CN111492034A - 用于高压和高温钻井操作的油基钻井液 - Google Patents
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Abstract
油基钻井液组合物，其包含包含基础油的油相、包含水的水相、至少一种乳化剂和一种或多种添加剂。所述至少一种乳化剂包含具有式R‑CO‑NH‑R'‑NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基。所述一种或多种添加剂选自润湿剂、流变改性剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂。还提供了制备所述油基钻井液组合物的方法和利用所述油基钻井液组合物钻探地下井的方法。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求2017年8月15日提交的美国临时申请第62/545,523号的权益，其通过引用并入本文中。
技术领域
本公开的实施例总体上涉及用于高压和高温钻井操作中的油基钻井液。更具体地说，本公开的实施例涉及包含乳化剂的油基钻井液。
背景技术
例如，为了烃提取而钻探新井筒的钻井操作包括在钻井操作期间使钻井液(或者称为钻井泥浆)连续循环通过井筒的常规做法。钻井液被泵入钻杆中，到钻孔的底部，在钻孔的底部钻井液然后向上流过井筒壁和钻杆之间的环形空间，并且最后从井筒流动，在那里将其回收以进行二次处理。具体地说，钻井液进行机械或化学处理以从钻井液中且在再循环回通过井筒之前去除捕获的固体和钻屑。
考虑到钻井液的循环性质及其在钻井操作期间捕获固体和钻屑的功能，钻井液必须以相对低的粘度自由流动，以便于泵送同时具有足够的物质来保留和运输钻屑和其他固体以及使增重材料悬浮，以便在静态和循环条件期间在井筒中维持密度均匀的钻井液柱。如果停止钻井液的循环以防止固体在井筒底部积聚，则钻井液还必须具有足以使固体和钻屑悬浮的凝胶强度。积聚在井筒底部的固体可能潜在地导致卡钻以及钻井液流动路径的物理堵塞。
深井中的钻井由于涉及高压和高温(HPHT)的地质条件而变得复杂。随着井筒深度的增加，井筒基部的压力和温度也会升高。HPHT条件的行业定义通常包括大于300℉(149℃)的井筒温度和大于10,000磅/平方英寸(psi)(约68.9兆帕(Mpa))的井筒压力。升高的温度对钻井液具有不利影响，使组分无法承受升高的温度而分解。在升高的温度下，一些钻井液可能开始凝固或经历可能阻碍循环的粘度增加。
发明内容
除了其他组成组分，已知的钻井液通常含有不适合HPHT钻井的乳化剂，因为它们在HPHT条件下分解。因此，对钻井液和所包括的用于钻井液的乳化剂存在持续的需要，所述乳化剂在HPHT条件下是热稳定的，同时提供合适的流变特性。
本公开的实施例涉及用于油基钻井液的乳化剂、包含所述乳化剂的相关钻井液组合物，以及制备所述油基钻井液的方法。
根据一个或多个实施例，油基钻井液包括：包括基础油的油相；包括水的水相；至少一种乳化剂；和一种或多种添加剂，所述添加剂选自润湿剂、流变改性剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂。至少一种乳化剂包含具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基。
根据另一方面，一种用于制备油基钻井液的方法包括混合基础油、至少一种乳化剂和任选地至少一种润湿剂以形成第一混合物。乳化剂包括具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基。另外，方法包括任选地，将至少一种流变改性剂和碱度调节剂混合到第一混合物中以形成第二混合物，任选地，将至少一种流体损失控制添加剂混合到第二混合物中以形成第三混合物，将盐水溶液混合到第一混合物或第三混合物中以形成第四混合物，以及将增重添加剂混合到第四混合物中以形成油基钻井液组合物。
根据另一方面，一种用于在地下井中钻探的方法包括提供根据任一个其他方面的油基钻井液组合物，以及在油基钻井液组合物的存在下，在井筒中操作钻机。
所描述的实施例的另外特征和优点将在下文的具体实施方式中阐述，并且根据此描述将部分地对本领域技术人员而言变得显而易见，或通过实践所描述的实施例(包括下文的具体实施方式和权利要求书)而被认识。
附图说明
当结合以下附图阅读时，可以理解例示性实施例的以下详细描述。
图1提供了在0℃和50℃下，各种测试的钻井液的粘度作为剪切速率的函数的图。
图2提供了在50℃下，各种测试的钻井液的储能模量(G')和损耗模量(G")作为应变百分比的函数的图。
图3提供了在50℃下，各种测试的钻井液的相角作为应变百分比的函数的图。
具体实施方式
本公开的实施例涉及用于油基钻井液的乳化剂，并且另外涉及掺入所公开的乳化剂的油基钻井液组合物。油基钻井液是油相、水相和至少一种乳化剂的组合。乳化剂可以包含具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基。为了方便起见，在整个本公开中，包含具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺的乳化剂，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基，也可替代地称作式1乳化剂。
