２０１ １，Ｖｏ１．２８ Ｎｏ．７亿学与生物互程 Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ＆Ｂｉｏｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ 无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系研究 高杰松 ，李战伟 。郭晓军 。闫运亮 （１．中国石油锦州石化公司研究院，辽宁锦州１２１００１；２．中国石油冀东油田勘探开发建设项目部 钻井科，河北唐海０６３２００；３．中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，河北燕郊１０１１４９； ４．中海油田服务股份有限公司油田化学事业部塘沽基地，天津塘沽３００４５２） 摘要：分析了甲基葡萄糖苷的作用机理并构建了无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系。确定无粘土相甲基 葡萄糖苷水平井钻井液体系配方为：甲基葡萄糖苷基液：海水（４：６）十０．２ Ｎａ。ＣＯ。＋０．５ 流型调节刺ＶＩＳ＋１ 降 滤失刺ＨＦＬ＋０．１ 抗氧化剂，用ＣａＣＯ。将体系密度调整到１．１５ ｇ・ｃｍ～。室内研究结果表明，无粘土相甲基葡萄糖 苷水平井钻井液体系具有良好的动、静态携砂能力和流变性能、优异的抑制能力、抗污染能力、润滑能力以及储层保护能 力。 关键词：甲基葡萄糖苷；钻井液；流变性；抑制性；储层保护 中国分类号：ＴＥ ｇ５４ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７２—５４Ｚ５（２０ｌ１）０７～００８０—０４ 水平井是近年来为提高油田采收率和勘探效果发 展起来的钻井工艺，能有效增加油层的泄油面积，提高 油井产能，在钻井过程中发挥着越来越重要的作用。 水平井钻井液不仅要具有良好的抑制能力，还必须具 ３ 以上的甲基葡萄糖苷可以增大钻井液的屈服值和 凝胶强度，从而提高钻井液的携岩能力；加入１５ 以 上的甲基葡萄糖苷则会减小钻井液的摩擦系数，提高 钻井液的润滑性；加入３５ 以上的甲基葡萄糖苷不仅 有优良的动、静态携砂能力以及优异的储层保护特性。 无粘土相甲基葡萄糖苷钻井液体系是近年来兴起 的一种新型水基钻井液体系，是以一定比例的甲基葡 萄糖苷和水混合作为基液，然后加入流型调节剂构建 而成。该体系成分简单，具有与油基钻井液相似的性 可以有效地降低钻井液的水活度，而且可以形成理想 的半透膜，阻止与钻井液接触的页岩水化和膨胀，有效 地维持井眼的稳定。 无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系的作用 机理主要为 ： 能，可有效抑制页岩水化，成功维持井眼稳定，还具有 良好的润滑性、抗污染能力以及储层保护特性，且无 毒、易生物降解、环境污染小，具有极好的应用前景。 （１）甲基葡萄糖苷分子通过亲水性羟基吸附在井 壁和岩屑上形成半透膜，提高页岩的膜效率，利用其有 效渗透力的增加以抵抗水力和化学力的作用所导致的 页岩吸水，从而抑制页岩水化、孔隙压力的增加和页岩 强度的削弱，进而稳定井壁。 （２）甲基葡萄糖苷基液能配制出滤失性能优良的 作者在此构建了无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液 体系，并对其性能进行了评价。 １ 甲基葡萄糖苷在钻井液中的作用机理 甲基葡萄糖苷一般由淀粉在一定温度下催化降解 为葡萄糖，然后与甲醇反应并经分离、提纯获得，具有 钻井液，能很快形成低渗透、致密的滤饼，具有良好的 膜效率，从而有效地控制固相和滤液浸入引起的储层 伤害。 含４个羟基基团的环状结构。由于原料来源广、价格 低廉，其成本相对较低。 研究表明，将一定量的甲基葡萄糖苷加入到水基 钻井液中，会明显改善水基钻井液的性能。