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《吐哈油田钻井井控管理实施细则》2013版.doc94页
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第一章总则 8
第二章井控管理组织机构与职责 10
第三章井控设计 16
第二十四条 井控设计包括的主要内容 16
第二十五条 现场压力监测与曲线绘制要求 19
第二十六条钻井液密度的确定 19
第二十七条 加重钻井液及加重材料储备情况 20
第二十八条 套管的材质、强度、扣型、管串结构设计 20
第二十九条 现场安全技术保障措施的变更 21
第三十条 设计审批制度。 21
第三十一条 地质设计和工程设计对“三高”井要明确井控要求,工程设计针对“三高”井要有针对性的施工措施。 22
井控装备的配套、安装、试压和使用管理 22
第三十二条 井控装备组合、材质、压力等级 22
第三十三条 防喷器的组合形式与压力级别的选择。 22
第三十四条 节流管汇、压井管汇压力级别和组合形式、安装 23
第三十五条 欠平衡井控装置安装要求。 23
第三十六条 井控装备的送检。 24
第三十七条 井控装备检修试压。 24
第三十八条 防喷装置现场安装与要求。 25
(一)防喷器组合件的安装。 25
(二)井控管汇的安装。 26
(三)控制系统的安装。 29
(四)井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置的安装。 30
(五)井控装置现场试压与调试。 31
第三十九条 井控装置的使用规定。 32
(一)环形防喷器不得长时间关井,除非特殊情况,一般不用来封闭空井。 32
(二)具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后,应手动锁紧闸板。 32
(三)当井内有钻具时,严禁关闭全封闸板防喷器。当发生井喷,在内防喷工具失效的情况下且防喷器装有剪切闸板时,可采用剪切关井。 32
(四)严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 33
(五)检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时,两侧门不能同时打开。 33
(六)钻开油气层后,应定期对闸板防喷器开、关活动及环形
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第一章& 总
钻井液技术是钻井技术的重要组成部分，直接关系到钻探工程的成败和效益。为提高钻井液技术和管理水平，保障钻井工程的安全和质量，满足勘探开发需要，特制定本规范。
本规范主要内容包括：钻井液设计，现场作业，油气储层保护，钻井液循环、固控和除气设备，泡沫钻井流体，井下复杂的预防和处理，钻井液废弃物处理与环境保护，钻井液原材料和处理剂的质量控制与管理，钻井液资料管理等。
第三条 本规范适用于中国石油天然气集团公司所属相关单位的钻井液技术管理。
钻井液设计
第一节& 设计的主要依据和内容
第四条 钻井液设计是钻井工程设计的重要组成部分，主要依据包括但不限于以下几方面：
1. 以钻井地质设计、钻井工程设计及其它相关资料为基础，依据有关技术规范、规定和标准进行钻井液设计。
钻井液设计应在分析影响钻探作业安全、质量和效益等因素的基础上，制定相应的钻井液技术措施。主要有：地层岩性、地层应力、地层岩石理化性能、地层流体、地层压力剖面（孔隙压力、坍塌压力与破裂压力）、地温梯度等信息；储层保护要求；本区块或相邻区块已完成井的井下复杂情况和钻井液应用情况；地质目的和钻井工程对钻井液作业的要求；适用的钻井液新技术、新工艺；国家和施工地区有关环保方面的规定和要求。
钻井液设计内容主要包括：邻井复杂情况分析与本井复杂情况预测；分段钻井液类型及主要性能参数；分段钻井液基本配方、钻井液消耗量预测、配制与维护处理；储层保护对钻井液的要求；固控设备配置与使用要求；钻井液仪器、设备配置要求；分段钻井液材料计划及成本预测；井场应急材料和压井液储备要求；井下复杂情况的预防和处理；钻井液HSE管理要求。
第二节& 钻井液体系选择
钻井液体系选择应遵循以下原则：满足地质目的和钻井工程需要；具有较好的储层保护效果；具有较好的经济性；低毒低腐蚀性。
第七条 不同地层钻井液类型选择
1. 在表层钻进时，宜选用较高粘度和切力的钻井液。
在砂泥岩地层钻进时，宜选用低固相或无固相聚合物钻井液；在易水化膨胀坍塌的泥页岩地层钻进时，宜选用钾盐聚合物等具有较强抑制性的钻井液。
在地层破裂压力较低的易漏地层钻进时，宜选用充气、泡沫、水包油等密度较低的钻井液；在不含硫和二氧化碳的易漏地层钻进时，也可采用气体钻井。
在大段含盐、膏地层钻进时，根据地层含盐量和井底温度情况，宜选用过饱和、饱和或欠饱和盐水聚合物等钻井液，也可选用油基钻井液。
在高温高压深井段钻进时，宜选用以磺化类抗高温处理剂为主处理剂的抗高温、固相容量大的水基钻井液，也可选用油基钻井液。&&
在储层钻进时，宜选用强抑制性聚合物钻井液、无固相聚合物钻井液、可循环微泡沫钻井液或油基钻井液等，并严格控制钻井液高温高压滤失量。
第三节& 钻井液性能设计项目
第八条 水基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。
水基钻井液设计性能参数项目表
密度（g/cm3）
漏斗粘度（s）
塑性粘度（ mPa.s）
动切力（Pa）
静切力 10s/10min （Pa）
API滤失量（mL/30min）
泥饼（mm）
高温高压滤失量
(井底温度,3.5MPa,mL/30min)
井深大于4000米或井温达到100℃以上时应设计，也可根据作业井的实际需要确定设计井段。
泥饼（mm）
泥饼粘附系数
亚甲基蓝膨润土含量（g/L）
固相含量（体积%）
油含量（体积%）
根据所钻地层特性和所选钻井液类型确定。
含砂量 （体积%）
流性指数（n）
稠度系数（k，Pa·Sn）
[K+]（mg/L）（钾盐体系适用）
[Ca2+]（mg/L）
[CL-]（mg/L）
注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。
第九条 油基钻井液性能参数设计应包含下表所列项目。
油基钻井液设计性能参数项目表
密度（g/cm3）
漏斗粘度（s）
塑性粘度（mPa.s）
动切力 （Pa）
静切力10s/10min （Pa）
