关于印发《中国石油天然气集团公司钻井液技术规范(试行)》的通知.docx

附件

钻 井 液 技 术 规 范
(试 行)

中国石油天然气集团公司
二○一○年八月

目 录

第一章 总 则┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3
第二章 钻井液设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3
第一节 设计的主要依据和内容┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3
第二节 钻井液体系选择┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄4
第三节 钻井液性能设计项目┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄5
第四节 水基钻井液主要性能参数设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄7
第五节 油基钻井液基油选择和主要性能参数设计 ┄┄┄11
第六节 油气层保护设计 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄12
第七节 钻井液原材料和处理剂 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄13
第八节 钻井液设计的管理 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄13
第三章 钻井液现场作业 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄14
第一节 施工准备 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄14
第二节 预水化膨润土钻井液与处理剂胶液的配制 ┄┄┄14
第三节 淡水钻井液的配制 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄15
第四节 盐水钻井液的配制 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄15
第五节 水包油钻井液的配制 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄16
第六节 油基钻井液的配制 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄16
第七节 钻井液性能检测 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄17
第八节 现场检测仪器 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄18
第九节 现场钻井液维护与处理的基本原则 ┄┄┄┄┄┄20
第十节 水基钻井液性能维护与处理 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄20
第十一节 油基钻井液性能维护与处理 ┄┄┄┄┄┄┄┄23
第四章 油气层保护 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄24
第五章 循环净化系统 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄25
第一节 设备的配套、安装与维护 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄25
第二节 钻井液净化设备的使用 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄27
第六章 泡沫钻井流体 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄28
第一节 一次性泡沫钻井流体 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄28
第二节 可循环泡沫钻井流体 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄29
第三节 压井液和压井材料的储备 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31
第七章 井下复杂事故的预防和处理 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31
第一节 井壁失稳的预防与处理 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31
第二节 井漏的预防与处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄33
第三节 卡钻的预防和处理 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄35
第八章 废弃钻井液处理与环境保护 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄37
第九章 钻井液原材料和处理剂的性能评价与储存 ┄┄┄┄37
第一节 技术标准与性能评价 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄38
第二节 钻井液原材料和处理剂的储存 ┄┄┄┄┄┄┄┄38
第十章 钻井液资料收集 ┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄39
第十一章 附 则┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄39
附 录┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄40

中国石油天然气集团公司钻井液技术规范

第一章 总 则
第一条 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水平，保障钻井工程的安全和质量，满足勘探开发需要，特制定本规范。
第二条 本规范主要内容包括：钻井液设计，钻井液现场作业，油气储层保护，循环净化系统，泡沫钻井流体，井下复杂事故的预防和处理，废弃钻井液处理与环境保护，钻井液原材料和处理剂的性能评价与储存，钻井液资料收集等。
第三条 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。
第二章 钻井液设计
第一节 设计的主要依据和内容
第四条 钻井液设计是钻井工程设计的重要组成部分，主要依据包括但不限于以下几方面：
1. 以钻井地质设计、钻井工程设计及其它相关资料为基础，依据有关技术规范、规定和标准进行钻井液设计。
2. 钻井液设计应在分析影响钻探作业安全、质量和效益的基础上，制定相应的钻井液技术措施。设计的主要依据有：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，储层保护要求，本区块或相邻区块已完成井的井下复杂情况和钻井液应用情况，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，国家和施工地区有关环保方面的规定和要求。
第五条 钻井液设计的主要内容包括：邻井复杂情况分析与本井复杂情况预测，分段钻井液类型及主要性能参数，分段钻井液基本配方，钻井液消耗量预测，钻井液配制、维护处理，储层保护对钻井液的要求，循环净化设备配置与使用要求，钻井液测试仪器配置要求，分段钻井液材料计划及成本预测，井场应急材料和压井液储备要求，井下复杂情况的预防和处理，钻井液HSE管理要求。
第二节 钻井液体系选择
第六条 钻井液体系选择应遵循以下原则：满足地质目的和钻井工程需要, 具有经济性和低毒、低腐蚀性，有利于储层和环境保护。
第七条 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，宜选用以磺化类处理剂为主的抗高温、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。
第三节 钻井液性能设计项目
第八条 水基钻井液性能设计应包含下表所列项目。

