鉆井队现场施工关键技术总结.docVIP

钻井队现场施工技术关键点项 一、钻进阶段（包括取心） 序号 关键点 主要项目 现象 原因分析 1 指重表 钻具原悬重 增加 ①井深增加；②钻井液密度降低；③井喷预兆。 减少 ①钻井液密度增加；②井喷预兆；③钻具断。 上提与下放 阻力 增加 ①井深增加；②钻井液摩阻增加；③上提、下放刚性钻具进入狗腿、缩径井段；④卡钻预兆。 减少 ①钻井液摩阻减少；②钻具断。 2 泵压表 循环压力 增加 ①井深增加；②钻井泵冲数增加；③钻井液密度、粘度增加；④钻头水眼堵；⑤环空不暢（卡钻预兆）；⑥井喷预兆 减少 ①钻井泵冲数减少；②钻井液密度、粘度降低；③钻头喷咀掉或钻柱刺、断；④井漏预兆；⑤井喷预兆。 3 转盘 扭　矩 增加 ①井深增加；②钻压、转速增加；③地层可钻性差；④钻井液摩阻增加；⑤井眼轨迹不好⑥井塌、卡钻事故预兆；⑦钻头、钻具事故预兆。 减少 ①钻压、转速减少；②地层可钻性好；③钻井液摩阻减少；④钻具事故预兆。 4 振动筛 返出砂子 （岩屑） 多 ①钻进进尺快；②钻井液携岩效果好；③井塌预兆（有掉块）。 少 ①钻进进尺慢；②钻井液携岩效果差；③卡钻预兆。 钻进时 出口排量 增加 ①钻井泵冲数增加；②井喷预兆（此处观察到：钻进出口返出排量增大，停泵后井口有溢流或井涌）。 减少 ①钻井泵冲数减少；②发生井漏（此处观察到：钻进出口返出排量减少或不返）。 槽面油气显示 有 ①发生油气侵（停泵观察无溢流）；②录井气烃含量增加；③井喷预兆（停泵观察有溢流、井涌）。 5 钻井 液罐 液面 增加 ①处理钻井液加水、加重剂；②钻井液起泡（密度降低）；③井喷预兆。 减少 ①井深增加；②人为放掉或地面跑钻井液；③发生井漏。 6 泥浆 值班房 钻进时钻井液 主要 性能 密度 增加 ①正常加重；②固相含量（含砂量）增加。 降低 ①加水处理钻井液；②钻井液起泡；③油气水侵，井喷预兆 粘度 增加 ①正常提粘；②固相含量增加；③油气侵，井喷预兆。 降低 ①正常降粘；②水侵，井喷预兆。 摩阻 增加 ①缺润滑剂；②固相含量增加。 减少 ①加润滑剂；②固相含量降低。 含砂量 增加 ①除砂不及时；②固控设备使用不好；③固相含量增加。 降低 ①固控设备使用效果好；②固相含量减少。 7 综合 录井 值班房 岩屑 含铁屑 ①钻具、钻头、套管事故预兆。 含掉块 ①井塌预兆。 含油砂 ①钻开油气层（注意防喷）。 气烃含量 有 ①钻开油气层（注意防喷）。 油气上窜速度 ①钻开油气层有油气侵（注意防喷）。 钻时 快 ①地层可钻性好；②钻压、转速升高；③钻遇油气水层。 慢 ①地层可钻性差；②钻压、转速降低；③钻头使用到后期；④井下有掉块或落物。⑤取心时堵岩心预兆。 8 井控 装置 防喷器 不好用 ①控制箱压力不够；②液控管线刺漏；③油路堵塞；④其它故障。 井口法兰螺栓 松动 ①未定期检查上紧；②井口固定不牢。 闸阀开关 不灵活 ①未定期检查保养；②闸阀坏。 控制箱压力匹配 不合适 ①未调整好调压阀或其有故障；②储能器氮气压力不够。 控制箱液压油 ①储油量不够；②油变质。 9 注水井 井口压力 不符合设计 ①设计中提到的注水井未停注或泄压后的井口压力偏高，应与甲方协调好停注泄压问题，否则不能开钻。 二、起下钻阶段 序号 关键点 主要项目 现象 原因分析 1 指重表 钻具原悬重 增加 ①下钻时井内钻具数量增加；②井内钻井液密度降低；③井喷预兆。 减少 ①起钻时井内钻具数量减少；②下钻时钻具水眼堵；③井内钻井液密度、粘度增加；④井喷预兆；⑤钻具断。 上提、下放阻力 增加 ①下钻时井内钻具数量增加；②钻井液摩阻增加；③上提、下放刚性钻具进入狗腿、缩径井段；④卡钻预兆。 减少 ①起钻时井内钻具数量减少；②钻井液摩阻减少；③钻具断。 2 泵压表 中途与到底 开泵循环压力 增加 ①下钻时井内钻具数量增加；②钻井泵冲数增加；③钻井液密度、粘度增加；④钻头水眼堵；⑤环空不暢，卡钻预兆；⑥井喷预兆。 减少 ①起钻时井内钻具数量减少；②钻井泵冲数减少；③钻井液密度、粘度降低；④钻头喷咀掉或钻具刺、断；⑤井漏预兆；⑥井喷预兆。 3 转盘 扭　矩 增加 ①下钻时井内钻具数量增加；②钻井液摩阻增加；③卡钻事故预兆；④钻头事故预兆。 减少 ①起钻时井内钻具数量减少；②钻井液摩阻减少；③钻具事故预兆。 4 振动筛 循环返出砂子 （岩屑） 多 ①下钻循环清除出井壁岩屑床；②钻井液携岩效果好；③井塌预兆（有掉块）。 少 ①井眼干净；②钻井液携岩