CN111205835A - 反相乳化钻井液 - Google Patents

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CN111205835A CN202010079362.XA CN202010079362A CN111205835A CN 111205835 A CN111205835 A CN 111205835A CN 202010079362 A CN202010079362 A CN 202010079362A CN 111205835 A CN111205835 A CN 111205835A
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nanomaterial
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viscosifier
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韦克兰特·巴瓦尼珊卡·韦格尔
阿卜杜拉·萨利赫·侯赛因·阿勒-亚米
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Saudi Arabian Oil Co
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Saudi Arabian Oil Co
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    • 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
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    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
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    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids

Abstract

本发明公开的组合物包含：油相；乳化在所述油相中的水相；包含碳链和沿所述碳链设置的极性基团的增粘剂；和平均粒度小于约1μm的疏水性纳米材料。所述疏水性纳米材料包含在其表面上设置有非极性链的硅烷或硅氧烷分子。

Description

反相乳化钻井液
本申请是申请日为2017年4月5日、国际申请号为PCT/US2017/026117、中国国家阶段申请号为201780026819.7且发明名称为《反相乳化钻井液》的发明申请的分案申请。
优先权要求
本申请要求2016年4月6日提交的美国专利申请号62/319,112的优先权，其完整内容通过引用并入本文。
背景
钻井液用于油气钻探以帮助润滑钻头，确保井安全，形成滤饼以使得到钻探地层中的流体损失最小化，和将岩屑输送到井表面。作为水在油相或合成基体相中的乳液的反相乳化钻井液用于一些钻井环境，比如用于具有可能对水基钻井液起反应的特征的井，或用于高温或高压环境。有时将粘土加入到反相乳化流体中以作为增粘剂并且使钻井液的油包水型乳液稳定。在一些情况下，将低比重固体(比如小碳酸钙颗粒或粘土型材料)代替粘土加入到反相乳化钻井液中以提供改善的热稳定性、耐高压性和耐污染性。
概述
在一个方面，组合物包含：油相；在油相中乳化的水相；包括碳链和沿碳链设置的极性基团的增粘剂；和平均粒度小于1μm的疏水性纳米材料。疏水性纳米材料包括在其表面上设置有非极性链的硅烷或硅氧烷分子。
实施方案可以包括以下特征中的一个或多个。
疏水性材料形成网络。网络在组合物的至少一部分上是连续的。组合物包含掺入到由疏水性纳米材料形成的网络中的增重材料。
组合物的下沉因子(sag factor)小于0.53，比如介于0.50至0.53之间。
组合物基本上不含粘土。
组合物基本上不含平均粒度大于5μm的低比重固体。
增粘剂包括脂肪酸、脂肪胺和脂肪酯中的一种或多种。
所述硅烷或硅氧烷分子包括十六烷基硅烷。
