钻井队现场施工技术关键点项
石油钻井工程施工技术规范
石油钻井工程施工技术规范石油钻井工程是现代化石油工业中至关重要的环节之一。
为了确保石油钻井过程的安全与高效，提高油井开发的质量和产能，制定一系列的施工技术规范是必不可少的。
本文将就石油钻井工程施工技术规范进行全面的论述。
一、钻井工程施工技术概述钻井工程施工技术是指在合理地层选择的基础上，运用一定的设备和方法，在钻设和周边地层中孔直径方向挖掘一定的深度和方位的孔洞，以便进一步开展石油勘探、开采或注水等工作。
钻井工程施工技术主要包括工程设计、工程方案、工程施工过程和施工质量控制等方面。
二、钻井设备和工具钻井设备和工具是保证钻井工程顺利进行的基础条件。
钻井设备包括钻井平台、钻机、钻井液循环系统等。
工具则包括钻头、钻杆、套管等。
钻井设备和工具的选择和使用应符合行业标准和规程，同时要重视设备和工具的维护和检修。
三、孔的设计和钻井方案钻井过程中，钻井孔的设计和钻井方案的制定是至关重要的。
钻井孔的设计要充分考虑到层位、地层特征、钻井目标等因素，合理确定钻井深度和孔径。
钻井方案要详细规定各个作业环节的工作程序，如钻探作业程序、套管作业程序等。
四、钻井液循环系统钻井液在钻井过程中有着重要的作用。
它不仅用于冷却和润滑钻头，还用于排除废弃物、控制井壁稳定等。
钻井液循环系统的设计应保证钻井作业的正常进行，减少事故风险。
同时，还应注意控制钻井液的性质和成分，以满足油井开发需要。
五、钻井作业流程钻井作业流程是指钻井过程中各个环节之间的关系和执行的顺序。
通常包括场地准备、组织施工、钻井完了、测试、套管和井口工作等。
在每个环节中，施工人员应严格按照规范和要求进行操作，确保施工工艺的准确和安全。
六、施工现场管理施工现场管理是钻井工程施工技术规范的重要组成部分。
有效的现场管理可以提高施工效率、确保施工质量、提供良好的劳动保护和环境保护。
现场管理应包括组织管理、安全管理、质量管理、环境管理等方面。
七、施工质量控制施工质量控制是钻井工程施工技术规范的核心内容之一。
油田开发中的钻井施工要点
油田开发中的钻井施工要点油田开发是指通过钻井、采油、输油等一系列工艺，从地下油藏中开采石油资源的过程。
而钻井施工作为油田开发的重要环节，对于油井的建设和生产具有至关重要的作用。
本文将从钻井施工的准备工作、钻井设备的选择、钻井液的配方以及井眼质量控制等方面，探讨油田开发中的钻井施工要点。
一、准备工作在进行钻井施工前，必须进行充分的准备工作，以确保施工的顺利进行。
首先，需要进行地质勘探，了解地下油藏的情况，包括油层的厚度、孔隙度、渗透率等参数。
其次，需要进行钻井井位的选择，根据地质勘探结果和生产需求，确定最佳的钻井井位。
最后，还需要进行施工方案的制定，包括钻井方法、钻井设备的选择、钻井液的配方等。
二、钻井设备的选择钻井设备的选择是钻井施工中的关键环节。
根据井深、井径、地质条件等因素，选择合适的钻井设备，以确保施工的顺利进行。
常见的钻井设备包括钻机、钻杆、钻头、钻井液循环系统等。
其中，钻机是钻井施工的核心设备，可以根据需求选择旋转式钻机或往复式钻机。
钻杆和钻头则用于进行钻井作业，根据井深和地质条件选择合适的钻杆和钻头。
钻井液循环系统则用于冷却钻头、清除井底碎屑和维持井壁稳定，需要根据地质条件和施工需求选择合适的钻井液配方和循环系统。
三、钻井液的配方钻井液是钻井施工中的重要环节，对井眼质量和施工效果有着重要影响。
钻井液的配方需要根据地质条件、井深和施工需求进行调整。
一般来说，钻井液需要具备良好的冷却性能、悬浮固体的携带能力、井壁稳定性以及对油层的保护性能。
根据井深和地质条件的不同，可以选择水基钻井液、油基钻井液或气体钻井液等不同类型的钻井液。
同时，还需要根据地质勘探结果，调整钻井液的密度、黏度、PH值等参数，以满足施工需求。
四、井眼质量控制井眼质量控制是钻井施工中的重要环节，对于井筒的稳定和油井的生产具有重要影响。
井眼质量控制主要包括井壁稳定、井眼直径控制以及井眼质量评价等方面。
在进行钻井作业时，需要根据地质条件和井深，选择合适的钻井液配方和钻井参数，以确保井壁的稳定。
