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如何当好钻井队技术员

发布:多吉利        来源:www.duojili.cn  
钻井队技术员培训班
(如何当好钻井队技术员)
 
第一章   钻井队工程技术员工作的内容及基本要求
第一节   全面、严格的按设计要求进行施工
一、全面掌握设计内容
二、吃透理解设计精神
三、为贯彻设计要求创造条件
四、重视设计的重严肃性
五、把设计中的原则要求具体化
第二节  钻井队现场管理
一、钻具管理
1、钻具管理使用规程(钻井现场常用技术)
2、钻具使用标准
3、钻具下井使用规程
4、钻具起出规程
5、钻具分级表示方法
二、井口工具管理(钻井测试手册)
1、吊环
2、吊卡
3、卡瓦
4、液压大钳
5、吊钳
三、动力钻具管理
1、动力钻具的分类:螺杆(尺寸、弯度)、减速涡轮(钻井院)
2、动力钻具使用技术
3、单弯螺杆优选技术
四、取芯管理
1、取芯技术规程
2、工具检查及装配
3、操作规程
五、测斜仪器管理
1、配套工具:测斜绞车(液压、电动无级变速)、钢丝绳、滑轮管理
2、测斜仪分类:机械式、电子式、自浮式;
3、测斜仪器的使用
六、钻头优选
1、牙轮钻头规范(钻井测试手册64-69页)
2、牙轮钻头使用-喷射钻井技术
3、PDC钻头优选使用技术
4、 特殊钻头-偏心钻头、取芯钻头简介
七、钻具组合简介
1、准备工作
扶正器 、螺旋、直棱 普通单弯用、测斜坐
2、直井段常用组合(二次弯曲理论否定)
3、造斜井段(弯接头键的检查与计算:人工定向、随钻定向)
4、稳斜井段:普通类、单弯螺杆类
5、降斜井段
6、油田内部与外部的区别选择
八、井控工作管理
九、固井工作
1、套管现场管理
2、套管的计算
3、磁性定位位置
4、扶正器:普通、旋流(方向)
5、下套管的注意事项:罗卜头座封防蹩漏、灌泥浆防阻流板坏
6、固井过程的监督与指挥
7、测声幅
8、交井
十、特殊工具的管理
1、公锥
2、打捞筒
3、反循环打捞兰(投球)
十一、注水井的管理
1、现场勘察
2、汇报相关单位
3、注水井管理规定
4、建立注水井考勤制度
十二、计算机的管理
1、计算机的保护、
2、相关资料(邻井井史)查询
3、数据处理上报
第三节  搞好资料工作
一、全
二、准
三、及时
四、综合及分析
五、钻井井史填写细则
六、质量体系认证程序文件
第四节  开钻及特殊工艺施工前的检查与汇报
第五节  密切注意掌握钻井工程质量的各个关键环节
1、井身质量
①、井身质量标准
②、泥浆性能指标
③、固井质量(声幅与变密度、第一、二界面的判定标准,固井质量评定标准,井口质量评定标准)
④  、取芯质量
第六节  泥浆工作
第七节  技术培训
第八节  随时注意井下情况
第九节  学习先进技术、推广先进技术
第十节  怎样搞好技术管理工作。
 
 
怎样做好钻井队工程技术员的工作
第一节    全面、严格的按设计要求进行施工
一、全面、严格的按设计要求进行施工
设计包括地质设计、工程设计(包括泥浆设计)建井周期设计和成本预算。
设计是施工的标准书、施工的程序书。任何一项工程施工都应当有认真的科学的设计,施工必须严格按设计要求进行,为此
1、全面掌握设计内容
了解全部设计内容,熟悉设计中所涉及到的各个方面,不仅要注意大项,还要注意细节。不能断章取义,更不能各取所需,有时一个注解,对全井施工也是非常重要的。例如在分层泥浆使用中,除有一图表外,还有一条旁注中说明要提前   米加重,不注意此条要求,往往会造成恶果。
2、吃透各项设计内容的精神,领会设计的本来意图,只有这样才能真正执行设计。例如在套管下入深度的要求上,总有一个具体的数据表示,但它的目的是封某一地层或某一个必封的井段,由于地层深度和设计有出入,地层可能提前错后,都要密切注意,不能盲目的只考虑深度而忽略地层,否则就要吃亏。
3、为贯彻设计要求而创造条件和做好准备。
从搬上一口井,就要随时按设计要求去准备工具、器材及技术上应进行的安排,技术上的交底和训练,否则可能在进入新的工艺或出现异常情况时造成停工。有时为减少停工而降低标准凑和施工。可能造成后患。
4、重视设计的严肃性。
技术员不仅自己要重视设计,尊重设计的要求,而且要教育全队人员,严格按设计办事,设计是施工的依据,是具有法律性质的文件,未经设计批准人同意是不能随意改变的,私自修改设计造成恶果要负责任的。所以,要培养大家执行设计的习惯,批评那些对设计藐视和不在乎的态度,对设计内容有意见时可向上级提出,未经同意进行修改不能私自改动,更不能阳逢阴违。
5、把设计中的原则要求具体化,具体措施落实到岗位上,落实岗位的工作要经常检查落实的程度并及时给予指正。
6、为了把此项工作搞好,要深入学习掌握工艺技术的各个方面,提出措施切实可行,应请示上级批准。除非情况紧急,按已有措施可能造成损失时,又来不及请示上级,要慎重研究和讨论,做出切合实际的决策,事后立即上报,防止因考虑不周出现问题,同时应注意未经批准的改变要对后果负责任。
第二节                  钻井队现场管理
一、 钻具管理
1.  钻具使用标准
表一   钻杆允许弯曲度
长度
全长允许弯曲(毫米)
两端3米内允许弯曲度(毫米)
校直标准
使用标准
校直标准
使用标准
6米以上
3
4.5
1.5
2
8米以上
4
6
2
3
12米以上
5
7.5
3
4
每米弯曲度
1.5
2
 
 
 
 
 
表 二   钻铤允许弯曲度
   钻铤长度
米)
全长允许弯曲(毫米)
两端允许弯曲度(毫米)
校直标准
使用标准
校直标准
使用标准
8-9
<3
<5
<1.5
<2.5
12
<4
<6
<2.5
<3.5
每米弯曲度
 
<1.5
 
 
表三 方钻杆允许弯曲度
项目
校直标准
使用标准
全长
<3
<8
每米
<1
<1.5
  
2.  钻具下井使用规程
(1)钻具到井场后,钻井技术员应该对钻具卡片,查明钻具钢级和生产厂家,认真填写钻具卡片。卡片与实物不符,钻具钢级不明的不得下井。
(2)钻具螺纹应清洗干净,上、下钻台戴好护丝。
(3)未磷化或镀铜的螺纹,入井前应进行磨合。
(4)入井钻具入打捞工具接头等必须丈量好长度,内外径,做好记录。
(5)钻杆接头磨薄超过标准不得下井。
(6)钻杆接头弯曲超过标准的不得下井。
(7)钻杆本体有严重伤痕的不得下井。
(8)钻杆水眼不通的不得下井。
(9)钻杆、钻铤螺纹磨损超过标准的不得下井。
(10)格执行钻具倒换制度。
(11)下井钻具螺纹连接必须用双钳拉紧,大钳不得咬在管子本体上。
(12)钻进时,在套管内的钻杆部分,应戴胶皮护箍。
3.  钻具起出规程
(1)起钻做到四检查、一适当。
(一)四检查:井架工检查钻具弯曲;内钳工检查钻具母螺纹;外钳工检查钻具公螺纹;内外钳工检查钻具体有无损伤、刺漏等。
(二)一适当:卡瓦卡紧位置适当。一般卡在钻杆母接头下0.5米左右。
(2)短卡瓦使用井深:114.3毫米(41/2″)以上(包括114。3毫米)钻杆不超过1500米;88。9毫米(31/2″)以下(包括88。9毫米)钻杆不超过2000米。
(3)钻具卸扣时防止把钻具拉弯和把螺纹卸坏。如迂螺纹接过紧者,应采取措施力争卸开,无法卸开者,不允许割本体,只能从钻杆接头上割断。
(4)甩钻具时必须卸成单根。拉下钻台的钻具必须将打捞工具、配合接头、钻头、提升短节和其它工具卸掉。
(5)超深井的钻具,每钻完一口井要用钻具现场检测一次;其它井深的钻具之检测(包括磁性和超声)周期由各油田自行决定。
4.  钻杆分级表示方法
钻杆分级检验仪器应以钻具现场检查仪为主分级标记如图1,分级表示方法如表4。
表4  钻杆分级表示方法
接头和钻杆级别
  油漆环条数
新钻村*
白色一条
一级钻杆
白色两条
二级钻杆
黄色一条
三级钻杆
兰色一条
四级钻杆
绿色一条
报废钻杆
红色一条
报废或回站检修接头
红色相隔120°三条
现场可修复接头
绿色相隔120°三条
* 新钻杆不注级别号,只注钢级
 
二、井口工具管理(钻井测试手册)
1、吊环
2、吊卡
3、卡瓦
4、液压大钳
5、吊钳
三、动力钻具管理
1、          动力钻具的分类:螺杆(尺寸、弯度)、减速涡轮(钻井院)
A.        涡轮钻具:速度高,300-600rpm,目前钻井院在其上加上减速机构。
B.         螺杆钻具
按尺寸:279mm   244mm   197mm   216mm   172mm   165mm   120mm   100mm   95mm   89mm   73mm   60mm  
按弯度:直螺杆,单弯(0.5  0.75  1.0  1.25  1.5  1.75  2.0  2.25)
按螺杆结构:单头和多头
            单头:速度高、扭矩小
            多头:速度低、扭矩大,现在常用5头
按级数:6级、7级
按扶正器:单扶、双扶、上下扶正器外径不一致
2、          动力钻具使用技术
A.        动力钻具上井检查:键、弯向(键和弯向的夹角)、度数(一根细线表示0.25度,一根粗线表示1度)
B.         动力钻具入井检查:一般不接钻头,[排量在(1/3~1/5)旁通阀是开启位],165mm螺杆的额定排量(21~28l/s)。
C.        动力钻具使用判断:
好:接触井底,泵压上升
坏:无进尺,断芯轴(可加防掉装置)
165mm螺杆:压降2.5MPa    172mm螺杆:压降3.2MPa
D.        使用注意事项:不要掉落物
E.         动力钻具使用时,复杂情况处理
定子:蟥化橡胶
转子:钢
能否由软硬不同耐磨性不一样的金属代替?
3、单弯螺杆优选技术
(一)单弯螺杆优选技术
(1)0.5°双扶、0.5°单扶单弯在文33-152井,新卫222井使用,由于增、降斜率太低,自那以后0.5°的单弯螺杆在中原油田被淘汰出局。
(2)0.75°双扶单弯在胡5-220,卫360,胡7-282,文33-152,胡5-197井使用,其增、降斜率每单根能达到0.75°左右,与设计增斜率4°/30m相差太大。降斜率虽然能达到设计要求,定向钻进速度毕竟比转盘慢,因此井队在定向增、降率时少用或不用。
(3)0.75°、1°单扶单弯+PDC在2001年底到2002年初6口井试验中,由于单扶单弯所产生的反扭矩不足以克服PDC钻头切削岩石所需的正常扭矩,工具面较难达到要求,因此,单弯单扶带PDC钻头定向钻进时应提前调整好泥浆性能,前3m到6m应耐心调整即可。
(4)0.75°单扶、1°单扶在新文72-8、文273-5、新文10-88、新文10-4、文213-15、新濮3-180等28口井上使用,在优快钻进初期取得了较好成绩,新文10-88、新文10-4等一批井都创出了当时的高指标,由于单弯螺杆的优势是高速,可以转动转盘复合钻进,牙轮钻头是靠冲击、振动、滑移、切削等多种方式破岩,很明显牙轮钻头与单弯不匹配,而定向时牙轮钻头易掉牙轮,能适应高速的牙轮钻头类型很少,目前相对较好的只有HJ517、镶齿钻头机械钻速很低,胡状:胡7-277最高7.17m/h;文南:文19-15最高6.71m/h;濮城:濮3-180最高3.5m/h;一般均在如新文72-8为2.09m/h;结论:井深超过2400mp定向段不宜再用牙轮+单弯螺杆。
 
(5)1°、1.25°双扶单弯在定向段的应用分析(表5)
表5 单弯螺杆在定向段的应用分析
序号
队号
井号
定向井段(m)
机械转速(m/h)
钻头型号
单弯螺杆型号
1
32174
胡侧7-85
2152-2385
3.47
HJ517
0.75°
单扶
2
32905
濮7-106
2933-2989
1.69
GA114
1°单扶
3
32414
文侧38-12
2022-2187
2.23
HJ517
0.75°
单扶
4
32623
胡5-198
1786-2185
8.31
84FM245G
1°双扶
5
32769
新濮2-45
1997-2171
10.23
F1924C
1.25°
双扶
6
32435
新文79-131
2022-2370
6.31
GP545
1°双扶
7
32929
新濮2-45
1658-1904
6.60
GP545
双扶
通过表5对比得出:1°、1.25°双扶带弯带PDC,其机械钻速至少比0.75°单扶、1°单扶单弯牙轮钻头高出1倍,且PDC钻头避免了牙轮的潜在风险,加之定向完不用起钻,节约时间更多,行程钻速更会大幅度提高,成本降幅更大。因此,定向井段钻进最好选择1°或1.25°双扶单弯加带PDC钻头。
(6)稳斜段、降斜段单弯螺杆钻头选择应用分析
从99年探索PDC钻头在定向井中的应用,2000年初基本确定PDC钻头在稳斜段中的作用:因其稳斜、稳方位效果随地层变化比较大,始终没有被广泛推广应用,随着单弯螺杆从2000年11月起探索,2001年3月初确定单弯双扶可以带PDC钻头用于定向,为控制全角变化率超标,启动转盘,在钻进过程中当井斜达到10°以上后,其稳方位,微斜效果相当明显,随地层影响比光用PDC钻头小,因此,优快钻井在稳斜段被确定。
表6单弯螺杆在稳斜段的应用分析
序号
井号
钻头
类型
钻井井段(m)
钻压(Kn)
转速r/min
排量L/s
泵压Mpa
井斜变化
方位
变化
1
新文38-33
F1924C
1678-2130
10-40
I档
28
16
27°↓21.5°
99°↑102°
2
新濮3-402
 
