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
- 11 -
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。
- 13 -。
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。