川东地区钻井液体系工艺技术规范手册（项目）

'目录第一章钻井液体系规范1第一节基础工作11.1.1基浆配制：11.1.2钻井液原材料、处理剂的准备及合理使用：1第二节钻井液体系配方与配制规范21.2.1多聚无固相钻井液21.2.2聚合物钻井液31.2.3钾－两性离子聚合物防塌钻井液41.2.4钾钙沥青质聚合物防塌钻井液61.2.5聚磺钻井液71.2.6钾钙基多元聚合醇正电胶聚磺钻井液81.2.7油保聚磺钻井完井液101.2.8饱和盐水钻井液111.2.9有机盐钻井液131.2.10正电胶聚合物钻井液141.2.11三超强钻井液161.2.12微泡沫钻井液17第三节钻井液体系间转化181.3.1钻井液体系间转化的可行性181.3.2几种常见体系转化要点简介19第二章钻井液性能维护工艺23第一节定期维护方法23第二节钻井液常规处理方法27第三节钻井液固相优控30第四节几种特殊的钻井液维护工艺312.4.1高密度钻井液维护工艺312.4.2井浆大幅度降密度工艺322.4.3即配即用高密度新浆配制工艺33104 2.4.4膏盐层污染处理：342.4.5H2S、CO2等酸性气体污染处理：342.4.6携砂不良的改进处理34第三章复杂事故处理规范36第一节井塌383.1.1井塌的现象383.1.2井塌的预防及时处理技术：39第二节卡钻443.2.1钻井过程中卡钻事故的现象与及原因443.3.2卡钻的预防及处理483.2.3油基解卡液工艺技术51第四章井控及压井泥浆工艺规范53第一节井控534.1.1井控总的要求534.1.2钻开气层前的井控泥浆534.1.3钻开气层～完钻前井控泥浆工作54第二节压井564.2.1压井井浆密度的确定564.2.2压井高密度钻井液的配制56第五章特殊工艺下的钻井液工艺58第一节水平井钻井液工艺585.1.1水平井钻井液的技术难点和对策585.1.2水平井钻井液工艺要点59第二节气体（空气、氮气）钻井钻井液转化工艺规范625.2.1气体钻井地面钻井液转化准备625.2.2气体钻井向水基钻井液转化替浆工艺635.2.3气体钻井替浆后钻井液维护工艺64第三节油气层保护及完井64第四节PDC钻头钻进配套钻井液工艺技术要点65104 5.4.1配套的钻井工艺措施655.4.2带PDC钻头螺杆钻具钻进钻井液配套工艺要点66第六章堵漏工艺技术规范70第一节漏层的分类及漏层性质的确定706.1.1井漏的分类方法及分类706.1.2、漏层性质的确定70第二节水泥堵漏工艺技术规范716.2.1水泥堵漏施工步骤716.2.2水泥堵漏施工原则及要求72第三节桥接堵漏工艺技术规范786.3.1桥接堵漏适用范围及选择方法786.3.3堵浆配制79第四节随钻堵漏工艺技术规范826.4.1随钻堵漏适用范围及选择方法826.4.2随钻堵漏参数确定82第五节高失水堵漏工艺技术规范846.5.1HHH适用范围及选择方法84第七章附录89第一节钻杆、钻铤、套管、89油管内容积、体积、环空容积和有关参数89第二节水基钻井液配制和密度调节91第三节钻井液循环参数计算92第四节石油工程通用公英制单位换算94第五节钻井液专业常用公英制单位换算101流变学计算示例（SI单位）SY/T6613-2005105常用计算公式及数据112104 前言为了便于广大钻井液工作者进一步规范现场工艺技术，提高应变能力和技术水平，及时解决现场技术问题，促进现场钻井液工作的规范化和系统化发展，根据2005年公司科研项目研究计划，公司组织了钻井液技术的规范整理工作。在1993版《川东地区钻井液体系及工艺规范》、《川东钻探公司钻井液质量管理体系作业性文件》基础上，本着面向现场，便于操作，总结广大现场钻井液工作者积累的宝贵经验，结合钻井液方面取得的新技术研究成果，特编写本《钻井液体系工艺规范》，以供学习参考。由于作者能力有限，编写过程中得到了同行、专家的帮助指导，在此一并感谢。书中不足之处，敬请谅解和指正。2006年9月18日104 总则钻井液技术工作是一项专业性很强的工作。川东钻井液技术及生产管理的总目标就是实现总公司明确提出的钻井液“五个有利于”要求（有利于安全、快速、优质、低耗的科学钻井；有利于取全取准地质资料；有利于钻具管材的防腐；有利于发现并保护油气层；有利于保护环境）。经过广大钻井液工作者多年的努力，川东钻井液技术已经逐步形成了基本能适应本钻井作业区块的特色工艺技术。熟悉掌握这些工艺技术并运用于现场工作实践，应遵循的基本方针就是：轻泥浆为重泥浆做准备；浅井段为深井段做准备；正常情况下为复杂情况下做准备；阶段性为整体性做准备；子系统为全系统做准备。必须坚持把好“五环”，攻克“四关”（“五环”即：重点井、关键井段的提前技术准备与技术交底环节；加强现场查实、驻井把关环节；地面泥浆材料与泥浆提前准备环节；泥浆类型“一条龙”配套转化环节；新工艺技术的指导环节。“四关”即：聚合物泥浆快速钻进防塌抗污染关，深井井眼防粘卡关；综合治漏关；防喷泥浆工作关）。104 第一章钻井液体系规范第一节基础工作1.1.1基浆配制：淘空泥浆罐，并清洗干净，确认闸门不窜不漏，搅拌器、加重泵等设备完好。按照配制量放足清水，打开搅拌器、加重泵依次加入Na2CO3，坂土，循环冲刺半小时后静置水化。坂土量按照基浆中土量的百分比计算[若给定的是基浆密度，按W=2.6（ρ-1）/（2.6-1）计算]；Na2CO3加量按土量的5-8%计算（说明；若为钠坂土，Na2CO3加量取低限，加入Na2CO3过量，坂土不能有效分散时，可加入适量的CaO沉除）。1.1.2钻井液原材料、处理剂的准备及合理使用：在配制和处理钻井液之前，应按配方要求和需要量，提前做好钻井液原材料即处理剂的准备工作。在处理剂的使用中，除大部分处理剂可直接使用外，高分子类聚合物应配成水溶液预溶（一般来说，大分子类可配成1-2%的溶液，中分子类可配成5-10%的溶液，小分子类因作稀释剂用，其溶液浓度可更低；现场因技术需要，多以复配形式使用，但加入时按照按大、中、小的次序进行）；腐植酸类、稀释剂类、干粉类抗膏盐护胶剂类处理剂最好配成碱液使用（一般原则是：需降粘切时浓度宜低，需提粘或降失水时，浓度宜略高）；乳化剂的加入应根据亲油类处理剂加量而定（加入乳化剂前，井浆必须保证油含量大于5%104 ）；处理剂的详细使用方法，适用条件，加量等详见附表《泥浆添加剂使用指南》。第二节钻井液体系配方与配制规范1.2.1多聚无固相钻井液表1多聚无固相钻井液钻井液工艺规范基础配方：处理剂功能浓度范围（%）PHPK－PAM选择絮凝抑制、选择絮凝0.05-0.150.05-0.3调整原则：地层较稳定、地层倾角小、井浅、井眼浸泡时间短，处理剂浓度可适当取低限；在取高限浓度的情况下，可以提高无固相井浆的抑制性，可适当拓展其使用的范围。配制方法：1.将各种处理剂按：“大分子、中分子、小分子”的次序、按比例均匀加入，待水化充分后，循环均匀即可。2.先将聚合物类处理剂配成1-2%的水溶液，待水化充分后加入水中。适用方法：1.适合于地质情况熟悉的非高地层倾角（≤30°）无流体显示的非易塌构造或区块，主要应用于表层的快速钻进；地层倾角≤30°，φ444.5mm井眼段小于200m或φ311.2mm井眼段小于1500m。2.适合于井漏严重、非易塌层位、无流体显示的各构造短时间的强钻中。104 维护要点：1.用聚合物大、中、小分子复配比例变化，调节钻井液性能。2.维护补充胶液应力求保持聚合物浓度稳定，坚持少吃多餐、细水长流、均匀稳定原则：根据进尺量和井浆补充量作配方加量调整，每天补充胶液1~2次。3.体系中不要加入CMC、NaOH等分散剂。4.出现携砂困难时，配制20-40m3稠泥浆作段塞携砂。1.2.2聚合物钻井液表2聚合物钻井液工艺规范基础配方:处理剂功能浓度范围（%）坂含PHPK－PAM聚合物降失水剂（LS-2、CPF等）防卡润滑剂（HLN-6等）沥青类防塌剂（FRH、NRH、SEB）稀释剂石灰基础胶粒选择絮凝抑制、选择絮凝降滤失润滑封堵、胶结防塌调整流变性抑制30~40g/l0.1-0.20.1-0.30.5-1.52-62-40.2-0.30.3-0.5调整原则：1.处理剂浓度随地层易塌程度、井深、浸泡时间、带砂情况、遇阻卡状况、地层破碎胶结情况等的因素严重度增加而加大。2.处理剂的选用宜根据井下的具体情况而酌情增、减或更改。以适应具体要求，建议配伍以最简为原则。3..非高陡构造易塌井段，可以适当放大井浆失水控制，但在进入东岳庙前必须控制在10ml以内。随地层坍塌可能性增加，抑制剂、降失水剂在井浆中的含量也要相应增加。4.随地层破碎程度增加、胶结性变差或裂缝发育，应在保持矿化度的前提下（防起泡）提高沥青类处理剂作封堵之用。5.易塌区块可以辅以0.5~1.0%聚合醇或无渗透抑制剂，有利于提高井浆的防塌抑制性。104 配制方法：1.按60:3:1000（土:Na2CO3:H2O）的比例配制基浆，充分水化。取聚合物无固相井浆60~70%，混入坂土浆30~40%后再行调整。2.聚合物类处理剂按1-2%的浓度配成水溶液水化充分后待用（也可配成混合胶液）。3.再按照配方比例均匀加入聚合物降失水剂和沥青类处理剂。4.中深井段加入润滑剂。5.高陡构造或易塌区块可以补充聚合醇等抑制剂，提高防塌抑制能力。适用范围：1.非高地层倾角井的表层易水化分散的泥页岩井段，既有利于防塌，又能适当提高机械钻速。2.中深井段出现恶性纵向裂缝漏失，而上部裸眼井段又易因清水浸泡出现垮塌情况下，作为井底清水强钻时覆盖易塌层的钻井液。3.适用于φ444.5mm井眼段大于200m，或φ311.2mm井眼段1000-2500m，地层倾角小于30°和无固相钻井液已不能适应的井段。维护要点：1.体系转化前，必须全面清淘所有的循环罐，钻进期间间断淘罐并结合固控设备控制含砂量＜0.3%，固相指标达到密度对应标准要求。2.禁止补充干坂土，补充坂土浆应同时补充聚合物胶液。3.尽量控制较低坂土含量，用聚合物胶液浓度变化控制粘切。4.尽量不加入分散剂，泥浆pH7-8.5，保持弱碱性。5.在聚合物浓度和沥青类足量，井浆抑制性较强时可适当放宽API失水小于15mL，但要保持滤液中聚合物浓度和较好的泥饼质量。6.钻进过程中，勤于维护处理。根据进尺量、新浆补充量等及时补充聚合物水化胶液和其它处理剂。正常情况下，沥青类、降失水剂类、润滑剂类处理剂的首次入井量必须按配方低限足量加入并进行消耗维护。遇井下复杂事故或随着密度提高其加量逐步提高。1.2.3钾－两性离子聚合物防塌钻井液表3钾－两性离子聚合物防塌钻井液钻井液工艺规范基础配方：104 处理剂功能浓度范围（%）坂含FA367K-PAM（BY-1、CUD）KCL聚合物降滤失剂（Ls-2、CPF）聚合物降粘剂（XY-27、SDX）沥青类处理剂（FRH、HL-2、NRH、SEB、PPL）KOH润滑剂类生石灰树脂类加重剂基础选择絮凝抑制、选择絮凝抑制降滤失抑制、流变性调节防塌调节PH、提供K+润滑抑制降失水、抗污染调节ρ30~40g/l0.05-0.080.05-0.153~50.5-10.3-0.52-5适量2~30.52~4调整原则：1.两性离子聚合物、KCL、沥青类、生石灰是提高体系防塌能力的关键，保证体系中两性离子型聚合物（FA367、XY-27、KCL、K-PAM、NRF）含量是保证体系防塌性能的首要原则。2.聚合物溶液、基浆均要水化充分。3.配方中润滑剂和树脂主要依据起下钻阻卡和预计污染程度确定处理剂的含量。4.坚持大小分子聚合物复配，调整流变性和失水量。聚合物降失水剂的首次入井量较大，可以干粉和以胶液形式加入。配制方法：1.基浆按60:3:1000（土:Na2CO3:H2O）配制，聚合物类处理剂配成1-2%的水溶液（混合胶液也可），水化均匀待用。2.按照配方比例将各种处理剂加入水化基浆中，调节坂含适当后，循环均匀，调节好各种性能，加重。3.也可保留部分无固相井浆，按配方补足基浆、处理剂，调节好性能加重。或在不分散低固相井浆中直接加入各种两性离子型处理剂，调节好性能，增大防塌润滑剂加量，控制失水加重即可。适用范围：1.适用于地层倾角＜45°裂缝构造区块的易塌层钻进。2.该体系具有一定的抗污染、抗温能力，性能调节方便，也可作为其它地层快速钻进的泥浆体系。104 维护要求：1.维护补充以两性离子型聚合物胶液为主。间断补充坂土浆、小分子聚合物（如K—PHP）。2.通过加入降滤失剂和防塌润滑剂，保持优良的泥浆质量，API＜8mL。3.清除劣质固相含量，提高净化设备使用效果。4.进膏盐层前，补充适量的护胶剂SMP，可保持一定的抗污染能力。1.2.4钾钙沥青质聚合物防塌钻井液表4钾钙沥青质聚合物防塌钻井液工艺规范基础配方处理剂功能浓度范围（%）坂含K-PAMKHm（SMC、RSTF、SHR、SPNH）聚合物类降失水剂（CMC-LV、CPF、LS-2等）稀释剂SMT(TX、TM-8)聚合醇抑制剂(MSJ、HY-Y90等)沥青类防塌剂（FRH、NRH、SEB）树脂类(SMP、SRP、JD-6)润滑剂类（FK-10、CA-8、SF-3等）生石灰氢氧化钾柴油加重剂基础粒子选择絮凝提供K+、降滤失抑制、降滤失抑制、流变性调节调节流变性抑制防塌胶结抗污染、护胶剂润滑提供Ca2+提供K+润滑调节ρ25~35g/l0.05-0.081~30.5~10.5~1.51~22-43-53~50.5~0.80.3~0.52~4适量104 调整原则：1.体系中KHm、K-PAM、CaO、KOH、KCL主要是为体系提供K+、Ca2+增强体系滤液防塌抑制能力，主体聚合物进行选择絮凝包被防塌，沥青类和聚合醇类处理剂提供变形粒子实现机械封堵、化学抑制、胶结防塌，树脂类和聚合物降失水剂主要在提高抗污染能力和造壁性，辅以恰当的井浆密度平衡地层。因此，根据地层具体情况有的放矢地提高某类处理剂的含量，使体系防塌更具有针对性。2.体系调整初期，若井浆矿化度、PH过低，井浆起泡时加入消泡剂或0.5~1柴油除泡。3.聚合物类处理剂溶液、坂土基浆需水化充分后再处理，严格控制体系坂含25-35g/l，否则滤液的K+、Ca2+浓度无法提高。4.如存在严重的膏盐污染源时，应提高护胶剂浓度或使用抗污染能力更强的处理剂，如RSTF等。配制方法：1.先将聚合物溶液、坂土基浆配制好，水化充分待用。2.调节坂含适当后，按照配方加入各种处理剂，调整好性能，加重，循环均匀即可。适用范围：1.川渝地区高陡构造高地层倾角井（地层倾角＞45°）易塌井段或上部井下复杂，事故处理阶段。2.适用于川东地区上部膏盐层钻进井段。3.因防塌能力突出，可用于川东地区上部聚合物无固相、低固相、两性离子聚合物钻井液不能完成的上部全井段。维护要点：1.钻进过程中，随井加深聚合物的量应逐步降低，逐步增大护胶剂浓度。2.维护补充泥浆以聚合物胶液、护胶剂、碱液（1:0.2:5）间隔维护为主。用低浓度聚合物胶液XY-27胶液，CaO调节流变性能。3.保持K+≥2000~3000mg/l，Ca2+≥200mg/l（K+无法测定，则以3%左右KHm、KCL加量控制）。4.储备适量石粉，遇垮塌，掉块等复杂及时提密度平衡。1.2.5聚磺钻井液表5聚磺钻井液工艺规范基础配方处理剂功能浓度范围（%）104 坂含聚合物（PAM等）流型调节剂（XY-27、SDX）树脂类（SMP、SRP、SPNH、RSTF、SHR）护胶剂（KHm、SMC、RST）防卡润滑剂（FK-10、CA-8、SF-3、ZFRJ）CaO稀释剂类（SMT、XY-2、TX等）表面活性剂消泡剂（JD-1、SFJ、YHP007）除硫剂（SF-4、DTS、CT2-12）固体润滑剂（RGJ）柴油加重剂基础粒子抑制、选择絮凝抑制、流变性调节护胶、降滤失护胶、降滤失润滑抑制、提供Ca2+调节流变性、降粘切改善表面活性除泡防硫除硫润滑润滑调节ρ15~30g/l0.03-0.050.1-0.23-51~33-50.5-10.5~1.50.2~0.30.2~0.30.5~10.5~13~6调整原则：1.根据实际需要可适当调整体系的分散程度，即调整抑制性处理剂（如聚合物）、护胶剂（如SMP）量的平衡。2.密度较高或温度较高时，可降低大分子类聚合物浓度，辅以小分子聚合物。3.坂含是体系流变性、失水造壁性控制的关键，一般应在尽量低范围内。配制方法：1.按照配方加入预水化基浆、聚合物水溶液，各种处理剂混合均匀，调节好各种性能，加重即可，注意“三大”性能指标是否合格，不合格则加入相应的处理剂。2.用低固相、两性离子聚合物、钾钙沥青质等体系转化时，首先要搞好净化工作，加入护胶剂，使其适当分散后，加入各种处理剂即可。3.配制该体系时，除了注意体系的防塌能力，流变性等性能外，还应注意提高体系的防塌润滑性、抗温能力。适用范围：1.104 高压力系数的易塌层钻进，能在防塌的基础上适当地提高机械钻速。1.深井段高温、高密度条件下的易塌层钻进。2.适用于非特殊工艺的深井，有利于提高机械钻速，适合于川东地区所有区块。维护要点：1.严格维护体系的中、小分子抑制聚合物浓度，特别是核心聚合物XY-27浓度。除转化时要加足外，必须勤补充，以调节优良的流变性能。2.PH不宜大于10.5，以防止聚合物稳定性降低，处理剂的使用以简化为原则。3.严格控制“三大指标”。可添加表面活性剂（如SP-80）沥青类添加剂、油、钢化玻璃球等防卡剂，提高其防卡润滑性。4.过P2l、P2ch、P1深部易塌层应适当加大聚合物和抑制剂用量，加足力学封堵剂，控制PH小于9.5，提高体系抑制封堵能力。5.加强固控净化工作，减少钻屑分散。1.2.6钾钙基多元聚合醇正电胶聚磺钻井液表6钾钙基多元聚合醇正电胶聚磺钻井液工艺规范基础配方；处理剂功能浓度范围（%）坂含腐植酸钾（KHm）抗膏盐护胶剂（SHR、RSTF、SPNH、SMC）稀释剂（SMT、TX、TM-8、HT-1）生石灰防卡润滑剂（FK-10、CA-8、ZFRJ等）聚合醇抑制剂（MSJ、HY-Y90、PEG）乳化剂（SP－80）固体润滑剂（RGJ等）柴油除硫缓释剂提供基础粒子提供K+降滤失、护胶降粘、切抑制、防老化防塌、润滑辅助润滑改善表面活性润滑润滑除硫消泡15~30g/l1~22-52-30.5-1.50.5-13-51.5-20.2-0.41~1.54~120.5-1.50.2-0.3104 消泡剂正电胶（MMH等）加重剂抑制、携砂加重0.1~0.2调整原则：1.井浆的基础处理剂以SMP、SMC、SMK即“三磺”处理为主。2.钻遇易卡、易塌地层，增加润滑剂和沥青质制品。3.随着井浆密度增加，降低坂含，加大“三磺”、柴油、抗膏盐护胶剂用量。4.按需要添加除硫剂、消泡剂。配制方法：1.在原井浆基础上进行转化，控制坂含为20g/l左右；若无井浆则用预水化原浆配制，坂含应在25g/l左右，且采用边加入护胶剂边稀释边加重的方法。2.加入0.4%的NaOH，控制PH10-11。3.加入3-4%SMP，2%SMC。4.用5-10%的CaCl2水溶液，在搅拌中缓缓加入井浆，使其浓度0.8%。5.用5%的乳化剂油溶液，缓缓加入井浆，使其浓度达到0.2%。6.加入3-5%的沥青质制品。7.按需要添加适量的除硫剂、润滑剂和加重剂。适用范围：1.适用于川东地区的超深井、小井眼、定向、侧钻等特殊工艺井、大斜度、水平井。2.适用于深井段地质情况复杂、高温、膏盐、气水浸严重的井。3.适用于深井复杂事故处理阶段。4.保持0.3-0.5%的消泡剂含量，以除去气泡，控制低固相含砂量和固相含量。维护要点：1.维护补充以SMC、SMP、SMK三磺处理剂为主，保持其总含量（加量）8-10%。2.加重的同时，必须同时补充三磺系列处理剂的碱液或润滑剂。3.应保持护胶剂、润滑剂、降失水剂的适度过量，严禁处理剂大量残余引起固相偏高。4.必要时须加入固体润滑剂。5.坂土含量在能悬浮石粉的情况下，宜取低值，以有利于流动性控制。5.深井高温井段（t>120℃）时应注意维持RSTF类加量。104 1.2.7油保聚磺钻井完井液表7油保聚磺钻井液工艺规范基础配方：处理剂功能浓度范围（%）坂含树脂类（SMP）稀释剂（SMT、TX）护胶剂RSTF提粘剂PAC（CMC-HV）润滑剂类（FK-10、CA-8等）CMC-LV表面活性剂（SP-80、SD-11）油保剂（CXB5-1、SW-20）石灰石粉基础粒子降滤失降粘抗温、抗盐提粘润滑降滤失乳化、活性油保加重25~40g/l3-50.3~0.52-30.1-0.23～50.3-0.50.2-0.55-8调整原则：1.CXB5-1加量应达到5-8%。2.使用PAC时，可适当降低井浆坂含，3.若需要才加入SMT（SMK、FCLS）。配制方法：在原井浆基础上降密度至设计要求。根据降低幅度要求，确定基浆中CMC-HV、PAC等大分子加量。用加重漏斗或搅拌器加入4%左右的SMP和低浓度的RSTF碱液。按需要加入CXB5-1。用CMC-LV调整滤失量，用SMT调整粘、切。适用范围：1.适用于探井、开发井需要保护的目的层钻进、测试、试油用。维护要点：1.泥浆密度应严格按平衡钻井要求执行。104 1.宜调节较低的pH9-10，控制SMC、KHm等腐植酸类处理剂加量，以防止粘土质类分散和生成沉淀物降低油气通道连通性。2.加入SMP、RSTF等控制较低HTHPB/K，结合SP-80改善表面活性。3.沥青质类油基润滑剂应在进入裸眼前一次性加足，裸眼钻井段不宜再作补充。1.2.8饱和盐水钻井液表8饱和盐水钻井液工艺规范基础配方：处理剂功能浓度范围（%）坂含SMP-2（JD-6、SRP）TX（FCLS）RSTFSHR（SMC）FK-10（CA-8）SEB表面活性剂SP-80NaOH工业盐加重剂基础粒子抗盐降滤失护胶降粘抗温、抗盐抗高温抗盐降失水润滑沥青类降滤失乳化、活性PH25~30g/l5～6252～34～52～30.3-0.50.435调整原则：1.坂土浆必须充分预水化24h加入，不得加入干粉坂土。密度愈高坂含愈低。2.随时监测CL-浓度，确保滤液中CL-浓度＞18万ppm，密度＞1.25否则应补充盐量。104 配制方法：1、根据井浆循环总量和井浆密度确定坂土加量后，配成4％坂土浆预水化24h。2、化坂土浆中加入降虑失剂，充分护胶，井温＜120时可加CMC-LV。3、用NaOH调整泥浆PH10.5～11，加入沥青类处理剂和润滑剂，并加入1/3量的TX或FCLS碱液。不能使用SMT或SMK作为稀释剂，因该类处理剂在高矿化度下会沉淀。4、加盐至饱和。在盐加入1/2时补充1/3的TX或FCLS碱液，保证钻井液的流变性。5、加重钻井液至需要密度，继续补充TX或FCLS碱液以及护胶剂碱液调整性能。适用范围：1、适用于盐层钻进。维护要点：1、应根据氯根监测的结果，及时补充氯化钠，使其浓度达饱和。2、补充泥浆量和处理时需同时补充等比例的氯化钠。3、不能用坂土提升钻井液的粘度。井深时，可以用CMC-HV提粘度，井浅时用羧甲基淀粉。4、应选用抗盐能力强的护胶剂调整钻井液性能。5、应适当补充PH稳定剂。