海上钻井隔水导管最小入泥深度研究
中心静脉置管规范流程
监护室中心静脉置管规范流程 ㈠适应证 1.快速静脉输液、输血或血液制品补充血容量，快速给药。 2.血流动力学监测(测量中心静脉压)或肺动脉导管。 3.为长期胃肠道外营养提供途径。 4.血液透析、血液滤过和血浆置换等血液净化治疗。 5.给外周静脉差的病人提供静脉通路. 6.长期给药：如肿瘤病人输注化疗药物。 7.特殊用途（如安装心脏起搏器等)。 8.抽除气栓。 ㈡禁忌证 无绝对禁忌证,相对禁忌证为穿刺部位的感染、创伤或静脉血栓形成;有严重出凝血功能障碍时,慎用锁骨下静脉部位穿刺，最好在其纠正后再行穿刺。 ㈢位置 可用颈内静脉、股静脉、锁骨下静脉、颈外静脉、头静脉和腋静脉。 ㈣操作流程 主要介绍右颈内静脉插管(Seldingｅｒ法）． 1.病人评估和准备、物品准备、导管检查和准备。 2.病人头转向左侧,轻度后仰，置病人于Trenｄelenburg位(垂头
仰卧位)，但病人有颅内高压、严重肺动脉高压、充血性心力衰竭或呼吸困难不应取此体位。 3.术者洗手、穿无菌手术衣及戴手套，皮肤消毒铺单,显露锁骨 上切迹、锁骨、下颌骨下缘、胸锁乳突肌外缘和乳突,定位于乳突与胸锁乳突肌胸骨头连线的中点,可由胸锁乳突肌内侧进入颈内静脉(前路法）或在胸锁乳突肌二头顶点的内侧进入(中央法),避免误穿颈外静脉。 4.用1%利多卡因1-2ｍl局部浸润麻醉,手指轻柔地扪及颈总动 脉,在动脉外侧将引导针与皮肤成１5°-３０°进针，大致指向同侧腋窝(前路法）或乳头(中央法）直至回抽出静脉血。 5.拔除引导针，再用18G穿刺针(或经静脉套管）以相同部位、 角度和深度刺入。当进入血管或置管时,用注射器抽吸血液应顺畅；松开、然后拔除注射器（抽吸再次证实）。在心电监护下通过穿刺针或套管置入导丝,沿导丝拔除穿刺针(或套管）,可用刀片将穿刺口扩大.一边轻按压住穿刺口皮肤，一边沿导丝送入扩张套管,旋转扩张套管可能有利于置入。然后一边送入中心静脉导管,一边拔除导丝,导管和输液端口排除残气后,用肝素化盐水冲洗。固定导管于皮肤上，盖好敷料。 6.情况允许应尽早拔除中心静脉导管。停留中心静脉导管期间 严密监测中心静脉导管相关血流感染。（具体见PIＣＵ院内感染监测中相关流程）。 ㈤注意事项
海洋钻井隔水管系统配套技术研究_王定亚
2010年第39卷第7期第12页 石油矿场机械 OIL FIELD EQUIPMENT2010,39(7):12~15 文章编号:1001-3482(2010)07-0012-04 海洋钻井隔水管系统配套技术研究 王定亚,李爱利 (宝鸡石油机械有限责任公司,陕西宝鸡721002) 摘要:分析研究了海洋钻井隔水管技术的发展现状、钻井隔水管系统组成及其单元部件功能和结构特点,并从3个方面分析了海洋钻井隔水管的发展趋势。 关键词:钻井隔水管;现状;配套技术;结构特点;发展趋势 中图分类号:T E951文献标识码:A Study of Marine Drilling Riser Supporting Technology WANG Ding-ya,LI A-i li (Baoj i O ilf ield M achiner y Co.,L td.,Baoj i721002,China) Abstract:The marine dr illing riser technolog y developm ent status,details o f the dr illing riser sys-tem com po sitio n and their cell components functio n are o utlined,w hile the marine drilling r iser supporting techno log y and structural character istic are carefully studied.Finally,the developm ent tr ends of marine drilling r iser from three aspects are analy zed. Key words:marine drilling riser;present dev elo pm ent status;supporting techno logy;structural characteristic;trend 海洋钻井隔水管是海洋深水油气勘探开发中的重要单元装备,作为连接海底BOP至海面钻井平台之间的咽喉通道[1],目前其研究工作已引起了世界多个国家的普遍关注,尤其在欧美等发达国家发展速度很快。钻井隔水管通常在海洋勘探钻井工作中的主要功能是隔离外界海水,用于钻井液循环、安装水下BOP、支撑连接各种控制管线(主要包括节流和压井管线、泥浆补充管线、液压传输管线等),以及起到钻杆、钻井工具从钻台到海底井口装置的导向作用。随着全球范围内海洋油气勘探开发工作不断向深水领域进军,受海洋风、浪、流等恶劣环境和气候的影响,研究和开发具有高技术、高难度和具有高可靠性的海洋钻井隔水管及其系统已成为一个新的亮点[2-5]。1技术发展现状 海洋钻井隔水管技术起源于20世纪40年代末期,当时设计者的想法仅仅是为海洋钻井提供一个钻杆导管和泥浆、钻屑的回路。20世纪50年代末期,在加利福尼亚的近海,Offshore公司在D-1号钻井船上,首次成功地使用了一个真正意义上的隔水管,配备有顶部伸缩接头;20世纪60年代,随着技术的进一步发展,隔水管增加了节流管线和压井管线,使其功能更加齐备[6],从此,隔水管技术才真正开始进入了一个比较系统的发展过程;近年来,随着世界范围内海洋勘探钻井发展的需要及技术的不断进步,海洋钻井隔水管无论从适应海水的深度,还是系统整体配置而言均发生了巨大变化,不仅系统配套更加完备,功能更加齐全,而且适应水深能力已经 *收稿日期:2009-12-30 基金项目:国家高技术研究发展计划(863计划)/深水钻井隔水管系统技术研究0(2008A A09A106) 作者简介:王定亚(1966-),男,陕西陇县人,高级工程师,硕士,1989年毕业于西北工业大学机制专业,曾从事抽油机、钻井泵、石油钻机等产品设计研究工作,现从事海洋装备技术研究开发工作,E-mail:hy s_w dy@bo https://www.wendangku.net/doc/c12737399.html,。
