钻井操作简答题

1、钻井复培复习资料四、简答题2004、井控装备的安装高度取决于什么的安装高度？答：井控装备的安装高度取决于表层套管头的安装高度。2005、怎么样确定导管割口高度？答：DG=T1+T2+T3+30-DDG导管理论割度T1表层套管头高度T2第二层套管头高度T3第三层套管头高度30为表层套管头调节间隙（mm）D最上一层套管头上法兰面高出基础面的高度。一般为300mm2006、常规四通主要包括哪些？答：钻井四通，特殊四通，油管头四通。2007、环形防喷器的功能？答：1）当井内有钻具、油管或套管时，能用一种胶芯封闭各种不同尺寸的环形空间2）当井内无钻具时，能全封闭井口；3）在进行钻井、取芯、测井等作业中发

2、生井涌时，能封闭方钻杆、取芯工具、电缆及钢丝绳等与井筒所形成的环形空间4）在使用调压阀或缓冲蓄能器控制的情况下，能通过18°无细扣对焊钻杆接头，强行起下钻具。2008、常见的环形防喷器胶芯主要哪三种结构？答：球形胶芯，锥形胶芯，组合形胶芯2009、锥形胶芯环形防喷器的结构主要由哪些组成？答：1、防磨板；2、大盖；3、隔离环；4、胶芯；5、活塞；6、壳体；7、内缸套；8、沉砂筒2010、闸板防喷器的功能？答：1）当井内有钻具时能密封钻具与套管之间的环形空间。2）当井内无钻具时，能全封闭井口。3）在特殊情况下，当井口封闭时，由壳体旁通口连接管汇，进行泥浆循环、节流放喷、压井等作业。4）可

3、悬挂钻具。5）装剪切闸板总成时可以剪断钻具并密封井口。2011、塔里木防喷演习的手势有什么要求？2012、塔里木防喷演习的手势液动放喷阀已关已开怎样做？答：1）已关：两手腹前合拢，腿自然叉开一脚宽。 2）已开：双手互为60°，手心自然斜向前。3）双手基本不弯曲（下均同）。4）操作动作清晰，手势互为起始，下同。2013、塔里木防喷演习的手势环形防喷器已关已开怎样做？2014、塔里木防喷演习的手势闸板防喷器已关已开怎样做？2015、塔里木防喷演习的手势节流阀已关已开怎样做？2016、塔里木防喷演习的手势J2a平板阀已关已开怎样做？2017、对于天然气井，钻具内有内防喷工具，现场可以用循环

4、法确定关井立压吗?。答：可以。但天然气中含硫化氢不可以2018、地层流体向井眼流动必须具备哪两个条件？答：1、井底压力小于地层压力 2、地层中有能流动的流体2019、溢流发生最主要的原因是什么？答：1、钻井液密度下降2、井眼漏失3、起钻时井内未灌满泥浆4、起钻产生过大的抽汲压力5、钻遇异常高压油气层。2020、钻井液密度下降是导致溢流的一个最常见原因。钻井液密度下降通常是由哪些原因引起的?。答：1）钻开异常高压油气层时，油气侵入钻井液，引起钻井液密度下降，静液压力降低。2）处理事故时，向井内泵入原油或柴油，造成静液压力减小。3）钻井液混油造成静液压力下降。4）钻井液性能大处理时，未能做好压力平

5、衡计算并按设计程序处理，造成钻井液密度下降。5）岗位人员责任心不强，未及时发现清水或胶液混入钻井液罐内等。2021、减少漏失的一般原则是什么？ 答1、设计好井身结构，正确确定套管下深 2、做好地破压力试验和漏失试验 3、控制下钻速度减小激动压力 4、调整好钻井液性能，提高悬浮携岩能力2022、为减小起钻抽汲作用对井底压力的影响，保证井下安全，应遵循什么原则？答：答：1、使井底压力稍高于地层压力2、降低起钻速度，减小抽吸压力 3、尽量降低钻井液的粘度和切力防止钻头泥包，2023、溢流的告急信号（直接显示）主要有哪些?。答;1、钻井液罐液面上2、出口管线内钻井液流速增加，返出量增加3、停泵后井口钻

6、井液外溢4、起钻时灌入的钻井液量小于提出钻具体5、下钻时返出的钻井液体积大于下入钻具的体积2024、溢流的告警信号（间接显示）主要有哪些?。答：1）钻速突然加快或放空 2）泵压下降，泵速增加 3）钻具悬重发生变化 4）钻井液性能发生变化 5）气测烃类含量增高或氯根含量增高2025、为什么要尽早地发现溢流的显示？答：1）及时发现溢流并迅速控制井口是防止井喷的关键 2）及早发现溢流可减少关井或压井作业的复杂情况 3）防止有毒气体的释放4） 防止造成更大的污染2026、 及早发现溢流的基本措施有哪些?。答：从安装防喷器开钻之日起泥浆工开始坐岗，录井队联机员从开始录井之日起坐岗。2）钻进中每1530分

7、钟监测一次钻井液液面，进入目的层或发现异常情况加密监测（间隔不超过10分钟）；起钻或下钻中每35柱钻杆或1柱钻铤核对一次钻井液灌入或返出量；在电测、空井时泥浆工应坐岗观察钻井液出口管。泥浆工、录井队联机员应认真填写坐岗观察记录，目的层作业录井队联机员每2小时内应到泥浆灌上核对一次泥浆量；非目的层6小时核对一次。3）钻井队值班干部非目的层作业每6小时检查一次泥浆坐岗情况，进入目的层作业每2小时检查一次泥浆工的坐岗情况并签字。4）坚持“发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查”的原则，发现溢流、井漏、钻井液性能变化及油气显示等异常情况，应立即报告司钻实施关井。2027、起下钻防发生溢流基本措施有哪些?。

