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钻井液技术手册中海石油技术服务公司钻井液技术手册（第一版）中海石油技术服务公司 一九九八年十一月前言钻井液技术服务工作，是整个石油勘探开发作业中钻 井工程的重要组成部分及关键环节之一，钻井液技术也随着 油气田的勘探与开发作业的难度和复杂显得愈加重要。 随着石油勘探开发工作的发展，钻井深度的增加和难 度的增大，钻遇的地层也日益复杂，如高温高压油气层、严 重垮塌地层，以及钻大斜度井、长延伸井和水平井等等；同 时，钻井液工艺技术也进入了迅速发展的阶段，产品、体系 层出不穷，先进技术和产品在钻井和完井工程中得到越来越 多的应用。 为了适应海洋石油勘探开发的形势需要，促进和加强 钻井液技术管理工作，加强人员技术培训和提高人员素质， 我们组织了以莫成孝、刘自明、周冠波等七位泥浆专家为主 的编写组，根据多年来公司在中国海域各作业区和陆地钻井 技术服务所取得的成功作业经验，结合近年来我们科研所取 得的应用成果，参考国外泥浆公司的先进技术资料，历时约 两年，编制了本技术手册。 本手册涉及了钻井及完井工程中的：钻井液和完井液 体系、钻井液性能测试与仪器、钻井液的固相控制、复杂情 况的钻井液维护和处理、油气层保护和海洋环境的保护、钻 井液水力学、常用泥浆处理剂以及钻井液工程计算等各个方 面共十七个章节的内容。可作为我公司钻井液技术服务的指 导性手册及人员培训教材。中海石油技术服务公司日编写说明本手册编写的主要目的是，为了将公司技术人员历年 作业所获得的经验进行总结提高，故内容涉及作业的各个方 面，对某些部分做了重点介绍，并准备将它作为我公司钻井 液技术服务的指导性手册及人员培训教材。在编写时，着重 对我们自己常用的泥浆体系进行介绍，故未能包容业界所有 的钻井液和完井液体系。今后，我们计划要吸收国内外先进 技术，定期对本手册的内容逐步补充和完善。 本手册由莫成孝主编，第一章由温力为执笔，第二、 四、十、十五章由莫成孝执笔，第三、六、八、十一、十三 章由周冠波执笔，第五、七章由刘自明执笔，第九、十二章 由扬彬执笔，第十四章由徐绍成、莫成孝共同执笔，第十 六、十七章由陈志忠执笔。 陈志忠同志负责校阅和排版工作，李自立和周健同志 参加了审核工作，李春生同志为手册设计了封面，经中海石 油技术服务公司金晓剑总工程师全面审查并提出了宝贵的意 见。本手册得到中海石油技术服务公司科技部的大力支持得 以早日出版，在此对各位有关专家和领导一并致谢。 由于本手册涉及内容较广，且作者水平有限，如有错 误和不妥之处，恳请大家批评指正，帮助我们不断完善本手 册。《钻井液技术手册》编写组 1998年11月手册目录章节 一 二 三 四 五 六 七 八 九 十 十一 十二 十三 十四 十五 十六 十七 章节名称 钻井液性能测试方法 水基钻井液 油基钻井液 水平井钻井液 完井液 水力学 固相控制 井璧稳定 井漏 卡钻 钻井液污染物及处理 腐蚀 压力控制 储层保护 环境保护 工程计算与常用数据 钻井液产品介绍 页数 31 10 21 6 9 20 10 3 5 7 5 5 4 11 5 4 3第一章钻井液性能测试方法第一章 钻井液性能测试方法1.1 钻井液密度 1.1.1 仪器 a. 钻井液密度计: 精确度达到足以测量± 0.01g/cm3(或± 0.1lb/gal)。 b. 加压式钻井液密度计：精确度达到足以测量± 0.01g/cm3(或± 0.1 lb/gal)。可 用于测定含有一些气泡的泥浆。 c. 温度计: 量程0～105oC，分度值1oC。 1.1.2 操作步骤 a. 将底座放置在水平平面上； b. 测量并记录钻井液样品的温度； c. 将钻井液样品注入洁净的样品杯中，盖上杯盖并确保有一些钻井液从杯盖小 孔冒出，压紧杯盖。 如果是加压式密度计，注入钻井液到样品杯时应使液面略低于杯的上边 缘为止，盖上杯盖，同时将加压阀开启，压紧杯盖使之与杯的上边缘接触，杯 中过量的钻井液会从加压阀排出，关闭加压阀，擦干净杯外部并给螺纹抹点 油，然后拧紧螺帽。用加压器抽取钻井液样品，第一次抽取的样品应排掉，第 二次抽取的样品才干净可用。将加压器出口套入带有 O型密封垫圈的样品杯加 压阀上面，用力下压加压器的活塞柄，以压迫钻井液通过压动式加压阀进入样 品杯，并使杯内具有压力。下压加压器活塞柄的力应达到50磅(22.68kg)或更 大些，然后逐渐减小下压压力，使加压阀自动关闭，最后释放掉全部下压压力 取下加压器。 d. 冲洗或擦干净样品杯外部； e. 将臂梁上的刀口放在底座的刀垫上，移动游码使之平衡； f. 从靠样品杯一侧的游码边缘读取刻度值； g. 记录读数及相应单位。如果使用了一些扩大密度计量程的附件，还应做相应 的校正； h. 清洗密度计样品杯。对于加压式密度计，应再将加压器接回加压阀上，下压 加压器的活塞柄，放出样品杯中的压力，然后才能打开杯盖进行清洗。1.2 马氏漏斗粘度 1.2.1 仪器 a. 马氏漏斗: 漏斗上面带有12目的筛网，漏斗内容积1500cm3 ，流出1夸脱 (946cm3) 21± 3oC的淡水所需时间为26± 0.5秒； 3 b. 带刻度泥浆杯: 有1夸脱和1000cm 的刻度线； c. 秒表； d. 温度计: 量程0~105oC。 1.2.2 操作步骤 a. 清洁漏斗和带刻度的泥浆杯； 钻井液技术手册(第一版) 1-1第一章 b.钻井液性能测试方法用手指堵住漏斗的出口管，将经过充分搅拌的钻井液样品通过漏斗上面的筛 网注入直立状态的漏斗内，直至钻井液液面达到筛网底部为止(应有 1500cm3)； c. 移开堵住出口管的手指同时按动秒表，测量钻井液从出口管流入带刻度的泥 浆杯达到1夸脱或1升的刻度线位置时所需时间； d. 测量并记录钻井液的温度； e. 以秒为单位记录马氏漏斗粘度。1.3钻井液的表观粘度、塑性粘度、屈服值和静切力1.3.1 仪器 a. 直读式旋转粘度计: 目前通用的有手摇式、12V电动式、115V电动式(6速 型)、115V或220V电动式(无级变速型)； b. 秒表； c. 温度计: 量程0~105oC； d. 可加热恒温的泥浆样品杯(备用)。 1.3.2 操作步骤 a. 将钻井液样品注入泥浆样品杯中(必要时用可加热恒温的泥浆样品杯)，使粘 度计的转筒浸入到钻井液样品中时液面刚好达到外筒的刻度线。应尽量减少 钻井液样品搅拌后的耽误时间(小于5分钟)，且测量时钻井液的温度与取样 处钻井液的温度不应相差大于6oC。记录取样地点和测量时钻井液的温度； b. 使外筒以600rpm的转速旋转，读取粘度计表盘上已恒定的指针所指示的刻度 值，记为φ600； c. 将转速改为300rpm，再读取表盘指针所指示的刻度值，记为φ300； d. 将转速改为600rpm，转动10秒钟以上，然后静止10秒钟，立即开动仪器使外 筒以 3rpm的转速转动，读取开始旋转时表盘指针所指示的最大值，记为 G10”； e. 再以600rpm的转速转动10秒钟以上，然后静止10分钟，立即开动仪器，使外 筒以 3rpm的转速转动，读取开始旋转后表盘指针所指示的最大刻度值，记 为G10’； f. 测定完毕后，及时清洗内外转筒并擦干。 1.3.3 a. b. c. d. e. 计算 表观粘度: 塑性粘度: 屈服值: 初切力: 终切力:AV(cp) = φ600/2 PV(cp) = φ600 －φ300 YP (lb/100ft2) = φ300－ PV G10”(lb/100ft2) G10’(lb/100ft2)钻井液技术手册(第一版)1-2第一章 1.4 1.4.1 a. b. c. d. e. f. 钻井液的室温中压滤失量(API滤失量)钻井液性能测试方法仪器 API失水仪: 过滤面积为7.1± 0.1 in2 (4580± 60 mm2)； 滤纸: Whatman No.50 型或相当的产品，直径9cm； 秒表； 带刻度量筒: 容量10~25cm3，分度值为0.2cm3； 钢板尺: 刻度精确至1mm； 压力源: 用无危险的流体施压。若带有加压器及压力调节器，可使用二氧化 碳小型气弹提供压力。1.4.2 操作步骤 a. 确保失水仪过滤杯各部件清洁干燥，密封垫圈未变形或损坏； b. 将钻井液样品注入过滤杯中，液面距杯子顶端约1cm。放上滤纸，盖上过滤 盖； c. 在过滤杯排出管下面放好量筒以便接收滤液； d. 迅速加压，要求在30秒内使压力达到100± 5psi (690± 35 kPa)。在加压的同 时开始记时； e. 时间达到30分钟时，测量滤液体积，关闭压力。若测定时间不是30分钟，应 加以注明； f. 以cm3 为单位记录滤液的体积(精确到0.1cm3)，同时记录钻井液药品的初始 温度。保留滤液以便用于化学分析； g. 释放掉过滤杯内的压力，小心拆开杯盖，倒掉钻井液，取出滤纸时应避免损 坏滤纸上的滤饼，小心地用缓慢的水流冲去滤饼表面的钻井液，用钢板尺测 量滤饼的厚度，精确到 1mm或1/32 in 。以mm或1/32 in 为单位记录滤饼厚 度并注明其软、硬、韧、致密、疏松或坚硬情况。 1.4.3 注意: a. 当钻井液样品的滤失量大于8cm3时，过滤进行到7.5分钟时的滤液体积乘以2 可近似等于实测30分钟时的滤失量。 b. 使用小型失水仪(通常其过滤面积是标准失水仪过滤面积的一半)时，测定的 结果与用标准失水仪测定的结果没有严格的互换性，当滤失量较低时，用小 型失水仪测定7.5分钟所得滤液体积乘以4作为API滤失量将存在较大误差。1.5钻井液的高温高压滤失量1.5.1 仪器 a. 高温高压失水仪: 失水仪的过滤杯容积为300~400cm3，过滤面积为2258mm2， 用于150oC以下的试验时，过滤杯的设计耐压强度应为7092kPa，而用于150oC 以上的试验时，过滤杯耐压强度则应为10132 kPa以上； b. 滤液接收器: 应能承受3546kPa的压力； c. 压力源: 可用氮气或二氧化碳气体；钻井液技术手册(第一版)1-3第一章 d.钻井液性能测试方法e. f. g. h. i.过滤介质: 当测试温度低于200oC时，用Whatman No.50型滤纸或相当的产 品，如果测试温度高于200oC，则需用Dynalloy X-5型滤纸或相当的多孔介质 圆盘，一片只能使用一次； 计时器: 时间间隔为30分钟； 温度计: 量程可达260oC ，可采用金属温度计； 量筒: 25cm3或50cm3； 高速搅拌器； 钢板尺: 刻度分度值为1mm。1.5.2 操作步骤 （1）试验温度低于150oC时的操作步骤: a. 将温度计插入加热套，预热直至比所需试验温度高10oF(6oC)为止，保持恒 温。 b. 将用高速搅拌器搅拌10分钟之后的钻井液样品注入过滤杯中，液面距顶部 13mm，装上滤纸。 c. 安装好过滤杯并关紧上下阀杆，放入加热套内，插上温度计。 d. 将滤液接受器连接到过滤杯底部阀杆上并锁好。将可调节压力的调压器连接 压力源并安装到上部阀杆上，同样锁好。 e. 在上下阀杆关紧的情况下分别调节上下压力调节器至100psi(690kPa)。打开 上部阀杆，将100psi压力施加到过滤杯内。维持此压力直至达到试验所需温 度，保持此温度恒定。过滤杯内的钻井液从预热达到试验温度的过程不应超过 1小时。 f. 当温度达到后，将顶部压力增加到600psi(4140kPa)，并同时打开底部阀杆开 始收集滤液，记时开始，在保持试验温度在± 5oF(± 3oC)的范围内，收集滤液30 分钟。如果在测定过程中，接受器的回压超过100psi，可以小心地从滤液接受 器中排出一部分滤液，使压力降至100psi。 g. 记录滤液体积、试验温度、压力和时间。 h. 试验完后，关紧过滤杯的上下阀杆，压力调节器释放掉压力。(过滤杯内仍有 500psi的高压！) i. 