摘要
聚磺钻井液是将聚合物钻井液和磺化钻井液结合在一起而形成的一类抗高温钻井液体系。聚磺钻井液既保留了聚合物钻井液的优点，又对其在高温高压下的泥饼质量和流变性进行了改进，从而有利于深井钻速的提高和井壁的稳定。聚磺饱和盐水钻井液是钻穿盐层、石膏层常用的一种钻井液体系，随着钻井深度的增加，钻遇深部盐层和石膏层的情况越来越多，对钻井液的抗高温能力要求越来越高，在现场实践中常出现因抗温能力不足，引起钻井液失水上升，高温稠化，流变性难以调控等问题，导致井下复杂事故的发生。因此，提高聚磺饱和盐水钻井液的抗高温能力和热稳定性是亟待解决的问题。本次设计选取现场常用两性离子聚磺饱和盐水钻井液，通过正交实验法，研究其抗温能力与体系组成的内在联系，得出影响该体系抗温能力的因素排序及最优化配方，经高温实验检测，该体系抗温能力达160度以上。
关键词：聚磺钻井液；饱和盐水；热滚动；高温高压失水；抗温能力；优选
Abstract
The polysulfonate drilling fluid,as a kind of drilling fluid system resistant to high temperatures,is polymer drilling fluid combined with sulfonated drilling fluid.Polysulfonate drilling fluid not only retains the advantages of polymer drilling fluid,and also improves mud cake quality and rheological properties under high temperature and high pressure ,thus,it is in favor of drilling rate improvement of deep wells and wellbore stability.Polysulfonate saturated brine drilling fluid is a kind of drilling fluid system for layer of salt and gypsum layers.With the increase of drilling depth,the situation of encountering layer of salt and gypsum layers is more and more,the demand for temperature resistance capacity is higher.In the field practice,it often causes the rise of fluid loss ,high temperature thickening and the difficult to control the rheology due to the inadequate of temperature resistance capacity,leads to complex accidents under well.Therefore,it’s vital to enhance temperature resistance capacity and thermal stability of polysulfonate saturated brine drilling fluid.This design is to select a frequently used zwotterionic polysulfonate saturated brine drilling fluid,through the orthogonal experiment method,research the inner link of temperature resistance capacity and system composition,to find the sequence of factors which influence the system’s temperature resistance capacity and optimizing formulation.After the testing experiment under high temperature,this system’s temperature resistance capacity can reach above 160 degrees.
Keywords: polysulfonate drilling fluid;saturated brine;hot rolling;filtration under high temperature and high pressure ;temperature resistance capacity; optimization
目录
中文摘要……………………………………………………………………………Ⅰ
英文摘要……………………………………………………………………………Ⅱ
第1章 绪论……………………………………………………………………… 1
1.1聚磺饱和盐水钻井液的概况………………………………………………1
1.2研究的目的和意义…………………………………………………………2
1.3主要研究内容和关键点……………………………………………………2
第2章 两性离子聚磺钻井液抗温及抗盐机理………………………………… 3
2.1高温水基钻井液的主要特点………………………………………………3
2.2高温对搬土颗粒的影响……………………………………………………4
2.3高温对钻井液处理剂的影响………………………………………………6
2.4高温对钻井液中粘土粒子和处理剂相互作用的影响……………………7
2.5两性离子聚磺化钻井液抗高温原理………………………………………8
2.6盐对水基钻井液的影响……………………………………………………8
第3章 研究方案………………………………………………………………… 11
3.1实验方案……………………………………………………………………11