疏水性纳米材料包括疏水性纳米二氧化硅。疏水性纳米二氧化硅包括具有疏水性外表面的二氧化硅的纳米颗粒。
疏水性纳米材料的平均粒度小于500nm，比如小于100nm，比如为10nm至20nm。
组合物的屈服点大于10lb/100ft2，比如15lb/100ft2。
组合物的塑性粘度小于或等于60CP。
组合物包含至少1ppb的增粘剂，比如1ppb至10ppb的增粘剂。
组合物包含至少6ppb的疏水性纳米材料，比如6ppb至20ppb的疏水性纳米材料。
组合物包含乳化剂。
组合物包含碱度剂。
组合物包含滤失控制剂。
组合物包含水溶性盐度剂。
组合物包含增重剂，比如重晶石、赤铁矿和四氧化三锰中的一种或多种。
在一个方面，方法包括：将增粘剂和疏水性纳米材料在油相中合并，增粘剂包含碳链和沿碳链设置的极性基团，疏水性纳米材料的平均粒度小于1μm。疏水性材料包括在其表面上设置有非极性链的硅烷或硅氧烷分子。方法包括形成包含水在油相中的乳液的组合物，所述油相具有所述增粘剂和所述疏水性纳米材料。
实施方案可以包括以下特征中的一个或多个。
形成组合物包括在组合物中形成疏水性纳米材料的网络。
组合物的下沉因子小于0.53，比如为0.50至0.53。
组合物基本上不含粘土。
组合物基本上不含平均粒度大于5μm的低比重固体。
增粘剂包括脂肪酸、脂肪胺和脂肪酯中的一种或多种。
疏水性纳米材料包括疏水性纳米二氧化硅。疏水性纳米二氧化硅包括具有疏水性外表面的二氧化硅的纳米颗粒。
所述硅烷或硅氧烷分子包括十六烷基硅烷。
疏水性纳米材料的平均粒度小于500nm，比如小于100nm，比如为10nm至20nm。
组合物的屈服点大于10lb/100ft2，比如15lb/100ft2。
组合物的塑性粘度小于或等于60CP。
组合物包含至少1ppb的增粘剂，比如1ppb至10ppb的增粘剂。
组合物包含至少6ppb的疏水性纳米材料，比如6ppb至20ppb的疏水性纳米材料。
所述方法包括将乳化剂引入到油相中。
所述方法包括将碱度剂引入到油相中。
所述方法包括将滤失控制剂引入到油相中。
所述方法包括将水溶性盐度剂引入到油相中。
所述方法包括将增重剂引入到油相中，比如包括重晶石、赤铁矿和四氧化三锰中的一种或多种的增重剂。
本文所述的方法可以具有以下优点中的一个或多个。如本文所述的含有主增粘剂和疏水性纳米材料的不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液耐重晶石下沉，由此较不易于产生可能由重晶石下沉造成的钻井问题，比如泥浆重量梯度、卡钻(stuck-pipe)、循环漏失(losS circulation)、井眼不稳定性以及井控困难。这些反相乳化流体在高温和高压条件下是稳定的。本文所述的在反相乳化钻井液中包含主增粘剂和疏水性纳米材料增大了流体的屈服点，由此提高流体的当量循环密度。然而，本文所述的在反相乳化钻井液中包含主增粘剂和疏水性纳米材料不导致任何塑性粘度的显著增大，由此使得这些钻井液能够以高渗透率使用，这进而允许快速的钻探和减少的钻井时间。在本文所述的反相乳化钻井液中使用的疏水性纳米材料可以是疏水性二氧化硅纳米颗粒。二氧化硅列在可以在北海使用的添加剂的PLONOR(对环境造成很小风险或不造成风险)清单中，因此本文的反相乳化钻井液是环境友好的，并且可用于多种地理位置。
其他特征和优点根据以下描述和权利要求是明显的。
附图简述
图1A和1B是井的示意图。
图2是反相乳化流体的图。
图3是流程图。
详述
本文描述了用于减少不含粘土、不含低比重固体(LGS)的反相乳化钻井液中的重晶石下沉的方法。本文所述的反相乳化钻井液含有塑性增粘剂和疏水性纳米材料，比如疏水性纳米二氧化硅。塑性增粘剂和疏水性纳米材料一起减小反相乳化钻井液的下沉因子，由此使钻井液耐重晶石下沉。另外，塑性增粘剂和疏水性纳米材料在反相乳化钻井液中的存在可以增大钻井液的屈服点，进一步改善钻井液的性能。
参照图1A，用含有增重剂(比如重晶石104、赤铁矿、或四氧化三锰、或这些增重剂中的两种以上的组合)的不含粘土、不含低比重固体(LGS)的反相乳化钻井液102填充井100，比如油井或天然气井。反相乳化钻井液(比如钻井液102)由水在油或不与水混溶的合成流体的连续基体相中的乳液形成。油或合成流体可以是例如柴油、矿物油、烯烃、石蜡、酯或不与水混溶并且适用于井100的其他材料。反相乳化钻井液中的油与水的体积比可以是约50∶50至约95∶5，比如约70∶30至约90∶10，比如约70∶30、约80∶20、约90∶10或其他比率。
