井筒工程技术方案供参习.docx

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井筒工程技术方案供参习

长庆油田2015年井筒工程集中招标

——油田定向井钻井工程

投标文件

（队伍部分）

标段名称：

采油七厂定向井钻井工程二标段

标段编号：

DQZB2015-ZJ001-11

投标人：

靖边县盛腾商贸有限责任公司（盖单位公章）

施工队伍名称：

靖边盛腾40116队

法定代表人或

其委托代理人：

（签字或盖章）

日期：

2015年1月6日

目录

7.拟派施工队伍基本情况………………………………………………1

7.1拟派施工队伍基本情况表……………………………………………1

8.近三年钻井工程业绩及钻完井方案实施情况……………………………3

9.钻井工程技术措施…………………………………………………5

9.1井眼轨迹控制技术措施……………………………………………5

9.2钻井液技术措施………………………………………………9

9.3处理井下复杂情况技术措施…………………………………………13

10.钻井作业中可能存在的安全风险初步评估资料………………………17

11.安全环保技术措施………………………………………………………24

12.HSE费用列支计划表……………………………………………………31

13.投标人认为必要的其他资料…………………………………………33

7.拟派施工队伍基本情况

7.1拟派施工队伍基本情况表

拟派队伍名称

靖边盛腾40116队

2012年1月-2014年11月间

拟派队伍名称是否曾发生变更

□是

☑否

变更时间

年月

队伍曾用名称

/

队伍变更前是否具有

长庆油田钻井业绩

□是

□否

队伍变更前具有长庆油田钻井业绩的施工年度

□2012年

□2013年

□2014年

队伍名称变更原因（选择）

□1.因公司合并分立；

□2.因设备转让；

□3.因设备升级、降级（长庆油田区域内）

□4.因设备升级、降级（长庆油田以外区域）

□5.因2012-2013年长庆油田允许的合作（代管）模式

□6.因本次招标队伍命名要求（长庆油田区域内）

□7.因本次招标队伍命名要求（长庆油田以外区域）

其它说明

靖边盛腾40116队2012年1月至2014年11月期间队伍名称未发生变更。

9.钻井工程技术措施

我公司所投标段属鄂尔多斯盆地天环坳陷环江油田区块，位于甘肃省环县。

结合在本区块多年施工经验，制定钻井工程技术措施，其中包含井眼轨迹控制、钻井液、处理井下复杂情况等技术措施，具有很强针对性。

为保证安全、环保、高质、高效施工打下良好的基础。

9.1井眼轨迹控制技术措施

，对井身质量的要求见下表。

井段（m）

井斜角（°）

全角变化率（°/30m）

水平位移（m）

0~1000

≤2°

≤2.1°

≤20

1000~2000

≤3°

≤2.7°

≤30

2000~3000

≤5°

≤2.7°

≤40

3000~4000

≤7°

≤3.0°

≤60

1.以电测井斜和方位为依据，30米为一点，全角变化率连续三点超过上表规定为不合格。

2.常规井中靶半径：

R≤30米，特殊井根据特殊方案要求，要求中靶率100%；

3.定向井井身剖面：

直─增或直─增─稳；

4.全角变化率（连续三点即90米井段）：

造斜和扭方位井段不大于5°/30m，其它斜井段的全角变化率不大于2°/30m；

5.定向井测斜间距：

防碰段每30m一点，造斜段每10~20m一点，其余井段每50m一点；

6.平均井径扩大率＜15%，最大井径扩大率≤20%，油层井径扩大率＜10%；

7.水源井严格按照单井钻井工程设计施工.裸眼试水层位试水量按照单井地质设计要求执行,防止上部薄弱地层坍塌,保证井身质量,避免卡泵等事故发生。

一开采用测斜仪器及时跟踪井斜数据，在保证井身质量的前提下，完成安全高速钻进。

如果井场为丛式井，钻机就位后复测井口坐标，根据大门方向，确定施工顺序。

在进行第二口的施工之前，保证新井眼距老井眼大于6米，计算好实际井口坐标，修正好剖面后方可施工，同时保证剖面合格率大于95%。

1.一开采用螺杆钻具低钻压快速钻进，井斜控制在1°以内，做好防斜工作。

2.一开每30米测斜一次,如果井眼轨迹出现偏移超标的现象，应加密测量，同时利用单弯螺杆及时对井斜方位进行纠正。

3.通过测斜仪器跟踪的井斜数据，及时计算出井眼轨迹趋势走向，保证全角变化率≤1°/30m，井底水平位移≤2m。

4.钻进过程中，结合附近邻井的钻井资料，注意防碰。

现场要做好防碰施工图进行跟踪，有相碰趋势时用单弯螺杆纠斜。

5.钻具组合为：

∮311.2mm钻头+∮203mm*1°螺杆+∮203mmDC*2根+631*4A10-SUB+MWD短节+∮165mmNMDC+∮165mmDC*12根+4A11*410-SUB+∮127mmDP。

