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毕业设计正文
毕业设计（论文）
论文题目：
泥页岩抑制剂LFW-1的室内研究
题目类型：
毕业论文
院（系）：
化学与环境工程学院
学生姓名：
张炳杰
专业班级：
应化11102
指导教师：
罗春芝老师
辅导教师：
罗春芝老师
时间：
2015年1月至2015年6月
目录
毕业设计（论文）任务书Ⅰ
开题报告Ⅱ
指导老师审查意见Ⅲ
评阅教师审查意见Ⅳ
答辩会议记录Ⅴ
中文摘要Ⅵ
英文摘要Ⅶ
1前言1
2选题背景1
2.1课题来源1
2.2泥页岩抑制剂LFW-1研究的目的和意义1
2.3国内外聚胺抑制剂的研究进展与动态2
2.4主要研究内容、需要重点研究的关键问题及解决思路4
3实验部分4
3.1样品的合成及优选4
3.2样品的性能评价方法5
4实验结果分析9
4.1样品的合成9
4.2样品的初步筛选9
4.3样品的进一步优选11
4.4LFW-1的性能评价11
4.5LFW-1的红外光谱分析16
4.6LFW-1抑制机理分析17
5结论与建议18
6参考文献18
7致谢20
泥页岩抑制剂LFW-1的室内研究
1前言
水基钻井液钻遇页岩地层时，滤液渗滤到地层和井筒周围的泥页岩中就会导致泥页岩水化膨胀、井壁失稳、钻吧头泥包和井眼净化等问题，严重时导致整口井报废。
为了解决这些问题，现场一般采用油基钻井液来钻泥页岩地层，尤其是近几年页岩气开发时几乎全部采用油基钻井液。
由于油基钻井液对环境污染很严重，其应用受到严格控制，因此，近几年国外几大石油公司（如哈里伯顿、贝肯休斯、壳牌等）积极开发强抑制性水基钻井液的研究，取得很好的效果[1]。
强抑制性钻井液体系中引入了一种聚胺抑制剂，该剂能抑制泥页岩水化膨胀及分散，防止井壁失稳，同时具有防止钻头泥包的作用。
2012年3月，哈里伯顿在四川泸州地区用聚胺钻井液成功地打了2口页岩气井，既解决了环境污染问题，钻井液也可以重复利用，只是价格昂贵，每方成本与油基钻井液相当，其中聚胺抑制剂的单价每吨8万元。
为了降低钻井液成本，中石化、中石油组织各大研究院及石油院校先后开展了该类处理剂的研究。
中石化南京研究院研究出的NH-1产品于2012年6月开始在江汉、中原等油田应用，表现出良好的抑制性，不足之处是对钻井液流变性及滤失量有不良影响，价格也偏高达到每吨5万。
本论文在收集大量聚胺抑制剂研究与应用的资料基础上，选择具有抑制性功能的单体合成一系列抑制剂样品，采用常规评价聚胺抑制剂的方法评价优选样品，以期研究出抑制性好，价格合适，且对钻井液流变性、滤失量影响小的泥页岩抑制剂。
2选题背景
2.1课题来源
课题类型：
毕业论文。
课题来源：
生产实际。
2.2泥页岩抑制剂LFW-1研究的目的及意义
钻井液抑制剂是油气钻井过程中使用量最大、研究最多的处理剂之一。
随着钻探技术的不断发展，目前的钻井作业越来越多地转向更深的地下、海上等复杂储层。
在钻井过程中遇到页岩地层时，其水化膨胀、分散导致的井壁失稳、钻头泥包和井眼净
化等一系列问题，增加了钻进难度，给钻井液处理剂、特别是抑制剂提出了更高的要求。
钻井中的泥页岩井壁稳定性问题是影响钻井技术发展的重大问题之一，而泥页岩水化则是影响井壁稳定性的关键性因素。
现阶段使用的钻井液抑制剂大都能满足解决钻井过程中页岩的水化膨胀分散问题的要求。
如油基钻井液具有抑制性强、润滑性好等解决井壁稳定诸多优良性能，但其成本高，环境污染严重。
近几年，国家对环境污染问题的重视，尤其是十三五规划以来，更加体现对钻井液技术的改进提上了日程。
水基钻井液，如高性能水基钻井液（HPWBM）[2]，又称胺基钻井液（Aminebasedmud）是目前发展比较好的，聚胺类页岩抑制剂是胺基钻井液的重要组分之一，在抑制泥页岩水化膨胀、分散所导致的井壁失稳、钻头泥包和井眼净化等问题方面起着关键性的作用。
