技术工作总结.docx
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技术工作总结
钻井二公司月度技术工作总结暨
提速提效活动月报
（9月份试用版）
江汉钻井西部分公司
2014年9月27日
（2014年9月与2013年9月）钻井主要指标完成情况对比分析
序
号
单位
年月
开钻
口数
（口）
完钻口数（口）
完井
口数
（口）
进尺
（米）
平均井深（米）
钻机
台月
（台月）
钻机月速
（米/台月）
纯钻时间
（米/时）
机械
钻速
（米/时）
钻井总时间
生产时间
异常时间（小时、%）
平均建井周期（天）
小时%
小时%
故障
时间
复杂
时间
小计
全井
搬迁
钻井
完井
1
钻井二公司
月
2
月
3
1-月
4
1-月
5
陕北分公司
月
6
月
7
1-月
8
1-月
9
新疆分公司
20149月
0
3
1
10
20139月
3
5
0
20573
7.76
2651
1977
10.41
5586
5472
19.5
94.5
114
11
1-9月
12
1-9月
26
26
23
143456
59.1
2427
13710
10.46
42551
41611
72.5
867.4
939.9
17
外围经理部
月
18
月
19
1-月
20
1-月
21
川东南经理部
月
22
月
23
1-月
24
1-月
9月故障、复杂统计表表2
单位
队号
井号
类别
发生时间及经过
处理情况
原因分析
责任界定
及处理
时间、经济损失
简要叙述发生时间及经过、处理概况。
一、主要技术指标及分析
1、各区块根据上表中所述的指标对比情况，各区块自行分析，内容是简洁明了。
（1）同期对比：
如对比没有意义，可以说明；如指标下降要说明原因并提出应对措施。
（2）与提速提效目标对比：
写出对比结果，如指标未达到目标要求要说明原因并提出应对措施。
（3）外围井无指标可比，要对自己的本月的工况指标自行分析。
建议影响因素从这些方面都可以考虑比如：
地质因素、第三方因素（仪器等）、甲方（设计等）、故障因素、复杂因素、自然停工、各种组织不到位、设备因素、操作原因等等。
影响到某个开次，或者某个井段，某个工况的速度等等。
二、开展的主要工作
1、技术管理方面
继续实行“授权式”技术管理模式，提高了生产效率。
继续开展项目管理制度，缩短了技术管理链条，加快了整体运作，提速提效成果显著。
顺南501井、顺南4-1井作为重点井，分公司高度重视。
顺南项目组（工程公司井控专家：
李荣刚，分公司驻井人员：
赵绪平，技术办主任；贺春明，泥浆主管）常住井队指导工作。
分公司开展技术研讨会，制定了顺南501井、顺南4-1优快技术方案，并让井队按优快技术方案实施，提速提效明显，得到甲方的认可。
顺南501井的9月的主要技术管理如下：
1）9月主要进行控压钻进，在施工前对全队人员进行技术交底，做到全队员工的应知应会。
①在控压钻进过程中，平衡自动控压开始后需要井队、录井、泥浆和控压队伍密切配合，发现泥浆液面或者出口流量变化时应三方确认，确认溢流后及时采取控制井口压力2-3MPa钻进，若溢流量大于3m3时，井口交由井队关封井器节流循环。
井队的管线阀门井队操作，控压的阀门控压人员操作；开关阀门后做好标示，并相互通知，避免误操作。
井队开停泥浆泵必须通知控压工程师，得到控压工程师的确认后才能开停泵，并按照控压工程师的要求操作。
因井队工作引起泥浆液面变化应提前通知控压工程师，如调整钻井液密度、加泥浆材料、维护钻井液性能等。
②自开始控压钻井井段，不进行多点投测作业，井眼轨迹以MWD单点数据为依据，最后替完井浆再测多点。
起钻替重浆时，要求返出的泥浆与设计的重泥浆偏差为0.02g/cm3，然后停泵观察30分钟，井口无外溢方可起钻。
起下钻要匀速稳定，严禁猛提猛放，严格按照控压指令要求进行起下钻、戴重浆帽和顶替重浆作业。
每次起完钻后，井筒灌满泥浆，旋转控制头人员根据实际使用保养旋转控制头轴承总成，并更换密封件。
每次下钻到底，循环排后效后开始控压钻进。
2）由于在四开钻进过程中出现了溢流和油气侵，在后期进行的测井、下套管、固井前做好油气上窜速度的检测、确定安全时间，做好应急预案，保证工序的顺利进行。