表1 水基钻井液性能设计项目表
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（mL）
—
√
√
√
√
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（Pa·Sn）
—
√
√
√
√
[K+]（mg/L）*
—
√
√
√
√
[Ca2+]（mg/L） *
—
√
√
√
√
[CL-]（mg/L） *
—
√
√
√
√
注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。带“*”项目，为有条件选项。其中：泥饼粘附系数 *，表示仅在浅井的斜井段、对泥饼润滑性有特殊要求的复杂井段和深井段为必选项；[K+]（mg/L）*，当使用钾盐钻井液体系时为必选项；[Ca2+]（mg/L）*，当使用钙处理钻井液或在易受钙、镁盐侵污井段钻井时为必选项；[CL-]（mg/L）*，当使用盐水钻井液或在易受盐侵污井段钻井时为必选项。

第九条 油基钻井液性能设计应包含下表所列项目。
表2 油基钻井液性能设计项目表
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）
—
√
√
√
√
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）
—
√
√
√
√
注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。
第四节 水基钻井液主要性能参数设计
第十条 密 度
1．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：0.05g/cm3～0.1g/cm3或1.5MPa～3.5MPa；气井附加值：0.07g/cm3～0.15g/cm3或3.0MPa～5.0MPa。
2．在盐膏层等易引起塑性变形的特殊复杂地层钻进时，依据上覆岩层压力值，设计合理的钻井液密度。
3．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。
第十一条 流变性
1．根据钻井液体系、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，宜选用较低的粘度和切力值。
3．低密度钻井液动切力与塑性粘度比值宜保持在0.36 Pa/mPa.s以上，高密度钻井液宜控制较低的粘度和切力。
4．在造斜段和水平段钻井，宜控制较高的钻井液动切力和较高的低转速（3rpm和6rpm）读值。
第十二条 滤失量
1．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是否为储层等因素综合考虑，合理控制钻井液的滤失量。
2．在高渗透性砂泥岩地层，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。
3．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、易造成井下复杂的深井段，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。
4．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；高温高压滤失量宜控制在15mL以内，滤饼厚度控制在3.0mm以内。
5. 在水化膨胀率小、渗透性低、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。
6．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。
第十三条 固相含量
1. 应最大限度地降低钻井液劣质固相含量。低固相钻井液的劣质固相含量宜控制在4%（体积百分数）以内。
2. 非加重钻井液含砂量宜控制在0.5%（体积百分数）以内。
第十四条 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/cm3∼2.3g/cm3，膨润土含量宜控制在30g/L以内；密度超过2.3 g/cm3，膨润土含量宜控制在20g/L以内。
第十五条 碱 度
1. 不分散型钻井液的pH值宜控制在7.5～9；分散型钻井液的pH值宜控制在9～10；钙处理钻井液的pH值宜控制在9.5～12；硅酸盐钻井液的pH值宜控制在11～12。
2. 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10～11。
3. 淡水钻井液滤液碱度（Pf）宜控制在1.3～1.5mL；饱和盐水钻井液滤液碱度（Pf）宜控制在0.8～1.2mL；深井抗高温钻井液滤液碱度（Mf）与滤液碱度之比值（Mf/Pf）宜控制在3以内，不宜超过5。
4. 钙处理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0.8mL～2.0mL；高石灰含量钻井液的碱度（Pf）宜控制在5.0mL～10.0mL；石膏钻井液碱度（Pf）宜控制在0.2mL～0.70mL。
