ATP负载杂环两性共聚物型超高温降失水剂的合成与性能评价

现有AMPS共聚物类降失水剂高温稀释降黏作用明显,对固井水泥浆的超高温沉降稳定性尤其不利。对此,合成了一种凹凸棒土(ATP)负载杂环两性共聚物型超高温固井降失水剂ATP-FLA以减弱共聚物的高温分散副作用。对负载前后的产品进行了综合性能对比,结果表明,在150~240℃范围内,加有4.0%~6.0%负载型降失水剂ATP-FLA、2.0%~4.0%悬浮剂的水泥浆API失水量不大于40 mL,沉降密度差不大于0.03 g/cm^(3),超高温稳定性良好。在240℃、120 MPa下养护后的水泥浆流性指数达到0.8976,浆体高温稠度高,剪切阻力大。同时,利用超高温固井现场水泥浆对ATPFLA进行了适应性评价,结果表明其能够在有效控制API失水量的同时不影响水泥浆的其他性能。此外,利用分子动力学模拟研究了杂环两性共聚物FLA的作用机理。模拟分析结果表明,杂环两性共聚物FLA相比于常规阴离子型共聚物的优势在于其减弱了自身分子链受环境中金属离子的“去水化”效应干扰,更耐金属离子进攻,使其更加适应水泥浆体系的碱金属离子溶液环境。

超稠油高温降粘降阻技术及其应用

针对超稠油井筒电加热举升工艺能耗大、吨油耗电成本高的现象 ,研制和开发了超稠油高温降粘降阻剂和井下掺药工具 ,并在现场进行了试验 ,得出了掺液量、掺液温度、掺液浓度与抽油机负荷的关系 。

基于Vine-Copula贝叶斯网络模型的风机高温降容状态评估方法

风电机组在齿轮箱油温过高时会导致机组限功率运行,影响机组发电效率。传统应对风机高温降容状态多采用阈值判断,反应迟缓,加剧风机齿轮箱劣化趋势。利用贝叶斯网络对风机高温降容状态进行评估,为提取并准确合理地利用机组数据采集与监视控制系统(supervisory control and data acquisition system,SCADA)各个相关状态参数之间的耦合特性,通过vine-Copula模型对机组各个状态参数进行相关性分析,建立更符合机组实际运行状态的贝叶斯概率图形网络,实现对机组高温降容状态的评估。通过交叉熵算法对模型输出结果进行评价,发现与朴素贝叶斯模型相比,vine-Copula贝叶斯网络评估结果更为精确可靠,所建模型更符合机组实际运行工况,能够为现场的运维人员制定准确合理的运行和维护方案提供参考。

基于随机森林和LSTM-自编码算法的风机高温降容状态智能检测方法

发电机、齿轮箱等风机部件的高温降容状态是表征风电机组亚健康状态的良好指标,其评估的准确性直接影响了后期人员、设备、资金等多种资源的投入的多少,以及运维方案的最终效果。为了尽可能真实客观反映风机高温降容状态,提出了一种基于随机森林和长短时记忆网络自编码(Long Short Term Memory-Autoencoder,LSTM-Aec)算法相结合的智能评估方法,该方法首先采用随机森林算法对SCADA系统采集的数据进行特征约简,再利用LSTM-Aec算法对风机高温降容状态进行评估检测。测试结果表明,基于该方法的风机高温降容状态评估的精确率和准确率分别达0.9809和0.9558,整体优于未经过特征约简的RNN-Aec算法和未经过特征约简的LSTM-Aec算法的评估检测方法以及传统分类算法。

新型耐高温降滤失剂的研究和应用现状

综述了改性淀粉类、树脂类、腐殖酸类、白雀木类4种典型的耐高温和微交联聚合物降滤失剂合成方法及其应用,对它们耐高温的机理做以分析,为从事相关领域的人员提供了技术参考。

