相关申请的交叉引用
本申请要求于2017年8月15日提交的美国临时申请序列号62/545,663的权益，其通过引用并入本文。
本公开的实施方式总体上涉及油基钻井液，其用于高压和高温钻井操作。更具体地，本公开的实施方式涉及油基钻井液，其包含表面改性的镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物化合物作为流变改性剂。
背景技术：
钻新井眼以进行烃开采的钻井操作例如包括在钻井操作期间使钻井液(替代地称为钻井泥浆)连续地循环通过井眼的常规做法。钻井液被泵入钻杆，到达钻孔底部，然后钻井液向上流过井眼壁和钻杆之间的环隙，最后从井眼流出，并在那里被回收以进行二次处理。具体地，对钻井液进行机械或化学处理以从钻井液中去除捕获的固体和钻屑，并然后将钻井液再循环回去通过井眼。
考虑到钻井液的循环特性及其在钻井操作过程中捕获固体和钻屑的功能，钻井液必须以相对较低的粘度自由流动，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。如果钻井液的循环停止，则为了防止固体在井眼底部积聚，钻井液还必须具有足以悬浮固体和钻屑的凝胶强度。积聚在井眼底部的固体可能会导致卡钻以及钻井液流动路径的物理堵塞。
深井钻探由于涉及高压和高温(hpht)的地质条件而变得复杂。hpht条件的行业限定的定义通常包括井眼温度高于300华氏度(°f)(149摄氏度(℃))和井眼压力高于10,000磅力平方英寸(psi)(68.9兆帕(mpa))。
技术实现要素：
因此，对在hpht条件下是热稳定的并且具有适合用于井处理的流变性质的钻井液和用于钻井液的流变改性剂存在持续的需求。流变改性剂在加入至油基钻井液时，可以增强流变性质，诸如“易碎凝胶”性质和剪切稀化行为。
因此，本公开的一些实施方式包括油基钻井液，其包括基础油连续相、水性分散相和至少一种流变改性剂，其中基础油连续相包括基础油，流变改性剂包括改性的镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物(mg/al-co3ldh)化合物。
本公开的其他实施方式包括用于制备油基钻井液的方法，其中该方法包括将基础油、至少一种乳化剂和至少一种润湿剂混合以形成基础油连续相；以及向基础油连续相中加入至少一种流变改性剂以形成油基钻井液，其中该至少一种流变改性剂包含改性的镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物化合物。
具体实施方式
现在将描述具有流变改性剂的钻井液的具体实施方式。应理解，本公开的流变改性剂和钻井液可以不同的形式来体现，并且不应被认作限于本公开中所阐述的具体实施方式。相反，提供实施方式是为了使本公开透彻和全面，并且将向本领域技术人员充分传递本主题的范围。
为了钻探地下井，可将包括钻头和对钻头施加重量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的岩石中。钻井操作产生岩石碎片。为了从井眼底部去除岩石碎片，将钻井液(诸如油基钻井液)通过钻柱向下泵送到钻头。钻井液冷却钻头，提供润滑，并且提升被称为钻屑的岩石碎片脱离钻头。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去除钻屑，并将钻井液沿钻柱向下再循环回到井眼底部以收集另外的钻屑。
钻井液包括钻井泥浆、封隔液和完井液。大体上，钻井液具有许多功能，不同类型的钻井液专门用于特定的一种或多种功能。在一种或多种实施方式中，油基钻井液使钻屑和增重材料悬浮，并且用油基钻井液将钻屑传送到井眼表面。此外，油基钻井液可吸收井眼中的气体，诸如二氧化碳(co2)、硫化氢(h2s)和甲烷(ch4)，并将它们传送到井眼表面以释放、封存或烧除。油基钻井液可以另外为钻柱提供浮力，随着井眼长度的增加减轻钻柱上的张力。在一种或多种实施方式中，油基钻井液还提供冷却和润滑功能，用于冷却和润滑钻孔操作时所用的钻头和钻柱。在其他实施方式中，油基钻井液可以控制地下压力。特别地，油基钻井液可以在井眼中提供静水压力以为井眼的侧壁提供支撑并且防止侧壁在钻柱上坍塌或塌陷。另外，油基钻井液可以在井眼中提供静水压力，以防止在钻井操作期间井下地层中的流体流入井眼中。