但由于聚胺抑制剂有分子量大以及胺基形成的阳离子导致增粘、增滤失性，不利于钻井液的流变性，和阳离子造成的双电层结构压缩粘土颗粒所吸附的水化膜使得自由水增加，这导致泥页岩水化膨胀、强度下降、孔隙压力增加等变化，容易造成井壁坍塌。
所以研究高性能的聚胺抑制剂，达到不增粘，不降低滤失作用，保证钻井液流变性能的页岩抑制剂成为目前发展的趋势。
为了解决这一难题，本实验对聚胺抑制剂进行了研究，力图通过复配优选出几种聚胺抑制剂，对比评价它们的抑制效果，从而优选出高效的聚胺抑制剂。
2.3国内外聚胺抑制剂的研究进展与动态
2.3.1国内现状与研究方向
一般页岩地层很容易坍塌，坍塌程度由泥岩含量及其致密度控制，并且由于可能含有诸如蒙脱石等水敏性岩石，导致遇水发生膨胀，钻井过程极易引起井壁失稳。
目前，国内外对于页岩抑制剂已经做了大量的研究和开发。
从最早的清水自然造浆开始，陆续出现了各种无机盐抑制剂，然后硅酸盐处理剂开始投入使用，并受到了比较好的效果。
随着现代设备的高速发展以及抑制理论和防塌机理的越来越成熟，又陆续出现了很多新型的抑制处理剂，例如沥青类的抑制剂、聚合醇类的抑制剂、聚合铝类、聚胺类、烷基葡萄苷类等，以及各类处理剂之间的复配技术，特别是与无机盐处理剂的复配使用，也得到了很好的发展与应用。
页岩抑制、环境保护一直是钻井液性能研究的重要课题。
长江大学化工院的聚有机硅胺抑制剂LFA-1，中石化南京研究院研究出的NH-1产品，聚胺抑制剂UHIB-长江大学的王昌军、许明标和中海油田服
务股份有限公司的苗海龙等合作开发等聚胺抑制剂在油田中均有广泛的适用性。
2.3.2国外的发展
然而高成本和环境保护问题限制了其应用，国外许多公司都在研究高性能水基钻井液体系来替代油基钻井液。
含胺优质水基钻井液是近年来提出的符合现代钻井要求的高性能水基钻井液，如贝克休斯研发的体系，这种水基钻井液具备油基钻井液优异的抑制性和润滑性，钻井作业产钻屑可直接排放入海，完钻后钻井液可回收再使用，大大降低了钻井成本。
当前，美国贝克体斯、MISWACO、哈里伯顿、亨迈斯石化，加拿大INNOVATIVE化工等公司均己开发研制了系列聚胺类抑制剂，配制的高性能水基钻井液己在美国、巴林、墨西哥湾、英国北海、利比亚、澳大利亚、土耳其黑海、亚洲东南部和沙特阿拉伯等地区进行现场试验，均取得了良好的效果[3][4]。
贝克体斯公司开发的以聚胺为页岩抑制剂的高性能水基钻井液己被广泛应用于各种钻井，如陆上钻井、大陆架钻井、海上深水钻井等，己分别在美国墨西哥湾、阿拉伯海湾、巴林陆上油田进行了现场试验。
该钻井液可有效稳定页岩，提高岩屑整体性和机械钻速，减小阻力，且利于环保。
目前，国外NALCO公司又将推出最新的产品FCC201新型水基聚胺抑制剂，在各项性能测定中均表现优异，且该抑制剂浓度稀、含胺量少。
2.3.3泥页岩层抑制剂的发展方向与趋势
随着油气勘探领域的发展，深井、超深井、海洋井及复杂地段井的出现，在钻探过程中遇到泥页岩地层时，泥页岩的水化膨胀、分散将导致井壁失稳、钻头泥包和井眼净化等一系列问题，增加了钻井难度，并对钻井液体系特别是页岩抑制剂提出了更高的要求。
常用的页岩抑制剂主要有聚合物类无机盐类、沥青类和腐植酸类等，这些页岩制剂均各自存在一些不足，如沥青类不利于保护环境，硅酸盐会使体系流变性难以调控，糖昔类、聚乙二醇类不能解决活性泥页岩的钻井问题。
近年来，高性能水基钻井液（HPWBM），又称胺基钻井液（Aminebasedmud）在国外应用较广。
相比传统的油基钻井液，胺基钻井液因其具有环保、成本低、性能良好等特性成为世界各国石油研究者关注的热点。