分公司机关及井队积极准备各种资料迎接内审、外审，进一步完善了QHSE管理体系在西部分公司的执行。
9月13日二公司总部对井队、分公司机关内审，对照QHSE标准查找了我们在技术管理方面的不足。
9月18日西部分公司迎接外审。
外审单位先后对井队和分公司机关进行了审查。
2、提速提效
（1）取得主要成果
70512队承钻的顺南501井9月将四开剩余进尺打完，四开井段6285-6890m，进尺605m，纯钻时间174h，机械钻速3.48m/h，设计2.42m/h，超设计43.80%。
四开取芯三回次，总进尺20.74m，总芯长19.82m，取芯收获率95.56%。
70208队承钻的TH10367井，一开采用171/2″KS1952AR江钻PDC钻头钻至1200m,下入133/8″套管至1199.34m,一开纯钻时间22h,机械钻速54.55m/h,高于设计机械钻速24.55m/h,提高63.65%，设计周期3天，实际一开钻井周期2.5天，节约率为-16.67%；二开采用121/4″钻头钻进至5363m,下入95/8″套管至5460.97m,二开纯钻时间292h,实际机械钻速14.26m/h,设计机械钻速8.37m/h,提高70.37%，设计周期40天，实际二开钻井周期21.5天，节约率为-46.25%；其中井段1358-5363m，使用PDC（MQ519,盛辉）+0.5°弯螺杆（东远）工艺，进尺405m,纯钻时间274h,机械钻速14.62m/h,较设计8.37m/h提高74.67%。
本井段制定了穿二叠技术措施，有效的保证了平稳穿二叠，在工区内首次实现311.2mm井眼用PDC+螺杆，穿完二叠系205m，二叠无垮、无漏，为井队节约了成本。
70632队承钻的TP215XCH井是一口套管开窗侧钻水平井，设计井深6960.36m，垂深6586m。
该井于2014年8月8日13:
00开钻，23日13:
00完钻。
本井设计前期准备周期17d，实际前期准备周期为16.96d，节约0.04d，前期准备节约率-0.3%。
本井设计钻井周期为24d，实际周期15d，可调整周期2.5d，调整后实际钻井周期为12.5d，节约11.5d，钻井周期节约率-47.92%；生产时间总台时360h，折合0.50台月；其中纯钻时间117h，平均机械钻速5.22m/h，设计机械钻速2.06m/h，同比提高153.4%。
该井符合西北油田分公司优质工程条件。
70633承钻的塔深3井设计本井设计钻井周期为72天，实际钻井周期76.38天，可调周期11.62天，调整后实际周期64.76天，节约7.24天，周期节约率-10.05%。
周期节约优秀、钻井工程质量良好，固井优秀，被综合评定良好。
本井共计取芯3回次，取芯总进尺15.66m，总芯长5.72m，平均取芯率36.53%。
方解石集合体，解理及裂缝发育，岩性破碎，造成取芯率低，影响了综合评定。
（2）本月的主要技术措施
顺南501井9月主要技术措施：
1）控压钻进过程中，首先必须做好液面检测工作，控压队出浆口有流量计，跟井队泥浆液面的检测相辅相成，保证能及时发现溢流及时节流循环，液面上涨1~3m3时，控压队调整井底压力抑制或停止溢流，循环出井侵流体继续钻进，液面上涨超过3m3时，井口移交井队关井。
2）本开井控装置严格按照设计并试压合格，内防喷工具配置严格按照管理办法执行，经现场监督验收合格，方可开钻。
3）落实一、二、三级井控措施。
加强一级井控，调整好泥浆密度，泥浆工加强坐岗，观察好液面高度、振动筛返砂情况、出口泥浆气味及流量变化，勤测量进出口密度，做到有异常能及时发现，发现异常及时汇报；把握二级井控，加强井控设备保养，确保井控设备处于良好的待命状态，落实井控设备现场岗位职责及公司“三定”要求，强化防喷演练，各种情况下的防喷演习，达到班自为战，做到怀疑溢流能立即关井观察，发现易溢流能迅速控制井口，能有效关井成功，技术人员及班组骨干熟练掌握压井技术，做到关井后能有效处理。
立足一级井控，搞好二级井控，避免出现三级井控。
4）井控设备的闸阀应有编号，并挂牌标明开关状态。
5）认真落实、严格执行井控技术条例，发现溢流时，要及时关井，求取关井立管压力，并采取相应措施进行处理，同时要进行详细完整地记录。
