CN110023452A - 具有脂肪酸和脂肪胺流变改性剂的反相乳化钻井流体 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了各种反相乳化钻井流体组合物。一种此类反相乳化钻井流体为油包水乳液，其可以包含用于稳定油包水乳液的反相乳化剂、脂肪酸、36个碳的二聚脂肪二胺、滤失控制剂；以及无机矿物质，其包括石灰、氯化钙和重晶石中的一种或多种。可以将反相乳化钻井流体配制成基本上不含粘土。
Description
技术领域
本公开涉及用于油气勘探的钻井流体。更具体而言，本公开涉及作为流变改性剂的反相乳化流体的组合物及用途。
背景技术
油气勘探中的钻井用常规反相乳化流体在制剂中通常包含粘土，其中粘土起到主要流变(粘度)改性剂的作用。粘土可以为亲有机粘土或有机粘土。使用亲有机粘土配制的钻井流体的流变性质会随着时间的推移而劣化。换句话说，由于粘土不能保持必要的粘性水平，因而由亲有机粘土配制的流体会随着时间的推移而丧失粘性。对于随时间而丧失粘性的一种解决方案是向钻井流体中添加过量的亲有机粘土，或向钻井流体中添加过量的低比重固体(LGS)，或进行上述两者。然而，添加过量的粘土、或LGS、或粘土和LGS两者都会提高钻井成本并且会严重影响其他重要的钻井流体性质。这些对于成本或流体性质或这两者的影响可能需要在井下或对钻井流体进一步进行昂贵的处理以作为补救措施。例如，添加过量的LGS会提高塑性粘度和固体体积百分比，这会影响钻头穿入地层的速率，从而提高钻井成本。
由于压力和温度的变化，钻井流体的流变性会随着井深度的增大而变化。当向下钻井穿过地层时，这种变化会导致当量循环密度(ECD)的变化。当在窄的孔隙压力和压裂梯度窗口中运行时，ECD的这些波动会导致地层破裂。这会导致地层损坏和泥浆损失，从而提高钻井成本。通常，使用较稀的流体使流变性波动最小化会产生较低的ECD；然而，流体的流变性可能需要使得流体性质能够去除岩屑并有助于使钻井固体悬浮。对于岩屑去除及固体悬浮而言，需要较高的粘性，而对于较好的ECD而言，则需要较低的粘性，这两者是相互矛盾的。
发明内容
已经认识到需要这样一种反相乳化钻井流体，其具有改进的流变性并在钻井期间具有流变学稳定性，以平衡较好的ECD与岩屑清除及固体悬浮的需要。某些实施方案涉及反相乳化钻井流体组合物以及使用反相乳化钻井流体组合物在地层中钻取井筒的方法。在各种实施方案中，反相乳化钻井流体可以包含油包水乳液；反相乳化剂，其用于稳定油包水乳液，该反相乳化剂的量能够稳定油包水乳液；脂肪酸，其具有至少八个碳和至少一个羧酸基团；36个碳的二聚脂肪二胺；滤失控制剂；以及无机矿物质，其包括石灰、氯化钙和重晶石(硫酸钡，BaSO4)中的一种或多种。
在各种实施方案中，脂肪酸可以为具有由式1所示的通式的36个碳的二聚二酸。
式1
在各种实施方案中，36个碳的二聚脂肪二胺可以具有由式2所示的通式。
式2
在各种实施方案中，脂肪酸可以为C16和C18饱和直链α羧酸的混合物，并且可以包括如由式3所示的C18脂肪酸。
式3
在各种实施方案中，流体可以被配制成油与水的体积比为5:95至95:5。在各种实施方案中，流体可以被配制成密度为63lbm/ft3至164lbm/ft3(磅质量/立方英尺)。在各种实施方案中，流体可以被配制成不含粘土且不含LGS。在各种实施方案中，流体可以被配制成氯化钙(CaCl2)水相盐度浓度为百万分之20万至百万分之39万。在各种实施方案中，流体可以被配制成反相乳化剂的量为2lbm/bbl至25lbm/bbl(磅质量/桶)。在各种实施方案中，流体可以被配制成石灰的量为0.5lbm/bbl至5lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成36个碳的二聚二酸的量为至少0.5lbm/bbl至5lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成滤失控制剂的量为0.25lbm/bbl至5lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成36个碳的二聚脂肪二胺的量为至少0.25lbm/bbl。在各种实施方案中，油可以选自矿物油、柴油燃料和合成油及其组合。在各种实施方案中，流体可以被配制成屈服点大于15lbf/100ft2(磅力/百平方英尺)。在各种实施方案中，流体可以被配制成低剪切屈服点大于7lbf/100ft2。
