ICS 75.020 E 14 备案号：48177—2015
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 58342014 代替SY/T5834—2007
低固相压并液性能指标及评价方法
Performance specifications and measuring methods of low-solid killing fluid
2014一10一15发布
2015一03一01实施
国家能源局 发布 SY/T58342014
目 次
前言
I
范围规范性引用文件 3 术语和定义 4. 性能指标 5 评价方法
1
2
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
5.1
6
6.1 高压过程 6.2 高温过程 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）；一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）；增加了“水不溶固相含量”性能指标和测定方法（见表1和5.6）；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/T 5834—2014
低固相压井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。
1范围
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。
2规范性引用文件
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/T16783.1一2006石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液 SY/T0026一1999水腐蚀性测试方法 SY/T6540一2002钻井液完井液损害油层室内评价方法
3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%的水基压井液。
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。
4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 1.00~~1.80 10~50
密度（常温），g/cm3 表观黏度，mPas 水不溶固相含量 API失水量，mL/30min 高温高压失水量，mL/30min
≤4% ≤16 ≤40 ≤15% ≤0.076
岩心渗透率损害率腐蚀率，mm/年
1 SY/T58342014
5.3.2.3用量筒量取基液2500mL注人3000mL烧杯内。 5.3.2.4安装搅拌器，缓慢放人盛有基液的烧杯内，宜将搅拌棒末端调节至距烧杯底部约1cm处。 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，缓慢倒人盛有基液的烧杯中，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土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），依次加人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—2006的4.2~4.4的规定执行。 5.5表观黏度测定
表观黏度测定按GB/T16783.1—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mk和mo。 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mk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mk2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：
C = me = mm ×100 %
(1)
mk-mkl
式中： Ck 压井液总固相含量，以百分数表示； m ko 盛放压井液的烧杯质量，单位为克（g）； mk1 烘干前压井液质量（含烧杯），单位为克（g）；
烘干后压井液质量（含烧杯），单位为克（g）。
77712
5.6.7按公式（2）计算压井液中可溶固相含量：
C. =型品二m" × 100%
（2)
m-mf
式中： C压井液中可溶固相含量。以百分数表示； mio- 盛放压井液滤液的烧杯质量，单位为克（g）； m 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）。
7772
5.6.8按公式（3）计算压井液中水不溶固相含量： SY/T5834—2014
Cns = Ck - C
(3)
式中： Cns压井液中水不溶固相含量，以百分数表示。
5.7失水量测定 5.7.1API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试验中所用岩心宜选择目的储层岩心。其次可选用与目的层岩性、物性相近的岩心。 5.8.1.2岩心准备按SY/T6540—2002中6.1~6.6的规定执行。 5.8.2测定方法
岩心渗透率损害率测定按SY/T65402002中8.1～8.5的规定执行。 5.8.3岩心渗透率损害率计算
按公式（4）计算岩心渗透率损害率：
ki
Ra=（1- kn X100%
(4)
式中： R。岩心渗透率损害率。以百分数表示； k一一压井液损害岩心前岩心对煤油的平衡渗透率，单位为毫达西（mD）； k，一一压井液动态损害岩心后岩心对煤油的平衡渗透率，单位为毫达西（mD）。
5.9腐蚀率测定
离蚀率测定按SY/T0026一1999的规定执行。
6健康，安全，环境控制要求
6.1高压过程 6.1.1使用经检定合格的压力表，防止失准及由此产生的人身伤害。 6.1.2岩心流动试验仪使用过程中应检查试验流程。防止憋压；试验完成后应充分泄压， 6.2高温过程 6.2.1使用电热恒温干燥箱时应防止高温烫伤。 6.2.2测定高温高压失水量过程中，除操作人员外其他人员应远离现场，操作人员应注意防止高压及高温液体流出伤人。 6.3接触压井液后
操作人员接触压井液后应及时清洗，避免造成伤害。
4 SY/T5834—2014
6.4 废液废渣处理
试验中产生的废液废渣应集中回收处理，不应随意排放污染环境， 6.5 劳动防护
试验过程中，操作人员应将实验服、口罩、手套等防护用品穿戴整齐。