经外周置入的中心静脉导管术(PICC)
经外周置入的中心静脉导管术（PICC） 风险： 1.置入导管失败，需再次穿刺：因血管变异或血管条件差。 2.治疗途中拔管：导管异位、脱落、脱出、断裂、堵塞、血管栓塞或不能耐受置入的导管。 3.局部不适、皮疹、出血、血管损伤、神经损伤、感染甚至溃疡。 4.少数病人因术中精神紧张而发生心脏血管意外、异物刺激导致心律失常。 5.周边组织损伤如气胸等。 6.穿刺部位局部血肿，皮下气肿。 7.液体渗出，局部组织发生坏死。 8.如穿刺不成功，患者需承担此次费用。 9.其他。 （以上内容为医师所告知的患者病情，所需操作及其风险。） 相关替代的治疗方案： 深静脉置管术（CVC） 相关替代的治疗方案的风险： 1.血管损伤：发生局部血肿、假动脉瘤、静脉狭窄、动静脉瘘。局部血肿可压迫气道、胸腔、心脏、气管，引起吞咽异物感，心悸、干咳甚至窒息死亡等，必要时需外科手术治疗。 2.心血管症状：穿刺或拔除导管过程中可发生高血压、心脑血管意外、心包填塞、心跳呼吸骤停等。 3.周围组织损伤：如神经损伤，可导致声音嘶哑、穿刺侧颈部、胸部、上肢部疼痛和乏力、麻木、活动障碍、霍纳氏综合症等。 4.空气栓塞：可导致心血管衰竭、神经系统后遗症、肺栓塞，甚至死亡。 5.穿刺针可意外进入胸腔、纵隔、心包、心脏、淋巴管、腋静脉、颈内静脉颅内部分等，出现气胸、血胸、纵隔积液、心包积液、心脏穿孔、淋巴漏等。 6.留置时间较PICC短。 患者声明： 1.医生已向我解释经外周置入的中心静脉导管术（PICC）相关内容。 2.我已了解经外周置入的中心静脉导管术（PICC）相关风险，以及这些风险带来的后果。 3.我同意授权经外周置入的中心静脉导管术（PICC）相关医生根据术中情况选择下一步或其他治疗方案。 4.我了解当经外周置入的中心静脉导管术（PICC）过程中出现针刺伤时，可能会抽取患者血样进行特殊化验。 5.我确认所提供之患者信息准确无误并且无所保留。 6.我确认本人具备合法资格签署本同意书。 7.我已了解术中所取器官或标本将由院方处理。 8.医生已解释替代治疗方案利弊及其风险。 9.医生已解释患者预后及不进行经外周置入的中心静脉导管术（PICC）所面临的风险。 10.我了解医生无法保证经外周置入的中心静脉导管术（PICC）可以缓解患者病情。 11.医生已向我充分解释患者病情及该经外周置入的中心静脉导管术（PICC）的具体方案。我已了解相关风险及后果，包括本患者最易出现的风险。
经外周静脉穿刺置入中心静脉导管操作细则模板
附表4. 经外周静脉穿刺置入中心静脉导管操作细则 【定义】经上肢的贵要静脉、头静脉、肘正中静脉、下肢的隐静脉（新生儿）等外周静脉穿刺置管，导管尖端位于上腔静脉下?处或上腔静脉和右心房连接处的中心静脉导管。PICC导管具有以下特点：①避免颈部和胸部穿刺引起的严重并发症，如气胸、血胸。②减少频繁静脉穿刺的痛苦。③保护外周静脉。④可在患者床旁插管。⑤保留时间长，可留置1年。⑥感染发生率较CVC低，＜3%。⑦适合医院、社区医疗、家庭病床及慢性病需长期输液者。 【适用范围】 1.有缺乏血管通道倾向的患者。 2.需长期静脉输液、反复输血或血制品的患者。 3.输注刺激性药物，如化疗等。 4.输注高渗性或粘稠性液体，如胃肠外营养液、脂肪乳等。 5.其他：如家庭病床患者等。 【禁用范围】 1.缺乏外周静脉通道(无合适穿刺血管。) 2.穿刺部位有感染或损伤。 3.插管途径有放疗史、血栓形成史、外伤史、血管外科手术史。 4.接受乳腺癌根治术和腋下淋巴结清扫的术后患侧。 5.上腔静脉压迫综合征。 【护理要点】
1.血管的选择（表1） （1）首选静脉：贵要静脉——管径粗，解剖结构直，位置较深。 （2）次选静脉：肘正中静脉。 （3）末选静脉：头静脉——表浅，暴露良好，管径细，有分支，静脉瓣相对较多。 表1 静脉血管直径及血流量比较 静脉名称血管直径（mm）血流量（ml/min） 头静脉 6 40 贵要静脉8 95 腋静脉16 333 锁骨下静脉19 800 无名静脉19 800 上腔静脉20~30 2000~2500 2.穿刺点选择肘下两横指处进针最佳。 3.导管的选择（表2） （1）导管型号选择：成人通常选择4Fr；儿童3Fr；婴儿1.9Fr。 （2）导管种类选择：可选择尖端开口式PICC导管、侧孔式PICC导管。 表2 导管规格及流速 规格（Fr）流速（ml/h） 1.9 35 3.0 150~275
外周静脉置入中心静脉导管(PICC插管)的操作方法
外周静脉置入中心静脉导管（PICC插管）的操作方法： 1.患儿及家长解释穿刺的重要性及治疗意义。 2.穿刺静脉选择（1）贵要静脉PICC插管的首选。90％的PICC放置于此。此静脉直、粗，静脉瓣较少。当手臂与躯干垂直时，为最直和最直接的途径，经腋静脉、锁骨下静脉、无名静脉、达上腔静脉。（2）正中静脉PICC的次选。静脉粗、直，但个体差异较大，静脉瓣较多。理想情况下，肘正中静脉加入贵要静脉。形成最直接的途径，经腋静脉、锁骨下静脉、无名静脉、达上腔静脉。（3）头静脉PICC的第三选择。静脉前粗后细，且高低起伏。在锁骨下方汇人腋静脉。进入腋静脉处有较大角度，可能有分支与颈静脉或锁骨下静脉相连，引起推进导管困难，使患儿的手臂与躯干垂直将有助于导管推人。导管易反折进入腋静脉/颈静脉。 3.穿刺点位置选择在肘下两横指处进针。如果进针位置偏低。血管相对较细，易引起回流受阻或导管与血管发生摩擦而引起一系列并发症；如果进针位置过高，易损伤淋巴系统或神经系统。