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1、(10)授权公告号 CN 101974316 B (45)授权公告日 2013.05.29 CN 101974316 B *CN101974316B* (21)申请号 201010514696.1 (22)申请日 2010.10.14 C09K 8/08(2006.01) C09K 8/12(2006.01) (73)专利权人 中国海洋石油总公司 地址 100010 北京市东城区朝阳门北大街 25 号 专利权人 中海石油研究中心 中国石油大学 （北京） (72)发明人 刘书杰 郑力会 田冀 韩子轩 李玉光 曹园 王珊 耿站立 (74)专利代理机构 北京纪凯知识产权代理有限 公司 11245 代。
2、理人 关畅 CN 101148579 A,2008.03.26, 权利要求 1. CN 101679845 A,2010.03.24, 说明书第 1-18 页 . (54) 发明名称 一种钻井用钻井液 (57) 摘要 本发明公开了一种海上石油钻井用低温微泡 钻井液。 该钻井液包括水、 碳酸钠、 氢氧化钠、 流型 调节剂、 发泡剂和稳定剂 ； 所述水、 碳酸钠、 氢氧 化钠、 流型调节剂、 发泡剂和稳定剂的质量份数比 为100(0.1-0.3)(0.1-0.2)(0.3-0.4) (0.2-0.3) (0.1-0.4)。该射孔液还可以包括 防塌抑制剂、 粘土稳定剂、 温度稳定剂和杀菌剂。 本发明。
3、提供了一种海上石油钻井用低温微泡钻井 液， 其是一种新型的钻井液。在性能上， 本发明的 海上石油钻井用低温微泡钻井液除具备现有技术 中常用泡沫类钻井液的特点外， 还新增防漏堵漏 的优点， 且更具密度可调的特点。 (51)Int.Cl. (56)对比文件 审查员 沙柯 权利要求书 1 页 说明书 8 页 (19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利 权利要求书1页 说明书8页 (10)授权公告号 CN 101974316 B CN 101974316 B *CN101974316B* 1/1 页 2 1. 一种钻井液， 其特征在于 ： 包括水、 碳酸钠、 氢氧化钠、 流型调节剂、 发泡。
4、剂和稳 定剂 ； 所述水、 碳酸钠、 氢氧化钠、 流型调节剂、 发泡剂和稳定剂的质量份数比为 100 ： （0.1-0.3） ：（0.1-0.2） ：（0.3-0.4） ：（0.2-0.3） ：（0.1-0.4） ； 所述流型调节剂为黄原胶与硼交联剂的混合物 ； 所述黄原胶与硼交联剂的质量份数比 为 （1-2） ： 1 ； 所述发泡剂为十二烷基二甲基氧化胺与 - 烯基磺酸钠的混合物 ； 所述十二烷基二甲 基氧化胺与 - 烯基磺酸钠的质量份数比为 （1-2） ： 1 ； 所述稳定剂为石油醚、 油酸山梨醇酯与十二醇的混合物 ； 所述石油醚、 油酸山梨醇酯与 十二醇的质量份数比为 （1-3） ： 2。
5、 ：（5-7） 。 2. 根据权利要求 1 所述的钻井液， 其特征在于 ： 所述黄原胶的数均分子量为 2106g/ mol-2107g/mol ； 所述硼交联剂为四硼酸钠或硼酸。 3. 根据权利要求 1 或 2 所述的钻井液， 其特征在于 ： 所述钻井液还包括防塌抑制剂、 粘 土稳定剂、 温度稳定剂和杀菌剂中至少一种 ； 所述防塌抑制剂、 粘土稳定剂、 温度稳定剂、 杀 菌剂和水的质量份数比为 （0.3-0.5） ：（2.0-3.0） ：（1.0-3.0） ：（0.1-0.3） ： 100。 4. 根据权利要求 3 所述的钻井液， 其特征在于 ： 所述钻井液由水、 碳酸钠、 氢氧化钠、 流型调。