3.2实验程序……………………………………………………………………14
3.3测试评价方法………………………………………………………………14
第4章 实验数据分析…………………………………………………………… 17
4.1对高温高压失水的极差分析………………………………………………18
4.2对流变参数的极差分析……………………………………………………21
4.3热滚动结果的数据分析……………………………………………………22
第5章 研究结论………………………………………………………………… 26
致谢…………………………………………………………………………………27
参考文献……………………………………………………………………………28
1 绪论
1.1聚磺钻井液的概况[3]
聚磺钻井液是在钻井实践中将聚合物钻井液和磺化钻井液结合在一起而形成的一类抗高温钻井液体系。尽管聚合物钻井液在提高钻速、抑制地层造浆和提高井壁稳定性等方面确有十分突出的优点，但总的来看其热稳定性和所形成泥饼的质量还不适应于在井温较高的深井中使用。特别对于硬脆性页岩地层，常常需加入一些磺化类处理剂来改善泥饼质量，以降低钻井液的HTHP滤失量。因此，很自然地逐渐将两种体系结合在一起。聚磺钻井液既保留了聚合物钻井液的优点，又对其在高温高压下的泥饼质量和流变性进行了改进，从而有利于深井钻速的提高和井壁的稳定。这类钻井液的抗温能力可达200-250℃，抗盐可至饱和。从20世纪80年代起，这种体系已广泛应用于各油田深井钻井作业中。
适宜的膨润土含量是聚磺钻井液保持良好性能的关键，必须严加控制。如果泥饼质量变差，HTHP滤失量增大，应及时增大SMP-1、SMC和磺化沥青的加量；若流变性能不符合要求，可调整不同相对分子质量聚合物所占的比例以及膨润土的含量；若抑制性较差，可适当增大高分子聚合物包被剂的加量或加入适量KCL。
聚磺钻井液所使用的主要处理剂可大致地分为两大类：一类是抑制剂类，包括各种聚合物处理剂及KCL等无机盐，其作用主要是抑制地层造浆，从而有利于地层的稳定；另一类是分散剂，包括各种磺化类、褐煤类处理剂以及纤维素、淀粉类处理剂等，其主要主要是降滤失和改善流变性，从而有利于钻井液性能的稳定。在深井的不同井段，由于井温和地层特点各异，对两类处理剂的使用情况应有所区别。上部地层以增强抑制性和提高钻速为主，而下部地层应以抗高温降滤失为主。目前，我国钻井液科技人员在聚磺钻井液的现场应用方面已积累了丰富的经验。他们通常将以上两类处理剂分别简称为“聚”类和“磺”类，提出了深井上部地层“多聚少磺”或“只聚不磺”；而下部地层“少磺多聚”或“只磺不聚”的实施原则，其分界点大致在井深2500-3000m。根据这一原则，聚磺钻井液已在我国许多油田得到普遍的推广应用。
1.2研究的目的和意义
盐层和石膏层是钻井工程中的复杂地层，常引起井下复杂事故，对钻井工程危害极大。国内的塔里木油田、克拉玛依油田、青海油田、四川、华北、胜利、中原、江汉等油田都有广泛的分布。中石油海外战略发展区域之一的中亚滨里海沉积盆地各油区也分布着巨厚的盐层和石膏层。两性离子聚磺饱和盐水钻井液是钻穿盐层、石膏层常用的一种钻井液体系，随着钻井深度的增加，钻遇深部盐层和石膏层的情况越来越多，对钻井液的抗高温能力要求越来越高，在现场实践中常出现因抗温能力不足，引起钻井液失水上升，高温稠化，流变性难以调控等问题。在现场大段复合盐层的钻进中，随着易分散膏泥岩的混入及持续的高温作用，钻井液流变性的控制更加困难，引起的钻井液性能恶化，导致井下复杂事故的发生。因此，提高聚磺饱和盐水钻井液的抗高温能力和热稳定性是亟待解决的问题。本课题的目的在于研究两性离子聚磺饱和盐水钻井液抗温能力与体系组成的内在联系，通过各因素水平的优选组合，得到能抗160度以上高温的聚磺饱和盐水钻井液体系配方，为现场应用提供参考。
1.3主要研究内容和关键点
研究内容主要包括：
- 两性离子聚磺饱和盐水钻井液组成对抗温能力的影响；
- 影响体系抗温能力和热稳定性的因素排序及最佳优化配方；
（3） 最佳优化配方的极限抗温能力测评。
关键点：
（1）正交实验因素和水平的选择；
（2）实验条件的制定。
2 两性离子聚磺钻井液抗温及抗盐机理
2.1高温水基钻井液的主要特点[8]
超深井钻井液的最大特点是使用于高温高压的条件下，5000m深井的井底温度可达150℃-200℃.。井越深，地层越老，越可能出现温度梯度异常，井底温度越高。而一般5000m以上深井的井底压力可能达到100MPa以上。如此高温高压必然会对钻井液体系发生严重的影响。由于水的可压缩性相对较小，故压力对水基钻井液的密度及其它性能，如流变性、滤失造壁性等均无明显的影响，但是温度的影响却十分显著。
2.1.1高温恶化钻井液性能
随着温度的增加，钻井液的各种性能都会随之而发生改变。一般而言，升温使钻井液的造壁性能变坏，即泥饼变厚，渗透性变大，滤失量增高。
高温对钻井液流变性的影响比较复杂，其影响情况可根据粘度与温度的关系分为三种形式。
第一种是粘度随着温度的升高反而降低。它属于抗温能力较强但粘土含量较低的分散钻井液。这类钻井液流变性的构成中，非结构粘度所占的比重大于结构粘度。而聚结性强、粘土含量高的钻井液，它的粘度反应为第二种形式，即粘度随着温度升高而增大。此种钻井液的结构很强，大大超过塑性粘度对于粘度的贡献。
各类水基钻井液在较宽的温度范围内（常温—高温）普遍表现为随温度的升高粘度先降低再增大的第三种趋势。研究表明，这种因温度而变化的性质有可能是可逆的。因为，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。
2.1.2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。这些作用的结果必然严重改变、损害以至完全破坏钻井液的原有性能，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的变化。实际反映钻井液在使用过程中井口进出口性能的变化。