1.二开之前结合工程设计和邻井的资料，做好定向施工设计并且向甲方提交审批，待审批通过后方可进行施工作业。

2.二开直井段主要以防斜快速钻进为主，采用无线随钻进行定向跟踪，每钻进30米测斜一次确保井身质量符合要求,如果井眼轨迹出现偏移的现象，应加密测量。

根据防碰施工图有接近趋势时用单弯螺杆纠斜。

3.直井段井斜变化趋势较大时，应立即采取措施，进行纠斜，做好防碰工作。

4.通过无线随钻测斜仪器跟踪的井斜数据，及时计算出井眼轨迹趋势走向。

5.结合现场数据，在保证井身质量合格，井眼轨迹平稳的前提下确定造斜点，如果造斜点和工程设计有差距，应及时向甲方做出书面报告。

6.钻具组合为：

∮222.3mm钻头+∮172mm*1°螺杆+MWD短节+∮165mmNMDC+∮212mmSTAB+∮165mmDC*（8-11）根+4A11*410-SUB+∮127mmDP。

1.现场选取造斜点，如果是第二口井，应与邻井造斜点错开30m以上。

施工时应考虑已钻井眼轨迹，无线随钻跟踪记录,精确计算轨迹数据,分析好邻井资料，做好防碰和绕障工作。

2.造斜前必须根据造斜点垂深、位移，修正好方案，确定合理的定向方位。

3.复合钻进时要认真预算，随时调节工具面,调整钻进参数，校正井斜和方位,控制井眼轨迹，使实钻井眼轨迹应控制在安全范围内。

4.随时对比分析实钻井眼轨迹与设计轨迹的偏差，预测下步井段所需的造斜率，造斜率高时，加强划眼措施或适当进行复合钻进，降低造斜率。

5.勤活动钻具,防止卡钻，处理好泥浆性能。

6.动力钻具杜绝定点长时间循环。

6.滑动钻进钻出的井眼,要进行划眼。

7.造斜段测斜间距不大于10m一个点，同时控制全角变化率，保证井眼轨迹平稳。

8.钻具组合为：

∮215.9mm钻头+∮172mm*（1.25°-1.5°）螺杆+∮212mmSTAB+回压阀+MWD短节+∮165mmNMDC+4A11*410-SUB+∮127mmDP。

1.钻具组合：

Φ222mmPDC+7LZΦ172mm1.25°+Φ170mmSDC（3.5m）+Φ212mmSTAB+411×410+Φ165mmNMDC+Φ165mmDC（8-11根）+127mmDP

2.钻井参数：

喷嘴组合Φ22mm×3+Φ20mm×2钻头压降9.50Mpa，排量34L/S，立管压力12.00Mpa，钻压40—80KN，转速65（螺杆135）。

导向马达、WMWD下井前做好检查和测试，保证下井后工作正常。

3.及时测斜，20—30m一个测点，每一个测点都要进行防碰扫描，避免与邻井相碰，确保井深质量良好，准确中靶。

4.做好短起下钻作业，正常情况下每钻进200—300米进行短起下作业一次，遇拉力增加，返砂不正常及时进行短起下作业，保证井眼畅通。

5.预防井漏，垮塌。

本区块洛河易发生漏失，可提前在钻井液中加入随钻堵漏材料同时下钻，防压力激动，开泵要先小排量，下钻在此位置尽量避免开泵循环，如果发生井漏，根据漏失情况采取措施。

直罗组地层以泥岩为主，易吸水垮塌，应提前调整钻井液稳定地层避免坍塌，给后期施工带来影响。

6.在钻进时随时调整钻压，注意钻头的使用情况，密切关注扭矩，泵压，钻时，跳钻幅度变化及振动筛返出物情况遇有上述已不正常现象出现要马上停钻循环起钻，防止出现井下事故。

