油田队长、书记考试卷（答案）.docx

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1、队长（书记）考核表注：总分二笔试成绩*30协演练成绩*20%+访谈成绩+工作经历（本岗位工作满5年及以上得5分，35年得4分，3年以下得2分）1、对油田积极井控理念的理解，如何落实（2分）参考：积极井控理念：“怀疑溢流关井观察，发现溢流立即关井”理解：只要是参数异常显示出溢流的可能性，第一时间立即关井观察，不能等落实是否是溢流之后才关井。落实：在生产过程中把井控安全放安全管理首位，严格执行井控管理制度，落实井控细则，向下级传达甲方相关井控要求。钻井队应按钻井工程设计选择钻井液类型和密度值，钻井中要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。当发现设计与实际不符时，应按审批程序及

2、时申报，经批准后才能修改。但若遇紧急情况，钻井队可先处理，同时上报。、油气层钻进期间，发现溢流应立即关井，严禁强行起钻至安全井段，应采用硬关井的方式控制井口。、发生卡钻需泡解卡剂、泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不小于裸眼井段的最高地层压力。、预探井装完防喷器后，每只钻头入井下钻到底进入新地层前开始做低泵冲试验。其它井在钻、开油气层验收前一开次每趟钻下钻到底开始做低泵冲试验；钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并作好泵冲、流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应及时补测。2、对油田公司、监督中心等井控制度要求传达落实情况（3分）2.1 井控

3、细则要求2.1.1 加重材料及重浆储备要求：1）距钻井液站100公里以内的开发井，在钻开油气层前储备加重材料，加重材料的储备量确保能将1.5倍井筒容积井浆密度提高0.15gcm3020gCm3。“三高”气井、预探井，在安装封井器后储备加重材料，加重材料的储备量确保能将15倍井筒容积钻井液密度提高0.15gcm30.20gcm3,在钻开地质设计预测的储层段前应储备1倍井筒容积比设计钻井液密度上限高0.20gcm3的加重钻井液。2）距钻井液站100公里以外的井，按照不同井别储备：a）开发井和评价井在钻开油气层前储备加重材料，加重材料的储备量确保能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高015gcm30.2

4、0gcm3,在钻开地质设计预测的储层段前应储备15倍井筒容积比设计钻井液密度上限高020gCm3的加重钻井液，并配套使用自动下灰加重装置。b）“三高”气井、预探井在安装防喷器之后储备加重材料，加重材料的储备量确保能将15倍井筒容积钻井液密度提高0.20gcm3;在钻开地质设计预测的储层段前应储备2倍井筒容积比设计钻井液密度上限高020gcm3的加重钻井液，并且配套使用自动下灰加重装置。对易漏失井应储备一定量的钻井液堵漏材料。2.1.2什么情况应进行短程起下钻，检查油气侵，及时发现和控制溢流2.1.2.1 什么情况应进行短程起下钻a）钻开油气层后每次起钻前。除“三高”气井、预探井外的其他井后期若

5、井筒稳定、气测值无异常、钻井液性能稳定且未钻开新油气层的情况下，起钻前可以不进行短程起下钻检测油气上窜速度。b）溢流压井后起钻前。c）目的层井漏堵漏或尚未完全堵住起钻前。D）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。e）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管和中途测试等）起钻前。f）降低钻井液密度后2.1.2.2短程起下钻的基本作法：一般情况下试起10-15柱钻具，水平井、井斜超过60。的井起钻至直井段，停泵观察，再下入井底循环观察一周，当钻井液无油气侵时则可正式起钻。否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻。储能器应始终处于工作压力状态。远程控制台待命状态时，确保油标

6、位于许可最高油线与最低油线的中间位置，充氮气压力7MPa0.7MPa,气源压力0.65MPa080MPa,储能器压力为18.5MPa21MPa,环形防喷器压力9.0MPa-10.5MPa,管汇压力10.5MPa1.OMPa0钻开油气层前应对远程控制台预充氮气压力进行检测，并留存相关记录。2.2井控安全“零容忍”负面问题清单23条；井控安全管理“黑名单”10条；井控工作“十个严禁”等。2.2.1 井控安全“零容忍”负面问题清单D井控装备配套不符合设计要求；2）井控装备现场使用超期未试压、未检测、未经过井控车间检维修直接供井；3）下套管前未按要求换装闸板封芯、未按要求配套使用剪切闸板、井队相关人员

