钻井队现场施工技术关键点项

1、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井深增加；钻井液密度降低；井喷预兆。减少钻井液密度增加； 井喷预兆：钻具断。上提与下放 阻力增加井深增加；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。减少钻井液摩阻减少；钻具断。2泵压表循环压力增加井深增加；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。3转盘扭矩增加井深增加；钻压、转速增加

2、；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；钻头、钻具事故预兆。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。4振动筛返出砂子 （岩屑）多钻进进尺快；钻井液携岩效果好；井塌预兆（有掉块）。少钻进进尺慢；钻井液携岩效果差；卡钻预兆。钻进时 出口排量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）。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）。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）。5钻井 液罐液面增加处理钻井液加水、加重剂

3、；钻井液起泡（密度 降低）；井喷预兆。减少井深增加；人为放掉或地面跑钻井液；发生井漏。6泥浆 值班房钻进 时钻 井液 主要 性能密度增加正常加重；固相含量（含砂量）增加。降低加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水侵， 井喷预兆粘度增加正常提粘；固相含量增加；油气侵，井喷预兆。降低正常降粘；水侵， 井喷预兆。摩阻增加缺润滑剂；固相含量增加。减少加润滑剂；固相含量降低。序 号关键点主要项目现象原因分析含砂量增加除砂不及时；固控设备使用不好；固相含量 增加。降低固控设备使用效果好；固相含量减少。7综合 录井 值班房岩屑含铁屑钻具、钻头、套管事故预兆。含掉块井塌预兆。含油砂钻开油气层（注意防喷）。气烃含量

4、有钻开油气层（注意防喷）。油气上窜速度钻开油气层有油气侵（注意防喷）。钻时快地层可钻性好；钻压、转速升高；钻遇油气 水层。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。8井控 装置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。P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。控制箱压力匹配不合适未调整好调压阀或其有故障；储能器氮气压力 不够。控制箱液压油储油量不够；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。、起

5、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下钻时井内钻具数量增加；井内钻井液密度降 低；井喷预兆。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。上提、下放阻力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。减少起钻时井内钻具数量减少；钻井液摩阻减少； 钻具断。2泵压表中途与到底 开泵循环压力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。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；钻头喷咀掉或钻具

6、朿9、断；井漏预兆；井喷预兆。3转盘扭矩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。序 号关键点主要项目现象原因分析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。4振动筛循环返出砂子 （岩屑）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）。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 ）。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 流、井涌）。5钻井 液

7、罐液面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）。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。6泥浆 值班房循环 时钻 井液 主要 性能密度增加正常加重；固相含量（含砂量）增加。降低正常加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水 侵（井喷预兆）。粘度增加正常提粘；固相含量增加；油气侵（井喷预兆）。降低正常降粘；水侵（井喷预兆）。摩阻增加缺润滑剂；固相含量增加。减少加润滑剂；固相含量降低。含砂量增加除砂不及时；固控设备使用不好；固相含量 增加。降低固控设备使用效果好；固

8、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。含油砂钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。气烃含量有钻开油气层（注意求测油气上窜速度，防喷）。油气上窜速度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。三、空井（电测）阶段序 号关键点主要项目现象原因分析1震动筛出口处返液正常灌入钻井液； 井喷预兆（此处观察到：井口 有溢流或井涌）。不返液未灌满钻井液； 发生井漏（

9、此处观察到：灌钻井 液时灌不满，井口不返钻井液）。:槽面油气显示有井喷预兆（井口发生溢流、井涌）。2钻井 液罐液面增加处理钻井液加水、加重剂； 井喷预兆。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）。3测井房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。电测井径数据扩大井眼存在大肚子（下钻要避开此位置开泵）。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）。检测固井质量声幅质量 差原因是多方面的，主要有：地下

10、存在咼压油气水 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；胶塞密圭寸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（施工泵压偏咼）； 注入水泥量偏少；注入水泥浆密度偏咼、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；固井附件出

11、问题， 女口：浮鞋浮箍失灵造成水泥浆倒灌；套管有孔洞、 裂纹、丝扣密圭寸不严（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，否则不能进行下 步施工。四、各次开

12、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；套管头密圭寸不严；试 压车（泵）出故障；防喷器胶心损坏或密圭寸不严 （出口有试压液返出）。2套管柱 试压试压压力未注入足够的液量；套管内无水泥塞或固井时 替空；套管头密圭寸不严；试压车（泵）出故 障；套管密圭寸不严、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

13、要；入井配 合接头磨损严重。2通井下部结构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打开油 气与咼钻井液性能 材料储备不符合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

14、井液；维护 钻井液性能的处理剂储备不足。6压水层 前的准 备工作干部值班与 坐岗人员安排井控 规定未排出干部 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；套管头密圭寸不严；试 压车（泵）出故障；防喷器胶心损坏或密圭寸不严 （出口有试压液返出）。9求取压井数据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。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

15、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 设计作业区认为与本井无关系（要

16、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1指重表套管原悬重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。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。上提、下放阻力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。减少钻井液摩阻减少；套管断。2泵压表循环钻井液压力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洛入套管内；环空不暢 （井塌预兆:井喷预兆。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套 管之前必