HTHP 滤失量（井下温度,3.5MPa, mL/30min）
泥饼（mm）
石灰碱度（mL）
破乳电压（V）
水相盐浓度
固相含量（体积%）
水（体积%）
油（体积%）
含砂量（体积%）
注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。
第四节& 水基钻井液主要性能参数设计
第十条 密 度
1．钻井液密度设计应以裸眼井段地层最高孔隙压力为基准，再增加一个安全附加值。油井附加值：0.05～0.1g/cm3或1.5～3.5MPa；气井附加值：0.07～0.15g/cm3或3.0～5.0MPa。
2．在保持井眼稳定、安全钻进的前提下，钻井液密度的安全附加值宜采用低限；对高压水层、盐膏层等特殊复杂地层及塑性地层，宜采用密度附加值高限。
3．在塑性地层钻进时，依据上覆岩层压力值，确定合理的钻井液密度。
第十一条 抑制性
根据地层理化特性确定钻井液类型，以钻井液抑制性室内评价结果为依据，确定钻井液配方中钻井液抑制剂种类和加量。水基钻井液抑制性评价推荐方法见附录1。
第十二条 流变性
1．根据钻井液体系、环空返速、地层岩性以及钻速等因素，确定钻井液粘度和动切力。
2．在确保井眼清洁的前提下，宜选用较低的粘切值。
3．钻速快导致环空当量密度增加时，宜适当提高钻井液粘度和动切力。
4. 在造斜段和水平段钻进时，宜保持钻井液较高的动切力和较高的低转速（3rpm和6rpm）读值。
第十三条 滤失量
1．从地层岩性、地层稳定性、钻井液抑制性以及是否为储层等因素综合考虑，合理控制钻井液的滤失量。
2．在高渗透性砂泥岩地层、易水化坍塌泥岩地层采用水基钻井液钻进时，钻井液API滤失量宜控制在5mL以内。
3．在水化膨胀率小、渗透性低、井壁稳定性好的非油气储层段采用水基钻井液钻进时，可根据井下情况适当放宽API滤失量。
4．高温高压深井段施工中，在较稳定的非油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜小于25mL；在井壁不稳定井段和油气储层段钻进时，高温高压滤失量宜控制在15mL以内。
5．在非油气储层段采用强抑制性钻井液钻进时，可根据井下情况适当放宽钻井液高温高压滤失量。
第十四条 固相含量
应最大限度地降低钻井液劣质固相含量。低固相钻井液的劣质固相含量宜控制在2%（体积百分数）以内；钻井液含砂量宜控制在0.5%（体积百分数）以内。
2. 在储层井段钻进时，含砂量宜控制在0.2%（体积百分数）以内。
第十五条 碱 度
1．不分散型钻井液的pH值宜控制在7.5～8.5；分散型钻井液的pH值宜控制在8～10；钙处理钻井液的pH值宜控制在9.5～11；硅酸盐钻井液的pH值宜控制在11以上。
在含二氧化碳气体地层钻进时，钻井液的pH值宜控制在9.5以上，含硫化氢气体地层钻进时，钻井液的pH值宜控制在10～11。
水基钻井液滤液酚酞碱度（Pf）宜控制在1.3～1.5mL。饱和盐水钻井液滤液酚酞碱度（Pf）宜控制在1mL；海水钻井液滤液酚酞碱度（Pf）宜控制在1.3～1.5mL。深井抗高温钻井液滤液甲基橙碱度（Mf）与滤液酚酞碱度之比值（Mf/Pf）宜控制在3以内，不宜超过5。
第十六条 水基钻井液抗盐、钙（镁）污染与抗温能力
在含盐、膏地层和存在高压盐水地层钻进时，应根据钻井液抗盐、钙（镁）污染能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。
2．在高温高压深井段钻进时，应根据钻井液抗温能力评价结果，作为确定钻井液类型和配方的主要依据。
3．水基钻井液抑制性、抗盐、钙（镁）污染与抗温能力评价推荐方法详见附录1。
油基钻井液基油选择和主要性能参数设计
第十七条 基油的选择
1. 宜选择芳香烃含量较低、粘度适中的矿物油作基油，如柴油、白油等。
2. 选用柴油作基油时，闪点和燃点应分别在82℃和93℃以上，苯胺点应在60℃以上。
第十八条 油水比选择
应综合考虑钻井液保护储层要求和成本因素，选择合理的油基钻井液油水比或全油基钻井液。
第十九条 水相活度控制
1. 油包水乳化钻井液宜使用盐水作为内相，调节钻井液水相活度与地层水活度相当。
根据钻井液水相活度控制要求、各类盐调节水活度能力以及所需盐类的供应情况等因素选择盐的类型和浓度。饱和氯化钠盐水可控制最低的水相活度为0.75以下；饱和氯化钙盐水可控制最低的水相活度在0.4以下。
第二十条 破乳电压
1. 油基钻井液破乳电压是乳化体系稳定性的重要参考指标,破乳电压越高，乳状液越稳定。
2. 油包水乳化钻井液破乳电压应在400v以上，含水量小于3%的全油基钻井液破乳电压应在2000v以上。
第二十一条 密 度
按照本规范第十条执行。
第六节& 油气层保护设计
第二十二条
保护油气层设计的依据主要有：储层岩石矿物组成和含量；主要储集空间特征（储层岩石胶结类型、孔隙连通特性，孔喉大小、形态与分布，裂隙发育程度），孔隙度、渗透率、饱和度等参数，储层孔隙压力、破裂压力、地应力、地层温度以及地层水分析数据，速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏、应力敏感性等评价数据。
第二十三条 根据油气储层的不同特点和完井方式，采取合理的储层保护技术措施。
第二十四条 储层保护材料和加重材料应尽可能选用可酸溶、油溶或采用其它方式可解堵的材料。
第二十五条
储层钻进时，应尽量降低钻井液固相含量，严格控制钻井液滤失量和，改善泥饼质量。API滤失量宜小于5mL，高温高压滤失量宜小于15mL。
第二十六条
钻井液碱度、滤液矿化度和溶解离子类型应与地层具有较好的配伍性，避免造成储层碱敏、盐敏和产生盐垢损害。
第二十七条 按照SY/T 6540《钻井液完井液损害油层室内评价方法》进行钻完井液储层损害室内评价。
钻井液原材料和处理剂
第二十八条
钻井液原材料和处理剂应具有符合通用规范要求的技术文件（Specifications）和安全技术文件（MSDS）。
第二十九条 钻井液原材料和处理剂应满足地质录井的特殊要求。
第三十条作业所在国家和地区的法律法规明令禁止的有毒、有害材料不应设计使用。
第三十一条在满足作业需要前提下，应选用性价比较高的钻井液原材料和处理剂。
第八节& 钻井液设计的管理
第三十二条
钻井液设计应由具有相应钻井工程设计资质的单位承担，设计审批应参照中油工程字【号《中国石油天然气集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见》中的相关要求执行。
第三十三条 钻井液作业应严格按设计执行。