反相乳化钻井液通常用于其中水基钻井液不合适的井。例如，反相乳化钻井液可以提供比水基钻井液更好的润滑性能。与水基钻井液相比，反相乳化钻井液可以更高的温度和更高的压力下保持稳定性。反相乳化钻井液可以用于包括在暴露于水基钻井液时起反应的特征(比如特定类型的粘土)的井。与水基钻井液相比，例如，当反相乳化钻井液的水相是盐水时，反相乳化钻井液可以提供更好的页岩抑制性能。
在一些反相乳化钻井液中，使用粘土(比如有机粘土或有机膨润土)作为增粘剂，提高了钻井液的粘度并且使油包水型悬浮液稳定。在一些反相乳化钻井液中，使用低比重固体(LGS)作为增粘剂以提高钻井液的粘度并且使乳液稳定。LGS材料是密度比用于增加钻井液重量的增重剂(比如重晶石)低的材料，比如密度小于4.20克/立方厘米(g/cm3)(重晶石的密度)的材料。在一些实例中，LGS材料的密度小于约2.70g/cm3，比如密度为约2.60g/cm3。LGS材料可以是小颗粒，比如微米尺寸的颗粒，比如平均尺寸为约5微米(μm)至约50gm，比如5μm、10μm、20μm、30μm、40μm、50μm或其他尺寸的颗粒。LGS的一个实例是小尺寸碳酸钙颗粒。与含有粘土的反相乳化钻井液相比，具有LGS作为增粘剂的不含粘土的反相乳化钻井液一般更热稳定，更耐高压，并且更耐污染，并且表现出更低的井下损耗。在一些含LGS的反相乳化钻井液中，必须将额外的LGS材料加入到这些流体的新批次中以保持或巩固流体的流变性和悬浮性质。
在不含粘土和LGS这两者的反相乳化钻井液，比如钻井液102中，乳化的水相作为主乳化剂。然而，乳化的水相一般不能为不含粘土且不含LGS的钻井液102提供足够的粘度。结果，钻井液102的乳液随着钻井液102老化而破乳，导致钻井液102相分离成水相和油相。相分离进而使钻井液102的悬浮特性降低。于是重晶石104增重材料变得不稳定而不能保持悬浮在钻井液102中，并且开始从悬浮液中坠落出，以块106朝井100的底部积聚。该重晶石104从悬浮液中沉淀称为重晶石下沉。重晶石下沉可以在井100的工作期间引起多种问题，比如产生泥浆重量梯度、发生卡钻、循环漏失、井眼不稳定性和井控困难。重晶石下沉还可以导致对钻探地层的损坏，比如破裂，其可以导致泥浆损失。
为了减少不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液中的重晶石下沉，可以将其他组分加入到钻井液中以提高粘度并且改善钻井液的悬浮特性。参照图1B，用含有增重剂(比如重晶石154)的不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液152填充井150，比如油井或天然气井。钻井液152可以具有如上所述的钻井液102的组成，并且还可以包含主增粘剂156和疏水性纳米材料158。当一起存在于钻井液152中时，主增粘剂156和疏水性纳米材料158具有同时提高钻井液152的粘度并且使钻井液152的油包水型乳液稳定的协同效果。结果，减少或消除了钻井液152中的重晶石下沉。
主增粘剂156是提高粘度并且改善钻井液152的悬浮特性的材料。主增粘剂156可以是具有非极性部分和较小的极性部分的主要非极性的分子。在一些实例中，主增粘剂156可以是脂肪酸、脂肪胺、脂肪酯，或包含沿碳链(比如在碳链的端部)具有极性基团的非极性碳链或环的其他分子。碳链可以是直链或环状的。碳链意指具有碳原子的骨架的直链、支链或环状链(比如烷烃链、烯烃链或炔烃链)。在一些实例中，主增粘剂156可以是液体阴离子非环状共聚物、疏水性聚阴离子纤维素或苯乙烯丁二烯共聚物胶乳。在一个具体实例中，主增粘剂156是C 36二聚体脂肪酸，比如RhemodTML(
Figure BDA0002379617890000061
产品，Halliburton，HoustonTX)。主增粘剂的其他实例包括BDFTM-570和BDFTM-489(
Figure BDA0002379617890000062
产品，Halliburton)。
