QHS 14005—2011高温高压井钻井指南
石油行业安全生产标准化规范钻井实施指南
目次前言 (III)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (2)4 一般要求 (2)5 核心要求 (2)5.1 领导和承诺 (2)5.1.1 责任 (2)5.1.2 承诺 (3)5.1.3 安全文化建设 (3)5.2 HSE方针 (3)5.3 策划 (3)5.3.1 危害因素辨识、风险评估和风险控制 (3)5.3.2 法律法规和其他要求 (4)5.3.3 目标和指标 (4)5.3.4 方案 (4)5.4 组织机构、资源和文件 (4)5.4.1 组织机构和职责 (4)5.4.2 HSE管理者代表 (4)5.4.3 资源 (4)5.4.4 能力和培训 (5)5.4.5 沟通、参与和协商 (6)5.4.6 文件和文件控制 (6)5.5 实施和运行 (7)5.5.1 设施完整性 (7)5.5.2 承包商和供应商管理 (8)5.5.3 社区和公共关系 (8)5.5.4 作业许可 (8)5.5.5 运行控制 (8)5.5.6 变更管理 (12)5.5.7 应急管理 (12)5.6 检查 (13)5.6.1 监督检查和业绩考核 (13)5.6.2 不符合、纠正措施和预防措施 (13)5.6.3 事故报告、调查和处理 (13)5.6.4 记录控制 (13)5.6.5 内部审核 (13)5.7 管理评审 (14)II前言本标准旨在石油天然气勘探、开发生产、储运等生产活动中，结合作业特点，石油钻井单位全面落实AQ××××-××××(石油行业安全生产标准化规范导则)要求而制定的。
本标准按照GB/T1.1-2009给出的规则起草。
本标准由国家安全生产监督管理总局提出。
本标准由全国安全生产标准化技术委员会非煤矿山安全分技术委员会归口。
本标准主要起草单位：中国石油天然气集团公司安全环保与节能部。
本标准参加起草单位：中国石油集团川庆钻探工程有限公司、中国石油集团安全环保技术研究院、中海油田服务股份有限公司、胜利油田检测评价研究有限公司。
05钻井作业规程
1 目的为规范钻井作业安全管理，满足作业者要求，特制定本规程。
2 范围本规定适用于钻井事业部管理的陆地钻机。
3 职责和权限3.1 高级队长负责组织协调现场作业。
3.2 钻井队长负责钻井作业安全措施的组织实施。
3.3 设备监督对设备设施实施监控。
3.4 安全监督检查钻井作业安全规定的执行情况。
4 管理程序4.1 作业危险源辨识危险源辨识包括但不限于以下内容：4.1.1 因安全装置失灵，可能造成游动系统碰撞天车或顿钻的重大事故，导致人员伤亡，设备毁坏或油、气井报废。
4.1.2 由于井下地层、井身质量、泥浆性能、设备故障、操作不当等原因，可能造成卡钻、断钻具、井涌、井喷、井漏等井下事故，可能造成人员伤害、火灾、设备损坏或环境污染。
4.1.3 因配合或操作不当，可能造成人员伤害或设备事故。
4.1.4 因钻井高压装置操作失误或突然爆裂，可能造成对人员的伤害。
4.2 钻井作业安全规定4.2.1 钻井绞车刹把操作者是司钻、钻井队长或高级队长，副司钻或学习人员操作刹把时必须有司钻、钻井队长或高级队长在场教练。
4.2.2 在起下钻前期、后期以及处理复杂情况时，只准司钻、钻井队长或高级队长按权限操作。
4.2.3 任何情况下，提升拉力均不得大于钻柱允许的抗拉强度，转动时不得超过钻柱的扭矩极限值。
4.2.4 任何情况下，提升拉力均不得大于套管的抗拉强度，转动时不得超过套管的扭矩极限值。
4.2.5 任何情况下，提升拉力均不大于钻机提升系统的安全负荷。
4.2.6 处理复杂情况时，过提及下压操作限值规定如下：1) 司钻过提不得超过50千磅（22.7吨），下压不得超过30千磅（13.6吨）；2) 钻井队长过提不得超过80千磅（36.3吨），下压不得超过50千磅（22.7吨）；3) 过提超过80千磅（36.3吨），下压超过50千磅（22.7吨）由高级队长负责。
4.2.7 钻机停用期间刹把必须上锁挂牌；钻机修理保养时刹把应由司钻或钻井队长操作配合。
海上高温高压井钻完井及测试指南
海上高温高压井钻完井及测试指南下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。
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随着石油行业的不断发展，海上高温高压井的钻完井及测试工作变得日益重要。
QHS 14004-2010下套管与固井作业安全要求
Q/HS 中国海洋石油总公司企业标准Q/HS14004—2010下套管与固井作业安全要求 Requirements for casing running and cementing operation safety2011－01－07发布2011－04－01实施中 国 海 洋 石 油 总 公 司发布Q/HS 14004—2010目次前言 (Ⅱ)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 固井设计 (1)4 固井准备 (2)5 下套管 (3)6 固井施工 (4)7 候凝 (5)8 特殊作业 (5)IQ/HS 14004—2010II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：中海油田服务股份有限公司。
