《钻井队现场施工关键技术总结.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《钻井队现场施工关键技术总结.pdf（14页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、.钻井队现场施工技术关键点项一、钻进阶段（包括取心）一、钻进阶段（包括取心）序关键号点主要项目现象增加钻具原悬重1指重表上提与下放阻力减少增加减少增加2泵压表循环压力减少原因分析井深增加；钻井液密度降低；井喷预井喷预兆兆。钻井液密度增加；井喷预兆井喷预兆；钻具钻具断断。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；卡钻卡钻预兆预兆。钻井液摩阻减少；钻具断钻具断。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（卡钻预兆卡钻预兆）；井喷预兆井喷预兆钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低；钻头喷咀掉或钻柱刺、断；井漏预井漏预兆兆；井喷预兆井喷预兆。井深增加；钻压
2、、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、卡钻事故预兆井塌、卡钻事故预兆；钻头、钻具事钻头、钻具事故预兆故预兆。钻压、转速减少；地层可钻性好；钻井液摩阻减少；钻具事故预兆钻具事故预兆。钻进进尺快；钻井液携岩效果好；井井塌预兆（有掉块）塌预兆（有掉块）。钻进进尺慢；钻井液携岩效果差；卡卡钻预兆钻预兆。钻井泵冲数增加；井喷预兆（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）。钻井泵冲数减少；发生井漏（发生井漏（此处观察到：钻进出口返出排量减少或不返）。发生油气侵（停泵观察无溢流）；录井气烃含量增加；井喷预兆井喷预兆（停泵观察有溢流、井涌）。处理钻井液加水、加
3、重剂；钻井液起泡（密度降低）；井喷预兆。井喷预兆。井深增加；人为放掉或地面跑钻井液；发生井漏。发生井漏。正常加重；固相含量（含砂量）增加。增加3转盘扭矩减少返出砂子（岩屑）多少增加减少槽面油气显示有增加液面减少密度增加4振动筛钻进时出口排量56钻井液罐泥浆钻进1/14.序关键号点值班房主要项目时钻井液主要性能现象降低原因分析加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水侵，井喷预兆井喷预兆正常提粘；固相含量增加；油气侵，井喷预兆井喷预兆。正常降粘；水侵，井喷预兆井喷预兆。缺润滑剂；固相含量增加。加润滑剂；固相含量降低。除砂不与时；固控设备使用不好；固相含量增加。固控设备使用效果好；固相含量减少。粘度摩阻增
4、加降低增加减少增加含砂量岩屑综合录井值班房7气烃含量油气上窜速度钻时防喷器井口法兰螺栓8井控装置闸阀开关控制箱压力匹配控制箱液压油9注水井井口压力降低含铁钻具、钻头、套管事故预兆钻具、钻头、套管事故预兆。屑含掉井塌预兆井塌预兆。块含油钻开油气层（注意防喷）。砂钻开油气层（注意防喷）。有钻开油气层有油气侵（注意防喷）。地层可钻性好；钻压、转速升高；钻快遇油气水层。地层可钻性差；钻压、转速降低；钻慢头使用到后期；井下有掉块或落物。井下有掉块或落物。取心时堵岩心预兆。不好控制箱压力不够；液控管线刺漏；油用路堵塞；其它故障。松动未定期检查上紧；井口固定不牢。不灵未定期检查保养；闸阀坏。活未调整好调压阀
5、或其有故障；储能器氮不适气压力不够。宜储油量不够；油变质。不符设计中提到的注水井未停注或泄压后的井合设口压力偏高，应与甲方协调好停注泄压问计题，否则不能开钻。二、起下钻阶段二、起下钻阶段序关键点号指重表1主要项目钻具原悬重现象增加原因分析下钻时井钻具数量增加；井钻井液密度降低；井喷预兆井喷预兆。2/14.序关键点号主要项目现象减少原因分析起钻时井钻具数量减少；下钻时钻具水眼堵；井钻井液密度、粘度增加；井喷预兆井喷预兆；钻具钻具断断。下钻时井钻具数量增加；钻井液摩阻增加；上提、下放刚性钻具进入狗腿、缩径井段；卡钻卡钻预兆预兆。起钻时井钻具数量减少；钻井液摩阻减少；钻具断钻具断。下钻时井钻具数量增