第三十四条 需变更钻井液设计时，应按原设计审批程序办理设计修改或制定补充设计。
第三章& 钻井液现场作业
第一节& 施工准备
第三十五条
钻井液现场作业人员应具有相应岗位资格，熟悉施工井地质设计与钻井工程设计，掌握钻井液设计，并向其它现场作业人员进行钻井液技术交底。
第三十六条 钻井液循环系统、固控和除气设备应按SY/T 6223《》的相关要求进行配备和安装。
第三十七条 钻井液实验仪器、设备和试剂的配置和钻井液性能检测应按照GB/T
16783《钻井液现场测试》的相关要求执行。
第三十八条
钻井液原材料和处理剂应按时到位，分类摆放，标示清楚，具有腐蚀性等对人体有害的处理剂要有标识，现场储放应满足“防雨、防潮、防晒、防冻”要求。
第二节& 预水化膨润土浆与处理剂胶液配制
第三十九条 分析作业现场钻井液用水矿化度，根据需要在配浆、配液前对钻井液用水进行软化处理。
第四十条 预水化膨润土浆的配制
1. 在专用配浆罐中加入60～80%（体积百分数）水。
2. 按配方要求向配浆罐中依次加入所需烧碱、纯碱，搅拌溶解15分钟后，使用剪切泵加入所需膨润土粉。
3. 配制完成后应持续搅拌水化16h以上。预水化膨润土浆粘度宜控制在120s以上。
第四十一条 钻井液处理剂胶液的配制
1. 在处理剂胶液配制罐中加入80～90%（体积百分数）水。
2. 使用剪切泵均匀加入计算量的处理剂，保持搅拌直到充分水化溶解。
第三节 &淡水钻井液配制
第四十二条
按第四十条、第四十一条的方法，分别配好预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，按配方混合并搅拌循环均匀。
第四十三条 检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。
第四节& 盐水钻井液配制
第四十四条 配制方法之一
按第四十条、第四十一条的方法，准备好预水化膨润土浆（或在用钻井液）和钻井液处理剂胶液，将预水化膨润土浆（或在用钻井液）与配制的处理剂胶液按配方混合，搅拌均匀，保持钻井液膨润土含量（MBT值）在设计低限。预水化膨润土浆应采用抗盐土配制。
2．经加料漏斗均匀加入氯化钠或氯化钾干粉。粘度切力升高时，可降低加入速度，保持搅拌循环，也可加入降粘剂调整钻井液粘度和切力。
3．检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土浆和钻井液处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。
4．若采用在用钻井液配制盐水钻井液，应先加强钻井液净化并调整钻井液膨润土含量（MBT值）在盐水钻井液配方设计的低限值。
第四十五条 配制方法之二
1．根据钻井液的矿化度和所需钻井液的总体积，计算出所需的氯化钠或氯化钾干粉、烧碱、纯碱、膨润土粉和其它处理剂的加量。
2．按计算浓度和体积分别在不同的专用配制罐中完成所需盐水、预水化膨润土浆与处理剂胶液。
3．将预水化膨润土浆缓慢均匀加入盐水中，同时按比例加入处理剂胶液，保持搅拌，混合均匀后继续搅拌或循环至少2小时以上。
4．检测钻井液性能，根据需要加入处理剂胶液，调整钻井液性能至设计范围内。
第五节& 水包油乳化钻井液配制
第四十六条 水包油乳化钻井液可使用水或处理剂胶液作为外相，也可使用预水化膨润土浆或水基钻井液作为外相。
第四十七条
向外相流体中加入流型调节剂、降滤失剂、乳化剂，搅拌循环均匀后，按照设计比例混入矿物油（柴油、原油等），并循环搅拌均匀。
第四十八条 调整钻井液性能至设计范围内。
第六节& 油基钻井液的配制
第四十九条 油包水乳化钻井液配制
1. 按配方计算和准备配制钻井液所需的材料：油，水，氯化钙干粉，乳化剂，生石灰，降滤失剂，有机土等。
2．按配方比例在配制罐中加入所需的油、水。在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢加入氯化钙干粉、乳化剂、有机土、降滤失剂、生石灰，加完后应继续搅拌2h以上至混合均匀。
3．缓慢、均匀加重，密度达到配方要求后应继续搅拌2h，然后测定性能。
4. 检测钻井液性能，加入处理剂胶液调节钻井液性能至设计范围内。
第五十条 全油基钻井液的配制
在配制罐中加入所需的油，保持搅拌和循环，按配方依次加入有机土、乳化剂、降滤失剂、生石灰等，加完后应继续搅拌2h以上至混合均匀。
2. 加重按第四十九条第三款执行。
3. 检测钻井液性能，加入处理剂或处理剂胶液调节钻井液性能至设计范围内。
第七节& 钻井液性能检测
第五十一条 按照GB/T 16783《水基钻井液现场测试程序》和GB/T
16782《油基钻井液现场测试程序》进行现场钻井液性能检测。
第五十二条
正常钻进时，每1h检测一次钻井液密度和漏斗粘度，4～8h检测一次中压滤失量和泥饼质量，每12h检测一次钻井液全套常规性能；采用盐水钻井液钻进或含盐地层钻进时，每24h检测一次钻井液滤液氯、钙、钾离子浓度（钾离子浓度测定仅针对钾盐钻井液体系）。特殊情况下，应加密检测。
第五十三条 钻开油、气、水层，应严格按照井控相关规定，加密测量钻井液密度，监测油、气、水后效。
第五十四条
井底温度（T底）大于100℃时，每24h检测一次钻井液高温高压滤失性能，特殊情况下，须加密测量。井底温度（T底）和井底循环温度（T循）确定方法如下：
1. T底应以实测为主，也可选用地温梯度法进行预测：
T底（℃）=地面平均温度（℃）+［地温梯度（℃/m）&垂直井深（m）］
其中，地面平均温度为地表以下100m处恒温层的温度。
2. T循可采取以下经验推算法：
T循（℃）＝T出（℃）+垂直井深（m）/168。其中，T出为2
个循环周后的钻井液出口温度。
第五十五条 油基钻井液每12h检测一次全套性能。每次处理钻井液后，应检测电稳定性和高温高压滤失量。
第五十六条
定期搅拌、循环储备的加重钻井液，检测并维护钻井液性能，保持储备钻井液的良好的流动性和沉降稳定性。
第八节 &现场检测仪器与设备
第五十七条 现场钻井液实验检测仪器、设备与试剂，应按下表要求进行配备。
表3& 现场钻井液检测仪器与设备基本配置表
仪器设备名称
作业井深（米）
密度计(量程＜2.0g/cm3)(台)
密度计(量程＜3.0 g/cm3)(台)
超高密度井
漏斗粘度计（台）
六速旋转粘度计（台）
API失水仪（套）
固相含量测定仪（台）
含砂量测定仪（套）
pH计/试纸（套）
高温高压失水仪（套）
泥饼粘附系数测定仪（套）
定向井和水平井
小型滚子加热炉（台）
不少于2个老化罐
膨润土含量测定装置、试剂（套）
