高温对水基钻井液性能的影响 水基钻井液由什么组成
2.3.1 高温恶化钻井液性能
随着温度增加，钻井液的各种性能随之发生变化。一般而言，升温使钻井液造壁性能变坏，即泥饼变厚，渗透性变大，滤失量增高。而这种变化趋势与API滤失量的大小无直接的必然联系，即API滤失量小的钻井液在高温高压条件下的滤失量不一定就小。这说明，高温下具有不同的作用机理。
高温对钻井液的流变性的影响比较复杂，其影响情况可从黏度与温度的关系曲线详加研究。常见的此种黏度-温度曲线有以下几种典型形式（图2.2）。
其中曲线①表示了抗温能力较强的黏土含量较低的分散钻井液。这类钻井液流变性的构成中，非结构黏度所占的比重大于结构黏度，如由高分子处理剂提高钻井液塑性黏度的体系。而聚结性强，黏土含量高的钻井液，一般有可能表现为曲线③，此种钻井液的结构很强（包括“卡片房子结构”和聚合物——黏土粒子的空间网架结构），大大超过塑性黏度对于黏度的贡献。
图2.2 水基钻井液常见的几种黏温曲线
而各类水基钻井液在较宽的温度范围内（常温一高温）普遍表现出曲线②的变化规律，只是不同钻井液体系表现不同的塑性黏度（η有效）和温度（tB）极小数值而已。
若tB大于钻井液的使用温度则成为曲线①类型，若tB低于室温，则体系的黏-温曲线表现为曲线③。可以说曲线③是各类水基钻井液的普遍规律，而曲线①、②是其两种特例。研究表明，这种因温度而变化的性质有可能是可逆的。因此，它能较好地反映钻井液使用中从井口→井底→井口的循环过程中钻井液性能的实际变化情况。它是钻井液体系能否满足深井井段工程和地质要求的关键问题。显然这种高温变化的特性可造成井底高温与井口低温下钻井液性能的极大的差异，故绝不能用常规仪器测出的钻井液井口性能来衡量井下钻井液在高温下的实际性能。它只能用模拟井下实际高温高压条件的仪器来测定，并以此作为设计和维护深井钻井液性能参数及判断井下情况决定工程措施的依据。
2.3.2 高温降低钻井液的热稳定性
高温使钻井液中各组分本身及各组分之间在低温下本来不易发生的变化、不剧烈反应、不显著的影响都变得激化了，同时也使长段裸眼钻进不可避免的地层污染（盐、钙、钻屑、酸性气体等）加剧。所有这些作用的结果必然严重地改变、损害以致完全破坏钻井液原有性能，而这种影响是不可逆的永久性变化。它表明了钻井液体系受高温作用后的稳定能力（或钻井液抵抗高温破坏的能力），特称为钻井液体系的热稳定性。一般用钻井液经高温作用前后性能（同一条件测定）的变化来实际反映钻井液在使用过程中的井口性能的变化（有时甚至就是进、出口性能的变化）。
2.3.2.1 高温对钻井液流变性热稳定性的影响
（1）高温增稠
钻井液经高温作用后视黏度、塑性黏度、动切力及静切力上升的现象，属不可逆的变化。若钻井液经高温作用后丧失流动性则称为钻井液高温胶凝。显然可以把它看作是一种严重的高温增稠现象。高温增稠是深井钻井液最常见的现象。在使用中表现为钻井液黏、切力不断上升，特别在起下钻作业过程中钻井液经过长时间高温老化后升幅更大。因此，造成钻井液性能不稳定，处理频繁。常常给深井钻井液（特别是重钻井液）的使用带来麻烦，而且对于高温增稠严重的钻井液，使用稀释剂一般不能有效，甚至反而更加严重，这是一个突出的特点。
凡钻井液中黏土含量高、分散性强的钻井液则常表现出这种现象。
（2）高温减稠
钻井液经高温作用后，动、静切力下降的现象称为高温减稠。主要表现为动静切力下降。在劣土、低土量、高矿化度盐水钻井液中经常观察到这类现象，它不是由于钻井液组分变化而纯系高温引起的变化。在实际使用中它表现为钻井液井口黏、切逐渐缓慢下降。而这种下降用常规的增稠剂也难以提高。由于严重的高温减稠可导致加重钻井液重晶石沉淀，因此，在使用中也应充分注意。一般可采用表面活性剂或适当增加钻井液中黏土含量的办法加以解决。
（3）高温固化
钻井液经高温作用后成型且具有一定强度的现象称为高温固化。凡发生高温固化的钻井液不仅完全丧失流动性而且失水猛增。此种情况多数发生在黏土含量多、Ca2+浓度大，pH高的钻井液中。
实践证明，该钻井液经高温作用后，常表现出四种不同的现象，即高温增稠、胶凝、固化及减稠。这些现象不仅发生在不同的钻井液体系中，而且同一钻井液体系不同条件下，都有可能出现。这充分说明了高温对钻井液影响的复杂性。
2.3.2.2 高温对钻井液造壁性热稳定性的影响
钻井液经高温作用后，失水增加，泥饼增厚是常见的现象。其增加程度视钻井液体系不同而异。但有的钻井液体系，如SMC-SMP盐水钻井液体系却表现出相反的结果即高温作用后钻井液滤失量降低，泥饼质量变好。前者表现为井口温度下的滤失或HIHP滤失增加，井愈深，温度愈高，增加愈多。后者则钻井液愈用性能愈好，且表现出井愈深、温度愈高，使用时间愈长，效果愈好的趋势，即呈现出高温改善钻井液性能的趋向，见表2.3。