本标准起草人：王永松、王同友、张春阳、刘书杰、孙东征。
本标准主审人：王平双、董星亮。
Q/HS 14004—2010下套管与固井作业安全要求1 范围本标准规定了固井作业的设计、准备、施工、后续作业以及下套管作业的安全要求。
本标准适用于公司海上下套管与固井作业，非海上下套管与固井作业参考使用。
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 5374.2 固井作业规程第2部分：特殊固井3 固井设计3.1 基本要求3.1.1 固井作业设计、组织和实施应遵守作业者、钻井承包商、固井服务商和其他固井相关服务商的QHSE体系的相关要求。
3.1.2 固井施工应按照固井设计执行。
3.1.3 固井设计、施工及后续作业应遵循环空静液柱压力不低于地层压力，环空动态液柱压力不高于地层破裂压力的平衡固井原则。
3.1.4 采用不同凝固时间的水泥浆柱设计，应自下而上递次延长。
高温高压小井眼尾管固井技术应用
龙 16 井 127 mm 尾管固井作业前井下条件十 3 分复杂 ,钻井液密度高达 2134 g / cm 仍有强烈的油 气显示 ,井底温度 13916 ℃。同时 ,小井眼 、 小套管 、 小环空间隙 、 深井 、 超高钻井液密度条件下尾管固 井 ,其地层压力高 ,井底温度高 ,油气显示频繁强烈 , 喷漏同存 , 地质情况十分复杂 。同时 , 由于 17718 mm 套管未能全部封固 21519 mm 井眼 , 人为留下 了 53166 m 大尺寸井眼段 , 工程地质问题突出 , 压 稳、 防漏十分困难 ,固井质量很难得到保证 。概括而 言 , 127 mm 尾管固井施工的主要难点有 4 点 。 2. 1 套管顺利下至预计井深难度大 尾管悬挂器入井后 ,除不能转动套管外 ,受送入 钻具能力的影响 ,送尾管遇阻卡后采用上下活动的 范围也有局限 。提前开泵易造成尾管中途坐挂 。随 着相对于井眼较大尺寸带双浮箍套管串的下入 , 环 空间隙进一步减小 ,送尾管时若下放速度稍快 ,可能 引起过大激动压力而导致井漏 ,从而诱发井下气侵 、 井漏复杂 ,处理难度和风险均较大 。
1 龙 16 井井身结构
龙 16 井
31112 mm 井眼以上 , 实际井身结构
与设计井身结构一致 , 66014 mm ×102 m ( 508 mm ×100125 m ) + 44415 mm ×1700 m ( 33917 mm × 1688119 m ) + 31112 mm × 4752 m ( 24415 mm × 4749166 m ) , 24415 mm 套管采用分级固井 。 31112 mm 井眼以下 , 21519 mm 井眼原设计钻 6250 m ,下 17718 mm 尾管至 6248 m , 24415 mm 套管内采用 19317 mm 套管回接 。实际 17718 mm 下深 5775116 m , 17718 mm 套 管 采 用 悬 挂 , 19317 mm 回接固井 。因此 , 只有采用 14912 mm 钻头钻 达 井 深 5988 m , 下 入 127 mm 套 管 , 在 14912 mm 井眼中完成 127 mm 固井工作 。 钻井过程中 ,直接发现油气显示层 37 个 , 其中 3 21519 mm 井眼采用钻井液密度 2114 g / cm 钻至 井深 5826 ～5828 m 发生严重气侵 、 井漏 , 后经复合 桥浆及注水泥堵漏成功 ,为防止再次出现上喷下漏 、 又喷又漏的复杂情况 ,决定不钻开 5826 ～5828 m 主 要涌漏层 , 17718 mm 套管下至井深 5775116 m。
钻二HSE委发〔2011〕4 号
钻二HSE委发〔2011〕4 号关于开展公司健康安全与环境体系内审和管理评审的通知各项目部、分公司，公司机关各科室，培训中心：根据《钻井二公司健康安全与环境管理体系》程序文件规定，经公司健康安全与环境体系管理者代表审核同意，决定于2011年3月下旬进行健康安全与环境体系全要素和全部门审核。
经公司最高管理者批准将于2011年4月上旬进行健康安全与环境体系管理评审。
现将《健康安全与环境体系内审计划》和《健康安全与环境体系管理评审计划》下发各单位，希望有关部门和各分公司按照计划做好准备。
特此通知。
附件：1. 健康安全与环境体系内审计划2. 健康安全与环境体系管理评审计划二○一一年三月二日主题词：HSE 内审管理评审通知抄送：公司领导、副总师。
共印30份钻井二公司HSE委员会办公室 2011年3月8日印发附件1健康安全与环境体系内审计划一、审核目的：为使健康安全与环境体系运行有效，不断发现和解决体系运行中存在问题，使其真正达到推动全公司基层安全管理、提高经济效益的目的。