2732-2960
40-60
I档
28
17
40°↓39°
285°→285°
3
濮6-122
GP545
3643-3860
60-80
I档
28
18
37.5°↓33°
295°↓292°
4
文79-131
GP545
3080-3351
40-50
I档
28
16
29°↓28.5°
310°↑312°
通过表6分析可知,1°双扶单弯带PDC钻头钻进,正常情况下降斜0.5-2.5°双扶/100m,方位变化很小,1.25°稳斜效果相对比1°强;结论:正常情况下在稳斜段以选择1°、1.25°带PDC钻进,降斜时应注意降斜效果比额定降斜度大。
(7)螺杆扶正器的调整
随着优快钻进技术研究的深入,虽然一只双扶单弯螺杆可以连续完成直井段、造斜段及稳斜段的施工作业,但是由于各区块地层规律差异很大,稳斜段井斜控制不尽相同。由于井斜变化率的差异,利用复合钻进连续钻穿两靶或多靶比较困难。为解决稳斜问题,首先通过随钻调整井斜,单扶螺杆和双扶螺杆交替使用,使稳斜段井斜控制取得了良好的效果。但是在一定程度上又阻碍了优快复合钻井技术的实施增加了滑动钻进时间和起下钻时间;而后通过短钻铤的使用调整上扶正器的位置,使稳斜控制上升了一个新台阶,但存在的问题是利用随钻无法直接调整方位。
为进一步完善稳斜段的控制技术,对螺杆上扶正器直径进行了调整,并形成直径系列。目前,特制了D195、D200、D206、D210、D212五种螺杆专用螺旋扶正器。根据各区块的地层规律和井眼轨迹的实际情况合理选用。在白73井、文305井得到了应用,保证稳斜效果,减少起下钻和滑动钻进时间。
 
四、取芯管理
(一)、取芯技术规程
岩芯是我们认识油、气田和地层的宝贵资料,是油田勘探与开发评价的主要依据,因此必须取好芯,不断地提高取芯质量。
1、工具检查及装配
(1)、检查项目及要求
①、钻头:丝扣完好、钻头体无裂缝、水眼畅通、刀片焊缝牢固、钨钢块排列整齐且不偏心,内腔光滑、进口完整无缺、内外尺寸符合图纸要求。
②、岩心抓:不变形、弹性好、尺寸类型相符。卡箍在短节斜坡内灵活、卡板伸缩灵活牢固。川式整体卡箍岩芯抓内径应比钻头内径小1-2毫米,弹性合适。
③、分水接头和悬挂轴承:分水水眼畅通,单流凡尔密封可靠,单流作用好,弹子盘灵活,组装后吊在井口用手能转动内筒。
④、内外岩芯筒:无变形、无裂缝、无伤痕,外筒内部和内筒内外部无泥沙和民物,丝扣完好。
(2)、装配及注意事项:
①、一定三查:一定:是由井架工维护管理,由工程技术员指导和组织人力清洗组装。三查:取芯工具下井前由地质人员、司钻、值班干部复查。
②、装配后,卡箍岩芯抓在短节内转动和上下移动灵活岩芯爪与钻头台肩间距离为10-15毫米为宜。
③、装配时每道丝扣必须清洁,涂好优质丝扣油。新扣要认真磨合。
④、内筒丝扣用双链钳上紧,外筒用链钳上紧后再在井口用大钳将各处丝扣上紧。
2、操作规程
(一)把好下钻操作关:
(1)下列几种情况不准下取芯工具
①井下不正常、有阻卡、掉块、井底有落物、漏失和油气很活跃。
②泥浆性能不符合设计要求。
③岗位工人对取芯工具结构、性能不熟悉,未贯彻取芯设计 未制订取芯措施。
④设备有问题,不能保证连续取芯施工。
⑤取芯质量装配质量不合格。
⑥批重表和泵压表不灵
⑦对上筒岩芯没有分析出收获率低的原因各未订出下筒取芯措施。
(2)在81/2″井眼中使用川8-3型取芯工具,取芯前一只钻头力争用带有与取芯工具相应的扶正器钻到取芯位置,以便有得带有扶正器的取芯工具顺利下井。如果条件不允许,取芯工具下钻中一定要特别注意防止迂阻卡钻。
(3)取芯工具下钻时,一定要控制钻具下放速度,避免猛放、猛刹和顿钻。
(4)下钻迂阻不得超过5吨,迂阻应立即起钻,将井下调整正常后再下钻取芯。
(5)通常钻头离井底0.5-1米循环泥浆,如有余芯或疏松的砂岩,钻头可以离井底1.5米循环,上提下放配合使用高速转动甩掉内筒脏物。使用内筒自洗式取芯工具,下完钻循环好沿线浆,投球堵住内筒水眼后再开泵取芯钻进。
(6)处理好泥浆。检查指重表、泵压表、刹车系统灵敏可靠、方入准确无误,方可取芯钻进。
(二)把好取芯钻进关:
(1)取芯钻进必须由技术熟练的岗位工人操作,要送钻均匀,减少蹩跳钻。在设计参数允许的范围内可以灵活地高速钻压和转速以适应于井下。
(2)尽量避免停泵、停钻。若被近停,无特殊情况,不得把钻头提离井底活动。
(3)取芯的第一关是“树芯”(即戴帽)。用1-2吨钻压,1档车钻进不得少于0.2米。取疏松砂岩的决窍是加足钻压、跟上钻压。
(4)取芯钻进中关键问题是防止堵芯,尔后的磨芯,预防堵芯的办法是:
①内筒脏物要甩干净。
②内筒在外筒内转动要灵活。
③悬挂轴承上的单流凡尔工作要良好。
④送钻在均匀,防止溜钻。
⑤泥岩,尤其是膨胀性的泥岩,一般钻时快容易堵,应控制送钻速度。
⑥发现钻速突然变慢,转盘负荷增大,泵压略有升高这是堵芯预兆,应马上割芯起钻。
⑦破碎岩性也易堵芯,单筒进尺不要打的太多。
⑧地质预告必须准确及时。
⑨高压油气层取芯应注意发现井喷预兆,重点以井下安全为主,取芯次之。
(5)取芯钻井参数的选择和泥浆性能的要求,要根据各井的实际情况和地质要求进行专门的设计。供参考的参数为钻压:泥岩4-6吨,砂岩6-8吨,转速1档、排量:18-20公升/秒,疏松砂岩可适当降低排量。
(6)川8-3型取芯工具,取芯中途接单根时,上提钻具割芯,拨断负荷不得超过悬重15吨;卸方钻杆时销住转盘,接完单根下放钻头至井底,先用比原钻压大50%的压力静压钻具,预松卡箍岩芯抓,再上提至钻压1吨后,开泵再取芯钻进。
(7)以地层预告,钻进记录、岩屑、泥浆性能变化为依据,随时分析掌握井下情况,准备割芯起钻。
(8)为了随时掌握井下情况,取芯井段钻时要加密记录;2000米以内,每钻进0.5米记录一次。2000米以下每钻进0.2米记录一次。特殊情况另行商定。
(9)加强地质、泥浆人员与司钻的联系,若发现问题及时向司钻报告,以便采取措施评理。
(三)把好割芯关:
(1)割芯一般在交界地层进行,以泥岩地层最为理想。
(2)在割芯部位以上0.5米左右,钻压比原来钻压多加1-2吨,形成粗芯,利于割芯时岩芯抓卡牢。即“穿鞋”。
(3)刹住刹把磨芯15-20分钟,恢复一下悬重。硬地层进尺慢,直接割芯。
(4)割芯时上提钻具不得超过1.5米并且拉力不得超过20吨,多次重复割芯,不要硬拨。
(5)割完芯再试探是否有余芯。
(6)探芯完,上提钻具0.2-0.5米,循环泥浆10分钟,冲通钻头水眼后起钻。
(四)把好起钻操作关:
(1)操作平稳,严禁猛刹猛放。
(2)油气层中的起钻必须按油气层的起钻措施执行。
(3)起钻最好用液压大钳卸扣。若无液压大钳,就用旋绳卸扣,不允许用转盘卸扣。
(4)连续向井内灌满泥浆。起钻完,立即盖好井口,防止掉芯和落物。
(四)把好岩芯出筒关:
(1)禁止岩芯在井口出筒。
(2)把提出的岩芯筒平稳地放到场地上,垫平,慢慢地顶出岩芯。若岩芯不易顶出,严禁猛击内筒,应用手压泵慢慢顶出,不要在筒前操作和站人。防止“放炮”伤人。
(3)爱护岩芯。凡是井下取出的岩芯,都要收集起来,丈入长度之中。
(4)每段地层最后一次取芯,在计算岩芯收获率时,必须减去岩芯抓以下进尺长度。
(六)使用好取芯工具应注意的事项:
(1)取芯工具上下钻台必须用大钩和电葫芦进行抬放。实行平稳操作。
(2)取芯工具用后,要妥善保养,做到清洁防腐。
(3)备用取芯工具在场地上必须垫平,以防弯曲。
(4)取芯工具运转200小时后要对焊缝和丝扣部分进行磁粉探伤。并校直、查壁厚、查丝扣等检查工作。
(5)取芯工具在井口紧扣时必须用麻袋垫好,防止碰伤钻头的切削刀。
(6)取芯钻头取出后,要认真地对其磨损情况进行分析并有详细记录。
 
五、测斜仪器管理
1、配套工具:测斜绞车(液压、电动无级变速)、钢丝绳、滑轮管理
2、测斜仪分类:机械式、电导式、自浮式;
3、测斜仪器的使用
六、钻头优选
1、牙轮钻头规范(钻井测试手册64-69页)
2、牙轮钻头使用-喷射钻井技术
钻头及水眼通常按设书要求,做好准备。
但有时是由于井下情况变化,有时是没有设计的钻头,此时应根据情况重新选择。
当前PDC钻头型号很多与单螺杆配合。
由于地层的变化和钻头质量及参数的不稳定,给钻头使用时间带来判断的困难,故要求认真对比选择类型和共同分析应当起出的结合井下情况听取司钻意见,减少判断失误。
钻头类型,地层情况参数没有变化情况下,依据上个钻头的使用时间,判断下个钻头,还是一个比较可靠的参考,所以说,对入井钻头情况的准确详细描述十分重要。
牙型钻头使用时间上,不应单纯追求总进尺高,在磨损控制上不要过度,附言可稍轻些,以免造成牙轮落井。
井场应有几种近似型号和钻头储备,以减少被迫使用不适合的钻头下井。
3、PDC钻头优选使用技术
(一)、PDC钻头优选
(1)PDC钻头与牙轮钻头分析对比
4月份,我们在濮3块各完成一口2850m左右的生产井,地面距离在200m左右,由于两队的钻井工艺和钻头的选择不同,导致钻井速度差别很大,现将使用情况及时效对比如下:
表7 新濮3-38和新濮3-58两井钻头使用情况
新濮3-38
新濮3-58
钻头
型号
井段(m)
进尺(m)
纯钻
时效h:min
机械钻速(m/h)
钻头型号
井段(m)
进尺(m)
纯钻时效(h)
机械
钻速(m/h)
171/2″P2
0-350
350
7:00
49.35
171/2″P2
0-349
349
15:30
22.18
81/2″H126
-1278
928
30:15
30.68
81/2″H126
-1253
904
25:15
35.80
81/2″川石
-1700
422
13:15
31.26
81/2″H126
1762
509
19:30
26.10
81/2″取心
-2345
645
82:15
7.84
81/2″H517
-2189
427
54:30
7.83
81/2″川石
-2386
 
 
 
81/2″H126
-2295
106
19:00
5.58
81/2″H517
-2758
463
89:00
5.20
 
-2877
491
33:30
14.66
81/2″H517
-2850
92
21:15
4.33
由上表可知,新濮3-38井用川石81/2″PDC钻头从1700m钻至2345m,机械钻速7.84m/h;新濮3-58井81/2″两只钻头才钻至2295m其机械钻速平均为7.30m/h。结果是PDC钻头比牙轮钻头快0.54m/h。新濮3-38井用81/2″PDC加螺杆工艺从2386m钻至2877m,机械钻速达14.66m/m;新濮3-58井用两只81/2″H517钻头从2295m钻至2850m,机械钻速平均为5.05m/h。结果是螺杆加PDC比牙轮钻头快9.61m/h。
表8 生产时效对比情况
井号
纯钻时间(h:min)
起下钻时间
(h:min)
接单根时间(h:min)
循环
时间(h:min)
合计(h:min)
备注
新濮3-58
243:30
94:30
26:00
30:00
394:00
 
新濮3-38
166:15
49:30
26:50
29:00
271:35
 
对比
+77:15
+45:00
-0:50
+1:00
+122:25
 
从上表时效对比可知,接单根、循环时间相关不大,但是纯钻时间和起下钻时间就有很明显的差距,两项合计是122:15h,折成天数为5天2小时,这就是螺杆加PDC钻井方式。通过新濮3-38和新濮3-58进行的数据分析,使我们更进一步了解了新工艺+PDC钻头的先进性,更加量化了PDC与牙轮钻头的区别。
(2)中原油田各地区应用81/2″牙轮钻头定向和81/2″PDC钻头定向的机械钻速对比
表9 濮城地区不同钻头在定向井段的机械钻速
序号
井号
定向井段(m)
定向钻头
机械钻速(m/h)
1
新濮2-45
1997-2171
F1924C
10.23
2
濮2-626
2147-2342
B435(北石大)
8.04
3
濮2-135
1658-1904
GP545(川石)
3.67
4
新濮3-38
2160-2234
PDD(川石)
7.50
5
新濮3-58
2189-2295
H126
5.58
6
新濮3-61
1832-2048
B435(北石大)
16.30
7
新濮3-180
1650-1735
H517
3.50
8
濮6-146
2756-2917
PDC(川石)
2.06
9
濮7-106
2933-2989
GA114
1.69
表10 文留地区不同钻头在定向井段的机械钻速
序号
井号
定向井段(m)
定向钻头
机械钻速(m/h)
1
新文10-4
1212-1939
HJ517
4.84
2
新文10-88
1780-2126
HJ517
3.88
3
文10-99
1920-2226
HJ517
5.10
4
文侧15-82
1503=1645
F1924C
7.10
5
文19-15
2044-2319
H517
6.71
6
文33-216
2529=2669
H517
2.33
7
新文38-15
1828=1936
GP545
5.84
8
新文38-33
1520=1705
F1924C
12.33
9
文侧38-12
2022-2187
HJ517
2.23
10
新文72-8
3034-3240
HJ517
2.09
11
新文79-131
2026-2070
GP545
3.40
12
文79-180
3242-2415
HJ517
3.95
13
文209=55
2200-2467
HJ517
4.77
14
文213-15
2910=3187
HJ517
3.84
15
文273-5
2178-2416
HJ517
2.80
表11 胡状地区不同钻头在定向井的机械钻速
序号
井号
定向井段(m)
定向钻头
机械钻速(m/h)
1
新胡5-58
1824-1991
84FM245G
5.56
2
新胡10-12
1633-2258
H517
2.80
3
胡侧23
2818-2706
H126+H517
1.81
4
胡侧7-85
2152-2385
HJ517
3.47
5
胡5-119
1600-1856
HJ517
5.10
6
胡5-197
2910-3187
F1924
3.84
7
胡5-198
1828-1936
84FM245G
8.31
8
胡5-200
1695-2085
H517
4.56
9
胡7-277
1615-2115
H517
7.17
表12 卫城地区不同钻头在定向井段的机械钻速
序号
井号
定向井段(m)
定向钻头
机械钻速(m/h)
1
新卫2-40
1920-2004
F1924
14.00
2
新卫222
2474-2702
HJ517L
3.39
3
卫10-35
2265-2440
GP545
5.00
4
卫360
2350-2640
84FM245G
5.47
5
卫355-1
2853-3109
HJ517+H517
1.04
通过以上表可明显看出PDC钻头在各地区定向都存在明显优势,特别是F1924C、B435、GP545等效果较好。
(3)分区块PDC钻头优选的研究
根据PDC钻头的机械钻速、累计进尺、钻头价格等情况,分不同区块、不同井段进行优选,主要方法是:
① 通过对PDC钻头使用资料的对比分析,进行优选;
②实施PDC钻头多样化,对四刀翼钻头型号WH461-4(产地武汉地质大学)和SFMP114-4(胜利正益),五刀翼GP526LPDC,六刀翼F1924C等进行多井多区块使用,都取得很好的效果。见表7:
表13分区块PDC钻头使用情况对比
年份
井号
队号
型号
PDC厂家
地层
钻进井段(m)
机械钻速(m/h)
备注
2004
白73井
45709
GP526L
川石
S2
219-2603
13.44
 