在各种实施方案中，利用反相乳化流体钻取井筒的方法可以包括使用反相乳化流体在地层中钻井，其中流体包含油包水乳液；反相乳化剂，其用于稳定油包水乳液，该反相乳化剂的量能够稳定油包水乳液；脂肪酸，其具有至少八个碳和至少一个羧酸基团；36个碳的二聚脂肪二胺；滤失控制剂；以及无机矿物质，其包括石灰、氯化钙和重晶石中的一种或多种。在各种实施方案中，脂肪酸可以为具有由式1所示的结构的36个碳的二聚二酸。在各种实施方案中，36个碳的二聚脂肪二胺可以具有由式2所示的通式。在各种实施方案中，脂肪酸可以具有至少八个碳和至少一个羧酸基团。在各种实施方案中，脂肪酸可以为C16和C18饱和直链α羧酸的混合物。在各种实施方案中，流体中的油与水的体积比可以为5:95至95:5。在各种实施方案中，流体的密度可以为63lbm/ft3至164lbm/ft3。在各种实施方案中，流体的CaCl2水相盐度浓度可以为百万分之20万至百万分之39万。在各种实施方案中，流体中的反相乳化剂可以为2lbm/bbl至25lbm/bbl。在各种实施方案中，流体中的石灰可以为0.5lbm/bbl至5lbm/bbl。在各种实施方案中，流体中的36个碳的二聚二酸可以为至少0.5lbm/bbl至5lbm/bbl。在各种实施方案中，流体中的滤失控制剂可以为0.25lbm/bbl至5lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可包括至少0.25lbm/bbl的36个碳的二聚脂肪二胺。在各种实施方案中，油可以选自矿物油、柴油燃料和合成油及其组合。在各种实施方案中，流体的屈服点可以大于15lbf/100ft2。在各种实施方案中，流体的低剪切屈服点可以大于7lbf/100ft2。
附图说明
通过以下结合附图的详细描述，将容易地理解实施方案。附图中通过示例而非限制的方式说明实施方案。
图1为根据各种实施方案的表1A中所示的四种流体的塑性粘度(PV)、屈服点(YP)和低剪切屈服点(LSYP)数据的图示。
图2为根据各种实施方案的表2A中所示的四种流体的PV、YP和LSYP数据的图示。
图3为根据各种实施方案的表3A中所示的四种流体的PV、YP和LSYP数据的图示。
具体实施方式
本公开的实施方案描述了在油气勘探中用于钻井的反相乳化流体(IEF)，其中该流体包括用于流变改性的脂肪酸和脂肪胺化合物的组合。在一些实施方案中，该流体可以为基本上不含粘土的制剂。本文描述并公开了其他实施方案。
在以下描述中，阐述了许多具体细节以便提供对各种实施方案的透彻理解。在其他情况中，可能没有特别详细地描述公知的工艺和方法，以免与本文所述的实施方案产生不必要的混淆。另外，对实施方案的说明也可以省略某些特征或细节，以免与本文所述的实施方案混淆。
在以下详细描述中，参考构成其一部分的附图，其中相同的标号始终表示相同的部分，并且其中通过说明的方式示出了可以实施本公开的主题的实施方案。可以利用其他实施方案，并且可以在不脱离本公开的范围的情况下进行合理改变。因此，以下详细描述不应被视为具有限制性。
描述可以使用短语“在一些实施方案中”、“在各种实施方案中”、“在某些实施方案中”或“在实施方案中”，其可以各自指代一个或多个相同或不同的实施方案。此外，关于本公开的实施方案所使用的术语“包含”、“包括”、“具有”等是同义的。
如本文所用，当反相乳化流体“基本上不含”某种组分时，组合物中存在的该组分的量为使其基本上不会损害反相乳化流体的活性并且将赋予如特定实施方案所述的优点。例如，如果据称反相乳化流体基本上不含粘土，则通过具有统计学意义的定量评价所确定的反相乳化流体中的粘土浓度将小于5％。如本文所使用的术语“约”是指在由本领域普通技术人员所确定的特定值的可接受误差范围内，这将部分地取决于如何测定或确定该值，即测定系统的限制。
本文公开的各种实施方案可以涉及基本上不含有机粘土并包含流变改性剂(包括脂肪酸和脂肪胺的组合)的反相乳化流体(IEF)的制剂。IEF中不存在作为主要增粘剂的有机粘土可得到塑性粘度较低的流体，并且在提供较大的穿入地层内的速率的同时，对ECD的影响最小。流体中不存在有机粘土可以使流体具有更平缓的流变性，这对于温度梯度大的深井钻探是必要的。本文公开的各种实施方案的优点可为：与将二聚脂肪二酸或二聚脂肪二胺单独用作反相乳化流体中的流变改性剂时相比，较小浓度的二聚脂肪二酸和二聚脂肪二胺就可提供更高的低端流变性(low-end rheology)。本文公开的各种实施方案的另一个优点为：这些流变改性剂组合可以提供良好的低端流变性，从而实现减少的重晶石垂沉和良好的井眼净化能力。所公开的各种实施方案的另一个优点为：对基本上不含有机粘土的IEF的流变性的污染影响可以最小化，并且可以通过钻井流体调节剂容易地处理任何污染影响。