在确保上下阀杆关闭的情况下(并且压力调节器已释放压力)拆除滤液接收器 和压力调节器，设法使过滤杯冷却至室温，保持过滤杯垂直向上，小心打开上 阀杆，释放出杯内的压力(不要对着身体！)，然后打开杯盖，倒掉钻井液，取 出滤饼，用缓慢水流冲去滤饼表面疏松的物质，用钢板尺测量滤饼厚度，精确 到1/32in或1mm。最后清洗过滤杯各个部件。 计算和记录： 钻井液: HTHP FL(cm3) = 2× (滤液体积cm3/30min) 钻井液滤饼厚度(mm) ＝ 钢板尺测量值a. b.（2） 温度高于300 oC时的测定步骤: a. 首先了解所用仪器的生产厂家对仪器使用的说明，必须严格遵守厂家对钻井 液样品体积、测试温度及压力等方面的规定。 b. 将温度计插入加热套，将加热套预热升温至比所需试验温度高出6℃并使之 恒温。 钻井液技术手册(第一版) 1-4第一章 c. d. e. f. g. h.钻井液性能测试方法i.j.用高速搅拌器搅拌钻井液样品10分钟后，将样品注入过滤杯中并使液面距顶 部38mm。 放好过滤介质。 安装好过滤杯并关紧上下阀杆，把过滤杯放入加热套内，并插上一支温度 计。 将滤液接收器连接到底部阀杆上并锁好。 将可调节的压力源连接到顶部上阀杆上并锁好。 在上下阀杆关紧的情况下，对顶部和底部施加试验温度下所推荐的回压压力 (见下表)。样品加热升温期间，打开顶部的阀杆，使压力施加到过滤杯内。 确保在1小时左右，使过滤杯达到试验所要求的温度，接着将顶部的压力增 加到获得500psi的压差（或根据井下实际压差规定试验的压差，但必须在仪 器所能承受的范围内），同时打开底部阀杆，收集滤液并开始记时，在保持 试验温度在± 3oC的波动范围内 及保持合适回压和压差情况下，收集30分钟滤 液。如果回压上升，可小心地排出一些滤液以降低回压到规定值。 试验结束后，关紧顶部和底部上下两个阀杆，从压力调节器放掉压力，拆除 压力源。等温度下降后，从滤液接收器中放出全部滤液，记录30分钟所收到 的全部滤液体积，同时记录试验温度，压力和时间。 从底部阀杆上除去滤液接收器，从顶部阀杆上除去压力调节器。这时过滤杯 内仍有极高压力。保持过滤杯直立状态并使之冷却到室温，然后小心打开上 阀杆（不要对着人！），放出过滤杯中的压力，再打开过滤杯，倒掉钻井 液，取出滤饼，用缓慢水流冲去滤饼表面松散物质，用钢板尺测量滤饼厚 度， 精确到1/32英寸或1mm。 不同测试温度的推荐回压值 蒸气压 psi kPa 14.7 101 30 207 67 462 以上是现场测试常用的温度及回压 135 932 247 2测定温度最低回压F 121 250 300* 350 * 400 * 450 *0℃ 100 121 149177 204 232psi 100 100 100160 275 450KPa 690 690 69005不要超过仪器生产厂家所推荐的最高温度、压力和最大体积。1.6钻井液的pH值1.6.1 仪器 a. pH计：便携式，pH范围0～14，固态电极，工作温度0～66℃，分辨率0.1， 准确度0.1，附带有三种溶液（pH＝4.0、7.0和10.0）； b. 蒸馏水或去离子水； c. 温度计：量程为0～105℃； d. pH广泛试纸和精密pH试纸； 钻井液技术手册(第一版) 1-5第一章钻井液性能测试方法1.6.2 操作步骤 （1） 使用pH计的操作步骤: a. 使待测样品和缓冲溶液的温度达到24± 3oC。 b. 用蒸馏水冲洗电极并擦干，将电极放入到pH为7.0的缓冲溶液中，起动仪 器，等60秒钟以便使读值稳定。 c. 测定pH为7.0的缓冲溶液的温度，将pH计温度旋钮调至此温度上，再将校正 旋钮转至读值为7.0的位置上。 d. 用蒸馏水冲洗电极并擦干。 e. 如果待测样品是酸性的，用pH为4.0的缓冲溶液，如果待测样品是碱性的， 则用pH为10的缓冲溶液，再进行电极的检测，然后又用pH为7的缓冲溶液试 验，如果读值发生变化并反复调校均不能满意，说明电极需要进行修复或更 换。 f. 校正好仪器后，用蒸馏水冲洗电极并擦干。 g. 将电极浸入待测样品中并缓慢搅拌，经过60~90秒钟以便读数稳定。记录样 品的pH值精确到0.1pH单位，同时记录样品的温度。小心清洗电极并存放在 o pH为4的缓冲溶液中，绝对不能让电极顶端变干。pH计只能存放在温度0~49 C 的环境中。 （2） 用pH试纸的测定步骤: a. 取一小条pH试纸放进待测样品表面，当液体浸透pH试纸时(30秒内)取出试 纸； b. 将变色的试纸条与色标进行比较，确定颜色相同的色标，读取其代表的pH 值； c. 如果用广泛pH试纸时颜色不好识别，可用近似范围的精密pH试纸进行测定。 精密pH试纸可读至0.2pH值单位。1.7钻井液水、油和固相含量1.7.1 仪器 a. 蒸馏仪: 蒸馏杯的容积为10cm3(精度± 0.05cm3)或20cm3(精度± 0.1cm3)； b. 带刻度量筒: 与蒸馏杯容积相对应，10cm3或20cm3，刻度分度值为0.1cm3，精 度为± 0.1cm3； c. 钢丝毛； d. 高温密封润滑脂； e. 试管刷； f. 专用刮刀。 1.7.2 操作步骤 a. 用高温密封脂薄薄涂敷蒸馏杯的丝扣。 b. 将不含气泡的钻井液样品注入蒸馏杯，样品应先通过20目筛以除去堵漏材料 和大的钻屑。钻井液技术手册(第一版)1-6第一章 c. d. e. f. g. 1.7.3钻井液性能测试方法在蒸馏杯上部的蒸馏室中填充钢丝毛，数量要适中，太少时会使钻井液中的 固相随 蒸汽蒸馏出来，造成试验误差。 小心地盖上蒸馏杯盖，应有过量样品从杯盖中间的小孔中溢出。擦掉蒸馏杯 外部和杯盖上面的钻井液，将蒸馏杯安装到蒸馏器上并拧紧。 将安装好的蒸馏器放入加热套，并在下部排出管下面放置接收冷凝器的量 筒。 加热蒸馏器，收集冷凝液，直到无冷凝液滴出后10分钟可停止加热。 冷却至室温后，读取量筒内水和油的体积。最后清洁蒸馏器和蒸馏杯。 计算 钻井液含水量Vw（％〕= 100× （蒸馏出水体积，cm3〕 样品体积，cm3 100× （蒸馏出油体积，cm3) 样品体积，cm3 100 －（Vw + Vo )钻井液含油量Vo（％〕= 钻井液固相含量Vs(%) =对于非淡水钻井液，可利用钻井液的氯离子浓度计算悬浮固相体积百分数： ClVss（％〕＝ Vs-Vw .21 Cl式中， Vss ___ 悬浮固相体积百分数； Cl-_____ 氯离子浓度，毫克/升。 再利用钻井液密度，可计算低密度固相体积百分数: 1 Vlg(%) = (100pf + (pb-pf)Vss-12MW-(PF-P0)VO) pb - plg 式中， Vlg ____ 低密度固相体积百分数（％）； MW ____ 钻井液密度，磅/加仑； p0 ____ 油的密度，g/cm3(通常0.84) plg ____ 低密度固相平均密度，g/cm3(通常2.6) pb ________ 加重材料的密度，g/cm3； pf ____ 滤液密度，g/cm3(对于氯化钠水溶液，pf=1+0. Cl－)加重材料体积百分数可由如下计算: Vb(％) = Vss C Vlg 按下式计算低密度固相，加重材料及悬浮固相的浓度: Clg=3.49(plg)(Vlg) Cb =3.49(Pb)(Vb) 钻井液技术手册(第一版) 1-7第一章 Css=Clg+Cb 式中，Vb ─ Clg ─ Cb ─ Css ─钻井液性能测试方法加重材料体积百分数； 低密度固相浓度，磅/桶； 加重材料浓度，磅/桶； 悬浮固相浓度，磅/桶。1.8钻井液含砂量1.8.1 仪器 含砂量测定仪: 由直径2.5英寸的200目筛子、与筛子配套的漏斗及有刻度的玻璃 测量管组成。 1.8.2 测定步骤 a. 将钻井液样品注入玻璃测定管内达到“泥浆”标记处，再加水至另一个标记 处。 b. 用拇指堵住管口激烈振荡。将上层稀液倒到清洁的200目小筛上，弃掉液 体。再给玻璃管内加水，冲洗出黏附在管内的固体颗粒并倒入小筛中，重复 冲洗直至玻璃管内干净为止。 c. 用水冲洗筛子上的砂子以除去残留的钻井液。 d. 将漏斗套在筛子上，并使漏斗的出口管套入玻璃测量管中，翻转筛子以便砂 子能掉入玻璃测量管内，用小股水流冲洗筛子以便使砂子冲入玻璃测量管 中。 e. 静置玻璃测量管，使砂子沉降，从玻璃测量管刻度读出砂子的体积百分数。1.9钻井液亚甲基蓝容量1.9.1 仪器和试剂 a. 亚甲基蓝溶液: 用标准试剂级亚甲基蓝配制，浓度是3.20g/l(1cm3 = 0.01毫克 当量)。每次配制时，必须先测定亚甲基蓝的含水量。可将1.000g亚甲基蓝在 93± 3℃温度下干燥至恒重，用下式对样品重量进行校正: 3.20 取样重量(g) = 亚甲基蓝干燥恒重重量(g) b. 过氧化氢: 3%的溶液； c. 稀硫酸: 约5N； d. 注射器: 2.5cm3或3cm3； e. 锥形瓶: 250cm3； f. 滴定管: 10cm3； g. 微型移液管: 0.5cm3； h. 带刻度移液管: 1cm3； i. 量筒: 30cm3； j. 搅拌棒； k. 加热板； 钻井液技术手册(第一版) 1-8第一章 l. 滤纸或亚甲基蓝试验纸。钻井液性能测试方法1.9.2 测定步骤 a. 用注射器极准确地将2毫升钻井液样品(不含有气泡)加入到装有10cm3水的锥 形瓶中，加入3%的过氧化氢溶液15cm3和5N的硫酸0.5cm3，然后缓慢地煮沸10 分钟，再加入蒸馏水稀释至约50cm3。 b. 以每次0.5cm3的量将亚甲基蓝溶液逐次加入到锥形瓶中，旋转30秒钟，在粘 土颗粒仍悬浮的情况下，用搅拌棒取一滴悬浮液滴在滤纸上，当滤纸上的固 体颗粒周围显现出 蓝色或绿蓝色时，表明已达到滴定终点。 c. 再旋转锥形瓶2分钟，又取一滴悬浮液滴在滤纸上，如果蓝色环明显显示， 证明终点的确已达到。如果蓝色环不再出现，则再加0.5cm3亚甲基蓝溶液继 续试验，直到摇2分钟后取一滴滴在滤纸上能显示蓝色环为止。 1.9.3 计算 亚甲基蓝容量MBT(cm /cm ) =3 3亚甲基蓝溶液用量(cm3) 钻井液样品量(cm3)假定般土的阳离子交换容量为70meg/100g，则可用下式计算钻井液的等效般土 含量： 等效般土含量(lb/bbl) = 5 × 亚甲基蓝溶液用量(cm3) 钻井液样品量(cm3)1.10 1.10.1浮筒切力计试验 用于测定钻井液的初、终切力(1) 仪器 a. 浮筒切力计: 刻度值单位为lb/100ft2 或mg/cm2 ，两种切力单位的换算关系 是: mg/cm2 = (lb/100ft2) × 0.05； b. 秒表。 (2) 测定步骤 a. 将刚刚经过充分搅拌的钻井液立即注入样品杯中并达到所标明的刻度线位 置，迅速将铝筒沿刻度尺垂直下移至与钻井液面接触，然后轻轻放开铝筒并 同时用秒表计时。铝筒自由下降浸入到钻井液中，经过1分钟，读取铝筒顶 部边缘所对正的刻度值即为初切力。如果铝筒不能浸入钻井液中，表明钻井 液太稠而无法测定，如果铝筒在60秒内沉入到达样品杯底，表明钻井液的初 切力为零，注明铝筒沉到底所需时间。 b. 取出铝筒，洗净并擦干，用搅拌棒搅拌样品杯中的钻井液，静止10分钟，再 用上述方法测定，所得读值为终切力。 钻井液技术手册(第一版) 1-9第一章 1.10.2 (1) 用于测定钻井液长时间或高温老化后的静切力钻井液性能测试方法仪器 a. 不锈钢浮筒切力计: 长89mm，外径36mm，壁厚0.2mm。 b. 用于放砝码的平板； c. 一套砝码(以克为单位)； d. 钢板尺: 以英寸为单位，精确到0.1英寸。 测定步骤 a. 小心取得高温静置老化后冷却至室温的钻井液样品，将浮筒及平板小心地 放置在钻井液样品表面上并使之平衡。如果高温老化后钻井液表面生成了 一层表皮，应先把表皮轻轻弄破。 