一种抗高温高密度无土相油基钻井液提切剂

针对油基钻井液体系高温环境下沉降稳定性不足的难题,将二聚脂肪酸和二乙烯三胺以物质的量比1∶2反应合成了一种小分子脂肪酸酰胺型抗高温提切剂FAA,并对其进行了结构表征、机理分析和性能评价。流变实验和显微镜观察结果表明,提切剂FAA主要通过在乳液滴之间桥联形成凝胶网络结构来有效提高油基钻井液的结构强度,从而改善其固相悬浮能力及沉降稳定性。在柴油基钻井液体系中的评价结果表明,FAA可有效提高体系的动切力、φ₆/φ₃读数以及动塑比,并可有效改善体系的高温沉降稳定性,使体系在220 ℃下静置5 d后沉降因子SF小于0.52,无明显沉降现象出现。      

智能宜家式盆栽自动灌溉控制系统设计

针对现代人常因忙于工作而不能及时对家中盆栽进行灌溉护理,而造成盆栽干死的问题,设计了宜家式智能盆栽灌溉控制系统,系统中STM32单片机作为控制中心负责人机交互以及数据汇总,STC89C51单片机负责控制水阀门进行灌溉,系统主要功能包括有:盆栽浇灌功能、土壤湿度检测功能、通风散热功能、数据存储功能。该系统能对各种盆栽进行个性化管理,具有可多节点扩展的特点。结果表明,系统能根据实时的盆栽土壤湿度和环境温度实现自动灌溉,为更加人性化和物联网智能家居提供可靠的参考。     

GSM-R铁路移动通信系统在武广高铁通信网络中的应用

本文介绍了GSM-R系统在武广高速铁路通信系统中的作用及其功能,展望了GSM-R系统在我国高速铁路通信中的发展前景。     

塔里木油田库车山前高压盐水层油基钻井液技术

塔里木山前深层盐膏层钻井时,高压盐水侵入会导致高密度钻井液性能变差,引发阻卡等井下复杂情况,通常采用排水降压的方式来降低高压盐水层透镜体的压力,对油基钻井液的抗盐水侵能力要求较高。为此,研发了单链多团的新型乳化剂,通过增加乳化剂分子结构上亲水基团的数量,提高其乳化效率,从而提高了油基钻井液的抗盐水侵容量限。室内评价结果表明,采用新型乳化剂形成的油基钻井液密度最高可达2.85 kg/L,抗盐水污染能力达60%以上,高温稳定性良好。克深1101井等多口超深井应用了油基钻井液,钻井过程中钻井液性能稳定,未出现卡钻或其他井下故障。研究表明,该油基钻井液具有良好的流变性、沉降稳定性和抗盐水污染能力,能够解决深井巨厚盐膏岩层或高压盐水层污染的问题,可在塔里木油田库车山前钻井中推广应用。      

氯吡格雷药物基因检测在支架辅助治疗颅内动脉瘤中的初步应用

目的: 探讨氯吡格雷药物基因检测在支架辅助弹簧圈栓塞治疗颅内动脉瘤中应用的意义及前景。方法: 选取我院行支架辅助弹簧圈栓塞术治疗颅内动脉瘤病人64例,行氯吡格雷药物基因检测,通过对CYP2C19*2、CYP2C19*3、CYP2C19*17和ABCB1-3435C四个基因位点的检测,分析其CYP2C19酶的代谢类型和ABCB1基因的表达类型。其中45例病人于住院期间行颅内动脉瘤支架辅助弹簧圈栓塞术,并行氯吡格雷药物基因检测,根据检测结果制定双抗用药方案;19例随访病人系颅内动脉瘤支架辅助治疗术后来院复查脑血管造影期间予行氯吡格雷药物基因检测,采用常规剂量双抗用药。结果: 45例住院患者中20例患者基因型异常,常规剂量双抗用药血栓形成风险增加,均根据检测结果更改用药方案,4例患者出现有血栓类并发症表现;19例随访患者中共检测出3例基因型异常患者,其中2例患者曾出现有血栓栓塞并发症表现,通过积极溶栓治疗后症状消失,余患者在住院期间及随访中均未出现任何疑似血栓类并发症表现。结论: CYP2C19基因和ABCB1基因均有较高的人群变异率,基因变异发生氯吡格雷低反应性,影响支架术后双抗效果;氯吡格雷药物基因检测可作为支架辅助弹簧圈栓塞治疗颅内动脉瘤的一项常规检查,提供个体化的用药建议,对支架术后的双抗治疗具有指导意义。基因检测为导向的个体化治疗是今后发展的方向。     

风力发电机滑动偏航系统载荷特性分析

偏航控制过程中,滑动式偏航系统载荷特性是影响风力发电偏航系统安全可靠性的关键因素,现以2 MW风力发电机为研究对象,采用IEC标准中Von Kamman谱模拟湍流风,考虑重力载荷、气动载荷及惯性载荷的影响,建立风力发电机组模型,基于Bladed软件仿真风力发电机偏航时机组的动态特性,研究偏航时风况、偏航速度及偏航角度对滑动式偏航系统荷载的影响规律,为风力发电机的运行维护及改进设计提供依据。研究结果表明,偏航过程中同时变桨,变桨速率对偏航轴承的荷载有重要影响。湍流强度影响偏航轴承的疲劳和极端载荷的波动情况,偏航速度越大,偏航轴承处极限荷载越大。     