按照GWDC02/HSE-PD39《内部审核管理程序》的规定和推进HSE体系实施绩效考核要求，三月份下旬进行全部门和全要素HSE体系内部审核。
二、审核范围：本次内部审核将与推进HSE体系一季度绩效考核合并进行。
审核的部门和单位有：公司机关各部门、辽河油区钻井项目部和分公司。
三、审核依据：（1）Q/SY1002.1-2007《健康、安全与环境管理体系规范》；（2）GB/T28001-2001《职业安全健康管理体系规范》；（3）GB/T24001-2004《环境管理体系要求和使用指南》；（4）公司健康安全与环境体系《管理手册》和《程序文件》；（5）《钻井二公司HSE管理绩效考核办法》；（6）公司有关的安全管理规章制度；（7）与作业有关的法律法规及其他要求。
四、审核组成员：组长：陈广斌组员：张孝栋赵春忠张士和王有忠龚举耀汪忠义陈晓王守彬康晶晶张娇王晓强查绍纯胡立兴A组：陈广斌陈晓康晶晶B组：张孝栋王有忠张娇C组：张士和龚举耀胡立兴汪忠义D组：赵春忠王守彬王晓强查绍纯五、审核日期和日程：2011年 3月21日至25日。
--高温高压定向井水平井技术PPT课件
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东投影 (米) (1:8769)
大庆油田公司
公司: 大庆油田公司 0
油田: 汪深气田 设计线 实钻线
井场: 汪深１-平１井 参考井: 汪深１-平１井
垂直投影图
日期: 2008 11 10 投影方位: 0.00 度
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MWD随钻测量施工克服了开窗点深、 水平段长、完钻井深、泵压高、排量 低等技术难点，为大庆油田小井眼深 井侧钻水平井的勘探开发探索了一条 新思路。
国内施工实例
GE-LWD
施工实例五
大庆汪深1-平1水平井
施工时间：2009年7月~10月,施工井段：3305m~4305m 具体工况：井底静止温度125℃；环温度110℃； 聚合醇聚磺钻井液：泥浆密度1.26g/cm3 , 粘度68s
误差
±0.1° ±0.25° ±0.5°
工作环境要求
工作温度 工作压力
含砂量
泥浆密度 泥浆粘度
≤175℃
≤170MPa
≤1℅
≤2.2 g／cm3
≤140s
高温高压工具介绍
高温GE-MWD
同一 MWD 适合各种钻铤尺寸
钻铤尺寸范围： 88.9mm～ 241.3mm
钻铤(mm) 钻铤内径（mm）
扶正器
普利门 三孚莱 GE-Tensor GE-Tensor
规格型号及厂家 45mm
35mm/45mm 48mm
120.6mm 171.4mm
仪器厂家/型号
MDRO-021
GE-Tensor MWD/LWD
海上高温高压井测试技术_梁明熙
＊梁明熙,高级工程师;1964年毕业于原北京石油学院采油工程专业,长期从事油气井测试与生产井完井工作,现为中国海洋石油南海西部公司采油副总工程师。
地址:(524057)广东省湛江市坡头区11号信箱。
电话:(0759)3900308。
海上高温高压井测试技术梁明熙＊(中国海洋石油南海西部公司) 梁明熙.海上高温高压井测试技术.天然气工业,1999;19(1):76～79 摘 要 南海西部石油公司在其管辖的莺歌海、琼东南盆地中深层勘探中遇到高温高压储层,在中外专家的协助下于1994年7月在水深115m 的崖21—1构造上钻成深度4688m 的探井,经测试地层压力为105.15M Pa ,地层温度206℃,获得齐全准确的各项数据。
在半潜式钻井平台上进行高温高压井测试是世界石油界探讨和努力解决的难题。
防止意外井喷事故是测试的先决条件。
对地面设备、井下工具和工艺方法的选取一切应以安全为前提,只有这样才能取全各项资料数据,确保顺利压井以及起出管柱。
通过对一些测试成功井的技术总结,提出了对海上高温高压井测试技术的认识和看法,提出了目前存在的问题和今后有待于改进的方向。
主题词 莺琼盆地 油气井 高温地层 高压 半潜式钻井平台 射孔 中途测试 位于南海西部海域莺歌海、琼东南盆地的中深层油气藏,经初步测试,多为高温高压异常,故钻井工艺、完井测试难度极大。
1980年对外合作勘探以来,中外方在钻探中遇地层压力系数在1.85以上的井共11口(其中8口井地层压力系数在2.0以上)。
由于装备、技术等种种原因,这些井均没有钻至勘探目的层,仅东方1—1—1井和崖21—1—3井进行了(DST )测试:东方1—1—1井在2580～2664m 井段测得地层压力系数为2.13,地层温度127.5℃;崖21—1—3井在4629.85～4639.35m 井段测得地层压力系数2.25,地层温度206℃。
通过测试较准确地取得了地层产能、温度和压力等数据,在异常井段的钻井、电测、固井、测试等方面积累了经验。
QHS 海上钻井作业井控规范
Q/HS 2028—2010
海上钻井作业井控规范