钙、镁、氯离子、碱度分析装置、试剂（套）
钾离子分析装置、试剂（套）
用于钾盐钻井液
秒表（个）
2000mL钻井液杯（个）
搪瓷或不锈钢
电动搅拌机（40～60W）（台）
高速搅拌器（套）
电加热器（220V 1000W）（个）
氮气瓶（个）
破乳电压仪（台）
油基钻井液
电子天平（0.1克）（台）
计算机（台）
打印机（台）
第五十八条 钻井液测量仪器应按规定定期校验，并建立测量仪器检验校核档案。校验不合格的仪器不能使用。
第五十九条 化学分析试剂应在有效期内。
第九节& 现场钻井液维护与处理的基本原则
第六十条 应根据钻井液性能检测结果及井下情况，及时对钻井液进行维护处理，满足钻井作业需要。
第六十一条
钻井液处理应遵循均匀、稳定的原则。宜在套管或稳定井段内，对钻井液实施体系转换或大型处理。实施前应做小型实验，避免处理不当造成井下复杂或成本上升。
第六十二条
钻进过程中，应按钻井液配方及时补充处理剂，保证钻井液中处理剂浓度和配比。水基钻井液中所使用的聚合物等不易溶解物质应提前配制成胶液，充分溶解后使用。
第六十三条 提高固控设备（振动筛、除砂器、除泥器或清洁器、离心机）使用率，减少钻井液劣质固相累积。
第六十四条 使用油基钻井液时，应防止雨水、冲洗设备水等外来水进入钻井液，影响油基钻井液性能。
第六十五条 电测及下套管前，应调整钻井液性能至设计范围内。
第十节& 水基钻井液性能维护与处理
第六十六条 密度的调整
根据现场作业情况，可选择加强固控设备使用率降低固相含量、加入处理剂胶液或混入相同体系、较低密度的钻井液等方法降低钻井液密度。
宜采用加入加重材料和混入一定比例的加重钻井液等方法提高钻井液密度。常用加重材料有重晶石、铁矿粉、石灰石粉等。提高钻井液密度时，应注意以下几点：
提高钻井液密度前，宜先使用机械式净化设备清除劣质固相，然后加入处理剂胶液，使钻井液膨润土含量和固相含量保持在设计范围低限。
加重材料应经加重装置按循环周均匀加入，每个循环周密度提高值宜控制在0.02～0.04g/cm3之间（井涌和溢流压井时除外）。
c. 高密度钻井液需提高密度时，宜加入适量的润滑剂改善钻井液润滑性。
d. 提高钻井液密度后，应循环调整钻井液性能至设计范围内。
3. 可使用水溶性盐类作为提高盐水钻井液密度的加重材料。
第六十七条 流变性的调整
1. 应根据钻井液体系特点以及引起钻井液流变性变化的原因，确定安全、经济、高效的维护处理方式。
2. 加入处理剂过量或粘土固相过高造成粘度和切力升高时，宜加入水或处理剂胶液、提高固控设备使用率等方式处理。
3. 盐钙侵污染造成粘度和切力升高时，宜加入纯碱和抗盐、抗钙降粘剂处理。
4. 由于处理剂高温降解失效或减效，导致粘度和切力升高时，宜加入耐温性更强的降粘剂处理。
5. 钻井液中加入增粘剂或预水化膨润土浆，可迅速有效提高钻井液粘度和切力。
第六十八条 滤失量的控制
1. 根据钻井液中膨润土含量和固相含量，确定钻井液滤失量调整方案。
控制钻井液高温高压滤失量，加入钻井液降滤失剂外，宜配合使用2%以上浓度的天然沥青或天然沥青改性类处理剂控制钻井液高温高压滤失量。
3. 根据钻井液体系特点，以及钻井液抗盐和抗温能力要求，以“安全、经济、高效”为原则，优选钻井液降滤失剂。
第六十九条 劣质固相含量的控制
宜采用增强钻井液抑制性、提高固控设备使用效率、加入处理剂胶液和定期清理沉砂罐等方法控制钻井液中劣质固相的累积。
第七十条 酸碱度的调整
应根据钻井液类型和特点调整钻井液的酸碱度。宜采用烧碱水提高钻井液碱度。钻大段水泥塞时，宜采用碳酸氢钠溶液和高效的抗钙降粘剂、降滤失剂降低水泥污染，并保持钻井液碱度。
第七十一条 盐水侵的处理
钻井液受到大量地层盐水侵污后，宜根据侵污程度适当排放受污染的钻井液，或加入适量纯碱、烧碱和抗盐降粘剂、降失水剂等处理剂转化成盐水钻井液。
第七十二条 钙、镁侵的处理
钻井液受到大量钙、镁盐离子污染后，宜加入适量纯碱、烧碱和抗盐、抗钙的降粘剂、降失水剂等处理剂，转化为钙处理钻井液。
第七十三条 油气侵的处理
钻井液发生油气侵污染时，宜采用液气分离器或除气器除气，加入乳化剂、消泡剂，并根据井下情况提高钻井液密度等方法处理。
第七十四条 酸性气体侵的处理
1．发生二氧化碳气体侵入时，应及时加入生石灰、烧碱等材料处理，控制钻井液pH值至9.5以上，并提高钻井液密度。
2．进入含硫化氢地层前，应保持钻井液pH值在10-11之间，并加入除硫剂进行预处理。
3．发现硫化氢侵入钻井液后，应加大除硫剂用量，保持钻井液pH值在10-11之间，并适当提高钻井液密度。
第十一节 &油基钻井液性能维护与处理
第七十五条 油基钻井液流变性的调整
1．采用调节钻井液油水比、加入有机土和降粘剂等方式可调整钻井液流变性。
2．提高振动筛、除砂器、除泥器（清洁器）和离心机等固控设备的使用率，尽可能使用80目以上筛布，避免钻井液中钻屑等有害固相增加导致粘度和动切力升高。
3．发生二氧化碳侵污造成钻井液粘度和动切力升高时，可使用石灰和乳化剂处理，维持钻井液石灰碱度在1.5～2.5mL，并提高钻井液密度。
4. 发生硫化氢侵污时，应加入除硫剂进行除硫处理，并保持钻井液石灰碱度在2.5mL以上。
第七十六条 油基钻井液滤失量的控制
1. 采用增大乳化剂加量的方式增强乳状液稳定性，降低油基钻井液滤失量。
2. 加入有机土、油基钻井液降滤失剂等处理剂降低滤失量。
第七十七条 油基钻井液电稳定性的控制
1. 外来水进入钻井液导致油基钻井液电稳定性降低时，应加入油、乳化剂等，提高钻井液电稳定性。
大量盐和钻屑侵入导致钻井液电稳定性降低时，宜采取补充新钻井液、提高固控设备使用效率和加大处理剂加量等方法恢复钻井液的电稳定性。
3. 井底温度高于100℃时，应选用抗高温乳化剂。
4. 加入乳化剂、润湿剂前，应通过小型实验确定乳化剂、润湿剂的加量。
第四章& 油气层保护
第七十八条 钻井液油气层保护应从进入油气层以前50米开始，直至油气层固井完成或进入油气生产环节时结束。
第七十九条
油气层保护的措施主要包括：缩短钻井液浸泡时间；使用合理的钻井液密度；减少钻井液滤失量；提高泥饼质量;降低钻井液固相含量；增强钻井液滤液与储层流体的配伍性和适应性；使用可解堵的钻井液材料。
第八十条 根据储层特点和完井方法确定钻井液油气层保护主要技术措施，并在进入油气层50m以前实施。
第八十一条 钻开油气层后，应保持钻井液性能在设计范围内。
第八十二条 严格执行钻井液油气层保护方案设计，加强作业监督，确保油气层保护方案及时、有效落实。
第五章& 循环系统、固控与除气设备
第一节& 设备的配套、安装与维护
