推荐答案有欠妥当，其答案中说的是中压滤失量，不能以偏概全。
滤失量是钻井液滤液进入地层的多少，也就是滤失的多少。
那么什么叫滤失呢？滤失就是在井眼内钻井液中的部分水分因受压差的作用渗透到地层中去，这种现象叫滤失。滤失的多少叫滤失量，或者失水量。
API滤失，也叫中压滤失，其定义是：钻井液在常温及一定压差（油压滤失仪的压力为0.098MPa，API标准为100磅/英寸^2，约为0.689MPa）作用下，30min内，透过直径为75mm的过滤面积所滤失的水量叫滤失量，又叫钻井液的滤失。
高温高压滤失：钻井液在高温（API标准300℉相当于150℃）、高压（API标准为500磅/英寸^2，约为3.5MPa）作用下，30min内，透过直径为75mm（高温高压滤失测定仪过滤面积的直径为53mm，结果要乘以2）的过滤面积所滤失的水量叫高温高压滤失量，习惯称高温高压滤失。
试验仪器与评价方法
3.3.1 高温高压流变仪
高温流变性是高温钻井液的重要参数之一，直接影响钻速、泵压、排量、悬浮及携带岩屑、井眼清洁、井壁稳定、压力波动及固井质量等，因此国内外非常重视高温流变仪的研发。典型生产商为美国Fan公司、OFI公司、Grace公司等。其典型产品有如下。
3.3.1.1 OFITE1100高温加压流变仪
美国OFI公司研制生产的OFITE1100高温加压流变仪是一个全自动测试系统，能够根据剪切力、剪切速率、时间、压力、温度等参数来准确测试压裂液、完井液、钻井液、水泥浆的流变特性，并实时显示和同步记录剪切应力、剪切率、转速、压力、容池和样品温度。可以在实验室使用也可以在野外使用，可选择防水移动箱，带轮子，移动方便。OFITE高温高压流变仪压力可达到18MPa，温度可到260℃，最低0℃。另外还有冷却系统，冷却样品（图3.1）。
图3.1 OFITE 1100高温加压流变仪
独特的ORCADA（OFITE R（流变仪）C（控制）and D（数据）A（采集）），软件简单。全新的KlikLockTM快速链接技术与重新设计的样品杯相结合，便于拆卸和维修。全新的SAFEHEATTM系统是一个安全、精确、环境友好、高效的空气传输加热系统，使得操作更安全简单，清洗更快速。
3.3.1.2 OFITE高温高压流变仪
根据剪切力、剪切速率、时间和压力直到207MPa和温度最高至260℃条件，全自动系统准确测定完井液、钻井液、水泥浆的流变特性。选配冷水系统后，可使测试系统适应于需要冷却的测试样品，进一步增加了仪器的应用范围（图3.2）。
图3.2 OFITE高温高压流变仪
使用罗盘来测定扭矩附件顶部磁铁的转动。如果没有对仪器进行补偿，防护罩内动力驱动磁铁的影响。地球磁场的影响、防护罩磁性的影响、弹簧非线性的影响、实验室磁场和材料的影响、非理想流体流动的影响、产品结构微小变化的影响等综合结果使测定角度显示非线性关系。计算机可以容易地完成这些影响的补偿。
3.3.1.3 Ceast毛细管流变仪
毛细管流变仪分为单孔型和双孔型，应用于热塑性聚合物材料的质量控制和研发工作。在CeastVIEW平台下，通过VisualRHEO软件控制仪器。可实现以任意恒剪切速率或活塞杆速度测量。双孔料筒结构独立采集分析每个孔所测得的试验数据。可选各种专用的软件。可选配多种测量单元：熔体拉伸试验、口模膨胀、狭缝口模。PVT、半自动清洗等。Rheologic系列：最大力50kN；速度比1∶500000；活塞速度0.0024～1200mm/min。工作温度50℃～450℃（选配500℃），有两个PT100传感器控制。可快速更换的载荷传感器（范围：1～50KN），压力传感器范围3.5～200MPa（图3.3）。
图3.3 毛细管流变仪
3.3.1.4 Haake RV20/D100高温高压黏度仪
Haake RV20/D100该高温加压旋转黏度计的使用上限为203kPa（1400psi）和300℃，它由两个固定在加热器上的同轴圆筒组成。外筒用螺栓固定在加热器（高压釜）的顶部，内筒支承在滚珠轴承上（外筒通过轴承将内筒托住）。内筒或转筒靠磁耦合与一个Rotovisco RV 20相连接。内筒作为转子，釜外的驱动机构通过电磁耦合带动内筒转动；内筒通过电磁耦合将其所受的转矩传递给釜外的驱动机构，使其转过一个角度（图3.4）。
图3.4 Haake RV20/D100剪应力测试原理