不受理论的束缚，脂肪酸和脂肪胺可提供协同效应，该协同效应可为基本上不含有机粘土的IEF提供增强的低端流变性质，从而提高流体的井眼净化能力和抗重晶石垂沉性。这种流变改性剂的组合也可以用于使用有机粘土配制的常规油基钻井流体中。在一些实施方案中，脂肪酸的实例可以包括C32至C36二聚脂肪二酸和C16至C18脂肪酸。在一些实施方案中，脂肪胺的实例可以包括C32至C36二聚脂肪二胺。
IEF的选择性流变性质可以预测IEF在钻井目的中如何表现。这些性质包括PV、YP和屈服应力。对于钻井目的而言，PV可以指示钻井速度，其中较小的PV表示钻井较快的能力，YP可以指示IEF通过环空的岩屑携带能力(IEF的井眼净化能力)，其中与密度相似的流体相比，较大的YP意味着具有较高的岩屑携带能力的非牛顿流体，而屈服应力可以提供IEF对重晶石垂沉的敏感性的指示，其中较大的值通常具有较好的抵抗力。
可以使用宾汉塑性(BP)流变学模型评价YP和PV性质。可以通过将BP模型外推至剪切速率为零来确定YP，并且可以表示移动流体所需的应力。可以以lbf/100ft2为单位表示YP。通常，大于约15lbf/100ft2的YP值可以被认为是用于钻井目的的合适阈值，以提供合适的岩屑携带能力。当外推至无限剪切速率时，PV可以代表流体的粘度，并且可以以厘泊(cP)为单位表示。PV可以指示IEF中固体的类型和浓度，并且较小的PV通常优选用于IEF的制剂，因为较小的PV表明较快的潜在钻井速率。PV和YP两者都可以使用标准油田粘度计上的300转/分钟(rpm)和600rpm剪切速率读数来计算，并且可以通过等式1和2来计算。
PV＝600rpm读数-300rpm读数 [等式1]
YP＝300rpm读数-PV [等式2]
关于屈服应力，屈服应力的值可以由参数τ0(Tau-零)表示，其为来自HerschelBuckley(HB)流变学模型的参数。通常，可以预期具有相对较大的屈服应力值的IEF具有更好的抗垂沉性，这对于钻井目的而言是理想的。可以通过将HB模型拟合到剪切应力相对于剪切速率的曲线来确定参数τ0，该曲线可以为由针对相应的rpm而在标准油田粘度计上确定的刻度盘读数所绘制的。τ0可以用与YP相似的单位来表示。通过使用等式3计算LSYP值，可以在合理的工程公差范围内估算τ0。
LSYP＝2*(300rpm读数)-600rpm读数 [等式3]
等于或大于约7lbf/100ft2的LSPY值可以被认为是用于钻井目的的可接受的阈值，以使重晶石垂沉最小化。
本公开中提供的实施方案涉及反相乳化钻井流体。在一些实施方案中，该流体可以包含油包水乳液、用于稳定油包水乳液的反相乳化剂、具有由式1所示的通式的36个碳的二聚二酸、具有由式2所示的通式的36个碳的二聚脂肪二胺、滤失控制剂；以及无机矿物质，其包括石灰、氯化钙和重晶石中的一种或多种。
在各种实施方案中，流体可以被配制成不含粘土。在各种实施方案中，流体可以被配制成不含有机粘土。在各种实施方案中，流体可以被配制成不含LGS。
在各种实施方案中，36个碳的二聚二酸成分可以包括链长较短(如C34)或链长较长(如C38)的其他脂肪二酸或这些脂肪酸的组合。在各种实施方案中，36个碳的二聚二酸可以在二聚体的C9和C10之间具有碳-碳键。在各种实施方案中，36个碳的二聚二酸可以在二聚体的C8至C12的范围中的其他位置之间具有碳-碳键。
在各种实施方案中，流体可以被配制成约90lbm/ft3。在各种实施方案中，流体可以被配制成63lbm/ft3至134lbm/ft3。
在各种实施方案中，流体可以被配制成油水比为约5:95至约95:5。在各种实施方案中，流体可以被配制成油水比为约5:95至约50:50。
在各种实施方案中，流体可以被配制成CaCl2水相盐度浓度为约百万分之25万。在各种实施方案中，流体可以被配制成CaCl2水相盐度浓度为约百万分之10万至百万分之39万。
在各种实施方案中，流体可以被配制成反相乳化剂为约10lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成反相乳化剂为约5lbm/bbl至25lbm/bbl。在各种实施方案中，反相乳化剂可以为用于配制钻井流体的任意合适的反相乳化剂。
在各种实施方案中，流体可以被配制成包括约1.5lbm/bbl的石灰。在各种实施方案中，流体可以被配制成包括约0.5lbm/bbl至5lbm/bbl的石灰。
在各种实施方案中，流体可以被配制成36个碳的二聚二酸为至少约0.25lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成36个碳的二聚二酸为至少约0.25lbm/bbl至10lbm/bbl。根据泥浆重量，36个碳的二聚二酸的浓度可以小于或大于该范围。
