1、技术工作总结钻井二公司月度技术工作总结暨提速提效活动月报（ 9 月份试用版）江汉钻井西部分公司2014年9 月27 日(2014年 9月与2013年 9 月)钻井主要指标完成情况对比分析序号单位 年月开钻口数(口)完钻口数(口)完井口数(口)进尺(米)平均井深(米)钻机台月(台月)钻机月速(米/台月)纯钻时间(米/时)机械钻速(米/时)钻井总时间生产时间异常时间（小时、%）平均建井周期(天)小时%小时%故障时间复杂时间小计全井搬迁钻井完井1钻井二公司 月2 月31- 月41- 月5陕北分公司 月6 月71- 月81- 月9新疆分公司 2014 9月03110 2013 9月350205737.
2、762651197710.415586547219.594.5114111- 9 月121- 9月26262314345659.124271371010.46425514161172.5867.4939.917外围经理部 月18 月191- 月201- 月21川东南经理部 月22 月231- 月241- 月 9 月故障、复杂统计表 表2单位队号井号类别发生时间及经过处理情况原因分析责任界定及处理时间、经济损失简要叙述发生时间及经过、处理概况。一、主要技术指标及分析1、各区块根据上表中所述的指标对比情况，各区块自行分析，内容是简洁明了。（1）同期对比：如对比没有意义，可以说明；如指标下降要说明原
3、因并提出应对措施。（2）与提速提效目标对比：写出对比结果，如指标未达到目标要求要说明原因并提出应对措施。（3）外围井无指标可比，要对自己的本月的工况指标自行分析。建议影响因素从这些方面都可以考虑比如：地质因素、第三方因素（仪器等）、甲方（设计等）、故障因素、复杂因素、自然停工、各种组织不到位、设备因素、操作原因等等。影响到某个开次，或者某个井段，某个工况的速度等等。二、开展的主要工作1、技术管理方面继续实行“授权式”技术管理模式，提高了生产效率。继续开展项目管理制度，缩短了技术管理链条，加快了整体运作，提速提效成果显著。顺南501井、顺南4-1井作为重点井，分公司高度重视。顺南项目组（工程公司
4、井控专家：李荣刚，分公司驻井人员：赵绪平，技术办主任；贺春明，泥浆主管）常住井队指导工作。分公司开展技术研讨会，制定了顺南501井、顺南4-1优快技术方案，并让井队按优快技术方案实施，提速提效明显，得到甲方的认可。顺南501井的9月的主要技术管理如下：1）9月主要进行控压钻进，在施工前对全队人员进行技术交底，做到全队员工的应知应会。在控压钻进过程中，平衡自动控压开始后需要井队、录井、泥浆和控压队伍密切配合，发现泥浆液面或者出口流量变化时应三方确认，确认溢流后及时采取控制井口压力2-3MPa钻进，若溢流量大于3m3时，井口交由井队关封井器节流循环。井队的管线阀门井队操作，控压的阀门控压人员操作；
5、开关阀门后做好标示，并相互通知，避免误操作。井队开停泥浆泵必须通知控压工程师，得到控压工程师的确认后才能开停泵，并按照控压工程师的要求操作。因井队工作引起泥浆液面变化应提前通知控压工程师，如调整钻井液密度、加泥浆材料、维护钻井液性能等。自开始控压钻井井段，不进行多点投测作业，井眼轨迹以MWD单点数据为依据，最后替完井浆再测多点。起钻替重浆时，要求返出的泥浆与设计的重泥浆偏差为0.02g/cm3，然后停泵观察30分钟，井口无外溢方可起钻。起下钻要匀速稳定，严禁猛提猛放，严格按照控压指令要求进行起下钻、戴重浆帽和顶替重浆作业。每次起完钻后，井筒灌满泥浆，旋转控制头人员根据实际使用保养旋转控制头轴承
6、总成，并更换密封件。每次下钻到底，循环排后效后开始控压钻进。2）由于在四开钻进过程中出现了溢流和油气侵，在后期进行的测井、下套管、固井前做好油气上窜速度的检测、确定安全时间，做好应急预案，保证工序的顺利进行。分公司机关及井队积极准备各种资料迎接内审、外审，进一步完善了QHSE管理体系在西部分公司的执行。9月13日二公司总部对井队、分公司机关内审，对照QHSE标准查找了我们在技术管理方面的不足。9月18日西部分公司迎接外审。外审单位先后对井队和分公司机关进行了审查。2、提速提效（1）取得主要成果70512队承钻的顺南501井9月将四开剩余进尺打完，四开井段6285-6890m，进尺605m，纯钻
