内容发布更新时间 : 2024/6/18 20:03:12星期一 下面是文章的全部内容请认真阅读。

钻井队施工现场技术关键点项

六、下套管准备阶段

序号 1 关键点 通井 全过程 套管 检查 主要项目 同起下钻与 配钻具组合 丈量、通径、清洗、检查管体与丝扣、组合排列与计算 配水质量与数量 完好状态 井口压力 现象 同二与五 同二与五 ①责任心不强；②丈量与计算不准确；③检查与清洗套管不细致；④好坏套管未分开摆放；⑤到井套管未按入井顺序进行摆放；⑥未按通知下套管数据计算排列好套管；⑦套管扶正器的安放、特殊固井工具如分接箍、尾管悬挂器等未计算好位置。 ①固井水罐不干净，有杂质杂液（固井人员到后可不配水）；②未按规定要求上足固井水；③水泥添加剂质量不合格。 ①检查地面设备不认真；②钻井公司未对钻井队的坏设备及时更换。 ①作业区认为与本井无关系（要有作业区有关人员签名的证据）；②钻井公司与作业区未联系好停注泄压事宜，否则不固井。 ①固井公司送到现场的工具不合格（浮鞋、浮箍、分接箍和悬挂器、联顶节等坏时不得下套管，水泥头内有杂物不得固井）；②钻井队现场使用有损坏。 ①责任心不强，未对送入钻具逐柱通径；②未选用标准的通径规；③未对送入钻具进行准确的称重。 ①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。 原因分析 2 不符合 3 4 5 固井 水罐 地面 设备 周围 注水井 固井 工具 尾管 固井的准备 井控 装置 不合格 不合格 不符合设计 6 吊卡、固井附件及套管扶正器 送入钻具的 通径及称重 半封闸板心子 未达标 7 8 未达标 不符合 七、下套管阶段

序号 关键点 主要项目 现象 增加 套管原悬重 1 减少 指重表 增加 上提、下放阻力 减少 原因分析 ①下套管数量增加；②有自动灌浆装置且好用；③井内钻井液密度降低；④井漏、井喷预兆。 ①往套管内灌钻井液不及时或未灌满钻井液；②自动灌浆装置失灵；③井内钻井液密度、粘度增加；④井喷预兆；⑤套管断。 ①井内套管数量增加；②钻井液摩阻增加；③上提、下放套管进入狗腿、缩径井段；④卡钻预兆。 ①钻井液摩阻减少；②套管断。 2 泵压表 循环钻井液压力 3 套管 下深 计算与实际剩余套管数据是否 准确和相符 ①钻井泵冲数增加；②钻井液密度、粘度增加；③增加 套管内有杂物或胶塞提前落入套管内；④环空不暢（井塌预兆）；⑤井喷预兆。 ①钻井泵冲数减少；②钻井液密度、粘度降低；③减少 套管刺漏、破裂或断；④井漏预兆；⑤井喷预兆。 ①套管数据计算有误（在接联顶节或下最后一根套管之前必须复核好入井套管数据）；②井眼不畅，不符合 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，力求下入）。 - 6 -

钻井队施工现场技术关键点项

序号 关键点 主要项目 循环返出砂子 （岩屑） 现象 多 少 返出钻井液 有 增加 原因分析 ①循环清除出井壁岩屑床；②钻井液携岩效果好；③井塌预兆（砂子中有掉块）。 ①井眼干净；②钻井液携岩效果差；③卡钻预兆。 ①下套管正常返出钻井液；②井喷预兆（在此处观察到：停止下套管时有钻井液返出）。 ①循环时钻井液替出的油气（停泵观察无溢流）；②井喷预兆（停泵后观察有溢流、井涌）。 ①循环处理钻井液加水、加重剂；②钻井液起泡（密度降低）；③下套管时井内管柱数量增加；④井喷预兆（下入套管体积小于返出钻井液量）。 ①地面跑钻井液；②人为放掉钻井液；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；②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。 4 振动筛 出口处 槽面油气显示 5 钻井 液罐 液面 减少 增加 密度 减少 循环时钻井液 主要 性能 增加 粘度 减少 增加 摩阻 减少 增加 含砂量 减少 6 泥浆 值班房 7 8 周围 采油井 周围 注水井 停抽 井口静止压力值 闸板心子与 套管尺寸 其它同一 9 井控 装置 ①作业区认为与本井无关系（要有作业区有关人员未停 签名的证据）；②钻井公司与作业区未联系好（不固井）。 ①压力值过大，影响平衡压力固井的实施，应与甲未达标 方联系继续泄压事宜或采取更改固井方案的措施。 ①下套管之前，钻井公司未及时通知管子工具公司不符合 更换（不得下油套或有油层的技套）。 ①钻井公司在下套管之前及时通知管子工具公司更符合 换了，并按规定对防喷器进行了试压。 同一 其它同一 - 7 -

