钻井液技术规范

1、王鲁坤1987.07毕业于西南石油学院高级工程师，渤海钻探技术专家，不断从事钻井液技术：209067761.中国石油天然气集团公司钻井液技术规范3.4 钻井液技术是钻井技术的重要组成部分，直接关系到钻探工程的成败和效益。为提高钻井液技术和管理程度，保证钻井工程的平安和质量，满足勘探开发需求，特制定本规范。 本规范适用于中国石油天然气集团公司所属相关单位的钻井液技术管理。.5术 语 注 释1. 深井：指井深大于4500m的井。2. 超深井：指井深大于6000m的井。3. 地层泥页岩理化性能：主要指泥页岩地层的一些物理化学特性，本规范主要指：泥页岩的粘土矿物总量、组份和各类粘土矿物的相对比例、膨胀

2、性、含盐量、阳离子交换容量、密度等主要数据。4. 低固相钻井液：总固相含量在6%体积百分比以内，钻屑与膨润土的比例不超越2:1，其中膨润土含量控制在2%体积百分比或更低的水基钻井液。5. 无固相钻井液：不参与任何悬浮固相的水基钻井液。.66. 盐水钻井液：氯化钠含量超越1%质量百分比的水基钻井液。7. 饱和盐水钻井液：常温下氯化钠含量到达饱和的水基钻井液。8. 全油基钻井液：以油为延续相，水为分散相，且含水量小于5%的钻井液。9. 水包油乳化钻井液：以水为延续相，油为分散相的乳化钻井液。10. 油包水乳化钻井液逆乳化钻井液：以油为延续相，水为分散相的逆乳化钻井液。11. 钙处置钻井液：经石灰、

3、石膏或氯化钙等处置剂处置的水基钻井液。12. 上覆岩层压力：由上覆岩层重力产生的铅垂方向的地应力分量，单位为MPa。.713. 塑性地层：外载作用下破坏前呈现塑性变形的地层。14. 环空返速：环空流体上升速度，单位为m/s。15. 固相容量限：坚持钻井液流变性在适用范围内钻井液所能允许的最大固相含量，单位为g/L。16. 闪点：在稳定的空气环境中，可燃性液体或固体外表产生的蒸气在实验火焰作用下被闪燃时的最低温度。17. 燃点：将物质在空气中加热时，开场并继续熄灭的最低温度叫做燃点。18. 苯胺点：指等体积的油与苯胺相互溶解时的最低温度。19. 水相活度：通常指油包水钻井液中水相的活度。盐溶液与

4、纯水的逸度之比定义为水的活度。.820. 破乳电压：将乳状液破乳所需求的最低电压。 21. 配伍性：钻井液中处置剂之间可以发扬协同效应，不是相互抵消和产生负效应，到达以最小的处置剂耗费实现最好的钻井液性能的目的。22. 速敏性：因流体流动速度变化引起储层岩石中颗粒运移、堵塞喉道，导致岩石浸透率或有效浸透率下降的景象。23. 水敏性：因流体盐度变化引起粘土膨胀、分散、运移，导致岩石浸透率或有效浸透率下降的景象。24. 酸敏性：酸液与储层矿物或流体接触发生反响，产生沉淀或释放出颗粒，导致岩石浸透率或有效浸透率下降的景象。25. 碱敏性：碱性液体与储层矿物或流体接触发生反响，产生沉淀或释放出颗粒，导

5、致岩石浸透率或有效浸透率下降的景象。 .926. 应力敏感性：岩石所受净应力改动时，孔喉通道变形、裂痕闭合或张开，导致岩石渗流才干变化的景象。27. 抗盐土：指海泡石族矿物，属于一种链状构造的含水铝镁硅酸盐。其中包括海泡石、凹凸棒土和坡缕缟石。28. 滤液酚酞碱度：每毫升钻井液滤液被滴定到酚酞终点时，所用 0.01mol/L硫酸规范溶液的毫升数，单位为mL。29. 滤液甲基橙碱度：每毫升钻井液滤液被滴定到甲基橙终点时，所用 0.01mol/L硫酸规范溶液的毫升数，单位为mL。.1030. 酸溶性和油溶性储层维护资料：分别指在钻井液中添加的可酸溶的和可油溶的固相资料。这些资料可以在钻井作业中对储

6、层进展封堵从而阻止或减少钻井液和滤液进入储层，在完井后可以采取射孔、酸化、泡油和反排等作业解除的维护储层资料。31. 压差卡钻：即粘附卡钻，钻井液液柱压力大于地层孔隙压力使钻柱紧贴于井壁泥饼而发生的卡钻。32. 缩径卡钻：由于井径减少而呵斥的卡钻。33. 坍塌卡钻：由于井壁坍塌埋住钻具而呵斥的卡钻。34. 泥包卡钻：钻入泥页岩地层不能及时去除井底钻屑，钻井液与钻屑混合物紧紧包住钻头或其他井下工具构成的卡钻。35. 砂桥卡钻：岩屑在环空堆积呵斥的卡钻。.1136. 预水化膨润土钻井液：指按配方将一定量膨润土参与配浆水中使其充分水化后构成的膨润土悬浮体。37. 处置剂胶液：指将处置剂参与水中使其溶

7、解而成的胶体状溶液。38. 钻井液抑制性评价：指对钻井液抑制泥页岩水化膨胀和分散的才干进展评价。39. 抗盐、钙、镁污染才干评价：评价钻井液在遭到一定浓度的盐、石膏或其混合物污染后，钻井液坚持其粘度、切力与滤失造壁性的才干。40. 性价比：指钻井液配方中某个处置剂在设计加量下，其运用的效果与其耗费的本钱之比。. 钻井液设计 钻井液现场作业 油气储层维护 循环净化系统 泡沫钻井流体 井下复杂事故的预防和处置 废弃钻井液处置与环境维护 钻井液原资料和处置剂的性能评价与储存 钻井液资料搜集等技术规范主要内 容：12.一、钻井液设计 一 设计的主要根据和内容 主要根据包括但不限于以下几方面： 1. 以

