CN113710769A - 将增重剂悬浮在钻井液中的方法 - Google Patents

将增重剂悬浮在钻井液中的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN113710769A
CN113710769A CN202080030141.1A CN202080030141A CN113710769A CN 113710769 A CN113710769 A CN 113710769A CN 202080030141 A CN202080030141 A CN 202080030141A CN 113710769 A CN113710769 A CN 113710769A
Authority
CN
China
Prior art keywords
drilling fluid
nanoparticles
iron oxide
carbon nanotubes
dispersed
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
CN202080030141.1A
Other languages
English (en)
Inventor
阿肖克·珊特拉
彼得·J·博尔
卡尔·特姆利茨
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN113710769A publication Critical patent/CN113710769A/zh
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/03Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/032Inorganic additives
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/15Nano-sized carbon materials
    • C01B32/158Carbon nanotubes
    • C01B32/16Preparation
    • C01B32/162Preparation characterised by catalysts
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/90Carbides
    • C01B32/914Carbides of single elements
    • C01B32/956Silicon carbide
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • E21B21/068Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole using chemical treatment
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01PINDEXING SCHEME RELATING TO STRUCTURAL AND PHYSICAL ASPECTS OF SOLID INORGANIC COMPOUNDS
    • C01P2004/00Particle morphology
    • C01P2004/10Particle morphology extending in one dimension, e.g. needle-like
    • C01P2004/13Nanotubes
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10Nanoparticle-containing well treatment fluids
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/08Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells cleaning in situ of down-hole filters, screens, e.g. casing perforations, or gravel packs

Abstract

本公开涉及将至少一种增重剂悬浮在钻井液中的方法。实施方案包括通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管,以形成一定量的纳米颗粒。所述氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒包括布置在氧化铁上的过渡金属。实施方案进一步包括将一定量的纳米颗粒添加到所述钻井液中,这导致一定量的碳纳米管分散在所述钻井液中。与没有所述纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,所述一定量纳米颗粒的分散增加了具有所述分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度中至少一个的值。所述方法可以进一步包括添加至少一种将悬浮在所述钻井液中的增重剂。