在各种实施方案中，流体可以被配制成滤失控制剂为约2lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成滤失控制剂为约1lbm/bbl至10lbm/bbl。在各种实施方案中，滤失控制剂可以为滤失控制剂(得自总部设在美国德克萨斯州休斯顿的Halliburton公司)。在各种实施方案中，滤失控制剂可以为用于配制钻井流体的任意合适的滤失控制剂。
在各种实施方案中，流体可以被配制成氯化钙为约28lbm/bbl至32lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成水为约83lbm/bbl至87lbm/bbl。根据泥浆的添加剂和泥浆重量，氯化钙和水的浓度可以在这些范围之外变化。
在各种实施方案中，流体可以被配制成36个碳的二聚脂肪二胺为至少约0.25lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成36个碳的二聚脂肪二胺为约0.25lbm/bbl至10lbm/bbl。
在各种实施方案中，油可以选自由矿物油、柴油燃料和合成油及其组合组成的组。
在各种实施方案中，流体可以被配制成重晶石为约220lbm/bbl至225lbm/bbl。重晶石的浓度可以取决于油水比和泥浆重量，并且可以在该范围之外。
在各种实施方案中，流体可以被配制成屈服点为大于约15lbf/100ft2。
在各种实施方案中，流体可以被配制成低剪切屈服点为大于约7lbf/100ft2。
在各种实施方案中，反相乳化钻井流体可以被配制成包含油水比为约70:30的油包水乳液、用于稳定油包水乳液的反相乳化剂、16至18个碳的羧酸(其中16至18个碳的羧酸包括具有由式3所示的通式的18个碳的羧酸)、具有由式2所示的通式的36个碳的二聚脂肪二胺、滤失控制剂和无机矿物质(其包括石灰、氯化钙和重晶石中的一种或多种)。
在各种实施方案中，流体可以基本上不含粘土。在各种实施方案中，流体可以基本上不含低比重固体。
在各种实施方案中，流体可以被配制成约90lbm/ft3。在各种实施方案中，流体可以被配制成63lbm/ft3至134lbm/ft3。
在各种实施方案中，流体可以被配制成油水比为约95:5至约5:95。
在各种实施方案中，流体可以被配制成CaCl2水相盐度浓度为约百万分之25万。在各种实施方案中，流体可以被配制成CaCl2水相盐度浓度为约百万分之20万至百万分之39万。
在各种实施方案中，流体可以被配制成反相乳化剂为约10lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成反相乳化剂为约2lbm/bbl至25lbm/bbl。在各种实施方案中，反相乳化剂可以为任意类型的可用反相乳化剂。示例性而非限制性地，反相乳化剂的类型可以包括亲水-亲油平衡值小于11的聚酰胺、硫酸盐、磺酸盐和羧酸盐。在各种实施方案中，反相乳化剂可以为用于配制钻井流体的任意合适的反相乳化剂。
在各种实施方案中，流体可以被配制成包括约1.5lbm/bbl的石灰。在各种实施方案中，流体可以被配制成包括约1lbm/bbl至3lbm/bbl的石灰。
在各种实施方案中，流体可以被配制成16至18个碳的羧酸为至少约3lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成16至18个碳的羧酸为至少约1.5lbm/bbl至5lbm/bbl。
在各种实施方案中，流体可以被配制成滤失控制剂为约2lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成滤失控制剂为约1lbm/bbl至3lbm/bbl。在各种实施方案中，滤失控制剂可以为滤失控制剂。在各种实施方案中，滤失控制剂可以为用于配制钻井流体的任意合适的滤失控制剂。
在各种实施方案中，流体可以被配制成氯化钙为约28lbm/bbl至32lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成包括约83lbm/bbl至87lbm/bbl的水。
在各种实施方案中，流体可以被配制成36个碳的二聚脂肪二胺为至少约1.5lbm/bbl。在各种实施方案中，流体可以被配制成36个碳的二聚脂肪二胺为约1lbm/bbl至3lbm/bbl。
在各种实施方案中，油可以选自由矿物油、柴油燃料和合成油及其组合组成的组。
在各种实施方案中，流体可以被配制成包括约220lbm/bbl至225lbm/bbl的重晶石。
在各种实施方案中，流体可以被配制成屈服点大于约15lbf/100ft2。在各种实施方案中，流体可以被配制成低剪切屈服点大于约7lbf/100ft2。
