ICS75.020 E 14 SY 备案号：48177—2015 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T5834—2014 代替SY/T5834—2007 低固相压并液性能指标及评价方法 Performancespecifications andmeasuringmethods of low-solidkillingfluid 2014一10一15发布 2015一03一01实施 国家能源局 发布 SY/T5834—2014 目 次 前言 范围 2 规范性引用文件 术语和定义 3 性能指标 4 评价方法 n 5. 1 试验材料 5. 2 试验仪器 5. 3 试样准备 5. 4 密度测定 5. 5 表观黏度测定 5. 6 水不溶固相含量测定 5. 7 失水量测定 5.8 岩心渗透率损害率测定 5. 9 腐蚀率测定 健康、安全、环境控制要求 6 6. 1 高压过程 高温过程 6. 2 6. 3 接触压井液后 6. 4 废液废渣处理 6. 5 劳动防护 SY/T5834—2014 前言 本标准依据GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则 起草。 本标准代替SY/T5834一2007《低固相压井液性能测定方法及评价指标》，除编辑性修改外，主 要变化如下： 修改了标准名称（见封面，2007年版的封面）； 修改了规范性引用文件，增加了引用标准GB/T6680一2003（见第2章，2007年版的第2 章)； 修改了“表观黏度”指标值（见表1，2007年版的第4章）； 修改了“低固相压井液”定义（见3.1，2007年版的第3章）； 修改了“油管腐蚀率”项目名称（见表1和5.9，2007年版的第4章和5.9)； 删除了“静态悬浮稳定时间”、“初/终静切力”“24h耐温黏度保留率”、“24h耐盐黏度保留 率”、“暂堵率”等性能指标及测定方法（见2007年版的第4章和5.5，5.6，5.8，5.11， 5.12); 修改了“试验材料”内容（见5.1，2007年版的5.1)； 修改了“试验仪器”内容（见5.2，2007年版的5.2)； 修改了“试样准备”内容（见5.3，2007年版的5.3)； 规范了试验用岩心，修改简化了岩心渗透率损害率测定方法（见5.8，2007年版的5.10)； 增加了“健康、安全、环境控制要求”（见第6章)； 删除了附录（2007年版的附录A和附录B)。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准由采油采气专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油大港油田石油工程研究院、中国石油大港油田第三采油厂、中国石油 大港油田采油工艺研究院。 本标准主要起草人：杨小平、郭元庆、樊松林、辉建超、钟惠敏、韩芳、张晓春。 本标准代替了SY/T5834—2007。 SY/T5834一2007的历次版本发布情况为： SY/T5834—1993。 II SY/T58342014 低固相压并液性能指标及评价方法 警告：使用本标准的人员应有正规实验室工作的实践经验。本标准并未指出所有可能的安全问 题。使用者有责任采取适当的安全和健康措施，并保证符合国家有关法律、法规规定的条件。 范围 1 本标准规定了低固相压井液（以下简称压井液）的性能指标与评价方法， 本标准适用于油气田完井、修井等施工作业过程中常用的压井液性能的测定。 规范性引用文件 2 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T6680一2003液体化工产品采样通则 GB/T16783.1—2006 石油天然气工业 钻井液现场测试 第1部分：水基钻井液 SY/T0026—1999 水腐蚀性测试方法 SY/T6540—2002 钻井液完井液损害油层室内评价方法 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3. 1 低固相压井液 low-solid killing fluid 水不溶固相质量分数不高于4%的水基压并液。 3. 2 高温高压失水量 HPHT loss 模拟地层温度、压力为3.45MPa下的失水量。 性能指标 低固相压井液性能指标见表1。 表1低固相压井液性能指标 项目 性能指标 密度（常温），g/cm 1. 00~1. 80 表观黏度，mPa·s 10~50 水不溶固相含量 <4% API失水量，mL/30min ≤16 高温高压失水量，mL/30min ≤40 岩心渗透率损害率 <15% 腐蚀率，mm/年 ≤0.076 1 SY/T5834—2014 评价方法 5 5. 