8、钻井地质设计、钻井工程设计及其它相关资料为根底，根据有关技术规范、规定和规范进展钻井液设计。 2. 钻井液设计应在分析影响钻探作业平安、质量和效益的根底上，制定相应的钻井液技术措施。 设计的主要根据有：地层岩性、地层应力、地层泥页岩理化性能、地层流体、地层压力剖面孔隙压力、坍塌压力与破裂压力、地温梯度等信息，储层维护要求，本区块或相邻区块已完成井的井下复杂情况和钻井液运用情况，地质目的和钻井工程对钻井液作业的要求，适用的钻井液新技术、新工艺，国家和施工地域有关环保方面的规定和要求。13. 钻井液设计的主要内容 1.邻井复杂情况分析与本井复杂情况预测 2.分段钻井液类型及主要性能参数 3.分段钻

9、井液根本配方 4.钻井液耗费量预测 5.钻井液配制 6.维护处置 7.储层维护对钻井液的要求 8.循环净化设备配置与运用要求 9.钻井液测试仪器配置要求10.分段钻井液资料方案及本钱预测11.井场应急资料和压井液贮藏要求12.井下复杂情况的预防和处置13.钻井液HSE管理要求14.二 钻井液体系选择 1. 钻井液体系选择应遵照以下原那么：满足地质目的和钻井工程需求, 具有经济性和低毒、低腐蚀性，有利于储层和环境维护。 2. 不同地层钻井液类型选择 1在表层钻井时，宜选用较高粘度和切力的钻井液。 2在砂泥岩地层钻井时，宜选用低固相或无固相聚合物钻井液；在易水化膨胀坍塌的泥页岩地层钻进时，宜选用钾

10、盐聚合物等具有较强抑制性的钻井液。 3在低压易漏地层钻井时，宜选用水包油、充气、泡沫、气体钻井流体等。 4在大段盐、膏地层钻井时，宜选用饱和、欠饱和盐水钻井液，也可选用油基钻井液。 5在高温高压井段钻井时，宜选用以磺化类处置剂为主的抗高温、固相容量限大的水基钻井液；或选用油基钻井液。 6 在储层钻井时，应选用与储层配伍性好的抑制性暂堵型钻井液、无固相钻井液、可循环微泡沫钻井液或油基钻井液等。 15.(三) 钻井液性能设计工程水基钻井液性能设计工程表项 目一开二开三开四开五开密度（g/cm3）漏斗粘度（s）塑性粘度（ mPa.s）动切力（Pa）静切力 10s/10min （Pa）API滤失量（m

11、L）泥饼（mm）pH值高温高压滤失量(mL)根据作业井的实际需要确定设计井段，井深大于4000米或井温达到100以上时应设计。泥饼（mm）泥饼粘附系数 *亚甲基蓝膨润土当量（g/L）固相含量%（体积百分比）油含量%（体积百分比）根据所钻地层特性和所选钻井液类型确定。含砂量% （体积百分比）流性指数n稠度系数k（PaSn）K+（mg/L） *Ca2+（mg/L） *CL-（mg/L） * 注：必选内容 为可选内容。 * 为有条件选项。 泥饼粘附系数 *，表示仅在浅井的斜井段、对泥饼光滑性有特殊要求的复杂井段和深井段为必选项； K+mg/L*，当运用钾盐钻井液体系时为必选项；Ca2+mg/L*，当

12、运用钙处置钻井液或在易受钙、镁盐侵污井段钻井时为必选项；CL-mg/L*，当运用盐水钻井液或在易受盐侵污井段钻井时为必选项。16.项 目一开二开三开四开五开密度（g/cm3）漏斗粘度（s）塑性粘度（mPa.s）动切力 （Pa）静切力，10s/10min （Pa）高温高压滤失量(mL)泥饼（mm）石灰碱度（mL）破乳电压（V）水相盐浓度（%）固相含量%（体积百分比）水%（体积百分比）油%（体积百分比）含砂量%（体积百分比） 油基钻井液性能设计工程表17.四 水基钻井液主要性能参数设计1、 密 度 钻井液密度设计应以裸眼井段地层最高孔隙压力为基准，再添加一个平安附加值。油井附加值：0.05g/cm

13、30.1g/cm3或1.5MPa3.5MPa；气井附加值：0.07g/cm30.15g/cm3或3.0MPa5.0MPa。 在盐膏层等易引起塑性变形的特殊复杂地层钻进时，根据上覆岩层压力值，设计合理的钻井液密度。 在易坍塌地层钻井时，根据坍塌压力确定合理的钻井液密度。2、 流变性 根据钻井液体系、环空返速、地层岩性以及钻速等要素，确定钻井液粘度和动切力。 在确保井眼清洁的前提下，宜选用较低的粘度和切力值。18. 低密度钻井液动切力与塑性粘度比值宜坚持在0.36 Pa/mPa.s以上，高密度钻井液宜控制较低的粘度和切力。 在造斜段和程度段钻井，宜控制较高的钻井液动切力和较高的低转速3rpm和6r

14、pm读值。3、 滤失量 从地层岩性、地层稳定性、钻井液抑制性、邻井实钻井下情况以及能否为储层等要素综合思索，合理控制钻井液的滤失量。 在高浸透性砂泥岩地层，水基钻井液API滤失量宜控制在8mL以内，滤饼厚度控制在1.0mm以内；在易水化坍塌泥岩地层，钻井液API滤失量宜控制在5.0mL以内，滤饼厚度控制在0.5mm以内。19. 在非油气储层的高温高压深井段钻进时，水基钻井液高温高压滤失量宜小于20mL；在井壁不稳定、易呵斥井下复杂的深井段，高温高压滤失量宜控制在15mL以内，滤饼厚度控制在3.0mm以内。 在储层段钻井, 水基钻井液API滤失量宜控制在5mL以内，滤饼控制在0.5mm以内；高温

15、高压滤失量宜控制在15mL以内，滤饼厚度控制在3.0mm以内。 在水化膨胀率小、浸透性低、井壁稳定性好的非油气储层段，可根据井下情况适当放宽水基钻井液API滤失量控制要求。 在非油气储层段采用强抑制性钻井液钻进时，可根据井下情况适当放宽钻井液高温高压滤失量。20.4、 固相含量 应最大限制地降低钻井液劣质固相含量。低固相钻井液的劣质固相含量宜控制在4%体积百分数以内。 非加重钻井液含砂量宜控制在0.5%体积百分数以内。5、 膨润土含量 非加重钻井液膨润土含量宜控制在60g/L以内；密度在2.0 g/cm3以内，膨润土含量宜控制在40g/L以内；密度在2.0 g/cm32.3g/cm3，膨润土含

