盐水高密度钻井液若干问题
钻井液受污染及性能调节
钻井液受污染及性能调节一、实验目的和要求1.了解钠盐或钙对淡水钻井液性能的影响规律。
2.掌握受污染钻井液性能调节的处理原则和调节方法。
二、实验仪器、药品常规钻井液仪器一套，钻井液杯(1000ml)一个，电动搅拌器一台(公用)，药物天平一台(公用)，秒表、钢板尺各1，量筒(50ml)2个，pH试纸一盒，土粉、食盐、FCLS［２∶1(1/5)］，NaHm,石膏粉。
三、实验原理在钻井过程中，地层岩石里的可溶性盐类(如石膏、岩盐、芒硝)及各种流体、钻屑等进入钻井液，使钻井液性能不能满足正常钻井的需要，称之为钻井液受浸或污染。
我们这里主要讨论的是盐浸或钙浸对淡水钻井液性能的影响。
1.钙浸：钻进石膏层和水泥塞时都会遇到钻井液受钙侵问题。
石膏的化学成分是硫酸钙；水泥凝固产生氢氧化钙。
虽然它们在水里的溶解度不高，但都将提供钙离子。
即CaSO４（固) → Ca＋＋＋SO4＝-Ca(OH)２（固) → Ca＋＋＋2OH-而几百个ppm(百万分之一，如500ppm是指一百万份中有500份)的含钙量就足以使钻井液失去胶体性质。
原因何在?按照离子交换吸附的原理，由石膏或水泥提供的二价钙离子要置换吸附在粘土表面上的一价钠离子，使钠质粘土转变为钙质粘土。
钙离子是二价的，它和粘土表面的吸附力量大于一价的钠离子，难于被呈极性的水分子“拉跑”，即不容易解离，因此，当钠质粘土转变为钙质粘土后ζ电势减小，如图1所示。
图1 钙离子对粘土胶粒ζ电势的影响粘土颗粒ζ电势的变小，使得阻止粘土颗粒聚结合并的斥力减小，聚结一分散平衡即向着有利于聚结的方向变化，这样，钻井液中粘土颗粒变粗，网状结构加强和加大(图2)，致使钻井液的失水量、粘度、切力增大。
图2 平衡朝聚结方向变化，网状结构加强钠质土转变为钙质土后，另一个变化是粘土颗粒的水化程度降低，水化膜变薄。
据《粘土矿物学》(格里姆著)介绍，钙蒙脱石颗粒周围环绕将近四个分子层的吸附水(“非液体”)，钠蒙脱土仅仅三个，然而厚层的疏松的吸附水(“液体的”)在钙蒙脱土里却是很少的，分子力的作用在15的距离里突然中止了，在钠蒙脱土里定向水分子的距离大于100 (约40个水分子层)，如图3所示。
第六章 高密度饱和盐水钻井液
第六章高密度饱和盐水钻井液技术第一节高密度饱和盐水钻井液概述一、饱和盐水钻井液的作用和发展概况凡NaCl含量超过1%（质量分数，Cl-含量约为6000 mg/l）的钻井液统称为盐水钻井液。
一般将其分为以下三种类型：（一）欠饱和盐水钻井液其Cl-含量自6000 mg/l直至饱和之前均属于此类。
（二）和盐水钻井液是指含盐量达到饱和，即常温下NaCl浓度为3.15×105 mg/l（Cl-含量为1.89×105mg/l）左右的钻井液。
注意NaCl溶解度随温度变化而变化。
（三）海水钻井液是指用海水配制而成的含盐钻井液。
体系中不仅含有约3×104 mg/l的NaCl，还含有一定量的Ca2+和Mg2+。
根据含盐量的多少，在国外出版的专著中又将盐水钻井液分为以下几种类型：含盐量在1%~2%时为微咸水钻井液，在2%~4%时为海水钻井液，在4%与近饱和之间时为非饱和盐水钻井液，在含盐量达最大值31.5%时则被称为饱和盐水钻井液。
如前所述，为了防止盐膏层发生塑性变形和盐溶而造成缩径或井塌等复杂情况的发生，—154—提高所用钻井液的密度是非常有效和必要的，这一点已被国内外盐膏层钻井的实践所证实。
例如，华北油田新家4井使用油包水乳化钻井液钻3630~4518m的盐膏层井段，当钻井液密度为1.90~1.95 g/cm3时，在盐岩或含盐膏泥岩处，起下钻均会遇阻。