S2S3
2603-2904
6.57
 
S3
2990-3886
7.30
 
2003
 
 
 
 
 
2489=3020
6.72
 
 
3020=3604
2.30
 
 
 
 
 
文90断块
年份
井号
队号
型号
PDC厂家
地层
钻进井段
机械
钻速(m/h)
备注
2004
文90-51
32583
G544H
川克
S2S3
1480-3220
4.47
 
2003
文90-48
45131
GP545
川石
S2S3
1597-3280
4.05
 
文98块
年份
井号
队号
型号
PDC
厂家
地层
钻进井段
机械
钻速m/h
备注
2004
文98-21
32585
H461-4
武地大
沙二下
1489-2689
20.86
 
2003
文98-18
32413
F652J
全兴
沙二
1507-2920
12.02
 
文99块
年份
井号
队号
型号
PDC厂家
地层
钻进井段
机械钻速m/h
备注
2004
文99-19
32586
P265MF
胜利
S2S3
1480-3220
10.71
 
2004
文99-31
32581
P265MF
胜利
S2S3
1597-3280
9.78
 
2004
文99-24
32583
GH461-4
武地大
 
1655-3120
12.28
 
2004
文99-14
32582
F652J
全兴
S3
1620-2979
10.18
 
 
濮城P3块
年份
井号
队号
型号
PDC厂家
地层
钻进井段(m)
机械
钻速m/h
备注
2004
P气17
32582
SFMP114-4
胜利
S3上
1590-3138
13.08
 
2004
P3-347
45710
P265MF
胜利
S2上
1550-2900
9.99
 
2004
P3-347
32583
P265MF
胜利
S3上
1514-2900
14.2
 
 
卫360块
年份
井号
队号
型号
PDC
厂家
地层
钻进井段(m)
机械
钻速(m/h)
备注
2004
 
卫360-45
32581
P265MF
WH461-5
胜利
武地大
川克
S3
S3
1615-3213
3213-3387
5.79
29
 
卫360-498
45710
P265MF
G545
胜利
川克
S3上
S3中
1420-3050
3050-3387
13.22
4.09
 
卫360-44
40567
SFMP114-4
F652J
胜利
全兴
 
 
S3上
S3中
1452-3180
3180-3470
12.94
6.44
 
卫360-38
32585
WH461-4
武地大
S3
1478-3200
22.08
 
卫360-47
32581
F265MF
胜利
S3
1616=3227
7.19
 
 
文72块对比
年份
井号
队号
型号
PDC
厂家
地层
钻进井段(m)
机械
钻速(m/h)
备注
2004
 
文72-170
32586
P265MF
WH461-5
G545
胜利
武地大
川克
 
自2660后-3368
<1.5
 
文72-70
45712
P265MF
G545H
胜利
川克
 
1530-2377
2377-3432
13.13
4.91
 
文72-410
45707
GP526L
G445PG545
川石
川克
 
2643-2967
3150后
3.06
<2
 
通过以上的对比分析,为PDC钻头在各区块的选择提供了依据,如卫360块选用武地大四刀翼WH461-4,濮城上部地区可选用P265MF和SFMP114-4,如文90块选用G544H,黄河南白庙选用GP526L、G544H等,还有一些区块未找到合适的PDC钻头,如文72块所钻的三口井中,除文72-70较快外,其他两口井都 非常的慢,而且都是72块的边部,岩性比较特殊,需继续研究。
4、 特殊钻头-偏心钻头、取芯钻头简介
 
七、钻具组合
1、准备工作
扶正器 、螺旋、直棱 普通单弯用、测斜坐
2、直井段常用组合(二次弯曲理论否定)
   311.1mm井眼:
  A.9"DC*3+8"DC*6+7"DC*9
  B.244mm螺杆+9"DC*1+311mm扶正器+8"DC*6+7"DC*9
215.9mm井眼:
  A.7"DC*2+214mm扶正器+6 1/4"DC
  B.165mm螺杆+6 1/4"DC*1+214mm扶正器
3、造斜井段(弯接头键的检查与计算:人工定向、随钻定向)
215.9mm井眼:165mm单弯螺杆+6 1/4"DC*(6-7根)
4、增斜井段:
311.1mm井眼:
A.311mm扶正器+8"DC*3+311mm扶正器+8"DC*1+311mm扶正器
      钻压200KN,增斜率5-10度/100m
B.311mm扶正器+8"DC*2+311mm扶正器+8"DC*1+311mm扶正器
      钻压200KN,增斜率3-6度/100m
C.311mm扶正器+8"DC*1+311mm扶正器+8"DC*1+311mm扶正器
      钻压200KN,增斜率1-2度/100m
215.9mm井眼:
A.214mm扶正器+6 1/4"DC*2+214mm扶正器+6 1/4"DC*1+214mm扶正器
    增斜率5-10度/100m
   如果去掉第三个扶正器,增斜率为3-5度/100m
B.214mm扶正器+6 1/4"DC*1+6 1/4"DC(短)+214mm扶正器+6 1/4"DC*1+214mm扶正器
5、稳斜井段:普通类、单弯螺杆类
311.1mm井眼:
A.311mm扶正器+8"DC(短)+311mm扶正器+8"DC*1+311mm扶正器+8"DC*3+311mm扶正器
B.311mm扶正器+8"DC*1+311mm扶正器+8"DC*1+311mm扶正器
215.9mm井眼:
A.214mm扶正器+6 1/4"DC(短)+214mm扶正器+6 1/4"DC*1+214mm扶正器+6 1/4"DC*3+214mm扶正器
B.214mm扶正器+6 1/4"DC
C.214mm扶正器+6 1/4"DC(短)+214mm扶正器
   在陕北,扶正器外径通常在208-210mm
6、降斜井段
311.1mm井眼:
8"DC*3+311mm扶正器+8"DC*1+311mm扶正器----------强力降斜钻具
215.9mm井眼:
7"DC*2+214mm扶正器+6 1/4"DC
6、油田内部与外部的区别选择
八、井控工作管理
当前没有任何工作比此项工作表现出的问题更为严重,它威胁着每口井的安全,威胁着每个油田的安全,威胁着全油田任务的宛成和双增双节工作的正常开展,同时,它还威胁着钻井系统,各级在岗领导和技术人员的命运和前途,如果你不能尽职尽丙,不能保证在你管辖的范围内不发生井控事故的话。
井控是一项非常复杂非常细致的工作,井控又是一项工作中隐藏的长期的随时都能表现出来的危险因素,世界各油田都对此高度重视,然而每年都有上百起井喷失控和火灾爆炸事故。而我油田此项工艺的基础尤为薄弱。为此,我们人人都要倾尽全力高度警惕,一步一步一项一项的做好应做的工作,尽到应尽的责任,具体要:
(1)按设计深度和层位下好各层套管,完善套管串结构。
(2)按要求标准装好井口,确保每个法兰每个丝扣的连接质量,试压严格,不抱任何侥幸念头,落实人头,有案备查。包括节流管汇、防喷管线、压井管汇等。
(3)严格进行交接,学会操作不留隐患。
(4)把操作方法和注意事项及时教会所有正副司钻,大班人员及队干部。
(5)进行全队人员的全面培训,练兵,熟练掌握“四、七”动作。
(6)钻开油气层前的三个交底(地质、工程、泥浆)一定要提前,特别注意地层有无提前现象,不能打遭遇战。
(7)钻开套管鞋和分段的地层破裂压力试验就临指挥,记录在案,讲究施工方法。
(8)钻油气层按提前深度调好泥浆比重。
(9)坐岗观察也应按要求严格执行,不能降低标准,标明起下钻液面变化尺度计,提高观察准确度。
(10)钻开油气层根据情况做短程起钻观察,每次起下钻都要测量油气串速度,并按要调整比重。
(11)钻开油气层后,经常检查各项工作是否有不足之处,及时安排整改,达不到标准停钻整改,不能“带病”工作。特别是资况消耗的补充,松懈情绪的消除。
(12)固井中必须计算水泥失重的影响,注意比重平衡和适当加回压,并为此先做好设备工作准备。
(13)当发生井涌、井喷时,有效控制井口,进行压井计算,为此到时做好小排重循环试验。
(14)调整泥浆、混油井全井泥浆比重不能低于要求比重,哪怕是短暂时间内。
(15)一定要熟悉井控条例的内容,按要求进行各项工作,在执行中有问题,有意见要提,共同完善此项工艺。
 
九、固井工作
1、套管现场管理
固井质量的好坏,影响因素很多,固井质量上的问题影响非常深远,钻井工程技术员应当:
(1)平时应掌握井下的遇阻遇卡情况,浓度及严重程度分析造成的原因采取措施消除。
(2)电测后通过井径图进一步了解井径变化,对小于钻头的井投要划眼。
(3)套管的准备工作:纲级、壁厚、外观、余扣、长度丈量、通径、段长及组合、套管串、下部结构的组装等。
(4)套管工具的检查准备
(5)下套管措施贯彻、岗位明确和标准明确。
(6)开始下套管和下套管后期的钉井,保证下部结构下入安全,井口的找正、固定、联入深度控制、丝扣连接质量。
(7)固井设计的校核,根据实际情况提出建议。
(8)固井施工中现场监督和协助固井队工作,做好加回压的各  保证加压的质量。
(9)固井质量的检测,试压工作。
(10)装套管头或焊环形钢板的监视指导,确保不发生失误。
2、套管的计算
3、磁性定位位置
4、扶正器:普通、旋流(方向)
5、下套管的注意事项:罗卜头座封防蹩漏、灌泥浆防阻流板坏
6、固井过程的监督与指挥
7、测声幅
8、交井
十、特殊工具的管理
1、公锥
2、打捞筒
3、反循环打捞兰(投球)
 
十一、注水井的管理
1、现场勘察
2、汇报相关单位
3、注水井管理规定
(1)、对注水井的调研
 1.1钻机搬到新井位后,由井队和技术监督发展部共同对新井周围500米内的注水井进行调研。
 1.2 注水井应调研的内容:
 1.2.1注水井的井号
 1.2.2注水井与新井的井下距离(米)
 1.2.3注水井的注水深度(米)
 1.2.4注水井的日注量(m3/日)
 1.2.5注水井的累计注水量(m3
 1.2.6注水井的注水压力(MPa)
 1.3由井队和技术监督发展部共同确定应停注、对新井有影响的注水井。
 (2)、注水井的停注
2.1新井钻至井深离注水层500米前,由井队上报技术监督发展部应停注的井号、放压要求。
 2.2技术发展部填写注水井停注通知单,签字盖章后去采油厂办理停注手续,按时停注放压。
(3)、注水井停注后的监督检查
3.1注水井停注后由井队负责每天对注水井的停注情况进行检查,考勤并记录水井的压力变化情况。
3.2对发现的新开注井、转注井,井队要及时汇报技术监督发展部,技术监督发展部要及时与采油厂联系停止注水。
(4)、注水井的开注
4.1完井测完声幅,固井质量无问题,井队要及时上报技术监督发展部开注水井。
4.2技术监督发展部核对无质量问题后,填写开注通知单,签字盖章后去采油厂办理开注手续。
4、建立注水井考勤制度
 
十二、计算机的管理
1、计算机的保护、
2、相关资料(邻井井史)查询
3、数据处理上报
第三节  搞好资料工作
钻井工程的最终目的是两个,一个是找到油气资源,二是得有价值的资料。
资料又分为两个部分,一是油气资料,二是工艺技术资料。
资料是我们及时掌握油气显示,工程情况和指导工程进展的依据,同时又是我们总结、提高、推广、交流的依据。它是投资的重要成果。
怎样才能做好此项工作
1、全—即按照要求的内容和标准。一项到漏的进行收集,还该进行我们工作需要的但未必上级有要求的各基资料的收集。技术干部应自觉的除收集上报资料外,不能忽视对其他有用资料的收集,掌握的资料赵多,发言权越大,分析才能更育分,决策才容易正确。
2、准—就是“真”。“真”是一切科学技术资料工作的灵魂的基础。“真”就是一是一,二是二,做到“真”要力争直观。亲自测量,亲自看,亲自记录,不能道听途说。尊重原始记录,不要搞“回忆录”不要靠想当然去推测,更不能编造,不要被某种已有的见解所缚束。不要被权威的观点所左右,更不能有意去掩盖真象,目前中原油田普遍存在技术员自己填班报表。
3、及时—及时就是快。快是资料工作的一个基本要求,有不少资料时间过长会失去原有的价值或意义。甚至毫无意义,快能早些把有用资料转化为生产力。
及时,又是资料能否“准”的一个条件,很多情况下不能及时描述和处理的资料,就很难实现“准”。
任何拖拉作风,任何靠回忆记载资料的方法都是不可取的,有时甚至是自欺欺人。
4、综合和分析
另星的资料价值是有限的,综合分析才能找出规律,规律的认识才能更好的指导生产。
综合分析过程是资料升华过程,也是我们认识提高的过程,也是我们由微观认识到宏观认识发展的过程,善于综合,善于分析是我们技术工作利用有限资料,提高自己,改进工作的一个必由之路。
   