第十六条 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依据，确定钻井液配方中抑制剂的种类和加量。水基钻井液抑制性评价推荐方法见附录A。
第十七条 水基钻井液抗盐、钙（镁）污染与抗温能力
1. 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）污染能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。
2．在高温高压深井段钻进时，应根据钻井液抗温能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。
3．水基钻井液抗盐、钙（镁）污染与抗温能力评价推荐方法详见附录A。
第五节 油基钻井液基油选择和主要性能参数设计
第十八条 基油的选择
1. 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。
2. 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。
第十九条 油水比选择
应综合考虑钻井工程与保护储层要求、工艺技术现状及成本因素，选择合理的油基钻井液油水比或全油基钻井液。
第二十条 水相活度控制
1. 油包水乳化钻井液宜使用盐水作为内相，调节钻井液水相活度与地层水活度相当。
2. 根据钻井液水相活度控制要求、各类盐调节水活度能力以及所需盐类的供应情况等因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。
第二十一条 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。
2. 油包水乳化钻井液破乳电压应在400v以上。
第二十二条 密 度
按照本规范第十条执行。
第六节 油气层保护设计
第二十三条 保护油气层设计的依据主要有：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、形态与分布，裂隙发育程度），孔隙度、渗透率、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。
第二十四条 根据油气储层的不同特点和完井方式，采取合理的保护储层钻井液技术措施。
第二十五条 储层保护材料和加重材料应尽可能选用可酸溶、油溶解堵或采用其它方式可解堵的材料。
第二十六条 储层钻进时，应尽量降低钻井液固相含量，严格控制钻井液滤失量，改善泥饼质量。无粘土相钻井液的滤失量可适当放宽。
第二十七条 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，避免造成储层碱敏、盐敏和产生盐垢损害。
第二十八条 按照SY/T 6540《钻井液完井液损害油层室内评价方法》进行钻完井液储层损害室内评价，岩心渗透率恢复值应达到75%以上。
第七节 钻井液原材料和处理剂
第二十九条 钻井液原材料和处理剂应具有以下文件：
1、 产品质量标准和技术文件，主要内容包括：产品主要化学成分或类别、在钻井液配方中的推荐加量，规定产品理化性能检测指标、钻井液性能检测指标等；
2、 安全技术文件，主要内容包括：燃点、闪点、毒性、腐蚀性、包装与防护、以及人体不慎接触或中毒后的紧急处理方法等。
第三十条 钻井液原材料和处理剂应满足地质录井的特殊要求。
第三十一条 作业所在国家和地区的法律法规明令禁止的有毒、有害材料不应设计使用。
第三十二条 在满足作业需要前提下，应选用性价比较高的钻井液原材料和处理剂。
第八节 钻井液设计的管理
第三十三条 钻井液设计应由具有相应钻井工程设计资质的单位承担，设计审批应参照中油工程字【2006】274号《中国石油天然气集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见》中的相关要求执行。
第三十四条 钻井液作业应严格按设计执行。
第三十五条 变更钻井液设计时，应按原设计审批程序办理设计修改或制定补充设计。
第三章 钻井液现场作业
第一节 施工准备
第三十六条 钻井液现场作业负责人员应具有相应岗位资格，熟悉施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行钻井液技术交底。
第三十七条 钻井液循环净化系统应按SY/T 6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》的相关要求进行配备和安装。
第三十八条 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《钻井液现场测试》的相关要求执行。
第三十九条 钻井液原材料和处理剂应按时到位，分类摆放，标示清楚，对人体有害的处理剂要作特别标识，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。
第四十条 在配制钻井液前，应采集现场钻井液原材料和处理剂样品，进行小型室内配制实验。
第二节 预水化膨润土钻井液与处理剂胶液配制
第四十一条 分析作业现场钻井液用水，根据需要在配制钻井液和处理剂胶液前对钻井液用水进行预处理。
第四十二条 预水化膨润土钻井液的配制