反相乳化钻井液可以包含约1磅至约10ppb/桶(ppb)的主增粘剂，比如约1ppb、约2ppb、约3ppb、约4ppb、约5ppb、约6ppb、约7ppb、约8ppb、约9ppb、约10ppb或其他量的主增粘剂。反相乳化钻井液中的主增粘剂的重量浓度可以与反相乳化钻井液中的乳化剂、反相乳化钻井液中的碱度剂、反相乳化钻井液中的滤失控制剂或其他组分的重量浓度大致类似或相同的数量级，比如具有与其相同的数量级。
不受理论束缚，据认为主增粘剂156可以通过非极性碳链与乳液的油相的相互作用和极性端基与乳液的水相的相互作用而有利于提高粘度和改善乳液稳定性。
疏水性纳米材料158进一步提高粘度并且改善钻井液152的悬浮性质。疏水性纳米材料158可以是例如纳米颗粒、纳米棒、纳米管或其他形状的纳米材料。疏水性纳米材料158的平均粒度可以是例如小于1gm，小于500nm、小于400nm、小于300nm、小于200nm、小于100nm、小于50nm、小于20nm或其他尺寸。疏水性纳米材料158的平均粒度可以至少小于重晶石154增重材料的平均粒度的二分之一，至少小于重晶石154的平均粒度的三分之一、至少小于其十分之一、至少小于其50分之一、至少小于其100分之一、至少小于其500分之一、至少小于其1000分之一或小于其他量。
疏水性纳米材料158具有疏水性且相对于钻井液的主增粘剂和其他组分化学惰性的表面。在一些情况下，疏水性纳米材料158的表面和内部具有大致一致的组成。在一些情况下，将疏水性纳米材料158的表面处理为具有与疏水性纳米材料158的内部不同的组成。例如，疏水性纳米材料158可以由处理为形成疏水性表面的亲水性材料形成。在一个实例中，疏水性纳米材料158可以是例如用具有非极性链的硅烷或硅氧烷分子(比如十六烷基硅烷、二甲基二氯硅烷或其他分子)处理以使得该硅烷或硅氧烷分子连接至纳米颗粒的外表面的二氧化硅的纳米颗粒。在一个具体实例中，疏水性纳米材料158是粒度为约10-20nm(纳米)的
Figure BDA0002379617890000071
R816或R104疏水性纳米二氧化硅纳米颗粒(Evonik Corporation，Parsippany，NH)。
反相乳化钻井液可以包含约2ppb至约20ppb的疏水性纳米材料，比如约2ppb、约4ppb、约6ppb、约8ppb、约10ppb、约12ppb、约14ppb、约16ppb、约18ppb、约20ppb或其他量的疏水性纳米材料。疏水性纳米材料的重量浓度可以是主增粘剂的重量浓度的约两倍至约四倍，比如约两倍、约三倍或约四倍。反相乳化钻井液中的疏水性纳米二氧化硅的重量浓度可以大致类似于反相乳化钻井液中的乳化剂、反相乳化钻井液中的碱度剂、反相乳化钻井液中的滤失控制剂或其他组分的重量浓度，比如具有与上述这些相同的数量级。
不受理论束缚，据认为疏水性纳米材料158可以通过疏水性纳米材料158的小粒度和大表面积促使钻井液152的油包水型乳液的形成和保持。此外，还据认为赋予纳米材料疏水性的硅烷或硅氧烷链的有机或疏水性部分可以有助于使反相乳化钻井液稳定。例如，参照图2，在反相乳化流体的图中，据认为疏水性纳米材料可以形成掺入重晶石增重材料的网络，由此使反相乳化流体稳定而抵制重晶石的沉降。网络可以在反相乳化流体的全部或一部分上具有连续的形态。
不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液152还可以包含其他组分。例如，钻井液152可以包含乳化剂，比如油溶性磺酸盐乳化剂，以提高钻井液152的油包水型乳液的稳定性。钻井液152可以包含碱度剂，比如石灰，以控制钻井液152的pH。钻井液152可以包含高压、高温(HPHT)滤失控制剂以帮助减少HPHT流体损失。钻井液152可以包含水溶性化合物，包括盐，比如氯化钙或氯化钠、金属亚硝酸盐、金属硝酸盐、金属水合物或为水相提供盐度的其他材料。例如，可以使用约10,000ppm(百万分之几)和350,000ppm的氯化钙的浓度。
流体的悬浮特性可以按照下沉因子表征，下沉因子是流体中较重的组分朝流体的底部下沉的程度的指示。在钻井液152的情况下，下沉因子是重晶石下沉已经发生的程度的指示。下沉因子基于在流体样品的顶部和底部处的比重(SG)计算：
下沉因子＝SG底部/(SG底部+SG顶部)