7、不会正确操作使用剪切闸板；4）钻井未按要求开展钻开油气层申报审批或验收不合格就钻开油气层；完井测试作业未开展开工验收或验收不合格就开工作业；5）未按照设计要求储备重浆及加重材料；6）泥浆工、录井联机员未按要求坐岗，未及时发现溢流或井漏并报警；发现异常未分析原因；填报虚假坐岗记录；7）正副平台经理、书记、工程师、正副司钻、泥浆工和录井人员井控能力评估不合格；8）绳缆作业、连续油管作业防喷系统未按要求配备、试压及检测；9）在未确认井筒处于可控状态的情况下换装井口；10）井控装备在现场使用过程中出现不能完成关井的故障；11）内防喷工具未正确配备（旋塞、箭形、浮阀等）或钻台备用内防喷工具未处于正常待命

8、状态；12）录井配备的出口流量监测设备、H2S监测设备及液面监测设备未定期校核或不能正常工作；监测设备报警门限未按要求设置；13）现场未按要求开展防喷演习或防喷演习失败（关、开井关键程序错误或未关住井）；14）起下管柱、电测、井漏状态下未按要求灌浆并计量；液面不在井口时未及时监测井下液面；未制定吊罐措施或未按措施执行；15）起下钻未使用专用罐计量；人为引起液面变化未及时通报并记录；16）揭开油气层后未按要求进行短程起下钻检测油气上窜速度或油气上窜速度不满足安全起下钻要求就进行起下钻作业；17）起钻前未充分循环排后效或未压稳油气层；具备井底循环条件但未下钻到底进行循环排后效；下钻到底未按要求循环

9、排后效就进行下步作业；18）油气层及油气层顶部起下钻作业，未按要求控制起下钻速度；19）领导带班及井控专家制度未落实到位的；20）现场地质人员未依据地质设计及时进行风险提示；21）特殊作业未开展井控风险识别、未制定应急预案措施、未实施联合应急演练就进行作业；22）安全防护设备设施未按要求配备、检测、使用。23）测试过程中，高压气井环空压力异常上升或下降未及时上报；控制措施未有效落实；2.2.2有下列情形之一的，承包商基层队伍和责任人纳入“黑名单，1）发生IlIllIIV级井控事故。2）发生井控事件且启动分公司井控应急预案。3）溢流量超过1m没有发现、溢流量起过2m2尚未启动关井程序以及关井时间

10、超过井控细则规定的违规行为，造成关井套压高于20MPa的2次或超过30MPa以上。4）造成井口套管、套管头偏磨或油层套管损坏影响后期作业的质量事故。5）未经甲方允许，擅自钻开油气层。6）油气层施工作业过程中，井控设备存在隐患未整治。7）钻开油气层后，未严格执行井控技术标准规范，造成溢流、井涌。8）施工作业过程中，井处于无控状态。9）特种作业（测井、下支撑管）开工前，未对井控风险进行识别，未制定井控风险管控措施，未开展应急滨练。10）井控资料弄虚作假，伪造数据、内容，井控设备检测报告或鉴定结论造假。2.2.3井控工作“十个严禁”1) 严禁发现溢流不关井请示汇报。2) 严禁井场不满足井控要求施工。

11、3) 严禁井控设计内容不合规或井控设计执行不严施工。4) 严禁井控装备及钻具内防喷工具配套不达标施工。5) 严禁井控风险防控不到位施工。6) 严禁井控能力评估不合格上岗。7) 严禁新队伍首井承揽高风险井。8) 严禁新监督从事高风险井监管。9) 严禁压减井控安全合理投入。10)严禁削弱各级井控管理力量。10) 岗位井控职责的认知、理解，如何落实(3分)对全队井控管理负全面的管理责任；负责现场井控装备的管理及井控措施的具体执行；对作业现场和营区的设备及人员的健康与安全负责；在紧急情况下指挥应急抢险，确保现场所有人员执行现场的井控应急工作计划;监督井控管理现状，检查、审核、调查、汇报现场事故；每周组

12、织召开一次井控例会；与现场HSE监理紧密配合，强化井控现场管理；对员工进行井控管理宣传教育，定期组织应急演习；定期组织现场井控演习评审，对评审中提出的不符合项予以及时纠正。11) 井控培训、授课情况；上次井控例会的内容(2分)由队干部、工程师每周对员工进行一次井控知识培训或案例学习。12) 位涉及井控装备的了解、使用、维护、保养情况(3分)5.1 储能器不储能有哪些主要原因？管路由壬、弯头泄漏；三位四通换向阀手柄未扳到位；泄压阀未关死；泄压阀、换向阀、安全阀等元件磨损，内部漏油。5.2 液压闸板防喷器关不严有哪些主要原因？四处密封不严；控制压力是否足够；所封管体是否相符；长期关井时锁紧是否到位

