中国石油天然气集团公司钻井液技术规范

第1页共1页第1页共1页自然气集团公司钻井液技术标准井工程的安全和质量，满足勘探开发需要，特制定本标准。料和处理剂的质量掌握与治理，钻井液资料治理等。的钻井液技术治理。其次章钻井液设计第一节设计的主要依据和内容据包括但不限于以下几方面：、以钻井地质设计、钻井工程设计及其它相关资料为根底，依据有关技术标准、规定和标准进展钻井液设计。2因素的根底上，制定相应的钻井液技术措施。主要有：地层岩性、地层应力、地层岩石理化性能、地层流体、地层压力剖面〔孔隙压力、坍塌压力与裂开压力〕保护要求；本区块或相邻区块已完成井的井下简单状况和钻井液求。要求；井下简单状况的预防和处理；钻井液HSE其次节钻井液体系选择毒低腐蚀性。第七条不同地层钻井液类型选择1、在表层钻进时，宜选用较高粘度和切力的钻井液。2物等具有较强抑制性的钻井液。3地层钻进时，也可承受气体钻井。4可选用油基钻井液。5基钻井液。6钻井液、无固相聚合泡沫钻井液或油基钻井井液高温高压滤失量。第三节钻井液性能设计工程第八条水基钻井液性能参数设计应包含下表所列工程。1水基钻井液设计性能参数工程表项目一开二开三开〔g/cm3〕〔s〕√√√√塑性粘度〔mPa、s〕√√√√静切力10s/10min〔Pa〕 √√√√泥饼〔mm〕 √√√√泥饼粘附系数√√√√固相含量〔体积%〕 √√√√流性指数〔n〕 √√√√[K+]〔mg/L〕〔钾盐体系适用〕√√√√[CL-]〔mg/L〕第九条油基钻井液性能参数设计应包含下表所列工程。2油基钻井液设计性能参数工程表项目一开二开三开〔g/cm3〕〔s〕√√√√塑性粘度〔mPa、s〕√√√√静切力10s/10min〔Pa〕 √√√√石灰碱度〔mL〕√√√√√破乳电压〔V〕√√√√√水相盐浓度√√√√√固相含量〔体积%〕 √√√√注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。、钻井液密度设计应以裸眼井段地层最高孔隙压力为基准，再增加一个安全附加值。油井附加值：0、05～0、1g/cm31、5～3、5MPa；气井附加值：0、07～0、15g/cm33、0～5、0MPa。、在保持井眼稳定、安全钻进的前提下，钻井液密度的安全地层，宜承受密度附加值高限。、在塑性地层钻进时，依据上覆岩层压力值，确定合理的钻井液密度。1。其次条流变性、依据钻井液体系、环空返速、地层岩性以及钻速等因素，确定钻井液粘度和动切力。2、在确保井眼清洁的前提下，宜选用较低的粘切值。、钻速快导致环空当量密度增加时，宜适当提高钻井液粘度和动切力。4和较高的低转速〔3rpm6rpm〕读值。第三条滤失量、从地层岩性、地层稳定性、钻井液抑制性以及是否为储层等因素综合考虑，合理掌握钻井液的滤失量。、在高渗透性砂泥岩地层、易水化坍塌泥岩地层承受水基钻井液钻进时，钻井液API5mL、在水化膨胀率小、渗透性低、井壁稳定性好的非油气储层段承受水基钻井液钻进时，可依据井下状况适当放宽API滤失量。4、高温高压深井段施工中，在较稳定的非油气储层段钻进15mL、在非油气储层段承受强抑制性钻井液钻进时，可依据井下状况适当放宽钻井液高温高压滤失量。第四条固相含量1、应最大限度地降低钻井液劣质固相含量。低固相钻井液的掌握在0、5%〔体积百分数〕以内。20、2%〔体积百分数〕以内。1、不分散型钻井液的pH7、5～8～10；钙处理钻井液的pH5～11；硅酸盐钻井液的pH112pH在9、5pH掌握在10～11。3〔Pf〕宜掌握在1、3～1、5mL。饱和盐水钻井液滤液酚酞碱度〔Pf〕宜掌握在1mL；海水钻井液滤液酚酞碱度〔Pf〕宜掌握在1、3～1、5mL。深井抗高温钻井液滤液甲基橙碱度〔Mf〕与滤液酚〔Mf/Pf〕35。第六条水基钻井液抗盐、钙〔镁〕污染与抗温力量、在含盐、膏地层和存在高压盐水地层钻进时，应依据钻井〔镁〕污染力量评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。