1 范围
本标准规定了海上钻井作业的井控技术要求。 本标准适用于公司海上钻井作业，非海上钻井作业参考使用。
2 钻井井控设计
2.1 根据地层孔隙压力、地层破裂压力、岩性，设计井身结构和套管程序，并满足如下要求： a) 初探井、高温高压井、复杂井的井身结构宜备用一层套管； b) 同一裸眼井段中不宜有两个及以上压力体系相差大的油气水层； c) 技术套管鞋宜置于致密或低渗透性的岩层中； d) 套管下深应满足下一井段最高钻井液密度和关井允许最大套管压力的要求； e) 含硫化氢、二氧化碳等腐蚀性流体的井段，其套管、套管头、井控系统的材质、连接方式和强 度设计应满足要求；气井的生产套管的螺纹和强度设计应满足要求； f) 当油井的气油比大于 350 时，按照气井进行设计。
3.2 井控装置的使用
3.2.1 环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。 3.2.2 套压在不超过 7 MPa 情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用 18°斜坡接头的 钻具，起下钻速度不得大于 0.2 m/s。 3.2.3 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过 14 MPa 情况下，允许钻具以不大于 0.2 m/s 的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。 3.2.4 当井内有钻具时，非应急情况下，严禁关闭剪切全封闸板防喷器。 3.2.5 关闭防喷器时钻杆接头要避开胶芯密封关闭的位置。 3.2.6 不得用打开防喷器的方式来泄井内压力。 3.2.7 钻开油气层后，定期对闸板防喷器开关活动及环形防喷器试关井（井内有钻具条件下）。闸板防 喷器每次起下钻进行一次开关活动，若每日多次起钻，只开关活动一次即可。 3.2.8 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻 措施；应在节流管汇处明显标示最大允许关井套压值。 3.2.9 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。 3.2.10 应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
我国首口深水高温高压探井南海完钻
45谢彬强等：基于疏水缔合聚合物的新型钻井液封堵剂图4 HMP-3加量对基浆流变性能的影响率岩心的有效封堵，有利于井眼稳定及储层保护。
（2）新型疏水缔合共聚物（HMP ）重均分子量不高，对钻井液体系的黏度、切力影响较小，具有良好的应用前景。
参考文献：［1］ 张勇， 褚奇， 陈勇， 等. 低荧光防塌封堵剂的研制及评价［J ］. 石油钻采工艺， 2014， 36（3）： 45-47.［2］ 徐同台， 卢淑芹， 何瑞兵， 等. 钻井液用封堵剂的评价方法及影响因素［J ］. 钻井液与完井液， 2009， 26（2）：60-68.［3］ 郑力会， 魏攀峰. 页岩气储层伤害 30 年研究成果回顾［J ］. 石油钻采工艺， 2013， 35（4）：1-16.［4］ Q UINTERO L, JONES T A. An alternative drill-in fluidsystem for low-pressure reservoirs ［R ］. SPE 82280, 2003.［5］ T AN C P. Novel high membrane efficiency water-baseddrilling fluids for alleviating problems troublesome shale formations ［R ］. IADC/SPE 77192, 2002.［6］ 吕开河，邱正松，魏慧明，等.自适应防漏堵漏钻井液技术研究［J ］.石油学报，2008，29（5）：757-760.［7］ 吕开河，邱正松，宋元森，等.保护油层自适应随钻堵漏钻井液技术研究［J ］.应用基础与工程科学学报，2009，17（5）：683-688.［8］ 吕开河，乔伟刚，韩立国，等.多功能抗高温防塌剂研究及应用［J ］.油田化学，2012，29（1）：10-13.［9］ M cCORMICK C L, TAKAMASA N, JOHNSONC B. Water-soluble copolymers: 27. Synthesis andaqueous solution behavior of associative acrylamide N-alkylacrylamide copolymers ［J ］. Polymer, 1988, 29（1）: 731-739.