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SY／T 7487-2020 海洋高温高压井钻井作业要求.pdfb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JT/T 814.2-2012 港口船舶岸基供电系统技术条件 低压上船，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
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。
高温高压井段作业时间窗口宜避开台风和冰冻季节等可能造成作业中断的气候。
高温高压井段作业时间窗口宜避开台风和冰冻季节等可能造成作业中断的气候。
现场关键岗位作业人员应具备高温高压井作业经验和IWCF（国际井控论坛）证书，接受相 音训。
降趋势，气体上窜速度应小于50m/h，进出口钻井液密度应达到一致。 5.4.2应急压井所需的转换接头和投入式止回阀芯应置于钻台随时可取用位置。 5.4.3起钻过程中，应连续向井筒内灌人钻井液，如灌浆不正常，应停止起钻并进行溢流检查。 5.4.4下钻过程中，在套管内应每500m打通一次，宜每1000m循环一个循环周，在裸眼段应每 500m循环一个循环周。 5.4.5在油气层井段应控制起下钻速度不大于0.20m/s
5.5钻井液配置与维护
5.5.1检查现场的固控设备、废弃物回收系统、配浆系统和配件。 5.5.2检查现场钻井液材料及处理剂。加重材料应满足井控要求，其他处理剂存量应至少满足7d的 需求量。 5.5.3按照实验室筛选配方和推荐配制程序配制钻井液，配制完成搅拌2h后取样，进行全套性能检 则，并调整到各项性能满足设计要求。 5.5.4正常钻进期间，每8h测定一次钻井液全套性能；钻进高压油、气、水层时，每30min测定 次进、出口钻并液密度和黏度并记录，如有变化及时汇报并进行处理。在调整钻并液性能和处理并下 复杂情况期间应加密测量。 5.5.5调整钻井液性能前，应做小型实验，根据实验结果再进行处理。 5.5.6应使用加压密度计测量密度，使用前应进行校验，加压密度计使用方法见GB/T16783.1。 5.5.7宜采用补充高密度钻井液的方式加重，加重过程中每个循环周的密度增量宜不超过0.03g/cm3。 5.5.8应监控钻井液ECD变化。根据井下压力监控装置的测量数据或工程模拟软件计算跟踪数据， 及时调整钻井液密度和流变性。 5.5.9对于压力窗口窄的井段，钻井液密度以附加环空压耗或井口回压能够满足井控为原则。 5.5.10对于水基钻井液，应控制膨润土含量，参见附录C执行。 5.5.11在满足携岩和沉降稳定的前提下，宜维持低黏度和切力。 5.5.12井底最高温度在150℃～180℃时，高温高压滤失量试验温度取150℃；井底最高温度高于或 者等于180℃，试验温度取180℃。 5.5.13控制钻井液pH值大于10，对于含酸性气体地层，应加入碱或除硫剂。 5.5.14对于水基钻井液，循环加重过程中应根据需要补充自由水；对于油基钻井液，则应持续监测 油水比变化并及时调整。 5.5.15开泵前宜先转动钻具，然后采用低泵速开泵。 5.5.17电测和下套管前宜在井底垫入封闭液塞，封闭液塞应有良好的悬浮性能、润滑能力和稳定性。
5.6.1起钻电测作业前，钻井液密度宜比钻进时提高0.01g/cm3～0.02g/cm²。 5.6.2连续作业时间如超出气体在并眼中上窜的安全时间，中途应下钻通并循环排气 注：安全时间是指气体上窜到离井口1/2井深的距离时所经历的时间。 5.6.3应简化电测仪器组合，并应考虑钻井液浮力对仪器串下入的影响， 5.6.4应全程做好溢流监测。 5.6.5人井电缆、仪器及其附件的耐温、承压、抗腐蚀等能力应满足作业条件，若耐温能力不足应考 通井循环降温。 5.6.6连续电测时间超过48h，宜进行通井处理井眼再继续后续作业
5.6.7应在钻台备用剪切电缆的工具。 5.6.8其他要求见SY/T5600
5.7.1宜配备与套管尺寸相匹配的闸板防喷器。 5.7.2 钻台上应同时备有固井管线循环头、钻杆循环头、连续灌浆（循环）工具。 5.7.3 应使用抗高温的套管螺纹密封脂，气密螺纹应使用扭矩监控装置。 5.7.4 应控制套管下放速度，防止压力激动造成井漏。 5.7.5 循环钻井液之前应先将套管内灌满钻井液。 5.7.6 套管入裸眼井段之前应循环钻井液至少一个循环周，循环时应使用低泵速打通后再逐步提高泵速。 5.7.7 尾管悬挂及尾管回接相关要求见SY/T5083。 5.7.8 套管试压按SY/T5467的规定执行。 5.7.9 其他要求见SY/T5412。 5.8固井 5.8.1 固井泵到钻台的高压管线宜采用刚性固定管线。 5.8.2 对于水下释放塞和尾管胶塞，应按相关说明书进行检查和安装，组装前应检查剪切销钉、密封 性能是否完好。 5.8.3现场应使用高温高压便携式稠化仪进行水泥浆配方复查。 5.8.4 作业前钻井液屈服值宜小于15Pa，进出口钻井液密度应达到一致。 5.8.5 5.8.6 尾管固井及挤水泥作业其他要求见SY/T5374.2。 5.8.7 固井质量评价方法见SY/T6592。 5.8.8 其他要求见SY/T5374.1。 5.9 弃井 5.9.1 弃井作业前，应进行井筒完整性检测评估。 5.9.2 弃井过程中，应保持压稳地层。 5.9.3 切割套管时，所使用的钻井液密度应不低于该井段作业时的钻井液密度。 5.9.4在生产套管和技术套管割口以下约50m处向上注一 一个长度不少于100m的水泥塞。 5.9.5地面井口切割套管前应确认井口装置内是否有圈闭压力和油气聚集， 割穿套管时应检查井筒内 液面是否稳定。 5.9.6水下井口割穿套管及提松密封总成时，应检查井筒内液面是否稳定 5.9.7 其他要求见SY/T6845
附录A （资料性附录） 高品质重晶石检测指标
高温高压井用高品质重晶石的检测指标见表A.1
附录A （资料性附录） 高品质重晶石检测指标
表A.1高品质重晶石检测指标表
DB50T 1030-2020 “重庆好礼”旅游商品评定规范钻开高温高压层之前的安全检查表见表B.1.
附录B （资料性附录） 钻开高温高压层之前的安全检查表
B.1钻开高温高压层之前的安全检查表
并液密度与允许膨润土含量关系如图C.1所示。
GB 23200.54-2016 食品安全国家标准 食品中甲氧基丙烯酸酯类杀菌剂残留量的测定 气相色谱-质谱法附录C （资料性附录） 钻井液密度与允许膨润土含量的关系
图C.1钻井液密度与允许膨润土含量的关系曲