Gas-hydrate formation, agglomeration and inhibition in oil-based drilling fluids for deep-water drilling

One of the main challenges in deep-water drilling is gas-hydrate plugs, which make the drilling unsafe. Some oil-based drilling fluids (OBDF) that would be used for deep-water drilling in the South China Sea were tested to investigate the characteristics of gas-hydrate formation, agglomeration and inhibition by an experimental system under the temperature of 4 ℃ and pressure of 20 MPa, which would be similar to the case of 2000 m water depth. The results validate the hydrate shell formation model and show that the water cut can greatly influence hydrate formation and agglomeration behaviors in the OBDF. The oleophobic effect enhanced by hydrate shell formation which weakens or destroys the interfacial films effect and the hydrophilic effect are the dominant agglomeration mechanism of hydrate particles. The formation of gas hydrates in OBDF is easier and quicker than in water-based drilling fluids in deep-water conditions of low temperature and high pressure because the former is a W/O dispersive emulsion which means much more gas-water interfaces and nucleation sites than the later. Higher ethylene glycol concentrations can inhibit the formation of gas hydrates and to some extent also act as an anti-agglomerant to inhibit hydrates agglomeration in the OBDF.     

高取代度阳离子淀粉的合成及其降滤失性能

高取代度阳离子淀粉的合成及其降滤失性能;环氧丙基三甲基氯化铵;阳离子淀粉;半干法;钻井液;降滤失剂     

疏水改性低分子量阳离子聚丙烯酰胺抑制剂的制备及性能评价

针对现有阳离子类抑制剂与钻井液配伍性、抑制性较差的不足,本文以丙烯酰胺、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、丙烯酸十八酯为原料,以乙醇和乙酸丁酯的混合物作溶剂,采用沉淀聚合法,制备出了疏水改性低分子量阳离子聚丙烯酰胺BJX-1页岩抑制剂。通过研究不同反应条件对BJX-1分子量的影响规律,得出溶剂组成对BJX-1分子量影响最大,可通过调节溶剂组成实现BJX-1分子量的控制。当分子量为1.45×10~5g/mol~1.87×10~5g/mol时,BJX-1的抑制性最好,页岩岩屑120℃热滚回收率约为78%;增加BJX-1中疏水结构单元含量至2%~4%时,可进一步提高BJX-1抑制性,使页岩岩屑120℃热滚回收率高于90%;此时的最佳反应条件为:以乙醇和乙酸丁酯按体积比90∶10~100∶0组成的混合物作为溶剂,引发剂质量分数为0.1%,单体质量分数为3%,在80℃下反应7h。通过对比研究发现,当加量为1%时,BJX-1所对应的页岩岩屑120℃热滚回收率分别比常用小分子阳离子化合物JA-1和高分子量阳离子聚合物DY-1高27.85%和50.06%。BJX-1更能提高钻井液的综合流变性能,使钻井液流变性更加稳定,而且具有优良的高温高压降滤失性。     

适宜海水钻井液体系新前置液实验和现场试验

前置液是影响固井质量的重要因素之一，对于海水钻井液体系，如何选用前置液是一个新的 课题. 提出了一种适宜于海水钻井液体系的新型前置液，对其在固井过程中的各种性能 进行了室内实验研究，结果表明：新型前置液与海水钻井液、固井水泥浆及盐水等环境流体 有良好的相容性，对井壁具有稳定作用，其中的固体颗粒及表面活性剂有利于冲刷海水钻井 液形成的泥饼. 在此基础上，将新型前置液应用于胜利油田的固井作业，进行现场试验，发 现：应用新型前置液后，环空水泥浆界面清晰，混浆段长度缩短，第2界面的胶结质量有明 显提高.     

控制井眼温度维持井壁稳定

本文应用弹性力学方法求解油井井壁围岩由于温度变化而导致的应力场变化，并定量地给出温度变化对井壁稳定的影响     

粘土矿物中非晶态硅铝铁测定方法研究

非晶态粘土矿物是泥页岩的组分之一，其中非晶态的硅、铝、铁的含量虽不高，但对钻井液泥浆的性能有很大的影响。为了在钻井过程中能及时准确地进行调控，对泥页岩中非晶态硅、铝、铁含量的准确测定是非常必要的。     

低场核磁共振法对油基钻井液乳状液乳滴稳定性的研究

采用低场核磁共振技术,针对油基钻井液油包水型乳状液乳滴的稳定性进行研究。引入弛豫试剂Mn Cl2·4H2O对W/Q型乳状液的T2分布曲线进行定性分析,位于10~1 000 ms之间的弛豫峰对应于中度可自由移动水和白油弛豫峰的叠合峰,定义为乳状液弛豫峰;1 000~10 000 ms之间的峰为高度可自由移动水的弛豫峰。基于此,以弛豫峰峰形为定性指标,弛豫峰面积比率和弛豫峰间距为定量指标,针对弛豫试剂、油水比和老化温度等因素对乳状液横向弛豫时间T2分布曲线的影响进行了分析,进而深入研究了其对油基钻井液乳状液乳滴稳定性的影响。还将低场核磁共振分析技术运用于油基钻井液乳状液体系相对含油率的测量。结果表明,低场核磁共振是一种高效、快捷、准确反映油基钻井液乳状液稳定性的分析测试技术,同时,还可用于油基钻井液乳状液或原油相对含油率的测量。     

钻井液粉末状荧光添加剂的核磁共振特性

磺化沥青等粉末状钻井液荧光添加剂有助于保障钻井安全,却不利于油气显示的发现.为了解决油气勘探与钻井安全之间的这个矛盾,创新采用高分辨率低场核磁共振技术,对14种粉末状荧光添加剂进行了不同混入介质(水和钻井液)、不同混入比例(荧光级别)和不同温度(32℃,90℃和150℃)条件下的核磁共振实验研究.结果表明,这些荧光添加剂可分为两类:一类是没有核磁共振信号;另一类会产生一个水化峰,但加弛豫试剂后水化峰消失.因而,粉末状荧光添加剂对采用核磁共振技术发现钻井液中的含油显示没有影响,从而可彻底解放对该类添加剂的使用限制.     

亚甲基蓝法测试钻井液中膨润土含量实验的改革及实施成效

针对"油田化学基础实验"课程中亚甲基蓝法测试钻井液中膨润土含量实验测试结果的偏差,通过影响因素分析和测试条件优化,改进了亚甲基蓝法测试钻井液膨润土含量实验。并将改进后的方法应用到基础实验教学、开放实验和科学研究中,在石油工程专业大学生动手能力、创新能力、求真精神、工程意识培养及辅助科学研究和指导现场施工等方面取得了成效。