而钻井液密度提高至2.03~2.04g/cm3时，井下情况正常，下钻仅轻微遇阻，不需划眼就可通过。
因此，为保证安全顺利钻穿盐膏层，必须提高钻井液密度至能够控制盐岩蠕变和塑性变形所需范围。
所需密度应根据井深、井温及盐岩蠕变规律来确定，同时还要根据已钻井实际资料和岩心实测试验数据来进行修正，钻井过程中还需根据该井段的实际情况随时进行调整，以确保钻井作业的顺利进行。
钻井液密度的具体确定方法和应用图版已在第四、五章详细介绍过，在此不再赘述。
一般情况下，盐的溶解是造成盐膏层钻井过程中各种井下复杂情况的主要原因。
超高密度抗高温饱和盐水钻井液技术
超高密度抗高温饱和盐水钻井液技术超高密度抗高温饱和盐水钻井液技术的论文随着石油开采作业的深入，面对着越来越复杂的地质结构和极端的气候环境，钻井液技术的研发和创新变得尤为重要。
本文将从现有的钻井液技术研究成果出发，探讨超高密度抗高温饱和盐水钻井液的研发与应用。
一、问题的阐述钻井作业中，钻井液扮演着重要的角色，目的在于保持钻头的湿润和降低钻井的阻力。
由于地质环境的不同，需要使用不同种类的钻井液。
其中，超高密度抗高温饱和盐水钻井液主要应用于海洋油气勘探，有着极其苛刻的使用条件。
在深海、高温、高压的环境中，为了保障油井的安全、流量和提高作业效率，需要一种能够和海水兼容的高密度、高温、高抗盐力钻井液。
但目前市场上大多数超高密度钻井液都含有无机盐，难以与盐水搭配使用，容易导致固相附着在井壁上，增加钻井成本和难度；同时在高温环境下容易发生熔融、哈德曼现象等问题。
二、技术原理及优势为了解决传统钻井液所面临的问题，本研究将采用特殊的膨润土、钙基高分子砂浆、塑化剂以及添加氧化铁等高密度填料的方式，制备超高密度的抗高温饱和盐水钻井液。
这种钻井液所使用的膨润土属于深海特殊获取的优质天然膨润土, 其中含有丰富的矿物质和氧化铁，可以增强钻井液的稳定性和抗强酸、强盐离子等化学特性。
优点如下：1.高密度、高稳定性，可适应不同的地质环境，具有很好的防漏性能。
2.一定的黏度、较高的官能钠离子交换能力，可有效降低井壁的钻跑度，适应深海硬岩钻井挑战。
3.良好的高温适应性和抗盐性能，可有效避免钻井过程中牵涉到的熔融、哈德曼等诸多问题。
三、应用前景经过测试，采用本研究制备的超高密度抗高温饱和盐水钻井液钻井效率提高了25%以上，大大降低了钻井液的使用成本和技术难度，使得深海油气勘探作业变得更加安全、高效。
在未来的开采作业中，这种超高密度抗高温饱和盐水钻井液技术将会受到工程师、学者和企业界的大力推荐和应用，其高粘度、高密度、高稳定性的特点，将会为海洋油气钻探领域提供极大的帮助。
川西地区钻井盐水侵危害机理及其应对措施
川西地区钻井盐水侵危害机理及其应对措施李诚;米光勇;高德伟;王强;罗乐;袁和义【摘要】川西大兴场构造雷口坡组存在复合盐水,在钻井过程中盐水侵易造成钻井液改性、井壁失稳、卡钻、井漏等复杂工况.经过水分析得出盐水以含钠、钙、镁离子为主,实验测试了三种离子不同浓度对钻井液塑性黏度、表观黏度和动切力的影响规律:钠离子污染情况下三种性能先升高后降低;动切力降低后又反复波动,钙镁离子导致三种性能均不同程度升高,是由于正电荷压缩双电层导致分散度降低,先呈絮状后局部结团,而单、双价离子库仑力不同导致压缩程度不同,使宏观效果不同.通过DS001-X1井、DS001-X4井钻井过程中发生的卡钻、井漏情况揭示了垮塌层位的多样性,结合实验分析了盐水侵的危害机理主要有:压差卡钻、滤饼失水增加、上部井壁垮塌造成卡钻以及大压差下的水劈作用引发井漏.