表2.3 高温对钻井液造壁性的影响
2.3.3 高温降低钻井液的pH值
实践证明，钻井液经高温作用后pH值下降，其下降程度视钻井液体系不同而异。钻井液矿化度愈高，其下降程度愈大，经高温作用后的饱和盐水钻井液pH值一般下降到 7～8。这种pH下降必然会使钻井液性能恶化，影响钻井液的热稳定性，使用中钻井液体系这种经高温后pH值下降的趋势，一般不能用加烧碱的办法来解决，加碱愈多，pH值下降愈厉害，钻井液性能愈不稳定。一般采用表面活性剂则可抑制体系pH值的下降或采用较低pH的钻井液体系。
2.3.4 高温高压对泥浆密度与分散性的影响
随着井深的增加，地层的温度和压力也会不断地增加，钻井液的性能会显著变化。其中，密度是发生变化的重要参数之一。而井眼内钻井液密度是进行各种钻井施工和设计的必要的基础数据，高温高压环境下的超深井钻井液密度不再是一个常数，而是随温度和压力的变化而变化。钻井液的高温高压密度特性直接关系到井眼内静液柱压力分布和循环压耗大小的准确计算。为了更加准确的预测钻井液在高温高压下的真实密度，高温高压水基钻井液的p-ρ-T特性研究具有重要的现实意义。
随着国内油气田勘探开发的不断深入，深井、超深井钻井数量持续增加，深井、超深井地层复杂，井下温度和压力高，钻井液密度易发生变化可能导致一些井下复杂情况发生。从这个角度上讲，对于深井、超深井而言，研究高温高压情况下的钻井液密度特性具有十分重要的意义。
2.3.4.1 高温高压条件下钻井液中固相的体积变化
根据美国石油协会（API）的规定，按照固相颗粒粒径的大小可将钻井液中的固相分为黏土（API胶质）、泥和砂（API砂）三大类。其来源主要是黏土粉中的无用成分、岩屑、加重材料（如重金石）等。高温高压下钻井液的密度发生变化可能受到这些固相体积受热膨胀、高压缩小的影响。
（1）高温高压下钻井液中黏土颗粒的体积变化
有研究表明，钻井液中的黏土成分在高温高压条件下，其特性会发生较大变化。根据前面（2.1.1部分）的说明，黏土水化分散性增强，ζ电势升高，颗粒周围形成较常温下更厚的水化膜，即发生高温分散现象。当钻井液中的黏土含量超过一定上限值时，钻井液在高温下发生高温凝胶现象：黏土迅速增大甚至凝聚成团。此时，与黏土颗粒的高温分散作用相比其自身的体积变化可以不予考虑。
目前尚无找到直接与钻井液中黏土颗粒体积变化对钻井液密度影响相关的研究，推测黏土颗粒本身的体积变化应当与无用固相相似。
（2）高温高压下钻井液中有害固相的体积变化
钻井液中的岩屑、黏土粉中的高岭石、伊利石等不能造浆的成分在钻井液中占有一定的比例。在普通不含加重剂的钻井液中比重更大。岩屑被钻头研磨或切削掉后，受力状态发生变化，体积相应变化；之后被钻井液携带不断上浮至井口排除。这期间岩屑体积不断变化，影响处于井筒环空部分的钻井液的密度（图2.3）。
图2.3 井下岩屑应力状态分析
已有的理论推导和计算表明，在10000m深孔条件下，取高温300℃、高压260MPa，计算出钻井液中的有害固相变形在0.25%～0.45%之间（图2.4）。
图2.4 温度及压力引起的岩屑体积变形
根据上图可知，线A的宽度由下到上在27～49之间，线B的宽度在30～46之间。
估取总体岩屑变形为40，即0.4%。假设上返钻井液中固相体积含量为5%，则由于固相成分体积发生变化引起的钻井液体积变化量为：
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钻井液密度变化量为：
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如果钻进10000米超深井所用钻井液密度为1.76g/cm3，由于固相体积变化引起的钻井液变化量为0.0007g/cm3，这种影响是很小的。
2.3.4.2 高温高压下钻井液中液相的体积变化
高温高压对钻井液密度的影响主要是受到钻井液中液相成分高温高压条件下体积变化的影响，而且从已有的前辈的研究结果说明，液相对钻井液密度的影响要远大于固相的影响。这是可能是因为两个方面的原因：其一是液相组分在钻井液中占据了相当主要的部分，液相的微小变化累加起来结果可能会被放大；其二液相分子间作用力小，受温度影响后比固相分子更易发生变化。
根据同济大学祁德庆等编写的《工程流体力学》一书的描述：实验指出，在一个大气压下，温度较低时（10～20℃），每增1℃，水的体积改变1.5×10-4。温度较高时改变量约为T×10-4。