例如，加入 收稿日期：２０１ｌ—Ｏ２～２４ （３）甲基葡萄糖苷可以降低滤液的化学活性，实现 对泥页岩膨胀压的控制，阻止水分子向泥页岩中渗透。 （４）通过加入一定量的流型调节剂，能显著提高钻 井液的低剪切速率粘度，从而有效提高钻井液的动、静 作者简介：高杰松（１９７７一），女，辽宁开原人，工程师，现主要从事石油化工技术开发和管理工作。Ｅ－ｍａｉｌ：ｇａｏｊｉｅｓｏｎｇ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ． 高杰松等：无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系研究／２０１１年囊７期 态携砂能力。 苷为基液，优选保护储层和环境的无粘土相甲基葡萄 （５）浓度为８０％的甲基葡萄糖苷溶液的ＬＣ。。值高 糖苷水平井钻井液体系的基本配方如下： 于５００×１０＿。，远远超过了美国环保局（ＥＰＡ）所规定 甲基葡萄糖苷基液：海水（４：６）＋０．５ 流型调 的排放标准。具有极好的环境保护特性。 节剂ＶＩＳ＋０．２ Ｎａ２ＣＯ。＋１ 降滤失剂ＨＦＬ＋ ２无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系 ０．１ 抗氧化剂，用ＣａＣＯ。将体系密度调整到１．１５ ｇ ・ｃｍ一。 的确定 无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系的流变 ２．１ 钻井液体系基本配方及其流变性能 性能见表１。 在大量室内研究的基础上，以合成的甲基葡萄糖 表１ 钻井液体系基本性能 Ｔａｂ．１ Ｅｌｅｍｅｎｔａｌ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓ ｏｆ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｓｙｓｔｅｍ 注；热滚条件：８Ｏ℃×１６ ｈ，测试温度３Ｏ℃；ＡＶ、ＰＶ、ＹＰ分别为钻井液表观粘度、塑性粘度、动切力；甄、 为旋转粘度计在６ ｒ・ｍｉｎ－１和３ ｒ・ ｍｉｎ一 时的读数，ＦＬＡＰ１、ＦＬＨＴＨＰ为钻井液的ＡＰＩ和高温（８０℃）高压滤失量；ＬＳＲＶ为钻井液在低剪切速率（Ｏ．３ ｒ・ｍｉｎ～ ）下的粘度；下表同 从表１可以看出，该体系具有优良的流变性能和 动切力、低剪切速率粘度大幅增加，滤失量有所下降。 降滤失性能。即使没有加入降滤失剂，滤失量依旧很 当流型调节剂ＶＩＳ加量为０．５％时，钻井液体系具有 小。作为衡量钻井液动、静态携砂能力的重要指标，其 良好的流变性能，低剪切速率达到４４ １３３ ｍＰａ・Ｓ，滤 低剪切速率粘度达到４４ １３３ ｍＰａ・Ｓ，能很好地满足 失量仅为２．４ ｍＬ。因此，确定钻井液体系流型调节剂 水平井钻井液的动、静态携砂要求。 ＶＩＳ加量为０．５ 。 ２．２流型调节剂ＶＩＳ加量的确定 采用上述基本配方，考察流型调节剂ＶＩＳ加量对 ３ 无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系 钻井液体系流变性能的影响，结果见表２。 的性能评价 裹２ 流型调节剂加量对钻井液体系流变性能的影响 ３．１抗温性评价 Ｔａｂ．２ Ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ＶＩＳ ａｍｏｕｎｔ ｏｎ ｔｈｅ ｒｈｅｏｌｏｇｉｃａｌ 考虑到甲基葡萄糖苷为淀粉改性产品，自身抗温 ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｓｙｓｔｅｍ 性能不强，因此该无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井 液体系主要适用于低温地层，室内研究抗温性评价测 定范围为４０￣８０℃、老化时间为１６ ｈ，结果见表３。 滚前 ２９．０ ０．４ 滚后 ２８．５ 滚前 ３７，０ ０．