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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：2009-2-6

一、钻进阶段（包括取心）

序号 关键点 主要项目 钻具原悬重 1 指重表 上提与下放 阻力 现象 增加 减少 增加 减少 增加 2 泵压表 循环压力 减少 原因分析 ①井深增加；②钻井液密度降低；③井喷预兆。 ①钻井液密度增加；②井喷预兆；③钻具断。 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。 ①钻井液摩阻减少；②钻具断。 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 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。 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。 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。 ①钻进进尺快；②钻井液携岩效果好；③井塌预兆（有掉块）。 ①钻进进尺慢；②钻井液携岩效果差；③卡钻预兆。 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）。 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）。 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）。 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。 ①井深增加；②人为放掉或地面跑钻井液；③发生井漏。 ①正常加重；②固相含量（含砂量）增加。 ①加水处理钻井液；②钻井液起泡；③油气水侵，井喷预兆 ①正常提粘；②固相含量增加；③油气侵，井喷预兆。 ①正常降粘；②水侵，井喷预兆。 ①缺润滑剂；②固相含量增加。 ①加润滑剂；②固相含量降低。 增加 3 转盘 扭 矩 减少 返出砂子 （岩屑） 多 少 增加 减少 槽面油气显示 钻井 液罐 有 增加 液面 减少 增加 密度 泥浆 值班房 钻进时钻井液 主要 性能 降低 增加 降低 摩阻 增加 减少 4 振动筛 钻进时 出口排量 5 6 粘度 - 1 -

序号 关键点 主要项目 含砂量 现象 增加 降低 原因分析 ①除砂不及时；②固控设备使用不好；③固相含量增加。 ①固控设备使用效果好；②固相含量减少。 含铁屑 ①钻具、钻头、套管事故预兆。 岩屑 气烃含量 油气上窜速度 含掉块 ①井塌预兆。 含油砂 ①钻开油气层（注意防喷）。 7 综合 录井 值班房 ①钻开油气层有油气侵（注意防喷）。 ①地层可钻性好；②钻压、转速升高；③钻遇油气快 水层。 ①地层可钻性差；②钻压、转速降低；③钻头使用慢 到后期；④井下有掉块或落物。⑤取心时堵岩心预兆。 ①控制箱压力不够；②液控管线刺漏；③油路堵不好用 塞；④其它故障。 松动 ①未定期检查上紧；②井口固定不牢。 不灵活 ①未定期检查保养；②闸阀坏。 ①未调整好调压阀或其有故障；②储能器氮气压力不合适 不够。 ①储油量不够；②油变质。 ①设计中提到的注水井未停注或泄压后的井口压力不符合偏高，应与甲方协调好停注泄压问题，否则不能开设计 钻。 有 ①钻开油气层（注意防喷）。 钻时 防喷器 井口法兰螺栓 8 井控 装置 闸阀开关 控制箱压力匹配 控制箱液压油 9 注水井 井口压力 二、起下钻阶段

序号 关键点 主要项目 现象 增加 钻具原悬重 减少 1 指重表 增加 上提、下放阻力 减少 增加 2 泵压表 中途与到底 开泵循环压力 减少 3 转盘 扭 矩 增加 原因分析 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。 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。 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。 ①起钻时井内钻具数量减少；②钻井液摩阻减少；③钻具断。 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。 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。 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。 - 2 -

序号 关键点 主要项目 现象 减少 原因分析 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。 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）。 ①井眼干净；②钻井液携岩效果差；③卡钻预兆。 ①下钻正常返出钻井液；②起钻灌入的富余钻井液返出；③井喷预兆（在此处观察到：停止起下钻作业较长时间时有钻井液返出）。 ①循环时钻井液替出的油气（停泵观察无溢流）；②井喷预兆（停泵和停止起下钻作业时观察有溢流、井涌）。 ①中途循环处理钻井液加水、加重剂；②钻井液起泡（密度降低）；③下钻时井内管柱数量增加；④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）。 ①起钻时井内管柱数量减少；②人为放掉或地面跑钻井液；③发生井漏。 ①正常加重；②固相含量（含砂量）增加。 ①正常加水处理钻井液；②钻井液起泡；③油气水侵（井喷预兆）。 ①正常提粘；②固相含量增加；③油气侵（井喷预兆）。 ①正常降粘；②水侵（井喷预兆）。 ①缺润滑剂；②固相含量增加。 ①加润滑剂；③固相含量降低。 ①除砂不及时；②固控设备使用不好；③固相含量增加。 ①固控设备使用效果好；②固相含量减少。 循环返出砂子 （岩屑） 4 振动筛 多 少 返出钻井液 有 出口处 槽面油气显示 5 钻井 液罐 增加 液面 减少 增加 密度 降低 循环时钻井液 主要 性能 增加 粘度 降低 增加 摩阻 减少 增加 含砂量 降低 循环时返出的 砂子（岩屑） 气烃含量 油气上窜速度 有 6 泥浆 值班房 含铁屑 钻具、钻头、套管事故预兆。 综合 录井 值班房 含掉块 井塌预兆。 含油砂 ①钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。 ①钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。 ①钻开油气层有油气侵；②钻井液密度低（注意求测油气上窜速度，防喷）。 同一 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，否则不能钻开油气层。 7 8 9 井控 装置 注水井 同一 井口压力 同一 不符合设计 - 3 -

