钻井队现场施工技术关键点项模板VIP

1、资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。渤钻第一钻井公司钻井队现场施工技术关键点项生产技术科更新时间 : -2-6一、 钻进阶段 ( 包括取心 )序关键点主要项目号钻具原悬重1指重表上提与下放阻力2泵压表循环压力3转盘扭矩返出砂子( 岩屑 )4 振动筛钻进时出口排量槽面油气显示钻井5液面液罐密度钻进泥浆时钻6井液值班房粘度主要性能摩阻现象原因分析增加井深增加 ;钻井液密度降低 ;井喷预兆 。减少钻井液密度增加 ;井喷预兆 ;钻具断 。增加井深增加 ; 钻井液摩阻增加 ; 上提、 下放刚性钻具进入狗腿、 缩径井段 ; 卡钻预兆 。减少钻井液摩阻减少 ;钻具断 。井深增加 ;

2、 钻井泵冲数增加 ; 钻井液密度、增加粘度增加 ; 钻头水眼堵 ; 环空不暢 ( 卡钻预兆 ) ; 井喷预兆钻井泵冲数减少 ; 钻井液密度、 粘度降低 ; 减少钻头喷咀掉或钻柱刺、断; 井漏预兆 ; 井喷预兆。井深增加 ; 钻压、 转速增加 ; 地层可钻性差 ;增加钻井液摩阻增加 ; 井眼轨迹不好 井塌、 卡钻事故预兆 ; 钻头、 钻具事故预兆 。减少钻压、 转速减少 ;地层可钻性好 ; 钻井液摩阻减少 ; 钻具事故预兆 。多钻进进尺快 ; 钻井液携岩效果好; 井塌预兆( 有掉块 ) 。少钻进进尺慢 ; 钻井液携岩效果差 ; 卡钻预兆 。增加钻井泵冲数增加 ;井喷预兆 ( 此处观察到 : 钻进

3、出口返出排量增大 , 停泵后井口有溢流或井涌 ) 。减少钻井泵冲数减少 ;发生井漏 ( 此处观察到 : 钻进出口返出排量减少或不返 ) 。有发生油气侵 ( 停泵观察无溢流 ) ; 录井气烃含量增加 ; 井喷预兆 ( 停泵观察有溢流、井涌 ) 。增加处理钻井液加水、加重剂 ; 钻井液起泡 ( 密度降低 ) ; 井喷预兆。减少井深增加 ;人为放掉或地面跑钻井液; 发生井漏。增加正常加重 ; 固相含量 ( 含砂量 ) 增加。降低加水处理钻井液 ;钻井液起泡 ; 油气水侵 , 井喷预兆增加正常提粘 ; 固相含量增加 ;油气侵 , 井喷预兆。降低正常降粘 ; 水侵 , 井喷预兆 。增加缺润滑剂 ;固相含

4、量增加。减少加润滑剂 ;固相含量降低。资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。序关键点号综合7 录井值班房井控8装置9 注水井主要项目现象原因分析增加除砂不及时 ; 固控设备使用不好 ;固相含量增含砂量加。降低固控设备使用效果好 ; 固相含量减少。含铁屑 钻具、 钻头、 套管事故预兆 。岩屑含掉块 井塌预兆 。含油砂钻开油气层 ( 注意防喷 ) 。气烃含量有钻开油气层 ( 注意防喷 ) 。油气上窜速度钻开油气层有油气侵 ( 注意防喷 ) 。快地层可钻性好 ; 钻压、转速升高 ; 钻遇油气水层。钻时地层可钻性差 ; 钻压、 转速降低 ; 钻头使用慢到后期 ; 井下有掉块或落

5、物。 取心时堵岩心预兆。防喷器不好用控制箱压力不够 ; 液控管线刺漏 ; 油路堵塞 ;其它故障。井口法兰螺栓松动未定期检查上紧 ; 井口固定不牢。闸阀开关不灵活未定期检查保养 ; 闸阀坏。控制箱压力匹配未调整好调压阀或其有故障; 储能器氮气压力不合适不够。控制箱液压油储油量不够 ; 油变质。不符合设计中提到的注水井未停注或泄压后的井口压力井口压力偏高 , 应与甲方协调好停注泄压问题, 否则不能开设计钻。二、 起下钻阶段序主要项目现象原因分析关键点号增加下钻时井内钻具数量增加;井内钻井液密度降低 ; 井喷预兆 。钻具原悬重起钻时井内钻具数量减少; 下钻时钻具水眼堵;减少井内钻井液密度、 粘度增加