５ 滚后 ３９．５ 滚前４１．５ ２０ ２１．５ １６／１３ ０．６ 滚后４６，０ ２５ ２１．０ １４／１１ ２．２ ５７２００ 滚前 ５３．０ ２５ ２８．０ ２５／２ｏ ０．７ 滚后 ５６．５ ２８ ２８．５ ２２／１９ ２．０ ７３２００ 注：热滚条件：６Ｏ℃×１６ ｈ，测试温度３Ｏ℃ 从表２可以看出，流型调节剂ＶＩＳ加量对钻井液 从表３可以看出，该体系具有一定的抗温能力，在 体系的性能影响很大，随着ＶＩＳ加量的增加，体系的 ８Ｏ℃以内其流变性能和降滤失性能基本不变。 Ｉ 高杰松等：无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系研究／２ｏｌ１年一７期 ０ １ １ ２ Ｏ ５ １ ０ １ ５ ２ Ｏ ５ Ｏ ５ Ｏ ３．２抗污染能力评价 ％８１．７％ 、９０．５ ，其中无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻 ％ ％％ 室内研究了无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液 体系的抗污染能力，评价包括抗ＮａＣ１污染、抗ＣａＣ１ Ｃ ２ 巳 Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ Ｃ 井液体系的抑制性能最好。２ ２ ２ ２ ２ ２ ２ Ｍ Ｍ Ｍ Ｍ ｇ ｇ ｇ ｇ ３ ３．４润滑性能评价 ４ ３ ４ ９ ０ ５ ９ ５ Ｏ ５ ３ ９ ０ ４ １ ５ ４ ２ Ｏ ４ Ｏ ５ 污染、抗ＭｇＣ１。污染以及抗劣质土污染等。结果见表 ０ 采用Ｅ—Ｐ极压值和泥饼粘附系数评价方法，考察 ４。 表４ 钻井液体系抗污染能力评价 Ｔａｂ．４ Ｔｈｅ ａｎｔｉ－ｐｏｌｌｕｔｉｏｎ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｓｙｓｔｅｍ ＡＶ ＰＶ ＹＰ ＦＬＡＰＩ ＬＳＲＶ 项目———— 一 ／ ———— ｍＰａ・ｓ ｍＰａ・ｓ Ｐａ ｍＬ ｍＰａ・ｓ ０ ３９．５ ２２ １７．５ １１／８ ５ ＮａＣ１ ４０．５ ２３ １７．５ １ｉ／８ ８％ＮａＣ】４０．５ ２４ １６．５ １０／７ １Ｏ ＮａＣＩ ４０．５ ２４ １６．５ ｌｏ／７ １５％ＮａＣ１ ３７．０ ２２ １５．０ ９／６ ３％劣质土 ３８．０ ２２ １６．０ １１／８ ５％劣质土 ３９．０ ２２ １７．０ １１／９ ８％劣质土 ３７．５ ２２ １５．５ ｌ１／８ １Ｏ 劣质土 ３９．０ ２３ １６．０ １１／９ 注：热滚条件：６０℃×１６ ｈ，测试温度３０℃ 从表４可以看出，无粘土相甲基葡萄糖苷水平井 钻井液体系具有非常优良的抗污染能力，几种污染介 质对体系的流变性能几乎没有影响，仅仅在抗无机盐 污染时滤失量有所增加。 ３．３抑制性评价 选用露头岩样作为实验岩屑、老化条件为６０℃× １６ ｈ，采用热滚回收率评价方法，考察无粘土相甲基葡 萄糖苷水平井钻井液体系的抑制性能，并和海洋钻井 常用的ＫＣ１／聚合物钻井液体系、聚合醇钻井液体系以 及无粘土相水平井弱凝胶钻井液体系进行了对比，结 果发现：露头岩样粘土矿物含量为３Ｏ．６４ ，其中Ｉ、 Ｉ／Ｓ的相对含量为２７ 、７３ ，未检出Ｓ、Ｋ、Ｃ，混层比 为８５ ；无粘土相甲基葡萄糖苷钻井液体系、聚合醇 钻井液体系、ＫＣ１／聚合物钻井液体系、水平井弱凝胶 钻井液体系的流动回收率分别为９２．３％、８６．３％、 无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系的润滑性 ２能。室内研究结果表明，无粘土相甲基葡萄糖苷水平 ２ ２ ２ ２ ２ ２ ２ １ ２ ２ ０ １ ３ ３ ２ 井钻井液体系具有良好的润滑性能，其泥饼粘附系数 ＆ ０ 为０．０５２４、Ｅ－Ｐ极压值为９－１１。５ ＂ ８ ８ ９ ８ ５ ５ Ｏ ５ ０ ５ ３．