针对钻井液伤害机理改进了钻井液配方并提出使用两种除钙镁离子添加剂提高了抗钙镁离子能力;针对钻井危害机理制定了对应压井措施并在大深001-X4井成功实施,亦验证了理论分析的准确性,为后续大兴场构造钻井难点突破奠定了基础.【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2019(042)001【总页数】3页(P14-16)【关键词】盐水侵;污染机理;复杂工况;室内实验;现场试验【作者】李诚;米光勇;高德伟;王强;罗乐;袁和义【作者单位】中石油西南油气田分公司川西北气矿;中石油西南油气田分公司川西北气矿;四川长宁天然气开发有限责任公司;中石油西南油气田分公司川西北气矿;中石油西南油气田分公司川西北气矿;中石油西南油气田分公司川西北气矿【正文语种】中文川西大兴场构造位于“上扬子地台”的西部边缘，处于龙门山山前断褶构造带、峨眉山前缘断褶带和川西南平缓构造带的过渡区[1-2]，经过地质分析，结合已钻DS1井、DS001-X1井来看，构造上雷口坡组、嘉陵江组高压盐水，易导致井漏、井壁失稳、卡钻的多种风险[3-5]；因此高压盐水的认识和处理，是亟待研究解决的重要问题[6-10]。
秋参1井高密度抗高温盐水钻井液技术解读
秋参1井高密度抗高温盐水钻井液技术（1）、基本情况位于塔里木盆地库车坳陷秋里塔克构造带西段却勒3号背斜构造高点。
设计井深：6850米；目的层：下第三系、白垩系;完钻层位：侏罗系；实际完钻井深：6920米；井底温度:163℃。
该井受构造运动断层影响，钻遇两套第三系地层，每套下第三系地层中分别存在219米和230米厚的盐膏层，下盘盐膏层埋藏深，井下温度高、闭合速度快，钻井难度非常大;本井凭借合理的井身结构及优良的钻井液体系和性能，安全顺利地钻穿了两套盐膏层，并使套管顺利下至设计井深，完成固井作业。
具体实钻地质分层如下：（2）、井身结构1）、地层压力预测该井地层压力预测的依据是地震资料和大宛1井、羊塔1井、羊塔5井等邻井的测试资料；羊塔1井在白垩系巴什基奇克组中上部完井试油求得地层压力系数为1.11－1.13；羊塔5井为1.12；大北1井在目的层白垩系中途测试，求得地层压力系数为1.55－1.56；具体预测的压力剖面见图。
图122）、井身结构确定根据压力预测剖面和盐膏层井身结构设计原则，本井的井身结构为：20″套管下至101.15米，封固地表松散砂层；13 3/8″套管下至2023米，分隔第一套第三系盐层上部的低压层，提高地层承压能力，为第一套下第三系盐膏层使用高密度钻井液做准备；9 5/8″+9 7/8″套管下至3469.09米，封隔第一套盐层；7 5/8″无接箍套管（对8 1/2″井眼扩眼）下至6300米，封第二套上第三系砂岩发育段，提高地层承压能力，为第二套下第三系盐膏层使用高密度钻井液安全钻进做准备；5 1/2″套管下至6579米，封固第二套盐膏层，原则是钻穿盐层10米下套管，不能钻开下第三系底砂岩；下部采用4 5/8″钻头钻进至6920米，裸眼完井。
3）、套管强度校核表校核说明：利用套管三轴应力设计专用软件计算7 5/8"套管：设计原始参数为：地层压力梯度：0.0142MPa/m；上覆压力梯度：0.023MPa/m；破裂压力梯度：0.022MPa/m；管外泥浆密度：0.0142g/cm3；管内最大泥浆密度：2.4/cm3；管内最小泥浆密度：1.7g/cm3；掏空系数：0.3；μ=0.4；地层不稳定；有气层。