在某些极端井下条件下，诸如过高的温度或困难的地层，可以改变钻井液的一些特性。例如，钻井液与具有膨胀粘土、过量固体含量或二者都有的地层的相互作用，或使钻井液经受极端井下温度可引起钻井液变稠或变稀、粘度过度增加或减少或这些的任何组合。例如，在高压和高温(hpht)操作中使用的钻井液可能会经受高于300°f(149℃)的井眼温度和高于10,000psi(68.9mpa)的井眼压力，其是hpht条件的行业限定的定义。在hpht条件下，钻井液可能会分解或经受流变学方面的不希望的变化。
配制油基钻井液的实施方式以提供具有适用于hpht钻井操作的流变性的流体。具体地，油基钻井液被配制成在较低的剪切速率下比可商购的hpht油基钻井液具有更高的粘度，以及在高剪切速率下比可商购的hpht油基钻井液具有更低的粘度。低剪切速率通常低于10s-1，且高剪切速率通常大于100s-1。在低剪切速率下较高的粘度增加了油基钻井液在停止钻井操作时保持钻屑的能力。相反，在高剪切速率下油基钻井液的较低粘度降低了在钻井操作期间循环油基钻井液所需的能量。
在一种或多种实施方式中，油基钻井液包括基础油相、水性分散相和至少一种流变改性剂。该至少一种流变改性剂包括碳酸盐层状双氢氧化物(ldh)化合物。在一些实施方式中，碳酸盐ldh化合物是或包括镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物(mg/al-co3ldh)化合物。mg/al-co3ldh化合物可以具有经验式[mg1-xalx(oh)2](co3)x/3·mh2o，其中x为0.1至0.4，并且m为0.1至0.6。在一些实施方式中，mg/al-co3ldh化合物本身，或者mg/al-co3ldh化合物的颗粒的表面，例如可以被改性。在油基钻井液的一些实施方式中，油基钻井液可包括基于油基钻井液的总重量的0.05wt.％至5.0wt.％、0.1wt.％至1.0wt.％或0.1wt.％至0.5wt.％的镁/铝碳酸盐ldh化合物。
mg/al-co3ldh流变改性剂的颗粒可以通过形成镁化合物和铝化合物的浆料或水溶液来制备。可以将一种或多种碱性化合物加入到浆料或水溶液中以形成反应混合物。至少一种碱性化合物可以包括碳酸盐或碳酸氢盐。将反应混合物在反应温度下加热一段反应时间以形成mg/al-co3ldh。铝化合物可以包括例如al(oh)3、al2o3、al(no3)3或alcl3。镁化合物可以包括例如mg(oh)2、mg(no3)2、mgcl2或mgo。在一种实例中，镁化合物可以是mg(no3)2，而铝盐可以是al(no3)3。在一些实施方式中，镁盐或铝盐可以是水合物，诸如例如al(no3)3·9h2o或mg(no3)3·6h2o。碱性化合物包括碳酸盐或碳酸氢盐。碳酸盐的实例包括na2co3和nahco3。除了碳酸盐或碳酸氢盐之外，碱性化合物还可任选地包括碱，诸如mg(oh)2、al(oh)3或naoh。
用于本公开的钻井液的mg/al-co3ldh化合物流变改性剂的制备可以包括另外的或任选的步骤。任选地，可以用一种或多种碱性化合物或酸性溶液(诸如naoh)调节浆料、水溶液或反应混合物的ph。浆料、水溶液或反应混合物可以具有7至12的初始ph，并且初始ph可以调节到7至10.5、7至10、9至12、9至10.5、9至10、9.5至12、9.5至10.5、9.5至10、7.5至9、7.5至9.5或10至12。调节ph值减少管材的腐蚀。
用于制备mg/al-co3ldh化合物的初始浆料、水溶液或反应混合物具有的mg/al摩尔比可以为5:1、4:1、3:1或2:1。以相对于mg/al比的摩尔比加入碳酸根离子。在一种或多种实施方式中，碳酸根离子的摩尔比可以等于化合物中al的摩尔比。
用于制备mg/al-co3ldh化合物的反应温度可以为40℃至180℃或140℃至160℃。反应时间可以是至少12小时。在一些实施方式中，反应时间为12小时至50小时或16小时至25小时。
基础油连续相可以是任何流体，诸如油或含有油和溶解在油中或者以其他方式与油完全混溶的一种或多种有机或无机化合物的溶液。基础油连续相可以包括至少一种基础油。基础油连续相还可以包括酯、醚、缩醛、二烷基碳酸酯、烃或这些中的任何组合。
基础油可以选自天然石油产品或合成油。合成油或天然石油产品可以由烃组成，诸如正链烷烃、异链烷烃、环状烷烃、支链烷烃或它们的混合物。基础油可包括衍生自石油的油，诸如矿物油；柴油；直链或支链烯烃；聚烯烃；脂肪酸酯；脂肪酸的直链、支链或环状烷基醚；其他石油衍生的油，或这些的任何组合。基础油还可包括衍生自动物或植物的油，诸如例如藏红花油(safraoil)。基础油还可包括其他油，诸如但不限于聚二有机硅氧烷、硅氧烷、有机硅氧烷、其他基于硅酮的油或这些油的组合。在一些实施方式中，基础油可以是包括在常规钻井液中用于钻井应用的任何油。