16、量宜控制在30g/L以内；密度超越2.3 g/cm3，膨润土含量宜控制在20g/L以内。6、 碱 度 不分散型钻井液的pH值宜控制在7.59；分散型钻井液的pH值宜控制在910；钙处置钻井液的pH值宜控制在9.512；硅酸盐钻井液的pH值宜控制在1112。 在含二氧化碳气体地层钻进时，钻井液的pH值宜控制在9.5以上，含硫化氢气体地层钻进时，钻井液的pH值宜控制在1011。21. 水基钻井液滤液酚酞碱度Pf宜控制在1.31.5mL。饱和盐水钻井液滤液酚酞碱度Pf宜控制在1mL；海水钻井液滤液酚酞碱度Pf宜控制在1.31.5mL。深井抗高温钻井液滤液甲基橙碱度Mf与滤液酚酞碱度之比值Mf/Pf宜

17、控制在3以内，不宜超越5。 钙处置钻井液碱度控制的适宜范围：低石灰含量钻井液的碱度Pf宜控制在0.8mL2.0mL；高石灰含量钻井液的碱度Pf宜控制在5.0mL10.0mL；石膏钻井液碱度Pf宜控制在0.2mL0.70mL。Pf和Mf可以作为确定CO32-和HCO3-污染物的存在以及为减少这些污染物所需处置的指南。因此,现场加强碱度测定有利于正确判别钻井液能否遭到CO2污染,提早做好预处置,防止钻井液遭到CO2污染引起性能恶化。22.23.7、抑制性 根据地层理化特性确定钻井液类型，以钻井液抑制性室内评价结果为根据，确定钻井液配方中抑制剂的种类和加量。8、 水基钻井液抗盐、钙镁污染与抗温才干

18、在含盐、膏地层和存在高压盐水的地层钻进时，应根据钻井液抗盐、钙镁污染才干评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要根据。 在高温高压深井段钻进时，应根据钻井液抗温才干评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要根据。 24水基钻井液抑制性、抗盐、钙镁污染与抗温才干评价引荐方法见附录A。.附录A 水基钻井液抑制性，抗盐、钙镁污染与抗温性能评价方法25一、水基钻井液抑制性评价方法钻井液抑制性评价采用的主要方法有：钻屑在钻井液中的滚动回收率实验、岩心膨胀率实验和钻井液抗粘土侵污才干实验。.一钻屑在钻井液中的滚动回收率实验评价方法1. 按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其粘度后备用。2. 取枯燥

19、岩心或岩屑，粉碎成6目10目颗粒可用6目10目双层筛筛取。3. 称取上述颗粒50g，参与装有350mL待评价钻井液的老化罐中，在模拟井下温度下密闭恒温滚动16h。4. 冷却老化罐后，用30目筛回收钻井液中的颗粒，并在105+3的温度下烘干4h后称重，计算钻屑在钻井液中的滚动回收率。5. 上述实验应以2个试样作平行实验，且2个试样实验结果之间的差值普通不得超越15%。否那么，应进展分析，排除干扰要素后重新作评价实验。实验符合要求后，应取平行实验的平均值为实验评价结果。6. 上述实验应同时用清水作为试样作对比实验。7. 在进展各钻井液配方对比实验中，应坚持各钻井液实验样品之间具有相近的粘度表观粘度

20、差别宜控制在15%以内，以消除或降低粘度要素对回收率的影响。8钻井液配方岩心滚动回收率越高，且与清水滚动回收率之比值越高，钻井液抑制性越强；反之那么越弱。26.二 岩心膨胀率实验评价方法1. 按照SY/T 5613中规定的方法进展岩心膨胀实验，记录膨胀率。2. 应运用同一类膨胀实验仪器获取膨胀率实验数据进展比较性评价。3. 膨胀率越低，并与清水膨胀率比值越小，阐明抑制性越强；反之那么越弱。27.三 钻井液抗粘土侵污才干实验评价方法1. 按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其表观粘度和动切力。2. 分别按试样体积的4%、8%、12%的分量称取膨润土粉，分别参与到待评价的三个一样钻井液样

21、品中，搅拌15min，在60温度下滚动老化16h后，分别测定并比较参与不同浓度膨润土粉后钻井液表观粘度和动切力的变化。3. 参与膨润土粉比例越高，钻井液表观粘度和动切力变化越小，阐明钻井液抑制性越强。28.四抑制性评价实验数据的分析1钻屑滚动回收率实验、岩心膨胀率实验与钻井液抗膨润土侵污才干实验等抑制性评价方法所获得的钻井液抑制性结论之间应相互支持印证。2如发现三项实验评价结果存在相互矛盾景象，应对实验过程进展总结分析，找出能够的缘由。3在消除干扰要素后，重新进展钻井液配方的抑制性评价实验。29.二、水基钻井液抗盐、钙镁污染才干实验评价方法1. 按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其

22、粘度、动切力、静切力、API滤失量、泥饼厚度、pH值等性能。2. 按实验钻井液体积5%、10%、15%的分量向试样中参与氯化钠干粉，在60温度下滚动老化16h后，测定并对比经不同比例氯化钠干粉污染后的钻井液在表观粘度、动切力以及API滤失量的变化情况。3. 按实验钻井液体积0.05%、0.1%、0.3%的分量参与氯化钙干粉，在60温度下滚动老化16h后，测定并对比经不同比例氯化钙干粉污染后钻井液表观粘度、动切力和API滤失量的变化。4. 钻井液在经氯化钠或氯化钙干粉污染后，其表观粘度、动切力以及API滤失量变化越小，那么钻井液在实验范围内的抗盐、抗钙镁才干越强，反之那么越弱。30.三、水基钻井