此外上臂静脉瓣较多，不宜作穿刺点。 4.洗手、戴帽子、口罩，患儿取平卧位，手臂外展与躯体成90°，选择合适的静脉，在预期穿刺部位上扎止血带，选择最佳穿刺血管，然后，松开止血带。 5.测量定位点测量导管尖端所在的位置，测量时手臂外展90°。（1）上腔静脉测量法从与穿刺点沿静脉走向量至右胸锁关节再向下至第三肋间隙。（2）锁骨下静脉测量法从与穿刺点沿静脉走向至胸骨切迹，再减去2cm。 6.建立无菌区域按外科手术要求洗手，戴无菌手套，按照无菌原则消毒穿刺点，消毒范围5cm×10cm.先用75％酒精清洁脱脂，再用2％安尔碘消毒，两种消毒剂均需自然干燥。更换手套，铺孔巾及治疗巾。7.导管准备将PICC导管尾端与装有肝素的生理盐水的注射器相连。将生理盐水充满导管，确保导管内无空气后，将其浸入装有肝素生理盐水弯盘中备用。8.穿刺操作让助手在穿刺点上方铺治疗孔巾，结扎止血带，使静脉充盈。穿刺进针角度为20～30°，直刺血管，见回血后，立即放低穿刺角度，右手拇指及食指固定针柄，左手中指在针尖所在的血管上，减少血液流出。让助手松开止血带。9.置入PICC导管用镊子夹住导管尖端，开始将导管逐渐将送人静脉，用力均匀缓慢。当导管进入肩部时，让患儿头转向穿刺一侧，下颌靠肩以防导管误入颈静脉，送管速度不宜过快，一边推注肝素盐水，一边缓慢送管，并抽回血，以确保导管始终在静脉内，将导管完全置人所需深度。抽出穿刺针，用肝素盐水注射器抽吸回血，并注人生理盐水，确保通畅，连接三通，置管成功。10.穿刺部位固定用75％酒精棉球清理消毒穿刺点周围皮肤，将体外导管放置呈“S”状弯曲，在穿刺点上方放置美敷伤口贴，吸收渗血，覆盖透明膜在导管及穿刺点部位上方。11.定位拍片定位确定导管的尖端的位置，上腔静脉或锁骨下静脉。
海洋钻井隔水管接头规范
ICS75.180.10 E 92 备案号：SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T XXXXX—XXXX 石油天然气工业——钻井和采油设备——海洋钻井隔水管接头规范 Petroleum and natural gas industries-Drilling and production equipment-Marine drilling riser couplings ISO 13625:2002，MOD （征求意见稿） （本稿完成日期：2010-8-18） XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施
目次 前言............................................................................... III 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语、定义和缩略语 (1) 3.1 术语和定义 (1) 3.2 缩略语 (4) 4 设计 (4) 4.1 使用类别 (4) 4.2 隔水管载荷 (5) 4.3 应力的确定 (5) 4.4 应力分布验证 (6) 4.5 接头设计载荷 (6) 4.6 静载荷设计 (7) 4.7 应力放大系数 (7) 4.8 设计文件 (7) 5 材料的选择和焊接 (8) 5.1 材料的选择 (8) 5.2 焊接 (9) 6 尺寸和重量 (10) 6.1 接头尺寸 (10) 6.2 接头重量 (11) 7 质量控制 (11) 7.1 总则 (11) 7.2 原材料性能 (11) 7.3 制造符合性 (11) 8 试验 (14) 8.1 目的 (14) 8.2 设计鉴定试验 (14) 9 标记 (14) 9.1 钢印 (14) 9.2 必要信息 (14) 10 操作和维护手册 (15) 10.1 总则 (15)
中心静脉置管术操作规范及评分标准
中心静脉穿刺置管测压技术一、基本知识 中心静脉压（CVP）是衡量左右心排出回心血的能力和判断有效循环血容量的指标，现临床上已广泛应用。主要适应于以下情况： 1）体外循环下各种心血管手术 2）估计术中将出现血流动力学变化较大的非体外循环手术 3）严重外伤、休克以及急性循环衰竭等危重病人的抢救 4）需长期高营养治疗或经静脉抗生素治疗 5）研究某些麻醉药或其他治疗用药对循环系统的作用 6）经静脉放置临时或永久心脏起搏器 禁忌症： 1）凝血机制严重障碍者避免进行锁骨下穿刺； 2）局部皮肤感染者应另选穿刺部位； 3）血气胸病人避免行颈及锁骨下静脉穿刺。 并发症：血肿、气胸、心律失常、心包填塞、血胸、水胸、空气栓塞和感染。 二、基本操作指导 目前多采用经皮穿刺的方法放置导管至中心静脉部位。常用的穿刺部位有锁骨下静脉、颈静脉，在某些特殊情况下也可用贵要静脉或股静脉。1．锁骨下静脉锁骨下静脉是腋静脉的延续，起于第1肋的外侧缘，成人
长约3~4cm。前面是锁骨的侧缘，在锁骨中点稍位于锁骨与第1肋骨之间略向上向呈弓形而稍向下，资料Word 向前跨过前斜角肌于胸锁关节处与颈静脉汇合为无名静脉，再与侧无名静脉汇合成上腔静脉。通常多选用右侧锁骨下静脉作为穿刺置管用。穿刺进路有锁骨上路和锁骨下路两种。 ⑴锁骨上路病人取仰卧头低位，右肩部垫高，头偏向对侧，使锁骨上窝显露出来。在胸锁乳突肌锁骨头的外侧缘，锁骨上缘约1.0cm处进针，针与身体正中线或与锁骨成45°角，与冠状面保持水平或稍向前15°，针尖指向胸锁关节，缓慢向前推进，且边进针边回抽，直到有暗红色血为止。经反复测试确定在静脉腔便可送管入静脉。送管方法有两种： ①外套管直接穿刺法：根据病人的年龄选用适当型号的外套管针（成人16~14号，儿童20~18号）直接穿刺。当穿中静脉后再向前推进3~5mm，而后退出针芯，将注射器接在外套管上回抽有静脉血时，可缓慢旋转向前送入；如回抽无回血，可缓慢后撤同时回抽，当抽到回血时即停止后撤，经反复测试确定在静脉腔再慢慢旋转导管向前送入。 ②钢丝导入法：根据病人的具体情况选用适当的金属穿刺针及相应型号的钢丝和导管。穿刺方法同前，当穿中静脉后将钢丝送入。如果导管较软可先用相应型号的扩器沿钢丝送入静脉（送扩器前先用尖刀片将皮肤针眼扩大），而后撤出扩器，再将导管沿钢丝送入静脉。导管送入的长度据病人的具体情况而定，一般5~10cm即可。退出引导钢丝用缝线将导管固定在