13、。5.3 、溢流关井中应注意哪些事项？关井前应确保井控装置处于待命工况；关井操作由司钻统一指挥，防止误操作；关井操作要迅速果断，保证关井一次成功；合理控制井口压力；通过节流阀降套压，严禁用防喷器泄压；关井后正确活动钻具，严禁转动；关井后认真座岗，记录套压、立压、钻井液增减量；关井后要及时组织压井。5.4 在什么情况下使用蓄能器旁通阀？当10.5MPa的压力油不能推动闸板防喷器关井时，可操纵旁通阀手柄使储能器的高压油直接进入管汇中，利用高压油推动闸板。5.5 节流管汇的功用有哪些？求取关井套压；控制回压；排除溢流和和配合压井作业；放喷泄压；5.6 写出气控液型控制系统中远控台上的油路。储能器钢瓶

14、中压力油进入控制管汇后公成两路:一路经气动减压阀将油压降至105MPa,再输至控制环形防喷器的换向阀（三位四通换向阀）；另一路经手动减压阀将油压降为10.5MPa后再经旁通阀（二位三通换向阀）输至控制闸板防喷与液动阀的换向阀（三位四通换向阀）管汇中，操作换向阀的手柄就可实现相应防喷器的开关动作。5.7 使用液压闸板防喷器的注意事项有哪些？半封闸板的尺寸与所用钻杆尺寸相对应；井中有钻具时不能用全封闸板封井；按要求不定时开关活动闸板芯子；环形防喷器不能进行泄压和封零；倒换闸板和更换部件时必须按要求试压；开关侧门时不能同时打开两侧门，旋转侧门时控制油路应处于卸压状态；液压开关后，应检查闸板是否开关到

15、位后再进行下一步操作；长期关井时应用手动锁紧闸板，并注明关井和解锁的圈数，同时将换向手柄扳向中位，;关井后应有专人负责观察二次密封装置观察孔是否有溢流。控制系统应处于良好的待令工况。5.8 简述闸板手动关井的方法。操作远控台上换向手柄使之处于关位；手动关井：同时顺时针旋转两操纵杆手轮，使锁紧轴从活塞中伸出，将闸板推向井眼中心,直到锁紧轴台肩紧贴上推轴承处的挡盘为止,关井后逆时针旋转两手轮各1/47/2圈。操作远控台上换向手柄使之处于中位。5.9 简述拆换闸板的操作顺序。操作远控台上换向手柄使之处于中位；拆下侧门紧固螺栓，旋开侧门（不能同时打开两侧门）；液压关井，使闸板从侧门腔内伸出；拆下旧闸板

16、，装上新闸板，闸板装正、装平；液压开井，使闸板缩入侧门腔内；操作远控台上换向手柄使之处于中位；旋闭侧门，上紧螺栓。5.10 简述环形防喷器的功用。特殊情况下，井内无钻具时，可以全封井口；可以良好地封闭不同断面的钻具、电缆、钢绳；封闭18。斜坡钻具时，可强行起下作业；能适应井口多种工况下迅速封井；封闭钻杆时可以小范围内地上下活动钻具。5.11 为什么环形防喷器不能用以长期封井？胶芯在长时间的挤压作用下会加速橡胶老化变脱,降低使用寿命；无机械锁紧装置,管路中活塞始终保持有高压油管路处于高压工况下时间较时易蹩漏,导致井口失控。5.12 防喷器在什么时候进行常规开关活动检查？进入油气层前不定期地对防喷

17、器开关活动检查一次；进入油气层后，每次起下钻对闸板防喷开关活动检查一次，每两次起下钻对环形防喷开关活动检查一次（不允许封零）。5.13 下套管、固井做好哪些井控工作？更换与套管尺寸相符的闸板芯子；按所下套管抗外挤强度的80%试压；调整泥浆性能时要保证密度均匀，压稳油气层；下套管过程中，注意观察出口、校核泥浆返出量；下套管过程中发生溢流按“四七”动作中“下钻杆”动作进行；选择合理的固井方法、注水泥施工设计及关井蹩压候凝等措施保证固井期间压稳油气层；固井钻塞完后应对分级箍、套管串按要求进行试压。5.14 内防喷工具包括哪些？包括：方钻杆上、下旋塞，箭形回压凡尔、钻具浮阀、投入式止回阀。5.15 井

18、控装备包括哪些？包括：套管头、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、节流压井管汇、泥浆气体分离器等。5.16 关井操作中你的岗位分工是什么？各岗位分别简述。5.17 井控设备有哪些功能？预防井喷，防止井喷条件的形成；发现溢流时关井求取地层压力，为压井液密度提供依据；迅速控制井喷，重建井内压力控制；处理复杂情况。井喷失控后进行压火抢险等到作业。5.18 节流管汇常开、常关闸门分别是哪些？常开：节2a、节3a、节5、节6a、节7、节9；常关：节ab、节3b、节6b、节8、节10。5.19 软关井时为何先关环形防喷器？防止液流在关闭的瞬间冲坏或剌坏闸板前部的橡胶密封；保持钻具居中，便于