［10］ K IEN V P, SYAMALARAO E. Amphiphilic monomerand hydrophobe associative composition containing a polymer of a water-soluble monomer and said amphiphilic monomer: US, 4728696［P ］. 1988-01-03.［11］ H ASHIOZUMA A, YAMAMOTO H, MIZUSAKI M,et al. Self-Association of dodecyl moieties covalently linked to a polyelectrolyte in a small amount ［J ］. Polymer Journal, 1999, 31 （11）: 1009-1014.［12］ Z HANG Y X, DA A H, BUTLER G B, et al. A fluorine-containing hydrophobically associating polymer. I. Synthesis and solution properties of copolymers of acrylamide and fluo-rine-containing acrylates or methacrylates ［J ］. Journal of Polymer Science Part A, 1992, 30（7）: 1383-1391.（修改稿收到日期 2015-08-09）〔编辑 朱 伟〕我国首口深水高温高压探井南海完钻中国海洋石油总公司2015年8月24日宣布，由“海洋石油981”深水钻井平台承钻的我国首口深水高温高压探井已于我国南海顺利完钻。
高温高压高含硫天然气钻完井技术
川东北海相气藏以碳酸盐岩沉积为主，具有优越的油气地质条件，资源十分丰富。
综合配套形成适应川东北气藏“超深三高”特征的勘探试气技术体系，加快海相气藏勘探开发步伐，为川东北地区的勘探开发提供技术保障具有重要的意义。
1高含硫气井完井试气技术难点川东北海相气藏储层最大埋深超过7000m，最大地层压力达到139MPa，最高地层温度超过160℃，最高无阻流量大于460×104m3/d，H2S含量高达20%，CO2含量最高到32.66%。
地质构造复杂，构造主体部位裂缝和溶洞相对发育，使完井试气工艺技术面临很多难点：1）在高温、高压、超深情况下，目前国内对管柱力学效应的计算薄弱，无法定量计算不同工况下管柱的形变；2）H2S、CO2分压高，腐蚀性强，腐蚀机理复杂，对测试管柱、井下工具的可靠性、稳定性、抗腐蚀性要求严格；3）川东北海相碳酸盐岩地层的漏失通道主要以裂缝和溶洞为主，而且地层处于勘探阶段，地层资料不清楚，压井、堵漏难度大。
2完井测试管柱及试气工艺技术2.1测试管柱2.1.1管柱力学研究根据力学分析原理，井下管柱在自重、井筒压力、温度作用下产生鼓胀效应、温度效应、屈曲效应、活塞效应[1]。
在这4种基本效应作用下，管柱发生轴向位移同时导致轴力改变。
川东北气藏最大埋深超过7000m，各个工况中，必须考虑管柱的轴向位移以保证施工的安全。
针对川东北气藏管柱，修正了封隔器初始轴力计算模型，建立力学分析模型，计算不同工况下的管柱变形与受力情况。
根据计算结果，结合施工情况，封隔器上部采用为400m加厚油管防止管柱屈曲泄露；在对超深储层测试时，在测试管柱上增加上下2组伸缩短节，一组平衡酸压时降温管柱收缩，一组平衡放喷时升温造成管柱伸长；优化封隔器坐封压力，并根据不同的工况，控制环空压力，减少管柱在井筒中的形变。
2.1.2管柱材质优化根据测试资料，川东北海相储层H2S、CO2腐蚀介质的PCO2/PH2S都小于200。
高温高压固井技术及案例秦宏德
一、高温高压概念
贝克休斯公司把高温高压作业分为3级
➢ 1级为高温高压井，定义是油藏的压力为15000psi， 温度为350℉（176℃）；
➢ 2级为“超”高温高压井，油藏压力为20000psi，温 度为400℉（204℃ ），墨西哥湾的深水油气井都属 于2级；
➢ 3级为“极端”高温高压井，油藏压力高达30000psi, 温度高达500℉（260℃ ）。
固井准备主要包括：井眼准备，钻井液准备， 钻井设备准备，钻具准备，井口装备和井口工 具准备，下套管设备、固井设备准备，固井材 料和工具、固井水准备，水泥化验，固井设计 等。
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一、固井准备
1. 井眼准备：
➢ 完钻时，应校核井深。井深应以恢复悬重后 （或无钻压情况下）的方式计算。
➢ 保证井眼直径。电测井径小于钻头名义尺寸 的井段，应用标准钻头划眼处理。钻头与套 管间隙太小的井眼或井段（如6″× 5″环形间 隙），有条件时应进行扩眼处理。
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一、固井准备
➢ 准备一定量的防卡泥浆，密度应与井浆保持 一致，通井起钻前注入复杂井段，对于小间 隙井，防卡钻井液不应使用固体润滑剂。