8、答：1)起下一趟钻需要的时间(小时)+10小时<油气上窜到井口的时间(小时)。2)在一趟起下钻时间内油气上窜距井口1000m以下。（4）在起钻前应进行充分循环，循环时间不少于一个循环周，进出口钻井液密度差0.02g/cm3；下钻到底先循环排除后效，再进行其它钻井作业。2028、有哪些情况在起钻前应进行短程起下钻检测油气上窜速度?。答：（1）下列情况起钻前应进行短程起下钻检测油气上窜速度：1)不论全面钻进还是取芯钻进，钻开油气层后每趟起钻前。2)每次压完井后。3)降钻井液密度后。4)非目的层有油气水显示。2029、 短程起钻1015柱（水平井起到直井段），然后停泵观察，观察时间为多少？答：

9、1)油气层井深H3000m的井，观察2小时。2)3000mH5000m的井，观察4小时。3)H5000m的井，观察5小时。2030、 钻具中装有钻具回压阀时测定关井立压的方法有哪些?。答：循环法，不循环法2031、 不循环法这种方法在不知道什么时采用？答：不知道低泵冲泵压时采用2032、循环法这种方法在知道什么时采用。答：知道低泵冲泵压时采用2033、 什么是圈闭压力？答：是在立管压力表或套管压力表上记录到的超过平衡地层压力的压力值。2034、 产生圈闭压力的原因主要有哪些?。答：一是停泵前关井，二是关井后天然气溢流滑脱上升。2035、 怎样检查或消除圈闭压力？答：通过节流管汇，从环空放出少量

10、钻井液。每次放出钻井液4080L，然后关闭节流阀和平板阀，观察立管压力变化。如果立管压力下降，说明有圈闭压力。如果放出钻井液后，立管压力没有变化，而套压有所增加，说明没有圈闭压力。2036、最大允许关井套压值一般不得超过哪三个数值中的最小值？答：井口装置的额定工作压力； 井口套管最小抗内压强度的80%所允许的关井压力； 地层破裂压力所以允许的关井套压值。2037、 地层所能承受的关井压力主要取决于什么？答：地层岩石本身的性质 钻井液液柱压力2038、 根据塔里木油田溢流的特点，目前工程实践中常用的压井方法主要有哪些?。答：正循环压井法反循环压井法。 压回法。2039、最常规的压井方法有哪些?。

11、答：司钻法、工程师法、边循环边加重法2040、什么是司钻法压井?。答：司钻法是发生溢流关井后，先用原密度钻井液循环排出溢流，再用加重钻井液压井的方法，一般用两个循环周期完成。2041、司钻法压井的主要特点有哪些？答：压井时间长，从关井到恢复循环的时间短，容易掌握。2042、司钻法压井在什么情况下采用？答：边远井，加重剂供应不及时的情况下采用2043、什么是工程师法压井?。答：工程师法是发生溢流关井后，将配置的压井钻井液直接泵入井内，在一个循环周内将溢流排出井口并压住井的方法，2044、工程师法压井的主要特点有哪些？答：压井时间短，井口装置承压小，对地层施加的压力小，但要求现场加重材料充足，具有

12、快速加重的能力，从关井到恢复循环的时间长。2045、科学选择压井方法，应该考虑哪些因素？答：（1）溢流的类型（2）溢流量（3）地层的承压能力（4）立管压力、套管压力的大小及关井压力上升的速度（5）套管 下深及井眼几何尺寸（6）井口装置压力等级及井口的完好程度（7）压井作业所需的时间（8）井内钻具组合及钻具下深（9）加重钻井液和加重剂储备情况及后勤保障能力（110）施工井周边状况2046、针对塔里木油田天然气溢流的特点，选择压井方法时需考虑哪些因素？答：（1）硫化氢含量（2）溢流量（3）井筒完好性（4）立管压力、套管压力的大小及关井压力上升的速度（5）装备配备 （6）压井作业时的压力控制2047

13、、正循环压井法适用于什么条件？答：不含硫（或低含硫）、溢流量不大、井筒不存在漏失（或漏失量较小，可建立循环）的条件。2048、反循环压井法适用于什么条件？答：不含硫（或低含硫）、溢流量大、环空承压能力较低的条件。2049、正循环压井的配套措施有哪些？答：1、提高井控装备承受高压和抗冲蚀的能力；2、提高技术人员的压井经验和技术素质。2050、反循环压井的配套措施有哪些？答：1、配备专用反循环压井装备2、制定合理的反循环压井方案。2051、压回法适用于什么条件？答：高含硫、溢流量大、窄压力窗口的条件2052、写出压回法压井的主要优点？答：避免有毒有害气体对装备和人员对的伤害，减小操作难度提高压井成

14、功率，所需压井装备比较简单。2053、写出压回法压井的主要缺点？答：井筒具备实施压回的条件。2054、井控装备系统是指什么的总称？答：实施油气井压力控制所需的一整套设备、仪器、仪表和专用工具的总称。2055、井控装备包括哪几类？答：1、井口防喷器组；2、远程控制台；3、司钻控制台；4、液压管束；5、管排架；6、压井管汇；7、放喷管汇；8、节流管汇；9、节流管汇控制箱；10、钻井液气体分离器；10、放喷管线；11、点火装置2056、套管头的作用是什么?。答：悬挂各层套管的重量。支撑套管头以上防喷器。为各层套管之间提供密封。为特殊作业提供通道。2057、套管头类型有哪些？答：（1）单层套管头（2）

