钻井液现场技术服务管理规定

钻井液现场服务技术管理规定
拟制人: xxxxxx
审核人: xxxxxx
批准人: xxxxxx
钻井液技术服务公司
2019.10.15
钻井液现场服务技术管理规定
1.钻井液主要技术指标总体要求
1.1钻井液密度除满足平衡油、气层压力要求外，还要考虑平衡地层坍塌压力等异常地层压力的需要（在保持井眼稳定、安全钻进的前提下，钻井液密度宜采用低限；对高压水层、盐膏层等特殊复杂地层及塑性地层，钻井液密度宜采用高限）。

1.2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；在储层井段钻进时，含砂量宜控制在0.2%（体积百分数）以内。

正常情况下，钻井液固相含量（非加重体系）应控制在8%（体积百分数）以内，般土含量控制在25—50g/l（特殊井、特殊体系除外）。

1.3在确保井眼清洁的前提下，宜选用较低的粘切值，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，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；钻井液动切力与塑性粘度之比YP/PV：淡水体系一般控制在0.2-0.4Pa/mPa.s，盐水体系一般不得低于0.15Pa/mPa.s。

1.4泥饼摩擦系数不大于0.2，定向井、深井等根据单井钻井设计要求确定。

1.5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；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。

1.6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。

1.7盐水体系含盐量(矿化度)应保证体系具有稳定性和高于油气层盐敏下临界值，一般滤液Cl- 浓度要大于6×104mg/l。

1.8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。

2.钻井液现场管理
2.1施工准备
2.1.1依据GB/T 16783《钻井液现场测试》或《钻井工程设计》的相关要求，做好钻井液实验仪器、设备和试剂的配置。

2.1.2认真检查固控设备、循环系统，是否运转正常，能否满足钻井生产需要，如存在问题，应及时向相关部门或钻井液技术服务公司反映。

2.1.3及时查阅邻井资料，熟悉《钻井工程设计》和《钻井地质设计》，掌握钻井液设计，了解施工井存在的技术难点、预防措施和油层保护措施等；制定所钻井的钻井液技术施工方案，向其它现场作业人员进行钻井液技术交底，钻井液技术施工方案及时张贴上墙。

2.1.4根据《钻井工程设计》、《钻井液技术施工方案》及材料库存情况，做好钻井液处理剂的申报送料计划；
2.1.5领取齐全各种资料报表。

2.2预水化膨润土浆与处理剂胶液配制
2.2.1取样检测分析现场钻井液用水（不存在条件的取样送钻井液公司化验），以确定是否需要对钻井液用水进行预处理。

2.2.2预水化膨润土浆的配制
按配方要求向配浆罐中依次加入60～80%水、烧碱或纯碱，搅拌溶解15分钟后，在继续搅拌的状态下，使用混合漏斗或剪切泵加入所需膨润土粉，加料完毕，循环2周，继续搅拌不少于2h，水化时间不少于24h。

2.2.3钻井液处理剂胶液的配制
在处理剂胶液配制罐中加入80～90%水，使用混合漏斗或剪切泵均匀加入所需的处理剂，保持搅拌直到充分水化溶解。

2.3技术交底和验收
2.3.1重点探井、大位移、大斜度定向井、水平井及特殊要求的高难度井，施
工前钻井液技术服务公司根据《钻井工程、地质设计》，查阅、分析邻井资料，制定钻井液技术施工方案并进行现场交底（施工中，井队要严格执行技术施工
方案，施工中如出现特殊情况，要及时向钻井液技术服务公司汇报，并由其对技术施工方案进行及时调整，满足施工需要。

钻井液技术施工方案要随完井资料上交）。

2.3.2各次开钻及钻开油层前参加工程部或甲方组织的现场验收。

2.3.3验收的内容为钻井液体系及性能、钻井液检测仪器及相应的工作条件、钻井液及处理剂储备的数量质量和储备条件、钻井液固控设备、配浆设备、循环系统等，满足钻井生产和甲方要求。

