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为了解决改性石墨烯产品单独作为处理剂时加量大、成本高的问题,通过氧化石墨烯(GO)与丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、醋酸乙烯酯(VAC)共聚,制备了氧化石墨烯/聚合物降滤失剂GOJ。借助红外谱图和透射电镜照片做的结构表征表明,GOJ中含有五元环结构和酰胺基、磺酸基、羟基等官能团,相对分子质量在3.63×105左右,微观下为颜色较深的平整的片状结构。性能测定结果表明,新研制的GOJ降滤失性能好,在淡水基浆中加入0.2% GOJ,可使API滤失量降低70%,降滤失能力优于聚合物类降滤失剂PAMS601和JT888等;GOJ具有较强的耐盐性能和优异的高温降滤失能力,耐盐可至饱和,同时在相同加量下,GOJ在180℃、200℃和220℃下的降滤失能力均优于国外产品Driscal-D;氧化石墨烯可以提高GOJ的耐温性能,当GOJ中氧化石墨烯含量为0.32%时,其抗高温能力提升约20℃,并且随着氧化石墨烯含量的增加,高温下的降滤失能力逐渐增强。GOJ可以用作水基钻井液的抗高温抗盐降滤失剂。 相似文献
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采用球磨机对重晶石粉进行表面改性,通过机械力化学法研制了微粉化表面改性重晶石。采用扫描电镜、红外光谱、X射线衍射等方法,对改性产物进行结构表征。实验评价了微粉化表面改性重晶石对高温高密度钻井液性能的影响。结果表明,微粉化表面改性重晶石的抗温性良好,可达260℃,可显著改善钻井液流变性能,降黏效率为45%,并且微粉化表面改性重晶石在改善加重钻井液流变性的同时,可以兼顾优化滤失性与沉降稳定性。另外,微粉化表面改性重晶石与普通重晶石进行复配使用,也可在一定程度上改善高密度钻井液的综合性能。 相似文献
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通过分析西非深水油田钻井液技术难点,针对钻井液低温流变性调控与井眼清洗问题、气体水合物的生成与控制以及活性泥页岩井壁失稳问题,提出了相应的技术对策,构建了新型深水高性能水基钻井液体系。实验评价表明,该钻井液具有较低的黏度和较高的动切力,φ6读数保持在7~10,有利于井眼清洗;钻井液流变性受低温影响较小,2℃和25℃的表观黏度比和动切力比分别为1.28和1.10。该钻井液在不同层位的泥页岩岩样回收率均在90%以上,抑制性明显优于以往使用的KClPHPA钻井液体系,且在动态和静态条件下均具有优良的水合物抑制效果,抗污染能力强,满足西非深水油田钻井液技术需求。 相似文献
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通过分子结构设计,研制了新型环烷胺作为泥页岩抑制剂。采用抑制膨润土造浆实验、页岩滚动分散实验和絮凝实验评价了其抑制性能。结果表明,新型环烷胺的抑制性优于国外聚胺Ultrahib和传统的无机盐类抑制剂KCl;180℃下仍能抑制泥页岩水化分散,具有优良的抗温性能。表面张力测试和X-射线衍射分析干态层间距表明,新型环烷胺具有较强的表面活性,能显著降低水溶液表面张力,且能够进入黏土晶层间,形成单层吸附。X-射线衍射分析湿态层间距和吸水实验表明,环烷胺通过质子化胺基吸附在黏土晶层间,置换出层间水化阳离子,大幅度降低黏土层间距,同时增加黏土表面的疏水性,实现泥页岩稳定。 相似文献
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新型聚胺页岩抑制剂特性及作用机理 总被引:15,自引:1,他引:14
通过抑制膨润土造浆、屈曲硬度、耐崩散等新型实验方法,评价了新型聚胺页岩抑制剂SDA的抑制特性。结果表明,SDA的抑制性优于传统抑制剂KCl,并与国外同类产品Ultrahib相当。借助FT-IR、XRD、Zeta电位测试等实验分析手段,深入探讨了聚胺的强抑制作用机理。研究表明,低分子聚胺进入黏土层间后,解离出的铵离子交换出层间水化阳离子,通过静电作用中和黏土晶层表面负电荷,降低黏土层间水化斥力;同时聚胺与黏土层间硅氧烷基形成氢键,进一步强化其在黏土表面的吸附,二者共同作用将相邻黏土片层束缚在一起,抑制黏土水化膨胀;聚胺吸附在黏土晶层表面之后,其分子结构中聚氧丙烯疏水部分覆盖在黏土表面,使黏土亲水性减弱,进一步抑制黏土水化。 相似文献