可用计算机控制来自动描绘流变曲线。该仪器在0s-1～1200s-1范围内可连续变化，并且自动进行数据分析。施加在转轴上的扭矩可被反应灵敏的电扭力杆测得。测量电扭力杆扭转的角度即为所施加的扭矩值。剪切应力可由扭矩值通过合适的剪切应力常数来计算得出。
3.3.1.5 美国Grace公司专利产品MODEL 7400/M7500
M7400流变仪包含250mL的浆杯总成，安装在仪器加压的测试釜体内，浆杯易于取出，方便浆杯装样和清洗。流变仪可配备不同的内筒/转子（外筒）组合，提供了不同的测量间隙尺寸。转子（外筒）按需要的速度围绕内筒转动，由于内筒和转子（外筒）之间的环型区域内的液体被剪切，传导到内筒上的扭矩用一个应力表类型的扭矩传感器测量（图3.5）。
图3.5 M7400流变仪
仪器加压用一个空气驱动液压泵，矿物油作为压力介质，连接到高压泵上的可编程压力控制器控制压力的升压和保压，浆杯下的叶轮循环流动压力油改善温度控制效果，叶轮也用于提供均匀的样品加热效果，温度控制采用一个连接到内部4000W加热器和热电偶的温度控制器控制，浆杯中心内筒顶部的热电偶用于测量实际样品温度，马达驱动转子（外筒）在一定速度范围内转动，样品黏度根据测量出来的剪切应力和剪切速率计算出来。
M7500是专为复杂样品进行简单测试而设计的高温、超高压、低剪切、自动、数字流变仪。该仪器专利的测量机构设计消除了昂贵和易损的宝石轴承，可以进行大范围的测量。由于它独特的设计，使其便于维护并大大简化了操作流程。基于微软数据库作为支持友好的用户界面，测试结果自动化的压力，速度和温度控制，使实验结果更加精确和一致，标准的API实验可由触摸式LCD屏幕或者在计算机上单击鼠标来实现（表3.5）。
表3.5 M7500技术参数
M7500与其他同类产品相比，测试时间短且更容易操作；它不含有易碎和昂贵的精密轴承，维修成本低；最先进的速度控制使得低剪切率测试成为可能，自动剪切应力校准在很大程度上简化了操作程序。
3.3.1.6 Fann流变仪
（1）Fann稠度仪
Fann稠度仪是一种高温高压仪器，试验的泥浆在套筒内承受剪切，其最高工作压力和温度分别为140MPa和260℃，其测量原理见图3.6。它通过安装在样品釜两端的两个交替充电的电磁铁产生的电磁力，使软铁芯作轴向往复运动。存在于运动铁芯与样品釜釜壁之间的环形间隙内的泥浆受到剪切，泥浆黏度越高，铁芯运动越缓慢，从一端运行到另一端所用的时间也就越长，泥浆的相对黏度就用铁芯的运行时间来衡量。Fann稠度仪不能测量绝对黏度，通常将其结果作为相对黏度。这是因为电磁铁施加给铁芯的是一个不变的力，使铁芯在被测泥浆中从速度为零加速至终速度，在常用的泥浆中铁芯不能总是匀速运动，因此不能按不变的或确定的环空剪率进行分析。在实际使用中，常用于测量水泥浆的稠度。
图3.6 Fann稠度仪原理图
（2）Fann 50C高温高压流变仪
Fann50C高温高压流变仪是高温高压同轴旋转式黏度计，其最高工作压力和温度为7MPa和260℃，其剪应力测量原理如图3.6。泥浆装在两个圆筒的环状间隙里，外筒可用不同转速旋转。外同在泥浆中旋转所形成的扭矩，施加在内筒上，使内筒转过一个角度。测量这一角度，即可确定其剪应力值。测量数据用X-Y记录仪以曲线形式输出。其转速可在1～625r/min范围内无级调速。
Fann 50C早期产品由压力油提供压力，适合于作水基泥浆的高温高压流变性测试，压力油对油基泥浆试验结果影响较大。Fann 50C中期产品有两种形式，既可由压力油提供压力，也可由高压氮气或空气提供压力。近期产品则只有由高压气源提供压力一种形式。采用气压形式后，就不存在压力油对泥浆污染和对测试结果的影响。
（3）Fann 50SL高温流变仪
50SL是Fann 50C的改进型产品，它在Fann50C原有结构基础上，新增加了压力传感器，冷却水电磁阀和远程控制器（RCO），是一款高精度的同轴旋转型黏度计，该仪器具有广泛的通用性，可解决多种黏度测试问题或完成许多程序测试，Fann 50SL（图3.7）可以测试特殊剪切速率下的流体的流变特性，如宾汉塑性流体和假塑性流体（包括幂律流体）和膨胀性流体，触变性和胶凝时间也可以测试出来，实验可以在剪切率、温度和压力精确控制的状态下进行。
该黏度计可以测试出剪切力-剪切率值，也可得到在流变状态下的剪率特性，通过选择合适的扭簧、内筒和外筒可得到很宽的黏度测量范围（量程从50到64000dyn/cm2之间的剪力范围）。