1. 在专用配浆罐中加入60%～80%（体积百分数）水。
2. 按配方要求向配浆罐中依次加入所需烧碱、纯碱，搅拌溶解15min后，使用混合漏斗或剪切泵加入所需膨润土粉。
3. 配制完成后应持续搅拌水化16h以上。
第四十三条 钻井液处理剂胶液的配制
1. 在处理剂胶液配制罐中加入80%～90%（体积百分数）水。
2. 使用剪切泵均匀加入计算量的处理剂，保持搅拌直到充分水化溶解。
第三节 淡水钻井液配制
第四十四条 按第四十二条、第四十三条的方法，分别配好预水化膨润土钻井液和钻井液处理剂胶液，按配方比例混合并搅拌循环均匀。
第四十五条 检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土钻井液和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。
第四节 盐水钻井液配制
第四十六条 配制方法之一
1. 按第四十二条、第四十三条的方法，准备好预水化膨润土钻井液（或在用钻井液）和钻井液处理剂胶液，将预水化膨润土钻井液（或在用钻井液）与配制的处理剂胶液按配方比例混合，搅拌均匀，保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。
2．经混合漏斗或剪切泵均匀加入氯化钠或氯化钾干粉。粘度切力升高时，可降低加入速度，保持搅拌循环，也可加入降粘剂调整钻井液粘度和切力。
3．检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土钻井液和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。
4．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。
第四十七条 配制方法之二
1．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、膨润土粉和其它处理剂的加量。
2．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、预水化膨润土钻井液与处理剂胶液的配制。
3．将预水化膨润土钻井液缓慢均匀加入盐水中，同时按比例加入处理剂胶液，保持搅拌，混合均匀后继续搅拌或循环至少2h以上。
4．检测并调整钻井液性能至设计范围内。
第五节 水包油钻井液配制
第四十八条 水包油钻井液可使用水或处理剂胶液作为外相，也可使用预水化膨润土钻井液或其它水基钻井液作为外相。
第四十九条 向外相流体中加入增粘剂、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），并循环搅拌均匀。
第五十条 检测并调整钻井液性能至设计范围内。
第六节 油基钻井液的配制
第五十一条 油包水钻井液配制
1. 按配方计算和准备配制钻井液所需的材料：油，水，氯化钙（盐），乳化剂，生石灰，降滤失剂，有机土等。
2．按配方在配制罐中加入计算量的油，在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢加入有机土、降滤失剂、主辅乳化剂；在另一配制罐中加入计算量的水，在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢加入氯化钙（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。
3．缓慢、均匀加重，密度达到配方要求后应继续搅拌2h，然后测定性能。
4. 检测并调整钻井液性能至设计范围内。
第五十二条 全油基钻井液的配制
1. 在配制罐中加入所需的油，保持搅拌和循环，按配方依次加入有机土、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。
2. 加重按第五十一条第三款执行。
3. 检测并调整钻井液性能至设计范围内。
第七节 钻井液性能检测
第五十三条 按照GB/T 16783《水基钻井液现场测试程序》和GB/T 16782《油基钻井液现场测试程序》进行钻井液性能检测。
第五十四条 正常钻进时，1～2h检测一次钻井液密度和漏斗粘度，4～8h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；采用钙处理钻井液或在含较多钙、镁盐地层钻井时，每24h检测一次钻井液滤液钙、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，应根据需要加密检测。
第五十五条 钻开油、气、水层，应严格按照井控相关规定，加密测量钻井液密度，监测油、气、水后效。
第五十六条 每24～48h检测一次钻井液高温高压滤失性能；钻井液性能稳定时，可适当延长测量间隔；特殊情况下，加密测量。地层温度根据地温梯度和钻井液循环出口温度进行测算确定，测算方法参见附录B。
第五十七条 油基钻井液每12h检测一次全套性能。每次处理钻井液后，应检测电稳定性和高温高压滤失量。
第五十八条 定期搅拌和循环储备的加重钻井液，检测并维护钻井液性能，保持储备钻井液的良好的流动性和沉降稳定性。
第八节 现场检测仪器
第五十九条 现场钻井液实验检测仪器，应按以下要求进行配置。