6、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，卡钻预兆卡钻预兆；井喷预兆井喷预兆。起钻时井钻具数量减少；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；井漏预兆井漏预兆；井喷预兆井喷预兆。下钻时井钻具数量增加；钻井液摩阻增加；卡钻事故预兆卡钻事故预兆；钻头事故预兆钻头事故预兆。起钻时井钻具数量减少；钻井液摩阻减少；钻具事故预兆钻具事故预兆。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）井塌预兆（有掉块）。井眼干净；钻井液携岩效果差；卡钻预兆卡钻预兆。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（井喷预兆（在此处观察到：停止起下钻作业较长
7、时间时有钻井液返出）。循环时钻井液替出的油气（停泵观察无溢流）；井喷预兆井喷预兆（停泵和停止起下钻作业时观察有溢流、井涌）。中途循环处理钻井液加水、加重剂；钻井液起泡（密度降低）；下钻时井管柱数量增加；井井喷预兆喷预兆（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）。起钻时井管柱数量减少；人为放掉或地面跑钻井液；发生井漏。发生井漏。正常加重；固相含量（含砂量）增加。正常加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水侵（井喷预兆井喷预兆）。正常提粘；固相含量增加；油气侵（井喷预井喷预兆兆）。正常降粘；水侵（井喷预兆井喷预兆）。缺润滑剂；固相含量增加。加润滑剂；固相含量降低。除砂不与时；固控设备使
8、用不好；固相含量增加。增加上提、下放阻力减少增加2泵压表中途与到底开泵循环压力减少增加3转盘扭矩减少循环返出砂子（岩屑）4振动筛多少返出钻井液有出口处槽面油气显示5钻井液罐增加液面减少增加密度降低6循环时钻泥浆井液值班房主要性能增加粘度降低增加摩阻含砂量减少增加3/14.序关键点号主要项目现象降低原因分析固控设备使用效果好；固相含量减少。含铁屑钻具、钻头、套管事故预兆钻具、钻头、套管事故预兆。综合录井值班房循环时返出的砂子（岩屑）气烃含量油气上窜速度89井控装置注水井同一井口压力有含掉块井塌预兆井塌预兆。含油砂钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。
9、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）。同一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。7同一不符合设计4/14.三、空井（电测）阶段三、空井（电测）阶段序关键点号主要项目出口处槽面油气显示2钻井液罐液面仪器上提拉力电测井径数据电测井斜数据现象返液原因分析1震动筛3测井房检测固井质量正常灌入钻井液；井喷预兆（井喷预兆（此处观察到：井口有溢流或井涌）。未灌满钻井液；发生井漏（发生井漏（此处观察到：灌钻井不返液液时灌不满，井口不返钻井液）。有井喷预兆井喷预兆（井口发生溢流、井涌）。增加处理钻井液加水、加重剂；井喷预兆。井喷
10、预兆。人为放掉钻井液；地面跑钻井液；发生井漏发生井漏减少（灌不满钻井液）。）。井下阻力大或仪器上提速度快；卡电缆和仪器的增加预兆。扩大井眼存在大肚子（下钻要避开此位置开泵）。井眼存在小井眼（起下钻在此位置要注意防卡，并缩小适当采取划眼、提高钻井液密度与降失水措施）。全角变井眼存在“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：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
11、井液的效率低；封固井段的套管居中度差差，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。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、水泥浆提水泥前凝固；胶塞提前入井碰压；固井施工不连续，返高施工时间超过水泥浆稠化时间；固井附件出问题，不够如：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。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
