井眼钻井组合物

本申请要求2018年12月12日提交的美国临时专利申请第62/778,363号的优先权和权益，所述申请以全文引用的方式并入本文中。

技术领域

本公开涉及钻井组合物，例如用于钻自然资源井的组合物。

背景技术

可钻井来开采自然资源，如石油、天然气或水。井眼被可影响井眼稳定性的页岩或粘土等地层包围。举例来说，地层可对井眼施加压力，或来自地层的流体可进入井眼。地层可包括可渗透区域，并且引入井眼的流体可进入可渗透区域，导致流体损失。这类流体损失可影响钻井效率，可需要更换钻井液，并影响地层的稳定性。

钻井组合物，例如钻井液或钻井泥浆，可用于促进井眼的钻井。钻井液或泥浆可沿井眼分配并循环，以提供如冷却和润滑钻井设备的功能，或去除钻屑并清理钻孔。除了执行这些功能之外，钻井组合物还可帮助促进地层稳定性。

发明内容

提供本发明内容来以简化形式介绍下文在具体实施方式中另外描述的各种概念。本发明内容不旨在标识出所要求保护主题的必要或基本特征，本发明内容也不旨在限制所要求保护主题的范围。

在各方面，本公开描述钻井泥浆组合物。钻井泥浆组合物可用于井眼钻井过程中，例如以形成油井。在一个方面，沥青盐沥青磺酸钠(SAS)可用于控制钻井泥浆组合物的流体损失和润滑性。另外，SAS可密封页岩微裂缝，这可提供地层稳定性。已经发现，当与SAS组合时，粉末状胶乳表现出协同作用，例如，比相加作用大，并且这种组合促进对流体损失和润滑性以及地层稳定性的控制。举例来说，与单独使用相似浓度的SAS或粉末状胶乳相比，将粉末状胶乳和SAS都添加到钻井泥浆组合物可提供相对较高的润滑性、较低的流体损失和页岩微裂缝的更好密封性以及地层稳定性。在一些方面，通过使用大于或等于胶乳的SAS浓度来促进协同作用。

在一个方面，本公开描述钻井泥浆组合物，其包括第一浓度的粉末状胶乳和第二浓度的SAS。SAS的第二浓度(以质量计，例如，lbm/bbl)可大于或等于胶乳的第一浓度(以质量计，例如，lbm/bbl)。在一些实例中，SAS的第二浓度(以质量计)可高于胶乳的第一浓度(以质量计)。

本发明内容和以下具体实施方式提供实例，并且对本公开仅是解释性的。因此，前述发明内容和以下具体实施方式不应被认为是限制性的。除了本文所阐述的特点，例如具体实施方式中所描述的各种特点组合和特点子组合之外，还可以提供额外特点或其变型。

附图说明

图1为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括沥青磺酸钠(SAS)和粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在250℉下降低的高温高压(HTHP)流体损失的图。

图2为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在250℉下降低的渗透性堵塞测试(PPT)流体损失。

图3为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在325℉下降低的PPT流体损失的图。

图4为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在325℉下PPT流体损失的图。

图5为说明在不同温度(250℉、275℉和300℉)下，相对于不包括SAS或胶乳的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物随时间降低的PPT流体损失的图。

图6为说明相对于不包括SAS的组合物，包括SAS和不同类型的粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在275℉下降低的PPT流体损失的图。

图7为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度大于或等于粉末状胶乳的油基钻井泥浆组合物在275℉下降低的PPT流体损失的图。

图8为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度等于粉末状胶乳的油基钻井泥浆组合物在300℉下降低的PPT流体损失的图。

图9为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和胶乳并且SAS的以质量计的浓度等于粉末状胶乳的油基钻井泥浆组合物在300℉下降低的PPT流体损失的图。

图10为说明相对于包括其它添加剂的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在275℉下降低的PPT流体损失和初滤失量的图。

图11为说明相对于包括其它添加剂的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度大于粉末状胶乳的油基钻井泥浆组合物在300℉下降低的PPT流体损失和初滤失量的图。

图12为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的以质量计的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在375℉下API和HTHP滤失体积的图。

图13为说明包括固体润滑剂的油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随扭矩的变化的图。

图14为说明不包括和包括固体润滑剂的油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随斯特里贝克数(Stribeck number)的变化的图。

图15为说明不包括和包括固体润滑剂和颗粒状减少摩擦的材料的油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随斯特里贝克数的变化的图。

图16为说明不包括和包括固体润滑剂和亲有机物质的粘土的油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随斯特里贝克数的变化的图。

图17为说明基础油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随时间的图。

图18为说明包括固体润滑剂的基础油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随时间的图。

图19为说明不包括润滑剂、包括固体润滑剂和包括两种不同的液体润滑剂的油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随斯特里贝克数的变化的图。

图20为说明沿水平截面的重量增加和重量减少随深度的变化的图。

具体实施方式

应理解，本公开在其应用方面不限于在以下描述中阐述的或在附图中说明的部件的构造和布置的细节。

定义

为了更清楚地定义本文所使用的术语，提供了以下定义。除非另外指示，否则以下定义适用于本公开。如果术语用于本公开但未在本文中具体定义，那么可应用来自《IUPAC化学术语汇编(IUPAC Compendium of Chemical Terminology)》第2版(1997)的定义，只要所述定义不与任何其它公开内容或本文所用定义冲突，或不使应用所述定义的任何权利要求不定的或不可启用。在以引用方式并入本文中的任何文件所提供的任何定义或用法与本文所提供的定义或用法相冲突的程度上，以本文所提供的定义或用法为准。

尽管在“包含”各种组分或步骤方面描述了组合物和方法，但除非另外说明，否则组合物和方法也可以“基本上由各种组分或步骤组成”或“由各种组分或步骤组成”。

术语“一个/一种(a/an)”和“所述(the)”旨在包括复数替代，例如，至少一个。除非另外说明，否则如本文所使用的术语“包含”、“具有(with/having)”定义为包括(即开放语言)。

本文公开了各种数值范围。除非另外规定，否则当申请人公开或要求保护任何类型的范围时，申请人的意图是单独地公开或要求保护这类范围可合理涵盖的每个可能性数值，包括所述范围的端点以及其中所涵盖的任何子范围和子范围组合。举例来说，通过公开约70微米至约100微米的总体平均粒度，申请人意图是单独地列举70、71、72、73、74、75、76、77、78、79、80...98、99、100，包括在70和100之间的任何单独的整数并且包括70和100，其中涵盖的子范围和子范围的组合，并且描述这类范围的这些方法可互换。此外，除非附带条件排除，否则本文所公开的范围的所有数值端点均是近似的。作为代表性实例，如果申请人在本公开的一方面中公开一种或多种钻井泥浆组合物的塑性粘度在20cP至30cP的范围内，那么此范围应解释为涵盖在“约”20cP至“约”30cP的范围内的粘度。