５储层保护性能评价 ；１ ／，，按照中国石油天然气行业标准ＳＹ／Ｔ６５４０－｝１ ，， ／ ／ ／ ／ ／ －２００２ ８ ８ ８ ８ ８ ８ ８ ８ 《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，分别采用静 态污染方法以及动态污染方法对无粘土相甲基葡萄糖 ２ ２ ２ ４ ４ ２ 苷水平井钻井液体系的储层保护性能进行了测试。其 中动态污染试验采用ＪＨＤＳ高温高压动失水仪在压差 ４ ４ ３ ２ Ｏ ８ １ ４ ６ ０ ３ ０ ３．０ ＭＰａ、温度８０℃、速梯０ ３００ｓ的条件下污染１２５３ Ｏ ｍｉｎ进行模拟，实验岩心采用人造岩心。岩心的基本 物性参数及储层保护性能见表５。ｕ ｌ ４ ４ ５ ８ ９ ＊ ９ ２ 表５ 岩样的基本物性参数及实验结果 ６ ６ ７ Ｔａｂ．５ Ｔｈｅ ｐｈｙｓｉｃａｌ ｐｒｏｐｅｒｔｉ９ｅｓ ａｎｄ ｔ ７ ｈｅ ｒｅｓｅｒｖｉｏｒ ０ ６ ８ ４ ｐｒｏｔｅｃｔｉｎｇ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ｒｏｃｋ ｓａｍｐｌｅ ２ ２ ２ 岩心长 直径 ４ Ｋ０４ ４ 岩心号———— ４— ４ — ４ Ｋｌ Ｋ１／Ｋｏ———— ＣＩＴＩ ｃｔｎ １０—３“ｉ，ｌ＇ｌ２ １０—３“ｍ ３ ３ ３ ７ ６ １ ５ ７ ３ ｏ １ １ １ ８ ２ ２ ６ ０ ７ ４ ６ 注：＊代表静态污染； 为岩心孔隙厦；Ｋｏ为岩心初始煤油渗透翠；Ｋ１ ２ １ １ 为钻井液污染后岩心煤油渗透率；Ｋ ／Ｋｏ为岩心渗透率恢复值 ０ ８ １ ９ ３ ９ ９ ２ ５ 从表５可以看出，优选的无粘土相甲基葡萄糖苷 水平井钻井液体系表现出非常优良的储层保护的能 ９ ９ ９ ８ ８ ９ ７ ３ ｌ 力，４块岩心的渗透率恢复值平均达到９８ 。 ４ 结论 （１）确定无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体 系配方为：甲基葡萄糖苷基液：海水（４：６）＋０．２ Ｎａ。ＣＯ。＋０．５ 流型调节剂ＶＩＳ＋１ 降滤失剂ＨＦＩ 十０．１ ９／６抗氧化剂，用ＣａＣＯ。将体系密度调整到１．１５ ｇ・ＣｌＴＩ一。该体系具有良好的流变性能和动、静态携 砂能力，低剪切速率粘度达到４４ １３３ ｍＰａ・Ｓ，现场易 于维护。 （２）无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系具 有一定的抗温能力，优异的抑制能力、润滑能力、抗污 染能力以及储层保护能力。 高杰松等：无粘土相甲基葡萄糖苷水平井钻井液体系研究／２ｏ１１年囊７ ｉｌｌ——————————————————————— 参考文献： ｗａｔｅｒ—ｂａｓｅｄ ｍｕｄ ｃａｎ ｐｒｅｖｅｎｔ ｓｈａｌｅ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ａｎｄ ｍａｉｎｔａｉｎ ｂｏｒｅ— ［１３ Ｈｅａｄｉｅｙ Ｊ Ａ，Ｗａｌｋｅｒ Ｔ ０，Ｊｅｎｋｉｎｓ Ｒ Ｍ．Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌ ｓａｆｅ ｗａ— ｈｏｌｅ ｓｔａｂｉｌｉｔｙ［Ｊ］．ＳＰＥ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ ａｎｄ Ｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎ，１９９５：２４２—２４９． ｔｅｒ—ｂａｓｅｄ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｔｏ ｏｉｌ—ｂａｓｅｄ ｍｕｄｓ ｆｏｒ ｓｈａｌｅ ｓｔａｂｌｉｚａｔｉｏｎ［Ｊ］． ［３］ 刘岭，高锦屏，郭东容．甲基葡萄糖苷及其钻井液ＥＪ］．石油钻探技 ＳＰＥ／ＩＡＤＣ ２９４０４，１９９５． 