15、两层套管头（3）三层套管头2058、有哪两种套管头？答：（1）卡瓦式套管头（2）螺纹式套管头（3）焊接式套管头2059、套管头的附件主要有哪些？答：（1）套管悬挂器（2）试压保护环（3）可通式试压塞（4）试压塞（5）防磨套（6）防磨套取送工具（7）套管副密封2060、套管悬挂器的类型主要有哪两种？答：1、卡瓦式悬挂器WD.WE.W 2、螺纹式悬挂器2061、卡瓦式悬挂器目前常用的主要有哪几种？答：WD型.WE. 型W型2062、简述WD型卡瓦悬挂器的特点？答：WD型卡瓦只用于表层套管头。通过紧固卡瓦座螺钉，推动卡瓦座、卡瓦上行，当卡瓦上部接触到壳体台肩后卡瓦缩径，抱紧并嵌入表层套管，达到连接套

16、管头与套管的目的2063、简述WE型卡瓦悬挂器密封的特点？答：WE型卡瓦坐入套管头后，通过紧固上部的螺钉来激发密封盘根，实现套管和套管头之间的密封2064、简述W型卡瓦悬挂器的特点？答：套管悬挂器利用套管的悬挂重量，激发悬挂器下部的密封件（主密封）来达到套管和套管头之间的密封2065、简述螺纹式悬挂器的特点？答：将悬挂器连接到套管柱上，下放套管柱，直到悬挂器坐入套管头内，利用套管悬重激发密封件，实现悬挂套管和密封套管头环空的目的2066、简述试压保护环的作用？答：在现场施工中，若卡瓦式套管悬挂器密封失效，将试压保护环安装在套管悬挂器上部起到补救目的2068、简述皮碗式试压塞的作用？答：连接钻具

17、，下入套管内，环空注满试压介质并关闭防喷器后，缓慢上提钻具实现对井控装备试压2069、简述可通式试压塞的作用？答：替代相应规格的套管悬挂器，实现本级套管头与下级套管头（油管头）注塑试压的目的2070、套管副密封主要有哪三类？答：1、BT密封2、P密封3、金属密封2071、简述套管副密封BT密封的主要特点？答：BT密封利用注脂产生的压力，对带有钢丝骨架的橡胶产生向上及向下的密封推力，当密封脂挤入时BT被挤压，金属骨架的弹性收缩并紧帖在套管表面上，由于两道唇边之间的环空内外有通孔，密封脂通过通孔进入到BT和套管之间的环空，进行充填，使得BT密封有较好的补偿作用，增加了密封脂的助封效果；由于BT密封

18、变形量大，对椭圆度偏大的套管使用是比较适合的2072、简述套管副密封P密封的主要特点？答：P密封圈的橡胶材质硬度较高，加之金属骨架的阻挡作用，使得P密封适宜于更高的压力场合2073、简述套管副密封金属密封的主要特点？答：更适合于硫化氢环境，密封性能好、寿命长；缺点：安装复杂，对密封部位套管的圆度、粗糙度要求较高2074、套管头的安装安装原则有哪些？答：1）最上面一级套管头上法兰面高出井架基础面300±50mm。2）每次套管头安装后，内控管线都能从井架底座内平直接出。3）表层套管下入后，固井前应以转盘中心为准对套管居中进行校正。2075、按塔里木油田井控违规处罚办法对未进行钻开油气层申

19、报审批就钻开设计油气层（目的层）的钻井队，未进行开工验收或开工验收不合格就作业的修井队怎样处理？答：停工整顿，对钻（试、修）井队伍处以20万元人民币的罚款，主要责任人撤职。2076、按塔里木油田井控违规处罚办法对存在井喷失控风险，不按规定拆换井口的怎样处理？答：停工整顿，对钻（试、修）井队伍处以20万元人民币的罚款，主要责任人撤职。2077、按塔里木油田井控违规处罚办法对井控装备安装不完善不能满足关井和压井要求，就进行下步施工的怎样处理？答：停工整改，对钻（试、修）井队伍处以10万元人民币的罚款，主要责任人处以1万元人民币的罚款。2078、按塔里木油田井控违规处罚办法对井控装备试压不合格，不符

20、合设计要求就进行施工作业。答：停工整改，对钻（试、修）井队伍处以10万元人民币的罚款，主要责任人处以1万元人民币的罚款。2079、按塔里木油田井控违规处罚办法对井控关键岗位人员能力评估未达标（70分为合格）的怎样处理？答：离岗培训，评估合格后上岗。未达标人数超过4人（含4人），停工整改，待重新评估合格后开工。2080、按塔里木油田井控违规处罚办法对闸门开关状态与工况不符的怎样处理？答：对维护保养责任人处以1000元人民币的罚款。2081、按塔里木油田井控违规处罚办法对冬季作业过程中采用关闭四通2、3号闸门进行冬防保温的怎样处理？答：对责任人处以1000元人民币的罚款。2082、闸板防喷器种类按

21、闸板数量划分。答：有单闸板防喷器、双闸板防喷器、三闸板防喷器。2083、闸板防喷器种类按锁紧方式划分。答：有手动锁紧和液压自动锁紧（简称液压锁）。2084、闸板防喷器的结构主要由哪些组成？答：1、壳体；2、旁通法兰；3、中间法兰；4、副活塞杆；5、锁紧杆；6、主活塞内缸套；7、活塞；8、主活塞外缸套；9、闸板总成2085、闸板防喷器二次密封装置的使用。答：使用时，卸掉二次密封孔口的1NPT丝堵（在侧门上方），顺时针转动注脂螺塞，推动二次密封脂（设备检修时应预先注入密封脂）由单向阀，经注脂盘根，进入闸板轴密封面，形成密封。2086、简述防提断装置安装及作用？答：通过远程控制台关闭半封闸板防喷器，