值或范围可以在本文中表示为“约”，从“约”一个特定值和/或到“约”另一个特定值。当表达这类值或范围时，公开的其它实施例包括所列举的特定值、从一个特定值和/或到其它特定值。类似地，当通过使用先行词“约”将值表达为近似值时，应理解，特定值形成另一个实施例。将另外理解，其中公开了多个值，并且每个值在本文还被公开为除了值本身之外的“约”所述特定值。在另一个方面使用，术语“约”意指所述值的±20％、所述值的±15％、所述值的±10％、所述值的±5％、所述值的±3％或所述值的±1％。

如果申请人出于任何原因而选择要求保护少于本公开的完全量度，例如以考虑到在提交本申请时申请人可能不了解的参考文献，那么申请人保留附带条件不包括或排除可根据范围或以任何类似方式要求保护的任何所述值或范围组的任何单独成员(包括所述组内的任何子范围或子范围组合)的权利。另外，如果申请人出于任何原因而选择要求小于本公开的完全量度，举例来说，考虑到在提交本申请时申请人可能不了解的参考文献，那么申请人保留附带条件不包括或排除任何个别取代基、类似物、化合物、配体、结构或其基团或所要求保护的组的任何成员的权利。

术语“胶乳”是指一种或多种聚合物在溶剂(如水)中的乳液。

术语“粉末状胶乳”是指通过干燥或脱水胶乳形成的粉末。

术语“沥青磺酸盐”是指通过用磺化剂处理沥青形成的磺化沥青。

术语“沥青磺酸钠”(SAS)是指沥青磺酸钠盐。

术语“取代的”在用于描述基团时，例如在提及特定基团的取代的类似物时，旨在描述化合物或基团，其中任何非氢部分形式上置换所述基团或化合物中的氢，并且旨在为非限制性的。化合物或基团在本文中也可以称为“未取代的”或例如“非取代的”的同等术语，其是指原始基团或化合物。“取代的”旨在为非限制性的，并且包括如所规定或如本领域的普通技术人员所理解的无机取代基或有机取代基。

尽管可在本发明的实践或测试中使用类似于或等效于本文所描述的方法和材料的任何过程和材料，但是本文描述了典型的方法和材料。

本申请的摘要不旨在用于解释权利要求书的范围或限制本文所公开的主题的范围，而是实际上满足37C.F.R.§1.72(b)的要求，使得美国专利商标局(the United StatesPatent and Trademark Office)和公众一般能够从粗略检查中快速确定技术公开内容的性质和要旨。此外，本文所采用的任何标题也不旨在用于解释权利要求书的范围或限制本文所公开的主题的范围。对过去时的任何使用来描述以其他方式指示为建设性或预言性的任何实例并不旨在反映实际上已经实施了建设性或预言性实例。

本文所提及的所有公开案和专利都是出于描述和公开例如公开案中所描述的构造体和方法的目的而以引用的方式并入本文中，所述构造体和方法可以结合当前所描述的本发明一起使用。提供本文通篇所讨论的公开案仅仅是为了其在本申请的提交日之前的公开。不应将本文中的任何内容解释为承认本发明人因先前发明而无权提早这类公开的日期。

本公开大体上涉及钻井组合物，例如用于钻自然资源井的组合物。钻井组合物包括粉末状胶乳，和至少一种沥青磺酸盐，例如沥青磺酸钠(SAS)。

胶乳为一种或多种聚合物在水或水性介质中的乳液，并且可为天然或合成的。在一些实例中，胶乳包括合成共聚物的乳液。举例来说，胶乳可包括苯乙烯-丁二烯共聚物在水性介质中的乳液。天然或合成胶乳可包括分散的聚合粒子。胶乳的特性可尤其取决于聚合物的交联程度。

粉末状胶乳可由胶乳形成，例如通过干燥、排水或使胶乳脱水以从乳液分离或去除水，留下一种或多种聚合物的分散的粒子或附聚物。粉末状胶乳因此可包括例如通过干燥从胶乳的水性介质中分离的聚合粒子的粉末。干燥可包括喷雾干燥。

粉末状胶乳的特性可通过控制制备粉末状胶乳的胶乳的特性来控制。举例来说，交联程度、浓度、溶剂密度、干燥速率，或其它参数可最终确定粉末状胶乳的特性。粉末状胶乳可分散或可溶于水基和油基载体中，并且适合用于钻井泥浆组合物中，例如水基钻井泥浆组合物和油基钻井泥浆组合物。

粉末状胶乳可包括苯乙烯丁二烯共聚物或乙酸乙烯酯乙烯共聚物中的至少一种。在一些方面，粉末状胶乳由苯乙烯丁二烯共聚物组成或基本上由苯乙烯丁二烯共聚物组成。在一些方面，粉末状胶乳由乙酸乙烯酯乙烯共聚物组成或基本上由乙酸乙烯酯乙烯共聚物组成。粉末状胶乳可具有任何合适的总体平均粒度和粒度分布。举例来说，粉末状胶乳的总体平均粒度可在约0.150微米至约150微米的范围内。在一些方面，粉末状胶乳的总体平均粒度在约70微米至约100微米的范围内，或在约的范围内，在约80微米至约90微米的范围内。在一些方面，总体平均粒度可为约85微米。总体平均粒度可为通过激光衍射测量的D50尺寸。

D10、D50和D90值分别表示如以体积测量的粒度分布(PSD)的10百分位数、50百分位数和90百分位数。即，例如，粒度分布曲线上的D10值使得10％的粒子小于在适用的测量点处的粒度并且90％大于所述粒度。类似地，D50和D90值为在粒度分布曲线上分别使得50％或90％的粒子小于在适当测量点处的粒度的那些值。例如，对于特定样品，如果D50＝90μm，那么有50％的粒子大于90μm，并且50％的粒子小于90μm。可用于确定根据本公开使用的粉末状胶乳材料的粒度分布(PSD)的方法包括用于确定在特定尺寸范围(例如0.1至200μm)中的颗粒材料的粒度分布的标准方法中的任一种，包括但不限于如ISO 13317中所描述的重力液体沉降方法，和如ISO 1 1277中所描述的筛分/沉降方法，以及通过光谱、声学和激光衍射方法，按需要，以及其组合。