23、液抗温性评价方法1. 按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其粘度、动切力、高温高压滤失量模拟井底最高温度、pH值。2. 将配制好的钻井液在模拟井底最高温度条件下滚动老化16h后，测定钻井液粘度、切力及高温高压滤失量模拟井底最高温度。3. 钻井液经高温滚动老化后其表观粘度、动切力变化幅度越小，且钻井液高温高压滤失量可以坚持在设计范围内，那么阐明该钻井液配方具有较好的抗温性能。4. 假设钻井液表观粘度、动切力变化幅度较大，且高温高压滤失量超出设计范围，那么阐明钻井液抗温才干缺乏。假设钻井液经高温滚动老化后发生固化、液固分层等景象，那么可断定该钻井液配方不具有相应温度的抗温才干。31.五

24、油基钻井液基油选择和主要性能参数设计1、 基油的选择 宜选择芳香烃含量较低、粘度适当的矿物油作基油，如柴油、白油等。 选用柴油作基油时，闪点和燃点应分别在82和93以上，苯胺点应在60以上。2、 油水比选择 应综合思索钻井工程与维护储层要求、工艺技术现状及本钱要素，选择合理的油基钻井液油水比或全油基钻井液。3、水相活度控制 油包水乳化钻井液宜运用盐水作为内相，调理钻井液水相活度与地层水活度相当。 根据钻井液水相活度控制要求、各类盐调理水活度才干以及所需盐类的供应情况等要素选择盐的类型和浓度。饱和氯化钠盐水可控制最低的水相活度为0.75；饱和氯化钙盐水可将水相活度控制在0.4以下。4、 破乳电压

25、 油基钻井液破乳电压是乳化体系稳定性的重要参考目的，破乳电压越高，乳状液越稳定。 油包水乳化钻井液破乳电压应在400v以上。5、 密 度按照本规范前面执行32.六 油气层维护设计 1、 维护油气层设计的根据主要有：储层岩石矿物组成和含量；主要储集空间特征储层岩石胶结类型、孔隙连通特性，孔喉大小、形状与分布，裂隙发育程度，孔隙度、浸透率、饱和度、储层孔隙压力、破裂压力、地应力、地层温度以及地层水分析数据，速敏、水敏、酸敏、碱敏和应力敏感性等评价数据。 2、 根据油气储层的不同特点和完井方式，采取合理的维护储层钻井液技术措施。 3、 储层维护资料和加重资料应尽能够选用可酸溶、油溶解堵或采用其它方式

26、可解堵的资料。 4、 储层钻进时，应尽量降低钻井液固相含量，严厉控制钻井液滤失量，改善泥饼质量。无粘土相钻井液的滤失量可适当放宽。 5、 钻井液碱度、滤液矿化度和溶解离子类型应与地层具有较好的配伍性，防止呵斥储层碱敏、盐敏和产生盐垢损害。 6、 按照SY/T 6540进展钻完井液储层损害室内评价，岩心浸透率恢复值应到达75%以上。33.七 钻井液原资料和处置剂 1、 钻井液原资料和处置剂应具有以下文件： 产质量量规范和技术文件，主要内容包括：产品主要化学成分或类别、在钻井液配方中的引荐加量，规定产品理化性能检测目的、钻井液性能检测目的等； 平安技术文件，主要内容包括：燃点、闪点、毒性、腐蚀性、

27、包装与防护、以及人体不慎接触或中毒后的紧急处置方法等。 2、 钻井液原资料和处置剂应满足地质录井的特殊要求。 3、 作业所在国家和地域的法律法规明令制止的有毒、有害资料不应设计运用。 4、 在满足作业需求前提下，应选用性价比较高的钻井液原资料和处置剂。34.八 钻井液设计的管理 1、 钻井液设计应由具有相应钻井工程设计资质的单位承当，设计审批应参照中油工程字【2006】274号中的相关要求执行。 2、 钻井液作业应严厉按设计执行。 3、 变卦钻井液设计时，应按原设计审批程序办理设计修正或制定补充设计。35.二、 钻井液现场作业一 施工预备 1、 钻井液现场作业担任人员应具有相应岗位资历，熟习施

28、工井地质设计与钻井工程设计，掌握钻井液设计，并向现场作业其它相关人员进展钻井液技术交底。 2、 钻井液循环净化系统应按SY/T 6223的相关要求进展配备和安装。 3、 钻井液实验仪器和试剂的配置及钻井液性能检测应按照GB/T 16783的相关要求执行。 4、 钻井液原资料和处置剂应按时到位，分类摆放，标示清楚，对人体有害的处置剂要作特别标识，现场储放应根据当地气候特点，满足“防雨、防潮、防晒、防冻要求。 5、 在配制钻井液前，应采集现场钻井液原资料和处置剂样品，进展小型室内配制实验。36.二 预水化膨润土钻井液与处置剂胶液配制、淡水钻井液配制1、 分析作业现场钻井液用水，根据需求在配制钻井液

29、和处置剂胶液前对钻井液用水进展预处置。2、 预水化膨润土钻井液的配制 在公用配浆罐中参与60%80%体积百分数水。 按配方要求向配浆罐中依次参与所需烧碱、纯碱，搅拌溶解15min后，运用混合漏斗或剪切泵参与所需膨润土粉。 配制完成后应继续搅拌水化16h以上。3、 钻井液处置剂胶液的配制 在处置剂胶液配制罐中参与80%90%体积百分数水。 运用剪切泵均匀参与计算量的处置剂，坚持搅拌直到充分水化溶解。4、 淡水钻井液配制 按照前面的程序，分别配好预水化膨润土钻井液和钻井液处置剂胶液，按配方比例混合并搅拌循环均匀。 检测钻井液性能，根据需求补充预水化膨润土钻井液和钻井液处置剂胶液，调整钻井液性能至设

30、计范围内。37.三 盐水钻井液配制1、配制方法之一 预备好预水化膨润土钻井液或在用钻井液和钻井液处置剂胶液，将预水化膨润土钻井液或在用钻井液与配制的处置剂胶液按配方比例混合，搅拌均匀，坚持钻井液膨润土当量在设计低限。预水化膨润土钻井液也可采用抗盐土配制。 经混合漏斗或剪切泵均匀参与氯化钠或氯化钾干粉。粘度切力升高时，可降低参与速度，坚持搅拌循环，也可参与降粘剂调整钻井液粘度和切力。 检测钻井液性能，根据需求补充预水化膨润土钻井液和钻井液处置剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。 采用在用钻井液配制盐水钻井液，应先加强钻井液净化并调整钻井液膨润土当量在盐水钻井液配方设计的低限值。38.2、 配制方

