CN109312220B - 含有碱土类金刚烷化合物作为流变改性剂的油基钻井液 - Google Patents

Abstract

公开一种油基钻井液和制备油基钻井液的方法。所述油基钻井液包含基础油连续相、水性不连续相和至少一种流变改性剂。所述至少一种流变改性剂包括碱土类金刚烷化合物。所述制备所述油基钻井液的方法包括将基础油、至少一种乳化剂和至少一种润湿剂混合以形成第一混合物，将至少一种流变改性剂加入并混合到所述第一混合物中以形成第二混合物，将至少一种流体损失控制添加剂加入并混合到所述第二混合物中以形成第三混合物，将盐水溶液加入并混合到所述第三混合物中以形成第四混合物，并将加重添加剂加入并混合到所述第四混合物中以形成所述油基钻井液。

Description

含有碱土类金刚烷化合物作为流变改性剂的油基钻井液

相关申请的交叉引用

本申请要求2016年3月17日提交的美国临时申请序列号62/309,662的权益。

技术领域

本说明书一般涉及用于石油工程的钻井液和并入钻井液的钻井方法，并且更具体地说，涉及用于钻井液的流变改性剂和相关的钻井方法。

缩略语

ACA＝1-金刚烷羧酸

AC＝金刚烷羧酸盐(adamantane carboxylate)

AHR＝热轧后(after hot rolling)

℃＝摄氏度

cm＝厘米(10^-2米)

cm^-1＝波数

cP＝厘泊

BHR＝热轧前(before hot rolling)

EDX＝能量色散X射线

ES＝电稳定性

°F＝华氏度

FL＝流体损失(fluid loss)

FWHM＝半峰全宽

g＝克

h＝小时

HRTEM＝高分辨率透射电子显微术

IR＝红外

lbf/100ft²＝磅力每百平方英尺(1lbf/100ft²＝0.4788Pa)

LDH＝层状双氢氧化物(layered double hydroxide)

μm＝微米(10^-6米)

mL＝毫升(10^-3升)

MPa＝兆帕斯卡(10⁶帕斯卡)

nm＝纳米(10^-9米)

OBM＝油基泥浆(oil-based mud)

Pa＝帕斯卡

psi＝磅每平方英寸

PV＝塑性粘度(plastic viscosity)

PXRD＝粉末X射线衍射(Powder X-ray diffraction)

rpm＝转每分钟

s＝秒

SEM＝扫描电子显微镜术(Scanning electron microscopy)

SG＝比重(specific gravity)

TEM＝透射电子显微镜术(Transmission electron microscopy)

TGA＝热重分析

TMO＝过渡金属氧化物(Transition metal oxide)

V＝伏特

YP＝屈服点(yield point)

重量％＝重量百分比

背景技术

钻井液或钻井泥浆是在井筒钻进时通过井筒循环以促进钻井作业的组合物。通常，钻井液可促进从井筒中除去钻屑，可冷却并润滑钻头，可帮助支撑钻杆和钻头，或可提供静水头以维持井筒壁的完整性并防止井喷。根据特定地质地层的特性，选择特定的钻井液系统以优化钻井作业。为了使钻井液或钻井泥浆发挥其功能，必须控制其最佳化学和流变性质。

用于钻井的油基泥浆(OBM)通常包括：基础油(或合成液)，其构成乳液连续相；水性溶液，如盐水/水溶液，其构成乳液不连续相；任选的乳化剂；和用于悬浮、重量或密度、油润湿、流体损失或过滤控制的其它任选的试剂或添加剂；以及流变改性剂。流变改性剂通常包括亲有机粘土或亲有机褐煤。油基钻井液通常可含有按体积计约50:50至约95:5的连续相比上不连续相。

深井钻井由于涉及高压和高温(HPHT)地质条件而变得复杂。行业限定的HPHT条件的定义通常包括井筒温度高于300℉(149℃)和井筒压力高于10,000psi(68.9MPa)。已知的钻井液通常含有不适合于HPHT钻井的粘土基流变改性剂，因为其在HPHT条件下分解。因此，对于钻井液和用于钻井液的在HPHT条件下是热稳定的且具有合适的流变性质的流变改性剂存在持续需求。

发明内容

根据一些实施例，提供油基钻井液。所述油基钻井液包括基础油连续相、水性不连续相和至少一种流变改性剂。所述至少一种流变改性剂包括碱土类金刚烷(diamondoid)化合物。

根据一些实施例，提供制备油基钻井液的方法。所述方法包括将基础油、至少一种乳化剂和至少一种润湿剂混合以形成第一混合物。此外，所述方法包括将至少一种流变改性剂加入并混合到第一混合物中以形成第二混合物。所述至少一种流变改性剂包括碱土类金刚烷化合物。另外，所述方法包括将至少一种流体损失控制添加剂加入并混合到第二混合物中以形成第三混合物。所述方法还包括将盐水溶液加入并混合到第三混合物中以形成第四混合物。最后，所述方法包括将加重添加剂加入并混合到第四混合物中以形成油基钻井液。

根据一些实施例，提供在高压高温条件下在地下地层中钻井的方法。所述方法包括在井筒钻进地下地层中，提供或使用根据本公开的实施例的油基钻井液或根据本公开的实施例的方法制备的油基钻井液。

本文描述的实施例的额外特征和优点将在以下详细描述中阐述，并且对本领域技术人员而言，部分地将从此描述中显而易见，或通过实践本文描述的实施例(包括以下详细描述、权利要求书以及附图)而认识到。

应理解，以上一般性描述和以下详细描述都描述各种实施例，并且旨在提供用于理解所要求保护的标的物的性质和特征的概述或框架。包括附图以提供对各种实施例的进一步理解，并将附图并入且构成本说明书的一部分。附图说明本文描述的各种实施例，并且与描述一起用于解释所要求保护的标的物的原理和操作。