石油钻井工程技术措施
引言概述：
一、井眼稳定措施
1.选取合适的套管规格和材质
2.优化井斜角度和井眼径向承载能力
3.合理设计钻井液性能参数
4.使用钢丝绳和鞘套加固井眼
二、钻井液循环措施
1.建立合理的钻井液循环系统
2.控制钻井液性能和循环速度
3.进行钻井液处理和维护
4.监测钻井液性能参数
三、井口装置措施
1.选择合适的井口装置
2.保证井口装置的稳定和安全
3.进行井口装置的维护和检修
4.监控井口装置的工作状态
四、井下操作措施
1.控制井下压力和温度
2.合理选择钻头和钻井工具
3.施行合理的钻井工序
4.适时进行井下作业调整
五、安全防护措施
1.遵循安全操作规程
2.进行钻井作业的风险评估
3.配备安全装备和设施
4.加强安全培训和意识教育
总结：
石油钻井工程技术措施在石油勘探和开采过程中具有重要的作用，它涉及到井眼稳定、钻井液循环、井口装置、井下操作和安全防护等多个方面。
通过选取合适的井眼稳定措施、优化钻井液循环系统、保证井口装置的稳定和安全、施行合理的井下操作和加强安全防护措施，可以提高石油钻井工程的效率和安全性，为石油勘探和开采提供有力的保障。
因此，石油钻井工程技术措施的落实和实施非常重要，需要在实际工程中严格遵循，并不断总结和完善。
钻井队现场施工技术关键点项
渤钻第一钻井公司钻井队现场施工技术关键点项
生产技术科更新时间：2009-2-6一、钻进阶段（包括取心）
二、起下钻阶段
- 3 -
三、空井（电测）阶段
钻井队施工现场技术关键点项
四、各次开钻井口与套管试压阶段
五、配钻具与打开油气水层准备阶段
- 5 -
六、下套管准备阶段
七、下套管阶段
钻井队施工现场技术关键点项
- 7 -
八、固井阶段关键点项
钻井队施工现场技术关键点项
九、事故处理阶段
（一）泡解卡液
- 9 -
（二）打捞
（三）震击
（四）倒扣
钻井队施工现场技术关键点项
（五）套铣
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十、欠平衡钻井阶段(一)、欠平衡钻进阶段
(二)、欠平衡起下钻阶段
钻井队施工现场技术关键点项
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以内，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/cm3。
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。
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钻井施工安全技术交底
钻井施工安全技术交底钻井是指通过使用钻具和液压使岩石或土壤中的孔洞扩大并取出样本的过程。
钻井施工是石油、煤炭、地热等行业中常见的一项作业，在施工过程中，安全问题一直是重中之重。
本文将重点介绍钻井施工中的安全技术交底，主要包括施工前的准备工作、现场安全管理、操作规范以及事故应急措施等方面。
首先，在进行钻井施工前，必须进行详细的准备工作。
这包括施工区域的勘探和评估，确定施工井口的位置以及了解地质情况等。
在准备工作阶段，必须对现场进行全面的检查，确保施工设备和机械安全可靠，并制定相应的操作计划。
其次，在钻井施工现场，安全管理必不可少。
施工现场应设立明显的安全警示标志，确保工作人员能够清晰地识别危险区域。
所有施工人员必须戴好安全帽，并佩戴防护眼镜和耳塞。
对于特殊岩层和地质条件，必须采取相应的安全防护措施，如使用合适的防溜设备和防风网等。
在钻井施工过程中，操作规范是确保安全的关键。
操作人员必须熟悉并遵守相关的施工规程和操作规范，不得擅自更改施工方案。
同时，必须加强对施工设备的维护和保养，确保其运行状态良好。
在操作过程中，要严格控制各项参数，特别是压力和温度等，及时发现异常情况并采取相应的措施。
最后，事故应急措施也是钻井施工安全的重要部分。
在发生事故时，应立即启动应急预案，并迅速组织人员进行救援和应对。