Description

将增重剂悬浮在钻井液中的方法
相关申请的交叉引用
本申请要求2019年4月17日提交的美国临时申请序列号62/835,136的优先权,其全部公开内容以引用的方式特此并入。
技术领域
本公开大体上涉及钻井液、其制造和其用途。
背景技术
油气行业的钻井液执行无数的任务,包括清理井、使钻屑保持悬浮、降低摩擦、润滑钻孔工具、保持井筒的稳定性以及防止流体流失,仅举几例。增重剂可以悬浮在钻井液中以增加钻井液的密度。
发明内容
然而,由于钻井液牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度的降低以及钻井液的热稀化,常规钻井液有效悬浮并携带钻屑和增重剂的能力随着钻井液温度的升高而降低。
悬浮固体材料(如钻屑和增重剂)的常规钻井液遇到了困难,因为固体从液体中分离出来并沉降在井筒中。这种现象通常被称为“下陷”。下陷通常在钻井液通过井筒的流动停止一段时间时发生,在此期间钻井液是静止的。由于钻井液的流动或环形速度降低,也可能发生下陷。钻井液降低的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度或降低的凝胶强度、降低的剪切速率条件和更高的井下温度也可能使下陷恶化。固体材料的沉降可能导致整个井筒中钻井液密度的变化。例如,由于重力引起的固体朝向井筒底部的沉降,井筒底部的钻井液可能具有更大的密度。同样,地表附近的钻井液可能具有较小的密度。下陷条件可能导致管道条件卡住、钻井液的孔清洁能力降低,或两者的组合。钻井液的孔清洁能力是指钻井液从钻井区捕获岩屑并将其输送到井筒地面的能力。
因此,通常希望使用具有增加的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度或密度的钻井液,从而提高悬浮固体材料的能力。此外,与具有降低的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度或密度的钻井液相比,具有增加的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度或密度的钻井液随着温度升高可具有较少的热稀化。常规地,已将碳纳米管添加到钻井液中以增加钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度中的至少一种。然而,将碳纳米管添加到钻井液中的当前方法导致钻井液中的团块,因为碳纳米管常规地成批添加到钻井液中。具有成团的碳纳米管组的钻井液不像具有分散的碳纳米管的钻井液那样有效地悬浮增重剂。尽管已经使用了各种技术来尝试分散成团的碳纳米管,如超声处理,或将表面活性剂或聚合物添加到钻井液中,但都没有导致碳纳米管分散。
因此,存在对与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,具有分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度或密度增加,并且热稀化减少的钻井液的持续需求。本实施方案通过提供将至少一种增重剂悬浮在包含分散纳米颗粒的钻井液中的方法来满足这些需求。本公开的钻井液可以通过向钻井液提供改善的流变学特征来满足这些需求,如与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,具有分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度或密度增加,并且热稀化减少。
在一个实施方案中,本公开涉及一种将至少一种增重剂悬浮在钻井液中的方法。实施方案包括通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管,以形成一定量的纳米颗粒。氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒包括布置在氧化铁上的过渡金属。实施方案进一步包括将一定量的纳米颗粒添加到钻井液中,这导致一定量的碳纳米管分散在钻井液中。与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,所述一定量纳米颗粒的分散增加了具有分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度中至少一个的值。所述方法可以进一步包括添加至少一种将悬浮在钻井液中的增重剂。增重剂可以选自重晶石、赤铁矿、石灰、碳酸钙、膨润土、蒙脱石粘土、菱铁矿、钛铁矿、黑锰矿、硅铁、氧化锰、莫来石、高岭石、氧化铝、碳化硅、碳化钨以及这些的组合。
所描述的实施例的另外特征和优点将在随后的具体实施方式中阐述,并且部分地对于本领域技术人员来说将从所述描述中变得显而易见,或者通过实践如本文所描述的实施例而被认识到,包含下面的具体实施方式、权利要求以及附图。
附图说明
当结合以下附图阅读时,可最好地理解本公开的具体实施方案的以下详细描述,其中相同的结构用相同的参考数字表示,并且其中:
图1以照片方式描绘了根据本公开中描述的一个或多个实施方案的氧化铁催化剂纳米颗粒;并且
图2以照片方式描绘了根据本公开中描述的一个或多个实施方案吸附在氧化铁上的碳纳米管。
具体实施方式
如贯穿本公开所使用,“水相”是指含有、产生、类似或具有水特性的流体。
如贯穿本公开所使用,术语“钻井液”是指在钻井作业中使用的液体和气体流体以及流体和固体的混合物(如固体悬浮液,液体、气体和固体的混合物和乳液)。
如贯穿本公开所使用,术语“岩石静压力”是指覆盖层或覆盖岩的重量对地下地层的压力。
如贯穿本公开所使用,术语“牛顿粘度”是指在旋转粘度计的给定转子速度下测量的流体的表观粘度。牛顿粘度可以通过将粘度计的刻度盘读数乘以300,然后将该乘积除以转子转速(每分钟转数(RPM))来测量。
如贯穿本公开所使用,术语“含油”是指含有、生产、类似或具有油特性的流体。
如贯穿本公开所使用,术语“产油地下地层”是指从其中开采烃的地下地层。
如贯穿本公开所使用,术语“储层”是指具有足够的孔隙率和渗透率以存储和传输流体的地下地层。
如贯穿本公开所使用,术语“地下地层”是指与周围岩体充分不同并且连续的岩石体,使得岩石体可以划分为不同的实体。因此,地下地层足够均质以形成单个可标识单元,所述单元在整个地下地层中含有类似的流变特性,包含但不限于孔隙率和渗透率。地下地层为岩石地层学的基本单元。
如贯穿本公开所使用,术语“增重剂”是指用于增加钻井液密度的添加剂。
如贯穿本公开所使用,术语“井筒”是指钻孔或井眼,包含裸眼井或井的无套管部分。井眼可以指井筒壁,即限制钻探的孔的岩石面的内径。
本公开的实施方案涉及将至少一种增重剂悬浮在钻井液中的方法。实施方案包括将一定量的纳米颗粒添加到钻井液中,这导致一定量的碳纳米管分散在钻井液中。与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,所述一定量纳米颗粒的分散增加了具有分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度中至少一个的值。所述方法可以进一步包括添加至少一种将悬浮在钻井液中的增重剂。增重剂可以选自重晶石、赤铁矿、石灰、碳酸钙、膨润土、蒙脱石粘土、菱铁矿、钛铁矿、黑锰矿、硅铁、氧化锰、莫来石、高岭石、氧化铝、碳化硅、碳化钨以及这些的组合。
在另一个实施方案中,所述方法可以包括通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管,以形成一定量的纳米颗粒。氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒包括布置在氧化铁上的过渡金属。所述方法包括将所述一定量的纳米颗粒添加到钻井液中。钻井液包含至少一种表面活性剂。将所述一定量的纳米颗粒添加到钻井液中导致所述一定量的纳米颗粒分散在钻井液中。与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,纳米颗粒的分散增加了具有分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度中至少一个的值。所述方法可以进一步包括添加至少一种将悬浮在钻井液中的增重剂。本公开的其他实施方案包括包含碳纳米管和至少一种增重剂的钻井液。进一步的实施方案包括通过将钻井液泵送到地下地层中来使用钻井液的方法。在一些实施方案中,钻井液被泵送到钻柱中,实施方案可以进一步包括在地下地层中循环钻井液。仍进一步的实施方案包括一种用于增加从地下地层生产烃的速率的方法。
本公开的钻井液可用于油气钻孔行业,如用于在油气井中钻孔。油气井可以在地球的地下部分形成,有时称为地下地质地层。井筒可以用于将自然资源,如石化产物连接到地平面表面。在钻井过程期间可以使用钻井液。为了从井筒底部去除岩屑,钻井液通过钻柱向下泵送到钻头。当钻井液再循环回到地面时,钻井液可以冷却钻头以及将岩屑远离钻头升起并可以向上携带岩屑。钻井液在钻井过程中起到多种作用。钻井液可以提供润滑并且可以冷却钻头。钻井液也可以将岩屑从钻头输送到地面。这可以被称为清洁井筒。另外,钻井液可以在井筒中提供流体静压力。这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。钻井液还可以防止井下地层中的流体在钻井作业期间流入井筒。
为了实现这些功能,可以将钻井液配制成具有特定特征。这些特征可以包括与没有碳纳米管分散体的类似或等效钻井液相比,具有分散的碳纳米管的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度、密度、固体含量、泵送能力和孔清洁能力增加。特别地,钻井液可以配制成具有适合的范围内的密度,以提供必要的流体静压力以支撑井筒的侧壁并防止地层中的流体流入井筒。另外,钻井液可以配制成具有特定的流变性质,其允许钻井液通过钻柱向下泵送,同时仍然将岩屑从钻头捕获并输送到井筒的顶部。在一些实施方案中,钻井液可包括悬浮在基液中的固体颗粒。固体颗粒(有时称为增重剂)可以增加钻井液的密度,以帮助钻井液支撑井筒的侧壁,以及增加流体静压力以保持来自地层的流体不会流入井筒。在其他实施方案中,钻井液能够提供必要的流体静压力而不使用固体颗粒来增加流体的密度。
如先前所述,钻井液包含碳纳米管。碳纳米管包括单壁纳米管、双壁纳米管、窄壁纳米管或纳米管束中的至少一种。碳纳米管可以具有1至200纳米(nm)、20至100nm、10至80nm、4至20nm、2至12nm、2至10nm、2至9nm、2至8nm、2至7nm、2至6nm、2至5nm、2至4nm、2至3nm,3至12nm、3至10nm、3至9nm、3至8nm、3至7nm、3至6nm、3至5nm、3至4nm,4至12nm、4至10nm、4至9nm、4至8nm、4至7nm、4至6nm、4至5nm,5至12nm、5至10nm、5至9nm、5至8nm、5至7nm、5至6nm,6至12nm、6至10nm、6至9nm、6至8nm、6至7nm,7至12nm、7至10nm、7至9nm、7至8nm,8至12nm、8至10nm、8至9nm,9至12nm、9至10nm、10至12nm或8nm的直径。
碳纳米管可以具有20至500微米(μm)、20至200μm、20至150μm、20至100μm、50至500μm、50至200μm、50至150μm、50至100μm、100至500μm、100至200μm、100至150μm、150至500μm、150至200μm或200至500μm的长度;100至50,000、500至30,000、1,000至20,000、1,000至100,000、1,000至50,000、1,000至40,000、1,000至30,000、1,000至25,000、1,000至20,000、1,000至15,000、1,000至12,000、1,000至10,000、1,000至8,000、8,000至100,000、8,000至50,000、8,000至40,000、8,000至30,000、8,000至25,000、8,000至20,000、8,000至15,000、8,000至12,000、8,000至10,000、10,000至100,000、10,000至50,000、10,000至40,000、10,000至30,000、10,000至25,000、10,000至20,000、10,000至15,000、10,000至12,000、12,000至100,000、12,000至50,000、12,000至40,000、12,000至30,000、12,000至25,000、12,000至20,000、12,000至15,000、15,000至100,000、15,000至50,000、15,000至40,000、15,000至30,000、15,000至25,000、15,000至20,000、20,000至100,000、20,000至50,000、20,000至40,000、20,000至30,000、20,000至25,000、25,000至100,000、25,000至50,000、25,000至40,000、25,000至30,000、30,000至100,000、30,000至50,000、30,000至40,000、40,000至50,000、40,000至100,000或50,000至100,000的长宽比(通过碳纳米管的长度除以碳纳米管的直径计算)。
碳纳米管可以具有100至12,000平方米/克(m2/g)、100至10,000m2/g、100至800m2/g、100至700m2/g、400至12,000m2/g、400至10,000m2/g、400至800m2/g、100至1,500m2/g、120至1,000m2/g、150至850m2/g或400至700m2/g的比表面积,其中比表面积通过Brunauer-Emmett-Teller(BET)理论计算。
碳纳米管可以具有10重量百分数(wt.%)或更少、5wt.%或更少、3wt.%或更少、2wt.%或更少、1.5wt.%或更少、1wt.%或更少或0.5wt.%或更少的金属氧化物百分比;和0.001至0.12g/cm3、0.01至0.08g/cm3、0.02至0.06g/cm3、0.01至1克/立方厘米(g/cm3)、0.01至0.5g/cm3、0.01至0.2g/cm3、0.01至0.1g/cm3、0.01至0.05g/cm3、0.01至0.02g/cm3、0.02至1g/cm3、0.02至0.5g/cm3、0.02至0.2g/cm3、0.02至0.1g/cm3、0.02至0.05g/cm3、0.05至1g/cm3、0.05至0.5g/cm3、0.05至0.2g/cm3、0.05至0.1g/cm3、0.06至0.08g/cm3、0.1至1g/cm3,0.1至0.5g/cm3、0.1至0.2g/cm3、0.2至1g/cm3、0.2至0.5g/cm3或0.5至1g/cm3的体积密度。
如先前所述,钻井液进一步包含至少一种增重剂。增重剂可以选自氧化锰(Mn3O4)、硅铁、黑锰矿、石灰(CaO)、碳酸钙(CaCO3)、膨润土、蒙脱石粘土、菱铁矿(FeCO3)、钛铁矿(FeO·TiO3)、硫酸钡(重晶石(BaSO4))、赤铁矿(Fe2O3)、莫来石(3Al2O3·2SiO2或2Al2O3·SiO2)、高岭土(Al2Si2O5(OH)4或高岭石)、氧化铝(Al2O3或氧化铝)、碳化硅、碳化钨以及这些的组合。
在一些实施方案中,基于钻井液的总重量,钻井液可以含有0.01wt.%至20wt.%的至少一种增重剂。基于钻井液的总重量,钻井液可以含有0.02磅/桶(lb/bbl)至180lb/bbl的一种或多种添加剂,如0.02至150lb/bbl,或0.05至150lb/bbl。在一些实施方式中,钻井液可以含有0.1至150lb/bbl、或0.1至100lb/bbl、或1至100lb/bbl的一种或多种添加剂。
在一些实施方案中,所述至少一种增重剂可以包括可分散在钻井液中的固体。固体可以是细碎固体,其可以添加到钻井液中以增加钻井液的密度。固体可以具有1至10克/立方厘米(g/cm3)、2至10g/cm3、3至10g/cm3、4至10g/cm3、4.5至10g/cm3、5至10g/cm3、6至10g/cm3、8至10g/cm3、1至8g/cm3、2至8g/cm3、3至8g/cm3、4至8g/cm3、4.5至8g/cm3、5至8g/cm3、6至8g/cm3、1至6g/cm3、2至6g/cm3、3至6g/cm3、4至6g/cm3、4.5至6g/cm3、5至6g/cm3、1至5g/cm3、2至5g/cm3、3至5g/cm3、4至5g/cm3、4.5至5g/cm3、1至4.5g/cm3、2至4.5g/cm3、3至4.5g/cm3、4至4.5g/cm3、1至4g/cm3、2至4g/cm3、3至4g/cm3、1至3g/cm3或2至3g/cm3的比重。
在实施方案中,基于钻井液的总重量,基于固体增重材料的重量,钻井液可以具有1wt.%至80wt.%的固体含量。钻井液可以具有2.5lb/bbl至720lb/bbl的固体含量,例如2.5至720lb/bbl,或2.5至700lb/bbl。在一些实施方案中,钻井液可具有5至700lb/bbl、50至500lb/bbl或100至600lb/bbl的固体含量。