大于约0.53的下沉因子指示具有经历重晶石下沉的潜力的流体；一般认为小于或等于约0.53的下沉因子具有良好的悬浮特性。
主增粘剂和疏水性纳米材料在不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液中的存在改善了钻井液的悬浮性质，减少或消除了重晶石下沉的发生。例如，包含主增粘剂和疏水性纳米材料这两者的不含粘土、不含LGS的钻井液的下沉因子可以小于0.53，比如为约0.50至约0.53，比如约0.50、0.51或0.52。
主增粘剂和疏水性纳米材料的存在改善了不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液的流变性，比如屈服点。与未同时具有主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅的不含粘土、不含LGS的钻井液(例如，既没有主增粘剂也没有疏水性纳米二氧化硅的钻井液，或仅具有主增粘剂或疏水性纳米二氧化硅中的一种的钻井液)相比，主增粘剂和疏水性纳米材料这两者的存在可以将不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液的屈服点增大至少约三倍，比如约三倍、约四倍、约五倍、约六倍、约七倍、约八倍、约九倍、约十倍或其他量。例如，包含主增粘剂和疏水性纳米材料这两者的不含粘土、不含LGS的钻井液可以具有至少约10磅/100平方英尺(lb/100ft2)的屈服点，比如约10lb/100ft2、约12lb/100ft2、约14lb/100ft2、约16lb/100ft2、约18lb/100ft2、约20lb/100ft2或其他值的屈服点。具有高屈服点的钻井液一般具有高的当量循环密度，并且可以实现井的高效清洁。尽管通过主增粘剂和疏水性纳米材料的存在可以显著增大不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液的屈服点，但是主增粘剂和疏水性纳米材料对反相乳化钻井液的塑性粘度的影响可以相对较小。例如，包含主增粘剂和疏水性纳米材料这两者的不含粘土、不含LGS的钻井液的塑性粘度可以在没有主增粘剂或疏水性纳米材料的等同钻井液的塑性粘度的约70％以内，比如在约70％以内，在约60％以内，在约50％以内，在约40％以内，在约30％以内，在约25％以内，在约20％以内，在约10％以内，或在其他量以内。例如，包含主增粘剂和疏水性纳米材料这两者的不含粘土、不含LGS的钻井液的塑性粘度可以是至少约25厘泊(cP)或小于约60cP，比如塑性粘度为25cP、28cP、30cP、33cP、35cP、38cP、40cP、43cP、45cP、48cP、50cP、53cP、55cP、58cP、60cP或其他塑性粘度值。保持较低的塑性粘度使得包含主增粘剂和疏水性纳米材料的钻井液能够以高渗透率使用，由此允许快速的钻探和减少的钻井时间。
包含主增粘剂和疏水性纳米材料这两者的不含粘土、不含LGS的钻井液的流变性可以相对于高压和高温条件(比如在高压或高温钻探地层中发现的那些)稳定。例如，包含主增粘剂和疏水性纳米材料这两者的不含粘土、不含LGS的钻井液的塑性粘度和屈服点在面临高温(比如至少约150°F的温度或至少约250°F的温度)时可以保持基本上恒定。在一些实例中，包含主增粘剂和疏水性纳米材料这两者的不含粘土、不含LGS的钻井液可以在温度高达约450°F的环境中使用。
图3示出了用于形成包含主增粘剂和疏水性纳米材料的不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液的一般过程。将钻井液的组分混合到钻井液的油相中(200)。混合到油相中的组分包括主增粘剂和疏水性纳米材料。还可以将其他组分，比如乳化剂、碱度剂(比如石灰)、滤失控制剂、盐度剂(比如氯化钙或氯化钠)和增重剂(比如重晶石或四氧化三锰)中的一种或多种，加入到油相中。将水加入到混合的油相中(202)，并且产生油包水型乳液(204)。例如，可以在恒定的搅拌、搅动或超声处理下将水缓慢地加入以促使水的乳化。使油包水型乳液稳定化(206)，其后可以将流体注入到用于钻探操作的井中(208)。
实施例-反相乳化流体的制剂和表征