表3 现场钻井液检测仪器配置表
序号
仪器设备名称
作业井深（m）
备 注
≤
2000
2000～4500
≥4500
1
密度计，最高量程为2.0g/cm3，(台)
2
2
2

密度计，最高量程为3.0 g/cm3，(台)
2
2
2
超高密度井配备
2
漏斗粘度计（台）
2
2
2

3
六速旋转粘度计（台）
1
1
1

4
低温低压滤失仪（套）
1
1
1

5
固相含量测定仪（台）
1
1
1

6
含砂量测定仪（套）
1
1
1

7
pH计或pH试纸（套）
1
1
1

8
高温高压滤失仪（套）
1
1
1
井底温度大于100℃配备
9
泥饼粘附系数测定仪（套）
1
1
1
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）
1
1
1

12
碱度分析装置与试剂（套）
1
1
1

13
钾、钙、镁、氯离子分析装置与试剂（套）
1
1
1
特定钻井液体系配备
14
秒表（个）
2
2
2

15
2000mL钻井液杯（个）
1
2
2～4
搪瓷或不锈钢
16
电动搅拌机，40W～60W，（台）
1
1
2

17
高速搅拌器（套）
1
1
2

18
电加热器，220V，500W～800W，（个）
1
1
1

19
氮气瓶（个）
1
1
1

20
破乳电压仪（台）
1
1
1
油基钻井液配备
21
电子天平，称量精度0.1g（台）
1
1
1

22
计算机（台）
1
1
1

23
打印机（台）
1
1
1

第六十条 钻井液测量仪器应按规定定期校验，并建立测量仪器检验校核档案。校验不合格的仪器不能使用。
第六十一条 化学分析试剂应在有效期内。
第九节 现场钻井液维护与处理的基本原则
第六十二条 应根据钻井液性能检测结果及井下情况，及时对钻井液进行维护处理，满足钻井作业需要。
第六十三条 钻井液处理应遵循均匀、稳定的原则。对钻井液实施转换或大型处理时，宜将钻具上提至套管或稳定井段内进行。实施前应做室内小型实验，避免处理不当造成井下复杂或成本上升。
第六十四条 钻进过程中，应按钻井液配方及时补充处理剂，保证钻井液中各处理剂浓度和配比。水基钻井液中所使用的聚合物等不易溶解物质应提前配成充分溶解的胶液后使用。
第六十五条 提高固控设备（振动筛、除砂器、除泥器或清洁器、离心机）使用率，减少钻井液劣质固相累积。
第六十六条 使用油基钻井液时，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。
第六十七条 电测及下套管前，应根据井下实际情况调整钻井液性能。
第十节 水基钻井液性能维护与处理
第六十八条 密度的调整
1. 根据现场作业情况，可选择使用固控设备清除固相，加入处理剂胶液或混入相同体系、较低密度的钻井液等方法降低钻井液密度。
2. 采用加入加重材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。常用加重材料有重晶石、铁矿粉、石灰石粉等。提高钻井液密度时，应注意以下几点：
（1）提高钻井液密度前，宜先清除劣质固相，并使钻井液膨润土含量和固相含量保持在设计范围低限。
（2）加重材料应经加重装置按循环周均匀加入，每个循环周密度提高值宜控制在0.01g/cm3～0.04g/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，宜加入适量的润滑剂改善钻井液润滑性。
（4）提高密度后，应调整钻井液性能至设计范围内。
3. 可用水溶性盐类作为提高盐水钻井液密度的加重材料。
第六十九条 流变性的调整
1. 应根据钻井液体系特点和引起钻井液流变性变化的原因，确定安全、经济、高效的维护处理方式。
2. 加入处理剂过量或粘土固相过高造成粘度和切力升高时，宜采取加入水或处理剂胶液、提高固控设备使用率等方式处理。
3. 盐钙侵污染造成粘度和切力升高时，宜加入纯碱和抗盐、抗钙降粘剂处理。
4. 由于处理剂高温降解失效或减效，导致粘度和切力升高时，宜加入耐温性更强的降粘剂处理。