19、闸板顺利进行关井。5.20 现场对闸板防喷器进行低压试验的目的是什么？检查闸板顶部与壳体凸缘的接触情况，在井压为2MPa时，闸板顶部应基本不漏（国产防喷器的井压助封，当井液压力很低时，闸板顶部的密封效果并不十分可靠，可能有井液溢漏，现场对闸板防喷器试压时，常需进行低压试验）。5.21 手动机械锁紧装的功用是什么？防喷器液压关井后，采用手动机械锁紧装置将闸板固定住，然后将液控压力油的高压卸掉，以免长期关井蹩漏油管并防止“开井失控”误操作事故。5.2235MPa及以上压力等级的节流管汇上需配低程压力表的目的是什么？为准确观察溢流关井后的套压变化,（35）MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置（16

20、）MPa的低量程压力表。6井控装置试压要求（1分）现场试压D对井控设备作低压试验和高压试验，先试低压合格后泄压到零，再试高压。2）环形防喷器高压试验应封闭钻杆试压至其额定工作压力的70%；闸板防喷器、四通、防喷管线、压井管汇和节流管汇的各控制元件试压到额定工作压力，节流阀不做密封试验。3）低压试验1.42.1MPa,稳压10min,压降W007MPa;高压试压至规定压力，稳压15min,压降WO.5MPa,4）每次试完高压泄压之后应对井口所有连接螺栓（含侧门螺栓）和法兰再次上平、上紧。5）防喷器控制系统、各闸板防喷器液缸和液动闸阀应用液压油做21MPa控制元件、油路和液缸的可靠性试验（环形防喷

21、器油路管线及液缸试验105MPa）O6）井控装置的密封试压均应用清水密封试压，冬季宜使用防冻介质进行试压。7）放喷管线密封用清水（冬季使用盐水）试压应不低于WMPa,稳压10min,压降0.5MPa08）套管头安装后用注塑泵对套管头各密封处注密封脂，对各连接、密封处试压，检查套管悬挂器密封性能。注密封脂压力按该层套管抗外挤强度的80席和套管头法兰额定工作压力两者较小值进行，主、副密封试压值与注密封脂压力一致。特殊作业井，应按钻井工程设计执行试压要求，稳压15min,压降W05MPa。9）每开次前对循环系统进行压力试验。反循环压井管线试压至管汇的额定压力；循环系统试压按照薄弱部件额定压力试压；稳

22、压10min,压降W05MPa010）试压合格后由试压方出具实时试压曲线，试压方、施工方和监督现场确认并签字。7最大关井压力如何确定，是多少（1分）最大关井压力不能超过下面两项中的最小值：D井控装置额定工作压力。2）套管抗内压强度的80%。8溢流征兆（2分）D泥浆罐液面升高；2）钻井液返出量大于泵排量；3）起钻时灌不进泥浆或泥浆灌入量少于正常值；4）停止循环时，井口仍有泥浆外溢；5）钻速突然加快或钻进放空；6）钻井液性能发生变化；（包括-密度降低；-粘度上升或下降；-气泡、氯根离子、气测燃类含量增加；-油花增多，油味、天然气味、硫化氢味增浓；-温度升高）。（7）泵压上升后下降，悬重减小后增大。

23、9低泵冲试验的目的（2分）低泵冲试验的目的：为压井时计算初始循环立管压力和终了循环立压提供参数，因为初始循环立管总压力立压+低泵冲试验泵压+井底附加安全压力，终了循环压力二低泵冲试验泵压*压井液密度/钻进时泥浆密度。同时因压井时使用的排量就是做低泵冲试验时的排量，以便压井时通过立管压力的变化，对压井过程的控制及压井进度、压井效果的判断。一般要求在进入油气层前WOm左右，每只入井新钻头开始钻进前、泥浆性能发生大的变化、每钻进20Om及泵更换缸套等情况均需做低泵冲试验。具体做法：以正常钻进时正常排量的1/2,1/3排量开泵，记录泵冲、排量、泵压及柴油机转数等参数。10、关井立压的求取（2分）10.