7、时间174h，机械钻速3.48m/h，设计2.42m/h，超设计43.80%。四开取芯三回次，总进尺20.74m，总芯长19.82m，取芯收获率95.56%。70208队承钻的TH10367井，一开采用17 1/2KS1952AR江钻PDC钻头钻至1200m,下入13 3/8套管至1199.34m,一开纯钻时间22h,机械钻速54.55m/h,高于设计机械钻速24.55m/h,提高63.65%，设计周期3天，实际一开钻井周期2.5天，节约率为-16.67%；二开采用12 1/4钻头钻进至5363m, 下入9 5/8套管至5460.97m,二开纯钻时间292h,实际机械钻速14.26m/h,设计
8、机械钻速8.37m/h,提高70.37%，设计周期40天，实际二开钻井周期21.5天，节约率为-46.25%；其中井段1358-5363m，使用PDC(MQ519,盛辉)+0.5弯螺杆（东远）工艺，进尺405m,纯钻时间274h,机械钻速14.62m/h,较设计8.37m/h提高74.67%。本井段制定了穿二叠技术措施，有效的保证了平稳穿二叠，在工区内首次实现311.2mm井眼用PDC+螺杆，穿完二叠系205m，二叠无垮、无漏，为井队节约了成本。70632队承钻的TP215XCH井是一口套管开窗侧钻水平井，设计井深6960.36m，垂深6586m。该井于2014年8月8日13:00开钻，23日
9、13:00完钻。本井设计前期准备周期17d，实际前期准备周期为16.96d，节约0.04d，前期准备节约率-0.3%。本井设计钻井周期为24d，实际周期15d，可调整周期2.5d，调整后实际钻井周期为12.5d，节约11.5d，钻井周期节约率-47.92%；生产时间总台时360h，折合0.50台月；其中纯钻时间117h，平均机械钻速5.22m/h，设计机械钻速2.06m/h，同比提高153.4%。该井符合西北油田分公司优质工程条件。70633承钻的塔深3井设计本井设计钻井周期为72天，实际钻井周期76.38天，可调周期11.62天，调整后实际周期64.76天，节约7.24天，周期节约率-10.
10、05%。周期节约优秀、钻井工程质量良好，固井优秀，被综合评定良好。本井共计取芯3回次，取芯总进尺15.66m，总芯长5.72m，平均取芯率36.53%。方解石集合体，解理及裂缝发育，岩性破碎，造成取芯率低，影响了综合评定。（2）本月的主要技术措施 顺南501井9月主要技术措施：1）控压钻进过程中，首先必须做好液面检测工作，控压队出浆口有流量计，跟井队泥浆液面的检测相辅相成，保证能及时发现溢流及时节流循环，液面上涨13m3时，控压队调整井底压力抑制或停止溢流，循环出井侵流体继续钻进，液面上涨超过3m3时，井口移交井队关井。2）本开井控装置严格按照设计并试压合格，内防喷工具配置严格按照管理办法执行
11、，经现场监督验收合格，方可开钻。3）落实一、二、三级井控措施。加强一级井控，调整好泥浆密度，泥浆工加强坐岗，观察好液面高度、振动筛返砂情况、出口泥浆气味及流量变化，勤测量进出口密度，做到有异常能及时发现，发现异常及时汇报；把握二级井控，加强井控设备保养，确保井控设备处于良好的待命状态，落实井控设备现场岗位职责及公司“三定”要求，强化防喷演练，各种情况下的防喷演习，达到班自为战，做到怀疑溢流能立即关井观察，发现易溢流能迅速控制井口，能有效关井成功，技术人员及班组骨干熟练掌握压井技术，做到关井后能有效处理。立足一级井控，搞好二级井控，避免出现三级井控。4）井控设备的闸阀应有编号，并挂牌标明开关状态
12、。5）认真落实、严格执行井控技术条例，发现溢流时，要及时关井，求取关井立管压力，并采取相应措施进行处理，同时要进行详细完整地记录。6）钻井工程师、HSE监督坚持每天对井控设备、防硫设备的巡回检查，有问题及时整改，做到小问题不隔夜，大问题不隔天，保持井控设备随时处于良好的待命工作状态，杜绝井控设备带病工作。7）对于可疑溢流，坐岗工立即通知司钻关井观察，不得边循环边观察或起钻至安全井段。8）发现溢流应立即关井，先控制管内，再控制管外，减少溢流量，力求关井压力最小，为下步工作创造条件；如果立套压均为零，采用节流循环,通过分离器、震动筛和泥浆罐循环排除气侵。如果立套压不为零，应通过关井压力，计算压井液