钻井队施工现场技术关键点项

三、空井（电测）阶段

序号 关键点 主要项目 出口处 槽面油气显示 2 钻井 液罐 液面 仪器上提拉力 电测井径数据 电测井斜数据 现象 返液 原因分析 1 震动筛 3 测井房 检测固井质量 ①正常灌入钻井液；②井喷预兆（此处观察到：井口有溢流或井涌）。 ①未灌满钻井液；②发生井漏（此处观察到：灌钻井不返液 液时灌不满，井口不返钻井液）。 有 ①井喷预兆（井口发生溢流、井涌）。 增加 ①处理钻井液加水、加重剂；②井喷预兆。 ①人为放掉钻井液；②地面跑钻井液；③发生井漏减少 （灌不满钻井液）。 ①井下阻力大或仪器上提速度快；②卡电缆和仪器的增加 预兆。 扩大 ①井眼存在大肚子（下钻要避开此位置开泵）。 ①井眼存在小井眼（起下钻在此位置要注意防卡，并缩小 适当采取划眼、提高钻井液密度与降失水措施）。 全角变①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：①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，导致油气水窜）；②井眼不规则（存在“糖糊芦”井声幅 眼），选择顶替排量既不是塞流也不是紊流，造成水质量 泥浆顶替钻井液的效率低；③封固井段的套管居中度差 差，未达到70%；④水泥浆稠化时间过长，候凝时间不够； ⑤胶塞密封不严或未入井而未碰上压，造成环空局部替空无水泥；⑥前置液选择不当，清洗井壁和套管外壁的效果差。 ①固井过程中发生井漏、井塌（施工泵压偏高）；②注入水泥量偏少；③注入水泥浆密度偏高、水泥浆提水泥 前凝固；④胶塞提前入井碰压；⑤固井施工不连续，返高 施工时间超过水泥浆稠化时间；⑥固井附件出问题，不够 如：浮鞋浮箍失灵造成水泥浆倒灌；⑦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。 ①压胶塞液配方不合理；②注入水泥浆密度偏高、水泥浆提前凝固；③顶替水泥浆的钻井液含砂高（4号罐沉砂多）；④胶塞提前入井碰压；⑤固井施工不连声幅 续，施工时间超过水泥浆稠化时间；⑥固井附件出问遇阻 题，如：浮鞋浮箍失灵造成水泥浆倒灌；⑦套管有孔洞、裂纹、丝扣密封不严，造成水泥浆倒灌。⑧固井车洗管线时水泥浆进入套管内。 同一 不符合设计 同一 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，否则不能进行下步施工。 4 5 井控 装置 注水井 同一 井口压力 - 4 -

钻井队施工现场技术关键点项

四、各次开钻井口与套管试压阶段

序号 1 关键点 井控装置试压 套管柱 试压 主要项目 现象 原因分析 试压压力 2 试压压力 ①未注入足够的液量；②螺栓连接不紧、密封钢圈未压好，连接处有刺漏；③套管头密封不严；④试压车（泵）出故障；⑤防喷器胶心损坏或密封不严未达标 （出口有试压液返出）。 ①未注入足够的液量；②套管内无水泥塞或固井时替空；③套管头密封不严；④试压车（泵）出故障；⑤套管密封不严、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

序号 关键点 主要项目 现象 原因分析 1 配钻具组合 2 钻进下部结构 通井下部结构 3 井控技术措施 交底 4 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 5 6 7 打开油气与高压水层前的准备工作 ①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；②入井的钻具组合复杂不符合定向、大位移井、水平井防卡的需要；③入井配未达标 合接头磨损严重。 ①未采用完钻时的原钻具结构通井；②钻头喷嘴小，不利于通井过程中提高排量洗井；③入井配合接头磨损严重。 ①缺乏有针对性的井控措施；②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；③未在班前会上安排布置井控技术措施。 ①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；②未对发现的问题进行整改；③自身解决不了的问题未及时向上级主管部门反映。 ①钻井液性能不符合设计要求，如：密度偏低；②未按设计要求储备足够的加重剂和压井液；③维护不符合钻井液性能的处理剂储备不足。 井控 ①未排出干部24小时值班表；②未在技术措施交底规定 会和班前会上安排不同工况下的坐岗人员。 ①未组织在队人员进行防喷演习、应急逃生演习等实战演习；②演习质量未达到实战要求。 ①未注入足够的液量；②螺栓连接不紧、密封钢圈未压好，连接处有刺漏；③套管头密封不严；④试压车（泵）出故障；⑤防喷器胶心损坏或密封不严（出口有试压液返出）。 ①未用低泵冲或正常钻进1/3~1/2的排量求取压井所需要的数据并记录。 8 9 求取压井数据 - 5 -