如上所述,可以使用加入固体,以控制所述钻井液的密度。在一些实施方案中,如根据美国石油学会(API)推荐的实践13B-2,2014,使用泥浆比重秤所测量,钻井液可以具有50磅质量/立方英尺(pcf)至160pcf的密度。钻井液可以具有50pcf至150pcf、50pcf至140pcf、75pcf至160pcf、75pcf至150pcf、75pcf至140pcf、100pcf至160pcf、100pcf至150pcf,或100pcf至140pcf的密度。在一些实施方案中,钻井液可以具有50pcf至75pcf,、或75pcf至100pcf,或120pcf至160pcf的密度。在一些实施方案中,当钻消耗的地层时可以使用少于100pcf的泥浆重量。
本公开的钻井液可以通过提供改善的流变学特征来克服这些困难,如与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,具有分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度或密度增加,并且热稀化减少。
钻井液可以包含水相。水相可以包括淡水、咸水、盐水、城市用水、地层水、采出水、井水、滤后水、蒸馏水、海水或这些的组合中的至少一种。盐水可以包括天然盐水和合成盐水中的至少一种,如饱和盐水或甲酸盐盐水。水相可以使用含有有机化合物或盐的水。不受任何特定理论的束缚,可以将盐或其他有机化合物掺入水相中以控制钻井液的密度。通过增加水相中的盐浓度或其他有机化合物的水平来增加水相的饱和度可以增加钻井液的密度。合适的盐包括但不限于碱金属氯化物、氢氧化物或羧酸盐。在一些实施方案中,合适的盐可包括钠、钙、铯、锌、铝、镁、钾、锶、硅、锂、氯化物、溴化物、碳酸盐、碘化物、氯酸盐、溴酸盐、甲酸盐、硝酸盐、硫酸盐、磷酸盐、氧化物、氟化物及其组合。在一些特定的实施方案中,盐水可以用于水相中。不受任何特定理论的束缚,盐水可用于在钻井液和地下地层之间产生渗透平衡。
在一些实施方案中,基于钻井液的总重量,钻井液可以含有10重量百分比(wt.%)至70wt.%的水相。在一些实施方式中,钻井液可含有28磅每桶(lb/bbl)至630lb/bbl,诸如30至600lb/bbl、50至500lb/bbl、100至500lb/bbl、200至500lbs/bbl或300至600lb/bbl的水相。
钻井液可以是非水的。在一些实施方案中,钻井液可以包含油相,其可以包括天然或合成液体油。具体地,钻井液可以包含柴油,矿物油,氢化或未氢化的烯烃,如聚-α烯烃、直链和支链烯烃,聚二有机硅氧烷,硅氧烷,有机硅氧烷,脂肪酸酯,脂肪酸的直链、支链或环状烷基醚,酯,醚,缩醛,碳酸二烷基酯,烃或这些的任何组合。在一些实施方案中,钻井液可以包含衍生自石油的油,如矿物油、柴油、直链烯烃、石蜡以及这些油的组合,或衍生自植物的油,如藏红花油(safra oil)。
基于钻井液的总重量,钻井液可以含有10wt.%至90wt.%的油相。基于钻井液的总重量,钻井液可含有28lb/bbl至810lb/bbl的油相,诸如30至800lb/bbl、50至800lb/bbl、75至800lb/bbl或100至800lb/bbl。在一些实施方式中,钻井液可含有200至800lb/bbl、或300至600lb/bbl、或500至810lb/bbl的油相。
钻井液可以包含极性非质子溶剂。在一些实施方案中,极性非质子溶剂可替代钻井液的水相。极性非质子溶剂极性缺乏酸性氢,因此不是氢键供体,这意味着它不能提供氢。极性非质子溶剂可以溶解盐并且可以能够接受氢键。极性非质子溶剂可以具有大于10、15、20、25、30、35或40的介电常数或相对介电常数。极性非质子溶剂可以具有小于15、20、25、30、35、40、50、60或70的介电常数或相对介电常数。极性非质子溶剂还可以具有大于1德拜(1德拜=1×10-18静电库仑-厘米)、2德拜、3德拜、3.5德拜、4德拜、4.5德拜或5德拜的偶极矩。极性非质子溶剂可以具有小于2德拜、3德拜、3.5德拜、4德拜、4.5德拜、5德拜、6德拜、7德拜、8德拜、9德拜或10德拜的偶极矩。极性非质子溶剂可以包括正烷基吡咯烷酮、二甲基甲酰胺、二甲基磺化物、乙腈、二甲基甲酰胺、六甲基磷酰胺或二甲亚砜中的至少一种。
钻井液可以包含至少一种表面活性剂。表面活性剂可以保持碳纳米管在钻井液中的分散。表面活性剂可以是阴离子的、阳离子的或中性的。阴离子表面活性剂的非限制性实例包括磺化聚合物、磺化烷烃、聚羧酸化醚或这些的组合。阳离子表面活性剂的非限制性实例包括三甲基烷基铵盐、烷基苄基铵盐或这些的组合。中性表面活性剂的非限制性实例包括蛋白质、聚乙二醇衍生物、寡糖、胆固醇衍生物或这些的组合。表面活性剂可以包括磺化聚合物、磺化烷烃、聚羧酸化醚、三甲基烷基铵盐、烷基苄基铵盐、蛋白质、聚乙二醇衍生物、寡糖或胆固醇衍生物中的至少一种。基于钻井液的总重量,钻井液可以含有0.01wt.%至20wt.%的表面活性剂。基于钻井液的总重量,钻井液可含有0.02lb/bbl至180lb/bbl的表面活性剂,例如0.02至150lb/bbl,或0.05至150lb/bbl。在一些实施方案中,钻井液可含有0.1至150lb/bbl、或0.1至100lb/bbl、或1至100lb/bbl的表面活性剂。
在一些实施方案中,钻井液可含有表面活性剂以外的至少一种添加剂。一种或多种添加剂可以是已知适用于钻井液的任何添加剂。作为非限制性实例,合适的添加剂可以包括流体损失控制剂、井漏控制剂、过滤控制添加剂、消泡剂、乳化剂、增重剂、降失水添加剂、碱储备、特种添加剂以及这些的组合。
在一些实施方案中,所述一种或多种添加剂可以包括另外的增粘剂(也称为流变改性剂),其可以被添加到钻井液中以赋予钻井液非牛顿流体流变性,以便于将岩屑提升并输送到井筒表面。增粘剂可以包括膨润土、聚丙烯酰胺、聚阴离子纤维素或这些的组合。在一些实施方案中,钻井液可以包含黄原胶,一种通常称为XC聚合物的多糖。可以将XC聚合物添加到水基钻井液中以在环形流中产生水基钻井液的平坦速度分布,这可以有助于提高钻井液将岩屑提升并输送到地面的效率。
在一些实施方式中,基于钻井液的总重量,钻井液可以含有0.01wt.%至20wt.%的一种或多种添加剂。基于钻井液的总重量,钻井液可含有0.02lb/bbl至180lb/bbl的一种或多种添加剂,诸如0.02至150lb/bbl,或0.05至150lb/bbl。在一些实施方式中,钻井液可含有0.1至150lb/bbl、或0.1至100lb/bbl、或1至100lb/bbl的一种或多种添加剂。
本公开的实施方案进一步涉及将至少一种增重剂悬浮在钻井液中的方法。所得钻井液可以根据先前所描述的任何实施方案。所述方法可以包括将一定量的纳米颗粒添加到钻井液中,这导致一定量的碳纳米管分散在钻井液中。与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,所述一定量纳米颗粒的分散增加了具有分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度中至少一个的值。所述方法可以进一步包括添加至少一种将悬浮在钻井液中的增重剂。增重剂选自重晶石、赤铁矿、石灰、碳酸钙、膨润土、蒙脱石粘土、菱铁矿、钛铁矿、黑锰矿、硅铁、氧化锰、莫来石、高岭石、氧化铝、碳化硅、碳化钨以及这些的组合。钻井液、碳纳米管以及至少一种增重剂可以根据先前所描述的任何实施方案。
参考图1,氧化铁催化剂纳米颗粒100的单个纳米颗粒可以包括氧化铁120和过渡金属110。过渡金属110可以包括铁(Fe)、钴(Co)或镍(Ni)。在其他实施方案中,过渡金属110可以包括钪、钛、钒、铬、锰、铁、钴、镍、铜、锌、钇、锆、铌、钼、锝、钌、铑、钯、银、镉、铪、钽、钨、铼、锇、铱、铂、金、汞、鈩(rutherfordium)、钅杜(dubnium)、钅喜(seaborgium)、钅波(bohrium)、钅黑(hassium)、钅麦(meitnerium)、钅达(ununnilium)、钅仑(unununium)、钅哥(ununbium)中的至少一种或这些的组合。
氧化铁催化剂纳米颗粒100的单个纳米颗粒可以包含10wt.%或更少的过渡金属110,如按氧化铁120的重量所计算的。在其他实施方案中,氧化铁催化剂纳米颗粒100的单个纳米颗粒可以包含0至10wt.%、1至10wt.%、2至10wt.%、3至10wt.%、4至10wt.%、5至10wt.%、6至10wt.%、7至10wt.%、8至10wt.%、9至10wt.%、1至9wt.%、2至9wt.%、3至9wt.%、4至9wt.%、5至9wt.%、6至9wt.%、7至9wt.%、8至9wt.%、1至8wt.%、2至8wt.%、3至8wt.%、4至8wt.%、5至8wt.%、6至8wt.%、7至8wt.%、1至7wt.%、2至7wt.%、3至7wt.%、4至7wt.%、5至7wt.%、6至7wt.%、1至6wt.%、2至6wt.%、3至6wt.%、4至6wt.%、5至6wt.%、1至5wt.%、2至5wt.%、3至5wt.%、4至5wt.%、1至4wt.%、2至4wt.%、3至4wt.%、1至3wt.%、2至3wt.%、1至2wt.%或0至1wt.%的过渡金属110,如按氧化铁120的重量所计算的。
氧化铁120可以是常规的钻井液添加剂并且可以包括氧化铁(II)(也称为氧化亚铁,FeO)、氧化铁(III)(也称为氧化铁或赤铁矿,Fe2O3)、氧化铁(II,III)(Fe3O4),或这些的组合。氧化铁催化剂纳米颗粒可以进一步包含氧化锂、氧化钠、氧化钾、氧化铷、氧化镁(MgO)、氧化钙(CaO)、氧化铍、氧化锶、氧化钡、氧化镭、氧化钪、氧化钇、氧化钛、氧化锆、氧化钒、氧化铌、氧化铬、氧化钼、氧化锰、氧化锝、氧化钌、氧化钴、氧化铑、氧化镍、氧化钯、氧化铜、氧化银、氧化金、氧化铂、氧化锌、氧化镉、***、氧化铝、氧化镓、氧化铟、氧化锡、***、氧化铅、氧化硼、氧化硅或这些的组合。
如图所示,过渡金属110可以设置在氧化铁催化剂纳米颗粒100的氧化铁120上。具体地,在一些实施方案中,氧化铁催化剂纳米颗粒100可以进一步包括设置在氧化铁120上的Fe、Co或Ni中的至少一种。
在一些实施方案中,所述方法包括通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管,以形成一定量的纳米颗粒。氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒包括布置在氧化铁上的过渡金属。所述方法包括将所述一定量的纳米颗粒添加到钻井液中。钻井液包含至少一种表面活性剂。将所述一定量的纳米颗粒添加到钻井液中导致所述一定量的纳米颗粒分散在钻井液中。与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,纳米颗粒的分散增加了具有分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度中至少一个的值。所述方法可以进一步包括添加至少一种将悬浮在钻井液中的增重剂。增重剂选自重晶石、赤铁矿、石灰、碳酸钙、膨润土、蒙脱石粘土、菱铁矿、钛铁矿、黑锰矿、硅铁、氧化锰、莫来石、高岭石、氧化铝、碳化硅、碳化钨以及这些的组合。
在一个实施方案中,通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管以形成一定量的纳米颗粒可以包括将包含过渡金属的水溶液与氧化铁的水悬浮液混合以形成混合物。在一些实施方案中,水悬浮液可以包含5至50wt.%、5至30wt.%、5至25wt.%、5至20wt.%、5至15wt.%、5至10wt.%、10至50wt.%、10至30wt.%、10至25wt.%、10至20wt.%、10至15wt.%、15至50wt.%、15至30wt.%、15至25wt.%、15至20wt.%、20至50wt.%、20至30wt.%、20至25wt.%、25至50wt.%、25至30wt.%、30至50wt.%的氧化铁,如按水悬浮液的重量所计算的。然后合成碳纳米管可以包括搅拌混合物,在室温下干燥混合物,然后将混合物研磨成粉末以形成氧化铁催化剂纳米颗粒。
在替代实施方案中,通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管以形成一定量的纳米颗粒可以包括将包含过渡金属的水溶液与包含氧化铁的粉末混合以形成混合物。然后合成碳纳米管可以包括搅拌混合物,并在100℃至500℃、200℃至500℃、300℃至500℃、200℃至400℃或300℃至400℃下将混合物煅烧5至15小时、5至12小时、5至10小时、5至8小时、8至15小时、8至12小时、8至10小时、10至15小时、10至12小时或12至15小时。然后合成碳纳米管可以包括将混合物研磨成粉末以形成氧化铁催化剂纳米颗粒。
合成碳纳米管可以进一步包括将氧化铁催化剂纳米颗粒加热至300℃至1400℃、300℃至1100℃、300℃至900℃、300℃至800℃、300℃至700℃、300℃至600℃、600℃至700℃、600℃至800℃、600℃至900℃、600℃至1100℃、600℃至1400℃、700℃至800℃、700℃至900℃、700℃至1100℃、700℃至1400℃、800℃至900℃、800℃至1100℃、800℃至1400℃、900℃至1100℃、900℃至1400℃或1100℃至1400℃。在一些实施方案中,加热碳纳米管可以包括将氧化铁催化剂纳米颗粒放入烘箱或反应器中。在一些实施方案中,合成碳纳米管可以包括将碳前体放入烘箱中,其随着烘箱加热而蒸发,以形成一定量的纳米颗粒,包括碳纳米管和氧化铁催化剂纳米颗粒。在其他实施方案中,合成碳纳米管可以包括使气体混合物流过氧化铁催化剂纳米颗粒,以形成一定量的纳米颗粒,包括碳纳米管和氧化铁催化剂纳米颗粒。在一些实施方案中,气体混合物可以包括氩气、氢气、苯、乙烯、丙烯、丁烯、甲基萘、甲苯、二甲苯、石墨、乙炔、乙醇、甲烷、一氧化碳、二氧化碳、烃气体、任何其他含碳气体,以及这些的组合。术语“烃气体”是指在标准温度和压力下由气相的氢和碳原子组成的化合物。烃气体的非限制性实例是链烷烃和烷基芳烃。短语“其他含碳气体”意指所述气体是除了烃气体之外的气体,其中所述气体包括含有碳原子的化合物。在一个实施方案中,气体混合物可以包括氩气、氢气和乙烯。
在一些实施方案中,加热氧化铁催化剂纳米颗粒包括以1℃/分钟(℃/min.)至20℃/min.、3℃/min.至10℃/min.、5℃/min.至10℃/min.、5℃/min.至7℃/min.或5℃/min.的加热速率使气体混合物流过氧化铁催化剂纳米颗粒,直到将金属氧化物催化剂纳米颗粒加热至300℃至1400℃、300℃至1100℃、300℃至900℃、300℃至800℃、300℃至700℃、300℃至600℃、600℃至700℃、600℃至800℃、600℃至900℃、600℃至1100℃、600℃至1400℃、700℃至800℃、700℃至900℃、700℃至1100℃、700℃至1400℃、800℃至900℃、800℃至1100℃、800℃至1400℃、900℃至1100℃、900℃至1400℃或1100℃至1400℃。加热金属氧化物催化剂纳米颗粒可以进一步包括将0至50体积百分比(vol.%)、2至30vol.%、2至20vol.%、2至15vol.%、2至10vol.%、2至5vol.%、5至30vol.%、5至20vol.%、5至15vol.%、5至10vol.%、10至30vol.%、10至20vol.%、10至15vol.%、15至30vol.%、15至20vol.%或20至30vol.%的碳基气体(如按气体混合物的体积所计算的)添加到气体混合物中,并使气体混合物流过氧化铁催化剂纳米颗粒以形成一定量的纳米颗粒,包括碳纳米管和氧化铁催化剂纳米颗粒。碳基气体可以包括任何包含碳的气体,如二氧化碳或烃气体。在一些实施方案中,碳基气体可以是乙烯。包含氩气、氢气和乙烯的气体混合物可以包含20至50vol.%、20至40vol.%、20至35vol.%、20至30vol.%、30至50vol.%、30至40vol.%、30至35vol.%、35至40vol.%、35至50vol.%或40至50vol.%的氢气(如按气体混合物的体积所计算的),以及50至80vol.%、50至70vol.%、50至65vol.%、50至60vol.%、60至65vol.%、60至70vol.%、60至80vol.%、65至80vol.%、65至70vol.%或70至80vol.%的氩气(如按气体混合物的体积所计算的)。使气体混合物流动可以包括以400至1000毫升/分钟(ml/min.)、500至800ml/min.、600至800ml/min.或700ml/min的速率使气体混合物流动。
当气体混合物接触氧化铁催化剂纳米颗粒时,气体可以分解成溶解在氧化铁催化剂纳米颗粒中的碳。在氧化铁催化剂纳米颗粒中达到碳溶解度极限后,碳可以沉淀在氧化铁催化剂纳米颗粒的表面上并以圆柱形网络的形式结晶,从而形成碳纳米管。在一些实施方案中,气体混合物可以接触过渡金属并分解成溶解在过渡金属中的碳。在过渡金属中达到碳溶解度极限后,碳可以沉淀在过渡金属的表面上并以圆柱形网络的形式结晶,从而形成碳纳米管。如先前所述,碳纳米管由氧化铁催化剂纳米颗粒负载。由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管可以包括吸附在氧化铁催化剂纳米颗粒表面上的碳纳米管。在一些实施方案中,由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管可以包括结合到氧化铁催化剂纳米颗粒表面的碳纳米管。