最高温度260℃，压力7MPa（1000psi）条件下的测试。使用该仪器必须在连接远程控制器和一台合适的电脑的条件下，其控制操作由仪器将传感器信号通过接口传送到计算机，计算机再把正确的控制信号输出给Fann 50SL。加热、施压和转子速度的控制由专门软件的输入来控制。在各种剪切速率下的表观黏度、时间依赖性、连续剪切和温度效应引起的变化等可快速而准确地测定。50SL是一般流变特性，包括钻井液高温稳定性测定的理想仪器。唯一不足的是该控制软件中不具备将曲线在打印机上输出的功能。
（4）Fann 75流变仪
主要用来测量不同温度、压力和剪切速率下钻井液的剪切应力、黏度。最高测量温度为260℃，最高测量压力为138MPa，仪器如图3.8所示。
该仪器同其他“旋转”式流变仪工作原理一样，转子/浮子组合如图所示。
（5）Fann IX77流变仪
范氏IX77型全自动泥浆流变仪（图3.9）是第一台在高压（30000Psi）和高温（316℃）的极端条件下测量流体流变性的全自动流变仪。另外，如果配上一个软件控制的制冷器可以使实验在室温以下的温度进行。
图3.7 Fann 50SL高温流变仪
图3.8 Fann 75流变仪
该仪器是同轴圆筒测量系统，它使用一个精密的磁敏角度传感器来检测内嵌宝石轴承的弹簧组合的角度，传感器系统可以校准到±1℃。电机转速实现了0～640r/min无级调速的全自动控制。
仪器的特点在于借助内嵌微电脑和巧妙的机械及电路设计而带来的非常安全的传动机构。它的软件使仪器的操作、数据采集、输出报告和报警功能自动进行，最大限度的扩展其应用范围，给操作带来较大的灵活性。
IX77禁止用于测试具有赤铁矿、钛铁矿、碳酸铁成分的或者含有磁性的活亚铁成分的混合物、溶液、悬浮液和试剂的样品。
其他高温高压流变仪如Chandler 7400（工作极限条件：140MPa和205℃）和Huxley Burtram（105MPa和260℃）与以上类型工作原理相似。
图3.9 Fann IX77 流变仪
3.3.2 高温高压滤失仪
泥浆在钻井时向地层渗滤是一个复杂的过程，影响因素较多，它包括在泥浆液柱压力和储层压力之间的压差作用下，发生的静止滤失。包括在该压差下，泥浆在流动状态下的动滤失，这种流动是由泥浆循环时的返流和钻柱旋转时的旋流所引起，它对井壁过滤面产生冲刷作用，影响了渗滤的过程。
高温高压滤失仪是一种在模拟深井条件下，测定钻井液滤失量，并同时可制取高温高压状态下滤失后形成的滤饼的专用仪器。温度和压力在滤出液控制中起着很大的作用。
3.3.2.1 海通达高温高压滤失仪
（1）GGS系列（图3.10；表3.6）
图3.10 GGS-71型高温高压滤失仪
表3.6 GGS系列仪器参数
其中GGS42-选用单孔单层活网钻井液杯，滤网目数50。
GGS42-2和GGS71-A使用不锈钢外壳，添加特殊保温层，热传递效率高，选用通孔单层活网钻井液杯，滤网目数50；GGS42-2A和 GGS71-B使用不锈钢外壳，添加特殊保温层，热传递效率高，选用通孔单层活网钻井液杯，滤网目数60，有独立温度控制系统，采用国外先进的电子温控器。
（2）HDF-1型高温高压动态滤失仪
HDF-1型高温高压动态滤失仪克服了静态滤失仪的不足，使测试结果更加接近井下实际情况。该仪器由电机驱动的主轴带动杯体内的螺旋叶片对钻井液进行搅拌。通过SCR控制器控制变速电机，数字显示主轴转速（表3.7；图3.11）。
表3.7 仪器的主要技术参数
图3.11 HDF-1型滤失仪
3.3.2.2 OFI公司高温高压动态全自动失水仪
OFITE高温高压动态失水仪在动态钻井条件下测量滤失特性。马达驱动装配有桨叶的主轴在标准500mL HTHP泥浆池中旋转，转速设置范围为1～1600r/min，模拟钻井液高温高压池中以层流或紊流形式流动。测试方式完全和标准的高温高压滤失仪一样，唯一的差异为滤出物收集时钻井液在高温高压池中流动循环。由于滤失介质为普通的圆盘（disk）材质，因此测定结果跟别的或以往的有充分的可比性，该仪器能够和电脑相连，并自动画出曲线。最高压力8.6MPa，最高温度260℃（图3.12）。
图3.12 OFI高温高压动态滤失仪
技术特征：①一款分析转动中钻井液的真正循环滤失仪；②变速马达，1/2Hp永久磁铁，直流；③池顶带盖得以辅助管路连接，移去堵头，可以添加额外的钻井液添加剂；④安全校正的防爆片，保证过压安全；⑤马达和转动主轴转动转速操作保证1∶1；⑥可调螺旋桨改变到滤失介质距离；⑦可调热电偶温度38～260℃；⑧可选的滤失渗透性滤片；⑨500mL容积的不锈钢高压池。
3.3.2.3 美国Fann高温高压动态全自动失水仪