沥青是指包括柏油组分的烃材料，例如，环烷芳香族化合物、极性芳香族化合物、饱和烃或沥青质中的一种或多种。沥青可从天然来源获得，或可通过蒸馏、沉淀、裂化、氧化或其它操作中的一种或多种通过精炼石油获得。沥青可包括沥青质、软沥青质、吹制沥青、直馏残油、蒸馏残渣、釜底残留物、裂化残渣、沥青柏油，或它们的组合中的一种或多种。

各种高分子量沥青物种通常分离成4个级分；饱和物、芳香族化合物、树脂和沥青质。沥青质级分通过重量法确定，并且被定义为沥青的己烷不可溶级分。通过使用硅胶柱装填的柱色谱并且提高溶剂的极性以洗脱相应级分来分离其它级分。沥青质级分可溶于高极性溶剂(如甲苯)中。沥青的组成和物理特性根据原油来源和炼油工艺显著变化。沥青可被氧化以提高软化点。其为水不可溶的。

天然沥青，如

聚合物改性的沥青为已与合成聚合物，如SBS、EVA或橡胶共混来改进其在某些应用(尤其铺路)中的性能的石油沥青。

沥青磺酸盐(也被称为磺化沥青)可通过用磺化剂磺化沥青形成。磺化剂可包括发烟硫酸、氯磺酸、浓硫酸或三氧化硫中的一种或多种。可通过形成沥青和溶剂的混合物并且将混合物暴露于磺化剂来制备沥青磺酸盐。溶剂可包括己烷。在磺化后，可将所得产物中和以形成盐，随后与溶剂分离。可使用碱性化合物例如氢氧化钠或氢氧化钾进行中和。用氢氧化钠中和形成沥青磺酸钠，而用氢氧化钾中和形成沥青磺酸钾。沥青磺酸盐可具有不同的特性，并且包括基于磺化过程的参数(例如，磺化度或所使用的磺化剂的类型)的材料的混合物或组合。

术语“沥青磺酸钠”(SAS)是指沥青磺酸钠盐。尽管本公开是指SAS，但是在实例中，SAS可与一种或多种不同的沥青磺酸盐组合，或被其代，例如沥青磺酸的钾盐、钙盐、锂盐或另一种合适的盐。与既不是阴离子型也不是水可溶的沥青不同，沥青磺酸钠可为阴离子型并且水可溶的，例如至少70％，或至少80％水可溶。举例来说，可通过使沥青(用庚烷稀化)与三氧化硫反应形成磺酸来生产沥青磺酸钠。可用苛性碱(50％NaOH)中和酸以形成钠盐。此产物为水可溶的，并且不再表现出沥青的软化点或其它特征。

相对于不包括粉末状胶乳或SAS中的一种或两种的组合物，包括粉末状胶乳和SAS的钻井用组合物可表现出一种或多种较低的流体损失。流体损失可根据美国石油学会(API)建立的协议，通过高温高压(HTHP)流体损失测试、渗透性堵塞(PPT)测试或初滤失量确定。相对于不包括胶乳或SAS中的一种或两种的组合物，包括粉末状胶乳和SAS的钻井组合物可提供更好的润滑，例如低摩擦系数。根据本公开的钻井组合物还可促进地层稳定性并且去除钻屑。由粉末胶乳和SAS组合产生的协同作用适用于包括油基载体或水基载体的钻井泥浆组合物。在不受理论束缚的情况下，粉末状胶乳和SAS的组合可导致化学偶联或网络形成，这可导致协同作用。

在各方面，相对于包括其它相对浓度的SAS和粉末状胶乳的组合物，包括粉末状胶乳和SAS并且SAS的以质量计的浓度大于粉末状胶乳的组合物可表现出较低的流体损失、较高的润滑和较高的地层稳定性。

根据一方面，钻井泥浆组合物包括第一浓度的粉末状胶乳和第二浓度的SAS。在一些方面，SAS的第二浓度可大于或等于胶乳的第一浓度。在一些这类方面，SAS的第二浓度可大于胶乳的第一浓度。举例来说，SAS的第二浓度可比胶乳的第一浓度大预定阈值，例如至少0.1磅每桶(lbm/bbl)、至少0.25lbm/bbl、至少0.5lbm/bbl、至少1.0lbm/bbl、至少1.5lbm/bbl、至少2lbm/bbl、至少2.5lbm/bbl、至少3lbm/bbl、至少3.5lbm/bbl、至少4lbm/bbl或至少5lbm/bbl。在其它实例中，SAS的第二浓度可与胶乳的第一浓度基本上相同。在另外其它实例中，SAS的第二浓度可低于胶乳的第一浓度。

根据一个方面，钻井泥浆组合物包括第一浓度的粉末状胶乳和第二浓度的SAS，其中SAS的第二浓度大于或等于胶乳的第一浓度。

可将粉末状胶乳和SAS分散或溶解在载体(例如水基载体或油基载体)中，以形成钻井泥浆组合物。在一些实例中，添加到钻井泥浆组合物或载体组合物的添加剂组合物可包括根据本公开的粉末状胶乳和SAS。添加剂组合物还可包括一种或多种添加剂，例如沥青、

在一些方面，钻井泥浆组合物包括水基载体和第二浓度的SAS，所述第二浓度大于或等于粉末状胶乳的第一浓度。在一些这类方面，在钻井泥浆组合物中SAS的第二浓度可大于胶乳的第一浓度。根据这类方面的包括水基载体的钻井泥浆组合物可表现出比不包括粉末状胶乳或SAS中的一种或两种的组合物低的流体损失。举例来说，在一些这类方面，当根据美国石油学会(API)测试13B-1测试时，钻井泥浆组合物在250℉下并且在500磅/平方英寸(psi)下的平均高温高压(HTHP)流体损失小于或为约20mL。在一些这类方面，钻井泥浆组合物在250℉下并且在500psi下的平均HTHP可小于或为约18mL，或小于或为约15mL，或小于或为约12mL。

在一些这类方面，当根据API测试13B-1测试时，钻井泥浆组合物在250℉下在12微米过滤盘的情况下的平均渗透性堵塞测试(PPT)损失小于或为约18.0mL。在一些这类方面，钻井泥浆组合物的平均PPT小于小于或为约16mL，或小于或为约15mL，或小于或为约12mL。

