常规的合成基钻井液在温度和压力变化时会表现出很大的变化，这主要是由于基液的特性黏度受温度和压力影响较大。常规的合成基钻井液，在隔水管中由于低温会表现出高黏度、高凝胶强度、高抽吸压力和波动压力，而在井底高温情况下其黏度又会大幅度降低，从而导致井眼清洗效果差、加重剂沉降，还会由于钻屑床的行程而导致井漏和加重剂堵塞。与常规的合成基钻井液不同，恒流变合成基钻井液体系（FRIDF）不仅表现出优异的井眼清洗能力、悬浮性能、ECD控制能力，更重要的是该体系的流变性不受温度影响，所以该体系在深水钻井中越来越受到广泛的关注。典型的恒流变合成基钻井液体系能够不以牺牲钻井液流变性能为代价地解决工程问题。

恒流变合成基钻井液是一种以合成基基液为连续相，以水为分散相的乳状液。通常添加乳化剂、润湿剂、亲油胶体和加重材料等处理剂后形成稳定的乳状液体系。其主要成分如下：基油（base oil）、水相（water phase）、乳化剂（emulsifier）、润湿剂（wetting agent）、亲油胶体、石灰、加重材料、流变稳定剂。

试验表明，随着温度变化，聚合物和／或表面活性剂类流变稳定剂将具有积极的变化。当与有机土复配使用时，可以使钻井液的流变性基本上不受温度、压力变化而变化。这种性质主要取决于流变稳定剂的浓度和盐水相的碱度。

早期恒流变的定义描述为：在50℃下，6转的读数尽可能接近100转的读数或用库埃特黏度计测得的屈服值，这个“平坦”的流变声称可以减少大角度井的重晶石沉降和提高携岩能力。当前定义的恒流变描述了屈服值相对不变，在4℃、50℃和75℃时6转读数和3转读数，就像用标准库埃特黏度计测量得到的结果。人们开发了符合后者定义的恒流变设计的钻井液，并在马来西亚沙巴近海深水领域现场应用。该系统于2007年12月首次开始使用，并一直持续到现在。

恒流变合成基钻井液的流变性受温度的影响较小，特别是动切力、静切力和低剪切速率下的黏度等参数不随着温度的变化而改变，表现出稳定优良的流变特性。该特性主要通过以下两种方式实现：

1）使用少量的有机土，并配合使用聚合物类增黏剂

聚合物类增黏剂随温度的升高而伸展变长，在低温条件下则呈卷曲状态且对黏度无影响。在具有恒流变特性的钻井液体系中，随着温度升高，有机土的增黏效果会有所减弱，此时聚合物增黏剂将发挥主要的增黏作用；而随着温度降低，聚合物增黏剂逐渐紧缩，此时有机土主要起增黏作用。

2）使用一种温度活化型表面活性剂

该表面活性剂可与低浓度的有机土相互作用形成空间网状结构，从而达到增黏的目的。该空间网状结构随着温度升高而增强，随着温度降低而减弱。而有机土则正好相反，其随着温度升高而导致钻井液黏度降低，随着温度降低而导致钻井液黏度增大。正是两者之间此消彼长的互补特性，实现了合成基钻井液的恒流变特性。

研究表明，以上两种方式存在着一个过渡温度段，即聚合物类增黏剂提供的黏度不能完全补偿有机土降低的黏度。因此恒流变合成基钻井液的流变特性对温度的变化会呈现出“U”形曲线，即动切力随着温度的升高先略有降低后又增大，而传统合成基钻井液的动切力则随着温度的升高而逐渐降低。

2002年恒流变合成基钻井液体系被研制，以应对常规钻井液引起的一系列问题。最初的恒流变合成基钻井液体系包括两种有机土、一种乳化剂、一种润湿剂以及两种流型调节剂，以达到恒流变的性能。此体系能在40～150℉下保持6转值、屈服值、10min的凝胶强度恒定。该体系的配方见表5-13。

表5-13　最初的恒流变合成基钻井液体系的典型配方

自恒流变合成基钻井液最初被研制出之后，在深水区域被使用了数百次，表现出很多优点，例如机械钻速快、井眼清洗效果好、ECD低、井漏发生次数少等。但是也表现出一些缺点，例如体系配方复杂、不利于工程维护和调控、当体系被低比重固相污染后10min的凝胶强度过高等。因此，该体系也在不断改进中，并研制出了新一代恒流变合成基钻井液（NFRS），该体系的典型配方见表5-14。(www.daowen.com)

表5-14　新一代恒流变合成基钻井液体系的典型配方

新一代恒流变合成基钻井液体系在不同泥浆密度下的性能见表5-15。

表5-15　新一代恒流变合成基钻井液体系在不同泥浆密度下的性能

（续表）

注：①所有的测试钻井液均加入25 lb／bbl的API评价土作为模拟钻屑。
②1 lb／gal=1磅／加仑，其中1 gal=4.546 09 L。

新一代恒流变合成基钻井液可使用不同基液，例如矿物油（MO）或石蜡（PO），其性能对比见表5-16。

表5-16　新一代恒流变合成基钻井液体系不同基液下的性能

由表5-16中数据可以看出，该体系对于不同的基液有很强的适应性，均表现出稳定的性能。

目前，恒流变合成基钻井液体系已成功应用于墨西哥湾海域，并逐渐应用于亚洲近海海域，以及西非近海、巴西近海等地区。