基于线性回归的油基钻井液有害低密度固相含量计算方法

随着页岩气大规模开发,高密度油基钻井液应用越来越广泛。在钻井过程中,小颗粒钻屑将不断进入油基钻井液中,极大地影响了钻井液的性能,目前的研究缺乏计算油基钻井液中钻屑含量的方法。在GB/T 16783.2《石油天然气工业钻井液现场测试第2部分:油基钻井液》中只规定了低密度固相含量的计算方法,并未对有用低密度固相和有害低密度固相进行有效区分。通过对比井浆和室内新配浆的固相含量,利用线性回归得出了一种有害低密度固相含量计算方法,并以现场钻井液为例进行校核,通过线性回归的方法,计算得到的固相含量与实测固相含量相差较小,误差小于3%,可以更精确地计算出有害固相含量,给油基钻井液的性能维护提供了重要的标准。该方法计算简便、误差小,具有较高的现场应用价值。      

油基钻井液用改性锂皂石增黏提切剂

以正辛基三乙氧基硅烷和锂皂石为原料,利用溶胶-凝胶法一步合成了油基钻井液用增黏提切剂改性锂皂石MLap-1,分别利用红外光谱、热重分析、透射电镜和表面润湿性对其单体进行表征,证明其合成成功。通过对改性锂皂石MLap-1单剂评价发现,该剂能够提高油水比为80∶20乳液的乳化效率和破乳电压,在0.3%加量下,乳液破乳电压值达到1200 V以上,使得乳液的表观黏度和动切力由12 mPa·s和0 Pa增大至23 mPa·s和10 Pa,同时能够抗200 ℃高温。以改性锂皂石MLap-1为基础构建的高密度油基钻井液在200 ℃老化后,其动切力维持在4 Pa以上,低剪切速率切力维持在3 Pa以上,破乳电压高于1000 V,滤失量低于5.0 mL,很好地维护了钻井液的悬浮稳定性,保持了良好的乳化稳定性和降滤失效果。为油基钻井液进一步钻探深井、超深井提供了技术支持。      

油基钻井液用改性碳纳米管纳微米封堵剂

为改善页岩油气水平井钻进过程中因钻井液封堵性能差而引起的井壁失稳问题,首先,对川南龙马溪组页 岩组成和井壁失稳的原因进行了分析;然后,以十六烷基三乙氧基硅烷、氨丙基三乙氧基硅烷和活性碳纳米管为 原料,合成了油基钻井液用纳微米封堵剂（NP-1）,分别利用红外光谱分析、热重分析、透射电镜和表面润湿性测 试分析其结构和物理化学特性,考察了其与油基钻井液的配伍性;最后,通过岩心突破压力、压力传递、三轴抗压 强度等测试评价其封堵性能,分析了纳微米封堵剂的作用机理,并进行了现场应用。结果表明,川南龙马溪组页 岩纳微米孔喉较发育,毛细自吸现象严重,使得液相不断侵入井壁,最终导致井壁失稳。NP-1 的直径为30～50 nm,长度处于微米级别,表面疏水亲油,在385.2 ℃以下的热稳定性良好。NP-1 与油基钻井液具有良好的配伍 性和稳定性。在常规油基钻井液中加入3% NP-1,在180 ℃下老化热滚16 h 后的高温高压滤失量由2.8 mL降至 1.8 mL。含有NP-1 的油基钻井液能有效封堵岩心端面,从而提高岩心突破压力,阻止岩心压力传递,稳定岩心内 部结构和抗压强度,实现维持井壁稳定的目的。现场应用结果表明,NP-1 能有效改善邻井因钻井液封堵能力弱 而引起的井漏、井壁失稳等技术难题,处理后的平均井径扩大率仅为5.61%。该纳微米封堵剂在油基钻井液中对 页岩具有优异的封堵效果,为川南类似复杂页岩气井的高效钻探提供了借鉴。     

页岩气油基钻井液体系性能评估及对策

油基钻井液已成为开发页岩气水平井的关键技术之一,具有稳定井壁和保持井眼清洁的功能。通过评价中石油川渝地区油基钻井液体系的流变性、封堵性、固相含量和稳定性等性能,并结合这些井的井下复杂情况原因分析,得出封堵性是保持井壁稳定的关键,提高钻井液φ₆值和排量可以改善井眼清洁,有害低密度固相含量的增加是导致钻井液性能恶化的主要原因。针对井壁失稳、井眼清洁和性能维护等问题,建立了纳-微米封堵评价方法,确定了有害低密度固相含量计算方法,并形成了页岩气油基钻井液技术规范,有望为页岩气水平井的开发提供技术支持。