1.2.9有机盐钻井液表9有机盐钻井液工艺规范基础配方：处理剂功能浓度范围（%）坂含ViscolKOHRedulSMP-2SPNH基础粒子提切剂防塌、PH有机盐降失水剂抗盐、降失水降滤失、抗盐25~40g/l30.1～0.3222104 NPANKT-100Weigh2Weigh3活化重晶石TXRSTFNFA-25天然沥青粉JLXQCX-1RH102聚合物降失水剂沥青：封堵有机盐加重剂有机盐加重剂加重剂稀释剂抗温抗盐降失水剂无荧光沥青封堵（白沥青）封堵抑制防塌、润滑超细碳酸钙，封堵低荧光润滑剂12～2.540～5010～601541.52.51.52.5调整原则：1.基浆坂含以加重剂不沉为原则最低为好。2.配浆初期必须保证钻井液中的有机盐含量，有机盐基液密度达到1.45g/cm3以上。3.有机盐含量低于50％以前（密度1.30g/cm3）不得加入活化重晶石加重。4.Weigh2、Weigh3、Viscol、Redul、RSTF以胶液形成加入到钻井液中。5.Viscol要单独水化1小时以上方可入井。6.聚合醇JLX的浊点温度要＞出口温度10～15℃。适用范围：0.费用非常高，使用必须有甲方的投资许可。1.适用于对油气层保护要求高的特殊地区钻井作业。维护要点：1、通常以测量钻井液滤液密度的方法监测钻井液中的有机盐含量。当钻井液滤液密度低于1.45/cm3时必须及时补充有机盐加重剂。钻井液需求密度＜2.0g/cm3时，以补充Weigh2为主。高于2.00g/cm3时，以Weigh3和Weigh2复配为主，且Weigh加量＞60％以上。2、根据钻进情况及时调整聚合醇的浊点选择，利用聚合醇的浊点能强化井浆的抑制封堵、防塌润滑能力。3、钻遇缩径阻卡井段，要加大NFA25加量并添加沥青类其它处理剂，以物理涂敷封堵增强造壁性。104 4、在渗透性漏失井段，加入QCX-1和DF-1和核桃粉可以改善泥饼封堵性，提供防漏能力，控制虚厚泥饼。5、井浆的PH值不宜太高＜9，不得加入强分散剂，要保持体系呈不分散特性。6、有机盐钻井液的润滑性较好，但仍可适量加入RH102、固体润滑剂加强防卡性。7、最大限度使用好固控设备，降低含砂量。1.2.10正电胶聚合物钻井液表10正电胶聚合物钻井液工艺规范基础配方：处理剂功能浓度范围（%）坂含MMHJN-1LS-2（CMC-LV）HL-2（CXB8-1）FRH（PPL、JD-5）XY-27SMP-1基础粒子正电胶正电胶结构剂降失水剂润滑、降失水润滑、防塌调节流变性降滤失30～40g/l0.2～0.30.1～0.20.5～1.03～43～40.05～0.12～4调整原则：1、正电胶钻井液因抑制性强（特别是直接新配钻井液），会影响坂土的分散性。所以钻井液中的坂含略高于普通分散型钻井液，并且以预水化浆加入。2、正电胶钻井液的失水量较高，API失水可以放大到15ml。在进入极易垮塌的自流井组泥页岩地层后，必须加入CMC-LV、LS-2配合HL-2、FRH，增强胶结性，改善泥饼质量。3、用于大井眼钻进时，MMH含量可以适当加大，提高携砂效果。4、污染层之前，加入SMP-1、SMT、XY-27水溶液（碱液）可提高抗膏盐污染能力。配制方法：104 1、在原井浆（聚合物）基础上，加入水化坂土浆，然后按配方加入0.2～0.3％（干基计）MMH，依次加入0.5～1％CMC-LV（或LS-2）、3～4％HL-2（CXB8-1）、0.05～0.1％BY-1、3～4%FRH，再依据性能情况调节全套性能。2、尽可能用钠土配浆，若是钙土，则需加入Na2CO3并配合NaOH强分散，PH＞9，预先水化加入3、正电胶主剂MMH含量不得小于0.2％，不得干粉加入，必须配成4-7％的MMH胶液入井，聚合物类配成浓度1-2％胶液入井。否则会影响整体效果。4用加重漏斗或搅拌器加入4%左右的SMP和低浓度的RSTF碱液。5、按需要加入CXB5-1。6、用CMC-LV调整滤失量，用SMT调整粘、切。适用范围：1.适用于川东地区高地表地层倾角、高陡构造井壁欠稳定的大斜度井、水平井、易塌地层、大井眼钻进。2.适用于操作人员掌握正电胶产品的性能特性。维护要点：1、正常钻进中，随时准备一定数量的预水化坂土浆和正电胶胶液，细水长流补充，每100m补充MMH0.1t、CMC-LV、LS-2各0.2～0.3t、BY-10.1～0.2t、HL-20.5t、FRH0.5t，切忌局部正电胶浓度过大。维护周期4次/100m，PH9~10。2、应使用好振动筛等固控设备，尽量使用离心机，降低含砂量。3、循环前，应充分搅拌，破坏钻井液较强的静切力。4、钻进中粘切较高时，加入XY-270.05～0.1％可降粘切；失水量较大时，宜加入LS-2或CMC-LV处理。进污染层前，必须加足SMP-1等树脂类处理剂。1.2.11三超强钻井液表11三超强钻井液工艺规范基础配方：处理剂功能浓度范围（%）坂含PHPK-PAMCaOKCLNRH基础粒子包被抑制剂抑制、防塌抑制抑制降滤失、封堵防塌0.1～0.30.1～0.30.5～1.03～52～3104 调整原则：1、作为无固相钻井液使用时，出现返出钻屑中掉块比例＞30％、接单根困难、钻进蹩泵泵压不稳、起下钻沉砂20m左右等较严重垮塌征兆时应立即转化未低固相体系钻井液。2、本配方不能从根本上解决力学不稳定类型的井塌问题。配制方法：1、地面最好准备一个聚合物胶液罐，胶液配制浓度＞0.3～0.5％，并需预水化，不得加入干粉。2、必须保证钻井液中的聚合物残留浓度在0.2％以上，若遇淘罐、进尺快、井眼大等消耗量大时应随之加大聚合物补充量。3、随着井的加深，特别是进入东岳庙、珍珠冲地层后，应辅以小分子聚合物，提高防塌能力。井深500～800m补充生石灰，800～1000m补充KCL、1000～1200m补充水溶性乳化沥青。适用范围：1、.适用于地层倾角平缓的以三叠系为钻井目的层的中浅井上部快速钻进。维护要点：1、应通过淘罐、换细筛布、使用除砂器、除泥器、离心机等最大限度降低劣质固相，控制自然密度上升。2、在易塌井段钻进时，必须保证聚合物浓度和KCL浓度不降低，确保抑制性，并逐步加大沥青类处理剂加量。可以回用污水池药液配制胶液。3、在无固相体系基础上加入充分预水化的坂土浆，控制坂含＞35g/l，加入KOH控制PH＞9.5，辅以聚合物降滤失剂LS-2、XPM或CMC-LV0.5～1％、加入3～4％KHm（配成高碱比PH＞10碱液）、最后加入液体分散沥青SEB、FRH、NRH2～3％即完成低固相转化。进入污染层前，加入3～4％的树脂类处理剂（SMP-1、JD-6），可以提高抗膏盐污染能力。4、体系转化的另一方式为：地面配制密度1.10～1.15g104 /cm3的钾钙沥青质钻井液80～100方，PH＞9.5,用KHm代替KCL，控制粘度45s以上。采取替浆混合法转化。替浆转化时先在地面浆中加入1～2％SDL或SM-1，入井浓度先高后低，待替满井筒容积返出后停加随堵剂，边循环边加入20～30％的原无固相井浆，循环补充护胶剂调整性能，适当补充预水化坂土浆调整坂含35g/l。此法可避免转换体系后粘切难以控制的现象。5、井内替出的三超强无固相钻井液回收至储备罐用作配浆补充液面使用。6、若井壁不稳，三超强低固相可以随时调整提高井浆密度处理。1.2.12微泡沫钻井液表12微泡沫钻井液工艺规范基础配方：处理剂功能浓度范围（%）坂含CMC-HV（PAM、FA367）起泡剂（WN-9）基础粒子泡沫稳定剂发泡40~45g/l0.4～0.60.5～0.8调整原则：1、预水化坂土浆主要为微泡沫钻井液提供基础粘度和粒子，膏盐地层时取低限，红层易垮塌层取高限。2、聚合物浓度是确保稳定泡沫周期长和防塌的关键。当多种聚合物复配时，必须保证CMC-HV的加量在0.2％以上。3、补充新浆时，必须同时补充聚合物胶液和起泡剂。先将聚合物胶液加入新浆中，充分循环均匀后再加入起泡剂。4、新浆与井浆混合前，应先用加重泵循环在高剪切速率下剪切后再与井浆混合，以避免钻井液粘切局部过高导致不过筛现象。5、泡沫钻井液严禁柴油污染和高矿化度污染。配制方法：1、钻井液要保持适当的粘切，动切力8～15Pa较好。调整聚合物加量可以调整钻井液的动切力。2、体系中有PAM和FA367时，应控制钻井液的PH8～9.5。3、微泡沫钻井液中钙离子浓度200～450mg/l时，既有利于泡沫的形成又有利于体系增强抗膏盐污染能力。膏盐层钻进，主要用CMC-HV作泡沫稳定剂。适用范围：1.地表长段低压漏失带同时地层相对井壁稳定无垮塌、无污染层段的防漏钻进。104 1.钻井队最好配备有灌注加压泵和地面钻井液回收设备。维护要点：1正常钻进时，按照当天的进尺和钻井液消耗量补充聚合物和起泡剂，聚合物3.0～3.5kg/m，起泡剂4.5～6.5kg/m。可以回用淘罐未污染的钻井液。2、振动筛筛出的钻屑，若用手挤压后粘附在一起，则需补充聚合物，理想的钻屑应有光泽呈现滑溜手感。密度上升、泡沫量少则应补充起泡剂。3硅氟消泡剂是微泡沫钻井液最理想的消泡剂，当出现密度过低影响泵上水和泡沫溢出时，可以适当人工滴洒少量消泡剂灭泡4、接单根或修泵等需要停泵时，应尽量保持上水池高液面，以便排空气且停泵时间不宜过长。5、微泡沫钻井液的吸附能力强，在渗透性好的地层岩屑在井壁的吸附可能造成缩径卡钻，通过短起划眼能很快消除。第三节钻井液体系间转化1.3.1钻井液体系间转化的可行性根据粘土颗粒间的状态和分散程度，将川东地区常用钻井液体系间的转化关系用络网图表示如下：多元聚合物无固相三超强无固相聚合物（三超强钾－聚合物无固相）钾－两性复合聚合物聚合磺化钾－聚磺钾钙基多元聚合醇正电胶聚磺钻井液K+、Ca2+沥青质聚合物酸溶性油保聚磺完井液完井液图104 备注：1→2表示从1到2是可行的，2到1是不行的。1.3.2几种常见体系转化要点简介(1)聚合物无固相转化成多聚低固相：应根据需要量配好坂土浆及聚合物胶液（胶液浓度：1~2%，先小分子后大分子）并水化充分；再将胶液均匀加入坂土中；放掉一部分无固相钻井液，将含有聚合物胶液的坂土浆均匀混入井浆中（混入量为井浆的30~40%），井浆中补充坂土浆必须同时补充聚合物胶液，最后加入聚合物降失水剂，适当地补充水溶性分散沥青，并处理好各种性能。注意，不能先加未水化处理的坂土浆，才慢慢加入聚合物，防止因地层反吸附造成的复杂。(2)聚合物低固相转化为钾钙沥青质聚合物体系：地面准备适量的预水化坂土浆，调整井浆的坂土含量到30~45g/l范围；配备高碱比（用KOH代替）高浓度KHm碱液（浓度；15:3:100），控制PH9.5~10.5（进行聚合物大分子适当断链便于分散护胶），核心是按KHm井浆含量2～3%分次加足，确保护胶剂含量；足量加入沥青质处理剂或含有沥青质的润滑剂；加入降失水剂控制失水量；加入石灰乳调整粘切至合适范围；调整其它指标，完成转化。井浆维护以聚合物胶液和护胶剂碱液交替配合进行。(3)104 钾、钙沥青质聚合物低固相钻井液转化成聚合物磺化钻井液，须在坂含调整合适后，提高pH值或加高碱比的SMC碱液，然后补充足够的磺化处理剂（SMP、RSTF、SHR、SMT）和其它处理剂，最后全面调节钻井液性能。(1)聚合物磺化钻井液转化成多元磺化钻井液：停止使用聚合物处理剂，调节好坂含，根据需要引入高碱比低浓度磺化处理剂（如RSTF、SHR、SMP）和聚合醇等其它处理剂，适当混油和补充润滑剂，调节好密度和其它性能。如HTHPFB、HTHPFK、Kf等）此时，体系中“亚微粒”比例增加，体系稳定性能更强。(2)多聚低固相钻井液转化聚合物加重钻井液、全面净化。控制坂含、加入高碱比的KHm碱液、XY27水溶液，然后加入石灰、沥青质类和其它处理剂，边加重边“细水长流”加入剩余的XY-27溶液和混油，最后调节好“三大”性能指标。再加入XY-27溶液和石灰水溶液。(3)聚合物无固相转化为三超强钾－聚合物钻井液：在聚合物无固相钻井液基础上，直接补充高浓度聚合物大分子胶液使井浆含量达到体系要求；加入KCL；加入水溶性乳化沥青干粉NRH；充分循环均匀即可。(4)三超强钾－聚合物钻井液转化为钾钙沥青质聚合物钻井液：转化前，地面按照钾钙沥青质配方配备高出替入段井浆密度0.1～0.15g/cm3的钾钙沥青质钻井液80~120方，控制PH＞10，确保坂土分散性（一定要足量加入护胶剂，用KHm代替KCL），控制粘度＞45s；另备坂土浆40方水化备用；转化时地面井浆中适当加入1~2%的SDL，防替浆时井漏；104 采用一次性替入至少井筒容积量的钾钙沥青质聚合物钻井液，再边循环边补充约20~30%的三超强无固相井浆以循环混合，同时补充护胶剂的办法完成转化工作。不得以在三超强无固相井浆中加入钾钙沥青质钻井液或坂土浆的转化方式进行转化，否则，会出现粘切过低、性能难以控制的现象。如条件不允许，必须地面完成转化，则以：在钾钙沥青质钻井液中混入三超强无固相（混入量＜30％，确保钻井液的分散性和钾钙沥青质钻井液主体性。转化完成后，控制井浆PH＞9.5，适当补充坂土浆，坂含控制在35g/l，坚持日常监控MBT坂含。井内替出的三超强无固相聚合物钻井液回收至地面循环罐或储备罐，用作钾钙沥青质聚合物低固相钻井液补充液面和配碱液使用。(1)聚磺或多元聚磺钻井液保护油气层钻井液的转化：预先配好预水化的坂土浆；配备大分子聚合物胶液；根据需要的循环井浆最低量确定回用的聚磺高密度井浆量；在井浆中加入坂土浆的同时，加入聚合物（PAM、PAC、CMC－Hv）胶液控制钻井液粘度切力；加入RSTF、SHR低碱比高浓度护胶剂碱液同时调整PH9.5左右；加入SMP-1、或CMC-Lv调整失水量；加入润滑剂；加入油保剂和表面活性剂；加入酸溶性加重剂即完成。104 第二章钻井液性能维护工艺钻井液的性能维护包括定期维护和常规处理两部分。定期维护是通过定时、定量添加各种处理剂，维护井浆中各种处理剂的体系配方基本含量使井浆性能稳定；常规处理是依据测定的井浆性能指标变化控制趋势，发现问题，并对性能进行适时调整。不分散性的聚合物钻井液侧重于定期维护，分散性的聚磺、多元聚磺、钾钙沥青质钻井液侧重常规处理.第一节定期维护方法在使用聚合物类不分散钻井液体系钻井中，选择性絮凝剂、大分子聚合物等主体聚合物在井浆中的含量一般在0.05~0.08%左右，强抑制性体系加量在0.1~0.3%。由于它们的分子量大，分子链长，容易在钻屑上吸附和发生分子降解作用，从而减少了它们在井浆中的有效含量；这些大分子在受外界机械能、热能影响时，改变了分子结构，导致处理剂作用能力变化，它们在井浆中的稳定时间较短。另外，这种处理剂在井浆中的浓度有较小改变时，就会使井浆性能发生波动，不易控制。现场尚无有效的聚合物等处理剂的浓度测定手段，所以采取定期维护的方法控制井浆性能较有利。定期维护工艺规范：a井浆性能指标满足电地质和钻井要求；b维护量不致引起性能和浓度的较大波动；104 c在岩性基本一致的井段，使用的同一种类型的钻井液，其维护量、周期基本一致；d添加处理剂时，尽量避免浓度局部集中；e定期维护处理剂的计算依据是：新浆及胶液补充量、井筒容积增加量；常用钻井液体系定期维护推荐加量104 表8钻井液沿程维护加量表沿程加量Kg处理剂444.5mm井眼*40m3/100m311.2mm井眼*30m3/100m215.9mm井眼20m3/100m152.4mm井眼*15m3/100m聚无聚合物三超强聚合物钾钙沥青质三超强聚磺聚合物聚磺油保聚磺PAM200250300100150200507050100K-PAM1501002007010015050505080FA367100150507050CUD150120100505040CPF250200150250200250XPM250200150150HLN-5200150150JMP-115010015010012015080ZJ200150200150XY-275010080XY-25010050SM-120015010050CMP-1200250250100150200507050100MMPP20015010050CMC-HV1501008050MMH20010010050SEB400500300400300400200NRH300500200400400500400500400JD-45008005008001000500400400300FRH80010006008001000600600500500HBJ500600500400400OSN400500400300300PEG-1200300400200300400400104 MSJ200300400200300400400HY-90200300400200300400400HLN-6300400300300200300300RJ300400300300ZFRJ1000700700700800400FK-10700600400500600500CH60560010008001000RGJ400400400CA-8500500500500400400300SF-4500500400LS-2500400400500500400400400300SDX1001001001001007070PPL15001000150010001000800800500MPA600600800800800500CMC-LV1001001001005050100SMP-1(干)500300500400400300JD-680010007001000800800600KHm1200500400400500SPNH5005001000800500NaHm800500400SMC10001200500800600RSTF10001200500800600RST8001000600500SHR12001000800SHE-71000100010001200800800600104 其它体系可参比加量酌量调整。104 第二节钻井液常规处理方法表9钻井液常规维护处理办法问题可能发生的现象处理方法固相含量高1.粘、切较高。2.钻速低。3.流变性、失水造壁性、稳定性差。1.机械固控，增强净化效果。2.加水或替换稀释。3.增加选择性絮凝剂。含砂量高泥浆泵与钻井液接触的地方磨损严重。1.使用除砂器，勤淘罐。2.减低井浆切力，增强絮沉能力。石膏污染1.粘、切较高。2.滤失量上升。3.Ca2+上升，PH下降。1.石膏层很薄时，可用Na2CO3除钙后处理。2.根据井浆密度、地层条件，转化井浆为适当的抗钙钻井液。3.按膏盐层污染工艺规范处理盐层污染1.粘、切较高。2.滤失量上升。3.氯根上升，岩屑或钻具表面甚至有盐粒析出。1.增大（CMC-LV、SHR、RSTF）降滤失剂、稀释剂加量，合理坂含。2.选用抗盐钻井液。3.选用饱和盐水钻井液。盐水污染1.粘、切先上升至大量盐水进入后下降。2.滤失量上升。3.氯根上升。4.井浆密度下降，井浆量增加。1.增加井浆密度，防止盐水浸。2.增加降滤失剂（CMC-LV、SHR、RSTF）及稀释剂用量。3.选用抗盐钻井液。4.严重受污时，必须替出部分泥浆，补充适当的坂土新浆。水浸1.井浆密度下降，粘切下降，井浆量增加。2.停泵后仍有钻井液流出。1.调整井浆密度，循环压井或堵死水层。2.补充各种处理剂，调节性能气侵井浆量增加，有气泡（气测值变化）比重下降，粘切上升。1.循环加重井浆。2.降低井浆静切力，循环搅拌脱气。3.使用液气分离器。4.控制PH＞9.5~10.5，加入除硫剂防硫。垮塌见下节携砂不良1.起钻遇卡，特别是下钻不到底。2.砂样呈圆形，代表性差。3.循环返出砂样少。1.加大排量。提高井浆粘切，尤其为结构粘度。2.停钻前充分循环清砂。3.用高粘钻井液段塞清砂。钻井液起泡钻井液液面有大量泡沫，泡沫粒大无H2S味。1.搅拌消泡，过量加入消泡剂除泡。2.提高PH值和矿化度，加入生石灰，适当混油，加入表面活性剂。3、加入优质处理剂，减少处理剂用量。4、控制流变性，提高脱气能力。高温胶凝1.循环困难，泵压高。2.钻井液粘切高。3.钻井液失水量大。4.PH下降，钙含量增加。1.加20~40%的新浆混合。2.增加抗高温处理剂用量并以高碱比低浓度护胶剂和稀释剂处理。3.控制尽量低的坂含。高温钝化1.高粘切。2.钻井液失水量上升。3.对处理剂无反应。1.加20~50%的新浆混合。2.降低固相含量。3.加入0.3~0.5%的表面活性剂。4.加入抗高温处理剂碱液。5.加入适量的石灰乳。104 钻井液的体系不同，钻井液的常规维护也有一些差异。常规淡水基钻井液分为三类比较典型体系大类，即聚合物不分散钻井液，以钾钙沥青质主体的分散性钻井液体系，聚磺类细分散钻井液。它们在钻井液的常规性能维护上有所差异。表10聚合物不分散钻井液的维护办法问题粘度失水坂含固相钙离子处理办法密度过高－NNHH1、加强固控；2、增加絮凝剂；加大稀释量；－HHHN1、增加絮凝剂；2、加小分子聚合物稀溶液稀释；3、加强固控；粘度过高－NHNN1、停加坂土浆；2、加大稀释量；－NLHN1、加强固控；2、加水稀释；3、加大絮凝剂量；4、适量补充坂土浆；－HHHN1、加强固控；2、加大分子絮凝剂溶液稀释；－NNNN1、减少大分子聚合物加量及其配制浓度；2、加大处理量；－NNNH1、加纯碱；2、加絮凝剂；3、加强固控；4及时转化体系；粘度过低－NLNN1、加坂土浆；2、补充处理剂－NHNN1、添加大分子提粘剂；2、依照小型实验处理；－NNNH1、加纯碱；2、转化体系失水过大N－LNN1、加坂土浆；2、补充小分子处理剂；3、加入聚合物降失水剂；N－NNN1、加入降失水剂；2、加入沥青质处理剂；H－NNH1、加纯碱2、加沥青质处理剂；3、转化体系；符合说明：N－正常H－偏高L－偏低104 以钾钙沥青质聚合物钻井液体系为主体的粗分散钻井液体系性能的一般性处理有以下要点：表11钾钙沥青质类聚合物分散性钻井液的维护办法问题粘度失水坂含固相钙离子处理办法粘度过高－NHNN1、加入KHm、NaHm低浓度碱液稀释；－HNNH1、加烧碱；2、加SMT低浓度高碱比碱液；加KHm或NaHm低浓度高碱比碱液；－NNHN1、加强固控；2、加低浓度低碱比SMT或KHm、NaHm碱液－HNNN1、加大KHm和SMC等护胶剂加量且以碱液方式入井；－NNNN1、使用好固控设备；粘度过低－NNNL1、加入生石灰；－HLNN1、加入坂土浆；2、加入降失水剂；3、加入沥青质处理剂；失水过大N－NHN1、加强固控2加低粘CMC或树脂类处理剂；N－NNN1、加低粘CMC或树脂类处理剂；；N－LNH1加入SMC或KHm、NaHm；2、补充坂土浆。