第六章 高密度饱和盐水钻井液
第六章高密度饱和盐水钻井液技术第一节高密度饱和盐水钻井液概述一、饱和盐水钻井液的作用和发展概况凡NaCl含量超过1%（质量分数，Cl-含量约为6000 mg/l）的钻井液统称为盐水钻井液。
一般将其分为以下三种类型：（一）欠饱和盐水钻井液其Cl-含量自6000 mg/l直至饱和之前均属于此类。
（二）和盐水钻井液是指含盐量达到饱和，即常温下NaCl浓度为3.15×105 mg/l（Cl-含量为1.89×105mg/l）左右的钻井液。
注意NaCl溶解度随温度变化而变化。
（三）海水钻井液是指用海水配制而成的含盐钻井液。
体系中不仅含有约3×104 mg/l的NaCl，还含有一定量的Ca2+和Mg2+。
根据含盐量的多少，在国外出版的专著中又将盐水钻井液分为以下几种类型：含盐量在1%~2%时为微咸水钻井液，在2%~4%时为海水钻井液，在4%与近饱和之间时为非饱和盐水钻井液，在含盐量达最大值31.5%时则被称为饱和盐水钻井液。
如前所述，为了防止盐膏层发生塑性变形和盐溶而造成缩径或井塌等复杂情况的发生，—154—提高所用钻井液的密度是非常有效和必要的，这一点已被国内外盐膏层钻井的实践所证实。
例如，华北油田新家4井使用油包水乳化钻井液钻3630~4518m的盐膏层井段，当钻井液密度为1.90~1.95 g/cm3时，在盐岩或含盐膏泥岩处，起下钻均会遇阻。
而钻井液密度提高至2.03~2.04g/cm3时，井下情况正常，下钻仅轻微遇阻，不需划眼就可通过。
因此，为保证安全顺利钻穿盐膏层，必须提高钻井液密度至能够控制盐岩蠕变和塑性变形所需范围。
所需密度应根据井深、井温及盐岩蠕变规律来确定，同时还要根据已钻井实际资料和岩心实测试验数据来进行修正，钻井过程中还需根据该井段的实际情况随时进行调整，以确保钻井作业的顺利进行。
钻井液密度的具体确定方法和应用图版已在第四、五章详细介绍过，在此不再赘述。
一般情况下，盐的溶解是造成盐膏层钻井过程中各种井下复杂情况的主要原因。
高密度KCl-饱和盐水钻井液在羊塔克1—12井的应用
高密度KCl-饱和盐水钻井液在羊塔克1—12井的应用高密度KCl-饱和盐水钻井液在羊塔克1-12井的应用摘要：本文主要介绍了在羊塔克1-12井中采用的高密度KCl-饱和盐水钻井液的应用情况。
基于该钻井液的良好性能和其适用于超深井钻井的特点，该钻井液在羊塔克1-12井的使用效果良好，可以有效地防止井壁塌陷和钻头卡钻等井下钻井问题的出现。
关键词：高密度KCl-饱和盐水钻井液，羊塔克1-12井，适用性，应用效果1.介绍在钻井施工过程中，钻井液起着举足轻重的作用。
其可以有效地保护井筒，防止井筒塌陷和地层污染，同时也可以帮助掌握地下构造信息，促进勘探开发。
针对特殊情况，如深井、高压、高温等环境条件下，需要使用一些特殊的钻井液，以满足其特殊的施工需求。
高密度KCl-饱和盐水钻井液就是一种常用的特殊钻井液，在深井超深井等特殊环境中具有广泛应用。
2.高密度KCl-饱和盐水钻井液的特点高密度KCl-饱和盐水钻井液是一种含钾盐和纯净天然水的饱和盐水钻井液。
该类型的钻井液具有以下特点：（1）高密度该钻井液可以根据需求进行高密度调整，最高达到2.8g/cm3。
适用于深井、超深井的钻井。
（2）高温抗热该钻井液具有极强的高温抗热性能，可在260℃左右高温环境下使用。
（3）抗压能力强该钻井液具有很强的抗压能力和防塌效果。
能够有效地保护井筒和钻头，减少钻头卡钻等下井施工问题。
3.高密度KCl-饱和盐水钻井液在羊塔克1-12井的应用情况羊塔克1-12井地处较深井区域，是典型的超深井钻井工程。