第八十三条 循环系统与固控设备配套
表4& 不同钻机钻井液循环系统与固控设备配备要求
2000米以内
除泥器(清洁器)
根据所钻井类型，按需要配置
深井、超深井、高压井施工可配置1台
注：本表中规定储浆罐体积为最低配置。若井控对储浆罐体积有特殊要求时，应严格按照中国石油天然气集团公司井控相关规定执行。
第八十四条 循环系统、固控与除气设备应按照《》要求进行规范安装与维护。
第二节& 固控设备的使用
第八十五条 振动筛的使用
1. 从井筒内返出的钻井液应首先采用振动筛净化，振动筛使用率应达到100%。
2. 正常钻进排量下，钻井液筛面过流面积宜保持在75～80%。
3. 应根据地层的岩性、钻速、井深和钻井液类型的变化，及时调整振动筛筛布的规格，尽可能选用较细目数的筛布。
第八十六条 除砂器、除泥器（或清洁器）的使用
1. 除砂器、除泥器（或清洁器）的处理能力应达到钻进时最大循环排量的150%以上。
采用除砂器、除泥器（或清洁器）处理的循环钻井液量应占钻井液循环总量的80%以上。密度高于1.30g/cm3以上的钻井液可使用清洁器代替除泥器，减少加重材料损失。
3. 钻井液粘度过高，应调整钻井液粘度和切力，确保除砂器、除泥器（或清洁器）运转正常。
不定期检测并保持除砂器、除泥器（或清洁器）底流密度和进液密度的合理差值。除砂器正常差值为0.3～0.6g/cm3，除泥器（或清洁器）正常差值为0.3～0.42g/cm3。
第八十七条 离心机的使用
1. 采用密度低于1.25g/cm3以下的钻井液钻进时，离心机使用时间宜占循环总时间的50%以上。
2. 钻井液加重前，宜使用离心机2个循环周以上（压井等应急情况除外）。
3. 在复杂深井、超深井作业中，可配备一台低速离心机和一台高速离心机，便于清除胶体颗粒，回收加重材料，减少液体排放量。
第六章& 泡沫钻井流体
第一节& 一次性泡沫钻井流体
第八十八条 适用范围
1. 低压易漏地层。
2. 不易坍塌或可钻性差的常压、低压地层。
3. 低压储层。
第八十九条 可从发泡性能，以及抗盐、抗钙、抗油、抗温等方面对泡沫钻井流体的性能进行评价。
第九十条 泡沫钻井流体发泡量与半衰期的测量方法
1. 按配方配制100mL发泡液，高速（1rpm）搅拌5
min后倒入量筒测量泡沫体积，即发泡量（mL）。
2. 静置观察，读取析出50mL液体时所需的时间，即半衰期（min）。
第九十一条 通过测试发泡液发泡量（mL）和半衰期（min），确定泡沫钻井流体性能和配方。
第九十二条 施工前，应根据现场施工需要，对泡沫钻井流体的抗盐、抗钙、抗原油污染和抗温等性能进行评价。
抗盐评价实验：按配方配制100mL泡沫钻井流体试样三个，分别加入2%、5%、10%氯化钠，溶解后，按本规范第九十条的要求，分别测量发泡量与半衰期。
抗钙评价实验：按设计配方配制三份相同的100mL泡沫钻井流体试样，分别加入2%、5%、10%氯化钙，溶解后，按本规范第九十条的要求，分别测量发泡量与半衰期。
抗油评价实验：按设计配方配制三份相同的100mL泡沫钻井流体试样，分别加入5%、10%、15%原油，按本规范第九十条的要求，分别测量发泡量与半衰期。
抗温性评价实验：按设计配方分别配制两份相同的100mL泡沫钻井流体试样（试样1和试样2），W1按本规范第九十条的要求测量发泡量与半衰期。W2在实验温度下滚动老化24h后，按本规范第九十条的规定测量发泡量与半衰期。
抗综合污染评价实验：按设计配方分别配制两份相同的100mL泡沫钻井流体试样（试样1和试样2），R1按本规范第九十条的规定测量发泡量与半衰期。向R2中加入实验所需浓度的盐、氯化钙和原油，在一定实验温度下滚动老化24h后，按本规范第九十条的规定测量发泡量与半衰期。
第九十三条 泡沫钻井流体受污染前后的发泡量与半衰期的降低率越小，该泡沫钻井流体抗污染能力越强。
第二节& 可循环泡沫钻井流体
第九十四条 本规范第八十八条所规定的适用范围适用于可循环泡沫钻井流体。
第九十五条
按可循环泡沫钻井流体配方（发泡剂除外）配制基液，并常温老化24h。加入发泡剂，高速（1rpm）搅拌5
min后，按GB/T 16783《水基钻井液现场测试程序》评价泡沫钻井流体的密度、粘度、切力、滤失量、PH值等性能。
第九十六条
取100mL可循环泡沫钻井流体基液（发泡剂除外），常温老化24h，再按配方加入发泡剂。参照本规范第九十条的要求，测量泡沫液发泡量和半衰期，评价发泡性能。可循环泡沫钻井流体发泡量宜大于250mL，半衰期宜大于6h。
第九十七条 施工前，应根据现场需要，对可循环泡沫钻井流体进行抗盐和抗油性能评价。
抗盐评价实验：按本规范第九十九条的要求准备三份相同的100mL可循环泡沫钻井流体试样，分别加入2%、3%和5%氯化钠，经高速（1rpm）搅拌5
min后，分别测量发泡量和半衰期。
抗油评价实验：按本规范第九十九条的要求准备三份相同的100mL可循环泡沫钻井流体试样，分别向试样中加入5%、10%、15%煤油，经高速（1rpm）搅拌5
min后，分别测量发泡量和半衰期。
第九十八条 按附录1《水基钻井液抑制性评价方法》中岩屑滚动回收率方法评价可循环泡沫钻井流体的抑制性。
第三节 &压井液与压井材料的储备
第九十九条
采用泡沫钻井流体钻进时，应储备相当于井筒容积1.5～2倍的压井液，并做好维护和压井准备。压井液密度范围参照本规范第十条执行。
在储层段采用泡沫钻井流体钻进时，除储备井筒容积1～1.5倍的压井液外，还应储备相当于井筒容积一倍或以上的加重钻井液，加重钻井液密度应高于压井液0.20g/cm3～0.40g/cm3。
第一百零一条
采用泡沫钻井流体和可循环泡沫钻井流体钻进时，应按井控的相关规定和压井液维护处理要求，储备钻井液处理剂、加重材料和堵漏材料。
第七章& 井下复杂事故的预防和处理
第一百零二条
钻进时，应严格执行坐岗制度，按时检测钻井液性能。以钻井液返出情况和返出的钻屑岩性、形状、尺寸、数量等为依据，及时判断井下情况，提高钻井液处理维护的针对性和准确性，预防井下复杂事故的发生。
第一百零三条
应在确保井控安全的前提下，制定具有针对性的井下复杂事故的预防和处理措施。
第一节& 井塌的预防与处理
第一百零四条 根据地层矿物组分、岩石理化性能、地层构造应力及三压力剖面，确定可能发生的井塌类型。
第一百零五条 力学不稳定地层坍塌的预防
1. 分析地层三压力剖面，确定合理的钻井液密度。控制井下压力激动，及时灌满钻井液，保持井筒内压力平衡。
2. 可采用防塌钻井液，增加防塌材料加入量，提高钻井液封堵和造壁能力，并控制钻井液滤失量。
3. 根据井眼尺寸和钻井液类型，调节钻井液性能和循环排量，减少钻井液对井壁冲刷。