此外，还应建立一套完善的事故报告和处理机制，对事故进行彻底的调查和分析，为今后的施工工作提供经验教训。
总的来说，钻井施工安全技术交底是确保钻井作业安全的重要措施。
只有在施工前进行充分的准备工作，现场严格执行安全管理，遵守操作规范，并做好事故应急准备，才能有效地减少事故风险，保障施工人员的安全。
钻井施工安全技术交底应成为每个钻井施工人员的必备知识，只有通过不断学习和实践，才能提高施工安全水平，避免事故的发生。
钻井施工技术要点
钻井施工技术要点一、起放井架必须严格按照我公司《起放井架的注意事项》执行。
二、设备的拆卸与安装应遵循“谁拆卸谁安装”的原则，安全生产责任到人，要求搬安一次成功。
易损物件如正压呼吸器、消防器材等必须责任到人，以防损坏丢失造成损失。
三、一开暴露的问题必须及时彻底的整改，以减少二开的整改时间为原则。
害部位责任落实到人。
四、二开正常钻进中，严格按我公司的《PDC钻头使用规范》进行操作，安全使用PDC钻头。
五、二开钻进接单根时间不得超过5分钟（原石油部规定为2～3分钟），接单根时待方钻杆提出转盘面以后方可停泵，接上单根后应马上开泵，待泥浆返出井口以后，方可下放钻具，以尽量缩短停泵时间为原则，以防沉沙卡钻；在PDC钻头接近井底0.3m处转动转盘稍作冲洗井底后，方可开始正常钻进。
六、正常钻进要观察振动筛排砂情况是否正常，岩屑过细、排砂量小时说明重复切屑严重、泥浆的携砂能力太差，应调整泥浆性能提高粘度和动切力，以增加泥浆的携砂能力。
七、钻开油气层遇快钻时不得超过半米，必须停钻观察，按事先测得的迟到时间，待井底泥浆返出后测泥浆密度，以判断泥浆是否气浸，好采取井控措施。
八、起钻前提前通知泥浆大班调整泥浆性能，充分循环泥浆以清洗井内岩屑并观察振动筛的排砂情况，待排砂干净时起钻。
九、起钻一定要灌好泥浆，每起三柱灌满一次或连续灌泥浆，否则有可能因不能平衡地层压力而造成垮塌卡钻。
十、起钻时卸开方钻杆后，以钻杆内不倒返泥浆为度，开始起钻；如果钻杆内倒返泥浆，那么必须重新接上方钻杆建立循环。
钻杆内倒返泥浆的原因是环空内砂屑多，泥浆的相对密度高所致。
如果在起钻中途出现“钻杆内倒返泥浆”现象，有可能是泥浆密度不均或是井塌所致，应立即停止起钻，接方钻杆建立循环，查明原因并做出处理后，方可正常起钻。
十一、起钻遇卡上提不得超过原悬重加磨擦阻力总吨位的10吨，应以“下放为主上提为辅”的原则操作，以“不超过总吨位的10吨”为原则反复几次操作无效，应立即接方钻杆建立循环，上下反复活动钻具并适当转动转转盘，必要时调整泥浆性能。
2023年钻井现场施工技术关键点项模板
液相含量控制
关键点包括：
1. 流体密度控制：钻井过程中，需要确保钻井液的密度能够适应井内的压力变化，避免井壁失稳或出现井喷等危 险情况。对于不同的地层和钻井条件，需要根据实际情况调整钻井液的密度，保持一定的控制范围。 2. 悬浮剂性能控制：钻井液中的悬浮剂起到支撑井壁的作用，能够防止井壁塌陷和井眼失圆。因此，对于钻井液 中悬浮剂的性能控制至关重要。需要注意悬浮剂的粒径大小和分布，以及悬浮剂的浓度和稳定性等参数，以维持 钻井液中悬浮剂的均匀分散和适当的悬浮能力。
05
钻井作业的安全与环保要求
Safety and environmental requirements for drilling operations
技术要求
1. 设备选用与配置：根据钻井现场具体情况，合理 选用并配置钻井设备，确保其技术性能符合施工要求， 如钻机的驱动力和扭矩要满足井深和井径要求，钻井 液搅拌设备的功率和搅拌效果要满足井深和岩性特征 的需求等。
配方过程
1.钻井现场施工的关键环节：安全、质量与效率
钻井现场施工中至关重要的一环，下面是三个与相关的关键点项：
2.物料选择：钻井液配方关键步骤
物料选择：在配方过程中，正确选择适合当前钻井条件的物料是至关重要的。首先，需要根据井型、地层情况 和目标钻井深度等因素，选择合适的钻井液配方。其次，需要根据地质勘探数据、钻井经验和钻井液性能要求 来选择合适的添加剂和药剂。同时，还需要考虑物料的可获得性、成本和环境因素等。
01