5. 根据需要，可采取加入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。
第七十条 滤失造壁性的控制
1. 根据不同钻井液体系的特点，保持钻井液中适当浓度的膨润土含量。
2. 可使用2%以上浓度、软化点与泥浆使用温度相当的天然沥青或沥青改性类处理剂，配合钻井液体系中的其它降滤失材料，控制钻井液高温高压滤失量。
3. 根据钻井液体系特点，以及钻井液抗盐和抗温能力要求，以“安全、经济、高效”为原则，优选钻井液降滤失剂控制钻井液滤失量。
第七十一条 劣质固相含量的控制
宜采用增强钻井液抑制性、提高固控设备使用效率、加入处理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。
第七十二条 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、降滤失剂清除或降低水泥污染，避免钻井液碱度大幅升高。
第七十三条 盐水侵的处理
钻井液受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，或加入适量纯碱、烧碱和抗盐降粘剂、降失水剂等处理剂转化成盐水钻井液。
第七十四条 钙、镁侵的处理
钻井液受到大量钙、镁盐离子污染后，宜加入适量纯碱、烧碱和抗盐、抗钙的降粘剂、降失水剂等处理剂或转化为钙处理钻井液。
第七十五条 油气侵的处理
钻井液发生油气侵污染时，宜采用液气分离器或除气器除气，加入乳化剂、消泡剂，并根据井下情况提高钻井液密度等方法处理。
第七十六条 酸性气体侵的处理
1．发生二氧化碳气体侵入时，可及时加入生石灰、烧碱等材料处理，控制钻井液pH值至9.5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9.5-11，并加入除硫剂进行预处理。
3．发现硫化氢侵入钻井液后，应加大除硫剂用量，保持钻井液pH值在9.5-11，并适当提高钻井液密度。
第十一节 油基钻井液性能维护与处理
第七十七条 油基钻井液流变性的调整
1．采用调节钻井液油水比、加入有机土和降粘剂等方式可调整钻井液流变性。
2．提高振动筛、除砂器、除泥器（清洁器）和离心机等固控设备的使用率，使用尽可能细目的振动筛筛布，避免钻井液中钻屑等有害固相增加导致粘度和动切力升高。
3．发生二氧化碳侵污造成钻井液粘度和动切力升高时，可使用石灰和乳化剂处理，维持钻井液石灰碱度在1.5mL～2.5mL，并提高钻井液密度。
4. 发生硫化氢侵污时，应加入除硫剂进行除硫处理，并保持钻井液石灰碱度在2.5mL以上。
第七十八条 油基钻井液滤失量的控制
1. 增大乳化剂加量，增强乳状液稳定性，降低油基钻井液滤失量。
2. 加入有机土、油基钻井液降滤失剂等处理剂降低滤失量。
第七十七条 油基钻井液电稳定性的控制
1. 外来水进入钻井液导致油基钻井液电稳定性降低时，应加入适量基油、乳化剂等，提高钻井液电稳定性。
2. 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、提高固控设备使用效率和加大处理剂加量等方法恢复钻井液的电稳定性。
3. 加入乳化剂、润湿剂前，应通过小型实验确定乳化剂、润湿剂的加量。
第四章 油气层保护
第七十九条 根据储层特点和完井方法确定钻井液油气层保护主要技术措施，并在进入油气层之前完成。
第八十条 钻井液油气层保护应从进入油气层以前至少50米开始，直至油气层固井完成或进入油气生产环节时结束。
第八十一条 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，减少钻井液滤失量，提高泥饼质量，降低钻井液固相含量，增强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。
第八十二条 钻开油气层后，应保持钻井液性能在设计范围内。
第八十三条 严格执行钻井液油气层保护方案设计，加强作业监督，确保油气层保护方案及时、有效落实。
第五章 循环净化系统
第一节 设备的配套、安装与维护
第八十四条 循环净化系统设备的配置