6、节剂、 发泡剂、 稳定剂、 防塌抑制剂、 粘土稳定剂、 温度稳定剂和杀菌剂组成， 所述水、 碳酸钠、 氢氧化钠、 流型调节剂、 发泡剂、 稳定剂、 防塌抑制剂、 粘土稳定剂、 温度稳定剂和杀 菌剂的质量份数比为 ： 100 ：（0.1-0.3） ：（0.1-0.2） ：（0.3-0.4） ：（0.2-0.3） ：（0.1-0.4） ： （0.3-0.5） ：（2.0-3.0） ：（1.0-3.0） ：（0.1-0.3） 。 5.根据权利要求4所述的钻井液， 其特征在于 ： 所述防塌抑制剂为聚丙烯酸钾 ； 所述粘 土稳定剂为环氧丙基三甲基氯化铵 ； 所述温度稳定剂为 PC-J10S 稳定剂 ； 。
7、所述杀菌剂为戊 二醛。 权 利 要 求 书 CN 101974316 B 2 1/8 页 3 一种钻井用钻井液 技术领域 0001 本发明涉及一种钻井液， 具体涉及一种海上石油钻井用低温微泡钻井液。 背景技术 0002 钻井液是用于钻井过程中平衡地层压力、 保证安全顺利钻进的必备材料之一。钻 井过程中， 井漏是地层压力小于液柱压力时， 钻井液、 完井液、 修井液等工作流体大量漏入 地层的现象。井漏会引起井下事故或复杂情况， 导致施工时间延长， 作业成本增加， 甚至是 油气井报废， 进而造成严重资源浪费和巨大经济损失。 2003年， 全球仅堵漏费用约为8亿美 元， 且不包括由井漏造成井下事故后处。
8、理事故所投入的资金。 不仅如此， 由于大量工作液进 入油气层， 造成储层产油气能力下降， 还要投入更大的人力和物力来提高产量和采收率， 影 响了油田经济效益。因此， 要提高油田经济效益， 必须从根本上控制工作液漏失。然而， 人 类目前尚无法探知地层漏失通道存在与否， 只能努力研发预防漏失和漏失后高效封堵地层 的封堵材料。 0003 为了防止钻井液漏入地层， 或者漏失发生后能迅速成功封堵漏失通道， 尽快恢复 钻进， 作业者使用了几乎所有的材料， 包括橡胶、 水泥、 纤维、 塑料、 聚合物、 无机胶凝、 油溶 性树脂、 沥青、 黏稠树脂、 酸溶性堵漏材料、 微化粉纤维等。但这些材料中， 有的材料大。
9、小和 形状与地层漏失通道大小和形状不匹配， 控制漏失效果不理想 ； 有的材料在高温作用下强 度低、 承压能力差 ； 有的材料无法在钻井、 完井或修井正常作业的同时， 防止漏失和遇到漏 失层后自行堵漏。 0004 为改善封堵效果， 研究人员从刚性材料入手， 研究了材料大小与漏失通道大小的 匹配问题， 先后提出了1/3架桥规则、 2/3架桥规则、 孔喉网络模型、 理想充填理论、 D90充填 规则、 屏蔽暂堵分形理论， 以及固相颗粒多组分滤失模型等， 以期能计算出大小合适的封堵 材料， 全面封堵地层漏失通道。 然而， 由于地下储层孔隙大小、 分布很不均匀， 无法利用理论 计算的材料大小封堵地层。 同。
10、时， 地下漏失通道的形状很不规则， 用形状较规则的材料封堵 形状不规则的漏失通道， 效果肯定不尽人意。 因此， 上述研究理论有的仅在一定程度上解决 了漏失问题， 有的仅仅停留在理论层次上。 0005 在封堵效果不理想的情况下， 空气、 雾、 泡沫、 可循环泡沫等气体型流体被用于油 气井钻井、 完井、 修井作业。 这些工作流体虽然能解决堵漏材料与漏失通道大小和形状的匹 配问题， 但这些流体除可循环泡沫外对地层稳定性要求较高， 对地层流体适应性较差， 无法 完成深层油气井作业， 而且需要特殊设备， 从而限制了应用范围。而可循环泡沫仅在地下 200m 以上存在， 微泡则在井深 2000m 以下不再存。