6）钻井工程师、HSE监督坚持每天对井控设备、防硫设备的巡回检查，有问题及时整改，做到小问题不隔夜，大问题不隔天，保持井控设备随时处于良好的待命工作状态，杜绝井控设备带病工作。
7）对于可疑溢流，坐岗工立即通知司钻关井观察，不得边循环边观察或起钻至安全井段。
8）发现溢流应立即关井，先控制管内，再控制管外，减少溢流量，力求关井压力最小，为下步工作创造条件；如果立套压均为零，采用节流循环,通过分离器、震动筛和泥浆罐循环排除气侵。
如果立套压不为零，应通过关井压力，计算压井液密度，即时组织压井施工。
如果关井期间，判断地层出现漏失，也应立即组织压井，采用边堵漏边压井的措施，决不允许放喷或起至安全井段,再进行堵漏压井施工。
9）最大关井压力按不超过套管抗内压强度的80%计算，不考虑套管鞋及裸眼地层的承压能力。
除非井控装备严重刺漏，或当关井压力超过套管抗内压强度的80％,放喷时放喷口点火，否则任何情况不允许放喷。
10）进入气层发生井漏或溢流，现场值班干部立即按照预案采取相应措施。
11）油气层起钻前，必须进行油气上窜速度监测，确定安全时间后再起钻，若不能满足起下钻作业要进行处理泥浆密度等措施后再起钻；
12）在油气层下钻，每3柱钻杆，必须灌满钻井液，防止压缩空气进入钻井液，人为将钻井液密度降低,而造成溢流或井喷。
13）在油气层中钻进，一定要控制钻进速度，加强井漏的观察,坚持做到以防喷为主,杜绝井喷事故的发生。
14）针对本井区风沙大的特点，专门设计制作了放喷管线连接螺栓的保护装置，避免了风沙对连接螺栓的侵蚀。
3、技术创新及新技术新工艺的应用
顺南501井控压钻进施工情况：
1）控压取芯
29日15:
30下取芯筒至6234m（套管内），20:
00安装旋转控制头胶芯、循环降温。
23:
00下钻至井底6407.19m，然后采用控压钻井流程节流循环排污，控制回压2-3Map，测得井底静止温度159度，井底压力103MPa，循环排污结束后采用控压流程，通过液气分离器一边排气一边取芯，井口未施加回压，泥浆入口密度1.53-1.55g/cm3，出口密度1.50-1.52g/cm3，烃值维持在50-65%，取芯钻进过程中未见火焰，井底循环温度137度，井底压力102MPa，9:
00取芯钻进至6414.82m后割芯起钻，31日8:
30起钻完，起钻正常无溢流，取芯进尺7.63m，芯长6.8m，收获率89.12%。
2）控压钻井
31日下PWD仪器恢复钻进，9月1日4:
00下钻至6212m，5:
30拆防溢管、安装旋转防喷器胶芯，6:
00测试仪器，6:
30下钻到底，然后采用控压流程、施加回压2MPa循环排后效，井底静止温度160度，井底压力107MPa，循环降温后井底温度142度，进口泥浆密度1.55-1.54g/cm3，出口泥浆密度1.50-1.53g/cm3。
10:
00开始钻进，一边钻进一边降密度。
钻井参数：
钻压40-80KN；转速70rpm；排量26L/s；泵压20MPa，由于钻井排量较大，井口自然带有0.3-0.4Mpa的回压。
9月1日18:
00以前，除了井口因排量较大自然带压外，在钻进和接单根时均未施加回压，18:
00出现单根峰全烃由25%上涨至41%，但液面平稳，在以后的接单根时均施加3-3.5Mpa回压。
9月2日1:
00后，井口自然回压力0.3MPa，井底压力102.6MPa，进/出口密度1.51g/cm3/1.47g/cm3，钻进全烃17%-25%，单根峰全烃达到42%-55%，液面仍然平稳，6:
15，进/出口密度变为1.51g/cm3/1.44g/cm3，22:
45，进/出口密度1.48g/cm3/1.40g/cm3。
9月3日3:
28，钻进至井深6563.82m，井底压力为101.6Mpa，全烃17％，坐岗发现液面上涨0.7m³，出口流量平稳无波动，井口立即加压2Mpa，井底压力由101.9上升至103.3Mpa，03:
38液面下降0.68m³，降低井口压力至1Mpa,井底压力由103.3下降至102.2Mpa，03:
47，泥浆工汇报液面上涨0.6m³，井口压力上调0.5Mpa，井口压力1.5Mpa，井底压力由102.2上升至102.9Mpa，全烃21％，出口流量一直稳定在26L/s，04:
25，液面恢复平稳。
为了防止出现严重的单根气，6:
00接单根时，井口加压4.3MPa。