 
1、基础数据…………………………………………………………………4
2、地质简介…………………………………………………………………7
3、设备情况…………………………………………………………………9
4、井身结构…………………………………………………………………9
5、井口装置…………………………………………………………………10
6、钻具………………………………………………………………………11
7、钻井液…………………………………………………………………‥12
8、钻头………………………………………………………………………12
9、钻时………………………………………………………………………15
10、直井(段)测斜………………………………………………………•15
11、定向井…………………………………………………………………•16
12、井径……………………………………………………………………•20
13、钻井取芯………………………………………………………………•21
14、地层压力测试…………………………………………………………•22
15、中途测试………………………………………………………………•24
16、固井……………………………………………………………………•24
17、井下复杂情况…………………………………………………………•27
18、井下事故………………………………………………………………•28
19、地面重大事故…………………………………………………………•29
20、钻井施工进度…………………………………………………………•30
21、主要材料消耗统计……………………………………………………•31
22、钻井工程成本结算……………………………………………………•31
23、钻井日志………………………………………………………………•31
24、钻井月志………………………………………………………………•35
25、技术总结………………………………………………………………•35
 
钻井井史填写细则
此填写细则中涉及到的内容适用于《钻井基础数据管理系统》中的井史维护。
总体要求:
1、为便于查阅,要求用70-80g的白纸剪成5cm×6cm的长方形附在封面上,注明构造(地区)名称,井号、井别、字体要求用10mm的仿宋字。
2、钻井队钻井工程技术负责人逐项填写,不得中断,并妥善保管,不得丢失。
3、一律用钢笔正楷字填写,必须做到内容真实,数据准确,图表清晰。
4、凡数值均取两位小数。
5、完井后由钻井队队长、钻井工程技术负责人签名,按时上报公司技术部门审查签字后存档。
首页要求
按首页项目逐项填写:
(1)井号填写以设计为准。对于侧钻井,则要在井号后面用括号注明是拔套管(注明尺寸)、套管(注明尺寸)开窗等内容。
    (2)公司填写统一为钻井某公司、塔里木中原钻井公司。
(3)钻机编号为井队号,不能填写钻机号。
(4)队长、填写人两栏要求本人签字,若本人不在,可指定他人代签,但必须用括号、注明职务(要求代签人员必须是井队干部)。
(5)审查人一栏由井史验收人签名。
(6)上报日期应为井史验收合格日期,在井史交接时填写。
 
1、              基础数据
1.1 开始搬迁日期
指钻井设备开始从老井向新井搬迁时的日期(无特殊情况可从上午8时计)。
1.2 开井时期(现用井史版本中没有,专对于侧钻井而定)
    开井时期是指设备安装完打开旧井口的日期。要求在井史基础数据中开始搬迁日期和开钻安装日期之间加注一行:侧钻井开井日期,按年月日时分的格式进行加注。
1.3 开始安装日期
指井队搬往新井后开始安装设备的日期。
1.4 斜向器下入日期(现用井史版本中没有,专对于开窗侧钻井而定)
对于开窗侧钻井,要求在井史基础数据中开始安装日期和第一次开钻日期之间加注一行:斜向器下入日期,按年月日时分的格式进行加注。
斜向器下入日期是指旧井开井进行一系列的井眼准备后,组合好钻具,开始下钻进行开窗作业时的日期。
1.5 拔套管日期(现用井史版本中没有,专对于拔套管侧钻井而定)
对于拔套管侧钻井,要求在开始安装日期和第一次开钻日期之间加注一行:拔套管日期,按年月日时分的格式进行加注。
拔套管日期是指旧井开井进行一系列的井眼准备后,组合好工具准备割套管,开始下钻的日期。
1.6 第一次开钻日期
指本井第一只钻头开始正式钻井时的日期。
1.7 第二次开钻日期
钻完一开固井水泥塞后,钻头接触到新地层、重新开始钻进时的日期。
1.8 第三次开钻日期
二开固井后,钻完水泥塞钻头接触井底到新地层重新开始钻进时的日期。
1.9 第四次开钻日期
三开固井后,钻完水泥塞钻头接触井底到新地层重新开始钻进时的日期。
1.10 完钻日期
钻完本井全部进尺(包括加深进尺)后、起钻完毕的日期。如果第一次完钻后,又进行了填井侧钻,则应填写侧钻完成时的日期。
1.11 完井日期
一般指测完声幅后,套管、井口试压合格时的日期。裸眼完成法应为安装好井口的日期。
1.12 钻井周期
指本井第一次开钻到完钻,钻头提出井口为止的全部时间,包括此期间里的组织停工时间。
1.13 建井周期
指本井从钻机搬迁开始到测完声幅后,套管、井口试压合格的全部时间,包括此期间的组织停工时间。
注:以上3—10项均应按井史中要求的格式填写。
1.14 中途测试
测试工具开始入井到测试工具起出的时间。
1.15 返工进尺
    是指回填、重钻的钻井进尺,重钻应钻至原井深后再开始计算进尺,但未达到原井深而完井,则未达到部分计入报废进尺。多次重钻需多次计算返工进尺,返工进尺不能作为钻井进尺上报。
1.16 取芯进尺
指全井实际取芯钻进的有效进尺,不应包括未被地质部门承认的进尺,如:试取、错取进尺等。
1.17 岩芯长度
指全井取出的有效岩芯长度,不包括未被地质部门承认的岩芯长度,如:试取、错取的芯长等。
1.18 岩芯收获率
是反映取芯质量的一个指标,计算方法。
岩芯收获率= ×100%  
1.19 平均单筒进尺
是单筒取芯的一个指标,计算方法。
平均单筒取芯进尺=   (m/筒)
1.20 设计井深
以地质设计书提供的垂直深度为准,如果地质设计更改,应以补充设计井深为准,但应该用括号注明原设计井深。
1.21 实际井深
指钻完全部进尺后井眼轴线的长度,一般以钻具长度计算为准。
1.22实际垂直深度
指完钻后根据井斜数据计算处理得到的铅垂线方向的深度。
1.23完钻层位
指完钻后井底所在的地层层位,要求用汉字书写。如沙二上、沙三下不能写作S2上、沙3下等。
1.24 完井方法
一般下生产套管的井为射孔完成法,不下生产套管井为裸眼完成法(其它请参照SY/T5313-93标准划分)。
1.25 钻机月
1台钻机钻井工作时间达720小时(或30天)为1个钻机月,计算方法:
钻机月= =   ( 台月)
注:因钻井事故或自然灾害造成的报废及返工进尺所消耗的钻井时间均计入钻机月。
1.26 钻机月速
1台钻机平均每个钻机月所完成的钻井进尺,计算方法:
钻机月速=   (m/台月)
1.27 平均机械钻速
单位纯钻进时间(小时)所完成的钻井进尺,计算方法:
平均机械钻速=    (m/h)
注:有效钻井进尺不包括工程报废进尺和工程返工进尺,一般在数值上等于完钻斜深。全井纯钻时间也不包括工程报废和返工进尺的时间。
1.28 井身质量
井身质量的划分为三个等级:优质、合格、不合格。由井史验收单位负责补填。
1.29 固井质量
固井质量划分为四个等级:优质、良好、合格和不合格。由井史验收单位负责补填。
1.30 事故次数
指全井发生事故总次数(包括地面重大事故及井下事故)。
1.31 直接成本
指本井钻井过程中井队直接支付的钻井费用,由井队成本员提供。
1.32 综合成本
是指该井为进行钻井工程,井队辅助部门及管理部门所需的一切消耗和支出,包括钻前工程费用、钻井、测井、固井、试油工程等直接费用和施工管理费,经财务部门综合平衡后的决算成本,该项数据可由公司财务科提供,如上交井史时综合成本尚未算出可作为合理缺项。事后由井史验收单位负责补齐。
1.33 每米直接成本
计算方法:
每米直接成本=    (元/米)
1.34 每米综合成本
计算方法:
每米综合成本=    (元/米)
注:实际井深:如本井有地质报废进尺应加上。由井史验收单位负责补填。
2、地质简介
2.1 基本数据
2.1.1 构造名称
指本构造所处地区的名称,如文留构造。
2.1.2 井型
可分为直井、定向井。直井是按钻井设计规定,控制井斜在规定要求的范围内所钻的井,它的特点是井眼轨迹大体是垂直的。定向井则是采取特殊的工艺手段,使井斜、井眼形状按预定的方位和水平距离所钻的井,它的特点是井眼轨迹是倾斜的。定向井按地面井口数可分为丛式井和多底井。一般应以地质设计书为准。
2.1.3 井别
井别可分为探井和开发井两大类。探井包括地层探井、预探井、详探井(评价井)、地质浅井(剖面探井、构造井、制图井)。开发井包括:油气井、注水井、调整井、检查资料井和浅油气井(500米以内的油气井)。一般要求按地质设计填写。
2.1.4 井位
2.1.4.1 井口坐标
横坐标对应于地质设计书中的Y坐标,纵坐标对应于地质设计书中的X坐标。
2.1.4.2 井底坐标
横坐标为地质设计中的Y坐标(东西)。纵坐标为地质设计中的X坐标(南北)。
① 直井井底坐标为设计中的设计坐标,与井口坐标一致。
② 定向井井底坐标应为设计书中的油层顶界,中部或底界的坐标,即为设计目标点的坐标。若定向井为多靶则所有靶点的坐标都应同时填写。
2.1.4.3地理位置:按地质设计书中的对应内容填写。
2.1.4.4构造位置:同上
2.2.4.5测线位置:同上。如地质设计未提供,可作合理缺项。
2.1.5 地面海拔
按地质设计书填写。
2.1.6 转盘面海拔(补心高)
井架基础面至转盘面的高度。
2.1.7 海水深
    陆地钻井缺项。海上钻井按设计书填写。
2.1.8 油层套管联顶节下入深度(联入)
在数值上等于从转盘面到第一根油层套管母接头上台阶之间的距离。
2.1.9 钻井目的
按地质任务书中相应的内容填写。
2.1.10 磁偏角
地表上某点的磁北方向与该点的正北方向之间的夹角。如工程、地质设计未提供,且处理井斜方位时又未作校对,则可作合理缺项。
2.2 地层及岩性描述
2.2.1 地质时代、分层、底界深、层厚、应按资料公司地质小队提供的现场数据填写。
2.2.2 主要岩性描述
以地质录井岩性描述为准。地质未录井的,可参考邻井资料,电测资料等。但必须有据可查,油气位置必须准确无误。
2.2.3 地层走向和地层倾角
可参考地质任务书及地层测井资料(数控测井)获得,如两项均无资料,可作为缺项处理。
3、设备情况
3.1 设备型号
指所列设备的正式型号。
3.2 载荷KN或功率KW
指所列设备的公称载荷或额定功率。如设备型号不清可从公司机动科查得填写。
3.3 工作时间(本井)
按设备运转记录的实际填写。
3.4 工作时间(累计)
除井架、天车、防喷器,控制系统外,其它均应按设备运转记录填写,不得缺项。
3.5 运转情况
应简要说明设备运转过程中出现的故障及原因,如无故障,填写“运转正常”。
3.6 零部件更换情况
应注明更换的名称及数量,更换情况应从设备运转记录中得到。正常消耗件(如活塞、震动筛布、皮带)可略填。
4、井身结构
4.1 示意图 (示意图中涉及到的深度指标都是从转盘面往下计算)
绘图要求:井身结构示意图要按照钻头由大到小,套管由外到内,分层次及深度绘制,但必须以井眼轴线为对称轴,大小适宜,纵横向比例不要求一致,但不能出现明显的比例失调。
4.1.1 定向井要绘出斜井段。
4.1.2 下尾管的井要注明尾管串喇叭口及尾管鞋位置。
4.1.3 使用两个阻流环要标两个位置。
4.1.4 事故完井,井底落物要画上简图。
4.2 井身结构数据表
4.2.1 导管
如本井未下导管可作合理缺项。
4.2.2 表层套管
按项目要求内容逐项填写。
注:①套管顶部深度等于联入深度
②未下联顶节的填写,该层套管上端面的深度.
4.2.3 技术套管
有多层技术套管时,应依次填写,其他同上。
4.2.4 尾管
尾管的顶部深度应为尾管喇叭口处的深度。
4.2.5 生产套管
必须注明扶正器个数下入位置,其他同上。
5、井口装置
5.1 第一次开钻井口装置
5.1.1 圆井或方井
指开钻前所挖的土井。
5.1.2 导管
未下导管为合理缺项。
5.1.3 钻井液出口高度
从井架基础面到钻井液出口导管的高度。
5.1.4 示意图
画简易井口即可。
要求:下导管井口装置绘制主视图,未下导管的井口装置绘制俯视图。
5.2 第二次开钻井口装置
5.2.1 防喷器型号规范
按封井器送井随机资料记录填写。
5.2.2 试压结果
应注明井口试验压力(MPa),稳定时间(分),压力下降幅度值及合格判定等。未装封井器的,可作合理缺项。
5.2.3 控制系统
应填写型号及试压合格的结果。
5.2.4 示意图
参照SY/T6426—1999标准附录A中,8种类型的井口装置标准绘制。
5.3 第三次开钻井口装置同上。
5.4 完井井口装置
5.4.1 采油树规范或套管头规范
采油树、套管头的规范可根据产品说明填写。套管头规范按套管层次分别填写齐全。套管柱井口悬挂吨位的确定和计算参照SY/T5731-1995标准。
5.4.2 试压结果
应注明试压液体、试压压力,稳压时间,压力下降幅度值和合格判定等。
5.4.3 示意图
一般35Mpa的采油树是六个螺栓连接,25MPa是卡箍连接。未装采油树的完井井口装置若无套管头的则画环型钢板和井口帽子,装套管头的画套管头,标注清楚。
6、钻具记录
6.1 钻具组合
   对于侧钻井,在填写正常钻进时的钻具组合之前,要求在钻具组合填写表格的前几行中注明:(1)套管开窗使用的斜向器类型、生产厂家,开窗深度;(2)拔套管的切割深度,水泥塞的深度(3)尾管悬挂器的类型,生产厂家。
6.1.1 序号
按井深顺序编号。各次开钻的钻具组合、钻进中改变钻具组合,以及本井发生填井侧钻,其钻具组合均按顺序编号,专门用于通井、划眼以及处理井下事故和复杂情况的钻具组合可以不编号。
6.1.2 钻进井段
要求同时填写起始井深和终止井深。
6.1.3 钻具组合
按钻具组合的变化自钻头向上逐段填写,稳定器、减震器、特殊功用的接头等均作为钻具组合的一部分填写。此项限定为文字描述,每段组合标明尺寸、名称、长度、如:
Φ216mmXHP2+Φ214mm螺稳+Φ158.75mm钻铤×18.26m+Φ214mm螺稳+Φ158.75mm钻铤×87.61m+Φ127mm钻杆。
6.1.4 备注
一般应注明钻具组合的功用。如:
a. 直井:防斜、纠斜、取芯、侧钻等。
b. 定向井:防斜、定向造斜、增斜、稳斜、降斜、纠斜方位。
6.2 钻铤及钻杆
6.2.1 序号
同钻具组合部分。
6.2.2 钻进井段
同钻具组合部分。
6.2.3 钻铤、钻杆尺寸必须是实测尺寸,另外钻铤的外径,长度必须和钻具组合部分相吻合。
6.3 稳定器
6.3.1 序号同上。
6.3.2 钻进井段同上。
6.3.3 稳定器尺寸
必须是实测数据,稳定器形式可分为“螺旋”、“条式”、“滚轮”,如是特殊稳定器应加以说明,例如;“可换螺旋”、“金刚石螺旋”等。
7、钻井液
钻井液资料来源于钻井液原始记录,按照钻井液班报表每班1-2次的全套性能测试数据填写。
7.1 取样日期、取样深度、温度、密度、粘度、含砂、PH值、切力、旋转粘度计读数、中压失水、泥饼、立管泵压等内容每12小时填写一次,2000米以下每24小时填写一次。
7.2 处理配方及药品名称、数量等,每处理一次钻井液必须填写一次。
7.3 高温高压失水、摩擦系数、固相测量、亚甲兰量、总矿化度、氯根含量、钙含量等内容,完井井深3000米以下的全井不少于2次,3000-4000米的井全井不少于4次,井队没有配备相应的测量仪器,可取样送公司泥浆站化验室化验,一般不准缺项。
7.4 备注
主要应注明与钻井液有关的异常情况如:粘卡、漏失、沉砂、稠化、携砂不好、失水太高等内容。
8、钻头
8.1 序号
① 若表层钻头为新钻头,则编号为“1”。若为旧钻头,则编号为“0”。
② 如果一只钻头多次入井,每次均按第一次的入井编号填写。不在同一口井上多次入井钻头,每次均填写上一口井的井号及该钻头的序号。
③ 侧钻钻头的编号暂时可采用英文字母大写“C”加上侧钻钻头序号,侧钻钻头序号重新编号。
④ 取芯钻头的序号采用英文字母大写“Q”加上取芯钻头序号,取芯钻头序号重新编号。
⑤ 专门用于通井、划眼、处理井下事故,复杂情况的钻头可以不编号,但应注明“通井”、 “划眼” 、“处理复杂”等。
8.2 尺寸
要求填写钻头外径一律使用公制单位“mm”。
8.3 类型
要求填写钻头的具体型号,如XHP2、HJ517L、GA114、R482、S226等,不准填写钢齿牙轮、PDC等代名词。
8.4 厂家
要求填写具体生产厂家的简称,如江汉、上海、宜春、重庆、成都、川克、石大、胜利、华北、牡丹江、北戴河等。注意事项:“重庆”、“成都”不能误作“四川”,“宜春” 不能误作“江西”,休斯、克里斯坦森不能误作“美国”。
8.5 价格
一般指井队领取钻头所支付的内部支票的价格,如为旧钻头应是扣除折旧后的价格。
8.6 喷嘴直径
应按喷嘴的实际内径尺寸填写。如某号未装喷嘴记作“/”或“未装”,装盲眼喷嘴记作“×”或不填。
8.7 钻进井段,要求同时填写起止井深。
8.8 所钻地层
按地质现场数据填写,要求地层名用汉字,不得自定代号,如:沙二上、沙三下不能写作S2上、沙3下。
8.9 进尺
应填写本段进尺,不能填写累计进尺。
8.10 机械钻速:应为本号钻头在本井段的机械钻速,不能填写本号钻头在二个及二个以上的井段的平均机械钻速。
8.11 进尺工作时间
与正常钻进直接有关的时间,包括纯钻进时间、起下钻时间、划眼和扩眼时间、换钻头时间、接单根时间和循环钻井液时间。
8.11.1 纯钻进时间
指本号钻头在井底转动,破碎岩石,形成井眼的钻进时间,包括取芯的钻进时间。
8.11.2 起下钻时间
指本只钻头为钻本井段(包括取芯)所需的下钻和起钻时间,除此以外的起下钻时间均不得计入。起钻时间从上提方钻杆开始到起完最后一根立柱,钻头提出转盘面为止的全部时间;下钻时间是指钻头进入转盘起,到下完最后一根立柱,接上方钻杆为止的全部时间。
8.11.3 扩划眼时间
指本只钻头为钻本井段而进行的扩眼、划眼时间、接单根时间、循环钻井液时间可以列入本项内容。但不应包括起下钻遇阻、遇卡所消耗的划眼时间。
8.11.4合计:为前三项时间之合。
8.12 钻井参数
指钻进过程中可控制的参数。主要包括钻压、转速、排量等。
8.12.1 钻压
指本只钻头在井底钻进时的平均钻压,单位:KN(1t=9.81KN)。
8.12.2 转速
指本只钻头在本井段钻进时的平均转速。转盘钻进时填写转盘转速,采用井下动力钻具时按产品说明书提供的参数填写,复合钻进时按两者转速之和填写。单位:转/分,通常用“r/min”表示,而不能用“rpm”或“RPM”,“Ⅰ-Ⅱ”等。
8.12.3 排量
指本只钻头在本井段钻进时的平均排量。如循环系统没有装流量计,可根据钻井泵的缸径,冲数、进行计算。单位:升/秒,通常用“l/s”表示。
8.12.4 立管压力
指本只钻头在本井段钻进时的平均立管压力(在数据值上等于立管压力表的读数)。单位:兆帕,通常用“MPa”表示。
8.12.5 钻压、转速、排量、立管压力平均值的求法
采用加权算术平均数计算:
= =
式中: —分别表示转速、钻压、排量、立管压力的平均值。
—分别表示分段的钻压、转速、排量、立管压力值。
—分别表示各井段的长度,单位:米。
8.13 水力参数
要求填写水力参数数据,必须是用计算器或微机处理的正确结果,并注意使用法定计量单位,各单位的换算如下:
1kg/cm2(大气压)=0.098MPa(兆帕)
1kgf(千克力)=9.807N(牛)
1HP/in2(马力/英寸2)=1.140W/mm2
注:未装水眼的钻头、表层、定向造斜、纠方位、侧钻等特殊井段的钻头,暂不要求计算水力参数。
8.14 磨损情况
按局Q/ZY0131-91标准划分。
8.15 备注
要求对钻头的使用情况进行评价如:掉牙轮、断齿、掉齿、水眼冲蚀等情况。钻头的出厂编号记录在该栏内。
9、钻时记录
9.1 井深
指地质录井的井深。由地质录井小队提供。
9.2 岩性
指所钻层位的录井岩性,岩性未变化段可用省略号(…)。
9.3 钻时
“min”为钻达时分,如:0:30,22:15等。“min/m”,每米的钻进时间。
9.4 钻井参数
钻压、转速、排量、泵压、按实际填写,连续钻井参数不发生变化的可用省略号(…)。
9.5 钻井液性能
密度、粘度、300转、600转读数按实际情况填写,连续钻井参数不发生变化的可用省略号(…)。
注:“钻时记录”页数不够,可申请加页。
10、直井(段)测斜记录
要求填写全井(段)所有的测斜数据。
10.1日期
一般指测斜开始的日期。
10.2井深
自钻机转盘面(参照点)至井内某测点之间的井眼轴线的实测距离(以电缆或钻具测量长度为准)。
10.3井斜角
指某测量点井眼轴线的切线(钻进方向)与该点铅垂方向的夹角,单位:(°)。如测斜数据中有分值,15′、30′等应分别换算成0.25°、0.50°。
10.4方位角
指井眼轴线上某一测量点的切线(钻进方向)在水平面上的投影线,与正北方向线之间的夹角(沿顺时针方向),单位(°)。
10.5全角变化率
单位井段长度井眼轴线在三维空间里的角度变化,计算方法按《SY/T5088-2002》标准执行。
10.6测斜方式
可分为单点照相、多点照相、陀螺、随钻测斜、电测连斜等,同时还应注明仪器的型号和仪器编号,如R型单点、DOT随钻等。
10.7备注
应注明以下内容:
①  测斜目的:中间电测、完井电测、工程测井等。
②  评价:井斜角、方位角、是否异常,重复测井的符合情况评价。
③  测井单位、测斜人姓名。
11、定向井
11.1 基本数据
·井深:分别填写完钻斜深和垂深。
·油层中部井深:分别填写设计和实际的油层中部井深。
·轨迹类型:按实际轨迹,填写“直-增-稳”、“直-增-稳-降”等。
·造斜点深:填写实际造斜起始的井深。
·造斜方法:填写井下动力钻具(带弯接头)造斜、转盘钻稳定器组合钻具造斜
·弯接头:弯接头公螺纹轴线与母螺纹轴线夹角度数或单弯螺杆的弯曲角度。
·造斜率:造斜工具造斜能力的大小。单位:°/10m、°/30m、°/100m。
·降斜井段:降斜段的起、止井深。
·降斜率:单位长度井段井斜角的变化值。单位:°/10m、°/30m、°/100m。
·最大井斜:全井最大井斜及所在的井深。
·全角变化率:单位井段长度井眼轴线在三维空间里的角度变化。此处填写全井最大全角变化率。
·设计闭合方位:井口与井底连线的水平投影线的方位。
·实际闭合方位:井口与实际井底连线的水平投影线的方位。
·设计闭合位移:井底至井口铅垂线的距离。
·实际闭合位移:实际井底至井口铅垂线的距离。
·设计靶心距离(Ⅰ、Ⅱ…):靶区圆的半径;对于梯形靶和矩形靶,则填写纵向为±a(米),横向为±b(米),设计矩形靶描述示意图(梯形靶类同)如下:

靶点
纵向-a(米)
横向-b(米)
纵向+a(米)
横向+b(米)
 

 
 
 
 
 

·设计垂深(Ⅰ、Ⅱ…):靶心到井口水平面的距离。
·设计位移(Ⅰ、Ⅱ…):靶心到井口铅垂线的距离。
·设计方位(Ⅰ、Ⅱ…):井口与靶心连线的水平投影线的方位。

设计靶心
·实际靶心距离(Ⅰ、Ⅱ…):实际井眼轴线偏离目标点的距离。对于梯开靶和矩形靶,则填写实际靶点到横轴和纵轴的距离。纵向+(-)c(米),横向+(-)d(米)。矩形靶实际靶点中靶描述示意图(梯形靶类同)如下:

设计矩形靶
某个实际靶点
实际靶心距横向+d(米)
实际靶心距纵向-c(米)
某个实际靶点
实际靶心距横向-d(米)
实际靶心距纵向+c(米)
 

 
 
 
 
 

·实际垂深(Ⅰ、Ⅱ…):井口水平面到实际井眼轴线与靶区平面交点的垂直深度。
·实际位移(Ⅰ、Ⅱ…):井口到实际井眼轴线与靶区平面交点在水平面上投影的直线距离。
·实际方位(Ⅰ、Ⅱ…):井口和实际井眼轴线与靶区平面交点连线的水平投影线方位。
·末端井斜角:实际测量最深一点的有效井斜数据。
·末端斜直井段长度:自下靶区至最深一点有效井斜深度的长度。
·同平台其它井号:同一钻井平台所钻的一组井号。
·设计水平延伸段长:水平井设计水平段的长度。
·实际水平延伸段长:水平井实际水平段的长度,也就是井斜大于等于86度以上的井段的长度。
 .水平井半径类型(现用井史版本没有,专对于水平井而定)
  水平井半径类型分为长半径水平井、中半径水平井和短半径水平井。长半径水平井是指造斜率K<5°/30m,曲率半径R>300m的水平井;中半径水平井是指造斜率K<(6°~20°)/30m,曲率半径R>100-300m的水平井;小半径水平井是指造斜率K<(1°~5°)/m,曲率半径R=6-12m的水平井
 .几阶梯水平井(现用井史版本没有,专对于水平井而定)
  根据地质要求,在水平井水平段经过增斜或降斜施工而使整个水平段成阶梯状。一般有一阶梯水平井、二阶梯水平井、三阶梯水平井和多阶梯水平井。
 .要求在现用井史版本中定向井基本数据最后一条项目后,填写水平井半径类型、几阶梯水平井二项内容。
11.2 设计剖面数据表
·斜井深:工艺不同的钻进井段的起止斜深。
·段长:工艺不同的钻进井段的长度。
·井斜:工艺不同的钻进井段的起、止井斜。
·方位:工艺不同的钻进井段的起、止方位。
·垂直段长:工艺不同的钻进井段的井眼轴线在铅垂方向上的投影长度。
·累计垂直井深:工艺不同的钻进井段的终结垂深。
·分段水平位移:工艺不同的钻进井段的实际位移。
·累计水平位移:工艺不同的钻进井段终点相对于井口的水平位移。
·备注:可以概述各井段的特点。
11.3 定向井施工工艺记录表
·序号:依施工顺序按自然数编写,如:1,2,3…
·钻进井段:工艺不同的钻进井段的起、止井深。
·工艺内容:工艺不同的钻进井段的施工内容。
11.4 定向井测斜数据计算表
·序号:测斜点按由浅到深的顺序填写。
·斜井深:自钻机转盘面(参照点)至井内某测点之间的井眼轴线的实测距离(以电缆或钻具测量长度为准)。
·段长:上下两个测量点之间的距离。
·井斜:指测量点的井眼轴线与铅垂方向的夹角,单位:(°)。
·平均井斜:上下两个测量点的井斜平均值。
·方位角:指井眼轴线上某一点的切线(钻进方向)在水平面上投影线,与正北方向线之间的夹角(沿顺时针方向),单位(°),不准用象限角。
·平均方位:上下两个测量点的方位平均值。
·全角变化率:是指单位井段内井眼前进的方向在三维空间内的角度变化。它既包含了井斜角的变化又包含着方位角的变化。其计量单位为:°/30m。
·垂直段长:上下两个测量点间的井眼轴线在铅垂方向上的投影长度。
·累计垂直井深:自井口水平面到当前测量点的垂深。
·分段水平位移:上下两个测量点间的井眼轴线在水平面上的投影长度。
·累计水平位移:当前测量点与井口铅直线的距离。
·纵坐标X
ΔX:上下两个测量点间的井眼轴线在水平面上的投影长度在纵坐标X轴上的分量。
∑X:自井口到测量点间的井眼轴线在水平面上的投影长度在纵坐标X轴上的分量。
·横坐标Y
ΔY:上下两个测量点间的井眼轴线在水平面上的投影长度在横坐标Y轴上的分量。
∑Y:自井口到测量点间的井眼轴线在水平面上的投影长度在横坐标Y轴上的分量。
注:规定纵坐标X北向为正值,横坐标Y东向为正值,见图11-1。计算方法按《SY/T5088-2002》标准附录A(Y值为实际井底的E坐标En,X 值为实际井底的N坐标Nn)。
              