11、在， 应用的井深较浅 ； 同时， 被生物、 医学、 农业、 矿业等诸多领域应用的微泡， 都是在基本常温常压下使用， 没有涉及高温高压问题。 0006 目前， 大部分油气田处于开发中后期， 漏失日趋严重， 亟需控制油气井漏失的新方 法和新材料。钻井是人类了解地层深部油气储集情况和建井开展油气生产的必须过程， 油 气勘探开发过程中钻遇漏失地层， 将不能很好的平衡地层流体压力， 引起井喷或井壁垮塌， 钻井液漏失将使顺利钻进遇到许多困难， 造成钻井成本大量增加， 甚至油气井报废， 无法正 说 明 书 CN 101974316 B 3 2/8 页 4 常建井。从目前来看， 封堵漏失地层， 改善钻井液的防。
12、漏堵漏性能， 从而提高地层的承压能 力是解决这一问题最可行的办法之一。 0007 堵漏剂是已经证实的能够防止地层漏失的有效处理剂之一， 但是堵漏剂颗粒及封 堵半径难确定， 易伤害储层， 对于多套压力系统的地层， 使用堵漏剂及泡沫类钻井液效果更 差， 不能很好的解决钻井中的钻井液漏失问题。氮气泡沫及可循环泡沫能够在一定程度上 解决地层漏失问题。 但氮气泡沫及可循环泡沫存在着成本高、 密度调节困难、 对多压力系统 地层不适用等问题， 这些不足限制了其在勘探开发中的应用。 发明内容 0008 本发明针对海上漏失层钻进过程中， 钻井液存在的不足， 特别是堵漏材料与漏失 通道匹配难， 现场动用设备多， 。
13、泡沫密度难调整等问题， 提供一种海上石油钻井用低温微泡 钻井液。 0009 本发明提供的钻井液， 包括水、 碳酸钠、 氢氧化钠、 流型调节剂、 发泡剂和稳定剂 ； 所述水、 碳酸钠、 氢氧化钠、 流型调节剂、 发泡剂和稳定剂的质量份数比为 100 (0.1-0.3) (0.1-0.2) (0.3-0.4) (0.2-0.3) (0.1-0.4)。 0010 上述钻井液中， 所述流型调节剂可为黄原胶与硼交联剂的混合物 ； 所述黄原胶与 硼交联剂的质量份数比为 ： (1-2) 1， 如 1 1 或 2 1。所述流型调节剂主要用于稳定 所述微泡钻井液体系中的微泡， 具有调节微泡射孔液流型作用。本发明。
14、的该流型调节剂与 现有技术中其它具有类似作用的处理剂相比， 不仅能够有效稳定微泡钻井液中的微泡， 防 止微泡上浮出现的气液分层、 体系不稳情况发生， 且能够调节微泡钻井液流型， 使微泡钻井 液在高剪切速率下黏度较低， 从而具有良好的流变性， 有利于破岩 ； 在低剪切速率下黏度较 高， 有利于携带岩屑。并且， 本发明的该流型调节剂与一般钻井液用处理剂配伍性良好， 且 该流型调节剂无毒、 无害， 为环境可接受型处理剂。本发明的流型调节剂适用于小于等于 120的温度环境， 是一种低温微泡钻井液流型调节剂。 0011 上述钻井液中， 所述黄原胶的数均分子量可为 2106g/mol-2107g/mol，。
15、 如 2106g/mol、 2107g/mol 或 1.5107g/mol ； 所述硼交联剂可为四硼酸钠或硼酸。 0012 上述钻井液中， 所述发泡剂可为十二烷基二甲基氧化胺与 - 烯基磺酸钠 ( 数均 分子量可为 300g/mol-320g/mol， 具体可为 300g/mol、 310g/mol 或 320g/mol) 的混合物 ； 所述十二烷基二甲基氧化胺与 - 烯基磺酸钠的质量份数比可为 (1-2) 1， 如 1 1 或 2 1。所述发泡剂主要用于在微泡钻井液体系内成核， 该发泡剂能够降低气液表面张力， 包裹随机械作用进入体相内气体， 能够有效在微泡体系中充分形成气核。本发明的该发泡 。
