阅读说明：本技术 包括层状双氢氧化物作为流变改性剂的油基钻井液组合物 (Oil-based drilling fluid compositions comprising layered double hydroxides as rheology modifiers ) 是由 木萨拉特·哈利玛·穆罕默德 休·克里斯托弗·格林威尔 安德鲁·怀廷 马诺哈拉·古蒂约尔·维拉巴 于 2018-08-10 设计创作，主要内容包括：本申请公开了钻井液组合物、用于制备钻井液的方法以及利用所述钻井液钻探地下井的方法。根据一个实施例,钻井液组合物可以包括油相、水相和流变改性剂。所述流变改性剂可以包括层状双氢氧化物,如Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物。(Drilling fluid compositions, methods for preparing drilling fluids, and methods of drilling subterranean wells with the drilling fluids are disclosed. According to one embodiment, a drilling fluid composition may include an oil phase, a water phase, and a rheology modifier. The rheology modifier may comprise a layered double hydroxide, such as a Mg/Al-myristate layered double hydroxide.)

包括层状双氢氧化物作为流变改性剂的油基钻井液组合物

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62/545,507号的权益，其通过引用并入本文中。

技术领域

本公开的实施例大体上涉及在自然资源井中使用的材料和方法，并且更具体地说，涉及用于高压和高温钻井操作中的油基钻井液。

缩写

在整个本公开中，以下度量单位或其它缩写术语如下：

°＝度；

℃＝摄氏度

℉＝华氏度；

％＝百分比；

Al＝铝；

cP＝厘泊；

Ex.＝实例

FIG.＝图

g＝克；

h＝小时；

G'＝储能模量；

G”＝损耗模量；

HTHP＝高温、高压；

Mg＝镁；

mL＝毫升；

MPa＝兆帕；

psi＝磅每平方英寸；

Pa·s＝帕·秒；

s^-1＝秒的倒数；和

重量％＝重量百分比。

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并到钻孔的底部，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，并且最后返回到地面并流出井筒，在那里将其回收以进行二次处理。在钻井期间，钻井固体(如地质地层的一部分)可能会被钻井液从井筒底部处或附近带到地面。其返回到地面之后，钻井液可以进行机械或化学处理以在再循环回通过井筒之前从钻井液中除去捕获的固体和钻屑。

发明内容

在一些钻井过程中，基于如周围温度以及施加于钻井液的物理应变的因素，钻井液经历相对多种多样的环境。例如，施加在钻井液上的应变可以基于钻井液是处于循环状态还是处于停滞状态(例如，当钻井停止时)而变化。此外，钻井液可能在井筒的表面处或附近经历相对低的温度(如在表面处接近空气温度)，但在地质地层中的更深处可能经历高压、高温(HPHT)环境条件。随着井筒深度的增加，井筒基部的压力和温度也升高。HPHT条件的业内定义通常包括井筒温度大于300℉(149℃)和井筒压力大于10,000psi(68.9MPa)。

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，钻井液在循环期间应以相对低的粘度自由流动，以便有利于经济地泵送，同时具有足够的物质来保留和运输钻屑和其它固体。如果停止钻井液的循环以防止固体在井筒底部积聚，则钻井液还应具有足以悬浮固体和钻屑的凝胶强度。积聚在井筒底部的固体可能潜在地导致钻机堵塞以及钻井液流动路径的物理堵塞。

然而，开发可以在HPHT环境中运行的钻井液具有挑战性。升高的温度可能会对一些钻井液具有不利影响，使组分无法承受升高的温度而分解。另外，在升高的温度下，一些钻井液可能开始固化或经历粘度增加，这可能会阻碍循环。另外，适合于HPHT环境的钻井液可能无法在非HPHT环境中正常运行，如在井筒的表面和低深度部分处所经历的温度下。在这些相对低的温度下，常规钻井液在经历相对小的应变时(如在钻井和流体循环停止时)以及在经历相对大量的应变时(如在进行钻井和钻井液在循环时，可能都具有相对高的粘度。