22、液压油通过防提断装置主控盒进入闸板防喷器关闭腔，半封闸板关闭。此过程相应的防提装置发挥作用，使刹车气缸进气，自动刹车，不能上提下放钻具，达到防止误操作提断钻具的目的。如果要在半封闸板关闭的情况下小范围活动钻具，可以通过按下安装在司钻操作房后的按钮盒上的按钮实现。2087、旋转控制头的组成主要有哪些？答：壳体、旋转总成、冷却润滑动力泵站、监控台、管线、灌浆管汇等组成。2088、防喷器控制装置功能?。答：预先制备与储存足量压力油，控制压力油的流动方向,使防喷器与液动阀得以迅速开关。当油压因使用降低时，控制装置能自动补充，使油压维持一定的范围内。2089、防喷器控制装置工作原理？答：控制装置通过电动

23、泵或气动泵将液压油存储在储能器组中，通过三位四通换向阀控制压力油的流向，进入控制对象的打开或关闭通道，实现控制对象的开、关。2090、防喷器控制装置的组成主要有哪些？答：远程控制台（蓄能器装置）、司钻控制台、液动节流阀控制箱及辅助控制台。2091、井控管汇主要由哪些阀件组成？答：节流阀、平板阀、单流阀等阀件组成2092、塔里木常用的节流阀为什么节流阀，其主要作用是什么?。答：塔里木常用的节流阀为楔形机构节流阀，主要用于节流控压，并不彻底截止流体，通过转动手轮或液压驱动活塞带动节流阀芯前后移动，改变节流截面，达到节流控压目的，2093、节流管汇的功能？答：1）节流控压：溢流发生后，通过节流阀的节

24、流作用实施压井作业，替换出井里被污染的钻井液同时控制井口套管压力与立管压力，恢复钻井液液柱对井底的压力控制。2）井内流体的分流：通过管汇的分流作用达到了钻井液进入分离器进行分离和回收利用和通过放喷管线进行泄流作用。2094、画出35MPa70MPa节流管汇示意图，并标明待命工况时各阀的开关情况？答：2095、画出70MPa105MPa三路平面节流管汇示意图，并标明待命工况时各阀的开关情况？答：2096、电动节流控制箱现场使用注意事项主要有哪些？答：1）必须连接380V三相四线电源，同时一定要接地线。2）检查电机转向与标识一致。3）数显表、传感器的正负极连接正确，避免烧毁仪表等元件。4）启动前先

25、打开泄压阀，试运转电动泵并排出油路中的空气。2097、压井管汇的主要作用有哪些？答：通过内防喷管线与防喷器组连接，主要用于反循环压井、放喷等特殊作业。2098、画出35MPa70MPa105 MPa压井管汇示意图，并标明待命工况时各阀的开关情况？答：2099、画出70MPa105MPa高压压井管汇示意图，并标明待命工况时各阀的开关情况？答：2100、旋塞阀的主要功能有哪些？答：当发生溢流或井喷时，关闭方钻杆旋塞阀，截断钻具内通道，达到钻具内防喷的目的。2101、旋塞阀的使用注意事项有哪些？答：（1）旋塞在使用前必须检验合格，由工程技术部出具合格证。（2）使用前应检查专用扳手是否配套，旋塞阀在空

26、载情况下开关是否灵活，接头丝扣和密封台肩有无损伤。（3）旋塞阀在使用过程中，旋塞阀的开关一定要到位，严禁处于半开（4）专用扳手应放在钻台上并方便拿取的位置。（5）旋塞阀在使用过程中，每班开关活动旋塞1次。（6）固井等特殊作业结束后，应立即进行清洗旋塞阀。（7）连续使用1周，应从钻具上卸下，在旋塞阀处于半开半关的状态下，洗净腔室内、上下阀座、球阀上的泥浆。（8）不用时，应对阀体与阀芯进行冲洗、保养，金属密封部分涂抹适量润滑脂防止锈蚀，戴上螺纹护丝。2102、箭形止回阀使用注意事项有哪些？答：（1）每次起下钻必需卸下箭形止回阀，进行清洗和检查。（2）井口应急抢装时，卸压导流口严禁对人，防止高压伤人

27、。（3）待命箭形止回阀必须存放在专用架上。并标明规格、扣型。（4）清洗检查接头两端螺纹、密封台阶是否完好，保护好两端丝扣。（5）清洗检查阀芯和阀座密封面是否清洁、完好。（6）用专用顶开装置顶开箭形止回阀使其处于开启状态，每班应检查一次顶开装置附件是否完好，顶紧顶丝。（7）堵漏或特殊作业结束后，应及时拆下清洗，防止堵漏材料堵塞引起密封失效。（8）如实填写内防喷工具跟踪记录卡。2103、浮阀的使用注意事项主要有哪些？答：（1）金属密封部分涂抹适量润滑脂防止锈蚀，同时阀体腔室内密封部位涂抹适量润滑脂以防锈蚀，螺纹配齐护丝。（2）阀芯按橡胶件的存放条件进行保存。（3）浮阀在使用过程中，每起下一次钻检查

28、一次阀芯及橡胶件，确保阀芯及各密封部位完好。（4）浮阀不用时，应对阀体与阀芯进行清洗、保养，并将阀芯取出放室内避光存放，再次使用前，应对浮阀进行全面检查。（5）浮阀使用时应注意阀芯的安装方向。（6）下钻时每下钻510柱必须灌满水眼。2104、NQF1200/0.862型泥浆气体分离器有什么特点？答：1）排液采用“U”型原理，各通道无控制元件，基本做到了免维护。2）处理能力大（增加日处理量），完全能满足高压气井压井要求。3）排气管线可采用快速法兰连接方式，安装方便、快捷。2105、采油（气）井口的结构（以KQ78/65-70带安全阀采气树为例），主要由哪些组成？答：采油（气）井口的结构（以KQ7