第一百零六条 化学不稳定地层坍塌的预防
1. 根据钻井液类型，增加抑制剂和防塌剂加量，提高钻井液抑制性和封堵能力，优化钻井液颗粒级配，控制钻井液滤失量。
2. 采用油基钻井液。
第一百零七条 井塌的处理
当井下出现剥蚀掉块时，宜采用增强抑制性，提高钻井液的粘度和切力，降低滤失量，提高动塑比，加大循环排量等方式，提高钻井液防塌和携砂能力。
2. 针对坍塌地层特点，可优选并加入足量的防塌剂。
3. 当井下出现大量的掉块，且井眼不畅时，宜及时起钻至套管内或上部裸眼内井壁稳定井段进行钻井液处理。
4. 因地应力引起井塌时，宜适当提高钻井液密度，平衡地层压力。
循环划眼结束并恢复正常钻进后，宜保持较高的粘度、切力和密度钻进。待岩屑返出正常后，方可逐步调整钻井液密度、粘度和切力。
第二节& 井漏的预防与处理
第一百零八条
根据地层岩性、录测井、钻速和漏速等相关资料，综合分析判断易发生漏失的地层、井段和漏失类型，并制定相应的预防和处理井漏措施。
第一百零九条 根据地层压力资料，确定合理的钻井液密度范围。
第一百一十条 裂缝性漏失的预防
1. 避免不均匀加重引起的高密度段塞进入井筒压漏地层。
2. 控制下钻和开泵速度，避免井下压力激动压漏地层。
3. 可钻性较好的井段宜控制钻速，避免环空当量密度过高压漏地层。
第一百一十一条 渗透性漏失的预防
1. 优化钻井液流变性和润滑性，适当降低泵排量，降低循环压耗和井底循环当量密度。
2. 在易漏井段提前加入随钻堵漏剂预防井漏。
第一百一十二条 渗透性漏失的处理
发生井漏时，应首先起钻至套管内或上部井壁稳定井段，依据井底循环当量密度、钻井液循环漏速、静止漏速、井筒液面高度，以及地层最大承压能力等资料，确定井漏的类型，并制定相应的处理措施。
1．发生漏速小于10m3/h的漏失时，宜采用静止堵漏、适当提高粘度和泵入桥塞堵漏浆等方法堵漏。
2．发生漏速大于10m3/h但未失返的漏失时，首先起钻至套管内或上部裸眼内井壁稳定井段，宜采用调整堵漏材料种类、尺寸级配与浓度，配制成桥塞堵漏段塞替入漏失井段进行堵漏。
第一百一十三条 失返性漏失的处理
首先起钻至套管内或上部裸眼内井壁稳定井段，可采用高浓度、高粘度和切力的桥塞堵漏，或采用石灰-膨润土浆、膨润土-水泥浆、柴油-膨润土浆、速凝胶质水泥浆、纤维水泥浆等段塞，以及化学凝胶堵漏。
应根据漏层深度、漏层温度等数据，确定凝结性段塞的种类和配方，保证段塞具有一定的流动性、合适的初凝时间和凝结强度。也可加入混合堵漏材料增加凝结后的强度。
3. 在井下条件允许和现场钻井液准备充足、供水充足的情况下，可采用先抢钻通过漏层，然后打水泥塞封固的方法堵漏。
4. 在条件允许时，可采用空气、充气、泡沫等钻井流体在漏层进行钻井施工。
第一百一十四条
存在油、气、水层的裸眼井段内处理井漏时，应及时向井筒内灌钻井液，保持钻井液液面，确保井控安全。
第一百一十五条 储层段堵漏时，应选用可解堵的堵漏方案和暂堵材料。
第三节& 几种典型卡钻的预防和处理
第一百一十六条
正常钻进时，应及时对钻井液进行维护处理，保持钻井液性能在设计范围内。
第一百一十七条
在高渗透性、易水化膨胀、易缩径地层钻进时，宜保持钻井液合理的密度，低粘度、低切力、低滤失量和低含砂量，以及较好的造壁性和剪切稀释性。
第一百一十八条
根据不同的钻井液类型，优选和使用配伍性较好的润滑剂，探井宜选用无荧光润滑剂。
第一百一十九条
由于上部裸眼井段发生井塌、掉块，造成裸眼段井径不规则时，宜适当提高钻井液粘度和切力，保持钻井液良好的悬浮和携砂能力。
第一百二十条
循环加重时，每个循环周钻井液密度提高值宜为0.02～0.04g/cm3（应急压井作业除外），避免因钻井液密度不均造成卡钻。
第一百二十一条 偏远或交通不便的施工队伍，应储备必要数量的解卡剂。
第一百二十二条
发生卡钻后，应根据地层岩性和钻井液性能，岩屑返出情况，以及钻速、裸眼井径等资料，准确判断卡钻的类型，并制定相应的技术措施。
第一百二十三条 压差卡钻的处理
1. 在保证井下不喷、不塌的情况下，宜采用降低密度、适当降低粘度和切力、提高润滑性及活动钻具等方式解卡。
2. 也可采用浸泡解卡液的方式解卡，具体参照SY/T 5357《卡钻浸泡解卡液作业方法》执行。
3．卡钻解除后，应及时调整钻井液性能，降低失水量，改善泥饼质量，提高润滑性，提高钻井液抑制性，加强钻井液净化，降低钻井液固相含量。
第一百二十四条 泥包卡钻的处理
1. 大排量循环的条件下，宜采用适当降低钻井液的粘度和切力，提高钻井液的冲刷能力的方法解卡。
2. 也可采用在泥包井段替入原油或柴油、解卡液、处理剂胶液等浸泡的方式解卡，具体参照SY/T
5357《卡钻浸泡解卡液作业方法》执行。不宜使用清水浸泡的方式解卡。
卡钻解除后，应及时调整钻井液性能，提高钻井液抑制性，加强钻井液净化，降低钻井液固相含量，最大限度地清除钻井液中的劣质固相。
第一百二十五条 缩径卡钻的处理
1. 在盐膏层发生缩径卡钻时，宜采用提高钻井液密度，向井筒内替入处理剂胶液浸泡等方式解卡。
在泥页岩发生缩径卡钻时，宜采用提高钻井液抑制性和润滑性，降低滤失量，适当提高密度，活动钻具或浸泡解卡液等方式解卡。浸泡解卡液应参照SY/T
5357《卡钻浸泡解卡液作业方法》执行。
第一百二十六条 砂桥、坍塌卡钻的处理
1. 在建立循环后，可适当提高钻井液密度、粘度和切力，并逐步加大钻井液循环排量，活动钻具解卡。
2. 建立循环后，宜采用处理剂胶液或油（原油或柴油）浸泡解卡，具体参照SY/T 5357《卡钻浸泡解卡液作业方法》执行。
3．解卡后，宜适当降低钻井液的粘度和切力，进一步降低钻井液滤失量和泥饼厚度，也可加入1～3%润滑剂或混入2～10%的油（原油或柴油），进一步提高钻井液润滑性。
第八章 &废弃钻井液处理与环境保护
第一百二十七条
严格执行作业所在国家和地区相关环保法律法规，不设计、不使用作业所在国家和地区明令禁止使用的材料及处理剂。
第一百二十八条 应减少钻井液和废水排放，废弃钻井液和废水必须采用防渗池收集储存。
第一百二十九条
钻井液作业合同包含钻屑和废液处理业务时，应按照合同要求做好钻屑与废液处理工作，排放物应达到合同要求标准。
第一百三十条
对井场材料应妥善储存与管理，避免洒、漏、外溢。对废弃的钻井液材料的包装物和容器应进行集中收集，并妥善处理。
第一百三十一条 钻井液作业单位应建立健全HSE管理体系，并保持体系持续、良好运行。
钻井液材料与处理剂的质量控制与管理
第一节 &技术标准与质量检验
第一百三十二条