31、法之二 根据钻井液的矿化度和所需钻井液的总体积，计算出所需的氯化钠或氯化钾干粉、烧碱、纯碱、膨润土粉和其它处置剂的加量。 按计算浓度和体积分别在不同的公用配制罐中完成所需盐水、预水化膨润土钻井液与处置剂胶液的配制。 将预水化膨润土钻井液缓慢均匀参与盐水中，同时按比例参与处置剂胶液，坚持搅拌，混合均匀后继续搅拌或循环至少2h以上。 检测并调整钻井液性能至设计范围内。39.四 水包油钻井液配制 1、 水包油钻井液可运用水或处置剂胶液作为外相，也可运用预水化膨润土钻井液或其它水基钻井液作为外相。 2、向外相流体中参与增粘剂、降粘剂、降滤失剂、乳化剂，搅拌循环均匀后，按照设计比例混入矿物油柴油、原油等

32、，并循环搅拌均匀。 3、 检测并调整钻井液性能至设计范围内。40.五 油基钻井液的配制1、 油包水钻井液配制 按配方计算和预备配制钻井液所需的资料：油，水，氯化钙盐，乳化剂，生石灰，降滤失剂，有机土等。 按配方在配制罐中参与计算量的油，在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢参与有机土、降滤失剂、主辅乳化剂；在另一配制罐中参与计算量的水，在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢参与氯化钙盐、生石灰，加完后将两罐中液体在剪切条件下，缓慢混合，搅拌2h以上至均匀。 缓慢、均匀加重，密度到达配方要求后应继续搅拌2h，然后测定性能。 检测并调整钻井液性能至设计范围内。2、 全油基钻井液

33、的配制 在配制罐中参与所需的油，坚持搅拌和循环，按配方依次参与有机土、乳化剂、降滤失剂、生石灰等，加完后应继续搅拌2h以上至混合均匀； 缓慢、均匀加重，密度到达配方要求后应继续搅拌2h，检测并调整钻井液性能至设计范围内。41. 六 钻井液性能检测 1、 按照GB/T 16783和GB/T 16782进展钻井液性能检测。 2、 正常钻进时 12h检测一次钻井液密度和漏斗粘度; 48h检测一次API滤失量和泥饼厚度; 每12h检测一次钻井液全套常规性能； 采用盐水钻井液钻进或在含盐较多地层钻进时，每24h检测一次钻井液滤液氯离子浓度； 采用钙处置钻井液或在含较多钙、镁盐地层钻井时，每24h检测一次

34、钻井液滤液钙、镁离子浓度； 采用钾盐钻井液时，每24h检测一次钻井液滤液氯离子和钾离子浓度。 特殊情况下，应根据需求加密检测。42. 3、 钻开油、气、水层，应严厉按照井控相关规定，加密丈量钻井液密度，监测油、气、水后效。 4、 每2448h检测一次钻井液高温高压滤失性能；钻井液性能稳定时，可适当延伸丈量间隔；特殊情况下，加密丈量。地层温度根据地温梯度和钻井液循环出口温度进展测算确定，测算方法参见附录B。 5、 油基钻井液每12h检测一次全套性能。每次处置钻井液后，应检测电稳定性和高温高压滤失量。 6、 定期搅拌和循环贮藏的加重钻井液，检测并维护钻井液性能，坚持贮藏钻井液的良好的流动性和沉降稳

35、定性。43.(七) 现场检测仪器序号仪器设备名称作业井深（m）备 注20002000450045001密度计，最高量程为2.0g/cm3，(台)222密度计，最高量程为3.0 g/cm3，(台)222超高密度井配备2漏斗粘度计（台）2223六速旋转粘度计（台）1114低温低压滤失仪（套）1115固相含量测定仪（台）1116含砂量测定仪（套）1117pH计或pH试纸（套）1118高温高压滤失仪（套）111井底温度大于100配备9泥饼粘附系数测定仪（套）111定向井和水平井配备10小型滚子加热炉（台）1不少于2个老化罐11膨润土含量测定装置与试剂（套）11112碱度分析装置与试剂（套）11113钾

36、、钙、镁、氯离子分析装置与试剂（套）111特定钻井液体系配备14秒表（个）222152000mL钻井液杯（个）1224搪瓷或不锈钢16电动搅拌机，40W60W，（台）11217高速搅拌器（套）11218电加热器，220V，500W800W，（个）11119氮气瓶（个）11120破乳电压仪（台）111油基钻井液配备21电子天平，称量精度0.1g（台）11122计算机（台）11123打印机（台）111校验建档有效44.八 现场钻井液维护与处置的根本原那么 1、 应根据钻井液性能检测结果及井下情况，及时对钻井液进展维护处置，满足钻井作业需求。 2、 钻井液处置应遵照均匀、稳定的原那么。对钻井液实施转

37、换或大型处置时，宜将钻具上提至套管或稳定井段内进展。实施前应做室内小型实验，防止处置不当呵斥井下复杂或本钱上升。 3、 钻进过程中，应按钻井液配方及时补充处置剂，保证钻井液中各处置剂浓度和配比。水基钻井液中所运用的聚合物等不易溶解物质应提早配成充分溶解的胶液后运用。 4、 提高固控设备振动筛、除砂器、除泥器或清洁器、离心机运用率，减少钻井液劣质固相累积。 5、 运用油基钻井液时，应防止雨水、冲洗设备水等外来水进入钻井液，影响油基钻井液性能。 6、 电测及下套管前，应根据井下实践情况调整钻井液性能。45.九 水基钻井液性能维护与处置1、 密度的调整 根据现场作业情况，可选择运用固控设备去除固相，

