4.钻井工程师测评实操（工程类、4项、随机抽取1题、满分10分）

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检查丈量钻杆 (缺图)

测量钻井液密度 (缺图)

测量钻井液粘度 (缺图)

准备工作：材料及工具准备【缺少答案，请补充】

提钻具，扣吊卡，卸载荷

卸表罩和表盘

校正悬重表

装表盘和表罩

接手压泵管线，上紧排气丝堵

泵变压器油【缺少答案，请补充】

检查悬重表、传感器、液压管线

卸松排气丝堵，排空气

紧丝堵，卸手压泵管线

检查压盘间隙

案例1、湾探2井有责溢流事件（一）基本情况 2025年2月14日，湾探2井钻进至井深6389.65m，上提钻具准备做地破压力试验时发生溢流，关井套压8.9MPa，处置过程中最高套压16.5MPa，采用工程师法压井，溢流解除。（二）发生经过 2月14日12:21钻进至6389.65m，钻井液密度1.97g/cm³，测斜洗井，划眼畅通井筒；12:54停泵，坐岗人员发现出口不断流报告司钻，司钻未组织关井；13:15现场起钻1柱，准备做地破压力试验。 13:25钻井、录井坐岗人员发现出口仍不断流，报告司钻后，司钻组织关井，关井后套压1.8MPa，立压0MPa（带浮阀），溢流量7.21m³，现场未逐级汇报，擅自决定控压节流循环压井。控压循环至14:04，录井监测总池液面持续上涨，并启动一键报警，钻井队接到报告后，项目组长下达指令，要求不关井继续控压循环。14:43录井监测总池液面继续上涨，再次启动一键报警，司钻组织关井，关井后套压8.9MPa，立压0MPa（带浮阀），溢流量达20.21m³，此时现场仍未逐级汇报，项目组长指挥继续控压循环。（三）处置经过 15:07井控管理中心接到录井湾探2井溢流汇报，电话联系现场要求停止施工，由于现场通讯网络较差，始终无法正常通话。15:40公司井控管理中心通过EISC视频连线现场，要求现场立即停止施工，并要求克拉玛依钻井公司领导、专家到达现场后，充分研判情况，制定压井施工方案，经公司审批后方可施工，会后井控管理中心、工程技术部专家赶赴现场协助处置。 16：12现场停止施工关井，关井后套压逐渐上涨至16.5MPa，立压8.1MPa（浮阀失效），核实溢流量共计27.2m³。 18:20克拉玛依钻井公司领导、专家到达现场，研判现场情况后，决定采用2.05g/cm³压井液节流循环压井，方案经公司审批后于2月15日0:30开始压井施工，至5:30压井结束，停泵关井套、立压为0，溢流解除。（四）原因分析（1）直接原因钻井液密度偏低，无法平衡二叠系上乌尔禾组含气水层地层压力，是导致溢流的直接原因。（2）间接原因该井发现溢流不关井，关井后未逐级汇报、擅自处置，压井时未制定施工方案，在节流循环过程中，未合理控制回压，液面持续上涨，项目组长接到液面上涨报告后，未果断采取有效措施，违章指挥继续施工，导致地层流体持续侵入井筒，是造成套压较高的主要原因。（3）管理原因 1.井控意识不到位。现场井控意识淡薄、麻痹大意、侥幸心理突出，不落实“发现溢流立即正确关井、疑似溢流立即关井检查”“司钻是关井第一责任人”等管理要求。 2.职责履行不到位。一是“司钻是关井第一责任人”管理要求落实不到位，司钻多次接到出口不断流、液面上涨等溢流直接显示汇报不关井，未严格履行关井责任。二是井队干部履职不到位，接到溢流报告未督促司钻正确关井，仍然存在观察、核实等错误行为。三是项目组长未履行井控监管责任，干扰司钻履行关井职责，对压井过程中液面持续上涨等异常情况，存在明显误判，违反工艺纪律、违规操作、违章指挥。 3.管理制度落实不到位。一是现场溢流汇报制度落实不到位，发生溢流未按要求汇报。二是开工验收检查制度落实不严不细，井控能力评估制度流于形式，复工复产未开展关键岗位井控能力评估。 4.井控能力素质差。一是钻井队综合能力素质差，基础管理薄弱；项目组长、井队干部风险识别能力、井控技术能力不足，溢流直接显示仍然观察核实不关井，关井后不汇报擅自处置，控压不当导致溢流量进一步增大，严重违反公司井控“十条禁令”。二是钻井队、精细控压作业队伍不熟悉钻井井控管汇与精细控压倒换和关井流程，未开展精细控压流程倒换和关井实操演练。（五）纠正预防措施（1）坚决执行“发现溢流立即正确关井，疑似溢流立即关井检查”“司钻是关井第一责任人”“三个100%”要求，深刻汲取教训，正确处理井控安全和效率效益的关系，任何作业、任何环节都必须保证井控安全。（2）强化井控风险识别，加强地质研究和预告，全面分析邻井复杂，立足一次井控，合理确定钻井液密度，确保压稳油气水层。（3）加强井控监督、钻井队长（书记）、工程师、司钻、坐岗工等关键岗位人员井控能力评估和培训，突出井控复杂准确研判以及溢流发现、正确关井、应急处置等内容，确保能岗匹配。（4）实施精细控压或简易控压作业的施工井，加强控压作业流程倒换和关井演练，严格执行《控压钻井作业规程》（Q/SY02630）、属地油气田井控实施细则以及《简易控压钻井作业规程》，井口套压超过规定值应立即执行关井程序。（5）严格落实坐岗制度，加强液面监测，正确分析、校核液面增减量，发现或疑似溢流立即报告司钻，司钻立即组织关井。司钻要严守关井底线，接到任何岗位、任何时段报警，必须第一时间关井，任何人不得以任何理由干涉司钻履行关井职责。录井人员溢流汇报后现场不关井应立即向EISC汇报。（6）加强溢流管理，溢流关井后按照《钻井作业溢流压井指导模板》汇报程序、压井准备、方案制定、压井实施及后续处置等要求执行，节流循环全过程遵循井底压力略大于地层压力，做到泵入量、返出量准确计量，保持泵入量大于等于返出量。（7）要深刻汲取教训，开展专项整治活动，提升全员井控意识，树牢积极井控理念，严肃工艺纪律、操作纪律，严格井控能力评估、施工过程监管、溢流风险管控，针对性制定井控管理提升方案。【缺少答案，请补充】