在一些实施方式中，基于油基钻井液的总重量，油基钻井液可包含至少10.0wt.％基础油或可包括10.0wt.％至20.0wt.％基础油。在其他实施方式中，基于油基钻井液的总重量，油基钻井液可包含大约13.0wt.％至17.0wt.％或14.0wt.％至16wt.％的基础油。
油基钻井液的水性分散相可以是在基础油连续相中不完全混溶的任何流体。例如，水性分散相可以是水或含有水和溶解在水中或者以其他方式与水完全混溶的一种或多种有机或无机化合物的溶液。在一些实施方式中，水性分散相可含有水，包括淡水、井水、滤后水、蒸馏水、海水、盐水、采出水、地层盐水、其他类型的水或这些水的组合。在实施方式中，水性分散相可含有盐水，包括天然盐水和合成盐水。例如，盐水包括水和选自氯化钙、溴化钙、氯化钠、溴化钠及其组合的盐。在一些实施方式中，水性分散相可包括水溶性有机化合物，作为溶解在水中的添加剂或杂质。水溶性有机化合物可以包括：醇、有机酸、胺、醛、酮、酯或其他极性的水溶性有机化合物。
在一种或多种实施方式中，油基钻井液可包含基于油基钻井液的总重量的大约1.0wt.％至大约10.0wt.％的水性不连续相。在其他实施方式中，油基钻井液可包括2.0wt.％至7.0wt.％或2.0wt.％至5wt.％的水性不连续相。
油基钻井液可任选地包括一种或多种添加剂。示例性添加剂包括一种或多种润湿剂、一种或多种乳化剂、一种或多种其他流变改性剂、一种或多种流体损失控制添加剂或一种或多种增重添加剂。油基钻井液可任选地包括ph调节剂、电解质、二醇、甘油类、分散助剂、腐蚀抑制剂、消泡剂或其他已知或在常规钻井液中使用的添加剂或添加剂的组合。
在一种或多种实施方式中，油基钻井液可包含表面活性剂，诸如润湿剂，以增强油基钻井液中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、改性的咪唑啉类、酰胺基胺、烷基芳族硫酸盐和磺酸盐。例如
油基钻井液可任选地包括一种或多种乳化剂，其促进乳液形成并降低油基钻井液的基础油相与油基钻井液的水性分散相之间的界面张力。在一些实施方式中，可以将一种或多种乳化剂加入到油基钻井液中。乳化剂的实例包括表面活性剂、去污剂、木质素磺酸盐、木质素化合物和衍生自妥尔油脂肪酸(tofa)的物质。其他示例性乳化剂包括用于合成基钻井液体系的反相乳化剂和油润湿剂，诸如可商购自halliburtonenergyservices公司的lesupermultm和可商购自m-iswaco的mulxt。
在一种或多种实施方式中，油基钻井液可任选地包含一种或多种乳化剂，并且油基钻井液中的乳化剂的总量可为基于钻井液的总重量的0.00wt.％至5wt.％、0.1wt.％至2.5wt.％、0.1wt.％至2.0wt.％、0.1wt.％至1wt.％、0.5wt.％至2.5wt.％、0.5wt.％至2wt.％、0.5wt.％至1.5wt.％、0.5wt.％至1wt.％、0.75wt.％至2.5wt.％或0.75wt.％至2wt.％。
油基钻井液可任选地包括流体损失控制剂，其减少了从钻井液损失到地下地层中的滤液的量。流体损失控制剂的实例包括亲有机物(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。流体损失控制剂的其他实例包括：versatroltm、versaligtm、ecotroltmrd、onetroltmht、emi789和novatechtmf，全部可商购自miswaco(美国德克萨斯州休斯敦)；以及
油基钻井液可任选地包括悬浮剂，其调节油基钻井液的粘度以产生在低剪切速率下足以使所有钻井液组分悬浮并因此避免钻井液组分沉降的屈服点。悬浮剂的实例包括脂肪酸和纤维材料。在油基钻井液包括悬浮剂的实施方式中，基于钻井液的总重量，油基钻井液可包含大约0.0wt.％至大约1.0wt.％或0.01至0.5wt.％。
在一些实施方式中，油基钻井液可以任选地包括增重材料。增重材料可以是被选择为具有足以将钻井液的密度增加所需量的比重(sg)的颗粒状固体。增重材料可用于控制地层压力并帮助抵抗在应力区可能遇到的坍塌或膨胀页岩的影响。比水更稠密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。增重材料可具有的比重(sg)为2至6。增重材料的实例包括但不限于重晶石(baso4)；赤铁矿(fe2o3)；碳酸钙(caco3)；菱铁矿；制造的氧化铁，诸如钛铁矿(feo·tio2)、菱铁矿(feco3)、天青石(srso4)和白云石(caco3·mgco3)；方铅矿(pbs)、磁铁矿(fe3o4)和其他增重材料，或这些增重材料的任何组合。油基钻井液的一些实施方式可以包括重晶石作为增重材料。