通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管可以包括通过碳纳米管扩散碳原子。这通常被称为“尖端生长”。当过渡金属-氧化铁的相互作用较弱时(当过渡金属与氧化铁具有锐角接触角时),碳在过渡金属的顶面上分解并通过过渡金属扩散。这导致碳纳米管在过渡金属与氧化铁之间沉淀、在过渡金属与氧化铁之间继续生长,并将过渡金属推离氧化铁。一旦过渡金属被过量的碳完全覆盖,其催化活性就会停止,并且碳纳米管也停止生长。图2以照片方式表示通过尖端生长而生长的碳纳米管130。碳纳米管130显示为吸附在氧化铁120上。
在另一个实施方案中,通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管包括沿着氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒的表面扩散碳原子。这通常被称为“基底生长”。当过渡金属-氧化铁的相互作用较强时(当过渡金属与氧化铁具有钝角接触时),初始碳分解和扩散的发生与尖端生长类似。然而,随着碳纳米管沉淀,碳纳米管沉淀未能将过渡金属推离氧化铁。这迫使碳纳米管从过渡金属的顶点生长。过渡金属的顶点是过渡金属上离氧化铁最远的点。碳最初结晶为半球形圆顶。然后,随着碳继续结晶,它以圆柱体的形式生长,从而形成碳纳米管。与在尖端生长中碳纳米管从尖端(或自上而下)生长不同,碳纳米管在基底生长中从基底(或自下而上)生长。当过渡金属继续分布在氧化铁上时,则发生基底生长。随后的烃分解发生在过渡金属的外周表面上,且溶解的碳向上扩散。
在一些实施方案中,所述方法可以进一步包括合成由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳化硅纳米管。合成碳化硅纳米管可以包括将由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管暴露于硅蒸气。这产生了一定量的碳化硅纳米颗粒,包括由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳化硅纳米管。
合成碳化硅纳米管可以进一步包括将由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管加热至300℃至1600℃、300℃至1400℃、300℃至1200℃、300℃至1000℃、300℃至900℃、300℃至800℃、300℃至700℃、300℃至600℃、600℃至700℃、600℃至800℃、600℃至900℃、600℃至1000℃、600℃至1200℃、600℃至1400℃、600℃至1600℃,from 700℃至800℃、700℃至900℃、700℃至1100℃、700℃至1400℃、800℃至900℃、800℃至1100℃、800℃至1400℃、900℃至1100℃、900℃至1400℃或1100℃至1400℃。在一些实施方案中,加热由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管可以包括将由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管放入烘箱或反应器中。在一些实施方案中,反应器可以被抽真空至1x10-100托至1x10-50托、1x10-50托至1x10-25托、1x10-25托至1x10-10托、1x10-10托至1x10-5托、1x10-5托至1x10-1托、1x10-1托至0.5托、0.5托至1托、1托至10托、10托至20托、20托至40、40托至50托、50托至100托、100托至150托、150托至300托、300托至450托、450托至600托、600托至750托或这些的任何组合的绝对压力。
在一些实施方案中,合成由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳化硅纳米管可以包括将硅前体放入烘箱中。硅前体随着烘箱加热而蒸发并形成一定量的碳化硅纳米颗粒。该一定量的碳化硅前体纳米颗粒包括碳化硅纳米管和氧化铁催化剂纳米颗粒。在其他实施方案中,合成碳化硅纳米管可以包括使气体混合物流过碳纳米管以形成所述一定量的碳化硅纳米颗粒。在一些实施方案中,气体混合物可以包括氩气、氢气、硅、甲基三氯硅烷、任何其他含硅气体以及这些的组合。具体地,在一个实施方案中,气体混合物可以包括氩气、氢气和甲基三氯硅烷。
在一些实施方案中,加热由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管包括以1℃/min.至20℃/min.、3℃/min.至10℃/min.、5℃/min.至10℃/min.、5℃/min.至7℃/min.或5℃/min的加热速率使气体混合物流过由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管。加热由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管可以进一步包括将0至50体积百分比(vol.%)、2至30vol.%、2至20vol.%、2至15vol.%、2至10vol.%、2至5vol.%、5至30vol.%、5至20vol.%、5至15vol.%、5至10vol.%、10至30vol.%、10至20vol.%、10至15vol.%、15至30vol.%、15至20vol.%或20至30vol.%的硅基气体(如按气体混合物的体积所计算的)添加到气体混合物中。在一些实施方案中,所述方法可以进一步包括使气体混合物流过由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管,以形成一定量的碳化硅纳米颗粒。硅基气体可以包括任何包含硅的气体,如甲基三氯硅烷、N-仲丁基(三甲基甲硅烷基)胺、一氯五甲基二硅烷、六甲基二硅烷、五甲基二硅烷、四溴化硅、三乙基硅烷、任何其他包含硅的气体或这些的混合物。包含氩气、氢气和硅的气体混合物可以包含20至50vol.%、20至40vol.%、20至35vol.%、20至30vol.%、30至50vol.%、30至40vol.%、30至35vol.%、35至40vol.%、35至50vol.%或40至50vol.%的氢气(如按气体混合物的体积所计算的),以及50至80vol.%、50至70vol.%、50至65vol.%、50至60vol.%、60至65vol.%、60至70vol.%、60至80vol.%、65至80vol.%、65至70vol.%或70至80vol.%的氩气(如按气体混合物的体积所计算的)。使气体混合物流动可以包括以10至1000ml/min.、50至800ml/min.、100至400ml/min.或150ml/min的速率使气体混合物流动。根据一些实施方案,气体混合物可以通过使氢气流过甲基三氯硅烷,从而产生硅基气体来制备。
由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳化硅纳米管可以在空气中在升高的温度下退火。如本公开所用,退火是指在特定气氛下将基板加热至退火温度,将基板在所述退火温度下保持一段时间,并且使基板冷却的过程。退火温度是低于基板熔化温度的温度。例如,由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳化硅纳米管可以在500℃至600℃、600℃至700℃、700℃至800℃、800℃至900℃、900℃至1000℃、1000℃至1100℃、1100℃至1200℃、1200℃至1300℃、1300℃至1400℃、1400℃至1500℃、1500℃至1600℃、1600℃至1700℃、1700℃至1800℃或这些的任何组合的温度下退火。例如,由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳化硅纳米管可以在退火温度下保持0.001分钟(min)至5min、5min至10min、10min至20min、20min至30min、30min至40min、40min至50min、50min至60min、60min至70min或甚至大于70min或这些的任何组合。退火步骤可以进一步包括冷却步骤,其中由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳化硅纳米管的温度可以降低200℃/min.至150℃/min.、150℃/min.至100℃/min.、100℃/min.至50℃/min.、50℃/min.至25℃/min.、25℃/min.至20℃/min.、20℃/min.至15℃/min.、15℃/min.至10℃/min.、10℃/min.至5℃/min.、5℃/min.至1℃/min.、1℃/min.至0.5℃/min.、0.5℃/min.至0.1℃/min.或甚至小于0.1℃/min.或这些的任何组合。退火步骤可以在特定气氛下进行,其中特定气氛包括空气、惰性气体、还原气体、氧化气体或这些的组合。
如先前所述,所述方法包括将所述一定量的纳米颗粒添加到钻井液中,并使所述一定量的纳米颗粒分散在钻井液中,并且与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,增加具有分散的纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度中的至少一个。所述一定量的纳米颗粒的单个纳米颗粒可以包括吸附在氧化铁催化剂纳米颗粒上的碳纳米管,这确保碳纳米管分散在钻井液中并且不成团在一起,因为氧化铁催化剂纳米颗粒将碳纳米管的组分开。这导致在整个钻井液中分散的碳纳米管并且没有如使用常规方法形成的碳纳米管团块。在一些实施方案中,钻井液具有持久的分散均匀性。短语“持久的分散均匀性”意指在整个钻井液中的任何离散点处的碳纳米管的第一浓度与在整个钻井液中的任何第二离散点处的碳纳米管的第二浓度的变化不超过30%。换句话说,碳纳米管的浓度将不会在钻井液内的任何点导致碳纳米管成团。在本公开所述的实施方案中,整个钻井液中持久的分散均匀性使得对于整个钻井液中的离散点,碳纳米管浓度的极值(最小值或最大值)大于或等于在钻井液的任何第二离散点处的钻井液内碳纳米管浓度的约70%且小于或等于约130%。
如先前所述,所述方法包括在添加所述一定量的纳米颗粒之后添加至少一种增重剂,其中钻井液中的碳纳米管有助于悬浮增重剂,并且其中增重剂选自重晶石、赤铁矿、石灰、碳酸钙、膨润土、蒙脱石粘土、菱铁矿、钛铁矿、黑锰矿、硅铁、氧化锰、莫来石、高岭石、氧化铝、碳化硅、碳化钨以及这些的组合。添加至少一种增重剂可以使钻井液的密度增加0.1g/cm3。在一些实施方案中,添加至少一种增重剂可以将钻井液的密度增加0.05至10g/cm3、0.05至5g/cm3、0.05至3g/cm3、0.05至2g/cm3、0.05至1g/cm3、0.05至0.5g/cm3、0.05至0.1g/cm3、0.1至10g/cm3、0.1至5g/cm3、0.1至3g/cm3、0.1至2g/cm3、0.1至1g/cm3、0.1至0.5g/cm3、0.5至10g/cm3、0.5至5g/cm3、0.5至3g/cm3、0.5至2g/cm3、0.5至1g/cm3、1至10g/cm3、1至5g/cm3、1至3g/cm3、1至2g/cm3、2至10g/cm3、2至5g/cm3、2至3g/cm3、3至10g/cm3、3至5g/cm3或5至10g/cm3
在一些实施方案中,所述方法可以进一步包括在将所述一定量的纳米颗粒(包括由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管)添加到钻井液中之前,对碳纳米管的表面进行功能化。在另一个实施方案中,所述方法可以进一步包括在将所述一定量的纳米颗粒(包括由氧化铁催化剂纳米颗粒负载的碳纳米管)添加到钻井液中之后,对碳纳米管的表面进行功能化。在又一个实施方案中,所述方法可以进一步包括在将所述一定量的纳米颗粒添加到钻井液中之后,对碳纳米管的表面进行功能化。在一些实施方案中,对碳纳米管的表面进行功能化可以包括用亲水性官能团对碳纳米管的表面进行功能化。亲水性官能团可以包括羟基、羰基、羧基、氨基、巯基、磷酸基以及这些的组合。具体地,所述方法可以进一步包括用羧酸盐、铵衍生物、磺化单体、低聚物或聚合物中的至少一种来对碳纳米管的表面进行功能化。
与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,纳米颗粒分散体可以使具有分散纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度增加500厘泊(cP)。在一些实施方案中,与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,纳米颗粒分散体可以使具有分散纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度增加5至2000cP、5至1000cP、5to 700cP、5至600cP、5至500cP、5至400cP、5至200cP、5至100cP、5至50cP、50至2000cP、50至1000cP、50to 700cP、50至600cP、50至500cP、50至400cP、50至200cP、50至100cP、100至2000cP、100至1000cP、100to 700cP、100至600cP、100至500cP、100至400cP、100至200cP、200至2000cP、200至1000cP、200to 700cP、200至600cP、200至500cP、200至400cP、400至2000cP、400至1000cP、400to 700cP、400至600cP、400至500cP、500至2000cP、500至1000cP、500to 700cP、500至600cP、600至2000cP、600至1000cP、600to 700cP、700至2000cP、700至1000cP或1000至2000cP。在一些实施方案中,与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,纳米颗粒分散体可以使具有分散纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度增加10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%、125%、150%、200%、250%、300%或500%。
所述方法可以进一步包括将先前描述的添加剂添加到钻井液中。添加添加剂可以涉及将添加剂混合到钻井液中。在一些实施方案中,钻井液可以在4000转/分钟(RPM)至16000RPM的剪切速度下混合。钻井液可以4000RPM至15000RPM、或5000RPM至15000RPM、或5000RPM至1000RPM、或8000RPM至16000RPM、或10000RPM至16000RPM、或12000RPM至16000RPM的剪切速度混合。
本公开的实施方案还可以涉及使用钻井液的方法。类似地,钻井液可以根据先前所描述的任何实施方案。在一些实施方案中,可以将钻井液引入地下地层中。引入可涉及将钻井液注入地下地层中,其在一些实施方案中可以是井。钻井液可以在地下地层内循环。在一些实施方案中,泥浆泵可用于将钻井液注入地下地层中。
在一些具体实施方案中,本公开涉及使用钻井液进行石油和天然气钻探的方法。该方法可包括将钻井液泵送通过钻柱到钻头并再循环钻井液。再循环流体可允许钻井液冷却并润滑钻头并将岩屑从钻头升起,将钻屑向上运送到地面以清洁井筒。钻井液可另外提供流体静压力以支撑井筒的侧壁并防止侧壁塌陷到钻柱上。
如前所述,流体流变学是钻井液性能的重要参数。对于具有极端温度和压力要求(如温度大于200℃且压力大于1,000磅/平方英寸(psi))的关键海上应用,流体的粘度分布通常用受控温度和压力粘度计(例如,可从Fann Instruments(Houston,TX)商购获得的iX77流变仪)测量。流体可以在35°F至500°F的温度下进行测试,同时压力高达20,000psi。冷流体流变学可能很重要,因为流体在深水立管中暴露的温度低于32°F。在深井或地热加热井中可能会遇到大于100°F的温度。流体在井下的压力可能大于2,000psi,其粘度分布可能会相应改变。钻井液的流变行为,如凝胶强度、塑性粘度和屈服点,可以通过牛顿粘度、剪切应力和剪切速率的测量来确定。