术，１９９９，２７（１）：４９－５１． ［２］ Ｓｉｍｐｓｏｎ Ｊ Ｐ，Ｗａｌｋｅｒ Ｔ Ｏ，Ｊｉａｎｇ Ｇ ｚ．Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌ ａｃｃｅｐｔａｂｌｅ Ｓｔｕｄｙ ｏｎ Ｃｌａｙ Ｆｒｅｅ Ｍｅｔｈｙｌ Ｇｌｕｃｏｓｉｄｅ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｆｌｕｉｄ Ｓｙｓｔｅｍ ｆｏｒ Ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ Ｗｅｌｌｓ ＧＡＯ Ｊｉｅ－ｓｏｎｇ１，ＬＩ Ｚｈａｎ－ｗｅｉ ，ＧＵＯ Ｘｉａｏ－ｊｕｎ３，ＹＡＮ Ｙｕｎ－ｌｉａｎｇ４ （１．Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｊｉｎｚｈｏｕ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｊｉｎｚｈｏｕ １２１００１，Ｃｈｉｎａ； ２．Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｄｉｖｉｓｉｏｎ，Ｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ ０，Ｅ＆Ｐ Ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ Ｐｒｏｊｅｃｔｓ，Ｊｉｄｏｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ， Ｔａｎｇｈａｉ ０６３２００，Ｃｈｉｎａ；３．Ｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ ｏｆ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，Ｃｈｉｎａ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ Ｌｉｍｉｔｅｄ， Ｙａｎｊｉａｏ １０１１４９，Ｃｈｉｎａ；４．Ｔａｎｇｇｕ Ｂａｓｅ，Ｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ ｏｆ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，Ｃｈｉｎａ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ Ｌｉｍｉｔｅｄ，Ｔａｎｇｇｕ ３００４５２，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｓｔｕｄｉｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｆｕｎｃｔｉｏｎ ａｎｄ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ｏｆ ｍｅｔｈｙｌ ｇｌｕｃｏｓｉｄｅ，ａｎｄ ｔｈｅｎ ｄｅｓｉｇｎｅｄ ｔｈｅ ｃｌａｙ ｆｒｅｅ ｍｅｔｈｙｌ ｇｌｕｃｏｓｉｄｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｓｙｓｔｅｍ ｆｏｒ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ．Ｔｈｅ ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｃｌａｙ ｆｒｅｅ ｍｅｔｈｙｌ ｇｌｕ— ｃｏｓｉｄｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｓｙｓｔｅｍ ｗａｓ ａｓ ｆｏｌｌｏｗｓ：ｍｅｔｈｙｌ ｇｌｕｃｏｓｉｄｅ ｂａｓｅ ｆｌｕｉｄ ｓｅａ ｗａｔｅｒ（４：６）＋０．