Fann90高温高压动态失水仪使用人造岩心滤筒，滤液从岩心滤筒侧壁滤出，能很好地模拟钻进过程中钻井液从井壁滤失的过程，不但能测试在一段时间内累积的滤液量，而且可以绘制滤液随时间变化的滤失曲线。Fann90的最高工作压力可达17.2MPa，最高工作温度260℃。该仪器可与电脑和打印机连接，自动化程度高，操作方便，是当前最先进的高温高压动态失水仪（图3.13）。
图3.13 Fann90 高温高压动失水仪
3.3.2.4 LH-1型钻井液高温高压多功能动态评价实验仪
“抗高温高密度水基钻井液作用机理及性能研究”的多功能动态评价实验仪，是一种钻井液用智能型多功能动态综合评价实验仪。该仪器能模拟钻井过程中的井下情况评价钻井液性能，并将钻井液多项高温高压性能评价实验集于一体，达到一仪多用的目的（图3.14）。
图3.14 钻井液多功能动态综合测试仪实物图
该仪器可以进行高温高压静/动态滤失、高温高压钻屑分散、高温高压动态老化等若干项实验，采用电脑工控机控制实验过程，实时显示实验状态、自动采集、处理、显示实验数据，实现智能化实验操作。
仪器主要技术指标：工作温度0～300℃；工作压力0～40MPa；转速0～1200r/min，无级调速；釜体容积800mL；冷却速率200℃～室温/10min。
3.3.3 高温滚子炉
温度的影响对钻井液在钻井内的循环是非常重要的。热滚炉的作用是评定钻井液循环与井内时温度对钻进的影响。
高温滚子炉包括炉体、滚筒及滚筒带动的陈化釜。陈化釜设有一釜体，釜体上部设有釜盖，釜体与釜盖之间设有密封盖，釜盖上垂直于釜盖设有压紧螺栓，将密封盖与釜体压紧。密封盖与釜体之间设有密封环，所述的密封环为四氟乙烯材质。覆盖上设有排气阀，排气阀穿过密封盖与釜腔相通，排气阀两端设有O型密封圈，密封圈为四氟乙烯材质。釜盖与釜体上设有支撑环，支撑环为四氟乙烯材质，炉门边缘设有密封垫，密封垫为四氟乙烯材质。该滚子炉耐高温、密封效果好，而且体积小、安全系数高，便于使用。
3.3.3.1 青岛海通达XGRL-4高温滚子炉
滚子炉是一种加热、老化装置。采用微处理器智能控制技术，直接设定，数字面板显示，并可进行偏差指示。适用范围为50～240℃，滚子转速为50r/min（图3.15）。
图3.15 XGRL-4型高温滚子炉
该滚子炉采用钢架结构、硅酸铝保温层、不锈钢外壳；滚筒采用优质金属材料滚筒和框架、四氟石墨轴承，重量轻、转动平稳；其加热系统采用两根700W加热管加热；动力系统由大功率调速电机链带动滚子转动，传动平稳可靠、噪音低；温控部分采用智能仪表设定、显示和读出，恒温准确，温度超限自动断开加热电源，并发出声光报警。定时部分定时关机。
3.3.3.2 OFFIE 滚子炉
美国OFI公司，五轴高温滚子炉。适用范围为50～300℃，滚子转速为50r/min（图3.16，图3.17）。
图3.16 OFFIE滚子炉
图3.17 老化罐
3.3.3.3 Fann 701滚子炉
美国Fann公司的Fann 701型五轴高温滚子炉，适用范围为50～300℃，滚子转速为50r/min（图3.18）。
图3.18 Fann滚子炉
3.3.4 其他高温高压评价仪器现状
3.3.4.1 高温高压堵漏仪
高温高压堵漏仪主要是用来模拟高温高压条件下进行堵漏材料实验，对一套泥浆系统既可以做填砂床实验又可以做缝板实验，还可以做岩心静态污染实验以及测量堵漏层形成后抗反排压力的大小。如：JHB高温高压堵漏仪由加压部分、加温部分、缝板模拟部分等组成。参看图3.19～图3.22。
图3.19 高温高压堵漏仪实物图
图3.20 高温高压堵漏仪结构图
图3.21 实验缝板实物图
图3.22 实验用滚珠及套筒实物图
3.3.4.2 高温高压膨胀仪现状
膨胀仪是评价黏土矿物膨胀性能的重要试验仪器，主要用于防塌泥浆及处理剂的研究方面。通过电脑回执曲线可准确测定泥页岩试样在不同条件下的膨胀量和膨胀率。用以评价不同的防塌处理对页岩泥水化的抑制能力，并针对不同的地层及不同组分的泥页岩选择适用的处理剂，以控制、削弱泥页岩的水化膨胀进而防止可能出现的坍塌、卡钻等事故的发生。
常温常压膨胀仪不能模拟井下条件下黏土的膨胀情况和加入黏土抑制剂后对黏土的防膨胀效果。
（1）HTP-C4高温高压双通道膨胀仪