29、8/65-70带安全阀采气树为例），主要由油管头、油管挂、采油树（油管帽、安全阀、平板阀、节流阀）等组成。2106、油管头的主要作用有哪些？答：用来悬挂油管、安装采油树，同时和油管挂一起形成密封，防止油管内外串通，形成油管内外通道。2107、油管挂的主要作用有哪些？答：悬挂井内管柱；与油管头一起形成密封后，构成油管内通径与上部采油树的通道和油管外与套管之间的环空通道。2108、某井发现BT或P密封圈密封失效 ，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析：1、倒角毛剌等损坏密封圈2、下放时未扶平、扶正，密封圈损坏3、BT或P密封圈老化处理方法：1、打磨修整倒角2、打磨套管密封面3、更换BT

30、或P密封圈2109、某井发现注脂困难，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析： 1、注脂枪故障2、注脂接口故障3、注塑脂型号不对4、冰堵5、异物堵塞处理方法：1、检修试压枪、注脂泵2、确保注脂单流阀完好3、确保注脂孔保护堵头已经拆卸4、区分冬季、夏季注塑脂5、吹扫疏通注脂通道6、注脂前先注油，后注脂2110、某井在试压时发现环形防喷器胶芯密封失效，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析： 1、冬季保温措施不到位，保温效果差，胶芯塑性变形能力差导致密封失效。2、控制油压过低；3、胶芯损坏。处理方法：1、进行有效保温；2、将控制油压升至10.5MPa；如仍漏失，继续提高控制油压

31、至12MPa，仍然不能密封，更换防喷器；3、更换防喷器。2111、某井在试压时发现闸板防喷器无法稳压，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析： 1、法兰连接密封失效2、侧门密封失效3、闸板胶芯密封失效处理方法：1、更换密封垫环，打磨密封面2、更换侧门盘根，打磨密封面，上紧侧门螺栓3、更换闸板胶芯2112、某井电动机不能启动，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析：1、电源参数不符合要求2、曲轴损坏卡死3、电控箱内电器元件损坏、失灵，或熔断器烧毁 处理方法：1、检修电路2、更换曲轴3、检修电控箱，或更换熔断器2113、某井管汇试不起压或稳不住压，请进行全面原因分析，并提出处理

32、方法。答：原因分析： 1、平板阀阀板或本体刺环2、密封件失效、缺脂处理方法：1、更换阀板或阀门2、更换密封件、添加密封脂2114、某井发现电动节流控制箱的泵不能自动停止或自动启动，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析：1、油压控制仪表参数设置不正确2、油压控制仪表损坏3、交流接触器工作不正常或损坏 处理方法：1、重新设置控制参数2、更换油压控制仪表3、检修或更换交流接触器2115、某井压井管汇发生连接处泄漏，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析：1、螺栓连接紧固力矩不够2、密封垫环损坏3、钢圈槽损坏 处理方法：1、紧固连接螺栓2、更换密封垫环3、修复钢圈槽或更换阀门21

33、16、某井泥浆液气分离器进液囗堵塞不畅，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析： 1、未及时排液造成堵塞；2、节10未打开完。处理方法：1、每次使用后尽快排出积液；2、完全打开节10。2117、某井节流管汇发现平板阀试不起压，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析： 1、平板阀阀板或本体刺环2、密封件失效、缺脂处理方法：1、更换阀板或阀门2、更换密封件、添加密封脂2118、某井节流管汇常见故障平板阀扭矩大，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析： 1、轴承卡死或坏2、阀板在阀腔内卡死3、填料压帽太紧4、阀杆丝扣坏处理方法：1、修复或更换轴承2、拆开阀盖清洗阀腔3、

34、适当松开压帽4、修复或更换阀杆2119、某井大盖与壳体之间观察孔和爪块等漏油，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析： 防喷器相应部位密封失效处理方法：经专业人员鉴定确认后更换防喷器2120、某井泥浆中发现有液压油，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析：防喷器油路密封失效，液压油窜入井筒。 处理方法：1、将三位四通换向阀倒至中位，防止液压油继续漏失；2、确认后更换防喷器。2121、某井胶芯密封失效，请进行全面原因分析，并提出处理方法。与2110相同答：原因分析： 1、冬季保温措施不到位，保温效果差，胶芯塑性变形能力差导致密封失效。2、控制油压过低；3、胶芯损坏。处理方法：

35、1、进行有效保温；2、将控制油压升至10.5MPa；如仍漏失，继续提高控制油压至12MPa，仍然不能密封，更换防喷器；3、更换防喷器。2122、某井胶芯主通径恢复慢，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析：1、恢复时间短；2、冬季保温措施不到位；3、胶芯老化。 处理方法：1、等胶芯恢复1小时以上；2、进行有效保温；3、更换防喷器。2123、某井控制装置运行时有异常声音，请进行全面原因分析，并提出处理方法。2124相同答：原因分析：系统油液中混有气体处理方法：空运转，循环排气2124、某井远程控制台常见故障控制装置运行时有异常声音，请进行全面原因分析，并提出处理方法。答：原因分析：系统

36、油液中混有气体处理方法：空运转，循环排气2125、现场硫化氢检测仪报警浓度设置一般应有几级？其各级浓度设置为多少？答：一般应有三级，其各级浓度设置为：第一级报警值应设置在阈限值15mg/m3（10ppm）第二级报警值应设置在安全临界浓度30mg/m3（20ppm）第三级报警值应设置在危险临界浓度150 mg/m3（100ppm）2126、硫化氢监测仪应按哪些要求进行校验？答：硫化氢监测仪使用过程中要定期校验。固定式硫化氢监测仪一年校验一次。携带式硫化氢监测仪半年校验一次。在超过满量程浓度的环境使用后应重新校验。设备警报的功能测试至少每天一次。2127、一般最大关井压力不得超过哪三项中的最小值？

