GB/T 16783.2-2012 石油天然气工业 钻井液现场测试 第2部分：油基钻井液 GB/T16783.2-2012 标准压缩包解压密码：www.bzxz.net

1CS75.020
中华人民共和国国家标准
GB/T16783.2--2012
代替GB/T16782—1997
石油天然气工业
第2部分
钻井液现场测试
油基钻井液
Petroleum and natural gas industries-Field testing of drillingfluids-Part2:Oil-basedfluids
（ISO10414-2:2002,MOD）
2012-12-31发布
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局中国国家标准化管理委员会
2013-07-01实施
1范围
2术语和定义
3缩略语
4钻井液密度测定
4.1概述
4.2仪器
4.3测定程序
4.4单位换算
5钻井液密度测定的替代方法
5.1概述
5.2仪器
5.3测定程序
5.4计算
6黏度和切力测定
6.2使用马氏漏斗测定黏度
使用直读式黏度计测定黏度和/或切力.6.3
7滤失量测定
高温高压试验（175℃以下）
7.3高温高压试验（175℃~230℃）8用蒸馅法测定油、水和固相含量8.1
概述·
测定程序·
8.4计算
9油基钻井液化学分析
概述·
仪器和材料
钻井液碱度：
钻井液氯根含量
钻井液钙含量
10电稳定性测定
GB/T16783.2—2012
GB/T16783.2—2012
仪器校正/性能检验
10.4电稳定性测定步骤
11石灰、固相和矿化度计算.
11.2设备
11.3钻井液计算
11.4水相计算
11.5固相计算
本部分与ISO10414-2:2002相比的结构变化情况附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）
附录C（资料性附录）
附录D（资料性附录）
附录E（资料性附录）
附录F（资料性附录）
附录G（资料性附录）
附录H（资料性附录）
附录1（资料性附录）
使用切力计简测定静切力
钻屑中油和水含量的测定
用电子湿度计测定乳化水相活度苯胺点的测定
石灰、固相和矿化度计算示例
用Chenevert法测定钻屑的水活度用加勒特气体分离法分析活性硫化物玻璃量具、温度计、黏度计、蒸馏器杯和钻井液密度计的检验和校正.附录丁（资料性附录）非水基钻井液含砂量测定参考文献
GB/T16783《石油天然气工业钻井液现场测试》分为两个部分：第1部分：水基钻井液；
第2部分：油基钻井液。
本部分是GB/T16783的第2部分。本部分按照GB/T1.1--2009给出的规则起草。GB/T16783.2—2012
本部分代替GB/T16782—1997《油基钻井液现场测试程序》。与GB/T16782-1997相比主要技术变化如下：
增加了第1章“范围”第2章“术语和定义”和第3章“缩略语”；增加了第5章“钻井液密度测定替代方法”；删除了原标准中的附录F“试验前从钻井液中除去空气或天然气的步骤”和附录G“SI单位换算表”；
-增加了附录G“用Chenevert法测定钻屑的活度”、附录H\用加勒特气体分离法分析活性硫化物”、附录I“玻璃量具、温度计、黏度计、蒸馏器杯和钻井液密度计的检验和校正”和附录J“非水基钻井液含砂量测定程序”；删除了所有测试仪器的照片。
本部分使用重新起草法，修改采用ISO10414-2：2002《石油天然气工业钻井液现场测试第2部分：油基钻井液》。
本部分与ISO10414-22002相比在结构上的差别参见附录A。本部分与ISO10414-2：2002的技术性差异及原因为：在第1章“范围”中增加了“本部分适用于油基钻井液的现场测试和分析”，适应我国标准编写要求。本部分做了下列编辑性修改：
删除了ISO10414-2:2002的附录F、附录G（均为资料性附录）；增加了附录J（资料性附录）。
本部分由中国石油天然气集团公司提出。本部分由全国石油天然气标准化技术委员会（SAC/TC355)归口。本部分起草单位：石油工业标准化研究所。本部分主要起草人：杜德林、王欣、高圣平。本部分于1997年5月首次发布，本次为第一次修订。1范围