聚胺类页岩抑制剂是胺基钻井液的重要组分之一，在抑制泥页岩水化膨胀、分散所导致的井壁失稳、钻头泥包和井眼净化等问题方面起着关键性的作
用。
以低分子聚胺为代表的高性能水基钻井液,是近年来发展起来的一种可替代油基钻井液的新型水基钻井液,是阳离子钻井液的新发展[5]。
胺类抑制剂的发展历程是不断提高其抑制性和环保性的过程。
可以看出,低分子阳离子化胺类因其抑制性强、生物毒性低、与其他处理剂配伍性好等优点,优于一价阳离子胺类和聚合物季胺类,具有广阔的应用前景。
今后应从页岩抑制机理出发,优化设计胺类及其衍生物的分子结构,提高其抗温性,进一步加强其抑制性,降低毒性,同时考虑与其他处理剂的配伍性,发展形成”绿色”环保钻井液体系,性能上接近油基钻井液。
国内对于胺类抑制剂的研究起步较晚,应大力研究开发出抑制性能更强的胺类抑制剂,并建立相应的试验评价手段,实现高性能水基钻井液的深入研究及推广应用[6]。
2.4主要研究内容、需要重点研究的关键问题及解决思路
1.主要研究内容：
设计聚胺页岩抑制剂的合成及性能测定的合理方案，筛选出最佳的钻井液页岩抑制剂。
2.研究的关键问题：
钻井现场使用的聚胺抑制剂由于分子量以及阳离子度过大等原因出现了钻井液的流变性受到影响，增大了钻井液的粘度和滤失量。
确保钻井液的流变性能不受影响，解决聚胺抑制剂的增粘，增滤失性的缺点，寻找出最佳防塌页岩抑制剂[7][8]。
3.解决思路：
查阅文献，确定聚胺抑制剂的评价试验的实验标准，筛选出分子量和阳离子数量在合理范围内聚胺抑制剂，筛选出最佳产品的最佳性能。
4.性能评价：
线性膨胀率，体积膨胀率，表观粘度率，钻屑滚动回收率，API滤失量。
3实验部分
3.1样品的合成及优选
3.1.1主要原料及仪器
主要原料为工业级LFMC、LFZM、LFBA、LFCA、YF-1及YF-2等多烯多胺，小阳离子单体，小分子有机胺。
主要仪器为离心机、TL-25高温高压泥页岩膨胀性测定仪、ZNN-D6六速旋转粘度计、API虑失仪、GJS-B12K高速搅拌器，GRL-1A滚子炉，ZNS-2A中压滤失仪，
BS124S精密电子天平等。
3.1.2样品合成
设计合理的合成路线，要求合成条件，如加热温度，搅拌速度，反应时间等都应控制在合理的范围之内。
在实验室内，根据聚胺分子的结构及作用机理，设计原料样品的种类及加量。
采用合理途径，合成出相应的目标产物[9]。
3.1.3样品抑制性评价及优选
初步筛选：
室内采用最直观的泡片法对合成样品的抑制性进行了初步的评价，从中优选出几个较好的样品。
泡片法：
称取5g一级膨润土，在专用压片机上用5MPa压力压5min，制成人工膨润土片。
将土片浸泡在10%的样品溶液中，观察土片8h后的自由膨胀状态[10]。
进一步优选：
室内采用常规评价聚胺抑制剂抑制性的几种方法定量评价初选出样品的抑制性（主要有体积防膨率法，高温高压线性防膨率法，表观粘度抑制率法）[11]。
3.2样品的性能评价方法
3.2.1钻井液流变性的测定及流变参数的计算
（1）取出六速旋转粘度计，检查各转动部件，电器及电源插头是否安全可靠，向左旋转外转筒，取下外转筒。
将内筒顺时针方向旋转并向上推与内筒轴锥端配合。
动作要轻柔，以免仪器的内筒轴变形和损伤。
向右旋转外转筒，装上外转筒,接通电源。
图1六速旋转粘度计
（2）用高搅杯取配制好的钻井液，放到搅拌机上高速搅拌5分钟，迅速倒入泥浆杯内至刻线处，立即置于托盘上，上升托盘使杯内液面达到外转筒刻线处。
（3）迅速从高速向低速进行测量，待刻度盘的读数稳定后，分别记录各速梯下的读数。
（4）测试完后，关闭电源，松开托板手轮，移开样样品杯。
轻轻左旋卸下外转筒，
并将内筒顺时针旋转并垂直向下用力，取下内筒。
（5）清洗内、外转筒和样品杯，并擦干，将外转筒安装在仪器上，内筒单独放置在箱内固定位置。