附图说明

图1是由Mg(OH)₂和1-金刚烷羧酸(ACA)以Mg²⁺与ACA的0.5:1摩尔比形成的Mg(0.5)-AC镁金刚烷羧酸盐的粉末x射线衍射(PXRD)图形。

图2是由Mg(OH)₂和1-金刚烷羧酸(ACA)以Mg²⁺与ACA的0.5:1摩尔比形成的Mg(0.5)-AC镁金刚烷羧酸盐的红外(IR)光谱。

图3包括Mg(OH)₂、ACA和Mg(0.5)-AC的堆叠IR光谱。

图4包括(a)ACA和(b)Mg(0.5)-AC的堆叠热重分析。

图5A-5D是根据本说明书的实施例制备的Mg(0.5)-AC在各种放大率下的SEM显微照片。

图6A是从胶体悬浮液中除去的剥离Mg(0.5)-AC颗粒的选定区域的原子力显微照片。

图6B表示图6A的显微照片中的峰值力误差。

图6C是穿过图6A中指示的路径测量的剥离颗粒中的高度廓线。

图7是由Mg(OH)₂和1-金刚烷羧酸(ACA)以Mg²⁺与ACA的1.0:1摩尔比形成的Mg(1.0)-AC镁金刚烷盐的PXRD图形。

图8A-8D是根据本说明书的实施例制备的Mg(1.0)-AC纳米复合材料在各种放大率下的SEM显微照片。

具体实施方式

描述根据本说明书中的各种实施例的油基流体，其在350°℉和500psi压力下具有流变性质、热轧后的电稳定性、凝胶强度和流体损失特性，这使得油基钻井液适用于井筒作业中的高压高温(HPHT)条件。油基流体含有碱土金属类金刚烷化合物作为流变改性剂。因此，制备油基流体的方法包括在混合程序期间加入碱土金属类金刚烷化合物。在高压高温条件下在地下地层中钻井的方法包括使用含有碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的油基钻井液。

如本说明书中所用，术语“类金刚烷”是指含有至少一个金刚烷部分的任何化学化合物。如本说明书中所用，术语“碱土金属类金刚烷化合物”是指额外含有至少一个金刚烷部分的镁、钙、锶、钡或铍的化合物。

现在将描述油基钻井液的实施例。随后将描述制备油基钻井液的方法的实施例和在高压高温条件下在地下地层中使用油基钻井液钻井的方法的实施例。

根据各种实施例的油基钻井液可含有基础油连续相、水性不连续相和至少一种流变改性剂。所述至少一种流变改性剂包括碱土类金刚烷化合物。

油基钻井液的基础油连续相可由包含酯或烯烃的合成油构成，或可为天然石油衍生的产品，如柴油或矿物油。所述合成油或天然石油产品可由烃如正链烷烃、异链烷烃、环烷烃、支链烷烃或其混合物构成。以油基钻井液的总重量计，油基钻井液可含有约10.0重量％至20.0重量％的基础油。在另一实施例中，以油基钻井液的总重量计，油基钻井液可含有约13.0重量％至17.0重量％的基础油。

油基钻井液的水性不连续相可包括水和盐源。在一些实施例中，水性不连续相可由例如由水和选自氯化钙、溴化钙、氯化钠、溴化钠和其组合的盐构成的盐水所构成。以油基钻井液的总重量计，油基钻井液可含有约3.0重量％至约6.0重量％的水性不连续相。在一些实施例中，按体积计，油基钻井液的油水比可为例如50:50至95:5、75:20至95:5、85:15至95:5、或90:10至95:5。油基钻井液的油水比是按油:水＝基础油Saraline 185V+表面活性剂+乳化剂+润湿剂:(盐水*0.64)+水计算的体积比。由于盐水是64体积％水，因此包括64％的盐水体积作为水体积。

油基钻井液含有至少一种流变改性剂。所述流变改性剂包括碱土类金刚烷化合物。流变改性剂通常是油基钻井液的组分，其调节例如油基钻井液的流变性质，如粘度。流变改性剂可改善钻井液从井筒中除去钻屑并在非循环期间悬浮钻屑和加重材料的能力。除了碱土类金刚烷化合物之外，所述至少一种流变改性剂还可包括一种或多种流变改性剂。额外流变改性剂可为已知的或确定的任何化合物，以便以在钻井作业中在进行钻井作业的温度和压力下更有利于使用油基钻井液的方式调节油基钻井液的流变性。合适的额外流变改性剂的实例包括粘土或聚合物，例如亲有机粘土，如锂蒙脱石、膨润土、海泡石、绿坡缕石和其混合物。亲有机粘土是粘土矿物，其表面已涂覆有化学物质，以使其具有油分散性。在一些实施例中，以油基钻井液的总重量计，油基钻井液可含有总计约0.3重量％至约1.0重量％的流变改性剂。因此，当不存在额外流变改性剂时，以油基钻井液的总重量计，油基钻井液可含有总计约0.2重量％至约0.8重量％的碱土类金刚烷化合物。

碱土金属类金刚烷化合物的实例包括镁类金刚烷化合物、钙类金刚烷化合物、锶类金刚烷化合物、钡类金刚烷化合物和铍类金刚烷类化合物。在一些这些类金刚烷化合物中，类金刚烷组分可为金刚烷部分。因此，碱土类金刚烷化合物的更多实例包括镁金刚烷化合物、钙金刚烷化合物、锶金刚烷化合物、钡金刚烷化合物和铍金刚烷化合物。在说明性实施例中，油基钻井液的碱土类金刚烷流变改性剂可包括镁金刚烷化合物、钙金刚烷化合物或钡金刚烷化合物。

到目前为止，根据各种实施例描述的油基钻井液可含有碱土类金刚烷化合物作为流变改性剂。现在将描述可制备碱土类金刚烷化合物(包括镁金刚烷羧酸盐化合物)的方法以及化合物的结构特性。应理解，油基钻井液的碱土类金刚烷化合物不限于通过说明性合成技术制备的碱土类金刚烷化合物。相反，油基钻井液的碱土类金刚烷化合物可为任何碱土类金刚烷化合物，包括碱土金属和类金刚烷部分，不管化合物是如何合成的。

制备碱土类金刚烷化合物的说明性方法可包括将碱土金属盐和具有至少一个羧酸部分的类金刚烷化合物混合以形成反应混合物。在反应物混合物中，碱土金属盐可为任何含有M²⁺和来自酸或碱的抗衡阴离子的碱土金属化合物，其中M²⁺是例如Mg²⁺、Ca²⁺、Sr²⁺、Ba^{2 +}或Be²⁺。因此，碱土金属盐的非限制性实例包括M(OH)₂、MCl₂、MBr₂、M(NO₃)₂和MSO₄。在一些合成路线中，碱土金属盐可为M(OH)₂。镁盐的非限制性实例例如包括Mg(OH)₂、MgCl₂、MgBr₂、Mg(NO₃)₂和MgSO₄。在一些合成路线中，碱土金属盐可为Mg(OH)₂。