石油天然气工业
钻井液现场测试
第2部分
油基钻井液
GB/T16783的本部分提供了油基钻并液下列性能的标准测试程序：a)
钻井液密度：
黏度和切力；
滤失量；
油、水和固相含量；
碱度、氯根和钙含量；
电稳定性；
石灰、氯化钙和氯化纳含量；
低密度固相和加重材料含量。
GB/T16783.2-2012
附录B.C、D.E、G、H、J给出了附加的试验方法，可以选择使用，以测试下列性能：a)
静切力；
钻屑上的油和水含量；
钻井液活度；
苯胺点；
钻屑活度；Www.bzxZ.net
活性硫化物；
g）非水基钻井液含砂量。
附录I给出了供选择使用的程序，可用于：玻璃量具、温度计、黏度计、蒸馏器杯和钻井液密度计的检验和校正。附录F给出了下述计算的示例：
石灰、矿化度和固相含量。
本部分适用于油基钻并液的现场测试和分析。2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。2.1
ACSreagentgrade
ACS试剂级
符合美国化学协会（ACS)规定的纯度标准的化学试剂级别。3缩略语
下列缩略语适用于本文件。
AC——交流电
ACS—美国化学协会
GB/T16783.2-—2012
CAS—化学文摘社
CGS—厘米克秒制
EDTA——乙二胺四乙酸
ES电稳定性
一高温高压
OCMA——油公司材料协会
PNP——丙二醇正内基醚
聚四氟乙烯
SI-国际单位制
TC一盛液用
TD—移液用
USC美国传统单位制
4钻井液密度测定
4.1概述
本测定程序是一种测定给定体积流体质量（即密度）的方法。钻并液密度的单位为g/cm2或kg/m3。
4.2仪器
4.2.1密度计：准确度可达士0.01g/cm（或士10kg/m2）的任何一种仪器均可使用。通常用钻井液密度计来测定钻井液的密度。钻并液杯位于臂梁的一端，由臂梁另一端的一一个固定平衡重物和·个可沿刻度梁白由移动的游码来平衡。臂梁上装有一水准气泡以保证准确的平衡，必要时可使用扩大量程的附件。
应使用淡水对仪器进行常规性校正。在21℃时，用淡水获得的读值应为1.00g/cm（或1000kg/m\）。否则，应根据需要调节刻度梁末端的平衡螺丝或增减刻度梁末端小孔内的铅粒数。4.2.2温度计：量程为0℃～105℃。4.3测定程序
将仪器底座放置在一个水平的平面上。4.3.2测量并记录钻井液的温度。4.3.3将搅拌均匀的待测钻井液注入清洁、干燥的钻井液杯中。将杯盖放在注满钻井液的杯上，旋转杯盖至压紧。确保有一些钻井液从小孔挤出，以排出钻井液中夹带的空气或其他气体。4.3.4将杯盖握紧在钻井液杯上（同时用一手指堵住杯盖的小孔），将杯了外部冲洗干净并擦干，或直接擦于净。
4.3.5将仪器臂梁放在底座上，沿刻度梁移动游码使之平衡。当水准泡位于两条刻度线中间时即达到了平衡。
4.3.6从游码朝向钻井液杯的一侧读取钻井液密度值。当使用扩大量程的附件时应进行适当的校正。4.4单位换算
记录钻井液密度值e，精确到土0.01g/cm。4.4.1
4.4.2使用式(1)～式（3)可将密度转换为其他单位：2
1g/cm2==1000kg/m
1g/cm62.3lb/ft3
1g/cm2=8.345Ib/gal
表1中给出了SI制与USC制之间密度单位换算。压力梯度的单位换算如式（4)、式(5)所示：Ap.=9.81Xg/cm
Ap,=0.0226×psi/1000ft
式中：
钻井液，单位为kPa/m。
钻井液密度测定的替代方法
5.1概述
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.（1)
-（4)
（5）
对于夹带空气或其他气体的钻井液来说，加压密度计可以给出较常规密度计更为准确的测定结果。加压密度计的操作与常规密度计相似，所不同的是在加压下将钻井液样品注人到固定体积的样品杯中。在加压下注人样品的日的是把夹带的空气或其他气体对密度测量的影响降到最低程度。对样品杯加压后，可将任何夹带气体的体积压缩到可以忽略不计的程度，这样测得的密度更接近于井底条件下的数值。
5.2仪器