2.1.2.1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粘度、塑性粘度、动切力及静切力上升的现象，属不可逆的变化。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井口粘、切力不断上升，特别在起下钻后升幅更大。凡钻井液中粘土含量高，分散性强的钻井液则表现出这种现象。
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。高温减稠作用纯是高温引起的变化，在实际作用中它表现为钻井液井口粘、切力逐渐缓慢下降。
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场称为高温固化。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。
实践证明，钻井液体系经高温作用后，常表现出以上几种不同的现象。这些现象不仅发生在不同的钻井液体系中，而且同一体系在不同条件下，都可能出现。这些都充分说明了高温对钻井液体系影响的复杂性。
2.1.2.2高温降低钻井液的PH值
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。钻井液矿化度越高，其下降程度越大，经高温作用后的饱和盐水钻井液PH值一般下降到7—8。PH值下降必然会恶化钻井液性能，影响钻井液的热稳定性，钻井液体系经高温后PH值下降的情况一般采用表面活性剂可抑制。
2.1.2.3高温增加处理剂加量
经验表明，高温钻井液比浅井常规钻井液消耗更多的处理剂。随着井深增加温度升高，钻井液处理剂用量明显增加。原因为：一是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；而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，温度越高，使用时间越长，处理剂消耗量必然会越大，且增加了深井钻井液的技术难度。
2.2高温对搬土颗粒的影响[7]
高温对水基钻井液的影响十分明显并且非常复杂。一般认为这是高温引起钻井液组分的变化和影响各组分间的化学及物理化学作用的结果，其中，高温对钻井液粘土的作用是基础，对处理剂的作用是关键。
2.2.1高温分散作用
大量事实证明，高温使水基悬浮体的粘度增加。通过实验得知其原因是高温使钻井液中粘土粒子自动分散导致其粒子浓度增大，比表面增加。同时实验还发现粘土的高温分散能力与其水化能力相对应：易水化的钠搬土，其高温分散作用强；而不易水化的钙搬土、高岭土，其高温分散作用弱；而任何粘土在油中的悬浮体都未见到高温分散现象。因此，可以认为，钻井液中粘土的高温分散本质上是水化分散，而高温只是激化了这种作用而已。
产生高温分散作用的原因，主要是由于高温加剧了钻井液中各种粒子的热运动，这样可能增强了水分子深入未分散的粘土离子晶层表面的能力，另一方面使粘土矿物晶格中片状微粒的热运动加剧，增强了水化膨胀后的片状粒子彼此更加分散。
影响高温分散作用的因素主要有以下几种：(1)粘土种类。它是高温分散水化分散的决定因素。在常温下越容易水化的粘土，高温分散作用也越强。（2）温度及作用时间。所受的温度越高，作用时间越长，粘土高温分散越强。（3）PH值。由于OH-的存在有利于粘土的水化，因此高温分散作用随PH值升高而增强。（4）一些高价无机阳离子的存在（Ca2+、Mg2+、Al3+等）不利于粘土水化，因为它们对粘土的高温分散具有一定的抑制作用，其作用大小与正离子价数和浓度相关。
高温分散作用使钻井液中粘土粒子浓度增加，因此，对钻井液的流变性有很大的影响，而且这种影响是不可逆的和不可恢复的。
2.2.2高温聚结作用
高温下，粘土粒子热运动加剧，这增加了粘土颗粒碰撞的频率；同时，这也降低了水分子在粘土表面或极性基团周围定向的趋势，即减弱了它们的水化能力使其外层保护水化膜减薄（高温去水化作用）；另外，温度的升高促进了处理剂在粘土颗粒表面的解吸附。这些原因使钻井液中粘土粒子易于聚结，且这种作用可随温度的变化而部分可逆。
粘土粒子高温聚结对钻井液性能的影响很明显，主要是因为高温聚结使钻井液中的粘土颗粒数目减少，粒径增大，从而增大了泥饼的渗透率，使泥饼质量降低，增加钻井液滤失量。影响高温聚结作用的因素很多，主要有以下几种：粘土表面的水化能力，温度高低，钻井液中的电解质浓度和种类，处理剂和用量，粘土粒子的分散度和浓度等。
2.2.3高温钝化
实验发现，粘土悬浮体经高温作用后，粘土粒子表面活性降低，这就是粘土粒子表面高温钝化。高温钝化钻井液的分散度、粘度增加的同时，动切力和静切力却增加不多，有时甚至下降，这个现象在悬浮体中粘土含量较低时普遍存在。这充分说明粘土粒子经高温后，其表面活性降低，这可从测定高温前后粘土粒子单位表面的吸附量减少而得到证实。这种现象叫粘土粒子表面高温钝化。
高温钝化对钻井液性能的影响主要有高温减稠和高温固化两个方面。
2.3高温对钻井液处理剂的影响[6]
钻井液中的处理剂包括无机处理剂和有机处理剂两种，高温对无机处理剂的作用主要是加剧了无机离子的热运动从而增强了其穿透能力。本文着重描述高温对有机处理剂的影响。
2.3.1高温降解
有机高分子化合物因高温而产生分子链断裂的现象称为高温降解。对于钻井液处理剂，高温降解包括高分子主链断裂，亲水基团与主链联接链的断裂两个方面。前者使处理剂分子量降低，部分或全部失去高分子性质，从而导致大部分或全部失效，后者降低处理剂亲水性或吸附能力，从而使处理剂抗盐抗钙能力和效能降低，以至丧失其作用。
任何高分子化合物都要发生高温降解，只是随其结构和环境条件不同，发生明显降解的温度不同而已。因此，高温降解是抗高温钻井液必须考虑的另一重大问题。由于高温降解与介质关系很大，本文只讨论它在水溶液中的降解问题。其中影响高温降解的主要因素，首先是处理剂的分子结构，由处理剂分子的各种键在水溶液中高温热稳定所决定。比如醚键在水溶液中，容易被氧化，而高温和PH值将促进这种作用发生，所以凡由醚键联接的高分子化合物在高温下都不稳定，容易降解，而这种降解多与氧化作用有关，故称热氧降解。显然，若能设法制止或减弱这种作用（如加入抗氧剂），则可减少高温降解的趋势。又如酯键在碱性介质中易水解，而高温大大加速此反应，故其高温降解变得更严重。其次是温度的高低及作用时间的长短。各种高分子在不同的条件下，发生明显降解的温度彼此不同，常用处理剂在其溶液中发生明显降解的温度来表示该处理剂的抗温能力。溶液中的PH值及矿化条件对降解也有影响，一般而言，PH值高促进降解的发生。降解是一种逐渐进行的过程，所以它与受高温作用时间关系很大，必须认真考虑这一因素。降解还与其他一些因素如细菌、氧含量、搅拌剪切等有关。