抗高温降滤失剂胶乳ThermDrill L的合成及评价研究

本研究以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和丙烯酰胺(AM)为原料,采用氧化还原引发体系,以低毒环保的ESCAID 110为连续相,利用反相乳液聚合制备了一种钻井液用抗高温降滤失剂胶乳ThermDrill L。对其在钻井液中的降滤失剂性能进行了初步评价,结果表明在海水评价浆中经过180℃热滚后仍然具有优良的降滤失性能,而且与中海油服南海现场作业体系PF-THERM体系具有良好的配伍性。与国外产品Dristemp相比,整体性能相当,部分性能甚至更优,但成本只有后者的五分之一,具有巨大的现场应用价值。

风电机组高温降容探讨分析与改造

针对风电机组运行时因发电机温度高导致限功率输出的现象。论文通过对比直驱、双馈机组发电机冷却方式,结合风电机组现场运行实际,就某双馈机组发电机高温降容问题做出对比,通过改造前后发电机轴承温度、机组功率输出数据,验证改造成果的效果,解决发电机高温降容问题,保证风电机组全生命周期管理。

抗高温苯基阳离子淀粉降滤失剂的合成及性能

以环氧氯丙烷、苯基有机胺、羧甲基淀粉(CMS)钠盐等为原料,制备了一种油田钻井液用抗160℃高温的苯基阳离子(PC)淀粉(PCS)降滤失剂。采用FTIR和DTA-TG方法研究了PCS的结构特征和热稳定性。表征结果显示,CMS钠盐的结构上引入了PC,PCS的热分解温度为230℃。考察了PCS的制备条件对PCS降滤失性能的影响。实验结果表明,制备PCS较适宜的反应条件为:m(PC)∶m(CMS)=1∶4,80℃,5 h。利用高温滚子加热炉和常温中压滤失仪等钻井液专用仪器研究了PCS的钻井液性能。在160℃高温滚动16 h后,PCS的常温中压滤失量未增大,仅为8.4 mL。研究结果表明,合成的PCS在160℃高温下具有良好的耐热稳定性,适用于井底温度低于160℃的深井钻探。

抗高温钻井液降滤失剂的评价及其作用机理

以甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、聚丙烯酰胺和对苯乙烯磺酸钠为原料合成了新型抗高温钻井液降滤失剂PAASD,利用FTIR、1H NMR、泥浆失水仪等方法对PAASD进行了表征并研究了其流变性能和降滤失性能。表征结果显示,合成的PAASD为目标产物,具有良好的增黏性和耐温抗盐性能。PAASD钻井液具有良好的耐温抗盐性能和抗钙侵能力。在三磺化(SMP-1/SMC/SMK)钻井液体系加入PAASD后,在150℃、3.5 MPa下的高温高压滤失量为16.2m L,说明PAASD与三磺化钻井液体系具有良好的协同增效作用。PAASD在高温含盐的钻井液中可对黏土颗粒进行有效吸附,增强了黏土颗粒在高温含盐环境中的水化分散能力。

兼有降黏功能的缓蚀剂在高温高含CO2/H2S环境中的适应性评价

针对高温降黏缓蚀剂在高温高含CO2/H2S环境中的适应性问题,利用高温高压失重腐蚀试验和高温高压电化学测量技术对高温降黏缓蚀剂进行缓蚀性能测试,采用旋转黏度计测试了缓蚀剂对现场原油的降黏效果,应用电化学阻抗技术测量了缓蚀剂的残余浓度。研究表明,该缓蚀剂为阳极型缓蚀剂,将质量浓度为200 mg/L和80 mg/L的缓蚀剂分别加入掺稀油中,其对井下油管材质P110和地面集输系统管线材质20G有明显的缓蚀作用,均匀腐蚀速率小于0.076 mm/a且无明显点蚀。当缓蚀剂质量浓度为200 mg/L时,对现场原油的降黏率可达20%,井筒腐蚀试验后溶液中缓蚀剂的残余浓度大于30 mg/L。

