钻井关键技术.docx

1、钻井关键技术钻进阶段（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；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

2、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。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

3、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；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

4、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。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

5、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

6、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

7、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

8、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。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

9、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

10、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；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

11、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。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。下套管准备阶段序号关键点主要项目现象

12、原因分析1通井全过程同起下钻与配钻具组合同二与五同二与五2套管检查丈量、通径、清洗、检查管体与丝扣、组合排列与计算不符合责任心不强；丈量与计算不准确；检查与清洗套管不细致；好坏套管未分开摆放；到井套管未按入井顺序进行摆放；未按通知下套管数据计算排列好套管；套管扶正器的安放、特殊固井工具如分接箍、尾管悬挂器等未计算好位置。3固井水罐配水质量与数量不合格固井水罐不干净，有杂质杂液（固井人员到后可不配水）；未按规定要求上足固井水；水泥添加剂质量不合格。4地面设备完好状态不合格检查地面设备不认真；钻井公司未对钻井队的坏设备及时更换。5周围注水井井口压力不符合设计作业区认为与本井无关系（要有作业区有关人

13、员签名的证据）；钻井公司与作业区未联系好停注泄压事宜，否则不固井。6固井工具吊卡、固井附件及套管扶正器未达标固井公司送到现场的工具不合格（浮鞋、浮箍、分接箍和悬挂器、联顶节等坏时不得下套管，水泥头内有杂物不得固井）；钻井队现场使用有损坏。7尾管固井的准备送入钻具的通径及称重未达标责任心不强，未对送入钻具逐柱通径；未选用标准的通径规；未对送入钻具进行准确的称重。8井控装置半封闸板心子不符合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。下套管阶段序号关键点主要项目现象原因分析1指重表套管原悬重增加下套管数量增加；有自动灌浆装置且好用；井内钻井液密度降低；井漏、井喷预兆。减少往套

14、管内灌钻井液不及时或未灌满钻井液；自动灌浆装置失灵；井内钻井液密度、粘度增加；井喷预兆；套管断。上提、下放阻力增加井内套管数量增加；钻井液摩阻增加；上提、下放套管进入狗腿、缩径井段；卡钻预兆。减少钻井液摩阻减少；套管断。2泵压表循环钻井液压力增加钻井泵冲数增加；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；环空不暢（井塌预兆）；井喷预兆。减少钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低；套管刺漏、破裂或断；井漏预兆；井喷预兆。3套管下深计算与实际剩余套管数据是否准确和相符不符合套管数据计算有误（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）；井眼不畅，套管未下到预定位置（遇阻不硬压，

15、采取小排量顶通建立循环，力求下入）。4振动筛循环返出砂子（岩屑）多循环清除出井壁岩屑床；钻井液携岩效果好；井塌预兆（砂子中有掉块）。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）。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（停泵后观察有溢流、井涌）。5钻井液罐液面增加循环处理钻井液加水、加重剂；钻井液起泡（密度降低）；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）。减少地面跑钻井液；人为放掉钻井液；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

16、量）增加。减少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）。减少正常降粘；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。减少固控设备使用效果好；固相含量减少。7周围采油井停抽未停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）；钻井公司与作业区未联系好（不固井）。8周围注水井井口静止压力值未达标压力值过大，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。9井控装置闸板心子与套管尺寸不符合下套管之前，钻井公司未及时通知管

17、子工具公司更换（不得下油套或有油层的技套）。符合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。其它同一同一其它同一固井阶段关键点项序号关键点主要项目现象原因分析1水泥浆化验稠化时间、24h后的强度未达标固井水不合适；配水质量不合格；水泥添加剂质量不合格；水泥品种不合格。2固井数据注前置注、稀水泥浆、领浆、尾浆、替钻井液、碰压的数量与施工排量不符合计算不准确；设计计算准确，但井下情况发生了变化，如出现溢流（必须先压稳井，并求准地层孔隙压力，重新计算平衡压力固井数据）、发生井塌（想办法顶通建立正常循环，视返出砂子情况考虑水泥浆附加量）、建立不了循环（求准地层漏失压力，