图11-1  水平投影图                       图11-2  垂直剖面图
·Z值:井身轨迹上的某一测点在垂直剖面图中,垂直坐标轴上的投影至坐标原点(井口)的距离,见图11-2。计算公式:按《SY/T5088-2002》标准附录A(Z值为实际的垂直井深Hn)。
·闭合方位:正北方位线与水平位移方向(顺时针方向)之间的夹角。
·闭合位移:井眼轨迹上某测点与井口垂线的距离。
·视平移:水平位移在设计方位线上的投影长度。
 
·测斜方式:同直井
11.5 定向井井身轴线垂直投影图(包括设计和实际)要求用计算纸作图,纵横轴比例要适宜,图幅直观、大小适宜、注明有关的技术数据,见图11-3。
11.6、定向井井身轴线水平投影图(包括设计和实际)要求用计算纸作图,南北坐标与东西坐标的比例必须一致,并标注有关的技术数据,见图11-4。
     
设计轨迹   实际轨迹              
图11-3 ××××井垂直投影图      
设计轨迹      实际轨迹 
图11-4 ××××井水平直投影图
 
12、井径记录(以电测提供数据进行填写)
12.1 井段
某段平均井径的起止井深。
12.2 钻头外径
所钻本井段的钻头外径,一般填写入井钻头的尺寸,一律用公制mm表示。
12.3 平均井径
某一井段的平均井径,单位:mm。要求:各次开钻的井径数据分页填写。每次井径数据最后一行应填写全段平均井径:
全段平均井径的计算公式: =
式中: —表示全段平均井径(mm);
—分别为各井段的平均井径(mm);
—分别为各井段的段长(m)。
12.4 本井最大井径和最小井径以及所处井深,只填写完井的井径数据和井深,中间过程不必填写。
13、钻井取芯
本表填写单筒取芯数据,工程与地质资料要统一对口。
13.1 序号
按取芯顺序填写每筒岩芯编号,未经地质部门认可的取芯筒次均不计入。
13.2 取芯井段
取每筒岩芯的井段,起止井深必须填写。
13.3 纯钻进时间
指取本筒岩芯的纯钻时间。
13.4 取芯进尺
指取本筒岩芯的钻进进尺。
13.5 岩芯长度
为本筒岩芯出筒后量得的实际长度。(工程、地质数据必须一致)。
13.6 收获率
岩芯收获率=
13.7 取样数
指密闭取芯化验密闭率采样总数。
13.8 密闭微浸数
指密闭取芯,取样中所含的密闭块数和微浸块数。
13.9 密闭率
密闭率=
13.10 岩芯直径
岩芯出筒后所量得的外径。
13.11 取芯工具类型
填写取芯工具型号、类型、如川8-3、SP-190等。
13.12 技术措施
填入本筒取芯钻进的平均钻压、转速、泵压、排量。平均值的计算方法参照钻头部分。
13.13 地层及岩性
按取芯段地层和取出岩芯岩性描述,一般按地质描述填写。
13.14 收获率高低的原因分析
填写主要原因。
13.15 合计
依次将取芯进尺、纯钻时间、岩芯长、取样数、密闭微浸数的合计数填上。
收获率=
密闭率=
平均每筒岩芯长度=      (m/筒)
注:试验和推广取芯新技术,取芯工作结束后必须写出书面总结,报钻井公司技术部门。
14、地层压力试验
探井必须做孔隙压力测试和地层破裂压力测试。开发井根据需要做地层破试,一般在技术套管鞋下,钻完水泥塞后第一个沙层组进行、进行RFT测井的按测井数据填写。
14.1 地层孔隙压力测试记录(一般以测RFT为准)。
14.1.1 地层
按实际层位填写。
14.1.2 井深、孔隙压力
以测井队提供的数据填写。
14.1.3 测试方法
RFT测井或其它方法。
14.2 地层破裂压力测试数据(一般以井队现场破试数据为准)
14.2.1 日期
填写做地层破试的 年 月 日。
14.2.2 时间
做破试时的时间: 时 分。
14.2.3 泵入量
一般水泥车试破以起压后水柜计量为准,若钻井泵试破,则以起压后泵冲数换算成泵入量,单位用l。
14.2.4 压力
在相应的时间、相应泵入量下对应的井口压力。
14.2.5 井深
被试破裸眼井段的井底深度。
14.2.6 备注
注明破试方式及放压后井内液体倒返情况或其它异常情况。
14.3 地层破裂压力梯度
14.3.1 地层
被做破试的地层层位。
14.3.2 井深
做破试的裸眼井段最上一个砂层组的深度。
14.3.3 套管鞋深度
做破试时最后一层套管的下入深度。
14.3.4 钻井液密度
做破试时井筒内钻井液的平均密度。
14.3.5 破裂压力梯度
填写实际做破试时地层破裂梯度。
计算公式:破裂压力梯度=0.1 +
式中: —破试时井眼内的钻井液平均密度(g/cm3)。
—试破时的井口套管压力(MPa)。
—产生破裂的地层深度(m),一般填写裸眼井段最上一层砂组的深度。
14.3.6 备注
如达到破裂压力试验要求,而地层未破则应填写“未破”、否则填写“破裂”。
14.4 地层破裂压力曲线
压力曲线要求布局合理,大小适宜,根据试验数据比例自定。纵坐标的压力为地层压力,是井口压力与井筒压力之和,横坐标的泵入量为实际试验数据。
注:如未下技术套管的井,地层破试不做。
15、中途测试
15.1 起始日期
指测试工具开始入井的日期。
15.2 终止日期
指测试完成后工具起出的日期。
15.3 层位
指被测试地层的分层。
15.4 井深
指被测试的深度。
15.5 测试目的
以地质部门提供的为准。
15.6 测试方法
中途测试采用的具体方法和工具型号。如:裸眼测试、电缆测试(RFT)。
15.7 主要测试结果
应注明测试过程中采出的液体(油、气、水)、量(单位t或m3)和测出的地层压力值(MPa)与地层含油气情况评价等内容。
16、固井
16.1 套管强度
16.1.1 下入井段
按下入套管在井内的位置填写。有联顶节的第一段应从联入开始,未有联顶节的从井口开始,分段依次从井口到井底填写。
16.1.2 外径
填写本段套管的实际外径。单位:毫米,用“mm”表示。
16.1.3 段长
同一种规格的套管的连续长度。单位:米,用“m”表示。
16.1.4 钢级与壁厚
按照工程设计要求的钢级壁厚,对应实际下入情况分段填写,井队技术员必须对送井套管现场检验正确。
16.1.5 套管的重量
以在空气中的重量计算。
16.1.6 段重
对应的段长与该段套管的单位重量之积。
16.1.7 累计
应从井底向井口方向累计各段的重量、累重反映该段套管顶部端面承受的重量,井口累重最大。
16.1.8 安全系数
一般可参照送套管通知单上的数据填写,但井队必须亲自校核各段的安全系数。如果与通知单上的数据不符,应按实际校核系数填写井史。安全系数的计算:一般上部校核抗拉安全系数和井口抗内压强度;中间段作抗拉和抗挤校验;下部套管只作抗挤安全系数。
16.2 套管记录
16.2.1 入井序号
以实际入井顺序编号,带扶正器的套管还应在入井序号右上角打“*”号。
16.2.2 钢级、壁厚、长度:按实际单根套管 的数据填写。
16.2.3 累计长度
自上而下单根套管的累计长度。单位:米,用“m”表示。
16.2.4 深度
指套管在井眼中的实际深度。单位:米,用“m”表示。
注:各层套管记录应分页填写,联顶节、阻流环位置、引鞋在本层套管记录填写完后在表内注明。
16.3 钻井液、前置液、水泥浆性能
16.3.1 套管层次
分表层套管、技术套管、尾管、生产套管依次填入表格。
16.3.2 钻井液
16.3.2.1 钻井液类型
   填写固井施工前井眼内钻井液的类型。
16.3.2.2 密度、漏斗粘度、滤失量、泥饼厚、磨擦系数、静切力、含砂量、含油量、PH值、粘度计读数、塑性粘度、动切力、n值、K值
   按固井施工前最后一次钻井液全套性能测量时的数据填写。
16.3.3 前置液
   前置液的名称和替入量按施工卡片上的数据填写,表层和部分技术套管固井应按固井劳务结算单提供的数据填写。
16.3.4 水泥浆
    水泥浆的密度和失水量按注水泥施工卡片上的数据填写。
16.4 注水泥
16.4.1 套管层次
分表层套管、技术套管、尾管、生产套管依次填入表格。
16.4.2 套管外径
各层套管的实际外径尺寸,单位:mm。
16.4.3 阻流环深
    填写阻流环下入深度。
16.4.4 套管鞋深
各层套管的套管鞋下深(不包括引鞋)。
16.4.5 油层顶深
    目的层油层顶部的深度。
16.4.6 油层底深
目的层油层底部的深度。
16.4.7 磁性定位(m)
    磁性定位的下入深度。
16.4.8 扶正器个数
    填写扶正器的下入数量。
16.4.9 水泥品种及标号
按固井施工卡片上提供的记录填写,表层和部分技术套管固井应按固井劳务结算单提供的数据填写。
16.4.10 外加剂名称及数量
按施工卡片上的数据填写,表层和部分技术套管固井应按固井劳务结算单提供的数据填写。
16.4.11 水泥量
各层套管固井时,设计和实际水泥用量,单位t。一般按固井施工卡片上的数据或固井劳务结算单提供的数据填写。
16.4.12 水泥浆上返速度
对于有井径数据的套管固井应按替浆排量计算出平均上返速度。
计算公式:
式中: —平均上返速度(m/s);
—套管与井眼的平均环容(l/m);
—替浆时的平均排量(l/s)。
注:未测井径的井段不填上返速度。
16.4.13 压塞液的名称及数据
按施工卡片上的数据填写。
16.4.14 替入量
表层和部分技术套管固井应按井队技术员自行设计和实际计量填写,完井组人员参加时,按完井组提供的数据填写,生产套管按施工卡片上的数据填写。
16.4.15 胶塞相碰压力
凡装阻流环的套管固井均应填写胶塞碰压值。
16.4.16 塞面深
设计值按完井协作会上提出的阻流环设计深度值填写,实际值应按电测现场提供的人工井底值填写。
16.4.17 水泥返深
设计值按完井协作会上提出的水泥设计返深数值填写。实际值按电测现场提供的水泥实际返深填写。
16.4.18 试压结果
按工程设计要求试压、填写试压结果。即:试压压力、30分钟的压力降,单位:MPa。
16.4.19 备注
填写有关说明。如:施工正常、未碰压、低返或蹩泵等情况。
17、井下复杂情况
17.1 序号
按复杂情况发生时间先后顺序编号,一律使用数字编写。如处理事故情况过程中又发生新的复杂情况应另行编号,作为两次复杂情况来处理。
17.2 复杂情况
填写复杂情况的名称和类别。如:井斜、方位失控;井漏、井涌、钻井液被污染性能变差、蹩跳钻、××遇阻、××遇卡、划眼、循环短路、钻头泥包等。
17.3 发生时间
填写复杂情况发生的起始日期,同时本栏中增加复杂情况处理的解除时间。
17.4 发生经过及原因
应填写发生复杂情况的动态、发生经过、当时井深、复杂井段及复杂原因分析,注明有关的技术数据。原则上按时间顺序填写,如内容多可延续到下格。
17.5 处理情况
应填写所采取的主要技术措施,简要处理过程,处理结果及损失情况,重大情况要求分段填写,如内容多可延续到下格。
17.6 直接损失金额(元)
应包括处理复杂情况所直接支付的材料费、劳务费、钻机折旧费和技术服务费等。
18、井下事故
18.1 序号
同井下复杂部分。
18.2 名称
可按下列情况填写:
18.2.1 井喷
①因井喷造成的卡钻应列为卡钻事故;
②因压井造成的井漏应列入复杂情况。
18.2.2 卡钻
①粘附卡钻;
②沉砂卡钻(包括砂床、砂桥卡钻);
③垮塌卡钻;
④缩径卡钻;
⑤键槽卡钻;
⑥落物卡钻(包括下部套管断落,水泥掉块引起的卡钻)。
18.2.3 钻具事故
①钻具拉断、折断、压断、扭断、顿断;
②钻具滑扣、倒扣落井;
③钻具刺坏落井、粘扣割断等。
18.2.4 钻头事故
掉钻头、掉牙轮(需要打捞、磨铣的)。
18.2.5 井口落物
井口落井的东西造成事故,如:钳牙、工具等。
18.2.6 套管事故
①卡套管、断套管,磨破、挤毁套管等;
②套管脱扣、倒扣、胀扣落井等。
18.2.7 测井事故
①卡电缆、卡仪器;
②测井仪器落井(包括掉在钻具内)。
18.2.8 其它事故
如打水泥固死钻具、顿钻、单吊环、顶天车等。
18.3 时间
18.3.1 发生时间
按公元纪年全称填写,如:2003.05.20-12:30。
18.3.2 解除时间同上。
18.3.3 损失时间
若处理过程中又发生了其它事故及复杂情况,则其损失时间应该扣除。
18.4 当时井深
发生事故时的井底深度。
18.5 落鱼或被卡钻具
① 井内有钻具的,应给出详细的组合尺寸(内径、外径、长度等)。
② 井内无钻具的,应给出落鱼的尺寸(长度、内外径、落鱼位置)。
18.6 事故发生经过及原因
包括事故井段,钻井动态,钻具与设备的工作状态,原因分析等原则上按时间顺序填写。如内容较多,可顺延下格。
18.7 事故处理情况
包括主要技术措施,处理过程,处理结果,损失情况。重大事故要分段填写。如内容较多,可顺延下格。
18.8 直接经济损失(元)
应包括处理本次事故所直接支付的材料费、劳务费、钻机折旧费和技术服务费等。
19、地面重大事故
19.1 序号同井下复杂情况。
19.2 事故名称
① 倒井架、井架变形、井架倾斜;
② 顶天车、顶支梁;
③ 刹车系统失灵;
④ 单吊环起钻、钻杆排倾倒;
⑤ 大绳跳槽,死绳固定器拉坏;
⑥ 蹩泵、循环系统冻结;