16、剂与现有技术中其它具有类似作用的处理剂相比， 具有用量小、 成核作用强的特点， 还具有 抗盐、 抗钙能力强等特性。并且， 本发明的该发泡剂与一般钻井液用处理剂配伍性良好， 且 该发泡剂无毒、 无害， 为环境可接受型处理剂。本发明的发泡剂适用于小于等于 120的温 度环境， 是一种低温微泡钻井液发泡剂。 0013 上述钻井液中， 所述稳定剂可为石油醚、 油酸山梨醇酯与十二醇的混合物 ； 所述石 油醚、 油酸山梨醇酯与十二醇的质量份数比可为 (1-3) 2 (5-7)， 具体可为 1 2 7、 2 2 6 或 3 2 5。所述稳定剂主要用于在微泡气核外形成包裹气核的膜层， 初步形 成微泡结构。本发。
17、明的该稳定剂与现有技术中其它具有类似作用的处理剂相比， 不仅能够 说 明 书 CN 101974316 B 4 3/8 页 5 有效降低气核与连续相间的表面张力， 还能够在气核外形成包裹气核的高黏层， 能够有效 防止气核内气体逸出， 保持气核稳定， 提高微泡强度。并且， 本发明的该稳定剂与一般钻井 液用处理剂配伍性良好， 且该稳定剂成分为碳水化合物， 无毒、 无害， 为环境可接受型处理 剂。本发明的稳定剂适用于小于等于 120的温度环境， 是一种低温微泡钻井液稳定剂。 0014 上述钻井液还包括防塌抑制剂、 粘土稳定剂、 温度稳定剂和杀菌剂中至少一种 ； 所 述防塌抑制剂、 粘土稳定剂、 温度。
18、稳定剂、 杀菌剂和水的质量份数比为(0.3-0.5)(2.0-3. 0) (1.0-3.0) (0.1-0.3) 100。 0015 上述钻井液具体可为下述组成的钻井液 ： 由水、 碳酸钠、 氢氧化钠、 流型调节剂、 发 泡剂、 稳定剂、 防塌抑制剂、 粘土稳定剂、 温度稳定剂和杀菌剂组成， 所述水、 碳酸钠、 氢氧化 钠、 流型调节剂、 发泡剂、 稳定剂、 防塌抑制剂、 粘土稳定剂、 温度稳定剂和杀菌剂的质量份 数比为100(0.1-0.3)(0.1-0.2)(0.3-0.4)(0.2-0.3)(0.1-0.4)(0.3-0.5) (2.0-3.0) (1.0-3.0) (0.1-0.3)。。
19、 0016 上述钻井液中， 所述水、 碳酸钠、 氢氧化钠、 流型调节剂、 发泡剂、 稳定剂、 防塌抑制 剂、 粘土稳定剂、 温度稳定剂和杀菌剂的质量份数比具体可为1000.20.10.40.3 0.40.32.01.00.1、 1000.20.10.30.20.10.42.52.00.2 或 100 0.2 0.1 0.3 0.2 0.2 0.4 3.0 3.0 0.3。 0017 上述钻井液中， 所述防塌抑制剂可为聚丙烯酸钾， 所述聚丙烯酸钾的数均分子量 为 5106g/mol-10106g/mol， 如 5106g/mol、 10106g/mol 或 7106g/mol ； 聚丙烯酸 钾易。
20、吸潮， 溶于水， 耐热性能好， 具有絮凝、 提粘、 降失水、 防塌等作用， 能改善钻井液的流变 性， 能有效地包被钻屑， 抑制地层造浆 ； 所述粘土稳定剂可为环氧丙基三甲基氯化铵， 该粘 土稳定剂具有较强的抑制粘土和钻屑分散能力， 可改善钻井液的抑制性， 有利于固相控制 和井壁的稳定 ； 所述温度稳定剂可为PC-J10S稳定剂(该稳定剂为多种改性矿物材料、 低聚 物等按不同的颗粒级配复合而成 ； 所述杀菌剂可为戊二醛。 0018 上述钻井液中， 所述水可为淡水或海水 ； 所述海水可为中国南海、 东海和渤海中任 一海海水。 0019 本发明提供了一种海上石油钻井用低温微泡钻井液， 主要用作漏失地。