油基钻井液的任选的增重材料或密度调节剂可以增加油基钻井液的重量、油基钻井液的密度或两者。在一些实施方式中，油基钻井液可以包括基于油基钻井液总重量的1wt.％至75wt.％、20wt.％至80wt.％、20wt.％至75wt.％、50wt.％至80wt.％、50wt.％至75wt.％、60wt.％至80wt.％、60wt.％至75wt.％、65wt.％至80wt.％或70wt.％至80wt.％的增重材料。通常，油基钻井液中的任选的增重材料的量足够大，以达到所需的油基钻井液密度，并且足够小，以避免油基钻井液不能通过井眼循环。
油基钻井液可任选地包括ph调节剂。在实施方式中，油基钻井液可任选地包括增加油基钻井液的ph的碱性化合物。碱性化合物的实例包括但不限于石灰(氢氧化钙或氧化钙)、苏打灰(碳酸钠)、氢氧化钠、氢氧化钾、其他强碱或这些碱性化合物的组合。在钻井操作期间，碱性化合物可与油基钻井液中的气体反应，诸如例如co2或h2s，以防止气体水解油基钻井液的组分。一些示例性油基钻井液可任选地包括0.1wt.％至1.5wt.％、0.4wt.％至1wt.％或0.6wt.％至0.8wt.％的石灰。在实施方式中，油基钻井液具有的ph可以为7至12、7至10.5、7至10、9至12、9至10.5、9至10、9.5至12、9.5至10.5、9.5至10、7.5至9、7.5至9.5或10至12。在一些实施方式中，油基钻井液可具有9至10.5的ph。
在一些实施方式中，除了mg/al-co3ldh化合物之外，油基钻井液可任选地包括一种或多种流变改性剂，诸如增粘剂或粘土。增粘剂的实例可以包括但不限于膨润土、亲有机粘土、聚丙烯酰胺、聚阴离子纤维素或这些增粘剂的组合。在一些实施方式中，油基钻井液可任选地包括锂蒙脱石粘土，例如可商购自德克萨斯州休斯顿mi-swaco的versagelht。在一些实施方式中，油基钻井液可任选地包括亲有机粘土，例如可商购自新泽西州海次镇elementsspecialties公司的
前面已经描述了根据各种实施方式的油基钻井液，现在将描述用于制备油基钻井液的说明性方法。在一种或多种实施方式中，用于制备油基钻井液的方法包括将基础油、任选地至少一种乳化剂和任选地至少一种湿润剂混合以形成基础油连续相。将至少一种流变改性剂加入到基础油连续相中以形成油基钻井液。如前所述，至少一种流变改性剂包括mg/al-co3ldh化合物。
任选地，用于制备油基钻井液的方法可以包括加入至少一种添加剂；添加剂包括流体损失控制添加剂、盐水溶液、增重材料以及这些添加剂的组合。可以一定量加入流体损失控制添加剂，使得提供的最终油基钻井液包含基于油基钻井液的总重量的油基钻井液的大约0.5wt.％至大约3.0wt.％，或0.9wt.％至2.0wt.％或1.0wt.％至1.5wt.％的流体损失控制添加剂。加入添加剂之后，通过适当的搅拌方法，诸如通过机械搅拌，将油基钻井液混合。
可以一定量加入盐水溶液，使得提供的最终油基钻井液包含基于油基钻井液的总重量的大约1.0wt.％至大约10.0wt.％，或大约2.0wt.％至大约6.0wt.％的盐水。
可以一定量将增重材料加入至第四混合物，使得提供的最终油基钻井液含有基于油基钻井液的总重量的1wt.％至75wt.％、20wt.％至80wt.％、20wt.％至75wt.％、50wt.％至80wt.％、50wt.％至75wt.％、60wt.％至80wt.％、60wt.％至75wt.％、65wt.％至80wt.％、65wt.％至78wt.％或70wt.％至80wt.％的增重材料。
先前描述的油基钻井液，包括根据本公开中用于制备油基钻井液的方法的实施方式制备的油基钻井液，以及根据本公开的实施方式但由被普通技术人员理解的其他行业可接受的技术制备的油基钻井液，可能非常适合用于地下地层的钻井操作，特别是在井眼压力大于10,000psi和井眼温度大于300°f(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地层中进行钻井的方法的实施方式可包括使用油基钻井液来在地下地层中进行井眼的钻探。