在以聚磺、多元高效聚磺等为典型的细分散性高温深井钻井液常规维护有以下办法：表12聚磺类细分散钻井液的维护办法104 问题粘度失水坂含固相钙离子处理办法粘度过高－NHNN1、用低浓度低碱比护胶剂碱液稀释；－NNHN1、加强固控；2、加稀释剂碱液；－NHNH1、加低浓度低碱比护胶剂SMC碱液；2加SMT等稀释剂碱液；3、部分替换；－NNNN1、干加高效稀释剂；2、加强固控；3、部分替浆；－NNNH1、加入纯碱；2、加大降失水剂用量；3、加稀释剂；HTHP失水过大N－LNN1、加入适量坂土浆；2、加抗高温降失水剂；3、加稀释剂；N－NNN1、加抗高温降失水剂；N－NNH1、加适量纯碱或提高PH；2、加降失水剂；Kf过大NHNNN1、加降失水剂；2、加润滑剂和表面活性剂NNNNN1、加润滑剂、表面表面活性剂和混油第三节钻井液固相优控钻井液固相控制优控标准为：a)固控标准按局《钻井技术操作规程》执行，密度＜1.30g/cm3，含砂量＜0.2％；密度＞1.30g/cm3，含砂量＜0.3%；钻井液各密度固相含量按推荐经验公式进行评价：钻井液固相含量实际值C≤C推荐=27.58×ρ–22。C:固相含量，%；ρ：井浆实际密度，g/cm3。b)104 按石油天然气行业标准《钻井液净化系统SY/T5612.1、2、3－1999》及局工程技术部《钻井液技术管理暂行规定》：振动筛筛布应在80目及以上，使用时间为循环时间的100％；除砂器、除泥器使用时间应达到纯钻进时间的85％以上；离心机使用：密度＜1.15g/cm3，使用时间为纯钻进时间的100％；密度1.15～1.30g/cm3，使用时间为纯钻进时间的75％；密度＞1.30g/cm3,使用时间为纯钻进时间的50％，固控效率的标准以《钻井设计》要求为准。a)无固相钻进期间每2~3根单根清淘锥形罐沉砂一次，每天必须交替淘罐；密度≤1.30g/cm3，钻进每100m左右淘锥形罐一次；低密度钻井液向高密度钻井液转化必须充分清除有害固相直到达到固控标准后加重；固井作业后，全面清淘地面钻井液循环罐。第四节几种特殊的钻井液维护工艺2.4.1高密度钻井液维护工艺i.强化浅井段为深井、低密度为高密度作准备的技术理念。ii.加强浅井段的钻井液固相控制，尽可能降低含砂量（＜0.3%）。iii.加重前，调整尽量低的坂土含量25~35g/l，降低粘切（FV35~45s，YP＜5Pa，G1＞0.5~2.5Pa即可保证加重剂不沉）。iv.严格采用分散性钾钙、聚磺或多元聚磺体系，护胶剂的总加量应＞5~8%。104 i.采用高造浆率的坂土，严格控制其含量。坂含调整严禁加入干坂土。ii.加重时，视钻井液密度和流变性情况，采用边加重边以护胶剂低碱比低浓度碱液维护。iii.加重作业控制在1~2循环周连续、均匀进行。进出口差值＜0.05g/cm3，气层＜0.03g/cm3。iv.加重过程中，不得使用高速离心机，但可以除砂器和除泥器。v.严格控制“HTHPB/K,Kf”三大指标和流变性在设计范围。vi.维护处理井浆应以药剂复配方式优选配方。坚持低浓度碱液和细水长流均匀处理原则，不得造成密度的大幅度波动。vii.严格预防和处理压差、粘附卡钻，提高润滑性。viii.定期开展钻井液清水限实验，控制清水限15~30%。密度g/cm31.201.401.601.802.002.202.40亚甲基兰坂含g/l35-4530-4525-4020-3515-3015-2515-202.4.2井浆大幅度降密度工艺a、配好预水化的坂土浆；b、根据需处理的幅度和处理量确定坂土浆的加量。密度高于1.60g/cm3高密度钻井液降低幅度＜0.20g/cm3，可以通过加入高分子聚合物胶液、护胶剂碱液配合液体类润滑剂、降失水剂完成。密度调整幅度＞0.20g/cm3特别是密度低于1.60g/cm3的钻井液大幅降密度处理除上述措施外必须加入坂土浆并配合离心机降密度。104 c、配备大分子聚合物胶液和高碱比、低浓度的护胶剂碱液，根据需要量确定回用高密度井浆量；在坂土浆中，加入加入RSTF、SHR、KHm、SMC等高碱比低浓度护胶剂碱液和聚合物（PAM、CMC－Hv）胶液控制钻井液粘度切力。d、高密度钻井液与新浆均匀混合并充分循环。e、加入石灰乳调整钻井液的结构强度，根据性能情况可以配合稀释剂和高粘CMC进行。f、按照体系配方加量要求补足护胶剂、润滑剂总量。2.4.3即配即用高密度新浆配制工艺a、新配基浆，强分散。配方H2O：Na2CO3：NaOH：坂土=100:0.5：0.5~0.7：4~7，在配浆水充分混合后在加入坂土，并充分循环3~5小时。b、在坂土浆中，加入加入RSTF、SHR、KHm、SMC等高碱比高浓度护胶剂碱液（10~15:2~3:50~100）、低粘CMC充分护胶，用0.3~0.5%石灰乳或CaCL2配合高粘CMC控制钻井液粘度切力。c、监测基浆性能，达到：Fv30~35s、初切＞1~2.5Pa，坂含35~40g/l，PH＞10即可加重。d、边加重边以小股流量均匀加入护胶剂低浓度碱液（5~10:1~2:100），直至加重到目标密度。e、监测新浆性能，加足润滑剂和抗高温抗盐降失水剂。充分循环搅拌。2.4.4膏盐层污染处理：a.根据预报地层情况，提前取井浆作污染试验（井浆+NaCl3-5%+CaO0.8-1%+处理剂）104 b盐水层钻进，首先必须检查密度执行情况，控制污染源。c.进膏盐层前，适当降低泥浆中坂土含量，提高pH值大于10-11，用SMT、RSTF、SMP、SMC等高碱比碱液护胶处理。e若泥浆已出现严重污染，则必须替出部分污染（或以最小量井浆参加处理），加入适当预水化基浆，补充SMP、SMT、SMC、RSTF、SHR等护胶剂碱液。f保持泥浆较好的流变性。2.4.5H2S、CO2等酸性气体污染处理：首要原则：控制适当的泥浆密度,消除污染源。(1)H2S处理：加入NaOH、CaO（加量0.5%）控制pH10-11；加入1%除硫剂（JD-2、SF-4），并保持泥浆中有效剩余含量0.5%；加入0.3-0.5%的消泡剂含量；适当加入稀释剂，保持泥浆较好的流变性、脱气性，提高机械除泡效果。(2)CO2污染处理：加入CaO提高pH至9.5-10.5；用SMT、SMK等调节流变性，提高泥浆脱气能力；加入并保持0.2-0.3%的消泡剂含量。2.4.6携砂不良的改进处理(1)适当加大聚合物主剂或正电胶结构剂的加量和浓度，提高泥浆粘切。(2)根据泥浆坂土含量情况，可适当加入CaO提高泥浆结构粘度并作护胶处理。(3)加入SM-10.3-0.5%作为携砂剂，提高泥浆带砂能力和配30-40方含有SM-10.5-1%的高粘泥浆作为段塞循环带砂。(4)建议工程部门增大排量，提高泥浆上返速度.104 (5)转化钻井液体系。104 第三章复杂事故处理规范钻井工程是高风险的地下隐蔽作业，存在着大量的模糊性、随机性和不确定性。在钻井施工作业中，由于地质因素、工程因素、以及人为因素三方面的原因造成了井下复杂事故的不确定性。有效防止和快速处理钻井井下复杂事故是钻井工作者的重要任务，准确诊断和区分井下复杂事故是钻井技术工作者的重要技能。井下事故与复杂情况虽然不能直观，但可以通过各种现象察其端倪，寻其规律，根据泵压、悬重、钻井液进出口流量、机械钻速的变化，以及起下钻摩阻、转盘扭矩等反映出来。表13井下复杂情况的诊断复杂类型判据井漏井塌砂桥溢流泥包缩径键槽钻具刺漏钻头牙轮卡钻头水眼刺钻头水眼掉钻头水眼堵转盘转达情况扭矩正常BBBB扭矩增大AAA1A2BA1蹩钻A1A2A2钻具上下活动情况上提遇卡AAAAA上提正常BBBBB104 下放遇阻AAA下放正常ABBBBB泵压变化情况正常BBB上升AAA1缓慢下降AA突然下降AA蹩泵A2井口流量变化正常BBBBBB增大A减小A1A1A1失返A2A2A2机械钻速加快B减慢ABA注：1、表中A项为该类复杂情况的充分条件，可据此为复杂定性。2、表中B项为该类复杂情况的必要条件，可作为辅助判断依据。3、角码1，2表示同一判据中的两项可能同时存在，也可能只有一项。4、以上各类复杂情况，除键槽外，均指正钻或停钻后活动情况。104 表14井下事故诊断事故类型判据钻具断落卡钻井塌井喷钻头掉井落物在钻头上在钻头下转盘转动情况扭矩正常B扭矩增大BA1A1扭矩减小AA跳钻A2蹩钻A2A3不能转动A钻具活动情况上提遇卡AAA下放遇阻AA悬重变化正常BBB下降AB泵压变化正常BB上升AB下降AA出口流量变化正常BBBBB增大A减小A1失返A2注：1、表中A项为该类事故的充分条件，可据此为事故定性。2、中B项为该类事故的必要条件，可作为辅助判断依据。3、角码1，2，3表示同一判据中的三项可能同时存在，也可能只有一项或二项存在。第一节井塌3.1.1井塌的现象1)、钻井液的粘度、切力、密度、含砂量上升，泵压忽高忽低、蹩泵；2)、井口返出岩屑增多、砂岩混杂、有上部井段的剥蚀掉块；104 3)、起下钻遇阻、卡、挂现象，下钻堵水眼、开泵困难、蹩泵严重时带砂不好可能卡钻；4)、划眼困难，蹩泵、打倒车，接单根困难，有时越划越浅，停泵上提钻具困难；5)、钻井液性能不稳定、变化快，起下钻钻具水眼返钻井液；3.1.2井塌的预防及时处理技术：渝东地区易塌原因具有多样性，易塌井段主要分布在J2s、J1、T3x,P2l、P1l等层位，占总井深的1/3~1/2。其中，J2s属造浆地层，在高陡构造区块易于发生因地层节理发育的水敏性垮塌；J1dn~J1zh自流井组地层属硬脆性、破碎性的水敏性加力学不稳定共同造成的易冲蚀、剥落崩塌地层；而P2l、P1l地层主要是力学不稳定性和水敏性造成的掉块、崩塌性井塌。川渝东侏罗系总的井塌趋势是：J1do≥J1zh＝J1m＞J1dn＞J1l；最严重的是J1dn~J1do以及P2l、P1l。川渝东地区井塌程度尤其是硬脆性地层的破碎性坍塌程度与地层倾角大小影响极大。防塌需要满足的两个条件：a钻井液静液柱压力大于泥页岩的孔隙内的流体压力即地层压力；b尽量减少钻井液中的自由水进入井壁地层。防塌钻井液总的特点：低失水，高矿化度、高滤液粘度，适当的钻井液密度、适当的钻井液粘度、适当的钻井液PH值（调节PH最好采用KOH）。1)、对地质方面原因造成的井塌提高钻井液密度，平衡地层压力；2)、改进钻井工艺操作；3）、优选钻井液体系、优控钻井液性能；104 目前防塌钻井液的主要类型：多聚低固相钻井液、两性离子聚合物、钾钙沥青质聚合物钻井液、三超强聚合物、聚磺钻井液、磺化钻井液。针对塌层的性质总结出了井塌的预防、处理技术列见下表。井塌的现象及处理项目地层井塌的监测钻井液的预防处理措施返出物简述钻井液性能变化钻井过程中异常现象红层轻微返出物量稍多、砂样混杂、代表性差、呈粒状或片状。砂样混杂比一般小于20-25%。ρ↑、FV↑、APIB↑、FV↑、η∞↑、APIK↑、含砂量↑、泥饼松软。钻时增加、轻微蹩跳起钻挂阻、悬重略增、下钻不到底。1.考查钻井液体系适应性。若井浆是聚合物无固相，应立即转成多聚复合沥青质低固相钻井液，并保持高浓度聚合物以稳定（200-300mg/l），无好转提FV到40-50S、YP4-6Pa；若井浆是聚合物低固相钻井液，则追补0.1-0.2%主聚物和沥青类添加剂2-4%，保持适应的粘切，不大幅度波动井浆性能；若井内是钙处理钻井液，应适当提高Ca2+含量，加足KHm等钾盐腐植酸量（至少井浆中含量达到3%）沥青类处理剂2-3%，以改善泥饼质量，提高井浆的抑制能力。严重返出物多，代表性极差、圆形大颗粒状多，大部分大于5mm。砂样混杂比大于30-50%以上。ρ↑、FV↑、APIB↑、FV↑、η∞↑、APIK↑、含砂量↑、泥饼松软。钻时明显增加，泵压升高、蹩跳钻严重，接单根放不下去。1.转成抑制性更强的钻井液体系。无固相→钾钙沥青质聚合物防塌钻井液。低固相→加预水化新浆提坂含到40-50g/l，高聚物0.2-0.3%以提高YP/PV，并加2-4%沥青类处理剂降APIB，改善泥饼质量，增强防塌能力，提FV至50-65S。钙处理→改善失水造壁性能、提Ca2+到300mm/l以上，提FV至50-60s，YV至7.5-12.5Pa要求转化体系时，改善失水造壁性，提粘切清洁井眼，提高抑制防塌能力等应同步进行。2.适当提高钻井液密度0.1-0.2g/cm3以平稳地层压力。3.下钻划眼应取掉捞杯、喷嘴、扶正器，适当增大排量配合钻井液流变性以携出坍塌物。同时，划眼接单根速度要快，防卡防堵水眼。4.起下钻遇卡不可硬提强压致死，应采取防卡措施。5.恢复正常钻进中应保持井浆粘度，切力稳定地钻进7-15天，方可根据井下情况逐渐降粘切至合理的范围。104 乐一、阳一返出物多，代表性差、有煤炭质页岩、铝土质页岩；明显擦痕层理有微裂缝明显呈条带状、大块厚片状。钻井液性能变化不太明显，但泥饼质量差。钻进中有蹩跳，泵压升高；起下钻有不同程度阻卡，井内沉积物多时钻具不能下到底。1.严格将井浆的HTHPB，HTHPK分别控制在15mL、3mm以内，加力学封堵性稳定剂HN-3、SAS或FRH、KHm、SMP以增强地层的胶结力和改善泥饼质量。2.加入0.2-0.3%SP-80或OP-10表面活性剂。可考虑加入1-2%的单向压力封闭剂加固井壁。3.适当提高井浆密度0.1-0.4g/cm3（根据裸眼段地层承压能力定）。4.改善井浆流变性，特别是削弱井浆凝胶强度，控制起下钻过P12、P11的速度。3.1.2.1沙溪庙～须家河井段的防塌工作3.1.2.1.1体系优选a、选用聚合物为主体的防塌钻井液钻进。一般不使用清水钻进。b、根据地面出露地层地层倾角和井眼尺寸和裸眼长度、易塌层厚度等综合优选防塌钻井液体系。（见体系规范部分）3.1.2.1.2钻进在易塌层段钻井液体系的及时转化和要求A、聚合物无固相钻井液钻进中，必须坚持少吃多餐补充聚合物胶液，维持其浓度，禁止干加聚合物，补充坂土浆必须同时补充聚合物胶液。B、聚合物无固相钻进必须勤淘尖底罐和沉淀罐。C、聚合物无固相钻进应尽量双泵高压喷射钻进。D、地层倾角＞30°的井，至少储备50t加重剂。E、聚合物无固相钻进期间，应备好坂土浆（80方以上）以及转化的基础材料。其中，降失水剂8~10t，沥青类4~6t，CaO1～2t，NaOH1~2t。104 F、出现下列情况必须立即转化：下钻不到底，沉砂超过5m；砂样混杂，有较多垮塌物（＞30%），明显垮塌；起下钻出现严重阻卡征兆；井径不规则，大肚子太多；3.1.2.1.3防塌钻井液的总体性能要求表15地层倾角与钻井液体系的关系地层倾角层位＜30°五百梯、高峰场、凉水井、七里峡、雷音铺、铁山、罗家寨、大池干30~45广安、磨溪、五百梯、龙门、龙会、九岭、°45~60°铁山坡、沙坪场～屏锦铺＞60°铁山坡、沙坪场～屏锦铺沙溪庙聚无聚低、三超强无钾钙、三超强钾钙、三超强凉高山聚无、三超强无聚低、三超强钾钙钾钙、三超强钾钙、三超强东岳庙三超强无、聚低三超强、钾钙钾钙、三超强钾钙、三超强珍珠冲三超强无、聚低三超强、钾钙钾钙、三超强钾钙、三超强A控制跟踪适当的钻井液密度。B、加强防塌钻井液失水造壁性的控制，应侧重滤液性质（Ca2+含量、高聚物浓度及K+离子、CL-）和泥饼质量（薄而韧）。通常聚合物钻井液的失水放宽到8~15ml，但在易塌地区钻井时，API失水应＜10ml，特别是＞45°的双高井，API失水应＜5ml。C、稳定控制井浆的动塑比在0.36~0.48Pa/mPa.S，保证环空层流携砂。对于泵工作性能差，钻具质量差，地层破碎且地层倾角大的井，漏斗粘度控制在40~70s，YP5~7Pa。D、井浆的含砂量应＜0.2%，聚合物钻井液的PH值控制在7.5~8.5间，坂土含量30~40g/l；聚磺钻井液的PH值9~10，坂含为25~35g/l。104 E、井浆中的处理剂浓度见下表。表16防塌钻井液的处理剂复配浓度表处理剂层位性质大分子小分子Ca2+(mg/l)KHmKCL沥青类处理剂一般地层＞0.1%0.1~0.2%1200~2%易塌层（大安寨以下地层）＞0.2%0.1~0.3%3002~3%2~3%2~3%双高井0.3%0.3~0.5%300~5003~5%3~5%3~5%3.1.2.1.4防塌对工程措施的要求a、钻具被刺必须立即起钻，不得拖延。b、起钻时必须灌满规定量的井浆。c、沙溪庙～自流井组严禁单泵长时间小排量钻进。d、避免在易塌层段大排量定点循环。e、控制起下钻速度，严禁猛提猛放，更不能溜钻。f、聚合物钻井液特别是无固相钻进期间，下钻不能直入井底，一般接最后一根单根时，应用方钻杆开泵循环到底，防堵水眼和沉砂卡钻。g、聚合物无固相钻进时，接单根前应循环井浆2~3min；轻泥浆钻井时，起钻前循环井浆1.5~2周。坚持早开泵晚停泵的原则。3.1.2.2乐平～阳新统地层防塌要求a、选用含有足够防塌、防卡处理剂的多元高效磺化或聚磺钻井液。b、钻开乐平和阳新之前，必须调整好井浆性能，不得在易塌层段大规模处理井浆。104 c、井浆密度控制在该裸眼的最高气、水压力0.12~0.15g/cm3间。d、井浆性能控制在下列范围内：FV40~70s，YP＜10Pa，G1＜5Pa,G2＜12.5Pa，HTHPB＜15ml，HTHPK＜3mm，Kf＜0.15，Ca2＋＞120mg/l。e、保持沥青质处理剂含量为3~5%，SMP-13~5%，SMC3~5%，润滑剂3~5%，含油＞3%，SP-800.2~0.4%。第二节卡钻3.2.1钻井过程中卡钻事故的现象与及原因卡钻就是钻具失去了活动的自由，卡钻分为泥饼粘糊卡钻、坍塌卡钻、砂桥卡钻、缩径卡钻、键槽卡钻、泥包卡钻、落物卡钻、干钻卡钻、水泥固结卡钻等。表17钻进时卡钻事故的诊断判据运行状态卡钻类型粘糊坍塌砂桥缩径泥包干钻落物卡钻前显示钻进中显示跳钻A1蹩钻A1A1A1A2扭矩增大BBA2A2A2A3钻具上下活动显示上提遇阻短距离内消失A上提一直遇阻，阻力忽大忽小AAA上提一直遇阻，阻力越来越大AA下放有较大阻力BB下放有较小阻力B104 泵压显示泵压正常BBB泵压逐渐上升A1A1AA1A1泵压逐渐下降A2A2泵压波动A2A2流量显示流量平衡BBBBB出口减小A1A1出口失返A2A2机械钻速显示机械钻速急剧下降AA机械钻速逐渐下降A钻屑显示钻屑增加，有垮塌物BB钻屑减少BBB卡前钻具运行状态钻具静止时间较长遇卡A钻具上下活动中遇卡AAA1钻具转动中遇卡ABAA2卡钻后显示初始卡点位置在钻头附近AAAA在钻铤和钻杆上AAA泵压显示泵压正常AAA泵压上升AA泵压下降AA井内循环状况可以正常循环BBBB可以小排量循环A1A1A1井口失返A2A2A2注1、表中A项为该类事故的充分条件，可据此为事故定性。2、B项为该类事故的必要条件，可作为帮助判断。3、角码1，2，3表示同一判据中三项可能同时存在，也可能只有一或二项。104 表18起钻时方式发生卡钻事故的诊断判据运行状态卡钻类型粘糊坍塌砂桥缩径键槽泥包落物卡钻前各种显示钻具运行显示钻具静止时间较长A钻具上行突然遇卡A1A1A钻具在一定阻力下可以上行A1A1A上提遇卡而下放正常A2A2A上提遇卡且下放也遇阻A2A2B循环活动正常停泵后就有阻力A3A3无阻力时转动正常BBB无阻力时转动不正常BBA井口显示钻具上行环空液面不下降BBB1钻井液随钻具上行返出井口B2钻具水眼回吐钻井液A卡钻后显示初始卡点位置在钻头附近AAA在钻铤顶部A在钻铤或钻杆部位AAA循环泵压显示泵压正常AAAA泵压下降B泵压上升A1A1B间断蹩泵A2A2井口显示进出口流量平衡AAABA返出钻井液减少A1A1井口失返A2A2注1、表中A项为该类事故的充分条件，可据此为事故定性。2、B项为该类事故的必要条件，可作为帮助判断。3、角码1，2，3表示同一判据中的三项可能同时存在，也可能只有一项或二项存在。104 表19下钻时发生卡钻事故的诊断判据运行状态卡钻类型粘糊坍塌砂桥缩径落物卡前各种显示钻具运行显示泵压显示钻具静止时间较长A下放突然遇阻A下放正常上行遇卡A下放遇阻上提遇卡A1A1下放遇阻，阻力越来越大A2A2下放遇阻，阻点相对固定B下放遇阻，阻点不固定BB循环可下放，停泵有阻力A3A3无阻力时转动正常B无阻力时转动不正常BBA井口显示机械钻速急剧下降A1A机械钻速逐渐下降A2B卡钻后显示初始卡点位置在钻头附近AA在钻铤或钻杆上AAA泵压显示泵压正常BBB泵压上升AA钻井液返出流量状况进出口流量平衡AA出口流量减少环A1A1井口失返A2A2注1、表中A项为该类事故的充分条件，可据此为事故定性。2、B项为该类事故的必要条件，可作为帮助判断。3、角码1，2，3表示同一判据中的三项可能同时存在，也可能只有一项或二项存在。104 3.3.2卡钻的预防及处理常见卡钻事故的泥浆预防措施卡钻类型预防措施沉砂卡钻1.聚合物无固相钻井液钻进，a.严格控制可钻深度。当泵排量合理，不能有效携砂、下钻不到井底（一般以沉砂超过2m为限），应及时转化为低固相钻井液；b.聚合物无固相钻深超过1000m后，每次起下钻前应替入ρ1.05-1.08g/cm3、FV35-60S较高粘切钻井液10-20m3携砂一次或垫底。2.轻泥浆钻井中，必须保持优良的携砂、悬砂流变性能，着重控制其性能：YP/PV0.36-0.5Pa/mPa·S、η0.4-0.7、YP2.5-7.5Pa、G10.5-5Pa、G22.5-12.5Pa。3.随时了解井下状况和钻井动态，及时根据井身质量、泵功率等情况调整井浆性能。4.维护处理钻井液时，应“细水长流”均匀处理，不得引起粘切大幅度波动。5.井下出现携砂不良引起划阻等情况，应及时改善井浆流动性或转化井浆成流变性好的钻井液体系。坍塌卡钻1.使用抑制性强、防塌能力强的钻井液体系，并保持足够的防塌剂含量及达到防塌井浆性能要求钻穿塌层。2.严格执行关于防塌的有关工艺要求。进入塌层应着重控制滤液性质、泥饼质量，并且保证井浆层流带砂和性能稳定。3.对于地层倾角大，尤其是超过45度的井段、地层应力强的高陡构造、地层破碎的井及P2l、P1l地层，应按规定适当提高井浆密度，防止力学不稳定坍塌发生。4.井下一旦发生坍塌，应按井塌的处理工艺方法，正确及时进行处理，以防坍塌物积累和继续坍塌引起卡钻发生。5.钻具不得静置于易塌层，也不能在易塌层作定点循环。104 压差及粘附卡钻1.设计好井深结构和密度，控制好井浆密度，尽可能实现近平衡钻井，避免人为造成高压差环境。2.加重钻井液时，应严格作到“均匀、稳定、连续”地加重，并同时补充护胶剂和润滑剂，防止因环空高密度的钻井液段塞形成厚泥饼和高压差，尤其井浆为高粘切时，该条为防护重点。3.普遍采用多元高效磺化钻井液，并严格控制HTHPB小于15mL，HTHPK小于3mm、Kf小于0.15，使泥饼达到压缩性好、渗透率低、表面润滑性好的性能。4.加足磺化处理剂，其总量不低于5%。以提高井浆的护胶、抗可溶盐、抗高温的基础性能。5.混沥青制品3-5%、润滑2-3%、添加SP-80或OP-100.2-0.3%。6.对于斜度井、定向井、地层渗透性好的井、小井眼取芯井、小井眼长裸眼井、高压井、超高密度井浆，必须采用多元高效磺化钻井液，并添加0.2-1%的石墨粉，2-3%的固体微珠。7.控制重泥浆呈弱凝胶特性：G10.5-5Pa、G22.5-12.5Pa，以防小井眼环空中形成厚而虚的泥饼，造成缩小环空水直径和加剧压力激动引起地层压差增加。8.搞好固控工作，控制好井浆的低密度固相含量，并保证井浆含量低于0.5%。9.定期（5-10天）监测井浆的润滑剂含量，HTHPB、HTHPK、Kf条件许可应测定井浆的极压润滑性。