2.4维护和处理
2.4.1现场钻井液维护和处理的基本要求
2.4.1.1钻井液性能应符合设计等技术要求，保证安全钻井、取全取准各项资料、保护储层。

现场钻井液性能不能满足安全施工需要变更钻井液设计时，应履行设计变更手续。

2.4.1.2钻进过程中检测取样要求：钻井液中硫化氢含量检测，应在振动筛前取样；进口钻井液密度检测，应在泵上水罐取样；其他钻井液性能检测，应在振动筛后钻井液槽取样。

2.4.1.3钻进过程中，应加强钻井液性能检测和液面监控，应根据钻井液性能检测结果及井下情况，及时补充所需处理剂、胶液或新配制的钻井液进行维护处理和补充，维持优质钻井液性能，并保持循环体积。

2.4.1.4钻井液性能发生异常变化或进行大型处理前，都要进行室内小型实验，优选处理方案，按照优选出的室内实验方案进行处理。

2.4.1.5钻井液性能现场维护处理应遵循稳定、均匀的原则，应采取“等浓度”和“按循环周补充”的原则维护处理钻井液。

2.4.1.6需要对钻井液进行大型维护处理时，应提前与工程、地质录井提前沟通交流，以室内实验结果为依据进行处理，钻具宜上提至技术套管或安全井段内，先按小型试验配方减量处理，观察处理效果后，继续下一步处理，以满足井下安全要求。

2.4.1.7按照设计要求，保证振动筛、除砂器、除泥器或清洁器、离心机等固控设备的使用率，提高使用效果，及时除去钻井液中的劣质固相。

2.4.1.8按照设计要求，做好储层保护工作。

2.4.1.9电测、下套管及固井前，应根据井下实际情况优化调整钻井液性能。

2.4.1.10按照设计和井控要求，做好加重钻井液和各种应急材料的储备。

定期
搅拌储备的加重钻井液，每天检测并维护其性能，保持储备钻井液良好的流变
性和沉降稳定性等性能。

2.4.2现场钻井液维护和处理
2.4.2.1密度的调整
2.4.2.1.1钻井液密度值应执行《钻井工程设计》要求。

2.4.2.1.2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。

2.4.2.1.3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：
a. 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。

b. 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0.02～0.03g/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和封堵材料，提高钻井液的润滑性和地层承压能力。

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。

2.4.2.2流变性的调整
2.4.2.2.1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。

2.4.2.2.2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。

2.4.2.2.3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。

2.4.2.2.4由于处理剂高温降解失效或减效，导致粘度和切力升高时，宜加入抗温性更强的降粘剂处理。

2.4.2.2.5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。

2.4.2.3滤失量的控制
2.4.2.
3.1按照设计要求保持钻井液中膨润土的适当含量。

2.4.2.
3.2加入优选合格的钻井液降滤失剂或其胶液，控制钻井液滤失量。

2.4.2.
3.3控制钻井液高温高压滤失量，加入钻井液高温降滤失剂外，宜配合使用软化点与井段温度相匹配的封堵类处理剂。

2.4.2.
3.4当钙侵等污染造成的钻井液滤失量升高，先以处理污染为主。

2.4.2.4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。

2.4.2.5 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。

2.4.2.6盐水侵的处理
在盐水层钻进时，适当提高钻井液密度，防止地层盐水大量侵入钻井液。

钻井液受到大量地层盐水侵污后，根据侵污程度适当排放盐水或受污染钻井液，加入合适的抗盐处理剂、胶液或补充新的钻井液处理并调整至合理性能。

2.4.2.7 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、降失水剂等处理剂或其胶液处理，并调整至合理性能。

2.4.2.8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。

2.4.2.9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—11，并提高钻井液密度，生石灰的加量应以CO
32-、HCO
3
-的浓
度或小型试验结果为依据。