24、1.1钻柱中未装钻具止回阀时关井立压（Pd）的求法钻柱中未装钻具止回阀时，关井立压可以直接从立管压力表上读得，但要排除影响立压的因素，求得真实的关井立压值。10.1.2钻柱中装有钻具止回阀时关井立压（Pd）的求法10.1.2.1循环法应用条件是事先进行了低泵速测试，知道小流量循环时的泵压（PC）。操作方法如下：缓慢启动钻井泵并适当打开节流阀，循环中使套压等于关井情况下的套压值（Pa）并保持不变；当循环流量达到预计的流量时，记录此时的循环立压（PT）,停泵后关节流阀关井。关井立压Pd=PT-Pc10.1.2.2憋压法在关井情况下，缓慢启动钻井泵，用小流量向井内憋注钻井液，当钻具止回阀被顶开、套压

25、由关井套压（Pa）上升到某一值时停泵，同时记录套压（Pal）和立压（Pd1）。考虑到压力传播滞后时间，一般控制立压不超过关井套压。关井立压Pd=Pdl（PaI-Pa）11、油气上窜速度的计算（2分）油气上窜速度采用迟到时间法计算，计算公式如下：17H油一H钻X”见显示一7开泵时间）/T迟到时间V=,静止其中：V油气上窜速度m/hH油一油气层顶部深度mH钻一循环钻井液时钻头位置mT见显示一循环气测值开始升高时间（见显示时间）minT开泵时间一开泵时间minT迟到时间一钻头位置所对应的迟到时间minT静止一静止时间12、压井原理及施工程序（2分）压井方式：D平推法压井平推法又称压回地层法、挤压法或

26、顶回法，是指从地面管汇向井内注入钻井液将进入井内的地层流体压回地层的压井方法。其优点是适用于地层流体中含硫化氢等有害物质、钻杆堵塞或断裂、压井液不能到达井底等情况下的溢流处理。2）司钻法压井也称两次循环法压井。是属于保持作用于井底压力不变的现代压井法之一，其压井原理和原则在循环和泵出地层流体时，要控制阻流器，使立管总压力按设计的数值变化。当加重钻井液配制好后，开始第二次循环，即打入加重钻井液，使地层和井眼系统建立起新的平衡。3）工程师法压井工程师法是发生溢流关井后，将配制的压井液直接泵人井内，在一个循环周内将溢流排出井口并压住井的方法。13、节流压井管汇、四通等各闸阀开关状态（1分）1#、4#

27、关；2#、3#开；J1、J4半开（楔形全开、孔板半圆孔半开、筒式液动3812MJ3aJ3b开,J2a关J2b开，J5/6/7开、J9开、JIo关，YO、Y1、Y3关，Y2开14、旋转控制头、剪切闸板的操作规程（2分）14.1 旋转控制头a）井队在下钻时应该用平板锂将钻杆接头上的的钳牙印磨平，以免造成胶芯过早失效；b）每下3柱应给钻柱浇废机油1升，以保护胶芯使用寿命；c）起下钻应控制速度（2ms）,平稳操作；d）钻进过程中转速不得大于100转/分,旋转总成上部喇叭口内随时保证有废机油。e）在异常情况下需要用旋转控制头控制井口时应立刻关闭灌浆球阀和液动平板阀，不必通知欠平衡现场技术人员，以免耽搁对

28、井下情况处理的有利时机；f）正常钻进和下钻时，灌浆球阀处于关闭状态；起钻灌浆时，由井队安排专人上井口操作平台打开灌浆球阀，起钻完灌浆完毕后需关闭灌浆球阀；g）用旋转控制头控制套压不能大于5MPa。h）接单根注意事项；a）每打完一个单根后均应循环一段时间方能接下一个单根；b）上提下放都要控制速度，不得超过4秒钟一米，下放时沿着钻柱浇水或废机油；c）每次接单根时必须仔细清除钻杆接头处的钳牙刺；d）每接一个单根司钻应通过上提下放观察旋转控制头胶芯对方钻杆产生的磨擦阻力，以便掌握真实钻压。i）起钻注意事项；a）起钻前先循环，起钻中注意灌泥浆，起钻控制速度；b）如井内不溢不漏，则拆下旋转总成正常起钻；c

29、）如井里有溢流而又需要起钻时，则用旋转总成强行起钻；d）如井内有漏失需起钻，则用旋转总成起钻至套管鞋再处理；e）如井内又喷又漏，则通过处理使井内处于微漏状态下起钻，用旋转总成起至套管鞋。j）下钻注意事项；a）下钻注意控制速度；b）下钻至套管鞋后装旋转总成缓慢下钻到底；c）如井内有溢流时需下钻，则用旋转总成强行下钻；d）装上旋转总成后下钻每接一个立柱都必须仔细清除接头上的钳牙刺并沿钻柱浇废机油或水。k）划眼注意事项：D上提下放都要控制速度，不得超过4秒钟一米，下放时沿着钻柱浇水或废机油。2）钻具接头外径大于控制头内径的禁止通过旋转控制头总成,如果防磨套最大外径大于防溢管通径，取出防磨套之前，应通