b. 在平板上小心地加上砝码以使浮筒开始向下移动，最好所加砝码能使浮筒 沉入钻井液超过浮筒一半的深度。 c. 记录包括平板和砝码的总重量(W)，以克为单位。测量浮筒沉入钻井液的深 度(L)，单位为英寸。 计算 静切力S(lb/100ft2) = 3.61 × ( Z + W L 式中: S Z W L A ──静切力，lb/100ft2； ── 浮筒重量，g； ── 平板和砝码的总重量，g； ── 浮筒沉入的深度，in； ── 钻井液的密度，lb/gal ) － 0.256A(2)(3)1.11氯离子含量1.11.1 仪器和试剂 a. 硝酸银溶液: 浓度为0.0282N和0.2820N ； b. 铬酸钾溶液: 5g/100cm3水； c. 硫酸或硝酸溶液: 0.02N 标准溶液； d. 酚酞指示剂：将1g酚酞溶于100cm3 浓度为50%的酒精水溶液中配制而成； e. 沉淀碳酸钙：化学纯； f. 蒸馏水； g. 带刻度的移液管: 1cm3和10cm3 的各一支； h. 滴定瓶: 100~150cm3，白色。 i. 搅拌棒。钻井液技术手册(第一版)1 - 10第一章钻井液性能测试方法1.11.2 测定步骤 a. 取1cm3或几cm3滤液于滴定瓶中，加2～3滴酚酞溶液。如果显示粉红色，则边 搅拌边用移液管逐滴加入酸，直至粉红色消失。如果滤液的颜色较深，则先 加入2cm3 0.2N硫酸或硝酸并搅拌，然后再加入1g碳酸钙并搅拌。 b. 加入25～50cm3蒸馏水和5～10滴铬酸钾指示剂。在不断搅拌下，用移液管逐 滴加入硝酸银标准溶液，直至颜色由黄色变为橙红色并能保持30秒为止。记 录达到终点所消耗的硝酸银的cm3数。如果硝酸银溶液用量超过10cm3，则取 少一些滤液进行重复测定。 如果滤液中的氯离子浓度超过1000mg/l，应使用1cm3=0.01g氯离子的硝 酸银溶液（即0.2820N的浓度）。 1.11.3 计算 1000(硝酸银溶液用量，cm3) 氯离子浓度Cl (mg/l) =－滤液样品体积，cm3如果所用的硝酸银溶液1cm3=0.01Cl－（即0.2820N的浓度） 氯离子浓度Cl (mg/l) =－1000(硝酸银溶液用量，cm3) 滤液样品体积，cm3滤液NaCl含量(mg/l) = 1.65(氯离子浓度，mg/l) 若用ppm为单位表示氯离子 浓度，则： 氯离子浓度Cl－(ppm) = (氯离子浓度，mg/l) (滤液密度g/cm3)式中，滤液密度可由Cl － (mg/l)浓度通过查表而得到，如果滤液的盐较复 杂，不是单纯的NaCl，CaCl2 或KCl等，则滤液密度难于从表中查到，只能实际测 定。对于淡水钻井液，由于滤液密度近似1g/cm3，因此，用mg/l表示的氯离子浓度 近似等于用ppm表示的数值。1.12钻井液碱度与石灰含量1.12.1 仪器与试剂 a. 硫酸溶液: 0.02N标准溶液； b. 酚酞指示剂溶液: 将1g酚酞溶于100cm3浓度为50%的酒精水溶液中配制而成； c. 甲基橙指示剂溶液: 将0.1g甲基橙溶于100cm3水中配制而成； d. pH计； e. 滴定瓶: 100~150cm3，最好白色； f. 带刻度移液管: 1cm3和10cm3各一支； 钻井液技术手册(第一版) 1 - 11第一章 g. 搅拌棒。钻井液性能测试方法1.12.2 测定步骤 （1） 测定Pf和Mf a. 用注射器或移液管取1cm3或更多一些滤液于滴定瓶中，加入2滴或更多一些酚 酞指示剂溶液。如果显示粉红色，则用移液管逐滴加入0.02N 的硫酸并不断 搅拌，至粉红色恰好消失为止。如果样品颜色较深不能判断颜色变化，则可 用pH计测定试样的变化，当pH值降至8.3时即为滴定终点。 b. 记录所消耗的0.02N硫酸溶液的体积(V1 cm3)。 c. 在上述试样中再加入2~3滴甲基橙指示剂溶液，用移液管逐滴加入0.02N硫酸 溶液并不断搅拌，直到颜色从黄色变为粉红色为止(如果用pH计，则pH值降 到4.3时即达到滴定终点)。 d. 记录加入甲基橙指示剂后所滴加的0.02N硫酸溶液的体积(V2 cm3)。 计算： 滤液酚酞碱度Pf (cm3) = V1 滤液试样体积(cm3) V1 + V2滤液甲基橙碱度Mf (cm3) =滤液试样体积(cm3)（2） 测定Pm a. 用注射器或移液管取1cm3 或更多一些泥浆于滴定瓶中，加入25~50cm3 蒸馏 水，再加入4~5滴酚酞指示剂溶液。边搅拌边用0.02N 的硫酸溶液迅速滴定 到粉红色消失若用pH计测定试样的变化，则当pH值降至8.3时即为滴定终 点。 b. 记录所消耗的0.02N硫酸溶液的体积(V3 cm3)。 计算: 钻井液酚酞碱度Pm (cm3) = V3 钻井液试样体积(cm3)1.13水或滤液的总硬度(以钙离子浓度表示)1.13.1 仪器和试剂 a. EDTA标准溶液: 0.01mol/l 的二水合乙二胺四乙酸二钠盐溶液， 1cm3 = 1000mg/l 的CaCO3 或 1cm3 = 400 mg/l 的Ca2+； b. 缓冲溶液: 67.5g NH4Cl加570cm3NH4OH(15N)，然后用蒸馏水稀释至1000cm3； c. 硬度指示剂溶液: 1g/l 的〔1- (1-羟基-4-甲基-2-苯偶氮)-2-萘酚-4-磺 酸 〕水溶液或相当的药品； d. 冰醋酸； e. 滴定瓶: 150cm3 烧杯； f. 带刻度移液管: 5cm3和10cm3的各一支； 钻井液技术手册(第一版) 1 - 12第一章 g. h. i. j. k. l.钻井液性能测试方法 移液管: 1cm3、2cm3和5cm3的各一支； 加热板； 掩蔽剂: 体积比为1 : 1 : 2的三乙醇胺、四乙烯基戊胺和水混合液(备 用)； pH试纸； 次氯酸钠溶液: 5.25%的次氯酸钠去离子水溶液(Clorox或相当的试剂)，要 确保新鲜且不含次氯酸钙或草酸； 蒸馏水或去离子水: 如果有一定的硬度，则测定结果应进行校正。1.13.2 测定步骤 a. 取1.0cm3或更多一些试样于150cm3烧杯中。如果试样颜色较深，可加入10cm3 次氯酸钠溶液并混匀，再加入1cm3冰醋酸混匀，后煮沸试样以除去氯气。为 了保持试样体积不减少，应适时补充蒸馏水或去离子水。将pH试纸浸入到试 样中，如果试纸被漂白，表明氯气已被除净，否则要继续煮沸。氯气除净 后，冷却试样并用蒸馏水或去离子水冲洗烧杯内壁； b. 用蒸馏水或去离子水稀释试样至50cm3，加入2cm3硬度缓冲溶液并混匀。如果 3 试样中存在可溶性铁，则滴加1cm 掩蔽剂； c. 加入足够的硬度指示剂(2~6滴)并混匀。如果存在钙和/或镁离子，试样将显 示酒红色； d. 边搅拌边用EDTA溶液滴定，当试样由红色变成蓝色时，继续加入EDTA溶液而 不再有由红到蓝的颜色变化即为终点。记录所用EDTA溶液的体积。 1.13.3 计算 以钙离子表示的总硬度TH(mg/l) = 400 × (EDTA溶液体积，cm3) 试样体积，cm31.14钙离子含量与镁离子含量1.14.1 仪器和试剂 a. EDTA标准溶液: 0.01mol/l 的二水合乙二胺四乙酸二钠盐溶液， 1cm3 = 1000mg/l 的CaCO3 或 1cm3 = 400 mg/l 的Ca2+； b. 缓冲溶液: 1N的氢氧化钠溶液； c. 钙指示剂: 羟基萘酚蓝或Calver Ⅱ； d. 冰醋酸； e. 滴定瓶: 150cm3 烧杯； f. 带刻度移液管: 1cm3一支和10cm3的二支； g. 移液管: 1cm3、2cm3和5cm3的各一支； h. 加热板； i. 掩蔽剂: 体积比为1 : 1 : 2的三乙醇胺、四乙烯基戊胺和水混合液(备 用)； j. pH试纸； k. 次氯酸钠溶液: 5.25%的次氯酸钠去离子水溶液(Clorox或相当的试剂)，要 确保新鲜且不含次氯酸钙或草酸。应测定其钙离子含量； 钻井液技术手册(第一版) 1 - 13第一章 l. m. 蒸馏水或去离子水: 量筒: 50cm3 。 应测定其钙离子含量；钻井液性能测试方法1.14.2 测定步骤 a. 取1.0cm3或更多一些试样于150cm3烧杯中。如果试样颜色较深，可加入10cm3 次氯酸钠溶液并混匀，再加入1cm3冰醋酸混匀，然后煮沸试样以除去氯气。 为了保持试样体积不减少，应适时补充蒸馏水或去离子水。将pH试纸浸入到 试样中，如果试纸不被漂白，表明氯气已被除净，否则要继续煮沸。氯气除 净后，冷却试样并用蒸馏水或去离子水冲洗烧杯内壁； b. 用蒸馏水或去离子水稀释试样至约50cm3，加入2cm3硬度缓冲溶液并混匀。如 果试样中存在可溶性铁，则滴加1cm3掩蔽剂。加入10～15cm3NaOH缓冲溶液使 试样pH值达到12～13； c. 加入适量的钙指示剂(0.1~0.2g)并混匀。如果存在钙离子，试样将显示粉红 色至酒红色。指示剂加得太多时，终点将会不明显，可同时加入几滴甲基橙 指示剂以改善终点的判断； d. 边搅拌边用EDTA溶液滴定至红色变成蓝色时，再继续加入EDTA溶液而不再有 由红到蓝的颜色变化即为终点。记录所用EDTA溶液的体积。 1.14.3 (A). 计算 钙离子含量Ca (mg/l)2+=400 × (EDTA溶液体积，cm3) 试样体积，cm3注意：如果所用的次氯酸钠溶液和蒸馏水中含有钙离子，测定结果应校 正。 (B). 镁离子含量Mg2+(mg/l) = 0.6 ×〔 以钙离子表示的总硬度(mg/l ) - 钙 离子含量(mg/l ) 〕1.15硫酸钙总含量和未溶解的硫酸钙含量1.15.1 仪器和试剂 a. EDTA标准溶液: 0.01mol/l 的二水合乙二胺四乙酸二钠盐溶液， 1cm3 = 1000mg/l 的CaCO3 或 1cm3 = 400 mg/l 的Ca2+； b. 缓冲溶液: 1N的氢氧化钠溶液； c. 钙指示剂: 羟基萘酚蓝或Calver Ⅱ； d. 冰醋酸； e. 滴定瓶: 150cm3 烧杯； f. 带刻度移液管: 1cm3一支和10cm3的二支； g. 移液管: 1cm3、2cm3、5cm3和10cm3的各一支； h. 加热板； i. 掩蔽剂: 体积比为1 : 1 : 2的三乙醇胺、四乙烯基戊胺和去离子水的混合 液(备用)； j. pH试纸； 钻井液技术手册(第一版) 1 - 14第一章 k. l. m. n. o.钻井液性能测试方法次氯酸钠溶液: 5.25%的次氯酸钠去离子水溶液(Clorox或相当的试剂)，要 确保新鲜且不含次氯酸钙或草酸钙； 蒸馏水或去离子水: 不应含有钙离子，否则应对其进行测定并用于校正试验 的结果； 量筒: 50cm3； 钻井液蒸馏器； API失水仪。1.15.2 测定步骤 a. 将5cm3钻井液样品加入到245cm3 蒸馏水或去离子水中，搅拌15分钟，然后用 API失水仪过滤收集澄清的滤液； b. 用移液管取10cm3 澄清的滤液于150cm3 烧杯中，然后按测定钙离子含量的步 骤，用 EDTA标准溶液滴定至终点，记录所消耗EDTA的体积(Vt)，单位为 cm3； c. 用API失水仪取得钻井液样品的滤液，以测定钙离子含量的步骤，用EDTA标 准溶液滴定1cm3滤液至终点，记录所消耗EDTA溶液的体积(Vf)，单位为cm3； d. 用钻井液蒸馏器测定钻井液样品的含水量体积百分数(Fw)。 1.15.3 计算 (1) 钻井液中硫酸钙总含量 硫酸钙总含量(lb/bbl) = (2) 2.38 × Vt钻井液中未溶解(过量的)的硫酸钙含量 过量硫酸钙含量(lb/bbl) = 2.38 × Vt－0.48 × ( Vf × Fw )1.16硫酸盐的定性测定1.16.1 仪器和试剂 a. 试管； b. 氯化钡溶液: 浓度为61 g/l； c. 滴瓶: 内装浓度为61 g/l的氯化钡溶液； d. 浓硝酸； e. 