根据这类方面的包括水基载体的钻井泥浆组合物可表现出比不包括粉末状胶乳或SAS中的一种或两种组合物高的润滑。举例来说，在一些这类方面，在250lb-ft扭矩下，钻井泥浆组合物的摩擦系数小于或为约0.40。在一些这类方面，钻井泥浆组合物的摩擦系数可小于或为约0.35，或小于或为约0.30，或小于或为约0.25。

根据本公开的包括水基载体的钻井泥浆组合物可表现出适合于钻井的流变特性(例如塑性粘度、屈服点或胶凝强度中的一种或多种)。举例来说，当根据美国石油学会(API)测试13B-1测试时，根据一些这类方面的钻井泥浆组合物在120℉下的塑性粘度在约10cP至约30cP的范围内。在一些这类方面，钻井泥浆组合物的塑性粘度在约10cP至约15cP，或约10cP至约20cP，或15cP至约20cP，或约15cP至约30cP，或约20cP至约30cP的范围内。

在一些这类方面，当根据美国石油学会(API)测试13B-1测试时，钻井泥浆组合物在120℉下的屈服点在约10lb/100ft

在一些这类方面，当根据美国石油学会(API)测试13B-1测试时，钻井泥浆组合物在120℉下的10秒胶凝强度在约2.0lb/100ft

在一些这类方面，当根据美国石油学会(API)测试13B-1测试时，钻井泥浆组合物在120℉下的10分钟胶凝强度在约2lb/100ft

包括水基载体的钻井泥浆组合物可包括任何合适的第一浓度的粉末状胶乳和第二浓度的SAS。在一些这类方面，SAS的第二浓度可大于或等于粉末状胶乳的第一浓度。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度为至少1磅每桶(lbm/bbl)，并且SAS的第二浓度为至少2lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可在约1.5至约2.5lbm/bbl的范围内，并且SAS的第二浓度可在约2.5至约3.5lbm/bbl的范围内。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约2lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为约3lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约1.5lbm/bbl，并且其中SAS的第二浓度可为约4.5lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约1.2lbm/bbl，并且其中SAS的第二浓度可为约4.8lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约1.8lbm/bbl，并且其中SAS的第二浓度可为约4.2lbm/bbl。

根据本公开的包括水基载体的钻井泥浆组合物可使用任何合适的技术形成。在各方面，技术包括将第一预定量的粉末状胶乳和第二预定量的SAS分散在水基载体中，以形成水基泥浆。水基泥浆可包括包括水基载体的根据本公开的任何钻井组合物。

在一些方面，钻井泥浆组合物包括油基载体和第二浓度的SAS，所述第二浓度大于或等于粉末状胶乳的第一浓度。在一些这类方面，在钻井泥浆组合物中SAS的第二浓度可大于胶乳的第一浓度。根据这类方面的包括油基载体的钻井泥浆组合物可表现出比不包括粉末状胶乳或SAS中的一种或两种的组合物低的流体损失。举例来说，在一些这类方面，当根据美国石油学会(API)测试13B-2测试时，包括油基载体的钻井泥浆组合物在300℉下在55微米过滤盘下的平均渗透性堵塞测试(PPT)流体损失小于或为约1.06mL。在一些这类方面，包括油基载体的钻井泥浆组合物在275℉下的平均PPT流体损失小于或为约3.3mL，或小于或为约3.0mL，或小于或为约2.5mL。在一些这类方面，包括油基载体的钻井泥浆组合物在300℉下在40微米过滤盘下的平均PPT流体损失小于或为约3.3mL，或小于或为约3.15mL，或小于或为约3.00mL。

根据这类方面的包括油基载体的钻井泥浆组合物可表现出比不包括粉末状胶乳或SAS中的一种或两种组合物高的润滑。

根据本公开的包括油基载体的钻井泥浆组合物可表现出适合于钻井的流变特性。举例来说，当根据API测试13B-2测试时，根据一些这类方面的钻井泥浆组合物在120℉下的塑性粘度在约10cP至约30cP的范围内。在一些此类实例中，钻井泥浆组合物的塑性粘度可在约10cP至约15cP的范围内，或在约12cP至约20cP的范围内，或在约15cP至约20cP的范围内，或在约15cP至约25cP的范围内，或在约15cP至约30cP的范围内。

在一些这类方面，当根据API测试13B-2测试时，钻井泥浆组合物在120℉下的屈服点在约5lb/100ft

在一些这类方面，当根据API测试13B-2测试时，钻井泥浆组合物在120℉下的10秒胶凝强度在约2lb/100ft

在一些这类方面，当根据API测试13B-2测试时，钻井泥浆组合物在120℉下的10分钟胶凝强度在约2lb/100ft

包括油基载体的钻井泥浆组合物可包括任何合适的第一浓度的粉末状胶乳和第二浓度的SAS。在一些这类方面，SAS的第二浓度可大于或等于粉末状胶乳的第一浓度。举例来说，在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为至少约1磅每桶(lbm/bbl)，并且SAS的第二浓度可为至少约1lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为至少约2lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为至少约2lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为至少约1lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为至少约2lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为至少约1lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为至少约3lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为至少约1lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为至少约4lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为至少约1.5lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为至少约2.5lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为至少约1.2lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为至少约4.8lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为至少约1.5lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为至少约4.5lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约1lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为约3lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约1.2lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为约4.8lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约1.5lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为约4.5lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约1.8lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为约4.2lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约2lbm/bbl，并且SAS的第二浓度可为约3lbm/bbl。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可在约1.5至约2.5lbm/bbl的范围内，并且SAS的第二浓度可在约1.5至约2.5lbm/bbl的范围内。在一些这类方面，粉末状胶乳的第一浓度可为约2lbm/bbl，并且其中SAS的第二浓度可为约2lbm/bbl。

根据本公开的包括油基载体的钻井泥浆组合物可使用任何合适的技术形成。在各方面，技术包括将第一预定量的粉末状胶乳和第二预定量的SAS分散在油基载体中，以形成油基泥浆。油基泥浆可包括包括油基载体的任何根据本公开的钻井组合物。

根据本公开的钻井泥浆组合物可包括随时可用的钻井泥浆组合物或可指在使用前添加到载体或钻井泥浆的钻井泥浆添加剂组合物。举例来说，钻井泥浆添加剂组合物可包括粉末状胶乳和SAS的共混物。举例来说，这类钻井泥浆添加剂组合物可包括粉末状胶乳和SAS的共混物，使得将预定量的钻井泥浆添加剂组合物添加到载体产生根据本公开的包括一定浓度的粉末状胶乳和SAS的钻井泥浆组合物。