２ ９／６ Ｎａ２ＣＯ３＋ ０．５ ｒｈｅｏｌｏｇｉｃａｌ ａｄｊｕｓｔｅｒ ＶＩＳ＋１ ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ—ｌｏｓｔ ａｇｅｎｔ ＨＦＬ＋Ｏ．１ ａｎｔｉｏｘｉｄａｎｔ，ａｎｄ ｉｔｓ ｄｅｎｓｉｔｙ ｗａｓ ｄｊｕｓｔｅｄ ｔｏ １．１ ５ ｇ・ｃｍ＿ ｂｙ ＣａＣＯ３．Ｔｈｅ ｉｎｄｏｏｒ ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｓｈｏｗｅｄ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｏｐｔｉｍａｌ ｆｏｒｍｕｌａｔｉｏｎ ｈａｄ ｇｏｏｄ ｒｈｅｏｌｏｇｙ，ｓｔａｔｉｃ ａｎｄ ｄｙｎａｍｉｃ ｓａｎｄ—ｃａｒｒｙｉｎｇ ａｂｉｌｉｔｙ，ｉｎｈｉｂｉｔｉｏｎ，ｌｕｂｒｉｃａｔｉｏｎ，ｈｉｇｈ ｔｏｌｅｒａｎｃｅ ｔｏ ｃｏｎｔａｍｉｎａ— ｔｉｏｎｓ．Ｂｅｓｉｄｅｓ，ｔｈｉｓ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｓｙｓｔｅｍ ｅｘｈｉｂｉｔｅｄ ｅｘｃｅｌｌｅｎｔ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ａｎｄ ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ ｐｒｏｔｅｃｔｉｎｇ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｍｅｔｈｙｌ ｇｌｕｃｏｓｉｄｅ；ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｌｕｉｄ；ｒｈｅｏｌｏｇｙ；ｉｎｈｉｂｉｔｉｏｎ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｒｏｔｅｃｔ 国产阻聚剂解双烯聚合结垢之忧 中国石油独山子石化分公司采用国产超强多功能阻聚剂的２２万ｔ・ａ叫乙烯装置实现连续稳定运行４年。 这不仅创造了我国乙烯装置连续稳定运行的最高纪录，还连创中石油吨乙烯双烯收率达到４９％、装置实际产能 超ｌｌ７。２ ９，６等新纪录，意味着我国乙烯装置用高压脱丙烷阻聚剂技术已达世界先进水平。 独石化乙烯装置的科技人员在当初攻关时，只将高压脱丙烷塔运行周期目标定为２４个月，因为以前高压脱 丙烷塔运行的最好纪录为１７个月。而此次依靠国产阻聚剂却将高压脱丙烷塔运行周期提高到４８个月，创造出 了一个奇迹。 ２００２年，中石油独山子石化通过技改将原１４万ｔ・ａ 乙烯装置产能提高到了２２万ｔ・ａ＿。。装置的分离系 统采用高低压脱丙烷工艺，工艺复杂，且物料中双烯含量较高，经常出现不同程度的聚合结垢问题。该装置自 ２００２年９月扩能改造开工以来，分离系统加注的阻聚剂一直是美国公司的阻聚剂产品，但装置运行效果始终不 理想，从未突破１～２年一大修的“惯例”。 为此，２００７年初，独石化乙烯厂将延长乙烯装置脱丙烷塔运行周期列为科技攻关项目，经过技术论证，决定 使用北京斯伯乐科技发展有限公司自主研制生产的超强多功能阻聚剂。独石化与北京斯伯乐科技发展有限公司 的技术人员一起，结合装置的实际工艺流程和分离系统的物料组成，共同制定了超强多功能阻聚剂产品的使用技 术方案，成功攻克了制约乙烯装置长周期稳定运行的瓶颈难题。２０１０年３月该攻关课题获得了独山子石化科技 进步奖。 北京斯伯乐科技发展有限公司生产的乙烯装置用超强多功能阻聚剂不含金属离子和卤化物，是典型的环境 友好产品，其用量为传统阻聚剂的３Ｏ％～５０ ９／６，具有很高的性价比。２００８年，中石化中原乙烯分公司乙烯装置使 用该阻聚剂首次实现３年不停工的大跨越，并且乙烯装置吨产品用阻聚剂的单耗费用很低，在中石化乙烯装置中 排名第一。 （摘编）