在于地下地层中进行钻井的方法中，油基钻井液包括改性的mg/al-co3ldh化合物作为流变改性剂。在高压高温条件下，其包括250°f(120℃)至400°f(205℃)的温度和10,000磅力每平方英寸(psi)至20,000psi的压力，油基钻井液具有的粘度可以低于在相同条件下比较钻井液具有的粘度。如本文所用，“比较钻井液”是指具有与油基钻井液全部相同的成分，并且彼此的重量比与油基钻井液中相同成分彼此的重量比相同的，但是有以下区别的钻井液：(1)比较钻井液缺少mg/al-co3ldh化合物；以及(2)调整比较钻井液中的基础油的量或增重剂的量中的一种或两种，以使比较钻井液的比重与油基钻井液的比重相匹配，并且油水比与油基钻井液的油水比相匹配。
实施例
以下实施例说明了先前描述的本公开的一个或多个附加特征。应当理解，这些实施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。
实施例1
镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物的制备
为了制备具有2:1的mg与al的摩尔比的镁/铝碳酸盐ldh，将100ml的0.4m的mg(no3)2、100ml的0.2m的al(no3)3转移到滴定管。在1000ml反应容器中装入100ml的0.03mna2co3溶液。将金属硝酸盐溶液缓慢加入到na2co3溶液中，同时搅拌反应混合物。使用1nnaoh将反应的ph调节至并保持在10的ph。整个反应在65℃的反应温度下搅拌。加入溶液后，将所得产物浆料陈化24h。然后，用大量水洗涤产物以去除样品中存在的过量钠。新鲜制备的mg/al-co3ldh的表面改性是通过用50ml乙酰丙酮化物两次冲洗样品约2min来进行的。通过离心回收样品，然后在70℃的烘箱中加热过夜。
实施例2
钻井液的流变学研究
为了将含有mg/al-co3ldh的钻井液的物理特性和流变特性与含有行业标准流变改性剂的钻井液的物理特性和流变特性进行比较，制备了两种钻井液：实施例1的钻井液和比较液。两种钻井液基于m-iswacorhadianttm体系，该体系包括三种专有乳化剂、流体损失控制剂和专为油基流体配方定制的流变改性剂的共混物。实施例1的钻井液使用作为润湿剂的
两种钻井液是使用以下成分配制的：saraline185v，一种合成油井钻探基础液，可从壳牌(shell)获得；
参照error！notavalidbookmarkself-reference.，以大约771.9g的量制备两种钻井液。两种钻井液的配方和其他成分的量在表1中提供。为了制备钻井液，在阶段1中首先将基础油、乳化剂和湿润剂在一起混合10分钟，并然后在阶段2中加入粘度调节剂和流变改性剂并再混合20分钟。接着，在阶段3中，加入流体损失控制添加剂并混合20分钟，然后在阶段4中加入盐水和淡水，在阶段5中加入重晶石，分别混合30分钟和40分钟。实施例1的mg/al-co3ldh配方或钻井液比比较液具有多一克的基础油，以提供2.20的比重和90.0的油/水比，与比较液的各个特性相同。
表1：用于hpht油基钻井液的配方和混合程序
用通常用于计算钻井液的水力学的旋转粘度计测量的流变特性。旋转粘度计用于测量钻井液的剪切速率/剪切应力，由此直接计算出塑性粘度和屈服点。测试实施例1的钻井液和比较液以确定在热滚之前和之后它们的流变特性，这被称为高温老化。研究的流变特性是钻井液的粘度、凝胶强度、流体损失、塑性粘度和屈服点。使用fannmodel35vgmeter(旋转粘度计)研究了这些特性。钻井液的电稳定性和滤饼厚度用前面段落中所述的其他仪器进行了测试。
通过动态高温流体老化技术(通常称为热滚)对实施例1的钻井液和比较液进行老化处理。进行这项技术是为了评估温度高于250°f对钻井液性能的影响。在老化室中，将油基钻井液于350℃在150磅每平方英寸(psi)的压力下滚16小时。加压系统中的热滚模拟在钻井条件下的流体，并从而使流体老化。通过测试热滚之前和之后钻井液的粘度、胶凝强度和其他流变特性，结果应表明钻井液在井眼中能够承受hpht条件的能力。
在旋转粘度计中在120°f下测量实施例1的钻井液和比较液的粘度。将350ml实施例1的钻井液或比较液置于fann35加热杯中，并加热至120°f。在600、300、200、100、6和3rpm的剪切速率下测试实施例1的钻井液和比较液，以确定每种钻井液在特定速率下的粘度。该测试在热滚之前和之后进行。通常，在高剪切速率下较高的粘度将指示将需要更多的能量来移动或泵送流体。在井眼中在高剪切速率下具有较低粘度的钻井液具有更高的能源效率。