为了钻探地下井，将包括钻头和对钻头进行增重的钻铤的钻柱插入预钻的孔中并旋转以使钻头切入孔的末端的岩石中。钻井操作产生岩屑。为了从井筒的末端移除岩屑，将钻井液，如油基钻井液组合物，通过钻柱沿孔向下泵送到钻头。钻井液使钻头冷却，提供润滑，并且提升称为钻屑的岩屑脱离钻头。在钻井液再循环回到地面时，钻井液将钻屑沿孔向上运送。在地面处，通过二次操作从钻井液中移除钻屑，并且钻井液通过钻柱沿孔向下再循环到井筒的末端，用于收集另外的钻屑。本领域技术人员将理解，可使用本领域技术人员熟悉的多个术语来描述相同的事物。举例来说，地下井也可以替代地被称为井筒或钻孔，并且一个术语的使用也意指涵盖每个相关术语。
钻井液包括钻井泥浆、封隔液、悬浮液和完井液。大体上，钻井液具有许多专门用于一种或多种特定功能的不同类型的功能。在一个或多个实施例中，油基钻井液组合物使钻屑和增重材料悬浮，并且利用油基钻井液组合物将钻屑输送到井筒表面。另外，油基钻井液组合物可以吸收井筒中的气体，如二氧化碳(CO2)、硫化氢(H2S)和甲烷(CH4)，并将它们输送到井筒表面用于释放、隔离或烧掉。钻井液组合物另外为钻柱提供浮力，随着井筒长度的增加减轻钻柱上的拉力。在一个或多个实施例中，油基钻井液组合物还提供冷却和润滑功能，用于冷却和润滑在钻孔操作中使用的钻头和钻柱。在其他实施例中，油基钻井液组合物还控制地下压力。具体地说，油基钻井液在井筒中提供流体静压力以为井筒的侧壁提供支撑并且防止侧壁在钻柱上坍塌和塌陷。另外，油基钻井液组合物在孔中提供流体静压力，以防止在钻井操作期间井下地层中的流体流入井筒中。
在某些极端井下条件下，如温度过高或困难地层，钻井液的一些特性可能改变。例如，钻井液与具有膨胀粘土、可分散粘土或两者的地层的相互作用，或使钻井液经受极端的井下温度可能导致钻井液增稠或变稀，从而导致粘度过度增加或降低，或者这些的任何组合。例如，在高压和高温(HPHT)操作中使用的钻井液可能经历大于300℉(约149℃)的井筒温度和大于10,000psi(约68.9MPa)的井筒压力，这是HPHT条件的行业定义。在HPHT条件下，钻井液可能会分解或经历流变学方面的不希望的变化。另外，气体流入井筒可能使钻井液变稀或化学不稳定。蒸发物形成也可能使钻井液不稳定。
配制油基钻井液组合物的实施例以提供改善的流变性。具体地说，油基钻井液组合物被配制成相较于市售HPHT油基钻井液，在低剪切速率下具有较大的粘度，并且相较于市售HPHT油基钻井液，在高剪切速率下具有较小的粘度。如本公开中所使用的，低剪切速率被定义为小于10倒数秒(秒-1)，而高剪切速率被定义为大于100秒-1。在低剪切速率下较大的粘度使油基钻井液组合物能够在停止钻井操作时有效地保持钻屑，并使增重材料保持悬浮状态。相反，在高剪切速率下较小的粘度要求在钻井操作期间使油基钻井液组合物循环的动力较小。
油基钻井液包括至少一种乳化剂。乳化剂有助于在油基钻井液组合物的油相内形成油基钻井液组合物的水相的乳液。在油基钻井液组合物中包括乳化剂有助于防止油相和水相分离，并确保夹带的固体保持分散在油相中。乳化剂还影响设计用于增稠钻井液的添加剂的性能，如亲有机粘土。
在一个或多个实施例中，乳化剂包含具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺(式1乳化剂)，并且具有如红外反射的化学结构。
在一个或多个实施例中，按钻井液组合物的总重量计，钻井液组合物中的式1乳化剂的量可以为0.05重量百分比(重量％)至5重量％、0.1重量％至2重量％、0.1重量％至1.5重量％、0.1重量％至1重量％、0.5重量％至2.5重量％、0.5重量％至2重量％、0.5重量％至1.5重量％、0.5重量％至1重量％、0.75重量％至2.5重量％、0.75重量％至2重量％、0.75重量％至1.5重量％、0.75重量％至1重量％、0.8重量％至1.1重量％、0.8重量％至1重量％或0.9重量％至1.1重量％。油基钻井液可以包括附加的乳化剂。附加的实例乳化剂包括用于合成基钻井液系统的反相乳化剂和油润湿剂，如商购自哈里伯顿能源服务公司(Halliburton Energy Services,Inc.)的LE SUPERMULTM和商购自M-I SWACO的MUL XT。LESUPERMULTM是羧酸封端的聚酰胺。
在一个或多个实施例中，按钻井液组合物的总重量计，包括式1乳化剂和附加乳化剂的钻井液组合物中的乳化剂的总量可以为0.05重量％至5重量％、0.1重量％至2.5重量％、0.1重量％至1.5重量％、0.1重量％至1重量％、0.5重量％至2.5重量％、0.5重量％至2重量％、0.5重量％至1.5重量％、0.5重量％至1重量％、0.75重量％至2.5重量％、0.75重量％至2重量％、0.75重量％至1.5重量％、0.75重量％至1重量％、0.8重量％至1.1重量％、0.8重量％至1重量％或0.9重量％至1.1重量％。
在一个或多个实施例中，具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺中的R基团包含脂肪酸烷基。在各种实施例中，R基团可以是C15H31、C17H35、C21H43或C8H17CHCHC7H14。
在一个或多个实施例中，具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺中的R'基团包含烷基。术语“烷基”意指具有1至500个碳原子的饱和的直链或支链的经取代或未取代的烃基。术语“(C1-C20)烷基”意指具有1至20个碳原子的烷基，其是未取代的或者被一个或多个Rs取代。在一个或多个实施例中，R'基团是未取代的烷基。未取代的(C1-C20)烷基的实例是未取代的(C1-C20)烷基；未取代的(C1-C10)烷基；未取代的(C1-C5)烷基；甲基；乙基；1-丙基；2-丙基；1-丁基；2-丁基；2-甲基丙基；1,1-二甲基乙基；1-戊基；1-己基；1-庚基；1-壬基；和1-癸基。在一个或多个实施例中，R'基团是经取代的烷基。经取代的(C1-C20)烷基的实例是经取代的(C1-C20)烷基、经取代的(C1-C10)烷基和三氟甲基。在各种实施例中，R'基团包含2至12个碳原子、4至8个碳原子或6个碳原子。在各种实施例中，R'基团可以是C2H4、C6H12或C10H20。