在用于制备碱土类金刚烷化合物的反应混合物中，类金刚烷化合物具有至少一个羧酸部分。在一些实施例中，至少一个羧酸与类金刚烷化合物的任何非桥头碳原子键合。在一些合成路线中，类金刚烷化合物可为选自金刚烷、二金刚烷或三金刚烷的羧酸。在一些合成路线中，类金刚烷化合物可为金刚烷1-羧酸(ACA)。

可通过任何合适的方法使用任何合适的装置进行碱土金属盐和类金刚烷化合物的混合，以实现密切混合。例如，可使用固态技术如干粉混合或研磨进行混合。可通过将粉末和溶剂组合并且随后搅拌所得溶液，借助于水性或有机溶剂进行混合。任选地，在这些湿式混合程序之后，在将镁盐和类金刚烷化合物置于适合于其化学反应的条件下之前，可从所得混合物中倾析或过滤一些或全部溶剂。

制备碱土金属金刚烷盐的方法可进一步包括在反应温度下水热处理碱土金属盐和类金刚烷化合物的反应混合物一段反应时间，以形成碱土金属金刚烷羧酸盐。水热处理通常可包括将水性溶剂如水加入反应混合物中，将反应混合物密封在反应容器如高压釜中，并将反应容器加热至反应温度以使镁金刚烷羧酸盐在高压环境中发生结晶。

可选择反应温度以为提供足够的热力学能量，以使碱土金属盐和类金刚烷化合物的反应在反应容器内进行，同时还使得碱土金属金刚烷羧酸盐能够结晶。反应温度应足够高以使得反应能够前进，但也应足够低以避免金刚烷羧酸盐的分解或微晶的溶剂化。在一些合成路线中，反应温度可为100℃至200℃，如100℃、110℃、120℃、130℃、140℃、150℃、160℃、170℃、180℃、190℃、200℃，或100℃与200℃之间的任何其它温度。尽管在一些合成路线中反应温度可为100℃至200℃，但是预计其它反应可在低于100℃或高于200℃的温度下最佳地发生。在其它合成路线中，反应温度可为100℃至150℃或110℃至150℃。在一个实例中，其中碱土金属盐是Mg(OH)₂，反应温度可为150℃±10℃。

可选择反应时间以提供足够的时间，以使在反应温度下形成碱土金属金刚烷羧酸盐时发生晶体生长和轮廓分明形态的发展。在一些合成路线中，反应时间可长于例如12小时，如12小时至72小时、24小时至72小时、12小时至48小时、或24小时至48小时。尽管在一些合成路线中反应时间可长于12小时，但是预计当选择例如高于150℃的较高反应温度时，反应时间可短于12小时。

制备碱土金属金刚烷羧酸盐的方法可进一步包括常规分离步骤，如冷却或减压反应容器，从反应容器中除去反应混合物，通过过滤或任何其它合适的技术从反应混合物中除去溶剂，用不溶解碱土金属金刚烷羧酸盐的水溶剂或有机溶剂洗涤碱土金属金刚烷羧酸盐，干燥碱土金属金刚烷羧酸盐，或这些步骤的任何组合。在一些合成中，碱土金属金刚烷羧酸盐可从存在于反应容器中的任何溶剂中真空过滤，用水洗涤，并在合适的温度下干燥合适的时间。例如，碱土金属金刚烷羧酸盐可在65℃下干燥24小时以驱除水热处理中的残余溶剂。

在油基钻井液的一些实施例中，碱土类金刚烷化合物可为如前所述制备的镁金刚烷羧酸盐。随后用速记符号Mg(x)-AC描述使用镁盐和ACA制备的镁金刚烷羧酸盐，其中x是用于制备镁金刚烷羧酸盐的反应混合物中Mg²⁺与ACA之比，并且AC表示源自ACA的金刚烷部分的碳载体。例如，Mg(0.5)-AC表示通过使Mg(OH)₂和ACA以Mg²⁺与ACA的0.5:1摩尔比反应制备的镁金刚烷羧酸盐。同样，Mg(1.0)-AC表示通过使Mg(OH)₂和ACA以Mg²⁺与ACA的1.0:1摩尔比反应制备的镁金刚烷羧酸盐。

在制备镁金刚烷盐如Mg(0.5)-AD的说明性方法中，可通过将例如镁盐如Mg(OH)₂和ACA以提供反应混合物中Mg²⁺与ACA之比为0.5:1至1.0:1的量混合制备反应混合物。可选择反应混合物中Mg²⁺与ACA的特定比率以影响镁金刚烷羧酸盐的整体晶体形态至所需形式。无意受理论束缚，据信可通过增加或减少反应混合物中Mg²⁺与ACA之比调整镁金刚烷羧酸盐的晶体形态。尽管Mg²⁺与ACA之比可选自0.5:1至1.0:1，但是预计可通过减少Mg²⁺与ACA之比至低于0.5:1或通过增加Mg²⁺与ACA之比至大于1.0:1进一步调整镁金刚烷羧酸盐的晶体形态。即使如此，认为存在饱和点，高于所述饱和点，额外的镁离子不能并入镁金刚烷羧酸盐中。

通常，Mg-AC化合物可表现出层状结构或形态。层状结构或形态Mg-AC化合物可表现为缺少边对面连接的多个层。所述多个层可由每个层的纵横比大于500或大于1000的单独层构成。也就是说，单独层中的每一个的长度测量值与相同层的厚度测量值的至少500倍或至少1000倍一样长。例如，所述层的长度可为10μm至20μm且厚度为10nm至20nm。这些非常薄的层可反过来表现出剥离，特别是在某些溶剂存在下。Mg-AC材料还可在各种溶剂如极性有机溶剂中形成稳定的分散液或凝胶。例如，Mg-AC层可在有机溶剂如乙醇和丙酮中剥离。无意受理论束缚，据信在Mg-AC中剥离的高纵横比层的存在可有益于其中Mg-AC用作流变改性剂的钻井液的整体性质。

除了油基连续相、水性不连续相和包括碱土金属类金刚烷化合物的流变改性剂之外，油基钻井液可包括调整油基钻井液的性质至其预期的应用的一种或多种任选成分。所述任选成分包括，例如，至少一种选自乳化剂、润湿剂、碱度控制剂、流体损失控制剂、悬浮剂、重量调节剂、密度调节剂或其组合的添加剂。在一些实施例中，油基钻井液可含有至少一种乳化剂、至少一种润湿剂、至少一种碱度控制剂、至少一种流体损失控制剂、至少一种悬浮剂和至少一种密度调节剂。