现场使用的钻井液原材料和处理剂应具有产品技术标准和产品质量检验合格证书。对于缺乏国家标准和行业标准，仍处于实验阶段的新产品，应具有新产品暂行技术标准。
第一百三十三条 建立钻井液原材料和处理剂入库质量检验与现场抽查检验工作机制，坚决杜绝使用不合格产品。
第一百三十四条 建立市场准入、质量认可与产品供应商管理运行机制，促进产品质量不断提升。
第二节& 钻井液材料与处理剂的储存与管理
第一百三十五条 钻井液原材料和处理剂的存放，应采取 “防雨、防潮、防晒、防冻”等措施。
第一百三十六条 库存时间接近保质期的钻井液原材料和处理剂，在发往现场使用前应再次抽检，合格后方可发货。
第一百三十七条 建立钻井液原材料和处理剂进料、消耗与库存记录，并建立钻井液原材料和处理剂的质量信息档案。
第一百三十八条
对使用的钻井液原材料和处理剂进行定期的产品质量信息收集整理，并向上级业务管理部门报送质量总结报告。
第十章 &钻井液资料管理
第一百三十九条 根据钻井液作业日报表规范要求填报钻井液日报表。
第一百四十条 施工方应在完井后编写钻井液总结，并报建设方和上级管理部门。内容主要包括以下几方面：
1. 本井地质、工程基本信息。
2. 全井钻井作业概况。
3. 全井分段钻井液体系、配制、维护与处理情况总结分析。
与井深相对应的全井钻井液性能统计数据，性能包括：钻井液密度、漏斗粘度、塑性粘度、动切力、静切力、API滤失量、HTHP滤失量、泥饼、pH值、固相含量、泥饼摩阻系数、膨润土含量、含砂量、n值、k值、CL-、Ca2+、K+浓度等参数。
5. 全井各井段钻井液体积、材料消耗、成本统计与分析。
6. 固控设备使用情况统计分析。
7. 井下事故与复杂情况、原因分析和处理总结。
8. 本井钻井液工作的经验、所存在的问题、教训及建议。
第一百四十一条 本规范的解释权属中国石油天然气集团公司工程技术分公司。
第一百四十二条 本规范自发布之日起执行，以往发布的相关规范（规定）与本规范不一致的，以本规范为准。
水基钻井液抑制性、抗盐、钙（镁）污染与抗温性能评价方法
一、水基钻井液抑制性评价方法
钻井液抑制性评价采用的主要方法有：钻屑在钻井液中的滚动回收率实验、岩心膨胀率实验和钻井液抗粘土侵污能力实验等。
（一）钻屑在钻井液中的滚动回收率实验评价方法
1. 按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其粘度后备用。
2. 取干燥岩心或岩屑，粉碎成6～10目颗粒（可用6～10目双层筛筛取）。
3. 称取上述颗粒50g，加入装有350mL待评价钻井液的老化罐中，在模拟井下温度下密闭恒温滚动16h。
冷却老化罐后，用30目筛回收钻井液中的颗粒，并在105℃+3℃的温度下烘干4h后称重，计算钻屑在钻井液中的滚动回收率。
5. 上述实验同时用清水作对比实验。
在进行各钻井液配方对比实验中，应保持各钻井液实验样品之间具有相近的粘度（表观粘度差别宜控制在15%以内），以消除或降低粘度因素对回收率的影响。
钻井液岩心滚动回收率越高，钻井液抑制性越强；反之则越弱。钻井液岩心滚动回收率与清水滚动回收率之比值越高，钻井液抑制性越强；反之则越弱。
（二） 岩心膨胀率实验评价方法
1. 按照SY/T 5613《泥页岩理化性能试验方法》中规定的方法进行岩心膨胀实验，记录膨胀率。
2. 应使用同一类膨胀实验仪器获取膨胀率实验数据进行比较性评价。
3. 膨胀率越低，并与清水膨胀率比值越小，说明抑制性越强；反之则越弱。
（三） 钻井液抗粘土侵污能力实验评价方法
1. 按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其表观粘度和动切力。
分别按试样体积的4%、8%、12%的重量称取膨润土粉，分别加入到待评价的三个相同钻井液样品中，搅拌15min，在60℃温度下滚动老化16h后，分别测定并比较加入不同浓度膨润土粉后钻井液表观粘度和动切力的变化。
3. 加入膨润土粉比例越高，钻井液表观粘度和动切力变化越小，说明钻井液抑制性越强。
钻屑滚动回收率实验、岩心膨胀率实验与钻井液抗膨润土侵污能力实验等抑制性评价方法所获得的钻井液抑制性结论之间应互相支持印证。
二、水基钻井液抗盐、钙（镁）污染能力实验评价方法
1. 按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其粘度、动切力、静切力、API滤失量、泥饼、pH值等性能。
按实验钻井液体积5%、10%、15%的重量向试样中加入氯化钠干粉，在60℃温度下滚动老化16h后，测定并对比经不同比例氯化钠干粉污染后的钻井液在表观粘度、动切力以及API滤失量的变化情况。
按实验钻井液体积0.1%、0.3%、0.5%的重量加入氯化钙干粉，在60℃温度下滚动老化16h后，测定并对比经不同比例氯化钙干粉污染后钻井液表观粘度、动切力和API滤失量的变化。
钻井液在经氯化钠或氯化钙干粉污染后，其表观粘度、动切力以及API滤失量变化越小，说明钻井液在实验范围内的抗盐、抗钙（镁）能力越强，反之则越弱。
三、水基钻井液抗温性评价方法
1. 按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其粘度、动切力、高温高压滤失量（模拟井底最高温度）、pH值。
将配制好的钻井液在模拟井底最高温度条件下滚动老化16h后，测定钻井液粘度、切力及高温高压滤失量（模拟井底最高温度）。
钻井液经高温滚动老化后其表观粘度、动切力变化幅度越小，且钻井液高温高压滤失量能够保持在设计范围内，则表明该钻井液配方具有较好的抗温性能。
若钻井液表观粘度、动切力变化幅度较大，且高温高压滤失量超出设计范围，则表明钻井液抗温能力不足。若钻井液经高温滚动老化后发生固化、液固分层等现象，则可判定该钻井液配方不具有相应温度的抗温能力。
钻屑在水基钻井液中的滚动回收率实验评价方法、水基钻井液抗粘土侵污能力实验评价方法、水基钻井液抗盐、钙（镁）污染能力评价方法，以及水基钻井液抗温性评价方法均为推荐做法，在行业标准或企业标准未公布前，可根据现场实际情况参照执行，标准公布后，按标准执行。
钻井液作业相关计算方法
钻井液环空返速（m/s）=12.7Q泵/（D井2-d柱2）&&
2. 井底钻井液返出所需时间（min）=
1.3（D井2-d柱外2） &H/ 1000
3. 钻井液从井口到达钻头所需时间（min）= 1.3Hd柱内2/ 1000
4. 钻井液总循环时间（min）= 0.06&V浆体积/
5. 环空临界流速:
（1）宾汉流体：V临=?10η塑+10〔
η塑2+0.00025ρ浆（D井-d柱）2τ0〕1/2?/?ρ浆（D井-d柱）?