13、密度，即时组织压井施工。如果关井期间，判断地层出现漏失，也应立即组织压井，采用边堵漏边压井的措施，决不允许放喷或起至安全井段,再进行堵漏压井施工。9）最大关井压力按不超过套管抗内压强度的80%计算，不考虑套管鞋及裸眼地层的承压能力。除非井控装备严重刺漏，或当关井压力超过套管抗内压强度的80,放喷时放喷口点火，否则任何情况不允许放喷。10）进入气层发生井漏或溢流，现场值班干部立即按照预案采取相应措施。11）油气层起钻前，必须进行油气上窜速度监测，确定安全时间后再起钻，若不能满足起下钻作业要进行处理泥浆密度等措施后再起钻；12）在油气层下钻，每3柱钻杆，必须灌满钻井液，防止压缩空气进入钻井液，人为
14、将钻井液密度降低,而造成溢流或井喷。13）在油气层中钻进，一定要控制钻进速度，加强井漏的观察,坚持做到以防喷为主,杜绝井喷事故的发生。14）针对本井区风沙大的特点，专门设计制作了放喷管线连接螺栓的保护装置，避免了风沙对连接螺栓的侵蚀。3、技术创新及新技术新工艺的应用顺南501井控压钻进施工情况：1）控压取芯29日15:30下取芯筒至6234m（套管内），20:00安装旋转控制头胶芯、循环降温。23:00下钻至井底6407.19m，然后采用控压钻井流程节流循环排污，控制回压2-3 Map，测得井底静止温度159度，井底压力103 MPa，循环排污结束后采用控压流程，通过液气分离器一边排气一边取芯
15、，井口未施加回压，泥浆入口密度1.53-1.55 g/cm3，出口密度1.50-1.52 g/cm3，烃值维持在50-65%，取芯钻进过程中未见火焰，井底循环温度137度，井底压力102MPa，9:00取芯钻进至6414.82m后割芯起钻，31日 8:30起钻完，起钻正常无溢流，取芯进尺7.63m，芯长6.8m，收获率89.12%。2）控压钻井31日下PWD仪器恢复钻进， 9月1日4:00下钻至6212m，5:30拆防溢管、安装旋转防喷器胶芯，6:00测试仪器，6:30下钻到底，然后采用控压流程、施加回压2MPa循环排后效，井底静止温度160度，井底压力107 MPa，循环降温后井底温度142
16、度，进口泥浆密度1.55-1.54 g/cm3，出口泥浆密度1.50-1.53g/cm3。10:00开始钻进，一边钻进一边降密度。钻井参数：钻压40-80KN；转速70rpm；排量26L/s；泵压20MPa，由于钻井排量较大，井口自然带有0.3-0.4 Mpa的回压。9月1日18:00以前，除了井口因排量较大自然带压外，在钻进和接单根时均未施加回压，18:00出现单根峰全烃由25%上涨至41%，但液面平稳，在以后的接单根时均施加3-3.5 Mpa回压。9月2日1:00后，井口自然回压力0.3MPa，井底压力102.6MPa，进/出口密度1.51 g/cm3/1.47 g/cm3，钻进全烃17%
17、-25%，单根峰全烃达到42%-55%，液面仍然平稳，6:15，进/出口密度变为1.51 g/cm3/1.44 g/cm3，22:45，进/出口密度1.48 g/cm3/1.40g/cm3。 9月3日3:28，钻进至井深6563.82m，井底压力为101.6Mpa，全烃17，坐岗发现液面上涨0.7m，出口流量平稳无波动，井口立即加压2Mpa，井底压力由101.9上升至103.3Mpa， 03:38液面下降0.68m，降低井口压力至1Mpa,井底压力由103.3下降至102.2Mpa，03:47，泥浆工汇报液面上涨0.6m，井口压力上调0.5Mpa，井口压力1.5Mpa，井底压力由102.2上升