海洋石油钻井隔水导管的研究
海洋石油钻井隔水导管的研究 发表时间：2018-01-10T14:44:02.653Z 来源：《防护工程》2017年第23期作者：李妍1 马会珍2 程仁勇3 刘娟4 刘松[导读] 海洋隔水导管为水下钻井器具的部件之一。 山东祺龙海洋石油钢管股份有限公司山东东营 257091 摘要：海洋隔水导管为水下钻井器具的部件之一。它是整个海洋钻井装备中重要而又薄弱的环节，是海洋石油勘探开发的“瓶颈”，具有高技术、高投入、高风险的特点，是影响海上钻井安全的重要因素。本文从隔水的研究现状、浅水用隔水导管现有的结构形式及优点、隔水导管研究开发的社会效益和经济效益等几个方面对海洋隔水导管进行介绍，其中对我公司隔水导管的结构形式分析做了重点论述。关键词：隔水导管；研究现状；结构形式； 引言：隔水导管是钻井获取油、气资源的第一层屏障，隔水导管是从海上钻井平台下到海底浅层的套管，在钻井作业时起到了支撑和稳定井口，隔离外界泥、沙、海水，保护套管油气不受污染的至关重要的作用。由于隔水导管载荷与作业过程的复杂性，自身结构的大变形非线性，分析方法的不确定性，实际响应的抽象性等，使得隔水导管成为海洋石油装备开发的难点与重点。钻井隔水导管与井口系统是深水钻井装备中重要而薄弱的环节,其正确设计与使用直接关系到钻完井作业的顺利完成。研究海洋隔水导管对我国海洋石油开采具有关键意义。 1钻井隔水导管的研究现状随着海洋石油资源的开发，海洋石油钻井技术与装备的发展越来越重要。隔水导管系统设计难点主要在于设计复杂环境因素和作业因素，如水深、海流、波浪、钻井载荷等，现国内外均对隔水导管进行深入的研究。国外具有更加先进的理论和技术，且根据水深与作业环境开发出一系列的对应产品。 我国的开发起步较晚，钻井隔水导管技术基本处于空白阶段。开发钻井隔水导管，不仅在世界范围内有着广泛的前景，对我国的油气田开发也具有重要的战略意义。 2浅水用隔水导管现有的结构形式及优点 2.1 隔水导管结构及形式 隔水导管根据连接形式可分为卡簧式、螺纹式。卡簧式隔水导管通过内部的卡簧将接头进行连接，结构简单方便。螺纹式隔水导管主要通过公母接头螺纹之间的啮合达到隔水导管连接的目的。隔水导管的施工方式可分为钻入式、锤入式和喷射式，卡簧式隔水导管一般适用于钻入式下井；螺纹式隔水导管一般适用于钻入式、锤入式、和喷射式下井。钻井平台需据根据不同的地质情况和作业情况选择合适的隔水导管类型，各类隔水导管具有各自的优势。 2.1.1 螺纹式隔水导管 螺纹式接头通过螺纹与螺纹之间的啮合达到连接的目的，具有承载力大，密封性能好等诸多优点。螺纹式隔水导管根据上扣速度不同分为单头和多头两种形式，单头螺纹具有更小的螺纹升角，和更好的自锁能力；多头螺纹具有更大的导程，接头连接速度快、施工效率高的特点。特殊的螺纹牙型使隔水导管能更好的自锁、承受内外压及拉伸和弯曲能力，可以降低不安全因素，保证钻井施工质量。 螺纹式隔水导管又按施工方式的不同分为钻入式隔水导管、锤入式隔水导管、喷射式隔水导管三种不同的形式。 锤入式螺纹接头隔水导管使用时利用两端的螺纹快速接头将单根隔水导管连接起来形成管串锤入至入泥深度。其接头外径与管体外径一致，方便锤击贯入。具有较高的强度，能够承受打桩时的锤击和海水波浪的冲击。其配套产品有替打短节、吊卡环、穿刺引鞋等。 钻入式螺纹接头隔水导管使用时需先用钻头预钻相应尺寸的底孔，然后将多根隔水导管连接，下入到相应深度后进行固井。此类接头螺纹具有更大的锥度，上扣圈数明显减少，认扣效率也有所提升，提高作业效率及可靠性。 2.1.2 卡簧式隔水导管 卡簧式隔水导管因其结构形式，只能作为钻入式隔水导管使用。卡簧式隔水导管又分为内收式卡簧与外胀式卡簧隔水导管。 外胀式卡簧隔水导管具有对接速度快的特点，作业前将卡簧安装到公头上，平台作业时将母头防转槽与公头防转块位置对准后，母头直接套在公头上即完成接头的连接操作，连接方便快捷，降低了施工难度。 内收式卡簧隔水导管作业前将卡簧使用三个专用螺栓把到母头上，平台作业时将母头防转槽与公头防转块位置对准后，公头直接插入母头后松开螺栓即完成接头的连接操作，该结构连接可靠，且拆卸快捷。 2.2 锁紧及防转结构 螺纹式接头采用嵌入式防转装置，防转块牙部吃入母接头内，不仅具有防倒转功能，亦具有防正转功能，更大程度上促进接头连接的整体性，提高连接的可靠性。卡簧式接头防转使用防转销结构，采用高强度防转销，可提高管体抗扭矩的能力。 2.3吊装配件吊卡环 为减少固井带来的环境污染，海上钻井用隔水导管的作业方式由原来的钻入式逐渐向锤入式发展。锤入式隔水导管用于海上石油开发作业时，其最大特点是接头与管体外径一致，接头无台肩，以便减小锤击时的入泥阻力，常规隔水导管吊卡无法直接使用，因此设计开发专用吊装配件在锤入式隔水导管的推广使用中有着更重大的作用。锤入式隔水导管使用时必须增加一个辅助台肩——吊卡环，再配合常规吊卡使用。 吊卡环设计不仅要求具有高强度，还需要具有快捷方便的特点。吊卡环为双牙结构，为3°/45°牙型，牙型45°导向斜面，有利于承载面的良好贴合，3°承载面斜角，能够承载更大的压力。吊卡环隔水导管接头面有合理的间隙，既能保证接头紧密贴合，又能够防止因接头变形导致的不能扣合的状况。 吊卡环在设计时既要保证具有安全可靠地承载力，又要保证在吊装时能开合迅速。考虑锤入式隔水导管下井作业工艺，设计出轻便化、操作简单快捷、安全可靠的隔水导管吊卡环是今后研究的重点。 2.4 替打短节
海洋钻井隔水管连接单元设计与分析