在一个或多个实施例中，乳化剂包含具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是C8H17CHCHC7H14，并且R'是C6H12。
在一个或多个实施例中，乳化剂的亲水亲脂平衡值(HLB)可以为3至5。HLB可以根据标准技术测量，例如Griffin方法，其表示HLB＝20×Mh/M，其中Mh是分子亲水部分的分子量，且M是整个分子的分子量。得到的HLB值以0至20的等级给出结果，其中值0对应于完全疏水/亲脂性分子，并且值20对应于完全亲水/疏脂分子。通常，HLB小于10的分子是脂溶性的(并且因此是不溶于水的)，并且HLB大于10的分子是水溶性的(并且因此是不溶于脂的)。
在一个或多个实施例中，油相包括基础油。油基钻井液的油相可以包括合成油或天然石油产品作为基础油。天然石油衍生的产品可以包括油，如柴油或矿物油。合成油可以包含酯或烯烃。此外，合成油或天然石油产品可以由碳烃构成，如正链烷烃、异链烷烃、环状烷烃、支链烷烃或其混合物。实例基础油包括购自道达尔(Total S.A.)(法国巴黎(Paris,France)))的DF-1和EDC 99-DW和购自埃克森美孚化工公司(ExxonMobil ChemicalCompany)(美国德克萨斯州斯普林斯(Spring,Texas,USA))的EscaidTM110。在各种实施例中，按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物可以具有10重量％至40重量％、10重量％至25重量％、10重量％至18重量％、12重量％至30重量％、12重量％至25重量％、12重量％至20重量％、12重量％至18重量％、15重量％至20重量％、15重量％至19重量％、15重量％至18重量％或15重量％至17重量％基础油。
油基钻井液的水相可以包括水和盐源。在一个或多个实施例中，水包括去离子水、自来水、蒸馏水或淡水；天然水、半咸水和饱和盐水；天然、盐丘、生成的烃地层或合成盐水；过滤或未经处理的海水；矿泉水；和含有一种或多种溶解盐、矿物质或有机物质的其它饮用水和非饮用水中的一种或多种。在一些实施例中，水相可以包含例如由水和选自氯化钙、溴化钙、氯化钠、溴化钠及其组合中的一种或多种的盐构成的盐盐水。按油基钻井液的总重量计，油基钻井液可以含有约2重量％至约10重量％水相。在各种实施例中，按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物可以具有2重量％至8重量％、2重量％至6重量％、2重量％至5重量％、3重量％至10重量％、3重量％至8重量％、3重量％至6重量％、4重量％至10重量％、4重量％至8重量％、4重量％至6重量％或4重量％至5重量％水相。在一些实施例中，油基钻井液的按体积计的油水比可以为例如50:50至95:5、75:20至95:5、85:15至95:5或90:10至95:5。油基钻井液组合物的油水比是体积比，计算为油:水＝基础油+(一种或多种)表面活性剂+(一种或多种)乳化剂+(一种或多种)润湿剂:水。水组分包括所有添加的盐水的含水部分以及其他添加剂中存在的任何水。
油基钻井液组合物还包括一种或多种添加剂。实例添加剂包括润湿剂、流变改性剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂。油基钻井液组合物还可以任选地包括碱度调节剂、电解质、二醇、甘油、分散助剂、腐蚀抑制剂、消泡剂和其它添加剂或添加剂的组合。
在实施例中，油基钻井液组合物可以包括增重添加剂以增加油基钻井液的密度。增重添加剂可以用于控制地层压力，并有助于抵抗有压力地区中可能遇到的塌陷或隆起的页岩的影响。比水更稠密并且不会不利地影响钻井液其他特性的任何物质都可以用作增重材料。在一些实施例中，增重材料可以是微粒状固体，其比重(SG)足以将钻井液组合物的密度增加一定量而不添加过量增重材料，使得钻井液组合物不能通过井筒循环。重量调节剂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)、人造氧化铁、钛铁矿(FeO·TiO2)、菱铁矿(FeCO3)、天青石(SrSO4)、白云石(CaCO3·MgCO3)和方解石(CaCO3)。
油基钻井液组合物可以包括一定量的增重材料，其足以增加钻井液组合物的密度，以允许钻井液组合物支撑井筒并防止井下地层中的流体流入井筒中。在实施例中，按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物可以包括1重量％至80重量％增重添加剂。在一些实施例中，按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物可以包括1重量％至75重量％、20重量％至80重量％、20重量％至75重量％、50重量％至80重量％、50重量％至75重量％、60重量％至80重量％、60重量％至75重量％、65重量％至80重量％、70重量％至80重量％增重添加剂。在一些实施例中，按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物可以包括64重量％至85.3重量％增重添加剂。
