泥浆工考试考核表（答案）.docx

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1、泥浆工考核表注：总分二笔试成绩*30%+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 井控细则要求2.1.1 加重材料及重浆储备要求：D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15倍井筒容积井浆密度提高015gcm3020gCm3。“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

2、.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015gcm3020gCm3,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020gcm3;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

3、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1015柱钻具，水平井、井斜超过60的井起钻至直

4、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0.65MPa0.80MPa,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“

5、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

6、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

7、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

8、之一的，承包商基层队伍和责任人纳入“黑名单”：1）发生级井控事故。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

9、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。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。2对本岗位井控职责的认知、理解，如何落实（4分）2.1井控职责D负责在起下钻、空井（测井）、固井、钻进时坐岗，在出口

10、管观察有无溢流（井漏），并填写坐岗记录，发现异常情况及时向司钻报告；2）负责按设计要求调整好钻井液性能，做好一次井控工作，并掌握钻井液性能和体积变化情况，发现异常要及时向司钻汇报。3）负责在下套管过程中坐岗，在起下钻、空井（电测）过程中监测循环罐液面变化情况，并填写记录，发现异常及时向司钻汇报。4）负责协助检查加重剂和重钻井液的储备。2.2理解和工作落实认真学习西北油田分公司井控实施细则，熟练掌握井控技术知识，把井控管理落实到自己的实际工作中去。通过井控培训考核，达到持证上岗。严格执行作业规定，具有排除一般设备故障和维护井控装备正常运转的能力。负责维护井控装备处于正常待命工况。井控设备的安装维

11、护要符合西北油田分公司井控实施细则管理要求。清除设备的脏、松、旷、缺、跑、冒、滴、漏，减少对环境的污染。收集整理有关井控管理原始记录。3现场井控培训、授课情况；上次并控例会的内容（3分）工程师每周对员工进行一次井控知识培训或案例学习。4本岗位涉及井控装备的了解、使用、维护、保养情况（4分）无5溢流征兆（6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；

12、-温度升高）。（7）泵压上升后下降，悬重减小后增大。6当前井况下，钻井液每米理论消耗起下钻每柱的理论灌返置（5分）带*代衰非标钻具公称尺寸in5-,2w*5-,2*5-2w5”*5*5”*5螺纹连接型式5-I/2FHDS55ZY54NC50NC52TNC52TZY52公称史里kg/m42.9444.4251.1342.9142.9142.5333.9734.33356735.9635.55水体外径mm139.7139.7139.7139.7139.7139.7127127127127127钢级G105S135G105Gl05SI35SI35G105S135S135SI35S135壁厚mm10.

13、5410.5414.2210.5410.5410.549199.199659.65919加原型式IEUIEUIEUIEUIEUIEUIEUIEUIEUIEUIEU本体内径mm118.62118.62III26118.62118.62118.62108.6210862i07.7107710862内容枳Um10.710.649.6110.810.8i.779.018.968888.978.98团排Um16.1716.316.1216.2616.2616.1913.3313.33134313.5513.51开排L/m5.475.666.515.465.465.424.324.374.554.584.

14、537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，

15、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

16、-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。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：（1）司钻及时发现悬重、泵压等参数异常变化，各岗位快速响应，

17、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

18、积45.51T46.12m3,立压由22.3T23.3MPa,钻压由34.6T44.8KN,悬重由1579X1561KN,发生溢流，液面上涨061m3,立即停泵上提钻具关井，关井后核实溢流量16m3（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115MPa,关井套压1L5MPa15.4.2 前期准备1 .关井套压115MPa,立压为11.5MPa,按照套压理论计算,地层当量密度1.56gcm3,按照气井最高密度附加007-0.15g/cm3计算，需要压井液密度为1.637.71g/cm3。2 .现场准备166gcm3压井液210m3,如果压稳地层

19、，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IlMPaTl6MPaJOMPa,立压21MPaJ8MPaT12MPa,返出钻井液比重1.35gcm311.10gcm3T1.66gcm3,C02:2%T50.7%I24.4%,全煌0.02%T90.7%I30%,01:48累计泵入IOIm3,套压降为OMPa。本次节流循环压井累计泵入166gcm3压井液126.

20、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（27Om之间），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

21、.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31B23：00逐渐循环提密度至1.72g/cn、1.76gcr113节流循环排气，套压0T3.6Mpa,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2

22、5.5MPa）。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8r113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

23、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4091m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，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

24、液面上涨03m3,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IOmin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

25、,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%,停泵关井套压17MPa,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

26、。漏失情况：处理溢流复杂累计漏失1.66gcm3泥浆102.6m3,1.72gcm3泥浆6.6m3,1.76gcm3泥浆152.4m3,2.1gcm3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

27、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

28、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

29、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。15.5 12.23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。有没有及时采取放喷管线点火措施，大量含有高浓度硫化氢的天然气喷出扩散，周围

30、群众疏散不及时，是导致大量人员中毒伤亡的直接原因。气层钻进中起钻前循环时间不够；起钻过程中没有按要求灌满泥浆;，起钻过程中检修设备；检修设备时，井口钻具未接回压凡尔；坐岗制度未落实，出现溢流未及时发现和汇报。2）经验教训油气层钻进，起钻前应进行短起下，掌握油气上窜速度，充分循环钻井液；起钻过程中按要求每起3-5柱钻杆，每柱钻铤灌满泥浆;，检修设备时应安排在下钻至套管鞋处进行；检修设备时，井口钻具应接回压凡尔，并安排专人观察出口；认真落实坐岗制度，发现溢流及时汇报。8本井主要井控风险、邻井复杂及预防措施（包括周边环境因素）（6分）依据本井结合邻井资料、重点井段制定的相应风险防范措施；制定相应的井控应急预案、及环保预案提问。9与本岗位相关的应急预案是否了解，本岗位职责是否掌握（6分）依据本井井控、环保、井下复杂、设备故障、自然灾害应急预案内容提问。10本井应急物资储备（篁浆、压裂车、死卡、除硫剂、备用胶芯等）（3分）依据本井施工设计相关内容提问。