HTP-C4型高温高压单通道膨胀量仪，能较好模拟井下温度（≤260℃）和压力（≤7MPa）条件下，测试页岩的水化膨胀特性，为石油钻井井壁稳定性研究、评价和优选防塌钻井液配方提供了一种先进的测试手段。HTP-C4型页岩膨胀仪采用非接触式高精度传感器，电脑监控记录，性能稳定，测试范围大，无漂移，通电即可使用，两个样品可同时测量（表3.8；图3.23）。
表3.8 仪器的主要技术参数
图3.23 HTP-4型高温高压单通道膨胀仪
（2）JHTP非接触式高温高压智能膨胀仪
高温高压膨胀仪虽然能模拟井下温度和压力条件，但其使用的是接触式线性位移传感器，这种接触式传感器受膨胀腔结构的影响，在高压密封和位移之间产生矛盾，使黏土的线性膨胀量不能得到真实的反映，因为增大了试验误差。
图3.24是一种非接触式高温高压智能膨胀仪结构图。它由加热体、实验腔体、腔盖、腔体、腔身、圆铁饼、非接触式位移传感器、试验液体加入口、加压孔、前置器、数据采集器及输出设备组成。它是利用非接触式位移传感器与圆铁饼之间的距离随黏土饼膨胀时提高变化而变短，而改变传感器的输出电压，使数据采集器得到实验参数，达到在室内评价黏土矿物的膨胀性能。克服了现有膨胀仪不能真实和准确地描述井下条件黏土的膨胀情况、实验误差大、加入抑制剂后对黏土的防膨胀效果不能预计的问题。结构简单，操作方便，实验数据准确。
图3.24 JHTP非接触式智能膨胀仪结构
3.3.4.3 高温高压黏附仪
该仪器可测定钻井液在常温中压（0.7MPa）及在常温高压（3.5MPa）条件下滤失后形成滤饼的黏附性能，同时还可测试钻井液样品在高温（～170℃）高压（3.5MPa）条件下滤失后形成滤饼的黏附性能。黏附盘加压方式为气动（图3.25）。
3.3.4.4 高温高压腐蚀测定仪
OFI高温高压腐蚀测试仪是用于测试金属试样在高温高压动态条件下对各种腐蚀液体的反应速率。该系统主要由压力釜、控制仪表及阀门、样品支架和试样玻璃器皿组成。
压力釜采用特制的合金钢材料，最大工作压力34.5MPa，最高温度可达204.4℃。压力釜及内部样品由热电偶加温。加热速率范围为2.5℉/min到3℉/min。机箱内包括一个马达用以摇动测量支架，一台高压泵用于提供系统压力。系统设有安全装置，包括安全警报等。
图3.25 GNF-1型黏附仪
乳液聚合物在正电性钻井液体系中的应用
7.3.1 主要试验仪器
1）六速黏度计：用于常温条件下泥浆流变性测定。
2）API滤失量测定仪：用于常温条件下泥浆滤失量测定。
3）高温滚子炉：用于高温条件下泥浆养护。
4）高温高压滤失仪：用于高温条件下泥浆滤失量测定。
5）Fan50高温流变仪：用于不同温度下泥浆的流变性测定。
6）高温高压页岩膨胀试验仪：测定高温高压条件下钻井液的抑制性能。
7.3.2 试验条件确定
（1）最高试验温度确定
试验温度主要依据钻井液在孔内的温度变化、可能遭遇的最高温度及实验仪器本身的测试能力来确定。钻井液所遭受的最高温度应是钻井液在井内长时间静置后所导致的，但一般不超过井底温度的80%。按此计算，钻井液的最高测试温度不应低于210℃。从测试仪器看，高温老化仪器的极限温度为260℃，实际使用温度不超过240℃；高温高压滤失仪的极限温度为260℃，但实际使用温度不超过230℃（试验过程中已遭遇多次由于加热套（或釜体）变形，导致养护釜无法从加热套中取出）。高温流变仪Fan50的极限测试温度为260℃。综合考虑，高温养护温度最高为230℃，高温高压滤失量最高试验温度为230℃，高温流变性最高试验温度确定为240℃。
（2）温度范围确定
钻井液在井内循环过程中温度变化规律为由低到高，然后又逐渐降低；长时间静止时钻井液的最高温度点是在孔底。因此高温流变试验所选择的试验温度为30～240℃，级差为30℃。
（3）老化时间确定
对钻井液进行高温老化试验，一般情况下高温老化时间为16h，但考虑提下钻作业、设备维修、测井等特殊情况下，钻井液可能需要高温长时间静置，同时考虑老化仪器的安全性，最多老化时间为72h。
7.3.3 评价内容与试验程序
1）常温条件下钻井液流变性能及API滤失量的测定，考察钻井液常温条件下的性能，并作为高温后性能对比的依据。按API标准测定程序测定。
2）测定钻井液高温老化后钻井液的流变性能及API滤失量，考察钻井液经过特定时间高温老化后钻井液的性能。试验程序按API标准测试程序测定。
3）高温高压滤失量测定：为了更好与孔内条件相吻合，试验浆采用经过高温老化后的钻井液。试验程序按API标准试验程序执行。
4）钻井液高温流变性试验：采用Fann50高温高压流变仪，试验浆采用高温老化后的钻井液，最高试验温度为240℃，最低试验温度为30℃，级差为30℃。试验温度由低到高，然后停止加热由高到低，记录试验数据，并绘制黏度、塑性黏度等流变参数曲线。