由此可大致推导出，当钻井液温度升高至300℃时，流体的体积变化量约为：
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是其原体积的0.0017倍。
钻井液密度变化比率为：
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假设超深井钻井液密度为1.76g/cm3，则单由于水基钻井液中水介质高温体积变化所引起的钻井液密度变化量为：0.003g/cm3。由此可看出液相体积变化对钻井液密度的影响要比钻井液中固相含量的影响大一个数量级。
2.3.4.3 高温高压对钻井液密度的影响
密度特性主要决定于体积的变化，而体积受温度和压力的影响。温度的影响表现为膨胀性，压力的影响表现为压缩性。高温高压密度测试主要测量钻井液在不同温度、压力组合状态下的体积相对常温（室温）、常压下体积的变化量，试液体积变化量由吸入或排出多少来计量，然后用称重法得到。已知常温常压下的试液密度和体积时，根据质量守恒原理计算出每种温度和压力组合状态下的试液密度，即
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式中：ρ（p，T）为压力p和温度T下的试液密度，g/cm3；ρ0为钻井液初始密度，g/cm3；V0为试液初始体积，m3；ΔV为体积变化量，m3。
（1）温度对钻井液密度的影响
根据王敏生（2007）等使用高温高压钻井液密度特性试验装置对胜科1井现场配制的超深井钻井液、王贵（2007）等实验室内钻井液的研究，压力为10MPa、30MPa、50MPa时温度对密度的影响如图2.5、图2.6所示。
图2.5 温度对钻井液密度的影响1
图2.6 温度对钻井液密度的影响2
图2.5中的曲线关系为：
10MPa时：R2=0.9998；ρ=-1×T2+0.0007T+1.7408
20MPa时：R2=0.9999；ρ=-1×T2+0.0008T+1.7363
30MPa时：R2=1；ρ=-1×T2+0.001T+1.7266
由图2.5可知，压力一定时，随着温度的增加，钻井液密度下降，且下降幅度较大，在压力50MPa、温度60℃时密度为1.758g/cm3，而温度达到150℃时，密度降为1.703g/cm3，下降幅度约为3%。同时，在相同压力下，随着温度的增加，其下降趋势更加明显，表明高温下钻井液更加具有可压缩性，曲线非线性程度更严重。从图2.6可以看出，在一定的压力条件下，水基钻井液的密度与温度呈二次曲线的关系。并且密度的下降幅度在几个百分点内。
（2）压力对钻井液密度的影响
压力对钻井液密度的影响见图2.7和图2.8。
图2.7 压力对钻井液密度的影响1
图2.8 压力对钻井液密度的影响2
图2.7中压力与密度可用直线关系描述为：
100℃时：ρ=0.0004p+1.7102，R2=0.9997；
120℃时：ρ=0.0006p+1.6771，R2=0.9999；
140℃时：ρ=0.0007p+1.6408，R2=0.9996；
170℃时：ρ=0.0009p+1.5664，R2=0.9986。
由图2.7可以看出，温度一定（温度分别为60℃、90℃、120℃、150℃）时，钻井液密度随压力增加而增加，当压力增加到某一值时，钻井液密度不再明显增加。对比曲线2、图2.7可知，钻井液受温度影响较大，受压力的影响较小。从图2.8可以看出在一定的温度条件下，水基钻井液的密度与压力呈线性关系，并且随着温度的升高，直线的斜率的逐渐变大。
（3）理论模型的推导
目前已有的分析钻井液密度在高温高压下的变化规律的理论模式很多，大致可将钻井液密度随温度和压力变化的模型可分为复合模型、经验模型两种。
对于复合模型来说，钻井液由水、油、固相和加重物质等组成，每种组分的性能随温度和压力而改变的情况有所不同。在确定了这些单一组分的高温高压变化规律后，便可以得到预测钻井液密度变化的复合模型。这类模型大同小异，以Hoberock、Scolle等的模型为代表，在模型中考虑了钻井液中不同液相成分的压缩性和热膨胀特性，同时忽略了固相的压缩和膨胀性。使用复合模型需要对钻井液的不同成分（水、油、固相等）分别进行试验，掌握其规律，因此其应用受到了一定限制。
经验模型有不同的表达形式，使用精度尚可。该模型只需对所用钻井液进行有限的几组试验，以确定模式中的常数，然后便可根据该模型计算钻井液静液柱压力和当量静态密度大小。由于实验设备的限制，试验压力与温度与实际温度、压力尚有一定距离，且液相成分复杂，因此只能采用经验模式。对图中实验数据进行拟合，得方程