6、 ; 井喷预兆 ; 钻具指重表断。下钻时井内钻具数量增加; 钻井液摩阻增加;1增加上提、 下放刚性钻具进入狗腿、缩径井段 ; 卡钻上提、 下放阻力预兆 。减少起钻时井内钻具数量减少; 钻井液摩阻减少;钻具断 。下钻时井内钻具数量增加; 钻井泵冲数增加;增加钻井液密度、 粘度增加 ; 钻头水眼堵 ; 环空不暢 ,2 泵压表中途与到底卡钻预兆 ; 井喷预兆 。开泵循环压力起钻时井内钻具数量减少; 钻井泵冲数减少;减少钻井液密度、 粘度降低 ; 钻头喷咀掉或钻具刺、断 ; 井漏预兆 ; 井喷预兆 。资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。序关键点号3 转盘4 振动筛钻井5液罐泥

7、浆6值班房综合7 录井值班房井控8装置9 注水井主要项目扭矩循环返出砂子( 岩屑 )出口处槽面油气显示液面密度循环粘度时钻井液主要性能摩阻含砂量循环时返出的砂子 ( 岩屑 )气烃含量油气上窜速度同一井口压力现象原因分析增加下钻时井内钻具数量增加;钻井液摩阻增加;卡钻事故预兆 ; 钻头事故预兆 。减少起钻时井内钻具数量减少;钻井液摩阻减少;钻具事故预兆 。多下钻循环清除出井壁岩屑床;钻井液携岩效果好 ; 井塌预兆 ( 有掉块 ) 。少井眼干净 ;钻井液携岩效果差; 卡钻预兆 。返出钻下钻正常返出钻井液 ;起钻灌入的富余钻井液返出 ; 井喷预兆 ( 在此处观察到 :停止起下钻作业较井液长时间时有钻

8、井液返出 ) 。循环时钻井液替出的油气(停泵观察无溢流 );有井喷预兆 ( 停泵和停止起下钻作业时观察有溢流、井涌 ) 。中途循环处理钻井液加水、加重剂 ; 钻井液起增加泡 ( 密度降低 ) ; 下钻时井内管柱数量增加; 井喷预兆 ( 下入或起出管柱体积分别小于返出钻井液量、大于灌入钻井液量 ) 。减少起钻时井内管柱数量减少;人为放掉或地面跑钻井液 ; 发生井漏。增加正常加重 ; 固相含量 ( 含砂量 ) 增加。降低正常加水处理钻井液 ;钻井液起泡 ;油气水侵( 井喷预兆 ) 。增加正常提粘; 固相含量增加;油气侵 ( 井喷预兆 ) 。降低正常降粘 ; 水侵 ( 井喷预兆 ) 。增加缺润滑剂

9、;固相含量增加。减少加润滑剂 ;固相含量降低。增加除砂不及时 ; 固控设备使用不好; 固相含量增加。降低固控设备使用效果好 ; 固相含量减少。含铁屑钻具、 钻头、 套管事故预兆 。含掉块井塌预兆 。含油砂钻开油气层 ( 注意求测油气上窜速度, 防喷 ) 。钻开油气层 ( 注意求测油气上窜速度, 防喷 ) 。有钻开油气层有油气侵 ; 钻井液密度低 ( 注意求测油气上窜速度 , 防喷 ) 。同一同一不符合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, 否则不能钻开设计油气层。资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。三、 空井 ( 电测 ) 阶

10、段序关键点号1 震动筛钻井2液罐3 测井房井控4装置5 注水井主要项目现象原因分析返液正常灌入钻井液 ; 井喷预兆 (此处观察到 : 井口有溢流或井涌 ) 。出口处不返液未灌满钻井液 ; 发生井漏 ( 此处观察到 : 灌钻井液时灌不满 , 井口不返钻井液 ) 。槽面油气显示有 井喷预兆 ( 井口发生溢流、井涌 ) 。增加处理钻井液加水、 加重剂 ; 井喷预兆。液面减少人为放掉钻井液 ; 地面跑钻井液 ; 发生井漏 ( 灌不满钻井液 ) 。仪器上提拉力增加井下阻力大或仪器上提速度快; 卡电缆和仪器的预兆。扩大井眼存在大肚子 ( 下钻要避开此位置开泵 ) 。电测井径数据缩小井眼存在小井眼 ( 起下