滴瓶: 内装浓硝酸。 1.16.2 测定步骤 a. 取1~3cm3滤液于试管中，加入几滴氯化钡溶液，出现白色沉淀表明存在硫酸 盐或/和碳酸盐； b. 再加入几滴浓硝酸，如果白色沉淀被溶解而消失，表示这些沉淀物质是碳酸 盐；如果白色沉淀仍然存在，表示它们是硫酸盐。记录加入浓硝酸后，试样 中白色沉淀的情况，以轻微、中等或严重给予描述。钻井液技术手册(第一版)1 - 15第一章 1.17 硫酸根离子含量钻井液性能测试方法1.17.1 仪器和试剂 a. BaCl2和MgCl2的混合溶液: 称取BaCl2? 2H2O 6.1g和MgCl2 0.1g溶于蒸馏水中并 3 稀释至1000cm ，然后用EDTA标准溶液进行标定(约为0.025mol/l)； b. EDTA标准溶液: 0.02mol/l的二水合乙二胺四乙酸二钠盐(即7.452g/l)水溶 液； c. 缓冲溶液: 溶解6.75g NH4Cl于20cm3蒸馏水中，加入 57cm3 浓氨水(15N)，再 用蒸馏水稀释至100cm3； d. 铬黑T指示剂: 0.20g铬黑T与50g已干燥的分析纯NaCl混合研细，装于深色磨 口瓶中； e. 滴定瓶； f. 带刻度移液管: 1cm3一支和10cm3的二支； g. 移液管: 1cm3、2cm3、5cm3和10cm3的各一支； h. 蒸馏水。 1.17.2 测定步骤 a. 用移液管取滤液25cm3 于滴定瓶中，加入2N的盐酸数滴进行酸化，摇荡数分 钟； b. 参照下表加入过量的BaCl2与MgCl2混合液，摇荡后加热至微沸1~2分钟，静止 冷却至室温，加入缓冲溶液5~8cm3及铬黑T指示剂少许； BaCl2－MgCl2混合液加量参考表 含量(mg/l) 混合液加入量(cm3) 50以下 5 50~100 10 100~150 15 150~200 20 200~300 30 300~400 40SO42-说明: 如果硫酸根的含量很大，可将BaSO4沉淀滤去后再滴定。 c. 用EDTA标准溶液滴定至试样由酒红色刚好变至纯蓝色即为终点，记下消耗的 EDTA 溶液体积。 计算 SO42-(mg/l)= M1 × V1 + MEDTA × V2 Vf 式中: M1 _____ BaCl2 -MgCl2混合液的浓度，mol/l； V1 __________ 加入BaCl2 -MgCl2 混合液的体积，cm3 ； MEDTA ____ EDTA标准溶液的浓度，mol/l ； 钻井液技术手册(第一版) 1 - 16 － MEDTA × V3 × 960601.17.3第一章钻井液性能测试方法 V2 _____ 用同样多的滤液试样测定钙镁含量时消耗的EDTA标准溶液(同样 的浓度)的体积，cm3； V3 _____ 滴定所消耗EDTA标准溶液的体积，cm3。1.18硫化物含量1.18.1 仪器和试剂 a. Garrett气体测定器； b. 载气: 最好用氮气，也可用CO2，不能用空气或其他含氧气的气体； c. Drager 硫化氢分析管: 用于低浓度硫化氢测定时，使用标有H2S 100/a (No.CH -281-01)的管； 用于高浓度硫化氢测定时，使用标有H2S 0.2%/a (No. CH-281-01)的管； d. 醋酸铅试纸； e. 硫酸: 约5N，试剂级； f. 辛醇消泡剂； 3 3 g. 注射器: 一支10cm 带21号针头的用于取酸，一支10cm 带21号针头的用于取 样品。 1.18.2 测定步骤 a. 确保测定器各气室是清洁的，干燥的，并置于水平面上，同时顶盖已被打 开； b. 加入20cm3去离子水至1号室； c. 加入5滴消泡剂到1号室； d. 参照下表确定试样体积和选择合适的Drager分析管，并将其两端的尖端部分 打碎； 不同硫化物浓度下所用Drager管型号、试样体积及管系数 硫化物浓度范围 试样体积 Drager 管型号 管系数 3 (mg/l) (cm ) (见管体标记) 1.2~24 10.0 H2S 100/a 12 1.5~48 5.0 4.8~96 2.5 60~ H2S 0.2%/A 600 120~ 240~ 说明: 管系数600是根据同一批产品的批系数(标在包装盒上)为0.40而得 出的，如果批系数不是0.4，则应按下式计算校正的管系数: 校正的管系数 = 600 × (批系数) 0.40钻井液技术手册(第一版)1 - 17第一章 e. f. g. h. i. j. k. l. m. n. o.钻井液性能测试方法p.q.将所选择的分析管按箭头朝下的方向装在一个已打孔的接受器上，同时， 将流量计正确安装好，确保O形密封圈的密封； 将气体室的顶盖盖上，并用手拧紧所有螺丝以便所有O形密封圈封好； 关闭压力调节器，用软管把载气源与1号室内的分散管连接。如果使用CO2 气 弹，则将气弹安装好并戳通气弹，再连接到分散管上； 用软管连接3号室出口和Drager分析管； 调整1号室的分散管，使其距底部约5mm； 缓慢通入载气30秒钟以清除内部空气。检查是否漏气。关闭载气； 收集足量的无固体的滤液(参照上表的试样体积)； 用带针头的注射器取一定量滤液样品，通过橡胶隔膜注入到1号室内； 用另一支带针头的注射器取10cm3 硫酸溶液，并通过橡胶隔膜注入到1号室 内； 立即通入载气并维持其流速在每分钟200至400cm3范围内； 观察Drager分析管的变化，在前端开始变模糊以前，注意并记录其变色的最 大长度(按照分析管上所标出的单位记录)。尽管分析管前端可能发生扩散和 出现羽毛状的着色现象，但仍须继续通气使总时间达15分钟。如果试样中有 亚流酸盐存在，则在使用高浓度H2S适用的Drager分析管出现黑色时，其前端 可能出现橙色(由SO2 引起)。在记录变黑长度时，此橙色部分应不计算。为 了达到测定精确度高，应很好地选择试样体积，以使分析管变黑长度能超过 分析管的一半； 在进行上述定量测试之前，先在3号室O形圈下面装一片醋酸铅试纸代替 Drager分析管，同样进行试验，如果试纸变黑，表示有硫化物存在，然后再 取另一份滤液样品用Drager分析管进行定量测定； 测试完后，拆下软管并取下气体室的顶盖，取出Drager分析管的流量计，然 后用塞子塞住小孔以保持干燥。用软毛刷与温水和温和的清洁剂刷洗各个气 室。用管刷清洗各个气室和各室间通道，冲洗并用干燥气体吹干分散管，用 去离子水冲洗仪器后应把水排干并吹干。 计算 硫化物含量(mg/l) = 分析管变黑长度单位 × 分析管系数 试样体积(cm3)1.18.3式中，分析管变黑长度按分析管上所标单位计数。1.19碳酸盐含量1.19.1 仪器和试剂 a. Garrett气体测定器； b. 载气: 装有低压压力调节器的氮气瓶或用N2O气弹； c. Drager二氧化碳分析管: 标有CO2 0.01% /a (No. CH-308-01)的分析管； d. 气袋: 1升容量，Drager ALCOTEST No.7626425型或相当的产品； e. 硫酸: 约5N，试剂级； f. 辛醇消泡剂； 钻井液技术手册(第一版) 1 - 18第一章 g.钻井液性能测试方法注射器: 一支10cm3带21号针头的用于取酸，一支10cm3带21号针头的用于取 样品； h. 手摇真空泵: Drager MULTIGAS DETECTOR 31型或相当的设备； h. 旋塞阀(两通): 装有聚四氟乙烯旋塞的8mm玻璃管。 1.19.2 测定步骤 a. 确保测定器各气室是清洁的，干燥的，并置于水平面上，同时顶盖已被打 开。如果此前曾经用CO2载气测定硫化氢含量，则压力调节器、管子和分散管 应该用本次测试所用载气进行吹洗； b. 加入20cm3去离子水至1号室； c. 加入5滴消泡剂到1号室； d. 参照下表确定试样体积和选择合适的Drager分析管； 不同碳酸盐浓度下所用Drager管型号、试样体积及管系数 碳酸盐浓度范围 试样体积 Drager 管型号 管系数 3 (mg/l) (cm ) (见管体标记) 25~750 10.0 50~ CO2 0.01% / a 00 1.0 e. f. g. h. i. j. k. 将气体室的顶盖盖上，并用手拧紧所有螺丝以便所有O形密封圈封好； 调整分散管，使其距底部约5mm； 关闭压力调节器，用软管把载气气源与1号室内的分散管连接； 缓慢通入载气 1分钟以清除内部空气。检查是否漏气； 完全压紧气袋，检查是否漏气； 气袋完全压紧后，用软管把旋塞阀和气袋连接到3号室的出口上； 用带针头的注射器按下表的规定量取无固相的滤液试样，通过橡胶隔膜注入 到1号气室内，再用另一支带针头的注射器取10cm3硫酸溶液，通过橡胶隔膜 缓慢注 入1号室内； 打开气袋上的旋塞阀，重新开始通入载气并在10分钟内缓慢地使气袋充气。 当气袋有坚硬感觉时(不要太坚硬以防破裂)，关闭载气气源和旋塞阀，并立 即进行下一步操作； 敲碎Drager分析管的两头尖端，从3号室取下软管并接到Drager分析管的进 气一端，再将手动真空泵连接到Drager分析管的出气一端； 打开气袋上的旋塞阀，用手平稳地完全压紧手动泵，而后将手从泵上松开以 便气体流出气袋进入Drager分析管内。继续操作手动泵并记下压紧的次数， 直至气 袋被完全抽空为止(10次压紧和松开应能抽空气袋，如果多于10次， 表明有漏气，试验不会准确)； 如果气袋中有CO2 ，则Drager分析管出现紫色，记下紫色及淡蓝色部分的长 度。为了达到足够的精确度，应精心选择试样体积，以便使得分析管中紫色 的长度能超过分析管长度的一半)； 试验完成后，取下软管和顶盖，用毛刷、温水和温和的清洁剂冲洗气室与通 道，再用干燥气体吹分散管，用去离子水漂洗仪器并排干水。气袋要定期更 换，建议使用10次就一定要更换新袋。 1 - 19l.m. n.o.p.钻井液技术手册(第一版)第一章钻井液性能测试方法1.19.3计算 可溶性碳酸盐含量(mg/l) = 25000 × 分析管变紫色的长度单位 滤液试样体积(cm3)1.20甲醛含量1.20.1 仪器和试剂 a. 酚酞指示剂: 溶解1g酚酞于100cm3 浓度为50%的酒精水溶液中； b. 氢氧化钠溶液: 0.02N； c. 硫酸溶液: 0.02N； d. 亚硫酸钠溶液: 浓度为4g/100cm3蒸馏水(配制后超过30天不得使用)； e. 移液管: 1cm3和3cm3的各一支； f. 滴定瓶； g. 带刻度移液管: 10cm3。 1.20.2 测定步骤 a. 用移液管取3cm3滤液样品于滴定瓶中，加2滴酚酞指示剂，如果试样仍无色， 边搅拌边逐滴加入氢氧化钠溶液，直到出现淡粉红色，然后再逐滴加入硫酸 溶液直至颜色刚好消失； b. 如果第一次加入酚酞之后滤液变为粉红色，则逐滴加入硫酸至颜色刚好消 失； c. 在中和后的试样中，加入1cm3亚硫酸钠溶液，此时试样将呈现红色； d. 大约30秒后，用硫酸滴定试样至溶液呈现非常淡的粉红色为止。记录硫酸溶 液的用量(Vf)，单位为cm3； e. 用蒸馏水代替滤液试样做空白试验，记录所用硫酸溶液的数量(Vb)，单位 为cm3。 1.20.3 计算 甲醛含量(lb/bbl) = 0.07 × ( Vf－Vb )1.21 1.21.1钾离子含量 氯化钾浓度高于9.98kg/m3(或钾离子含量高于5000mg/l)时的测定:(1) 仪器和试剂 a. 高氯酸钠溶液: 150.0g NaClO4/ 100cm3 蒸馏水； b. 氯化钾标准溶液: 14.0g氯化钾溶于去离子水或蒸馏水配成100cm3溶液； c. 离心机: 手摇或电动水平悬摆式， 转速能达到1800rpm； d. 离心试管: 10cm3， Kolmer型， Corning #8360； e. 移液管: 0.5cm3， 1.5cm3，2.5cm3 和3.0cm3各一支； 钻井液技术手册(第一版) 1 - 20第一章 f. g. 注射器或带刻度移液管: 蒸馏水或去离子水。 10cm3；钻井液性能测试方法(2) 标准曲线的绘制步骤(对不同类型的离心机必须分别绘制其标准曲线): a. 用氯化钾标准溶液配制三种样品: 分别取0.5cm3，1.5cm3及2.5cm3氯化钾 标 准溶液于三支离心试管内(最后能得到3.5、10.5和17.5lb/bbl的溶液)； b. 在离心管内，用蒸馏水将试样稀释至7cm3的刻度并搅匀； c. 加入3cm3高氯酸钠标准溶液(不要搅拌)； d. 在恒定转速(约为1800rpm)下离心一分钟并立即读出沉淀体积； e. 用过的离心试管应立即清洗； f. 在直角坐标纸上以沉淀物体积对氯化钾含量(lb/bbl)作图，绘制出标准曲 线。 (3) 测定步骤 a. 参考下表取样置于离心管中； b. 若滤液试样取样体积少于7cm3 时，在离心试管内用蒸馏水稀释至7cm3 并搅 匀； c. 加入3cm3高氯酸钠标准溶液(不要搅拌)，如果有K+存在，立即会出现沉淀； d. 在恒定转速(约1800rpm)下离心一分钟，然后立即读取沉淀体积； e. 再加入2~3滴高氯酸钠溶液于离心试管中，如果仍有沉淀生成，则证明没有 测定出全部钾离子，应当再参考取样体积表将试样体积减小，并重复上述测 定步骤，直至加入2~3滴高氯酸钠溶液后不再有沉淀生成，测定结果以这次 为准； 不同浓度下滤液试样的取样体积 浓度范围 滤液试样体积 + (cm3) K (mg/l)