5）钻井液抑制性试验。采用高温老化后的钻井液，测定其在常温常压及高温高压下的抑制性能。试验用岩心采用天然钙膨润土压制，用蒸馏水做空白对比样。
钱晓琳 苏长明 于培志 王琳
（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）
摘要 采用反相微乳液聚合方法合成了乳液聚合物，进行了室内性能评价、中试放大试验与现场试验。结果表明，乳液聚合物易溶于水，可直接加入正电性钻井液中使用，能有效地缩短现场水化及配浆时间；乳液聚合物作为钻井液添加剂，具有良好的增黏、提切和降失水性能，当乳液聚合物加量0.4%时，即可达到钻井液性能的基本要求；生产路线可靠，产品性能稳定，可扩大生产；将乳液聚合物用于正电性钻井液中，在大古1井的现场试验中取得了理想的应用效果。
关键词 微乳液聚合 乳液聚合物 合成 正电性钻井液
Application of Emulsion Polymer in Positive Electricity Drilling Fluid
QIAN Xiao-lin，SU Chang-ming，YU Pei-zhi，WANG Lin
（Exploration ＆ Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）
Abstract An emulsion polymer is synthesized by microemulsion polymerization.Laboratory performance evaluation and pilot synthesis and field application of emulsion polymer are studied.The results show that emulsion polymer can be solved easily in water，so it can be added directly in drilling fluid and can effectively shorten drilling fluid preparing time.The emulsion polymer as a drilling fluid additive has good performances of raising viscosity and strengthening shearing force and reducing filtration.When the concentration of emulsion polymer is0.4%，it can meet the basic requirements of drilling fluid performance.A favorable field application effect in well Dadu-1 has been achieved.
Key words microemulsion polymerization emulsion polymer synthesize positive electricity drilling fluid
目前，我国油田用聚丙烯酰胺的产品形式基本为粉剂，现场应用时需要大型的溶解装置。而且聚丙烯酰胺生产工艺均为20世纪90年代引入我国的大块绝热釜式溶液聚合，聚合溶液质量分数低，产物的相对分子质量较小，在制成干粉过程中，高温烘干和剪切作用又容易使高分子链降解和交联，使粉剂产品的溶解性、絮凝性等变差。
乳液聚合也是工业上广泛使用的聚合方法，乳液聚合产物的分子量比溶液聚合物的产物高；聚合产物以胶乳形式生成，若产物直接以胶乳形式使用，操作更加容易；乳液聚合还具备其他一些优点，如聚合热容易传递、聚合速率高和产物分子量易控等。由于这些独特的优点，乳液聚合技术的开发受到很多研究人员的重视。自从20世纪80年代法国科学家Candau［1］首次采用反相微乳液聚合法得到稳定、相对分子质量高、分布窄的聚丙烯酰胺反相微乳胶以来，国内外学者对丙烯酰胺的反相微乳液聚合做了大量研究［2～4］。目前，只有Cytec公司取得了聚丙烯酰胺反相微乳液聚合方法的专利权，国内研究大都处于实验室阶段，离工业化生产的差距较大。本文采用反相微乳液聚合方法合成了可直接作为钻井液添加剂使用的聚丙烯酰胺胶乳产品，探讨了室内合成方法、乳液聚合物性能以及中试放大试验，并将以其为主剂配制出的正电性钻井液，在新疆大涝坝2号构造的大古1井进行了现场试验。