30、知欠平衡现场人员打开卡箍液缸，取出防溢管后再取防磨套。3）如有其它异常情况应及时通知旋转控制头现场服务人员。14.2 剪切闸板D关井原则剪切闸板防喷器原则上不应作全封闸板使用，在全封闸板防喷器失效情况下，剪切闸板防喷器可在空井状态下关井。2）使用剪切闸板的前提条件钻具内井喷失控，对应半封闸板以上钻具刺漏且无法处理、内防喷工具失效导致水龙带超过额定工作压力或出现刺漏，井喷失控已危及人身安全且无力改变井喷失控状态的情况下，才能使用剪切闸板剪断井内钻具，控制井口。3）使用剪切闸板防喷器实现剪切关井的指挥权限：钻井队长（平台经理）在同甲方钻井监督协商一致后，应请示甲方主管钻井或安全生产的副经理同意后，

31、立即组织实施剪断钻具关井；若情况紧急，来不及请示，原则上现场甲乙双方主管领导协商一致后，可以决定并组织实施剪断钻具关井。4）剪切闸板防喷器剪断钻具关井的操作程序a）在确保钻杆接头等钻具加厚部分不在剪切闸板的剪切位置后，在钻杆上适当位置（转盘面以上）安装上相应的钻杆死卡，用钢丝绳与钻机连接固定牢固；b）尽可能锁定钻机绞车刹车系统；c）关闭环形防喷器，打开主放喷管线泄压；d）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器；e）打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪断井内钻具关井；若未能剪断钻具，应有气动泵直接增压，直至剪断井内钻具；f）关闭全封闸板防喷器；g）试关井。5）使用剪切闸板防喷器的安全注意事

32、项a）钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理，避免因误操作而导致钻具事故或更严重的事故；b）操作剪切闸板时，除远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置；c）恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。15、对工区井控案例的了解，结合本岗位的认识和体会（5分）15.1 顺北4-6H1顺北4-6H井目的层已钻遇放空，井内油气活跃，在钻进过程中对相同排量下的立压变化未引起高度重视，对井下情况判断不清，未意识到地层流体侵入井筒造成立压下降,未及时调节节流阀，控制井内压力抑制油气进入井筒。2控压钻进过程中，发现井筒气侵起压后，没有针对顺北4号条带气井地层活跃特性及时采取有效措施，未发现潜在的井控风险而继续进

33、行控压钻进。3控压钻进过程中，由于有效罐容较小，漏失量较大，频繁往循环罐倒浆，现场未做到精准计量。15.2 顺北1-25H钻井液密度选择过低，是造成此次关井后高套压的主要原因。井控知识培训不到位，业务素质差，制度执行流于形式。明知正钻层位存在高压盐水，但是井队干部没有要求泥浆工在特殊地层加密监测液面，造成溢流发现不及时，溢流量偏大。公司及项目组对本井存在的风险重视程度不够，对地层存在高压盐水的风险认识不足。制定的技术措施针对性不强，施工过程监管不严，对现场密度的选择考虑不全面、心存侥幸。现场管理存在盲区，特殊节点把控不严。此次溢流发生在交接班期间，不排除职工思想上还没有进入工作状态，体现在行动

34、上的麻痹大意。钻台上录井显示终端安装位置不合适。井队钻台虽然安装了录井队的显示终端，但是由于空间限制，安装在司钻侧后方，造成司钻不能随时观察到屏幕显示，不能及时发现液面异常变化。15.3 顺北53-2H井溢流高套压2021年8月7日15:40钻进至井深8062.50m（目的层），钻井一班副司钻聂永多发现悬重突然下降20t,立压25T30MPa,立即上提钻具并汇报，15:41录井队发现出口流量快速上涨（15.2%T48.9%）,使用对讲机通知钻台，同时泥浆工邓四祥、井架工陈金东立即校核液面，发现液面上涨06m3,随即汇报，司钻立即启动关井程序，鸣30s长鸣喇叭，各岗位迅速就位，按照关井程序关井。

35、16:20套压上涨至28MPao后使用密度1.60gcm3及1.80gcm3泥浆节流循环压井，井筒基本稳定，及时处理井控险情。成功经验：（D司钻及时发现悬重、泵压等参数异常变化，各岗位快速响应，及时成功关井，是此次异常高压地层溢流得以控制的关键。（2）钻井队做实基层班组人员井控能力培训，各岗位人员具有对溢流征兆的辨识判断能力，是本次溢流得以及时发现的重要原因之一；钻井队认真开展井控防喷防硫应急演练，各岗位熟练配合快速完成关井程序，真正做到了溢流及时发现、及时关井。（3）压井施工期间，江汉钻井项目部各主管领导认真落实井控管理责任，落实生产组织协调工作，各岗位协同配合，准确计量泵入量及返出量，确保