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式中，x1为表示温度，℃；x2为表示压力，MPa。
由方程（2.6）可知，若井底压力为100MPa、温度为220℃时，密度变为1.62g/cm3，与常温1.75g/cm3 相比时降幅为7.5个百分点。根据上述模型，取低温梯度2.5℃/100m，地表温度为25℃，当井深超过10000米后，温度和压力对钻井液密度的影响应在几个百分点之内。
根据王贵等研究，对实验数据分别进行五种模式回归：
线性形式：ρ=ρ0（a+bp+cT）；
多项式形式：ρ=ρ0（aT2+bT+cp+dpT+e）；
对数函数形式：ρ=ρ0ln（aT2+bT+cp+dpT+e）；
指数函数形式：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+dpT+e）；
经验模型：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+d）；
计算出各回归模型的回归系数、相关系数、回归平方和，剩余平方和以及F值。通过对回归模型进行F检验，优选出最优模型。最终得出本文所举例子中钻井液密度与温度压力间的关系式为
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表2.4 模型误差对比
由表2.4可以看出，采用王贵等的指数模型计算得出的水基钻井液密度模型具有更高的精确度。
2.3.5 高温增加了处理剂耗量
经验表明，高温钻井液比浅井常规钻井液消耗多得多的处理剂，表2.5是美国统计数据。
表2.5 不同温度对处理剂的耗量变化
虽然此资料记载的数据不一定适用于各类钻井液，但是随着井深增加温度升高，钻井液处理剂耗量明显增加的总趋势是相同的。其原因有二：其一是为维持高温高压下所需的钻井液性能要比低温消耗更多的处理剂；其二是为弥补高温的破坏作用所带来的损失而作的必要的补充。因此，温度愈高，使用时间愈长，处理剂耗量必然愈大，且增加了深井钻井液的技术难度。
水基钻井液由什么组成~
降滤失剂，白油，腐植酸，重晶石，等都是一些处理剂，些都是泥浆性能调节的，重金石是用来增加比重的，每个处理剂都有不同的作用，如果你想写毕业设计，你自己必须看一些有关的书籍，推荐几个书籍，钻井液与岩土工程浆液，岩土钻掘工程等，
我以前写过的一个课程报告，发给你吧，
1、胶体率
成孔液的胶体率是配液材料水化分散程度及悬浮稳定性的简易且有效的衡量指标。
�8�5 胶体率的测定：
�8�5 将100毫升泥浆装入量筒中，将瓶塞塞紧，静止24小时后，观察量筒上部澄清液的体积（毫升数）。
�8�5 胶体率以百分数表示:
2、比重
成孔液的比重是指成孔液的重量与同体积水的重量之比。
3、固相含量
成孔液的固相含量指成孔液中固体颗粒占的重量或体积百分数。
成孔液中的固相包括有用固相和无用固相，前者如造浆粘土、重晶石等，后者为钻屑。
成孔液中的固相，按固相比重来划分，可分为重固相（重晶石比重为4.5，赤铁矿为6.0，方铅矿为6.9等）和轻固相（粘土比重一般为2.3～2.6，岩屑比重一般在2.2～2.8之间）。
�8�3 固相含量测定方法
“蒸馏分离原理”：
A. 取一定量（20ml）成孔液，置于蒸馏管内；
B. 用电加热高温将其蒸干；
C. 水蒸气则进入冷凝器，用量筒收集冷凝的液相；
D. 然后称出干涸在蒸馏器中的固相的重量；
E. 读出量筒中液相的体积；
F. 计算固相含量；
G. 其单位为重量或体积百分比。
4、含砂量
钻井液含砂量是指钻井液中不能通过200目筛网，即粒径大于74μm的砂粒占钻井液总体积的百分数。在现场应用中，该数值越小越好，一般要求控制在0.5%以下。这是由于含砂量过大会对钻井造成以下危害：
（1）使钻井液密度增大，对提高钻速不利。
（2）使形成的泥饼松软，导致滤失量增大，不利于井壁稳定，并影响固井质量。
（3）泥饼中粗砂粒含量过高会使泥饼的磨擦系数增大，容易造成压差卡钻。
（4）增加对钻头和钻具的磨损，缩短其使用寿命。
降低钻井液含砂的最有效的方法，是充分利用振动筛、除砂器、除泥器等设备，对钻井液的固相含砂量进行有效的控制。
钻井液含砂量通常是用一种专门设计的含砂量测定仪进行测定的。该仪器由一个带刻度的类似于离心试管的玻璃容器和一个带漏斗的筛网筒组成，亿用筛网为200目。测量时将一定体积的钻井液注入玻璃容器中，然后注入清水至刻度线。用力振荡后将容器中的流体倒入筛网筒过筛。筛完后将漏斗套有筛网筒上反转，漏斗嘴插入玻璃容器。将不能通过筛网的砂粒用清水冲入玻璃容器中。待砂粒全部沉淀后读出体积刻度。最后由下式求出钻井液含砂量N