粉末状胶乳和SAS的共混物(并且包括根据本公开的另外的任选的组分)可被描述为固体润滑剂、固态润滑剂或固体状润滑剂，因为与常规液体润滑剂相比，这类共混物可基本上为固体。因此，在实施例中，钻井泥浆添加剂组合物可包括固体润滑剂组合物。举例来说，钻井泥浆添加剂组合物或固体润滑剂组合物可包括SAS和粉末状胶乳。在一些实施例中，钻井泥浆添加剂组合物或固体润滑剂组合物固体润滑剂组合物基本上由SAS和粉末状胶乳组成。在一些实施例中，钻井泥浆添加剂组合物或固体润滑剂组合物由SAS和粉末状胶乳组成。

钻井泥浆添加剂组合物可包括SAS和粉末状胶乳，如50/50SAS-胶乳共混物、60/40SAS-胶乳共混物、70/30SAS-胶乳共混物、80/20SAS-胶乳共混物，或90/10SAS-胶乳共混物比率是指SAS和胶乳的相对浓度，并且共混物可以任选地包括其它组分或添加剂。

根据本公开的钻井组合物可提供更好的流体损失控制、堵塞测试性能、地层稳定性和润滑性中的一种或多种，并且可减少井场的后勤和材料处置。

实例

通过以下实施例进一步说明本发明，这些实施例不以任何方式解释为对本发明的范围施加限制。在不脱离本发明的精神或所附权利要求书的范围的情况下，在阅读本文描述之后，所属领域的一般技术人员可联想到各种其它方面、实施例、修改以及其同等方案。

一般考虑因素

根据美国石油学会(API)用于包括水基载体的组合物的测试集13B-1和用于包括油基载体的组合物的测试集13B-2使用高温高压(HTHP)流体损失测试和渗透性堵塞测试(PPT)协议确定流体损失。除非另外规定，否则胶乳共混物或SAS-胶乳是指SAS和XP-211苯乙烯丁二烯共聚物胶乳的共混物，也被称为Axilat

实例1

评估包括不同浓度的粉末状胶乳和沥青磺酸钠(SAS)的水基钻井泥浆组合物的特性。基础泥浆组合物包括7.0磅每桶(lbm/bbl)的膨润土、2lbm/bbl的聚阴离子纤维素、0.75lbm/bbl的生物聚合物、10lbm/bbl的Rev Dust

制备四个样品：A1)基础，B1)具有6lbm/bbl SAS的基础，C1)具有4lbm/bbl粉末状胶乳的基础，和D1)具有3lbm/bbl SAS和2lbm/bbl粉末状胶乳(1.5:1或60/40SAS-胶乳共混物)的基础。将样品在250℉下热轧16小时。使用旋转粘度计确定样品的流变特性，如塑性粘度、屈服点和胶凝强度，并且呈现在表1中。

表1

使用API测试集13B-1确定四个样品的HTHP流体损失和初滤失量。结果呈现在表2中。

表2

HTHP测试的结果在图1中说明。图1为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括沥青磺酸钠(SAS)和粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在250℉下降低的高温高压(HTHP)流体损失的图。样品D1表现出相对于样品B1 HTHP损失减少28％，并且相对于样品C1减少30％。

确定样品A1至D1的摩擦系数(CoF)。CoF可使用几种装置中的任一种确定，包括用润滑性测试仪(德克萨斯州休斯顿的OFI测试设备(OFI Testing Equipment)、润滑性评估监测(德克萨斯州休斯顿的OFI测试设备)或摩擦计(加利福尼亚州尔湾(Irvine,CA)的Nanovea)。按比例缩放的结果(100×CoF)呈现在表3中。

表3

样品D1(60/40SAS-胶乳)表现出例如在250in-lb的扭矩下大体上低于样品B1(SAS)和C1(胶乳)的CoF。

实例2

评估包括不同浓度的粉末状胶乳和沥青磺酸钠(SAS)的水基钻井泥浆组合物的特性。基础泥浆组合物包括7.0lbm/bbl的膨润土、2lbm/bbl的聚阴离子纤维素、0.75lbm/bbl的生物聚合物、10lbm/bbl的Rev Dust

制备六样品：A2)基础，B2)具有6lbm/bbl SAS的基础，C2)具有6lbm/bbl粉末状胶乳的基础，D2)具有1.5lbm/bbl SAS和4.5lbm/bbl粉末状胶乳(25/75或1:3SAS-胶乳共混物)的基础，E2)具有3.0lbm/bbl的SAS和3.0lbm/bbl的粉末状胶乳(50/50或1:1SAS-胶乳共混物的基础)，和F2)具有4.5lbm/bbl SAS和1.5lbm/bbl粉末状胶乳(75/25或3:1SAS-胶乳共混物)的基础。将样品在250℉下热轧16小时。确定样品的流变特性，并且呈现在表4中。

表4

使用API测试集13B-1，在250℉下并且使用12微米盘确定六个样品的PPT流体损失和初滤失量。结果呈现在表5中。

表5

图2为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在250℉下降低的渗透性堵塞测试(PPT)流体损失。相对于样品B2(SAS)和C2(胶乳)，并且还相对于样品D2(25/75SAS-胶乳)和E2(50/50SAS-胶乳)，样品F2(75/25SAS-胶乳)表现出PPT损失减少。

实例3

评估包括不同浓度的粉末状胶乳和沥青磺酸钠(SAS)的水基钻井泥浆组合物的特性。基础泥浆组合物包括7.0lbm/bbl的膨润土、2lbm/bbl的聚阴离子纤维素、0.75lbm/bbl的生物聚合物、10lbm/bbl的Rev Dust

制备六个样品：A3)基础，B3)具有6lbm/bbl SAS的基础，C3)具有6lbm/bbl粉末状胶乳的基础，D3)具有1.5lbm/bbl SAS 4.5lbm/bbl粉末状胶乳(25/75或1:3SAS-胶乳共混物)的基础，E3)具有3.0lbm/bbl的SAS和3.0lbm/bbl的粉末状胶乳(50/50或1:1SAS-胶乳共混物)的基础，F3)具有4.5lbm/bbl SAS和1.5lbm/bbl粉末状胶乳(75/25或3:1SAS-胶乳共混物)的基础，G3)具有3.6lbm/bbl SAS和2.4lbm/bbl粉末状胶乳(60/40或1.5:1SAS-胶乳共混物)的基础，H3)具有4.2lbm/bbl SAS和1.8lbm/bbl粉末状胶乳(70/30或2.33:1SAS-胶乳共混物)的基础。将样品在250℉下热轧16小时。确定样品A3至F3的流变特性，并且呈现在表6中。