7.0 2 3.5 5 2.0 105000以上 1.0KCl (lb/bbl) 3.5~18 18~35 35~70 70以上 f.将所测定的沉淀体积与标准曲线相比较即可确定氯化钾浓度。如果经过计 算获得的氯化钾浓度超过18 lb/bbl，测定的准确度会变得越差，为了较准 确的测定，可按表中规定的取样体积，另取一份较少体积的滤液试样重复测 定一次。 计算 7 滤液氯化钾含量(lb/bbl) = 滤液试样体积 (cm ) 滤液钾离子含量(mg/l) = 1500 × 滤液氯化钾含量(lb/bbl) 1 - 213(4)× 标准曲线所得值钻井液技术手册(第一版)第一章钻井液性能测试方法1.21.2氯化钾浓度低于9.98kg/m3 (或钾离子含量低于5000mg/l)时的测定:(1) 仪器和试剂 a. 四苯硼酸钠标准溶液: 8.754g四苯硼酸钠溶于800cm3去离子水中，加入10至 12g氢氧化铝，搅拌10分钟并过滤，加入2cm3浓度为20%的氢氧化钠溶液至滤 液中，再用去离子水稀释至1升； b. 季铵盐溶液: 500cm3去离子水中溶解1.165g溴化十六烷基三甲基铵； c. 氢氧化钠溶液: 20g/80cm3去离子水； d. 溴酚蓝指示剂: 0.04g溴酚蓝溶于3cm3浓度为0.1N的氢氧化钠溶液中，再用 去离子水稀释至100cm3； e. 去离子水或蒸馏水； f. 带刻度的移液管: 刻度值为0.01cm3。 2cm3一支，5cm3和10cm3各一支； g. 量筒: 25cm3和100cm3各2个； h. 烧杯: 250cm3的2个； i. 漏斗； j. 滤纸。 (2) 测定步骤 a. 参照下表中规定的滤液试样用量，取适当滤液试样体积于100cm3量筒中； 测定低浓度KCl时不同浓度下滤液试样的取样体积 浓度范围 滤液试样体积 + (cm3) KCl K (lb/bbl) (mg/l) 0.2~1.3 250～ 1.3~2.7
5.0 2.7~6.7
2.0 b. c. d. e. f. g. (3) 加入4cm3浓度为20%的氢氧化钠溶液和25cm3四苯硼酸钠溶液，然后用定量 的 去离子水稀释至100cm3； 搅拌后静止10分钟； 过滤至100cm3量筒内，如果溶液仍为浑浊，必须再过滤一次； 取25cm3上述滤液于250cm3烧杯中； 加入10~15滴溴酚蓝指示剂； 用季铵盐溶液滴定至颜色从紫蓝色变为淡蓝色为止。 计算 滤液钾离子含量(mg/l) = 1000 × ( 25 － 季铵盐溶液用量，cm3 ) 滤液用量，cm3 = 1500 钻井液技术手册(第一版) 1 - 22 滤液中钾离子含量 ( mg/l ) 滤液氯化钾含量(lb/bbl)第一章 1.22 电阻率钻井液性能测试方法1.22.1 仪器 a. 直读式电阻率测定仪或类似的电阻率仪； b. 经过校正的电阻率池； c. 温度计: 量程为0~105oC。 1.22.2 操作步骤 a. 在干净的电阻率池内注满刚搅拌过的钻井液或滤液，试样中不要混入空气 或天然气； b. 将电阻率池与电阻率仪连接； c. 以欧姆? 米(直读式)或欧姆(非直读式)为单位测量电阻； d. 测定并记录试样的温度，精确到1oC； e. 清洗电阻率池，用蒸馏水冲洗后使之干燥。 1.22.3 计算 (1). 使用直读式仪器时m 钻井液电阻率Rm ( Ω? )= =m 直接读取仪器读数精确到0.01Ω?m 滤液电阻率Rm ( Ω? )m 直接读取仪器读数精确到0.01Ω?(2). 使用非直读式仪器时m 钻井液电阻率Rm ( Ω? )= (仪器读数，Ω) × (电阻率池常数，m2/m) = (仪器读数，Ω) × (电阻率池常数，m2/m)m 滤液电阻率Rm ( Ω? )1.23钻井液试样清除所含气体的推荐方法通常只需加入几滴适当的消泡剂并缓慢搅拌便可清除样品中的气体，甚至用小 勺子搅拌或来回倾倒几次就足于除气。如果按上述方法仍然效果不佳时，可采用以 下办法。 1.23.1 仪器和药品 a. 手动真空泵或小型电真空泵； b. 真空杯: 带有密封盖和手动搅拌桨，容量约1800cm3，最好是透明材料制造； c. 消泡剂。 1.23.2 操作步骤 a. 将钻井液样品(1600cm3以内)注入真空杯，加几滴消泡剂； b. 装好搅拌桨并盖好盖子，必须保证密封好； c. 用导管连接真空杯和真空泵，抽真空至约5英寸汞柱； 钻井液技术手册(第一版) 1 - 23第一章 d. e.钻井液性能测试方法缓慢搅拌并逐步增加真空度，使钻井液样品中的气泡充分消除； 除去真空杯内的真空，然后打开密封盖，倒出钻井液样品，必要时重复操作 几次以增加除气效果； f. 最后清洗干净真空杯和搅拌桨。1.24油基体系的电稳定性依照API RP13 B-2 油基钻井液现场测试程序，油包水乳状液的相对稳定性是 以破乳电压来表示的。稳定状态的油包水乳状液是不导电的，但在试验时，当浸在 油包水乳状液内的电极增加电压时，最终会破坏乳状液而有电流通过。油包水乳状 液越稳定，出现电流通过时的最低电压就越高。温度对电稳定性有影响，故测量应 在50± 2oC的温度下进行。 1.24.1 仪器 a. 电稳定性测定仪: 电压范围0～2000V， 最好0～1500V， 频率330～350Hz。 当乳状液被击穿时，瞬时电流为61 mA。电极间距为1.59mm(0.016英尺)。 b. 温度计: 量程为1～105oC。 1.24.2 测定步骤 a. 将油基钻井液样品过筛以除去大于12目的颗粒(可用马氏漏斗上的筛子)，然后 放入容器内并用电极搅拌30秒钟。 b. 将样品温度调至50± 2° C。记下样品的温度。 c. 将电稳定性测定仪的电极浸没到样品内，但不应接触到容器。测量时不得移动 电极。 d. 接通电源，从零读值开始按顺时针方向转动旋钮增加电压，其递增速度大致 为100～200v/s， 直至指示灯发亮为止。 e. 记录表盘上的读值，然后将其降回零。 f. 用绢纸清洁电极，然后再用电极搅拌样品30秒钟，照上述过程再重复测定一 次。两次测定的结果最大偏差应为± 5%。 1.24.3 计算 电稳定性ES(V) = 2 × (表盘读数)1.25油基钻井液水相活度(AW)这项试验是确定油基钻井液中被乳化的水相的活度，也可用于测定地层活度系 数(F.A.C)。 1.25.1 仪器和药品 a. 温度计: 数字显示式； b. 配制饱和溶液用的各种盐: 钻井液技术手册(第一版)CaCl2，Ca(NO3)2，NaCl 和 KNO3，均为试剂级； 1 - 24第一章 c. d. e. 1.25.2 带胶塞的广口瓶: 约150cm3的容量； 适合放置广口瓶的泡沫塑料保温套； 蒸馏水或无离子水。 测定步骤钻井液性能测试方法（1） 标准湿度曲线的绘制 a. 按照下表所规定的加盐量，将盐溶于100cm3蒸馏水或无离子水中，在66~93oC 温度下搅拌半小时，然后冷却到24~27oC，容器底部将出现盐的结晶，如果无 结晶析出，应加入少量同类盐的晶体以诱发结晶析出。 标准盐溶液的活度和配制用量 活度 100 cm3水中溶解的盐量 0.295 100 g 0.505 200 g 0.753 200 g 0.938 200 g盐的名称 氯化钙 硝酸钙 氯化钠 硝酸钾 b. c. d.e.f. g.将广口瓶胶塞打一个可容许湿度计探测头紧密穿过的小孔，把探测头固定在 胶塞小孔上， 小孔的大小应足以容纳探测头并具有气密作用。 准备好上述已配制好的各种盐水，每份为40cm3，加盖存放，不得受污染。 用一个平口烧杯(约250cm3)装入无水硫酸钙或硅胶，最好装入无水CaCl2。将探 测头连带胶塞置于烧杯上面10-15分钟，探测头与干燥剂之间应有12mm的距离。 探测头干燥状态时湿度计读数应是≤24%相对湿度(RH)。 将探测头连带胶塞一起移到具有最低活度(见表5-34)的标准溶液上停放30分 钟，探测头应和溶液面保持12mm的距离。平衡后，记录溶液温度和湿度计显 示的相对湿度值。 然后按活度从低到高依次对每个标准溶液进行同样的测定，并记录每个溶液 的温度和相对湿度读值。应确保每个溶液温度都是24～25oC。 测完全部溶液后，在方格座标纸上以相对湿度对活度(见表5-34)作曲线。（2） 油基钻井液活度的测定 a. 象上述那样将探测头置于干燥剂上方干燥10～15分钟。 b. 样品杯中放入40cm3 油基钻井液样品。将探测头从干燥杯中移到钻井液上方 12mm处。开启湿度计，等候30分钟，记录相对湿度读数(%RH)及温度。钻井 液样品的温度应24～25oC。 c. 利用测得的相对湿度，通过标准湿度曲线查出油基钻井液样品的活度值。 注意: 钻井液样品不应出现油水分离现象，否则，测定结果是错误的。同 时，务必保证试样杯和盖子干净和没有粘附盐晶体。 为了测定页岩钻屑的活度，可从振动筛上取得钻屑，用柴油洗去钻井液，再用 纸擦干油迹或油基钻井液的污迹，然后象测定钻井液一样用湿度计进行测定。当用钻井液技术手册(第一版)1 - 25第一章钻井液性能测试方法淡水或盐水钻井液钻井时，必须进行专门的取芯作业，并且取岩芯内部的页岩块进 行测定。1.26油基钻井液碱度和石灰含量依照API RP13 B-2油基钻井液现场测试程序推荐作法，油基钻井液的碱度采用 化学滴定法进行测定，所用的标准酸液是0.1N(N/10)的硫酸标准溶液。油基钻井液 碱度的符号为Pom，其单位是cm3/cm3。 1.26.1 仪器和试剂 a. 溶剂: 二甲苯(分析纯)和异丙醇(分析纯)按50/50体积比混合； b. 硫酸(分析纯)标准溶液: 0.1N； c. 酚酞指示剂: 100cm3 50%异丙醇水溶液中溶解 1克酚酞； d. 滴定容器: 400cm烧杯或锥形瓶； e. 注射器: 5cm3的医用注射器； 3 3 f. 移液管: 1cm 和10cm 的各一支，应带有刻度； g. 磁力搅拌器: 带有长为1.5英寸的外包塑料的金属搅棒； h. 蒸馏水或去离子水。 1.26.2 测定步骤 a. 在400cm3的烧杯或锥形瓶中加入100cm3二甲苯与异丙醇50/50的混合溶剂。 b. 用5cm3的注射器抽取3cm3油基钻井液样品，注入2cm3油基钻井液样品到上述烧 杯或锥形瓶中。 c. 用磁力搅拌器进行搅拌并加入200cm3蒸馏水或去离子水。 d. 加入15滴酚酞指示剂。 