1 试验材料 试验用材料如下： a) 工业用氮气。 b) 中性煤油。 c) 蒸馏水。 5. 2 试验仪器 试验用仪器如下： a) 电动搅拌器：转速0r/min~3000r/min。 b) 电热恒温水浴：控温精度±1℃。 c) 电热恒温干燥箱：温控200℃±1℃。 (p 密度计：钻井液密度计或玻璃浮子式密度计等，量程为1.00g/cm²～2.50g/cm，精度为 0.01g/cm。 e) 中压失水仪：2 ZNS钻井液失水量测定仪或同类产品。 f) 高温高压失水仪。 g) 岩心流动试验仪。 h) 岩心抽空饱和测定装置，其中真空泵抽气流量为2000mL/s～4000mL/s，额定真空度为 6.66×10-Pa。 i) 氮气瓶：工作压力大于5MPa。 j) 减压阀。 k) 秒表。 1) 压力计：0.4级以上（含0.4级）的机械压力表或电子压力计，量程根据试验要求选择 药物天平：感量0.1g。 m) n) 分析天平：感量0.0001g o) 温度计：量程为0℃～150℃。 p) 量筒。 q) 采样勺：见GB/T6680一2003中6.1的规定。 r) 取样桶：5000mL带盖塑料桶。 s) 其他实验室常用器皿。 5. 3 试样准备 5.3. 1 现场样品准备 5.3.1.1 现场已配成的压井液样品，应在24h内按GB/T6680一2003中7.3的规定进行取样。 5.3.1.2 取压井液样品2500mL，密封于取样桶备用。 5.3.1.3 所取样品应在24h内进行各项性能指标的测定。 5. 3. 2 实验室样品制备 5.3.2.1 按压井液的配方准备试验材料，并遵循以下试验步骤配制样品。 5.3. 2. 2 根据压井液配方制备压井液基液 2 SY/T5834—2014 5.3.2.3用量筒量取基液2500mL注人3000mL烧杯内 5.3.2.5开动搅拌器，由低速缓慢调至500r/min土100r/min，搅拌基液。 5.3.2.6称取增稠剂，精确至0.001g，缓慢倒入盛有基液的烧杯中，将搅拌器调至2000r/min土 100r/min的速度连续搅拌10min后，再调至500r/min±100r/min，连续搅拌30min。 5.3.2.7按配比准确称取或量取其他添加剂（如暂堵剂、稳定剂、无机盐等），依次加入上述溶液中 并进行搅拌，搅拌器速度控制在500r/min～1000r/min。 5.3.2.8继续搅拌30min后加盖静置2h~8h。 5.3.2.9配制好的压井液样品应在48h内进行各项性能指标的测定。 5.4 密度测定 密度测定按GB/T16783.1一2006的4.2～4.4的规定执行 5.5 5表观黏度测定 表观黏度测定按GB/T16783.1一2006中6.3的规定执行。 5.6水不溶固相含量测定 5.6.1取5.3中配制的压井液样品500mL，按GB/T16783.1一2006中7.2规定的方法压制滤液不 少于20mL，其中GB/T16783.1一2006的7.2.1.1中钻井液杯下部底座上放两张滤纸。 5.6.2取两个100mL的小烧杯，洗净后置于电热恒温干燥箱内，控制温度105℃烘干1h，常温下冷 却2h后称重，精确至0.0001g，记为m和m。 5.6.3取5.3中配制的压井液样品和5.6.1中所压制的滤液各20mL，分别置于5.6.2中的小烧杯 后称重，精确至0.0001g，记为mki和mm。 5.6.4将上述烧杯及其中样品置于电热恒温干燥箱内，控制温度105℃烘干4h，取出样品在常温下 冷却2h后称重，精确至0.0001g，记为mk和m2。 5.6.5该项测定所做平行试样数量不少于3个，误差小于5%。 5.6.6 按公式（1）计算压井液中总固相含量： (1) mkl mko 式中： 压井液总固相含量，以百分数表示； 盛放压井液的烧杯质量，单位为克（g)； mko mkt 烘干前压井液质量（含烧杯），单位为克（g）； mk2 烘干后压井液质量（含烧杯），单位为克（g）。 按公式（2）计算压井液中可溶固相含量： 5.6.7 (2) m-mo 式中： C,) 压井液中可溶固相含量，以百分数表示； mo 盛放压井液滤液的烧杯质量，单位为克（g)； 烘干前压井液滤液质量（含烧杯），单位为克（g）； 烘干后压井液滤液质量（含烧杯），单位为克（g）。 m2 5.6.8按公式（3）计算压井液中水不溶固相含量： 3 SY/T5834—2014 Cm = Ck - C, (3) 式中： Ch 压井液中水不溶固相含量，以百分数表示。 5. 7 失水量测定 5.7.1 API失水量测定按GB/T16783.1—2006中7.2的规定执行 5. 7. 2 高温高压失水量测定按GB/T16783.1一2006中7.3的规定执行，试验温度为模拟地层温度。 5.8 岩心渗透率损害率测定 5.8.1 岩心准备 5.8.1.1试验中所用岩心宜