在实施例中，油基钻井液组合物可以包括流变改性剂，例如增粘剂，以赋予油基钻井液组合物非牛顿流体流变性，以便于将岩屑提升并传送到井筒的表面。增粘剂的实例可以包括但不限于亲有机粘土、海泡石、聚酰胺、二聚或三聚脂肪酸或这些增粘剂的组合。在一些实施例中，油基钻井液组合物可以任选地包括亲有机锂蒙脱石粘土，例如商购自德克萨斯州休斯顿(Houston,TX)的MI-SWACO的VERSAGEL HT。在一些实施例中，油基钻井液组合物可以任选地包括附加的或不同的亲有机粘土，例如商购自新泽西州海斯敦(Highstown,NJ)的Elementis Specialties公司(Elementis Specialties Inc)的Bentone 42。按钻井液组合物的总重量计，实例油基钻井液组合物可以任选地包括0.1重量％至2重量％的流变改性剂。在一些实施例中，按钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物可以任选地包括0.25重量％至0.5重量％的VERSAGEL HT和Bentone 42中的每一种。在不偏离本主题的范围的情况下，油基钻井液组合物可以任选地包括其它合适的增粘剂。
油基钻井液组合物可以任选地包括至少一种碱度调节剂。在实施例中，油基钻井液组合物可以任选地包括至少一种碱性化合物以调节油基钻井液组合物的碱度。碱性化合物的实例可以包括但不限于石灰(氢氧化钙或氧化钙)、苏打灰(碳酸钠)、氢氧化钠、氢氧化钾、其它强碱或这些碱性化合物的组合。应当注意，pKa大于约13的酸的共轭碱被认为是强碱。碱性化合物可以与钻井液组合物在钻井操作期间遇到的气体(例如CO2或H2S)反应，以防止气体使油基钻井液组合物的组分水解。一些实例油基钻井液组合物可以任选地包括0.1重量％至2重量％、0.4重量％至1.8重量％或0.6重量％至1.5重量％石灰。在实施例中，油基钻井液组合物的碱度可以为0至15克/升(g/L)过量线。
在一个或多个实施例中，可以添加表面活性剂如润湿剂以增强油基钻井液组合物中的悬浮液或乳液的稳定性。合适的润湿剂可以包括脂肪酸、有机磷酸酯、改性的咪唑啉、酰胺基胺、烷基芳香族硫酸酯和磺酸酯。例如，
其商购自德克萨斯州休斯顿的M-I SWACO，是油基润湿剂和次级乳化剂，其可用于使细粒和钻屑润湿，以防止水润湿固体。此外，
可以改善井筒流体的热稳定性、流变学稳定性、过滤控制、乳液稳定性。
其商购自德克萨斯州休斯敦的M-I有限公司，是另一种润湿剂，并且在难以使赤铁矿系统润湿方面特别有效。按钻井液组合物的总重量计，实例油基钻井液组合物可以任选地包括0.1重量％至2重量％的润湿剂。在一些实施例中，按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物可以任选地包括0.25重量％至0.75重量％的
中的每一种。在不偏离本主题的范围的情况下，油基钻井液组合物可以任选地包括其它合适的润湿剂。
在一个或多个实施例中，可以将流体损失控制剂添加到油基钻井液组合物中，以减少从油基钻井液组合物到地下地层中损失的滤液量。流体损失控制剂的实例包括亲有机(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，按钻井液的总重量计，它们可以占油基钻井液组合物的约0.5重量％至约3重量％。在各种实施例中，按钻井液的总重量计，流体损失控制剂可以占油基钻井液组合物的0.5重量％至1.5重量％、0.5重量％至1.25重量％、0.75重量％至2重量％、0.75重量％至1.5重量％、0.75重量％至1.25重量％、1重量％至2重量％、1重量％至1.5重量％或1重量％至1.25重量％。实例流体损失控制剂包括VERSATROLTM、VERSALIGTM、ECOTROLTMRD、ONETROLTMHT、EMI 789和NOVATECHTMF，其全部商购自德克萨斯州休斯敦的MI SWACO，和
其商购自哈里伯顿能源服务公司。在一些实施例中，油基钻井液组合物可以任选地包括分别以约10:1重量比的ONETROLTMHT和ECOTROLTMRD两者。
可以将任选的悬浮剂添加到油基钻井液组合物中以调节油基钻井液组合物的粘度，以在低剪切速率下足以使所有钻井液组分悬浮，由此可以避免油基钻井液组合物的组分的沉降。悬浮剂的实例包括脂肪酸和纤维材料。当使用悬浮剂时，按钻井液的总重量计，它们可以占油基钻井液组合物的0.0重量％至1.0重量％或0.01至0.5重量％。
为了在低速钻井期间或在钻井操作之间维持固体和钻屑悬浮在油基钻井液组合物中，在较小的剪切速率下高于阈值的粘度是有利的。在一个或多个实施例中，在10.22秒-1的剪切速率下，在50℃下测量的油基钻井液的粘度大于400cP。在各种实施例中，在10.22秒-1的剪切速率下，在50℃和大气压下测量的油基钻井液的粘度大于360厘泊(cP)或大于362cP。相反，有利的是在较小的剪切速率下也限制油基钻井液组合物的粘度，以避免需要过多能量或力来启动或维持钻井液循环。在各种实施例中，在10.22秒-1的剪切速率下，在50℃下测量的油基钻井液的粘度小于1500cP、小于1000cP、小于800cP或小于600cP。在一个或多个实施例中，在10.22秒-1的剪切速率下，在50℃下测量的油基钻井液的粘度为400至600cP。
一旦钻井操作已经开始并且油基钻井液组合物在循环，则油基钻井液组合物的循环有助于维持固体和钻屑悬浮在油基钻井液组合物中。为了避免油基钻井液组合物循环的过多能量需要并且为了避免通过等效循环密度的作用将过量压力施加到钻孔中暴露的地层，油基钻井液组合物的粘度在较大的剪切速率下小于阈值是有利的。在一个或多个实施例中，在170秒-1的剪切速率下，在50℃和大气压下测量的油基钻井液的粘度小于128cP。在各种实施例中，在170秒-1的剪切速率下，在50℃下测量的油基钻井液的粘度小于126cP、小于124cP或小于122cP。