由于处理剂的热稳定性与其分子结构有关，因此，抗高温处理剂分子的主链、亲水基和吸附基与主链连接键应尽量采用“C—C”、“C—N”、“C—S”等键而避免采用“—O—”键等。
实践证明，高温降解也可能减轻，现在行之有效的办法是使用抗氧剂。如酚及其衍生物、苯胺及其衍生物、亚硫酸盐、硫化物等，均可将纤维素类处理剂的抗温能力从120℃-140℃提高到180℃-200℃。另一方面，也可巧妙地应用高温降解以能够更好地调整和维护钻井液性能，这在国内外都有成功的经验。
2.3.2高温交联
处理剂分子中存在着各种不饱和或活性基团，在高温作用下，可促使分子之间发生各种反应，互相联结，从而增大分子量，这种作用叫高温交联。显然，可以把它看做是与处理剂高温降解相反的作用。一般的有机高分子处理剂（特别是天然高分子）都能发生高温交联，而高温交联可能产生两个结果：
1.高分子交联过度，形成三维的空间网状结构，称为体型高聚物，则处理剂失去水溶性，整个体系称为冻胶，处理剂完全失效。
2.处理剂交联适当，增大分子量，抵消了降解的破坏作用，从而保持以至增大处理剂的效能。另一方面，两种处理剂适当交联可使它们的亲水能力和吸附能力互为补充，其结果相当于处理剂进一步改性增效。
高温交联对钻井液性能的影响有好坏两个方面：
1.若交联过度，处理剂完全失效，钻井液完全破坏，滤失量猛增，钻井液胶凝（土量低也不可避免），从钻井液中可以明显见到不溶于水的体型高聚物；
2.若交联适当，则大大有利于钻井液性能，而且使钻井液在高温作用下，性能愈来愈好，其结果必然是现场使用效果优于室内实验。在一定范围内，井愈深，温度愈高，效果愈好。由于高温交联实际上可以抵消高温降解作用，所以，可以加入有机交联剂来有效地防止处理剂的高温降解作用。但是，由于高温交联及其影响因素，至今研究很少，对于如何控制适当还没有一个较为成熟的看法和方法，然后对于高温交联作用的认识和有关概念的建立至少给了科研工作者利于高温交联反应以改善深井钻井液体系的可能，从而能把高温堆深井钻井液性能的破坏转化为利于高温改善钻井液体系，这样就为深井钻井液工作开辟了新的途径。
2.4高温对钻井液中粘土粒子和处理剂相互作用的影响[3]
2.4.1高温解吸附
温度升高，处理剂在粘土表面的吸附平衡向解吸方向移动，则吸附量降低。而且此种变化是可逆性的。处理剂这种高温下的解吸作用必然大大影响高温下的性能和热稳定性。
高温下由于处理剂大量解吸附使粘土大量或全部失去处理剂的保护而使粘土的高温分散、聚结、钝化等作用无阻碍地发生，从而严重影响钻井液的热稳定性。因此，保证处理剂在高温下的吸附能力是深井钻井液工作又一必须考虑的重要问题。它主要是由处理剂的吸附基团的本性和数量决定的。
2.4.2高温去水化作用
处理剂的亲水基去水化作用也会发生在高温下，因此，即使高温下不分散、不破坏、不解吸的处理剂，在高温下不一定就能达到有效地保护粘土粒子的目的。
高温下，由于粘土粒子水化膜变薄，而促进了高温聚结作用，这样必然使高温下滤失量上升，流变性变坏。这种变化亦具有可逆性。
影响高温去水化的因素，除温度高低外，还有亲水基团本性。凡靠极性基水化或氢键水化的基团，一般高温去水化作用比离子基强，而电解质浓度愈大，高温去水化作用表现愈强。对离子基（阴离子），PH值高，高温去水化影响减少。显然，这是深井钻井液又一需要考虑的问题，主要从水化基的本性及比例上考虑。
2.5两性离子聚磺钻井液抗高温原理
为了弥补两性离子聚合物钻井液抗温能力的不足，抗高温聚磺钻井液主要是通过向热稳定性不足的两性离子聚合物钻井液中加入一些磺化类处理剂来改善高温高压下的泥饼质量和流变性，以降低钻井液的HTHP滤失量。
磺甲基酚醛树脂，简称磺化酚醛树脂，由于其分子结构主要由苯环主要由苯环、亚甲基和C-S键等组成，因此热稳定性很强；又由于含有强亲水基—磺甲基（—CH2SO3–），且磺化度高，故亲水性很强，且受高温去水化作用的影响较小，对粘土表面也有较强的吸附能力，在200-220℃甚至更高温度下，不会发生明显降解。从高温对粘土粒子和处理剂的影响来看，PH值过高，则害多利少。因为，深井高温钻井液不应使用高PH值，且深井钻井液也难以维持高PH值，故要求处理剂在较低的PH值下效能不减。而磺化酚醛树脂中—SO3–为强酸性基团，其亲水能力不受PH值的影响。故使得两性离子聚磺化饱和盐水具有良好的抗温性能。
2.6盐对水基钻井液的影响
2.6.1盐对搬土颗粒的影响[3]
钻井液中的粘土矿物由于晶格取代其颗粒表面带有负电荷，吸附阳离子形成扩散双电层。随着进入钻井液的无机盐阳离子浓度不断增大，必然会增加粘土颗粒扩散双电层中阳离子的数目，从而压缩双电层，使扩散层厚度减小，颗粒表面的电动电位下降。在这种情况下，粘土颗粒间的静电斥力减小，水化膜变薄，颗粒分散度降低，颗粒之间端-面和端-端连接的趋势增强。由于絮凝结构的产生，导致钻井液的粘度、切力和滤失量均逐渐上升。当无机盐阳离子浓度增大到一定程度后，压缩双电层的现象更为严重，粘土颗粒的水化膜变得更薄，致使粘土颗粒发生面-面聚结，分散度明显降低，因而钻井液的粘度和切力在分别达到其最大值后又转为下降，滤失量则继续上升。
2.6.2盐对处理剂的影响[2]
聚合物分子通过在粘土表面的吸附，调节泥浆性能并对泥浆起稳定作用。聚合物水化性、溶解性和分子构象决定了其在粘土颗粒表面的吸附特点及规律，盐正是通过上述三方面的影响，大大降低了聚合物处理剂的效能。
2.6.2.1盐对处理剂水化性和溶解性的影响
随着进入钻井液的无机盐离子浓度不断增大，无机盐反离子可以和处理剂分子上离解的基团发生“键合”作用，把处理剂分子周围水化层中的水分子释放出来，从而降低处理剂的水化能力和溶解性，严重者分子链从溶液中析出或沉淀，导致处理剂在泥浆中处理效能下降甚至失效。
2.6.2.2盐对处理剂在粘土上吸附性能的影响
盐的存在会提高处理剂在粘土颗粒上的吸附量。其主要原因：一是金属正离子通过降低粘土颗粒表面和处理剂聚合物分子链的负点性，减小了两者间的斥力；二是盐使处理剂水化性和溶解性下降，盐析效应使处理剂在溶液中的化学位提高，向溶液逃逸的倾向增大。