表6

确定样品A3至H3的摩擦系数(CoF)。按比例缩放结果(100×CoF)呈现在表7中。

表7

样品F3(75/25SAS-胶乳)、G3(60/40SAS-胶乳)和H3(70/30SAS-胶乳)表现出例如在250in-lb的扭矩下大体上低于样品B1(SAS)和C1(胶乳)的CoF。

实例4

评估包括不同浓度的粉末状胶乳和沥青磺酸钠(SAS)的水基钻井泥浆组合物的特性。制备类似于实例3的基础组合物。制备四个样品：A4)基础，B4)具有6lbm/bbl SAS的基础，C4)具有6lbm/bbl的粉末状胶乳的基础，和D4)具有4.8lbm/bbl SAS和1.2lbm/bbl粉末状胶乳(80/20或4:1SAS-胶乳共混物)的基础。将样品在250℉下热轧16小时。确定样品A4至D4的流变特性，并且呈现在表8中。

表8

使用API测试集13B-1，在325℉下确定四个样品的PPT流体损失和初滤失量。结果呈现在表9中。

表9

图3为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在325℉下降低的PPT流体损失的图。

图4为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在325℉下PPT流体损失的图。

与样品A4(基础)、B4(SAS)和C4(胶乳)相比，具有80/20SAS-胶乳共混物的样品D4大体上表现出PPT降低。

实例5

评估包括不同浓度的粉末状胶乳和沥青磺酸钠(SAS)的水基钻井泥浆组合物的特性。在250℉、275℉和300℉下确定实例4的基础样品A4和包括80/20SAS-胶乳共混物的样品D4的PPT流体损失。样品A4和D4的PPT损失和初滤失量呈现在表10中。

表10

图5为说明在不同温度(250℉、275℉和300℉)下，相对于不包括SAS或胶乳的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物降低PPT流体损失的图。

如在表10和图5中看到，具有80/20SAS-胶乳共混物的泥浆在250℉和300℉之间稳定。

实例6

评估包括相同SAS-胶乳比率但是不同类型的粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物的特性。制备类似于实例3的基础组合物。制备四个样品：A6)基础，B6)具有4.8lbm/bbl SAS和1.2lbm/bbl粉末状胶乳A型(苯乙烯丁二烯共聚物，Axilat

表11

在275℉下确定样品A6至D6的PPT流体损失和初滤失量，并且呈现在表12中。

表12

图6为说明相对于不包括SAS的组合物，包括SAS和不同类型的粉末状胶乳并且SAS的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在275℉下的PPT流体损失的图。

在SAS-胶乳共混物中不同类型的粉末状胶乳表现出大体上类似的特性，并且表现出大体上类似的PPT损失的减少。

实例7

评估包括不同浓度的SAS和胶乳的油基钻井泥浆组合物的特性。基础泥浆组合物包括5.0lbm/bbl的亲油性粘土、6.0lbm/bbl的主乳化剂、6.0lbm/bbl的油湿润剂、0.5lbm/bbl的Rev Dust

制备五个样品：A7)基础，B7)具有2.0lbm/bbl粉末状胶乳的基础，C7)具有4.0lbm/bbl SAS的基础，D7)具有3.0lbm/bbl SAS和1.0lbm/bbl粉末状胶乳(75/25或3:1SAS-胶乳共混物)的基础，和E7)具有2.0lbm/bbl SAS和2.0lbm/bbl粉末状胶乳(50/50或1:1SAS-胶乳共混物)的基础。将样品在250℉下热轧16小时。确定样品A7至E7的流变特性，并且呈现在表13中

表13

在275℉下确定样品A7至E7的PPT流体损失和初滤失量，并且呈现在表14中。

表14

图7为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的浓度大于或等于粉末状胶乳的油基钻井泥浆组合物在275℉下降低的PPT流体损失的图。

相对于样品A7(基础)、B7(胶乳)和C7(SAS)，样品D7(75/25SAS-胶乳)和E7(50/50SAS-胶乳)表现出较低的PPT损失和初滤失量。

实例8

评估包括不同浓度的SAS和胶乳的油基钻井泥浆组合物的特性。基础泥浆组合物包括4.3lbm/bbl的亲油性粘土、4.25lbm/bbl的主乳化剂、0.8lbm/bbl的油湿润剂、1.0lbm/bbl的第二乳化剂、21.50lbm/bbl的氯化钙、53lbm/bbl的重晶石、1.86lbm/bbl的石灰，并且油-水比率为85/15。基础组合物的密度为9.33lbm/gal。

制备四个样品：A8)基础，B8)具有2.0lbm/bbl粉末状胶乳的基础，C8)具有4.0lbm/bbl SAS的基础，D8)具有2.0lbm/bbl SAS和2.0lbm/bbl粉末状胶乳(50/50或1:1SAS-胶乳共混物)的基础。将样品在250℉下热轧16小时。确定样品A8至D8的流变特性，并且呈现在表15中。

表15

在300℉下确定样品A8至D8的PPT流体损失和初滤失量，并且呈现在表16中。

表16

图8为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的浓度等于粉末状胶乳的油基钻井泥浆组合物在300℉下降低的PPT流体损失的图。

与样品A8(基础)、B8(胶乳)和C8(SAS)相比，样品D8(50/50SAS-胶乳共混物)表现出降低的PPT损失。

实例9

评估包括不同浓度的SAS和胶乳的油基钻井泥浆组合物的特性。基础泥浆组合物包括4.0lbm/bbl的亲油性粘土、5lbm bbl的主乳化剂、4lbm/bbl的油湿润剂、25％的氯化钙、302lbm/bbl的重晶石、4lbm/bbl的石灰，并且油-水比率为85/15。基础组合物的密度为13.6lbm/gal。

制备四个样品：A9)基础，B9)具有4.0lbm/bbl粉末状胶乳的基础，C9)具有4.0lbm/bbl SAS的基础，D9)具有2.0lbm/bbl SAS和2.0lbm/bbl粉末状胶乳(50/50或1:1SAS-胶乳共混物)的基础。将样品在250℉下热轧16小时。确定样品A9至D9的流变特性，并且呈现在表17中。