注意，清洗内筒时应用手指堵住椎孔，以免赃物和液体进入腔内。
用下列公式计算其流变性参数：
AV=0.5×Φ600mPa·s（3.2-1）
PV=Φ600-Φ300mPa·s（3.2-2）
YP=0.511×（2Φ300-Φ600）Pa（3.2-3）
式中：
AV—表观粘度，mPa·s；
PV—塑性粘度，mPa·s；
YP—动切力，Pa
3.2.2高温高压泥页岩膨胀性抑制实验
（1）关闭面板上进液阀（顺时针关）、放空阀（顺时针关）,打开氮气瓶，调节减压阀预调实验压力为0.7MPa,打开电源开关设置实验温度。
图1高温高压线性膨胀仪
（2）将密封圈固定在基座上,将预先剪好的圆形滤纸（Φ:
3.35cm）置于岩心筒底部并展平，将岩心筒固定在基座上,将条形滤纸（L×H=7.5cm×2.6cm）卷成环紧贴岩心筒壁置于筒的下部,将压片柱置于岩心筒内，用游标卡尺测岩心筒上端到压片柱上端的高度h1，重复4次，取平均值，取出压片柱。
（3）称取9g膨润土（预先于105℃烘2h）,置于岩心筒内，用压片柱轻压后置于岩心制备机上压制人造粘土岩心。
条件：
压力为12MPa；时间5min,用游标卡尺测岩心筒上端到压片柱上端的高度h2，重复4次，取平均值[12]。
（4）将压片柱取出，放入“工形柱”，完成部件组装,将位移测定仪清零，将组装好的部件从加热套下端口旋进，用双向扳手套住部件螺帽，向右转动双向扳手，使位移测定仪显示器的显示数据为1.3左右,向储液罐中倒入待测溶液300ml，盖上储液罐盖。
（5）检查压力表读数，若为实验压力则开启进液阀（逆时针开），开始计时并观察压力表是否稳定如压力快速下降说明装置漏气，应认真检查，调整好后重新开始。
（6）调节加热温度至加热套内温度为91±3℃，每隔0.5h记录一次位移测定仪读数、温度、时间，持续记录8h的实验数据。
（7）关闭电源及气瓶，打开放空阀，放出装置中的氮气，并用烧杯接住氮气带出的部分水,观察压力表示读数，当读数为0时才能打开储液罐盖。
（8）将铁桶置于加热套下方，用双向扳手套住部件螺帽，向左旋转卸下组件，并以湿毛巾盖在组件上端，用手提起部件，置于实验台上，取出岩心筒。
取出岩心筒人造粘土岩心，观察岩心是否全部润湿。
用水清洗所用装置各部件。
计算公式：
膨胀率=H1/H0×100%（3.2-5）
防膨率
=（H1-H2）/H1×100%（3.2-6）
H1：
线性膨胀土在清水浸泡下的膨胀高度，mm
H0:
压片厚度
H2:
线性膨胀土在样品溶液浸泡下的膨胀高度，mm
3.2.3热滚回收率的测定
（1）取10g经过处理的岩屑颗粒，精确到0.001g，装入盛有350mL抑制剂溶液的高温罐中，在120±3℃下恒温滚动4h，取出冷却至室温。
（2）将高温罐中的液体和岩屑倒入40目的分样筛上，在水槽中漂洗1min，将筛余物倾倒至培养皿中。
（3）然后再将培养皿放入105±3℃的恒温鼓风干燥箱中烘干4h取出，在干燥器中冷却后称重，精确到0.001g。
R=m/m0×100%（3.2-7）
R—回收率，%；
m—热滚后所得岩屑的质量，g；
m0—热滚前所称岩屑的质量，g。
3.2.4钻井液API滤失量的测定
（1）取出泥浆杯组件，要确保泥浆杯各部件，尤其是滤网清洁干燥，也要确保密封圈未变形或损坏。
用手堵住钻井液杯输气接头小孔处，注入一定量的聚合物钻井液至杯内刻线处。
依次放入密封圈，滤纸，杯盖，压紧丝杠，拧紧压紧旋钮。
组装钻井液组件。
图2API失水仪
（2）检查放气阀体内的密封圈是否完好。
将注入钻井液并安装完后的钻井液杯倒置，输气接头端向上装入放气阀体内使其旋转90°，确保安装到位。
图2API失水仪
（3）将干燥的量筒放在排出管下面的底座处，对准钻井液杯滤水口用来接收滤液[13]。
（4）打开气阀，顺时针方向慢慢旋转减压阀组件调压器手柄，将压力调至0.70MPa。