e. 在磁力搅拌下慢慢用移液管滴入0.1N硫酸标准溶液，直至粉红色恰好消失。 继续搅拌，若粉红色在1分钟之内未再出现则停止搅拌。停止搅拌后使之两 相分离，以便观察水相中指示剂的颜色变化。 f. 样品静置5分钟，如果未再出现粉红色，则表明已达到终点。若粉红色在5分 钟内重新出现，则需用标准硫酸溶液进行第二次滴定。第二次滴定后又出现 同样情况时，则仍需进行第三次滴定。经过三次滴定仍然同样出现粉红色则 可认为已达到终点，不必再增加滴定。 g. 最后达到终点时，以所消耗的全部标准硫酸溶液的体积计算油基钻井液的碱 度。 1.26.3 计算 油基钻井液碱度(Pom)＝ 0.1N硫酸消耗量， cm3 钻井液样品量， cm3 0.1N硫酸消耗量， cm3 2 cm3 油基钻井液石灰(Ca(OH)2)含量(磅/桶)＝ Pom × 1.295 油基钻井液生石灰(CaO)含量(磅/桶)＝ Pom × 0.98 钻井液技术手册(第一版) 1 - 26 ＝第一章钻井液性能测试方法1.27油基钻井液的氯根含量依照API RP13 B-2 油基钻井液现场测试程序推荐作法，采用滴定法确定油基 钻井液的氯根浓度。可以利用刚测完碱度后的钻井液样品，其pH值已低于7.0。油 基钻井液的氯根含量符号为Clom，单位是mg/l。 1.27.1 仪器和试剂 a. 溶剂: 二甲苯(分析纯)和异丙醇(分析纯)按50/50体积比混合； b. 硫酸标准溶液: 0.1N； c. 酚酞指示剂: 100cm3的50％异丙醇水溶液中溶解 1g酚酞； d. 滴定容器: 400cm3的烧杯或锥形瓶； e. 注射器: 5cm3的医用注射器； f. 移液管(滴管): 带有刻度的1cm3和10cm3的各一支； g. 磁力搅拌器: 带有外包塑料的长3-4cm的搅棒； h. 铬酸钾指示剂: 5g/100cm3水溶液； 3 I. 硝酸银溶液: 0.282N，即每升含有47.91g硝酸银(分析纯)，每1cm 相当于 0.01g氯离子/ cm3。应贮存在棕色瓶中； j. 蒸馏水或去离子水。 1.27.2 测定步骤 a. 在400cm3的烧杯或锥形瓶中加入100cm3二甲苯与异丙醇的混合溶剂。 b. 用5cm3的注射器抽入3cm3油基钻井液样品并注出2cm3到上述烧杯或锥形瓶中。 c. 加入15滴酚酞指示剂，在磁力搅拌下，加入0.1N硫酸溶液直至粉红色完全消 失，再多加硫酸溶液2~5滴以保证样品达到酸性(pH值低于7.0)。可以利用刚 进行碱度测定后的钻井液样品进行以下步骤测定氯根含量，为了确保样品的 pH值低于7.0，应再至少多加1~2滴硫酸标准溶液。 d. 加入10~15滴铬酸钾指示液，在磁力搅拌下慢慢用滴管滴入0.282N的硝酸银 标准溶液，直至出现橙红色并至少保持一分钟不变。在滴定期间可根据需要 补充几滴铬酸钾指示剂。必要时可停止搅拌使之产生两相分离，以便观察水 相中颜色的变化。 e. 记录所用0.282N硝酸银溶液的体积。 1.27.3 计算 油基钻井液氯根含量(Clom)＝ 油基钻井液样品，(L) 10000× (0.282N硝酸银，cm3) 2.0 cm3 Cl， (mg)＝，(mg/l)若水相是单一的NaCl溶液，则: (16.49× 硝酸银溶液毫升数 / 样品毫升数)× 100 NaCl重量% ＝ (16.49× 硝酸银毫升数/样品毫升数)＋1000× 蒸馏法含水量 钻井液技术手册(第一版) 1 - 27第一章钻井液性能测试方法NaCl(lb/bbl) ＝ 样品毫升数 若水相是单一的CaCl2溶液，则 CaCl2重量％＝硝酸银毫升数 × 5.775(15.65 × 硝酸银毫升数／样品毫升数) × 100 (15.65× 硝酸银毫升数／样品毫升数)＋1000× 蒸馏含水量CaCl2(lb/bbl) ＝ 样品毫升数硝酸银毫升数 × 5.47751.28油基钻井液钙离子含量依据API RP13 B-2 油基钻井液现场测试程序推荐作法，采用化学滴定法确定 油基钻井液的钙离子含量。油基钻井液钙离子含量符号为Caom，单位是mg/l。所测 得的钙离子来自配制油基钻井液时加入的CaCl2及石灰，也可能有些钙离子来自钻井 时所遇到的石膏或硬石膏地层。 本测定方法也包括了油基钻井液中可能存在的镁离子及其他可水溶的碱土金属 离子，但都算作是钙离子。 1.28.1 仪器与试剂 a. 溶剂: 二甲苯(分析纯)和异丙醇(分析纯)按50/50体积比混合； b. 钙缓冲溶液: 1N氢氧化钠(分析纯，新鲜的NaOH，其碳酸钠重量百分含量小 于1％)， 应密闭保存以减少空气中的二氧化碳侵入； c. 钙指示剂: Calver Ⅱ或羟基萘酚兰(分析纯)。 d. EDTA标准溶液: 0.1mol，用分析纯的二水合乙二胺四乙酸二钠盐(EDTA)配 制。1cm3＝10000mg/l 二氯化钙＝4000mg/l 钙离子。也可以用维尔烯酸钠或 其他同类产品代替EDTA； e. 滴定容器: 400cm3的锥形瓶； f. 蒸馏水或去离子水； g. 注射器: 5cm3的医用注射器； h. 量筒: 25cm3的带刻度量筒； I. 磁力搅拌器: 带有塑料包覆的搅拌棒； j. 移液管或滴管: 1cm3和10cm3的带刻度移液管或滴管。 1.28.2 测定步骤 a. 在400cm3的锥形瓶中，加入100cm3二甲苯和异丙醇按50/50体积比的混合物。 b. 用5cm3的注射器吸取3cm3油基钻井液样品，并挤出2cm3到上述锥形瓶内，盖紧 锥形瓶，用力摇动1分钟。 c. 向锥形瓶中加入200cm3蒸馏水或去离子水，再加入3.0cm3 1N氢氧化钠缓冲溶 液。 d. 加入0.1～0.25g Calver Ⅱ或羟基萘酚兰指示剂粉。 钻井液技术手册(第一版) 1 - 28第一章 e.钻井液性能测试方法再盖紧锥形瓶，用力摇动2分钟，然后静置几分钟，以便上下层分离。如果 水相中出现红色，表明有钙离子存在。 f. 用磁力搅拌器搅动，但应以不使上下层相混合为度，同时用移液管一滴一滴 地慢慢滴入EDTA溶液，当红色明显变为兰绿色时表明达到终点。记下所加入 EDTA溶液的体积用于计算钙离子。 1.28.3 计算 油基钻井液钙离子含量(Caom)＝ 4000 × (0.1M EDTA，cm3) 油基钻井液样品量，cm3 4000 × (0.1M EDTA，cm3)式中:2.0 cm3 Caom ____ 钻井液总钙离子含量， mg/l。=1.29油基钻井液固相水润湿判断实验如果怀疑油基钻井液有固相水润湿问题，用本试验可以确定其严重程度，并且 可以用本试验确定加入油润湿剂处理的合适加量。 1.29.1 设备和材料: a. 高速搅拌器； b. 配油基钻井液所用基础油(柴油或白油)； c. 二甲苯与异丙醇以1:1体积的混合物； d. 一个500ml的广口玻璃瓶。 1.29.2 测试步骤: a. 油基钻井液试样用高速搅拌1小时。 b. 将高速搅拌后的油基钻井液样品倒350ml到500ml的玻璃瓶内。 c. 加入100ml柴油，摇匀(不要搅拌)。 d. 加入50ml二甲苯和异丙醇(1:1)混合溶剂并摇匀(不要搅拌)。 e. 倒掉试验样品，腾空玻璃瓶，将瓶口朝下干燥后进行判断。 1.29.3 结果分析 a. 如果玻璃瓶壁干净，表示不存在固相水润湿问题。 b. 如果玻璃瓶壁不透明，表示出现严重的固相水润湿问题。每桶用1~2磅油润 湿剂进行小型试验，再用本试验进行判断。 c. 如果玻璃壁稍为不透明，表示存在轻度固相水润湿。每桶用0.5磅油润湿剂 进行小型试验，并再用本试验方法进行判断。 d. 如果玻壁稍为半透明，表示水湿问题较严重，需要立即加入润湿剂处理。先 用 1磅/桶油润湿剂处理，再用本试验进行试验。钻井液技术手册(第一版)1 - 29第一章 1.30 油基钻井液粘土承受量的测定钻井液性能测试方法本试验的目的在于确定油基钻井液在加入粘土时的稳定性，从而了解钻井液低 抗粘土侵的能力。 1.30.1 仪器和材料 a. 电稳定性测定仪: 电压范围0~2000V，最好是 0~1500V，频率330~350Hz。当 乳状液被击穿时，瞬时电流为61mA。电极间距为1.59mm(0.061英尺)； b. 膨润土粉。 1.30.2 试验步骤 a. 将油基钻井液样品过12目筛。 b. 将样品搅拌5分钟后，用电稳定性测定仪测定其击穿电压。 c. 在油基钻井液样品中加入75g/l的膨润土粉，搅拌5分钟，再用电稳定性测定 仪测定其击穿电压。 d. 重复加入膨润土粉和测定击穿电压，直至膨润土粉的加量达到225g/l为止。1.31钻屑粘附油的测定用蒸馏方法可测定用油基钻井液钻井时钻屑粘附的油量。必须特别注意钻屑样 品的取样地点、取样方法和取样频率。 1.31.1 仪器和材料 a. 钻井液蒸馏器: 蒸馏器样品杯容量为50cm，精确度为 ± 0.25cm。加热套功率 o 为350w。温度能控制在500± 38 C。 b. 接受冷凝液的量筒: 10cm3 和20cm3 ，精度值为 ± 0.05cm3 ，刻度线标志值为 0.10cm3。 c. 台式天平: 最大称量2000g，精确度0.1g。 d. 细钢羊毛: NO.000。 e. 螺纹密封/润滑脂: 高温润滑脂。 f. 试管刷。 g. 样品专用刮刀。 h. 螺丝刀。 1.31.2 测定步骤 a. 将钢羊毛充填蒸馏器本体。 b. 给蒸馏杯和蒸馏器本体上的螺纹涂上密封脂。 c. 称量蒸馏器本体(连带钢羊毛)与蒸馏杯及其盖子的总重量(A)，单位为克。 d. 将钻屑样品装入蒸馏杯(不要完全装满)，盖好杯盖。 e. 再将蒸馏杯(已盖好杯盖)拧到蒸馏器本体上。称量蒸馏器的总重量(B)，单 位为克。 f. 安装上冷凝器，并将蒸馏器放进加热套内。钻井液技术手册(第一版)1 - 30第一章 g. h. i. j. k. 1.钻井液性能测试方法称量干净的液体接收器的重量(C)，单位为克。将这个接收器安置在冷凝器 出口下面。 加热蒸馏至少1小时。如果冷凝液中带有固相物质，应重新做试验，并向蒸 馏器本体充填更多的钢羊毛。 停止加热并冷却，记录接收器接收到的水的体积(V)，单位为cm3。如果油水 界面有一层乳化液带，可通过加热使乳化液破乳。 称量接收器及冷凝液的总质量(D)，单位为克。 取下已冷却的冷凝器。称重已冷却的蒸馏器总成(不带冷凝器)，记录其重量 (E)，单位为克。 清洁蒸馏器各部件。1.31.3 计算 a. b. c. 湿钻屑质量： Mw (g) 蒸馏后干钻屑质量：Md (g) 油的质量： Mo (g) Md d. 检验质量平衡: 如果( 试验应重做。 e. 干钻屑的含油量： = B = E = D + Mo Mw Mo Od (g/1000g) = Md 注意: 由于蒸馏时钻屑中的水已被蒸馏出来，因此，上述测定的干钻屑含油 量要比含水钻屑计算的含油量高一些。 × 1000 － A － A －( C + V ) + V )不在0.95~1.05(即 ± 5%)范围内，钻井液技术手册(第一版)1 - 31第二章水基钻井液第二章 水基钻井液2.1 钻井液体系分类 按照美国石油学会(API)和国际钻井承包商协会(IADC)的分类方法，钻井液可 分为以下10种体系：2.1.1不分散体系该体系包括开钻泥浆、自然原浆和其它通常用于浅井或上部井段钻井的轻度 处理的体系，不需要添加稀释剂和分散钻井固相和粘土颗粒的分散剂。2.1.2分散体系在较深井段，需要泥浆密度较高或井眼条件可能比较复杂时，泥浆通常需要分 散，典型的分散剂有木质素磺酸盐、褐煤或单宁。它们是有效的反絮凝剂和降滤失 剂。经常使用一些含钾化学品可提高页岩稳定性。添加专门的化学品可调节或保持 特定的泥浆性能。2.1.3钙处理泥浆体系在淡水钻井泥浆中加入像钙、镁这样的二价阳离子，能抑制地层粘土和页岩膨 胀。高浓度可溶性钙盐用来控制坍塌性页岩和括径，防止地层损害。