38、参与处置剂胶液或混入一样体系、较低密度的钻井液等方法降低钻井液密度。 采用参与加重资料和混入一定比例的加重钻井液等方法可提高钻井液密度。常用加重资料有重晶石、铁矿粉、石灰石粉等。 应留意以下几点： 1提高钻井液密度前，宜先去除劣质固相，并使钻井液膨润土含量和固相含量坚持在设计范围低限。 2加重资料应经加重安装按循环周均匀参与，每个循环缜密度提高值宜控制在0.01g/cm30.04g/cm3之间井涌和溢流压井时除外。 3高密度钻井液需提高密度时，宜参与适量的光滑剂改善钻井液光滑性。 4提高密度后，应调整钻井液性能至设计范围内。 可用水溶性盐类作为提高盐水钻井液密度的加重资料。46.2、 流变性的

39、调整 应根据钻井液体系特点和引起钻井液流变性变化的缘由，确定平安、经济、高效的维护处置方式。 参与处置剂过量或粘土固相过高呵斥粘度和切力升高时，宜采取参与水或处置剂胶液、提高固控设备运用率等方式处置。 盐钙侵污染呵斥粘度和切力升高时，宜参与纯碱和抗盐、抗钙降粘剂处置。 由于处置剂高温降解失效或减效，导致粘度和切力升高时，宜参与耐温性更强的降粘剂处置。 根据需求，可采取参与增粘剂或预水化膨润土钻井液的方式提高钻井液粘度和切力。47.3 滤失造壁性的控制 根据不同钻井液体系的特点，坚持钻井液中适当浓度的膨润土含量。 可运用2%以上浓度、软化点与泥浆运用温度相当的天然沥青或沥青改性类处置剂，配合钻井

40、液体系中的其它降滤失资料，控制钻井液高温高压滤失量。 根据钻井液体系特点，以及钻井液抗盐和抗温才干要求，以“平安、经济、高效为原那么，优选钻井液降滤失剂控制钻井液滤失量。48.4、 劣质固相含量的控制 宜采用加强钻井液抑制性、提高固控设备运用效率、参与处置剂胶液和定期清理沉砂罐等方法控制钻井液中劣质固相的增长。5、 酸碱度的调整 应根据钻井液类型和特点调整钻井液的酸碱度，宜采用烧碱水提高钻井液碱度。钻大段水泥塞时，宜采用碳酸氢钠溶液和高效的抗钙降粘剂、降滤失剂去除或降低水泥污染，防止钻井液碱度大幅升高。6、 盐水侵的处置 钻井液遭到大量地层盐水侵污后，宜根据侵污程度适当排放受污染的钻井液，或参

41、与适量纯碱、烧碱和抗盐降粘剂、降失水剂等处置剂转化成盐水钻井液。49.7、 钙、镁侵的处置 钻井液遭到大量钙、镁盐离子污染后，宜参与适量纯碱、烧碱和抗盐、抗钙的降粘剂、降失水剂等处置剂或转化为钙处置钻井液。8、 油气侵的处置 钻井液发生油气侵污染时，宜采用液气分别器或除气器除气，参与乳化剂、消泡剂，并根据井下情况提高钻井液密度等方法处置。9、 酸性气体侵的处置 发生二氧化碳气体侵入时，可及时参与生石灰、烧碱等资料处置，控制钻井液pH值至9.5以上，并提高钻井液密度。 进入含硫化氢地层前，应坚持钻井液pH值在9.5-11，并参与除硫剂进展预处置。 发现硫化氢侵入钻井液后，应加大除硫剂用量，坚持钻

42、井液pH值在9.5-11，并适当提高钻井液密度。50.十一 油基钻井液性能维护与处置1、 油基钻井液流变性的调整 采用调理钻井液油水比、参与有机土和降粘剂等方式可调整钻井液流变性。 提高振动筛、除砂器、除泥器清洁器和离心机等固控设备的运用率，运用尽能够细目的振动筛筛布，防止钻井液中钻屑等有害固相添加导致粘度和动切力升高。 发生二氧化碳侵污呵斥钻井液粘度和动切力升高时，可运用石灰和乳化剂处置，维持钻井液石灰碱度在1.5mL2.5mL，并提高钻井液密度。 发生硫化氢侵污时，应参与除硫剂进展除硫处置，并坚持钻井液石灰碱度在2.5mL以上。51.2、 油基钻井液滤失量的控制 增大乳化剂加量，加强乳状液

43、稳定性，降低油基钻井液滤失量。 参与有机土、油基钻井液降滤失剂等处置剂降低滤失量。3、 油基钻井液电稳定性的控制 外来水进入钻井液导致油基钻井液电稳定性降低时，应参与适量基油、乳化剂等，提高钻井液电稳定性。 大量盐和钻屑侵入导致钻井液电稳定性降低时，宜采取补充新钻井液、提高固控设备运用效率和加大处置剂加量等方法恢复钻井液的电稳定性。 参与乳化剂、润湿剂前，应经过小型实验确定乳化剂、润湿剂的加量。52.三、 油气层维护 1、 根据储层特点和完井方法确定钻井液油气层维护主要技术措施，并在进入油气层之前完成。 2、 钻井液油气层维护应从进入油气层以前至少50米开场，直至油气层固井完成或进入油气消费环

44、节时终了。 3、 油气层维护的措施主要包括：缩短钻井液浸泡时间，运用合理的钻井液密度，减少钻井液滤失量，提高泥饼质量，降低钻井液固相含量，加强钻井液滤液与储层流体的配伍性和顺应性，运用可解堵的钻井液资料。 4、 钻开油气层后，应坚持钻井液性能在设计范围内。 5、 严厉执行钻井液油气层维护方案设计，加强作业监视，确保油气层维护方案及时、有效落实。53.四、 循环净化系统 序号名称单位钻机类型2000m3000m4000m5000m6000m基本标准基本标准基本标准基本标准基本标准1振动筛台122222222332除砂器台11111111113除泥器(清洁器)台11111111114除气器台111

45、111115离心机（中速）台11111111116锥形罐套1111111112127循环罐m3801201201201601603203203603608储浆罐m3808080801201201601602002009混合加重漏斗套111111222210配液罐个111111222212水罐m38012012016016020020020020020013液气分离器套根据所钻井类型，按需要配置14离心机（高速）套深井、超深井、高压井施工配置1台，其它井根据需要配置1、设备的配置54. 表中规定储浆罐和水罐体积为最低配置。假设井控对储浆罐体积有特殊要求时，应严厉按照中国石油天然气集团公司井控相关

