钻井队现场施工技术关键点项Word文档下载推荐.doc
- 文档编号:13158986
- 上传时间:2022-10-07
- 格式:DOC
- 页数:13
- 大小:238KB
钻井队现场施工技术关键点项Word文档下载推荐.doc
《钻井队现场施工技术关键点项Word文档下载推荐.doc》由会员分享,可在线阅读,更多相关《钻井队现场施工技术关键点项Word文档下载推荐.doc(13页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
④钻头水眼堵;
⑤环空不暢(卡钻预兆);
⑥井喷预兆
①钻井泵冲数减少;
②钻井液密度、粘度降低;
③钻头喷咀掉或钻柱刺、断;
④井漏预兆;
⑤井喷预兆。
3
转盘
扭 矩
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。
4
振动筛
返出砂子
(岩屑)
多
①钻进进尺快;
②钻井液携岩效果好;
③井塌预兆(有掉块)。
少
①钻进进尺慢;
②钻井液携岩效果差;
③卡钻预兆。
钻进时
出口排量
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:
钻进出口返出排量减少或不返)。
槽面油气显示
有
①发生油气侵(停泵观察无溢流);
②录井气烃含量增加;
③井喷预兆(停泵观察有溢流、井涌)。
5
钻井
液罐
液面
①处理钻井液加水、加重剂;
②钻井液起泡(密度降低);
②人为放掉或地面跑钻井液;
③发生井漏。
6
泥浆
值班房
钻进时钻井液
主要
性能
密度
①正常加重;
②固相含量(含砂量)增加。
降低
①加水处理钻井液;
②钻井液起泡;
③油气水侵,井喷预兆
粘度
①正常提粘;
②固相含量增加;
③油气侵,井喷预兆。
①正常降粘;
②水侵,井喷预兆。
摩阻
①缺润滑剂;
②固相含量增加。
①加润滑剂;
②固相含量降低。
含砂量
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。
7
综合
录井
岩屑
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)。
气烃含量
油气上窜速度
①钻开油气层有油气侵(注意防喷)。
钻时
快
①地层可钻性好;
②钻压、转速升高;
③钻遇油气水层。
慢
①地层可钻性差;
②钻压、转速降低;
③钻头使用到后期;
④井下有掉块或落物。
⑤取心时堵岩心预兆。
8
井控
装置
防喷器
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。
井口法兰螺栓
松动
①未定期检查上紧;
②井口固定不牢。
闸阀开关
不灵活
①未定期检查保养;
②闸阀坏。
控制箱压力匹配
不合适
①未调整好调压阀或其有故障;
②储能器氮气压力不够。
控制箱液压油
①储油量不够;
②油变质。
9
注水井
井口压力
不符合设计
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,否则不能开钻。
二、起下钻阶段
①下钻时井内钻具数量增加;
②井内钻井液密度降低;
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;
④井喷预兆;
⑤钻具断。
上提、下放阻力
②钻井液摩阻减少;
中途与到底
开泵循环压力
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。
循环返出砂子
①下钻循环清除出井壁岩屑床;
①井眼干净;
出口处
返出钻井液
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;
③下钻时井内管柱数量增加;
④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;
循环时钻井液
①正常加水处理钻井液;
③油气水侵(井喷预兆)。
③油气侵(井喷预兆)。
②水侵(井喷预兆)。
③固相含量降低。
循环时返出的
砂子(岩屑)
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
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,否则不能钻开油气层。
-13-
钻井队施工现场技术关键点项
三、空井(电测)阶段
震动筛
返液
①正常灌入钻井液;
井口有溢流或井涌)。
不返液
①未灌满钻井液;
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)。
测井房
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。
电测井径数据
扩大
①井眼存在大肚子(下钻要避开此位置开泵)。
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
全角变化率大
①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:
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;
③封固井段的套管居中度差,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。
水泥
返高
不够
①固井过程中发生井漏、井塌(施工泵压偏高);
②注入水泥量偏少;
③注入水泥浆密度偏高、水泥浆提前凝固;
④胶塞提前入井碰压;
⑤固井施工不连续,施工时间超过水泥浆稠化时间;
⑥固井附件出问题,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。
遇阻
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);
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。
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,否则不能进行下步施工。
四、各次开钻井口与套管试压阶段
井控装置试压
试压压力
未达标
①未注入足够的液量;
②螺栓连接不紧、密封钢圈未压好,连接处有刺漏;
③套管头密封不严;
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)。
套管柱
试压
②套管内无水泥塞或固井时替空;
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
钻进下部结构
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。
通井下部结构
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;
打开油气与高压水层前的准备工作
井控技术措施
交底
不符合井控
规定
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。
井场设备设施
自查自改
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。
钻井液性能
材料储备
①钻井液性能不符合设计要求,如:
密度偏低;
②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。
干部值班与
坐岗人员安排
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。
在队人员进行
实战演习
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。
防喷装置
全面试压
求取压井数据
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
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 钻井队 现场 施工 技术 关键
![提示](https://static.bdocx.com/images/bang_tan.gif)