先前已经描述了根据各种实施例的油基钻井液组合物，现在将描述用于制备油基钻井液组合物的例示性方法。用于制备油基钻井液的方法可以包括将基础油、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，其中至少一种乳化剂包含具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基。可以添加第一混合物的成分以提供先前关于油基钻井液组合物的实施例描述的量。用于制备油基钻井液组合物的方法可以任选地包括将至少一种流变改性剂和碱度调节剂混合到第一混合物中以形成第二混合物。同样，可以添加第二混合物的成分以提供先前关于油基钻井液组合物的实施例描述的量。用于制备油基钻井液组合物的方法可以任选地包括将至少一种流体损失控制添加剂混合到第二混合物中以形成第三混合物。同样，可以添加第三混合物的成分以提供先前关于油基钻井液组合物的实施例描述的量。用于制备油基钻井液组合物的方法可以进一步包括将盐水溶液混合到第一混合物或第三混合物中以形成第四混合物。可以添加第四混合物的成分以提供先前关于油基钻井液组合物的实施例描述的量。用于制备油基钻井液组合物的方法可以进一步包括将增重添加剂混合到第四混合物中以形成油基钻井液组合物。可以添加油基钻井液组合物的成分以提供先前关于油基钻井液组合物的实施例描述的量。
先前描述的油基钻井液组合物可能非常适合用于地下地层的钻井操作中，特别是用于在大于10,000psi的井筒压力和大于300℉(149℃)的井筒温度的HPHT条件下进行的钻井操作。因此，用于在高压高温条件下在地下井中钻探的方法的实施例可以包括提供根据本说明书中描述的任何实施例的油基钻井液组合物。用于在高压高温条件下在地下井中钻探的方法包含在油基钻井液组合物的存在下，在井筒中操作钻机。
实例
以下实例说明本公开的一个或多个附加特征。应当理解，这些实例不旨在以任何方式限制本公开或所附权利要求书的范围。
实验程序：
用于制备根据本公开的具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺乳化剂(式1乳化剂)的一般程序包括将0.28克(g)的1毫摩尔(mmol)脂肪酸(油酸)、3.09毫克(mg)的0.05毫摩尔硼酸和3毫升(ml)的甲苯添加到装有迪恩-斯塔克(Dean-Stark)捕集阱的烧瓶上，该捕集阱加盖有回流冷凝器。随后，在搅拌下，将0.12g的1.1mmol氨基胺(己二胺)添加到反应混合物中。将反应混合物加热回流过夜(约14至16小时)。使混合物冷却至室温，并且然后在搅拌下倒入己烷中，导致固体立即沉淀，将所述沉淀滤出并用己烷洗涤，得到根据本公开的实施例的所需的具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺乳化剂。
为了比较含有式1乳化剂的钻井液的物理和流变特性与含有工业标准乳化剂的钻井液的物理和流变特性，制备了两种钻井液。两种钻井液均基于M-I SWACO RHADIANTTM系统，所述系统包括专为油基流体配制物量身定制的专有乳化剂、润湿剂和流体损失控制剂的共混物。具体地说，使用
作为乳化剂制备比较钻井液，比较例1。通过用式1乳化剂代替
来制备第二钻井液，实例2。应当注意，因为
是溶解在基础油中的75％乳化剂，并且式1乳化剂是纯乳化剂，所以式1乳化剂比替代品中的
的量减少了25％。
比较例1和实例2钻井液是使用以下成分配制的：Saraline 185V，一种合成油钻井基础液，购自壳牌公司(Shell)；
一种酰胺基胺表面活性剂，购自M-I SWACO有限公司(美国德克萨斯州休斯顿)；
一种润湿剂，购自M-I SWACO有限公司(美国德克萨斯州休斯顿)；MUL XT，一种用于非水流体系统中的乳化剂，购自M-I SWACO有限公司(美国德克萨斯州休斯顿)；VERSAGEL HT，一种有助于过滤控制的锂蒙脱石粘土增粘剂，购自M-I SWACO有限公司(美国德克萨斯州休斯顿)；ONE-TROLTMHT，一种胺处理过的单宁过滤控制添加剂，其设计用于石油和合成基础钻井液系统中，购自M-I SWACO有限公司(美国德克萨斯州休斯顿)；ECOTROL RD，一种过滤控制添加剂，其设计用于石油和合成基础钻井液系统，购自M-I SWACO有限公司(美国德克萨斯州休斯顿)；和重晶石(BaSO4)增重剂，购自M-I SWACO有限公司(美国德克萨斯州休斯顿)。
使用磁力搅拌棒分别制备了30.88g和25.70g的比较例1和实例2钻井液。比较例1和实例2钻井液的配方提供在表1中。为了制备钻井液，在阶段1期间首先将基础油、乳化剂和湿润剂混合在一起10分钟(min)。具体地说，将
作为乳化剂添加到比较例1中，并且将式1乳化剂作为乳化剂添加到实例2中。然后在阶段2期间添加粘度改性剂和流变改性剂并再混合20分钟。接下来，在阶段3中，添加流体损失控制添加剂并混合20分钟，然后在阶段4中添加盐水和淡水，并且在阶段5中添加重晶石，其分别混合30分钟和40分钟。使用的基础油和重晶石的量(作为重量百分比)对于比较例1和实例2略有不同，以为比较例1和实例2提供2.20的比重和90.0的油/水比。
表1：HPHT油基钻井液的配方和混合程序
混合17小时后，将比较例1和实例2钻井液静置，并且然后在流变测量之前检查流挂和流体分离。目视检查流体分离和流挂。具体地说，进行了固体和液体的目视分离的检查。还可以通过将微型刮刀插入泥浆中来检查流挂，以检查泥浆从上到下的质地是否相似(主观上是硬还是软)，以及是否存在固体的分离和沉降，使得固体不再均匀分布在整个钻井液中。如果存在流挂(如固体的分离和沉降所证明)，那么泥浆将在顶部看起来较软，而在容器底部变得较硬，钻井液静置在所述容器中。
