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石油钻探技术下测其表观黏度，并通过表观黏度来反映产物的相对分子质量大小。
２合成条件优化与产物性能评价２．１合成条件对产物性能的影响考察合成条件对产物性能的影响时所用基浆为饱和盐水加重钻井液，其组成为：４．ｏ％膨润土浆＋４．ｏ％ＳＭＣ＋ｏ．３％ＺＳＣ２０１＋３６．Ｏ％ＮａＣｌ＋１．５％ＮａＯＨ，用重晶石加重至密度２．ｏｋｇ／Ｌ。
聚合物样品加量３．５％。
基浆在２２０℃温度下老化１６ｈ后降温，补加０．２５％ＮａＯＨ，高速搅拌５ｍｉｎ，在５０℃测其性能。
其性能为：表观黏度２３ｍＰａ・ｓ，塑性黏度９ｍＰａ・ｓ，动切力１４Ｐａ，静切力６．７５／１４．５Ｐａ，滤失量１０６ｍＩ。
２．１．１ＡＭ与阴离子单体比例的影响以ＡＯＢＳ和ＡＭ共聚，固定合成反应条件和ＡＯＢＳ单体用量，改变ＡＭ用量，合成不同的聚合物，ＡＭ单体用量对产物性能的影响见图１。
从图１可以看出：在设定的试验条件下，随着ＡＭ单体用量的增加，聚合物１％水溶液表观黏度逐渐增加；从钻井液性能看，黏度和切力则大幅度增加，说明增加ＡＭ单体用量，产物的增黏、提切性能增强；从滤失量看，当ＡＭ单体用量过大时，降滤失能力下降。
可见，在希望所得产物以提高黏切作用为主时，可以适当提高ＡＭ单体用量，而当以降滤失为主时，则ＡＭ单体用量不能过大。
２、图３可以看出，两种相对分子质量调节剂均能有效改变产物的相对分子质量，相对而言，相对分子质量调节剂２更容易得到低相对分子质量的产物。
在合成中可以根据实际需要选用不同的相对分子质量调节剂，以及相对分子质量调节剂用量。
从产物对钻井液性能的影响看，当相对分子质量较低时，在钻井液中的提黏切能力明显降低，当相对分子质量适当时，产物基本不改变钻井液的黏切，而相对分子质量降低虽然影响控制滤失量的能力，但在不增加钻井液黏度的情况下，可以通过提高产物加量来达到控制滤失量的目的。
图２分子量调节剂１用量对产物性能的影响图３分子量调节剂２用量对产物性能的影响２．１．３ＤＭＡＭ用量的影响固定反应条件，ＡＭ＋ＤＭＡＭ和ＡＯＢＳ物质的量的比为６：４，相对分子量调节剂２用量为３％，改变ＡＭ和ＤＭＡＭ的比例，ＤＭＡＭ用量对产物性能的影响见图４。
2013年2月胡小燕等．超高温超高密度钻井液室内研究5超高温超高密度钻井液室内研究胡小燕，王旭，周乐群，张滨，张丽君，王中华(中原石油勘探局钻井工程技术研究院，濮阳457001)[摘要]分析了超深井高温高压条件下钻井液技术难点，采用室内合成的黏度效应低的抗高温降滤失剂M P488，L P：527和H r I'A s P为主处理剂，同时在体系中引入K cl，制得抗温240℃、密度2．5g／c m3的超高温超高密度钻井液。
该钻井液经240℃／16h高温老化后仍具有良好的流变性，高温高压滤失量(180℃)小于25m L。
钻井液的抗盐、抗钻屑和黏土污染能力强，页岩一次回收率达99．4％，沉降稳定性好。
解决了流变性与滤失量控制难以及黏土高温分散导致钻井液增稠、胶凝等问题。
[关键词]钻井液降滤失剂流变性滤失量在超深井钻井过程中，井底可能遇到高温、高压油气层等复杂情况…。
当这些复杂情况同时存在时，要求钻井液在高温、高固相含量的复杂情况下性能稳定，而现有的钻井液体系不能满足这一要求旧一J。
为此，分析了超高温超高密度钻井液的技术难点，采用室内合成的黏度效应低的抗高温处理剂M P488，LP527和H T A sP怕。
等，在室内配制了抗温240℃、密度为2．5g／c m3的K C l 钻井液体系，解决了高温、高固相条件下钻井液的流变性和滤失量控制难题。
1实验材料膨润土(钙基)、重晶石、磺化褐煤，均取自现场；抗高温不增黏降滤失剂M P488、抗高温解絮凝剂LP527∽．7J、抗盐高温高压降滤失剂H TA s P¨j、分散剂)(J、高温保护剂C G w一5，均为室内合成。
2超高温超高密度钻井液技术难点2．1高温条件下钻井液高温增稠和胶凝室内配制了密度2．3g／cm3的淡水钻井液归J，分别经220℃／16h和240℃／16h老化，然后在60℃下测其性能，结果见表l。