钻井平台选择与搭建要点
Key points for selecting and constructing drilling platforms
选址要求
地质条件 地理位置 环境因素
钻井现场关键点项
大 港 油 田 集 团 公 司
Dagang Oilfield Group CO.,LTD
二、现场问题的原因分析
9、钻井液主要性能
密度减少的原因：1）加水处理泥浆；2）泥浆中有气泡；
3）油气水的侵入，有可能导致井喷。
粘度增加的原因：1）正常提粘度；2）泥浆中固相含量增
井径缩小的原因：1）地层蠕变；2）泥浆失水大，地层吸
水膨胀；3）钻井液密度低。
大 港 油 田 集 团 公 司
Dagang Oilfield Group CO.,LTD
二、现场问题的原因分析
声幅质量差的原因：1）井眼不规则、不干净；2）油气水
活跃；3）水泥浆失重导致井内液柱压力不能平衡地层孔隙压 力；4）套管居中度差；5）顶替水泥浆的排量不合理；6）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 浆；7）前置液选择不当，清洗井壁和套管外壁的效果差；8） 固井过程中发生井漏；9）固井施工不连续；10）水泥浆密度 不均匀，稠化时间不合理；11）固井附件出问题，如：浮鞋 浮箍失灵造成水泥浆倒灌；12）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）。
大 港 油 田 集 团 公 司
Dagang Oilfield Group CO.,LTD
三、事故复杂的预防
•下钻遇阻处理要慎重。下压力不超过50KN，遇阻不得硬压 和硬砸，应以开泵冲划为主。下放已插入小井眼时，要采 用多提轻放的办法活动，有条件的进行上击解卡。 •控制起钻速度。在定向、扭方位、降斜等全角变化率大的 井段一律采用低速起钻。 •妥善处理遇卡。在全角变化率大的井段起钻遇卡上提力不 超过 100KN，在规定吨位内仍提不出钻具时，要采取循环 倒划眼的措施。
施工方案详解石油钻井工程施工的关键技术
施工方案详解石油钻井工程施工的关键技术石油钻井是一项复杂而高风险的工程，成功的钻井需要施工方案的精心设计与合理实施。
本文将详细解析石油钻井工程施工的关键技术，包括地质勘探、井身设计、钻井液系统、井下作业等方面，旨在为石油钻井工程的相关人员提供参考和指导。
一、地质勘探石油钻井前，必须进行地质勘探，以获取与地层有关的信息，包括地质构造、油层分布、岩性特征等。
地质勘探阶段的关键技术包括：1.地质勘探方法的选择与应用，如地震勘探、电磁勘探、重力勘探等；2.地质样品的采集与分析，包括岩心采集、地层解释等；3.地质参数的测定与估算，如孔隙度、渗透率等。
二、井身设计井身设计是石油钻井工程中的核心环节，它直接关系到井筒的稳定性与完整性，关键技术包括：1.井型设计与选取，如直井、水平井、斜井等；2.井深与井径的确定，考虑到油层特征、工艺要求等；3.井壁支撑与固井设计，包括钻井液的性能要求、套管的选取等。
三、钻井液系统钻井液系统是保证钻井工程顺利进行的重要保障，关键技术包括：1.钻井液的配方与性能控制，如密度、黏度、滤失性等；2.钻井液的循环与处理，包括钻井液的携带与回收等；3.钻井液的环境保护与废弃物处理。
四、井下作业井下作业是指在井内进行的各种操作与工艺，包括钻井、固井、完井等。
关键技术包括：1.钻井过程的控制与优化，包括起下钻参数的选择与调整；2.井下作业的装备与技术，如钻头、钻柱的选取与使用；3.固井、完井操作的设计与实施，包括水泥浆与封隔层的设计等。
总结：石油钻井工程施工的关键技术涉及广泛，需要地质勘探、井身设计、钻井液系统、井下作业等多个方面的专业知识与技能。
在实际操作中，施工方必须综合考虑地质条件、工艺要求、安全风险等因素，合理制定施工方案，并严格按照相关规范与标准进行操作。
通过科学的施工方案和精心实施，才能确保石油钻井工程的安全、高效完成，为石油资源的开发与利用做出贡献。
鄂南工区钻井监督现场工作关键点及控制要求