10.钻具不得在井内静止不动。104 常见卡钻事故处理的泥浆工艺类型处理技术措施沉砂卡钻1.千方百计蹩通，小排量开泵建立循环；2.及时提高钻井液粘度和切力，以保证有效携砂限；3.逐渐加大泵排量清携沉砂，边循环边轻轻活动钻具，争取缓解卡钻的程度，最后慢慢解卡；4.仍不能解卡，可采取爆炸松扣、到扣和套铣解卡；5.切忌大排量猛开泵盲目猛提、硬压、强扭和乱转钻具，使得钻具卡的更死和钻具丝扣扭得更紧而不能有效松扣、到扣或蹩塌、蹩漏地层。坍塌卡钻1.坍塌不严重和钻头水未堵死时，应泵设法建立循环，轻提放，转动钻具（不能硬提猛放），然后逐渐加大排量；2.调整好钻井液流变性能，适当提高钻井液密度，以配合排量带出井内坍塌物；3.加足防塌剂和沥青类处理剂等，以改善钻井液性质和失水造壁性能及改良塌层的胶结力，而稳定井壁阻止继续坍塌；4.如仍不能解卡，则采用振击法解，解卡不成采取到扣套铣等办法处理；5.如是碳酸岩坍塌，可采取酸溶液解卡。压差粘卡小型处理1.在井下不喷、塌的前提下，降低钻井液密度减少压差（降低不多时，最好混入柴油）；2.加入润滑剂，提高钻井液的润滑性能，以辅助解卡；3.严格控制钻井液的失水造壁性能达标；4.调低钻井液的静结构强度G和动切YP，不大量甚至不循环钻井液，而减少甚至消除循环压耗增加的正压差。大型处理1.根据裸眼压力情况，确定柴油用量以浸泡被卡段以解卡，一般3-5立方米柴油；2.对于盐岩粘卡，在地层压力条件许可时用清水浸泡解卡；3.配制油基解卡液浸泡解卡，一般配15-30立方米；4.凡发生粘卡应尽快控制被卡时间，可先泡柴油控制卡钻程度，不能拖延被粘卡时间，粘卡时间愈长愈难解卡；5.对于井控条件好的井，上述处理不凑效时，可采取适当防喷解卡（一般是纯压差卡钻）；6.如上述方法不解卡时，又不能防喷解卡时，则采取到扣套铣以解卡。104 3.2.3油基解卡液工艺技术3.2.3.1配方：柴油（配制1/2土）+有机土3-5%+消泡剂2-5%+SP-803-5%+沥青质5-15%+FK-105~10%+CaO1-8%+清水+加重剂+OT5-10%配制工艺：(1)选择一个罐上搅拌器和罐的蝶阀性能良好、不窜不漏的40m3罐，彻底洗净，除净残渣剩水。(2)洗净加重漏斗和相应的循环管线，使其达到不堵不串、不漏不停，保持施工正常进行。(3)一般配制15-30m3解卡液，保证解卡液能浸泡全部被卡钻具，并在钻具内留有5-15m3解卡液。(4)开动小循环，在充分搅拌和冲刺条件下，按配方顺序均匀加入各种药品，在加入OT前充分搅拌、冲刺15-30分钟，然后加入OT，缓缓加清水（清水加入量视粘度、切力而定）。最后逐步加重至与井浆相当。配制时勤测性能。(5)配解卡液时，一定要加足OT，严格控制好加清水量，严防井浆混入解卡液。3.2.3.2施工工艺：(1)找准被卡部位，泵入解卡液，并用井浆顶替其到被卡部位；替入的解卡液应浸泡到卡点及尽量浸泡卡点以下井段的钻具。(2)将钻具悬重下放到0或上提到100-200KN，静止浸泡。(3)静止浸泡时，以0.1-0.2m3/h104 的注入量顶替钻井液紧接着上下活动活动钻具3-5次，能装振击器震击更好。(1)解卡后，泥饼被破坏，井浆流变性变差，为防止卡钻再发生及钻头包、蹩泵的发生，应边活动钻具边循环井浆或边循环划眼，同时将解卡液混入井浆，并做降粘处理。(2)在解卡作业时，应确保解卡液的数量和质量，顶替时计量应准确。同时应确保井下钻具完好，水眼畅通，为防止脱落，应将水龙头带、吊环和大钩绑紧。作业时，防落物入井，应根据情况延长浸泡时间（一般为5-16h）。总之，施工时要做到“配制快、量足、浸泡卡段准、间断注入、活动钻具”的作业原则。104 第四章井控及压井泥浆工艺规范第一节井控4.1.1井控总的要求按照中国石油天然气总公司《石油与天然气钻井井控规定》与《石油与天然气井下作业井控规定》和四川石油管理局、西南油气田分公司《钻井井控规定实施细则》执行。4.1.2钻开气层前的井控泥浆1）钻开气层前，由钻井队申报，公司组织钻开气层现场办公会。2）泥浆技术负责人必须按照现场办公会明确的各责任问题规定整改时间进行隐患整改，现场办公人员负责督办。3）泥浆技术负责人在钻开气层前必须组织井组全员对井控相关应急预案至少进行一次学习和演练，并参加井队组织的应急演练，做好相应记录。4）钻开气层前，井组负责人必须按照气层对应井段的《钻井设计》或现场办公会要求，保质保量地进行储备泥浆、石粉和堵漏剂、除硫剂、坂土等物资储备，储备泥浆每7～10天充分循环一次，并记录完整、真实。5）进入气层前，井组必须对加重系统、循环系统、净化（含搅拌脱气）系统的设备进行检查，对设备隐患在限期内完成整改。104 6）钻开气层前，井组要检查在岗人员的持证情况和劳动安全保护用品是否齐全有效，否则应予在限期内整改。7）钻开气层前，按照裸眼段最高地层压力当量密度折算井浆密度试压提高地层承压能力。进气层前50~100m，调整密度到设计范围。含硫气层调整PH值大于9.5。4.1.3钻开气层～完钻前井控泥浆工作4.1.3.1正常钻进时井控泥浆工作1）井浆维护处理前，预先通知钻井人员作好相应的准备，并通知液面监测岗位人员作好液面校对、密度校正等工作（较大型维护处理必须有佐证实验），根据处理要求按照一定的周期对相关性能进行监测。2）在泥浆的倒换罐过程、固控作业中，严格校核泥浆（特别是井浆）增减数量，并及时通报液面监测岗位人员。3）在进行加重、降密度、调整粘切等影响井浆当量密度的处理中，按照操作规程控制处理幅度，保持井浆性能均匀，防止井漏、溢流的发生。并及时记录好维护处理情况。4）注意改善井浆的脱气性能，发现气侵应及时排除，气侵井浆未经排气不得重新注入井内。5）若需对气侵井浆加重，应在停钻情况下进行，严禁边钻进边加重。加重速度要均匀，每个循环周密度增量控制在0.05g/cm3以内。4.1.3.2起钻井控泥浆工作1）起钻前，充分循环井内泥浆并填报井浆性能，进出口密度差不超过0.02g/cm3。井浆性能不均匀不能起钻。2）起钻前，可以要准备一罐高于正钻井浆密度0.15～104 0.20g/cm3的重泥浆每次泵入2~3方防止起钻喷泥浆。准备好灌浆罐，确保灌入计量与返出计量的分离，并应记录好地面参与循环的泥浆总量。3）确保泥浆上水灌液面能满足灌注要求。液面不够时及时补充或倒换，并注意提醒液面监测岗位人员进行校正。4）起钻完毕，井筒灌满泥浆后，倒好循环系统闸、阀，记录各泥浆灌液面。4.1.3.3下钻井控泥浆工作1）倒好闸、阀，便于返出泥浆准确计量，应记录下钻前地面参与循环的泥浆总量。2）如地质录井人员提示有气侵或井漏等异常现象，井组应立即测定返出井浆性能，作出相应的处理。3）下钻完毕，倒好循环系统闸门，作好泥浆正常钻进的准备工作。4.1.3.4电测等空井作业时井控泥浆工作1）确保向井筒灌注泥浆的液面能满足泥浆泵的上水要求，倒好循环系统闸、阀，记录泥浆总量。2）长时间停等期间，提醒钻井队按规定充分循环井浆。循环时间超过1个循环周后，井组必须监测一套井浆性能并记录。104 第二节压井4.2.1压井井浆密度的确定1)井立压不为零，压井密度＝原井浆密度＋100P立/H＋0.07~0.15（P立－Mpa，H－m）。2)若压井密度与井浆密度相差＜0.05g/cm3，采取井浆循环排气加重平衡方法。3)需动用储备泥浆时，可以储备钻井液与井浆混合调整建立新的压力平衡方法。所需要的储备浆体积＝（（压井密度－井浆密度）/（储备密度－压井密度））×井浆体积4.2.2压井高密度钻井液的配制1）密度均匀（差值＜002g/cm3，且必须达到要求的压井密度；2)通常要求的重要性能是优良的流变性（Fv45~70s，YP5~18Pa）和悬浮稳定性（G1～10Pa或24h稳定性＜0.05g/cm3。3)要求的失水造壁性能，APIB≤10ml，APIK≤2mm；4)坂含适当取高限：30~50g/l，含砂量＜0.5%；5)含硫气层的井，PH＞9.5，加入除硫剂1~2%。6)深井气层压井液还要求压井液具有一定的热稳定性和抗污染能力；7)新配基浆，强分散。配方H2O：Na2CO3：NaOH：坂土=100:0.5：0.5~0.7：4~7，在配浆水充分混合后在加入坂土，并充分循环3~5小时。104 8)在坂土浆中，加入加入RSTF、SHR、KHm、SMC等高碱比高浓度护胶剂碱液（10~15:2~3:50~100）、低粘CMC充分护胶，用0.3~0.5%石灰乳或CaCL2配合高粘CMC控制钻井液粘度切力。9)监测基浆性能，达到：Fv30~45s、初切＞1~2.5Pa，坂含35~40g/l，PH＞10即可加重。密度高于2.00g/cm3的配制时，加重前：坂含25~35g/l，Fv30~35S,初切1~1.5Pa。10)边加重边以小股流量均匀加足润滑剂和抗高温抗盐降失水剂（护胶剂低浓度碱液（5~10:1~2:100）），直至加重到目标密度。切忌达到密度后再做降粘切调整出。11)监测新浆性能，充分循环搅拌。104 第五章特殊工艺下的钻井液工艺第一节水平井钻井液工艺5.1.1水平井钻井液的技术难点和对策在水平井钻井过程中，钻井液除了要解决井壁稳定、井眼净化、悬浮钻屑、润滑防卡、储层保护问题外，还要解决以下技术难题：①在泥页岩地层开始增斜井段中，由于“垂沉”现象导致泥页岩钻屑“滑移”研磨、分散造浆问题；②膏盐层增厚造成的污染加剧问题；③CO2、H2S对钻井液的污染控制问题；④碳酸盐岩裂缝性井漏的预防和治理问题；⑤防喷防硫问题。在水平井钻井液体系选型中，主要以直井段选用钾钙基聚合醇有机硅聚合物，引入抑制和防塌能力强的聚合物和有机硅等防塌处理剂，利用钾离子、生石灰、聚合物等处理剂的防塌抑制作用，防止井眼坍塌和钻屑分散。斜井段使用钾钙基聚合醇正电胶钻井液，引入正电胶改进钻井液的流变性，防止岩屑床的形成，通过护胶剂、润滑剂、表面活性剂和柴油（6~8％以上）的复配使用，提高钻井液抗膏盐、酸性气体污染能力和润滑防卡性能；水平段使用改性钾钙基聚合物正电胶钻井液，提高含油量到10%以上，加入油保剂、表面活性剂以保护储层，并保持过量的除硫剂，提高钻井液的抗硫化氢污染能力。104 5.1.2水平井钻井液工艺要点5.1.2.1直井段（φ660.4mm～311.2mm、“红层”地层）利用聚合醇的浊点封堵特性，提高钻井液的滤饼质量和润滑性能；利用有机硅的防塌抑制性，防止地层的钻屑分散造浆；利用聚合物的强包被抑制、絮凝特性和聚合物钻井液的高压喷射钻井工艺特性，提高钻井速度，增加钻井液固相控制效果。①钻井液工作重点²加强井浆的固相控制，注重强抑制、强胶结、强封堵，防止上部地层垮塌和造浆；控制合适的坂土含量，保持钾钙离子浓度，为斜井段的流变性控制和润滑性能控制、抗膏盐污染打好基础；²性能控制标准：粘度37~47s，失水量小于6ml，动切力6~12Pa，塑性粘度12~18mPa.s，静切力(2~6)/(5~8)Pa/Pa，HTHP失水小于15ml，PH8~9，MBT40~45g/l，含砂量小于0.4%，Kf小于0.15。5.1.2.2大斜度井段钻井液控制重点：²加强流变性能控制，提高钻井液的井眼净化能力，防止岩屑床的形成，降低起下钻摩阻；加强钻井液的护胶作用，提高抗污染能力和润滑防卡性能；加强固控，防止钻屑分散。²性能控制标准：粘度45~65s，失水量小于4ml，动切力8~13Pa，塑性粘度12~20mPa.s，静切力(4~8)/(6~10)Pa/Pa，HTHP失水小于12ml，PH9.5~10，MBT30~40g/l，含砂量小于0.3%，Kf小于0.12。。104 ²尽量执行较低的钻井液密度，以减小井漏的可能性和漏失程度。对于漏速小于8m3/h时，可用1～3%的SDL随钻堵漏；漏速在8～30m3/h时，用5~10%的FDJ进行桥接堵漏；漏速大于30m3/h时，用8～15％的FDJ或HHH堵漏；²固井后，彻底清淘所有的循环罐，降低井浆中的有害固相含量。²调节井浆坂含30~40g/l，保持PH9.5以上。²按照配方加足RSTF、JD-6、SHE-9、FK-10等处理剂，JD-6、SHE-9、FK-10维护处理加量为2~2.5t/100m；²继续补充聚合醇和有机硅处理剂，粘切过高时补充0.5~0.8％的SMT碱液。²调整密度时采用分级加重方式，同时补充护胶剂护胶剂碱液。²保持井浆的含油量在8％以上，井斜在40°～65°时，含油量控制在8～10%；井斜65°以上时，含油量控制在10~14%；保持井浆中FK-103～5%、RGJ1～2%、SP-800.2～4%浓度，以液体润滑剂复配方式的方式提高井浆润滑效果，阻卡严重井段在起钻前打入1～3％固体润滑剂段塞降低起下钻摩阻。²聚合醇选用浊点温度为80～90°的产品，根据泥饼可压缩性能调节聚合醇加量，可压缩性差加大聚合醇用量。²保持井浆中生石灰0.3~0.5%、若携砂不良可加入0.1~0.2%的浓度MMH正电胶，提高动塑比值，尽量保持井浆φ3转读数接近φ6转的读数，以保证井眼净化。104 ²保持井浆中除硫剂JD-20.5～1％和微过量的消泡剂浓度，防止H2S污染。5.1.2.3水平井段钻井液性能控制重点²优化控制流变参数，提高动塑比值，保持脱气性能；提高钻井液滤饼质量，确保滤饼薄而致密并具有可压缩性；提高钻井液的润滑防卡性能；控制好钻井液抗硫化氢污染性能，及时除硫；保持钻井液具有较强的油气层保护能力和平衡地层的要求。加强井漏处理的时效性和针对性。²性能控制标准：粘度50~70s，失水量小于3ml，动切力10~15Pa，塑性粘度15~20mPa.s，静切力(4~8)/(6~12)Pa/Pa，HTHP失水小于10ml，PH9.5~10.5，MBT25~35g/l，含砂量小于0.3%，Kf小于0.10；²控制井浆坂土含量在25~35g/l，保持PH9～10.5，提高坂土颗粒的分散性。²钻速较快，维护处理时加大护胶剂和润滑剂用量。²控制井浆较高的动塑比值、调节井浆φ3值尽量接近φ6值，保持井浆快速弱凝胶特性，勤补充SMT碱液。²严格控制井浆HTHP性能，特别是保持较好滤饼的质量和可压缩性能，同时加足液体润滑剂，起钻前注入固体润滑剂段塞防止卡钻。²采用“一压、二高、三除”的办法防止H2S污染井浆。即：“压”，井浆当量密度高于地层流体压力，防止地层H2S气侵入井；“高”，高ＰＨ值，中和H2S成S2-，降低H2S的危害；“除”，加入除硫剂，除去井浆中的H2S，降低井浆中H2104 S的危害。²严格保持井浆密度稳定、减小压力波动防止井漏，井漏后采用静止堵漏、桥接堵漏方式治漏。²通过加入聚合醇、正电胶、以及油保剂CXB5-1、QS－2、AS0.2~0.3%，提高油气层保护效果。第二节气体（空气、氮气）钻井钻井液转化工艺规范5.2.1气体钻井地面钻井液转化准备1、气体钻井前，按照拟钻井段的井筒容积＋地面循环容积准备好优质的防塌钻井液，一般200~250m3。2、地面储备的防塌钻井液应以强抑制、强封堵、强胶结、强包被为主体，确保转化后对地层的适应性。一般优选钾钙沥青质聚合物防塌钻井液体系。3、储备的钾钙沥青质聚合物防塌钻井液体系基本配方：坂土浆50～60%（ρ1.06g/cm3）＋K-PAM0.2～0.3%＋PAM0.08～0.15%＋KHm3～4%+乳化沥青NRH2～3%+MSJ或PEG2％＋KOH0.3～0.5%＋CaO0.5～0.8%＋MMH0.1～0.15%＋JD-63～4%。4、地面储备的钻井液性能控制指标：ρ1.15～1.25g/cm3，FV＞45s，APIFL＜5ml，G1≥2Pa，PH9.5～10，MBT＞35g/l。5、地面储备的防塌钻井液每3～5天必须循环或搅拌一次，监测一套钻井液常规性能，确保钻井液性能稳定。6、104 转化前，现场维护处理材料充足，储备石粉50～100t、堵漏剂2～3次量及基础材料。1、开展地面储备的防塌钻井液的线膨胀率、泥页岩回收率等抑制性评价和泥饼压缩比、韧性、强度的滤饼理化性评价，考察快速形成内泥饼的能力，以便事前及时调整。5.2.2气体钻井向水基钻井液转化替浆工艺1、保证替浆后尽快在井壁形成优质泥饼，替浆前在地面储备的防塌钻井液中均匀加入2％左右的随钻堵漏剂SDL以防替泥浆时井漏，控制马氏漏斗粘度45～60秒。2、替浆前，应尽量简化钻具结构，采用光钻杆或铣齿接头替浆，以充气钻井低返速替浆方式进行。3、替浆时，先以充（混）气钻井液的方式低排量低返速循环空气钻井的井眼，并尽量控制循环井浆密度最低以减少压差，降低井浆动失水。小排量、低返速循环2～3周后逐步提高钻井液密度至设计值。4、替浆循环2～3周及时进行一趟起下钻拉划通井作业，对井壁进行泥饼致密性修复。起下钻应精心操作，搞好防卡作业。5、替浆后若井下出现垮塌，应及时提高钻井液密度，加大聚合物降失水剂和沥青质处理剂入井量，严格控制钻井液失水量。5.2.3气体钻井替浆后钻井液维护工艺1、替浆后，应尽快在1~2天内把APIFL104 控制在5ml以内。以大分子聚合物胶液调整好井浆的流变性，适当加入KHm或SMC碱液，间断按补充井浆量维持各主体处理剂浓度。井壁稳定后逐步调整粘度到40s左右。1、坚持固控筛、除、淘、沉、捞、离六字作业措施，控制最低的井浆密度，较少压持效应。振动筛的筛布至少＞80目，除砂器、除泥器的使用率为100%；离心机的使用率为＞80%，井浆的含砂量＜0.3%，总固相含量＜15%，控制动塑比0.8～1，确保发挥高压喷射和聚合物快速钻进的技术优势。2、为防止井下垮塌，井浆用KOH和生石灰控制PH值，控制PH9.5～10。3、井浆维护必须坚持细水长流、勤于处理，及时按照进尺量和井浆消耗量补足沥青类防塌剂处理剂和大小分子聚合物复配胶液消耗。第三节油气层保护及完井油气层保护主要是选用酸溶性暂堵剂处理，通过对钻井液实施改性来实现的。(1)于钻开油气层前，通过加入基浆（适量），补充护胶剂（RSTF、SHR）低碱比药液，适当补充CMC-LV、PAC等处理剂，完成降密度至设计下限为宜（参加处理的高密度井浆应最少）。(2)加入高效的降失水剂、稀释剂、控制密度近平衡、低粘切、高润滑（Kf<0.15）、低失水（HTHPFL≤15mL，HTHPFK≤3mm，APIFL<5mL）。(3)形成高韧性、致密的滤饼，降低滤失渗透半径。104 (4)加大控制固相、含砂量力度，防止不溶性处理剂过量加入。(5)控制较低的pH9-10，少加或不加腐植酸类处理剂。(6)加入表面活性剂0.2-0.3%，改善滤液的表面张力，并保持一定量的消泡剂浓度，提高消泡抑泡效果。(7)尽量用酸溶性材料和酸溶性好的堵漏剂、加重剂。第四节PDC钻头钻进配套钻井液工艺技术要点5.4.1配套的钻井工艺措施1)PDC钻头入井前，必须在上一只钻头的钻具组合上带随钻捞杯，起钻前循环打捞，必要时，下磨鞋清理井底，保证井底干净后，PDC钻头才能入井。2)用螺杆钻具配合PDC钻头方式钻进，首先选择好的螺杆钻具和PDC钻头，然后根据其性能和要求选择合适的地层。3)螺杆钻具入井前，应检查旁通阀是否失灵及各连接丝扣是否完好，应进行试运转，工作正常后方可入井。入井时，应控制下放速度，下钻遇阻，不得硬砸硬压。4)下钻过程中尽量避免长距离划眼，若确需划眼，开大排量以冲为主，转动为辅，加压10～20KN；下钻到底，加压10～20KN，转速40～60r/min，进行井底造型0.5m左右；严格按每钻3～5米上提划眼（特别是钻速大于5m/h或钻遇长度间隙式石膏地层，则应按每2～3m上提、勤划眼，接单根前应加大排量循环5～10分钟）和每钻进100～200m短104 短程起下钻拉井壁。5)采用螺杆钻具配合PDC钻头方式钻进，应注意4个环节：在钻头使用方面特别要注意破岩方式选择的针对性；型号选择的适应性；参数配置的合理性；操作规程的严密性等四个环节。各个环节环环相扣，每环节都对使用效果影响很大。6)钻进时应保持均匀送钻，防止溜钻、顿钻，密切注意泵压变化，当发现泵压突然上升时，应及时将钻具提离井底，分析原因，决定是否起钻检查。7)若钻遇井漏等复杂情况，应起钻更换为牙轮钻头钻进，防止PDC钻头早期损坏。8)搞好排量优选并保持相对稳定。5.4.2带PDC钻头螺杆钻具钻进钻井液配套工艺要点PDC带螺杆钻进是阶段广泛推广应用的提高机械钻速、降低钻井综合成本的应用技术，其安全钻进钻井液工艺技术要点如下：1)无固相使用PDC+螺杆钻进井，按每米进尺补充1～1.5kgPHP或再复配1.5～2kgKPHP等大分子聚合物，将其配成胶液分早晚均匀补充维护，保持聚合物无固相中聚合物浓度不低于1500mg/l，以提高泥浆净化效果，防止岩屑沉淀卡死螺杆。2)中、高密度泥浆使用PDC+螺杆钻进，必须保持泥浆呈弱凝胶状态，在满足悬浮携砂的前提下泥浆流变性尽可能控制低粘切，一般坂含控制在25～30g/l，粘度在35～60s、G1104 0.5～6Pa、G22～12.5Pa。这样一方面防止高转速下井浆对井壁稳定性的影响，另一方面增加井浆对固相的兼容能力，再者有利于最大限度地提高机械钻速。3)必须强化好固相控制，坚持好“筛、沉、除、捞、淘”净化“五字”方针，重点在“淘”和“除”上下功夫，确保井浆含砂量小于0.2％和固相含量不超标〔C固最大（％）＝27.58ρ－21.995〕。同时控制泥浆总循环量，补充低碱比低浓度处理剂碱液，控制调整PDC+螺杆快速钻井过程中井浆各项性能指标，以物理方式减少固相增量。4)及时按进尺工作量补充足量的钻井液处理剂，加密维护处理周期，维护钻井液性能的稳定。因PDC带螺杆钻井速度快，处理剂消耗大。同时，高分散度的岩屑表面活性大，加大了固相对处理剂的吸附消耗。5)井浆中必须加入2-3%的润滑剂、1.5～2.5％的聚合醇、0.2～0.3％的SP-80，保持井浆含油量3～5％，确保钻井液具有良好的润滑性和抑制性，以防泥包钻头和泥饼粘附卡钻。6)工程上要坚持勤划眼和短起，消除井壁虚厚泥饼。5.4.3带PDC钻头螺杆钻具钻进膏盐层钻井液工艺技术的特殊要求PDC钻头钻进膏盐层，“泥包”钻头和粘卡的几率更高，保证井浆更强的抗膏盐污染能力和足够的油润湿性、防卡润滑性以及弱凝胶特性是安全钻进钻井液工艺技术的关键。必须突出井浆“六低、六强化、六足够”104 的特点。即：合理低坂含、尽可能低钻屑含量、低含砂量、低粘切、低泥饼摩擦系数和低虑失量；强化井浆油润湿性、强化井浆固控、强化井浆抗膏盐污染特性、强化井浆防泥包钻头特性、强化井浆弱凝胶特性、强化井浆防卡润滑性；井浆中足够的油含量、足够的表面活性剂、足够的防卡润滑剂、足够的抗膏盐护胶剂、足够的聚合醇、足够的抑制剂。具体措施如下：1)提前掌握构造上膏盐层的分布情况，了解或预计厚度、纯度等。2)在进入雷口坡膏盐层前50～100m，对井浆进行抗膏盐评价试验，如果井浆抗不住5～10％的NaCl和2～5％的石膏污染，则必须进行抗膏盐污染预处理。即：①控制坂含25～30g/l、PH9.5～10；②将0.5～1％的石灰配成石灰乳加入井浆，以缓解石膏的溶解；③保证井浆中KHm3～4％、SMC2～3％、液体酚醛树脂类处理剂3～5％、RSTF或SHR2～4％、SMT0.5～1％。