实施例
如本文的例子所示及所述，本公开描述了具有脂肪酸和脂肪胺流变改性剂的反相乳化流体(IEF)组合物。
在本文提供的各种实施例中，配制了基本上不含有机粘土的选定的IEF。流体被配制成90磅/立方英尺(pcf)的流体，其油水比(OWR)为70:30并且CaCl2水相盐度(WPS)浓度为百万分之25万(Kppm)。
在第一组实施例中，将C36二聚脂肪二酸作为流变改性剂单独用于制剂中，以提供IEF的性能基线，该IEF不含如本文的各种实施方案和实施例所公开并描述的流变改性剂组合。使用C36二聚脂肪二酸来配制基本上不含有机粘土的各种90pcf的IEF，并且C36二聚脂肪二酸具有式1所示的化学结构。
表1A提供了四种IEF的制剂数据，这四种IEF中添加了不同量的式1的No C36二聚脂肪二胺。这些制剂被标记为流体1至流体4。对于各制剂，将150.3桶矿物油(购自总部设在沙特阿拉伯吉达的Safra Company Limited)添加到混合罐中。将反相乳化剂(LESUPERMULTM，购自总部设在美国德克萨斯州休斯顿的Halliburton Company)以10磅/桶(ppb)的量添加到矿物油中，然后混合5分钟。将石灰以1.5ppb的量添加到该混合物中，然后混合5分钟。向该混合物中添加不同量的式1，然后混合5分钟。流体1至流体4的式1的量分别为1.5ppb、3ppb、5ppb和7ppb。将滤失控制剂以2ppb的量添加到该混合物中，然后混合5分钟。滤失控制剂为交联的甲基苯乙烯/丙烯酸酯共聚物，并且滤失控制剂可以在对塑性粘度影响最小化的同时，控制滤失量。向该混合物中添加29.6ppb量的氯化钙和85.3ppb量的水，然后混合5分钟。将重晶石以223.7ppb的量添加到该混合物中，然后混合10分钟。将各制剂热滚(hot rolled)(将所有成分添加到制剂中之后，置于加压的高温高压腔室中，并在250℉滚动16小时)。
表1A
在标准油田粘度计中，以3rpm、6rpm、100rpm、200rpm、300rpm和600rpm对表1A的四种IEF中的每一者进行测试，并进一步测试凝胶强度和高温高压(HTHP)滤失量。标准油田粘度计的实例可包以括 Model 35粘度计(购自总部设在美国德克萨斯州休斯顿的Fann Instrument Company)。根据美国石油协会(API)推荐实践(Recommended Practice)13B-2(RP 13B-2)第6.3节“Recommended Practice for Field Testing of Oil-basedDrilling Fluids”测定钻井流体制剂的流变性。将各钻井流体的样品置于恒温控制的粘度计杯中。考虑到由于粘度计垂球(bob)和套筒造成的流体位移，在杯中留下约100立方厘米(cm3)的空体积。从准备钻井流体样品开始，以最小延迟进行测定。测试在50±1℃(120±1℉)中的任一温度下进行。监测样品的温度并使用600rpm的间歇或恒定剪切来搅拌样品并获得均匀的样品温度。当套筒以600rpm旋转时，使粘度计刻度盘读数能够达到稳定值，并且达到稳定值所需的时间取决于钻井流体样品的特性。记录粘度计在600rpm时的刻度盘读数。使转子速度降低至300rpm。使粘度计刻度盘读数能够达到稳定值并记录300rpm时的刻度盘读数。随后使转子速度降低至200rpm、100rpm、6rpm和3rpm，并且在上述各转速时，使粘度计刻度盘读数能够达到稳定值，并记录200rpm、100rpm、6rpm和3rpm时的刻度盘读数。根据在该测试期间收集的各种测定结果，计算四种流体的PV、YP和LSYP，并示于表1B中。
还根据API RP 13B-2第6.3节测定了钻井流体的凝胶强度。如前所述，将各钻井流体的样品置于测试用粘度计中。将钻井流体以600rpm搅拌十秒，使钻井流体样品不受干扰地静置十秒。缓慢且稳定地转动粘度计的手轮以产生正表盘读数，并将由此得到的最大读数记录为初始凝胶强度(10秒凝胶)，单位为磅力/百平方英尺。将钻井流体样品以600rpm再搅拌十秒，并使钻井流体样品不受干扰地静置十分钟。如本段所述重复测定初始凝胶强度。将目前得到的最大读数记录为十分钟凝胶强度，单位为磅力/百平方英尺。四种钻井流体的凝胶强度示于表1B中。