⑦ 传动链条断、传动轴断裂;
⑧ 其它,如:烧坏、砸坏设备等。
19.3 发生时间
按公元纪年全称填写(年 月 日 时),同时还应注明解除日期。
19.4 事故经过及原因
包括当时的钻井动态、设备状态、操作步骤、发生经过、破坏情况及事故的原因分析等。
19.5 处理情况
主要包括处理措施,处理过程、处理结果、损失情况等。重大事故要分段填写。如内容较多,可顺延下格。
19.6直接经济损失(元)
指由于事故直接造成的经济损失。如:设备维修、更换费用及外单位的劳务费用等。
注:①地面重大事故的范围:损失时间8小时以上,或损失金额10000元以上。
②由地面事故造成的井下事故(如卡钻、断钻具等)应按井下事故记录。
20、钻井施工进度分析
20.1钻井施工进度分析表
20.1.1 序号
按钻井工艺流程施工作业项目编号。
20.1.2 井段
某一作业项目内所完成的钻井进尺。
20.1.3 施工作业项目
按钻井工艺流程划分的各段施工作业项目(钻井工程设计提供)。
20.1.4 计划天数
某一作业项目计划时间,单位:天,计划天数由钻井工程设计提供。
20.1.5 实际天数
某一施工作业项目实际耗用的时间(天)。
20.1.6 累计天数
按工艺流程累计各项目实际耗用天数,单位:天。
20.2 钻井施工进度分析图作图要求
① 井深与作业天数的比例适宜,使施工进度曲线布局合理。
② 地质分层划分清楚并与井深相对应,地层交接面划一条横线,用文字注明地层名称。
③ 表层、技术、生产套管的下深与图中的井深相符,用一条直线画到对应深度,并标注实际下深。
④ 绘制两条曲线:一条是根据工程设计各工序的工作天数与井深的对应曲线,另一条是各工序的实际天数与井深的对应曲线。设计曲线用点画线,实际进度曲线用实线以区别,曲线力求准确清晰。
21、主要材料消耗统计表
21.1 套管
主要填写表层套管、技术套管和生产套管。
21.2 水泥
21.2.1 普通水泥
用于地面打基础的水泥。
21.2.2 油井水泥
用于井下固井、填井的水泥。
21.3 钻井液材料
填写主要的钻井液材料,按使用金额的大小顺序填写。
21.4 钻头
以使用钻头价格高低按类型填写。
21.5 钢丝绳
第一行填游车大绳,第二行填写其它钢丝绳。
21.6 其它项目均按表中所列名称一一填写。
注:材料统计数字由井队材料员、成本员共同提供。
22、钻井工程成本结算
22.1 鉴于目前钻井成本结算在完井后进行,井队在短时间内拿不到结算结果,规定井队暂时不填写此表。
22.2结算是后勤部门的工作,建议该表由公司技术部门承担填写。每月由公司计财科将完成井单井结算数据提供给技术部门。
22.3 预算金额是计划数字,可从各区块定额成本中查得。
22.4 本表按项目填写,可用计算机打印。
22.5 如果有特殊情况,在备注栏内说明。
23、钻井日志
23.1 填写时首先在“钻井日志”后面用阿拉伯数字写明“年、月”。
23.2 填写范围
从第一次开钻到生产套管固井后测完声幅、井口试压合格的全部时间。
23.3 井深
当日24时的井深。
23.4 日进尺
当天24时的井深减去前一天的井深即是。
23.5 钻头规范
当天使用的钻头的尺寸。单位:毫米,用“mm”表示。
23.6 技术措施
钻压、转速、排量、泵压的数值按当天各井段的数值的加权平均值填写。
23.7 钻井液常规性能
各项数值以当天各井段所测数值的加权平均值填写。
23.8 油气上窜速度
=
式中: —表示油气上窜速度(m/h);
—油气层深度(m);
—循环钻井液时钻头所在的井深(m);
—开泵循环到见到油气显示的时间(h);
—井深[ ]米时的迟到时间(h);
—静止时间,为上次停泵到本次开泵的时间(h)。
23.9 生产时间
是指正常的钻井工作必须占用的时间。包括:进尺工作时间、测井工作时间、固井工作时间、辅助工作时间。
23.9.1 进尺工作时间
是与正常钻进直接有关的时间,它包括:
① 纯钻进时间
是指钻头接触井底后,转动破碎岩层形成井眼的钻进时间。包括取芯有进尺的钻进时间,不包括填井、侧钻、纠斜、划眼和扩眼的时间。
② 起下钻时间
是指正常的钻进和取芯等工序所必须进行的起下钻所占用的时间。起钻时间是指从停止循环泥浆上提方钻杆开始到钻头出转盘面为止的全部时间;下钻是指钻头入转盘面到下完立柱接好方钻杆,钻头到井底为止的全部时间。起下钻时间不包括取芯后扩眼、下套管前通井以及处理事故、井下复杂过程中的起下钻时间。
③ 接单根时间
是指正常钻进过程中的接单根时间,是从上提方钻杆钻头离开井底到接好方钻杆钻头下放到井底的全部时间。
④ 划眼、扩眼时间
是指正常生产中的划眼和扩眼时间。划眼时间是指按操作规程必须进行的划眼所占用的时间。下钻遇阻所进行的划眼不属于此列。扩眼时间是指取芯后的扩眼或工程需要加大井眼所占用的时间。划眼、扩眼时间还包括了划、扩眼过程中的起下钻、循环钻井液、换钻头、接单根时间。
⑤ 换钻头时间
是指正常钻进和取芯过程中,起钻更换钻头的时间,它包括卸掉旧钻头和上好新钻头所用的时间。不包括起钻后其它工作(如:保养、检修设备等)所占用的时间。
⑥ 循环钻井液时间
是指正常的起下钻、接单根和单点测斜前的循环钻井液时间及钻进时进行的正常的循环钻井液时间,不属于上述情况的循环钻井液时间不能记入循环钻井液时间。
⑦ 小计
就是进尺工作时间之和。
23.9.2 测井工作时间
指正常生产过程中的单点测斜、多点测斜、气测、电测等各种测井时间。完井电测需通井者也列入测井时间。测完最后一项,仪器起出井口后的24小时为处理数据时间,应记入测井时间,超过24小时部分即为组织停工时间。
23.9.3 固井时间
是指为固井所进行的一切正常的工艺措施所占用的时间。包括准备工作,如下套管前的通井划眼、试下套管、正式下套管、循环洗井、注水泥、替泥浆、候凝、钻水泥塞、井口安装、测声幅、试压等全部时间。其中表层套管固井候凝时间限度为24小时,技术套管和油层套管候凝时间限度为36-48小时。
23.9.4 辅助工作时间
是指正常钻井过程中除去进尺工作时间、测井工作时间、固井工作时间以外所必须进行的辅助工作所占用的时间。包括各次开钻前以及侧钻井的前期准备工作、倒换钻具、井壁取芯、取芯工具装配出筒、调整泥浆性能时间、设备保养检查、换刹带、倒大绳、更换设备易损件、校验指重表、交接班前的检查等。
23.9.5 合计时间
就是生产时间总计。
23.10 非生产时间
是指钻井过程中的因钻井事故、设备修理、组织停工和处理复杂情况而占用的时间(自然灾害现划为钻井工作之外)。
23.10.1 事故时间
是指从发生事故开始到事故解除转入正常状态的时间。表中的事故是指井下工程事故(如卡钻、打捞落物)、井喷事故、地面重大设备事故(如顶天车等)、火灾事故和人身伤亡事故等。处理事故过程中所进行的一切工艺措施占用的时间均为事故时间。但在处理事故过程中的设备维修时间、等措施、等器材时间应分别算入修理时间和组织停工时间。
23.10.2 修理时间
指由于机械设备或地面其它设施损坏或运转失灵而被迫停止钻井工作而进行的修理时间。包括机械修理和钻具修理。
23.10.3 组织停工时间
是由于生产组织不善、器材供应不及时或劳力调配不当、待命等原因而造成的停工时间。另外由于协作单位的工作配合不好,影响工程施工而损失的时间也应算入组织停工时间。协作单位造成的事故,不应按组停计算。
23.10.4 其它时间
凡是不属于上述各项非生产时间的其它停工时间,但不包括自然灾害造成的停工时间。
23.10.5 合计时间
就是各项非生产时间之和。
23.11 钻井时间总计
即生产时间和非生产时间之和。
23.12 计划进尺
是指本井本月计划进尺,按工程施工进度自己制定。
23.13 实际进尺
指本井本月的实际进尺。
23.14 计划进尺完成率=
23.15 钻机月=        单位:台月。
注:应保留三位小数。
23.16 钻机月速=       单位:m/台月
23.17 机械钻速=       单位:m/h
23.18 每日生产情况
23.18.1 日期
每一页的第一行必须写明“年、月、日”。以下只写“月、日”即可。填写范围是从搬家开始到固井后测完声幅、试压合格的全部时间。
注:搬迁开始时间以当天8:00为准。
23.18.2 生产情况记录
① 首先写明当日24:00的井深。
② 详细写明每天的生产情况,各项工作的时间必须与前面时效分析中的数值对应。事故复杂的发生时间和处理结束时间、电测遇阻以及一些重大情况要记录清楚。
③ 叙述简单明了,语言使用符合钻井工程名词术语标准(SY5313—88)。
24、钻井月志
24.1 本表是本井每月“钻井日志”各项的累计。
表下面的合计除“完成计划进尺”、“钻机月”、“钻机月速”、“平均机械钻速”以外,其它各项为各月累计。
钻机月=
钻机月速=
平均机械钻速=
24.2 纯成本一栏
全井计划成本可从“钻井工程成本结算表”计算得出。而每月的计划成本则由井队在全井总计划成本范围内自己掌握,每月的实际成本由本月月底结算得出。
25、技术总结
要求全面系统地分析本井的钻井技术特点,总结出成功的经验,找出失败的教训,为以后的钻井工作提供有价值的参考资料。
25.1 综合对比
① 本井与施工井队所钻的同类井的质量、速度、时效、成本及其它重要技术经济指标对比。
② 本井与所在地区近年(1~3年)所钻同类井的技术经济指标对比。
③ 本井与公司、局内同类井近期(1~3年)所钻同类井的技术经济指标对比。
④ 本井的经济技术指标有哪些方面的突破,处于什么样的水平等。
25.2 对地质、工程设计的评价。
25.2.1 地质设计简况
① 分层压力系数、复杂层位置(如:盐膏层、断层等)、邻井注采情况、区块地质特点、地质提示等。是定向井的,还应说明中靶质量标准等。
② 本井设计与实钻情况分析对比。
③ 对地质设计的综合评价。
25.2.2 工程设计特点
① 井身结构、防阻卡、防漏、防喷措施等。
② 钻井工程质量控制(主要是防斜)措施及质量保证措施。
③ 水力参数配置与钻井速度安排等。
④ 上述各方面与实钻情况的对比分析。
⑤ 对工程设计的综合评价。
25.2.3 钻井液设计简况
① 钻井液的类型。
② 主要的处理剂。
③ 重点井段的主要性能指标。
④ 对设计的综合评价。
25.3 科技攻关
25.3.1 科学试验
主要包括由公司、局及外部有关单位主持,在本井进行的未经技术鉴定的各种新式工具、仪器、设备及工艺技术等方面的试验。填写内容:
① 试验目的;
② 试验日期;
③ 试验过程;
④ 解决的技术难题;
⑤ 试验成果;
⑥ 存在的问题;
⑦ 改进意见。
25.3.2 新技术、新工艺的推广应用
主要包括由公司、局及外部有关单位在本井进行的已经通过技术鉴定的各种新工具、新仪器、新设备及新工艺技术等方面的现场推广应用。填写内容:
① 推广目标;
② 推广日期;
③ 推广过程;
④ 解决的技术难题;
⑤ 推广应用成果;
⑥ 存在的技术问题;
⑦ 改进完善意见。
注:成果和问题是核心,有理有据,通过分析对比下结论。
25.4 施工技术要点
25.4.1 钻井工程质量控制
① 井身质量控制:直井主要是井斜、位移、全角变化率的控制;定向井重点是井斜、方位、闭合位移、闭合方位、靶心距和全角变化率的控制。
② 固井质量控制:重点是通井、下套管、注水泥、替浆等方面的控制。
③ 取芯质量控制:重点是取芯工具的选择、措施的执行及割芯、起钻的操作等。
④ 油气层保护:要求填写油气层井段的设计密度、平均密度、最高和最低密度;平均失水量、最大和最小失水量、与设计的对比;油(气)层顶界及底界的浸泡时间;平均固相含量和最大、最小固相含量等。
25.4.2 高压喷射钻井及其配套技术
① 钻头选型;
② 泵压、排量、水眼、比水马力等水力参数的优选。
③ 钻压、转速的优选。
25.4.3 事故和复杂情况的预防及处理分析
① 各种事故的预防措施,以及发生的原因分析和处理过程。原因分析要详细,每步处理都要写明结果。
② 各种复杂情况的预防措施,以及发生的原因分析和处理过程等。
注:有些事故和复杂情况,虽然对正常钻进影响不大,但造成的后果比较严重,因此也应如实填报。
25.4.4 钻井液处理技术
① 重点井段钻井液的配方、选型及处理剂的筛选与使用效果等。
② 由于钻井液性能的问题造成的井下事故和复杂情况简介。
25.4.5 钻井时效及施工进度分析
重点分析本井影响钻井时效及施工进度的主要原因,例如:事故、复杂情况、组织停工、取芯、探井、科学试验等。
25.4.6 其它
主要是对于搞好现场施工技术的认识与建议。
25.5 钻井成本控制
25.5.1 本井所消耗的直接成本及与计划成本的对比分析。
25.5.2 比计划投资增加或减少10%以上的成本项目及原因分析。
25.5.3 综合分析钻井成本上升或下降的原因。
25.5.4 结合本井成本的控制情况,谈谈本单位对控制钻井成本的认识和建议。
25.6 经验与教训
25.6.1 设计与施工中的技术经验,主要是钻井工程质量、钻井速度、安全生产、钻井液处理、钻井时效等方面的内容。
25.6.2 设计与施工中的技术失误,主要内容同上。
25.7 其它
主要谈谈对于加强各级技术管理与技术服务方面的建议。
 