➢ 钻井队应按固井要求，准备固井用特殊钻井 液，如抗钙钻井液等。这类钻井液不得与其 它钻井液混装，应定期搅拌循环，保证固井 时吸得出、不沉淀。
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一、固井准备
3. 刮壁、承重：
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一、固井准备
✓ 小样试验：在固井用水备好、固井水泥及 外加剂等材料送井后，固井公司应及时取 样作小样试验。
小样试验重复配方试验最优配方。 小样试验用来指导现场固井药水的配置。 配固井药水时外加剂应按正确的顺序加入，
并充分循环、搅拌，保证均匀。 40
一、固井准备
南海高温高压钻完井关键技术及工业化应用
南海高温高压钻完井关键技术及工业化应用南海高温高压钻完井是油气开发领域的重要技术，其能够开采更深、更复杂的油气资源，提高油气采收率。
本文将从关键技术、工业化应用两方面探讨南海高温高压钻完井。
一、关键技术（一）钻头技术南海靠近环太平洋火山带，地下藏有大量火成岩、变质岩等高硬度岩石，这就对钻头材料和结构设计提出了更高的要求。
据悉，目前已经研发出了新型复合材料钻头，能够有效提高钻井效率和钻头寿命。
（二）井壁稳定技术高温高压环境下，井壁会受到巨大的挤压力和温度变化，易发生塌陷、失稳等问题。
因此，井壁稳定技术非常关键。
针对这一问题，目前采用的主要技术包括泥浆稳定剂、胶囊固井等。
（三）油管技术与传统油气区相比，南海的高温高压环境下，油管很容易受到侵蚀和腐蚀的影响，因此，需要采用高耐腐蚀的特种合金钢管。
同时，为了保证油管安全稳定，需设计合理的管柱组合和扶正技术。
二、工业化应用南海高温高压钻完井的工业化应用，是实现高效油气采收的重要保障。
我们可以从以下三个方面来看：（一）工程管理南海高温高压钻完井的成功，需要有科学合理的工程管理。
这涉及钻井场设备选择、物资供应、人员调配等多个方面。
因此，需要有专业的钻井施工管理团队，统筹协调工程各环节。
（二）智能化技术智能化技术是提高钻完井工作效率的重要手段。
例如，自动化钻井钳具、遥控测量系统、在线数据分析等。
这些技术的应用能够提高钻探单位时间进尺、降低安全风险、减少劳动强度。
（三）环境保护南海高温高压钻完井需要大量的水和化学药剂进行冷却和稳定井壁。
这带来了环境保护问题，如废水处理、废气治理等。
因此，在工程实施中，需要坚持环保理念，合理使用化学品，回收和处理产生的废水和废气。
总的来说，南海高温高压钻完井技术及工业化应用须综合考虑多个因素，如选材、设计、施工、管理等，同时加强环保意识，这为油气开发领域提供了新的发展机遇。
高温高压钻井技术
高温高压钻井技术第一节高温高压钻井特点第二节高温高压钻井设计及井身结构设计第三节高温高压对设备的特殊要求第四节高温高压钻井对人员的要求第五节高温高压钻井工艺技术第六节高温高压井控及特殊作业应考虑的其它事项高温高压井定义：预计或实测井底温度大于150℃和井底压力大于68.9兆帕（10000磅／英寸2）或地层孔隙压力梯度大于1.80克／厘米3的井，称为高温高压井。
当今世界油气钻井作业，由于勘探领域的扩大和向深层发展，钻高温高压井成为钻井作业中最突出的技术难题之一。
特别是在海上钻井，高温高压所带来的安全问题更加重要，其风险更大，困难更多，并且要求作业务必万无一失。
实践证明，我国海上油气田同陆地油气田一样，不仅普遍存在着异常高压和高温高压的问题，而且同样具有分布范围广、变化范围大的特点。
迄今在海上发现的高温高压气井，其温度和压力绝对值都非常高，压力梯度最高可达到或超过理论推算的上覆地层压力梯度（即2.31克／厘米3当量钻井液密度）；地温梯度达到4℃／100米以上。
异常高压不仅广泛分布在不同区域和不同地区，而且广泛分布在不同地层。
从浅层到深层，从新生界到古生界都普遍存在着大小不等的异常高压。
尽管地下地质情况是复杂的，但是研究并掌握区域性地温分布和地层压力分布情况，弄清楚本地区产生异常高压和高温高压的成因，客观地正确认识并评价异常高压和高温高压存在的层位及大小，采取与之相适应的措施，对于安全钻井来说是至关重要的。
在实际钻井作业中，很可能出现一些特殊情况。
例如某井在钻井设计时没有定义为高温高压井，而实际孔隙压力和井温增加比预料更快，在钻达总井深之前已符合上述高温高压条件，需适用全部高温高压特殊要求。
因此，该井应重新定义为高温高压井，并采用高温高压钻井方式进行钻井。
本章主要以高温高压的典型条件，即异常高温高压天然气深探井和浮式钻井平台作为研究对象。
其所增加的高温高压特殊要求，仅仅是对常规钻井作业要求的一个补充。
QHSE作业指导书修井分册
Q H S E作业指导书（修井分册）嘉岩石油科技开发2013.12.10一、搬迁1、质量隐患：（1）技术资料缺损、丢失。
（2）钢卷尺、计算器、量表等工具、设备损坏、丢失。
预防措施：（1）检查值班房悬挂、贴的标准、规是否牢固，必要时应加固或取下另存。
（2）值班房其它配备的施工资料录取规、Q H S E作业指导书等资料应交当班资料员妥善存放、保管。