表17

在300℉下确定样品A9至D9的PPT流体损失和初滤失量，并且呈现在表18中。

表18

图9为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和胶乳并且SAS的浓度等于粉末状胶乳的油基钻井泥浆组合物在300℉下降低的PPT流体损失的图。

与样品A9(基础)、B9(胶乳)和C9(SAS)相比，样品D9(50/50SAS-胶乳共混物)表现出降低的PPT损失。

实例10

确定包括不同添加剂的水基钻井泥浆组合物的特性。基础泥浆组合物包括7.0磅每桶(lbm/bbl)的膨润土、2lbm/bbl的聚阴离子纤维素、0.75lbm/bbl的生物聚合物、10lbm/bbl的Rev Dust

制备十个样品：A10)基础，B10)与苛性化褐煤(

表19

图10为说明相对于包括其它添加剂的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在275℉下降低的PPT流体损失和初滤失量的图。

包括SAS-胶乳共混物的样品J10表现出比所有其它样品低的PPT损失和初滤失量。

实例11

确定包括不同添加剂的油基钻井泥浆组合物的特性。基础泥浆组合物包括9.0lbm/bbl的亲油性粘土、4.0lbm/bbl的主乳化剂、6.0lbm/bbl的油湿润剂、20lbm/bbl的Rev Dust

制备十个样品：A11)基础，B11)具有2lbm/bbl黑沥青1(BARABLOK

在150℉下确定样品的流变特性，并且呈现在表20中。

表20

包括SAS-胶乳共混物的样品F11表现出比所有其它样品高的电稳定性，但是包括SAS的样品H11除外。

在300℉下确定样品的PPT损失和初滤失量，并且呈现在表21中。

表21

图11为说明相对于包括其它添加剂的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的浓度大于粉末状胶乳的油基钻井泥浆组合物在300℉下降低的PPT流体损失和初滤失量的图。

包括SAS-胶乳共混物的样品F11表现出比所有其它样品低的PPT损失和初滤失量。

实例12

评估包括不同浓度的SAS和粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物的特性。基础泥浆组合物包括5.0磅每桶(lbm/bbl)的膨润土、17.5lbm/bbl的氯化钾、0.5lbm/bbl的HTHP聚合物1、HTHP聚合物2、25％的稀释剂、50lbm/bbl的碳酸钙和.75lbm/bbl的苛性碱。基础组合物的密度为10.0lbm/gal。

制备三个样品：A12)基础，B12)具有6lbm/bbl SAS的基础，和C12)具有4.8lbm/bblSAS和1.2lbm/bbl粉末状胶乳(80/20或4:1SAS-胶乳共混物)的基础。将样品在250℉下热轧16小时。确定样品A12至C12的流变特性，并且呈现在表22中。

表22

在375℉下确定样品A12至C12的HTHP流体损失和API损失，并且呈现在表23中。

表23

图12为说明相对于不包括SAS或胶乳中的一种或两种的组合物，包括SAS和粉末状胶乳并且SAS的浓度大于粉末状胶乳的水基钻井泥浆组合物在375℉下API和HTHP滤失体积的图。

具有SAS-胶乳共混物的样品C12表现出比其它样品低的HTHP损失和低的API损失。

实例13

确定包括不同浓度的SAS、粉末状胶乳和液体胶乳的水基钻井组合物的特性。基础泥浆组合物包括7.0磅每桶(lbm/bbl)的膨润土、17.5lbm/bbl的氯化钾、2lbm/bbl的

制备四个样品：A13)基础，B13)具有6lbm/bbl SAS的基础，C13)具有4.8lbm/bblSAS和1.2lbm/bbl粉末状胶乳(80/20或4:1SAS-胶乳共混物)的基础，和D13)具有9lbm/bbl液体胶乳的基础。将样品在150℉下热轧16小时。

确定样品A13至D13的流变特性和页岩采收率，并且呈现在表24中。

表24

具有SAS-粉末状胶乳共混物的样品C13具有最高的页岩采收率。

实施例14

使用包括极压(EP)润滑性仪和动态润滑性评估监测(LEM)的不同方法测试几种油基泥浆田样品(第一样品为从Eagle Ford区获得的13.8lbm/gallon 82/18OWR(油-水比率)田泥浆，并且第二样品为从落基山(Rocky Mountain)区域获得的9.5lbm/gallon OWR田泥浆)的润滑性。使用摩擦计测试固态润滑剂(4:1或80/20SAS-胶乳共混物)，以产生连续斯特里贝克曲线，使得能够在整个润滑性状态内评估润滑剂。使用EP润滑性仪对CoF的结果进行转换，计算斯特里贝克数以建立曲线。当井眼的表面微凸体与钻头/BHA接触时，边界润滑区域中的CoF降低。这可通过将新型固态润滑剂吸附到表面微凸体上来提供光滑的表面来解释。新型固态润滑剂具有宽的粒子分布(PSD)，以覆盖不同大小和高度的表面微凸体。新型固态润滑剂的斯特里贝克曲线示出，与基础流体和其它液体润滑剂相比，所述润滑剂可在其中摩擦力最高的边界润滑区域降低CoF。

EP润滑性仪：较常见的润滑性测试测量各种润滑添加剂的耐流体性。标准润滑系数测试在60rpm下以150in-lb的力(相当于约600psi(4,137kPa)中间流体的压力)运行，并应用于两个硬化的钢表面、旋转环和固定块。摩擦测量为CoF(μ)。两个固体之间的CoF被定义为垂直于表面的载荷或力的摩擦力。CoF独立于表观接触区域，只要此区域不小到可穿透膜的程度即可。克服摩擦的力在小区域和大区域将是相同的。以给定的速率使块和环表面相互滑动所需的力F通过以规定的每分钟转数的速率转动测试环轴所需的功率来测量。摩擦系数(CoF)，μ＝仪表读数/载荷或力。

润滑性评估监测器：润滑性评估监测器(LEM)为被设计成通过直接比较评估润滑剂的实验室装置。它确定在可互换的井眼样品(套管、地层，砂岩等)浸入循环的测试液杯中时，抵靠旋转的钢锤按压的所述可互换井眼样品之间的CoF。LEM在环境温度和压力下测量相对摩擦系数。它经过专门设计，以提供不同流体系统和/或流体添加剂之间的润滑性比较。单元可利用摩擦材料，如砂岩或套管。气动撞锤施加侧向载荷，推动样品抵靠测锤，通过以可确定的间隔将测锤从样品中拉出，周期性刷新测试流体。夹具允许在同一夹具中测试套管、地层、砂岩等的样品。LEM具有计算机化的数据采集和控制软件。用户输入转速、侧向载荷和刷新参数。测试存档提供对历史数据曲线的访问，其包括：转速(RPM)、扭矩(in-lb)、侧向载荷(lb)和相对于时间的CoF。运行测试，并且机器收集600个数据点，或直到CoF值已稳定。

