《油田大班司钻、正副司钻考试考核表（答案）.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《油田大班司钻、正副司钻考试考核表（答案）.docx（12页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。
1、大班司钻、正副司钻考核表注：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。当发现设计与实际不符时，应按审批程序及时申报，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
2、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
3、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015gcm30.20gcm3,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15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
4、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
5、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18.5
6、MPa21MPa,环形防喷器压力9.0MPa-10.5MPa,管汇压力10.5MPa1.OMPao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
7、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；1
8、3）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；2
9、0）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IIIlIIlV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2r112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
10、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。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
11、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。3对本岗位井控职责的认知、理解，如何落实(3分)大班司钻1、严格执行各项井控规定、制度、要求及措施。2、负责督促班组检查、使用维护和保养好各种设备、设施，确保在待命工况，并且达到专线供气的要求。3、参加防喷演习和应急演练，协助操作手动锁紧装置。4、会正确使用安全防护设施。5、发生井喷事故时，按照应急程序要求到达现场，听从指挥小组指挥，协助班组紧急停车，按照需要配合班组人员实施压井作业。6、井喷失控后，指挥班组紧急
12、停车，按照应急逃生路线避险，等待下步措施。7、了解硫化氢气体的物理、化学性质，懂得自救及互救措施，会使用正压式呼吸器。司钻：1、对本班组的井控工作全面负责。2、在班前后会，检查、布置和讲评井控工作。3、做好本岗和督促本班员工对井控装备的使用、检查和保养工作，确保在待命工况。4、检查岗位控工作，认真做好各种工况下的防喷演习，在关井时，负责操作司钻台。5、定期开展班组井控培训活动，督促本班员工熟练使用各种安全防护用品和掌握井控操作技能。6、熟悉应急预案，组织本班员工积极参加应急演练。7、了解硫化氢气体的物理、化学性质，懂得自救及互救措施，会使用正压式呼吸器。副司钻：1、协助司钻做好对本班组的井控工
13、作。2、做好本岗井控装备和泥浆泵的使用、检查和保养工作，确保在待命工况。3、负责起钻灌入泥浆质量的检查，压井时负责泥浆泵的正常运转。4、参加各种工况下的防喷演习，在关井时，负责远控台的操作，负责组织手动锁紧装置的开、关，并传递开关信息，以及及控制管线的检查。5、参加班组井控培训活动，熟练使用各种安全防护用品和掌握井控操作技能。6、积极参加应急演练。7、了解硫化氢气体的物理、化学性质，懂得自救及互救措施，会使用正压式呼吸器。4现场井控培训、授课情况；上次并控例会的内容(2分)工程师每周对员工进行一次井控知识培训或案例学习，根据现场实际情况提问。5本岗位涉及井控装备的了解、使用、维护、保养情况（4
14、分）自安装防喷器之日起到完井止，每班认真检查井控设备并认真填写井控装备记录，安装、试压等，严格执行西北油田分公司钻井井控实施细则。保持井控装备卫生，对裸露在外的液压管线、气压管线接口应当用塑料薄膜包扎好，防止沙砾及其他杂物进入液压系统和气压系统。使用中发现异常要及时汇报维修。5.1 环形防喷器5.1.1 严禁采用打开防喷器的方法泄压；5. 1.2在关闭防喷器起、下钻杆时，必须是18斜坡钻杆；降低控制油压到胶芯及钻杆之间有少量的泄漏，控制油压不能低于3MPa,以提高胶芯寿命；5.1.3在冬季，使用前必须对防喷器进行有效的保温；5.1.4每次使用后应当检查胶芯通径恢复和完好状况,胶芯在通径方向不得