然后控压1.5MPa钻进，井底压力102.7MPa，07:
50，液面上涨0.7m³，井口加压至2Mpa，井底压力由102.9Mpa上升至103.5Mpa，液面趋于稳定，08:
40，液面下降0.4MPa，再将井口控压降为1.5Mpa，井底压力由103.5Mpa下降至102.7Mpa，液面恢复稳定。
9月3日10:
00-11:
45，控压钻进至6590，井口压力1.5MPa，井底压力102.8MPa，进/出口密度1.47g/cm3/1.41g/cm3，全烃开始上涨，最高99%，倒液气分离器流程，随后全烃逐步降至60%-70%，降低井口压力至1MPa，然后逐渐降至自然回压，液面稳定。
9月4日9:
12液面上涨0.45m3，录井显示泥浆液面上涨1m3，出口流量一直平稳无变化，加密监测液面，未加井底压力，液面渐渐平稳。
9月5日13:
15，控压钻进至6745m，井口压力0.4MPa，井底压力104.5MPa，井底当量密度1.58sg，进/出口密度1.48g/cm3/1.32g/cm3，全烃20%，液面稳定。
9月7日2:
30，钻至中完井深6890m。
3）控压钻井地层压力分析
控压钻进时井口为自然回压0.3-0.4Map，再出现单根峰值时控压1-1.5Mpa，井底压力102-103Mpa，当量密度1.57g/cm3，烃值基本维持18%-32%，入口泥浆密度1.47g/cm3-1.48g/cm3，出口密度1.36g/cm3-1.43g/cm3，进出口密度差很大，泥浆气侵很严重，气泡多，钻进过程中间断通过液气分离器排气；接单根时施加回压3-3.5Map，但单根峰值达到,40-60%，同时出口密度严重降低至1.35g/cm3-1.36g/cm3，且伴随着液面上涨，然后需要5-10min恢复正常。
在钻进过程中没有发生过漏失，这充分证明即使泥浆和气体存在置换，也不是很严重，造成如此严重的气侵主要是地层压力较高，泥浆密度偏低。
从实钻情况和数据分析，现有1.47g/cm3基本能维持能维持钻进和循环（当量泥浆密度1.57g/cm3），不会发生严重气侵或者溢流，但是接单根等短暂的静止均会造成较为严重的气侵，井口出现溢流，如果静止时间过长可能会造成井控风险，因此1.57g/cm3泥浆密度可视为能静止平衡地层的最低密度，按照气井最高附加密度0.15g/cm3，那么地层压力在1.42g/cm3以上。
使用控压钻井最主要的作用就是监测地层压力，发现地层压力变化及时调整。
TH10367井斜控制方面：
使用钟摆钻具组合、使用钻头+单扶钟摆钻具组合有效地解决了井斜问题，同时钻井参数得以释放；钻井参数与钻具组合之间存在一个合理配合的问题，钻井参数不合理，防斜钻具组合有可能变成增斜钻具组合，扶正器对PDC钻头起到一定的稳定作用，使用扶正器有利于PDC钻头的正常使用。
另外PDC钻速较快，必须严格遵循短起下和测斜制度。
通过运用MWD随时跟踪井斜，释放钻井参数，确保了井身质量。
TH10367井泥浆控制方面：
技术人员认真执行设计和甲方指令，把握住设计中的重点所在，超前拟订出各段作业计划及技术措施，并组织好实施。
尤其是在二开的施工过程中，尽可能调整性能增大排量，冲洗井壁，形成良性循环，防止泵压过高导致排量达不到要求，保证了本井的安全快速施工。
在本井跨度很大的新、中、老地层中，不同的压力体系中钻进，且是长裸眼，必须确保井眼稳定。
要想实现快速钻进，钻井液对钻井速度影响主要有：
一是防止固相含量和流变性能控制不好。
二要防止上部井段缩径和下部井段坍塌，必须要有优质的泥饼护壁，增强钻井液的防塌能力和润滑能
4、故障复杂的应对与预控
70631队承钻的TH12351CH井钻进至6709.75m，发生失返性漏失，起钻至套管吊罐、组织泥浆。
待方案和待液面监测队期间每小时吊灌1.21g/cm3的泥浆6m3，起钻期间每小时吊灌1.21g/cm3的泥浆5.5m3，下钻期间每小时吊灌1.21g/cm3的泥浆2.5m3，截止到漏失钻进之前累计漏失1.21g/cm3的泥浆178m3。
西部分公司积极与甲方协调沟通，甲方批准下常规钻具探底、漏失钻进。
下常规钻具组合到底，开泵正常，排量12L/s，泵压17MPa。
井口开始返浆，停泵观察，井口无溢流。
到底开始钻进，钻压80KN，转盘转速40rpm，测漏速8m3/h。