钻井液的凝胶强度是指在钻井液保持静止状态的规定时间段之后在小于10RPM的剪切速率下测量的钻井液的剪切应力。本公开的钻井液在10秒后可以具有0.5至30磅力/100立方英尺(lbf/100ft2)的凝胶强度。在一些实施方案中,钻井液在10秒后可以具有0.5至100lbf/100ft2、0.5至60lbf/100ft2、0.5至50lbf/100ft2、0.5至40lbf/100ft2、0.5至30lbf/100ft2、0.5至20lbf/100ft2、0.5至15lbf/100ft2、0.5至10lbf/100ft2、0.5至5lbf/100ft2、0.5至1lbf/100ft2、1至100lbf/100ft2、1至60lbf/100ft2、1至50lbf/100ft2、1至40lbf/100ft2、1至30lbf/100ft2、1至20lbf/100ft2、1至15lbf/100ft2、1至10lbf/100ft2、1至5lbf/100ft2、5至100lbf/100ft2、5至60lbf/100ft2、5至50lbf/100ft2、5至40lbf/100ft2、5至30lbf/100ft2、5至20lbf/100ft2、5至15lbf/100ft2、5至10lbf/100ft2、10至100lbf/100ft2、10至60lbf/100ft2、10至50lbf/100ft2、10至40lbf/100ft2、10至30lbf/100ft2、10至20lbf/100ft2、10至15lbf/100ft2、15至100lbf/100ft2、15至60lbf/100ft2、15至50lbf/100ft2、15至40lbf/100ft2、15至30lbf/100ft2、15至20lbf/100ft2、20至100lbf/100ft2、20至60lbf/100ft2、20至50lbf/100ft2、20至40lbf/100ft2、20至30lbf/100ft2、30至100lbf/100ft2、30至60lbf/100ft2、30至50lbf/100ft2、30至40lbf/100ft2、40至100lbf/100ft2、40至60lbf/100ft2、40至50lbf/100ft2、50至100lbf/100ft2、50至60lbf/100ft2或60至100lbf/100ft2的凝胶强度。在一些实施方案中,与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,纳米颗粒分散体可以使具有分散纳米颗粒的钻井液的10秒凝胶强度增加10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%、125%、150%、200%、250%、300%或500%。
类似地,本公开的钻井液可以在10分钟后具有0.5至50lbf/100ft2的凝胶强度。在一些实施方案中,钻井液在10秒后可以具有0.5至100lbf/100ft2、0.5至60lbf/100ft2、0.5至50lbf/100ft2、0.5至40lbf/100ft2、0.5至30lbf/100ft2、0.5至20lbf/100ft2、0.5至15lbf/100ft2、0.5至10lbf/100ft2、0.5至5lbf/100ft2、0.5至1lbf/100ft2、1至100lbf/100ft2、1至60lbf/100ft2、1至50lbf/100ft2、1至40lbf/100ft2、1至30lbf/100ft2、1至20lbf/100ft2、1至15lbf/100ft2、1至10lbf/100ft2、1至5lbf/100ft2、5至100lbf/100ft2、5至60lbf/100ft2、5至50lbf/100ft2、5至40lbf/100ft2、5至30lbf/100ft2、5至20lbf/100ft2、5至15lbf/100ft2、5至10lbf/100ft2、10至100lbf/100ft2、10至60lbf/100ft2、10至50lbf/100ft2、10至40lbf/100ft2、10至30lbf/100ft2、10至20lbf/100ft2、10至15lbf/100ft2、15至100lbf/100ft2、15至60lbf/100ft2、15至50lbf/100ft2、15至40lbf/100ft2、15至30lbf/100ft2、15至20lbf/100ft2、20至100lbf/100ft2、20至60lbf/100ft2、20至50lbf/100ft2、20至40lbf/100ft2、20至30lbf/100ft2、30至100lbf/100ft2、30至60lbf/100ft2、30至50lbf/100ft2、30至40lbf/100ft2、40至100lbf/100ft2、40至60lbf/100ft2、40至50lbf/100ft2、50至100lbf/100ft2、50至60lbf/100ft2或60至100lbf/100ft2的凝胶强度。在一些实施方案中,与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,纳米颗粒分散体可以使具有分散纳米颗粒的钻井液的10分钟凝胶强度增加10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%、125%、150%、200%、250%、300%或500%。
钻井液的流变行为可以通过在不同剪切速率下测量钻井液上的剪切应力来确定,这可以通过测量钻井液上的剪切应力或剪切速率来实现。利用了各种剪切速率,因为钻井液在较低剪切应力下表现为刚体,但在较高剪切应力下作为粘性流体流动。钻井液的流变性可以通过塑性粘度(PV)(厘泊(cP))和屈服点(YP)来表征,其是Bingham塑性流变模型的参数。PV与由于钻井液固体之间的机械相互作用而导致的钻井液流动阻力相关,并且表示钻井液的外推至无限剪切速率的粘度。PV反映了钻井液中固体的类型和浓度。钻井液的PV可以通过使用前述流变仪在300转/分钟(RPM)和600RPM的主轴速度下测量钻井液的剪切应力,并根据等式1从600RPM刻度盘读数中减去300RPM刻度盘读数来估算:
PV(cP)=(600RPM的刻度盘读数)-(300RPM的刻度盘读数) 等式1
本公开的钻井液可具有5至2000cP的PV。在一些实施方案中,钻井液可具有5至5000cP、5至1500cP、5至1000cP、5至500cP、5至100cP、5至50cP、50至5000cP、50至2000cP、50至1500cP、50至1000cP、50至500cP、50至100cP、100至5000cP、100至2000cP、100至1500cP、100至1000cP、100至500cP、500至5000cP、500至2000cP、500至1500cP、500至1000cP、1000至5000cP、1000至2000cP、1000至1500cP、1500至5000cP、1500至2000cP或2000至5000cP的PV。在一些实施方案中,与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,纳米颗粒分散体可以使具有分散纳米颗粒的钻井液的PV增加10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%、125%、150%、200%、250%、300%或500%。
当剪应力小于所述YP时,水力压裂液表现为刚体,并且当剪应力大于所述YP时,水力压裂液作为粘性流体流动。换句话说,YP表示使钻井液从静止状态移动所需的应力量。YP表示为每面积的力,如每一百平方英尺的力的磅数(lbf/100ft2)。YP提供了通过环空的钻井液的固体携带能力的指示,其简化地表示钻井液的孔清洁能力。YP等于或大于15lbf/100ft2的钻井液被认为是钻井可接受的。YP通过将宾汉塑性流变性模型外推到剪切速率零来确定。可以根据等式2从PV来估算YP(如先前所描述,如根据等式1所测量):
YP=(300RPM的刻度盘读数)-PV 等式2
本公开的钻井液可具有0.5至50lbf/100ft2的YP。在一些实施方案中,本公开的钻井液可具有0.5至100lbf/100ft2、0.5至60lbf/100ft2、0.5至40lbf/100ft2、0.5至30lbf/100ft2、0.5至20lbf/100ft2、0.5至15lbf/100ft2、0.5至10lbf/100ft2、0.5至5lbf/100ft2、0.5至1lbf/100ft2、1至100lbf/100ft2、1至60lbf/100ft2、1至50lbf/100ft2、1至40lbf/100ft2、1至30lbf/100ft2、1至20lbf/100ft2、1至15lbf/100ft2、1至10lbf/100ft2、1至5lbf/100ft2、5至100lbf/100ft2、5至60lbf/100ft2、5至50lbf/100ft2、5至40lbf/100ft2、5至30lbf/100ft2、5至20lbf/100ft2、5至15lbf/100ft2、5至10lbf/100ft2、10至100lbf/100ft2、10至60lbf/100ft2、10至50lbf/100ft2、10至40lbf/100ft2、10至30lbf/100ft2、10至20lbf/100ft2、10至15lbf/100ft2、15至100lbf/100ft2、15至60lbf/100ft2、15至50lbf/100ft2、15至40lbf/100ft2、15至30lbf/100ft2、15至20lbf/100ft2、20至100lbf/100ft2、20至60lbf/100ft2、20至50lbf/100ft2、20至40lbf/100ft2、20至30lbf/100ft2、30至100lbf/100ft2、30至60lbf/100ft2、30至50lbf/100ft2、30至40lbf/100ft2、40至100lbf/100ft2、40至60lbf/100ft2、40至50lbf/100ft2、50至100lbf/100ft2、50至60lbf/100ft2或60至100lbf/100ft2的YP。在一些实施方案中,与没有纳米颗粒分散体的类似或等效钻井液相比,纳米颗粒分散体可以使具有分散纳米颗粒的钻井液的YP增加10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、100%、125%、150%、200%、250%、300%或500%。
应注意的是,以下权利要求中的一项或多项权利要求利用术语“其中(where)”或“其中(in which)”作为过渡性短语。出于定义本发明技术的目的,应注意,此术语在权利要求书中作为用于引入结构的一系列特征的陈述的开放式过渡短语引入,并且应以与更常用的开放式前导术语“包括”相同的方式解释。出于定义本发明技术的目的,过渡短语“由……组成”可以在权利要求书中作为将权利要求的范围限制为陈述的组分或步骤和任何天然存在的杂质的封闭式前导术语引入。出于定义本发明技术的目的,过渡短语“基本上由……组成”可在权利要求书中引入以将一个或多个权利要求项的范围限制为陈述的要素、组分、材料或方法步骤以及不实质上影响所要求保护的主题的特征的任何非陈述的要素、组分、材料或方法步骤。过渡短语“由……组成”和“基本上由……组成”可被解释为开放式过渡短语(如“包括”和“包含”)的子集,使得任意使用开放式短语来引入一系列要素、组分、材料或步骤的陈述应被解释为还使用封闭式术语“由……组成”和“基本上由……组成”公开一系列要素、组分、材料或步骤的陈述。举例来说,“包括”组分A、B和C的组合物的陈述应被解释为还公开“由组分A、B和C组成”的组合物以及“基本上由组分A、B和C组成”的组合物。在本申请中表达的任何定量值可被认为包含与过渡短语“包括”或“包含”相一致的开放式实施方式以及与过渡短语“由……组成”和“基本上由……组成”相一致的封闭式或部分封闭式实施方式。
如在说明书和所附权利要求书中所使用的,除非上下文另外明确指示,否则单数形式“一种(a)”、“一个(an)”和“所述”包含复数个参考。动词“包括”和其共轭形式应被解释为以非排他性方式引用要素、组分或步骤。所引用的要素、组分或步骤可与未明确引用的其它要素、组分或步骤一起存在、利用或组合。应当理解,分配给某特性的任何两个定量值可构成所述特性的范围,并且在本公开中考虑由给定特性的所有所述定量值形成的范围的所有组合。已详细地并且通过参考特定实施方式描述本公开的主题。应当理解,实施例的组分或特征的任何详细描述不一定暗示组分或特征对于具体实施例或任何其它实施例为必要的。另外,对于本领域技术人员显而易见的是,可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变化。
当前所描述的主题可以包含一个或多个方面,所述一个或多个方面不应被视为对本公开的教导内容的限制。第一方面可以包括一种将至少一种增重剂悬浮在钻井液中的方法,其包括:通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管以形成一定量的纳米颗粒,其中氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒包括布置在氧化铁上的过渡金属;将所述一定量的纳米颗粒添加到钻井液中,从而形成分散的纳米颗粒;并且在添加所述一定量的纳米颗粒后,将至少一种增重剂添加到钻井液中,其中:与没有分散纳米颗粒的等效钻井液相比,存在分散纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度值中的至少一个更大,与没有分散纳米颗粒的等效钻井液相比,存在分散纳米颗粒的钻井液中悬浮增重剂的量增加,并且增重剂选自重晶石、赤铁矿、石灰、碳酸钙、膨润土、蒙脱石粘土、菱铁矿、钛铁矿、黑锰矿、硅铁、氧化锰、莫来石、高岭石、氧化铝、碳化硅、碳化钨以及这些的组合。
第二方面可以包括基本上如本公开中所述的钻井液,或包括本公开中所述特征中的一个或多个。
另一方面包括任何前述方面,其中过渡金属包括Fe、Co或Ni。
另一方面包括任何前述方面,其中氧化铁包括氧化铁(II)、氧化铁(III)、氧化铁(II,III)或这些的组合。
另一方面包括任何前述方面,其中碳纳米管被吸附到氧化铁催化剂纳米颗粒上。
另一方面包括任何前述方面,其中氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒包含10wt.%或更少的过渡金属,如按氧化铁的重量所计算的。
另一方面包括任何前述方面,进一步包括在将所述一定量的纳米颗粒添加到钻井液中之后,用羧酸盐、铵衍生物、磺化单体、低聚物或聚合物中的至少一种来对碳纳米管的表面进行功能化。
另一方面包括任何前述方面,其中通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管包括通过碳纳米管扩散碳原子。
另一方面包括任何前述方面,其中通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管包括沿着氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒的表面扩散碳原子。
另一方面包括任何前述方面,其中钻井液包含极性非质子溶剂。
另一方面包括任何前述方面,其中极性非质子溶剂包括正烷基吡咯烷酮、二甲基甲酰胺或二甲亚砜中的至少一种。
另一方面包括任何前述方面,其中钻井液包含一种或多种选自补充增重剂、流体损失控制剂、井漏控制剂、表面活性剂、消泡剂以及这些的组合的添加剂。
另一方面包括任何前述方面,其中表面活性剂包括磺化聚合物、磺化烷烃、聚羧酸化醚、三甲基烷基铵盐、烷基苄基铵盐、蛋白质、聚乙二醇衍生物、寡糖或胆固醇衍生物中的至少一种。
另一方面包括任何前述方面,其中钻井液包含天然油,合成油,柴油,矿物油,氢化烯烃,未氢化烯烃,聚α烯烃,直链烯烃,支链烯烃,聚二有机硅氧烷,硅氧烷,有机硅氧烷,酯,醚,缩醛,碳酸二烷基酯,烃,脂肪酸,脂肪酸酯,脂肪酸的直链、支链或环状烷基醚以及这些的组合中的至少一种。
另一方面包括任何前述方面,其中钻井液包含淡水、咸水、盐水、城市用水、地层水、采出水、井水、滤后水、蒸馏水、海水或这些的组合中的至少一种。
另一方面包括任何前述方面,其中与没有分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,分散的纳米颗粒使具有分散纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度增加5至2000cP。
另一方面包括任何前述方面,其中与没有分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,分散的纳米颗粒使具有分散纳米颗粒的钻井液的塑性粘度增加10%。
另一方面包括任何前述方面,其中与没有分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,分散的纳米颗粒使具有分散纳米颗粒的钻井液的屈服点增加10%。
另一方面包括任何前述方面,其中与没有分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,分散的纳米颗粒使具有分散纳米颗粒的钻井液的10秒凝胶强度增加10%。
另一方面包括任何前述方面,其中与没有分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,分散的纳米颗粒使具有分散纳米颗粒的钻井液的10分钟凝胶强度增加10%。
对于本领域的技术人员来说显而易见的是,在不背离所要求的主题的精神和范围的情况下,可以对本文所述的实施方式进行各种修改和变更。因此,旨在本说明书覆盖所描述的各个实施方案的修改和变化,其条件是,此类修改和变化属于在所附权利要求书以及其等效物的范围内。除非在申请中另有说明,否则所有测试、特性和实验均在室温和大气压下进行。
已经详细地并且参考这些实施例中的任何实施例中的具体实施例描述本公开的主题,应注意,本文中公开的各种细节不应被视为暗示这些细节涉及本文描述的各个实施例的基本组分的元素,即使在本说明书所附的每个附图中示出了特定元素的情况下也是如此。进一步地,显而易见,在不脱离本公开的范围的情况下可以进行修改和变化,包含但不限于所附权利要求中限定的实施例。更具体地,尽管本公开的一些方面被标识为特别有利,但是设想本公开不必限于这些方面。

