001-05-29 Akzo Nobel Nv Method for controlling the rheology of an aqueous fluid and gelling agent therefor
US7060661B2 (en) 1997-12-19 2006-06-13 Akzo Nobel N.V. Acid thickeners and uses thereof
US6506710B1 (en) 1997-12-19 2003-01-14 Akzo Nobel N.V. Viscoelastic surfactants and compositions containing same
US7303018B2 (en) 2003-07-22 2007-12-04 Bj Services Company Method of acidizing a subterranean formation with diverting foam or fluid
JP3761561B1 (ja) * 2004-03-31 2006-03-29 株式会社物産ナノテク研究所 多様な構造を持つ微細な炭素繊維
AU2005250481B2 (en) 2004-06-03 2009-10-08 M-I L.L.C. The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids
KR100847987B1 (ko) 2007-02-27 2008-07-22 삼성전자주식회사 탄소나노튜브용 분산제 및 이를 포함하는 탄소나노튜브조성물
MX2010007559A (es) 2008-01-08 2011-05-25 Univ Rice William M Composiciones de grafeno y fluidos de perforacion derivados de las mismas.
US8327925B2 (en) * 2008-12-11 2012-12-11 Schlumberger Technology Corporation Use of barite and carbon fibers in perforating devices
KR20130012015A (ko) * 2010-03-29 2013-01-30 제온 코포레이션 리튬 이온 이차 전지
US20120322694A1 (en) * 2010-06-28 2012-12-20 Baker Hughes Incorporated Electrically Conductive Oil-Base Fluids for Oil and Gas Applications
MX2014009107A (es) * 2012-01-27 2014-11-10 Univ Rice William M Sintesis de nanocintas de carbono magneticas y nanocintas de carbono funcionalizadas magneticas.

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0902076A2 (en) * 1997-09-12 1999-03-17 Sofitech N.V. Electrical well logging fluid and method of using same
WO1999014286A1 (en) * 1997-09-15 1999-03-25 Sofitech N.V. Electrically conductive non-aqueous wellbore fluids
CN1336951A (zh) * 1999-01-16 2002-02-20 索菲泰克公司 导电的非水井眼流体
CN1820096A (zh) * 2004-03-31 2006-08-16 株式会社物产纳米技术研究所 具有多种结构的微细碳纤维
US20100300759A1 (en) * 2007-09-07 2010-12-02 Arkema France Drilling fluid containing carbon nanotubes
US20110111988A1 (en) * 2009-11-09 2011-05-12 Newpark Canada, Inc. Electrically Conductive Oil Base Drilling Fluids Containing Carbon Nanotubes
WO2011128615A1 (en) * 2010-04-15 2011-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically conductive oil-based drilling fluids
US20110254553A1 (en) * 2010-04-15 2011-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically conductive oil-based drilling fluids
US20120015852A1 (en) * 2010-06-28 2012-01-19 Baker Hughes Incorporated Nanofluids and Methods of Use for Drilling and Completion Fluids

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116731692A (zh) * 2023-06-19 2023-09-12 陕西兴油科技开发有限公司 一种应用于油井堵水的纳米封堵剂及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20150284619A1 (en) 2015-10-08
MX2015005147A (es) 2015-10-29
BR112015009095A2 (pt) 2017-07-04
US10626315B2 (en) 2020-04-21
WO2014066295A1 (en) 2014-05-01
MY186407A (en) 2021-07-22
EP2909281A4 (en) 2016-07-20
EP2909281A1 (en) 2015-08-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104870597A (zh) 导电井眼流体和使用方法
US11098233B2 (en) Carbonaceous nanoparticles as conductivity enhancement additives to water-in-oil emulsions, oil-in-water emulsions and oil-based wellbore fluids
CA2795209C (en) Electrically conductive oil-based drilling fluids
US20110111988A1 (en) Electrically Conductive Oil Base Drilling Fluids Containing Carbon Nanotubes
US20130341028A1 (en) Controllably tuning properties of a fluid using modified nanoparticles
US20120322694A1 (en) Electrically Conductive Oil-Base Fluids for Oil and Gas Applications
US11248462B2 (en) Methods of drilling with resistivity tools
US20200216741A1 (en) Electrically conductive oil-based fluids
Mady et al. Nanoparticle-based drilling fluids as promising solutions to enhance drilling performance in Egyptian oil and gas fields
Lyu et al. Application of nanosilica in glycerol-based drilling fluid for shale formations
US20130261030A1 (en) Fluids for use with High-frequency Downhole Tools
WO2013184457A1 (en) Fluids for use with high-frequency downhole tools
US20180187063A1 (en) Conductive Weighting Agents and Fluids Incorporating The Same
WO2014035861A1 (en) Controllably tuning properties of a fluid using modified nanoparticles
Alqahtani et al. Environmentally Friendly Shale Inhibitor Water-Based Drilling Fluids

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
EXSB Decision made by sipo to initiate substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20150826