常规深水钻井作业由于其特殊的深水低温高压环境，对钻井液的性能提出了更高的要求，在深水环境下，钻井液对气体水合物的抑制性能和低温下良好的流变性能是深水钻井液的关键性能，而赋予这些性能的外加剂--气体水合物抑制剂和流型调节剂则为深水钻井液的关键外加剂。目前水合物抑制剂的评价方法一般采用温度／压力法，即通过实验过程中温度和压力的变化来判断气体水合物的生成与分解，从而判别抑制剂性能的好坏。对流型调节剂的优选评价，一般是通过测定钻井液在作业范围的全温度段的流变性能来体现的，要求钻井液具有恒流变的特性，即钻井液的塑性黏度、动切力、六速旋转黏度计低转速下的读数（Φ6，Φ3）在作业范围的全温度段的变化较小。

      近年来随着海洋石油工业的发展和技术的进步，海洋石油的勘探和开发逐渐向深水转移。然而深水低温高压的特殊环境给钻井作业带来了许多挑战，如低温下钻井液的流变性、天然气水合物的形成、窄的地层破裂压力窗口、海底浅层的井壁稳定、大井眼的清洗、浅层流和海洋环保等问题，这样就给深水钻井作业提出了很高的要求。因此在深水钻井液的设计中，必须对钻井液的综合性能进行全面考虑，使其满足深水钻井的特殊要求，其中钻井液在深水低温高压环境下抑制天然气水合物生成的能力和低温下良好的流变性能是深水钻井液的关键性能。而这些关键性能则是由钻井液中不同的外加剂所赋予的，因此这些外加剂也是深水钻井液的关键外加剂。笔者在充分调研国内外文献的基础上，结合长江大学深水项目组的研究实践，提出了深水钻井液关键外加剂优选的评价方法。

1． 天然气水合物抑制剂的优选评价方法

       在深水钻井作业中无论采用水墓钻井液、油基钻井液还是合成基钻井液，都必须充分考虑钻井液对水合物的抑制能力。为了提高钻井液对水合物的抑制能力，通常的做法是在钻井液中加入水合物抑制剂。水合物抑制剂按其抑制机理可分为热力学抑制剂、动力学抑制剂和防聚剂，而每一种类型的水合物抑制剂都有大量的品种可供选择，并且随着研究的不断深入，一些新型的抑制剂也不断被报道出来。在实际应用中，要根据具体的地质条件、钻井液性能、成本等多方面的因素综合考虑来选择合适的抑制剂；在投入现场应用之前，必须进行大量的实验室评价，确保钻井液具有抑制气体水合物的性能。 

1.1 天然气水合物抑制剂评价的实验仪器

       天然气水合物实验系统主要由高压系统、冷却系统、测试系统及其他辅助设备组成。高压系统包括反应釜、高压供水供气系统、配气瓶等；冷却系统由防冻液、冷冻机和温度控制系统组成；测试系统是实验的关键，主要由各种传感器和检测仪器组成。现代天然气水合物实验室研究测试精度高，可精确地辨认出天然气水合物形成和分解的压力和温度条件；检测手段多样，如光学、声学、电学、电磁学、核磁共振成像等技术都被应用到了实验当中。在天然气水合物实验系统中，水合物生成与分解的检查技术是实验的关键，因为它关系到实验结果的可靠性。目前，国内外用于钻井液水合物抑制剂评价的实验装置基本上是采用传统的温度--压力法，即通过实验过程中温度和压力的变化来判断气体水合物的生成与分解。

1.2 天然气水合物抑制剂的评价方法

      在深水钻井作业过程中，可采取一些物理的方法控制水合物的生成．如采用低密度钻井液和良好的井控措施等，但这些方法都具有一定的局限性。而添加抑制剂的方法是最适合于深水钻井的水合物控制方法，一般说来，能影响溶液活度性质的物质通常都能作为天然气水合物的抑制剂。如甲醇、乙二醇和一些盐类均能在一定程度上抑制水合物的形成。水合物抑制剂按其作用机理可分为三大类：热力学抑制剂、动力学抑制剂和防聚剂，其中热力学抑制剂和动力学抑制剂的研究和应用较为广泛，而防聚剂在油相的存在下才能发挥作用，一般研究较少。下面主要对动力学抑制剂和热力学抑制剂的评价方法分别加以说明。