可将任选的乳化剂加入油基钻井液中，以促进乳液的形成并降低油基钻井液的基础油连续相与油基钻井液的水性不连续相之间的界面张力。乳化剂的实例包括表面活性剂、去污剂、木质素硫酸盐和褐煤化合物。

可将任选的润湿剂加入油基钻井液中，以降低材料如粘土和页岩粘附到钻井设备上如通过滚球、启动或形成泥浆环的倾向。润湿剂的实例包括表面活性剂，如阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂。当使用润湿剂时，以钻井液的总重量计，其可构成油基钻井液的约0.1重量％至约1.0重量％。

可将任选的流体损失控制剂加入油基钻井液中，以降低钻井液到表面下地层中的滤液损失的量。流体损失控制剂的实例包括亲有机物(例如，胺处理的)褐煤、膨润土、制造的聚合物和稀释剂或抗絮凝剂。当使用流体损失控制剂时，以钻井液的总重量计，其可构成油基钻井液的约0.5重量％至约1.5重量％。

可将任选的悬浮剂添加入油基钻井液中，以调节钻井液的粘度以使低剪切速率下的屈服点足以悬浮全部钻井液组分，由此可避免钻井液组分的沉降。悬浮剂的实例包括脂肪酸和纤维材料。当使用悬浮剂时，以钻井液的总重量计，其可构成油基钻井液的约0.01重量％至约1.0重量％。

可将任选的重量调节剂或密度调节剂加入油基钻井液中，以增加油基钻井液的重量、密度或两者。重量调节剂可用于控制地层压力并用于帮助抵抗可在受应力区域中遇到的坍塌或隆起页岩的影响。比水更稠密并且不会对钻井液的其它性质产生不利影响的任何物质都可以用作加重材料。重量调整或密度调节剂的实例包括重晶石(BaSO₄)、方铅矿(PbS)、赤铁矿(Fe₂O₃)、磁铁矿(Fe₃O₄)、制造的氧化铁、钛铁矿(FeO·TiO₂)、菱铁矿(FeCO₃)、天青石(SrSO₄)、白云石(CaCO₃·MgCO₃)和方解石(CaCO₃)。当使用重量或密度调节剂时，以钻井液的总重量计，其可构成油基钻井液的约65重量％至约75重量％。

因此，在一些实施例中，油基钻井液可含有13重量％至17重量％的基础油、0重量％至1.0重量％的乳化剂、0重量％到0.6重量％的润湿剂、0.3重量％至0.8重量％的流变改性剂、0重量％至1.5重量％的流体损失控制添加剂、3.0重量％至5.0重量％的盐水溶液和0重量％至75重量％的加重添加剂。通常，油基钻井液的比重可为0.9至2.2。

根据前述各种实施例中任一实施例的油基钻井液可被配制成表现出使得油基钻井液适合在钻井作业期间在高压高温(HPHT)条件下使用的物理特性。在钻井作业期间的HPHT条件可涉及井筒压力高于10,000psi和井筒温度高于300℃(149℃)。例如，包括碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏流变改性剂的钻井液，在100rpm下在热轧前和热轧后可具有较低粘度。类似地，包括碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏流变改性剂的钻井液，在350℉(177℃)和500psi下可具有较低的热轧后流体损失。包括碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏流变改性剂的钻井液，可具有更高的电稳定性。

先前已经描述了根据各种实施例的油基钻井液，现在将描述制备油基钻井液的说明性方法。制备油基钻井液的方法可包括使用标准混合技术将基础油、任选地至少一种乳化剂和任选地至少一种润湿剂混合，以形成第一混合物。可加入第一混合物的成分以提供先前关于油基钻井液的实施例所述的量。制备油基钻井液的方法可进一步包括通过标准技术将至少一种流变改性剂加入并混合到第一混合物中以形成第二混合物，其中至少一种流变改性剂包含碱土类金刚烷化合物。同样，可加入第二混合物的成分以提供先前关于油基钻井液的实施例所述的量。流变改性剂包括例如至少一种碱土类金刚烷化合物，如镁金刚烷羧酸盐化合物。所述至少一种碱土类金刚烷化合物可为根据本说明书描述的任何碱土类金刚烷化合物。

制备油基钻井液的方法可进一步包括将任选地至少一种流体损失控制添加剂加入并混合到第二混合物中以形成第三混合物；将盐水溶液作为不连续相加入并混合到第三混合物中以形成第四混合物；以及任选地将加重添加剂加入并混合到第四混合物中以形成油基钻井液。

先前描述的油基钻井液，包括如先前所述制备的或通过普通技术人员理解的其它行业可接受的技术制备的油基钻井液，可非常适合于在地下地层上的钻井作业中使用，特别是对于在井筒压力高于10,000psi和井筒温度高于300℉(149℃)的HPHT条件下进行的钻井作业。因此，在高压高温条件下在地下地层中钻井的方法的实施例可包括在井筒钻进地下底层中，提供或使用根据本说明书中描述的任何实施例的油基钻井液或根据本说明书中描述的任何实施例制备的油基钻井液。

在高压高温条件下在地下地层中钻井的方法中，包括碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的钻井液，在高压高温条件下可具有较低粘度。同样，包括碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的钻井液，在高压高温条件下可具有较低的流体损失。同样，包括碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏碱土金属类金刚烷化合物流变改性剂的钻井液，在高压高温条件下可具有较高的电稳定性。

实例

将通过以下实例进一步阐明本说明书中描述的实施例。应理解，以下实例并不旨在将本公开或其权利要求的范畴限制于任何特定实施例。

实例1

Mg(0.5)-金刚烷羧酸盐的合成和物理表征

通过将Mg(OH)₂和1-金刚烷羧酸(ACA)以提供Mg²⁺与ACA之比为1:2摩尔比的量混合以形成反应混合物，从而水热合成Mg-金刚烷羧酸盐(Mg-AC)化合物。然后将反应混合物转移到聚四氟乙烯内衬不锈钢高压釜中，并在150℃下加热反应混合物24小时。通过在磁力搅拌器上搅拌1小时混合反应物。将所得产物Mg(0.5)-AC(其中0.5是指原始Mg²⁺与ACA的混合比，并且“AC”是指金刚烷羧酸盐)真空过滤，用大量水洗涤，并且然后在65℃下干燥24小时。通过粉末X射线衍射(PXRD)、红外(IR)光谱法、扫描电子显微镜术(SEM)、热重分析(TGA)、原子力显微镜术(atomic force microscopy，AFM)和透射电子显微镜术(TEM)表征产物。