5.2.1密度计：准确度可达士0.01g/cm（或士10kg/m）的任何一种仪器均可使用。通常用加压钻井液密度计来测定含气钻井液的密度。钻井液杯位于臂梁的一端，由臂梁另一端的个固定平衡重物和一个可沿刻度梁自由移动的游码来平衡。臂梁上装有一水准气泡以保证准确的平衡。
表1SI制与USC单位制密度换算
1b/gal
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：与相对密度的值相同。
，精确的换算系数。
表1(续）
1b/gal
Ib/ft3
使用淡水对仪器进行常规性校正。在21℃时，用淡水获得的读值应为1.00g/cm（或1000kg/m）。否则，应根据需要调节刻度梁末端的平衡螺丝或增减刻度梁末端小孔内的铅粒数。5.2.2温度计：量程为0℃～105℃。5.3测定程序
5.3.1测量并记录钻并液的温度。5.3.2将搅拌均勾的样品注入样品杯中至液面略低于杯的上缘（约差6mm）。5.3.3盖上杯盖，同时将盖上的单向阀置于下位（开启位）。向下压紧杯盖直至杯盖外缘与样品杯上的缘面接触。过量的钻井液会通过单向阀排出。将单向阀上提至关闭位置。用基油洗净样品杯和螺纹，然后拧紧带螺纹的样品杯盖。
5.3.4加压器的操作与注射器相似。使活塞杆位于完全向内的位置，将加压器的下端浸入钻井液中。上拉活塞杆将钻井液吸人加压器缸筒内。为保证钻井液样品不被上次清洗加压器时残留的液体所稀释，应将第一次吸入的钻井液排掉，再另抽一次新鲜钻井液。5.3.5将加压器喷嘴套入带有0形圈的杯盖加压阀上。下压加压器缸筒迫使单向阀处于下位（开启位），同时内推活塞杆，以便对样品杯加压，活塞杆上的压力应维持在大约225N或更大一些。5.3.6杯盖上的单向阀是由压力驱动的；当样品杯内有压力时，单向阀就会被上推至关闭位置。为使阀逐渐关闭，在保持活塞杆压力的情况下，减缓缸简的下压力，单向阀关闭后，先释放活塞杆的压力再取下加压器。
5.3.7加压后的钻井液样品即可用来测定密度。将样品杯外部洗净并擦干，并将仪器臂梁放在底座上，左右移动游码使臂梁达到平衡。当水准泡位于两条黑色标线的正中间时，臂梁即达到了平衡。从游码箭头记号一侧读取密度值。
5.3.8为放掉样品杯内的压力，再次连接上空的加压器，将其缸简下压。5.3.9用基油彻底清洗样品杯。
5.4计算
记录钻井液密度值，精确到士0.01g/cm。4
5.4.2使用4.4.2中的式(1)～式（3)可将密度转换为其他单位。6黏度和切力测定
6.1概述
GB/T16783.2--2012
黏度和切力是和钻井液流变性相关的参数。用下列仪器来测定钻井液的黏度和/或切力：a）马氏漏斗—一种用于日常测定黏度的简单设备；b）直读式黏度计一一种用于在不同剪切速率下测量黏度的机械设备。注：APIRP13D中对流变性进行了深人的论述。6.2使用马氏漏斗测定黏度
6.2.1仪器
6.2.1.1马氏漏斗：在21℃土3℃下，流出946mL淡水的时间为26s士0.55，用一个标有刻度的杯子作为接收器。
马氏漏斗应具有如下特征：
a）漏斗锥体：长度305mm，直径152mm，至筛网底部以下容积1500ml。b）孔颈：长度50.8mm，内径4.7mm。c）筛网：孔眼尺寸1.68mm(12目），固定在距漏斗上缘19mm的位置上。6.2.1.2刻度杯：容量至少946mL。6.2.1.3秒表：精度±1s/h。
6.2.1.4温度计：量程为0℃~105℃。6.2.2测定程序
用手指堵住漏斗流出口，将新取的钻井液样品通过筛网倒人千净并直立的漏斗内，直到样品6.2.2.1
液面达到筛网底部为止。
6.2.2.2移开手指同时启动秒表，测量钻井液流至杯内946mL刻度线所需要的时间。6.2.2.3测量钻井液的温度（℃），6.2.2.4以s为单位记录6.2.2.2中测得的钻井液的流出时间，作为钻井液的漏斗黏度，并以℃为单位记录6.2.2.3中测得的钻井液温度。6.3使用直读式黏度计测定黏度和/或切力6.3.1仪器
6.3.1.1直读式黏度计：由电机或手动曲柄提供动力。钻井液处于两个同心圆筒间的环形间隙内。外筒或称转筒以一定的转速旋转。浸在钻井液中的外筒或称转筒的转动对内筒或称吊锤施加一个扭矩。有一扭力弹簧限制了吊锤的转动，与吊锤相连的表盘指示出吊锤的偏转量。仪器常数已调好，因此利用外简在300r/min和600r/min下转动时的读值可得到表观黏度、塑性黏度和屈服值。黏度计的各个部件应满足下列规格：a）转筒：