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高温高压条件下钻井液滤失性的调控是保证钻井安全顺利的关键。针对传统降滤失剂环保性与高温降滤失性能难以兼顾的问题,以β-环糊精为单体,环氧氯丙烷为交联剂,通过反相乳液聚合法制备了环境友好的β-环糊精聚合物微球(β-CDP)。评价了不同温度热滚后的API滤失性能和高温高压滤失性能,并与几种典型的抗高温降滤失剂进行了性能对比,综合探讨了其滤失控制机理。研究表明,β-CDP在温度低于160℃时,降滤失性能优良;当温度超过160℃后,降滤失性能随着温度的升高进一步增强,240℃热滚后降滤失性能仍然突出,表现出与传统降滤失剂显著不同的特征。当温度低于160℃时,β-CDP主要通过吸水膨胀、增加泥饼压缩性、提高黏土分散稳定性等作用降低滤失量;当温度高于160℃时,β-CDP发生水热碳化反应,降解生成微纳米碳球以及与黏土颗粒相互作用生成纳米复合物,能够对泥饼的微纳米孔隙进行填充,有效降低泥饼的渗透性。β-CDP特有的这种"温度响应"特征,实现了将高温破坏处理剂的不利因素转变成滤失控制的有利条件。 相似文献
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复杂深层油气钻井工程中,超高温高矿化度高密度(简称“三高”)复杂条件对水基钻井液润滑剂性能提出了更高要求。笔者利用环保性能较好的改性基础油、极压耐磨成膜材料、复合表面活性剂以及复合抗氧化剂等,研制了一种高温高矿化度高密度钻井液润滑剂SDR-1。评价结果表明,润滑剂SDR-1抗温达200℃,在饱和盐水基浆及含6000 mg/L钙的饱和盐水基浆中润滑系数降低率均大于80%,其沉降稳定性好,荧光级别小于3级;与高密度钻井液配伍性良好,可有效降低高密度钻井液的循环流动压耗及动态摩阻。 相似文献
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改进了泥页岩稳定指数(SSI)评价实验方法中人工模拟实验岩样的制备方法。使用B28井岩粉制备岩样,优选SSI实验模拟岩样制备条件为:10.5 MPa下压制浆液,得到含水量14.03%的岩样模拟上部高含水量地层;10.5 MPa下压制风干岩粉,得到含水量1.91%的岩样模拟深部低含水量地层。优选SSI实验条件为:在65℃试液中浸泡8 h后,测定岩样的SSI值。扫描电镜(SEM)微结构分析表明,两种方法制备的岩样与实际泥页岩的微观孔隙尺度相近,高含水量模拟岩样的含水量与浅部实际地层泥页岩含水量(12%14%)相近,低含水量模拟岩样的含水量与深部实际地层泥页岩含水量(2%3%)相近。改进的SSI评价方法相对误差为2.91%,平行性较好,可有效评价防塌剂和防塌体系对泥岩地层的防塌效果及作用机理。 相似文献
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无黏土相海水基钻井液低温流变特性 总被引:2,自引:0,他引:2
针对海洋深水钻井作业所遇到的水基钻井液低温增稠问题,在全面分析低温增稠机理基础上,利用实验室自制的深水钻井液模拟装置,通过优选处理剂,构建了一套具有好的低温流变性的无黏土相海水基钻井液体系。实验结果表明,该钻井液体系经130℃老化后,低温流变性好,老化前后4℃和25℃时的表观黏度之比分别为1.179、1.250,塑性黏度之比分别为1.167、1.240,动切力之比为1.200、1.265,静切力稳定,动塑比变化范围在0.625~0.694 Pa/(mPa·s)之间,API中压滤失量在9.0 mL左右;润滑系数为0.181,页岩水化膨胀率为10.0%,页岩热滚回收率为87.0%,同时具有较强的储层保护能力和较好的抑制天然气水合物生成能力。 相似文献