主题词: 钻井  资料  统计  通知
抄送:有关局领导、有关处室
中原石油勘探局钻井处                  2003年6月30日印发
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
第四节、开钻及特殊工艺施工前的检查汇报
每口井的各次开钻,每道特殊工艺施工时,例如:下套管、钻开油气层、打捞工作、中途测试、更换泥浆等都要进行认真的检查,准备是否达到了设计标准,施工是否能保证工艺的连续性?人员是否掌握了工艺技术要求和吃透了要点?还有存在什么问题,逐项检查落实,不能盲目草率施工。
各次检查汇报都要按标准进行,保质保量不走过场,对于个别上级机关或领导,不按标准办事,忽视质量,忽视安全,强行要求进行违章施工,井队完全有权进行抑制,必要时要向上级汇报,以保证规章制度的贯彻,明知不对,又不抵制,顺从命令造成恶果,执行者是有一定责任。
第五节、密切注意掌握钻井工程质量的各关键环节。
钻井工程中关键环节很多,有的一口井只出现一次,有的一口井多次出现,但只要是关键的环节,必须注意抓牢搞好。
1、井身质量:它关系着一口井能否提高速度,能否安全钻进,能否达到地质目的,能否保证固井质量,井的寿命的长短及综合经济效益的好坏。
(1)井斜大小和变化是井身质量的重要指标。
所以,要利用一切机会,例如:起钻、停工检修等,利用一切手段,例如单点、多点、电测等,测深井斜变化,要做及时掌握又要尽量减少时间损失,提高测斜的一次成功率,这样可以及时调整参数,以保证质量和提高钻速,任何疏忽和不及时都 能造成轻则轻压吊打, 则填井侧钻、井下事故,如果油层已经 开危害就更加深远。
 
 
井身质量评定标准
序号
项目
评定标准
基本分
扣分标准
1
全角变化率
井深2000米以内的井
0-1000   ≤2°
1001-2000≤2°40’
45
1、连续三点超过标准不得分。
2、一个点每超过1度扣3分。
3、全角变化率直井1点超过5°/30米,定向井1点超过7°/30米不得分。
4、定向井连续三点超过5°/30米,低于5.5°/30米,只能作为合格井,若连续三个点超过5.5°/30米不得分。
井深3000米以内的井
0-1000   ≤1°30’
1001-2000≤2°
2001-3000≤2°40’
井深4000米以内的井
0-1000   ≤1°15’
1001-2000≤1°30’
2001-3000≤2°40’
3001-4000≤3°
井深5000米以内的井
0-1000   ≤1°15’
1001-2000≤1°30’
2001-3000≤2°30’
3001-4000≤2°40’
4001-5000≤3°
最大全角变化率:直井每点不超过5°/30米,连续三点不超过上述标准;定向井每点不超过7°/30米,连续三点不超过5.5°/30米。
2
最大井斜
符合工程设计最大井斜值
设计井斜角20°以下的定向井,实际最大井斜角超过设计10°者,每超1°扣5分;设计井斜角20°以上的定向井,实际最大井斜角超过设计5°者,每超过1°扣5分。
3
位移或靶心要求
按工程设计标准执行
45
1、直井水平位移每超过1米扣1分。
2、定向井靶心距每超1米扣1分。
3、因位移超标或不中靶达不到地质目的不得分。
4
井径扩大率
目的层段井径扩大率≤15%
10
目的层段井径扩大率每超过2%扣1分。
井深质量综合评定标准
100
 
 
 
说明:1、直井全角变化率标准引用中油局采油[1999]363号文件,本表中末列项目仍按原标准执行。
2、定向井以多点数据或HDT考核。
3、斜直井按定向井考核。
4、井身质量综合评定在90分以上为优质,80分以上为良好,70分以上为合格,不满70分为不合格。
 
(2)井径扩大率和井径变化到是新近提出的一个要求指标,它及到泥浆性能和地层的情况,循环泥浆的方式和时间,喷射钻井操作方法,地层本身的特性,因素,它严重影响着固井质量,要分析各种因素的影响关系,努力减少扩大率和变化率,对于各指标都会带来积极的影响。
井口质量评定标准
序号
项目
评定标准
基本分
扣分标准
1
1、按设计要求安装套管头
30
强度低于设计要求不得分,型号不符合设计不得分。
2、套管头安装后试压合格
15
不试压或试压不合格不得分。
3、套管头应装有高压丝堵或闸阀,闸阀开关灵活,丝堵上卸灵便且不得焊接。油层套管与套管头不得焊接。
25
无丝堵(闸阀)或丝堵(闸阀)不合格不得分,私自将油层套管与套管头焊接不得分。
2
1、井口应平整、牢固、不破裂,不下沉。
10
达不到要求不得分。
2、井口不漏油、气、水。
10
井口漏油、气、水不得分。
3、交井时井口帽连接(安装)牢靠并标有井号。
10
无井口帽不得分,不标注井号扣5分。
井口质量综合评定标准
100
 
说明:1、经采取措施达到合格,仍按合格标准评定。
2、井口质量综合评定在80分以上为合格,不满80分不合格。
 
油层套管质量评定标准
序号
项目
评定标准
基本分
扣分标准
1
套管强度与下深
1、符合工程设计要求。
2、磁短节(或封隔器)应与所下套管柱强度相符,井下深正确。
3、产地符合工程设计要求。
25
1、套管强度低于工程设计者不得分。
2、比套管柱强度低不得分,与套管柱壁厚不一致扣15分,记录不清楚扣10分,下深不正确(±10米)扣10-15分。
3、产地不符合设计要求(指用国产代替进口)不得分。
2
套管检查与验收
1、送井套管应有出厂检验单。
2、应按工程设计要求进行验收。
3、到井套管应进行套管外观、通径、丝扣和丈量检查并有记录。
20
1、无出厂检验不得分。
2、不验收或不按标准验收不得分。
3、未检查或无记录不得分,通径规不符合标准不得分。
3
套管试压
1、下油层套管应使用扭矩仪按标准扭矩上扣,并有记录。
2、油层套管试压时,环形空间要放压。
3、油层套管测完声幅后试压25Mpa,30分钟压力下降不超过0.5Mpa为合格。
30
1、不使用扭矩仪、不按标准扭矩上扣或无记录不得分。
2、不放压不得分。
3、未试压或试压不合格不得分。
4
套管通径
作业队接井洗井后用标准通径规应通至人工井底。
25
若因套管问题导致通井不到底不得分。
套管质量综合评定标准
100
 
说明:1、经采取措施达到合格的,仍按合格标准评定。
2、套管质量综合评定在80分以上为合格,不满80分为不合格。
(3)固井质量
油层套管固井质量评定标准
序号
项目
评定标准
基本分
扣分标准
1
管外水
泥返高
1、达到完井讨论所定的要求。
2、超过油气层顶界15米优质封固段或30米中等封固段或百米内叠加中等和优质封固段50米。
25
1、低于要求每20米扣1分。
2、油气层顶界连续优质封固段少于5米或连续中等封固段少于10米不得分,优质段每少2米、中等段每少4米扣1分;叠加封固段每少5米扣1分,叠加段少于20米不得分。
2
水泥环
封固
质量
第一界面声幅值在20%以内为优质,30%以内为中等,超过30%为差;第二界面定性解释为三个等级,分别为优、中、差。
1、目的层段综合解释优质段不低于80%。
2、盐层段以第一界面声幅值中等段不低于70%。
3、油气水层之间、砂层组之间应各自封隔,综合解释中等封固以上视为封隔。
4、无明显串槽,井口不冒油气。
60
1、目的层段综合解释优质封固段每降低3%扣1分。
2、盐层段第一界面中等封固段每降低5%扣1分。
3、油层之间不封隔每层扣5分;砂层组之间不封隔每层扣15分。
4、明显串槽或井口冒油气扣40分。
3
口袋
1、人工井底距油气层底界不少于15米。
2、阻流环距套管鞋不少于8米(特殊情况例外)。
10
1、小于15米者,每少于1米扣1分。
2、小于8米者,每少于1米扣1分。
4
声幅测井时间
声幅测井应在固井后36-72小时内进行
5
不在规定时间内测井,每超前或推迟5小时扣1分。
油层套管固井质量综合评定标准
100
 
说明:1、经采取措施达到合格的,仍按合格标准评定。
2、综合解释原则:第一界面胶结好的或中等的,以第二界面胶结质量为准;第一界面胶结差的以第一界面胶结质量为准。
3、固井质量综合评定在90分以上为优质,80分以上为良好,70分以上为合格,不满70分为不合格。

 
(4)取芯质量
取芯是完成对地层直接认识的,工艺它的效益好坏,影响地层认识质量,同时影响的钻井周期,成本等,其中各道工序的潜力很大,效果差别也悬殊。          
特别要重视地层对比、工具装配、措施落实、成效分析,还有生产的组织工作,思想的高度重视及经济政策的兑现,只要全面抓紧一般是可以保证指标完成的。
第六节、    搞好泥浆
钻井液油气层保护质量评定标准
序号
项目
评定标准
基本分
扣分标准
1
钻井液体系
符合设计要求
40
不符合设计要求不得分,盐水泥浆氯离子含量每低1万mg/l扣5分
2
钻井液密度
符合设计要求
20
不合理超标0.05g/cm3以上,每超过0.01g/cm3扣10分。
3
API滤失量
符合设计要求
20
每超0.1ml扣1分。
4
低固相含量
符合设计要求
20
每超0.1个百分点扣0.5分。
钻井液油气保护质量综合评定标准
100
 
说明:1、以泥浆监测取样油中和完井时的两套数据为评定依据。
2、泥浆监测做渗透率恢复值的井,评定时做参考。
3、未监测井最高只能评为良好。
4、钻井液油气层保护质量综合评定在90分以上的为优质,80分以上为良好,70分以上为合格,不满70分为不合格。
 
钻井技术员领导泥浆组及泥浆净化工作。
衡量泥浆性能优劣的标准。
有利于油气的发现和保管,有利于巩固井壁和减少变化率,有利于提高钻速和降低成本,有利本身的稳定,减少处理量,有利于测试和井下安全。表面的性能仅仅是调整和比较的依据。所以,不能只追求测量值的概念评价。
固控工作是搞好泥浆的基础,要认真落实管理制度
泥浆药品储藏和防止浪费,也应当十分关心。
 
第七节、技术培训
岗位工人的技术素质,直接决定着生产成果的经济效益,提高技术素质既是十分必要的,又是当务之急。
要充分利用一切机会进行此项工作,培训中要注意急用先学。学为了用,内容和标准首先是已有的规程,制度和条例,达到学用结合,学用一致。
要持之以恒,坚持每周的学习制度,同时,在进行特殊工艺时,结合工艺流程进行教育,为了搞好这项工作,首先自己要学好,学通,吃透精神。
学习内容有学有考,同时注意有些内容要反复讲授,不能企图做到一劳永逸。
讲课方式要多样化,讲课人可统一安排,还要注意充分发挥有实践经验的老工人的作用。
根据车队情况,还应做出系统安排,理论知识的讲授要深入浅出,结合生产。
 
第八节、必须随时注意井下情况,及时采取对应措施。
钻井工程是一项隐蔽性、连续性、风险性较大的工程,是事故发生率高的工程,随时掌握情况,做到防 杜渐,把事故和复杂消灭在萌牙之中,减少损失,居安思危是我们的基本思想方法,高度警惕是每个优秀技术干部的必有思想作风。
及时、准确对于钻井工作者尤其显得重要,快到可能化验为夷,慢到可能怡误战机,当然快,又必须准,否则可能失之毫厘谬以千里。
一个水平较高的井队,一个业务能力较强的技术人员。在此要求方面一定是做的较突出的井队,反之,一个落后井队,往往就是干部对生产的实际情况不关心或是措施缺乏针对性、可靠性、准确性。
 
第九节、一个优秀的技术员,必然是学习先进、推广先进技术的先锋。
科学业是一个三无的世界,一无禁区,二无偶像,三无顶峰的世界。因而要不断进取,努力创新。
在生产中,为使生产顺利进行,根据以往经验教训和科学推断,制定了比较完善的规章制度,新问题不断出现,人们总是在追求更高的目标,创造更新的方法和工艺。为取得更大的经济效益而努力。没有追求就没有进步,做一个好的技术人员自然对新的事物应有饱满的热情,要十分敏感。哪怕是碰到这样那样的困难,绝不退缩,要有这样的品质,要有这种精神,我们已有很多新技术急待推广。也有很多新的难题急待去突破。
以上是技术员本身业务工作的内容和做好的基本要求,但技术工作,一靠自己,二靠群众,而且做好群众工作贯彻好技术工作的各项要求。
 
第十节、怎样搞好技术管理工作
一、技术工作一是靠自己,二是靠群众
自己发奋努力,完成自己能完成的全部工作,这是应当的,而生产是一项集体的创造,靠钻井队岗岗人人协调一致,共同努力,而共同完成的工作就存在管理问题,管理就有要别人替你把工作做好。所以,要重视管理工作,管理又是一项艺术,艺术没有固定的模式,这样要求每个管理人员根据自己的特点和环境特点去创造自己的工作模式。首先要正视这个问题,进而要钻研这个问题,这样才能事半功倍。
二、要在感情上和工人打成一片
书本知识和实际知识都很重要,认识上不走极端才能和工人有共同语言。尤其在现阶段,经验钻井仍然有着很重要的地位,只有理论联系实际,才能有较快的提高,任何藐视实践,鄙视体力劳动的思想都是十分错误的,是不会有出息的。
三、把生产的命运同自己的工作联系在一起
有高度的责任感,24小时关心生产,把自己的精力倾注到生产中去,就自然能取得工人同志的信赖,不能取得工人同志的信任,很难开展有效的工作。
一个井队能否很好的完成任务,能否进入良性循环和一个队的干部水平,技术指导有密切的联系,自觉把这一责任承担起来,就有了动力,时刻想着由于自己的失误,可能使国家受损。使全队人员受害,工作就会加倍谨慎,就容易做好工作。
(1)严格管理,以理服人
管理严格是工作能否成功的基础,要严之以理,使其从思想上接受,才能提高效率,要相信群众,严是广大群众欢迎的,特别是严中出了结果,出了效益,又给他们带来直接利益以后,更是如此。
那种认为群众只希望松松垮垮的看法是片面的一种歪曲。
不会管理,不愿管理,只会埋头搞资料或者只会同工人吃喝的技术干部,不会受到工人同志欢迎的。
五、认真提高自己的决策水平
决策水平是一个人各种素质的总反映。
提高决策水平,要从多方面入手,这里着重强调几点:
1、深入掌握各项规章制度的条文及精神。
2、及时总结已有的经验和教训,有意识同理论联系,重视理论指导作用。
3、深入实践调查研究,尽量得到第一手原始资料。
4、广泛的听取各方意见,虚心求教。
5、克服侥幸取胜心理不能只追求眼前利益。
6、用综合经济效益观点,对方案措施进行评价,不冒失蛮干。
7、利用机会和业余时间学一点经济、管理理论。
总之,以上意见是很粗浅的,但它在一定程度上是对现有技术人员的状态和现象而提,仅供参考。
 
有志者,事竟成。
祝诸位在事业中成功。
 
 
 

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