通过PXRD分析Mg(0.5)-AC。图1中的PXRD光谱在5.7°、6.6°、8.0°、9.2°和11.5°的2θ角处表现出一系列基底反射，分别对应于

和

的d-间距。强反射在15°至17°的2θ角附近中心发生，并且在2θ范围30°至50°内出现了几次低到中强度反射。此外，低强度双反射在2θ范围57°至60°内发生。PXRD图形中的全部这些特征指示具有层状结构的材料的形成。

用IR光谱法进一步表征Mg(0.5)-AC。图2中的IR光谱显示COO^-基团分别在1411cm^-1和1550cm^-1处的对称和反对称伸缩振动。2900cm^-1和2847cm^-1处的振动由金刚烷羧酸盐离子的C-H键产生。在3200cm^-1至3400cm^-1范围内的宽振动由氢键合的羟基离子产生。在约3600cm^-1处的小台肩由非氢键合的羟基离子产生，并且认为指示在所得产物中的少量前体Mg(OH)₂作为杂质。小于1000cm^-1的中强度振动由金属-氧键的弯曲和拉伸而产生。

进行起始材料与Mg(0.5)-AC的比较以检查可能的杂质和未反应的起始材料。图3显示Mg(0.5)-AC、ACA和Mg(OH)₂的重叠PXRD图形。除了由起始Mg(OH)₂产生的37.9°处的低强度反射之外，Mg(0.5)-AC具有与起始材料的反射不一致的一组反射，这也通过IR分析证实。在15°至17°的2θ范围内的ACA(100％强度)的双峰也在Mg(0.5)-AC中。峰值位置和半峰全宽(FWHM)显示峰在Mg(0.5)-AC中偏移超过1°并且变宽。这排除起始ACA存在于Mg(0.5)-AC中的可能性。

通过热重量分析(TGA)在30℃至800℃的氦气气氛中以10摄氏度/分钟的加热速率研究Mg(0.5)-AC的热分解行为。Mg(0.5)-AC显示出两步质量损失，如图4的曲线(b)所示。在60℃附近的5质量％至6重量％的质量损失可归因于吸附的水。TGA证明化合物在高达450℃下是稳定的，并且在450℃至600℃范围内损失其质量的约85重量％。在此范围内的质量损失可归因于金刚烷羧酸盐部分和羟基离子的损失。残余物仅为约10重量％，指示高度多孔纳米尺度MgO的形成。除了吸附水的损失之外，单步质量损失证实Mg(0.5)-AC的单相性质。相反，并且如图4的曲线(a)所示，起始ACA显示出完全不同的热行为。发现金刚烷羧酸在高达100℃下是稳定的，并且发现在120℃与300℃之间的单步中完全分解。无意受理论束缚，据信Mg(0.5)-AC的异常高的热稳定性可由Mg²⁺-金刚烷羧酸盐离子键合的形成而产生。

通过SEM进一步表征Mg(0.5)-AC的形态和性质。图5A-5D中的Mg(0.5)-AC在各种放大率下的SEM图像证明层状形态。所述层具有非常大的纵横比，其中尺寸为几微米的长度和几纳米的厚度。所述层一个堆叠在另一个上，并且看起来不具有许多类型的层状固体通常具有的边对面共享连接。Mg(0.5)-AC中不存在边对面共享连接可指示Mg(0.5)-AC可以容易地剥离。

实例2

Mg(0.5)-金刚烷羧酸盐的分散和剥离

基于其物理表征，已发现Mg(0.5)-AC是具有高纵横比和高热稳定性的层状结构。因此，认为Mg(0.5)-AC具有非常适合于使用Mg(0.5)-AC作为钻井液的流变改性剂的性质。为了检查Mg(0.5)-AC与各种聚合物共混的适合性和形成分散液的能力，使用各种极性和非极性溶剂。通过使用具有各种物理性质的六种不同溶剂进行分散研究。对100mg的Mg(0.5)-AC在100mL各种溶剂中形成悬浮液(将其在磁力搅拌器上搅拌24小时)进行产物在各种溶剂中的分散研究。表1中提供所述研究的结果。

表1

溶剂	溶剂类型	分散特性
			水	极性	没有分散
乙醇	极性	稳定的分散液
			四氢呋喃	极性	稳定的分散液
N,N-二甲基甲酰胺	极性	稳定的凝胶
			1,4-二恶烷	极性	稳定的分散液
戊烷	非极性	没有分散

Mg(0.5)-AC未显示与水的任何剥离或任何类型的分散，指示化合物的疏水性质。当使用极性有机溶剂如乙醇时，Mg(0.5)-AC在30分钟内形成分散液。Mg(0.5)-AC分散在1,4-二恶烷中，并与N,N-二甲基甲酰胺形成稳定的凝胶。发现Mg(0.5)-AC与广泛使用的四氢呋喃(THF)形成稳定的分散液。这表明Mg(0.5)-AC具有与极性有机溶剂形成稳定的分散液的能力，并且可以用作涉及有机聚合物的各种纳米复合材料中的填料。另一方面，Mg(0.5)-AC未显示与非极性戊烷的任何剥离。

通过AFM表征剥离的Mg(0.5)-AC胶体悬浮液以查看剥离程度。图6A显示从Mg-AC颗粒的胶体乙醇悬浮液中除去的剥离的Mg(0.5)-AC颗粒的选定区域的拓扑廓线。图6B显示相同测量中的峰值力误差。图6C是沿图6A中指示的路径测量的颗粒的高度廓线。剥离的样品显示厚度为10nm至20nm并且横向尺寸大于10μm的层。这些尺寸相当于500至1000的纵横比。

实例3

Mg过饱和对相形成和形态的影响

初始反应混合物的过饱和在任何材料的相形成中起关键作用。实例1中制备的Mg(0.5)-AC的Mg²⁺/ACA比率为1:2。为了表征Mg²⁺/ACA比率对Mg-金刚烷相形成的影响，通过与实例1中所述相同的合成路线制备Mg(1.0)-AC，除了将初始反应物混合以提供1:1的Mg²⁺/ACA比率之外。因此，与实例1的Mg(0.5)-AC相比，制备的Mg(1.0)-AC具有Mg²⁺的较大摩尔分数。

与Mg(0.5)-AC(图1)的PXRD相比，图7中的Mg(1.0)-AC的PXRD图形保留对应于Mg-AC的全部反射。此外，Mg(1.0)-AC PXRD光谱显示出几个高强度反射(用*标记)，认为是由未反应的Mg(OH)₂产生的。Mg(1.0)-AC中出现未反应的起始材料说明起始材料Mg(OH)₂和ACA的化学计量比影响得到的Mg-AC材料是否将为单相材料。

