标准规范下载简介
SY／T 7487-2020 海洋高温高压井钻井作业要求.pdfSY/T 74872020
2021一02－01实施
范围 规范性引用文件 术语和定义 设计及作业准备要求 4.1 地质油藏资料 4.2 井身结构及套管柱 4.3 井控系统 4.4 钻井液 4.5 固井 4.6 钻具组合 4.7 定向井轨道 4.8 风险分析及现场应急处理方案 4.9 作业时间窗口 4.10 人员资质 4.11 钻前检验 高温高压层段作业实施要求 5.1 钻开高温高压地层前的安全检查及准备 5.2 目的层段钻进 5.3 井控 5.4 起下钻 5.5 钻井液配置与维护 5.6 电缆测井 5.7 下套管 5.8 固井 5.9 弃井 录A（资料性附录） 高品质重晶石检测指标 寸录B（资料性附录） 钻开高温高压层之前的安全检查表 寸录C（资料性附录） 钻井液密度与允许膨润土含量的关系 考文献
范围 规范性引用文件 术语和定义 设计及作业准备要求 4.1 地质油藏资料 4.2 井身结构及套管柱 4.3 井控系统 4.4 钻井液 4.5 固井 4.6 钻具组合 4.7 定向井轨道 4.8 风险分析及现场应急处理方案 4.9 作业时间窗口 4.10 人员资质 4.11 钻前检验 高温高压层段作业实施要求 5.1 钻开高温高压地层前的安全检查及准备 5.2 目的层段钻进 5.3 井控 5.4 起下钻 5.5 钻井液配置与维护 5.6 电缆测井 5.7 下套管 5.8 固井 5.9 弃井 附录A（资料性附录） 高品质重晶石检测指标 附录B（资料性附录）4 钻开高温高压层之前的安全检查表 附录C（资料性附录） 钻井液密度与允许膨润土含量的关系 参考文献 13
JTG H30-2015《公路养护安全作业规程》.pdf本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规见 起草。 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。 本标准由石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。 本标准主要起草单位：中海石油（中国）有限公司湛江分公司。 本标准参加起草单位：中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司、中海石油（中国）有限公 同上海分公司。 本标准主要起草人：李中、王尔钧、李炎军、罗鸣、方满宗、顾纯巍、何福耀、孙东征、邱崇粤
海洋高温高压井钻井作业要求
海洋高温高压井钻井作业要求
式中： S沉降因子； P——样品上层密度，单位为克每立方厘米（g/cm²） 一样品底层密度，单位为克每立方厘米（g/cm²）。
Pb一 样品底层密度，单位为克每立方厘米（g/cm3）。 3.5 封闭液塞padmud 一种经过特殊处理的液体段塞，充填在井筒内的特定位置，用于稳定井壁、悬浮固相或者提高润 滑性等。
一种经过特殊处理的液体段塞，充填在并筒内的特定位置，用于稳定并壁、悬浮固相或 滑性等。
4.1.1提供包含且不限于以下资料： a）压力曲线至少应包括地层孔隙压力、地层塌压力、地层破裂压力和上覆岩层压力的连续曲线。 b）地层断层分布、层间压力连通性、地层流体性质等地层预测提示。 c）设计井深以下100m内地层的岩性、压力等。 4.1.2地层层位、岩性、压力过渡带的分界面深度误差宜控制在10m以内
是供包含且不限于以下资
4.2并身结构及套管柱
4.2.1同一并段内不应有高压层和易漏地层。 4.2.2同一井段内不应有两个及以上压力梯度差值过大易产生喷漏矛盾的油气水层。 4.2.3技术套管鞋宜置于致密或渗透性低的岩层。 .2.4水平并技术套管并段宜避免钻开高压层。 4.2.5探井宜备用一层套管。 4.2.6技术套管宜采用气密型连接螺纹，生产套管应采用气密型连接螺纹。 4.2.7设计高压目的层井段全井段封固的井JT／T 1218.1-2018标准下载，宜采用先下尾管固井，再回接固井的方式，尾管悬挂器 宜带封隔器。