46、规定执行。 2、 钻井液循环净化系统钻井液循环罐、贮藏罐、罐之间的衔接与控制管线与阀门、混合加重漏斗、钻井液净化设备、循环与净化系统的配套电气设备、搅拌器、泥浆枪、照明灯、防护栏等，应按照SY 6223要求进展安装与维护。 二 钻井液净化设备的运用1、 振动筛的运用 井口返出的钻井液应首先经振动筛进展净化，振动筛的处置量应为钻井泵最大排量的100%以上。 振动筛运用率应到达100%。 正常钻进排量下，钻井液筛面过流面积宜坚持在75%80%。应根据地层的岩性、钻速、井深和钻井液类型的变化，及时调整振动筛筛布的规格，尽能够选用细目筛布。55.固控设备线性预过滤振动筛泥浆分配器高G力振动筛除气器除砂

47、器除泥器DE-1000 型离心机金字塔形振动筛布DE-AG 搅拌器超 “G 力 2000型线性振动筛马来西亚的斯高米集团Scomi Group KMC Oiltools56.2、 除砂器、除泥器或清洁器的运用 除砂器、除泥器或清洁器的处置才干应到达钻进时最大循环排量的100%以上。 采用除砂器、除泥器或清洁器处置的循环钻井液量应占钻井液循环总量的80%以上。密度高于1.30g/cm3以上的钻井液可运用清洁器替代除泥器，减少加重资料损失。 钻井液粘度过高，应调整钻井液粘度和切力，确保除砂器、除泥器或清洁器运转正常。 不定期检测并坚持除砂器、除泥器或清洁器底流密度和进液密度的合理差值。除砂器正常差

48、值为0.3g/cm30.6g/cm3，除泥器或清洁器正常差值为0.3g/cm30.42g/cm3。57.3、 离心机的运用 采用密度低于1.25g/cm3以下的钻井液钻进时，离心机运用时间宜占循环总时间的50%以上。 钻井液加重前，宜运用离心机2个循环周以上压井等应急情况除外。 在复杂深井、超深井作业中，宜分别配备低速离心机和高速离心机各一台。4、 定期检查泥浆枪闸阀、流道和喷嘴，坚持泥浆枪处于正常可用形状。每次开钻前，应检查一次；正常钻井时， 7天检查一次。5、 钻井液循环净化系统其它设备的运用，按照SY 6223执行。58.五、 泡沫钻井流体一 一次性泡沫钻井流体 适用范围： 低压易漏地层

49、。 不易坍塌、可钻性差的常压、低压地层。 低压油气储层。 1、 经过实验丈量发泡基液的发泡量mL和半衰期min，确定发泡基液的配方和性能。 2、 在确定泡沫基液配方和性能时，应对基液的抗盐、抗钙、抗原油污染性能进展评价。 3、 发泡基液的发泡性能应到达以下要求：发泡量不低于500%；半衰期不低于60min。 4、 发泡基液的配制 按设计向配液罐参与计算量的水，并根据需求进展预处置。 按设计配方参与增粘剂、稳泡剂和发泡剂等处置剂，低速搅拌至溶解。 检测基液性能，并调整性能至设计要求。 5、 遇到地层出水时，可向基液中参与预水化膨润土钻井液和处置剂，转化成硬胶泡沫流体或常规钻井液。59.二 可循环

50、泡沫钻井流体 1、 钻井流体密度在0.70 g/cm30.95g/cm3时，还可选用可循环泡沫钻井流体。 2、 可循环泡沫钻井流体性能评价 取100mL可循环泡沫钻井流体基液发泡剂除外，常温老化24h，再参与设计量的发泡剂。按本规范附录B的要求，丈量泡沫液发泡量和半衰期，评价其发泡性能。 在实验确定泡沫流体配方时，还应对可循环泡沫钻井流体进展抗盐、抗钙或和抗油性能评价。实验评价方法见本规范附录B。 按可循环泡沫钻井流体设计配方发泡剂除外配制基液，并常温老化24h。参与配方设计量的发泡剂，高速11000r/min300r/min搅拌5 min后，按GB/T 16783，检测泡沫钻井流体的密度、粘

51、度、切力、滤失量、PH值等性能。 根据拟钻井地层特点的需求，按附录A中“水基钻井液抑制性评价方法中岩屑滚动回收率方法评价可循环泡沫钻井流体的抑制性。60.附录B 发泡液基液发泡性能，抗盐、抗钙镁与抗油污染性能实验评价方法一、发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价方法1. 按配方配制100mL发泡液，高速11000r/min300r/min搅拌5 min后倒入量筒丈量泡沫体积，即发泡量mL。2. 静置察看，读取析出50mL液体时所需的时间，即半衰期min。3发泡量越大，且半衰期越长，那么发泡液基液发泡性能越好；反之那么越差。61.二、发泡液抗盐、抗钙镁、抗油污染性能实验评价方法1. 抗盐评价：按配方

52、配制三份一样的100 mL发泡液基液试样，分别参与2%、5%、10%氯化钠溶解后，按本规范规定的发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价方法分别丈量其发泡量和半衰期。2. 抗钙评价：按设计配方配制三份一样的100mL发泡液基液试样，分别参与0.05%、0.1%、0.3%氯化钙溶解后，按本规范规定的发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价方法分别丈量其发泡量和半衰期。62.3. 抗油评价：按设计配方配制三份一样的100mL发泡液基液试样，分别参与5%、10%、15%原油，按本规范规定的发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价方法分别丈量其发泡量和半衰期。4. 抗综合污染评价实验：按设计配方分别配制两份一样的100