1 乳液聚合物的合成
主要原料：丙烯酰胺、丙烯酸、氢氧化钾、非离子表面活性剂、去离子水、白油均为工业级，引发剂、乙醇、庚烷均为分析纯试剂，高纯氮，转相剂。
合成过程：在装有恒压加料器、搅拌器、温度计和通气排气管（250mL）的4口烧瓶中，加入乳化剂和白油，加热溶解，同时在加料器内加入丙烯酰胺、丙烯酸钾溶液。乳化前加入引发剂，搅拌乳化并通氮气20min。控制一定反应温度至反应转化完全。
聚合反应式：
油气成藏理论与勘探开发技术
用乙醇对乳液聚合物进行分级处理，干燥所得白色粉末研细后在庚烷中搅拌24h，滤饼真空干燥后用于分子量的测定。利用特性黏数法测得乳液聚合物的黏均分子量为7.7×106。
2 乳液聚合物的性能
2.1 乳液聚合物的水溶性
向200mL水中边搅拌边加入乳液聚合物1.0g，实验中乳液聚合物分散迅速，完全溶解时间均小于2min。由此可见，乳液聚合物钻井液添加剂易溶于水，可直接加入钻井液中使用，缩短现场水化及配浆时间，在极短的时间内达到预期的效果。
2.2 乳液聚合物对钻井液性能的影响
用4%膨润土浆作为基浆，在基浆中分别加入乳液聚合物，高速搅拌10min，采用旋转黏度计测试钻井液的流变性。按照石油行业标准SY/T5621-93，采用ZNS-1型中压泥浆滤失测定仪测定API滤失量。
乳液聚合物对钻井液性能的影响见表1。结果显示，乳液聚合物的加入可使钻井液的表观黏度、动切力增大，失水量减少。当乳液聚合物加量为0.4%时，可达到钻井液性能的基本要求，满足上部钻井工程的需要。
表1 乳液聚合物对钻井液性能的影响
2.3 乳液聚合物的抗盐能力
在不同加量的氯化钠的基浆中加入1.2%的乳液聚合物，测试钻井液性能，结果见表2。可以看出，乳液聚合物具有较强的抗钠盐的能力，在加量较少时就显示出好的增黏和降失水效果。适合含高矿化度水的地层钻井及驱油。
表2 乳液聚合物的抗盐能力
3 乳液聚合物中试放大试验
由于反相乳液聚合的影响因素很多，在优化合成工艺的基础上，采用国产工业品为原料，考察了合成工艺的稳定性，探索了聚合物合成的工业化，合成了8个批次的样品，并测试了所有产品的性能。表3是乳液聚合物的特性黏数和黏均分子量。所有产品的黏均分子量稳定，且保持在4.1×106～1.5×107。
表3 乳液聚合物的特性黏数和黏均分子量
在钻井液基浆中加入乳液聚合物，高速搅拌10min，采用旋转黏度计测试钻井液的流变性。按照石油行业标准SY/T5621-93，采用ZNS-1型中压泥浆滤失测定仪测定API滤失量。表4是乳液聚合物对钻井液性能的影响，可以看出，在20%氯化钠盐水钻井液中，所有乳液聚合物均有效降低钻井液滤失量，显著提高钻井液塑性黏度。由此可见，工艺路线成熟稳定，可以进行扩大生产，为现场先导试验打下了良好的基础。
表4 乳液聚合物对钻井液性能的影响
注：1.基浆成分：5%高造浆率膨润土+0.3%碳酸钠+20%氯化钠；2.0.4%为乳液聚合物的有效含量。
4 现场试验
4.1 大古1井概况
大古1井是2006年中国石化西北分公司部署在天山南古生界碳酸盐岩天然气勘探领域的第一口高难度重点预探井，设计井深6400m，目的层位为奥陶系、寒武系。这一区块钻井难度大，不但会钻遇高压盐水层，而且目的层地质情况也比较复杂。
试验层位为新近系吉迪克组、古近系苏维依组、库姆格列木群及白垩系。试验井段：4450～5900m。钻遇地层膏质泥岩、砂泥岩发育，易造成坍塌、阻卡等事故，特别是吉迪克组存在高压盐水层，对钻井液的性能维护提出了更高的要求。
大古1井主要处理剂：KPAM，NH4PAN，WFT-666，SMP-2，SPNH，CXP-2，GMP-3。正电性添加剂：乳化石蜡（RHJ-1）和乳液聚合物（DS-301）。
4.2 室内试验
为了观察乳液聚合物DS-301 对现场钻井液性能的影响，进行了乳液聚合物对井浆性能的影响评价实验（表5）。结果表明，在室内温度下，井浆中加入0.3%DS-301后对原钻井液塑性黏度和动切力有微弱增大的趋势，瞬时失水增大但对API失水量几乎没有影响，可以入井试验。
表5 乳液聚合物DS-301对井浆性能的影响
注：1.表中T∗为中压失水实验中失水流出的时间，单位为s；2.实验井浆的其他性能如下：密度为1.56kg/L，pH值为8.5，Vs为21.8%，Vb为39g/L；3.实验过程均为6000r/min，高速搅拌20min测量其性能。