鄂南工区钻井监督现场工作关键点及流程控制要求(钻完井科整理)所有施工安全质量程序要求以设计为原则开钻前:验收: 探井一开/水平井二开甘陕指挥部组织部门或委托部门验收.目的层/三开验收由现场监督对照检查验收, 达标后进行下一步作业. (特殊井验收与否及时上报到科室)钻井施工设计到位,相关技术措施学习理会并进行设计交底表层套管及附件到位,长度/尺寸与设计相符钻井液材料到位并预水化24小时,钻井液坑两层防渗无渗漏,生产用水储备达到钻井要求井场设备:达到工区设备配套要求并安装到位,安全距离符合要求,(准入配套要求与开钻验收书),易漏设施底有防渗布,安全设施和防护齐全,井场油水电气管线线路走向与接线规范,标准化工作达到要求,消防设施配套达标,新进入井队设备配套达到工区要求.准入人员资质及材料与现场相符,检查:井控设备设施到位规格与设计要求相符,H2S探头及正压式呼吸配套/便携式检测仪数量达到验收书要求,并出具相关检测报告入井工具都应探伤(提交报告):1次/生产井3口,1次/探井2口钻铤接头,螺杆/无磁/扶正器定向工具重复入井前人员资质达到要求, 人员持证情况良好.监督现场检查设备安装与试运转情况,安全防护电器线路接地,环保防油防渗措施等关键部位整改到位.召集各施工单位进行设计交底与要求告知一开:开钻时间确定:钻进中井斜(方位)测量:直井50-100m,定向井30-50m(稳斜段30m),井身质量达到设计,(新规定:单井一开不要求投测多点)同一井场定向井井网防碰, 要求投多点测斜轨迹钻井中井漏深度及漏失量的情况查看与了解,给与技术方面指导钻达一开设计井深并依据套管长度适度调整井深达到套管下入出地与口袋要求,循环清洗井底干净,不允许擅自进行超设计较多井深的钻进行为联项节长度:水平井表层套管下入后安装的套管头法兰平面与地面齐平, 探井:表层套管下入拆除联顶节后母接箍与地面平齐,表层套管口袋小于0.5米.通井及井内无复杂情况下套管及固井的准备工作(通径/洗扣/通径规),编排记录,口袋与出地达到设计要求,固井用水储备表层套管下入的巡检:套管队/密封脂/附件检查/扭矩/上扣程度/记录 /返浆情况/遇阻情况/到底循环固井会议召集明确责任,施工中巡视,返浆漏失情况候凝拆井口按设计执行(10-12小时),井口地面硬化排污通畅监督旁站:表层套管试压(10-12MPa-/30分钟/压降≤0.5MPa)(设计要求),井口装备及节流压井管汇试压以设计为准,试压结束安装好套管头防磨衬套.液气分离器固定到位,放喷/点火管线等接出固定达到要求(管线不出井场:备用管线到位随时可延长接出)井口安装固定到位,钻井液出口槽达到地质要求,钻井液准备到位现场准备整改达到二次开钻验收书中的要求, 申报验收二开: 直井段 ---造斜点----导眼及回填----A靶点达到验收标准,经甘陕会战指挥部组织部门验收并将相关隐患问题整改完下钻扫塞,水泥塞高度,附件钻扫,清除水泥环二次开钻时间确定: 正式钻进时间不做地层破漏试验收集地层压力及梯度变化,做好井控计算钻井中的井斜(方位)测量/50-100米, 井内复杂情况预防与提示日常巡检(按监督巡回路线及要点执行),问题及时指出并下达整改单并复查到位,日报上报每日检查施工中存在问题井斜/井涌/井内事故等质量与安全问题和特殊情况及时上报,要求施工单位先停止钻进作业,查清情况并处理质量问题.井漏一般情况不上报,日报中表述漏失与处理情况(注意井斜方位位移变化)日常各项报表的内容数据准确及时统一定向井造斜点井深确定(设计造斜点上下50米内),造斜前直井段投测多点测轨迹数据查看井内井身质量轨迹执行设计:井斜方位曲率对照设计偏差较小(可控),避免急增急降式的调整,导眼施工及回填井眼尺寸执行设计要求,深度以地质录井要求深度主,地上服从地下的原则,注水泥作业深度与水泥塞面的有效承压,达到侧钻钻进要求,回填执行方案或设计目的层前钻井液性能以井内安全为主,进入目的层前(延长组)50米检查钻井液性能主要指标(比重/失水)达到设计要求钻开目的层现场验收(监督),不达标不能钻开目的层取芯工具检查保养到位,配件齐备目的层钻井液检查/抽查;取芯:次数,取芯进尺/芯长与收获率,收获率不达标的及时上报直井测斜监控直井完钻井深的确定(地质录井通知)定向井(水平井)入A靶区的MWD轨迹数据情况,靶点数据达到设计(方案)要求终止钻进:A靶点完钻井深(垂深)以地质地层方案通知为主,起钻多点测斜数据完钻时间的确定:(钻达井深后的钻头出井时间)测井作业配合:井眼稳定清洁,测井以测井要求为主,钻井监督配合测井监督工作,完成测井作业, 问题及时沟通.