钻井监督控制点.doc

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1、钻井监督控制点工作内容监控序号监控点监督控制内容正常钻进1钻进①收到设计后，会同钻井公司进行技术交底，②监督执行工程设计，③严格按各项技术规程操作，④防止钻井事故的发生。2随钻质量监测①按设计要求及时监测控制井斜、方位、位移和井径，②确保井身质量得到合理有效地控制，达到设计要求。定向钻进3直井段①要求上部直井段一定要防斜打直，控制井斜不大于1.50。②钻完直井段起钻时应测多点，并及时处理数据，③如果方位不合适，应先全力扭方位，然后进行造斜、增斜作业，定向井操作过程中防止全角变化率超标。4造斜点位置①根据设计造斜点进行定向造斜。②特殊情况，须征

2、得工程监督部门和甲方同意，不得无故提前或推迟定向造斜位置。5造斜工具①用动力钻具造斜，弯接头应用1.00~1.50；②慎用20弯接头，③如确实需要使用20弯接头，驻井监督会同施工单位根据现场情况确定；④禁用2.00以上弯接头，⑤从工具选择上防止全角变化率超标。6井眼轨迹①定向井的井眼轨迹必须按设计轨迹进行施工或控制，②施工过程中不得随意、无故更改设计轨迹。7质量监测①定向井各井段（直井段、增斜段、稳斜段等）必须按设计要求进行井身质量监测，②强调直井段的测斜问题，直井段不直是导致造斜点位置和井眼轨迹背离设计的主要原因。③及时处理数据，画好轨迹跟

3、踪图，④经常性地预测下步井眼轨迹变化趋势，⑤发现轨迹有失控趋势时，首先停止钻进，然后采取相应措施。井控12钻开油气层准备工作①井控设备符合设计的压力级别，②井控设备灵活好用，封井器及管汇试压合格，③消防设施齐全可靠，④重晶石、重钻井液储备充足。13地层破裂压力试验①按设计要求做好地层破试，②记录好破试数据。14油气层钻进及钻井液密度①油气层钻进施工做到近平衡压力钻进，②在设计的范围内，钻井液密度的调整和维护应有利于发现和保护油气层。15钻井液液面监测①切实落实坐岗制度，②填写坐岗记录，③用好液面监测仪，发现问题及时报警。取芯16取芯工具检查与

4、装配①根据设计监督井队选好取芯工具型号，②对其部件配合间隙、灵活程度、承载负荷等性能做好调整和检查。17取芯操作①监督执行操作规程和取芯技术参数，②对取芯各环节（树芯、取芯钻进、割芯、起下取芯筒、岩芯出筒等）都要认真地进行预防、控制和监督，以利提高取芯收获率。钻井液18固控设备①按设计配备全固控设备，②使用维护好固控设备，③严格控制低密度固相。19大段盐膏层、泥岩、页岩等抑制地层造浆，防塌、防卡、防缩径①严格执行钻井液设计，采用聚合物不分散低固相体系，抑制地层分散造浆，保持良好的剪切稀释特性，提高钻速；②开发井添加磺化沥青类防塌剂，探井添加无

5、荧光防塌降滤失剂；③控制钻井液性能：合理的密度、低滤失量（API滤失量≤5ml）、低密度固相含量（≤10%（v/v））和合适的流变性能（保持环空层流）。20①保护油气层的要点：合理的密度实现近平衡钻进，尽可能低的滤失量和低固相含量，减少滤液和固相侵入产层，钻井液类型与地层相容，既稳定井眼又减少地层损坏，岩芯静态渗透率恢复值达到优良水平（开发井≥65%，探井≥油气层（保护油气层；防止喷、卡、塌、漏，提高堵漏效果；稳定井眼；防止或减少电测遇阻；钻井液性能监测等）70%）；②控制合理的密度是至关重要的：高了易导致井漏和粘卡，低了易诱发井涌和井塌及掉

6、块使井眼失稳；③必须严格控制滤失量（API滤失量≤5ml，HTHP滤失量≤20ml），有利于防塌、防卡和保护油气层；④大斜度定向井可添加磺化沥青和混入原油改善防塌防卡性能，探井宜采用无荧光类防塌剂和润滑剂；⑤密度≤1.35g/cm3的钻井液可采用QS-2屏蔽暂堵技术保护油气层；⑥各类随钻暂堵剂能有效防漏，各类桥塞堵漏剂和狄塞尔堵漏剂能有效堵漏；⑦除水平井外，直井、定向井、大斜度定向井的钻井液流变性均以控制环空层流为原则，只要保持环空层流，钻井液粘切适中或低些有利于防漏和保证电测顺利；⑧保持钻井液的高温稳定性；⑨钻井液性能监测：常规每口井在进入

7、油气层前100-200m、油气层钻进中、完井电测前进行钻井液监测三次，若性能达不到设计要求，提出整改意见，井队整改后再取样监测，直至达到设计要求，钻井液性能监测要及时、准确、数据齐全。21防漏预见性漏层和突发性漏层，井场要有适当的堵漏材料计划和实施工艺。完井施工22协作会①收集地质、工程关于本井的实钻及井下复杂情况，参加固井协作会。②着重研究通井、下套管措施及制定固井方案。③主要收集的资料有：油气层顶、底界，水泥返高，套管串结构，钻井液性能，分层及特殊岩性，油气层位置，磁性定位、短套管数量及位置等。23套管检查及验收①套管送井后，按局《关于油

8、层套管现场验收、检查的有关规定》执行。②使入井套管符合设计或甲方要求。③监督检查入井套管串结构及套管上扣扭矩执行情况。24井眼准备①井眼准备符合协作会要求；②落实划