凝胶强度是指钻井液在静止一段时间(通常为10秒和10分钟)后以低剪切速率测得的剪切应力。胶凝强度证明了当井眼中的循环停止时，钻井液悬浮钻探固体和增重材料的能力。测量热滚之前和之后钻井液的凝胶强度。在10秒和10分钟，根据美国石油学会(api)推荐的准测13b-1(其通过引用整体并入本公开)测试实施例1的钻井液和比较液的凝胶强度。
流体的塑性粘度与流体的组分之间的机械相互作用导致的流体流动的阻力有关。钻井液的塑性粘度可以通过以下来计算：使用粘度计在5hz(300rpm)和10hz(600rpm)的剪切速率下测量钻井液的剪切应力，并从10hz粘度中减去5hz粘度，如式(1)所示。
pv＝(10hz下的粘度)–(5hz下的粘度)式(1)
选择高剪切速率用于此计算，因为宾汉(bingham)塑性流体的粘度在较高剪切速率下表现出更高的线性行为。
屈服点(yp)表示使流体流动所需的最小剪切应力。如果流体受到小于流体的屈服点的剪切应力，则流体将表现为刚性体。如果流体受到等于或大于流体的屈服点的剪切应力，则流体将流动。屈服点代表流体的承载能力。具有更高屈服点的流体将能够承载更多质量。具有更高屈服点的钻井液可以承载更大质量的地层钻屑。可以通过改变流体的组成来针对特定情况或特定类型的地层钻屑去除定制钻井液的屈服点。
根据api推荐的准则13b-1，通过将宾汉塑性流变模型外推到剪切速率为零来确定流体的屈服点。钻井液的屈服点可以由流变数据和塑性粘度根据式(2)来计算。
yp＝(5hz下的粘度)-pv式(2)
屈服点表示为每面积的力，诸如每一百平方英尺的磅力(lbf/100ft2)或每平方米的牛顿(n/m2)。每一百平方英尺一磅力等于约每平方米4788牛顿(1lbf/100ft2＝4788n/m2)。
流体损失(fl)测试测量了环境温度和100psi压差下的钻井液的滤失量。当钻井液具有良好的流体损失特性时，结果是稀薄且不可渗透的泥饼。通过使用过滤设备(api压滤机
通过在浸没在油基钻井液中的一对平行平板电极上施加稳定增加的正弦交流电压来测量油基钻井液的电稳定性。产生的电流将保持非常低，直到达到阈值电压。在该电压下，两个电极之间发生导通，导致电流迅速增加。当该电流达到61μa时，测量峰值电压并将其报告为钻井液或其他材料的电稳定性。油基钻井液的电稳定性受以下因素影响：诸如油连续相的电阻率、非连续相(诸如水和溶解的固体或盐)的电导率、悬浮固体的特性、温度、液滴尺寸、乳化剂或添加剂的类型、流体的介电特性以及被测样品的剪切历史。通常，电稳定性电压数据的增加与更大的乳液稳定性相关。
根据前面描述的方法，对实施例1的油基钻井液和比较液进行两次关于粘度、凝胶强度、塑性粘度(pv)、屈服点(yp)和电稳定性(es)的评价，一次在热滚之前，且一次在热滚之后。在热滚之前记录第一组测量值并在表2中提供。在热滚之后记录第二组测量值并在表3中提供。
表2：hpht油基钻井液：热滚之前在120°f下的特性
表3：hpht油基钻井液：热滚之后在120°f下的特性
表2和表3中的剪切稀化数据与钻井操作期间环隙中的粘度相关，其中，与高粘度流体相比，低粘度流体通常更可取。油井的环隙是任何管路、管道或套管之间的任何空隙。在100rms的旋转速度下在fann35上的刻度盘读数表示环隙中的粘度，并因此表示当量循环密度。如表2和表3所示，在以100rpm的热滚之前和之后，实施例1的钻井液具有的粘度小于比较液的粘度。在600rpm、300rpm、200rpm、100rpm和3rpm下，实施例1的钻井液的粘度小于比较液的粘度。在热滚后在6rpm下，实施例1的钻井液的热滚后粘度小于比较液的热滚后粘度。相比于比较液的粘度，实施例1的钻井液的粘度的降低归因于流变改性剂，即改性的镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物(mgalco3ldh)化合物。因此，与比较液相比，包含改性的mg/alco3ldh化合物的钻井液较不易发生热击穿。
在热滚之前和之后的10秒(s)后以及10分钟后，实施例1的钻井液和比较液的凝胶强度始终为约7lbf/100ft2，表明两种流体都是热稳定的。
在与比较液相比时，含有改性的mgalco3ldh化合物的实施例1的油基钻井液得到的塑性粘度(pv)降低。如前所述，屈服点(yp)表示移动流体所需的应力或能量。实施例1的钻井液的yp为热滚前8cp，以及热滚后2cp。比较液的yp为热滚前20cp，以及热滚后11cp。yp的降低归因于实施例1的钻井液中的改性的mgalco3ldh化合物。因此，与代替改性的mgalco3ldh化合物的可商购的流变改性剂(例如比较液中存在的bentone42)相比，实施例1的钻井液需要的使钻井液循环的能量更少。