3)进入膏盐层后，以SMT或高碱比低浓度的护胶剂碱液维护井浆的弱凝胶流变性和护胶能力，保持FV35～50s、G10.5～3.5Pa、G22～10Pa。4)通过混油保证油含量5～8％和添加0.3～0.5％表面活性剂SP-80以及3～5％液体润滑防卡剂，以保证井浆足够的油润湿性。5)必须添加2～3％的聚合醇防止石膏“泥包”钻头，进一步增强井浆的防卡润滑性和防止井壁吊块。6)加大钻头喷嘴，保持大排量钻进，提高钻头水眼的防泥包能力。104 7)工程上坚持短程起下钻，修复井壁。104 第六章堵漏工艺技术规范第一节漏层的分类及漏层性质的确定6.1.1井漏的分类方法及分类1)按照漏速分类（表21）表21按照漏速的井漏分类漏失级别12345漏速Q（m3/h）<1010~2020~50>50单泵~双泵失返漏失程度描述微漏小漏中漏大漏严重井漏2)按漏失通道形态分按漏失通道形态的不同，井漏分类为：孔隙性漏失、裂缝性漏失、孔隙-裂缝性漏失、溶洞性漏失。6.1.2、漏层性质的确定6.1.2.1漏层位置的确定新地层井漏的判定：在钻开天然裂缝性岩石层段时，泥浆通常会突然快速漏失，并伴随有扭矩增大和蹩跳钻现象。若上部井段未曾遇到过井漏问题，此现象便是漏层在井底的可靠显示。当钻开孔隙异常发育或洞穴性岩石层段时，钻进时会从上述扭矩变化发展到加不上钻压进而钻进放空。老漏层复漏的判定：104 钻井过程中改变泵量等钻井参数，改变泥浆性能，或压井、试压、起下钻等作业时发生井漏，漏层位置往往不好确定，只有通过对比、测试、计算来确定漏层位置。①．分析原来曾漏过的层位重漏的可能性；②．根据地层压力和破裂压力的资料对比，最低压力点是首先要考虑的地方，特别是已钻过的油、气、水层及套管鞋附近；③．根据地质剖面图和岩性对比，漏层往往在裂隙发育的地方④．和邻井段进行对照分析。6.1.2.2漏层压力的确定对于漏层位置清楚，可利用静液面进行计算求得漏层压力，该方法具有误差较小的优点。（1）已知漏层井深H1（ｍ），如井漏时液面在井口，则漏层压力P1（Mｐａ）：（式中ρ钻井液密度，ｇ/ｃｍ3）P1＝0.01ρH1（2）如井漏后静液面不在井口，可应用回声仪或其它方法测出静液面H2（ｍ），则漏层压力P1（Mｐａ）为：（式中ρ钻井液密度，ｇ/ｃｍ3）P1＝0.01ρ（H1-H2）第二节水泥堵漏工艺技术规范6.2.1水泥堵漏施工步骤1）探测静液面，计算漏层压力，对漏层性质作出判定。104 2）确定施工方案，充分估计施工中可能出现的异常情况，制定出应急处理措施。明确岗位分工。3）准备正反计量罐和顶替泥浆，检查好提升系统、动力系统、循环系统、供水供电系统等一切注水泥所需钻井设备，核对好钻具长度。4）水泥堵漏采用光钻杆施工，不得下过漏层，通过计算法计算下深。5）注水泥浆前，再次检查堵漏准备工作情况，进行施工技术交底，明确岗位分工，并统一指挥，统一行动。6）施工前对地面注水泥管线清水试压，合格后注前隔离液，注水泥浆，注后隔离液，顶替泥浆，并将钻具提离水泥浆面150～200米，根据施工中泥浆返出情况，或循环加压候凝，或将钻具起至安全井段关井蹩压候凝。若采取不起钻直推一定要认真记录好替浆量，并要反蹩一定量，防止钻具被水泥凝固。7）在整个替注的过程中对施工压力做好监控，并作好正反计量。8）水泥堵漏施工完后进行资料汇总，编写“总结报告”；报告要求完整、真实。9）候凝30h～48h后慢慢下钻探塞，循环泥浆，评价堵漏效果。6.2.2水泥堵漏施工原则及要求1）施工以安全第一，统一指挥、连续施工、有条不乱，防止其它事故发生。104 2）按实验比例配制好处理剂及隔离液并循环均匀。3）地面管线试压不能低于堵漏时最高施工泵压（一般不能低于15MPa）。4）简化钻具结构，安全钻水泥塞，防止沉砂卡钻和粘附卡钻。6.2.3注水泥塞工艺要点①．确定漏层位置和漏层性质，施工前应对井漏情况有较全面的了解；②．根据井漏情况仔细计算水泥、添加剂量和泥浆顶替量，必须注意的是水泥的用量要多于实际量，一次3~5ｔ水泥堵漏，经前后稀，释、混浆，成功率极低；③．在泵注前，应尽可能地打入前置隔离液；④．泵注水泥浆时操作要仔细，密度要求均匀；⑤．注水泥中要转动转盘活动钻具；⑥．应保证施工安全足够的稠化时间。6.2.3.1平衡堵漏法平衡堵漏法是堵漏水泥浆经钻杆送至井内，并顶替至钻杆内外相等为止，然后慢慢上提钻具至安全位置，并把井内2/3体积的水泥浆挤入漏层的作法。这种方法很简便，除水泥车外，不需要其它专门设备。在有进无出的完全性漏失的处理时，还可采用“沉降塞法”。即水泥浆自动下降，2/3体积进入漏层后达到平衡，而无需关井挤替。104 用水泥浆堵漏时，即要使水泥浆进入地层，又要保证在井眼内中留有一定比例的水泥塞，才能保证堵漏成功。一般要求进入漏层的水泥浆为水泥浆体积的2/3，施工前要通过计算在井眼中的水泥浆容积、钻具容积、水泥浆量、前置液体积及密度等数据确定钻具下入深度和泥浆顶替量。在注水泥浆或顶替泥浆过程中有返出，则要记录返出量，根据返出量计算水泥浆面的位置。注完水泥浆后，将钻具起到水泥面以上100ｍ左右。关井慢慢挤压，使水泥浆进入漏层约水泥浆总体积量的2/3左右。具体现场施工程序如下：①．下光钻杆到预计井深；②．注前置隔离液，一般1~3m3即可；③．注水泥。在注水泥过程中要密切注意泥浆返出情况，并根据具体情况调整下步施工程序；④．顶替。必要时可先注入0.5~1m3后隔液，再用泥浆顶替，顶替量大小以平衡法计算值为准，若在顶替过程中有返出，则应调整顶替量，以保证钻杆内外水泥浆平衡；⑤．缓慢上提钻具至预计井深，关井挤压，将2/3体积的水泥浆挤入漏层；⑥．候凝24h～48h，下钻具探水泥塞。6.2.3.2降塞法1、降塞法的施工步骤①．确定漏层位置，测量泥浆静液面深度。②．起钻，下入用适当尺寸的钻杆制作的61cm长的水泥接头，该接头底端焊死，下部四周开有25mm宽76mm高的孔眼。104 ③．根据井深、井温与漏失情况选择水泥浆配方。根据漏失严重程度，水泥用量在5T~15T范围内。④．把钻杆和水泥接头下过漏层，以证实漏层是裸露的，必要时还可循环洗井。然后，把水泥接头提到漏顶部上方50m处。⑤．配制和注入足以平衡环空泥浆静液压力的水泥浆。当水泥浆到达钻杆底端时，停泵5min，使环空泥浆液面从开泵时的动液面恢复到静液面。⑥．配制其水泥浆并以一定的泵量替入。钻杆内留50m水泥浆，此时钻杆内泥浆和水泥浆柱刚好与环空泥浆柱平衡。⑦．如果水泥浆量不足以平衡环空泥浆柱，必须把水泥浆替到泥浆加上水泥浆所能提供此种平衡的位置。然后等待5min，一定的泵量连续完成顶替作业。钻杆内留50m水泥浆。⑧．在停5min后替泥浆时，不能停顿或切断任何管线。水泥塞的重量施于静止的泥浆柱，并依靠泵压来维持平衡。如果中断泵送，环空内的泥浆将降到水泥接头以下，再开泵时泥浆就会窜入水泥浆柱。⑨．起钻。当起钻时，环空内的泥浆液面下降，造成地层与井眼间的压力不平衡，这可能引起泥浆地层流体侵入水泥浆。为了防止这种情况，要从灌泥浆管线仔细地往环空内补充泥浆。2、降塞法施工的注意事项①104 ．补充泥浆量过大，会迫使泥浆由环空穿过尚未凝固的水泥浆进入地层。因此，补充泥浆量必须等于钻杆体积置换量。每起10柱钻杆就要灌入相同体积量的泥浆。水泥堵漏候凝时间至少8h。②．测液面时，如果液面低于或高于原有静液面，不要企图调节。③．这种方法只能用于井漏严重到水泥浆自身重量就能进入漏层，故施工中泥浆不应返出。如果施工过程中返出泥浆，注水泥后要把钻杆起至水泥塞顶部，注意在水泥塞中间不要留下泥柱，然后关防喷器，把水泥浆细心地挤入地层。④．在井内无法存留水泥塞的情况下，可采用复合堵漏。例如，可先注柴油膨润土浆一类的软堵剂作支撑材料，使随后注入的水泥浆滞留在漏层进眼周围。6.2.3.3桥接泥浆+水泥浆复合堵漏法工艺要点：①．深入了解和认识漏层情况。包括漏速、漏层位置、漏层压力、漏失通道状况等；②．根据漏层情况、施工时间要求，确定桥接材料的粒径、配比等，确定水泥浆的初、终凝时间；③．用钻井泥浆在罐中配制桥堵泥浆；④．通过泥浆泵和钻具将堵剂注入井内，桥堵泥浆注完后，紧接着由水泥车跟注水泥浆。跟注的水泥浆采用普通油井水泥配制，应用平衡堵漏原理注入；⑤．泥浆挤替，力争把全部桥堵泥浆和2/3体积的总水泥浆挤入漏层；⑥．起至安全位置候凝。104 注意事项①．桥堵泥浆应以颗粒为主，配以少量其它纤维状、片状材料，以便形成的初级垫层存在微小孔道供水泥浆通过；②．桥堵泥浆量不能太大，便于全部挤入漏层；③．水泥稠化时间应长一些为妥。如果先行桥浆已堵死漏层而水泥浆无法挤入时仍有时间来处理紧急情况；④．应尽量保证整个施工过程连续施工；⑤．候凝时，钻具应起至安全位置。6.2.3.5化学凝胶＋水泥浆施工工艺要点：深入了解和认识漏层情况：包括漏速、漏层位置、漏层压力、漏失通道状况等；根据漏层情况、施工时间要求，凝胶和水泥量、确定水泥浆的初、终凝时间；在水泥车罐中配制化学凝胶；通过水泥车和钻具将化学凝胶注入井内，凝胶注完后，紧接着由水泥车跟注水泥浆。跟注的水泥浆采用普通油井水泥配制、堵水泥可采取不起钻直推；泥浆挤替，力争把全部桥堵泥浆和2/3体积的总水泥浆挤入漏层；起至安全位置候凝，若采取直推井口有压力，就不能起钻防止地层流体吐出。第三节桥接堵漏工艺技术规范6.3.1桥接堵漏适用范围及选择方法104 桥接堵漏工艺适用范围较广，对于大漏、中漏、小漏、微漏，浅井、中深井、深井，渗透性漏失、裂缝性井漏、较小的洞隙性井漏，非产层和部分区域性产层，以及漏层位置清楚或不清楚、局部或满井眼堵漏施工等均有较好的效果，是目前应用较广泛的一种堵漏方法。按照桥接堵漏的特点及桥接堵漏的使用经验，可优先考虑使用桥接堵漏方式堵漏的情况有：对于除微漏和恶性漏失外的大、中、小漏，发生井漏后的初次堵漏；同一裸眼中漏层性质比较接近的两个或多个漏层的堵漏；漏层位置不清楚时，大量堵漏浆实现自动“找漏堵漏”；产层井漏时实现“暂时封堵”，负压时可解堵；深井、中深井避免水泥堵漏的高风险时的堵漏；压井堵漏同时进行时；与其它堵漏配合实现“复合堵漏”等。但在同一裸眼既有漏层也有活动水层或水漏同层等情况时，一般不宜采用单纯的桥接堵漏。6.3.2参数确定桥接堵漏工艺需要确定的技术参数主要包括：桥接堵漏材料的配比、桥接堵漏浆液的浓度、桥接堵漏浆液的数量、钻具的下入深度、注替挤排量、蹩压压力等。桥接堵漏材料的配比：根据区域情况、漏层性质及漏速等因素确定，一般搭配比例是颗粒：片剂或细颗粒：纤维=5～4：3～2：2～1。104 桥接堵漏浆液的浓度主要由漏层性质、漏速等决定，通常漏速越大浓度越高，一般在2～18%左右；对于使用多种材料现场复配进行堵漏时，根据漏速的大小，按照漏速增加，颗粒状材料、片状材料的比例增加的原则进行调整，总浓度与FDJ-2基本一致。携带液通常采用井浆，密度、粘度与井浆一致。桥接堵漏浆液的数量通常以有效注入量为20～50m3作为配制标准。钻具的下入深度根据具体情况，一般在漏层顶部10～100m位置；注替挤排量一般根据具体情况采用单泵或双泵；蹩压压力一般为0.5～5Mpa。川东地区常用的复合堵漏剂FDJ的型号和浓度确定见表22。表22复合堵漏剂FDJ的型号适用的漏速及推荐使用浓度复合堵漏剂型号适用漏速m3/h推荐使用浓度(%)FDJ-1≤102～5FDJ-210～305～8FDJ-330～50或＞508～156.3.3堵浆配制1）根据配制量的多少，选择一个或几个泥浆罐，要求上水管线畅通、蝶阀、闸门或挡板开关状态良好，罐上搅拌器能正常运行，计量标尺准确、显示清楚，取出所有相关上水管线中的泥浆虑子。2）检测加重泵、加重漏斗等加重系统和加重管汇运行状况，确保使用时无异常。3）按照配制量、堵漏剂加入的增量倒入泥浆，调整泥浆性能，使密度与井浆一致，通常粘度控制在30～45S左右（需配制浓度越高，粘度则宜低，但应保证堵漏剂不漂浮）。104 4）开动搅拌器，启动加重泵，待泥浆循环均匀后，打开加重漏斗蝶阀，确认加重漏斗的抽吸力能满足加料需求，否则，应检查加重泵、上水管线、加重漏斗喷嘴等是否正常。5）按照计算的堵漏剂加量，在加重漏斗均匀加入FDJ或各种堵漏材料，为了能配制更高浓度的堵漏剂，最好是按照纤维状、片状、颗粒状材料的顺序进行加入。6）加完堵漏剂，关闭加重漏斗蝶阀，继续循环、搅拌，待堵漏剂均匀后，停泵、倒好上水管线闸门，并记录好堵漏剂量。6.3.4堵漏施工要点1）光钻杆或带尖钻头的光钻杆下至漏层顶部，同时注意观察井筒中泥浆返出量，钻具进入裸眼段后（特别是漏层部位）要间断活动，注意防止卡钻；同时进行堵漏剂的配制工作。2）钻具下到预定井深、完成堵漏剂配制后，边活动钻具，边倒好泥浆管线的各种闸门，并注意检查泥浆泵、泥浆管线的上水和排水虑子是否全部取出，否则应全部取出。3）全面记录地面各循环灌的泥浆量，并确认泥浆系统所有的闸门、蝶阀、挡板都处于正确的状态。4）缓慢活动钻具，按照堵漏措施制订的施工排量等参数开泵，注入堵漏浆（也可先用井浆循环，进一步摸清漏层性质），同时记录好时间、泵压、排量、液面、返出排量、返出量等参数，堵漏浆注入完毕后，倒好上水管线，继续注入顶替泥浆，并记录好时间、液面及其它参数情况。5）注入和顶替完堵漏浆后，起钻至安全位置。104 6）缓缓顶替泥浆，使堵漏浆进入漏层，若出口见返，根据堵漏浆进入漏层的数量，可关井小排量、低压力缓慢蹩压；若出口不返或返出排量低得多，可挤小部分堵漏浆入漏层（1/4～1/3），静止候堵30～60分钟后，再进行间断蹩压。7）对于蹩不起压或蹩不进去等情况，为了提高堵漏效果，可采用“间歇关挤”蹩压工艺，即：初次蹩压控制较低的压力和挤入量，间隔一段时间（0.5～4h）后，进行第二次、第三次蹩压，蹩压压力逐渐提高，蹩压间隔根据承压能力上升状况而定（承压能力上升慢则间隔时间延长），最后达到堵住和堵牢的目的，但蹩压压力不应超过地层破裂压力（通常套压或立压不超过5.0Mpa）；通常挤入漏层的堵漏浆量应大于注入量的2/3。8）循环观察堵漏效果，完成堵漏的收尾工作，如：替换出上水管线中的堵漏浆、清理加重系统、筛出堵漏材料等。6.3.5注意事项1）配制堵浆的循环罐上水、排水管线保证畅通，各种闸、阀门必须不窜不漏，加重系统、搅拌设备必须运转良好。2）携带液粘切合适，粘度太高则无法配制高浓度的堵浆，粘度太低则堵漏剂容易漂浮，堵漏材料的加入顺序对配制高浓度堵浆和堵浆是否均匀影响较大。3）禁止用钻头（特别是带喷嘴的）的原钻具堵漏，必须取出所有的滤子，钻具在裸眼中必须间断或缓慢活动，防止卡钻。4）计量必须准确，控制好最高蹩压压力。104 第四节随钻堵漏工艺技术规范6.4.1随钻堵漏适用范围及选择方法该堵漏工艺适用于：不容易发生卡钻的浅井及漏层中深井、小漏或微漏、渗透性或微裂缝漏层、产层或非产层、对钻井液净化要求不太高的井段，由于不必停钻专门堵漏，在漏层不明确的小漏或微漏井堵漏中使用较普遍。按照该堵漏方法的特点，优先考虑使用随钻堵漏工艺的情况有：小漏或微漏、产层微漏（用单向压力封闭剂）、低压漏失带的中小漏失、纵向裂缝的中小漏失、容易出现解堵的压力敏感型裂缝漏失等井漏。6.4.2随钻堵漏参数确定随钻堵漏工艺技术要选择的主要参数是堵漏材料（及复配比例）和浓度，携带液就是井浆。川东地区通常情况下随堵剂的选择和浓度确定见表23表23随堵剂的选择及推荐使用浓度漏速m3/h随堵剂的选择推荐使用浓度(%)0～1SDL、SM-1、DF-11～31～3SDL、DF-12～53～570％SDL+30％FDJ-13～65～830％SDL+70％FDJ-14～88～1550％FDJ-1+50％FDJ-24～815～30FDJ-25～86.4.4堵漏堵漏施工要点104 1）发现井漏后，根据漏失情况和钻井参数分析，能否采用随钻堵漏方式及其浓度。2）检查井浆性能能否满足加入随钻堵漏剂的要求，并按照要求调整好井浆性能，特别是井浆的润滑性能和流变性能应注意。3）取出循环系统、泥浆泵、钻具内的滤子。4）按照加量在加重漏斗均匀加入随钻堵漏剂，充分循环，不断搅拌，使井浆尽量均匀。根据需要，可在边加随钻堵漏剂的同时补充稀释剂。5）入井进行随钻堵漏作业。6）根据需要，是否停止振动筛，保持随钻堵漏浆浓度几个循环周以上或至井漏停止，方可根据需要筛出随钻堵漏剂。6.4.5随钻堵漏注意事项1）必须取出循环系统、泥浆泵、钻具内的所有滤子，钻头不能装喷嘴，防止堵水眼。2）停止使用振动筛或让部分泥浆旁流，防止跑失泥浆或大部分堵漏材料被筛出。3）随时注意活动钻具，防止卡钻。4）加强固相控制，勤捞振动筛上的沉砂、勤淘罐，用好除砂器、除泥器等固控设备。5）随钻堵漏后的井段，继续钻机钻进时，要注意短起拉划井壁，防止厚泥饼卡钻。104 第五节高失水堵漏工艺技术规范6.5.1HHH适用范围及选择方法高失水堵漏技术适用范围较广，它适用于不同井深、产层或非产层及不同的漏失通道，对于大漏、中漏、小漏、微漏等不同漏速井漏，均可以通过一定的工艺，实现堵漏。可优先选择使用高失水堵漏技术的条件通常是：防止损害产层的堵漏、原钻具带钻头防止堵水眼的堵漏施工、裸眼中无水敏性地层、桥堵后容易“回吐”的漏层、对漏层裂缝性质（如张开度）认识不清的堵漏、漏层位置相对较清楚的井漏等，也可用于随钻堵漏、与桥接材料复配堵漏等堵漏施工。6.5.2HHH堵漏参数确定高失水堵漏工艺需要确定的技术参数主要有：高失水堵漏浆液的浓度、高失水堵漏剂的密度、高失水堵漏浆液的数量、钻具的下入深度、注替挤排量、蹩压压力等，HHH高失水堵漏的参数如下：携带液通常用清水或盐水，直接加入HHH配制；堵漏浆浓度5～40%；密度通常与井浆一致，浓度大于25％可采用加重剂直接加重即可；流动度以能泵送为原则；堵漏浆配制数量按照具体漏失情况在20～50m3；钻具的下入深度根据具体情况，一般在漏层顶部10～50m位置；注替挤排量一般根据具体情况采用单泵或双泵；蹩压压力以承压能力提高程度而定，一般小于5Mpa。104 与桥接剂复合堵漏时，在HHH浓度大于15%情况下可作携带液；在渗透性微漏或小漏失中，HHH可作为随钻堵漏剂使用。川东地区通常HHH高失水堵漏剂的使用参数见表24。表24不同漏速时HHH高失水堵漏剂的使用方法及推荐使用浓度HHH使用方法适用漏速m3/h推荐使用浓度(%)井浆+HHH随堵0～31～5清水+HHH高失水堵3～88～20清水+HHH高失水堵8～1515～30清水+HHH高失水堵15～3025～405～8％FDJ+HHH高失水堵30～5015～358～15％FDJ+HHH高失水堵＞5015～306.5.3HHH堵漏堵浆配制1）根据配制量的多少，选择一个或几个泥浆罐，要求上水管线畅通、蝶阀、闸门或挡板开关状态良好，罐上搅拌器能正常运行，计量标尺准确、显示清楚，取出所有相关上水管线中的泥浆虑子。2）检测加重泵、加重漏斗等加重系统和加重管汇运行状况，确保使用时无异常。3）彻底清洗上述泥浆罐、上水管线、闸门等循环系统，按照堵漏浆的数量确定清水（或盐水）用量，放足清水。4）开动搅拌器，启动加重泵，循环均匀后，打开加重漏斗蝶阀，确认加重漏斗的抽吸力能满足加料需求。104 5）按照计算的堵漏剂加量，在加重漏斗均匀加入高失水和其它各种堵漏材料（如桥堵剂），在高失水堵漏材料浓度大于25％后，可开始边加重边加堵漏材料。6）加完堵漏剂、加重剂，关闭加重漏斗蝶阀，继续循环、搅拌，待堵漏剂均匀后，停泵、倒好上水管线闸门，并记录好堵漏剂量，继续搅拌待用。6.5.4堵漏施工要点1、起、下钻具使钻头或光钻杆在漏层顶部，同时注意灌、返泥浆情况，间断活动钻具，注意防止卡钻；同时进行堵漏剂的配制工作。2、钻具下到预定井深、完成堵漏剂配制后，边活动钻具，边倒好泥浆管线的各种闸门，并注意检查泥浆泵、泥浆管线的上水和排水虑子是否全部取出，否则应全部取出。3、全面记录地面各循环灌的泥浆量，并确认泥浆系统所有的闸门、蝶阀、挡板都处于正确的状态。4、缓慢活动钻具，按照堵漏措施制订的施工排量等参数开泵，注入堵漏浆（也可先用井浆循环，进一步摸清漏层性质），同时记录好时间、泵压、排量、液面、返出排量、返出量等参数，堵漏浆注入完毕后，倒好上水管线，继续注入顶替泥浆，并记录好时间、液面及其它参数情况。5、注入和顶替完堵漏浆后，立即起钻至安全位置。6、小排量顶替泥浆，观察返出情况，若堵漏浆进入漏层的量任很大，则当漏失量达到堵漏浆的（1/4～1/3）时，应停泵候反应，时间随漏速降低程度的而定，降低越突出，时间相对越短，反之越长；若不漏，应关井小排量顶替，待进入1/3左右的堵漏浆后停泵，等压力自动降低。104 7、初次替入（或挤入）堵浆后，根据具体情况候堵一段时间后，再根据具体情况进行第二次、第三次挤压，挤入量在1/5～1/6左右，蹩压压力也越来越高，直到达到承压要求为止（一般不超过5Mpa）；如蹩入堵漏浆起压效果不明显，可延长候堵时间，堵漏浆也不应全部挤入，至少要保留堵浆的1/5左右在井筒内，再候堵观察效果（循环是否井漏）。8、蹩压成功或候堵循环不漏后，可下钻探塞和钻塞；否则应作下一次治漏的准备工作。9、堵漏完成后，用泥浆顶替出上水管线、泥浆罐等处的高失水堵漏浆，高失水堵漏浆可混入井浆中，筛出即可。6.5.5HHH堵漏注意事项1、配制堵浆的循环罐上水、排水管线保证畅通，各种闸、阀门必须不窜不漏，加重系统、搅拌设备必须运转良好。2、配HHH堵漏浆时一定要连续搅拌，快速配制，禁止静置于配制罐中等待施工。3、对于HHH堵漏浆加重，加重前，HHH的浓度需大于25%；在HHH堵漏浆中加惰性堵漏材料，HHH的浓度应大于15%。4、若条件允许，在HHH堵漏浆刚到钻具出口时，将HHH堵漏浆能有效成塞的1/3挤入漏层，再将钻具内外的HHH堵漏浆替平，起钻至安全井段，再挤HHH堵漏浆，控制HHH堵漏塞顶界超过漏层顶10～30m。5、HHH堵漏浆具有自动成塞作用，禁止将钻具静放在HHH堵漏浆中。6、计量必须准确，控制好最高蹩压压力。