使用应力和应变控制的流变仪(来自特拉华州纽卡斯尔的TA仪器(TAInstrument,New Castle,DE)的Discover Hybrid Rheometer)测试了钻井液的粘度。流变仪中使用的几何形状是25mm粗糙的不锈钢平行板。选择这种具有粗糙表面的几何形状以最小化由于样品中存在重晶石而导致的钻井液和板之间的滑动。不锈钢板之间的间隙设定为300μm。在大气压下在0℃和50℃下从0.004至2000秒-1进行作为剪切速率的函数的粘度测量。°°当不施加力时，比较例1和实例2钻井液胶凝并且强度足以保持钻探固体和增重材料如重晶石。剪切速率实验提供了有用的流体粘度信息，以及流体是否具有零剪切力或剪切稀化。剪切速率实验还表明钻井液变形时的剪切速率。
表2和表3中提供了来自粘度测试、应变％、流挂和流体分离测试的结果。
表2：HPHT油基钻井液：在50℃下的粘度
参考图1和表2，比较例1和实例2均表现出剪切稀化行为，而与它们的配方和测试温度无关。然而，在50℃下，实例2在10.22秒-1的低剪切速率下的粘度大于在相同的温度和剪切速率下的比较例1，因此允许实例2钻井液在静止时比比较例1钻井液更好地保持固体。相反，在50℃下，实例2在170秒-1的高剪切速率下的粘度小于在相同的温度和剪切速率下的比较例1。实例2的较小粘度转化为在钻井操作期间使钻井液循环需要的能量比比较例1所需的能量更少。实例2钻井液的粘度在约1.25秒-1时变得小于比较例1钻井液的粘度，并且实例2和比较例1在0.4至1.0秒-1的剪切速率之间具有相似的粘度。在50℃下实例2和比较例1的相对粘度表明，当与比较例1相比时，由于在低剪切速率下粘度较大，因此实例2在静止时更好地保持固体，同时由于在高剪切速率下粘度较小，在钻井液循环期间表现出需要更少的动力。
实例2钻井液显示出凝胶特性，使得一旦消除应力后它们就会胶凝。这与钻井液有关，该钻井液一旦停止钻井就将胶凝，从而钻井液将有效地支撑钻屑。
表3：油基钻井液：应变％和分离
实例2和比较例1均未显示流挂，并且在制备后静置17小时后仅显示出痕量分离。实例2和比较例1均在50℃下在大致相同的应变下变形，如表和图2-3所示，因此两者需要相似的动力来启动循环。另外，如图2所示，相较于比较例1，实例2在较低的应变下变得更像流体(G">G')，从而在循环期间需要较少的动力。在图3中，实例2和比较例1的相角也证实了在50℃下，实例1在较低的应变下比比较例1变得更具流动性。
在图2和3中，在1弧度每秒(弧度-秒-1)的恒定频率以及0℃和50℃的温度下，从0.01到10,000的应变％，监测储能模量(G′)、损耗模量(G″)和相角测量值(作为应变％的函数)，以确定线性粘弹性区域。测试涉及对泥浆施加小增量的振荡应力(顺时针旋转然后逆时针旋转)，并监测其产生的应变响应(作为变形)。这些测量结果还可以用于确定分散结构的强度(沉降稳定性)和回弹力。G'、G"和相角与流体的粘弹特性有关。G'描述了钻井液的弹性，而G"描述了钻井液的粘性。因此，当G'大于G"时，钻井液表现得像固体材料，并且当小于G"时，则表现为液体。胶凝流体最初在低应变下显示出线性粘弹性区域，但随着应变％比增加，G'和G“减小，G'最终变得小于G”，并导致相角增加。相角是G"/G'，其中牛顿流体如水的相角为90°。应当注意，凝胶越强，破坏凝胶所需的应变越大，因此需要更多的能量来开始循环。
测试实例2和比较例1的热稳定性。使用热重分析(TGA)测试热稳定性。TGA表明实例2保持热稳定性直至274℃，而比较例1表明热稳定性直至仅100℃。
应当理解，描述了油基流体组合物、其制备方法以及利用油基流体组合物用于钻探地下井的方法的各个方面，并且这类方面可以与各种其他方面结合使用。
在第一方面，本公开提供了油基钻井液组合物。油基钻井液组合物包括具有基础油的油相；水相；至少一种乳化剂；和一种或多种添加剂，所述添加剂选自润湿剂、流变改性剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂。至少一种乳化剂包括具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基。
在第二方面，本公开提供了第一方面的钻井液，其中本公开提供第一方面的钻井液，其中R选自C15H31、C17H35、C21H43或C8H17CHCHC7H14。
在第三方面，本公开提供了第一方面或第二方面的钻井液，其中R'选自C2H4、C6H12或C10H20。
在第四方面，本公开提供了第一方面的钻井液，其中R是C8H17CHCHC7H14，并且R'是C6H12。
在第五方面，本公开提供了第一方面至第四方面中任一项的钻井液，其中按油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含10重量％至20重量％基础油。
在第六方面，本公开提供了第一方面至第五方面中任一项的钻井液，其中按油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含0.05重量％至5.0重量％乳化剂。
在第七方面，本公开提供了第一方面至第六方面中任一项的钻井液，其中按油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含0.1重量％至2.0重量％润湿剂。
在第八方面，本公开提供了第一方面至第七方面中任一项的钻井液，其中按油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含0.1重量％至2.0重量％流变改性剂。
在第九方面，本公开提供了第一方面至第八方面中任一项的钻井液，其中按油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含0.5重量％至2.0重量％流体损失控制添加剂。
