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1、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现象原因分析1指重表钻具原悬重增加井深增加；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。上提与下放阻力增加井深增加；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。2泵压表循环压力增加井深增加；钻井泵冲数增加；钻井液密度、粘度增加；钻头水眼堵；环空不暢（卡钻预兆）；井喷预兆减少钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低；钻头喷咀掉或钻柱刺、断；井漏预兆；井喷预兆。3转盘扭矩增加井深增加；钻压、转速增加；地层可钻性差
2、；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。4振动筛返出砂子（岩屑）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。钻进时出口排量增加钻井泵冲数增加；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）。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）。槽面油气显示有发生油气侵（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）。5钻井液罐液面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。
3、减少井深增加；人为放掉或地面跑钻井液；发生井漏。6泥浆值班房钻进时钻井液主要性能密度增加正常加重；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，井喷预兆粘度增加正常提粘；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。摩阻增加缺润滑剂；固相含量增加。减少加润滑剂；固相含量降低。含砂量增加除砂不及时；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。7综合录井值班房岩屑含铁屑钻具、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）。钻时快地层可钻性好；
4、钻压、转速升高；钻遇油气水层。慢地层可钻性差；钻压、转速降低；钻头使用到后期；井下有掉块或落物。取心时堵岩心预兆。8井控装置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。控制箱压力匹配不合适未调整好调压阀或其有故障；储能器氮气压力不够。控制箱液压油储油量不够；油变质。9注水井井口压力不符合设计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，否则不能开钻。二、起下钻阶段序号关键点主要项目现象原因分析1指重表钻具原悬重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
5、兆。减少起钻时井内钻具数量减少；下钻时钻具水眼堵；井内钻井液密度、粘度增加；井喷预兆；钻具断。上提、下放阻力增加下钻时井内钻具数量增加；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。减少起钻时井内钻具数量减少；钻井液摩阻减少；钻具断。2泵压表中途与到底开泵循环压力增加下钻时井内钻具数量增加；钻井泵冲数增加；钻井液密度、粘度增加；钻头水眼堵；环空不暢，卡钻预兆；井喷预兆。减少起钻时井内钻具数量减少；钻井泵冲数减少；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。3转盘扭矩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
6、数量减少；钻井液摩阻减少；钻具事故预兆。4振动筛循环返出砂子（岩屑）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。出口处返出钻井液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：停止起下钻作业较长时间时有钻井液返出）。槽面油气显示有循环时钻井液替出的油气（停泵观察无溢流）；井喷预兆（停泵和停止起下钻作业时观察有溢流、井涌）。5钻井液罐液面增加中途循环处理钻井液加水、加重剂；钻井液起泡（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
7、少；人为放掉或地面跑钻井液；发生井漏。6泥浆值班房循环时钻井液主要性能密度增加正常加重；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）。粘度增加正常提粘；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）。摩阻增加缺润滑剂；固相含量增加。减少加润滑剂；固相含量降低。含砂量增加除砂不及时；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。7综合录井值班房循环时返出的砂子（岩屑）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）。气烃含量有钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。油气上
8、窜速度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）。8井控装置同一同一同一9注水井井口压力不符合设计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。- 13 -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现象原因分析1震动筛出口处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）。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）。2钻井液罐液面增加处理钻井液加水、加重剂；井喷预兆。减少人为放掉钻井液；地面跑钻井液；发生井漏（灌
9、不满钻井液）。3测井房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。电测井径数据扩大井眼存在大肚子（下钻要避开此位置开泵）。缩小井眼存在小井眼（起下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化率大井眼存在“狗腿”（起下钻在此位置要注意防鍵槽卡钻，遇阻、卡要采取正、倒划眼措施）。检测固井质量声幅质量差原因是多方面的，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，造成水泥浆顶替钻井液的
10、效率低；封固井段的套管居中度差，未达到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，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。水泥返高不够固井过程中发生井漏、井塌（施工泵压偏高）；注入水泥量偏少；注入水泥浆密度偏高、水泥浆提前凝固；胶塞提前入井碰压；固井施工不连续，施工时间超过水泥浆稠化时间；固井附件出问题，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（施工进出口排量一致，但泵压偏低），造成水泥浆倒灌。声幅遇阻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号罐沉砂多）；胶塞提前入井碰压
11、；固井施工不连续，施工时间超过水泥浆稠化时间；固井附件出问题，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。4井控装置同一同一同一5注水井井口压力不符合设计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。四、各次开钻井口与套管试压阶段序号关键点主要项目现象原因分析1井控装置试压试压压力未达标未注入足够的液量；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）。2套管柱试压试压压力未注入足够的液量；套管内无水
12、泥塞或固井时替空；套管头密封不严；试压车（泵）出故障；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配钻具组合钻进下部结构未达标入井的增、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、水平井防卡的需要；入井配合接头磨损严重。2通井下部结构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。3打开油气与高压水层前的准备工作井控技术措施交底不符合井控规定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
13、前会上安排布置井控技术措施。4井场设备设施自查自改未对钻机设备、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。5钻井液性能材料储备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。6干部值班与坐岗人员安排未排出干部24小时值班表；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。7在队人员进行实战演习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。8防喷装置全面试压未注入足够的液量；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）。9求取压井数据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。六、下套