研究不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液的流变性和悬浮特性以确定主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅对流体的流变性和悬浮特性的影响。
使用
Figure BDA0002379617890000091
Model35粘度计(Fann Instrument Company，Houston，TX)确定流体的屈服点和塑性粘度，所述粘度计是由电动机提供动力的直读流变仪。流变仪包括两个同轴的圆筒：被称为bob的内筒和被称为转子套筒的外筒。对于测试的每个流体，将流体样品放置在恒温控制的杯中，并且将杯中的流体的温度调整到120±2°F。将在杯中的温度受控的流体样品放置在流变仪的两个同轴圆筒之间的环形空间中。以恒定转速驱动转子套筒，在bob上产生扭矩。扭力弹簧限制bob的移动，并且与bob连接的刻度盘指示bob的移位。以多种转子速度测量刻度盘读数，包括3、6、100、200、300和600转/分钟(rpm)。根据在Recommended Practice 13B-2，Recommended Practice for Field Testing of Oil-based Drilling Fluids(用于油基钻井液的现场测试的推荐作法)，第四版，AmericanPetroleum Institute(API)，2005年3月1日中记载的标准程序进行实验。
流体的塑性粘度(PV)表示当根据宾汉(Bingham)-塑性流变模型将流变学测试结果外推到无限剪切速率时的流体的粘度。可以根据以下等式使用如上所述确定的300rpm和600rpm剪切速率读数来计算流体的塑性粘度：
PV＝(600rpm读数)-(300rpm读数)
流体的屈服点(YP)定义为当将流变学测试结果外推到零的剪切速率时由宾汉-塑性流变模型获得的值。可以根据以下等式确定流体的屈服点：
YP＝(300rpm渎数)-PV。
流体的屈服应力或τ0是使流体流动或屈服的应力。可以通过对Herchel-Bulkley流变模型应用最小二乘拟合或曲线拟合，由在3、6、100、200、300和600rpm的剪切速率的流变测试结果外推屈服应力。备选地，可以通过根据以下等式计算低剪切屈服点(LSYP)来估算屈服应力：
LSYP＝2*(3rpm读数)-(6rpm读数)。
在静态老化后通过测量顶部油分离并且通过计算流体的下沉因子来确定每个流体的悬浮特性。顶部油分离定量为在静态老化后从流体中分离的基油(base oil)的体积，如用注射器从静态老化池中抽出的。通过在静态老化后从流体的顶部和底部抽出10mL等分部分的流体并且在分析天平上测量各等分部分的重量来确定下沉因子。在上文中给出了用于下沉因子的等式。
按照API 13B-2推荐在175mL容量HPHT压滤池上确定流体损失特性。
制备和表征反相乳化钻井液的制剂以证明主增粘剂或疏水性纳米二氧化硅对反相乳化钻井液的悬浮特性的影响。这些制剂包含SAFRA(Safra Company Limited，SaudiArabia)作为基油。在这些制剂中使用的主增粘剂是PhemodTM L，并且疏水性纳米材料是
Figure BDA0002379617890000111
R104，其是通过用八甲基环四硅氧烷进行表面处理形成的疏水性热解法纳米二氧化硅(fumed nanosilica)。
Figure BDA0002379617890000112
R104的物理性质在表1中给出。不受理论束缚，据认为纳米二氧化硅的高表面积和小尺寸在含有主增粘剂和纳米二氧化硅这两者的反相乳化流体的改善的悬浮特性方面起作用。这些反相乳化流体的制剂还包含乳化剂LESUPERMULTM(Halliburton)。制剂包含碱度剂石灰。制剂包含滤失控制剂
Figure BDA0002379617890000113
(Halliburton)。制剂还包含氯化钙、重晶石和水。这些反相乳化流体的制剂的密度为12磅/加仑(ppg)，油与水的比率(OWR)为70∶30，并且水相盐度(WPS)为250,000ppm。各制剂的具体组成在表2中给出。
Figure BDA0002379617890000114
表1.
