鉆井队现场施工关键技术总结.docVIP

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鉆井队现场施工关键技术总结

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

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