高温抗盐降滤失剂SPX树脂的合成与评价

针对钻井液降滤失剂在使用过程中存在的高温增粘和遇到金属离子污染增粘的问题 ,从降滤失剂的分子结构出发 ,通过苯氧 (基 )乙酸与苯酚、甲醛等缩聚磺化 ,合成出磺化苯酚 /苯氧 (基 )乙酸 /甲醛树脂 (简称 SPX树脂 )。试验研究表明 ,SPX树脂单独使用就具有抗饱和盐抗高温非增粘降滤失量的作用 ,含盐量在 2 5%～ 36%之间时降滤失效果良好 ,含盐量低于 2 5%时延长老化时间也有良好的降滤失效果 ;在加量合理时 ,钻井液老化前后表观粘度增加率小于 1 0 %。 SPX树脂与 SMK。

两种2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸类抗高温钻井液降黏剂的合成与评价

以丙烯酸(AA)、衣康酸(IA)、2-丙烯酸酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和苯乙烯(St)为单体,分别合成了AMPS/St/AA和AMPS/St/IA两种聚合物降黏剂。用淡水基浆和盐水基浆分别对降黏剂的加剂量与室温和高温老化后降黏性能进行了优化和评价。室内实验表明:在降黏剂加量0.5%的淡水基浆于260℃老化16h后,降黏剂AMPS/St/AA和AMPS/St/IA的降黏率分别达到76.81%和59.54%,降切率达到72.26%和71.53%。与SF260相比,260℃高温下两剂的降黏效果较好,表观黏度、塑性黏度和动切力方面均较好,尤其AMPS/St/AA的降切率达到73.62%,但耐盐性较差;降黏剂St/AMPS/IA受盐污的影响较大。降黏剂AMPS/St/AA和AMPS/St/IA具有较好的耐高温能力、降黏效果,优异的降切效果,一定的抗盐性能。

高温焖井压降测试技术在热采井上的应用

高温焖井压降测试资料解释方法是应用试井分析原理,把注汽后的油藏描述为由两个同心圆组成的复合系统,压降试井的早期不稳定数据通常为井筒存储和表皮效应所控制,在井筒存储阶段末期出现短暂的半对数直线,这时对应于蒸汽带中的拟径向流,可计算出油藏流动系数及表皮系数。对于稠油油井可进行油井注汽后井筒温场的动态预测,确定油井最佳焖井时间,以便取得较好的地质测试效果,指导热采注汽施工设计。

超高温(240℃)水基钻井液体系研究

针对中国目前高温深井钻井的需求,研制出了一种新型抗高温水基钻井液体系,抗温可达240℃。该体系主要由抗高温保护剂、高温降滤失剂、封堵剂、增粘剂等组成。抗高温保护剂GBH可以大幅度提高磺化聚合物的抗高温降滤失性能、高温稳定性能及钻井液体系的整体抗温性能。评价了新型抗高温水基钻井液体系在高温下的高温稳定性、高温高压降滤失性能、流变性能、抑制性能和抗钻屑污染性能。实验结果表明,该抗高温水基钻井液体系各种密度配方在240℃温度下均具有良好的高温稳定性,高温高压滤失量低,并具有良好的流变性能、抑制性能和抗钻屑污染性能。

腈硅聚合物钻井液降滤失剂的合成与性能评价

以2-丙烯酸胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、丙烯腈(AN)、丙烯酸(AA)和硅烷偶联剂为主要原材料,利用正交实验设计,合成出了一种新型抗温耐盐钻井液降滤失剂——腈硅聚合物降滤失剂SO-1。实验考察了加有SO-1的淡水钻井液和饱和盐水钻井液高温老化前后的中压滤失量和流变性能,同时分析了该剂的作用机理。实验结果表明,SO-1在淡水钻井液和饱和盐水钻井液中均具有优异的抗高温降滤失作用,抗温达240℃,抗盐至饱和,优于国内外同类聚合物产品,在深井超深井中有很好的推广应用前景。

钻井液抗温耐盐复合型淀粉降滤失剂制备与应用

本文合成了一系列丙烯酰胺接枝淀粉(St-g-PAM),选择性能最优者与亚硫酸钠复合成抗温耐盐降滤失剂HRS产品.结果表明,高接枝率的St-g-PAM具有良好的降滤失性能.本实验中,提高引发剂浓度与反应温度,先有利于接枝,而后又会导致接枝率下降.增加丙烯酰胺浓度能促进接枝反应.加入一定量亚硫酸钠与St-g-PAM(接枝率=123.9%)复配,降滤失性能得到进一步改善.基于此制备而得的复合型降滤失剂HRS,只需1%的低添加量,就能将150℃老化16 h的盐水与饱和盐水基浆的FL API从132 mL和160 mL降至7 mL以下.该产品已在高庙-3深井钻探中得到成功应用.