钻井队施工现场技术关键点项

八、固井阶段关键点项

序号 1 关键点 水泥浆化验 主要项目 稠化时间、24h后的强度 注前置注、稀水泥浆、领浆、尾浆、替钻井液、碰压的数量与施工排量 平衡压力固井 3 固井 设备 固井前试压20MPa 现象 未达标 原因分析 2 固井 数据 4 井口 泵压表 固井时压力变化 返出砂子 （岩屑） 5 振动筛 钻井液返出量 槽面油气显示 钻井 液罐 ①固井水不合适；②配水质量不合格；③水泥添加剂质量不合格；④水泥品种不合格。 ①计算不准确；②设计计算准确，但井下情况发生了变化，如出现溢流（必须先压稳井，并求准地层孔隙压力，重新计算平衡压力固井数据）、发生井不符合 塌（想办法顶通建立正常循环，视返出砂子情况考 虑水泥浆附加量）、建立不了循环（求准地层漏失压力，初步判断漏层位置，计算施工中出现的固井最高井口压力，在满足固井允许压力情况下，尽可能加大排量固井）。 ①水泥车有故障；②固井管汇（线）连接不紧；③未达标 人为因素。 ①替钻井液时，钻井泵冲数增加；②钻井液密度、粘度增加；③套管内有杂物；④环空不暢（井塌预兆）；⑤井喷预兆；⑥注入水泥浆密度偏高、水泥浆提前凝固；⑦固井施工不连续，施工时间超过水异常 泥浆稠化时间；上述情况出现时，应在满足固井施增加 工允许压力情况下强行顶替，如有井喷预兆，要注意随时关防喷器，打开节流阀固井，并采取环空蹩压候凝措施，必要时从井口的环空往井内挤注水泥。⑧胶塞提前入井碰压。 ①替钻井液时，钻井泵冲数减少；②钻井液密度、粘度降低；③井喷预兆（处理同上）。上述3种情况异常 出现时，要适当加大排量固井。④井漏预兆（应适减少 当降低排量固井）；⑤套管刺漏、破裂或断（应尽可能地将水泥浆循环出来）。 ①循环清除出井壁岩屑床；②钻井液携岩效果好； 多 ③井塌预兆（砂子中有掉块，处理同上）。 少 ①井眼干净；②钻井液携岩效果差；③卡钻预兆。 增加 减少 有 增加 ①固井施工排量增大；②井喷预兆（处理同上）。 ①固井施工排量减少；②发生井漏（处理同上）。 ①返出钻井液中有油气；②井喷预兆。出现这2种情况时，处理同上。 ①水泥浆正常将钻井液替出（增量同步）；②井喷预兆（处理同上）。 ①地面跑钻井液；②人为放掉钻井液；③发生井漏（处理同上）。 ①固相含量（含砂量）增加。 ①钻井液起泡；②油气水侵（井喷预兆）。 ①灰水比增大。 6 液面 减少 钻井液 密度 密度 增加 降低 增加 降低 7 泥浆 值班房 水泥浆 候凝 测声幅 8 按施工设计的 时间要求执行 ①灰水比降低。 ①钻井公司未及按固井人员要求的时间候凝，或固不符合 井公司未向钻井队技术员明确候凝时间，钻井队提前测声幅或探钻塞。 - 8 -