Figure BDA0002379617890000115
R104疏水性热解法纳米二氧化硅的性质
制备和表征四种不同的反相乳化钻井液的制剂，其组成在表2中给出。比较制剂0既不含主增粘剂也不含疏水性纳米二氧化硅。比较制剂1和2包含主增粘剂或疏水性纳米二氧化硅，但是不同时包含两者。比较制剂3包含主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅这两者。
根据以下程序制备各反相乳化钻井液制剂。将流体的组分按照表2列出的顺序依次加入，并且在加入各组分后在五轴通用混合器模型上在不锈钢混合杯中以11500rpm混合表格中所示的时间量。然后将流体在热轧炉中在250°F在HPHT不锈钢池中热轧16小时。在热轧后，移出一部分流体用于如上所述测量流变性。将剩余流体在多用混合器上混合5分钟，并且放置到HPHT不锈钢老化池中以在250°F进行静态老化24小时。表征各静态老化的流体的流变性和悬浮特性。
Figure BDA0002379617890000131
表2.既不含主增粘剂也不含疏水性纳米二氧化硅(比较制剂0)、含有主增粘剂或疏水性纳米二氧化硅(比较制剂1和2)以及含有主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅这两者(制剂3)的不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液的制剂、流变性和悬浮特性。
这些结果显示，具有主增粘剂或疏水性纳米二氧化硅、但是不同时具有两者的反相乳化流体具有大于0.53的下沉因子，由此单独的主增粘剂或疏水性纳米二氧化硅都不能防止在反相乳化流体中的重晶石下沉。单独的主增粘剂或单独的疏水性纳米二氧化硅都不导致反相乳化流体的悬浮特性的改善，并且任意单独的组分都不能防止在反相乳化流体中的重晶石下沉的发生。
既不含主增粘剂也不含疏水性纳米二氧化硅的比较制剂0表现出差的流变学特性。静态老化的流体非常稀，阻止获得准确的流变学测量。另外，在静态老化期间重晶石的床在HPHT池的底部处积聚，由此不能测量下沉因子。
主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅两者一起存在产生小于0.53的下沉因子，表明主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅一起具有可以改善反相乳化流体的悬浮特性并且可以减少或消除在这些反相乳化钻井液中的重晶石下沉的发生的协同效果。通过主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅两者的存在显著减少了顶部油分离，表明通过主增粘剂与疏水性纳米二氧化硅一起存在使这些流体的乳液稳定。静态老化时间和温度以及反相乳化钻井液中的主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅的量对流体的悬浮特性几乎没有影响。
通过主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅两者的存在还改善了反相乳化流体的流变性，但是再次地，单独的主增粘剂或单独的疏水性纳米二氧化硅对流变性都没有明显的影响。含有主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅这两者的制剂3的屈服点相对于比较制剂1和2的屈服点增大了至少约3倍。
表2所示的结果表明，主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅两者一起存在可以有效地减少或最小化在不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液中的重晶石下沉的发生，并且此外可以增大钻井液的屈服点。
表征另外的反相乳化流体的制剂以确定具有主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅这两者的反相乳化流体相对于在不同温度的静态老化和热轧的稳定性。在这些反相乳化钻井液的制剂中使用的基油是ESCAIDTM 110(ExxonMobil，Irving，TX)，其是包含长度11(C11)至14(C14)的碳链的烃基油，包括正构烷烃、异构烷烃、环状化合物和少于约2％的芳族化合物。在这些制剂中使用的主增粘剂是RhemodTM L。疏水性纳米材料是
Figure BDA0002379617890000151
R816，其是通过用十六烷基硅烷对
Figure BDA0002379617890000152
200亲水性热解法纳米二氧化硅进行表面处理形成的疏水性热解法纳米二氧化硅。
Figure BDA0002379617890000153
R816的物理性质在表3中给出。这些反相乳化流体的制剂还包含乳化剂EZ
Figure BDA0002379617890000154
NT(Halliburton)。制剂还包含石灰、
Figure BDA0002379617890000155
氯化钙、水和重晶石。反相乳化钻井液的这些制剂的密度为12ppg，油与水的比率(OWR)为70∶30，并且水相盐度为250,000ppm。各制剂的具体组成在表4中给出。
Figure BDA0002379617890000156
表3.