熟石灰（氢氧 化钙）、石膏（硫酸钙）和氯化钙是钙处理体系的主要组分。 石膏体系通常pH值为9.5?10.5，过量浓度石膏钙含量为0.6?1.2g/l；典型的 石 灰 体 系 有 两 种 ， 对 于 低 浓 度 石 灰 体 系 ， pH 值 为 11?12 ， 石 灰 过 量 浓 度 为 0.3?0.6g/l；对于高浓度石灰体系，石灰过量浓度为1.5?4.5g/l。特殊的泥浆性 能靠添加专门的产品来控制。钙处理泥浆能抗盐和硬石膏污染，但在高温条件下易 发生胶凝和固化。2.1.4聚合物泥浆体系长链高分子量聚合物在泥浆中用于包被钻井固相以防止其分散，或覆盖页岩以 提高其抑制性或提高粘度和降低滤失量。对此可使用不同类型的聚合物，包括丙烯 酰胺类，纤维素和天然植物胶类产品。还经常使用像氯化钾和氯化钠这样的抑制性 盐来增强页岩的稳定性。这些体系通常膨润土含量很少，对钙、镁这样的二价阳离 子比较敏感。大部分聚合物的使用温度限制在140oC以下，但在某些条件下，也可 用于井底温度较高的井中。钻井液技术手册(第一版)2-1第二章 2.1.5 低固相泥浆体系水基钻井液该体系的固相体积含量和类型受到控制，总的固相体积含量不能超过6?10 ％。粘土固相体积含量不超过3％并要求钻井固相和膨润土的比例小于2:1。该体系 是不分散体系，通常使用结合添加剂作增粘剂和膨润土增效剂。该体系的一个最显 著优点是能大大提高钻井速度。2.1.6盐水泥浆体系这一类包括几种泥浆体系。用于钻含盐地层的饱和盐水体系中，氯化物的浓度 接近190g/l。一般盐水体系中氯化物的浓度为10?190g/l。浓度较低的体系通常指 咸 水和海水体系。盐水泥浆通常是由咸水、海水或产出水配制的。 该类泥浆用淡水或盐水配制，加入干的氯化钠达到要求的矿化度（也使用氯化 钾这样的盐以抑制页岩膨胀）。凹凸棒土、羧甲基纤维素和淀粉等其它一些专用产 品可用来增加泥浆的粘度以提高井眼净化能力，降低滤失量。2.1.7修井液体系修井液、完井液和打开油层钻井液是为减少地层损害而专门设计的体系，或用 作完井作业之后的封隔液，这些体系对产层的影响必须是能用酸化、氧化或通过完 井技术及一些生产作业等补救措施消除的。该体系包括从清洁盐水到聚合物钻井液 （由细盐和碳酸钙加重）各种液体，以及高度处理的泥浆（封隔液）。2.1.8油基泥浆体系在高温井和深井钻井过程中，由于经常涉及卡钻和井璧稳定的问题，要求使用 的流体具有很好的稳定性和页岩抑制性，此时，可以使用油基体系。它们有两种类 型： a. 逆乳化泥浆即油包水乳状液，典型的是使用氯化钙盐水作分散相，油作连 续相。在该体系的液相中盐水含量最高可达50％，低标准的逆乳化泥浆是一 种“ 松散” 的乳化液，电稳定性较低，滤失量较高。调节添加剂浓度、盐水含 量，可以控制该体系的流变性、滤失量和乳化稳定性。 b. 仅用油做连续相的体系，通常作用取心流体。虽然该体系不额外添加水或盐 水，但它们会从地层中吸收水。所有油基体系视粘度需要添加大量的胶凝材 料。专门的油基泥浆添加剂包括：乳化剂和润滑剂（通常为脂肪酸和胺衍生 物）、高分子量皂类、表面活性剂、胺处理的有机材料，有机土和用于调节 碱度的石灰。2.1.9合成基泥浆体系设计合成基流体时借鉴了油基泥浆的特性，但消除了油基泥浆对环境的危害。 合成基流体的主要类型有酯、醚、聚?－烯烃和异构化?－烯烃钻井液。它们对环 境无危害，能直接排到海里，无光泽，具有生物可降解性。 钻井液技术手册(第一版) 2-2第二章水基钻井液2.1.10空气、雾、泡沫和天然气体系这类体系包括4种基本作业类型： a. 干空气钻井，以一定速率将干空气或天然 气注入井眼内，并根据有效清除 岩屑所需环空流速来确定注入速率的大小； b. 雾化钻井，就是向空气流中注入发泡剂，并与产出水混合，包裹钻屑，以防 止泥环产生，清除钻屑； c. 泡沫钻井，是使用表面活性剂，还可能使用粘土或聚合物，形成具有高输送 能力的泡沫； d. 充气流体，用注入空气的泥浆来清除井眼内钻屑。2.2 开钻泥浆（海水－般土稠泥浆塞） 2.2.1 应用范围：一、二开表层钻井作业使用。要求配制快捷，净化能力好，能支撑上部疏松 地层。2.2.2基本配方（kg/m3）： 淡水 烧碱 纯碱 膨润土 石灰 1m3 0.5?1 0.5?1 60?80 1.5?32.2.3常见性能： FV：& 80 s2.2.4维护处理：a. 用海水钻进，般土稠泥浆塞洗井携砂； b. 维持稠泥浆的YP(Pa)等于或大于PV(mPa.s)； c. 预水化般土浆配好以后，在泵入前加入石灰来提高泥浆的粘度和切力，加 入石灰后停止循环和搅动以保持絮凝状态。钻井液技术手册(第一版)2-3第二章 2.3 海水聚合物钻井液 2.3.1 应用范围：水基钻井液一般用于上部大井眼段钻进，也可用于地层水敏性较弱的浅井作业。2.3.2基本配方（kg/m3）： 预水化般土 烧碱 纯碱 PAC-HV PF-FLO 20?40 3?5 1?3 3?5 5?102.3.3常见性能： FV： MW： YP: Gel: pH: FL: MBT： 40 ? 60 s 3 1.10?1.30 g/cm 20?35 lb/100ft2 3?10/8?20 9?10 & 10?5 ml & 70 g/l2.3.4维护处理：a. 海水中加入烧碱和纯碱降低钙、镁离子含量，再加入需要量的预水化般土； b. 调节预水化般土含量，加水稀释或用木质素磺酸盐、褐煤、PF-THIN等处理 可控制泥浆的粘切； c. 需要时加入生物聚合物XC来提高泥浆的屈服值YP和切力Gel，增大PAC-HV的 加量提高泥浆的粘度； d. 控制泥浆滤失量还可使用铵盐NPAN，井温较高时，用抗温淀粉PF-FLO HT替 代PF-FLO，也可使用SMP、SPNH来控制滤失量； e. 加入氯化钾和PF-TEX可提高体系的抑制性能； f. 加入PF-LUBE或PF-BLA(塑料微珠)提高体系的润滑性。2.4 海水阳离子聚合物钻井液 2.4.1 应用范围：用于中下部井眼段、地层水敏性强的井作业。 钻井液技术手册(第一版) 2-4第二章 2.4.2 基本配方（kg/m3）： 预水化般土 烧碱 石灰 PAC-HV PF-FLO PF-CPS(小) PF-CPB(大) 20?30 3?5 1?2 3?5 5?10 2?3 1?2水基钻井液2.4.3常见性能： FV： MW： YP: Gel: pH: FL: MBT： 45 ? 60 s 1.10?1.50 g/cm3 15?30 lb/100ft2 5?10/8?15 9?10 & 5 ml & 50 g/l2.4.4 维护处理： a. 用烧碱和石灰控制体系的Pf和Pm； b. 预水化般土用于控制滤失量和提高泥饼质量，可在配制新浆时加入，也可直 接向井浆补充，加入前最好用稀释剂如PF-THIN等进行处理护胶； c. 配制新浆时，先加其它处理剂对细分散的般土护胶，最后加阳离子聚合物； d. 用稀胶液稀释或用PF-THIN处理来控制泥浆的粘切； e. 用生物聚合物XC来提高泥浆的屈服值和切力； f. PAC-HV和PF-FLO用于控制泥浆的滤失量，随井深增加井温较高时，用抗温 淀粉PF-FLO HT替代PF-FLO，PAC-LV代替PAC-HV，也可使用SMP、SPNH来控制 滤 失量； g. 由于钻屑的吸附消耗，应经常向井浆中补充阳离子聚合物，保持足够的浓度 以维持体系的强抑制性； h. 加入WFT-666或PF-GLA来增加体系的抑制性能； i. 加入PF-LUBE或PF-BLA(塑料微珠)提高体系的润滑性。2.5 海水PF-PLUS聚合物钻井液 2.5.1 应用范围：用于中下部井眼段、地层水敏性强，井下复杂井作业。 钻井液技术手册(第一版) 2-5第二章水基钻井液2.5.2基本配方（kg/m3）： 预水化般土 烧碱 纯碱 PAC-HV PF-FLO XC PF-PLUS KCl 20?30 1.5?3 1?2 3?5 5?10 1?2 3?5 30?502.5.3常见性能： FV： MW： YP: Gel: pH: FL: MBT： Ca2+: 45 ? 60 s 1.10?1.50 g/cm3 2 15?30 lb/100ft 5?10/8?15 8?9 & 5 ml & 50 g/l & 200 ppm2.5.4维护处理：a. 用烧碱和纯碱控制体系的pH和Ca2+、Mg2+浓度，体系pH值不宜过高，防止PFPLUS进一步水解失效，Ca2+应控制在200ppm以下，以避免对PF-PLUS的干扰； b. 预水化般土用于控制滤失量和提高泥饼质量，可在配制新浆时加入，也可直 接向井浆补充，加入前最好用稀释剂如铵盐NPAN、PF-THIN等进行处理护 胶； c. 配制新浆时，先加其它处理剂对细分散的般土护胶，最后加入PF-PLUS和氯 化钾； d. 用稀胶液稀释或用PF-THIN处理来控制泥浆的粘切； e. 用生物聚合物XC来提高泥浆的屈服值和切力； f. PAC-HV和PF-FLO用于控制泥浆的滤失量，随井深增加井温较高时，用铵盐 NPAN或抗温淀粉PF-FLO HT替代PF-FLO，PAC-LV代替PAC-HV，也可使用SMP、 SPNH来控制滤失量； g. PF-PLUS和KCl用于提供体系的抑制性，由于钻屑的吸附消耗，应经常向井 浆中补充PF-PLUS聚合物和氯化钾，保持足够的浓度以维持体系的强抑制 性； h. 加入PF-TEX或PF-GLA来增强体系的抑制性能； 钻井液技术手册(第一版) 2-6第二章水基钻井液i. 加入PF-LUBE或PF-BLA(塑料微珠)提高体系的润滑性。2.6 PEM钻井液 2.6.1 应用范围： 用于中下部井眼段、强水敏性复杂地层、大斜度大位移井，环境敏感地区作业 井的作业。2.6.2基本配方（kg/m3）： 预水化般土 烧碱 纯碱 PAC-HV NPAN XC PF-PLUS PF-JLX PF-WLD PF-TEX KCl 20?30 2?3 1?2 3?5 5?10 1?2 3?5 30?50 10?20 5?10 30?502.6.3常见性能： FV： MW： YP: Gel: pH: FL: MBT： 40 ? 55 s 1.10?1.50 g/cm3 15?30 lb/100ft2 3?10/5?15 8.5?9.5 ≤4 ml & 50 g/l2.6.4 维护处理： a. 用烧碱和纯碱控制体系的pH和Ca2+、Mg2+浓度； b. 预水化般土用于控制滤失量和提高泥饼质量，可在配制新浆时加入，也可直 接向井浆补充，加入前最好用稀释剂如铵盐NPAN、PF-THIN等进行处理护 胶； c. 配制新浆时，先加其它处理剂对细分散的般土护胶，然后加入PF-PLUS、 PF-JLX、PF-WLD和氯化钾；钻井液技术手册(第一版)2-7第二章水基钻井液d. PF-JLX和PF-WLD需在井温超过50oC的条件下使用，PF-JLX加量必须达到 3％ 以上； e. 用稀胶液稀释来控制泥浆的粘切； f. 用生物聚合物XC来提高泥浆的屈服值YP和切力Gel； g. PAC-HV和NPAN用于控制泥浆的滤失量，高温深井段，用PAC-LV代替PAC HV，用SMP、SPNH来控制HTHP滤失量； h. 随着钻屑的吸附消耗，应及时补充PF-JLX和PF-PLUS，保持足够的浓度以维 持体系的强抑制性，高温深井段(&150oC)，停止使用PF-PLUS，加大PF-WLD 的浓度维持体系的强抑制性； i. 加入PF-TEX或PF-GLA来增强体系的抑制性能； j. 必要时可加入PF-LUBE或PF-BLA(塑料微珠)进一步提高体系的润滑性。2.7 深井抗温钻井液 2.7.1 应用范围：用于下部深井段、高温井段（& 150oC）作业。