Claims (15)

1.一种将至少一种增重剂悬浮在钻井液中的方法,其包括:
通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管以形成一定量的纳米颗粒,其中所述氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒包括布置在氧化铁上的过渡金属;
将所述一定量的纳米颗粒添加到所述钻井液中,从而形成分散的纳米颗粒;并且
在添加所述一定量的纳米颗粒后,将至少一种增重剂添加到所述钻井液中,其中:
与没有所述分散纳米颗粒的等效钻井液相比,存在所述分散纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度、屈服点、塑性粘度和密度值中的至少一个更大,
与没有所述分散纳米颗粒的等效钻井液相比,存在所述分散纳米颗粒的钻井液中悬浮增重剂的量增加,并且
所述增重剂选自重晶石、赤铁矿、石灰、碳酸钙、膨润土、蒙脱石粘土、菱铁矿、钛铁矿、黑锰矿、硅铁、氧化锰、莫来石、高岭石、氧化铝、碳化硅、碳化钨以及这些的组合。
2.根据权利要求1所述的方法,其中所述过渡金属包括Fe、Co或Ni,并且所述氧化铁包括氧化铁(II)、氧化铁(III)、氧化铁(II,III)或这些的组合。
3.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中所述碳纳米管被吸附到所述氧化铁催化剂纳米颗粒上。
4.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中所述氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒包含10wt.%或更少的过渡金属,如按所述氧化铁的重量所计算的。
5.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其进一步包括在将所述一定量的纳米颗粒添加到所述钻井液中之后,用羧酸盐、铵衍生物、磺化单体、低聚物或聚合物中的至少一种来对所述碳纳米管的表面进行功能化。
6.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管包括通过所述碳纳米管扩散碳原子。
7.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中通过在氧化铁催化剂纳米颗粒上化学气相沉积来合成碳纳米管包括沿着所述氧化铁催化剂纳米颗粒的单个纳米颗粒的表面扩散碳原子。
8.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中所述钻井液包含极性非质子溶剂,所述极性非质子溶剂包括正烷基吡咯烷酮、二甲基甲酰胺或二甲亚砜中的至少一种。
9.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中:
所述钻井液包含一种或多种选自补充增重剂、流体损失控制剂、井漏控制剂、表面活性剂、消泡剂以及这些的组合的添加剂;并且
所述表面活性剂包括磺化聚合物、磺化烷烃、聚羧酸化醚、三甲基烷基铵盐、烷基苄基铵盐、蛋白质、聚乙二醇衍生物、寡糖或胆固醇衍生物中的至少一种。
10.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中所述钻井液包含:
天然油,合成油,柴油,矿物油,氢化烯烃,未氢化烯烃,聚α烯烃,直链烯烃,支链烯烃,聚二有机硅氧烷,硅氧烷,有机硅氧烷,酯,醚,缩醛,碳酸二烷基酯,烃,脂肪酸,脂肪酸酯,脂肪酸的直链、支链或环状烷基醚以及这些的组合中的至少一种;以及
淡水、咸水、盐水、城市用水、地层水、采出水、井水、滤后水、蒸馏水、海水或这些的组合中的至少一种。
11.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中与没有所述分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,所述分散的纳米颗粒使具有所述分散纳米颗粒的钻井液的牛顿粘度增加5至2000cP。
12.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中与没有所述分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,所述分散的纳米颗粒使具有所述分散纳米颗粒的钻井液的塑性粘度增加10%。
13.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中与没有所述分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,所述分散的纳米颗粒使具有所述分散纳米颗粒的钻井液的屈服点增加10%。
14.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中与没有所述分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,所述分散的纳米颗粒使具有所述分散纳米颗粒的钻井液的10秒凝胶强度增加10%。
15.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中与没有所述分散的纳米颗粒的类似或等效钻井液相比,所述分散的纳米颗粒使具有所述分散纳米颗粒的钻井液的10分钟凝胶强度增加10%。
CN202080030141.1A 2019-04-17 2020-03-26 将增重剂悬浮在钻井液中的方法 Withdrawn CN113710769A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201962835136P 2019-04-17 2019-04-17
US62/835,136 2019-04-17
PCT/US2020/024917 WO2020214374A1 (en) 2019-04-17 2020-03-26 Methods of suspending weighting agents in a drilling fluid