Figure BDA0002379617890000157
R816疏水性热解法纳米二氧化硅的性质
除了静态老化和热轧温度以外，如上所述对制剂4和5(其组成在表4中给出)进行处理。将制剂4的一个样品在250°F静态老化24小时，然后在250°F热轧16小时。将制剂4的第二样品在150°F静态老化120小时，然后在250°F热轧16小时，以测量长的低温静态老化对反相乳化流体的悬浮特性的影响。将包含比制剂4高的浓度的主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅的制剂5在300°F静态老化24小时，然后在300°F热轧16小时，以测量暴露于高温对反相乳化流体的悬浮特性的影响。表征各静态老化的流体的流变性和悬浮特性。
Figure BDA0002379617890000161
表4.含有主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅这两者的不含粘土、不含LGS的反相乳化钻井液的制剂、流变性和悬浮特性。
这些结果显示，含有主增粘剂和疏水性纳米二氧化硅这两者的反相乳化流体的流变性和悬浮特性相对地不依赖于温度。
其他实施方式也在所附权利要求的范围内。

Claims (20)

1.一种方法，所述方法包括：
将增粘剂和疏水性纳米材料在油相中合并，所述增粘剂包含碳链和沿所述碳链设置的极性基团，所述疏水性纳米材料的平均粒度小于约1gm，所述疏水性纳米材料包括在其表面上设置有非极性链的硅烷或硅氧烷分子；和
形成包含水在所述油相中的乳液的组合物，所述油相具有所述增粘剂和所述疏水性纳米材料。
2.权利要求1所述的方法，其中形成所述组合物包括在所述组合物中形成所述疏水性纳米材料的网络。
3.权利要求1所述的方法，其中所述组合物的下沉因子小于0.53。
4.权利要求1所述的方法，其中所述组合物基本上不含粘土。
5.权利要求1所述的方法，其中所述组合物基本上不含平均粒度大于5gm的低比重固体。
6.权利要求1所述的方法，其中所述增粘剂包括脂肪酸、脂肪胺和脂肪酯中的一种或多种。
7.权利要求1所述的方法，其中所述疏水性纳米材料包括疏水性纳米二氧化硅。
8.权利要求7所述的方法，其中所述疏水性纳米二氧化硅包括具有疏水性外表面的二氧化硅的纳米颗粒。
9.权利要求1所述的方法，其中所述硅烷或硅氧烷分子包括十六烷基硅烷。
10.权利要求1所述的方法，其中所述疏水性纳米材料的平均粒度小于100nm。
11.权利要求1所述的方法，其中所述组合物的屈服点大于10lb/100ft2。
12.权利要求1所述的方法，其中所述组合物的塑性粘度小于或等于60CP。
13.权利要求1所述的方法，其中所述组合物包含至少1ppb的所述增粘剂。
14.权利要求1所述的方法，其中所述组合物包含至少6ppb的所述疏水性纳米材料。
15.权利要求1所述的方法，所述方法包括将乳化剂、碱度剂、滤失控制剂和水溶性盐度剂中的一种或多种引入到所述油相中。
16.权利要求1所述的方法，所述方法包括将增重剂引入到所述油相中。
17.权利要求16所述的方法，其中所述增重剂包括重晶石、赤铁矿和四氧化三锰中的一种或多种。
18.权利要求1所述的方法，其中所述疏水性纳米材料在所述组合物中的重量浓度是所述增粘剂在所述组合物中的重量浓度的约两倍至二十倍。
19.权利要求18所述的方法，其中所述疏水性纳米材料在所述组合物中的重量浓度是所述增粘剂在所述组合物中的重量浓度的约两倍至十倍。
20.权利要求19所述的方法，其中所述疏水性纳米材料在所述组合物中的重量浓度是所述增粘剂在所述组合物中的重量浓度的约两倍至约四倍。
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