1、- 1 -钻井现场施工技术关键点项一、钻进阶段（包括取心）序号 关键点 主要项目 现象 原因分析增加 井深增加；钻井液密度降低；井喷预兆。钻具原悬重减少 钻井液密度增加；井喷预兆；钻具断。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。1 指重表 上提与下放阻力 减少 钻井液摩阻减少；钻具断。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）；井喷预兆2 泵压表 循环压力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。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
2、塌、卡钻事故预兆；钻头、钻具事故预兆。3 转盘 扭 矩减少 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。多 钻进进尺快；钻井液携岩效果好；井塌预兆（有掉块）。返出砂子（岩屑） 少 钻进进尺慢；钻井液携岩效果差；卡钻预兆。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）。钻进时出口排量减少 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）。4 振动筛槽面油气显示 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）。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。5 钻井液罐
3、 液面减少 井深增加；人为放掉或地面跑钻井液；发生井漏。增加 正常加重；固相含量（含砂量）增加。密度 降低 加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水侵，井喷预兆增加 正常提钻；固相含量增加；油气侵，井喷预兆。粘度降低 正常降粘；水侵，井喷预兆。增加 缺润滑剂；固相含量增加。摩阻减少 加润滑剂；固相含量降低。增加 除砂不及时；固控设备使用不好；固相含量增加。6 泥浆值班房钻进时钻井液主要性能含砂量降低 固控设备使用效果好；固相含量减少。- 2 -序号 关键点 主要项目 现象 原因分析含铁屑 钻具、钻头、套管事故预兆。含掉块 井塌预兆。岩屑含油砂 钻开油气层（注意防喷）。气烃含量 钻开油气层（注意防喷）
4、。油气上窜速度 有 钻开油气层有油气侵（注意防喷）。快 地层可钻性好；钻压、转速升高；钻遇油气水层。7综合录井值班房钻时慢地层可钻性差；钻压、转速降低；钻头使用到后期；井下有掉块或落物。取心时堵岩心预兆。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 未调整好调压阀或其有故障；储能器氮气压力不够。8 井控装置控制箱液压油不合适储油量不够；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。二
5、、起下钻阶段序号 关键点 主要项目 现象 原因分析增加 下钻时井内钻具数量增加；井内钻井液密度降低；井喷预兆。钻具原悬重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；井喷预兆；钻具断。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。1 指重表上提、下放阻力减少 起钻时井内钻具数量减少；钻井液摩阻减少；钻具断。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。2 泵压表 中途与到底开泵循环压力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
6、钻具刺、断；井漏预兆；井喷预兆。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。3 转盘 扭 矩减少 起钻时井内钻具数量减少；钻井液摩阻减少；钻具事故预兆。- 3 -序号 关键点 主要项目 现象 原因分析多 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）。循环返出砂子（岩屑） 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）。4 振动筛槽面油气显示 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
7、流、井涌）。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）。5钻井液罐 液面减少 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。增加 正常加重；固相含量（含砂量）增加。密度降低 正常加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水侵（井喷预兆）。增加 正常提粘；固相含量增加；油气侵（井喷预兆）。粘度降低 正常降粘；水侵（井喷预兆）。增加 缺润滑剂；固相含量增加。摩阻减少 加润滑剂；固相含量降低。增加 除砂不及时；固控设备使用不好；固相含量增加。6 泥浆值班房循环时钻井液主要性能含砂量降低 固
8、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。含掉块 井塌预兆。循环时返出的砂子（岩屑）含油砂 钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。气烃含量 钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。7综合录井值班房油气上窜速度 有 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。- 4 -三、空井（电测）阶段序号 关键点 主要项目 现象 原因分析返液 正常灌入钻井液；井喷预兆（此处观察到：井口有溢流或井涌）。
9、出口处 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）。1 震动筛槽面油气显示 有 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。2 钻井液罐 液面 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）。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。扩大 井眼存在大肚子（下钻要避开此位置开泵）。电测井径数据 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）
10、。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；
11、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。3 测井房检测固井质量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
12、行下步施工。- 5 -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 试压压力未达标未注入足够的液量；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。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 钻进下部结构入井的增、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
13、平井防卡的需要；入井配合接头磨损严重。2配钻具组合通井下部结构未达标未采用完钻时的原钻具结构通井；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。3 井控技术措施 交底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。4 井场设备设施 自查自改未对钻机设备、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。5 钻井液性能 材料储备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
14、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 未排出干部 24 小时值班表；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 未组织在队人员进行防喷演习、应急逃生演习等实战演习；演习质量未达到实战要求。8 防喷装置全面试压未注入足够的液量；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）。9打开油气与高压水层前的准备工作求取压井数据不符合井控规定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。- 6 -六、下套管准备阶段序号 关键点 主要项目 现象 原因
15、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
16、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。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。七、下套管阶段序号 关键点 主要项目 现象 原因分析增加 下套管数量增加；有自动灌浆装置且好用；
17、井内钻井液密度降低；井漏、井喷预兆。套管原悬重减少往套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。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。1 指重表上提、下放阻力减少 钻井液摩阻减少；套管断。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。2 泵压表 循环钻井液压力减少 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