21、层钻进， 是 一种新型的防漏堵漏钻井液， 其同时兼有降滤失、 润滑的作用， 配制简易， 可作低压、 漏失地 层的钻井液。在性能上， 本发明的海上石油钻井用低温微泡钻井液除具备现有技术中常用 泡沫类钻井液的特点外， 还新增防漏堵漏的优点， 且更具密度可调的特点。在使用上， 本发 明克服了氮气泡沫配置设备庞杂、 可循环泡沫密度控制困难的缺点， 配制设备简易， 密度调 整便易。本发明解决了低压易漏地层钻井过程中易发生漏失的问题， 可有效提高地层的承 压能力。 具体实施方式 0020 下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明， 均为常规方法。 0021 下述实施例中所用的材料、 试剂等， 如无特殊说明。
22、， 均可从商业途径得到。 0022 本发明下述实施例中的流型调节剂中的黄原胶和硼交联剂分别购买于山东阜丰 发酵有限公司和济南多吉利工贸有限公司。 0023 本发明下述实施例中的发泡剂中的十二烷基二甲基氧化胺和 - 烯基磺酸钠分 说 明 书 CN 101974316 B 5 4/8 页 6 别购买于天津通达精细化工有限公司和天津开发区乐泰化工有限公司。 0024 本发明下述实施例中的稳定剂中的石油醚、 油酸山梨醇酯和十二醇分别购买于淄 博景天经贸有限公司、 江苏省海安石油化工厂和天津威泰化工贸易公司。 0025 本发明下述实施例中的防塌抑制剂为聚丙烯酸钾， 购买于河南新乡市富邦科技有 限公司。 。
23、0026 本发明下述实施例中的粘土稳定剂为环氧丙基三甲基氯化铵 ( 小阳离子 )， 购买 于河南新乡市富邦科技有限公司。 0027 本发明下述实施例中的温度稳定剂为 PC-J10S 稳定剂， 购买于湖北荆州嘉华科技 有限公司， 是由多种改性矿物材料、 低聚物等按不同的颗粒级配复合而成。 0028 本发明下述实施例中的杀菌剂为戊二醛， 购买于湖北汉科新技术股份有限公司。 0029 实施例 1、 海上石油钻井用低温微泡钻井液的配制 0030 配方为 ： 淡水 400g、 碳酸钠 0.80g、 氢氧化钠 0.40g、 流型调节剂 1.60g( 由黄原胶 和四硼酸钠以质量份数比 1 1 组成， 其中，。
24、 黄原胶的数均分子量为 2106g/mol)、 发泡剂 1.20g(由十二烷基二甲基氧化胺与-烯基磺酸钠(数均分子量为300g/mol)以质量份数 比 2 1 组成 )、 稳定剂 1.60g( 由石油醚、 油酸山梨醇酯与十二醇以质量份数比 3 2 5 组成 )、 防塌抑制剂 1.20g( 聚丙烯酸钾， 其数均分子量为 5106g/mol)、 粘土稳定剂环氧 丙基三甲基氯化铵 8.00g、 温度稳定剂 PC-J10S 4.00g 和杀菌剂戊二醛 0.40g。各组分的 质量配比为水碳酸钠氢氧化钠流型调节剂发泡剂稳定剂防塌抑制剂粘土 稳定剂温度稳定剂杀菌剂为1000.20.10.40.30.40.3。
25、2.01.00. 1。 0031 按照上述配方， 在搅拌条件下， 向淡水中依次加入碳酸钠、 氢氧化钠、 流型调节剂、 发泡剂、 稳定剂、 防塌抑制剂、 粘土稳定剂、 温度稳定剂和杀菌剂即得海上石油钻井用低温 微泡钻井液， 标记为 1# 钻井液。其中， 搅拌的速度可以控制在 5000rpm 左右。 0032 实施例 2、 海上石油钻井用低温微泡钻井液的配制 0033 配方为 ： 渤海海水 400g、 碳酸钠 0.80g、 氢氧化钠 0.40g、 流型调节剂 1.20g( 由黄 原胶和硼酸以质量份数比 2 1 组成， 其中， 黄原胶的数均分子量为 2107g/mol)、 发泡剂 0.80g(由十二。
26、烷基二甲基氧化胺与-烯基磺酸钠(数均分子量为320g/mol)以质量份数 比11组成)、 稳定剂0.40g(由石油醚、 油酸山梨醇酯与十二醇以质量份数比127组 成 )、 防塌抑制剂 1.60g( 聚丙烯酸钾， 其数均分子量为 10106g/mol)、 粘土稳定剂环氧丙 基三甲基氯化铵 ( 小阳离子 )10.00g、 温度稳定剂 PC-J10S 8.00g 和杀菌剂戊二醛 0.80g。 各组分的质量配比为水碳酸钠氢氧化钠流型调节剂发泡剂稳定剂防塌抑制 剂粘土稳定剂温度稳定剂杀菌剂为1000.20.10.30.20.10.42.52 .0 0.2。 0034 按照实施例1中的方法配制得到海上石油。