（3）已完井资料应由当班送班干部收集，带回，交技术员整理、归档。
2、职业健康安全风险：（1）挂值班房拖钩时，易发生挤伤、碰伤手指事故。
（2）拖运过程中，易造成拖钩开扣，人员掉下事故。
（3）紧急刹车时，车上物与人相互挤压造成伤亡。
（4）颠簸路面行驶时，易造成值班房倾覆。
（5）交叉作业，容易发生人员伤亡事故。
（6）吊装作业，易发生人员砸伤挤伤事故。
（7）立放井架易发生倒塌伤人事故。
（8）特种设备搬迁易发生倾覆或交通事故。
⏹削减措施：⏹（1）活动值班房要有完好的刹车装置及刹车灯。
⏹（2）活动值班房在搬迁前，对轮胎、底盘及各部位的固定螺丝和拖拉支架要认真检查。
⏹（3）活动值班房在拖运时，要有直径12.7m m以上的钢丝绳做保险绳。
⏹（4）值班车拖钩必须有保险销。
⏹（5）保险绳不少于2个匹配绳卡。
⏹（6）拖运过程中，值班房严禁坐人。
⏹（7）装运货物时，严禁超长、超宽、超高、超重。
⏹（8）严禁人货混装，不稳定货物要用绳固定或加垫木和方木。
⏹（9）吊装作业前必须认真检查钢丝绳套，保证完好系牢，吊装人员持证上岗，服从统一指挥，起重臂及吊物下严禁站人。
⏹（10）交叉作业必须由专人统一指挥，特种作业人员持证上岗，服众现场调度统一安排。
⏹（11）立井架前必须夯实基础，拔杆升至30度，必须挂好后绷绳。
⏹（12）放井架时，井架车未到位，准备工作没做好，严禁松开绷绳。
⏹（13）特种作业设备操作人员必须持证上岗，严格执行《井下作业二公司特种设备搬迁安全管理规定》。
⏹3、环境⏹环境因素：⏹（1）丢弃的废弃物、生活垃圾。
钻井现场QHSE管理教材
第三篇钻井现场QHSE管理第一章现场QHS管理要求一、安全生产法律、法规对从业人员的要求安全生产法于2002年6月29日颁布，自2002年11月1日起施行。
安全生产法第四十五条规定：生产经营单位的从业人员有权了解其作业场所和工作岗位存在的危险因素、防范措施及事故应急措施，有权对本单位的安全生产工作提出建议；第四十六条规定：从业人员有权对本单位安全生产工作中存在的问题提出批评、检举、控告；有权拒绝违章指挥和强令冒险作业；第四十七条规定：从业人员发现直接危及人身安全的紧急情况时，有权停止作业或者在采取可能的应急措施后撤离作业场所；第四十九条规定：从业人员在作业过程中，应当严格遵守本单位的安全生产规章制度和操作规程，服从管理，正确佩戴和使用劳动防护用品；第五十条规定：从业人员应当接受安全生产教育和培训，掌握本职工作所需的安全生产知识，提高安全生产技能，增强事故预防和应急处理能力；第五十一条规定：从业人员发现事故隐患或者其他不安全因素，应当立即向现场安全生产管理人员或者本单位负责人报告；接到报告的人员应当及时予以处理；第九十条规定：生产经营单位的从业人员不服从管理，违反安全生产规章制度或者操作规程的，由生产经营单位给予批评教育，依照有关规章制度给予处分；造成重大事故，构成犯罪的，依照刑法有关规定追究刑事责任。
二、HSE知识b5E2RGbCAPHSE是健康（Health）、安全（Safety）和环境（Environment）管理体系的简称，HSE管理体系是三位一体管理体系，H （健康）是指人身体上没有疾病，在心理上保持一种完好的状态；S （安全）是指在劳动生产过程中，努力改善劳动条件、克服不安全因素，使劳动生产在保证劳动者健康、企业财产不受损失、人民生命安全的前提下顺利进行；E （环境）是指与人类密切相关的、影响人类生活和生产活动的各种自然力量或作用的总和，它不仅包括各种自然因素的组合，还包括人类与自然因素间相互形成的生态关系的组合。
高温高压钻井回顾
高温高压钻井回顾
Will.,MJ;邢娅
【期刊名称】《国外钻井技术》
【年(卷),期】1997(012)003
【总页数】6页(P6-11)
【作者】Will.,MJ;邢娅
【作者单位】不详;不详
【正文语种】中文
【中图分类】TE248
【相关文献】
1.海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法及国外钻井液新技术 [J], 刘晓栋;朱红卫;高永会
2.抗高温水基钻井液超高温高压流变性研究 [J], 赵怀珍;薛玉志;李公让;刘宝锋;王宏喜
3.高温／高压钻井期间钻井液的密度特征 [J], Karst.,E;王金旗
4.新型马达解决了欠平衡钻井和高温高压钻井问题 [J], 宋少波;马清明
5.一种适应性强的大型油田钻井液——SQ高温高压油气井无固机无机钻井液的研制 [J], 李兰生;范瑞青;范典高;高澜;黄桂桥
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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 drilling2011－08－03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)IQ/HS 14005—2011II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。