11、钻在此位置要注意防卡, 并适当采取划眼、 提高钻井液密度与降失水措施) 。电测井斜数据全角变井眼存在”狗腿” ( 起下钻在此位置要注意防鍵槽化率大卡钻 , 遇阻、 卡要采取正、倒划眼措施 ) 。原因是多方面的 , 主要有 : 地下存在高压油气水层 ,平衡压力固井未实现 ( 在候凝过程中因水泥浆失重,上部液柱压力未能够平衡油气水层孔隙压力, 导致油声幅气水窜 ) ; 井眼不规则 ( 存在”糖糊芦”井眼) , 选择顶替排量既不是塞流也不是紊流, 造成水泥浆顶替钻质量井液的效率低 ; 封固井段的套管居中度差, 未达到差70%; 水泥浆稠化时间过长, 候凝时间不够 ;胶塞密封不严或未入井而未碰上压,

12、造成环空局部替空无水泥 ; 前置液选择不当 , 清洗井壁和套管外壁的效果差。固井过程中发生井漏、 井塌 ( 施工泵压偏高 ) ; 注检测固井质量入水泥量偏少 ; 注入水泥浆密度偏高、水泥浆提前水泥凝固 ; 胶塞提前入井碰压 ; 固井施工不连续,施工返高时间超过水泥浆稠化时间 ;固井附件出问题, 如 : 浮不够鞋浮箍失灵造成水泥浆倒灌;套管有孔洞、裂纹、丝扣密封不严 ( 施工进出口排量一致 , 但泵压偏低 ) ,造成水泥浆倒灌。压胶塞液配方不合理 ; 注入水泥浆密度偏高、水泥浆提前凝固 ; 顶替水泥浆的钻井液含砂高( 4 号罐声幅沉砂多 ) ; 胶塞提前入井碰压; 固井施工不连续 ,施工时间超过

13、水泥浆稠化时间; 固井附件出问题 ,遇阻如 : 浮鞋浮箍失灵造成水泥浆倒灌 ; 套管有孔洞、裂纹、 丝扣密封不严 , 造成水泥浆倒灌。固井车洗管线时水泥浆进入套管内。同一同一同一不符合设计中提到的注水井未停注或泄压后的井口压力偏井口压力高 , 应与甲方协调好停注泄压问题, 否则不能进行下步设计施工。四、 各次开钻井口与套管试压阶段资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。序关键点主要项目现象原因分析号未注入足够的液量; 螺栓连接不紧、密封钢圈未1井控装试压压力压好 , 连接处有刺漏 ; 套管头密封不严 ; 试压车置试压( 泵 ) 出故障 ; 防喷器胶心损坏或密封不严( 出口

14、有未达标试压液返出 ) 。套管柱未注入足够的液量; 套管内无水泥塞或固井时替2试压压力空 ; 套管头密封不严; 试压车 ( 泵 ) 出故障 ; 套管试压密封不严、 破裂或卸联顶节时倒开。五、 配钻具与打开油气水层准备阶段序关键点号1配钻具组合2345 打开油气与高压水层6 前的准备工作789主要项目钻进下部结构通井下部结构井控技术措施交底井场设备设施自查自改钻井液性能材料储备干部值班与坐岗人员安排在队人员进行实战演习防喷装置全面试压求取压井数据现象未达标不符合井控规定原因分析入井的增、 稳、 降斜和打直的钻具结构不能满足井眼轨迹控制的需要 ; 入井的钻具组合复杂不符合定向、 大位移井、 水平井

15、防卡的需要 ; 入井配合接头磨损严重。未采用完钻时的原钻具结构通井; 钻头喷嘴小,不利于通井过程中提高排量洗井 ; 入井配合接头磨损严重。缺乏有针对性的井控措施 ; 未向全队干部职工进行地质、 工程、 钻井液、 井控装备、 井控措施等方面的技术交底 ; 未在班前会上安排布置井控技术措施。未对钻机设备、仪器仪表、防喷装备及专用工具、 消防设施、 防爆电路系统等进行细致的检查 ; 未对发现的问题进行整改 ; 自身解决不了的问题未及时向上级主管部门反映。钻井液性能不符合设计要求 , 如 : 密度偏低 ; 未按设计要求储备足够的加重剂和压井液 ; 维护钻井液性能的处理剂储备不足。未排出干部 24 小时