36、了井控安全管理。15.4顺北16X井鹰山组溢流15.4.1发生经过2021年3月27日12:39钻进至井深6986.56m（层位:01-2y）时，仪器监测：出口流量25.7T28.0%,池体积45.51T46.12m3,立压由22.3123.3MPa,钻压由34.6f44.8KN,悬重由1579J1561KN,发生溢流，液面上涨0.61m3,立即停泵上提钻具关井，关井后核实溢流量1.6m3（已扣除停泵回流量），关井立压11.5MPa,关井套压10MPa,22:30关井观察，关井立压W5MPa,关井套压1L5MPa15.4.2前期准备1 .关井套压115MPa,立压为11.5MPa,按照套压理论

37、计算,地层当量密度1.56gcm3,按照气井最高密度附加0.07-0.15g/cm3计算，需要压井液密度为1.637.71g/cm3。2 .现场准备1.66gcm3压井液210m3,如果压稳地层，循环过程中根据井眼稳定情况调整钻井液密度。3 .计算节流循环压井施工压力，钻井泵满足压井施工要求，至22：30压井液准备结束，准备节流循环压井。15.4.3压井施工D节流循环压井3月28日02:48使用钻井泵节流循环压井：22:40泵入压井液5m3开始返浆，压井排量8T2Ls,套压IIMPaTl6MPaJOMPa,立压21MPaJ8MPaT12MPa,返出钻井液比重1.35gcm311.10gcm3T

38、1.66gcm3,C02:2%T50.7%124.4%,全煌0.02%T90.7%130%,01:48累计泵入Iolm3,套压降为OMPa。本次节流循环压井累计泵入166gcm3压井液126.9m3,累计返出钻井液96.3m3,累计漏失密度166gcm3泥浆30.6m3,压井结束时进出口密度均匀，套压为0.点火情况:00:25点火成功,火焰呈橘黄色，最大焰高10-15m,01:48套压归0,火焰呈橘黄色，焰高2-5m02）控压节流循环排气3月28日2:48至30日8:00控压节流循环排气，因无法压稳气层持续气侵，排气效果不佳，且节流压井作业施工结束套压归。时间短，火焰持续未灭（27Orn之间）

39、，全燃13.6-54%,C021%-32%,钻井液受C02污染严重，返出钻井液粘度65-288s,憋泵现象严重，排量最低2.8Ls,泵压最高28MPa,憋漏地层进一步加剧液气置换，停泵套压最高8.2MPa,不满足控压强钻业及起钻要求，准备循环提密度。3）提密度节流循环排气3月30日8:00至至B23：00逐渐循环提密度至1.72gcm3x1.76gcr113节流循环排气,套压0T36Mpa,全/11%-87%,C020-33.6%,火焰0-8m,通过小型试验返出钻井液粘度恢复正常50-65s,循环过程中仍然气液置换严重，呈现周期排气特征，钻井液C02污染处理难度大，且螺杆使用时间117h,考虑

40、提离井底气层Ioo-20Om减轻气液置换、C02污染，将井底污染钻井液作为天然气滞塞延缓气侵速度。（期间关井Iomin套压6.9MPa,停泵20min开泵憋泵现象严重，排量3.8Ls,泵压25.5MPa）。4）提离井底至6828.88m节流循环排气4月1日0:00使用旋转控制头控压甩单根分两次起钻至井深6924.88m,节流循环排气套压归零后再次控压甩单根起钻至6828.88m,至22：30节流循环排气，套压0-6MPa,全煌16-34%,C02含量0%,但套压仍不满足控压起钻要求，判断井底污染稠化钻井液作为气滞塞失效，决定裸眼段打气滞塞控压起钻至套管鞋再进行下步处理。5）使用气滞塞起钻至套管

41、内进行节流循环4月1日22:35循环套压降为OMPa开始打气滞塞，23:10打气滞塞8?完，顶替过程中泵压28MPa无法顶通，使用压裂车最高42MPa仍无法顶通，判断气滞塞提前交联发生堵水眼复杂，准备控压强起，2日2：00起第一柱套压0T9Mpa,无法满足控压起钻要求，计划使用压裂车进行平推，至7：40累计泵入1.76g/cm3泥浆Iom3及2.1g/cm3重浆50r113后套压为OMPa,重浆环空高度4718m,停泵观察IOmin套压为0,开始起钻。6）起钻更换常规钻具4月3日13:00起钻至409Im灌浆困难，15:30现场初步分析环空重浆流型差导致灌浆困难，接顶驱循环，24.5MPa顶通