104 第七章附录第一节钻杆、钻铤、套管、油管内容积、体积、环空容积和有关参数1、钻杆的体积、内容积与井筒和环空容积钻杆井筒和环空外径in公称重量kg/m体积L/m内容积L/m井径in井筒容积L/m环空容积L/m2.3759.90521.26191.66934.259.12896.20779.90521.26191.66934.7511.42428.55512.87515.49081.97392.34484.7511.42427.094515.49081.97392.34485.62516.014811.685015.49081.97392.34486.12518.988214.81503.519.81042.52433.87126.12518.988212.571919.81042.52433.87126.62522.222516.014823.08732.94163.43046.7523.109316.90167.7530.412424.2047529.045533.70069.26568.536.620123.630929.045533.70069.26569.87549.400636.411410.87559.938046.948912.2576.057263.06801kg/m(公斤/米)=0.6714Ib/ft(磅/英尺)；1Ib/ft=1.4895kg/m；1L/m(升/米)=1.917×10-3bbl/ft(桶/英尺)；1bbl/ft=521.654L/m2、钻铤的重量、内容积和体积外径内径重量kg/m内容积L/m体积L/minmminmm4.75120.652.2557.269.712.55618.86816.25158.82.2557.2134.802.556117.16246.25158.82.812571.4124.824.016715.80617.00177.82.812571.4165.334.016720.81408.00203.42.2557.2234.602.556129.89088.00203.43.0076.2218.964.538427.9085104 8.00203.42.812571.4224.914.016728.43019.00228.63.0076.2285.984.559336.48451kg/m=0.6714lb/ft;1lb/ft=1.4895kg/m;1L/m=1.917×10-3bbl/ft;1bbl/ft=521.654L/m3、套管重量和内容积见附录表5外径带接箍重量kg/m内径内容积L/minmminmm5.0012722.34254.408112.09.85935.0012726.81104.276108.69.28545.0012730.23694.183106.38.86815.0012734.55644.406102.88.29437.00177.829.79006.456164.021.12707.00177.834.25856.366161.720.50107.00177.838.72706.276159.419.97937.00177.843.19556.184156.019.35347.00177.847.66406.094154.818.77957.00177.852.13256.004152.518.25799.625244.548.11099.001228.641.05429.625244.553.62208.921226.640.32399.625244.559.58008.835224.439.54149.625244.564.79338.775222.438.86329.625244.570.00658.681222.438.18519.625244.579.68838.535220.536.933113.375339.781.177812.615273.680.647713.375339.790.859512.515330.479.395713.375339.7101.286012.415317.978.091613.375339.7107.244012.347315.377.257020.000508.0140.013019.124485.7185.343720.000508.0158.631819.000482.6182.944120.000508.0198.103518.542470.9177.77971kg/m(公斤/米)=0.6714Ib/ft(磅/英尺)；1Ib/ft=1.4895kg/m；1L/m(升/米)=1.917×10-3bbl/ft(桶/英尺)；1bbl/ft=521.654L/m104 4、油管重量、内容积见附录表6外径内径重量kg/m内容积L/m体积L/minmminmm2.87573.02.44162.09.53283.02041.21553.50088.92.99275.915.19294.32451.93011kg/m=0.6714lb/ft;1lb/ft=1.4895kg/m1L/m=1.917×10-3bbl/ft;1bbl/ft=521.654L/m第二节水基钻井液配制和密度调节1、配制一定密度水基钻井液所需的膨润土和水量为:WB=VMDB（DM-DW）/（DB-DW）VW=VM-VB=VM-（WB/DB）式中WB------所需粘土的重量,tVM------欲配钻井液的体积,m3DB------粘土密度,g/cm3DM------欲配钻井液的密度,g/cm3DW------配浆水的密度,g/cm3VW------所需水的体积,m3VB------所需膨润土的体积,m3①提高钻井液密度所需加重材料的数量为:Wb=VDb（D-Do）/（Db-D）式中Wb------所需加重材料数量,tDb------加重材料密度,g/cm3V------加重前钻井液体积,m3D------加重后钻井液密度,g/cm3Do------加重前钻井液密度,g/cm3104 ①降低钻井液密度所需水或油的体积,m3V=VM（DO-D）/（D-DL）式中V------降低钻井液密度所需水或油的体积,m3VM------降低密度前钻井液体积,m3DO------降低密度前钻井液密度,g/cm3D------降低密度后钻井液密度,g/cm3DL------所用水或油的密度,g/cm3②混浆后钻井液的密度变化为:D=（V1D1+V2D2）/（V1+V2）式中V1------1号钻井液体积,m3D1------1号钻井液密度,g/cm3V2------2号钻井液的体积,m3D2------2号钻井液的密度,g/cm3D------混浆后钻井液密度,g/cm3第三节钻井液循环参数计算①参加循环的钻井液体积为:V=VH-VDS+VS式中V------参加循环的钻井液体积,m3VH------井筒容积,m3VDS------钻具体积,m3VS------参加循环的地面钻井液的体积,m3②钻井泵排量见附录表7泵型号:F-1300和F-1600（用于70D和50D钻机）104 冲数冲/分不同缸套的额定压力缸套尺寸,mm180170160150140130额定压力MPaF-130018.520.723.426.630.534.3F-160022.725.528.832.734.334.3功率*泵排量**,L/s***F-1300F-1600kWhpkWhp130103614081275173350.4244.9739.8335.0130.5026.3012095613001176160046.5441.5136.7732.3228.1524.2711087611921078146742.6638.0533.7129.6225.8122.251007971083980133338.7834.5930.6426.9323.4620.2390717975882120034.9031.3127.5824.2421.1118.2110.38780.34590.30640.26930.23460.2023*泵的额定功率是连续工作时一定冲数下输入的功率**泵的排量是按容积效率为100%和机械效率为90%计算的***1L/s=15.852gal/min（gallonsperminute）;1gal/min=6.308×10-2L/s泵型号:F-1000（用于30C钻机）冲数冲/分不同缸套的额定压力缸套尺寸,mm170160150140130120110额定压力,MPa16.418.521.124.228.032.934.3功率*泵排量**,L/s***kWhp150788107243.2438.3033.6629.3325.2921.5518.10140735100040.3635.7531.4227.3723.6020.1116.9013067392937.4733.2029.1825.4221.9118.6715.6912063085734.5930.6426.9223.4620.2317.2414.4811057878631.7128.0924.6921.5118.5415.8013.2810052571428.8325.5322.4419.5516.8614.3612.0710.28830.25530.22440.19550.16860.14360.1207*泵的额定功率是连续工作时一定冲数下输入的功率**泵的排量是按容积效率为100%和机械效率为90%计算的***1L/s=15.852gal/min（gallonsperminute）;1gal/min=6.308×10-2L/s104 ①钻井液循环一周的时间为:T=V/60Q式中T------钻井液循环一周时间,minV------参加循环的钻井液体积,LQ------钻井泵排量,L/s④钻井液在环空中的上返速度为:v=（0.785×10-3）Q/（D2-d2）式中v------钻井液在环空中的上返速度,m/sQ------泵排量,L/sD------井径,md------钻具外径,m⑤钻井液从井底被泵至井口的时间为:T=103Va/60Q式中T------钻井液从井底被泵至井口的时间,minVa------环空容积,m3Q------钻井泵排量,L/s第四节石油工程通用公英制单位换算序号单位A单位B名称符号换算系数名称符号单位B=单位A×换算系数;单位B=单位A÷换算系数1.长度1英寸in1/12英尺ft2英寸in25.4毫米mm31/32英寸1/32in0.7938毫米mm41/64英寸1/64in0.3969毫米mm5英尺ft0.3048米m6英尺ft12英寸in7码yard91.44厘米cm8码yard0.9144米m9码yard3.0英尺ft104 10英里mile1.609千米km11英里mile5.280×103英尺ft12英里mile1.76×103码yard13海里mile（nautical）1.852千米km14海里mile（nautical）6.076×103英尺ft15海里mile（nautical）1.151英里mile2.面积16英寸2in26.452厘米2cm217英尺2ft29.29×102厘米2cm218英尺2ft29.29×10-2米2m219英尺2ft22.296×10-5英亩acre20英尺2ft21.44×102英寸2in221英亩acre4.047×103米2m222英亩acre4.35×104英尺2ft223英亩acre4.047×10-1公顷ha24公顷ha2.471英亩acre25公顷ha104米2m23.体积、容积26桶bbl0.159米3m327桶bbl42美加仑USgal28桶bbl5.618英尺3ft329桶bbl168夸脱（液体）quart（液体）30英尺3ft32.832×10-2米3m331英尺3ft30.178桶bbl32英尺3ft37.481美加仑USgal33英寸3in31.639×10-5米3m334英寸3in34.329×10-3美加仑USgal35英寸3in35.787×10-4英尺3ft336夸脱（液体）quart（液体）0.9464升L（液体）37夸脱（液体）quart（液体）3.342×10-2英尺3ft338美加仑USgal4夸脱（液体）Quart(液体)104 39美加仑USgal3.785升L（液体）40美加仑USgal1.337×10-1英尺3ft341美加仑USgal2.31×102英寸3in342美加仑USgal0.8327英加仑UKgal4.质量43磅lb454克g44磅lb16盎司oz45磅lb4.464×10-4英长吨t（英）46磅lb4.54×10-4吨（公制）t（公制）47磅lb5.0×10-4美短吨t（美）48盎司oz28.35克g49盎司oz16打兰（常衡）dr50打兰（常衡）dr1.7718克g51打兰（常衡）dr6.25×10-2盎司oz52美短吨t（美）9.072×10-1吨（公制）t（公制）53美短吨t（美）9.072×102千克kg54美短吨t（美）8.929×10-1英长吨t（英）55美短吨t（美）2.0×103磅lb56英长吨t（英）1.106吨（公制）t（公制）57英长吨t（英）1.106×103千克kg58英长吨t（英）1.12美短吨t（美）59英长吨t（英）2.24×103磅lb5.力60牛顿N105达因dyne61千克力kgf9.80665牛顿N62达因dyne1.020×10-3克g63达因dyne10-5牛顿N64磅lb4.4482×105达因dyne65磅lb4.4482牛顿N6.力矩66磅.英尺lb.ft1.3558牛顿.米N.m104 67磅.英尺lb.ft1.3826×10-1千克力.米kgf.m7.压力、应力68巴bar105帕Pa69磅/英寸2psi7.031×10-2千克/厘米2kgf/cm270磅/英寸2psi6.804×10-2工程大气压at71磅/英寸2psi0.7032米水柱mH2O72磅/英寸2psi2.307英尺水柱ftH2O73磅/英寸2psi5.172厘米汞柱cmHg74磅/英寸2psi2.036英寸汞柱inHg75磅/英寸2psi1.44×102磅/英尺2lb/ft276磅/英寸2psi6.8948×10-3兆帕MPa77磅/英寸2psi6.8948×103帕Pa78千克/厘米2kg/cm29.8067×10-2兆帕MPa79工程大气压at9.8067×10-2兆帕MPa80标准大气压atm1.01325×10-1兆帕MPa81毫米水柱mmH2O9.80665帕Pa82毫米汞柱mmHg133.322帕Pa83磅/100英尺2lb/100ft20.4788帕Pa8.压力梯度84磅/英寸2/英尺psi/ft22.62千帕/米kPa/m85磅/英寸2/英尺psi/ft19.25磅/加仑lb/gal86磅/英寸2psi/ft144磅/英尺3lb/ft3104 /英尺87磅/英寸2/英尺psi/ft2.31克/厘米3g/cm388磅/英寸2/英尺psi/ft0.231千克/厘米2/米kg/cm2/m9.速度89英尺/秒ft/s0.3048米/秒m/s90英尺/秒ft/s18.29米/分m/min91英尺/秒ft/s1.0974千米/小时km/h92英尺/秒ft/s0.6818英里/小时mile/h93英尺/分ft/min0.3048米/分m/min94英尺/分ft/min5.08×10-3米/秒m/s95英尺/分ft/min1.667×10-2英尺/秒ft/s96英尺/分ft/min1.829×10-2千米/小时km/h97英尺/分ft/min1.136×10-2英里/小时mile/h98英里/小时mile/h44.7厘米/秒cm/s99英里/小时mile/h26.82米/分m/min100英里/小时mile/h1.6093千米/小时km/h101英里/小时mile/h88英尺/分ft/min102英里/小时mile/h1.467英尺/秒ft/s10.体积流量103美加仑/分USgal/min6.308×10-2升/秒L/s104美加仑/分USgal/min0.227米3/小时m3/h105美加仑/分USgal/min3.785×10-3米3/分m3/min106美加仑/分USgal/min2.381×10-2桶/分bbl/min107桶/分bbl/min159升/分L/min108桶/分bbl/min2.65升/秒L/s109桶/分bbl/min0.159米3/分m3/min110桶/分bbl/min42美加仑/分USgal/min111英尺3/分ft3/min0.472升/秒L/s112英尺3/分ft3/min2.832×10-2米3/分m3/min104 113英尺3/分ft3/min7.48052美加仑/分USgal/min114英尺3/分ft3/min0.1781桶/分bbl/min11.密度115磅/加仑lb/gal120千克/米3kg/m3116磅/加仑lb/gal0.12克/厘米3g/cm3117磅/加仑lb/gal7.4805磅/英尺3lb/ft3118磅/英尺3lb/ft316.031千克/米3kg/m3119磅/英尺3lb/ft31.6031×10-2克/厘米3g/cm3120磅/英尺3lb/ft30.1337磅/加仑lb/gal12.溶液浓度,处理剂加量121磅/桶lb/bbl2.8553千克/米3kg/m3122磅/桶lb/bbl2.8553×10-3克/厘米3g/cm3123磅/桶lb/bbl2.3809×10-2磅/加仑lb/gal13.粘土造浆率124桶/美短吨bbl/t（美）0.175米3/吨（公制）m3/t14.动力粘度125厘泊cP10-3帕秒Pa.s126厘泊cP1.0毫帕秒mPa.s127磅力秒/英寸2lbf.s/in26.8948×103帕秒Pa.s128千克力秒/厘米2kgf.s/cm29.80665帕秒Pa.s15.每单位长度钻杆的体积和内容积129桶/英尺bbl/ft521.654升/秒L/s16.钻杆每单位长度重量130磅/英尺lb/ft1.4895千克/米kg/m17.能量、功131尔格erg10-7焦耳J104 132千克力米kgf.m9.80665焦耳J133千瓦小时kW.h3.6兆焦耳MJ134英热单位BtuP1.05506千焦耳kJ135公制马力小时hp.h（metric）2.6478兆焦耳MJ136英马力小时hp.h（British）2.68452兆焦耳MJ137电工马力小时hp.h（elecric）2.6856兆焦耳MJ138卡cal4.1868焦耳J139热化学卡calth4.1840焦耳J18.功率140千克力米/秒kgf.m/s9.80665焦耳J141公制马力hp（metric）0.7355千瓦kW142英马力hp（British）0.7457千瓦kW143电工马力hp（elecric）0.746千瓦kW144公制马力hp（metric）75千克力米/秒kgf.m/s145千卡/小时kcal/h1.163×10-3千瓦kW146千伏安kv.A1.0千瓦kW19.溶液浓度、矿化度147重量/106ppmS.G.（溶液密度）毫克/升mg/L毫克/升=ppm×溶液密度;例如:105ppmNaCl=105×1.07mg/L20.幂律流变模式稠度系数K148达因秒n/厘米2dyne.sn/cm2100毫帕秒nmPa.sn149磅秒n/100英尺2lb.sn/100ft2479毫帕秒nmPa.sn21.腐蚀速率150磅/英尺2/年lb/ft2/a4.9千克/米2/年kg/m2/a104 151密尔/年mile/a0.0254毫米/年mm/a1mile=10-3in=0.0254mm22.温度152℃=5/9（℉-32）;℃------摄氏度,℉------华氏度缩写符号:C.F.------换算系数（ConversionFactor）;lb------磅（pound）;psi------磅/英寸2（poundspersquareinch）;Btu------英热单位（Britishthermalunit）;hp------马力（horsepower）;S.G.------比重（密度）（Specificgravity）;a------年（year）第五节钻井液专业常用公英制单位换算类别性能英制单位公制单位换算系数换算实例机械物理性能井深ftm0.304810000ft=3048m井径inmm25.4121/4in=311mm钻杆直径inmm25.441/2in=114mm钻头尺寸inmm25.4121/4in=311mm钻压lbN4.420000lb=88000N转速r/minr/min1.0钻头水眼尺寸1/32inmm0.793810/32in=7.9mm通过水眼流速ft/sm/s0.3048400ft/s=122m/s钻速ft/hm/h0.304830ft/h=9m/h体积bblm30.1593000bbl=477m3泵缸套尺寸inmm25.461/2in=165mm泵拉杆直径inmm25.421/2in=63.6mm泵冲程inmm25.416in=406mm泵排量bbl/minm3/min0.1598.5bbl/min=1.35m3/min104 bbl/minL/s2.658.5bbl/min=22.53L/sgal/minm3/min3.785×10-3357gal/min=1.35m3/mingal/minL/s6.308×10-2357gal/min=22.52L/s泵压psikPa6.92500psi=17300kPa环空返速、钻屑滑落速度ft/minm/min0.3048200ft/min=61m/minft/minm/s5.08×10-3200ft/min=1.016m/s温度℉℃℃=5/9（℉-32）80℉=27℃漏斗粘度s/quarts/quart1.0钻井液密度lb/galg/cm30.1210lb/gal=1.20g/cm3lb/ft3g/cm30.01674.81lb/ft3=1.20g/cm3地层压力梯度psi/ftkPa/m22.60.52psi/ft=11.8kPa/m水力压头psikPa6.94000psi=27600kPa剪切应力lb/100ft2Pa0.4820lb/100ft2=960Padynes/cm2Pa0.110dynes/cm2=1.0Pa剪切速率s-1s-11.0表观、塑性粘度cPmPa.s1.015cp=15mPa.s屈服值（动切力）lb/100ft2Pa0.4815lb/100ft2=7.2Pa104 静切力lb/100ft2Pa0.483lb/100ft2=1.44Pa旋转粘度读值dialreadingPa0.4810dialreading=5.1Pa稠度系数Kdyne.sn/cm2mPa.sn10010dynes.sn/cm2=103mPa.snlb.sn/100ft2mPa.sn4791.2lb.sn/100ft2=575mPa.snAPI滤失量cm3/30mincm3/30min1.0泥饼厚度1/32inmm0.83/32in=2.4mm油水和固相含量%（V）%（V）1.0颗粒尺寸μmμm1.0化学性能离子浓度grains*/galmg/L17.1500grains/gal=8550mg/Lppmmg/LS.G100ppm×1.07=107070mg/L碱度cm3cm31.0cm3Pf,Mf,P1,P2cm3cm31.0cm3亚甲基蓝容量cm3/cm3**cm3/cm3**1.0cm3/cm3*其他处理剂加量lb/bblkg/m32.8510lb/bbl=28.5kg/m3腐蚀速度lb/ft2/akg/m2/a4.987lb/ft2/a=426kg/m2/amils/amm/a0.0254200mils/a=5.08mm/a粘土造浆率bbl/U.Stonm3/ton0.175100bbl/U.Ston=17.5m3/ton水力功率hpkW0.746600hp=448kW筛目openings/inopenings/cm1/2.54100mesh=39.3openings/cm筛孔边长μmμm1.0μm104 