内径：
总长度：
刻度线：位于转筒底沿之上58.4mm处，恰在刻度线之下有两排相间120（2.09弧度）、直径3.18mm的小孔。
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b）吊锤（密闭，平底锥顶）：
直径：
柱体长度：
38.00mm。
扭力弹簧常数：386dyn·cm/度。c）
d）转简速度：
高速：
低速：
600r/min;
300r/min。
注：不同厂商生产的黏度计还有其他转速。6.3.1.2秒表：精度士1s/h。
6.3.1.3黏度计恒温杯。
温度计：量程为0℃～150℃。
6.3.2测定程序
6.3.2.1将钻井液样品倒入恒温杯中，留出足以容纳吊锤和转筒将占用的空间（100mL）。使样品液面恰好没至转筒的刻度线处。现场测量时应在取样之后尽快进行。测量应在50℃十1℃、65℃土1℃或出口温度下进行。取样地点及测试温度应在报表上指出。最高推荐测试温度为90℃。如果需要测量温度高于90℃的钻井液，应使用实心金属吊锤或内部完全干燥的空心金属吊锤。
警告：当浸入高温流体中时，空心吊锤中残留的液体可能会蒸发而导致吊锤爆裂。6.3.2.2将样品加热或冷却至所选择的温度。在加热或冷却的同时，应以600r/min的转速间歇地或连续地搅拌样品，以获得均匀的样品温度。在样品杯达到所选择的温度后，将温度计插到样品中，继续搅拌，直到样品也达到所选择的温度。记录样品温度。6.3.2.3当转简在600r/min旋转时，等待转盘读值稳定（其时间取决于钻井液的特性）。记录下6001/min时刻度盘读值。
6.3.2.4将转速转换到300r/min，等待转盘读值稳定。记录下300z/min时刻度盘读值。6.3.2.5将钻井液样品在6001/min下搅拌10s。6.3.2.6将样品静置10s。在3t/min转速下启动黏度计，将获得的最大读值作为初切力。记录初切力（10s切力），单位为1b/100ft2。注：单位换算系数：11b/100ftz=0.4790Pa。6.3.2.7将钻井液样品在600r/min下重新搅拌10s，并使之静置10min。重复6.3.2.6中的测定，此时的最大读值为10min切力，单位为1b/100ft\。6.3.3计算
按式（6)、式(7)和式(8)分别计算塑性黏度、届服值和表观黏度。PV=60—Φ300
YP=0.48×(Φ300-PV)
AVno/2
式中：
一塑性黏度，单位为毫帕秒（mPa·s）；PV
YP——动切力，单位为帕(Pa)；AV-表观黏度，单位为毫帕秒（mPa·s)；d600…黏度计在600r/min时的读值；Φ300
一黏度计在300r/min时的读值。注1；可将黏度换算成CGS单位制：1mPa·s=1cP。注2：当使用USC单位制时，YP的单位为lb/100ft*，此时计算如下：YP=@一PV。6
（6）
7滤失量测定
7.1概述
GB/T16783.2-2012
7.1.1油基钻井液滤失行为及滤饼特性的测定，与滤液本身（如油、水相或乳状液含量）的特性一样，均为钻并液控制和处理的基础。
7.1.2油基钻井液的滤失行为受其固相及乳化水的含量、类型和颗粒尺寸的影响，也受液相性质的影响。这些不同组分间的相互作用还可能受温度和压力的影响。7.1.3为了提供数据以供比较，滤失试验通常在室温和高温下进行。本部分中给出了两种高温试验程序：一种是175℃以下试验，另一种是175℃～230℃试验。根据所需试验温度使用所规定的试验设备和步骤。
注：这里未述及油基钻井液的室温滤失试验，但可按GB/T16783.1给出的水基钻井液的试验程序进行。7.1.4对于175℃以下试验，可以使用175mL、250mL或500mL的试验设备；对于175℃以上试验，只能使用500mL的试验设备。500mL设备应配有热电偶，以便测量钻井液杯中的钻井液温度，而且应使用多孔性过滤介质。
7.2高温高压试验（175℃以下）7.2.1仪器
高温高压滤失仪，由下列部件组成：a）
钻井液杯，在高温下能承受9000kPa的压力；压力气源，氮气或二氧化碳，带有调压器；b)
注：最好用氮气。
