抗温抗盐聚合物降滤失剂的研制及其作用机制

西南石油大学学报(自然科学版) ›› 2013, Vol. 35 ›› Issue (1): 129-134.

抗温抗盐聚合物降滤失剂的研制及其作用机制

黄维安1，邱正松1，乔军1，2，江琳1，李公让2

1. 中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2. 中国石化胜利石油管理局钻井工艺研究院，山东东营257017

收稿日期:1900-01-01 修回日期:1900-01-01 出版日期:2013-02-01 发布日期:2013-02-01

Development of Anti High Temperature and Salt Polymer Fluid Loss Agentand Study on its Operation Mechanisms

Huang Wei´an1, Qiu Zhengsong1, Qiao Jun1，2, Jiang Lin1, Li Gongrang2

1. College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum（East China），Qingdao，Shandong 266580，China2. Institute of Drilling Technology，Shengli Petroleum Administration Bureau，Sinopec，Dongying，Shandong 257017，China

Received:1900-01-01 Revised:1900-01-01 Online:2013-02-01 Published:2013-02-01

摘要/Abstract

摘要： 针对当前国内外超高温水基钻井液滤失性及高温稳定性调控难点，新研制出抗240 ℃高温、抗盐聚合物降滤
失剂HTP–1。热重分析表明，HTP–1 分子链热解温度达320 ℃以上，热稳定性强；在各种钻井液基浆中的降滤失作用
评价结果表明，HTP–1 在钻井液中具有优异的抗高温（240 ℃）抗盐（饱和）、抗钙（0.5%）降滤失作用，优于国内外同类
产品。通过吸附实验、粒度分布测量、胶体稳定性测试和泥饼压缩性测试等手段，探讨了HTP–1 的降滤失作用机理：
（1）在粘土颗粒上的吸附量大且吸附牢固，受矿化度、pH 值和温度的影响小；（2）老化（240 ℃/16 h）前后均能明显改
善泥饼可压缩性，降低其渗透率；（3）增强钻井液体系的胶体稳定性，改善其中的颗粒粒径级配。

关键词: 深井, 高温, 水基钻井液, 降滤失剂, 作用机制

Abstract: Aimed at the present problem of filtration property and high temperature stability adjusting of high temperature
water base drilling fluid around the world，the polymer fluid loss agent HTP–1 anti 240 ℃ and salts are developed. The result
of gravitational thermal analysis indicates that the pyrolytic temperature of molecule chain of HTP–1 is up to 320 ℃，and has
strong thermal stability. Evaluation results of dropping filtration performance several drilling fluid slurry show that HTP–1
has excellent fluid loss decreasing performance and high temperature（240 ℃），salt（saturated brine）and calcium（0.5%）tolerance，
overmatching congeneric fluid loss additive at home and abroad. The mechanism of action of HTP–1 is studied by
experiments such as adsorption，particle size distribution measuring，colloid stability measuring and compressibility of filter
cake testing，which is as follows：HTP–1（1）adsorbs clay particles fast and in large amounts，its performance is not very much
influenced by salt pH and temperature；（2）observably reduce the permeability and improve compressibility of filter cake before
and after aged sixteen hours under 240 ℃；（3）improves particle size grading and colloid stability of drilling fluid system.

Key words: deep well, high temperature, water based drilling fluid, fluid loss agent, operation mechanism

黄维安;邱正松;乔军;江琳;李公让. 抗温抗盐聚合物降滤失剂的研制及其作用机制[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2013, 35(1): 129-134.

Huang Wei´an;Qiu Zhengsong;Qiao Jun;Jiang Lin;Li Gongrang. Development of Anti High Temperature and Salt Polymer Fluid Loss Agentand Study on its Operation Mechanisms[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2013, 35(1): 129-134.

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