因此，持续需要在HPHT条件下热稳定同时在相对低的温度下提供合适的流变特性的钻井液，如当地面温度相对低(例如，在或低于0℃，如在北极)时所经历的那些。例如，期望的钻井液(如当前所述的那些)相较于一些常规钻井液，在0℃的温度下(用于改变施加的剪切应力)的粘度可能较小。因此，当前所述的钻井液在钻井已经停止时可能需要较少的能量来循环，同时具有可接受的固体保持特性。另外，在50℃下，当前所述的钻井液在钻井暂停时可能具有更大的保持固体的能力，因为它在相对小的剪切应力速率下具有较大的粘度，而在循环钻井液时也减少了能耗，因为它在相对大的剪切应力速率下具有较小的粘度。不受理论的束缚，据信，特定流变改性剂的掺入可能有助于发现当前公开的钻井液的期望的流变特性。具体地说，将层状双氢氧化物作为流变改性剂的掺入可以促进钻井液的流变特性，这有利于在特定环境下进行钻井，如在冻结表面温度下或冻结表面温度附近以及在井筒底部处存在HPHT环境的情况下。

根据一个或多个实施例，油基钻井液组合物可以包含在油相中的基础油、在水相中的水、流变改性剂和一种或多种添加剂，所述添加剂选自乳化剂、润湿剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂。流变改性剂可以包含层状双氢氧化物。

根据另一个实施例，油基钻井液组合物可以通过包含以下的方法来制备：将基础油、含水组分和流变改性剂混合以形成油基钻井液组合物。油基钻井液组合物可以包含包括基础油的油相和包括水的水相。流变改性剂可以包含层状双氢氧化物。

根据又一个实施例，可以通过包含以下的方法来钻探地下井：提供油基钻井液组合物，以及在油基钻井液组合物的存在下，在井筒中操作钻机。油基钻井液组合物可以包含在油相中的基础油、在水相中的水、流变改性剂、乳化剂和一种或多种添加剂，所述添加剂选自润湿剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂。流变改性剂可以包含层状双氢氧化物。乳化剂可以包含具有式R-CO-NH-R'-NH-R”-NH₂的氨基酰胺，其中R是脂肪酸烷基，R'是烷基，并且R”是烷基。

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是根据当前公开的一个或多个实施例，描绘了在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是根据当前公开的一个或多个实施例，描绘了在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是根据当前公开的一个或多个实施例，描绘了在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4是根据当前公开的一个或多个实施例，描绘了在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5提供了根据当前公开的一个或多个实施例的在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流变改性剂的油基钻井液组合物。油基钻井液是连续油相、水相和至少一种流变改性剂的组合。流变改性剂可以包括层状双氢氧化物，如Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物。

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底部处的岩石中。钻井操作产生岩屑。为了从井筒底部移除岩屑，将钻井液，如钻井液组合物通过钻柱向下泵送到钻头。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，并且钻井液可以沿钻柱向下再循环到井筒底部用于收集另外的钻屑。本领域技术人员将理解，可以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，地下井可以替代地被称为井或井筒，并且单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(suspension fluids)和完井液。大体上，钻井液提供许多功能，其中不同类型专门用于特定的功能。在一个或多个实施例中，油基钻井液组合物使钻屑悬浮和并且增重材料将钻屑与油基钻井液组合物一起运输到井筒表面。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)，并将它们运输到井筒表面用于释放、隔离或烧掉。油基钻井液组合物另外可以为钻柱提供浮力，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。在其它实施例中，油基钻井液组合物还控制地下压力。具体地说，油基钻井液组合物可以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，油基钻井液组合物可以在钻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以改变。例如，钻井液与具有膨胀或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，粘度过度增加或降低，或这些的任何组合。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，常规钻井液可能会分解或经历流变学方面的不希望的变化。在另外的实施例中，当前公开的钻井液即使在不期望的井下条件下也可以期望地运行，所述不期望的井下条件如气体流入，这可能使钻井液变稀或化学不稳定，或者蒸发物形成，这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，油基钻井液组合物可以配制为相较于常规HPHT油基钻井液，在低剪切速率下具有相似或更大的粘度，相较于常规HPHT油基钻井液，在高剪切速率下具有更小或相似的粘度，或两者兼有。在低剪切速率下较大的粘度使得油基钻井液组合物在停止钻井操作时能有效地保持钻屑。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少。如当前所述，低剪切速率可以描述，例如，小于或等于10秒^-1的剪切速率，并且高剪切速率可描述，例如大于或等于100秒^-1的剪切速率。