N=（V砂粒/V钻井液）×100%
5、流变性
成孔液的流变性是指钻井液的流动和变形性质，它以成孔液的粘稠性为主要研究对象。反映液体粘稠性的指标根据不同的液体流型有不同的表述方法，其基础建立在流变本构关系上。成孔液的粘稠性对非开挖钻扩孔的影响至关重要。
�8�3 流变性能测试仪器：漏斗粘度计、旋转粘度计
�8�3 六速旋转粘度计
注意事项：
外筒装卸，一手握住外转筒，另一手握住外筒顺时针转动，使外筒的卡口对准外转筒内的销子后取下外筒。装上外筒时，应使外筒的槽口对准外转筒内的销子后，在逆时针旋转外筒即可，切忌碰撞内筒。
内筒装卸， 一手紧握内筒轴，一手内旋内筒装卸，切勿弄弯内筒轴。
长途搬运时， 一定要卸下内筒，装好外筒，以防止内筒轴被撞弯。
扭力弹簧刚度的调整不准随意进行。
6、失水造壁性
在孔内液体压力与地层孔隙流体压力差的作用下，成孔液中的自由水通过孔壁孔隙或裂隙向地层中渗透，称为成孔液的失水。失水的同时，成孔液中的固相颗粒附着在井壁上形成泥皮（泥饼），称为造壁。
�8�3 失水性对钻孔的影响：
�8�5 成孔液的失水对钻孔的有利影响是：初失水可以湿润岩土，使其强度降低，有利于钻头对其破碎，提高钻进速度；
�8�5 在泥页岩、黄土、粘土地层中，失水过大会引起孔壁吸水膨胀、缩径、剥落、坍塌；
�8�5 对于破碎带、裂隙发育的地层，渗入的自由水洗涤了破碎物接触面之间的粘结，减小了摩擦阻力，破碎物易滑入孔眼内，造成孔壁坍塌、卡钻等事故；
�8�5 在溶解性地层中的失水越多，孔壁地层被溶解的程度就越高；
�8�5 厚泥皮会加大对钻具的吸附，使钻杆回转阻力增加；
�8�5 厚泥皮使环空过流面积减小，循环阻力和压力激动增大。
7、抑制性
成孔液的抑制性是指成孔液抑制孔壁岩土水化、膨胀、分散的性能。
�8�5 评价方法：
�8�5 浸泡试验法；
�8�5 膨胀量测试仪；
�8�5 滚子炉滚动回收法；
�8�5 毛细管吸收时间法；
�8�5 页岩稳定性指数实验法等。
8、润滑性
成孔液的润滑性与钻具磨损、循环流动阻力、设备功率消耗等有密切关系。
提高成孔液的润滑性——加入油、高聚物、润滑剂、石墨粉；
成孔液润滑性用润滑系数测定仪测定。
9、pH值
通常用钻井液滤液的pH值表示钻井液的酸碱性。由于酸碱性的强弱直接与钻井液中粘土颗粒的分散程度有关，因此会在很大程度上影响钻井液的粘度、切力和其它性能参数。
当pH值大于9时，表观粘度随pH值升高而剧增。其原因是当pH值升高时，会有更多OH-被吸附在粘土晶层的表面，进一步增强表面所带的负电性，从而在剪切作用下使粘土更容易水化分散。
在实际应用中，大多数钻井液的pH值要求控制在8~11之间，即维持一个较弱的碱性环境。这主要是由于以下几方面的原因：（1）可减轻对对钻具的腐蚀；（2）可预防氢脆而引起的钻具和套管的损坏；（3）可抑制钻井液中钙、镁盐的溶解；（4）有相当锪处理剂需要碱性介质中才能充分发挥其效能，如丹宁类、褐煤类和木质素磺酸盐类处理剂等。
对不同类型的钻井液，所要求的pH值范围也有所不同，例如，一般要求分散钻井液的pH值在10以上，含石灰的钙处理钻井液的pH值多控制在11~12，含石膏的钙处理钻井液的pH值多控制在9.5~10.5，而在许多情况下聚合物钻井液的pH值只要求控制在7.5~8.5。
第四章 常用成孔液处理剂
第一节 成孔液的主要类型
随着钻井工艺技术的不断发展，钻井液的种类越来越多。目前国内外对钻井液有各种不同的分类方法。其中较简单的分类方法有以下几种：
�8�3 按其密度大小可分为非加重钻井液和加重钻井液。
�8�3 按与粘土水化作用的强弱可分为非抑制性钻井液和抑制性钻井液。
�8�3 按其固相含量的不同，将固相含量较低的叫做低固相钻井液，基本不含固相的叫做无固相钻井液。
然而，一般所指的分类方法是按钻井液中流体介质和体系的组成特点来进行分类的。根据流体介质的不同，总体上分为永基钻井液、油基钻井液和气体型钻井液体等三种类型，近期又出现了一类合成基钻井液，。更具体一些，中分为如图1-1所示的7种类型。
由于水基钻井液在实际应用中一直占据着主导地位，根据体系在组成上的不同又将其分为若干种类型。下面是在参考国外钻井液分类标准的基础上，在国内得到认可的各种钻井液类型。
成孔液的主要类型见表4-1-1
表4-1-1
类型名称 材料组成
清水 清水
泥浆 膨润土、水、处理剂
化合物溶液 化合物、水
乳状液 水、油、乳化剂
泡沫浆液 空气、发泡剂、稳泡剂
盐水浆液 NaCl、膨润土、水、处理剂
水泥浆 水泥、水、添加剂
第二节 常用无机处理剂