、在高温高压深井段钻进时，应依据钻井液抗温力量评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。、水基钻井液抑制性、抗盐、钙〔镁〕污染与抗温力量评价1。第七条基油的选择、宜选择芳香烃含量较低、粘度适中的矿物油作基油，如柴油、白油等。82℃93℃以60℃以上。因素，选择合理的油基钻井液油水比或全油基钻井液。第九条水相活度掌握、油包水乳化钻井液宜使用盐水作为内相，调整钻井液水相活度与地层水活度相当。2钠盐水可掌握最低的水相活度为0、75可掌握最低的水相活度在0、4其次条破乳电压1、油基钻井液破乳电压是乳化体系稳定性的重要参考指标,破乳电压越高，乳状液越稳定。2400v以上。其次一条密度依据本标准第条执行。第六节油气层保护设计和含量；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、形态与分布，裂隙发育程度〕，孔隙度、渗透率感性等评价数据。储层保护技术措施。溶或承受其它方式可解堵的材料。钻井液滤失量和，改善泥饼质量。API5mL，高15mL。SY/T6540《钻井液完井液损害油层室内评价方法》进展钻完井液储层损害室内评价。第七节钻井液原材料和处理剂技术文件〔Specifications〕和安全技术文件〔MSDS〕。求。害材料不应设计使用。液原材料和处理剂。第八节钻井液设计的治理担当，设计审批应参照中油工程字【xx】274的实施意见》中的相关要求执行。第三三条钻井液作业应严格按设计执行。计修改或制定补充设计。第一节施工预备作业人员进展钻井液技术交底。第三六条钻井液循环系统、固控和除气设备应按SY/T6223备和安装。检测应依据GB/T16783《钻井液现场测试》的相关要求执行。应满足“防雨、防潮、防晒、防冻”要求。其次节预水化膨润土浆与处理剂胶液配制浆、配液前对钻井液用水进展软化处理。第四条预水化膨润土浆的配制60～80%〔体积百分数〕水。21516h以上。预水化膨润土浆120s第四一条钻井液处理剂胶液的配制80～90%〔体积百分数〕水。2分水化溶解。第三节淡水钻井液配制土浆和钻井液处理剂胶液，按配方混合并搅拌循环均匀。钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。1、按第四条、第四一条的方法，预备好预水化膨润土浆〔或〕和钻井液处理剂胶液，将预水化膨润土浆〔或在用钻井液〕液膨润土含量〔MBT〕在设计低限。预水化膨润土浆应承受抗盐土配制。、经加料漏斗均匀参加氯化钠或氯化钾干粉。粘度切力上升液粘度和切力。、检测钻井液性能，依据需要补充预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。4、假设承受在用钻井液配制盐水钻井液，应先加强钻井液净化〔MBT〕在盐水钻井液配方设计的低限值。第四五条配制方法之二、依据钻井液的矿化度和所需钻井液的总体积，计算出所需加量。、按计算浓度和体积分别在不同的专用配制罐中完成所需盐水、预水化膨润土浆与处理剂胶液。3、将预水化膨润土浆缓慢均匀参加盐水中，同时按比例参加处理剂胶液，保持搅拌，混合均匀后连续搅拌或循环至少2小时以上。、检测钻井液性能，依据需要参加处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。第五节水包油乳化钻井液配制相，也可使用预水化膨润土浆或水基钻井液作为外相。〔柴油、原油等〕，并循环搅拌均匀。第六节油基钻井液的配制第四九条油包水乳化钻井液配制、按配方计算和预备配制钻井液所需的材料：油，水，氯化钙干粉，乳化剂，生石灰，降滤失剂，有机土等。、按配方比例在配制罐中参加所需的油、水。在搅拌和循环2h混合均匀。2h，然后测定性能。4计范围内。第五条全油基钻井液的配制、在配制罐中参加所需的油，保持搅拌和循环，按配方依次2h以上至混合均匀。23性能至设计范围内。