7.钻速突然加快或放空时，立即停钻、停泵观察是否有流体侵入井内，若出现溢流立即关节流阀求压，然后保持立压为初始关井立压节流循环排出受侵钻井液。

8.钻开油气层前要备足加重材料与加重钻井液，严格执行油田公司《井控工作九项管理制度》。

9.钻开油气层后起钻要进行短起下钻确定油气上窜速度（≤15m/h），达不到安全起钻要求的，要调整钻井液密度，直到满足起钻要求为止。

10.下钻要检查钻具，坚持错扣下钻，对配合接头定期更换，防止发生钻具事故。

11.完钻后循环好钻井液先起到表层套管脚，再下钻到井底循环，检测钻井液性能是否满足起钻要求，若起下钻正常，井眼清洁，油气上窜速度小于15m/h，则打入润滑封闭完井液封闭裸眼井段，起钻电测。

9.2钻井液技术措施

1.一开钻进由于第四系黄土层对流体冲蚀特别敏感，易发生大型漏失，故表层钻进以防漏为主。

配制30m3的白土浆开钻，钻进50m后，如果无漏失，则采用聚合物无固相钻井液钻进。

2.钻进时泥浆总量达到150m3以上，聚合物主要以PAM为主，淡水配制PAM：

15Kg/10m3，苦水配制PAM:

20Kg/10m3。

性能控制在密度：

1.00-1.01g/cm3，粘度：

28-30s，PH值7-8。

钻进时采用高泵压、高转速、低排量，快速钻穿黄土层。

3.

3.若在钻进过程中发生只进不出的严重漏失，视情况（漏失层位、井深、水源等）确定堵漏方案或采取清水抢钻。

保证表层井深进入石板层30米以上。

表层钻完后配制30方高粘度清扫液，配方：

CMC：

100Kg+白土：

2000Kg+SM-1：

150Kg,漏斗粘度50s以上，大排量循环清洗井眼，起钻连续灌白土钻井液，防止井口垮塌，保证表层套管座到井底。

表套严禁座塞子。

1.二开环河、华池组以泥岩为主，若以清水钻进且用大排量紊流洗井容易造成井壁垮塌，给后续施工带来麻烦，因此禁止用清水开钻，必须配成粘度在28—29s的PAM胶液开钻。