2.6.2.3盐对处理剂分子线团尺寸的影响
溶液在水中的处理剂聚合物，因静电斥力和溶剂化作用使高分子链扩张、充分伸展。而盐可中和分子链上的电荷使得静电斥力减弱，也使高聚物分子的溶剂化作用减弱，使聚合物分子链形态发生卷曲、变形，线团尺寸急剧收缩，进而影响聚合物对泥浆性能的调控。
2.6.3两性离子聚磺钻井液抗盐机理
抗盐聚合物钻井液的重点在于聚合物在盐水状态下对粘土颗粒的护胶作用。而聚合物可否作为在盐水环境下的处理剂，主要取决于它的水化能力。水化能力强，即在盐水中仍然可以很好地溶解，并吸附在粘土颗粒上，仍然带有较厚的水化膜，起到护胶作用。另一方面，可以增强聚合物分子链的刚性，以减少在盐水中聚合物分子链的卷曲，变形，使其在盐水钻井液中仍有较好的处理效能。
两性离子聚合物分子链上的有机阳离子基团与带负电的粘土颗粒产生强烈吸附，因此在分子链上保持很高比例的阴离子水化基团，可以在盐水状态下具有极好的溶解性和水化能力，吸附在粘土颗粒表面形成致密的溶剂化层，提高粘土颗粒的空间稳定性，实现良好的护胶效果。
此外两性离子聚合物分子链上引入了环状型、支链型的基团，增加了链的刚性和抗剪切性。体系的另一处理剂SMP-2，分子链主要由苯环组成，链刚性强，且苯环上的磺酸基团具有极强的水化能力，符合抗盐聚合物的分子结构要求。
3 研究方案
3.1实验方案
3.1.1实验用材料及处理剂
3.1.1.1配浆原材料
1.粘土类：膨润土——新疆克拉玛依市创拓有限责任公司；
2.加重材料：重晶石——成都科龙试剂厂；
3.配浆水：自来水。
3.1.1.2无机处理剂
1.纯碱——成都科龙试剂厂；
2.烧碱—— 成都科龙试剂厂；
3.氯化钠——成都科龙试剂厂。
3.1.1.3有机处理剂
1.XY-27——四川西南石油大学石油工程有限公司；
2.JS-228——四川西南石油大学石油工程有限公司；
3.FA-367——四川西南石油大学石油工程有限公司；
4.SMP-2——四川西南石油大学石油工程有限公司。
3.1.2实验仪器
六速旋转粘度计ZNN-D6——青岛海通达专用仪器厂；
JJ-1精密增力低速搅拌器——上海双捷实验设备有限公司；
数显高速搅拌器GJ-2S——青岛海通达专用仪器厂；
中压滤失仪ZNS-5A——青岛海通达专用仪器厂；
高温滚子加热炉XGRL-4A——青岛海通达专用仪器厂；
液体密度计YM——青岛海通达专用仪器厂；
OWC-9508D型高温高压滤失仪——沈阳石油仪器研究所有限责任公司；
以及电加热炉、温度计、搪瓷量杯、量筒、PH试纸、滤纸、玻璃棒、秒表等。
3.1.3实验泥浆体系组成[1]
参照现场常用的聚磺饱和盐水抗高温钻井液体系，选用实验钻井液配方为：
3%-6%搬土+0.2%-0.3%纯碱+0.1%-0.2%烧碱+0.4%-0.6%FA-367+
0.8%-1.2%JS-228+0.6%-0.8%XY-27+3%-5%SMP-2+25%-30%NaCl+62%重晶石
其中，XY-27——两性离子聚合物稀释剂，主要用于稀释降粘；
FA-367——两性离子聚合物包被剂，主要用于包被钻屑，抑制分散，控制地层造浆；
JS-228——抗高温降滤失剂，主要用于降低钻井液的HTHP滤失量；
SMP-2——抗高温降滤失剂，主要用于改善泥饼质量，以降低钻井液的HTHP滤失量。
本课题采用加重钻井液，设计密度为1.60g/cm3,计算需要重晶石加量为62%。
3.1.4正交实验设计
该聚磺饱和盐水抗高温钻井液体系组成较为复杂，往往包含着多种因素，而正交实验是一种在多因素情况下，利用数学原理合理安排试验点，以较少的实验次数，又准又快递寻找最优方案的实验方法。它能表明各因素间谁起主要作用，谁起次要作用，谁单独起作用，谁与谁搭配起综合作用产生最优效果。本次研究为了寻求最优化的方案，就必须对各种因素的不同水平水平进行实验，故宜选用正交实验法，从而可以减少实验次数，缩短周期，并且得到理想的结果。
由于钻井液的PH值会较大程度地影响高温作用下钻井液中粘土的分散程度和钻井液处理剂的使用效果，从而影响钻井液的流变性和滤失造壁性。搬土作为钻井液造浆材料，在提粘切、降滤失等方面起着重要作用，但由于粘土高温分散引起的钻井液高温增稠，搬土用量又不宜过大，否则高于其容量限出现高温胶凝，因此，特别对于高温深井水基钻井液，必须保持适宜的搬土含量。而各种主要处理剂如FA-367、JS-228、SMP-2在高温作用下的高温降解、高温交联以及高温对处理剂与粘土相互作用的影响所造成的处理剂的损失，都会影响较大程度上影响到期望的处理剂使用效果，处理剂的损失能否得到及时的补充，取决于处理剂的用量。
所以，我们确定该聚磺饱和盐水抗高温钻井液体系抗温能力的主要影响因素有5个，分别为PH值、搬土含量、包被剂FA-367含量、JS-228、SMP-2。稀释剂XY-27取固定加量为0.6%。其中PH值有7.5-8、9-9.5两水平，对应NaOH加量分别为0.1%和0.2%，其余四个影响因素均为三水平，故最好选用正交表L18（2×34）进行实验，这样实验次数最少。其因素水平表与正交实验表如下：
表3.1因素水平表
| 因素 水平 | A NaOH | B 搬土 | C FA-367 | D JS-228 | E SMP-2 |
| 1 2 3 | 0.1% 0.2% | 4% 5% 6% | 0.4% 0.5% 0.6% | 0.8% 1.0% 1.2% | 3% 4% 5% |
表3.2正交实验表
| 因素 试验号 | A | B | C | D | E | 项目 |
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
| 2 | 1 | 1 | 2 | 2 | 2 | |
| 3 | 1 | 1 | 3 | 3 | 3 | |
| 4 | 1 | 2 | 1 | 1 | 2 | |
| 5 | 1 | 2 | 2 | 2 | 3 | |
| 6 | 1 | 2 | 3 | 3 | 1 | |
| 7 | 1 | 3 | 1 | 2 | 1 | |
| 8 | 1 | 3 | 2 | 3 | 2 | |
| 9 | 1 | 3 | 3 | 1 | 3 | |