12、碰压；固井施工不连声幅续，施工时间超过水泥浆稠化时间；固井附件出问遇阻题，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。同一不符合设计同一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。45井控装置注水井同一井口压力5/14.四、各次开钻井口与套管试压阶段四、各次开钻井口与套管试压阶段序关键点号1井控装置试压套管柱试压主要项目现象原因分析试压压力2试压压力未注入足够的液量；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未达标
13、（出口有试压液返出）。未注入足够的液量；套管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。五、配钻具与打开油气水层准备阶段五、配钻具与打开油气水层准备阶段序关键点号主要项目现象原因分析1配钻具组合2钻进下部结构通井下部结构3井控技术措施交底4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567打开油气与高压水层前的准备工作入井的增、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；入井配未达标合接头磨损严重。未采用完钻时的原钻具结构通井；
14、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。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；未在班前会上安排布置井控技术措施。未对钻机设备、仪器仪表、防喷装备与专用工具、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与时向上级主管部门反映。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；维护不符合钻井液性能的处理剂储备不足。井控未排出干部 24 小时值班表；未在技术措施交底规定会和班前会上安排不同工况下的坐岗人员。未组织在队人员进行防喷演习、应急逃生演习等
15、实战演习；演习质量未达到实战要求。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）。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。89求取压井数据6/14.六、下套管准备阶段六、下套管准备阶段序关键点号通井1全过程套管检查主要项目同起下钻与配钻具组合丈量、通径、清洗、检查管体与丝扣、组合排列与计算现象同二与五同二与五责任心不强；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
16、具如分接箍、尾管悬挂器等未计算好位置。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。检查地面设备不认真；钻井公司未对钻井队的坏设备与时更换。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停注泄压事宜，否则不固井。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，水泥头有杂物不得固井）；钻井队现场使用有损坏。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。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。原因分析2不符合345固井
17、水罐地面设备周围注水井固井工具尾管固井的准备井控装置配水质量与数量不合格完好状态井口压力吊卡、固井附件与套管扶正器送入钻具的通径与称重半封闸板心子不合格不符合设计未达标678未达标不符合七、下套管阶段七、下套管阶段序关键点号主要项目现象增加套管原悬重1减少指重表增加上提、下放阻力减少原因分析下套管数量增加；有自动灌浆装置且好用；井钻井液密度降低；井漏、井喷预兆井漏、井喷预兆。往套管灌钻井液不与时或未灌满钻井液；自动灌浆装置失灵；井钻井液密度、粘度增加；井井喷预兆喷预兆；套管断套管断。井套管数量增加；钻井液摩阻增加；上提、下放套管进入狗腿、缩径井段；卡钻预兆卡钻预兆。钻井液摩阻减少；套管断套管断