在第十方面，本公开提供了第一方面至第九方面中任一项的钻井液，其中按油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含3.0重量％至按5.0重量％盐水溶液。
在第十一方面，本公开提供了第一方面至第十方面中任一项的钻井液，其中按油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含64重量％至85.3重量％增重添加剂。
在第十二方面，本公开提供了第一方面至第十一方面中任一项的钻井液，其中按油基钻井液的总重量计，油基钻井液包含0.1重量％至2.5重量％的乳化剂。
在第十三方面，本公开提供了第一方面至第十二方面中任一项的钻井液，其中流变改性剂包含亲有机粘土、锂蒙脱石粘土、二聚脂肪酸、三聚脂肪酸、多胺、海泡石和硅镁土中的一种或多种。
在第十四方面，本公开提供了第一方面至第十三方面中任一项的钻井液，其中增重添加剂包含重晶石、方解石、文石、碳酸铁、碳酸锌、四氧化锰、氧化锌、氧化锆、赤铁矿、钛铁矿和碳酸铅中的一种或多种。
在第十五方面，本公开提供了第一方面至第十四方面中任一项的钻井液，其中在50℃下测量的在10.22秒-1的剪切速率下的粘度大于358cP。
在第十六方面，本公开提供了第一方面至第十五方面中任一项的钻井液，其中在50℃下测量的在170秒-1的剪切速率下的粘度小于128cP。
在第十七方面，本公开提供了一种用于制备油基钻井液组合物的方法。方法包括混合基础油、至少一种乳化剂、至少一种乳化剂和任选地至少一种润湿剂以形成第一混合物，其中至少一种乳化剂包括具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基。方法进一步包括任选地，将至少一种流变改性剂和碱度调节剂混合到第一混合物中以形成第二混合物；任选地，将至少一种流体损失控制添加剂混合到第二混合物中以形成第三混合物；将盐水溶液混合到第一混合物或第三混合物中以形成第四混合物；和将增重添加剂混合到第四混合物中以形成油基钻井液组合物。
在第十八方面，本公开提供了第十七方面的方法，其中R选自C15H31、C17H35、C21H43或C8H17CHCHC7H14。
在第十九方面，本公开提供了第十七方面或第十八方面的方法，其中R'选自C2H4、C6H12或C10H20。
在第二十方面，本公开提供了第十七方面的方法，其中R是C8H17CHCHC7H14，并且R'是C6H12。
在第二十一方面，本公开提供了第十七方面至第二十方面中任一项的方法，其中按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物包含10重量％至20重量％基础油。
在第二十二方面，本公开提供了第十七方面至第二十一方面中任一项的方法，其中按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物包含0.05重量％至5.0重量％乳化剂。
在第二十三方面，本公开提供了第十七方面至第二十二方面中任一项的方法，其中按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物包含0.1重量％至2.0重量％润湿剂。
在第二十四方面，本公开提供了第十七方面至第二十三方面中任一项的方法，其中按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物包含0.1重量％至2.0重量％流变改性剂。
在第二十五方面，本公开提供了第十七方面至第二十四方面中任一项的方法，其中按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物包含0.5重量％至2.0重量％流体损失控制添加剂。
在第二十六方面，本公开提供了第十七方面至第二十五方面中任一项的方法，其中按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物包含3.0重量％至5.0重量％盐水溶液。
在第二十七方面，本公开提供了第十七方面至第二十六方面中任一项的方法，其中按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物包含64重量％至85.3重量％增重添加剂。
在第二十八方面，本公开提供了第十七方面至第二十七方面中任一项的方法，其中按油基钻井液组合物的总重量计，油基钻井液组合物包含0.1重量％至2.5重量％的乳化剂。
在第二十九方面，本公开提供了第十七方面至第二十八方面中任一项的方法，其中流变改性剂包含亲有机粘土和锂蒙脱石粘土中的一种或多种。
在第三十方面，本公开提供了第十七方面至第二十九方面中任一项的方法，其中增重添加剂包含重晶石、赤铁矿、钛铁矿、方解石、文石、碳酸铁、碳酸锌、四氧化锰、氧化锌、氧化锆和碳酸铅中的一种或多种。
在第三十一方面，本公开提供了第十七方面至第三十方面中任一项的方法，其中在50℃下测量的在10.22秒-1的剪切速率下的油基钻井液组合物的粘度大于358cP。
在第三十二方面，本公开提供了第十七方面至第三十一方面中任一项的方法，其中在50℃下测量的在170秒-1的剪切速率下的油基钻井液组合物的粘度小于128cP。
在第三十三方面，本公开提供了用于钻探地下井的方法。方法包括提供根据第一方面至第十六方面中任一项的油基钻井液组合物；和将油基钻井液组合物引入井筒中。
在第三十四方面，本公开提供了第三十三方面的方法，其中方法进一步包括在井筒中操作钻机。
在第三十五方面，本公开提供了第三十三方面或第三十四方面中任一项的方法，其中井筒具有大于300℉(148.9℃)的井筒温度。
在第三十六方面，本公开提供了第三十三方面至第三十五方面中任一项的方法，其中井筒具有大于10,000psi(68,948kPa)的井筒压力。
