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 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。