QHS 14005—2011高温高压井钻井指南

Q/HS 中国海洋石油总公司企业标准

Q/HS14005—2011

高温高压井钻井指南

Guideline for high pressure-high temperature well drilling

2011－08－03发布2011－11－01实施中 国 海 洋 石 油 总 公 司发布

Q/HS 14005—2011

目次

前言 (Ⅱ)

1 范围 (1)

2 规范性引用文件 (1)

3 术语和定义 (1)

4 设计要求 (1)

4.1 设计原则 (1)

4.2 基础资料 (1)

4.3 井身结构和套管柱设计 (2)

4.4 井控设计 (2)

4.5 钻井液设计 (2)

4.6 固井设计 (2)

4.7 钻具组合设计 (3)

4.8 风险分析及应急处理预案 (3)

5 作业要求 (3)

5.1 钻前检验 (3)

5.2 作业时间窗口 (3)

5.3 钻开高温高压地层前的安全检查 (3)

5.4 高压地层钻进 (3)

5.5 井控 (4)

5.6 起下钻 (4)

5.7 钻井液降温 (4)

5.8 钻井液的配置与维护 (4)

5.9 电缆测井作业 (4)

5.10 下套管作业 (5)

5.11 固井作业 (5)

5.12 弃井作业 (5)

附录A（资料性附录）钻开高温高压层之前的安全检查表 (6)

I

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II

前言

本标准的起草依据GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》。 本标准由中国海洋石油总公司钻完井专业标准化技术委员会提出并归口。

本标准起草单位：中海石油（中国）有限公司湛江分公司。

本标准主要起草人：黄凯文、张勇、汪顺文、黄熠、李炎军、罗黎敏。

本标准主审人：周俊昌、罗勇。

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高温高压井钻井指南

1 范围

本标准给出了海上高温高压井钻井设计和作业的指南。

本标准适用于中国海洋石油总公司在中华人民共和国的内水、领海、毗连区、专属经济区、大陆架，以及中华人民共和国海管辖的其他海域内进行的高温高压井钻井。在境外的水域、高温或高压的钻井亦可参照使用。

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。

SY/T 5431 井身结构设计方法

SY/T 5480 固井设计规范

SY/T 10025 海洋钻井装置作业前检验规范

Q/HS 2025 海洋石油弃井规范

Q/HS 2028 海上钻井作业井控规范

Q/HS 14003 套管柱设计要求

Q/HS 14004 下套管与固井作业安全要求

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

高温高压井high pressure-high temperature well（HPHT well）

井底温度大于150 ℃，且地层孔隙压力大于68.9 MPa (10000 psi) 或地层孔隙压力当量密度大于1.80 g/cm3的井。

4 设计要求

4.1 设计原则

4.1.1钻井装备、工具、材料及工艺应满足预测井眼最高温度和最大地层压力条件下作业的要求，装备、工具和材料的关键技术指标和抗高温高压参数应在设计中明确。

4.1.2 应强化一级井控，准备二级井控方案，做好三级井控的应急处理预案。

4.2 基础资料

4.2.1宜在钻井作业之前一年收集目标井的地质和环境资料以及邻井的钻井、地质资料。

4.2.2压力曲线至少应包括地层孔隙压力、地层破裂压力和上覆岩层压力的连续曲线。

4.2.3 地层层位、岩性、压力过渡带的分界面深度误差宜控制在10 m以内。

4.2.4地层断层分布、层间压力连通性等资料。

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4.2.5 设计井深以下100 m内地层的岩性、压力等资料。

4.3 井身结构和套管柱设计

4.3.1潜在的高压层和薄弱地层不应在同一裸眼段内。

4.3.2 初探井的高压层段宜附加10 %的地层压力和温度预测值。

4.3.3 宜有备用井段。

4.3.4 技术套管和生产套管应采用气密型连接螺纹。

4.3.5 技术套管强度应按不低于40 %掏空进行设计，生产套管强度宜按100 %掏空进行设计，同时应考虑温度的影响。其他要求见Q/HS 14003。

4.3.6 套管柱设计安全系数选取如下:

a) 抗拉安全系数：1.6～1.8；

b) 抗外挤安全系数：1.125；

c) 抗内压安全系数：1.2。

4.3.7 若高压层需下套管封固，宜采用先下尾管、固井，再回接的方式。

4.3.8 井身结构设计的其他要求见SY/T 5431。

4.4 井控设计

4.4.1井口装置、防喷器组及节流管汇等额定工作压力应不低于目标井预测的最高地层孔隙压力。4.4.2井口装置、防喷器组、地面循环系统等耐温级别应不低于预测工作温度。

4.4.3钻井装置上的液气分离器处理能力应满足井控的需要。

4.4.4 除气器应满足钻井作业时的钻井液处理能力。

4.4.5 固井泵及其到钻台的高压管线的额定工作压力应不低于目标井预测的最高地层孔隙压力。

4.4.6 钻井装置应有快速下灰加重钻井液系统。

4.4.7其他要求见Q/HS 2028。

4.5 钻井液设计

4.5.1宜在实验室模拟井下温压条件，进行系统评价的基础上确定钻井液的配方。

4.5.2应有高温高压稳定性、流变性、失水、泥饼及储层保护等钻井液性能评价。

4.5.3钻井液密度安全附加值见Q/HS 2028。

4.5.4应对使用的膨润土、加重材料等处理剂提出具体质量要求。

4.5.5应对固控设备的数量及规格提出具体要求。

4.5.6 应有硫化氢污染、井漏、卡钻、井涌和井喷等井下复杂情况和事故的处理措施。

4.6 固井设计

4.6.1 应按全过程压力平衡原则进行设计。

4.6.2 设计中应有防气窜性能及水泥石强度评价报告。

4.6.3水泥浆密度宜比钻井液密度高0.2 g/cm3以上，性能设计宜达到如下要求：

a) API失水小于30 ml；

b) 游离液为零；

c) 沉降稳定性小于0.02 g/cm3。

4.6.4水泥浆初凝时间的温度敏感性应满足±10℃的时间要求。

4.6.5 隔离液API沉降稳定性试验的上下密度差应小于 0.05 g/cm3。

4.6.6套管扶正器设计见Q/HS 14003。

4.6.7 套管串下入较深时宜使用双浮箍，碰压位置距离浮鞋宜不低于30 m。

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