按进气箭头方向，推动浮动阀芯螺帽，待指针开始波动或有气流声进入钻井液杯时启动秒表记录滤失时间。
（5）7.5分钟后将浮动阀芯帽向回推，以毫升为单位记录滤液的体积并作为API滤失量。
（6）首先在确定内部压力全部被放掉的前提下，从支架上取下泥浆杯，要非常小心地拆开泥浆杯，倒掉钻井液并取下滤纸。
仪器使用完后，关闭气源，按进气箭头方向，推动浮动阀芯螺帽，放掉系统内余气。
（7）逆时针方向旋转调压手柄，使手柄处于自由位置。
擦净仪器、钻井液杯、密封圈等清洗干净并放回原处。
（8）用API失水仪在0.7MPa的压力下测定待测试样7.5min的滤失量。
3.2.5体积防膨率的测定
（1）用干净的铁瓷盘装入适量的怀安土，放入烘箱中用105℃温度加热2h，然后用干燥的大烧杯装入加热烘干后的怀安土，放入干燥器中冷却干燥至室温。
（2）准备好干燥且干净的移液管以及离心管。
（3）用250mL的容量将合成的16个聚胺抑制剂样品配制成3%的溶液。
（4）用BS124S精密电子天平精确称量若干份0.5g的干燥后怀安土，然后将干燥后的怀安土小心的倒入离心管中，分别加入10mL的蒸馏水、柴油以及做出的16个聚胺抑制剂配成的3%的样品溶液。
用小铁丝将怀安土捣散均匀，用大拇指按住离心
管口处，然后用力上下摇动20次，放在放离心管的铁架上静置2h。
（5）将静置2h后的样品溶液的离心管对称放入离心机中，用2000转的转速离心20min,然后读出泥浆土在溶液中的高度/mL。
计算公式：
体积防膨率=（水样-样品）/（水样-油样）×100%（3.2-8）
如右图所示图3位体积防膨率的测定图
图3体积防膨率的测定
4实验结果分析
4.1样品的合成
称取一定质量的LFMC、LFZM和LFBA或LFCA于250mL三口烧瓶中，将三口烧瓶置于电加热套中，一定质量的YF-1及YF-2[14]。
反应温度控制在35～40℃间，当产物颜色由无色透明逐渐变为浅黄色时，而且液体逐渐变稠，反应即可停止，反应时间控制在2h左右。
按此方法共合成了16个样品，编号为LFW-1～LFW-16。
如下图所示为实验合成的样品图4图4实验合成的样品
样品的初步筛选
初步筛选：
通过泡片法对水样以及合成成功的14个样品的土片在培养皿中放入8h后观察土片的自由膨胀状态，如下图5可以看出图片的膨胀情况，从下图中可以直观的看出土片保持原状态最好，则其样品的抑制性最强。
LFW-1LFW-3LFW-5LFW-6LFW-7
LFW-8LFW-9LFW-10LFW-11LFW-12
LFW-13LFW-14LFW-15LFW-16水样
图5膨润土片在10%样品溶液中自由膨胀状态
从图5看出：
LFW-1、LFW-3、LFW-5和LFW-11样品中膨润土片自由膨胀最小，膨润土片形态最完整，其次是LFW-6。
因此，我们初步筛选出LFW-1、LFW-3、LFW-5和LFW-6和LFW-11样品进一步评价（注明：
在实验合成过程中LFW-2和LFW-4
两个样品合成失败）。
4.2样品的进一步优选
进一步筛选：
室内采用常规评价聚胺抑制剂抑制性，主要有体积防膨率法，高温高压线性防膨率法和表观粘度抑制率法对[15]。
实验结果见表1
表1样品抑制性评价结果
样品
体积防膨率/%
高温高压线性防膨率/%
表观粘度抑制率/%
LFW-1
88.9
69.3
80.1
LFW-3
88.9
61.1
78.2
LFW-5
80.2
55.8
71.2
LFW-6
75
53.2
68.7
LFW-11
81.3
57.6
76.4
注：
测体积防膨率时样品浓度为3%；测高温高压线性防膨率时为10%；测表观粘度抑制率时为3%。
下同
从表1中可以看出：