37、答：答：最大关井压力不能超过下面三项中的最小值：（1）井控装备的额定工作压力；（2）井口套管抗内压强度的80%；（3）套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口压力。对于技术套管下到油气层顶部的井（不包括大宛齐浅油气井）或技术套管下深达到800m的井，最大关井压力不考虑套管鞋下的地层破裂压力所允许的井口关井压力。2128、在关井或压井过程中，出现哪些情况之一，应采取控压放喷措施？答：1.浅气井井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力。2.井口压力超过井控装备的额定工作压力。3.井口压力超过套管抗内压强度的80%。4.井控装备出现严重的泄漏。2129、哪些情况起钻前应进行短程起下钻检测油气上

38、窜速度？答：1)不论全面钻进还是取芯钻进，钻开油气层后每趟起钻前。2)每次压完井后。3)降钻井液密度后。4)非目的层有油气水显示。2130、短程起钻1015柱（水平井起到直井段），然后停泵观察，观察时间有什么规定？答：1.油气层井深H3000m的井，静止2小时；2.3000mH5000m的井，静止4小时；3.H5000m的井，静止5小时。2131、下钻循环检测油气上窜速度，油气上窜速度计算公式采用“迟到时间法”，满足哪些条件之一才能起钻？答：1.起下一趟钻需要的时间（小时）+10小时油气上窜到井口的时间（小时）；2.在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。2132、钻井井控工作有哪九项

39、管理制度？答：1.井控分级责任制度。2. 井控培训合格证制度。3. 井控装备的安装、检修、试压和现场服务制度。4. 开工验收制度。5. 防喷演习制度。6. 坐岗制度。7. 干部24小时值班制度。8. 井控例会制度。9. 井喷事故逐级汇报制度。2133、防喷演习的时间有什么要求？（从发出溢流报警信号，到关闭液动节流阀前的节2a平板阀的时间）答：空井2分钟，钻磨4分钟，起下钻杆（油管）5分钟，起下钻铤10分钟。戴正压式呼吸器的防喷演习，时间均延长3分钟。2134、发现有H2S气体浓度30mg/m³（20ppm）时和30mg/m³（20ppm）时要做的首要工作是什么？答：发现有H

40、2S气体浓度30mg/m3（20ppm）时立即报告值班干部，浓度30mg/m3（20ppm）时立即启动声光报警器报警。2135、写出H2S气体浓度为30mg/m³（20ppm）时的应急响应。答：1.戴正压式呼吸器。2.向上及（第一责任人及授权人）报告。3.指派专人至少在主要下风口100m/500m/1000m处进行硫化氢监测，需要时监测点可适当加密。4.实施井控程序，控制硫化氢泄漏源。5.撤离现现场的非应急人员。6。清点现场人员。7.切断作业现场可能的着火源。8.通知救援机构。2136、写出H2S气体浓度为15mg/m³（10ppm）时的应急响应。答：1.立即安排专人观察风

41、向、风速以便确定受侵害的危险区。2.切断危险区域的不防爆电器的电源。3.安排专人佩戴正压式呼吸器到危险区域检查泄漏点。4.非作业人员撤入安全区。2137、坐岗有什么主要要求？答：1. 从开工之日起泥浆工开始坐岗，坐岗人员必须经钻（修）井队技术人员培训合格。2. 任何作业过程中都应每1530分钟监测一次液面，特殊情况下加密监测（间隔不超过10分钟）；起钻或下钻中每35柱钻杆、1柱钻铤、15柱油管核对一次压井液灌入或返出量；在射孔、空井时泥浆工应坐岗观察压井液出口管，泥浆工应认真填写坐岗观察记录。3. 坚持“发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查”的原则，发现溢流、井漏、钻井液性能变化等异常情况，应立

42、即报告司钻。4. 井队值班干部每2小时应检查泥浆工坐岗情况并签字。2138、井喷事故分哪几级？ 答：一级井喷事故（级）、二级井喷事故（级）、三级井喷事故（级）、 四级井喷事故（级）五、案例分析题2139、某井为高产天然气水平井，11m水平段，（H2S含量151g/m³）2:29钻至井深4049.68m，钻井液密度1.43g/cm³；3:30 起钻，在起钻过程中顶驱滑轨偏移，挂吊卡困难，强行起至安全井段（井深1948m），灌满泥浆后开始维修；16:20 修顶驱滑轨；起钻至井深195.31m，发现溢流1.1m³此次从起钻到井喷共18.5h内，起钻120柱，灌浆38次（

43、当班地质录井人员从监视仪上发现出口电导骤然上升，上钻台向司钻报告），立即下放钻具至197.31m；此次从起钻到井喷共18.5h内，起钻120柱，灌浆38次，规定每3柱灌满一次。抢接回压凡尔抢接顶驱未成功。发生强烈井喷，钻杆内喷高5?10m，钻具上行 2m左右，大方瓦飞出转盘；关环形半封防喷器，钻杆内液气同喷高达二层台以上；钻杆被井内压力上顶撞击在顶驱上，撞出火花引发钻杆内喷出的天然气着火。请分析事故原因。参考：高含硫井近钻头处必须安装浮阀；钻井设备平时没有维护，起钻困难；没有及时发现溢流；发现溢流后处置不当，立即抢接回压凡尔；灌浆次数不够，造成液柱压力降低；防上顶措施不到位。-2140、某井钻

44、至井深5162.39m发生井漏，井口失返。吊灌起钻至井深4713m，注堵漏浆堵漏，井口一直未见液面。8月2日吊灌泥浆，停泵后，值班司钻发现灌浆管线出口仍有钻井液流入井内环空，马上汇报异常情况，钻井监督判断发生了管内溢流，立即关井，关井立压15MPa。请分析事故原因。发生井漏后起钻过程中措施不当；井漏失返没有连续灌浆；溢流发现不及时，造成关井立压过高；泥浆密度过低2141、某井钻至5524.81米时出现放空1.3米,泥浆有进无出,定时向井内灌泥浆并向甲方报告,等候甲方的指令.甲方通知强钻810米起钻后进行中途测试.在强钻期间泥浆有进无出,在强钻结束准备起钻时,场地工发现高架槽突然有泥浆涌出并立即