根据API RP 13B-2第7.2节测定HTHP滤失量。HTHP滤失量测试可测定钻井流体在高温(如250℉)下的静态滤失行为。使用HTHP压滤单元进行该测试，压滤单元包括过滤槽(filter cell)、加压气体源、加热系统、高压滤液收集容器(保持在适当的背压下)和过滤介质。使用现场混合器将钻井流体样品搅拌五分钟，然后倒入过滤槽中，在腔室中留下至少2.5厘米的空间以允许流体膨胀。将滤纸安装在过滤槽中，并对过滤槽进行组装，关闭顶部阀门和底部阀门两者。将过滤槽放置在HTHP压滤单元内，并与高压滤液收集容器及经调节的加压气体源适当连接。过滤槽内的钻井流体样品的温度保持在250℉的测试温度。保持约100磅/平方英寸(psi)的压力，直至达到250℉的测试温度。然后，将过滤槽内的钻井流体样品的压力提高至500psi的测试压力，并启动过滤工艺的计时器。在滤液收集容器中收集滤液30分钟，并使用量筒测量滤液的体积，单位为毫升(mL)。以45.8平方厘米(cm2)的过滤面积对滤液体积进行校正。HTHP过滤槽通常为标准过滤面积的一半或22.58cm2，因此观察到的体积通常是加倍的并进行记录。使用该测试对四种钻井流体的HTHP滤失量测定结果示于表1B中。
表1B
图1图示了表1A的四种流体的塑性粘度、屈服点和低剪切屈服点数据。从表1B和图1中可以看出，随着C36二聚二酸的量从1.5ppb增大到7.0ppb，YP和LSYP值保持相对平缓。该数据表明C36二聚二酸本身对YP和LSYP的值似乎没有显著影响。通常，如前所述，对于良好的钻井流体，需要LSYP值大于或等于7lbf/100ft2。较大的钻井流体LSYP值可确保良好的井眼净化和较好的抗重晶石垂沉性。因此，对于钻井流体目的而言，式1本身似乎未以积极的方式影响流体流变性。
在第二组实施例中，使用式1和C36二聚脂肪二胺作为流变改性剂组合以配制四种基本上不含有机粘土的IEF。C36二聚脂肪二胺具有式2所示的化学结构。
表2A提供了具有不同量的式1和式2的四种IEF的制剂数据。这些制剂被标记为流体1至流体4。对于各制剂，将150.3桶矿物油(购自总部设在沙特阿拉伯吉达的SafraCompany Limited)添加到混合罐中。将反相乳化剂(LE SUPERMULTM)以10ppb的量添加到矿物油中，然后混合5分钟。将石灰以1.5ppb的量添加到该混合物中，然后混合5分钟。向该混合物中添加不同量的式1，然后混合5分钟。流体1至流体4的式1的量分别为1.5ppb、0、1.5ppb和1.5ppb。将滤失控制剂以2ppb的量添加到该混合物中，然后混合5分钟。滤失控制剂为交联的甲基苯乙烯/丙烯酸酯共聚物，并且滤失控制剂可以在对塑性粘度影响最小化的同时，控制滤失量。向该混合物中添加29.6ppb量的CaCl2和85.3ppb量的水，然后混合5分钟。将重晶石以223.7ppb、223.7ppb、223.7ppb、220.7ppb(分别对应流体1至流体4)的量添加到该混合物中，然后混合10分钟。向该混合物中添加不同量的式2，然后混合5分钟。流体1至流体4的式2的量分别为0、1.5ppb、1.5ppb和3ppb。将各制剂热滚(将所有成分添加到制剂中之后，置于加压的高温高压腔室中，并在250℉滚动16小时)。
表2A
在标准油田粘度计中，以3rpm、6rpm、100rpm、200rpm、300rpm和600rpm对表2A的四种IEF中的每一者进行测试，并进一步测试凝胶强度和HTHP滤失量。如先前对于第一组IEF的实施例所述，进行凝胶强度测试和HTHP滤失量测试。根据测试数据，计算表2A的四种流体的PV、YP和LSYP，并示于表2B中。
表2B
图2图示了根据各种实施方案的表2A的四种流体的PV、YP和LSYP数据。从表2B和图2中可以看出，与流体3和流体4的YP值相比，流体1和流体2的YP值较小(相比于23和30分别为10和6)。此外，流体1和流体2的LSYP值(1和4)显著小于7lbf/100ft2的阈值，与之相比，流体3和流体4的值为7lbf/100ft2和8lbf/100ft2。由于流体1包含式1但不含式2，而流体2包含式2但不含式1，因而单独使用式1和式2作为流变改性剂是不适用的。与之相比，如流体3和流体4所示，当将式1和式2两者添加到制剂中时，对YP和LSYP存在协同而显著的影响，YP从数值为6至10跃升至数值为23至30，而LSYP从数值为1至2跃升至数值为7至8。该结果与用量不成比例，因为流体3的用量相对于流体1和流体2是相同的，即，式1和式2均为1.5ppb。对于流体4，式2从1.5ppb倍增至3ppb进一步提高了YP和LSYP；然而，LSYP的值可能已经达到稳定，因为LSYP仅从7增大至8。值得注意的是，流体3的PV值与流体1和流体2的PV值大致相同。总之，该数据表明，式1与式2的组合以不成比例且出乎意料的方式改进了用于钻井流体目的的流体流变性，从而表明这两种流变改性剂之间存在协同作用。