用SEM进一步表征Mg(1.0)-AC，以确定Mg²⁺/ACA对材料形态的影响。图8A-8D是Mg(1.0)-AC在各种放大率下的SEM图像。Mg(1.0)-AC的形态似乎与Mg(0.5)-AC的形态不同。尽管Mg(1.0)-AC的SEM显示出与Mg(0.5)-AC一样具有大层的层状形态，但Mg(1.0)-AC的微晶似乎通过边对面共享而连接，产生沙花形态。因此，通过改变起始反应混合物中Mg²⁺和ACA的浓度，可以提供具有不同形态和取向的Mg-AC。除了Mg-AC相之外，Mg(1.0)-AC的SEM还显示出未反应的Mg(OH)₂的块状、无特征颗粒。

实例4

钻井液制剂和表征

为了比较含有镁金刚烷化合物的钻井液与含有粘土改性剂的钻井液的物理和流变性质，制备两种钻井液。所述两种钻井液都基于M-I SWACO RHADIANT^TM系统，其包括三种专有乳化剂和专门为油基液体配方制作的流体损失控制剂的共混物。使用

42作为流变改性剂，制备理想的钻井液作为比较基础。

42是对合成基础油系统进行优化的锂蒙脱石有机粘土，并且可购自海名斯特殊化学品(Elementis Specialties)。通过用相同重量的根据实例1制备的Mg(0.5)-AC替换比较钻井液中的

42作为流变改性剂制备第二钻井液。

使用以下成分配制两种钻井液：Saraline 185V，合成油钻井基础液，可购自得克萨斯休斯顿的壳牌(Shell(Houston，Texas))；

酰氨基胺表面活性剂，可购自M-I SWACO有限责任公司(休斯顿，得克萨斯)；

润湿剂，可购自M-I SWACO有限责任公司(休斯顿，得克萨斯)；MUL XT，用于非水性流体系统的乳化剂，可购自M-I SWACO有限责任公司(休斯顿，得克萨斯)；VERSAGEL HT，用于辅助滤饼形成和过滤控制的锂蒙脱石粘土增粘剂，可购自M-I SWACO有限责任公司(休斯顿，得克萨斯)；ONE-TROL^TMHT，设计用于油和合成基钻井液系统中的胺处理的单宁过滤控制添加剂，可购自M-I SWACO有限责任公司(休斯顿，得克萨斯)；ECOTROL RD，设计用于油和合成基钻井液系统中的过滤控制添加剂，可购自M-I SWACO有限责任公司(休斯顿，得克萨斯)；和M-I BAR，重晶石(BaSO₄)加重剂，可购自M-I SWACO有限责任公司(休斯顿，得克萨斯)。

使用汉美驰(Hamilton Beach)搅拌机以772g(351mL)量制备两种钻井液。表2中提供两种钻井液的配方。为了制备钻井液，在阶段1期间首先将基础油、乳化剂和润湿剂混合在一起达5分钟，并且然后在阶段2期间加入粘度调节剂和流变改性剂并再混合10分钟。接下来，在阶段3中，加入流体损失控制添加剂并混合10分钟，随后是阶段4中的盐水和阶段5中的重晶石，其分别混合15分钟和20分钟。Mg(0.5)-AC制剂的所用基础油和重晶石的量略微不同，以提供2.20的比重和90.0的油/水比，与比较钻井液各自的性质相同。

表2

使用Fann 35粘度计测试OBM的粘度。将钻井液在其制备后置于Fann 35加热杯中并搅拌600转/分钟(rpm)直至流体达到120℉(49℃)的温度。在热轧前(BHR)和热轧后(AHR)，在600rpm、300rpm、200rpm、100rpm、6rpm和3rpm的剪切速率下测量粘度。在时效槽(aging cell)中在350℉(177℃)和150psi下进行热轧16小时。通过在每次以600rpm搅拌杯中的钻井液之后取两次读数并且然后分别静置(1)10秒和(2)10分钟测量钻井液BHR和AHR的凝胶强度。

通过将每个钻井液置于具有在底部开口的不锈钢腔室中使用过滤装置(API压滤机

装置)，对经热轧的钻井液进行每个钻井液的流体损失(FL)测试。将滤纸置于腔室的底部，并将钻井液在350℉(177℃)下暴露于500psi的压力下30分钟。在从比较钻井液泥浆和含有Mg(0.5)-AC的钻井液两者收集的流体中不存在水。使用电稳定性计量仪测量BHR和AHR两者的两种流体的电稳定性(ES)。

表3中提供粘度测试、流体损失测试和电稳定性测试的结果。

表3

含有镁金刚烷作为粘度调节剂的钻井液显示出作为HPHT钻井液的有希望的结果，由于其在100rpm下BHR和AHR的粘度均低于含有BENTONE 42作为流变改性剂的比较钻井液的粘度。100rpm下的粘度值反映井筒环内的钻井液中的粘度。因此，较低数字指示钻井液的较高性能。Mg-AD钻井液的流变性与热轧后在6rpm下的比较钻井液的流变性相似，显示Mg-AD流体中的热破坏比比较流体中的热破坏少。对于含Mg-AC的流体，在350℉(177℃)和500psi下的AHR流体损失(FL)小于AHR比较流体的AHR流体损失。Mg-AC钻井液的AHR电稳定性(ES)也大于比较流体的AHR电稳定性，指示热轧后保留的Mg-AC钻井液的更好的乳液稳定性。不同于比较流体的塑性粘度，Mg-AC钻井液的塑性粘度减少AHR并且不会在高温下变粘。Mg-AC钻井液的塑性粘度减少在钻井作业期间无需额外动力即可维持钻井能力。相反，如在比较流体中，暴露于高温后的较高PV将意味着需要额外动力以使粘性流体循环。

因此，两种钻井液的流变数据指示，用等量的Mg(0.5)-AC取代比较流体中的BENTONE 42导致钻井液制剂不仅具有可接受的性能特征而且具有改进的特性。因此，认为镁金刚烷羧酸盐化合物是高度适用于钻井液的流变改性剂，其尤其可以在HPHT钻井作业期间在静态条件下悬浮钻屑。