筛孔总面积率%m2/m20.0130=0.3m2/m2钻杆重量lb/ftkg/m1.4919.5lb/ft=29.1kg/m油基钻井液油、水含量%（V）m3/m30.0110=0.1m3/m3乳化物稳定性V（Volts）V（Volts）1.0含盐量1ppm=1mg/L×S.G;250000ppmCaCl2×1.24=310000mg/LCaCl2苯胺点℉℃℃=5/9（℉-32）150℉=66℃grains*------格令,英制质量单位,1格令=64.8毫克cm3/cm3**------表示亚甲基蓝的cm3/钻井液试样的cm3104 流变学计算示例（SI单位）SY/T6613-20051、钻井数据a流量Q=0.0177m3/sb钻井液密度ρ=1497.88kg/m3c钻杆①长度L=3474.72m②外径D2=0.1143m③内径D1=0.096md钻铤①长度L=182.88m②外径D2=0.1651m③内径D1=0.0635me表层套管①长度L=914.4m②内径D1=0.2244mf钻头①直径D1=0.2159m②水眼:0.0087m,0.0087m,0.0095mg钻井液粘度①Fann粘度计在600r/min时的读数换算值R600=31.12γ=1022s-1②Fann粘度计在300r/min时的读数换算值R300=18.67γ=511s-1③Fann粘度计在100r/min时的读数换算值R100=9.576132 γ=170s-1①Fann粘度计在3r/min时的读数换算值R100=1.436γ=5.11s-12流性指数na钻杆np=3.32×lg(R600/R300)=3.32×lg(31.12/18.67)=0.73sb环空np=0.657×lg(R100/R3)=0.657×lg(9.576/1.436)=0.5413流体的稠度系数Ka钻杆Kp=1.067R600/1022∧np=1.067×31.12/10220.737=0.2011(Pa.sn)b环空Ka=1.067R100/170.2∧na=1.067×9.576/170.20.541=0.6346(Pa.sn)4钻杆内平均流速vpvp=1.274Q/D2a钻杆vp=1.274×0.0177/0.0962=2.45(m/s)b钻铤vp=1.274×0.0177/0.06352=5.59(m/s)5环空内平均流速vava=1.274Q/(D22-D12)a第一环空段va=1.274×0.0177/(0.22442-0.11432)=0.60(m/s)b第二环空段va=1.274×0.0177/(0.21592-0.11432)=0.67(m/s)c第三环空段va=1.274×0.0177/(0.21592-0.16512)=1.17(m/s)132 6钻杆内有效粘度µepµep=KP(8vP/D)∧(np-1)×[(3np+1)/4np]∧npa钻杆µep=0.2011×(8×2.45/0.096)0.737-1[(3×0.737+1)/(4×0.737)]0.737=0.053(Pa.s)b钻铤µep=0.2011×(8×5.59/0.0635)0.737-1[(3×0.737+1)/(4×0.737)]0.737=0.038(Pa.s)7环空内有效粘度µeaµea=Ka[12va/(D2-D1)]∧(na-1)×[(2na+1)/3na]∧naa第一环空段µea=0.6346×[12×0.60/(0.2244-0.1143)]0.541-1[(2×0.541+1)/(3×0.541)0.541=0.106(Pa.s)b第二环空段µea=0.6346×[12×0.67/(0.2159-0.1143)]0.541-1[(2×0.541+1)/(3×0.541)0.541=0.098(Pa.s)c第三环空段µea=0.6346×[12×1.17/(0.2159-0.1651)]0.541-1[(2×0.541+1)/(3×0.541)0.541=0.055(Pa.s)8钻杆内雷诺数RepRep=Dpvpρ/µepa钻杆Rep=0.096×2.45×1497.88/0.053=6647b钻铤Rep=0.0635×5.59×1497.88/0.038=139929环空内雷诺数ReaRea=(D2-D1)vaρ/µeaa第一环空段132 Rea=0.1101×0.60×1497.88/0.106=934b第二环空段Rea=0.1016×0.67×1497.88/0.098=1040c第三环空段Rea=0.0508×1.17×1497.88/0.055=161910钻杆内摩擦系数fp当雷诺数大于2100时fp=a/(Rep)ba=(lgnp+3.93)/50b=(1.75-lgnp)/7a钻杆fp=0.0759/66470.269=0.00711b钻铤fp=0.0759/139920.269=0.0058211环空内摩擦系数fa当雷诺数小于2100时fa=24/Reaa第一环空段fa=24/934=0.0257b第二环空段fa=24/1040=0.0231c第三环空段fa=24/1619=0.014812钻杆内摩擦损失压力梯度pp/Lmpp/Lm=fpvp2ρ/(0.5D)a钻杆pp/Lm=0.00711×2.452×1497.88/(0.5×0.096)=1332(Pa/m)钻杆的长度是3474.72m,所以钻杆内的摩擦损失是132 (pp/Lm)Lm=1332×3474.72=4628327(Pa)b钻铤pp/Lm=0.00582×5.592×1497.88/(0.5×0.0635)=8579.85(Pa/m)钻铤的长度是3474.72m,所以钻铤内的摩擦损失是(pp/Lm)Lm=8579.85×182.8=1568396.58(Pa)c总的摩擦损失为钻杆内的摩擦损失与钻铤内的摩擦损失之和pp=4628327+1568396=6196723(Pa)13环空内摩擦损失压力梯度pa/Lmpa/Lm=fava2ρ/[0.5(D2-D1)]a第一环空段pa/Lm=0.0257×0.62×1497.88/[0.5×(0.2244-0.1143)]=252(Pa/m)第一环空段的长度是914.4m,因此第一环空段的摩擦损失是(pa/Lm)Lm=252×914.4=230429(Pa)b第二环空段pa/Lm=0.0231×0.672×1497.88/[0.5×(0.2159-0.1143)]=305.76(Pa/m)第二环空段的长度是2560.3m,因此第二环空段的摩擦损失是(pa/Lm)Lm=305.76×2560.3=782837(Pa)c第三环空段pa/Lm=0.0148×1.172×1497.88/[0.5×(0.2159-0.1651)]=1195(Pa/m)第三环空段的长度是182.88m,因此第三环空段的摩擦损失是(pa/Lm)Lm=1195×182.88=218542(Pa)d环空内的总摩擦损失为三段环空段的摩擦损失之和pa=230429+782837+218542=1231808(Pa)e整个环空段摩擦损失压力梯度为环空内的总摩擦损失除以环空段的总深度pa/Lm=1231808/3657.6=336.8(Pa/m)132 14钻头水眼处摩擦损失pnpn=0.9ρQ2/(Dn12+Dn22+Dn32)2=0.9×1497.88×0.01772/(0.00872+0.00872+0.00952)2=7233764(Pa)15静态压力梯度ph/Lph/L=9.8165ρ=9.8165×1497.88=14703.94(Pa/m)16循环压力梯度pc/Lpc/L=ph/L+pa/L=14703.94+336.8=15040.74(Pa/m)17当量循环密度ρcρc=0.10205pc/L=0.10205×15040.74=1534.91(kg/m3)沉降速度计算示例(SI单位)1钻井数据a当量颗粒直径DP=0.0127mb粒子密度ρp=2696.18kg/m3c流体密度ρ=1497.88kg/m3d钻井液粘度①Fann粘度计在100r/min时的读数换算值R100=9.576γ=170.2s-1②Fann粘度计在3r/min时的读数换算值R100=1.436γ=5.11s-12流性指数nsns=0.657×lg(R100/R3)=0.657×lg(9.576/1.436)=0.5413钻井液稠度系数KSKs=1.067R100/170.2∧ns=1.067×9.576/170.20.541=0.6346(Pa.sn)4沉降剪切速率初始值(γs)的估算设定vs=0.3048m/s132 γs=vs/Dp=0.3048/0.1257=24(s-1)5有效粘度µesµes=Ksγs∧(ns-1)=0.6346×240.541-1=0.148(Pa.s)6沉降速度第一次的估算值vsvs=1.08×10-3(µes/Dpρ)｛[1+4.025×109Dp(ρp/ρ-1)(Dpρ/µes)2]1/2-1｝=0.00108×0.148/(0.0127×1497.88)×｛[1+4.025×109×0.0127×(2696.18/1497.88-1)(0.0127×1497.88/0.148)2]1/2-1｝=0.2184(m/s)7沉降剪切速率第二次的估算值γsγs=0.2184/0.0127=17.2(s-1)8有效粘度µesµes=0.6346×17.20.541-1=0.172(Pa.s)9沉降速度第一次的估算值vsvs=0.00108×0.172/(0.0127×1497.88)×｛[1+4.025×109×0.0127×(2696.18/1497.88-1)(0.0127×1497.88/0.172)2]1/2-1｝=0.2184(m/s)重复这种数值迭代方法直到两个连续计算出的沉降速度相等.在本范例中,第一次和第二次的估算值是相等的,故沉降速度为0.2184m/s132 常用计算公式及数据A井筒容积①井筒容积的计算公式为V=∏D2H/4式中V-----井筒容积,m3D-----井筒直径,mH----井深,m②井筒容积表见附录表1井径(in)容积(bbl/ft)容积(L/m)60.03518.2481/20.070236.61121/20.151879.17171/20.2975155.18260.6567342.34B钻杆、钻铤、套管、油管内容积、体积、环空容积和有关参数①钻杆的体积和内容积见附录表2钻杆外径接头内径接头当量内径接头类型重量每米内容积每米体积inmminmminmmkg/mL/mL/m普通钻杆23/860.3251.7544.451.81546.1内平9.90521.66931.298927/873.032.12553.9752.15154.61内平15.49082.34482.078331/288.92.687568.262.76470.1内平19.81043.81722.524331/288.92.562565.082.6066.04内平23.08733.43042.94165127.03.7595.254.23107.4加大内径29.04539.84672.84675127.03.5088.903.97100.8加大内径38.13129.26463.698551/2139.72.7569.854.40111.8API常规32.6201**51/2139.74.8125122.244.80121.9内平32.620111.47644.1925加重钻杆31/288.9**2.0852.83*38.72702.1909*5127.0**3.0276.7*74.47504.6219**非API钻杆1kg/m=0.6714lb/ft;1lb/ft=1.4895kg/m1L/m=1.917×10-3bbl/ft;1bbl/ft=521.654L/m132 ①钻杆的体积、内容积与井筒和环空容积见附录表3钻杆井筒和环空外径in公称重量kg/m体积L/m内容积L/m井径in井筒容积L/m环空容积L/m2.3759.90521.26191.66934.259.12896.20779.90521.26191.66934.7511.42428.55512.87515.49081.97392.34484.7511.42427.094515.49081.97392.34485.62516.014811.685015.49081.97392.34486.12518.988214.81503.519.81042.52433.87126.12518.988212.571919.81042.52433.87126.62522.222516.014823.08732.94163.43046.7523.109316.90167.7530.412424.2047529.045533.70069.26568.536.620123.630929.045533.70069.26569.87549.400636.411410.87559.938046.948912.2576.057263.06801kg/m(公斤/米)=0.6714Ib/ft(磅/英尺)；1Ib/ft=1.4895kg/m；1L/m(升/米)=1.917×10-3bbl/ft(桶/英尺)；1bbl/ft=521.654L/m③钻铤的重量、内容积和体积见附录表4外径内径重量kg/m内容积L/m体积L/minmminmm4.75120.652.2557.269.712.55618.86816.25158.82.2557.2134.802.556117.16246.25158.82.812571.4124.824.016715.80617.00177.82.812571.4165.334.016720.81408.00203.42.2557.2234.602.556129.89088.00203.43.0076.2218.964.538427.90858.00203.42.812571.4224.914.016728.43019.00228.63.0076.2285.984.559336.48451kg/m=0.6714lb/ft;1lb/ft=1.4895kg/m;1L/m=1.917×10-3bbl/ft;1bbl/ft=521.654L/m④套管重量和内容积见附录表5外径带接箍重量kg/m内径内容积L/minmminmm5.0012722.34254.408112.09.85935.0012726.81104.276108.69.28545.0012730.23694.183106.38.86815.0012734.55644.406102.88.2943132 7.00177.829.79006.456164.021.12707.00177.834.25856.366161.720.50107.00177.838.72706.276159.419.97937.00177.843.19556.184156.019.35347.00177.847.66406.094154.818.77957.00177.852.13256.004152.518.25799.625244.548.11099.001228.641.05429.625244.553.62208.921226.640.32399.625244.559.58008.835224.439.54149.625244.564.79338.775222.438.86329.625244.570.00658.681222.438.18519.625244.579.68838.535220.536.933113.375339.781.177812.615273.680.647713.375339.790.859512.515330.479.395713.375339.7101.286012.415317.978.091613.375339.7107.244012.347315.377.257020.000508.0140.013019.124485.7185.343720.000508.0158.631819.000482.6182.944120.000508.0198.103518.542470.9177.77971kg/m(公斤/米)=0.6714Ib/ft(磅/英尺)；1Ib/ft=1.4895kg/m；1L/m(升/米)=1.917×10-3bbl/ft(桶/英尺)；1bbl/ft=521.654L/m⑤油管重量、内容积见附录表6外径内径重量kg/m内容积L/m体积L/minmminmm2.87573.02.44162.09.53283.02041.21553.50088.92.99275.915.19294.32451.93011kg/m=0.6714lb/ft;1lb/ft=1.4895kg/m1L/m=1.917×10-3bbl/ft;1bbl/ft=521.654L/mC水基钻井液配制和密度调节①配制一定密度水基钻井液所需的膨润土和水量为:WB=VMDB（DM-DW）/（DB-DW）VW=VM-VB=VM-（WB/DB）132 式中WB------所需粘土的重量,tVM------欲配钻井液的体积,m3DB------粘土密度,g/cm3DM------欲配钻井液的密度,g/cm3DW------配浆水的密度,g/cm3VW------所需水的体积,m3VB------所需膨润土的体积,m3①提高钻井液密度所需加重材料的数量为:Wb=VDb（D-Do）/（Db-D）式中Wb------所需加重材料数量,tDb------加重材料密度,g/cm3V------加重前钻井液体积,m3D------加重后钻井液密度,g/cm3Do------加重前钻井液密度,g/cm3②降低钻井液密度所需水或油的体积,m3V=VM（DO-D）/（D-DL）式中V------降低钻井液密度所需水或油的体积,m3VM------降低密度前钻井液体积,m3DO------降低密度前钻井液密度,g/cm3D------降低密度后钻井液密度,g/cm3DL------所用水或油的密度,g/cm3③混浆后钻井液的密度变化为:D=（V1D1+V2D2）/（V1+V2）式中V1------1号钻井液体积,m3D1------1号钻井液密度,g/cm3V2------2号钻井液的体积,m3D2------2号钻井液的密度,g/cm3D------混浆后钻井液密度,g/cm3132 D钻井液循环有关参数①参加循环的钻井液体积为:V=VH-VDS+VS式中V------参加循环的钻井液体积,m3VH------井筒容积,m3VDS------钻具体积,m3VS------参加循环的地面钻井液的体积,m3②钻井泵排量见附录表7泵型号:F-1300和F-1600（用于70D和50D钻机）冲数冲/分不同缸套的额定压力缸套尺寸,mm180170160150140130额定压力MPaF-130018.520.723.426.630.534.3F-160022.725.528.832.734.334.3功率*泵排量**,L/s***F-1300F-1600kWhpkWhp130103614081275173350.4244.9739.8335.0130.5026.3012095613001176160046.5441.5136.7732.3228.1524.2711087611921078146742.6638.0533.7129.6225.8122.251007971083980133338.7834.5930.6426.9323.4620.2390717975882120034.9031.3127.5824.2421.1118.2110.38780.34590.30640.26930.23460.2023*泵的额定功率是连续工作时一定冲数下输入的功率**泵的排量是按容积效率为100%和机械效率为90%计算的***1L/s=15.852gal/min（gallonsperminute）;1gal/min=6.308×10-2L/s泵型号:F-1000（用于30C钻机）132 冲数冲/分不同缸套的额定压力缸套尺寸,mm170160150140130120110额定压力,MPa16.418.521.124.228.032.934.3功率*泵排量**,L/s***kWhp150788107243.2438.3033.6629.3325.2921.5518.10140735100040.3635.7531.4227.3723.6020.1116.9013067392937.4733.2029.1825.4221.9118.6715.6912063085734.5930.6426.9223.4620.2317.2414.4811057878631.7128.0924.6921.5118.5415.8013.2810052571428.8325.5322.4419.5516.8614.3612.0710.28830.25530.22440.19550.16860.14360.1207*泵的额定功率是连续工作时一定冲数下输入的功率**泵的排量是按容积效率为100%和机械效率为90%计算的***1L/s=15.852gal/min（gallonsperminute）;1gal/min=6.308×10-2L/s①钻井液循环一周的时间为:T=V/60Q式中T------钻井液循环一周时间,minV------参加循环的钻井液体积,LQ------钻井泵排量,L/s④钻井液在环空中的上返速度为:v=（0.785×10-3）Q/（D2-d2）式中v------钻井液在环空中的上返速度,m/sQ------泵排量,L/sD------井径,md------钻具外径,m⑤钻井液从井底被泵至井口的时间为:T=103Va/60Q式中T------钻井液从井底被泵至井口的时间,minVa------环空容积,m3Q------钻井泵排量,L/sE钻井液处理剂和材料的物理化学性质132 ①油田常用材料的比重和硬度见附录表8材料名称化学分子式比重莫式硬度无水石膏CaSO42.9-凹凸棒石-2.3~2.7-重晶石BaSO44.0~4.53.0~3.05膨润土-2.3~2.71.0~2.0石灰石CaCO32.7~2.93.0氯化钙CaCl21.95-水泥-3.1~3.2-粘土-2.5~2.7-柴油-0.85-白云岩CaMg（CO3）22.863.5~4.0长石-2.4~2.7-方铅矿PbS6.952.5~2.75石墨C2.09~2.231.0~2.0含水石膏CaSO4.2H2O2.30~2.372.0岩盐NaCl2.16~2.172.5赤铁矿Fe2O35.0~5.35.0~6.0伊利石-2.6~2.91.0~2.0钛铁矿FeTiO34.68~4.765.0~6.0菱铁矿MgCO32.98~3.443.5~4.5蒙脱石-2.0~3.01.0~2.0黄铁矿FeS25.026.0~6.5石英SiO22.657.0食盐NaCl2.2-砂-2.1~2.7-泥岩-2.2~2.9-菱铁矿FeCO33.964.0~4.5板岩-2.7~2.8-菱锌矿ZnCO33.84.0~4.5钾石盐KCl1.992.0水H2O1.00-②Mohr硬度分级见附录表9矿物级别矿物级别132 滑石1正长石6含水石膏2石英7方解石3黄玉8氟石4刚玉9磷灰石5金刚石10①处理化学污染所需化学添加剂污染物系数（F）化学添加剂类型侵入浓度mg/L保留浓度mg/L类型需用数量（kg/m3）Ca2+k0k0.00266Na2CO3K=（k0-k）×FCa2+0.00211NaHCO3*Ca2+0.00277Na2H2P2O7Mg2+0.00266Na2CO3Mg2+0.00331NaOH**CO32-0.00123Ca（OH）2**CO32-0.00286CaSO4.2H2OHCO3-0.00060Ca（OH）2**HCO3-0.00572NaOHPO43-0.00117Ca（OH）2***当PH和Ca2+含量高时,使用此剂处理效果最好**需慎重使用,可能使PH升得很高使用实例:由滤液滴定得出,Ca2+侵入钻井液的浓度k0=650mg/L,欲在钻井液中保留Ca2+的浓度k=100mg/L,则需处理除去Ca2+的浓度k0-k=650-100=550mg/L.