18、至102.9Mpa，全烃21，出口流量一直稳定在26L/s，04:25，液面恢复平稳。为了防止出现严重的单根气，6:00接单根时，井口加压4.3MPa。然后控压1.5MPa钻进，井底压力102.7MPa， 07:50，液面上涨0.7m，井口加压至2Mpa，井底压力由102.9Mpa上升至103.5Mpa，液面趋于稳定，08:40，液面下降0.4MPa，再将井口控压降为1.5Mpa，井底压力由103.5Mpa下降至102.7Mpa，液面恢复稳定。9月3日10:00-11:45，控压钻进至6590，井口压力1.5MPa，井底压力102.8MPa，进/出口密度1.47 g/cm3/1.41 g/cm
19、3，全烃开始上涨，最高99%，倒液气分离器流程，随后全烃逐步降至60%-70%，降低井口压力至1MPa，然后逐渐降至自然回压，液面稳定。9月4日9:12液面上涨0.45m3，录井显示泥浆液面上涨1m3，出口流量一直平稳无变化，加密监测液面，未加井底压力，液面渐渐平稳。9月5日13:15，控压钻进至6745m，井口压力0.4MPa，井底压力104.5MPa，井底当量密度1.58sg，进/出口密度1.48g/cm3/1.32g/cm3，全烃20%，液面稳定。9月7日2:30，钻至中完井深6890m。3）控压钻井地层压力分析控压钻进时井口为自然回压0.3-0.4Map，再出现单根峰值时控压1-1.5
20、 Mpa，井底压力102-103 Mpa，当量密度1.57g/cm3，烃值基本维持18%-32%，入口泥浆密度1.47 g/cm3-1.48g/cm3，出口密度1.36g/cm3-1.43g/cm3，进出口密度差很大，泥浆气侵很严重，气泡多，钻进过程中间断通过液气分离器排气；接单根时施加回压3-3.5 Map，但单根峰值达到,40-60%，同时出口密度严重降低至1.35g/cm3-1.36g/cm3，且伴随着液面上涨，然后需要5-10min恢复正常。在钻进过程中没有发生过漏失，这充分证明即使泥浆和气体存在置换，也不是很严重，造成如此严重的气侵主要是地层压力较高，泥浆密度偏低。从实钻情况和数据分
21、析，现有1.47g/cm3基本能维持能维持钻进和循环（当量泥浆密度1.57g/cm3），不会发生严重气侵或者溢流，但是接单根等短暂的静止均会造成较为严重的气侵，井口出现溢流，如果静止时间过长可能会造成井控风险，因此1.57g/cm3泥浆密度可视为能静止平衡地层的最低密度，按照气井最高附加密度0.15g/cm3，那么地层压力在1.42g/cm3以上。使用控压钻井最主要的作用就是监测地层压力，发现地层压力变化及时调整。TH10367井斜控制方面：使用钟摆钻具组合、使用钻头+单扶钟摆钻具组合有效地解决了井斜问题，同时钻井参数得以释放；钻井参数与钻具组合之间存在一个合理配合的问题，钻井参数不合理，防斜
22、钻具组合有可能变成增斜钻具组合，扶正器对PDC钻头起到一定的稳定作用，使用扶正器有利于PDC钻头的正常使用。另外PDC钻速较快，必须严格遵循短起下和测斜制度。通过运用MWD随时跟踪井斜，释放钻井参数，确保了井身质量。TH10367井泥浆控制方面：技术人员认真执行设计和甲方指令，把握住设计中的重点所在，超前拟订出各段作业计划及技术措施，并组织好实施。尤其是在二开的施工过程中，尽可能调整性能增大排量，冲洗井壁，形成良性循环，防止泵压过高导致排量达不到要求，保证了本井的安全快速施工。在本井跨度很大的新、中、老地层中，不同的压力体系中钻进，且是长裸眼，必须确保井眼稳定。要想实现快速钻进，钻井液对钻井速
23、度影响主要有：一是防止固相含量和流变性能控制不好。二要防止上部井段缩径和下部井段坍塌，必须要有优质的泥饼护壁，增强钻井液的防塌能力和润滑能4、故障复杂的应对与预控70631队承钻的TH12351CH井钻进至6709.75m，发生失返性漏失，起钻至套管吊罐、组织泥浆。待方案和待液面监测队期间每小时吊灌1.21g/cm3的泥浆6m3，起钻期间每小时吊灌1.21g/cm3的泥浆5.5m3，下钻期间每小时吊灌1.21g/cm3的泥浆2.5m3，截止到漏失钻进之前累计漏失1.21g/cm3的泥浆178m3。西部分公司积极与甲方协调沟通，甲方批准下常规钻具探底、漏失钻进。下常规钻具组合到底，开泵正常，排量