18、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，采取小排量顶通建立循环，力求下入）。- 7 -序号 关键点 主要项目 现象 原因分析多 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）。循环返出砂子（岩屑） 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）。4 振动筛槽面油气显示 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）。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
19、小于返出钻井液量）。5 钻井液罐 液面减少 地面跑钻井液；人为放掉钻井液；发生井漏。增加 正常加重；固相含量（含砂量）增加。密度减少 正常加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水侵（井喷预兆）。增加 正常提粘；固相含量增加；油气侵（井喷预兆）。粘度减少 正常降粘；水侵（井喷预兆）。增加 缺润滑剂；固相含量增加。摩阻减少 加润滑剂；固相含量降低。增加 除砂不及时；固控设备使用不好；固相含量增加。6 泥浆值班房循环时钻井液主要性能含砂量减少 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
20、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。不符合 下套管之前，钻井公司未及时通知管子工具公司更换（不得下油套或有油层的技套）。闸板心子与套管尺寸 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。9井控装置其它同一 同一 其它同一- 8 -八、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。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2固井数据平衡压
21、力固井不符合计算不准确；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，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）。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。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
22、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。4 井口泵压表 固井时压力变化异常减少替钻井液时，钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低；井喷预兆（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）。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）。返出砂子（岩屑） 少 井眼干净；钻井液携岩效果差；卡钻预兆。增加 固井施工排量增大；井喷预
23、兆（处理同上）。钻井液返出量减少 固井施工排量减少；发生井漏（处理同上）。5 振动筛槽面油气显示 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。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）。6 钻井液罐 液面减少 地面跑钻井液；人为放掉钻井液；发生井漏（处理同上）。增加 固相含量（含砂量）增加。钻井液 密度降低 钻井液起泡；油气水侵（井喷预兆）。增加 灰水比增大。7泥浆值班房水泥浆 密度 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。
24、- 9 -九、事故处理阶段（一）泡解卡液序号关键点主要项目 现象 原因分析人工测量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。1测卡点 仪器测量误差大 提供的井下钻具记录数据不准；仪器本身读数出误差。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。2选择解卡液 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
25、、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准备工作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。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。循环最高泵压 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
26、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。5注入解卡液静止立压 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。增加 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。6未卡钻具悬重减少 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浸泡解卡液 活动钻具未
27、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。偏高 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，井内砂子增多；循环排量增大；井塌预兆。9循环替解卡液循环泵压 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。- 10 -（二）打捞序号 关键点 主要项目 现象 原因
28、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。偏高 落鱼卡；井眼不畅；打捞电缆时，电缆结团。2 指重表 上提、起钻悬 重偏低 钻具提断；落鱼掉。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。3 泵压表 开泵压力偏低钻具发生短路；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 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 原因分析偏高 上提拉力大；机械震
29、击器卡瓦热1 指重表 震击力偏低 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。3 泵压表 开泵压力偏低钻具发生短路；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；
30、井径过大，鱼头偏；鱼顶位置计算不准 ；鱼头不规则。偏高 落鱼卡；井眼不畅；钻具未倒开。2 指重表 上提、起钻悬 重偏低 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。- 11 -（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。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。2 泵压表 循环钻井液压力减少钻井泵冲数减少；钻井液
31、密度、粘度降低；钻具“短路”，或套铣管发生刺漏、破裂、折断；井漏预兆；井喷预兆。3 套铣深度 是否套完 未套完 钻具或套铣管数据计算有误；井眼不畅套不下去。落鱼弯曲；铣鞋磨秃；井下有落物。多 套铣速度快；钻井液携岩效果好；井塌预兆，有掉块。循环返出砂子（岩屑） 少 套铣速度慢；钻井液携岩效果差；卡钻预兆。多下套铣管正常返出钻井液；井喷预兆（在此处观察到：接单根、停止下钻、停止循环时有钻井液返出）。4 振动筛出口处返出钻井液少 环空不畅，卡钻预兆，井漏。增加 循环处理钻井液加水、加重剂；钻井液起泡（密度降低）；井喷预兆。5 钻井液罐 液面减少 地面跑钻井液；人为放掉钻井液；发生井漏。增加 正常加
32、重；固相含量（含砂量）增加。密度 减少 正常加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水侵（井喷预兆）。增加 正常提粘；固相含量增加；油气侵（井喷预兆）。粘度减少 正常降粘；水侵（井喷预兆）。增加 缺润滑剂；固相含量增加。摩阻减少 加润滑剂；固相含量降低。 增加 除砂不及时；固控设备使用不好；固相含量增加。6 泥浆值班房循环时钻井液主要性能含砂量减少 固控设备使用效果好；固相含量减少。- 12 -十、欠平衡钻井阶段(一) 、欠平衡钻进阶段序号 关键点 现象 原因分析增加 井深增加；回压控制过大；井底欠压值小。1 立压减少 地层流体进入井内； 井底欠压值大，容易失控。增加 地层流体大量进入井内，应控制套压
33、在 2.1Mpa 以内。2 套压减少 井漏；入口排量减少，应观察井口返出情况。3 全烃 增加 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。4 硫化氢 增加 发现硫化氢，立即执行硫化氢应急程序。5 点火系统 失灵 调节点火间隙、调节进气比。6 分离器 超过分离能力 当地层出气量超过本身分离能力时，必须控制套压，或者采取放喷，将泄露的气体导出井场以外。油压 工作范围：超过井压 250-300psi；检查油泵、管线及接头，冬季施工时，提前 12 小时将加热系统打开。水压 25-30psi 之间；检查或更换过滤器。7 冷却润滑 系统温度 进口 50-100F，出口 40-60F
34、；检查冷却系统。8 钻进作业 同一 同一(二) 、欠平衡起下钻阶段序号 关键点 现象 原因分析引锥不好插入预先用塑料袋将引锥包好，总成内浇废机油，增加润滑，对准后一次插入。1 装卸总成拔总成困难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。2 卡箍 打开困难 检查安全螺栓是否打开、卡箍压力是否合适。3 井口操作 落物 井口连接管线、紧固安全螺栓、检查时等发生井下落物。4 起下钻 同二 同二- 13 -附件二：钻井技术工作十不准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。