Q/HS 14005—2011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。
1Q/HS 14005—20114.2.5 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。
2Q/HS 14005—20114.6.8尾管与上层套管重叠段长度宜不少于200 m。
4.6.9 水泥浆宜返到最上一个油气层顶界300 m以上。
4.6.10 应有下套管、循环、注替水泥浆、候凝等过程的风险分析和应急处理预案。
4.6.11候凝方式宜采用关井候凝或循环候凝。
4.6.12其他设计要求见SY/T 5480。
4.7 钻具组合设计4.7.1在满足钻井作业要求的条件下，应尽量简化钻具组合。
4.7.2 高温高压井段钻具组合设计不宜带放射源工具。
4.7.3 满足强度和适应腐蚀环境要求前提下宜选择优类以上钻杆。
4.7.4应至少有一只不带孔浮阀，最底部的浮阀宜尽量靠近钻头。
4.7.5 应有一只投入式止回阀，其位置宜位于第一和第二根加重钻杆之间。
4.7.6宜有随钻当量循环密度（ECD）监测工具。
4.8 风险分析及应急处理预案至少应包括：a) 井口及套管磨损；b)井控（溢流、井涌、井喷）；c)井漏；d)井眼垮塌；e)卡钻；f)腐蚀、有毒有害气体。
5 作业要求5.1 钻前检验开钻前应对钻井装置进行检验，见SY/T 10025。
5.2 作业时间窗口高温高压井段作业时间窗口宜避开台风和冰冻季节。
5.3 钻开高温高压地层前的安全检查5.3.1 对整个井控系统进行压力测试，试压标准见Q/HS 2028。
5.3.2钻井设备和钻井仪表应在检验有效期内，并处于正常状态。
5.3.3 高密度压井钻井液储备、加重材料储备、高温密封备件等应满足高温高压井段作业要求。
5.3.4 钻开高温高压层之前的具体安全检查项目参见附录A。
5.4 高压地层钻进5.4.1钻开高压井段前应按设计要求调整好钻井液密度。
5.4.2应按要求做低泵速试验并更新压井工作单。
5.4.3 在进入预计高压层100 m前应控制机械钻速。
5.4.4若机械钻速突然加快，宜控制进尺不超过1 m，若出现钻具放空，宜控制进尺不超过0.5 m，并停钻进行溢流检查，无溢流时宜循环观察气测全量值。
5.4.5对单根气应进行连续监测，若单根气连续超过背景值，宜提高钻井液密度。
3Q/HS 14005—20115.4.6 应每天每班检查压井管汇和节流管汇是否畅通，储能器压力及开关位置是否正确。
5.4.7作业过程中应通过钻井液出口监测铁屑含量判断套管磨损情况，必要时可采用微井径电测检查套管磨损程度，根据磨损情况采取相应措施。
5.4.8 在作业时间超过10 d的井段宜使用防磨钻杆和防磨工具，或根据套管的磨损情况确定是否使用防磨工具。
5.5 井控5.5.1 最大关井套管压力不应超过下面三项中的最小值：a) 井控装备的额定工作压力；b) 套管抗内压强度的80 %；c) 套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井套管压力。
5.5.2 加重材料的储备量应满足高温高压井段1.5倍井筒容积钻井液密度提高至少0.2 g/cm3的需要，或加重材料储备量不少于150 t。
5.5.3钻井液池容量除满足正常循环要求以外，对高压井段应满足1.5倍钻进目标井段的井眼容积储备。
5.5.4 进入高温高压井段前，应预先配好不少于60 m3的高密度钻井液，密度至少比设计的井内钻井液高0.3 g/cm3。
5.5.5 浮式钻井装置循环池的监测应考虑升沉的影响，应对角安装传感器以提高测量灵敏度和精度；循环池增量等的报警值应满足增量1 m3报警的要求。
5.5.6 宜根据作业情况进行溢流检查，具体做法见Q/HS 2028。
5.6 起下钻5.6.1起钻前应做短起下检测后效气及气体上窜速度，气测全量值应不大于5 %，且处于平稳或下降趋势，气体上窜速度应小于50 m/h，进出口钻井液密度应达到一致。
5.6.2 应急压井所需的转换接头和投入式止回阀心应置于钻台随时可取用位置。
5.6.3 起钻过程中，应连续向井筒内灌入钻井液，如灌浆不正常，应停止起钻并进行溢流检查。
5.6.4下钻过程中，应监测返出钻井液是否正常；宜每500 m及钻头出套管鞋前循环一个迟到时间。
5.6.5 在油气层井段应控制起下钻速度不大于0.2 m/s。
5.7 钻井液降温当工作温度超过以下设备或工具的额定工作温度时应采取措施降低钻井液循环温度：a)防喷器和井口；b) 地面循环系统；c) 井下工具。
5.8 钻井液的配置与维护5.8.1 应每天测量一次备用压井钻井液性能，应满足设计要求，每天检查储备加重材料，储备量见5.5.2。
5.8.2 钻进过程中，每8 h测量一次全套性能，钻进高压油、气、水层时每30 min测定返出的钻井液密度(使用加压密度计)和漏斗粘度并记录。