在一个或多个实施例中，钻井液包括包括基础油的油相。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。例如，基础油可以包含C8至C26直链或支链的饱和烷基烃，如商购自壳牌公司(Shell)的Saraline 185V中所发现的。附加基础油可以包括但不限于购自道达尔(Total)的DF-1和EDC 99-DW和购自埃克森美孚(Exxon Mobil)的Escaid110。附加合适的基础油可以包括矿物油、链烷烃或柴油中的一种或多种。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包括5重量％至45重量％，如5重量％至30重量％、5重量％至20重量％、5重量％至15重量％、5重量％至10重量％、10重量％至45重量％、15重量％至45重量％、20重量％至45重量％、30重量％至45重量％、5重量％至25重量％或10重量％至20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，水包括以下中的一种或多种：去离子水、自来水、蒸馏水或淡水；天然、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；和其它含有一种或多种溶解盐、矿物质或有机物质的饮用水和非饮用水。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水。按油基钻井液的总重量计，油基钻井液可以含有2重量％至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12重量％，如4重量％至10重量％、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，油基钻井液的油水体积比可以为例如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为体积比，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+层状双氢氧化物的油部分:水+盐水的水部分。作为示例而非限制，在盐水可以是按体积计X％水的情况下，盐水体积的X％被包括作为水体积。

在实施例中，油基钻井液组合物包括流变改性剂。例如，流变改性剂可以是增粘剂，以赋予油基钻井液组合物非牛顿流体流变性，以便于将岩石钻屑提升并传送到井筒的表面。在一个或多个实施例中，油基钻井液可以包括层状双氢氧化物，如Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物，作为流变改性剂。如本公开中所使用的，层状双氢氧化物是指具有通用层序列[ACBZADB]_n的离子固体材料，其中C和D层代表金属阳离子，A和B层代表氢氧根阴离子层，Z代表另一种离子层，并且n代表结构中重复单元的数量。根据一个或多个实施例，C和D层可以包括不同的金属阳离子。例如，C层可以包括镁阳离子，如二价镁阳离子，并且D层可以包括铝阳离子，如三价铝阳离子。然而，在本公开中考虑了其它金属阳离子，如可以形成阳离子的任何金属。例如但不限于，Li、Zn、Co、Ni、Ca、Fe或Ga的阳离子可以包括在层状双氢氧化物中。Z层可以包括肉豆蔻酸根，其是肉豆蔻酸的盐或酯。肉豆蔻酸具有通式(CH₃)(CH₂)₁₂COOH，并且包括在层状双氢氧化物中的肉豆蔻酸根离子可以具有通式(CH₃)(CH₂)₁₂COO-。根据一个或多个实施例，层状双氢氧化物具有下式：

[C_1-xD_x(OH)₂]^Y+(OOC(CH₂)₁₂CH₃)^Y-

其中x为0.1至0.33，且Y代表金属阳离子和肉豆蔻酸根阴离子的离子电荷。

根据一个或多个实施例，可以通过包含以下的方法来制备层状双氢氧化物：将阳离子盐和肉豆蔻酸盐混合在水中，并且随后在升高的温度如至少100℃、至少125℃下或甚至在150℃或更高(例如，100℃至200℃)下对混合物进行水热处理持续4小时至一周的时间段，如6小时至48小时。通过水热处理进行反应后，可以通过将反应产物分散在溶剂(如丙酮)中，并且任选地在室温下搅拌至少1分钟(如持续15分钟至45分钟的时间段)，来将双层氢氧化物与其它物质分离。丙酮处理后，可以通过在烘箱中加热至高温然后用热水洗涤来回收双层氢氧化物。

在一个或多个实施例中，双层氢氧化物可以包含镁和铝，并且镁与铝的摩尔比可为0.5至10，如1至5。在附加实施例中，肉豆蔻酸根与总金属阳离子的摩尔比可以为1至3，如1至2或1.5。根据一个或多个实施例，可以通过利用Mg(NO₃)₂·6H₂O、Al(NO₃)₃·9H₂O、尿素和肉豆蔻酸钠的前体材料制备层状双氢氧化物。