第七节钻井液性能检测GB/T16783《水基钻井液现场测试程序》和《油基钻井液现场测试程序》进展现场钻井液性能检测。1h12h检测一次钻井液全套常规性能；承受盐水钻井液钻进或含盐地层钻进时，每24h〔钾离子浓度测定仅针对钾盐钻井液体系〕。特别状况下，应加密检测。密测量钻井液密度，监测油、气、水后效。第五四条井底温度〔T底〕100℃时，每24h检测一次钻井液高温高压滤失性能，特别状况下，须加密测量。井底温度〔T〕和井底循环温度〔T循〕确定方法如下：1、TT〔℃〕=地面平均温度〔℃〕+［地温梯度〔℃/m〕×垂直井深〔m〕］100m的温度。2、TT〔℃〕＝T〔℃〕+垂直井深〔m〕/168。其中，T2个循环周后的钻井液出口温度。第五五条油基钻井液每12h检测性能。每次处理钻井液后，应检测电稳定性和高温高压滤失量。井液性能，保持储藏钻井液的良好的流淌性和沉降稳定性。第八节现场检测仪器与设备要求进展配备。表3现场钻井液检测仪器与设备根本配置表作业井深〔米〕≤20002000～4500≥4500备注密度计(量程＜2、0g/cm3)(台)2221密度计(量程＜3、0g/cm3)(台)2222漏斗粘度计〔台〕2223〔台〕1114API失水仪〔套〕1115固相含量测定仪〔台〕1116含砂量测定仪〔套〕1117pH/试纸〔套〕1118高温高压失水〔套〕11110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、试剂〔套〕11112剂〔套〕11113〔套〕11114〔个〕222152000mL钻井液杯〔个〕122～4搪瓷或不〔40～60W〕〔台〕11217〔套〕11218电加热器〔220V1000W〕〔个〕11119〔个〕11120破乳电压仪〔台〕11121〔0、1克〕〔台〕11122〔台〕111〔台〕111校验不合格的仪器不能使用。第五九条化学分析试剂应在有效期内。第液进展维护处理，满足钻井作业需要。型试验，避开处理不当造成井下简单或本钱上升。不易溶解物质应提前配制成胶液，充分溶解后使用。〔振动筛、除砂器、除泥器或清洁器、离心机〕使用率，削减钻井液劣质固相累积。来水进入钻井液，影响油基钻井液性能。内。第六六条密度的调整、依据现场作业状况，可选择加强固控设备使用率降低固相法降低钻井液密度。2等。提高钻井液密度时，应注意以下几点：a持在设计范围低限。b0、02～0、04g/cm3〔井涌和溢流压井时除外〕。c时，宜参加适量的润滑剂改善钻井液润滑性。d度后，应循环调整钻井液性能至设计范围内。3料。第六七条流变性的调整、应依据钻井液体系特点以及引起钻井液流变性变化的缘由，确定安全、经济、高效的维护处理方式。2提高固控设备使用率等方式处理。3盐、抗钙降粘剂处理。4时，宜参加耐温性更强的降粘剂处理。5高钻井液粘度和切力。第六八条滤失量的掌握、依据钻井液中膨润土含量和固相含量，确定钻井液滤失量调整方案。2钻井液高温高压滤失量。3第六九条劣质固相含量的掌握宜承受增加钻井液抑制性、法掌握钻井液中劣质固相的累积。第七条酸碱度的调整应依据钻井液类型和特点调整钻井液染，并保持钻井液碱度。第七一条盐水侵的处理钻井液受到大量地层盐水侵污后，碱和抗盐降粘剂、降失水剂等处理剂转化成盐水钻井液。第七二条钙、镁侵的处理钻井液受到大量钙、镁盐离子污等处理剂，转化为钙处理钻井液。第七三条油气侵的处理钻井液发生油气侵污染时，宜承受提高钻井液密度等方法处理。第七四条酸性气体侵的处理、发生二氧化碳气体侵入时，应准时参加生石灰、烧碱等材料处理，掌握钻井液pH9、5以上，并提高钻井液密度。2、进入含硫化氢地层前，应保持钻井液pH值在10-11之间，并参加除硫剂进展预处理。、觉察硫化氢侵入钻井液后，应加大除硫剂用量，保持钻井液pH10-11之间，并适当提高钻井液密度。、承受调整钻井液油水比、参加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80等有害固相增加导致粘度和动切力上升。