在第三组IEF的实施例中，使用C16至C18脂肪酸和式2作为流变改性剂组合以配制基本上不含有机粘土的各种90pcf的IEF。C18脂肪酸部分的化学结构示于式3。与式3相比，C16脂肪酸部分在直链中少两个碳。
表3A提供了具有不同量的式2和式3的三种IEF的制剂数据。这些制剂被标记为流体1至流体3。对于流体1至流体3的配制，分别将146.6、144.4和144.3桶矿物油(购自总部设在沙特阿拉伯吉达的Safra Company Limited)添加到混合罐中。将反相乳化剂(LESUPERMULTM)以10ppb的量添加到矿物油中，然后混合5分钟。将石灰以1.5ppb的量添加到混合物中，然后混合5分钟。向混合物中添加不同量的式3，然后混合5分钟。流体1至流体3的式3的量分别为0、4.5ppb和3ppb。将滤失控制剂以2ppb的量添加到混合物中，然后混合5分钟。滤失控制剂为交联的甲基苯乙烯/丙烯酸酯共聚物，并且滤失控制剂可以在对塑性粘度影响最小化的同时控制滤失量。将CaCl2以29.5ppb、29.5ppb和29.6ppb(分别对应于流体1至流体3)的不同量，并将水以84.9ppb、84.9ppb和85.3ppb(分别对应于流体1至流体3)的量添加到混合物中，然后混合5分钟。将重晶石以229.5ppb、228.9ppb和228.9ppb(分别对应于流体1至流体3)的量添加到混合物中，然后混合10分钟。向混合物中添加不同量的式2，然后混合5分钟。流体1至流体3的式2的量分别为1.5ppb、0和1.5ppb。对各制剂进行热滚，热滚包括将所有成分添加到制剂中之后，置于加压的高温高压腔室中，并在250℉下滚动16小时。
表3A
在标准油田粘度计中，以3rpm、6rpm、100rpm、200rpm、300rpm和600rpm对添加到混合物中的三种IEF中的每一者进行测试，并进一步测试凝胶强度和HTHP滤失量。所用的凝胶强度测试和HTHP滤失量测试与第一组实施例相同。根据测试数据，计算表3A的四种流体(三种流体)的PV、YP和LSYP，并示于表3B中。
表3B
图3图示了根据各种实施方案的表3A的四种流体(三种流体)的PV、YP和LSYP数据。从表3B和图3中可以看出，与流体3的YP值相比，流体1和流体2的YP值较低(相比于26分别为6和11)。此外，流体1和流体2的LSYP值(1和4)显著小于7lbf/100ft2的阈值，与之相比，流体3的值为9lbf/100ft2。由于流体1包含式2(二胺，1.5ppb)但不含式3(脂肪酸)，而流体2包含式3(脂肪酸，4.5ppb)但不含式2(二胺)，因而对于流体1和流体2的制剂而言，单独使用式3和式2作为流变改性剂是不适用的。与之相比，如流体3所示，当将式3和式2两者添加到制剂中时，对YP和LSYP存在协同而巨大的影响。YP从数值为6和11跃升至数值为26。LSYP从数值为1和4跃升至数值为9。这些结果与用量不成比例，因为流体3的式3的用量小于流体2，而流体3的式2的用量与流体1相同。因此，式3与式2的组合以不成比例且出乎意料的方式改进了用于钻井流体目的的流体流变性，从而表明这两种流变改性剂之间存在协同作用。
本文中的范围可表示为从约一个特定值到约另一个特定值。当表示这样的范围时，应当理解，另一个实施方案是从所述一个特定值和/或到所述另一个特定值，以及所述范围内的所有组合。在本文描述或引用一定范围的数值的情况下，该区间包括上限和下限之间的各个中间值以及上限和下限，并且包括受限于所提供的任何特定排除的较小的区间范围。
在本文列举或引用的方法包括两个或多个限定的步骤的情况下，这些限定的步骤可以以任意顺序进行或同时进行，除非上下文排除该可能性。
尽管为了说明的目的已经详细描述了各种实施方案，但是它们不应被理解为用于限定，而是旨在覆盖其精神和范围内的所有改变和修改。
Claims (32)
1.一种反相乳化钻井流体，包含：
油包水乳液；
反相乳化剂，其用于稳定所述油包水乳液，该反相乳化剂的量能够稳定所述油包水乳液；
脂肪酸，其具有至少八个碳和至少一个羧酸基团；
36个碳的二聚脂肪二胺；
滤失控制剂；以及
无机矿物质，其包括石灰、氯化钙和重晶石中的一种或多种。
2.根据权利要求1所述的反相乳化钻井流体，其中所述脂肪酸为具有下式的碳的二聚二酸：
3.根据权利要求1或2中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述36个碳的二聚脂肪二胺具有下式：
4.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述脂肪酸为C16和C18饱和直链α羧酸的混合物。
5.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成油与水的体积比为5:95至95:5。