根据实施例，层状双氢氧化物可以是油基钻井液中包括的唯一流变改性剂，或替代地，其它流变改性剂可以包括在油基钻井液中。附加增粘剂的实例可以包括但不限于海泡石、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物的锂蒙脱石粘土，例如商购自克萨斯州休斯顿的MI-SWACO(MI-SWACO,Houston,TX)的VERSAGEL HT，或亲有机物的粘土，例如商购自新泽西州海斯敦(Highstown,NJ)的Elements Specialties Inc.的42。

按油基钻井液组合物的总重量计，示例性油基钻井液组合物可以包括0.1重量％至2重量％的流变改性剂。在一些实施例中，油基钻井液组合物可以包括0.1重量％至1重量％的层状双氢氧化物，如Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物。例如，至少0.1重量％、至少0.3重量％、至少0.5重量％、至少0.7重量％或至少0.8重量％的油基钻井液可以是流变改性剂。

油基钻井液组合物还包括一种或多种添加剂。示例性添加剂包括但不限于乳化剂、润湿剂、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。

油基钻井液可以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。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。合适的乳化剂可以包括用于合成基钻井液系统的脂肪酸、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LESUPERMUL^TM和商购自M-I SWACO的MUL XT。LE SUPERMUL^TM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，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重量、密度或两者。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它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。增重材料的比重(SG)可以为2克/立方厘米(g/cm³)至6g/cm³。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％增重材料。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90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％或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50重量％至90重量％增重添加剂。

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含至少一种碱性化合物以调节油基钻井液组合物的pH。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，pK_a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，以防止气体使水基钻井液组合物的组分水解。一些示例性水基钻井液组合物可以任选地包括0.1重量％至3重量％、0.4重量％至2重量％或0.6重量％至0.8重量％石灰。

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在油基钻井液组合物中的悬浮液或乳状液的稳定性。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。按油基钻井液组合物的总重量计，示例性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物的(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0.5重量％至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％。示例性流体损失控制剂包括VERSATROL^TM、VERSALIG^TM、ECOTROL^TM RD、ONETROL^TMHT、EMI 789和NOVATECH^TM F，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ONETROL^TM HT和ECOTROL^TM RD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，以在低剪切速率下具有足以使所有钻井液组分悬浮的屈服点，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％。

根据一个或多个实施例，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，在大气压下在50℃或0℃下测量的油基钻井液的粘度为至少358cP、至少1000cP或甚至至少1850cP。

根据一个或多个实施例，为了允许油基钻井液组合物在不需要过多能量的情况下循环，在低于阈值的粘度期间在较大的剪切速率下是有利的。在一个或多个实施例中，在170秒^-1的剪切速率下，在大气压下在50℃或0℃下测量的油基钻井液的粘度小于或等于222cP、小于或等于175cP或甚至小于或等于128cP。

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。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，特别是用于在井筒压力大于10,000psi和井筒温度大于300℉(149℃)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井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井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。

制备了Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物。作为起始材料，Mg(NO₃)₂·6H₂O、Al(NO₃)₃·9H₂O、尿素和肉豆蔻酸钠购自西格玛奥德里奇(Sigma Aldrich)，并且无需进一步纯化即可使用。在整个合成过程中，使用了由水净化系统处理过的纯净水，并通过在75℃下加热使水脱碳酸，以避免任何CO₂污染。为了形成层状双氢氧化物，将11.596g的Mg(NO₃)₂·6H₂O、8.35g的Al(NO₃)₃·9H₂O和12.16g的尿素置于衬有特氟龙(Teflon)的1000mL高压釜中。Mg/Al的摩尔比为2，并且尿素与金属的摩尔比为3。向该混合物中添加25.34g肉豆蔻酸钠和500mL热脱碳酸水，以形成肉豆蔻酸根/金属的摩尔比为1.5的混合物。将得到的反应混合物在150℃下水热处理24小时。反应后，将全部产物分散在丙酮中并在室温下搅拌30分钟。通过用大量的热脱碳酸水洗涤，然后在烘箱中在75℃下加热24小时，回收产物。另外，通过将Mg/Al摩尔比从1改为5，将加热温度从100℃改为200℃)，并将反应时间从6小时改为48小时，制备Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物。