18、初步判断漏层位置，计算施工中出现的固井最高井口压力，在满足固井允许压力情况下，尽可能加大排量固井）。平衡压力固井3固井设备固井前试压20MPa未达标水泥车有故障；固井管汇（线）连接不紧；人为因素。4井口泵压表固井时压力变化异常增加替钻井液时，钻井泵冲数增加；钻井液密度、粘度增加；套管内有杂物；环空不暢（井塌预兆）；井喷预兆；注入水泥浆密度偏高、水泥浆提前凝固；固井施工不连续，施工时间超过水泥浆稠化时间；上述情况出现时，应在满足固井施工允许压力情况下强行顶替，如有井喷预兆，要注意随时关防喷器，打开节流阀固井，并采取环空蹩压候凝措施，必要时从井口的环空往井内挤注水泥。胶塞提前入井碰压。异常减少替钻

19、井液时，钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低；井喷预兆（处理同上）。上述3种情况出现时，要适当加大排量固井。井漏预兆（应适当降低排量固井）；套管刺漏、破裂或断（应尽可能地将水泥浆循环出来）。5振动筛返出砂子（岩屑）多循环清除出井壁岩屑床；钻井液携岩效果好；井塌预兆（砂子中有掉块，处理同上）。少井眼干净；钻井液携岩效果差；卡钻预兆。钻井液返出量增加固井施工排量增大；井喷预兆（处理同上）。减少固井施工排量减少；发生井漏（处理同上）。槽面油气显示有返出钻井液中有油气；井喷预兆。出现这2种情况时，处理同上。6钻井液罐液面增加水泥浆正常将钻井液替出（增量同步）；井喷预兆（处理同上）。减少地面跑钻井液；人

20、为放掉钻井液；发生井漏（处理同上）。7泥浆值班房钻井液密度增加固相含量（含砂量）增加。降低钻井液起泡；油气水侵（井喷预兆）。水泥浆密度增加灰水比增大。降低灰水比降低。8候凝测声幅按施工设计的时间要求执行不符合钻井公司未及按固井人员要求的时间候凝，或固井公司未向钻井队技术员明确候凝时间，钻井队提前测声幅或探钻塞。事故处理阶段（一）泡解卡液序号关键点主要项目现象原因分析1准备工作测卡点人工测量误差大未准确记录卡钻前的钻具原悬重；指重表不灵，读数不准；测卡时钻具伸长量未测记准；钻具壁厚磨损严重；钻井液摩阻大；井眼轨迹不好；未计算好卡点。仪器测量提供的井下钻具记录数据不准；仪器本身读数出误差。2选择解

21、卡液密度偏低未综合考虑卡钻前的循环泵压和注入解卡液时的管内外液柱最大静压差，以致地面设备无法承受高泵压的因素。打开油气层后的卡钻，未考虑管内外静止液柱压力能否平衡油气水层孔隙压力。数量偏少未综合考虑井径扩大、管外解卡液应高于卡点100-150m、管内解卡液应高于管外解卡液300-500m、地面罐内有一部分解卡液吸不净的因素。3地面设备设施的自查自改不符合未对钻机设备、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。4使用示踪剂循环提前返出录井提供的迟到时间或一个循环周的时间不准；循环时井内钻具有“短路”现

22、象，此时不宜注入解卡液，应用测卡倒爆松扣套铣对扣震击的方式处理卡钻事故。5注入解卡液循环最高泵压偏高解卡液比钻井液的密度低，且注入的解卡液量多；钻具、钻头水眼或环空不通畅（发生垮塌）；钻井泵的冲次提高或缸套直径换大。偏低钻具发生短路；高压管汇、管线刺漏；钻井泵上水不好或缸套、凡尔刺；钻井泵的冲次减少或缸套直径换小；循环排量减少；发生井漏或溢流。井漏时井口返出液量减少或不返，溢流时井口返出溢量增大。静止立压无管内液柱压力高于管外液柱压力，停泵后持续一段时间在井口出口有“溢流”；立管压力表坏，显示不准。原则上管内液柱压力比管外低1-2Mpa。6浸泡解卡液未卡钻具悬重增加被卡钻具逐步或完全解卡，此时