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN113710769A true CN113710769A (zh) 2021-11-26

Family

ID=70334110

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202080030141.1A Withdrawn CN113710769A (zh) 2019-04-17 2020-03-26 将增重剂悬浮在钻井液中的方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11261363B2 (zh)
EP (1) EP3956418A1 (zh)
CN (1) CN113710769A (zh)
CA (1) CA3137064A1 (zh)
WO (1) WO2020214374A1 (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11370952B2 (en) * 2019-10-18 2022-06-28 Saudi Arabian Oil Company Magnetically responsive drilling fluid and methods of making and use thereof
US20230203361A1 (en) * 2021-12-21 2023-06-29 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore stability compositions comprising nanoparticles

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4663230A (en) * 1984-12-06 1987-05-05 Hyperion Catalysis International, Inc. Carbon fibrils, method for producing same and compositions containing same
US20060104889A1 (en) * 2004-11-17 2006-05-18 Avetik Harutyunyan Methods for controlling the quality of metal nanocatalyst for growing high yield carbon nanotubes
FR2897361A1 (fr) * 2006-02-13 2007-08-17 Arkema Sa Dispersions aqueuses des nanotubes de carbone, leur procede de preparation et leur utilisation.
US20100224129A1 (en) * 2009-03-03 2010-09-09 Lockheed Martin Corporation System and method for surface treatment and barrier coating of fibers for in situ cnt growth
US20100300759A1 (en) * 2007-09-07 2010-12-02 Arkema France Drilling fluid containing carbon nanotubes
US20120015852A1 (en) * 2010-06-28 2012-01-19 Baker Hughes Incorporated Nanofluids and Methods of Use for Drilling and Completion Fluids
US20130217603A1 (en) * 2012-02-17 2013-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Use of neutral-density particles to enhance barite sag resistance and fluid suspension transport
CA2919874A1 (en) * 2013-09-11 2015-03-19 Halliburton Energy Services, Inc. Asphaltene-dissolving oil-external emulsion for acidization and methods of using the same
US20160017202A1 (en) * 2014-07-21 2016-01-21 Baker Hughes Incorporated Electrically conductive oil-based fluids
CN107108206A (zh) * 2014-12-01 2017-08-29 沙特基础工业全球技术公司 通过均相沉积沉淀合成三金属纳米颗粒,以及负载型催化剂用于甲烷的二氧化碳重整的应用