6.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成密度在63lbm/ft3至164lbm/ft3的范围内。
7.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成不含粘土且不含低比重固体。
8.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成氯化钙(CaCl2)水相盐度浓度为百万分之20万至百万分之39万。
9.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成所述反相乳化剂的量为2lbm/bbl至25lbm/bbl。
10.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成所述石灰的量为0.5lbm/bbl至5lbm/bbl。
11.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成所述36个碳的二聚二酸的量为至少0.5lbm/bbl至5lbm/bbl。
12.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成所述滤失控制剂的量为0.25lbm/bbl至5lbm/bbl。
13.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成所述36个碳的二聚脂肪二胺的量为至少0.25lbm/bbl。
14.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述油选自矿物油、柴油燃料和合成油及其组合。
15.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成屈服点大于15lbf/100ft2。
16.根据前述权利要求中任一项所述的反相乳化钻井流体，其中所述流体被配制成低剪切屈服点大于7lbf/100ft2。
17.一种利用反相乳化流体钻取井筒的方法，包括：
使用反相乳化流体在地层中钻井，其中所述流体包含
油包水乳液；
反相乳化剂，其用于稳定所述油包水乳液，该反相乳化剂的量能够稳定所述油包水乳液；
脂肪酸，其具有至少八个碳和至少一个羧酸基团；
36个碳的二聚脂肪二胺；
滤失控制剂；以及
无机矿物质，其包括石灰、氯化钙和重晶石中的一种或多种。
18.根据权利要求17所述的方法，其中所述脂肪酸为具有下式的36个碳的二聚二酸：
19.根据权利要求17或18中任一项所述的方法，其中所述36个碳的二聚脂肪二胺具有下式：
20.根据权利要求17或19中任一项所述的方法，其中所述脂肪酸具有至少八个碳和至少一个羧酸基团。
21.根据权利要求17、19或20中任一项所述的方法，其中所述脂肪酸为C16和C18饱和直链α羧酸的混合物。
22.根据权利要求17至21中任一项所述的方法，其中所述流体中的油与水的体积比为5:95至95:5。
23.根据权利要求17至22中任一项所述的方法，其中所述流体的密度为63lbm/ft3至164lbm/ft3。
24.根据权利要求17至23中任一项所述的方法，其中所述流体中的氯化钙(CaCl2)水相盐度浓度为百万分之20万至百万分之39万。
25.根据权利要求17至24中任一项所述的方法，其中所述流体中的所述反相乳化剂的量为2lbm/bbl至25lbm/bbl。
26.根据权利要求17至25中任一项所述的方法，其中所述流体中的所述石灰的量为0.5lbm/bbl至5lbm/bbl。
27.根据权利要求17至19中任一项所述的方法，其中所述流体中的所述36个碳的二聚二酸的量为至少0.5lbm/bbl至5lbm/bbl。
28.根据权利要求17至27中任一项所述的方法，其中所述流体中的所述滤失控制剂的量为0.25lbm/bbl至5lbm/bbl。
29.根据权利要求17至28中任一项所述的方法，其中所述流体中的所述36个碳的二聚脂肪二胺的量为至少0.25lbm/bbl。
30.根据权利要求17至29中任一项所述的方法，其中所述油选自矿物油、柴油燃料和合成油及其组合。
31.根据权利要求17至30中任一项所述的方法，其中所述流体的屈服点大于15lbf/100ft2。
32.根据权利要求17至31中任一项所述的方法，其中所述流体的低剪切屈服点大于7lbf/100ft2。
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