钻井队现场施工技术关键点项Word格式文档下载.docx
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⑤井喷预
兆。
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。
多
①钻进进尺快；
②钻井液携岩效果好；
井塌预兆
（有掉块）。
少
①钻进进尺慢；
②钻井液携岩效果差；
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）。
②发生井漏（此处观察到：
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
有
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。
②人为放掉或地面跑钻井液；
③发生
井漏。
增加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，
降低
井喷预兆
关键点
综合
7录井
值班房
井控
8
装置
主要项目
主要
性能粘度
摩阻
含砂量
岩屑
气烃含量油气上窜速度
钻时
防喷器
井口法兰螺栓闸阀开关
控制箱压力匹配
控制箱液压油
①正常提粘；
②固相含量增加；
③油气侵，井喷预
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。
含铁屑
①钻具、钻头、套管事故预兆
含掉块
①井塌预兆。
含油砂
①钻开油气层（注意防喷）。
①钻开油气层有油气侵（注意防喷）。
快
①地层可钻性好；
②钻压、转速升高；
③钻遇油气
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
不好用
①控制箱压力不够；
②液控管线刺漏；
③油路堵
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。
9注水井井口压力
二、起下钻阶段
上提、下放阻力
不符合
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，否则不能开
设计
钻。
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；
井喷预兆；
⑤钻具断。
③上提、下放刚性钻具进入狗腿、缩径井段；
卡
钻预兆。
②钻井液摩阻减少；
③钻具断。
2泵压表
3转盘
4振动筛
5
中途与到底开泵循环压力
扭矩
循环返出砂子
出口处
液面
密度
③钻井液密度、粘度增加；
⑤环空
不暢，卡钻预兆；
⑥井喷预兆。
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；
③卡钻事故预兆；
④钻头事故预兆。
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；
返出钻
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；
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；
①正常加水处理钻井液；
③油气水
侵（井喷预兆）。
③油气侵（
井喷预
循环粘度
时钻
6井液
性能摩阻
循环时返出的
综合砂子（岩屑）
值班房气烃含量
油气上窜速度
兆）。
②水侵（井喷预兆）。
③固相含量降低。
钻具、钻头、套管事故预兆。
井塌预兆。
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
9注水井
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。
三、空井（电测）阶段
1震动筛
2
3测井房
返液
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）。
不返液
①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）。
①井喷预兆（井口发生溢流、井涌）。
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
（灌不满钻井液）。
仪器上提拉力
①井下阻力大或仪器上提速度快；
②卡电缆和仪器的
预兆。
扩大
①井眼存在大肚子（下钻要避开此位置开泵）。
电测井径数据
缩小
①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
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）；
检测固井质量
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）；
⑤固井施工不连
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：
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。
4
①设计中提到的注水井未停注或泄压后的井口压力偏
注水井
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
①未注入足够的液量；
②螺栓连接不紧、密封钢圈
井控装
试压压力
未压好，连接处有刺漏；
③套管头密封不严；
④试
置试压
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）。
套管柱
②套管内无水泥塞或固井时
替空；
④试压车（泵）出故
试压
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
配钻具
组合
3
5打开油
气与高
压水层
6前的准
备工作
7
9
钻进下部结构
通井下部结构
井控技术措施交底
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
求取压井数据
规定
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；
未按设计要求储备足够的加重剂和压井液；
③维护
钻井液性能的处理剂储备不足。
①未排出干部24小时值班表；
②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。
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。
②螺栓连接不紧、密封钢圈未压好，连接处有刺漏；
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。
六、下套管准备阶段
通井
全过程
套管
检查
固井
水罐
地面
设备
周围
6
工具
尾管
7固井的
准备
同起下钻与
同二与
同二与五
配钻具组合
五
丈量、通径、清
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
洗、检查管体与
管未按入井顺序进行摆放；
⑥未按通知下套管数据
丝扣、组合排列
计算排列好套管；
⑦套管扶正器的安放、特殊固井
与计算
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
配水质量与数量
不合格
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。
完好状态
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、
吊卡、固井附件
分接箍和悬挂器、联顶节等坏时不得下套管，水泥
及套管扶正器
头内有杂物不得固井）；
②钻井队现场使用有损
坏。
送入钻具的
①责任心不强，未对送入钻具逐柱通径；
②未选用
通径及称重
标准的通径规；
③未对送入钻具进行准确的称重。
半封闸板心子
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。
七、下套管阶段
①下套管数量增加；
②有自动灌浆装置且好用；
井内钻井液密度降低；
④井漏、井喷预兆。
套管原悬重
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；
④井喷预兆；
⑤套管断。
①井内套管数量增加；
③上
提、下放套管进入狗腿、缩径井段；
②套管断。
②钻井液密度、粘度增加；
套管内有杂物或胶塞提前落入套管内；
④环空不暢
2泵压表
循环钻井液压力
（井塌预兆）；
⑤井喷预兆。
套管刺漏、破裂或断；
④井漏预兆；
计算与实际剩余
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，
套管数据是否
下深
套管未下到预定位置（遇阻不硬压，采取小排量顶
准确和相符
通建立循环，力求下入）。
停抽
采油井
井口静止压力值
闸板心子与
套管尺寸
其它同一
①循环清除出井壁岩屑床；
③井塌预兆（砂子中有掉块）
①下套管正常返出钻井液；
井喷预兆（在此处观
察到：
停止下套管时有钻井液返出
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；
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；
发生井
漏。
未停
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
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
更换（不得下油套或有油层的技套）。
符合
①钻井公司在下套管之前及时通知管子工具公司更
换了，并按规定对防喷器进行了试压。
八、固井阶段关键点项
水泥浆
稠化时间、24h
化验
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
2数据
工排量
平衡压力固井
固井前试压
20MPa
4固井时压力变化泵压表
5振动筛
钻井液返出量
钻井液
升级会员 