18、。23钻井泵冲数增加；钻井液密度、粘度增加；增加套管有杂物或胶塞提前落入套管；环空不暢（井井塌预兆塌预兆）；井喷预兆井喷预兆。泵压表循环钻井液压力钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低；减少套管刺漏、破裂或断；井漏预兆井漏预兆；井喷预兆井喷预兆。套管数据计算有误（在接联顶节或下最后一根套计算与实际剩余套管管之前必须复核好入井套管数据）；井眼不畅，套管数据是否不符合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）。7/14.序关键点号主要项目循环返出砂子（岩屑）现象多少返出钻井液有增加原因分析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）井塌预兆（
19、砂子中有掉块）。井眼干净；钻井液携岩效果差；卡钻预兆卡钻预兆。下套管正常返出钻井液；井喷预兆（井喷预兆（在此处观察到：停止下套管时有钻井液返出）。循环时钻井液替出的油气（停泵观察无溢流）；井喷预兆井喷预兆（停泵后观察有溢流、井涌）。循环处理钻井液加水、加重剂；钻井液起泡（密度降低）；下套管时井管柱数量增加；井井喷预兆喷预兆（下入套管体积小于返出钻井液量）。地面跑钻井液；人为放掉钻井液；发生井发生井漏。漏。正常加重；固相含量（含砂量）增加。正常加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水侵（井喷预兆井喷预兆）。正常提粘；固相含量增加；油气侵（井喷预井喷预兆兆）。正常降粘；水侵（井喷预兆井喷预兆）。缺润滑剂
20、；固相含量增加。加润滑剂；固相含量降低。除砂不与时；固控设备使用不好；固相含量增加。固控设备使用效果好；固相含量减少。4振动筛出口处槽面油气显示5钻井液罐液面减少增加密度减少6循环时钻泥浆井液值班房主要性能增加粘度减少增加摩阻减少增加含砂量减少789作业区认为与本井无关系（要有作业区有关人员停抽未停签名的证据）；钻井公司与作业区未联系好（不固井）。周围压力值过大，影响平衡压力固井的实施，应与甲井口静止压力值未达标注水井方联系继续泄压事宜或采取更改固井方案的措施。下套管之前，钻井公司未与时通知管子工具公司不符合更换（不得下油套或有油层的技套）。闸板心子与井控套管尺寸钻井公司在下套管之前与时通知管
21、子工具公司更符合装置换了，并按规定对防喷器进行了试压。周围采油井其它同一同一其它同一8/14.八、固井阶段关键点项八、固井阶段关键点项序关键点主要项目号水泥浆稠 化 时 间、24h1化验后的强度注前置注、稀水泥浆、领浆、尾浆、替钻井液、固井碰压的数量与施2数据工排量现象未达标原因分析34固井水不适宜；配水质量不合格；水泥添加剂质量不合格；水泥品种不合格。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）、发生井发生井不符合塌塌（想方法顶通建立正常循环，视返出砂子情况考虑水泥浆附加量）、建立不了循环建立不了循环（求准地
22、层漏失压力，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，尽可平衡压力固井能加大排量固井）。固井固井前试压水泥车有故障；固井管汇（线）连接不紧；未达标设备20MPa人为因素。替钻井液时，钻井泵冲数增加；钻井液密度、粘度增加；套管有杂物；环空不暢（井塌预井塌预兆兆）；井喷预兆井喷预兆；注入水泥浆密度偏高、水泥浆提前凝固；固井施工不连续，施工时间超过水异常泥浆稠化时间；上述情况出现时，应在满足固井施增加工允许压力情况下强行顶替，如有井喷预兆，要注如有井喷预兆，要注意随时关防喷器，打开节流阀固井，并采取环空蹩意随时关防喷器，打开节流阀固井，并采取环空蹩井口固井时压力变
23、化压候凝措施，必要时从井口的环空往井挤注水泥。压候凝措施，必要时从井口的环空往井挤注水泥。泵压表胶塞提前入井碰压。替钻井液时，钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低；井喷预兆井喷预兆（处理同上）。上述 3 种情异常况出现时，要适当加大排量固井。井漏预兆（井漏预兆（应减少适当降低排量固井）；套管刺漏、破裂或断（应尽可能地将水泥浆循环出来）。循环清除出井壁岩屑床；钻井液携岩效果好；多返出砂子井塌预兆井塌预兆（砂子中有掉块，处理同上）。（岩屑）少井眼干净；钻井液携岩效果差；卡钻预兆卡钻预兆。振动筛钻井液返出量槽面油气显示钻井液罐增加减少有增加液面减少钻井液密度密度增加降低增加降低固井施工排量增大；井喷