45、通知司钻停泵观察,仍然有泥浆返出随后发出警报进行关井作业,用时不到两分钟,然后要求起钻至套管内.由于钻杆内泥浆不断涌出,只能用方钻杆起钻,冒着钻杆内喷出的泥浆，一根根带出钻具,仅用了三十分钟就甩掉了六根单根起至套管内然后关井观察。关井立压38.5 MPa。请分析事故原因。放空不应超过1米；井漏处置不当；发现溢流没有立即关井；关井后处置措施不当，导致过高的关井立压-2142、某井井根据工艺要求换装105 MPa防喷器，现场安装的为华北荣盛石油机械厂生产的新防喷器（相同的双闸板），井口安装后试压105MPa。井队关闭双闸板防喷器下半封（5"）进行套管试压23 MPa检查固井质量。现场在起

46、钻过程中使用双闸板防喷器下半封进行了防喷演习后继续作业，当天18：10起钻到最后1根钻铤后取防磨套过程中，出现遇阻现象，经检查，发现双闸板防喷器下半封（面对井架右侧）的闸板总成没有开到位。打开侧门后，发现是闸板轴与闸板总成连接挂钩断裂。请分析事故原因。相同尺寸的双闸板应先关上半封；防喷演习后没有检查闸板复位情况；防磨套应用专用工具取出；闸板轴与闸板轴总成连接挂钩质量存在缺陷；换井口后及每次开钻前应以转盘、井口为中心对井架进行校正2143、某井定向钻进至5034m进行地破实验（钻进中钻具装有浮阀），试验使用上半封关井，地破实验后，继续定向钻进至5059m，循环测后效起钻完，在检查井内情况时发现螺

47、杆扶正器与9 5/8“防磨套之间有一块铁板，当时现场分析可能为旋转控制头或封井器上的配件，随即通知技术人员上井检查确认，打开双闸板侧门，检查闸板封芯后，确认落物是美卡2FZ35-70上半封右侧5闸板总成前密封胶芯上平面的硫化钢板。请分析事故原因。地破试验在套管鞋处做；做地破试验时不应安装钻具止回阀；硫化钢板脱落（安装质量，带压开井所致）2144、某井反循环堵漏的情况下，钻井泵保险凡尔销子断裂引发井喷着火，火势不减。关闭下旋塞到位后，发现下旋塞已经刺坏，再用液压扳手关闭上旋塞到680kg·m依然无效。反压井，向井内打入清水及泥浆318.0m³，钻具内没有泥浆返出，随后将上半封

48、换为剪切闸板，5钻杆被剪断，泵房火灭。井内压力稳定在29MPa。后经多次向井内注水泥，井口压力降为0。请分析事故原因。反循环堵漏造成管柱内压力过高；没有认真检查钻井泵安全阀销钉并予以更换；压力过高造成旋塞失效；高压气井应该安装剪切闸板；通常剪切闸板更换在全封的位置。-2145、某井取芯钻进至711.05m割芯就起钻，起钻至井深38.04m（此时井内的钻具结构为8 3/8"取芯钻头+取芯工具10.5m+411×4A1接头×0.39m+6 1/4"钻铤一柱26.86m），钻具内冒泥浆，抢接4A11×410接头不成，抢接钻杆也失败，继而从钻具和环空喷

49、泥浆，喷势高达40m，并把井内钻具喷出（钻头顿在底法兰处），喷出物起初为泥浆，后来为油气和盐水。请分析事故原因。取心钻进井控风险估计不足；井口防喷工具准备不充分；没有及时发现溢流；防上顶措施不当；起钻过程中没有进行观察是否有油气上窜，而是一次起完钻具，导致井喷；起钻过程中没有及时灌浆。2146、某井于井深3000m处的油气层压力为50MPa，井口防喷设备的组合为：2FZ2835（全半封各一个）+FH2835，均试压20MPa。当用密度1.60g/cm³的泥浆钻开油气层后发生溢流。由于坐岗人员脱岗，未及时发现溢流，造成溢流量达10m³。采用硬关井时造成半封闸板被刺。立即将全封

50、闸板换成半封闸板后关住井。然后用密度1.80g/cm³的泥浆压住井后立即起钻换钻头，当起出10柱钻杆又发生了强烈井喷，喷高约30m，喷垮井下地层停喷。后经一个月的处理才使该井恢复正常。请分析事故原因。防喷器压力等级不够（70兆帕）；防喷器试压没有达到要求；钻开油气层钻井液密度太低；没有及时发现溢流；关井方法错误；压井后不能立即起钻，应观察排出后效；起钻没有及时灌浆；地层坍塌压力降低2147、某预探井，设计井深4100m，地层压力系数1.70。井口防喷设备：2FZ 2835（全封和半封各一个）+FH2835环形防喷器，均试压20MPa。事故经过：当用密度1.50g/cm³钻井

51、液钻进到4095m时发生溢流，测得关井立套压分别为3MPa和5MPa，溢流量1.9m³。（1）采用“工程师”法压井，泵入密度1.55g/cm³的泥浆，当压井钻井液到达钻头位置时停稳泵关井，立压为1MPa。继续泵入密度1.55g/cm³的泥浆，当泥浆返出井口后，关井立套压均为1MPa,压井失败。（2）再用密度2.25g/cm³的泥浆压井，结果压漏了。（3）决定起钻再下光钻杆堵漏，因钻头泥包，起钻速度快，灌量不足，当起到井深3500m时发生井喷。关井，发现半封前部刺漏，并越刺越大，立即关环形防喷器。（4）关环形防喷器后，再用挤注法压井成功。请分析本井施工中存