53、mL发泡液基液试样试样1和试样2，向试样2中参与实验所需浓度的盐、氯化钙和原油，按本规范规定的发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价方法分别丈量试样1和试样2的发泡量和半衰期。5. 发泡液基液受污染前后的发泡量与半衰期的降低率越小，该发泡液基液抗污染才干越强；反之，那么该发泡液基液的抗污染才干越弱。63. 3、 可循环泡沫钻井流体性能应到达以下要求：发泡量大于250mL，半衰期大于72h；可循环泡沫钻井流体的抑制性满足地层特点的要求；可循环泡沫钻井流体的常规性能满足设计要求。 4、 可循环泡沫钻井流体的现场配制与维护 按可循环泡沫钻井流体设计配方发泡剂和稳泡剂除外和本规范水基钻井液和盐水钻井液的配

54、制方法配制可循环泡沫钻井液的基浆，并到达基浆设计性能要求。 在循环与搅拌形状下，经过混合漏斗均匀参与设计量的发泡剂和稳泡剂。 坚持循环和搅拌，直到构成细密均匀的泡沫流体。 按GB/T 16783，检测泡沫流体密度、粘度、切力、滤失造壁性等性能，并根据需求调整钻井液发泡性能和常规性能至设计要求。64. 钻井过程中，根据性能检测结果，及时补充钻井液处置剂和发泡剂，坚持泡沫钻井流体在设计性能范围内。 当需求提高钻井流体密度压井时，应先参与设计所需量的消泡剂，然后采取常规加重方法加重钻井液至所需密度。三 压井液与压井资料的贮藏 1、 采用泡沫钻井流体钻进时，应贮藏相当于井筒容积1.52倍的压井液，并做

55、好维护和压井预备。 2、 在储层段采用泡沫钻井流体钻进时，除贮藏井筒容积11.5倍的压井液外，还应贮藏相当于井筒容积一倍或一倍以上的加重钻井液，加重钻井液密度应高于压井液0.20g/cm30.40g/cm3。 3、 采用泡沫钻井流体钻进时，应按井控的相关规定和压井液维护处置要求，贮藏钻井液处置剂、加重资料和堵漏资料。65.六、 井下复杂事故的预防和处置 钻进时，应按时检测钻井液性能。根据钻井液返出情况和返出钻屑的岩性、外形、尺寸、数量等信息，及时判别井下情况，提高钻井液处置维护的针对性和准确性，预防井下复杂事故的发生。应在确保井控平安的前提下，制定具有针对性的井下复杂事故的预防和处置措施。 一

56、 井壁失稳的预防与处置 1、 根据地层构造应力及三压力剖面，地层矿物组分、岩石理化性能、确定能够发生井壁失稳的地层、井段，并制定相应的预防和处置措施。 66.2、 井壁失稳的预防 提高钻井液密度。 采用防塌钻井液，提高钻井液抑制性和封堵才干，控制钻井液滤失量。 针对坍塌地层特点，可优选并参与足量的防塌剂。 根据井眼尺寸和钻井液类型，调理钻井液性能和循环排量，减少钻井液对井壁冲刷。 控制井下压力激动，及时灌满钻井液，坚持井筒内压力平衡。 盐膏层钻井时，应选择合理的钻井液密度，宜采用饱和盐水钻井液。 采用油基钻井液。67.3、 井壁失稳的处置 提高钻井液密度，平衡地层坍塌压力。 当井下出现剥蚀掉块

57、时，宜采用加强抑制性，提高钻井液的粘度和切力，降低滤失量，加大循环排量等方式，提高钻井液防塌和携砂才干。 当井下出现大量的掉块，且井眼不畅时，宜及时起钻至套管鞋以内或上部井壁稳定裸眼井段调整钻井液性能。 井眼恢复正常后，宜维持密度不变，调整流变性，控制滤失量。 盐膏层发生阻卡、井塌时，应提高钻井液密度和矿化度，控制高温高压滤水量，调整流变性。68.二 井漏的预防与处置 1、 根据地层岩性、测录井、钻速和漏速等相关资料，综合分析判别易发生漏失的地层、井段和漏失类型，并制定相应的预防和处置措施。 2、 根据地层压力资料，确定合理的钻井液密度范围。 3、 井漏的预防 防止不均匀加重引起的高密度段塞进

58、入井筒压漏地层。 控制下钻和开泵速度，防止井下压力激动压漏地层。 可钻性较好的井段宜控制钻速，防止环空当量密度过高压漏地层。 优化钻井液流变性，适当降低泵排量，降低井底循环当量密度。 在易漏井段提早参与随钻堵漏剂。69.4、 浸透性漏失的处置 发生井漏时，应首先起钻至套管鞋内或上部井壁稳定井段，根据井底循环当量密度、钻井液循环漏速、静止漏速、井筒液面高度，以及地层最大破裂压力等资料，确定井漏的类型，并制定相应的处置措施。 当需求采用桥塞堵漏浆堵漏时，宜采用光钻杆进展堵漏作业。 发生漏速小于10m3/h的漏失时，宜先采用静止堵漏、适当提高钻井液粘度和泵入桥塞堵漏浆等方法堵漏。 发生漏速大于10m

59、3/h但未失返的漏失时，宜在灌浆尽能够维持液面前提下起钻，下光钻杆至漏层顶部，注入堵漏浆，然后上提钻具至套管内或上部裸眼内井壁稳定井段。堵漏无效后，应适当提高堵漏资料尺寸、调整配比、添加堵漏资料浓度，配制成桥塞堵漏段塞替入漏失井段进展堵漏。70.5、 失返性漏失的处置 宜在灌浆尽能够维持一定液面的前提下起钻，下光钻杆至漏层顶部，将堵漏浆注入漏层，然后上提钻具至套管鞋内或上部井壁稳定的裸眼井段。宜采用高浓度、高粘度和切力的桥塞堵漏浆，如石灰-膨润土浆、膨润土-水泥浆、柴油-膨润土浆、速凝胶质水泥浆、纤维水泥浆等段塞堵漏，也可采用化学凝胶堵漏。 应根据漏层深度、漏层温度等数据，确定凝结性段塞的种类和配方，保证段塞具有适宜的流动性、初凝时间和凝结强度。也可根据需求参与混合堵漏资料添加凝结后的强度。 在井下条件允许和现场钻井液预备充足、供水充足的情况下，可采用先抢钻经过漏层，然后打水泥塞封固的方法堵漏。 在条件允许时，可采用空气、充气、泡沫等钻井流体在漏层进展钻井施工。71. 6、 存在油、气、水层的裸