海洋钻井隔水管连接单元设计与分析 海洋的油气资源约占地球资源总量的45%，作为深水油气资源勘探开发的基础，深水重大装备建设已纳入国家海洋发展战略规划，“海洋石油981”已经开 启南海之旅，但钻井隔水管相关配套装备仍需依靠进口。因此，为了实现海洋石油开采装备真正国产化，需要加快相关石油装备的设计研发。 本文以十二五国家科技重大专项课题“深水油气田开发钻完井工程配套技术”子课题“深水钻井隔水管作业管理及安全评价技术”为依托，面向我国海洋环境条件，系统开展海洋钻井隔水管系统连接单元研究，在隔水管系统连接单元虚拟样机设计、关键部件设计分析、连接单元密封性能分析及隔水管连接系统可靠性分析方面取得的研究进展可为我国海洋钻井隔水管系统连接单元设计制造提供 技术支持。主要研究进展总结如下：1隔水管连接单元虚拟样机设计通过调研国内外隔水管连接单元生产商产品及国内外相关专利，分析隔水管伸缩节、挠性接头、隔水管接头及液压连接器功能原理，对隔水管伸缩节锁紧结构与密封结构、挠性接头结构及隔水管接头形式进行分析，利用Pro/E软件完成隔水管连接单元虚拟样机设计，可为隔水管连接单元的设计提供指导。 2隔水管连接单元关键部件设计与分析通过研究隔水管相关API标准，提出隔水管连接单元设计准则。利用有限元分析软件ABAQUS针对隔水管连接单元关键部件：隔水管快速接头卡簧、挠性接头弹性体进行优化设计与分析，通过分析，确定了隔水管快速接头卡簧主要尺寸参数设计优化方法，研究了橡胶参数对隔水管挠性接头轴向刚度与旋转刚度特性影响，相关结果可为相关部件的设计提供理论支持。 3隔水管连接单元密封性能分析作为隔水管连接单元设计分析的核心内容，
钻井导管层次及深度设计
常规压力钻井的套管柱分为：导管、表层套管、技术套管（中间套管）、油层套管（生产油管）等。 表层固井通常使用20~13 3/8英寸的套管，多数是采用钢级低的“J”级套管。 技术套管通常使用13 3/8~7英寸的套管，采用的钢级较高。 油层套管固井通常使用7~5英寸的套管，钢级强度与技术套管相同。 一、套管深度设计 1、套管层次和下入深度的确定 1）液体压力体系的压力梯度分布 套管层次和下入深度是以力学为基础的，因此首先要分析井内压力体系的压力梯度分布。 2）最大泥浆密度ρmax 某一层套管的钻进井段中所用的最大泥浆密度和该井段中的最大地层压力有关。 即： ρmax=ρpmax+S b （4） 式中 ρmax ——某层套管钻进井段中所用最大泥浆密度，g/cm3； ρpmax ——该井段中的最大地层孔隙压力梯度等效密度，g/cm3； S b ——抽吸压力允许值，g/cm3。 3）最大井内压力梯度ρB 为了避免将井段内的地层压裂，应求得最大井内压力梯度。在正常作业时和井涌压井时，井内压力梯度有所不同。 （1）正常作业情况 最大井内压力梯度发生在下放钻柱时，由于产生激动压力而使井内压力升高。如增高值为S g ，则最大井内压力梯度ρBr 为： ρBr=ρmax+S g （5） （2）发生井涌情况（关封井器并加回压） 为了平衡地层孔隙压力制止井涌而压井时，也将产生最大井内压力梯度。压井时井内压力增高值以等效密度表示为S b ，则最大井内压力梯度等效密度ρBk 为： ρBk=ρmax+S k （6） 但（6）式只适用于发生井涌时最大地层孔隙压力所在井深H pmax 的井底处。而对于井深为H n 处，则： 由上式可见，当H n 值小时（即深度较浅时）ρBk 值大，即压力梯度大，反之当H n 值大（7）
中心静脉导管简介
韩国中心静脉导管 产品目录 中心静脉导管 动静脉三通 微量输液器 止痛泵 中心静脉导管简介 自二十世纪40年代以来，中心静脉置管术在临床上大量使用，中心静脉穿刺置管在监测中心静脉压（Central Venous Pressure，CVP）、维持血容量及全肠外营养（Total Parenteral Nutrition，TPN）等方面得到广泛的临床应用。 经深静脉穿刺中心静脉置管是现代监测和治疗的一种重要方法，通过监测中心静脉压可以了解病人循环血容量和心脏功能，用以指导治疗和评估疗效；快速输血输液抢救大出血、低血容量性休克；还可以通过中心静脉导管进行全肠外中心静脉营养等。 当前，中心静脉置管术不仅在麻醉科应用广泛，尤其是在危重病监护病房（Intensive Care Unit，ICU），它是测量中心静脉压和长时间补液监控治疗的重要手段，而在其他科室如：急诊科、普外科等运用也较多。 而这一切的临床应用，都是由中心静脉导管(Central Venous Catheter，CVC) 来完成。 中心静脉导管用途： 危重病人及大手术病人常规使用； 全肠外中心静脉营养； 输注高渗或刺激性的溶液； 输血或血液制品； 采集血液标本； 监测中心静脉压力； 可同时输入有配伍禁忌的药物(多腔导管)。 >>>更多临床应用请查阅《医学文献》
盛威中心静脉导管 单腔中心静脉导管 双腔中心静脉导管 三腔中心静脉导管 导管及柔软的尖端 ?导管采用特种聚氨酯材料，在体温下会软化，贴合 血管形状 ?导管表面抗血栓处理，可降低血小板粘附和防止血 栓形成 ?柔软的导管尖端设计，最大限度地减少了导管尖端 对血管壁的损伤 导引钢丝及助推器 ?“J”型弯曲导引钢丝顶端并富有韧性，使导丝进 入血管中能保持弯曲，防止导丝顶端刺穿血管壁 ?导丝上的刻度标尺便于操作者控制导丝进入深度 ?导丝助推器方便单手推入导丝，使穿刺过程更容易 低阻力中空注射器 ?注射器内活瓣设计可避免气胸发生 ?导丝可以直接通过注射器进入血管中，使操作异 常简单 ?有效的避免了血液流出
中心静脉导管置入术