24、预兆井喷预兆（处理同上）。固井施工排量减少；发生井漏（处理同上）。返出钻井液中有油气；井喷预兆。井喷预兆。出现这 2 种情况时，处理同上。水泥浆正常将钻井液替出（增量同步）；井喷井喷预兆预兆（处理同上）。地面跑钻井液；人为放掉钻井液；发生井漏发生井漏（处理同上）。固相含量（含砂量）增加。钻井液起泡；油气水侵（井喷预兆井喷预兆）。灰水比增大。567泥浆值班房水泥浆候凝测声幅8按施工设计的时间要求执行灰水比降低。钻井公司未与按固井人员要求的时间候凝，或固不符合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。9/14.九、事故处理阶段九、事故处理阶段（一）泡解卡液（一）泡解卡液关序键号
25、点主要项目现象原因分析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。提供的井下钻具记录数据不准；仪器本身读数出误差。12准备工作3人工测误测量卡差点仪器大测量选择密度偏低解卡数量偏少液地面设备不设施的符自查自改合使用示踪剂循环45注入解卡液循环最高泵压未综合考虑卡钻前的循环泵压和注入解卡液时的管外液柱最大静压差，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，未考虑管外静止液柱压力能否平衡油气水层孔隙压力。未综合考虑井径扩大、管外解卡液应高于卡点100-150m、管解卡液应高于管外解卡液 300-
26、500m、地面罐有一部分解卡液吸不净的因素。未对钻机设备、仪器仪表、防喷装备与专用工具、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与时向上级主管部门反映。录井提供的迟到时间或一个循环周的时间不准；循环时井钻具有提前“短路”现象，此时不宜注入解卡液，应用测卡倒爆松扣套铣对扣返出震击的方式处理卡钻事故。解卡液比钻井液的密度低，且注入的解卡液量多；钻具、钻头水眼偏高或环空不通畅（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；发发生井漏或溢流生井漏或
27、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。管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。原则上管液柱压力比管外低 1-2Mpa。被卡钻具逐步或完全解卡，此时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。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围的活动量变小；中途开泵顶通；管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。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
28、卡液的排量低而发生“窜槽”现象；井钻具发生“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。开泵过猛；中途停泵；解卡液浸泡地层产生井壁泥饼和地层剥落，井砂子增多；循环排量增大；井塌预兆井塌预兆。静止立压无6浸泡解卡液未增加卡悬重钻减少具井口出口活动钻具返浆未解卡偏高循环泵压789循环替解卡液钻具发生短路；高压管汇、管线刺漏；钻井泵上水不好或缸套、偏低凡尔刺；钻井泵的冲次减少或缸套直径换小；循环排量减少；发发生井漏或溢流生井漏或溢流。10/14.（二）打捞（二）打捞序关键点号1鱼头主要项目探鱼顶现象不能进鱼偏高偏低偏高原因分析指重表不准；下入的钻具长度不准；选择
29、的打捞工具不适宜；井径过大，鱼头偏；鱼顶位置计算不准；鱼头不规则。落鱼卡；井眼不畅；打捞电缆时，电缆结团。钻具提断；落鱼掉。2上提、起钻悬指重表重3泵压表开泵压力4转盘井下退打捞工具开泵过猛或循环排量增大；管不畅；钻井液太稠；井垮、塌预兆。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；钻井泵的冲次减少偏低或缸套直径换小；循环排量减少；发生井漏或发生井漏或溢流溢流。公母锥造扣太紧；未带安全接头；捞筒卡瓦不能脱手未松开（三）震击（三）震击序关键点号1指重表主要项目现象偏高震击力偏低偏高3泵压表开泵压力偏低原因分析上提拉力大；机械震击器卡瓦热上提力小；震击器上部钻铤少；震击器密封失