1．纯碱
学名碳酸钠，又称苏打粉，分子式为 Na2CO3。白色粉末，密度为2.5g/cm3，易溶于水。易吸潮结块，注意防潮，水溶液呈碱性(pH值为11.5)， 在水中容易电离和水解。其中电离和一级水解较强，所以纯碱水溶液中主要存在Na+、C032—、HCO3－和OH－离子，其反应式为：
Na2CO3＝2Na++CO32－
CO32－+H2O＝HCO3—+OH—
纯碱能通过离子交换和沉淀作用使钙粘土变为钠粘土，即
Ca－粘土+Na2CO3→Na－粘土+CaCO3
作用：
A. 改善粘土的水化分散性能，因此加入适量纯碱可使新浆的滤失量下降，粘度、切力增大。
B. 过量的纯碱会导致粘土颗粒发生聚结，使钻井液性能受到破坏。
C. 在钻水泥塞或钻井液受到钙侵时，加入适量纯碱使Ca2+沉淀成CaCO3，从而使钻井液性能变好，即含羧钠基官能团(—COONa)的有机处理剂在遇到钙侵(或Ca2+浓度过高)而降低其溶解性时，一般可采用加人适量纯碱的办法恢复其效能。
2．烧碱
烧碱即氢氧化钠，分子式为NaOH。
特性：外观乳白色晶体，密度2.0～2.2g/cm3，易溶于水，溶解时放出大量的热。水溶液呈强碱性。烧碱容易吸收空气中的水分和二氧化碳，并与二氧化碳作用生成碳酸钠，存放时应注意防潮加盖。
作用：
a. 主要用于调节钻井液的pH值；
b. 与丹宁、褐煤等酸性处理剂一起配合使用，使之分别转化为丹宁酸钠、腐植酸钠等有效成分 ；
c. 还可用于控制钙处理钻井液中Ca2+的浓度等。
3．石灰
生石灰即氧化钙，分子式为CaO。吸水后变成熟石灰，即氢氧化钙Ca(OH)2 。
特性：在水中的溶解度较低，常温下为0.16％，其水溶液呈碱性。并且随温度升高溶解度降低。
作用：
a. 在钙处理钻井液中，石灰用于提供Ca2+，以控制粘土的水化分散能力，使之保持在适度絮凝的状态；
b. 在油包水乳化钻井液中，CaO用于使烷基苯磺酸钠等乳化剂转化为烷基苯磺酸钙，并调节pH值。
注意事项：在高温条件下石灰钻井液可能发生固化反应，使性能不能满足要求，因此在高温深井中应慎用。此外，石灰还可配成石灰乳堵漏剂封堵漏层。
4、石膏
石膏的化学名称为硫酸钙，分子式为CaSO4。有熟石膏(CaSO4�6�12H2O)和无水石膏(CaSO4)两种。
特性：石膏是白色粉末，密度为2.31～2.32g／cm3。常温下溶解度较低(约为0.2％)，但稍大于石灰。40℃以前，溶解度随温度升高而增大；40℃以后，溶解度随温度升高而降低。吸湿后结成硬块，存放时应注意防潮。
作用：在钙处理钻井液中，石膏与石灰的作用大致相同，都用于提供适量的Ca2+。其差别在于石膏提供的钙离子浓度比石灰高一些，此外用石膏处理可避免钻井液的pH值过高。
5. 氯化钙
特性：无水氯化钙的吸水性极强，通常含有六个结晶水。其外观为无色斜方晶体，密度为1.68 g／cm3，易潮解，且易溶于水(常温下约为75％)。溶解度极大。
作用：其溶解度随温度升高而增大。在钻井液中，CaCl2主要用于配制防塌性能较好的高钙钻井液。用CaCl2处理钻井液时常常引起pH值降低。
第三节 常用有机处理剂
1．腐植酸类
腐植酸(Hunfic Acid)主要来源于褐煤。褐煤是一种未成熟的煤，燃烧值比较低，有效成分是腐植酸，好的褐煤腐植酸含量可达70～80％。腐植酸结构非常复杂的、相对分子质量不均一。
主要功能团：酚羟基、羧酸基、醇羟基、醌基、甲氧基和羰基等，由于分子量较大，一般难溶于水，但易溶于碱溶液，生成腐植酸钠是作为钻井液降滤失剂的有效成分。
水化作用较强的羧钠基等水化基团，使腐植酸钠不但具有很好的降滤失作用，还兼有一定降粘作用。
2．纤维素类
纤维素是由许多环式葡萄糖单元构成的长链状高分子化合物，以纤维素为原料可以制得一系列钻井液降滤失剂，其中使用最多的是钠羧甲基纤维素简称CMC和羟乙基纤维素，简称HEC。
(1)钠羧甲基纤维素的物理特性
纯净的钠羧甲基纤维素为白色纤维状粉末，具有吸湿性，溶于水后形成胶状液。是一种广泛使用的性能良好的降滤失剂。
(2)结构特点和性质
在由纤维素制成钠羧甲基纤维素的过程中，除了聚合度明显降低之外，另一变化是将 -CH2COONa(钠羧甲基)通过醚键连接到纤维素的葡萄糖单元上去。通常将纤维素分子每一葡萄糖单元上的3个羟基中，羟基上的氢被取代而生成醚的个数称做取代度或醚化度。研究表明，决定钠羧甲基纤维素性质和用途的因素主要有两个：一是聚合度n，二是取代度d。
(3)钠羧甲基纤维素的降滤失机理