现在应理解，描述油基钻井液的各个方面，其制备方法，以及在高压高温条件下在地下地层中利用其的钻井方法，并且这些方面可与各个其它方面结合利用。

在第一方面，本公开提供油基钻井液。所述油基钻井液包含基础油连续相、水性不连续相和至少一种流变改性剂。所述至少一种流变改性剂包含碱土类金刚烷化合物。

在第二方面，本公开提供第一方面的油基钻井液，其中碱土类金刚烷化合物选自镁类金刚烷化合物、钙类金刚烷化合物、锶类金刚烷化合物、钡类金刚烷化合物或铍类金刚烷化合物。

在第三方面，本公开提供第一方面的油基钻井液，其中碱土类金刚烷化合物选自镁金刚烷化合物、钙金刚烷化合物、锶金刚烷化合物、钡金刚烷化合物或铍金刚烷化合物。

在第四方面，本公开提供第一方面的油基钻井液，其中碱土金属类金刚烷化合物是镁金刚烷羧酸盐化合物。

在第五方面，本公开提供第一方面的油基钻井液，其中碱土类金刚烷化合物是通过将镁盐和具有至少一个羧酸部分的类金刚烷化合物混合以形成反应混合物而制备的镁金刚烷羧酸盐化合物，并且在反应温度下水热处理反应混合物一段反应时间以形成镁金刚烷羧酸盐。

在第六方面，本公开提供第五方面的油基钻井液，其中镁盐和类金刚烷化合物以提供反应混合物中Mg²⁺与类金刚烷化合物之比为0.5:1至1.0:1的量混合。

在第七方面，本公开提供第五或第六方面的油基钻井液，其中镁盐是Mg(OH)₂。

在第八方面，本公开提供第五至第七方面中任一方面的油基钻井液，其中类金刚烷化合物是1-金刚烷羧酸。

在第九方面，本公开提供第五至第八方面中任一方面的油基钻井液，其中反应温度为100℃至180℃。

在第十方面，本公开提供第五至第九方面中任一方面的油基钻井液，其中反应温度为140℃至160℃。

在第十一方面，本公开提供第五至第十方面中任一方面的油基钻井液，其中反应时间为至少12小时。

在第十二方面，本公开提供第五至第十一方面中任一方面的油基钻井液，其中镁金刚烷羧酸盐包含层状形态。

在第十三方面，本公开提供第十二方面的油基钻井液，其中层状形态包含缺少边对面连接的多个层。

在第十四方面，本公开提供第十二或第十三方面的油基钻井液，其中层状形态包含多个层，每个层的纵横比大于500。

在第十五方面，本公开提供第一至第十四方面中任一方面的油基钻井液，其中基础油连续相包含选自包含酯或烯烃的合成油、柴油或矿物油的基础油，其中合成油、柴油或矿物油包含选自正链烷烃、异链烷烃、环烷烃、支链烷烃或其混合物的烃。

在第十六方面，本公开提供第一至第十五方面中任一方面的油基钻井液，按体积计，其中油基钻井液的油水比为50:50至95:5。

在第十七方面，本公开提供第一至第十六方面中任一方面的油基钻井液，其中油基钻井液进一步包含至少一种选自乳化剂、润湿剂、碱度控制剂、流体损失控制剂、悬浮剂、重量调节剂、密度调节剂或其组合的添加剂。

在第十八方面，本公开提供第一至第十六方面中任一方面的油基钻井液，其中油基钻井液进一步包含至少一种乳化剂、至少一种润湿剂、至少一种碱度控制剂、至少一种流体损失控制剂、至少一种悬浮剂和至少一种密度调节剂。

在第十九方面，本公开提供第一至第十八方面中任一方面的油基钻井液，其中水性不连续相含有选自氯化钙、溴化钙、氯化钠、溴化钠和其组合的盐水。

在第二十方面，本公开提供第一至第十九方面中任一方面的油基钻井液，其中以油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含0.1重量％至1.0重量％的流变改性剂。

在第二十一方面，本公开提供第一至第二十方面中任一方面的油基钻井液，其中以油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含：

10重量％至17重量％的基础油；

0.5重量％至2.0重量％的乳化剂；

0.2重量％至0.6重量％的润湿剂；

0.2重量％至1.0重量％的流变改性剂；

0.5重量％至1.5重量％的流体损失控制添加剂；

2.5重量％至5.0重量％的盐水溶液；和

65.0重量％至78.0重量％的加重添加剂。

在第二十二方面，本公开提供第一至第二十一方面中任一方面的油基钻井液，其中油基钻井液表现出适合在钻井作业期间在高压高温条件下使用油基钻井液的物理特性。

在第二十三方面，本公开提供第一至第二十二方面中任一方面的油基钻井液，其中在钻井作业期间的高压高温条件包含井筒压力高于10,000psi和井筒温度高于300°F。

在第二十四方面，本公开提供第一至第二十三方面中任一方面的油基钻井液，其中具有流变改性剂的油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏流变改性剂的钻井液，在100rpm下在热轧前和热轧后均具有较低粘度。

在第二十五方面，本公开提供第一至第二十四方面中任一方面的油基钻井液，其中具有流变改性剂的油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏流变改性剂的钻井液，在350℉(177℃)和500psi下具有较低的热轧后流体损失。

在第二十六方面，本公开提供第一至第二十五方面中任一方面的油基钻井液，其中具有流变改性剂的油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏流变改性剂的钻井液，具有更高的电稳定性。

在第二十七方面，本公开提供制备油基钻井液的方法。所述方法包含将基础油、至少一种乳化剂和至少一种润湿剂混合以形成第一混合物，将至少一种流变改性剂加入并混合到第一混合物中以形成第二混合物，其中至少一种流变改性剂包含碱土类金刚烷化合物，将至少一种流体损失控制添加剂加入并混合到第二混合物中以形成第三混合物，将盐水溶液加入并混合到第三混合物中以形成第四混合物，并且将加重添加剂加入并混合到第四混合物中以形成油基钻井液。

在第二十八方面，本公开提供第二十七方面的方法，其中碱土类金刚烷化合物选自镁类金刚烷化合物、钙类金刚烷化合物、锶类金刚烷化合物、钡类金刚烷化合物或铍类金刚烷化合物。

在第二十九方面，本公开提供第二十七方面的方法，其中碱土类金刚烷化合物选自镁金刚烷化合物、钙金刚烷化合物、锶金刚烷化合物、钡金刚烷化合物或铍金刚烷化合物。

在第三十方面，本公开提供第二十七方面的方法，其中碱土类金刚烷化合物是镁金刚烷化合物。

在第三十一方面，本公开提供第二十七方面的方法，其中碱土类金刚烷化合物是通过将镁盐和具有至少一个羧酸部分的类金刚烷化合物混合以形成反应混合物而制备的镁金刚烷羧酸盐化合物，并且在反应温度下水热处理反应混合物一段反应时间以形成镁金刚烷羧酸盐。