2.7.2基本配方（kg/m3）： 预水化般土 烧碱 纯碱 PAC-LV SPNH SMP PF-THIN PF-TEX 10?20 3?5 1?2 4?8 10?20 10?20 3?5 5?102.7.3常见性能： FV： MW： YP: Gel: pH: FL: HTHP FL： MBT： 45 ? 65 s 1.20?1.80 g/cm3 10?20 lb/100ft2 5?10/8?20 9?10 ≤4 ml & 15 ml & 45g/l钻井液技术手册(第一版)2-8第二章 2.7.4 维护处理：水基钻井液a. 用烧碱和纯碱控制体系的pH和Ca2+、Mg2+浓度； b. 控制体系的般土含量在较低水平，加入预水化般土用于控制滤失量和提高泥 饼质量，加入前必须用稀释剂如PF-THIN等进行处理护胶； c. 用聚合物解絮凝剂如PF-THIN或木质素磺酸盐（FCLS）、磺化褐煤（SMC）、 磺化单宁（SMT）等来控制泥浆粘切；体系的般土含量高引起过高粘切时， 应优先使用稀胶液稀释的方法来处理。 d. PF-JLX和PF-WLD也可用于本体系来提高体系的抑制性，PF-JLX加量必须达 到3％以上； e. 加入PF-TEX增强体系的防塌能力；SMP、SPNH用于控制HTHP滤失量。2.8 海水小阳离子聚合物钻井液 2.8.1 应用范围：本体系的小阳离子聚合物对砂岩储层中的粘土矿物颗粒具有一定的抑制防膨作 用，一般作为特殊钻井液用于水敏性砂岩储层井段钻进。2.8.2基本配方（kg/m3）： 预水化般土 烧碱 PAC-HV PF-FLO PF-JFC PF-TEX 20?30 3?5 3?5 5?10 3?5 5?102.8.3 常见性能： FV： MW： YP: Gel: pH: FL: MBT： 40 ? 55 s 1.10?1.30 g/cm3 15?25 lb/100ft2 3?8/5?15 9?10 & 5 ml & 50 g/l2.8.4维护处理：a. 用烧碱控制体系的pH； 钻井液技术手册(第一版)2-9第二章水基钻井液b. 用于控制滤失量和泥饼质量的预水化般土，加入前用稀释剂如PF-THIN 等进 行处理护胶； c. 配制新浆时，先加其它处理剂对细分散的般土护胶，最后加小阳离子； d. 用稀胶液稀释或用PF-THIN处理来控制泥浆的粘切； e. 用生物聚合物XC来提高泥浆的屈服值和切力； f. PAC-HV和PF-FLO用于控制泥浆的粘度和滤失量，井温较高时，用抗温 淀粉 PF-FLO HT或NPAN替代PF-FLO来控制泥浆的滤失量； g. 加入PF-TEX增强体系的防塌性能； h. 加入PF-LUBE或PF-WLD提高体系的润滑性。钻井液技术手册(第一版)2 - 10第三章油基钻井液第三章3.1 基础理论油基钻井液我们在使用水基泥浆时，有时为了提高润滑性能，混入高达10％～15％的原油 或柴油，这种混油泥浆油是分散在水中的，连续相为水，是水包油乳化钻井液，不 能称为油基泥浆。油基泥浆被定义为以油为连续相的泥浆。 主要有两大类：一种是油相钻井液，是氧化沥青、有机酸、碱、稳定剂及高闪 点柴油的混合物。通常只混3％～5％的水；另一种是油包水乳化钻井液（反相钻井 液），有各种添加剂被用来使水乳化和稳定，这种体系最高含水可达50％。 油基泥浆主要用在： 1) 钻复杂和麻烦的页岩 2) 钻高温深井 3) 生产层的钻进和取芯 4) 钻盐层、硬石膏层、杂盐层 5) 用作定向井的钻井液 6) 用作小井眼的钻井液 7) 钻含 H2S和 CO2的地层 8) 用作射孔和完井液 9) 用作解卡的浸泡液 10) 用作封隔液 11) 用作修井液 12) 用作防腐蚀控制液 13) 用作套管封隔液 在乳状液中存在的水越多，水滴聚集和合并的机会越大。假定水珠的大小相 同，含水量小的体系更稳定，如果水量相同，水珠越细，乳状液越稳定，大水珠比 小水珠更易聚结，另外，水珠大小愈均匀，乳状液也就越稳定。为了使水在油中乳 化，必须有足够的化学乳化剂，以便在每个水珠周围形成完整的一层膜。若加入的 乳化剂不足，乳状液将不会稳定。为得到更细的大小均匀的水细珠，应该以剪切的 方式给体系施加外力，可以通过泥浆枪或离心泵的搅拌作用来实现，尤其在初配油 基泥浆时，尽一切可能高度剪切泥浆是非常重要的。M－I泥浆公司还推荐一种剪切 泵，使泥浆通过时受到很高的剪切作用。正常钻进后油基泥浆经过钻头几个循环周 后就获得足够的剪切了。水珠大小对粘度和凝胶强度也有影响。 当加入油时，由于水珠之间的隔离更大，乳状液就变得更稳定，反之，增加水 时，由于水珠之间的距离变小将降低稳定性。加入油和水将影响粘度，油会降低粘 度而水增加粘度。为了控制粘度、凝胶强度和滤失量，需要调整适当的油与水的比 例。 固体颗粒进入油包水乳状液中，可以有正负两种不同的效应，这取决于固相被 润滑的方式，如果由一种液相和固相形成的角小于90度，就说该固相优先地被该液 钻井液技术手册(第一版) 3-1第三章油基钻井液相润湿，如果接触角为0度，固相被液相完全润湿。固相加在乳状液中同时与两种 液相接触，是油润湿还是水润湿取决于该固相与这两种液体的接触角，此时两个接 触角之和为180° ，一种接触角小于90° ,则另一种的接触角必然大于90° 。也就是说该 固相不可能同时被两种液相润湿。在油基泥浆中加入一定的表面活性剂，它们能改 变固／液界面的接触角(可润湿性)，这些物质将使固相变成被油优先润湿。当使用 过量时会被油完全润湿。在油包水泥浆中，若里面的固相变成水润湿，则固相将趋 于聚结并从悬浮液中沉降下来，但如果固相过于油润湿，由于悬浮性的降低，固相 也可能沉淀为十分坚硬的沉淀物，此时需加入较大量的胶凝剂（提切剂），故此加 入润湿剂保持固相适当的油润湿状态是维持稳定乳状液的保证。 如同任何水基泥浆一样，对于给定的密度，控制固相含量在最佳范围是很重要 的。当固相被引入油基泥浆时，不管活性或是惰性，乳状液的稳定性将变弱，这是 因为固相变成油润湿时吸收部分的油，这样保持水珠分开的有效的油就减少了。一 般岩屑是亲水性的，有促进水包油乳状液（而不是油包水）生成的趋势，故岩屑对 油包水乳状液是有害的，避免岩屑水化而分散是很重要的。维持足够量的乳化剂和 可促进固体油润湿的其它处理剂，使其只有油接触固相表面，将有效地减少固相的 水化，另一种减少固相水化的成功方法是在水相中使用某些电解质，这种方法叫活 度控制。使用油基泥浆比水基泥浆在震动筛面上会获得更大而坚实的岩屑。同样的 道理，亲水性的金属表面由于被油润湿，就明显地减轻含大量电解质的水相对金属 表面的腐蚀。 由于环境要求越来越严格，尤其海上钻井作业排放物毒性限制更加严格，过去 通常使用的以柴油为基础油的油基泥浆体系不能满足环境保护部门提出的毒性指标 要求，所以近年来发展了低毒和无毒油基钻井液以满足生态环境方面的要求。 油基泥浆的毒性主要来自基础油― 柴油，实际上是来自柴油中的芳香烃，所含 芳香烃的量越多，毒性越大。芳香烃的含量一般用苯胺点来表示，苯胺点越低，则 芳香烃的含量越高，毒性也越大。在环保要求更加严格的地方，使用合成油配制的 油基泥浆，这是完全无毒的。比如M-I公司的NOVADRIL体系，曾在东方1－1－1井用 作完井液，需要强调的是毒性越低，所需的费用就越高。所以应该使用哪种油基泥 浆应视实际情况综合考虑。3.2油包水泥浆的组成油包水乳化钻井液是以水珠(占10～60％)为分散相或内相，以各种油类作为连 续相或外相，并添加乳化剂、亲油胶体以及其它处理剂、加重剂所形成的稳定的乳 状液。 3.2.1 油相原油、动物油、植物油、柴油、矿物油、合成油均可作为油相，选用粘度低、 闪点高的柴油最为有效和经济，这是最好的选择。选柴油时要选苯胺点70℃以上， 闪点83℃以上，燃点93℃以上的。若需使用原油，则必须对原油预处理，使其不含 钻井液技术手册(第一版) 3-2第三章油基钻井液破乳剂并且要经过充分风化，没有经过风化的原油含有轻组分，使用时容易挥发， 这样除引起火灾之外，还将增加泥浆的维护费用并改变泥浆的性能。油相体积一般 为60～90％，应尽量减少，一方面可节约加重剂，乳状液粘度不会过低，且较经 济，可减少着火的机会，甚至可增加钻速。其合适的范围视具体要求而定。目前海 上大多数用白油。 3.2.2 水相淡水、盐水或海水都可以用作水相。用盐水配制油包水乳化钻井液具有不少优 点： a. 可有效地控制水相的活度，消除泥页岩膨胀水化，保证井壁稳定。 b. 有些盐类可降低水相的表面张力，对乳状物起稳定作用。 c. 增加抗地下水或盐类的污染能力。 d. 可增加乳状液的密度。 使用较多的盐类是CaCl2和NaCl，前者最大加量达40％（重量百分比），比重 达1.40，后者达26％，比重1.20。也有用这两种盐混合的情况，各种盐溶液 的浓 度不同，其活度值也不同，配制多大浓度的盐溶液，视所需的活度而定。表3-1、 表3-2分别列出 CaCl2 和 NaCl 各种水溶液浓度的有关数据。 表3-1 重量百分数 ％WT 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 CaCl2 mg/l 0 20,330 41,340 63,030 85,420 108,540 132,400 157,050 182,510 208,780 235,920 263,930 292,820 322,660 353,420 383,140 417,890 451,620 486,430 522,310 559,280 CaCl2溶液浓度表 Cl－ 比重 最终体积 盐水活度 3 mg/l g/cm 0 1.000 1.000 1.000 12,990 1. 0.996 26,410 1. 0.989 40,280 1. 0.979 54,590 1. 0.967 69,360 1. 0.951 84,600 1. 0.933 100,360 1. 0.912 116,630 1. 0.888 133,410 1. 0.862 150,750 1. 0.832 168,650 1. 0.800 187,100 1. 0.765 206,170 1. 0.727 225,820 1. 0.686 246,090 1. 0.643 267,020 1. 0.597 288,570 1. 0.548 310,780 1. 0.496 333,740 1. 0.441 357,370 1. 0.384 3-3钻井液技术手册(第一版)第三章 表3-2 重量百分数 ％WT 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 NaCl mg/l 0 20,280 41,140 62,590 84,620 107,260 132,400 154,390 178,910 204,100 229,960 256,520 283,800 311,820 NaCl 溶液浓度表 Cl－ mg/l 0 12,310 24,960 37,980 51,350 60,680 84,600 93,680 108,570 123,840 139,540 155,660 172,210 189,210油基钻井液比重 最终体积 盐水活度 g/cm3 1.000 1.000 1.000 1. 0.991 1. 0.979 1. 0.965 1. 0.949 1. 0.931 1. 0.933 1. 0.891 1. 0.869 1. 0.846 1. 0.822 1. 0.798 1. 0.773 1. 0.7473.2.3 乳化剂 乳化剂是乳状液能否稳定的决定因素，乳化剂在乳状液中的主要作用为： a. 乳化剂在油-水界面形成一种坚固的膜，液滴相碰时，不易合并变大，使乳 状液稳定。 b. 降低油水界面张力，使乳化剂富集，有利于形成较稳定的乳化剂层。 c. 增加外相(油相)粘度，以增加粒