CMC在钻井液中电离生成长链的多价阴离子。其分子链上的羟基和醚氧基为吸附基团，而羧钠基为水化基团。羟基和醚氧基通过与粘土颗粒表面上的氧形成氢键或与粘土颗粒断键边缘上的Al3+之间形成配位键使CMC能吸附在粘土上；而多个羧钠基通过水化使粘土颗粒表面水化膜变厚，粘土颗粒表面电动电位的绝对值升高，负电量增加，从而阻止粘土颗粒之间因碰撞而聚结成大颗粒(护胶作用)，并且多个粘土细颗粒会同时吸附在CMC的一条分子链上，形成布满整个体系的混合网状结构，从而提高了粘土颗粒的聚结稳定性，有利于保持钻井液中细颗粒的含量，形成致密的滤饼，降低滤失量。
3．丙烯酸类聚合物
丙烯酸类聚合物是低固相聚合物钻井液的主要处理剂类型之一。制备这类聚合物的主要原料有丙烯腈、丙烯酰胺、丙烯酸和丙烯磺酸等。
根据所引入官能团、相对分子质量、水解度和所生成盐类的不同，可合成一系列钻井液处理剂。
第四节 常用有机处理剂的作用原理
1. 降失水：通过在井壁上形成低渗透率、柔韧、薄而致密的滤冰，尽可能降低钻井液的滤失量；
2. 稀释：拆散粘土颗粒间的端－面结构，破坏泥浆体系内部的网状结构，放出自由水，粘土保持分散状态，从而降低粘度和切力；
3. 絮凝：大分子上的吸附基吸附或捕捉岩屑颗粒，使岩屑絮集，再通过固控系统除去；
4. 增粘：有强亲水基团的长链环式高分子化合物，溶于水，有很高的粘度，分子链间可因氢键或与交联剂形成网状结构，从而增粘；
5. 抑制页岩水化：高分子化合物的众多吸附基与泥页岩孔壁产生多点吸附，形成致密的薄膜，抑制水的渗透，从而抑制水化膨胀；
6. 流型调节：分子链长的线型高分子化合物，分子链的柔软性大，结合的水分子多，分子间的内摩阻力小，可提高泥浆的剪切稀释作用和提高泥浆携带岩屑的能力。
第五章 成孔液的设计与配制
第一节 成孔液的基本设计流程
根据工程实际，依次：
�8�4 设计成孔液的主要技术指标及重要参性能参数
�8�4 选择成孔液类型
�8�4 选择造浆基本材料和处理剂
�8�4 进行成孔液处理剂配方设计
�8�4 成孔液材料用量计算
�8�4 确定成孔液的制备方法
�8�4 拟订成孔液循环、净化、管理计划
�8�4 其它需要注意的事项
第二节 常用成孔液的设计原则
1、考虑悬排钻碴、护壁堵漏的要求确定成孔液的流变性。表观粘度一般在10mPa�6�1s～100mPa�6�1s，切力在0～20Pa。
2、按平衡地层压力的要求计算成孔液的比重。一般成孔液的比重在0.60～1.30之间。
3、成孔液的其他设计指标的参考范围为：失水量应不大于15ml/30min，含砂量不大于8%，胶体率不小于90%，PH值视不同情况在6～11之间调整，润滑系数应控制在0.02～0.50。
第三节 按地层分类的成孔液类型
按适用条件，可以把成孔液分为：
�8�4 用于砂层、卵砾石层、破碎带等机械性分散性地层的泥浆—松散层泥浆；
�8�4 用于土层、泥岩、页岩等水敏性地层的泥浆—水敏抑制性泥浆；
�8�4 用于岩盐、钾盐、天然碱等水溶性地层的泥浆—水溶抑制性泥浆；
�8�4 用于较为稳定、漏失较小的硬岩钻进的泥浆—硬岩钻进泥浆；
�8�4 用于异常低压或异常高压地层的低比重泥浆或加重泥浆；
第四节 成孔液的配制
较全面的泥浆设计的基本流程是：设计泥浆的重度、流变性、降失水性等主要技术指标；确定泥浆的胶体率、允许含砂量、固相含量、pH值、润滑性、渗透率、泥皮质量等重要参数；选择造浆粘土和处理剂；进行泥浆处理剂配方设计；泥浆材料用量计算；确定泥浆的制备方法；拟订泥浆循环、净化、管理措施。
(1)．按平衡地层压力的要求计算泥浆的重度ν。即νh=PC或νh=P0。PC、P0分别为井深H处的地层侧压力或地层空隙流体压力，它们的确定方法见第三节。那么，究竟是按PC还是按P0计算，要视实际情况下平衡哪那一种压力更为重要来定。如果两者都需要平衡，就应该分别计算出两种结果，权衡出介于两者之间的某值。一般钻井泥浆的重度在1.02~1.40之间。
(2)．考虑悬排钻碴、护壁堵漏的要求确定泥浆的流变性。流变性的指标主要是粘度η和切力τ。η和τ的调整范围很宽，一般η的范围在10cP～100cP ，τ的范围在 ～ ，应视不同钻井情况具体确定，详见第二章和本章第六节至第十节的介绍。另外，在一些情况下，还要考虑泥浆的剪切稀释作用和触变性。
(3)．泥浆的其他设计指标的参考范围为：失水量一般应不大于15ml/30min，含砂量不大于8%，胶体率不小于90%，pH值视不同泥浆在6～11之间变化，润滑性必要时应控制在 。