查看测井中靶情况:与定向MWD或多点数据对照误差较小.技术套管现场的检查与设计核对:编排,清洁,丈量/通径规符合要求准备工作检查,数据与方案对应无误.套管队扭矩记录仪器吊车到位,井眼通井与承压工作正常,下入附件与上扣检查,入井后的循环正常,下入过程监督巡查/旁站检查,钻井液返浆情况,到底后剩余套管清点核对,下入数据无误后, 循环是否正常.固井准备情况检查.固井结束后及时座挂好卡瓦装井口安装到位,整体试压达到设计要求三开: (水平段---B靶点)监督检查:三开准备与水平段施工要求准备情况,井控及防H2S设施安装调试到位.水平段轨迹调整方案通知到位,各靶点轨迹认真执行设计与方案要求下钻扫塞扫附件清除水泥环钻井液性能达到三开水平段钻井设计要求检查定向队伍工具与仪器工作情况,定向轨迹是否在设计范围内,轨迹调整以下达的方案通知为主,提前进行预判和轨迹探制,防止脱靶情况出现水平段施工轨迹调整以地质录井实钻地层为主,轨迹可控,出现溢流待复杂情况及时上报并关井,及时查看套压/立压变化.(不允许直接重浆压井,应循环节流排气减压,以通知调整比重为准,实现压尔不死,不喷不涌,能够满足钻井生产地质钻遇泥岩停钻,及时要求定向及井队执行录井要求,继续施工以方案通知要求执行终止钻进:B点井深以设计井深完钻或通知井深完钻,水平井测井:(同A靶测井)完井:时间确定探井:以测完固井质量时间(不变)水平井:祼眼完井的:注入完完井溶液起钻至井口时间下完井管柱(预置管柱)的:完成水平段测井作业时间测井井眼准备与测井配合,测井数据对照设计查看,及时上报重大质量问题(井斜超标,位移超标,出靶区等)探井完井作业(下油套)/水平井技术套管/配合作业:(下完井管柱) 套管准备到位:编排/丈量/洗扣/通径 ,附件检查探井通井水平井技术套管下入前通井(地层承压试验)承压试验:漏失层堵漏后进行承压试验(2-3MPa,3 分钟):关闭单或双闸板半封-立压(泵压)表回零-以三缸泵单凡尔连续供液-先打压至1MPa,停泵后观察立压值-再连续供液至1.5MPa观察回压表值是否和上次一样,依次类推每次0.5MPa增加至最高至3MPa,找出每次立压表值都回到稳定的一个压力值为准,以此做为为固井提供的全井段地层承压值提示投多点数据测量工作完井套管编排方案检查:井底口袋<2米,定位位置在完井方案深度<5米内(方案中要求箍避开油层位置的),扶正器符合设计要求水平井:与工具方沟通,井队/工具方等共同编排达到完井工具下入方案要求.起钻井内情况,下套管配合队伍(套管队/吊车)到位固井用水下套管旁站检查附件下入,循环正常,定位入井,上扣扭矩,作业配合, 正常后巡检:及时灌浆/井内返浆情况,下入速度20-30S/根(有漏失的井要严格控制下入速度),10-15根灌装一次(满),井内情况是否正常,到底清查剩余数量编号,灌满浆后再循环正常固井协调会:通报钻井生产井内情况及套管下入剩余,协调钻井队做好配合工作,固井数据收集探井完井套管不进行套管内试压作业,钻井液套管等甲供材料使用剩余回收统计乙方设计外工作量的确认装井口:探井:(环形钢板),水平井套管头注脂/试压达到要求监督到位旁站测井数据:水泥返高(至表层套管内),人工井底,定位位置校对整理完善监督资料及时上交。
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渤钻第一钻井公司钻井队现场施工技术关键点项生产技术科更新时间：2009-2-6一、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①井深增加；②钻井液密度降低；③井喷预兆。
减少①钻井液密度增加；②井喷预兆；③钻具断。