对于该钻井工程来说，钻井液的选用至关重要。
由于井深较深，地层压力高，因此需要选用一种具有高温抗热、高密度、抗压能力强的钻井液。
在本次工程施工中，采用了高密度KCl-饱和盐水钻井液。
经过近乎10个月的施工，得到了显著的效益，钻井液和钻探团队都表现出了惊人的稳定性和防塌能力。
其使用效果良好，在羊塔克1-12井的钻井过程中有效地防止井壁塌陷和钻头卡钻等井下钻井问题的出现，达到了预期的工程效果。
重晶石对高温高密度饱和盐水钻井液性能的影响
体 系 基 浆 基浆+活化铁矿粉 基浆+活化铁矿粉 基浆+活化铁矿粉
稳定性 — 稳定 沉降 稳定 稳定 沉降 稳定 稳定 稳定 稳定 沉降 沉降
基浆+活化铁矿粉
基浆+活化铁矿粉 基浆+活化铁矿粉 基浆+活化铁矿粉 基浆+活化铁矿粉 基浆+活化铁矿粉 基浆+活化铁矿粉
220~240
220~320 240~250 240~350 250~320 250~350 300~350
体 系
清 水 4％膨润土浆
润滑系数K
0.35 0.57
高温后体系
0.0828
长城钻探工程技术研究院
表11 API重晶石加重的饱和盐水钻井液体系抗钙能力
配方 体系+0.1%CaSO4 体系+0.3%CaSO4 体系+0.5%CaSO4 体系+0.7%CaSO4 体系+1.0%CaSO4 体系+ 90 93 110 PV mPa.s 95 95 94 93 95 116 YP Pa -3 -4 -2 -3 -2 -4 G10"/G10' Pa/Pa 3.5/7.5 4.0/7.0 3.5/7.0 3.5/6.5 4.0/7.5 6.5/10.5 APIB/APIK ml/mm 1.6/0.5 1.6/0.5 1.8/0.5 1.8/0.5 1.6/0.5 2.6/0.5 HTHPB/HTHPK ml/mm 12.0/2.0 12.0/2.0 11.6/2.0 12.0/2.0 11.8/2.0 18.0/3.0 PH 9.0 9.0 9.0 9.0 9.0 9.0 稳定性 稳定 稳定 稳定 稳定 稳定 稳定
长城钻探工程技术研究院
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离子积常数 Kw (Ionic product constant) 0.11×10 0.17×10 0.30×10 0.46×10 0.50×10 0.55×10 0.60×10 0.65×10 0.69×10 0.76×10 0.81×10 0.87×10 0.93×10 1.00×10 1.10×10 1.17×10 1.29×10 1.38×10 1.48×10 1.58×10 1.70×10 1.82×10 1.95×10 2.09×10 2.24×10 2.40×10 2.57×10 2.75×10 2.95×10
10
溶解氧含量（mg/L）
8
6
4
2
抗氧剂168 抗氧剂215 异抗坏血酸钠 亚硫酸钠 硫脲 茶多酚 花青素 抗氧剂B
0
0
5
10
15
时间（h）
20
25
图7 溶液中溶解氧含量与时间的关系
（2）淀粉钻井液中除氧效果分析
*150℃ 在 5% 的土浆中加入 2% 的淀粉 ，分别加入不同的抗氧 剂，测其 150℃高温老化（老化时间为 16 个小时）前后的 性能，如表1所示。
-14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14 -14
(No.)