| 10 | 2 | 1 | 1 | 3 | 3 | |
| 11 | 2 | 1 | 2 | 1 | 1 | |
| 12 | 2 | 1 | 3 | 2 | 2 | |
| 13 | 2 | 2 | 1 | 2 | 3 | |
| 14 | 2 | 2 | 2 | 3 | 1 | |
| 15 | 2 | 2 | 3 | 1 | 2 | |
| 16 | 2 | 3 | 1 | 3 | 2 | |
| 17 | 2 | 3 | 2 | 1 | 3 | |
| 18 | 2 | 3 | 3 | 2 | 1 |
按照表3.2中所列18组配方进行正交实验，测定各配方的常规性能、高温高压失水和热稳定性，并根据高温高压失水进行级差分析得到影响抗温能力的因素排序以及各因素最佳水平，最后对优选得到的配方进行抗温能力和热稳定性测评。按照下列标准来衡量该体系的抗温能力：
HTHP失水≦20ml/30min；
热滚动前后流变参数基本稳定；
热滚动后不能出现高温胶凝。
3.2实验程序[13]
3.2.1实验条件
钻井液在井内的循环过程包括从井口—井底—井口三个阶段：在钻杆内的升温阶段（剪切速率γ为100-1000s-1）、在钻头处紊流流动时的高速剪切阶段（剪切速率γ为10000-100000s-1）以及在环空中上返时的降温阶段（剪切速率γ为50-250s-1）。
为尽可能模拟钻井液真实循环过程，本研究制定如下实验条件：将实验基浆以边搅拌边加热的方式升温至60-65℃，然后经转速为10000r/min的高速搅拌器搅拌2分钟，再低速搅拌降温至40-45℃，分别测试其流变性、密度、失水量等参数。
3.2.2般土基浆配制
在常温下，用1000ml的搪瓷量杯量取500ml自来水，将搪瓷量杯放置于低速搅拌器下搅拌，一边搅拌一边加入已称量的纯碱粉，待纯碱粉全部加完后，继续缓慢加入已称量的膨润土粉，继续搅拌20分钟，然后在10000转/min搅拌2分钟，静置，水化大约16至24小时。
3.2.3实验泥浆预处理
将已稠化好的搬土基浆放置于低速搅拌器下，在低速搅拌过程中，依次缓慢滴加入XY-27、SMP-2、JS-228、FA-367、NaCl、重晶石粉、烧碱等处理剂，待所有处理剂全部加完后，继续搅拌20分钟，将搪瓷量杯置于电加热炉上加热，用温度计测定温度，至上升到60℃移去电加热炉，停止搅拌，然后在高速搅拌器下搅拌2分钟，接着再放置于低速搅拌器下，在低速搅拌中搅拌，用温度计测定温度，直至钻井液的温度降至40℃-45℃之间，停止搅拌，泥浆预处理完毕，直接用作常规性能的测定。
3.3测试评价方法
3.3.1常规性能测定
3.3.1.1粘度、切力的测定
试验步骤
将待测定钻井液倒入样品杯后放置在六速旋转粘度剂的样品杯托架上，调节高度使直接的液面正好在转筒的测量线处。将粘度计的转速调至600r/min，待读值稳定后读取并记录。然后将转速调至300r/min，待读值稳定后读取并记录。接着在600r/min下搅拌10s,静置10Shou 在3r/min下读取并记录最大读值，再在600r/min下搅拌10s，并静置10min后读值并记录3r/min下的最大读值。并按下列公式计算：
AV=×Φ600
PV=Φ600－Φ300
YP=（Φ300－PV）
G10″=×Φ3，l
G10′=×Φ3，F
式中：Φ600……………………600r/min下的读值；
Φ300……………………300r/min下的读值；
Φ3，l……………………静置10s后3r/min下的读值；
Φ3，F……………………静置10min后3r/min下的读值。
3.3.1.2密度的测定
将密度计底座放置在水平面上，在密度计的样品杯中注满钻井液，盖上杯盖，慢慢拧动压紧，为使样品杯中无气泡，必须使过量的钻井液从杯盖的小孔中流出。用手指压住杯盖小孔，用清水冲洗并擦干样品杯外部。把密度计的刀口放在底座的刀垫上，移动游码，直到平衡（水平泡位于中央），记录读值，倒掉钻井液，将仪器洗净，擦干以备用。
3.3.1.3室温中压滤失量的测定
在洁净、干燥的压滤器内放一张干燥的滤纸，将垫圈等按顺序装配好。将钻井液倒入压滤器中，使钻井液液面距顶部为1cm，盖好盖并把刻度量筒放在滤失仪流出口下面。迅速加压，所加压力为690±35kPa，有第一滴滤液出现时即开始计时，当滤出时间到7.5min时，将滤失仪流出口上的残留液滴收集到量筒中，移去量筒，读取并记录所采集的滤液的体积（单位：ml），其值乘2便可得到30min滤失量的近似值。关闭压力源，放掉压滤器中的压力，取下压滤器，倾去其中的钻井液，小心取出带有泥饼的滤纸，用水冲去泥饼表面的浮泥，观察并记录滤饼质量好坏（硬、软、韧、松）。洗净并擦干压滤器。
3.3.2高温高压性能测定
将待测钻井液倒入压滤器中，使钻井液液面距顶部距离至少为38mm，放好滤纸及滤网，盖好杯盖，用螺丝固定。将上、下两个阀杆关紧，放进加热套中，把温度计插入压滤器外加热套的温度计插孔中，接通电源，设定好所需温度。连接气源管线，把顶部和底部压力调至10atm，打开顶部阀杆，并立即关紧，待加热至所需温度后，将顶部压力调节至45atm，打开顶部和底部阀杆，并计时。收集30min的滤出液。用PH试纸测定滤液的PH值，并记录滤液体积。滤液体积应被校正成过滤面积为4580mm2时的滤液体积，因为所用滤失仪的过滤面积为2258mm2，故将所得结果乘以2即得高温高压滤失量。试验结束后，关紧顶部和底部阀杆，关闭气源，电源，取下压滤器，并使之保持直立的状态在自来水的淋洗下冷却至室温，放掉压滤器内的压力，小心取出滤纸，用水冲洗滤饼表面上的浮泥，观察并记录泥饼质量好坏（硬、软、韧、松）。洗净并擦干压滤器。
3.3.3热稳定性测定（热滚动实验）
依次取出备用陈化釜，将待测钻井液倒入陈化釜中，用少量机油涂抹于三颗紧固螺钉上以润滑，再以均匀的力将三颗紧固螺钉旋钮紧，关闭放气阀，将安装好的陈化釜依次小心地放入高温滚子加热炉中。关闭箱门，打开电源，设定好所需要的滚动温度，以及所需滚动的时间，然后依次打开加热、滚动、和计时开关。待完成热滚动所需的时间之后，滚子加热炉定时关机，并发出声光报警。再以相反的顺序关闭各开关，打开箱门，用干毛巾依次小心地取出各陈化釜，置于盛有自来水的水桶中冷却至室温，然后按照与安装相反的顺序完成拆卸，倒出其中的钻井液于搪瓷量杯中，以待测定。洗净并擦干陈化釜。