表4 不同钻机钻井液循环净化系统配置要求
序号
名称
单位
钻机类型
≤2000m
3000m
4000m
5000m
≥6000m
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
1～2
2
2
2
2
2
2
2
3
3
2
除砂器
台
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
除泥器(清洁器)
台
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
4
除气器
台

1

1
1
1
1
1
1
1
5
离心机
（中速）
台
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
6
锥形罐
套
1
1
1
1
1
1
1
1
1～2
1～2
7
循环罐
m3
80
120
120
120
160
160
320
320
360
360
8
储浆罐
m3
80
80
80
80
120
120
160
160
200
200
9
混合加重漏斗
套
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
10
配液罐
个
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
12
水罐
m3
80
120
120
160
160
200
200
200
200
200
13
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
注：本表中规定储浆罐和水罐体积为最低配置。若井控对储浆罐体积有特殊要求时，应严格按照中国石油天然气集团公司井控相关规定执行。
第八十五条 钻井液循环净化系统（钻井液循环罐、储备罐、罐之间的连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《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》要求进行安装与维护。
第二节 钻井液净化设备的使用
第八十六条 振动筛的使用
1. 井口返出的钻井液应首先经振动筛进行净化，振动筛的处理量应为钻井泵最大排量的100%以上。
2. 振动筛使用率应达到100%。
3. 正常钻进排量下，钻井液筛面过流面积宜保持在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，尽可能选用细目筛布。
第八十七条 除砂器、除泥器（或清洁器）的使用
1. 除砂器、除泥器（或清洁器）的处理能力应达到钻进时最大循环排量的100%以上。
2. 采用除砂器、除泥器（或清洁器）处理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以上的钻井液可使用清洁器代替除泥器，减少加重材料损失。
3. 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。
4. 不定期检测并保持除砂器、除泥器（或清洁器）底流密度和进液密度的合理差值。除砂器正常差值为0.3g/cm3～0.6g/cm3，除泥器（或清洁器）正常差值为0.3g/cm3～0.42g/cm3。
第八十八条 离心机的使用
1. 采用密度低于1.25g/cm3以下的钻井液钻进时，离心机使用时间宜占循环总时间的50%以上。
2. 钻井液加重前，宜使用离心机2个循环周以上（压井等应急情况除外）。
3. 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。
第八十九条 定期检查泥浆枪闸阀、流道和喷嘴，保持泥浆枪处于正常可用状态。每次开钻前，应检查一次；正常钻井时， 7天检查一次。
第九十条 钻井液循环净化系统其它设备的使用，按照SY 6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》执行。
第六章 泡沫钻井流体
第一节 一次性泡沫钻井流体
第九十一条 适用范围
1. 低压易漏地层。
2. 不易坍塌、可钻性差的常压、低压地层。
3. 低压油气储层。
第九十二条 通过试验测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。
第九十三条 在确定泡沫基液配方和性能时，应对基液的抗盐、抗钙、抗原油污染性能进行评价。
第九十四条 基液发泡量与半衰期的试验评价方法，以及基液的抗盐、抗钙、抗油性能的试验评价方法，见附录B。
第九十五条 发泡基液的发泡性能应达到以下要求：发泡量不低于500%；半衰期不低于60min。
第九十六条 发泡基液的配制
1、 按设计向配液罐加入计算量的水，并根据需要进行预处理。
2、 按设计配方加入增粘剂、稳泡剂和发泡剂等处理剂，低速搅拌至溶解。
3、 检测基液性能，并调整性能至设计要求。
第九十七条 遇到地层出水时，可向基液中加入预水化膨润土钻井液和处理剂，转化成硬胶泡沫流体或常规钻井液。
第二节 可循环泡沫钻井流体
第九十八条 在本规范第九十一条所规定的条件下，钻井流体