15、有环形面1/3的缺损；5.1.5环形防喷器的打开和关闭动作的判断：当控制液开始下降，表明防喷器打开或关闭腔开始进油，当液压下降到一定压力不再下降时，表明防喷器正在打开或关闭，当液压恢复到初始压力时，表明防喷器已打开或关闭到位；5.1.6每班检查防喷器有无渗漏现象。5.2闸板防喷器5.2.1严禁采用打开防喷器的方法泄压；5.2.2使用手动锁紧装置关闭闸板时，必须把控制该闸板的三位四通换向阀倒到关位或把开的控制管线拆掉；5.2.3手动锁紧装置只能用于关闭闸板，不能打开闸板。使用手动锁紧装置锁紧或关闭防喷器后，须回转1412圈：5.2.4使用手动锁紧装置关闭闸板后需要打开时，必须使手动装置解锁到位后
16、，方可用液压打开闸板：5.2.5每次使用后必须检查闸板总成是否完全退入腔室内；5.2.6闸板防喷器的关闭5.2.6.1关闭剪切闸板时，确认井内是否有管柱、电缆等，如有，确认是否进行剪切；5.2.6.2关闭全封闸板时，确认井内无管柱、电缆等；5.2.6.3关闭半封闸板时，确认闸板总成尺寸及所封管柱尺寸一致，并确保封闭对应的管柱本体；5.2.7在紧急情况下，若发现活塞杆密封失效，可采用二次密封做为应急措施，一旦险情解除，应立即更换活塞杆密封件：5.2.8每班检查防喷器有无渗漏现象；5.2.9每班清洗液压锁紧指示杆。5.3液压防喷器控制系统5.3.1电控箱的主令开关应处于“自动”位置；5.3.2控制
17、系统内部严禁用水冲洗；5.3.3每班应检查三缸柱塞泵和气动泵工作是否正常：5.3.4每班应检查油箱内液压油的油量；5.3.5每班应对分水滤气器排水：5.3.6每班应检查油雾器的润滑油量并及时补充；5.3.7每班应检查油路、气路是否有泄漏；5.3.8每班应检查三缸柱塞泵曲轴箱内的润滑油量并及时补充；5.3.9每班应检查各连接是否有松动并紧固；5.3. 10每班检查各仪表显示是否正常，一二次仪表误差在IMPa内，校验合格证是否有效。5.3.11每班检查控制全封或剪切闸板的三位四通换向阀操作手柄限位装置是否完好；5.3.12每班检查三缸柱塞泵是否在17.5MPa时自动启动，21MPa时自动停止；5.
18、3.13冬季每班应坚持加热装置工作是否正常：5.3.14条件具备时，检查各换向阀转动是否灵活。5.4节流压井管汇5.4.1严禁手动平板阀处于半开半关状态使用：5.4.2手动平板阀为浮动密封结构，关到位后必须回转手轮1412圈（省力机构的回转34圈）；5.4.3手动、液动节流阀只起节流，而不能截流；5.4.4压力达到WMPa时,关闭低量程压力表前部的控制考克;7.4.5每次使用结束后，应清除管汇内的钻井液；5.4.6每班应检查各连接是否有松动并紧固；5. 4.7每班检查各阀门开关状态是否及标牌对应；5.4. 8每班检查液动节流阀油路的密封性能；5.4.9每周开关活动一次手动平板阀和节流阀；5.4
19、.10每周清洗保养明杆阀及手动节流阀阀杆丝扣：5.4.11 每月对阀门的轴承加注一次润滑油；5.4.12 冬季应按塔里木的要求采取防冻保温措施。5.5节流控制箱5.5.1 每班应检查油箱内液压油的油量；5.5.2每班应检查油路是否有泄漏：5.5.3每班应检查油泵工作状况，是否在2.5MPa时自动启动，4.2MPa时自动停止；5.5.4每班检查各数显表显示是否正常，显示误差在IMPa以内：7.5.5每班检查三位四通换向阀开关的灵活及密封性能；5.5.6严禁用水冲洗；5.5.7冬季应按塔里木的要求采取防冻保温措施。5.6泥浆气体分离器5.6.1每月检查、保养一次排污阀；5.6.2每次使用完后，必须
20、打开排污阀，清除罐内及管线内泥浆；5.6.3冬季应采取防冻保温措施。5.7放喷管线1.1 .1放喷管线不得有泥砂等覆盖：5.7 .2每班应检查放喷口是否畅通；5.7.3每月应检查连接螺栓是否有松动并紧固。5.8油气管线及管排架5.8.1每班检查各连接处是否有渗漏；5.8.2每班检查各备用端口防护是否完好：5.8.3管排架上严禁堆放杂物及进行其他作业：5.8.4油气管线严禁挤压及过度弯山。5.9其他5.9.1气源分配罐冬季需安装电磁排水阀，随时检查排水情况；5.9.2防喷演习时应检查防提断装置的工作情况；其他备用附件（备用闸板总成、法兰、螺栓等）应做好防护措施；7.9.3所有井控装备不得作电焊搭
21、铁线。5.10内防喷工具5.10.1内防喷工具要标明名称、尺寸和扣型，保持清洁，丝扣涂油保护。旋塞每班活动，转动要灵活，保持常开完好待命状态。扳手等工具放在易取用位置。5.10 .2管理、使用和参数见西北油田井控实施细则5.11 防喷器的合理使用1 .11.1环形防喷器1）在现场不做封零实验，按规定做封环空实验。2）在关井状态下允许上下缓慢活动钻具，不许转动钻具，不许打开环形防喷器泄井内压力。3）封井液控油压不超过10.5MPa.4）关井状态起下钻作业，只能通过有18坡度的对焊钻杆接头。5）不许用环形防喷器长期关井。6）胶芯备件放在27以下干燥暗室内妥善保管。远离电弧设备，单个平放，防止老化。
22、过了保质期应予报废。5 .11.2闸板防喷器1）半封闸板的尺寸应及所用钻杆尺寸相对应。2）井中有钻具时切忌用全封闸板封井。3）长期封井应手动锁紧，并将换向阀手柄扳向中位。4）闸板防喷器未解锁不许液压开井；未液压开井不许上提钻具。5）液压开井操作完毕应到井口检视闸板是否全部打开。6）半封闸板封井后不能转动钻具。7）半封闸板不准在空井条件下试开关。8）闸板防喷器的手动锁紧装置只能关闭闸板，不能打开闸板。要打开唯一的办法是：先解锁，然后用液压打开。9）手动锁紧或解锁时，两手轮必须转够圈数。10）防喷器封井后，应将观察孔处的丝堵卸下。11）关井时，先关环形，后关闸板，再打开环形。5.12储能器应始终处
23、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0.65MPa080MPa,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。6井控装置常见故障分折与排除（2分）序号常见故障故障制造故障排除1节流控制箱打不上压及气动泵不工作打开溢流阀使溢流阀不工作，堵塞消声器调整溢流阀，检查消声器2阀位变送器阀位开关度不准确松动阀位气源管线快速接头使气源管线有气体外漏检查阀位变送器工作状况及线路检维修3液