在第三十二方面，本公开提供第三十一方面的方法，其中镁盐和类金刚烷化合物以提供反应混合物中Mg²⁺与类金刚烷化合物之比为0.5:1至1.0:1的量混合。

在第三十三方面，本公开提供第三十一或第三十二方面的方法，其中镁盐是Mg(OH)₂。

在第三十四方面，本公开提供第三十一至第三十三方面中任一方面的方法，其中类金刚烷化合物是1-金刚烷羧酸。

在第三十五方面，本公开提供第三十一至第三十四方面中任一方面的方法，其中反应温度为100℃至180℃。

在第三十六方面，本公开提供第三十一至第三十五方面中任一方面的方法，其中反应温度为140℃至160℃。

在第三十七方面，本公开提供第三十一至第三十六方面中任一方面的方法，其中反应时间为至少12小时。

在第三十八方面，本公开提供第三十一至第三十七方面中任一方面的方法，其中镁金刚烷羧酸盐包含层状形态。

在第三十九方面，本公开提供第三十八方面的方法，其中层状形态包括缺乏边对面连接的多个层。

在第四十方面，本公开提供第三十八或第三十九方面的方法，其中层状形态包含多个层，每个层的纵横比大于500。

在第四十一方面，本公开提供第二十七方面至第四十方面中任一方面的方法，其中基础油连续相包含选自包含酯或烯烃的合成油、柴油或矿物油的基础油，其中合成油、柴油或矿物油包含选自正链烷烃、异链烷烃、环烷烃、支链烷烃或其混合物的烃。

在第四十二方面，本公开提供第二十七至第四十一方面中任一方面的方法，按体积计，其中油基钻井液的油水比为50:50至95:5。

在第四十三方面，本公开提供第二十七至第四十二方面中任一方面的方法，以油基钻井液的总重量计，其中油基钻井液包含0.1重量％至1.0重量％的流变改性剂。

在第四十四方面，本公开提供第二十七至第四十三方面中任一方面的方法，其中盐水溶液选自氯化钙、溴化钙、氯化钠、溴化钠和组合。

在第四十五方面，本公开提供第二十七至四十四方面中任一方面的方法，以油基钻井液的总重量计，其中基于油基钻井液包含：

13重量％至17重量％的基础油；

0.2重量％至2.0重量％的乳化剂；

0.1重量％至1.0重量％的润湿剂；

0.2重量％至1.0重量％的流变改性剂；

0.5重量％至1.5重量％的流体损失控制添加剂；

2.0重量％至6.0重量％的盐水溶液；和

65重量％至78重量％的加重添加剂。

在第四十六方面，本公开提供在高压高温条件下在地下地层中钻井的方法。所述方法包含在井筒钻进地下地层中，提供或使用根据第一至第二十六中任一方面的油基钻井液或根据第二十七至第四十五方面中任一方面的方法制备的油基钻井液。

对于本领域技术人员显而易见的是，在不脱离所要求保护的标的物的主旨和范畴的情况下，可以对本文描述的实施例进行各种修改和变化。因此，本说明书旨在覆盖本文描述的各种实施例的修改和变化，条件是这些修改和变化落入所附权利要求书和等同物的范畴内。

Claims (13)

1.一种油基钻井液，其包含：

基础油连续相；

水性不连续相；和

至少一种流变改性剂，所述至少一种流变改性剂包含镁金刚烷羧酸盐化合物。

2.根据权利要求1所述的油基钻井液，其中以所述油基钻井液的总重量计，所述油基钻井液包含0.1重量%至1.0重量%的流变改性剂。

3.根据权利要求1所述的油基钻井液，其中所述油基钻井液表现出适合在钻井作业期间在高压高温条件下使用所述油基钻井液的物理特性，其中在钻井作业期间的高压高温条件包含井筒压力高于10,000 psi和井筒温度高于300℉。

4.根据权利要求1所述的油基钻井液，其中具有所述流变改性剂的所述油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏所述流变改性剂的钻井液，在350℉（177℃）和500 psi下具有较低的热滚后流体损失。

5.根据权利要求1所述的油基钻井液，其中具有所述流变改性剂的所述油基钻井液相比于具有与所述油基钻井液相同比重和油水比以及相同比例的相同成分但缺乏所述流变改性剂的钻井液，具有较高电稳定性。

6.一种制备油基钻井液的方法，所述方法包含：

将基础油、至少一种乳化剂和至少一种润湿剂混合以形成第一混合物；

将至少一种流变改性剂加入并混合到所述第一混合物中以形成第二混合物，其中所述至少一种流变改性剂包含镁金刚烷羧酸盐化合物；

将至少一种流体损失控制添加剂加入并混合到所述第二混合物中以形成第三混合物；

将盐水溶液加入并混合到所述第三混合物中以形成第四混合物；以及

将加重添加剂加入并混合到所述第四混合物中以形成所述油基钻井液。

7.根据权利要求6所述的方法，其中所述镁金刚烷羧酸盐化合物是通过以下方法制备的镁金刚烷羧酸盐化合物：

将镁盐和具有至少一个羧酸部分的类金刚烷化合物混合以形成反应混合物，其中所述类金刚烷化合物是指含有至少一个金刚烷部分的化学化合物；以及

在100℃至200℃的反应温度下水热处理所述反应混合物一段反应时间以形成所述镁金刚烷羧酸盐。

8.根据权利要求7所述的方法，其中所述镁盐和所述类金刚烷化合物以提供所述反应混合物中Mg²⁺与类金刚烷化合物的摩尔比为0.5:1至1.0:1的量混合。

9.根据权利要求7所述的方法，其中所述反应温度为100℃至180℃。

10.根据权利要求7所述的方法，其中所述镁金刚烷羧酸盐包含层状形态。

11.根据权利要求6所述的方法，其中以所述油基钻井液的总重量计，所述油基钻井液包含0.1重量%至1.0重量%的流变改性剂。

12.一种在高压高温条件下在地下地层中钻井的方法，所述方法包含：

在井筒钻进所述地下地层中提供或使用油基钻井液，所述油基钻井液包含：

基础油连续相；

水性不连续相；和

至少一种流变改性剂，所述至少一种流变改性剂包含镁金刚烷羧酸盐化合物。

13.根据权利要求12所述的方法，其中所述高压高温条件包含井筒压力大于10,000psi和井筒温度高于300℉。

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