（2）幂律流体：V临=?〔20 K（2n+1）n/3n〕/〔
12001-nρ浆（D井-d柱）n〕?1/（2-n）
6. 钻井液井底循环当量密度（E.C.D）=0.98△P环空/H+ρ浆
7.井筒容积计算
V井筒=0.785 D井2&H
8．加重剂用量计算
W加=ρ加&V原浆&（ρ重浆-ρ原浆）/（ρ加-ρ重浆）
9．降低钻井液密度时加水量的计算
Q水=ρ水&V原浆&（ρ原浆-ρ稀）/（ρ稀-ρ水）
10．油气上窜速度的计算
V上窜=（H油-H钻&t显/t迟）/
上述公式中：
Q泵---泵排量（L/s）
D井、d柱外---井径、管柱外径（cm）
V环---环空体积（m3）
V柱内---柱内体积（m3）
V浆体积---钻井液总体积，包括地面循环罐和井筒内钻井液体积（m3）
H---井深（m）
H油---油气层深度（m）
H钻---循环钻井液时钻头所在深度（m）
W加---所需加重剂重量（T）
Q水---加水体积（m3）
V原浆---加重前钻井液体积（m3）
ρ浆-----钻井液密度（g/cm3）
ρ原浆---加重前钻井液密度（g/cm3）
ρ重浆---加重后钻井液密度（g/cm3）
ρ加---加重剂密度（g/cm3）
ρ水-----水的密度（g/cm3）
ρ稀---稀释后钻井液的密度（g/cm3）
t迟---钻井液从开泵时钻头位置返到井口的时间（min）
t显 ---从开泵循环到见油气显示的时间（min）
t静---从上次起钻停泵至本次开泵的时间（min）
V上窜---油气上窜速度（m /s）
V环---环空流速（cm /s）
V临---环空临界流速（m /s）
τ0---钻井液动切力（dyne/cm2）
η塑---塑性粘度（ mPa.s）
K---幂律流体稠度系数（ dyne.sn/cm2）
n---幂律流体流型指数（无因次）
△P---环空总压降（MPa）
其他钻井液相关计算公式请参考《钻井工程技术手册》（2006年8月由中国石化出版社出版发行）。
相关术语注释
1. 深井：指井深大于4500米的井。
2. 超深井：指井深大于6000米的井。
地层岩石理化性能：主要指地层岩石的一些物理化学特性，主要有：岩石的粘土矿物组成和各类粘土矿物的相对比例、岩石膨胀性、岩石含盐量、岩石阳离子交换容量、岩石密度等主要数据。
低固相钻井液：总固相含量在4%（体积百分数）范围内，钻屑与膨润土的比例不超过2:1，其中膨润土含量控制在3%（体积百分数）或更低的水基钻井液。
5. 无固相钻井液：不加入任何悬浮固相的水基钻井液。
6. 盐水钻井液：氯化钠含量大于或等于1%（质量百分数）的水基钻井液。
7. 饱和盐水钻井液：常温下氯化钠含量达到饱和的水基钻井液。
8. 全油基钻井液：以油为连续相，含水量不超过7%（体积百分数）的钻井液。
9. 水包油乳化钻井液：以水为连续相，油为分散相的乳化钻井液。
10. 油包水乳化钻井液（即逆乳化钻井液）：以油为连续相，超过7%（体积百分数）的水为分散相的钻井液。
11. 钙处理钻井液：经石灰、石膏或氯化钙等处理剂处理的水基钻井液。
12. 上覆岩层压力：由上覆岩层重力产生的铅垂方向的地应力分量，单位为MPa。
13. 塑性地层：外载作用下破坏前呈现塑性变形的地层。
14. 环空返速：环空流体上升速度，单位为m/s。
15. 固相容量：保持钻井液流变性在适用范围内钻井液所能允许的最大固相含量，单位为g/mL。
16. 高温高压：指地层孔隙压力系数在1.80g/cm3以上，且温度在120℃以上。
17. 闪点：在稳定的空气环境中，或表面产生的蒸气在实验火焰作用下被时的最低温度。
18. 燃点：将物质在空气中加热时，开始并继续燃烧的最低温度叫做燃点。
19. 苯胺点：指等体积的油与苯胺相互溶解时的最低温度。
20. 水相活度：通常指油包水钻井液中水相的活度。盐溶液与纯水的逸度之比定义为水的活度。
21. 破乳电压：将乳状液破乳所需要的最低电压。
配伍性：钻井液中处理剂之间能够发挥协同效应，不是相互抵消和产生负效应，达到以最小的处理剂消耗实现最好的钻井液性能的目的。
速敏：如果注入实验岩心中流体流速增大到一定值（临界流速）时引起地层渗透率下降幅度超过5%，则称该地层具有速敏特性。
24. 水敏：主要指矿化度较低的钻井液等外来流体进入地层后会引起粘土水化膨胀、分散和运移，导致渗透率下降的现象。
盐敏：如果注入实验岩心的水的矿化度降低到一定值（临界矿化度）时引起地层渗透率下降幅度超过5%，则称该地层有盐敏特性。
酸敏：如果向实验岩心中注入酸化用的酸液并保持1~3h后，测得其注入酸液后与注入前渗透率之比小于等于0.3，则称该地层具有强酸敏性；如比值介于0.3~0.7之间，则为中等；如比值大于等于0.7，则酸敏性弱。
27. 碱敏：如果向实验岩心中注入的液体的pH值增加到一定值（临界pH值）时，其渗透率降低，则该地层存在碱敏性。
28. 应力敏：如果改变岩心围压大小会引起岩心渗透率发生较大变化，则称该岩心具有应力敏感性。
29. 抗盐土：指海泡石族矿物，属于一种链状构造的含水铝镁硅酸盐。其中包括海泡石、凹凸棒土和坡缕缟石。
30. 自由水：指在钻井液中不被胶体颗粒、离子或离子基团所吸附，能自由移动，并起溶剂作用的水。
31. 滤液酚酞碱度：每毫升钻井液滤液被滴定到酚酞终点时，所用 0.01mol/L硫酸标准溶液的毫升数，单位为mL。
32. 滤液甲基橙碱度：每毫升钻井液滤液被滴定到甲基橙终点时，所用 0.01mol/L硫酸标准溶液的毫升数，单位为mL。
酸溶性和油溶性储层保护材料：分别指在钻井液中添加的可酸溶的和可油溶的固相材料。这些材料可以在钻井作业中对储层进行封堵从而阻止或减少钻井液和滤液进入储层，在完井后可以采取射孔、酸化、泡油和反排等作业解除的保护储层材料。
34. 压差卡钻：即粘附卡钻，钻井液液柱压力大于地层孔隙压力使钻柱紧贴于井壁泥饼而发生的卡钻。
35. 缩径卡钻：由于井径缩小而造成的卡钻。
36. 坍塌卡钻：由于井壁坍塌埋住钻具而造成的卡钻。
37. 泥包卡钻：钻入泥页岩地层不能及时清除井底钻屑，钻井液与钻屑混合物紧紧包住钻头或其他井下工具形成的卡钻。
38. 砂桥卡钻：岩屑在环空急聚堆积造成的卡钻。
通用规范要求的技术文件（Specifications）：通用规范要求的技术文件主要指钻井液原材料和处理剂的技术标准。
40. 安全技术文件（MSDS）:
主要指按照国际惯例或行业规范制定的表明产品在运输、储存和使用过程中有关其安全性和注意事项的文件，一般包括产品的主要成分、燃点、毒性、腐蚀性以及不慎接触或中毒后的紧急处理方法等。
41. 预水化膨润土浆：指按配方将一定量膨润土加入配浆水中使其充分水化后制成的泥浆。
42. 处理剂胶液：指将处理剂加入水中使其溶解而配成的胶体状溶液。
43. 钻井液抑制性评价：指对钻井液抑制泥页岩水化膨胀和分散的能力进行评价。
抗盐、钙、镁污染能力评价：在钻井液受到一定浓度的盐、石膏或其混合物污染后，钻井液保持其粘度、切力与滤失造壁性能力的评价。
45. 性价比：指钻井液配方中某个处理剂在设计加量下，其使用的效果与其消耗的成本（成本与加量的乘积）之比。
规范中其它相关术语注释可参考《钻井工程术语》（2006年8月石油钻井工程专业标准化委员会编制）。
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