24、12L/s，泵压17MPa。井口开始返浆，停泵观察，井口无溢流。到底开始钻进，钻压80KN，转盘转速40rpm，测漏速8m3/h。钻进过程中扭矩12KNm，上提摩阻超过20t，下放摩阻达到12t，钻时升高至48min以上。从井深6709.75m钻至6713.40m漏失泥浆27m3。考虑井下复杂为确保井下钻具安全，3:00起钻套管内，吊罐泥浆监测液面。常规钻具钻进时主要依靠转盘转速和钻压破岩，且斜井段有600多余米，井底井斜达到87.5，钻进过程中扭矩高达12KNm，对比螺杆钻具和常规钻具钻时以及钻进时扭矩波动异常，上提下放摩阻很大。为确保井下安全和井控安全，西部分公司再次积极与甲方协调沟通，申
25、请转入测试并得到批复。70627队承钻的TP164XCH井钻进至6452.5m生井漏，漏速在2.43-12.53m3/h范围波动，21:50钻进至6502m井口失返，钻至套管吊罐、组织泥浆，接批复下常规钻具探底、漏失钻进。下常规钻具组合至6480m遇阻，开泵冲划至井底（期间泵压0MPa，钻压0KN），至20:30钻进至6502.24m（钻压40KN,转数：50转），泵压012MPa，井口返浆，立即停泵观察，井口无溢流，液面缓慢下降，22:30恢复钻进，钻进至6510m，钻进过程中泵压由12下降至9.4MPa，漏速12m3/h左右，泥浆消耗很大，上提摩阻超过20t，且钻时上升11.7min/m（
26、如下表）,考虑井下复杂，2:30起钻套管内，吊罐泥浆监测液面，液面逐渐下降到826m。由于漏失钻进，泥浆消耗很大，不能满足连续施工，且井底井斜达到75.68，上提下放摩阻大，挂卡频繁，窗口位置的桑塔木地层泥岩段长5m，良里塔格上部6172-6225m井段泥质含量高，易因漏失后静液柱压力降低导致泥岩垮塌埋钻具。另外，因原井眼为五段制，继续采用常规钻具会急剧降斜，造成井眼轨迹复杂，增大断钻具和卡钻风险。为确保井下安全和井控安全，西部分公司再次积极与甲方协调沟通，申请转入测试并得到批复。5、井控管理方面组织员工学习西北油田分公司新的井控实施细则、应急程序和措施，开展案例宣讲，增强全员井控意识。特别是
27、对于坐岗人员，一定不能漏测、假测，一旦发现要严肃处理。严格执行干部跟班值班制度，落实HSE异体监督制度，检查督促员工岗位责任制落实情况，保证了各项生产任务保质保量完成。本月西部分公司9月份井控取证22人，硫化氢取证23人。9月24日组织员工参加西北油田分公司第三届钻井井控演习比武竞赛活动。每周五按时上报江汉钻井二公司各钻井队井控演练次数。在工程公司井控专家、分公司驻井领导的指导下，在顺南501井井控工作开展顺利，为西北油田分公司在顺南区块的井控探索出一条新路。顺南 501井9月7日10:00-13:00走液气分离器节流循环排气，进口密度1.48g/cm3，出口密度1.35-1.40g/cm3（
28、现排气情况不明显，下步加重）；9月8日04:30循环提密度至1.60g/cm3，进口密度1.60g/cm3，出口密度1.56g/cm3，07:00短起至6260m（套管内），9月10日8:00开井静止观察，液面正常，10:30循环排后效，测得油气上窜速度6.9m/h，13:00下钻至井底6890m（中途循环冷却仪器），17:00走液气分离器循环排后效，排量1.4m3/min，立压15MPa，套压0.5MPa，进口密度1.60g/cm3，出口密度1.57g/cm3（14:00点火有火焰，火焰高度6-8m，持续时间30min，15:35火焰熄灭，持续时间95min；14:10气测显示CO2含量从0%上涨至12.95%，持续时间15min），21:30走高架槽循环，排量1.6m3/min，立压19MPa，进口密度1.60g/cm3，出口密度1.56g/cm3，烃值9%，24:00起钻至6234m，准备取旋转防喷器胶芯、装防溢管；9月11日18:00起钻完，四开中完，19:30收拾井口，做应急演练；9月12日02:30标准测井完，22:00组合钻具下钻至井底6890m，23:45开井循环，发现全烃上涨；9月13日02:00关井节流循环，排量1.4m3/min，立压17MPa，套压1.5MPa，进口密度1.60g/cm3，出口1.56g/cm3（23:50点火有火焰，