上提与下放阻力增加①井深增加；②钻井液摩阻增加；③上提、下放刚性钻具进入狗腿、缩径井段；④卡钻预兆。
减少①钻井液摩阻减少；②钻具断。
2 泵压表循环压力增加①井深增加；②钻井泵冲数增加；③钻井液密度、粘度增加；④钻头水眼堵；⑤环空不暢（卡钻预兆）；⑥井喷预兆减少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 转盘扭矩增加①井深增加；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。
减少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。
钻进时出口排量增加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）。
减少①钻井泵冲数减少；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 钻井液罐液面增加①处理钻井液加水、加重剂；②钻井液起泡（密度降低）；③井喷预兆。
减少①井深增加；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增加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，井喷预兆粘度增加①正常提粘；②固相含量增加；③油气侵，井喷预兆。
降低①正常降粘；②水侵，井喷预兆。
摩阻增加①缺润滑剂；②固相含量增加。
减少①加润滑剂；②固相含量降低。
号含砂量增加①除砂不及时；②固控设备使用不好；③固相含量增加。
降低①固控设备使用效果好；②固相含量减少。
7综合录井值班房岩屑含铁屑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）。
气烃含量有①钻开油气层（注意防喷）。
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①下钻时井内钻具数量增加；②井内钻井液密度降低；③井喷预兆。
减少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、下放阻力增加①下钻时井内钻具数量增加；②钻井液摩阻增加；③上提、下放刚性钻具进入狗腿、缩径井段；④卡钻预兆。
减少①起钻时井内钻具数量减少；②钻井液摩阻减少；③钻具断。
2 泵压表中途与到底开泵循环压力增加①下钻时井内钻具数量增加；②钻井泵冲数增加；③钻井液密度、粘度增加；④钻头水眼堵；⑤环空不暢，卡钻预兆；⑥井喷预兆。
减少①起钻时井内钻具数量减少；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；⑥井喷预兆。
3 转盘扭矩增加①下钻时井内钻具数量增加；②钻井液摩阻增加；③卡钻事故预兆；④钻头事故预兆。
号减少①起钻时井内钻具数量减少；②钻井液摩阻减少；③钻具事故预兆。
4 振动筛循环返出砂子（岩屑）多①下钻循环清除出井壁岩屑床；②钻井液携岩效果好；③井塌预兆（有掉块）。
少①井眼干净；②钻井液携岩效果差；③卡钻预兆。
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）。
槽面油气显示有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）。
5 钻井液罐液面增加①中途循环处理钻井液加水、加重剂；②钻井液起泡（密度降低）；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）。
减少①起钻时井内管柱数量减少；②人为放掉或地面跑钻井液；③发生井漏。
6泥浆值班房循环时钻井液主要性能密度增加①正常加重；②固相含量（含砂量）增加。
降低①正常加水处理钻井液；②钻井液起泡；③油气水侵（井喷预兆）。
粘度增加①正常提粘；②固相含量增加；③油气侵（井喷预兆）。
降低①正常降粘；②水侵（井喷预兆）。
摩阻增加①缺润滑剂；②固相含量增加。
减少①加润滑剂；③固相含量降低。