实施例1的油基钻井液在250°f时的流体损失为5.2ml(加倍的)。比较液的流体损失为6.8ml。流体损失的减少归因于流变改性剂，即改性的mgalco3ldh。因此，在其他方面相同但包含可商购的流变改性剂的钻井液不具有稳定的乳液，或者该钻井液被分离成单独的水层和油层。
可以在电稳定性数据中提供乳液稳定性的进一步证据。实施例1的钻井液的电稳定特性为热滚前1422v和热滚后1212v。比较液的电稳定性为热滚前1173v和热滚后402v。另外，实施例1的钻井液和比较液之间的电稳定性的差大于800v。这表明实施例1的钻井液比比较液具有更高的热稳定性。在热滚之前和之后的电稳定性增加和更高的热稳定性可以归因于改性的mgalco3ldh化合物。因此，与包含商业流变改性剂但在其他方面相同的比较液相比，包含改性的mgalco3ldh的钻井液具有更好的乳液稳定性以及更高的热稳定性。
本公开涉及以下方面中的至少一个。
方面1：油基钻井液，其包括：基础油连续相，其中，基础油连续相包括基础油；水性分散相；和至少一种流变改性剂，其包括改性的镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物(mg/al-co3ldh)化合物。
方面2：方面1的油基钻井液，其中镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物化合物包含2:1的镁与铝的摩尔比。
方面3：方面1或2任一项的油基钻井液，其中镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物(mg/al-co3ldh)化合物通过如下制备：将镁化合物、铝化合物和水溶液混合以形成初始溶液；向初始溶液加入至少一种碱性化合物以形成反应溶液，至少一种碱性化合物包括碳酸盐或碳酸氢盐；任选地用包含溶液调节ph；以及在反应温度下加热反应溶液，持续反应时间以形成mg/al-co3ldh化合物。
方面4：前述方面的任一项的油基钻井液，其中基础油选自从以下中选择的基础油：包括酯或烯烃的合成油、柴油或矿物油，其中合成油、柴油或矿物油包括选自以下的烃：正链烷烃、异链烷烃、环状烷烃、支链烷烃或它们的混合物。
方面5：前述方面中任一项的油基钻井液，其具有的油水体积比为50:50至95:5。
方面6：前述方面中任一项的油基钻井液，其还包含至少一种选自以下的添加剂：乳化剂、润湿剂、碱度控制剂、流体损失控制剂、悬浮剂、重量调节剂、密度调节剂或其组合。
方面7：前述方面中任一项的油基钻井液，其还包含至少一种乳化剂、至少一种润湿剂、至少一种碱度控制剂、至少一种流体损失控制剂、至少一种悬浮剂和至少一种密度调节剂。
方面8：前述方面中任一项的油基钻井液，其中水性分散相包含选自以下的盐水：氯化钙、溴化钙、氯化钠、溴化钠及其组合。
方面9：前述方面中任一项的油基钻井液，其包含基于该油基钻井液的总重量的0.1wt.％至1.0wt.％的流变改性剂。
方面10：前述方面中任一项的油基钻井液，其包含基于该油基钻井液的总重量的10wt.％至17wt.％的基础油。
方面11：前述方面中任一项的油基钻井液，其包含基于该油基钻井液的总重量的0.5wt.％至2.0wt.％的乳化剂。
方面12：前述方面中任一项的油基钻井液，其包含基于该油基钻井液的总重量的0.2wt.％至0.6wt.％的润湿剂。
方面13：前述方面中任一项的油基钻井液，其包含基于该油基钻井液的总重量的0.2wt.％至1.0wt.％的流变改性剂。
方面14：前述方面中任一项的油基钻井液，其包含基于该油基钻井液的总重量的0.5wt.％至1.5wt.％的流体损失控制添加剂。
方面15：前述方面中任一项的油基钻井液，其包含基于该油基钻井液的总重量的2.5wt.％至5.0wt.％的盐水溶液。
方面16：前述方面中任一项的油基钻井液，其包含基于该油基钻井液的总重量的65.0wt.％至78.0wt.％的增重添加剂。
方面17：前述方面中任一项的油基钻井液，其中该油基钻井液表现出适合在钻井操作期间在高压高温条件下使用该油基钻井液的物理特性。
方面18：前述方面中任一项的油基钻井液，其中在钻井操作期间的高压高温条件包括大于10,000psi的井眼压力和大于300°f的井眼温度。