钻进过程中扭矩12KN·m，上提摩阻超过20t，下放摩阻达到12t，钻时升高至48min以上。
从井深6709.75m钻至6713.40m漏失泥浆27m3。
考虑井下复杂为确保井下钻具安全，3:
00起钻套管内，吊罐泥浆监测液面。
常规钻具钻进时主要依靠转盘转速和钻压破岩，且斜井段有600多余米，井底井斜达到87.5°，钻进过程中扭矩高达12KN·m，对比螺杆钻具和常规钻具钻时以及钻进时扭矩波动异常，上提下放摩阻很大。
为确保井下安全和井控安全，西部分公司再次积极与甲方协调沟通，申请转入测试并得到批复。
70627队承钻的TP164XCH井钻进至6452.5m生井漏，漏速在2.43-12.53m3/h范围波动，21:
50钻进至6502m井口失返，钻至套管吊罐、组织泥浆，接批复下常规钻具探底、漏失钻进。
下常规钻具组合至6480m遇阻，开泵冲划至井底（期间泵压0MPa，钻压0KN），至20:
30钻进至6502.24m（钻压40KN,转数：
50转），泵压0↑12MPa，井口返浆，立即停泵观察，井口无溢流，液面缓慢下降，22:
30恢复钻进，钻进至6510m，钻进过程中泵压由12下降至9.4MPa，漏速12m3/h左右，泥浆消耗很大，上提摩阻超过20t，且钻时上升11.7min/m（如下表）,考虑井下复杂，2:
30起钻套管内，吊罐泥浆监测液面，液面逐渐下降到826m。
由于漏失钻进，泥浆消耗很大，不能满足连续施工，且井底井斜达到75.68°，上提下放摩阻大，挂卡频繁，窗口位置的桑塔木地层泥岩段长5m，良里塔格上部6172-6225m井段泥质含量高，易因漏失后静液柱压力降低导致泥岩垮塌埋钻具。
另外，因原井眼为五段制，继续采用常规钻具会急剧降斜，造成井眼轨迹复杂，增大断钻具和卡钻风险。
为确保井下安全和井控安全，西部分公司再次积极与甲方协调沟通，申请转入测试并得到批复。
5、井控管理方面
组织员工学习西北油田分公司新的井控实施细则、应急程序和措施，开展案例宣讲，增强全员井控意识。
特别是对于坐岗人员，一定不能漏测、假测，一旦发现要严肃处理。
严格执行干部跟班值班制度，落实HSE异体监督制度，检查督促员工岗位责任制落实情况，保证了各项生产任务保质保量完成。
①本月西部分公司9月份井控取证22人，硫化氢取证23人。
②9月24日组织员工参加西北油田分公司第三届钻井井控演习比武竞赛活动。
③每周五按时上报江汉钻井二公司各钻井队井控演练次数。
④在工程公司井控专家、分公司驻井领导的指导下，在顺南501井井控工作开展顺利，为西北油田分公司在顺南区块的井控探索出一条新路。
顺南501井9月7日10:
00-13:
00走液气分离器节流循环排气，进口密度1.48g/cm3，出口密度1.35-1.40g/cm3（现排气情况不明显，下步加重）；9月8日04:
30循环提密度至1.60g/cm3，进口密度1.60g/cm3，出口密度1.56g/cm3，07:
00短起至6260m（套管内），9月10日8:
00开井静止观察，液面正常，10:
30循环排后效，测得油气上窜速度6.9m/h，13:
00下钻至井底6890m（中途循环冷却仪器），17:
00走液气分离器循环排后效，排量1.4m3/min，立压15MPa，套压0.5MPa，进口密度1.60g/cm3，出口密度1.57g/cm3（14:
00点火有火焰，火焰高度6-8m，持续时间30min，15:
35火焰熄灭，持续时间95min；14:
10气测显示CO2含量从0%上涨至12.95%，持续时间15min），21:
30走高架槽循环，排量1.6m3/min，立压19MPa，进口密度1.60g/cm3，出口密度1.56g/cm3，烃值9%，24:
00起钻至6234m，准备取旋转防喷器胶芯、装防溢管；9月11日18:
00起钻完，四开中完，19:
30收拾井口，做应急演练；9月12日02:
30标准测井完，22:
00组合钻具下钻至井底6890m，23:
45开井循环，发现全烃上涨；9月13日02:
00关井节流循环，排量1.4m3/min，立压17MPa，套压1.5MPa，进口密度1.60g/cm3，出口1.56g/cm3（23:
50点火有火焰，
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