Family Cites Families (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH03174341A (ja) 1989-11-30 1991-07-29 Nkk Corp 複合粒子及びその製造方法
SK53294A3 (en) * 1993-05-07 1995-04-12 Albright & Wilson Concentrated aqueous mixture containing surface active matter and its use
AU4458797A (en) * 1997-09-15 1999-04-05 Sofitech N.V. Electrically conductive non-aqueous wellbore fluids
US6232706B1 (en) 1998-11-12 2001-05-15 The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University Self-oriented bundles of carbon nanotubes and method of making same
DE10132787A1 (de) * 2001-07-06 2003-01-30 Infineon Technologies Ag Katalysatormaterial, Kohlenstoffnanoröhren-Anordnung und Verfahren zum Herstellen einer Kohlenstoffnanoröhren-Anordnung
WO2005060610A2 (en) 2003-12-11 2005-07-07 The Trustees Of Columbia University In The City Ofnew York Nano-sized particles, processes of making, compositions and uses thereof
US20060078489A1 (en) 2004-09-09 2006-04-13 Avetik Harutyunyan Synthesis of small and narrow diameter distributed carbon single walled nanotubes
FR2881735B1 (fr) 2005-02-07 2008-04-18 Arkema Sa Procede de synthese de nanotubes de carbone
US20060177659A1 (en) 2005-02-09 2006-08-10 National Pingtung University Of Science & Technology Powder containing carbon nanotube or carbon nanofiber and process for preparing the same
WO2007093725A2 (fr) * 2006-02-13 2007-08-23 Arkema France Dispersions aqueuses comprenant des nanotubes de carbone, leur procédé de préparation et leur utilisation.
US8316936B2 (en) 2007-04-02 2012-11-27 Halliburton Energy Services Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US8075799B2 (en) 2007-06-05 2011-12-13 South Dakota School Of Mines And Technology Carbon nanoparticle-containing hydrophilic nanofluid with enhanced thermal conductivity
US7968184B2 (en) 2007-12-03 2011-06-28 Schlumberger Technology Corporation Erosion resistant surface and method of making erosion resistant surfaces
US8865107B2 (en) 2008-02-08 2014-10-21 Northwestern University Highly concentrated nano-reinforcement suspensions for cementitious materials and method of reinforcing such materials
BRPI0802018B1 (pt) 2008-04-30 2019-01-29 Univ Minas Gerais processo de síntese de nanotubos de carbono sobre o clínquer de cimento e compósito nanoestruturado
JP5291707B2 (ja) 2008-05-30 2013-09-18 三菱重工業株式会社 ナノカーボン材料製造装置及び方法
US8790615B2 (en) 2008-06-18 2014-07-29 Board Of Trustees Of The University Of Arkansas Methods of synthesizing carbon-magnetite nanocomposites from renewable resource materials and application of same
TW201012749A (en) 2008-08-19 2010-04-01 Univ Rice William M Methods for preparation of graphene nanoribbons from carbon nanotubes and compositions, thin films and devices derived therefrom
US8499837B2 (en) 2009-03-30 2013-08-06 Chevron U.S.A. Inc. Nanoparticle-densified Newtonian fluids for use as cementation spacer fluids and completion spacer fluids in oil and gas wells
US20110011157A1 (en) 2009-07-16 2011-01-20 Bertrand Bourlon Gas chromatograph column with carbon nanotube-bearing channel
US20110089958A1 (en) 2009-10-19 2011-04-21 Applied Nanostructured Solutions, Llc Damage-sensing composite structures
US8763695B2 (en) * 2010-04-15 2014-07-01 Halliburton Energy Services, Inc. Electrically conductive oil-based drilling fluids
US9233874B2 (en) 2010-07-21 2016-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with a high-density additive of silicon carbide or sintered bauxite
US9243483B2 (en) 2010-10-27 2016-01-26 Stuart R. Keller Methods of using nano-particles in wellbore operations
US8476201B2 (en) 2010-12-23 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluids having reduced sag potential and related methods
MX338468B (es) 2011-07-14 2016-04-13 Ct De Investigación Y De Estudios Avanzados Del I P N Metodo para la elaboracion de nanotubos de carbono dopados con diferentes elementos.
EP2807227B1 (en) 2012-01-27 2019-06-05 William Marsh Rice University Wellbore fluids incorporating magnetic carbon nanoribbons and magnetic functionalized carbon nanoribbons and methods of using the same
WO2013192629A1 (en) 2012-06-22 2013-12-27 William Marsh Rice University Temperature responsive nanoparticles for magnetically detecting hydrocarbons in geological structures
US20140096964A1 (en) 2012-10-10 2014-04-10 Baker Hughes Incorporated Nanoparticle modified fluids and methods of manufacture thereof
FR2997090B1 (fr) 2012-10-19 2015-10-16 Arkema France Fluide de forage contenant du graphene
WO2014066295A1 (en) * 2012-10-22 2014-05-01 M-I L.L.C. Electrically conductive wellbore fluids and methods of use
US9446965B2 (en) 2013-02-19 2016-09-20 Nanotech Industrial Solutions, Inc. Applications for inorganic fullerene-like particles
GB2520018A (en) 2013-11-06 2015-05-13 Statoil Petroleum As Porous Proppants
NO347694B1 (en) 2013-11-22 2024-02-26 Schlumberger Technology Bv Piezoresistive cement nanocomposites
US9987608B2 (en) 2014-09-19 2018-06-05 NanoSynthesis Plus, Ltd. Methods and apparatuses for producing dispersed nanostructures
US10344200B2 (en) 2014-11-04 2019-07-09 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole resin coatings comprising a carbon nanomaterial and methods associated therewith
US10190370B1 (en) 2014-12-10 2019-01-29 Stc.Unm Composite wellbore seal system with sensing and self-healing capabilities
CN104962276B (zh) 2015-06-26 2019-03-08 扬州市政兴树脂有限公司 改性碳纳米管增韧树脂覆膜砂支撑剂及其制备方法
RU2651720C2 (ru) 2015-07-16 2018-04-23 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тамбовский государственный технический университет (ФГБОУ ВПО ТГТУ) Способ получения наномодифицирующей добавки строительного назначения
CL2016000574A1 (es) 2016-03-11 2016-10-14 Univ Chile Nanotubos de carbono de pared múltiple (mwcnt) para adsorción de hidrógeno. método de obtención de los nanotubos por técnica de deposición química en fase vapor asistida por aerosol (aacvd), y método de purificación.
US20180072938A1 (en) 2016-09-12 2018-03-15 Baker Hughes Incorporated Ductile cementing materials and the use thereof in high stress cementing applications
US20180306027A1 (en) 2016-09-23 2018-10-25 Terves Inc. Method of Assuring Dissolution of Degradable Tools
KR101804202B1 (ko) 2016-12-01 2017-12-06 한국과학기술원 전기 전도성 시멘트계 복합체 조성물

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4663230A (en) * 1984-12-06 1987-05-05 Hyperion Catalysis International, Inc. Carbon fibrils, method for producing same and compositions containing same
US20060104889A1 (en) * 2004-11-17 2006-05-18 Avetik Harutyunyan Methods for controlling the quality of metal nanocatalyst for growing high yield carbon nanotubes
FR2897361A1 (fr) * 2006-02-13 2007-08-17 Arkema Sa Dispersions aqueuses des nanotubes de carbone, leur procede de preparation et leur utilisation.
US20100300759A1 (en) * 2007-09-07 2010-12-02 Arkema France Drilling fluid containing carbon nanotubes
US20100224129A1 (en) * 2009-03-03 2010-09-09 Lockheed Martin Corporation System and method for surface treatment and barrier coating of fibers for in situ cnt growth
US20120015852A1 (en) * 2010-06-28 2012-01-19 Baker Hughes Incorporated Nanofluids and Methods of Use for Drilling and Completion Fluids
US20130217603A1 (en) * 2012-02-17 2013-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Use of neutral-density particles to enhance barite sag resistance and fluid suspension transport
CA2919874A1 (en) * 2013-09-11 2015-03-19 Halliburton Energy Services, Inc. Asphaltene-dissolving oil-external emulsion for acidization and methods of using the same
US20160017202A1 (en) * 2014-07-21 2016-01-21 Baker Hughes Incorporated Electrically conductive oil-based fluids
CN107108206A (zh) * 2014-12-01 2017-08-29 沙特基础工业全球技术公司 通过均相沉积沉淀合成三金属纳米颗粒,以及负载型催化剂用于甲烷的二氧化碳重整的应用

Also Published As

Publication number Publication date
EP3956418A1 (en) 2022-02-23
US11261363B2 (en) 2022-03-01
US20200332170A1 (en) 2020-10-22
WO2020214374A1 (en) 2020-10-22
CA3137064A1 (en) 2020-10-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4659924B2 (ja) カーボンナノチューブを含む掘削流体
US11370952B2 (en) Magnetically responsive drilling fluid and methods of making and use thereof
US7001871B2 (en) Water-based drilling fluid additive containing talc and graphite
Ismail Improve performance of water-based drilling fluids
CN113710769A (zh) 将增重剂悬浮在钻井液中的方法
NO20191103A1 (en) Hydrobically treated particulates for improved return permeability
CN113811586A (zh) 在水力压裂液中悬浮支撑剂的方法
WO2019069280A1 (en) DRILL FLUID FORMULATIONS AND ASSOCIATED METHODS
EP1853685A1 (en) Additive for reducing torque on a drill string
US11370951B2 (en) Methods of suspending weighting agents in a drilling fluid
US11021644B2 (en) Drilling fluids and methods of making thereof
BR112020010774A2 (pt) fluidos de fundo de poço com propriedades reológicas equilibradas, métodos de fabricação e aplicações deles
US11807801B2 (en) Drilling fluids and methods of making and using thereof
US11634620B2 (en) Method for reducing the rheology of high internal-phase-ratio emulsion wellbore fluids
WO2021021270A1 (en) Lubricants that include alkyl esters and fatty acids
CN114085551A (zh) 含二氧化硅组合处理剂的井眼强化型双疏无土相油基钻井液
CN111448284A (zh) 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

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WW01 Invention patent application withdrawn after publication
WW01 Invention patent application withdrawn after publication

Application publication date: 20211126