方面19：用于制备油基钻井液的方法，该方法包括：将基础油、至少一种乳化剂和至少一种润湿剂混合以形成基础油连续相；以及向基础油连续相中加入至少一种流变改性剂以形成油基钻井液，其中至少一种流变改性剂包含改性的镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物化合物。
方面20：方面19的方法，其中，该油基钻井液还包含选自以下的至少一种添加剂：流体损失控制添加剂、盐水溶液、至少一种增重添加剂、流变改性剂及其组合。
方面21：方面19或20任一项的方法，其中改性的镁/铝碳酸盐(mg/al-co3)化合物通过如下制备：将镁化合物、铝化合物和水溶液混合以形成初始溶液；向初始溶液加入至少一种碱性化合物以形成反应溶液，至少一种碱性化合物包括碳酸盐或碳酸氢盐；任选地用包含溶液调节ph；以及在反应温度下加热反应溶液，持续反应时间以形成mg/al-co3ldh化合物。
方面22：方面19至21中任一项的方法，其中基础油连续相包含选自以下的基础油：包括酯或烯烃的合成油、柴油或矿物油，其中合成油、柴油或矿物油包括选自以下的烃：正链烷烃、异链烷烃、环状烷烃、支链烷烃或它们的混合物。
方面23：方面19至22中任一项的方法，其包含基于油基钻井液的总重量的0.1wt.％至1.0wt.％的流变改性剂。
方面24：方面19至23中任一项的方法，其中盐溶液选自氯化钙、溴化钙、氯化钠、溴化钠及其组合。
方面25：方面19至24中任一项的方法，其包含基于该油基钻井液的总重量的10wt.％至20wt.％的基础油。
方面26：方面19至25中任一项的方法，其包含基于该油基钻井液的总重量的0.1wt.％至2.0wt.％的乳化剂。
方面27：方面19至26中任一项的方法，其包含基于油基钻井液的总重量的0.1wt.％至2.0wt.％的润湿剂。
方面28：方面19至27中任一项的方法，其包含基于油基钻井液的总重量的0.5wt.％至3.0wt.％的流体损失控制添加剂。
方面29：方面19至28中任一项的方法，其包含基于油基钻井液的总重量的2.0wt.％至6.0wt.％的盐水溶液。
方面30：方面19至29中任一项的方法，其包含基于油基钻井液的总重量的20wt.％至80wt.％的增重添加剂。
方面31：在高压高温条件下的地下地层中钻探的方法，该方法包括：在地下地层中钻探井眼时提供或使用根据方面1至18中任一项的油基钻井液。
方面32：方面31的方法，其中高压高温条件包括大于10,000psi的井眼压力和大于300°f的井眼温度。
方面33：方面31或32中任一项的方法，其中，相比于与该油基钻井液具有相同比重和油水比和以相同比例的相同成分但缺乏流变改性剂的钻井液，具有流变改性剂的油基钻井液在高压高温条件下具有更低的粘度。
方面34：方面31至33中任一项的方法，其中，相比于与该油基钻井液具有相同比重和油水比和以相同比例的相同成分但缺乏流变改性剂的钻井液，具有流变改性剂的油基钻井液在高压高温条件下具有更低的流体损失。
方面35：方面31至34中任一项的方法，其中，相比于与该油基钻井液具有相同比重和油水比和以相同比例的相同成分但缺乏流变改性剂的钻井液，具有流变改性剂的油基钻井液在高压高温条件下具有更高的电稳定性。
方面36：钻探地下井的方法，该方法包括在油基钻井液存在下在井眼中操作钻探，该油基钻井液包含：基础油；选自以下的至少一种添加剂：乳化剂、增重材料、流体损失添加剂、增粘剂或碱性化合物；以及基于钻井液总重量的0.1wt.％至1wt.％的镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物化合物。
方面37：方面36的方法，其还包括在井眼中操作钻之前或期间，将镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物化合物加入到钻井液中。
方面38：方面35至37中任一项的方法，其中在井眼中操作钻探期间，将具有镁/铝碳酸盐层状双氢氧化物的化合物加入到钻井液中。
方面39：方面35至38中任一项的方法，其中钻井液包括1200v至1500v的电稳定性，以及1lbf/100ft2至10lbf/100ft2的10秒胶凝强度，如根据apirp13b-1中提供的测试方法确定的。
对于本领域的技术人员来说显而易见的是，在不脱离要求保护的主题的精神和范围的情况下，可以对本文描述的实施方式进行各种修改和变化。因此，本说明书旨在覆盖本文描述的各个实施方式的修改和变化，条件是这种修改和变化落入所附权利要求及其等同物的范围内。