4 实验数据分析
| 项目 实验号 | 密度ρ/（g.cm-3） | 表观粘度AV（mpa.s） | 塑性粘度PV（mpa.s） | 动切力YP（pa） | 静切力Gel/pa/pa | API滤失量/ml | HTHP滤失量/ml | PH值 | 备注 |
| 1 | 1.56 | 18.5 | 18 | 0.5 | 1/1.5 | 3.8 | 19.6 | 7.5 | 有重晶石沉淀现象 |
| 2 | 25 | 20 | 5 | 0/0.5 | 3.2 | 21.2 | 7.5 | ||
| 3 | 34．5 | 30 | 4.5 | 1.5/2 | 2.6 | 14.4 | 8 | ||
| 4 | 25 | 25 | 0 | 1/2 | 2.4 | 46 | 8 | 有高温胶凝现象 | |
| 5 | 32.5 | 30 | 2.5 | 1/2 | 2.8 | 31.6 | 8 | 有重晶石沉淀现象 | |
| 6 | 42 | 37 | 5 | 2/5 | 2.8 | 15.2 | 7.5 | ||
| 7 | 51 | 40 | 11 | 4/6 | 3.6 | 20 | 8 | ||
| 8 | 41.5 | 34 | 7.5 | 2/5 | 1.8 | 19.2 | 8 | 有高温胶凝现象 | |
| 9 | 34 | 31 | 3 | 2/3 | 2 | 19.2 | 7.5 | ||
| 10 | 27.5 | 25 | 2.5 | 1.5/1.5 | 1.8 | 16.4 | 9 | 有重晶石沉淀现象 | |
| 11 | 25 | 21 | 4 | 1.5/1.5 | 1.6 | 10.4 | 9 | 有重晶石沉淀现象 | |
| 12 | 33 | 29 | 4 | 2/2 | 2.4 | 9.2 | 9 | ||
| 13 | 27 | 26 | 1 | 1/2 | 1.6 | 40 | 9.5 | 有重晶石沉淀现象 | |
| 14 | 37.5 | 33 | 4.5 | 2/4 | 3.6 | 20 | 9.5 | ||
| 15 | 31.5 | 28 | 3.5 | 2/3 | 2 | 13.2 | 9 | ||
| 16 | 42 | 35 | 7 | 3/7 | 3.2 | 25.2 | 9 | ||
| 17 | 35.5 | 31 | 4.5 | 3/7 | 3.6 | 14.8 | 9.5 | ||
| 18 | 42 | 38 | 4 | 2/5 | 2.4 | 13 | 9 |
表4.1正交实验数据分析表
4.1对高温高压失水的极差分析
以各配方的高温高压失水量作为评价指标，进行极差分析，确定各因素对试验指标的影响，以确定最优化配方。数据分析结果见下表：
表4-2极差分析结果
| 因素 实验号 | A | B | C | D | E |
| Ⅰ | 206.4 | 91.2 | 148.4 | 123.2 | 99.4 |
| Ⅱ | 163.4 | 167.2 | 118.4 | 135 | 134 |
| Ⅲ | 111.4 | 84.2 | 111.6 | 136.4 | |
| Ⅰ/6 | 22.9 （Ⅰ/9） | 15.2 | 24.7 | 20.5 | 16.6 |
| Ⅱ/6 | 18.2 (Ⅱ/9) | 27.9 | 19.7 | 22.5 | 22.3 |
| Ⅲ/6 | 18.6 | 14.0 | 18.6 | 22.7 | |
| 极差R | 4.7 | 12.7 | 10.7 | 3.9 | 6.1 |
| 优化条件 | A2 | B1 | C3 | D3 | E1 |
将图4-2中各因素的不同水平对应下的平均滤失量作柱状图，直观分析,以便观察比较：
根据每个因素的各水平之间的极差值大小，结合图4.1-4.5的直观比较，确定影响因素的次序为：B>C>E>A>D。再加上计算中所得出的各因素的最好水平，最后得出其最优化配方为B1C3E1A2D3。由此我们可以得出聚磺饱和盐水钻井液体系的抗温能力的影响因素大小排序为搬土含量、FA-367、SMP-2、PH值、JS-228。最终得到聚磺饱和盐水钻井液体系的最优化配方为：
表4-3最优化配方组成
| 因素 | NaOH | 搬土 | FA-367 | JS-228 | SMP-2 |
| 水平 | 0.2% | 4% | 0.6% | 1.2% | 3% |
4.2对流变参数的极差分析
以各配方的表观粘度作为评价指标，进行极差分析，针对该最优化配方组成做进一步分析来验证其合理性。数据分析结果见下表：
表4-4极差分析结果
| 因素 实验号 | A | B | C | D | E |
| Ⅰ | 304 | 163.5 | 191 | 169.5 | 216 |
| Ⅱ | 301 | 195.5 | 197 | 210.5 | 198 |
| Ⅲ | 246 | 217 | 225 | 191 | |
| Ⅰ/6 | 33.8 （Ⅰ/9） | 27.3 | 31.8 | 28.3 | 36 |
| Ⅱ/6 | 33.4 (Ⅱ/9) | 32．6 | 32.8 | 35.1 | 33 |
| Ⅲ/6 | 41 | 36.2 | 37.5 | 31.8 | |
| 极差R | 0.4 | 13.7 | 4.4 | 9.2 | 4.2 |
| 优化条件 | A2 | B1 | C3 | D3 | E1 |
根据每个因素的各水平之间的极差值大小，确定影响因素的次序为：B>D>C>E>A。由此我们可以得出聚磺饱和盐水钻井液体系的流变性的影响因素大小排序为搬土含量、JS-228、FA-367、SMP-2、PH值。
针对该最优化配方组成做进一步分析来验证其合理性。从表4-4可以看出，体系粘度随搬土含量增加明显增大。该聚磺饱和盐水钻井液属于加重钻井液，密度达到1.60 g.cm-3左右，如果膨润土含量过高，在高温分散作用下，该钻井液形成的空间网架结构过强，不利于钻速的提高，因此一般来讲，钻井液密度越大，井温越高，为避免高温增稠，膨润土含量应越低。故该最优化配方中搬土含量4%为适宜。体系粘度随PH值变化不明显。PH值较高有利于处理剂充分发挥其效力，但为了控制高温分散，防止高温胶凝和高温固化现象的发生，PH值又不宜过高，最优化配方中NaOH含量0.2%为适宜。1.2%JS-228、0.6%FA-367和3%SMP-2增粘效果最明显，具有较好的降滤失性能。而饱和盐水钻井液中最容易出现的问题是粘度、切力偏低，出现携带和悬浮能力不足的问题，常需要增粘剂提高钻井液粘度。故1.2%JS-228、0.6%FA-367和3%SMP-2为适宜。