各种钻进情况下的钻进目的、地层特点、钻进工艺方法等差异甚大，因而对钻井泥浆性能等有明显的不同的要求，设计重点也因此而不同。例如，在钻碴粗大及井壁松散的地层中，泥浆的粘度和切力等流变性指标成为设计重点；在稳定的坚硬岩中钻进，泥浆设计的重点是针对钻头的冷却和钻具的润滑，而此时护壁和排粉等则处于次要位置。又如在遇水膨胀塌孔的地层中钻进，泥浆的设计重点则应放在降失水护壁上；在对压力敏感的地层中，泥浆的重度设计又显得尤为重要。似此，针对特定的钻进情况，在全面设计中找出相应的设计要点，是做好泥浆设计的关键所在。
在泥浆性能设计中可能会遇到一些相互矛盾的情况，满足一些设计指标时，另一些指标则得不到满足。对此，应该抓住主要问题，兼顾次要问题，综合照顾全面性能。
在一些要求不高的场合，可以酌情精简对泥浆性能的设计，适当放宽对一些相对次要指标的要求，以求得最终的低成本和高效率。
第五节 材料用量的计算
1. 泥浆总体积的计算
所需泥浆总量V是钻孔内泥浆量V1、地表循环净化系统泥浆量V2、漏失及其它损耗量V3的总和： V=V1+V2+V3
其中钻孔内泥浆量为：
地表循环净化系统泥浆量为泥浆池、沉淀池、循环槽和地面管汇的体积之和。漏失及其它损耗量，应根据实际情况确定。
2. 粘土粉用量计算
配制1m3体积的泥浆所需粘土重量q按以下过程推导计算：
式中： ――粘土的比重，2.6～2.8；
――泥浆的比重；
――水的比重
3、配浆用水量计算
配制1m3体积的泥浆所需水量Vw为
4 增加比重加土（或重晶石）量的计算
配制加重泥浆时，加重1 m3泥浆所需加重剂的重量W(Kg)为：
式中： ――加重剂的比重； ――加重泥浆的比重； ――原浆的比重
5 降低泥浆比重所需加水量x（m2）
式中：V――原浆体积，(m3)；： ――原浆比重； ――加水稀释后的泥浆比重； ――水的比重．
6 泥浆处理剂的用量计算
总的来看，处理剂在泥浆中的加量较少，按体积含量计一般只占泥浆总体积的0.1%~1%。具体数值由不同的配方决定。值得注意的是要澄清处理剂的加量单位，粉剂一般是以单位体积泥浆中加入的重量来计，而液剂则是以单位体积泥浆中加入的体积量来计。在一些特殊情况下，还有以单位粘土粉重量中加入多少处理剂来计算。
首先，水基钻井液和油基钻井液各有优缺点，适应不同的地层情况，因此没有孰优孰劣，不能武断地说哪一个就是未来的发展趋势。API及IADC把钻井液体系共分为九类，前七类为水基型钻井液，第八类为油基型，最后一类以气体为基本介质。1、不分散体系，2、分散体系，3、钙处理体系，4、聚合物体系，5、低固相体系，6、饱和盐水体系，7、完井修井液体系，8、油基钻井液体系，9、空气、雾、泡沫和气体体系。水基钻井液具有成本低、配置处理维护较简单、处理剂来源广、可供选择的类型多、性能容易控制等优点，并具有较好的保护油气层效果，因此事国内外钻开油气层常用的钻井液体系。油基钻井液是指以油作为连续相的钻井液。早在20世纪20年代，人们就曾使用原油作为钻井液以避免和减少钻井中各种复杂情况的发生。但在实践中发现使用原油有以下缺点：切力小，难以悬浮重晶石，滤失量大，以及原油中的易挥发组分容易引起火灾等。于是后来逐渐发展成为以柴油为连续相的两种油基钻井液——全油基钻井液和油包水乳化钻井液。在全油基钻井液中，水是无用的组分，其含水量不应超过7%；而在油包水钻井液中，水作为必要组分均匀地分散在柴油中，其含水量一般为10%~60%。与水基钻井液相比较，油基钻井液具有能抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳定、润滑性好和对油气层损害程度较小等多种优点，目前已成为钻高难度的高温深井、大斜度定向井、水平井和各种复杂地层的重要手段，并且还可广泛地用做解卡液、射孔完井液、修井液和驱心液等。但是，油基钻井液的配制成本比水基钻井液高得多，使用时往往会对井场附近的生态环境造成严重影响，而且与使用水基钻井液相比机械钻速一般较低。以上缺点大大地限制了油基钻井液的推广应用。为了提高钻速，从70年代中期开始，较广泛地使用了低胶质油包水乳化钻井液。为保护生态环境，适应海洋钻探的需要，从80年代初开始，又逐步推广使用了以矿物油作为基油的低毒油包水乳化钻井液。目前全油基钻井液已较少使用，因此通常所说的油基钻井液主要指以柴油或低毒矿物油（白油）作为连续相的油包水乳化钻井液。
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15813682068：钻遇油层时为何钻井液粘度上升?
糜峰答：水基钻井液遇到油，两相不相溶，钻井液粘度和切力就会升高，油很多时会使钻井液粘切急剧上升，严重影响钻井液性能，加入乳化剂可使油均匀的分散在钻井液中，粘切下降！
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