加热系统，可升温至175℃；
带压滤液接受器，可维持适当回压（见表2），以避免滤液的闪蒸或汽化；表2推荐的最低回压
水的蒸汽压
“正常”现场试验的上限
最低回压
钻井液杯，简壁上有一温度计插孔，配有一个可移开的端盖，且带有过滤介质支撑网和耐油密e)
封圈。
注：钻井液杯两端均带有阀杆，在试验过程中，可根据需要开启和关闭，警告：并非所有制造商的设备都能达到同样的温度和压力。关于样品体积、试验温度、试验压力等参数，应严格遵守设备制造商的说明，这点是至关重要的。否则可能会造成严重的人身伤害。GB/T16783.2—2012
一氧化二氮气弹不可用作高温高压滤失试验的压力源。在高温高压下，一氧化二氮在油脂、油或含碳物质存在的情况下会发生爆炸。一氧化二氮气弹只能用于加勒特气体分析器的碳酸根分析（见附录H)。
7.2.1.2过滤介质：200℃以下试验，用WhatmanNo.50.S&S576或等效滤纸；7.2.1.3计时器：机械或电子式，至少能定时30min。7.2.1.4温度计：量程260℃，长度12.5cm以上。7.2.1.5刻度量筒（TC)：细长型，容量10mL或20mL。7.2.1.6刻度量筒（TC)：容量25mL（任选）。7.2.1.7现场用搅拌器：转速10r/min、1000r/min、15000r/min。7.2.1.8尺子：毫米刻度，用来测量滤饼厚度。7.2.2测定程序
将温度计插人加热套上的测温孔内，将加热套预热到比所要求的试验温度高大约6℃，将恒7.2.2.1
温器调节至所需要的试验温度。如果滤失仪装有热电偶来测定钻井液杯内钻井液的温度（即试验温度），那么在试验期间应监测并维持该温度。用这种温度测定法所获得的试验结果，可能与基于筒壁温度测定所获得的滤失量有所不同。应注明监测的是钻并液温度还是简壁温度。7.2.2.2用现场揽拌器将钻井液样品搅拌10min，将样品倒人钻井液杯，留出至少2.5cm的空间，作为钻井液膨胀的预留容积，装好滤纸。7.2.2.3组装好钻井液杯，在顶、底阀杆关闭的情况下，把钻井液杯放人加热套中。将温度计从加热套移至钻井液杯测温孔中。
7.2.2.4将高压滤液接收器与底阀杆相接并锁定之。应确保接收器内没有残留水或油。7.2.2.5将压力气源分别与顶阀杆及下部的滤液接收器连接并锁定。7.2.2.6保持两个阀杆关闭的情况下，将顶压调节器调至较表2中所示的最低回压高690kPa。开启顶阀杆，必要时重新调节顶压至较表2中所示的最低回压高690kPa。之后调节回压调节器至表2中所示的在该温度下的最低回压。维持这个压力直到升温至所需温度。注：如果达到试验温度所需时间超过1h，则加热器可能有故障，因而试验结果的可靠性值得怀疑。7.2.2.7样品达到所选定的试验温度后，开启底阀杆，立即将顶压增加至较回压高3450kPa（此时即是滤失试验开始），同时启动计时器。试验期间温度波动应维持在土3℃之内。如果在试验期间回压升至设定的回压值以上，就小心地从接收器中放出部分滤液以降低回压，同时将滤液收集。7.2.2.8将滤液收集在细长型刻度量简中（或任选刻度量简中），记录30min时所收集的滤液总体积（水和油）。如果有固相出现，也应记录其体积。注：使用细长型量筒可以更准确地检测出滤液中水或固相的存在，也可以更精确地测出其体积。对量筒中的乳化界面处加热可促进滤液中水、固相和油的分离。7.2.2.9收集滤液30min后，立即断开加热套的电源。先关闭顶阀杆，再关闭底阀杆。按照制造商的详细操作说明，泄掉调节器和管线中的压力，然后拆下加压装置。将钻井液杯从加热套中取出，使之冷却至50℃以下。在冷却、泄压和拆卸钻井液杯期间应保持钻井液杯垂直向上。警告：即使在冷却之后，钻并液杯内的压力仍可能很高，具有一定的危险性。在释放掉钻井液杯内的压力之前就拆卸钻井液杯，可能会造成人身伤害。7.2.2.10缓慢开启顶阀杆，从钻井液杯顶部放掉压力，应避免钻井液随气体一起喷出。确保钻井液杯中的压力完全被释放，然后小心拆卸钻井液杯。1）WhatmanNo.50和S&S576滤纸是适合的市售产品的两个实例。给出这一信息是为了方便本标准的使用者，并不表示对这些产品的认可。
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