因此根据流变性的分析，该聚磺饱和盐水钻井液最优化配方是合理的。
4.3热滚动实验数据分析
将最优化配方，以及在前面正交实验中18组配方中根据最低高温高压滤失量筛选出来的12配方，分别在不同温度下热滚动16小时后，测定钻井液的流变性以及在160℃下的高温高压滤失量，实验结果见下表：
表4-5最优化配方以及12号配方热滚动前后性能
| 配方 | 温度/℃ | 密度ρ/g.cm-3 | 表观粘度AV/mpa.s | 塑性粘度PV/mpa.s | 动切力YP/pa | 静切力Gel/pa/pa | API滤失量/ml | HTHP滤失量/ml | 备注 |
| 最 优 化 配 方 | 热滚动前 | 1.56 | 33 | 29 | 4 | 2/3 | 1.6 | 10.8 | |
| 160 | 38 | 29 | 9 | 4/6 | 6.2 | 38 | 无高温胶凝现象 | ||
| 150 | 35 | 28.5 | 6.5 | 1/4 | 2.8 | 30 | 无高温胶凝现象 | ||
| 140 | 33．5 | 9 | 4.5 | 2/3 | 2.4 | 18.4 | 无高温胶凝现象 | ||
| 12 号 配 方 | 热滚动前 | 1.56 | 33 | 29 | 4 | 2/2 | 2.4 | 9.2 | |
| 160 | 30.5 | 22 | 8.5 | 6/8 | 8 | 44 | 无高温胶凝现象 | ||
| 150 | 27.5 | 22 | 5.5 | 1/3 | 3 | 44 | 无高温胶凝现象 | ||
| 140 | 25 | 29 | 3 | 1/3 | 2.4 | 25.5 | 无高温胶凝现象 |
注：热滚动温度为160℃、150℃、140℃，时间为16h，HTHP失水均在160℃下测定。
由于用以作参照的12配方的滤失性能明显劣于最优化配方，故在此只分析最优化配方的热滚动数据。
以热滚动温度为横坐标，热滚动后钻井液的表观粘度、动切力为纵坐标分别作图，研究热滚动温度对钻井液流变性的影响。
再以热滚动温度为横坐标，热滚动后钻井液的中压滤失量、高温高压滤失量为纵坐标分别作图，研究热滚动温度对钻井液滤失量的影响。
由图4.6-4.9数据可以看出，该聚磺饱和盐水钻井液体系在不同热滚动温度下的流变性和滤失量均有所变化。当热滚温度不大于160℃时，体系热滚动后其粘度切力较热滚动前有所增加，且随热滚动温度的升高而增大，主要是由于在温度达到较高水平情况下，其体系中处理剂受高温作用降解破坏加剧，对粘土保护能力降低，粘土颗粒水化膜厚度降低，粘土高温增稠现象加剧，因此，粘度切力有所增加，但从总体趋势上看增加的幅度不大，没有出现严重增稠或显著稀释的情况，在可控范围之内，因为该体系在160℃时仍然具有较好的流变参数。
但从图4.3和图4.4可以看出，该聚磺饱和盐水钻井液体系在热滚之后滤失量剧增，且随热滚动温度的升高增幅很大。特别是在150℃以上，该钻井液的高温高压滤失量严重超过了钻井液滤失性能的一般要求。故可以判断有处理剂在高温条件下发生较大程度的高温降解或高温解吸附、高温去水化等物理化学变化，即有处理剂的抗温能力不足150℃。因为XY-27、SMP-2、FA-367的抗温能力均大于150℃，由此判断抗高温降滤失剂JS-228的抗温能力不足150℃，导致该体系150度及以上温度热滚动后，HTHP失水性能偏高，从HTHP失水影响因素排序来看，本因对高温高压失水控制起主要作用的降滤失剂JS-228，却排在最后，也说明该剂未能有效发挥降失水作用。又因为该钻井液体系在140℃热滚之后，具有较好的流变参数，且中压滤失量和高温高压滤失量分别为2.4mL和18.4mL，均在课题设计目标范围之内，故该钻井液体系可以抗温能力可达到140℃。总的来说，该体系最优化配方在流变性能上可抗160度高温，且没有出现高温胶凝现象，但16小时热滚动后，150、160度高温高压失水性能偏高，说明降滤失剂JS-228抗温能力不足，如果换用其他更好的抗高温降滤失剂，完全可以达到抗160度高温的抗温能力。
5 研究结论
（1）两性离子聚磺饱和盐水钻井液体系抗温能力的影响因素大小排序为搬土含量、FA-367、SMP-2、PH值、JS-228。因此要改善该体系的抗温能力，重点在于控制好搬土含量以及包被剂FA-367的加量；
（2）该聚磺饱和盐水钻井液体系的最优化配方为：4% 搬土+0.25%纯碱+0.2%烧碱+0.6%XY-27+0.6% FA-367+1.2% JS-228+3% SMP-2+30%NaCl+62%重晶石；
（3）最优化配方热滚动实验显示，流变参数随滚动温度的升高而略有增加，但总体基本稳定，且未出现高温胶凝现象，表明该体系具备抗160度高温的能力；
（4）从高温高压失水性能来看，热滚动超过140度后，HTHP失水超过20ml/30min，说明该体系选用的降滤失剂抗温能力只能满足140度要求。要改善该体系的抗温能力，应选择抗温能力更好的降滤失剂。
（5）对流变参数影响因素排序为：搬土含量>JS-228>FA-367>SMP-2>PH值。因此，要提高该体系的粘度、切力，最有效的办法是提高JS-228和FA-367的加量。
致谢
在即将完成学业之际，谨向各位多年来一直关心我的老师和同学表示我最诚挚的谢意。
首先，我衷心感谢我的指导老师邓小刚老师给予我的悉心指导和热情帮助，在论文的选题、实验方案的确定和论文写作过程中，邓老师都给予了我极大的帮助。邓老师博学的知识，严谨的治学态度以及科学的思维方法让我受益匪浅，不仅使我在学识上取得了长足的进步，更是培养了我作为一个未来的石油工作者的基本素质。
同时也要感谢泥浆实验室的所有一起完成课题实验研究的同学，他们在我论文完成的各个阶段给予了我许多的帮助，在此一并谢过。
参考文献
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