抗240℃高温水基钻井液体系的室内研究

中国深部大陆科学钻探井设计井深将超过万米,井底地层温度可能在300 ℃以上,井内钻井液将长期处于高温高压环境,性能会受到严重的影响和破坏.室内实验通过在不同加量、不同温度（30、90、120、150、180、210、240 ℃）等条件下测试钻井液的流变性能及高温高压滤失量,对抗240 ℃高温钻井液材料及处理剂进行了优选,最后选用4％新疆膨润土与抗高温材料HPS复合作造浆材料,添加了高温保护剂GBJ;复配使用抗高温降滤失剂LQT、SPNH、JSSJ、JSJ-1、SMP-Ⅰ作降滤失剂,引入了新型抗高温降滤失剂DDP和抗高温降黏剂JNJ. 评价了优选配方的高温高压滤失量和流变性,在240℃高温滚动16～72 h后,采用金属滤板直接在230℃高温下测试钻井液性能,测试温度由低到高,再由高到低.结果表明：优选出的配方在240℃下具有良好的高温稳定性和流变性,高温高压滤失量低.

松科2井超高温水泥浆固井技术

针对中国大陆科学钻探松科2井超高温固井难点,采用四元共聚型抗高温降失水剂和三元共聚复合膦酸盐类缓凝剂,提高了水泥浆的耐温稳定性,避免了"热稀释"现象带来的风险,通过调整这2种耐高温外加剂的加量,满足了超高温下控制水泥浆失水量和调整稠化时间的要求。同时,根据颗粒级配及紧密堆积原理,对硅砂的粒径和加量进行优化,使硅钙比接近于1,防止超高温下水泥石后期强度的衰退,另外,优选了由颗粒和纤维共同组成的弹韧性材料,提高水泥石的弹韧性。通过合理配比设计出了抗260℃超高温的水泥浆体系,浆体稳定性好,水泥浆上、下密度差不大于0.03g/cm3,稠化时间为200~420 min,失水量小于100 m L,48 h抗压强度大于20 MPa,后期强度不衰退,7 d抗压强度大于38 MPa。优化尾管悬挂固井工艺,严格控制水泥浆密度,确保不压漏地层,采用耐高温高效冲洗隔离液,提高顶替效率,保证施工安全和固井质量。该体系在井底静止温度为260℃,循环温度为210℃的松科2井四开尾管固井中应用,现场施工顺利,保证了固井质量。

山西干热岩GR1井高温固井技术研究与实践

固井质量对干热岩后期开发利用具有重要意义。针对山西大同盆地干热岩勘查井GR1井温度高、高温固井水泥浆技术体系不完善等问题,通过研究勘查区地质特征,提出了高温固井水泥浆技术体系开发思路。研究表明:干热岩高温固井水泥浆水胶比控制为0.45,优选添加剂高温降失水剂CG82L、高温缓凝剂H40L、高温稳定剂CF40L、消泡剂GX-1、硅粉及HV-PAC,形成一套适用于山西干热岩井的高温固井水泥浆技术体系。该水泥浆体系在GR1井成功应用,现场固井质量良好,研究成果为今后同类型高温固井工作提供了宝贵经验和技术支撑。

金属纤维毡在高温除尘上的性能测试与分析

通过对5μm金属纤维毡在不同温度下的拉伸性能和不同过滤风速下的过滤效率进行对比分析,并采用滤料模拟测试装置对滤料进行了VDI结果的测试。结果表明金属纤维毡能达到高温除尘的使用要求,通过提高过滤风速可以有效提高过滤精度,对于粒径大于5μm的粉尘过滤效果可达100%,老化处理后纤维毡过滤周期时间大幅缩短,阻力上升变快,但出口排放浓度降低。