摩擦计：当应用润滑以减少运动表面的磨损/摩擦时，在界面处的润滑接触可从如边界、混合和流体动力润滑等的几种状态转变。流体膜的厚度在此过程中起主要作用，主要取决于流体粘度、施加在界面处的载荷和两个表面之间的相对速度。所谓的斯特里贝克曲线示出润滑状态如何对摩擦反应。摩擦计示出能够测量连续斯特里贝克曲线的方法。使用先进的无级速度控制，从2000至0.01rpm，在10分钟内软件直接提供完整的斯特里贝克曲线。简单的初始设置仅需要用户选择指数斜变模式并输入初始速度和最终速度，而不必执行多次测试或以不同的速度编写逐步程序，从而需要对常规的斯特里贝克曲线测量进行数据拼接。斯特里贝克曲线绘图绘制随粘度、速度和载荷而变的CoF。垂直轴为CoF，并且水平轴为组合其它变量的参数。测量目标：使用两种具有不同动力学粘度的润滑油测量斯特里贝克曲线，以进行比较。使用配有润滑模块的针盘式摩擦计。转速以指数速率从2000下降到0.01rpm，以展示连续斯特里贝克曲线测量和摩擦计功能的精确灵敏度。

初始润滑性数据使用标准EP润滑性仪获得。通常，CoF基于在60rpm下旋转时150in-lb的扭矩载荷定义。然而，当绘制基础流体和含有2和3lbm/bbl的固态润滑剂(4:1或80/20SAS-胶乳共混物)的基础流体的CoF与扭矩载荷时，调节的曲线的形状表现出特征轮廓。如在图13中观察到，固体状润滑剂(4:1或80/20SAS-胶乳共混物)在较低的扭矩载荷下呈现较低的CoF。图13为说明包括固体润滑剂的油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随扭矩的变化的图。

实例15

然后绘制EP润滑性仪的结果，以建立斯特里贝克曲线。x轴为

使用相同的方法计算含有10lbm/bbl的Rev Dust

使用另一种基础流体测试润滑剂，并且结果显示在图16中。注意润滑剂对使用90/10OWR矿物油OBM(油基泥浆)与5.0lbm/bbl亲有机物质的粘土的边界润滑条件的作用。基础钻井泥浆组合物包括8.2lbm/bbl 90/10OWR与PureDrill

实例16

用动态润滑性仪对CoF进行了检查。与其中使用相同的膜在增加扭矩载荷时测量CoF的EP润滑性仪相反，随流体循环，转子和块之间的LEM接触不断刷新。测试使用几个阶段进行，直到获得稳定的动态CoF。

在LEM中测试85/15OWR和11.0lbm/加仑柴油OBM的实验室样品和具有2.0lbm/bbl的固态润滑剂的基础流体的样品。尽管两个样品的测量的CoF均为0.12，但是数据评估示出与含有固态润滑剂的流体相比，不含固体状润滑剂的流体呈现更高的CoF静态值。CoF静态值为转子在边界条件下开始运动时在每个阶段的初始部分观察到的最大峰值。

实例17

评估与液体润滑剂相比，含有固态润滑剂(4:1或80/20SAS-胶乳共混物)的流体的斯特里贝克曲线和其在边界条件下的性能。摩擦计能够在0.01和1000rpm之间改变rpm时产生连续的斯特里贝克曲线。出于实用目的，使用的仪器转速在0.01和250rpm之间。在测量CoF值时，还选择150in-lb的固定载荷。

使用摩擦计，使用在LEM中测试的相同流体建立斯特里贝克曲线。运行四次测试，包括基础流体(BF)和含有2.0lbm/bbl的固态润滑剂以及2体积％的两种液体润滑剂的基础流体的样品。结果显示在图17、18和19中。

图17为说明基础油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随时间的图。图18为说明包括固体润滑剂的基础油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随时间的图。图19为说明不包括润滑剂、包括固体润滑剂和包括两种不同的液体润滑剂的油基钻井泥浆组合物的摩擦系数随斯特里贝克数的变化的图。

润滑剂2(Torque-Buster，印地安那州文森(Vincennes,Indiana)的FranklinWell Services)示出差的性能，并且对基础流体的CoF产生有害作用。与润滑剂2相比较，润滑剂1(Turbo-Lube，

具有2.0lbm/bbl的固体润滑剂的基础流体的动态CoF在1.2分钟之后连续降低。相反，在测试的液体润滑剂中，其中一种液体润滑油对CoF(静态值或动态值)均无改善，而另一种对CoF(静态值或动态值)均产生有害作用。

在不受理论束缚的情况下，固体润滑剂通过产生降低粘度的摩擦膜在边界润滑状态下起作用。

实例18

在二叠纪盆地(Permian Basin)使用直接乳液水基泥浆进行使用新型固体润滑剂的现场试验。现场试验的目的为评估直接乳液泥浆和固态润滑剂(4 1或80/20SAS-乳胶共混物)对OBM的可能的替代。通过丸剂施用以3.0lbm/bbl的浓度添加固态润滑剂直到达到在循环系统中3.0lbm/bbl的最终浓度。操作员按间隔总深度将浓度提高至多6.0lbm/bbl。

评估了在二叠纪盆地进行的现场试验的快照。注意与3.0lbm/bbl的固态润滑剂相比较，渗透率(ROP)总体提高6.0lbm/bbl，并且维持类似扭矩载荷。

沿水平截面记录重量增加和重量减少。图20为说明沿水平截面的重量增加和重量减少随深度的变化的图。虽然预计随着深度的增加，重量增加和重量减少都增加，但曲线都示出两种测量值均减少。当在整个系统中固体润滑剂的浓度达到3.0lbm/bbl时，两条曲线的趋势是平滑的。

上文参考许多方面和实施例以及特定实例描述了本发明。根据以上详细描述，所属领域的技术人员将会联想到其许多变化形式。所有这些明显的变化都在所附权利要求的全部预期范围内。本发明的其它方面可包括但不限于以下方面。许多方面被描述为“包含”某些组分或步骤，但是可替代地，除非另外特别说明，否则可“基本上由那些组分或步骤组成”或“由那些组分或步骤组成”。