52、在的问题。防喷器压力级别不够，组合形式不合理，试压不合格；预探井应安装剪切闸板；钻井液密度过低；发现溢流不及时；压井液密度过低，压井失败；用密度2.25g/cm³的泥浆压井，密度又过高；灌浆量不够，关井方法错误。2148、某井气层深度4000m，气层压力系数2.20。井口防喷器组合为：2FZ23-70（全半封各一个）+FH23-70，均试压50MPa，合格。事故发生经过：（1）当用密度2.25g/cm³的泥浆在气层钻进时，发现钻头水眼部分堵死。（2）快速起钻换钻头。当起出5钻杆（外径127mm，内径108.61mm）3000m后实际灌入泥浆14m³，发生溢流，关井

53、。（3）抢装旋塞失败，造成泥浆从钻杆内喷出，喷高26m以上。（4）井内钻井液喷光后，造成地层垮塌停喷，然后抢接方钻杆控制住井喷并进行处理。请分析本井施工中存在的问题。高压气井应该安装剪切闸板；防喷器压力等级不够，组合不合理，试压不够；用密度2.25g/cm³的泥浆在气层钻进，密度过低；钻头水眼选配不当，泥浆净化不到位；起钻速度过快，没有及时灌浆；应安装浮阀，接箭形止回阀；地层坍塌压力降低。2149、某井井口防喷装置为：底法兰+套管头+2FZ2835+FH2835。全封和半封各一个，均试压30MPa，FH2835封管柱试压20MPa，节流压井管汇和内控管汇试压30MPa。该井产层井深3

54、000m，地层压力系数1.80，地层流体为油气混合物。当用密度1.98g/cm³的泥浆钻开产层后，发现井漏，决定起钻，下光钻杆堵漏。在起钻中以正常起钻灌入钻井液，即灌入量等于起出钻杆体积。当起钻到井深2700m时，发生井喷。关井后，关井套压上升到31MPa时，半封闸板上部刺漏并越刺越大。然后再关环形防喷器强行压井，泵入密度为1.84g/cm³的泥浆压井未压住。关井2天准备压井泥浆。关井套压上升到22MPa时环形防喷器失效，不得不放喷。喷后井垮塌，造成该井报废。请分析井喷失控的原因。防喷器压力级别不够；环形，闸板防喷器，管汇试压都没有达到要求；用密度1.98g/cm³

55、;的泥浆密度过高，造成井漏；井漏后灌入量不够，没有考虑漏失量；发现溢流不及时，造成过高的关井压力；起钻过程中没有认真观察；关井时应先关环形，后关闸板；密度为1.84g/cm³的泥浆压井，密度过低；关井时间过长，准备不充分。-2150、某井为开发井，目的层设计井深3900m，地层压力系数2.0，产层为裂缝性地层。防喷器组合：2FZ2835（全、半封各一个）+FH2835，半封芯子为4-1/2，均按标准试压合格。钻具组合：8-1/2钻头+6-1/4钻铤+5钻杆+方钻杆。井喷经过：当用密度1.90g/cm³的泥浆钻进至井深3899m发生井漏，漏速大于50 m³/小时。在

56、用水泥堵漏中造成钻头水眼堵死，注入钻具内的水泥浆无法替出，决定提钻。在起钻中按正常起钻灌入泥浆。当起到第15柱钻杆时，发现井喷。立即关半封失效，再关环形防喷器关住了井。关井后采用大排量进行挤注法压井。由于泵压太高，蹩漏了位于井深3000m处的套管鞋处地层。后因井内太复杂致使该井报废。 请分析事故原因。高压气井应该安装剪切闸板；防喷器压力等级不够，组合不合理；半封闸板芯子尺寸不对，造成关井失败；用密度1.90g/cm³的泥浆钻进，虽然发生井漏，但密度过低，不能平衡地层压力；高漏速，堵漏方法错误；起钻灌浆不够，应考虑漏失量；关井时应先关环形，后关闸板；压井时没有考虑套管鞋处的漏失压力（地

57、破压力）。2151、某井设计井深5550米，目前层奥陶系。实钻至井深4817米时钻穿三叠系进入石炭系，钻至井深5089米时发生井涌（泥浆密度1.33g/cm³），加重泥浆至1.43g/cm³，钻至5093米时又发生严重气侵。为了搞清石炭系各油组油气显示及产能，决定在井深5093米下入7尾管固井，再用6钻头钻进，后取芯钻进至5130.35米起钻中，发生井喷。经过：取芯完，未循环就起钻（认为球座已经刺坏，担心岩心被冲坏），起钻至28柱时发生井涌，抢接箭形回压凡尔，实施关井。调节手动节流阀（液动节流阀控制管线漏油）控制回压23MPa进行压井，后因气流量增大，导致泥浆气体分离器的排污蝶阀蹩开。接着，关液动阀和泥浆气体分离器的进口闸阀（实际未关死），开压井管汇放喷，在操作过程中，实际先打开了18号闸阀（闸门编号见轮南22井井口闸门编号示意图），后开15号闸阀，在15号闸阀开了4圈时，喷出的气流带着泥浆卷起尘土高达10m，射程达50m远。慌乱之中闸阀未全部打开，此时15号闸阀已经刺漏。人员撤离井场。请分析事故原因。钻进中，未及时发现溢流，造成井涌；加重泥浆密度选择不科学；取芯后起钻前没有检测油气上窜速度；井控安全意识淡漠；放喷时操作失误；没有进行远程点火。-2152、某井设计表层套管下至500m，用17 1/2钻头进行一开钻进，在钻至400.3