LFW-1的体积防膨率、高温高压线性防膨率及表观粘度抑制率均最高，抑制性最好，其次是LFW-3，而LFW-5、LFW-6和LFW-11在体积防膨率、高温高压线性防膨率及表观粘度抑制率均较差。
因此，综合以上实验结果及数据，我们选择LFW-1作为最佳样品。
4.3LFW-1的性能评价
4.4.1LFW-1的理化性能
室内按照常规聚胺抑制剂的理化性能指标测定了LFW-1的密度、凝固点、全胺含量、游离碱等理化性能，结果见表2。
表2LFW-1的理化性能
理化性能
外观
密度/g/cm3
凝固点/℃
全胺含量/
游离碱/
读数
淡黄色
液体
1.03
-5
12.5
2.25
4.4.2加量对抑制性的影响
室内采用体积防膨率法、高温高压线性防膨率法、表观粘度抑制率法评价了LFW-1不同加量时的抑制性。
实验结果见表3。
表3LFW-1加量对抑制性的影响
加量/%
体积防膨率/%
高温高压线性防膨率/%
表观粘度抑制率/%
1
77.1
45.1
66.9
3
88.9
63.9
80.1
5
92.3
65.7
83.5
7
93.1
68.3
80.6
10
93.4
69.3
77.3
从表3看出：
随着LFW-1加量的增加，体积防膨率和高温高压线性防膨率不断增加；表观粘度抑制率先增加后略有下降，加量为5%时抑制性趋于平衡。
所以由表中数据可以看出LFW-1样品的加量抑制性的影响是非线性关系。
对表3中LFW-1的加量对抑制性影响的数据作出折线图如下图6：
图6LFW-1的加量对抑制性的影响
从折线图6中可以看出，当LFW-1样品在5%的少量加入时，LFW-1对抑制性的影响有明显的改变，体积防膨率、高温高压线性防膨率及表观粘度抑制率都明显增加；但当加量超过5%时，三种数据都增加不明显，且高温高压防膨率是略有下降。
因此，LFW-1样品在5%的加量时能在抑制性上达到最佳值。
4.4.3LFW-1高温高压膨胀性随时间的变化
室内用高温高压线性膨胀仪测定10%LFW-1样品及蒸馏水对人造膨润土岩心的膨胀率，实验结果见下图7.实验条件为：
压力0.7MPa,温度90℃。
图7高温高压线性膨胀
从图7看出：
10%LFW-1样品中岩心高度随时间的增长上升缓慢，8h基本达到平衡，膨胀率为37.6%；而蒸馏水中岩心吸水膨胀后高度上升很快，8h膨胀率达到108.19%。
实验结果表明，LFW-1对泥页岩具有很好的防膨抑制性。
4.4.4LFW-1与同类聚胺抑制剂的对比
室内用高温高压线性膨胀仪测定10%LFW-1样品、LFA-1、NH-1、FCC201及蒸馏水对人造膨润土岩心的膨胀率，实验数据作出如图8.实验条件为：
压力0.7MPa,温度90℃。
图8各种聚胺抑制剂在高温高压线性膨胀折线图
从折线图8中可以看出：
水样在高温高压线性膨胀率的测定中，岩心吸水膨胀上升速度很快，8h达到108.19%。
国外聚胺抑制剂类产品FCC201的膨胀高度低，既它的高温高压线性防膨率最大，且较其它三种聚胺类抑制剂要快速达到平衡，本研究课题中合成出的LFW-1在高温高压的抑制性要强于国内同类产品NH-1及LFA-1。
4.4.4LFW-1对现场钻井液性能影响
室内评价了LFW-1、中石油南京化工院NH-1、长江大学LFA-1美国NALCO公司的FCC201的抑制性对现场聚合物钻井液流变性、滤失量及钻屑滚动回收率的影响[4]。
实验结果见表4。
表4LFW-1及聚胺抑制剂对钻井液性能影响
钻井液
AV/mPa·s
PV/mPa·s
YP/mPa·s
FL/ml
R/%
1
29
21
8
3.5
54.2
1+3%A
31
21
10
3.3
68.3
1+3%B
37
22
14
4.3
71.5
1+3%C
27
20
7
3
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