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。

2.5井下复杂情况的预防和处理
2.5.1井壁失稳
2.5.1.1井壁失稳的预防
①根据井下实际情况，在密度设计范围内，选择合适的钻井液密度。

②钻进易失稳地层前，增加抑制剂、防塌剂、封堵剂和降滤失剂的加量，提高钻井液的抑制性和封堵能力，控制好钻井液的滤失量，改善钻井液滤饼质量。

③起钻前，根据当量密度打入重浆，补偿静止时的循环压耗；起下钻时，控制好起下钻的速度，不得硬拔硬压，避免产生压力激动，及时灌满钻井液，保持井筒压力平衡。

④开泵操作要平稳，严防蹩泵，蹩垮地层。

⑤调节好钻井液性能和循环排量，保持井眼清洁，减轻钻井液对井壁的冲刷。

2.5.1.2井壁失稳的处理
①当井下出现剥蚀掉块时，宜采用增强抑制性，加大防塌封堵材料的含量，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。

③在采用增强抑制性，加大防塌封堵材料的含量，提高钻井液的粘度和切力，降低滤失量等方式处理后，效果仍不理想，应考虑适当提高钻井液密度，平衡地层压力。

④循环划眼结束并恢复正常钻进后，宜保持较高的粘度、切力和调整后密度钻进。

待岩屑返出正常后，方可逐步调整钻井液密度、粘度和切力。

2.5.2井漏
2.5.2.1井漏的预防
①根据钻井设计和地层压力资料，确定合理的钻井液密度范围。

②避免不均匀加重引起的高密度段塞进入井筒压漏地层。

③控制下钻和开泵速度，避免井下压力激动压漏地层。

④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。

⑤优化钻井液流变性，适当降低泵排量，降低循环压耗和井底循环当量密度。

⑥在易漏地层井段，根据钻具组合，提前加入合适的随钻堵漏剂，提高钻井液的防漏能力。

2.5.2.2井漏的处理
①发生井漏时，应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、地层岩、地层最大破裂能力等资料综合分析判断，确定井漏的井深和类型，并制定相应的处理措施。

②漏速小于5m3/h的漏失：宜停钻停泵静止观察，上提钻具至技术套管内或漏层以上安全井段，环空灌满钻井液，静止观察几小时，当环空液面不在下降时，小排量开泵，缓慢下钻，恢复钻进，用低排量低钻速钻进穿过漏层。

如果仍有漏失，宜采用适当提高钻井液粘度和切力，降低密度，加入随钻堵漏剂等方法处理，以减弱或阻止漏失，同时注意保持钻井液的良好抑制性和润滑性等性能。

③漏速为5-10m3/h的漏失：宜先采用静止堵漏、提高钻井液粘切、适当降低密度、加入随钻堵漏剂等方法进行堵漏，并根据随钻堵漏剂的粒径更换合适的振动筛筛布，保持钻井液的良好抑制性和润滑性等性能。

如果堵漏无效，应采用泵入桥塞堵漏浆法堵漏，下入光钻杆或未装水眼牙轮钻头至漏层顶部按堵漏施工技术规范进行堵漏作业，条件允许时，宜进行蹩挤。

④漏速为10-20m3/h的漏失：宜在连续灌浆状态下起钻，下入光钻杆至漏层顶部，注入桥塞堵漏浆，然后上提钻具至技术套管内或上部井壁稳定的裸眼井段，条件允许时，应进行蹩压挤堵。

如果堵漏无效，应适当增大堵漏材料尺寸、调整配比、增加堵漏材料浓度，配制高粘切高强度桥塞堵漏段塞浆，并按上述方法替入漏失井段进行再次桥塞堵漏，直至堵漏成功。

⑤漏速大于20m3/h和失返性的井漏：宜在连续灌浆尽可能维持液面高度状态下起钻，下光钻杆至漏层顶部，替入高浓度、高粘切的桥塞堵漏浆或桥塞材料配合化学凝胶协同浆等段塞，然后上提钻具至技术套管内或上部井壁稳定的裸眼井段，条件允许时，应进行蹩压挤堵。