钻井队施工现场技术关键点项

九、事故处理阶段 （一）泡解卡液

序号 关键点 主要项目 人工测量 仪器测量 现象 原因分析 ①未准确记录卡钻前的钻具原悬重；②指重表不灵，读数不准；③测卡时钻具伸长量未测记准；④钻具壁厚磨损严重；⑤钻井液摩阻大；⑥井眼轨迹不好；⑦未计算好卡点。 ①提供的井下钻具记录数据不准；②仪器本身读数出误差。 ①未综合考虑卡钻前的循环泵压和注入解卡液时的管内外液柱最大静压差，以致地面设备无法承受高泵压的因素。②打开油气层后的卡钻，未考虑管内外静止液柱压力能否平衡油气水层孔隙压力。 ①未综合考虑井径扩大、管外解卡液应高于卡点100-150m、管内解卡液应高于管外解卡液300-500m、地面罐内有一部分解卡液吸不净的因素。 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录井提供的迟到时间或一个循环周的时间不准；②循环时井内钻具有“短路”现象，此时不宜注入解卡液，应用测卡倒爆松扣－套铣－对扣震击的方式处理卡钻事故。 ①解卡液比钻井液的密度低，且注入的解卡液量多；②钻具、钻头水眼或环空不通畅（发生垮塌）；③钻井泵的冲次提高或缸套直径换大。 ①钻具发生短路；②高压管汇、管线刺漏；③钻井泵上水不好或缸套、凡尔刺；④钻井泵的冲次减少或缸套直径换小；⑤循环排量减少；⑥发生井漏或溢流。井漏时井口返出液量减少或不返，溢流时井口返出溢量增大。 ①管内液柱压力高于管外液柱压力，停泵后持续一段时间在井口出口有“溢流”；②立管压力表坏，显示不准。原则上管内液柱压力比管外低1-2Mpa。 ①被卡钻具逐步或完全解卡，此时应立即循环活动钻具；②发生井漏，可通知观察环空液面来发现。 ①未卡钻具因活动过猛而断，此时上提下放钻具的吨位不变；②卡点上移，此时钻具在一定吨位范围内的活动量变小； ①中途开泵顶通；②管内液柱压力高于管外液柱压力；③井喷预兆，井口出口处持续有溢流。 ①活动方式单一，未采取上提下放与适当施加扭矩（不超过未卡钻具允许扭转的圈数）相结合的方式；②解卡液注入量少或加入的快速渗透剂量少；③解卡液选择的不合理；④因注替解卡液的排量低而发生“窜槽”现象；⑤井内钻具发生“短路”现象；⑥钻井液罐连接闸门关不严，注解卡液时，钻井液混入。⑦发生井漏、井垮、井塌。 ①开泵过猛；②中途停泵；③解卡液浸泡地层产生井壁泥饼和地层剥落，井内砂子增多；④循环排量增大；⑤井塌预兆。 ①钻具发生短路；②高压管汇、管线刺漏；③钻井泵上水不好或缸套、凡尔刺；④钻井泵的冲次减少或缸套直径换小；⑤循环排量减少；⑥发生井漏或溢流。 1 测 卡 点 误 差 大 2 准备 工作 3 选择密度 解卡数量 液 地面设备设施的 自查自改 使用示踪剂循环 偏低 偏少 不 符 合 提前 返出 偏高 4 5 注入 解卡液 循环 最高 泵压 偏低 静止立压 未卡钻具 无 增加 6 浸泡解卡液 悬重 减少 返浆 未 解 卡 偏高 7 井口 出口 活动 钻具 8 9 循环替 解卡液 循环 泵压 偏低 - 9 -

钻井队施工现场技术关键点项

（二）打捞

序关键点 号 1 鱼头 主要项目 探鱼顶 现象 不能 进鱼 偏高 偏低 偏高 原因分析 ①指重表不准；②下入的钻具长度不准；③选择的打捞工具不合适；④井径过大，鱼头偏；⑤鱼顶位置计算不准 ；⑥鱼头不规则。 ①落鱼卡；②井眼不畅；③打捞电缆时，电缆结团。 ①钻具提断；②落鱼掉。 2 指重表 上提、起钻悬重 3 泵压表 开泵压力 4 转盘 井下 退打捞工具 ①开泵过猛或循环排量增大；②管内不畅；③钻井液太稠；④井垮、塌预兆。 ①钻具发生短路；②高压管汇、管线刺漏；③钻井泵上水不好或缸套、凡尔刺；④钻井泵的冲次减少偏低 或缸套直径换小；⑤循环排量减少；⑥发生井漏或溢流。 ①公母锥造扣太紧；②未带安全接头；③捞筒卡瓦不能脱手 未松开 （三）震击

序关键点 号 1 指重表 主要项目 现象 偏高 震击力 偏低 偏高 3 泵压表 开泵压力 偏低 原因分析 ①上提拉力大；②机械震击器卡瓦热 ①上提力小；②震击器上部钻铤少；③震击器密封失效；④震击器未完全复位；⑤指重表震坏 ①开泵过猛或循环排量增大；②管内不畅；③钻井液太稠；④井垮、塌预兆。 ①钻具发生短路；②高压管汇、管线刺漏；③钻井泵上水不好或缸套、凡尔刺；④钻井泵的冲次减少或缸套直径换小；⑤循环排量减少；⑥发生井漏或溢流。 ①刹带磨损；②刹车晚；③刹车鼓热；④钻具下放距离长。 ①井架各连接处固定有松动；②刹车过猛；③震击力较大。 4 5 刹车 提升 系统 刹把、刹带 井架、大绳 不灵 晃动 （四）倒扣

序关键点 号 1 鱼头 主要项目 探鱼顶 上提、起钻悬重 井下倒扣 现象 不能 进鱼 偏高 偏低 倒不开 原因分析 ①指重表不准；②下入的钻具长度不准；③选择的打捞工具不合适；④井径过大，鱼头偏；⑤鱼顶位置计算不准 ；⑥鱼头不规则。 ①落鱼卡；②井眼不畅；③钻具未倒开。 ①钻具提断；②落鱼掉。 ①钻具的扣紧；②公母锥硬度差；③井眼轨迹差，扭矩传递不好；④落鱼被卡；⑤离合器打滑。 2 3 指重表 转盘 - 10 -