如使用Na2CO3处理,由此可计算得出每立方米所需Na2CO3的数量:550×0.00266=1.463kg/m3如参加循环的钻井液的总体积为200m3,则处理此钙侵所需Na2CO3的总量为:200×1.463=292.6kgG地质年代码地层时序见附录表9系统阶（组）段地层132 名称符号下第三系芦山组芦山E1l名山组名山E1m白垩系上统灌口组灌口K2g夹关组夹关K2j下统天马山组/嘉定组天马山K1t/K1j侏罗系上统蓬莱镇蓬莱镇J2P遂宁遂宁J2S中统沙溪庙组J2S沙二段沙二段J2S2沙一段沙一段J2S1下统凉高山组J1L凉上凉上J1L2凉下凉下J1L1自流井组J1t过渡层过渡层J1g大安寨大安寨J1dn马鞍山马鞍山J1m东岳庙东岳庙J1d珍珠冲珍珠冲J1z三叠系上统须家河T3X须六须六T3X6须五须五T3X5须四须四T3X4须三须三T3X3须二须二T3X2须一须一T3X1中统雷口坡T2L雷五雷五T2L5雷四雷四T2L4雷三雷三T2L3雷二雷二T2L2雷一雷一T2L1下统嘉陵江组T1j嘉五嘉五2T1j52嘉五1T1j51嘉四嘉四4T1j44嘉四3T1j43嘉四2T1j42嘉四1T1j41132 嘉三嘉三3T1j33嘉三2T1j32嘉三1T1j31嘉二嘉二3T1j23嘉二2T1j22嘉二1T1j21嘉一嘉一T1j1飞仙关组T1f飞四飞四Tf4飞三飞三Tf3飞二飞二Tf2飞一飞一Tf1二叠系上统长兴组P2ch长兴P2ch龙潭组P2l龙潭P2l下统茅口组P1m茅四茅四P1m4茅三茅三P1m3茅二茅二aP1m2a茅二bP1m2b茅二cP1m2c茅一茅一aP1m1a茅一bP1m1b茅一cP1m1c栖霞组P1q栖二栖二P1q2栖一栖一aP1q1a栖一bP1q1b梁山组P1l梁山P1l石炭系上统黄龙组C2hl黄龙C2hl下统河洲组C2h河洲C2h泥盆系泥盆D志留系上统回星哨组回星哨S3h中统韩家店组韩家店S2h下统小河坝组/石牛栏组小河坝S1x/S18龙马溪组龙马溪S1l奥陶系上统五峰组五峰O3w132 临湘组临湘O3l中统宝塔组宝塔O2b庙坡组十字铺组庙坡O2mO28牯牛潭组牯牛潭O2g下统湄潭组/大湾组湄潭O1m/O1d红花园组红花园O1h分乡组桐梓组分乡O1hO1t南津关组南津关O1n寒武系上统毛田组毛田ε3mt后坝组后坝ε3h中统平井组平井ε2p茅坪组茅坪ε2m高台组高台ε2g下统龙王庙组龙王庙ε1l沧浪铺组沧浪铺ε1c筇竹寺组筇竹寺ε1q震旦系上统灯影组灯四灯四Z2dn4灯三灯三Z2dn3灯二灯二Z2dn2灯一灯一Z2dn1喇叭岗组/陡山沱组喇叭岗Z2l/Z2d下统南沱组南沱Z1nt莲沱组莲沱Z1n前震旦系前震旦AnzH通用公英制单位换算见附录表10序号单位A单位B名称符号换算系数名称符号单位B=单位A×换算系数;单位B=单位A÷换算系数1.长度1英寸in1/12英尺ft132 2英寸in25.4毫米mm31/32英寸1/32in0.7938毫米mm41/64英寸1/64in0.3969毫米mm5英尺ft0.3048米m6英尺ft12英寸in7码yard91.44厘米cm8码yard0.9144米m9码yard3.0英尺ft10英里mile1.609千米km11英里mile5.280×103英尺ft12英里mile1.76×103码yard13海里mile（nautical）1.852千米km14海里mile（nautical）6.076×103英尺ft15海里mile（nautical）1.151英里mile2.面积16英寸2in26.452厘米2cm217英尺2ft29.29×102厘米2cm218英尺2ft29.29×10-2米2m219英尺2ft22.296×10-5英亩acre20英尺2ft21.44×102英寸2in221英亩acre4.047×103米2m222英亩acre4.35×104英尺2ft223英亩acre4.047×10-1公顷ha24公顷ha2.471英亩acre25公顷ha104米2m23.体积、容积26桶bbl0.159米3m327桶bbl42美加仑USgal28桶bbl5.618英尺3ft329桶bbl168夸脱（液）quart（液）30英尺3ft32.832×10-2米3m331英尺3ft30.178桶bbl32英尺3ft37.481美加仑USgal33英寸3in31.639×10-5米3m334英寸3in34.329×10-3美加仑USgal35英寸3in35.787×10-4英尺3ft336夸脱（液体）quart（液体）0.9464升L（液体）132 37夸脱（液体）quart（液体）3.342×10-2英尺3ft338美加仑USgal4夸脱（液）quart（液）39美加仑USgal3.785升L（液体）40美加仑USgal1.337×10-1英尺3ft341美加仑USgal2.31×102英寸3in342美加仑USgal0.8327英加仑UKgal4.质量43磅lb454克g44磅lb16盎司oz45磅lb4.464×10-4英长吨t（英）46磅lb4.54×10-4吨（公制）t（公制）47磅lb5.0×10-4美短吨t（美）48盎司oz28.35克g49盎司oz16打兰(常衡)dr50打兰（常衡）dr1.7718克g51打兰（常衡）dr6.25×10-2盎司oz52美短吨t（美）9.072×10-1吨（公制）t（公制）53美短吨t（美）9.072×102千克kg54美短吨t（美）8.929×10-1英长吨t（英）55美短吨t（美）2.0×103磅lb56英长吨t（英）1.106吨（公制）t（公制）57英长吨t（英）1.106×103千克kg58英长吨t（英）1.12美短吨t（美）59英长吨t（英）2.24×103磅lb5.力60牛顿N105达因dyne61千克力kgf9.80665牛顿N62达因dyne1.020×10-3克g63达因dyne10-5牛顿N64磅lb4.4482×105达因dyne65磅lb4.4482牛顿N6.力矩66磅.英尺lb.ft1.3558牛顿.米N.m67磅.英尺lb.ft1.3826×10-1千克力.米kgf.m7.压力、应力68巴bar105帕Pa69磅/英寸2psi7.031×10-2千克/厘米kgf/cm2132 270磅/英寸2psi6.804×10-2工程大气压at71磅/英寸2psi0.7032米水柱mH2O72磅/英寸2psi2.307英尺水柱ftH2O73磅/英寸2psi5.172厘米汞柱cmHg74磅/英寸2psi2.036英寸汞柱inHg75磅/英寸2psi1.44×102磅/英尺2lb/ft276磅/英寸2psi6.8948×10-3兆帕MPa77磅/英寸2psi6.8948×103帕Pa78千克/厘米2kg/cm29.8067×10-2兆帕MPa79工程大气压at9.8067×10-2兆帕MPa80标准大气压atm1.01325×10-1兆帕MPa81毫米水柱mmH2O9.80665帕Pa82毫米汞柱mmHg133.322帕Pa83磅/100英尺2lb/100ft20.4788帕Pa8.压力梯度84磅/英寸2/英尺psi/ft22.62千帕/米kPa/m85磅/英寸2/英尺psi/ft19.25磅/加仑lb/gal86磅/英寸2/英尺psi/ft144磅/英尺3lb/ft387磅/英寸2/英尺psi/ft2.31克/厘米3g/cm388磅/英寸2/英尺psi/ft0.231千克/厘米2/米kg/cm2/m9.速度89英尺/秒ft/s0.3048米/秒m/s90英尺/秒ft/s18.29米/分m/min91英尺/秒ft/s1.0974千米/小时km/h92英尺/秒ft/s0.6818英里/小时mile/h93英尺/分ft/min0.3048米/分m/min94英尺/分ft/min5.08×10-3米/秒m/s95英尺/分ft/min1.667×10-2英尺/秒ft/s96英尺/分ft/min1.829×10-2千米/小时km/h97英尺/分ft/min1.136×10-2英里/小时mile/h132 98英里/小时mile/h44.7厘米/秒cm/s99英里/小时mile/h26.82米/分m/min100英里/小时mile/h1.6093千米/小时km/h101英里/小时mile/h88英尺/分ft/min102英里/小时mile/h1.467英尺/秒ft/s10.体积流量103美加仑/分USgal/min6.308×10-2升/秒L/s104美加仑/分USgal/min0.227米3/小时m3/h105美加仑/分USgal/min3.785×10-3米3/分m3/min106美加仑/分USgal/min2.381×10-2桶/分bbl/min107桶/分bbl/min159升/分L/min108桶/分bbl/min2.65升/秒L/s109桶/分bbl/min0.159米3/分m3/min110桶/分bbl/min42美加仑/分USgal/min111英尺3/分ft3/min0.472升/秒L/s112英尺3/分ft3/min2.832×10-2米3/分m3/min113英尺3/分ft3/min7.48052美加仑/分USgal/min114英尺3/分ft3/min0.1781桶/分bbl/min11.密度115磅/加仑lb/gal120千克/米3kg/m3116磅/加仑lb/gal0.12克/厘米3g/cm3117磅/加仑lb/gal7.4805磅/英尺3lb/ft3118磅/英尺3lb/ft316.031千克/米3kg/m3119磅/英尺3lb/ft31.6031×10-2克/厘米3g/cm3120磅/英尺3lb/ft30.1337磅/加仑lb/gal12.溶液浓度,处理剂加量121磅/桶lb/bbl2.8553千克/米3kg/m3122磅/桶lb/bbl2.8553×10-3克/厘米3g/cm3123磅/桶lb/bbl2.3809×10-2磅/加仑lb/gal13.粘土造浆率124桶/美短吨bbl/t（美）0.175米3/吨（公制）m3/t14.动力粘度125厘泊cP10-3帕秒Pa.s126厘泊cP1.0毫帕秒mPa.s127磅力秒/英寸2lbf.s/in26.8948×103帕秒Pa.s128千克力秒/厘米2kgf.s/cm29.80665帕秒Pa.s132 15.每单位长度钻杆的体积和内容积129桶/英尺bbl/ft521.654升/秒L/s16.钻杆每单位长度重量130磅/英尺lb/ft1.4895千克/米kg/m17.能量、功131尔格erg10-7焦耳J132千克力米kgf.m9.80665焦耳J133千瓦小时kW.h3.6兆焦耳MJ134英热单位BtuP1.05506千焦耳kJ135公制马力小时hp.h（metric）2.6478兆焦耳MJ136英马力小时hp.h（British）2.68452兆焦耳MJ137电工马力小时hp.h（elecric）2.6856兆焦耳MJ138卡cal4.1868焦耳J139热化学卡calth4.1840焦耳J18.功率140千克力米/秒kgf.m/s9.80665焦耳J141公制马力hp（metric）0.7355千瓦kW142英马力hp（British）0.7457千瓦kW143电工马力hp（elecric）0.746千瓦kW144公制马力hp（metric）75千克力米/秒kgf.m/s145千卡/小时kcal/h1.163×10-3千瓦kW146千伏安kv.A1.0千瓦kW19.溶液浓度、矿化度147重量/106ppmS.G.（溶液密度）毫克/升mg/L毫克/升=ppm×溶液密度;例如:105ppmNaCl=105×1.07mg/L20.幂律流变模式稠度系数K148达因秒n/厘米2dyne.sn/cm2100毫帕秒nmPa.sn149磅秒n/100英尺2lb.sn/100ft2479毫帕秒nmPa.sn21.腐蚀速率150磅/英尺2/年lb/ft2/a4.9千克/米2/年kg/m2/a151密尔/年mile/a0.0254毫米/年mm/a1mile=10-3in=0.0254mm22.温度132 152℃=5/9（℉-32）;℃------摄氏度,℉------华氏度缩写符号:C.F.------换算系数（ConversionFactor）;lb------磅（pound）;psi------磅/英寸2（poundspersquareinch）;Btu------英热单位（Britishthermalunit）;hp------马力（horsepower）;S.G.------比重（密度）（Specificgravity）;a------年（year）I钻井液专业常用公英制单位换算见附录表11类别性能英制单位公制单位换算系数换算实例机械物理性能井深ftm0.304810000ft=3048m井径inmm25.4121/4in=311mm钻杆直径inmm25.441/2in=114mm钻头尺寸inmm25.4121/4in=311mm钻压lbN4.420000lb=88000N转速r/minr/min1.0钻头水眼尺寸1/32inmm0.793810/32in=7.9mm通过水眼流速ft/sm/s0.3048400ft/s=122m/s钻速ft/hm/h0.304830ft/h=9m/h体积bblm30.1593000bbl=477m3泵缸套尺寸inmm25.461/2in=165mm泵拉杆直径inmm25.421/2in=63.6mm泵冲程inmm25.416in=406mm泵排量bbl/minm3/min0.1598.5bbl/min=1.35m3/minbbl/minL/s2.658.5bbl/min=22.53L/sgal/minm3/min3.785×10-3357gal/min=1.35m3/mingal/minL/s6.308×10-2357gal/min=22.52L/s泵压psikPa6.92500psi=17300kPa环空返速、钻屑滑落速度ft/minm/min0.3048200ft/min=61m/minft/minm/s5.08×10-3200ft/min=1.016m/s温度℉℃℃=5/9（℉-32）80℉=27℃漏斗粘度s/quarts/quart1.0钻井液密度lb/galg/cm30.1210lb/gal=1.20g/cm3132 lb/ft3g/cm30.01674.81lb/ft3=1.20g/cm3地层压力梯度psi/ftkPa/m22.60.52psi/ft=11.8kPa/m水力压头psikPa6.94000psi=27600kPa剪切应力lb/100ft2Pa0.4820lb/100ft2=960Padynes/cm2Pa0.110dynes/cm2=1.0Pa剪切速率s-1s-11.0表观、塑性粘度cPmPa.s1.015cp=15mPa.s屈服值（动切力）lb/100ft2Pa0.4815lb/100ft2=7.2Pa静切力lb/100ft2Pa0.483lb/100ft2=1.44Pa旋转粘度读值dialreadingPa0.4810dialreading=5.1Pa稠度系数Kdyne.sn/cm2mPa.sn10010dynes.sn/cm2=103mPa.snlb.sn/100ft2mPa.sn4791.2lb.sn/100ft2=575mPa.snAPI滤失量cm3/30mincm3/30min1.0泥饼厚度1/32inmm0.83/32in=2.4mm油水和固相含量%（V）%（V）1.0颗粒尺寸μmμm1.0化学性能离子浓度grains*/galmg/L17.1500grains/gal=8550mg/Lppmmg/LS.G100ppm×1.07=107070mg/L碱度cm3cm31.0cm3Pf,Mf,P1,P2cm3cm31.0cm3亚甲基蓝容量cm3/cm3**cm3/cm3**1.0cm3/cm3*其他处理剂加量lb/bblkg/m32.8510lb/bbl=28.5kg/m3腐蚀速度lb/ft2/akg/m2/a4.987lb/ft2/a=426kg/m2/amils/amm/a0.0254200mils/a=5.08mm/a粘土造浆率bbl/U.Stonm3/ton0.175100bbl/U.Ston=17.5m3/ton水力功率hpkW0.746600hp=448kW筛目openings/inopenings/cm1/2.54100mesh=39.3132 openings/cm筛孔边长μmμm1.0μm筛孔总面积率%m2/m20.0130=0.3m2/m2钻杆重量lb/ftkg/m1.4919.5lb/ft=29.1kg/m油基钻井液油、水含量%（V）m3/m30.0110=0.1m3/m3乳化物稳定性V（Volts）V（Volts）1.0含盐量1ppm=1mg/L×S.G;250000ppmCaCl2×1.24=310000mg/LCaCl2苯胺点℉℃℃=5/9（℉-32）150℉=66℃grains*------格令,英制质量单位,1格令=64.8毫克cm3/cm3**------表示亚甲基蓝的cm3/钻井液试样的cm3J符号说明及其与法定定计量单位之间的换算见附录表12编号符号名称英制单位(US)US符号SI单位SI符号换算因子1A表面积平方英寸in2平方米m26.452х10-42D内径英寸in米m0.02543Dn钻头水眼直径英寸in米m0.02544Dp当量钻屑直径英寸in米m0.02545D1环空内径英寸in米m0.02546D2环空外径英寸in米m0.02547F力达因dyn牛(顿)N0.000018K钻井液稠度系数达因n次方秒每平方厘米dyn.sn/cm2帕n次方秒Pa.sn0.19Ka环空内液体稠度系数达因n次方秒每平方厘米dyn.sn/cm2帕n次方秒Pa.sn0.110Kp钻杆内液体稠度系数达因n次方秒每平方厘米dyn.sn/cm2帕n次方秒Pa.sn0.111Ks沉降流体稠度系数达因n次方秒每平方厘米dyn.sn/cm2帕n次方秒Pa.sn0.112L长度英尺ft米m0.304813Lm测出深度英尺ft米m0.304814Lv垂直深度的真值英尺ft米m0.304815Re雷诺数116Rea环空内雷诺数117Rep钻杆内雷诺数118p压力磅每平方英寸psi帕Pa6895132 19pa环空压降磅每平方英寸psi帕Pa689520pc循环压力磅每平方英寸psi帕Pa689521ph静态压力磅每平方英寸psi帕Pa689522pn钻头水眼处压降磅每平方英寸psi帕Pa689523pp钻杆内压降磅每平方英寸psi帕Pa689524PV塑性粘度(PV=η)厘泊cP毫帕秒mPa.s125Q体积流量加仑每分gal/min立方米每秒m3/s6.3х10-526R粘度计读数127R33r/min时的读数128R100100r/min时的读数129R300300r/min时的读数130R600600r/min时的读数131T温度华氏℉摄氏℃(℉-32)/1.832v速度英尺每秒ft/s米每秒m/s0.304833va环空平均流速英尺每秒ft/s米每秒m/s0.304834vp钻杆内平均流速英尺每秒ft/s米每秒m/s0.304835vs平均沉降速度英尺每秒ft/s米每秒m/s0.304836vo沉降粒子体积立方英寸in3立方米m31.6387х10-537YP屈服值磅每一百平方英尺lb/100ft2帕Pa0.478838a摩擦系数常数139b摩擦系数指数140f摩擦系数141fa环空内摩擦系数142fp钻杆内摩擦系数143n流性指数144na环空内流性指数145np钻杆内流性指数1132 46ns沉降流性指数147Φ颗粒比表面积每英寸in-1每米m-139.3748α压力常数149β温度常数150γ剪切速率每秒s-1每秒s-1151γs沉降剪切速率每秒s-1每秒s-1152γW壁处剪切速率每秒s-1每秒s-1153γWa环空壁处剪切速率每秒s-1每秒s-1154γWp钻杆壁处剪切速率每秒s-1每秒s-1155η塑性粘度(η=PV)厘泊cP毫帕秒mPa.s156μ粘度厘泊cP毫帕秒mPa.s157μe有效粘度厘泊cP毫帕秒mPa.s158μea环空内有效粘度厘泊cP毫帕秒mPa.s159μep钻杆内有效粘度厘泊cP毫帕秒mPa.s160μes沉降有效粘度厘泊cP毫帕秒mPa.s161ρ流体密度磅每加仑lb/gal千克每立方米kg/m3119.8362ρc当量循环密度磅每加仑lb/gal千克每立方米kg/m3119.8363ρp粒子密度磅每加仑lb/gal千克每立方米kg/m3119.8364ζ剪切应力达因每平方厘米dyn/cm2帕Pa0.165ζW壁处剪切应力达因每平方厘米dyn/cm2帕Pa0.166ζWa环空壁处剪切应力达因每平方厘米dyn/cm2帕Pa0.167ζWp钻杆壁处剪切应力达因每平方厘米dyn/cm2帕Pa0.168ζy动切力磅每一百平方英尺lb/100ft2帕Pa0.4788132'