如果堵漏无效，宜采用桥塞堵漏浆段塞配合水泥浆段塞、速凝胶质水泥浆、纤维水泥浆以及化学凝胶堵漏等进行堵漏作业，直至
堵漏成功。

⑥在井下条件允许和现场供水充足、钻井液准备充足的情况下，宜采用不装水眼牙轮钻头，采用含有合适堵漏材料的钻井液循环，强行钻进，揭开漏层，然后进行堵漏；或采用先抢钻通过漏失严重的漏层，然后用打水泥段塞封固等方法堵漏；在漏层井段强行钻进时，停止使用全部固控设备，保持钻井液中堵漏材料适当含量，钻井队优选合适的泵排量，同时做好防卡等工作。

钻井液技术负责人员应提前与钻井工程人员、录井人员及时沟通，做好协调与准备工作。

⑦如遇无法起钻情况下的漏失，选择适合井筒内钻具结构的堵漏剂类型进行堵漏作业。

⑧在储层段堵漏作业时，应征得甲方同意，宜选用可解堵的暂堵材料和堵漏方案。

⑨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。

2.5.3气侵与溢流
2.5.
3.1气侵与溢流的预防
气侵与溢流的预防应遵循以下要求：
①按井控规定，在整个钻井过程中，选择合理的钻井液密度。

②按井控要求，在油气层钻井过程中对钻井液性能和液面加强坐岗监测，气测有显示后加密测量密度，以便及时发现油气侵或溢流。

③维护处理时，准确计量因加入处理剂胶液、钻井液、加重剂等引起的钻井液体积变化，随时掌握钻井液液面的异常变化情况，以便及时发现油气侵或溢流。

④起下钻过程中，准确计量钻井液灌入和返出体积，并与相应钻具体积进行对比，随时发现和掌握钻井液总量的异常变化情况，以便及时发现油气侵或溢流。

2.5.
3.2气侵与溢流的处理
气侵与溢流的处理应遵循以下要求：
①发现油气侵或溢流后，按GB/T31033的规定处理。

②气侵时，宜采用液气分离器或除气器除气，根据井下情况适当提高钻井液密度，并根据需要加入乳化剂、消泡剂及合适的稀释剂等处理剂处理，调整好钻井液性能。

③提高钻井液密度进行压井时，应适当控制加重速度，防止加重过猛而诱发井漏。

2.6几种典型卡钻的预防和处理
2.6.1几种典型卡钻的预防
①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。

②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。

③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。

④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。

⑤循环加重时，每个循环周钻井液密度提高值宜为0.02～0.03g/cm3（应急压井作业除外），避免因钻井液密度不均造成卡钻。

⑥偏远或交通不便的施工队伍，应储备必要数量的解卡剂。

⑦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。

2.6.2几种典型卡钻的处理
2.6.2.1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。

2.6.2.2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。

③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。

2.6.2.3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。

②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。

2.6.2.4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。

3.固相控制
3.1管理职责分工
3.1.1钻井队应按照SY/T6223-2013《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》要求进行规范配置、安装与维护。

3.1.2钻井队负责固控设备常用更换零件的配备、领用；场地工负责振动筛的使用、维护、保养；钻井液工负责除砂器、除泥器、离心机等固控设备的使用、维护、保养，钻井液工程师负责对固控设备的使用、维护、保养进行监督。