4.3 入井试验
大古1井是中石化的重点预探井，钻探的目的在于发现和保护油气层，按新的录井标准（或规范）全烃含量（基值）必须控制在0.5%以内，超过此值后必须停钻处理钻井液。按循环周慢慢加入100 kg DS-301。加入前钻井液的全烃值为0.15%，1.5个循环周以后钻井液的全烃值最大达到0.17%；在对比性不太强的情况下，钻井液的漏斗黏度增加2s，PV和YP有微增的趋向。从对比实验中发现：加入DS-301后钻井液的瞬时失水增大但钻井液的API失水没有太大的变化。
4.4 应用效果
（1）钻井液包被抑制性强、钻屑成型度好、棱角分明。大古1井二开钻屑照片如图1所示。可以看出，钻井液良好的防塌抑制性使大古1井在整个二开施工过程中返出的录井岩屑层次极为分明，成型度极好，PDC钻头切削的痕迹几乎没有任何变化。
图1 大古1井二开钻屑照片
（2）短起及起下钻极为顺利，无任何阻卡现象。大古1井二开2300～4964m井段总共短起17次，每次短起都畅通无阻，没有任何阻卡现象，短起下一次到底率为100%。充分说明了二开钻井液携岩洗井效果好、润滑性良好。
（3）钻井液抗污染能力强，成功穿越多套纯石膏层和高压盐水层。大古1井4802m岩屑照片图2所示。根据实钻资料分析和地质录井提示：大古1井二开钻遇了两层可能的高压盐水层，分别是：4746～4748m段和4859～4860m段；钻遇的3套纯度较高的石膏层是：4754～4756m段、4800～4802m段和4820～4822m段，纯石膏含量达到50%～70%。尤其是在4514m进入大段的膏质泥岩以后，增加了抗盐抗钙处理剂用量，钻井液性能一直保持相对稳定。
图2 大古1井4802m岩屑照片
（4）井径极为规则，井身质量优秀。大古1井二开电测井径曲线如图3所示。图3显示出，φ311mm钻头井眼最大井径为353mm，最小井径为278mm，平均井径为329mm，平均井径扩大率为5.76%，整个二开没有出现“大肚子”井段，充分说明了该井段钻井液防塌抑制性极强，钻井液和钻井工程施工措施到位。大古1井三开井径曲线如图4 所示。通过对大古1井三开井径的统计分析，三开平均井径扩大率为3.03%。
图3 大古1井二开井径曲线
图4 大古1井三开井径曲线
① 1 英寸=0.0254m
（5）钻井液清洁，没有出现任何钻头和扶正器泥包现象。大古1井二开钻井施工中使用一只牙轮钻头、两只PDC钻头（一只DBS三次入井、一只保瑞特钻头）总计5趟钻。从未因钻井液的问题进行起钻，每趟钻起出的钻头、扶正器、钻杆接头处均无任何泥包现象。这正说明了钻井液携岩效果好、钻井液清洁。
（6）全烃值及荧光级别控制良好。整个二开、三开钻井施工中，通过对入井处理剂全烃值和荧光级别的密切监测，并对有些处理剂的加量进行调整和控制，使全烃值大多控制在0.25%以下，保证泥浆录井资料的真实性和准确性。
5 结论
采用反相微乳液聚合方法合成了可作为钻井液添加剂使用的乳液聚合物，具有良好的水溶性、增黏、提切、降失水和抗盐性能，当乳液聚合物加量0.4%时，即可达到钻井液性能的基本要求。乳液聚合物中试放大试验结果表明，工艺路线成熟稳定，可以进行扩大生产。
乳液聚合物用于正电性钻井液中，在新疆大涝坝2号构造的大古1井的现场试验表明，钻井液包被抑制性强、钻屑成型度好、棱角分明；短起及起下钻极为顺利、无任何阻卡现象；钻井液抗污染能力强、成功穿越多套纯石膏层和高压盐水层；井径极为规则、井身质量优秀；钻井液清洁、没有出现任何钻头和扶正器泥包现象；全烃值及荧光级别控制良好，取得了理想的应用效果。
参考文献
［1］Leong Y S，Candau F.Inverse microemulsion polymerization［J］.J Phys Chem，1982，86（12）：2269～2271.
［2］哈润华，侯斯健.（2一甲基丙烯酰氧乙基）三甲基氯化铵一丙烯酰胺反相微乳液共聚合特征研究［J］.高等学校化学学报，1993，（14）：1163～1166.
［3］王德松，罗青枝.高单体浓度范围丙烯酰胺反相微乳液聚合［J］.高分子材料科学与工程，2003，19（4）：79～81.
［4］刘祥，晁芬，范晓东.高固含量聚丙烯酰胺反相微乳胶的制备.精细化工，2005，22（8）：631～633.
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