24、压远程控制台气动泵不工作1、调整气源压力调节阀使输入气源压力低于0.4Map2,堵塞气动泵消声器1、检查气动泵气源压力2,检查气动泵消声器是否堵塞4液压远程控制台三缸柱塞泵打压慢打开三缸柱塞泵溢流阀使溢流阀溢流检查观察孔是否有溢流现象（油箱观察孔）5液压远程控制台汇流管油压过低调整手动减压调压阀使压力降低调整手动减压调压阀，检查有无溢流现象（油箱观察孔）6司钻控制台传送油压压力过低调整减压调压阀使压力过低检查司钻控制台有无漏气现象，调整减压调压阀7手动平板阀关闭不严用力关闭手动平板阀不作反转动作使手动平板阀阀板不浮动检查管汇手动平板阀开关状态7最大关井压力如何确定，是多少（2分）最大关井压力不
25、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（5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。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
26、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，
27、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，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
28、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53-2H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
29、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1.80gcr113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
30、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%,池体积45.51T46.12m3,立压由22.3123.3MPa,钻压由34.6T44.8KN,悬重由1579X1561KN,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16m
31、3（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11.5MPa,立压为11.5MPa,按照套压理论计算,地层当量密度1.56gcm31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
32、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1.35gcm311.10gcm3T1.66gcm3,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,01:4
33、8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），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0T
34、36Mpa,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,
35、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
36、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
37、.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,3500m开始不返浆，下钻至井深4469m高架槽线流，关井L7MPa,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1
38、2.4MPa,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.
39、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
40、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
41、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
42、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
43、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。11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）（5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。12与本岗位相关的应急预案是否了解，本岗位职责是否掌握（5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。13防喷器组合及各闸板芯子距转盘面的距离（5分）根据实际丈量情况回答。