30、效；震击器未完全复位；指重表震坏开泵过猛或循环排量增大；管不畅；钻井液太稠；井垮、塌预兆。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；发生井漏或发生井漏或溢流溢流。刹带磨损；刹车晚；刹车鼓热；钻具下放距离长。井架各连接处固定有松动；刹车过猛；震击力较大。45刹车提升系统刹把、刹带井架、大绳不灵晃动（四）倒扣（四）倒扣序关键点号1鱼头主要项目探鱼顶现象不能进鱼偏高偏低倒不开原因分析指重表不准；下入的钻具长度不准；选择的打捞工具不适宜；井径过大，鱼头偏；鱼顶位置计算不准；鱼头不规则。落鱼卡；井眼不畅；钻具未倒开。钻具提断；落鱼掉。钻
31、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。2上提、起钻悬指重表重转盘井下倒扣311/14.（五）套铣（五）套铣序关键点号1主要项目现象原因分析23456井钻具数量增加；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；井指重表上提、下放阻力增加眼不畅通、摩阻大；下放速度快；有粘卡现有粘卡现象象。钻井泵冲数增加；钻井液密度、粘度增加；增加套铣管进鱼多；套铣速度快，环空砂子多；井井垮、塌预兆垮、塌预兆。泵压表循环钻井液压力钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低；减少钻具“短路”，或套铣管发生刺漏、破裂、折断；井漏预兆井漏预兆；井喷预兆井喷预兆。套铣钻具或套铣管
32、数据计算有误；井眼不畅套不下是否套完未套完深度去。落鱼弯曲；铣鞋磨秃；井下有落物。套铣速度快；钻井液携岩效果好；井塌预井塌预多兆兆，有掉块。循环返出砂子（岩屑）套铣速度慢；钻井液携岩效果差；卡钻预卡钻预少兆兆。振动筛下套铣管正常返出钻井液；井喷预兆（井喷预兆（在此处出口处返出多观察到：接单根、停止下钻、停止循环时有钻井液钻井液返出）。少环空不畅，卡钻预兆，井漏。循环处理钻井液加水、加重剂；钻井液起泡增加（密度降低）；井喷预兆。井喷预兆。钻井液面液罐地面跑钻井液；人为放掉钻井液；发生井发生井减少漏。漏。增加正常加重；固相含量（含砂量）增加。密度正常加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水减少侵（井喷预
33、兆井喷预兆）。正常提粘；固相含量增加；油气侵（井喷预井喷预循环增加兆兆）。粘度时钻泥浆减少正常降粘；水侵（井喷预兆井喷预兆）。井液值班房主要增加缺润滑剂；固相含量增加。摩阻性能减少加润滑剂；固相含量降低。除砂不与时；固控设备使用不好；固相含量增加增加。含砂量减少固控设备使用效果好；固相含量减少。12/14.十、欠平衡钻井阶段十、欠平衡钻井阶段(一一)、欠平衡钻进阶段、欠平衡钻进阶段序号1关键点立压减少增加2套压减少3456全烃硫化氢点火系统分离器增加增加失灵井漏；入口排量减少，应观察井口返出情况。钻遇油气层，发现全烃含量变化或者存在单根峰值时，应密切关注立压变化。发现硫化氢，立即执行硫化氢应急
34、程序。调节点火间隙、调节进气比。地层流体进入井；井底欠压值大，容易失控。地层流体大量进入井，应控制套压在2.1Mpa 以。现象增加原因分析井深增加；回压控制过大；井底欠压值小。7冷却润滑系统超过分当地层出气量超过本身分离能力时，必须控制套压，或者采取离能力放喷，将泄露的气体导出井场以外。工作围：超过井压 250-300psi；检查油泵、管线与接头，冬季油压施工时，提前 12 小时将加热系统打开。水压温度25-30psi 之间；检查或更换过滤器。进口 50-100F，出口 40-60F；检查冷却系统。同一8钻进作业同一(二二)、欠平衡起下钻阶段、欠平衡起下钻阶段序号关键点现象原因分析预先用塑料袋
35、将引锥包好，总成浇废机油，增加润滑，对准后一次插入。对于使用时间短的胶芯来讲，拔胶芯时，钻机绞车与气动绞车要配合一致。检查安全螺栓是否打开、卡箍压力是否适宜。井口连接收线、紧固安全螺栓、检查时等发生井下落物。同二引锥不好插入装卸总成拔总成困难打开卡箍困难井口操作起下钻落物同二123413/14.钻井技术工作十不准一、单井工程、钻井液、地质施工措施不到位，技术交底不清楚，不准开钻。二、周围注水井井口静压泄压不到 2MPa 以，不准开钻。三、钻井液性能没有处理好，不准钻进或起钻。四、没有做钻井液小型实验，不准盲目处理泥浆。五、正常加重鉆井液时，每循环周钻井液密度提高值不准超过0.02g/cm。六、各项准备工作没有做好，不准打开油气层和高压水层。七、非欠平衡钻井状态下，地层未压稳不得实施起钻作业。八、井漏、溢流、井塌等复杂没有处理好，不准进行钻进、下套管和固井作业。九、地面设备不正常，不准进行下步施工作业。十、平衡压力固井设计不科学、不严密，不准固井。314/14