内容发布更新时间 : 2024/5/6 16:10:15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

（五）套铣

序关键点 号 1 指重表 主要项目 现象 原因分析 上提、下放阻力 2 泵压表 循环钻井液压力 3 套铣 深度 是否套完 循环返出砂子 （岩屑） 4 振动筛 出口处返出 钻井液 钻井 液罐 5 液面 密度 循环时钻井液 主要 性能 6 泥浆 值班房 粘度 摩阻 含砂量 ①井内钻具数量增加；②钻井液摩阻增加；③上提、下放套管进入狗腿、缩径井段；④套铣管多；增加 ⑤井眼不畅通、摩阻大；⑥下放速度快；⑦有粘卡现象。 ①钻井泵冲数增加；②钻井液密度、粘度增加；③增加 套铣管进鱼多；④套铣速度快，环空砂子多；⑤井垮、塌预兆。 ①钻井泵冲数减少；②钻井液密度、粘度降低；③减少 钻具“短路”，或套铣管发生刺漏、破裂、折断；④井漏预兆；⑤井喷预兆。 ①钻具或套铣管数据计算有误；②井眼不畅套不下未套完 去。③落鱼弯曲；④铣鞋磨秃；⑤井下有落物。 ①套铣速度快；②钻井液携岩效果好；③井塌预多 兆，有掉块。 ①套铣速度慢；②钻井液携岩效果差；③卡钻预少 兆。 ①下套铣管正常返出钻井液；②井喷预兆（在此处多 观察到：接单根、停止下钻、停止循环时有钻井液返出）。 少 ①环空不畅，卡钻预兆，②井漏。 ①循环处理钻井液加水、加重剂；②钻井液起泡增加 （密度降低）；③井喷预兆。 ①地面跑钻井液；②人为放掉钻井液；③发生井减少 漏。 增加 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油气水减少 侵（井喷预兆）。 ①正常提粘；②固相含量增加；③油气侵（井喷预增加 兆）。 减少 ①正常降粘；②水侵（井喷预兆）。 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。 ①除砂不及时；②固控设备使用不好；③固相含量增加 增加。 减少 ①固控设备使用效果好；②固相含量减少。 - 11 -

钻井队施工现场技术关键点项

十、欠平衡钻井阶段 (一)、欠平衡钻进阶段

序号 1 关键点 立压 减少 增加 2 3 4 5 6 套压 减少 全烃 硫化氢 点火系统 分离器 增加 增加 失灵 ①井漏；②入口排量减少，应观察井口返出情况。 ①钻遇油气层，发现全烃含量变化或者存在单根峰值时，应密切关注立压变化。 ①发现硫化氢，立即执行硫化氢应急程序。 ①调节点火间隙、调节进气比。 ①地层流体进入井内； ②井底欠压值大，容易失控。 ①地层流体大量进入井内，应控制套压在2.1Mpa以内。 现象 增加 原因分析 ①井深增加；②回压控制过大；③井底欠压值小。 7 冷却润滑系统 超过分①当地层出气量超过本身分离能力时，必须控制套压，或者采取离能力 放喷，将泄露的气体导出井场以外。 ①工作范围：超过井压250-300psi；检查油泵、管线及接头，冬季油压 施工时，提前12小时将加热系统打开。 水压 温度 ①25-30psi之间；检查或更换过滤器。 ①进口50-100F，出口40-60F；检查冷却系统。 同一 8 钻进作业 同一 (二)、欠平衡起下钻阶段

序号 关键点 现象 原因分析 ①预先用塑料袋将引锥包好，总成内浇废机油，增加润滑，对准后一次插入。 ①对于使用时间短的胶芯来讲，拔胶芯时，钻机绞车与气动绞车要配合一致。 ①检查安全螺栓是否打开、卡箍压力是否合适。 ①井口连接管线、紧固安全螺栓、检查时等发生井下落物。 同二 引锥不好插入 装卸总成 拔总成困难 打开 卡箍 困难 井口操作 起下钻 落物 同二 1 2 3 4 - 12 -

钻井队施工现场技术关键点项

钻井技术工作十不准

一、单井工程、钻井液、地质施工措施不到位，技术交底不清楚，不准开钻。

二、周围注水井井口静压泄压不到2MPa以内，不准开钻。 三、钻井液性能没有处理好，不准钻进或起钻。 四、没有做钻井液小型实验，不准盲目处理泥浆。

五、正常加重鉆井液时，每循环周钻井液密度提高值不准超过0.02g/cm。

六、各项准备工作没有做好，不准打开油气层和高压水层。 七、非欠平衡钻井状态下，地层未压稳不得实施起钻作业。 八、井漏、溢流、井塌等复杂没有处理好，不准进行钻进、下套管和固井作业。

九、地面设备不正常，不准进行下步施工作业。 十、平衡压力固井设计不科学、不严密，不准固井。

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