胸腔内中心静脉导管置入术 我国每年约有672万胸腔积液患者，恶性胸腔积液占282%，其具有积液生长迅速、代谢旺盛等特点［1］。可直接影响呼吸循环功能而危及生命。因此，控制胸腔积液生长是提高生活质量和延长生命的重要治疗措施。宣化钢铁公司职工医院自2003年9月～2007年2月采用胸腔内中心静脉导管置入术并腔内灌注白介素-2及顺铂治疗肺癌合并恶性胸腔积液，疗效显著，现报告如下。1 资料与方法1 1 一般资料本组122例患者，其中男84例，女38例；男女之比为2∶1，年龄最大76岁，最小41岁，平均585岁，均由痰、纤维支气管镜、肺活检或淋巴结活检病理确诊为肺癌，并经胸腔积液病理和(或)胸膜活检病理查到癌细胞，其中腺癌84例，鳞癌23例，小细胞未分化癌6例，鳞腺癌9例；均经胸部X 线及B超检查证实胸腔积液并计算积液量，积液在第4前肋以下者为少量，超过第2前肋者为大量，介于两者之间为中等量。其中大量胸腔积液101例，中等量胸腔积液11例，均有不同程度的呼吸困难。患者除常规查体及实验室检查外，详细记录胸腔内注药前后的症状体征，每7天做1次胸腔B超和(或)X线检查，观察胸腔积液变化，4周后全面查体并评价疗效。1 2 治疗方法采用Seldinger技术，即采用胸腔穿刺并胸腔内中心静脉导管置入术，材料采用美国Arrow公司生产的一次性中心静脉导管置入器(central venous catheterization set)，选取B超定位液面最深处，一般在胸腔积液侧肩胛线第8～10肋间为穿刺点，穿刺成功后经导引钢丝将硅胶导管置入胸腔，无菌贴膜覆盖穿刺点，局部固定于皮肤，末端用肝素帽封管。给药方法：尽可能排净胸腔积液后以生理盐水20～40 ml溶解白细胞介素-2 100～200万u和顺铂20～40 mg经引流管注入胸腔，并加用利多卡因5～10 ml 胸腔内注射以减轻胸膜疼痛，注药后1～2 h内每15 min变换一次体位，如平卧、左右侧卧、头低位或站立位以便药物在胸腔内分布均匀。每周1次，连续2～3周，重复给药次数应根据疗效或病情需要以及患者的骨髓功能等而定。留置导管穿刺处每天消毒1次。2 结果2 1 疗效判定标准治疗122例患者，采用Millar标准评价疗效，即完全缓解(CR)：胸腔积液消失，持续4周以上；部分缓解(PR)：胸腔积液减少1个数量级(如大量→中等量，或从中等量→小量)，持续4周以上；无效(NC)：胸腔积液无明显变化，持续4周以上；进展（PD）：胸腔积液增多，或出现新病灶。有效率为CR+PR。2 2 治疗效果治疗122例，胸腔积液均有不同程度减少。其中CR 73例，PR 28例，NC 13例，PD 8例。有效率828%；患者呼吸困难、胸闷、气短等症状明显改善，胸腔积液稀薄，胸腔积液颜色变浅，由血性逐渐转为淡黄色，部分呈网状，胸膜粘连肥厚。2 3 不良反应主要不良反应为胸痛和发热，胸痛多能耐受，无需特殊治疗，2～3天后胸痛即缓解。发热者体温多在38 ℃左右，经服用水杨酸类药物退热可缓解，其他如胃肠道反应和骨髓抑制，经止吐和升白细胞药物治疗可改善。3 讨论恶性胸腔积液是癌症患者的常见并发症，多数属于疾病进展或复发的结果，也可作为癌症患者的首发临床表现。恶性胸腔积液最常见原因以肺癌（约占35％）、乳腺癌（约占20％）、淋巴瘤和白血病（约占20％）常见，肺癌胸膜转移中腺癌发生率最高，本组患者腺癌占688%，与报道相符［2］。由于继发于肺癌的恶性胸腔积液患者平均生存期为2 2个月，故针对胸腔积液的治疗是整个治疗中重要的组成部分，单纯胸腔排液治疗多数患者胸腔积液迅速增加，且反复胸腔穿刺常导致蛋白质丢失，并增加气胸、胸腔感染和形成多房性积液的危险。因此，尽可能排除胸腔内液体，使肺得到充分膨胀，并同时行胸腔内化疗，可望胸腔积液得到长期控制。笔者采用中心静脉导管经皮胸腔内置入术并腔内注入生物制剂及化疗药物，避免了既往反复胸穿的麻烦和给患者造成不必要的痛苦，又能避免每次抽大量胸腔积液而发生并发症的可能，还可最大限度将胸腔积液排净，以保证药物在胸腔内的有效浓度以及脏、壁层胸膜充分接触，为胸膜粘连创造条件。这样不仅可以提高患者的生活质量，
南海西部陵水区块超深水井喷射下导管技术
第４５卷第１期 石 油 钻 探 技 术Vol 畅４５No 畅１２０１７年１月PETROLEUM DRILLING TECHNIQUES Jan ．，２０１７收稿日期：２０１６０６２１；改回日期：２０１６１２３０。作者简介：刘和兴（１９８２—），男，山东烟台人，２００５年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，工程师，主要从事深水钻完井工艺技术的研究与管理。E mail ：liuhx ４＠cnooc ．com ．cn 。基金项目：国家科技重大专项子课题“深水油气田开发钻完井工程关键技术研究及配套工艺”（编号：２０１６ZX ０５０２８００１００９）部分研究内容。磼钻井完井磾doi ：１０畅１１９１１／syztjs ．２０１７０１００２ 南海西部陵水区块超深水井喷射下导管技术 刘和兴，方满宗，刘智勤，徐一龙，孟文波 （中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江５２４０５７） 摘 要：南海西部陵水区块平均水深１７１０畅００m ，区域海况恶劣，为了提高导管下入作业效率，保证水下井口 的稳定性，采用喷射钻井技术下导管。对陵水区块海底浅层土壤进行取样分析，得到了导管承载力曲线；对导管载荷进行分析，确定了区域导管安全入泥深度；在综合分析喷射钻井技术与钻具组合特点的基础上，对钻头伸出量、钻头直径、钻压和水力参数进行了优选，确定了导管入泥深度。陵水区块５口井应用了喷射下导管技术，结果表明，井口稳定性均较好，导管下入过程顺利，没有出现导管下沉或倾斜的问题。陵水区块超深水井喷射下导管技术的成功应用，为以后类似超深水井的钻井作业提供了技术参考。 关键词：导管；喷射钻井；入泥深度；承载力；LSX １１井；陵水区块；南海西部 中图分类号：T E ２４２ 文献标志码：A 文章编号：１００１０８９０（２０１７）０１００１００７ Jetting ‐Based Conductor Running Technology Used in Ultra ‐Deep Water Well of Lingshui Block in the Western South China Sea LIU Hexing ，FANG Manzong ，LIU Zhiqin ，XU Yilong ，MENG Wenbo （Zhan j iang Branch ，CNOOC （China ）Co ．