为了比较含有Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物流变改性剂的钻井液的物理和流变特性与含有工业标准粘度调节剂的钻井液的物理和流变特性，制备了四种钻井液。四种钻井液均基于M-I SWACO RHADIANT^TM系统，该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VERSAGEL HT和Bentone42作为流变改性剂来制备比较钻井液，比较例A。通过用Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物代替VERSAGEL HT、Bentone 42或两者来制备其它钻井液(实例1-3)。应当注意，实例1-3比比较例A少含有12-25％总量的流变改性剂。因此，实例1-3将比比较例A具有更好的环境特性。

比较例A和实例1-3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；一种氨基胺表面活性剂，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的乳化剂，可购自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)；Bentone 42，一种锂蒙脱石有机粘土增粘剂，购自Elementis Specialties公司(Elementis Specialties,Inc.)(新泽西州东温莎)；ONE-TROL^TM HT，是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，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)。另外，使用了石灰，其在20℃下的比重为2.24，并且堆积密度为400kg/m³；购自斯伦贝谢的CaCl₂盐水；和淡水都包括在内。

使用磁力搅拌棒分别制备30.88g、25.98g、25.665g和25.740g的比较例A和实例1-3钻井液。表1中提供了比较例A和实例1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10分钟。然后在阶段2期间，添加粘度调节剂和流变改性剂并再混合20分钟。具体地说，在实例1-3中使用Mg/Al-肉豆蔻酸根DLH，但在比较例A中未使用。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，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A和实例1略有不同，以为比较例A和实例1-3提供2.20的比重和90.0的油/水比。应当注意，在实例中，油:水比不包括层状双氢氧化物的油性部分。

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A和实例1-3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。如所描述的，流挂是指当固体以增加的密度沉降时，如当较重的材料比如重晶石移至底部，并且可能需要剧烈混合以将固体分散回到溶液中时。流体分离是指在顶部分离出流体，但成分的内容物保持分散状态，而没有重质固体与其余组分分离并沉降在底部。

使用应力和应变控制流变仪(来自特拉华州纽卡斯尔的TA仪器(TA Instrument,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。选择这种几何形状是因为样品中存在颗粒状重晶石。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下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A和实例1-3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。另外，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。

图1描绘了在0℃和50℃下，测试样品的粘度作为剪切速率的函数。另外，从在50℃下测试的图1所示的流变学测量结果中选择的结果包括在表2中。

表2：HPHT油基钻井液的流变性

参考图1和表2，比较例A和实例1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，相较于在相同的温度和剪切速率下的比较例A，在50℃下，实例1-3在相对低的剪切速率(如10.22秒^-1)下具有更大或相等的粘度，因此允许在50℃下实例1-3钻井液在静止时保持固体至少与比较例A钻井液一样好。另外，在50℃下，实例1-3钻井液的粘度小于或等于比较例A钻井液。因此，实例1-3钻井液在50℃下循环可能需要更少的能量。实例1-3和比较例A在50℃下的流变特性表明，当与比较例A相比时，由于在低剪切速率下粘度较大，因此实例1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。

如图1-3和表2所示，相较于比较例A钻井液，实例1-3钻井液在0℃下在10.22秒^-1下具有较小的粘度，并且相较于比较例A钻井液，在0℃下在170秒^-1下也具有较小的粘度。因此，虽然与比较例A相比，实例1-3钻井液在钻井的停滞期间的凝胶强度会稍低，但是实例1-3钻井液在0℃下循环将需要更少的能量。因此，实例1-3钻井液在0℃下可以优于比较例A钻井液，只要实例1-3钻井液的粘度对于在停滞期间保持固体是可接受的。

实例1钻井液显示出易碎凝胶的特性，使得一旦消除应力它们就会胶凝。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1和比较例A均未显示流挂，并且在制备后静置17小时后仅显示出痕量或一些分离。在50℃下，实例1相较于比较例A在较小的应变下变形，如表3所示。因此，实例1-3的钻井液将需要较少的动力来启动钻井。当从容器顶部仅观察到一薄层液体时，观察到痕量分离。当在容器的顶部和容器的侧面可见一薄层液体时，观察到一些分离。