应当理解，分配给某特性的任何两个定量值可以构成该特性的范围，并且在本公开中考虑了由给定特性的所有所述定量值形成的范围的所有组合。应当理解，在一些实施例中，组合物或调配物中化学成分的组成范围应当理解为含有所述成分的异构体的混合物。应当理解，实例供应了各种组合物的组成范围，并且特定化学组合物的异构体的总量可以构成某个范围。
已经详细并参考特定实施例描述了本公开的主题，但应当注意，本公开中描述的各种细节不应被理解为暗示这些细节与作为本公开中所描述的各种实施例的基本组件的元件有关，甚至在伴随本说明书的每个附图中示出了特定元件的情况下也是如此。相反，本申请中所包括的权利要求应当被视为对本公开的广度以及本公开中描述的各种实施例的对应范围的唯一表示。此外，对于本领域技术人员显而易见的是，可以在不脱离所要求保护的主题的精神和范围的情况下对所描述的实施例进行各种修改和改变。因此，本说明书旨在覆盖所描述的各种实施例的修改和改变，只要这类修改和改变处于所附权利要求书和其等同物的范围内。
Claims (15)
1.一种油基钻井液组合物，其包含：
包含基础油的油相；
包含水的水相；
至少一种乳化剂，其中所述至少一种乳化剂包含具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基；和
一种或多种添加剂，所述添加剂选自润湿剂、流变改性剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂。
2.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中R选自C15H31、C17H35、C21H43或C8H17CHCHC7H14，并且R'选自C2H4、C6H12或C10H20。
3.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中按所述油基钻井液的总重量计，所述油基钻井液包含10重量％至20重量％基础油。
4.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中按所述油基钻井液的总重量计，所述油基钻井液包含0.05重量％至5.0重量％乳化剂。
5.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中按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2.0重量％润湿剂。
6.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中按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2.0重量％流变改性剂。
7.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中按所述油基钻井液的总重量计，所述油基钻井液包含0.5重量％至2.0重量％流体损失控制添加剂。
8.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中按所述油基钻井液的总重量计，所述油基钻井液包含3.0重量％至5.0重量％盐水溶液。
9.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中按所述油基钻井液的总重量计，所述油基钻井液包含64重量％至85.3重量％增重添加剂。
10.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中在50℃下测量的在10.22秒-1的剪切速率下的粘度大于358cP。
11.根据权利要求1所述的油基钻井液组合物，其中在50℃下测量的在170秒-1的剪切速率下的粘度小于128cP。
12.一种用于制备油基钻井液组合物的方法，其包含：
混合基础油、至少一种乳化剂、至少一种乳化剂和任选地至少一种润湿剂以形成第一混合物，其中所述至少一种乳化剂包含具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基；
任选地，将至少一种流变改性剂和碱度调节剂混合到所述第一混合物中以形成第二混合物；
任选地，将至少一种流体损失控制添加剂混合到所述第二混合物中以形成第三混合物；
将盐水溶液混合到所述第一混合物或所述第三混合物中以形成第四混合物；和
将增重添加剂混合到所述第四混合物中以形成所述油基钻井液组合物。
13.根据权利要求12所述的油基钻井液组合物，其中R选自C15H31、C17H35、C21H43或C8H17CHCHC7H14，并且R'选自C2H4、C6H12或C10H20。
14.根据权利要求12所述的方法，其中按所述油基钻井液组合物的总重量计，所述油基钻井液组合物包含0.05重量％至5.0重量％乳化剂。
15.一种用于钻探地下井的方法，所述方法包含：
提供油基钻井液组合物；和
将所述油基钻井液组合物引入井筒中；
其中所述油基钻井液组合物包含：
包含基础油的油相；
包含水的水相；
至少一种乳化剂，其中所述至少一种乳化剂包含具有式R-CO-NH-R'-NH2的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，并且R'是烷基；和
一种或多种添加剂，所述添加剂选自润湿剂、流变改性剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂。
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