1 2 3 4
5
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
19
20 21 22 23
24
25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71
表4 钻井液性能（老化温度：150℃）
编号 温度 ℃ 常温 150 ② 常温 150 ③ 常温 150 ④ 常温 150 ⑤ 常温 表观粘度 mPa· s 46 18.5 46.0 29.0 41.0 22 45 32 34 塑性粘度 mPa· s 18 15 20 21 15 17 14 20 16 动切力 Pa 28 3.5 26 8 26 5 31 12 18 失水量 ml 5.6 12.5 6.6 9.6 5.8 10 11 7.4 12.4
30 25 20 15 10 5 0 4 6 8
0
10
12
14
16
160 C,time,h
160℃
图5
180℃
图6
240℃
小结：
利用表面活性剂与聚合物之间的相互作用，增加
聚合物分子上的亲水基团，可以在一定程度上克服高
温去水化作用和取代基脱落造成的分子亲水性的不足。
热氧化作用对策
除氧剂在钻井液中的作用研究
42 44 45 46 48 50 52 54 55 56 58 60 62 64 65 66 68 70 72 74 75 76 78 80 82 84 85 86 88 90 92 94 95 96 98 100
0.99144 0.99063 0.98979 0.98893 0.98804 0.98712 0.98618 0.98521 0.98422 0.9832 0.98216 0.98109 0.98001 0.9789 0.97777 0.97661 0.97544 0.97424 0.97303 0.97179 0.97053 0.96926 0.96796 0.96665 0.96531 0.96396 0.96259 0.9612 0.95979 0.95836
序号
温度t/℃ (Temperature) 0 2 4 5 6 8 10 12 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40
密度ρ /(g/ml) (Density) 0.99984 0.99994 0.99997 0.999965 0.99994 0.99985 0.9997 0.9995 0.99924 0.999099 0.99894 0.9986 0.998203 0.99777 0.9973 0.997044 0.99678 0.99623 0.995646 0.99503 0.99437 0.99403 0.99369 0.99297 0.99222
温度对钻井液性能的影响包括以下方面：
1、温度对粘土和加重剂的影响 2、温度对有机处理剂的影响（重点）
3、温度对钻井液密度的影响
4、温度对钻井液流变性的影响
温度对钻井液有机处理剂的影响
高温降解
包括热降解和热氧化降解
高温去水化作用 高温使处理剂溶解度下降甚至析出（热至相分离）
高温交联
在磺化钻井液体系中较突出
钻井液常见基础问题探讨
中国石油大学（华东）
孙明波
深井超深井水基钻井液目前仍存在若干亟需解决的问 题，如高温稳定性、钙污染、硫化氢、盐水体系pH值、起 泡等。这些问题有时单独出现，有时同时存在。 以下内容对上述若干问题进行了原因分析和对策探索，
其中一些研究结果也进行了一定范围的现场验证。研究思
路和结论均不够完善，在此与大家讨论，以实现抛砖引玉 的目的。