27、钻井用低温微泡钻井液， 标记为2#钻井 液。 0035 实施例 3、 海上石油钻井用低温微泡钻井液的配制 0036 配方为 ： 东海海水 400g、 碳酸钠 0.80g、 氢氧化钠 0.40g、 流型调节剂 1.20g( 由黄 胶原和四硼酸钠以质量份数比 2 1 组成， 其中， 黄原胶的数均分子量为 1.5107g/mol)、 发泡剂 0.80g( 由十二烷基二甲基氧化胺与 - 烯基磺酸钠 ( 数均分子量为 310g/mol) 以 说 明 书 CN 101974316 B 6 5/8 页 7 质量份数比 1 1 组成 )、 稳定剂 0.80g( 由石油醚、 油酸山梨醇酯与十二醇以质量份数比 2。
28、26组成)、 防塌抑制剂1.60g(聚丙烯酸钾， 其数均分子量为7106g/mol)、 粘土稳定 剂环氧丙基三甲基氯化铵 ( 小阳离子 )12.00g、 温度稳定剂 PC-J10S 12.00g 和杀菌剂戊二 醛 1.20g。各组分的质量配比为水碳酸钠氢氧化钠流型调节剂发泡剂稳定剂 防塌抑制剂粘土稳定剂温度稳定剂杀菌剂为1000.20.10.30.20.20.4 3.0 3.0 0.3。 0037 按照实施例1中的方法配制得到海上石油钻井用低温微泡钻井液， 标记为3#钻井 液。 0038 实施例 4、 实施例 1、 2 和 3 的 1#、 2# 和 3# 钻井液的性能测试 0039 1、 密度。
29、测定 0040 用合适量程的钻井液用液体密度计， 测量煤层气钻井用淡水基微泡钻井液密度。 0041 2、 塑性粘度、 动切力和静切力的测定 0042 2.1 仪器 0043 采用青岛同春石油仪器有限公司 ZNN-D6 型旋转粘度计， 该粘度计是以电动机为 动力的旋转型仪器。射孔液处于两个同心圆筒间的环形空间内。外筒 ( 或称转筒 ) 以恒速 (rpm)旋转。 转筒在射孔液中的旋转对内筒(或称悬锤)产生扭矩， 扭力弹簧阻止内筒的旋 转， 而与悬锤相连的表盘指示悬锤的位移。 0044 2.2 测定程序 0045 注意 ： 仪器最高工作温度为 93。如要测定温度高于 93的钻井液， 应使用实心 的金。
30、属内筒或内部完全干燥的空心金属内筒。因为当浸入到高温钻井液中时， 空心内筒内 部的液体可能会蒸发而引起内筒的破裂。 0046 2.2.1 测量并记录钻井液的温度， 以为单位表示。 0047 2.2.2 将 1#、 2# 和 3# 钻井液注入到容器中， 并使转筒刚好浸入至刻度线处。 0048 2.2.3 开启仪器， 调节转速在 600rpm 档， 待表盘读值恒定后， 读取并记录表盘读 值。 0049 2.2.4 调节转速在 300rpm 档， 待表盘读值恒定后， 读取并记录表盘读值。 0050 2.3 计算 0051 按式 (I)、 式 (II) 分别计算塑性粘度、 动切力。 0052 PV 6。
31、00-300 (I) 0053 (II) 0054 式中 ： PV 为塑性粘度， mpas ； YP 为动切力， Pa ； 600、 300为 600rpm、 300rpm 时的 恒定读值， 无量纲。 0055 3、 API 失水测定 0056 3.1 仪器 0057 采用青岛同春石油仪器有限公司生产的 ZNS-1 型中压失水仪进行测定。 0058 3.2 测定程序 0059 3.2.1 在泥浆杯中注入一定量 (240mL) 的泥浆至杯内刻线处， 组装泥浆杯组件 ； 0060 3.2.2 将钻井液杯倒置， 输气接头端向上装入放气阀使其旋转 90 ； 说 明 书 CN 101974316 B 7。