在图2中，在50℃下的储能模量(G')和损耗模量(G”)被描述为应变％的函数。另外，在图3中描绘了在50℃下的相角作为应变％的函数。实例1-3钻井液的储能模量(G')均大于损耗模量(G”)，表明所有的钻井液都具有类似于比较例A钻井液的固体状性质。实例1-3钻井液的储能模量(G')和损耗模量(G”)值与比较例A的G'和G”值相似或更大，但相较于比较例A钻井液，它们在更低的应变下变形，并且因此需要更少的动力来启动循环并且在循环期间需要更少的动力。相较于比较钻井液，实例1-3钻井液在50℃下在较低的应变％下变得更像液体(G”>G')，因此在循环期间也需要较少的动力。相较于比较例1，实例1-3钻井液的相角在较低的应变下开始表现得像半固体。

应当理解，分配给某特性的任意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。

应当注意，以下权利要求中的一项或多项使用术语“其中”作为过渡短语。出于定义本技术的目的，应当注意，该术语在权利要求书中作为开放式过渡短语被引入，该过渡短语用于引入对结构的一系列特征的叙述，并且应当按照与更常用的开放式前序术语“包含”类似的方式进行解释。

应当理解，分配给某特性的任意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。

对于本领域技术人员应显而易见的是，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。因此，希望本说明书涵盖对各种所描述的实施例的修改和改变，其条件是这类修改和改变是在所附权利要求书和其等效方案的范围内。

当前所描述的主题可以包括一个或多个方面，所述一个或多个方面不应被视为对本公开的教导的限制。第一方面可以包括一种油基钻井液组合物，其包含：在油相中的基础油；在水相中的水；流变改性剂，所述流变改性剂包含包括肉豆蔻酸根的层状双氢氧化物；和一种或多种添加剂，所述添加剂选自乳化剂、润湿剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂。

第二方面可以包括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、含水组分和流变改性剂，以形成油基钻井液组合物，其中：所述油基钻井液组合物包含包括基础油的油相和包括水的水相；并且流变改性剂包含包括肉豆蔻酸根的层状双氢氧化物。

第三方面可以包括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，其中油基钻井液组合物包含：在油相中的基础油；在水相中的水；流变改性剂，所述流变改性剂包含包括肉豆蔻酸根的层状双氢氧化物；一种或多种添加剂，所述添加剂选自乳化剂、润湿剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂；以及在油基钻井液组合物的存在下，在井筒中操作钻机。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中油基钻井液包含包括肉豆蔻酸根的层状双氢氧化物，按油基钻井液的总重量计，其量为0.1重量％至2重量％。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中油基钻井液包含基础油，按油基钻井液的总重量计，其量为10重量％至20重量％。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中油基钻井液包含一种或多种润湿剂，按油基钻井液的总重量计，其量为0.1重量％至2重量％。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中油基钻井液包含一种或多种乳化剂，按油基钻井液的总重量计，其量为0.1重量％至5重量％。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中油基钻井液包含一种或多种流体损失控制添加剂，按油基钻井液的总重量计，其量为0.5重量％至2重量％。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中油基钻井液包含一种或多种增重添加剂，按油基钻井液的总重量计，其量为50重量％至90重量％。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中层状双氢氧化物是Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中层状双氢氧化物包含铝阳离子。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中层状双氢氧化物包含镁阳离子。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中层状双氢氧化物是Mg/Al-肉豆蔻酸根层状双氢氧化物，并且其中油基钻井液包含层状双氢氧化物，按油基钻井液的总重量计，其量为0.1重量％至2重量％。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其进一步包含将一种或多种选自乳化剂、润湿剂、流体损失控制添加剂和增重添加剂的添加剂与基础油、含水组分和流变改性剂混合。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中井筒包含大于300℉的井筒温度。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中井筒包含大于10,000psi的井筒压力。

另一个方面包括前述方面中的任一个，其中地面温度为0℃或更低。

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，所附权利要求书应当被视为本公开的广度的唯一表示以及本公开中描述的各种实施例的对应范围。另外，对于本领域技术人员显而易见的是，在不脱离要求保护的主题的精神和范围的情况下，可以对所描述的实施例进行各种修改和改变。因此，希望本说明书涵盖对各种所描述的实施例的修改和改变，其条件是这类修改和改变是在所附权利要求书和其等效方案的范围内。