1.2.1 热力学抑制剂的评价方法

       在钻井液体系中加入热力学抑制剂是目前最常用的方法，热力学抑制剂主要通过抑制剂分子或离子增加与水分子的竞争力，改变水和烃分子之间的热力学平衡条件，避免水合物的形成，或者直接与水合物接触，移动相平衡曲线，使水合物不稳定，从而使水合物分解。因此对热力学抑制剂来说，主要是通过压力和温度的变化来测定水合物形成的相平衡点。。图2为天然气在海水中一次生成分解实验的压力一温度曲线。图2中从反应开始一直到B点，这一阶段为气体溶解阶段，是水合物的成核阶段，拐点B即为水合物开始生成点，这一点上压力韫度曲线发生剧烈变化，压力值随温度的微小变化剧烈降低（由图2可知温度从B点降到C点，压力剧烈下降）。图中C点开始升温，C点以后为水合物的分解阶段。分解曲线与生成曲线交点A点即是实验所取得的水合物相平衡点，该点表示水合物理论上在此温度和压力条件下处于相平衡状态。

      改变起始压力，重复上述实验，可以获另一个相平衡点。获得若干个相平衡点后，即可作出该体系的水合物相态曲线（如图3所示）。

       图3中，右边的曲线为海水-天然气体系的相态曲线，左边的曲线为加有20%NaCI的海水-天然气体系的相态曲线。图中左边的曲线与右边的曲线相比，在相同压力下，其水合物平衡温度要低，说明NaCl具有一定的水合物抑制能力。同时利用图3可以求出加入抑制剂后水合物平衡温度相对于未加抑制剂的水合物平衡温度的降低值，即过冷度。该值越大，表明该抑制剂的抑制能力越强。

1.2.2 动力学抑制剂的评价方法

       动力学抑制剂主要可降低水合物形成的速率，延长水合物晶核形成的诱导时间或改变晶体的聚集过程。动力学抑制剂具有亲水基团，可以与溶液和水合物晶体中的水分子形成氢键，如聚N-乙烯吡咯烷酮(PVP)及其共聚物、一些糖以及表面活性剂等物质。这些物质均不能防止水合物晶体的生成，但可吸附在晶体和水的界面上，控制水合物晶体的生长和聚集。从动力学抑制剂的抑制机理可以看出，对动力学抑制剂的抑制效果评价与对热力学抑制剂抑制效果的评价是有区别的，热力学抑制剂的性能主要是看加入抑制剂后水合物平衡温度相对于未加时的降低值；而动力学抑制剂则是由抑制时间的长短来判断的。实验证明，对于未加动力学抑制剂的钻井液体系，在维持一定的过冷度条件下，在约5h左右压力出现突降，此时说明有大量气体水合物生成；而添加有PVP的体系在约20h后，压力才出现突降，说明动力学抑制剂PVP可以明显地延长水合物生成的时间，是一种经济可用的控制水合物生成的抑制剂。

2. 流型调节剂的评价方法

       在深水低温环境下进行作业时，由于存在低的破裂压力梯度及脆弱的页岩条件，当钻井液循环经过泥线附近时，钻井液的温度会出现较大的波动，其流变性也会发生较大变化，具体表现在黏度、切力大幅度上升，还可能发生快速胶凝作用，从而导致当量循环密度(ECD)高、循环困难和压漏地层。因此在深水钻井作业中，要求钻井液在较宽的温度范围内能保持恒定的流变性。
钻井液恒流变的性能可以通过加入流型调节剂来实现。对用于深水钻井液体系的流型调节剂的评价一般是通过测试钻井液体系在作业范围的全温度段的流变性能来体现的，要求钻井液的PV、YP、Φ6和Φ3在全温度段的变化较小，以满足深水钻井的要求。

3． 结 语

       1)深水钻井作业中由于通常面临深水低温高压的特殊环境，因此对钻井液的性能提出了更高的要求，深水钻井液除了具备钻井液的常规性能如携砂性、抑制性、润滑性、滤失性等外，还必须具备优良的水合物抑制性能和低温下良好的流变性能。而深水钻井液的性能是通过各种外加剂来实现的，除了常规的外加剂外，其关键的外加剂为天然气水合物抑制剂和流型调节剂。

       2)对天然气水合物抑制剂的优选评价采用专用的抑制剂评价装置，目前常用的方法为压力nm度法，即通过实验过程中压力和温度的变化来判断气体水合物的生成与分解，从而判别抑制剂性能的好坏。
3)对流型调节剂的优选评价，一般是通过测定钻井液在作业范围的全温度段的流交性能来体现的，要求钻井液的PV、YP、Φ6、Φ3在全温度段的变化较小，即具有恒流变的特性。

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