32、 6/8 页 8 0061 3.2.3 将干燥的量筒放在排出管下面的底座处， 对准泥浆杯滤水口用来接收滤 液 ； 0062 3.2.4 打开气源， 顺时针方向慢慢旋转减压阀组件调压器手柄， 将压力调至 0.69Mpa ； 0063 3.2.5 待指针开始波动或有气流声进入泥浆杯时启动秒表记录滤失时间 ； 0064 3.2.6 以毫升为单位记录在 30min 滤液的体积 ( 精确到 0.1 毫升 ) 并作为 API 滤 失量， 同时记录钻井液样品的初始温度 ( F)， 保留滤液用作化学分析。 0065 4、 极压润滑性测定 0066 4.1 仪器 0067 采用青岛同春石油仪器有限公司生产的 “。
33、EP-2 极压润滑仪” 进行测定。 0068 4.2 测定程序 0069 4.2.1 开动仪器， 使其在 300rpm 下运转 15min， 后调节转速为 60rpm( 偏差 5rpm)， 待读数稳定后关闭电源， 调整扭力扳手为零 ； 0070 4.2.2 安装滑块、 滑环 ； 0071 4.2.3 将样杯中注满蒸馏水， 使滑块滑环浸没其中， 开机空转 5min 并检查转速表 及扭力表是否处于调好状态。调节扭力扳手值为 16.95Ns(150Psi)， 调节转速为 62rpm， 此时的转速为标准转速， 卸掉压力空转时调节读数为零 ； 0072 4.2.4 在 标 准 转 速 下，迅 速 调 节。
34、 扭 力 扳 手 使 扭 力 扳 手 的 表 盘 值 为 16.95N s(150Psi)， 运转 5min， 此时的读书为 28 48， 记录读数 ( 若不在此范围内则从新 校正 )。按下式计算校正因子 ： 0073 0074 4.2.5 将样杯中注满待测的 1# 钻井液， 使滑块滑环浸没其中， 调节扭力扳手值为 16.95Ns(150Psi)， 调节转速为 62rpm， 记录此时的读数。按下式计算摩阻系数 ： 0075 0076 4.2.6 按照 3.2.5 的方法分别测定 2# 钻井液和 3# 钻井液的摩阻系数。 0077 5、 堵漏性能测定 0078 静态堵漏实验， 使用改进的华北石油。
35、管理局钻井工艺研究院 DLM-01A 型堵漏模拟 装置， 选择 40 60 目砂做砂床堵漏实验。加驱压 5.5MPa， 回压 0.5MPa， 记录漏失量及堵漏 时间。 0079 动态堵漏实验， 使用海安石油科研仪器有限公司疏松砂岩产能模拟系统， 选取渗 透率小于0.51.0m2地层岩心或人造岩做岩心堵漏实验。 加驱压5.5MPa， 回压0.5MPa， 剪切速率 300s-1， 记录漏失量及堵漏时间。 0080 6、 岩心渗透率恢复值测定 0081 按石油天然气行业标准 SY/T6540-2002 钻井液钻井液损害油层室内评价方法 执 行， 使用海安石油科研仪器有限公司疏松砂岩产能模拟装置模拟钻井条件下对钻井液的储 层保护效果进行研究和评价。 说 明 书 CN 101974316 B 8 7/8 页 9 0082 1#、 2# 和 3# 钻井液的特性参数分别如表 1、 表 2 和表 3 所示。 0083 表 1 1# 钻井液的性能参数 0084 0085 表 2 2# 钻井液的性能参数 0086 0087 表 3 3# 钻井液的性能参数 说 明 书 CN 101974316 B 9 8/8 页 10 0088 0089 从表1、 表2和表3中的数据可以看出， 本发明的钻井液的各项性能均在其指标内。 说 明 书 CN 101974316 B 10 。