220℃老化后钻井液的流变性和滤失量均较好，240℃老化后钻井液出现了高温胶凝现象，流变性变差，滤失量增大。
科学技术创新2019.30无黏土高温高密度油基钻井液王燕1葛清晓1曾余祥2（1、中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司，四川成都6100002、中石油塔里木油田公司，新疆库尔勒0841000）在当今石油发展当中，优良的钻井代表着良好的采油量，在科研发展方向中，钻井的发展排在首要位置，而作为最主要则是高温深井钻井更是钻井方向。
在当今社会的实力下大多数的钻井设备都已经能够抵抗住较高的温度和压力，而如今存在的问题是钻井液体系没有办法抵抗住220C 以上的温度，这让很多设计人员感到压力。
而且国内外高温深井的作业的规定是十分严格的，高温深井能否成功钻探对钻井液体的质量要求是非常严格的，因此急需我们能够研制出一种在高温条件下仍能保持高密度的油基钻井液体。
1油基钻井液的基础配方众所周知，乳化剂的质量决定着油基钻井液的性能是否优良，乳化剂的优良程度则表现在是否具有亲水亲油的乳化功能，这种功能会对油基钻井液起到稳定的作用。
现在的油基乳化剂由于不能很好的耐高温，使其在深井中的应用并不能发挥出他全部的作用。
我们针对乳化剂不耐高温的这一特殊的条件，我们在实验室经过大量的实验研究并合成了一种抗高温主乳化剂HT-MUL 、辅乳化剂HT-WET 。
我们研究出的这种乳化剂能抵抗220丈的高温，大大提高乳化剂的乳化功能，同时还可以起到润湿作用，整体提高体系的稳定性。
此种乳化剂是无黏耐高温油基钻井液最为重要的处理剂之一。
在实验室中取260mL柴油边搅拌边加入不同剂量的主、辅乳化剂，经仪器检测发现在高速搅拌25分钟后加入乳状液时的破乳电压最高，当破乳电压超过10以后逐渐变为平缓。
所以我们可以得出辅、主乳化剂质量比最佳为1:12。
我们在实验室内进行了大量耐高温钻井液配方实验，我们从中得到最优的方案是基础配方为柴油、白油、汽油：35%CaCl 2溶液=90:10+2%主乳化剂MOE-MUL-1+1%辅助乳化剂MOCOAT-1+2%润湿剂MOWET-1+3%有机土+3%降滤失剂MOTEX+2%封堵剂MORLF+2%CaO 。
119钻井液属于钻井作业过程中的重要材料，在对深井以及超深井进行钻井作业的过程中，钻井液的性能将会对钻井速度以及钻井质量产生重要影响，同时，还将会关系到钻井作业的成本费用。
在开展钻井作业的过程中，钻井液主要可以发挥稳定井壁以及携带泥沙的作用，同时，还可以对钻头发挥冷却以及润滑作用，通过将深井与常规井进行对比发现，深井对于钻井液的性能要求相对较高，这主要是因为随着深度的增加，地层中的温度也将会提升，钻井液必须具有很强的抗高温能力，否则钻井液将会失去自身的性能[1]。
本次研究主要是将抗高温水基钻井液作为研究对象，对其作用机理以及性能进行研究，为进一步推广和使用抗高温水基钻井液奠定基础。
1 抗高温水基钻井液作用机理分析1.1 高温对水基钻井液的影响通过对国际通用概念进行分析发现，在井深超过4500m的前提下，该类型的油气井被称为深井，在井深超过6000m的前提下，该类型的油气井被称为超深井，在井深超过9000m的前提下，该类型的油气井被称为特深井[2]。
在井深逐渐增大的前提下，地层的压力将会逐渐提升，地层中的温度也将会逐渐提升，在进行施工作业的过程中，需要使用的钻井液必须为抗高温钻井液，在对深井进行施工作业的过程中，由于深度相对较深，这将会对钻具的转速产生严重影响，同时，钻井液的维护难度也将会提升，对于常规的钻井液而言，在高温环境下其性能难以得到稳定。
研究发现，钻井液具有稳定井壁的性能，但是在高温环境下，钻井液的该种性能将会严重降低，钻井过程中产生的泥饼厚度将会逐渐增加。
钻井液的渗透性逐渐增大，钻井液的滤失量也将会逐渐增加，事实上，静滤失量（API）并不能直接反映出钻井液的性能变化情况，在常温条件下和高温环境中，钻井液的滤失量计算机理存在一定的区别，在高温下对滤失量进行评价的过程中，评价过程将会受到高温环境的严重影响。
对于钻井液本身而言，在高温环境下将会出现分散现象和聚结现象，受到地层中压力的影响，将会导致泥饼逐渐压缩，泥饼的致密度将会严重提升[3]。