42、，循环30min液面正常，停泵无外溢，3日18:50起钻至3976m仍灌浆困难，起钻期间无法灌浆，且高架槽位置持续返浆，停止起钻则断流，接顶驱使用176gcm3钻井液节流循环，循环期间液面上涨0.3m3,停泵关井，关井套压3.8Mpa,开泵使用2.0gcm3钻井液节流循环，最高套压84Mpa,考虑井控风险及螺杆安全使用时间，现场决定再次进行平推作业，至4日4：15水眼泵入2.1gcm3钻井液14m3,环空平推2.0gcm3钻井液40m3,停泵套压为OMpa,观察Wmin套压OMpa,出口断流恢复起钻，4日15:00起钻完组下简化钻具。7）组下常规钻具提密度节流循环排气4月4日21：00下钻至井

43、深2000m返4.6m3,下钻2308m高架槽线流，关井套压0.4MPa,带压安装旋转控制头总成后套压降为OMPa,350Om开始不返浆，下钻至井深4469m高架槽线流，关井17MPa,开始控压下钻，6日6:30控压下钻至井深6333m开始节流循环排气（套压1.8-2MPa,管鞋6360m）。6日19:00控压节流循环，全燃最高78.02%,套压9.5MPa稳定，关井套压12.4MPa,分析钻井液密度低持续气侵，套压高不满足控压下钻要求继续节流循环提密度。7日23:00逐渐控压节流循环提密度至1.82gcm3x1.85gcm3x1.86g/cm，后节流循环排气，全煌13-23%,C02含量0%

44、,停泵关井套压1.7MPa,满足控压下钻条件。8日3:30控压下钻至井深6968m节流循环（套压2-3MPa）,至20:00套压降至2MPa并稳定，火焰未着，满足控压要求后接单根恢复钻进。漏失情况：处理溢流复杂累计漏失166gcm3泥浆102.6m3,1.72gcm3泥浆6.6m3,1.76gcm3泥浆1524m3,2.1gcm3泥浆10.9m3,1.82gcm3泥浆10.8m3。15.4.4压井经验及教训D压井成功经验a）准确发现溢流，及时成功关井，是此次溢流得以控制的关键。应用精细控压质量流量计及录井精确发现溢流显示，在溢流量仅为0.61m3时第一时间发现溢流并实施关井，溢流量小，关井套压

45、不至于异常偏高。b）目的层开工前的联合应急演练，为此次快速关井并实施压井的提供了支撑。目的层开工前，驻井监督组积极组织压裂车连接好管线，组织各种不同尺寸的配合接头并开展抢接旋塞阀+转换接头+压裂车管线的联合应急演练，使得操作人员熟练掌握应急流程,为后续施工提供支撑保证。2）存在的不足a）该井关井后立套压一致，当时判断浮阀失效根据当时关井套压计算压井液密度，后期压井施工作业发现浮阀未失效且压井液密度选择偏低，后期出现类似情况应尝试顶通求取关井套压计算压井液密度。b）本井气层位置存在二氧化碳，且含量高达50.7%,导致后期钻井液因二氧化碳污染稠化严重，存在憋泵及无法建立循环等问题，对控压节流循环期

46、间数据判断及节流循环排气效果影响较大，建议后期该区块目的层钻进期间使用油基钻井液或改善水基钻井液配方，达到杜绝二氧化碳污染或减缓二氧化碳污染效果。c）使用气滞塞前对室内小型试验结果分析评估不足，导致气滞塞提前交联发生堵水眼复杂，考虑起钻前井控安全被迫进行平推作业，造成对油气层污染。d）起钻过程中出现无法灌浆且挤罐困难，现场分析认为环空钻井液稠化流型差导致无法灌浆继续进行起钻作业，后续停止起钻循环期间发现环空钻井液以气侵，要求起钻期间无法灌浆应立即停止起钻作业关井观察，根据套压制定后续处理措施。c）该井循环系统使用年限较长，立管闸门组及钻井泵闸门组过于简单，压井施工期间无法确保其作业连续性，存在

47、井控安全隐患，要求本井完钻后进行更换。e）控压节流循环期间通过手动节流阀控制套压，无法有效控制平衡点，导致气液置换严重，呈现周期排气特征，考虑后期漏溢同层气井采用精细控压流程，提高排气效果。f）本井节流循环期间因风向发生变化导致手动点火装置处于下风口且安装位置无法调整，存在安全隐患，建议安装自动点火装置时能确保装置能自由进行旋转调整位置或呈90夹角安装两个自动点火装置与点火筒两侧位置。15.512.23罗家16H特大井喷D原因分析有关人员违章卸掉钻柱上的回压阀，是导致井喷失控的直接原因。有关人员对罗家16H井的特高出气量估计不足；高含硫高产天然气水平井的钻井工艺不成熟；在起钻前，钻井液循环时间严重不够；在起钻过程中，违章操作，钻井液灌注不符合规定；未能及时发现溢流征兆，这些都是导致井喷的主要因素。有没有及时采取