L td ．，Zhan j iang ，Guan g dong ，５２４０５７，China ） Abstract ：T he sea area of Lingshui Block in Western South China Sea is rough with average water depth of １７１０畅００m ．In this paper ，j et drilling technology was used to run in conductors in order to ensure the stability of underwater wellheads and improve running efficiency of conductors ．First ，the load capacity curve of conductors was plotted by analyzing the soil samples taken from shallow sea beds in Lingshui Block ．Second ，the safe driving depth of conductors in this block was determined by analyzing the load on conductors ．Finally ，bit stick ‐out ，bit diameter ，WOB and hydraulic parameters were optimized by analy ‐zing comprehensively the characteristics of jet drilling technologies and BHA （bottom hole assembly ）used for ultra ‐deep water environments ，and then the driving depth of conductors was determined ．T he jetting ‐based conductor running technology was applied on ５wells in the Lingshui Block ．Results showed that wellheads in this block were of good stability ．T he conductors were then run in holes successfully without deviation or subsidence ．T he successful application of jetting ‐based conductor running technology of Ling ‐shui ultra ‐deep water block provides the technical inference for the drilling of similar ultra ‐deep water wells in the future ．Key words ：conductor ；j et drilling ；driving depth ；load capacity ；Well LSX ‐１‐１；Lingshui Block ；Western South China Sea 陵水区块是南海西部的一个重要深水勘探区 域，平均水深１７１０畅００m ，钻井数量较多，海况较为 恶劣，对工程质量的要求很高。由于海况较差，海底 地质环境复杂，表层土壤疏松，井眼易冲蚀、坍塌；海 床温度低，表层固井难度大，对水泥浆性能要求 高［１］。该区块前期２口井采用国外传统的打桩法下万方数据
中心静脉导管置入标准操作规程
中心静脉导管置入标准操作规程 一、中心静脉临时导管置管术 1、经皮颈内静脉置管术 因右颈内静脉与无名静脉和上腔静脉几乎成一直线且右侧胸膜顶低于左侧，右侧无胸导管，故首选右颈内静脉插管。根据穿刺点的不同分前、中、后三种路径，以中路最为常用。 （1）前路法 1）定位胸锁乳突肌前缘向内推开颈总动脉，胸锁乳突肌前缘中点（即喉结/甲状软骨上缘水平）。触及颈总动脉，旁开0.5～1.0cm。 2）进针针干与皮肤冠状面呈30°～45°角，针尖指向同侧乳头, 胸锁乳突肌中段后面进入颈内静脉。此路径位置高，颈内静脉深，合并气胸机会少，但易误入颈总动脉。 （2）中路法 1）定位：胸锁乳突肌三角（以胸锁乳突肌的锁骨头、胸骨头和锁骨形成的三角区）的顶端作为穿刺点，约距锁骨上缘3～5cm。颈总动脉前外侧。 2）进针：锁骨内侧端上缘切迹作为骨性标志，颈内静脉正好经此而下行与锁骨下静脉汇合。穿刺时左拇指按压此切迹。在其上方1～1.5cm进针。针干与皮肤呈30°～45°，针尖略偏外。 此路径颈内静脉较浅，穿刺成功机会大。 （3）后路法 1）定位：胸锁乳突肌外侧缘中、下1/3交点作为进针点（锁骨上缘3～5cm）。 2）进针：针干呈水平位，在胸锁乳突肌的深部，指向胸骨柄上窝。 4、操作方法 （1）器材准备，20～40mg/dl肝素生理盐水冲洗穿刺针、扩皮器及双腔管。（2）体位：以右颈内静脉穿刺为例，患者去枕平卧，头转向左侧，肩背部垫一薄枕，取头低位10°～15°。 （3）穿刺点选择选择中路法进针部位。 （4）常规消毒，戴无菌手套，铺无菌洞巾，用0.5～1%利多卡因作穿刺点局麻。