、发生二氧化碳侵污造成钻井液粘度和动切力上升时，可使用石灰和乳化剂处理，维持钻井液石灰碱度在1、5～2、5mL，并提高钻井液密度。4持钻井液石灰碱度在2、5mL以上。第七六条油基钻井液滤失量的掌握、承受增大乳化剂加量的方式增加乳状液稳定性，降低油基钻井液滤失量。2量。第七七条油基钻井液电稳定性的掌握、外来水进入钻井液导致油基钻井液电稳定性降低时，应参加油、乳化剂等，提高钻井液电稳定性。2恢复钻井液的电稳定性。3、井底温度高于100℃时，应选用抗高温乳化剂。4润湿剂的加量。第四章油气层保护第七八条钻井液油气层保护应从进入油气层以前50米开头，直至油气层固井完成或进入油气生产环节时完毕。第七九条油气层保护的措施主要包括：缩短钻井液浸泡时间；使用合理的钻井液密度；削减钻井液滤失量；提高泥饼质量;降低钻井液固相含量；增加钻井液滤液与储层流体的配伍性和适应性；使用可解堵的钻井液材料。50m第五章循环系统、固控与除气设备第一节设备的配套、安装与维护4不同钻机钻井液循20003000米40005000米≥6000米序号名称单位基本标准根本11～2222222233211111111113除泥器(清洁器)11111111114除气器台111111115离心机台1111111111〔中速〕6111111111～21～27m3801201201202001603203203603608储浆罐111111222210111111222212水罐m3801201202001602002002002002001314离心机〔高速〕套深井、超深井、高压井施工可配置1台注：本表中规定储浆罐体积为最低配置。假设井控对储浆罐体积有特别要求时，应严格依据自然气集团公司井控相关规定执行。SY6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》要求进展标准安装与维护。、从井筒内返出的钻井液应首先承受振动筛净化，振动筛使100%。275～80%。3准时调整振动筛筛布的规格，尽可能选用较细目数的筛布。第八六条除砂器、除泥器〔或清洁器〕的使用、除砂器、除泥器〔或清洁器〕的处理力量应到达钻进时最150%以上。2〔或清洁器〕处理的循环钻井液量80%以上。密度高于重材料损失。3器、除泥器〔或清洁器〕运转正常。4〔或清洁器〕底流密度和进液密度的合理差值。除砂器正常差值为0、3～0、6g/cm3，除泥器〔或清洁器〕正常差值为0、3～0、42g/cm3。1、承受密度低于50%以上。2个循环周以上〔压井等应急状况除外〕。3排放量。第六章泡沫钻井流体第八八条适用范围1、低压易漏地层。23面对泡沫钻井流体的性能进展评价。第九条泡沫钻井流体发泡量与半衰期的测量方法发泡液，高速〔11000～12000rpm〕搅5min〔mL〕。250mL〔min〕〔mL〕和半衰期〔min〕，确定泡沫钻井流体性能和配方。抗盐、抗钙、抗原油污染和抗温等性能进展评价。1、抗盐评价试验：按配方配制100mL泡沫钻井流体试样三，分别测量发泡量与半衰期。2、抗钙评价试验：按设计配方配制三份一样的100mL泡沫10%氯化钙，溶解后，按本标准第九条的要求，分别测量发泡量与半衰期。3、抗油评价试验：按设计配方配制三份一样的100mL泡沫15%原油，按本标准第九条的要求，分别测量发泡量与半衰期。100mL泡沫钻井流体试样〔12〕W1要求测量发泡量与半衰期。W2在试验温度下滚动老化24h后，按本标准第九条的规定测量发泡量与半衰期。5100mL泡沫钻井流体试样〔1和试样2〕，R1按本标准第九条的规定测量发泡量与半衰期。向R224h后，按本标准第九条的规定测量发泡量与半衰期。率越小，该泡沫钻井流体抗污染力量越强。其次节可循环泡沫钻井流体沫钻井流体。第九五条按可循环泡沫钻井流体配方〔发泡剂除外〕配制基〔11000～12000rpm〕搅5minGB/T16783《水基钻井液现场测试程序》评价泡沫钻井流体的密度、粘度、切力、滤失量、PH第九六条取100m