23、应立即循环活动钻具；发生井漏，可通知观察环空液面来发现。减少未卡钻具因活动过猛而断，此时上提下放钻具的吨位不变；卡点上移，此时钻具在一定吨位范围内的活动量变小；7井口出口返浆中途开泵顶通；管内液柱压力高于管外液柱压力；井喷预兆，井口出口处持续有溢流。8活动钻具未解卡活动方式单一，未采取上提下放与适当施加扭矩（不超过未卡钻具允许扭转的圈数）相结合的方式；解卡液注入量少或加入的快速渗透剂量少；解卡液选择的不合理；因注替解卡液的排量低而发生“窜槽”现象；井内钻具发生“短路”现象；钻井液罐连接闸门关不严，注解卡液时，钻井液混入。发生井漏、井垮、井塌。9循环替解卡液循环泵压偏高开泵过猛；中途停泵；解卡液

24、浸泡地层产生井壁泥饼和地层剥落，井内砂子增多；循环排量增大；井塌预兆。偏低钻具发生短路；高压管汇、管线刺漏；钻井泵上水不好或缸套、凡尔刺；钻井泵的冲次减少或缸套直径换小；循环排量减少；发生井漏或溢流。（二）打捞序号关键点主要项目现象原因分析1鱼头探鱼顶不能进鱼指重表不准；下入的钻具长度不准；选择的打捞工具不合适；井径过大，鱼头偏；鱼顶位置计算不准；鱼头不规则。2指重表上提、起钻悬重偏高落鱼卡；井眼不畅；打捞电缆时，电缆结团。偏低钻具提断；落鱼掉。3泵压表开泵压力偏高开泵过猛或循环排量增大；管内不畅；钻井液太稠；井垮、塌预兆。偏低钻具发生短路；高压管汇、管线刺漏；钻井泵上水不好或缸套、凡尔刺；钻

25、井泵的冲次减少或缸套直径换小；循环排量减少；发生井漏或溢流。4转盘井下退打捞工具不能脱手公母锥造扣太紧；未带安全接头；捞筒卡瓦未松开（三）震击序号关键点主要项目现象原因分析1指重表震击力偏高上提拉力大；机械震击器卡瓦热偏低上提力小；震击器上部钻铤少；震击器密封失效；震击器未完全复位；指重表震坏3泵压表开泵压力偏高开泵过猛或循环排量增大；管内不畅；钻井液太稠；井垮、塌预兆。偏低钻具发生短路；高压管汇、管线刺漏；钻井泵上水不好或缸套、凡尔刺；钻井泵的冲次减少或缸套直径换小；循环排量减少；发生井漏或溢流。4刹车刹把、刹带不灵刹带磨损；刹车晚；刹车鼓热；钻具下放距离长。5提升系统井架、大绳晃动井架各连

26、接处固定有松动；刹车过猛；震击力较大。（四）倒扣序号关键点主要项目现象原因分析1鱼头探鱼顶不能进鱼指重表不准；下入的钻具长度不准；选择的打捞工具不合适；井径过大，鱼头偏；鱼顶位置计算不准；鱼头不规则。2指重表上提、起钻悬重偏高落鱼卡；井眼不畅；钻具未倒开。偏低钻具提断；落鱼掉。3转盘井下倒扣倒不开钻具的扣紧；公母锥硬度差；井眼轨迹差，扭矩传递不好；落鱼被卡；离合器打滑。（五）套铣序号关键点主要项目现象原因分析1指重表上提、下放阻力增加井内钻具数量增加；钻井液摩阻增加；上提、下放套管进入狗腿、缩径井段；套铣管多；井眼不畅通、摩阻大；下放速度快；有粘卡现象。2泵压表循环钻井液压力增加钻井泵冲数增加；钻井液密度、粘度增加；套铣管进鱼多；套铣速度快，环空砂子多；井垮、塌预兆。减少钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低；钻具“短路”，