18、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）。序 号关键点主要项目现象原因分析4振动筛循环返出砂子 （岩屑）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）。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 祭到：停止下套管时有钻井液返出 ）。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）。5钻井 液罐液面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（下入套管体积小于

19、返出钻井液量）。减少地面跑钻井液；人为放掉钻井液；发生井漏。6泥浆 值班房循环 时钻 井液 主要 性能密度增加正常加重；固相含量（含砂量）增加。减少正常加水处理钻井液；钻井液起泡；油气水 侵（井喷预兆）。粘度增加正常提粘；固相含量增加；油气侵（井喷预兆）。减少正常降粘；水侵（井喷预兆）。摩阻增加缺润滑剂；固相含量增加。减少加润滑剂；固相含量降低。含砂量增加除砂不及时；固控设备使用不好；固相含量 增加。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 注水井井口静止压力值未达标压力值

20、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。9井控 装置闸板心子与 套管尺寸不符合下套管之前，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）。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。其它同一同一其它同一八、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。2固井 数据注前置注、稀水 泥浆、领浆、尾 浆、替钻井液、碰压的数量与施 工排量不符合计算不准确；设计计算准确，但井下情况发生 了变化

21、，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）。平衡压力固井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。4井口 泵压表固井时压力变化异常 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：注入水泥浆密度偏咼、水泥 浆提前凝固；固井施工不连续，施工时间超过水 泥浆稠

22、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。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 ）。5振动筛返出砂子 （岩屑）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，处理冋上）。少井眼干净；钻井液携岩效果差；卡钻预兆。钻井液返出量增加固井施工排量增大；井喷预兆（处理同

23、上）。减少固井施工排量减少；发生井漏（处理同上）。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。6钻井 液罐液面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）。减少地面跑钻井液；人为放掉钻井液；发生井漏（处理同上）。7泥浆 值班房钻井液密度增加固相含量（含砂量）增加。降低钻井液起泡；油气水侵（ 井喷预兆）。水泥浆密度增加灰水比增大。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。九、事故处理阶段（一）泡解卡液序 号关 键 占八、主

24、要项目现象原因分析1测 卡人工 测量误 差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。占八、仪器 测量大提供的井下钻具记录数据不准；仪器本身读数出误差。2准 备选 择 解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。工 作卡 液数量偏少未综合考虑井径扩大、管外解卡液应咼于卡点100-150m、管内解卡液应咼于管外解卡液 300-500m、地面罐内有一部分解卡液吸不净

25、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-套铳-对扣 震击的方式处理卡钻事故。循环 最咼 泵压偏咼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）；钻井泵的冲次提咼或缸套直径换大。5注 入 解 卡偏低钻具发生短路；高压管汇、管线刺漏；钻井泵上水不好或缸套、凡尔刺；钻

26、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。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。液静止立压无管内液柱压力咼于管外液柱压力，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。6未 卡悬重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。浸钻具/、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泡 解井口 出口返浆中途开泵顶通；管内液柱压力咼于管外液柱压力；井喷预兆，井 口出口处持续有溢流。8卡 液活动 钻具

27、未 解 卡活动方式单一，未米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。循 环偏咼开泵过猛；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。（二）打捞序 号关键点主要项目现象

28、原因分析1鱼头探鱼顶不能 讲鱼指重表不准；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。2指重表上提、起钻悬 重偏咼落鱼卡；井眼不畅；打捞电缆时，电缆结 团。偏低钻具提断；落鱼掉。3泵压表开泵压力偏咼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。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1指重表震击力偏咼上提拉力大；机械震击

29、器卡瓦热偏低上提力小；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3泵压表开泵压力偏咼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。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 讲鱼指重表不准；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：

30、鱼头不规则。2指重表上提、起钻悬 重偏咼落鱼卡；井眼不畅；钻具未倒开。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。（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；套铳管多； 井眼不畅通、摩阻大；下放速度快；有粘卡现象。2泵压表循环钻井液压力增加钻井泵冲数增加；钻井液密度、粘度增加； 套铳管进鱼多；套铳速度快，环空砂子多；井垮、塌预兆。减少钻井泵冲数减少；钻井液密度、粘度降低； 钻具“短路”，或套铳管发生刺漏、破裂、折断； 井漏预兆；井喷预兆。3套铳 深度是否套完未套完钻具或套铳管数据计算有误；井眼不畅套不下 去。洛鱼弯曲；铳鞋磨秃；井下有洛物。4振动筛循环返出砂子 （岩屑）多套铳速度快；钻井液携岩效果好；井塌预兆，有掉块。少套铳速度慢；钻井液携岩效果差；卡钻预兆。出口处返出 钻井液多下套铳管正常返出钻井液； 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）。少：环空不畅，卡钻预兆，井漏。5钻井 液罐液面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。减少地面跑钻井液；人为放掉钻井液；发生井漏。6泥浆 值班房循环 时钻 井液 主要 性