3.1.3 对不符合要求或处理效果不佳的固控设备，钻井液工程师负责向井队提出书面修理要求，由钻井队负责安排修理，钻井液工程师验收。

3.1.4钻井液工程师负责根据锥形罐、循环罐沉砂情况向钻井队提出书面清砂要求，钻井队负责完成清砂工作。

搬迁前钻井队负责对所有罐进行全面清理，钻井液工程师负责验收。

3.2锥形罐、循环罐及过渡槽的清砂
①一开、二开完及转换钻井液体系时必须清理锥形罐及过渡槽。

②锥形罐沉砂大于锥形罐容积的3/4或离过渡槽高度小于20cm时，必须利用短起下或起下钻间隙及时清理锥形罐及过渡槽。

③过渡槽每班至少清理一次，流砂层钻进时要随时清理，确保钻井液畅通。

④及时对循环罐进行人工清砂，确保1号、2号罐沉砂最高处不大于30cm，3号、4号罐沉砂最高处不大于20cm。

⑤搬迁前必须对所有罐进行清砂，包括管线、过渡槽。

若是丛式井整拖，前一口井完井后必须对锥形罐、1号罐进行全面清砂。

3.3振动筛使用要求
①振动筛筛网应选择原装筛网，根据所钻区块备用不同目数筛网2-3套，每套1-2组。

②井口钻井液返出溢流口和振动筛进浆之间的高架管汇应有不小于3°的坡度。

丛式井作业时，该坡度角可视井场情况适度调整，确保钻井液流通顺畅，不积存钻屑。

③钻进及起下钻作业时，井口返出钻井液必须100%通过振动筛筛网进行固液分离。

④正常钻进排量下，钻井液筛面过流面积宜保持在75～80%。

⑤根据地层实钻情况及时调整筛网。

江苏域内施工的区块，上部流砂段必须使用80目以上的筛网，三垛组等易造浆地层必须使用110目以上的筛网，3000m以上地层必须使用140目以上筛网。

3.4 除砂器和除泥器的使用要求
①除砂器、除泥器的处理能力应达到钻进时最大循环排量的150%以上。

②除砂器、除泥器的旋流器数量及工作状态都应精心选择和调整，应备用旋流器1-2个，各种大小的喷嘴1-2套。

③除砂器进液口压力应不低于0.25Mpa，除泥器进液口压力应不低于0.3Mpa，根据需分离的固体颗粒大小及时调整旋流器喷嘴大小，使除砂器和除泥器的底流排液状态达到伞状。

④每班必须测量底流密度，底流密度和进液密度的合理差值应为：除砂器正常差值为0.36～0.72g/cm3，除泥器正常差值为0.12～0.30g/cm3。

⑤除砂器、除泥器筛网目数必须高于振动筛筛网目数，上部流砂层必须使用150
目筛网，三垛组造浆地层必须使用180-200目筛网，3000米以上地层必须使用200目以上筛网。

⑥除砂器、除泥器筛网若有破损必须及时更换，更换时间不得超过1小时。

3.5离心机的使用要求
①离心机的钻井液处理量仅为钻井液循环量的10-20%，不能完全依靠离心机处理钻井液中的无用固相。

②在上部砂砾层不使用离心机，三垛组泥岩地层应多使用离心机，在使用重晶石加重钻井液后应选择性使用离心机。

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。

③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）。

④运转2小时后，必须检查主轴承，主轴承升温不得高于50℃，最高温度不得高于85℃。

⑤使用中如出现剧烈振动或其他异常现象时，应立即切断电源，关闭进料阀门，并开启清水阀门，利用转动惯性冲洗转鼓和螺旋推料器。

4.性能检测与小型试验
4.1性能检测
4.1.1按照GB/T 16783《水基钻井液现场测试程序》进行现场钻井液性能检测。

4.1.2正常钻进时，每1h检测一次钻井液密度和漏斗粘度；6h检测一次中压滤失量、泥饼质量和PH值；每12h检测一次钻井液全套常规性能（流变性、含砂量等）；每24h测定一次膨润土含量和固相含量；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。

4.1.3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。

4.1.4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，测定温度根据井底实际温度确定。

井底温度（T
底）和井底循环温度（T
循
）确定方法如下：
①T
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）］。