含砂量增加①除砂不及时；②固控设备使用不好；③固相含量增加。
降低①固控设备使用效果好；②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①钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。
气烃含量有①钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。
油气上窜速度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）。
8 井控装置同一同一同一9 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，否则不能钻开油气层。
三、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①正常灌入钻井液；②井喷预兆（此处观察到：井口有溢流或井涌）。
不返液①未灌满钻井液；②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①井喷预兆（井口发生溢流、井涌）。
2 钻井液罐液面增加①处理钻井液加水、加重剂；②井喷预兆。
减少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）。
3 测井房仪器上提拉力增加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。
声幅遇阻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）；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，造成水泥浆倒灌。
⑧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）。
2 套管柱试压试压压力①未注入足够的液量；②套管内无水泥塞或固井时替空；③套管头密封不严；④试压车（泵）出故障；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序号关键点主要项目现象原因分析1配钻具组合钻进下部结构未达标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。
2 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；③入井配合接头磨损严重。
3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。
4 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。
5 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。
6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。
7 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。
8 防喷装置全面试压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）。
9 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、下套管准备阶段序号关键点主要项目现象原因分析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①责任心不强；②丈量与计算不准确；③检查与清洗套管不细致；④好坏套管未分开摆放；⑤到井套管未按入井顺序进行摆放；⑥未按通知下套管数据计算排列好套管；⑦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。