4.5.1应按全过程压力平衡原则作业。 4.5.2隔离液API沉降稳定性试验的上下密度差应小于0.05g/cm²。 4.5.3套管扶正器安装要求见SY/T5724，主要封固段模拟套管居中度宜不低于75%，浮鞋、浮箍以 上3m～5m处加装扶正器，宜采用短套管定位 4.5.4高压井段应选用防窜水泥浆体系，水泥浆密度宜比钻井液密度高0.12g/cm～0.24g/cm²，性能 应达到如下要求： a）API滤失量小于30mL
4.5.2隔离液API沉降稳定性试验的上下密度差应小于0.05g/cm²。 4.5.3套管扶正器安装要求见SY/T5724，主要封固段模拟套管居中度宜不低于75%，浮鞋、浮箍以 上3m～5m处加装扶正器，宜采用短套管定位 4.5.4高压井段应选用防窜水泥浆体系，水泥浆密度宜比钻井液密度高0.12g/cm²～0.24g/cm²，性能 应达到如下要求： a)API滤失量小于30mL
b游离液为零。 c）API沉降稳定性试验的上下密度差小于0.02g/cm3。 d）高温高压井水泥浆24h抗压强度应大于14MPa；超高温超高压井水泥浆24h抗压强度应大于 12MPa，48h抗压强度应大于14MPa。 e）固井井段温度土10℃的水泥浆温敏试验结果应满足安全施工要求。 4.5.5封固段地层静止温度110℃～180℃时，水泥中应加入35%～40%的硅粉，静止温度超过 180℃时，水泥中硅粉加量应相应增大。 4.5.6应进行水泥浆防窜性能评价。 4.5.7浮鞋和浮箍的承压、可钻性技术指标应满足作业要求。高压并段的储层套管及技术套管固并宜 采用双浮箍（或管串不少于三个回压阀），且应选择弹力复位式浮阀。碰压位置距离浮鞋应不小于30m 4.5.8水泥浆应上返至最上一个含油、气、水层顶界300m以上。 4.5.9高压井段尾管固井及弃井水泥塞候凝方式宜采用关井候凝或循环候凝。 4.5.10应通过固井仿真模拟优化固井技术措施。 4.5.11水泥浆的稠化时间应考虑水泥浆在井底和水泥返高处的温度差的影响。 4.5.12其他设计要求见SY/T5480
4.6.1在满足钻井作业要求的条件下，宜简化钻具组合。 4.6.2高温高压井段钻进钻具组合不宜配置有放射源的工具。 4.6.3满足强度和适应腐蚀环境要求前提下应选择优类以上钻杆。 4.6.4应至少有一只不带孔浮阀，最底部的浮阀宜尽量靠近钻头。 4.6.5应有一只投人式止回阀，其位置宜位于第一和第二根加重钻杆之间。 4.6.6宜有随钻当量循环密度（ECD）监测工具。 4.6.7其他设计要求见SY/T5088和SY/T5619
4.6.1在满足钻井作业要求的条件下，宜简化钻具组合。 4.6.2高温高压井段钻进钻具组合不宜配置有放射源的工具。 4.6.3满足强度和适应腐蚀环境要求前提下应选择优类以上钻杆。 4.6.4应至少有一只不带孔浮阀，最底部的浮阀宜尽量靠近钻头。 4.6.5应有一只投人式止回阀，其位置宜位于第一和第二根加重钻杆之间。 4.6.6宜有随钻当量循环密度（ECD）监测工具。 4.6.7其他设计要求见SY/T5088和SY/T5619
4.7.1宜设计为二维轨道，控制较低的全角变化率，降低钻具长期高速旋转的摩阻扭矩。 4.7.2水平井水平段长度控制应考虑钻井液当量密度及气侵对井控的影响。 4.7.3其他设计要求见SY/T5435，防碰要求见SY/T6396
DZ／T 0276.15-2015标准下载4.8风险分析及现场应急处理方案
至少应包括： a）测井、下套管、固井、候凝、拆装井口。 b）井控（溢流、井涌、井喷）。 c）井漏。 d）井眼塌。 e）卡钻。 f）腐蚀、有毒有害气体。 g）极端天气、海况。