中国石油天然气集团公司钻井液技术规范

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，现场作业，油气储层保护，钻井液循环、固控和除气设备，泡沫钻井流体，井下复杂的预防和处理，钻井液废弃物处理与环境保护，钻井液原材料和处理剂的质量控制与管理，钻井液资料管理等。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、质量和效益等因素的基础上，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。第五条钻井液设计内容主要包括：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、配制与维护处理；储层保护对钻井液的要求；固控设备配置与使用要求；钻井液仪器、设备配置要求；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；具有较好的储层保护效果；具有较好的经济性；低毒低腐蚀性。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.在砂泥岩地层钻进时，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.在地层破裂压力较低的易漏地层钻进时，宜选用充气、泡沫、水包油等密度较低的钻井液；在不含硫和二氧化碳的易漏地层钻进时，也可采用气体钻井。4.在大段含盐、膏地层钻进时，根据地层含盐量和井底温度情况，宜选用过饱和、饱和或欠饱和盐水聚合物等钻井液，也可选用油基钻井液。5.在高温高压深井段钻进时，宜选用以磺化类抗高温处理剂为主处理剂的抗高温、固相容量大的水基钻井液，也可选用油基钻井液。6.在储层钻进时，宜选用强抑制性聚合物钻井液、无固相聚合物钻井液、可循环微泡沫钻井液或油基钻井液等，并严格控制钻井液高温高压滤失量。第三节钻井液性能设计项目第八条水基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。表1水基钻井液设计性能参数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/30min）—√√√√泥饼（mm）—√√√√pH值√√√√√高温高压滤失量(井底温度,3.5MPa,mL/30min)井深大于4000米或井温达到100℃以上时应设计，也可根据作业井的实际需要确定设计井段。泥饼（mm）—√√√√泥饼粘附系数—√√√√亚甲基蓝膨润土含量（g/L）—√√√√固相含量（体积%）—√√√√油含量（体积%）根据所钻地层特性和所选钻井液类型确定。含砂量（体积%）—√√√√流性指数（n）—√√√√稠度系数（k，Pa·Sn）—√√√√[K+]（mg/L）（钾盐体系适用）—√√√√[Ca2+]（mg/L）—√√√√[CL-]（mg/L）—√√√√注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。第九条油基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。表2油基钻井液设计性能参数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）—√√√√HTHP滤失量（井下温度,3.5MPa,mL/30min）√√√√√泥饼（mm）—√√√√石灰碱度（mL）√√√√√破乳电压（V）√√√√√水相盐浓度√√√√√固相含量（体积%）—√√√√水（体积%）√√√√√油（体积%）√√√√√含砂量（体积%）—√√√√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：0.05～0.1g/cm3或1.5～3.5MPa；气井附加值：0.07～0.15g/cm3或3.0～5.0MPa。2．在保持井眼稳定、安全钻进的前提下，钻井液密度的安全附加值宜采用低限；对高压水层、盐膏层等特殊复杂地层及塑性地层，宜采用密度附加值高限。3．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。第十一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，确定钻井液配方中钻井液抑制剂种类和加量。水基钻井液抑制性评价推荐方法见附录1。第十二条流变性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，宜选用较低的粘切值。3．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.在造斜段和水平段钻进时，宜保持钻井液较高的动切力和较高的低转速（3rpm和6rpm）读值。第十三条滤失量1．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，合理控制钻井液的滤失量。2．在高渗透性砂泥岩地层、易水化坍塌泥岩地层采用水基钻井液钻进时，钻井液API滤失量宜控制在5mL以内。3．在水化膨胀率小、渗透性低、井壁稳定性好的非油气储层段采用水基钻井液钻进时，可根据井下情况适当放宽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时，高温高压滤失量宜小于25mL；在井壁不稳定井段和油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜控制在15mL以内。5．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。低固相钻井液的劣质固相含量宜控制在2%（体积百分数）以内；钻井液含砂量宜控制在0.5%（体积百分数）以内。2.在储层井段钻进时，含砂量宜控制在0.2%（体积百分数）以内。第十五条碱度1．不分散型钻井液的pH值宜控制在7.5～8.5；分散型钻井液的pH值宜控制在8～10；钙处理钻井液的pH值宜控制在9.5～11；硅酸盐钻井液的pH值宜控制在11以上。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.水基钻井液滤液酚酞碱度（Pf）宜控制在1.3～1.5mL。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1.3～1.5mL。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）宜控制在3以内，不宜超过5。第十六条水基钻井液抗盐、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．水基钻井液抑制性、抗盐、钙（镁）污染与抗温能力评价推荐方法详见附录1。第五节油基钻井液基油选择和主要性能参数设计第十七条基油的选择1.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。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。第十八条油水比选择应综合考虑钻井液保护储层要求和成本因素，选择合理的油基钻井液油水比或全油基钻井液。第十九条水相活度控制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以下；饱和氯化钙盐水可控制最低的水相活度在0.4以下。第二十条破乳电压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，含水量小于3%的全油基钻井液破乳电压应在2000v以上。第二十一条密度按照本规范第十条执行。第六节油气层保护设计第二十二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、饱和度等参数，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、盐敏、酸敏、碱敏、应力敏感性等评价数据。第二十三条根据油气储层的不同特点和完井方式，采取合理的储层保护技术措施。第二十四条储层保护材料和加重材料应尽可能选用可酸溶、油溶或采用其它方式可解堵的材料。第二十五条储层钻进时，应尽量降低钻井液固相含量，严格控制钻井液滤失量和，改善泥饼质量。API滤失量宜小于5mL，高温高压滤失量宜小于15mL。第二十六条钻井液碱度、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。第二十七条按照SY/T6540《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。第七节钻井液原材料和处理剂第二十八条钻井液原材料和处理剂应具有符合通用规范要求的技术文件（Specifications）和安全技术文件（MSDS）。第二十九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。第三十一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三十二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。第三十三条钻井液作业应严格按设计执行。第三十四条需变更钻井液设计时，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三十五条钻井液现场作业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，并向其它现场作业人员进行钻井液技术交底。第三十六条钻井液循环系统、固控和除气设备应按SY/T6223《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。第三十七条钻井液实验仪器、设备和试剂的配置和钻井液性能检测应按照GB/T16783《钻井液现场测试》的相关要求执行。第三十八条钻井液原材料和处理剂应按时到位，分类摆放，标示清楚，具有腐蚀性等对人体有害的处理剂要有标识，现场储放应满足“防雨、防潮、防晒、防冻”要求。第二节预水化膨润土浆与处理剂胶液配制第三十九条分析作业现场钻井液用水矿化度，根据需要在配浆、配液前对钻井液用水进行软化处理。第四十条预水化膨润土浆的配制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15分钟后，使用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。预水化膨润土浆粘度宜控制在120s以上。第四十一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四十二条按第四十条、第四十一条的方法，分别配好预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，按配方混合并搅拌循环均匀。第四十三条检测钻井液性能，根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