（5）用含一定量生理盐水注射器连接穿刺针，穿刺针与皮肤冠状面呈30°～45°，针尖指向同侧乳头，进针过程中边进边回抽。有突破感后如见暗红色回血，说明针尖已进入静脉内。 （6）进针深度一般1.5～3cm，肥胖者2～4cm，置管长度男性13～15cm，女性12～14cm，小儿5～8cm。 （7）保持穿刺针固定，由导丝口送入导丝。 （8）导丝进入15～20cm后拔出穿刺针，将导丝留在血管内。 （9）沿导丝将扩皮器送入皮下扩皮，如皮肤或皮下组织较紧，可以小尖刀侧切小口。 （10）拔出扩皮器，将已预冲肝素生理盐水的导管沿导丝插入颈内静脉， 导管进入后即拔出导丝，关闭静脉夹。 （11）分别回抽导管动静脉两端观察回血是否顺畅，再于两端分别注入肝素生理盐水3～5ml，冲净残血，肝素帽封管。 （12）用皮针与缝线将导管颈部的硅胶翼与皮肤缝合，固定导管，再以敷 料覆盖包扎。 （13）建议置管后行胸部X摄片，了解导管位置。 5、注意事项 （1）颈内静脉穿刺较股静脉穿刺并发症相对要多，术前应向患者及家属充分说明并签知情同意书。 （2）如患者曾行同侧静脉插管，可能会存在颈内静脉狭窄或移位，可行血管超声定位。 （3）颈内静脉穿刺对体位要求较高，正确的体位是穿刺成功的前提；但心衰较重难以平卧的患者建议做股静脉置管。 （4）穿刺针穿入血管后如见暗红色血液，说明进入静脉的可能大，如推注压力小，则静脉的可能性更大；但心衰患者静脉压较高，而低氧血症患者动脉血颜色较暗需要注意鉴别。 （5）当需要穿刺左侧颈内静脉时，因该侧颈内静脉与锁骨下静脉汇合成左头臂静脉后形成一定角度，注意扩皮器进入不要太深，以免损伤血管。 （6）避免同一部位反复穿刺，可变换不同部位，以减少组织和血管的损伤。
海上大尺寸钻井隔水导管入泥深度计算
171 1 引言 单筒多井技术是一项世界先进的钻井技术，适用于海洋边际油田及调整井的开发作业，单筒多井目前世界上应用的有单筒双井及单筒三井，单筒双井技术相对使用较多，在国内目前渤海油田及南海油田均使用过单筒双井技术；而单筒三井技术的应用相对较少，在涠洲6-1油田之前国内尚未应用。 2 单筒三井平台结构特点 单筒三井技术是一项先进的钻井技术，对于独桩简易平台而言，这项技术具有很好的适用性，它解决了平台槽口不足而无法完全充分开发储层的问题，并且在一定程度上节省了油田的开发资金，减少海上平台尺寸及平台的数量，节约了工程造价，对油田进行更充分的开发利用，在很大程度上节省油田开发费用[1]。 通过对单筒三井平台桩腿开展轴向载荷和横向载荷作用下强度及稳定性模拟试验研究，掌握不同载荷条件下的桩腿力学参数变化规律及极限承载力；得到不同尺寸结构的极限承载力关系；探讨不同结构型式桩腿的力学性能参数及其承载力曲线。以此为单筒三井独桩简易平台的实施提供可靠的理论保证和可行性方案的支持。 3 结构稳定性分析 进行结构分析模拟试验的一个很重要的问题就是如何准确地模拟边界条件，保证试验的可信度及准确度。由于桩腿下部插入泥土，必须考虑桩—土之间的相互作用关系。对于这种状况的处理，以往的理论分析基本上采用了两种方法。一种是采用泥面以下6倍桩径处固支。另一种是采用文克尔模型将桩与土之间的相互关系简化为弹簧模型。本试验对于边界条件的处理采用6倍桩径处固支的方法。处于工作状态下的 桩体上部不存在约束，因此可看作是自由端[2]。 4 隔水导管入泥深度计算 利用钻井隔水导管入泥深度计算软件，对涠洲6-1油田井场地质调查资料进行处理，分别对隔水导管承载力分析和入泥深度进行计算。 （1）对于30英寸的单桩隔水导管结构： 根据涠洲6-1油田平台区域工程地质参数，考虑海况条件影响，经过处理分析得出：当井口载荷为30吨时，隔水导管的最小入泥深度为55.3米。 （2）对于36英寸的单桩隔水导管结构： 根据涠洲6-1油田平台区域工程地质参数，考虑海况条件影响，经过处理分析得出：当井口载荷为30吨时，隔水导管的最小入泥深度为45.2米。 5 结论 根据现场大尺寸单腿简易平台结构的受力状态，在室内开展轴向载荷和横向载荷作用下隔水管稳定性模拟实验，试验结果表明，灌注水泥浆对结构横向极限承载力有一定程度的提高。在水面处加两根平面内相互垂直的斜向支撑，其极限承载能力提高幅度非常显著，这种结构的极限承载力失效形式是以斜支撑弹性屈曲为控制因素的，所以，选择长细比较小的斜撑结构有利于提高整体结构的承载能力和稳定性要求。 参考文献 [1]杨进，刘书杰，王平双. 海上钻井隔水导管下入深度理论与控制技术[M]. 北京：石油工业出版社，2009：6. [2]徐荣强，陈建兵，刘正礼. 喷射导管技术在深水钻井作业中的应用[J].石油钻探技术，2007，35（3）：19-22. 海上大尺寸钻井隔水导管入泥深度计算 李磊 中国石油大学（北京） 北京 102200 摘要：单筒三井技术能够提高海上钻完井效率，涠洲6-1是我国首次应用单筒三井钻井技术进行海上油田开发的油田。本文结合单筒三井技术的钻井工艺特点，从井口稳定性和钻井施工角度出发，给出了单筒三井钻井隔水导管的安全入泥深度范围，为今后在其它地方的应用该技术提供宝贵的经验。 关键词：单筒三井 隔水导管 入泥深度 Calculation on driving depth of offshore large-size drilling conductor Li Lei China University Of Petroleum （Beijing ），Beijing 102200，China Abstract：Weizhou 6-1 is the first offshore oil field that uses three-in-one drilling to improve the efficiency of offshore drilling. The range of safe driving depth of the drilling is obtained in terms of wellhead stability and drilling construction based on the technical characteristics of this technology for reference. Keywords：Three-in-one drilling；conductor；driving depth