16、值班表 ; 未在技术措施交底会和班前会上安排不同工况下的坐岗人员。未组织在队人员进行防喷演习、 应急逃生演习等实战演习 ; 演习质量未达到实战要求。未注入足够的液量 ; 螺栓连接不紧、 密封钢圈未压好 , 连接处有刺漏 ; 套管头密封不严 ; 试压车( 泵 ) 出故障 ; 防喷器胶心损坏或密封不严 ( 出口有试压液返出 ) 。未用低泵冲或正常钻进 1/31/2 的排量求取压井所需要的数据并记录。资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。六、 下套管准备阶段序关键点号通井1 全过程套管2检查固井3水罐地面4设备周围5 注水井固井6工具尾管7 固井的准备井控8装置主要项目现象原

17、因分析同起下钻与同二与同二与五配钻具组合五丈量、 通径、 清责任心不强 ; 丈量与计算不准确; 检查与清洗套管不细致 ; 好坏套管未分开摆放; 到井套管未洗、 检查管体与不符合按入井顺序进行摆放; 未按通知下套管数据计算丝扣、 组合排列排列好套管 ; 套管扶正器的安放、特殊固井工具与计算如分接箍、 尾管悬挂器等未计算好位置。固井水罐不干净 , 有杂质杂液 ( 固井人员到后可不配水质量与数量不合格配水 ) ; 未按规定要求上足固井水 ; 水泥添加剂质量不合格。完好状态不合格检查地面设备不认真;钻井公司未对钻井队的坏设备及时更换。不符合作业区认为与本井无关系( 要有作业区有关人员井口压力签名的证据

18、 ) ; 钻井公司与作业区未联系好停注泄设计压事宜 , 否则不固井。吊卡、 固井附件固井公司送到现场的工具不合格(浮鞋、 浮箍、未达标分接箍和悬挂器、联顶节等坏时不得下套管 , 水泥及套管扶正器头内有杂物不得固井) ; 钻井队现场使用有损坏。送入钻具的未达标责任心不强 , 未对送入钻具逐柱通径; 未选用标通径及称重准的通径规 ; 未对送入钻具进行准确的称重。半封闸板心子不符合未更换与所下油层套管尺寸相应的半封闸板心子 , 应在下油层套管前更换。七、 下套管阶段序主要项目现象原因分析关键点号增加下套管数量增加 ; 有自动灌浆装置且好用; 井内钻井液密度降低; 井漏、 井喷预兆 。套管原悬重往套管

19、内灌钻井液不及时或未灌满钻井液; 自指重表减少动灌浆装置失灵 ;井内钻井液密度、粘度增加 ; 井喷预兆 ; 套管断 。1井内套管数量增加; 钻井液摩阻增加 ; 上提、增加下放套管进入狗腿、缩径井段 ; 卡钻预兆 。上提、 下放阻力减少钻井液摩阻减少 ; 套管断 。钻井泵冲数增加 ; 钻井液密度、粘度增加 ; 增加套管内有杂物或胶塞提前落入套管内; 环空不暢2 泵压表循环钻井液压力( 井塌预兆 ) ; 井喷预兆 。减少钻井泵冲数减少; 钻井液密度、粘度降低 ; 套管刺漏、 破裂或断 ; 井漏预兆 ; 井喷预兆 。资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。序关键点号套管3下深4 振动筛钻井5液罐泥浆6值班房周围7采油井周围8注水井井控9装置主要项目计算与实际剩余套管数据是否准确和相符循环返出砂子( 岩屑 )出口处槽面油气显示液面密度循环粘度时钻井液主要性能摩阻含砂量停抽井口静止压力值闸板心子与套管尺寸其它同一现象原因分析套管数据计算有误 (在接联顶节或下最后一根套不符合管之前必须复核好入井套管数据) ; 井眼不畅 , 套管未下到预定位置 ( 遇阻不硬压 , 采取小排量顶通建立循环 ,