地面泥浆量保持200m3以上，聚合物主要以PAM为主，淡水中PAM的加量为15Kg/10m3，苦水中PAM加量为20Kg/10m3。

2.洛河组由于胶结疏松，钻时快、砂岩渗透性强，为了减少漏失量，确保因泥浆量不足造成恶性循环导致粘吸卡钻。

必须始终保持地面钻井液量在200方以上，加强絮凝，日常维护以聚合物胶液形式补充，少吃多餐。

基本配方为：

水+0.15%PAM。

即：

每10方泥浆加量为PAM：

15Kg，使用苦水配浆每10方泥浆加量为PAM：

15-20Kg。

维护性能保持在：

密度1.00-1.01g/cm3，漏斗粘度在28—29秒。

若漏失量大于5m3/h，则应在泥浆中加入100Kg/10m3的DF-A或严格过筛后的锯末进行随钻堵漏。

3.安定组钻进，重点是搞好净化，加强絮凝。

基本配方为：

水+0.1%PAM+0.15%K-PAM+0.15%CMP。

即：

每10方泥浆加量：

PAM：

10Kg+K-PAM：

15Kg+CMP：

15Kg：

，使用苦水配浆每10方泥浆加量为PAM：

15Kg+K-PAM：

20Kg+CMP：

20Kg。

维护性能保持在：

密度1.01-1.03g/cm³，漏斗粘度28-30s，塑性粘度1—4mPa.S，动切力0—1.5Pa，滤失量：

不控制，PH值：

7-7.5。

4.直罗组存在大段泥页岩，泥页岩钻开后，粘土矿物遇到钻井液液相后会吸水膨胀，导致泥页岩强度降低，使井壁失稳，而且部分泥页岩还会分散到钻井液中使钻井液性能变坏。

我们选择阴离子+金属两性离子聚合物钻井液来钻进直罗组井段，通过金属离子与井壁中带负电的粘土颗粒表面强烈吸附，增强钻井液与井壁之间的抑制性，达到防塌的效果。

另外，加入0.2—0.4%的磺化沥青封堵泥页岩微裂缝，巩固井壁稳定。

基本配方为：

水+0.1%PAM+0.15%K-PAM+0.15%CMP+0.2%FT-342。

即：

每10方泥浆加量为PAM：

10Kg+K-PAM（：

15Kg+CMP：

15Kg，使用苦水配浆每10方泥浆加量为PAM：

15Kg+K-PAM：

20Kg+CMP：

20Kg+FT-342：

20Kg。

维护性能保持在：

密度1.01-1.03g/cm3，漏斗粘度30-32s，塑性粘度2-6mPa.S，动切力0.5-1.5Pa，滤失量：

实测，PH值：

7-7.5。

具体措施：

钻井液处理应提前在安定组底部进行，钻井液数量控制在200方左右，尽量在进入直罗组之前调整性能达到要求，避免在直罗组钻进过程中大量补充钻井液，大量补充钻井液时应配制成胶液按循环周均匀加入。

5.由于该区块延安、富县、延长组地层相对较为稳定，且大段砂岩中的高岭土又易于吸水膨胀导致井眼缩径。

延安、富县组的石英砂岩段井眼异常规则，故钻进时继续延用阴离子+金属两性离子聚合物钻井液体系，重点工作应加强体系的絮凝效果，强化抑制能力，使钻井液始终保持无固相，防止缩径阻卡。

性能参数：

密度1.03-1.05g/cm3，漏斗粘度30-31s，塑性粘度2-5mPa.S，动切力0.5-1.5Pa，滤失量：

实测，PH值：

7-7.5。

处理时以PAM为主处理剂,K-PAM和CMP为配合处理剂。

基本配方为：

水+0.1-0.15%PAM+0.1%K-PAM+0.1%CMP。

即：

每10方泥浆加量为PAM：

10-15Kg+K-PAM：

10Kg+CMP：

10Kg，使用苦水配浆每10方泥浆加量为PAM：

15-20Kg+K-PAM：

15Kg+CMP：

15Kg。

维护性能保持在：

密度1.03-1.05g/cm3，漏斗粘度30-31s，塑性粘度2-6mPa.S，动切力0.5-1.5Pa，滤失量：

实测，PH值：

7-7.5。

在补充钻井液时若原浆粘度在要求的上限时，可使用较低浓度的聚合物胶液；若原浆粘度偏低，则要用较高浓度的胶液均匀缓慢加入。

若钻井液出现浑浞不清且密度、固相含量升高，必须及时控制，加大钻井液数量，同时提高PAM含量强化絮凝，避免使用聚合物增粘剂和其它分散型处理剂。

为了减缓个别井出现的漏失现象，可通过提高钻井液粘度和加入适量单封（或锯末）的方法钻进至转换钻井液体系时。

一般来讲，延长组井漏在钻井液转为分散型体系后可基本得到控制。

6.进入油层前必须转化钻井液。

配方：

2%白土+0.2-0.3%SM-1+0.1%HV-CMC+0.3%HMS-1+0.2%FT-342

+0.3%FSJ-4。

要求密度1.05-1.08g/cm3漏斗粘度36～42s，滤失量≤8ml，PH值控制在9.5～10.5；转化钻井液目的是为了及时发现油气侵，及时采取压井作业。

发生油气侵或井涌时立即停钻循环加重。

配制方法如下：

1吨白土+20KgCMC+20KgSM-1+25KgFT-342+20Kg片状烧碱+重晶石粉（根据密度要求加入）达到性能：

粘度40-50秒，PH值10-12，失水8ml，静切力12Pa，密度根据现场情况计算确定。

为提高电测一次成功率，在进入目的层前将聚合物钻井液彻底转化为低固相分散型钻井液体系。

该体系具有较高的粘度、切力，良好的流变性和润滑性，较低的滤失量、薄而致密的泥饼，能够满足携砂要求。

必须控制地面泥浆量（包括上水罐）不超过60方，即泥浆总量在170方左右

基本配方为：

原浆+0.15-0.2%NaOH+0.05-0.1%纯碱+0.1-0.15%CMC+5%膨润土+0.3-0.5%FT-342+0.3-0.5%SM-1+（钻井液流动性差可加入0.2-0.3%OSAM-K）。

即:

每10方泥浆加量为NaOH:

15-20Kg+纯碱：

5-10Kg+CMC：

10-15Kg+膨润土：

500-600Kg+SM-1：

30-50Kg+FT-342：

30-50Kg+（OSAM-K：

20-30Kg）。

维护性能保持在：

密度1.05-1.08g/cm3，粘度50-80s，塑性粘度15-20mPa.S，动切力6-12Pa，动塑比：

0.40-0.5Pa/mPa.S，滤失量≤8ml，h≤0.5mm，PH值：

9-11。

1.完钻后大排量（25-30L/s）充分循环钻井液2周，确保洗井彻底。

2.短程起下钻至入窗点，再下钻至井底，正常后配置30方（1000米水平段）封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭水平井段。

3.起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力。

4.电测期间，每测完一趟灌浆一次，确保钻井液液面在井口。

5.电测完按设计钻具组合通井，到底开泵正常后大排量（25-30L/s）充分循环钻井液2周；泥岩段注意遇阻，若下钻遇阻，及时接方钻杆建立循环划眼，并根据井下情况处理好钻井液，上提下放无遇阻方可下钻，到底后仍需短起下作业进行验证，短起下正常后方可打入预配置30方（1000米水平段）封闭浆（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭水平井段，确保下套管顺利。

1.配备一名钻井液泥浆技师专职从事钻井液工作，每班应配备一名钻井液小班人员，小班人员按规定要求测量钻井液性能，并计量好循环罐液面。

2.按要求配备相应的循环系统、加重系统和固控设备，开钻前要安装好，不允许出现窜、漏、跑、冒现象。

3.配膨润土浆后必须充分预水化，各循环罐之间的阀门必须关闭严密。

4.到井钻井液材料要分类、堆放整齐，实行上盖下垫，杜绝材料浪费，保持料场整洁。

5.按要求检测并收集钻井液性能。

9.3处理井下复杂情况技术措施

1.发生井塌后要及时分析原因和层位，调整好钻井液性能，通过提高钻井液密度，降低失水，改善钻井液的造壁性能，有效控制井壁的继续垮塌。

2.划眼措施：

2.1钻头不装喷嘴或装特大喷嘴，尽量减小对井壁的喷射作用。

2.2在满足井眼轨迹控制的前提下简化钻具结构，防止发生卡钻事故。

2.3下钻分段开泵通水眼，遇阻后上提钻头离开遇阻位置，小排量开泵循环，正常后，小钻压下划。

划眼过程中要注意泵压和扭矩变化，防止蹩断钻具或蹩漏地层。

2.4划眼过程中要认真分析返出的岩屑，确定垮塌物的准确层位。

垮塌严重的井段，划过去后要停泵下放检验划眼效果，正常后方可继续下划。

2.5对难划井段要有耐心，不能着急，防止复杂情况恶化，增加处理难度。

1.浅层井漏情况复杂，漏层难确定，处理这类井漏的基本原则是：

一、适当降低钻井液密度，用低密度钻井液替换井内高密度钻井液。

二、若井口能灌满，下钻分段循环，小排量顶替井内高密度钻井液，分段要小，每段要彻底循环通再下钻。

已经发生井漏的地层对压力敏感，若分段过大，再次井漏便前功尽弃。

2.确认井底地层漏失，若无法建立循环，应立即起钻，静止堵漏并及时在地面补充密度较低的钻井液，根据井下漏失的性能确定是否加桥堵剂。

待井口能灌满后，下钻分段循环顶替井内较高密度的钻井液，排量要小，分段要细，特别是几次通井都不能将井内高密度钻井液循环出时更应坚持这一基本原则，不能急燥。

通开井底地层若发生漏失可考虑加入堵漏剂。

3.断层或潜山漏，在使用桥堵剂无效的情况下，应考虑打水泥塞或石灰乳堵漏。

1.合理设计钻井液密度，搞好地层压力监测工作。

在保证平衡地层压力的情况下，尽量降低钻井液密度，以降低钻井液静液柱压力与地层孔隙压力之间的压差，实现近平衡压力钻井。

2.保持钻井液性能稳定良好，低失水、低密度、低固相、低含砂、低粘切。

3.钻井液性能要坚持勤测量、勤观察、勤维护。