文献曾对PAM衍生物、生物聚合物、CMC等10种样品测定了其水溶液 的粘温曲线，采用高温高压流变仪而不经老化，即不给热氧化过程的时 间，试验结果表明达到116℃时粘度已降低80%以上。 所有试验事实表明，[η ]的降低不一定是分子断链降解所致。 [η ]是表征高分子在溶液中的尺寸，影响高分子尺寸大小的因素有 两个方面，一个是它的分子量，另一个是它的形态。高温老化对这两个 因素都会起作用，热氧降解造成断链使分子量降低，而高温破坏高分子 的溶剂化膜使体系的熵增加，其结果会使高分子卷曲，如果在高分子内 部形成氢键，而这种卷曲具有不可逆性，当温度降下来之后，[η ]却不 能恢复。
有机处理剂的高温降解 有机处理剂在高温作用下产生分子链断裂，使分子量 减小的现象称为高温降解。高温降解使处理剂功能丧失。 高温降解包括分子链的断裂和官能团的水解或脱落。 高温降解的类型 a、热降解 b、热氧化降解
a、热降解
续表1
续表1
由差热分析法测定的结果：从第一次出现的分解峰给 出降滤失剂的耐温次序：
黏度η /(10-3Pa·s) (Viscosity) 1.5188 1.3097 1.1447 1.0087 0.8949 0.8004 0.7208 -
介电常数ε /(F/m) (Dielectric constant) 87.9 85.9 83.95 82.04 80.18 78.36 76.58 74.85 73.15
-
71.5 69.88 68.3 66.76 65.25 63.78 62.34 60.93 59.55 58.2 56.88 55.58
5.5×10 9.55×10 15.8×10 25.1×10 38.0×10 55.0×10
-14 -14 -14 -14 -14 -14
可能有所帮助的手段： 表面活性剂 - 聚合物相互作用 表面活性剂与聚合物发生相互作用，其驱动力来 自于疏水相互作用、静电相互作用或氢键力。因此， 聚合物链的线性电荷密度、水合情况、疏水性、链柔 曲性、相对分子质量及表面活性剂电荷、形状、疏水
易于解离。在高密度的超临界高温区域内,其相对介电常数
相当于极性溶剂在常态下的相对介电常数的值,为中等极性 10～25。 根据相似相溶原理,在临界温度以上,几乎全部有机物都能溶 解,而无机物的溶解度则迅速降低,强电解质变成了弱电解质。
当相对介电常数小于15 时,超临界水对电荷的屏蔽作用很
低,水中溶解的溶质发生大规模的缔合作用 。在355 ℃～ 450 ℃的温度区域内,有机物和无机物的溶解情况完全颠倒 过来了。
b、热氧化降解
淀粉类和 CMC 类降滤失剂的水溶液随着老化温度的上升， [η ] 急剧下降。在低于 100℃以前，主要是由于高分子水化 膜去除使分子链产生卷曲，高分子内部基团的氢键使这种卷 曲具有不可逆性。 温度升高，热氧化作用加剧，使高分子开环、断链直至碳 化，表现为pH的降低。
水解聚丙烯腈水溶液在升温老化的过程中，高分子产生 脱氨和进一步水解，并同CMC类一样发生分子链不可逆的卷曲， [η ]下降；热氧降解作用不明显。 磺化甲基酚醛树脂在180℃时发生再聚合现象，产生不 溶物，分子链卷曲现象和热氧化降解现象不明显要是因为热氧化降解。使用除氧剂去除钻井液中的溶 解氧，则可以有效抑制热氧化降解的发生，提高此类 处理剂的抗温能力。
（1）水溶液中抗氧剂的除氧效果评价
将各种抗氧剂配制成浓度为 0.5‰的溶液，用溶解氧 测定仪检测溶液中溶解氧含量随时间的变化，实验结果见 图1。
性和介质条件等,对表面活性剂-聚合物相互作用具有重
要影响。
图1
图2
表面活性剂提高钻井液抗温能力研究 混合表面活性剂对钻井液中HPAM的影响 实验浆：5%土浆+0.3%HPAM 图4
45 40 35
Av/Pv/Yp，mPa.s/mPa.s/Pa
T80:CTAB,0g/l,Av T80:CTAB,0g/l,pv T80:CTAB,0g/l,Yp T80:CTAB,3g/l,Av T80:CTAB,3g/l,pv T80:CTAB,3g/l,Yp
中的多环芳烃和多氯联苯化合物。另外, 亚临界水也可以作为
反相高效液体色谱的洗脱液。
超临界水的特性及应用
张丽莉,陈 丽,赵雪峰,于 琳,田宜灵 (天津大学理学院,天津300072)
静态介电常数控制着溶剂行为和盐的离解度,是预测溶解性