每班至少应做全套性能三次，处理加入药品时要按循环周均匀加入，加量不得过猛，大幅度处理前要做小型试验。

4.搞好钻井液净化工作，。

正常钻进和循环钻井液时，振动筛运转率应达到100％。

除砂器运转率达到80％以上。

保证钻井液含砂量低于0.2％。

5.在容易发生粘附卡钻的地区或井段，钻井液中加入无萤光液体润滑剂2～5％或加入2～3％固体润滑剂，以降低泥饼的摩擦系数，摩擦系数45分钟不大于0.15。

6.钻具在井内时应经常活动，一般情况下钻具在井内静止时间不得超过3分钟。

以上提下放为主，结合转动，每次上下活动范围不少于5米，转动不少于10圈，钻具呈自由状态。

7.采用防卡钻具结构，如螺旋钻铤、加重钻杆等，减少钻具与井壁的接触面积。

在特殊情况，钻井过程使用随钻震击器，及时解除初期粘附卡钻。

1.钻进中如果发现掉块增多，应坚持原排量循环，切忌停泵，按每循环周0.02g/cm3提高钻井液密度和适当提高钻井液粘度，直到井壁稳定为止。

2.若遇严重井垮，应边灌钻井液边组织人员强行起钻。

3.起钻中发现钻井液从钻具内返喷严重，应及时接方钻杆循环，调整钻井液性能，待井下情况正常方可继续起钻。

在没有钻开油气层因井漏不能正常循环起钻,起钻钻杆内返冒钻井液是井垮的主要征兆，不允许中途开泵，要坚持强行起钻，灌好钻井液，保持适当高度液面。

4起下钻遇阻卡，上下活动钻具要考虑载荷。

起钻遇卡，司钻上提在原动载荷的基础上不得超过50KN，下钻遇阻在原动载荷的基础上不得超过100KN。

否则，应接方钻杆循环划眼，直到上下活动畅通无阻。

5.若因地面未灌好钻井液造成井垮卡钻，可采用下击或地面震击解除。

1.键槽卡钻发生后，可采用震击器解除或者辅泡解卡剂，二者同时作用达到解卡目的。

2.键槽已经产生，起钻遇卡，通过以上方法仍不能起出钻具时，可把钻头放至井底从键槽以下将钻柱倒开，待键槽破坏后再打捞。

1.砂桥卡钻一旦发生，不得硬提，以下放转动为主，并开泵循环，排量由小到大，倒划眼解除。

2.若无法循环，应停泵释放压力，缓慢活动钻具，待砂桥松散后再争取蹩通，开泵建立循环，并适当提高钻井液的粘度和切力，逐渐加大排量。

3.一旦卡钻形成，可采用震击方法解除。

1、若因操作不当，钻头下入小井眼造成卡钻，在安全负荷内上提仍不能解卡时，

可采用超级震击器带加速器震击解卡。

2、若因井口落物造成卡钻，可采用震击器或倒划眼。

3、若因地层岩性膨胀或者钻井液性能不好造成缩径卡钻，可采用震击或浸泡方法解除。

1.根据鱼头水眼尺寸选择公锥规格，即鱼头水眼孔径必须在打捞直径范围内，打捞钻具组合：

公锥+安全接头+钻杆。

2.测量公锥各部分尺寸，绘出工具草图，计算鱼顶方入和打捞方入。

3.用相当于落鱼硬度的金属物敲击非打捞部分螺纹方法检查打捞螺纹的硬度和韧性。

4.公锥入井下到鱼顶深度以上1～2米，开泵用10～20升/秒排量冲洗鱼头10分钟，改为小排量5～10升/秒，在方钻杆上画好鱼顶方入和造扣方入记号，慢慢下放钻具实探鱼顶位置并注意观察泵压变化。

当公锥插入水眼时悬重下降，泵压上升；若插到旁边则泵压不变，方入不符。

应提起钻具距鱼顶方入1米以上转动方向，每转45度下探一次，探鱼不允许超过鱼头1米（公锥长度），校对钻具和方入确实无误还探不到鱼顶，起钻换弯钻杆或其它工具再下钻探鱼顶。

5.当公锥插入落鱼水眼后，停泵在转盘上做好记号和记录造扣圈数。

开始加压5～10kN，用1档慢转引扣，注意观察灵敏表悬重慢慢回升，然后加压30～50kN造扣，一般进扣6～8圈，注意控制造扣速度和倒车。

6.造好扣后上提活动钻具不超过原悬重100～200kN，再放至井底加压30～50kN，用1档慢转2～4圈，发现不进扣，可在拉力允许范围内上提，若无阻卡可顶通水眼起钻。

落鱼被卡活动无效，试开泵若能循环，注入解卡剂处理，若开不通泵，从安全接头处倒开起钻，准备用震击器进一步处理。

7.打捞起钻前，应上提钻具5～8米，下放距井底2～3米猛刹车，检查打捞是否牢靠。

8.起钻用低速档，平稳