案例2、中古15-H1井私自压井井控险情（一）事件经过 2010年5月7日6:45中古15-H1井在控压钻进至井深6222.20m发现井口溢流0.8m³后关井，关井结束后核实溢流量3.3m³。井队工程师向本单位及业主主管部门进行了汇报，并组织加重材料配压井泥浆，严密观察套压变化。9:40～10:15在未制定压井方案、未经许可的情况下，钻井工程师组织节流循环压井，10:15钻井工程师考虑钻具长时间静止可能卡钻，未经请示批准，通知司钻打开上半封，让司钻活动钻具并继续节流循环压井；10:24套压由7.5↗14MPa。旋转控制头刺泥浆，司钻停泵下放钻具，副司钻关闭半封闸板，关闭节流阀、J2a,旋转头仍继续刺泥浆，后关闭全封闸板（试图用全封控制井口），此时司钻仍在下放钻具，悬重由138吨降至35吨，旋转控制头停止刺泥浆。套压升至26MPa，井口处于可控状态。19:55业主组织相关人员,现场制定压井方案。23:10采用压回法压井,注入密度1.33g/cm³压井泥浆40.7m³，密度1.25g/cm³压井泥浆139.9m³，排量:0.5～1m³/min，套压由27↘0MPa开井观察出口无外溢，压井成功。（二）原因分析 1、井队未严格执行油田《关于进一步加强井控工作补充规定的通知》第四条规定，未按规定程序汇报，未制定统一的压井方案，未得到业主和钻井技术办公室同意就进行下步作业。 2、井队在节流循环压井过程中未按照油田《关于进一步加强井控工作补充规定的通知》规定“任何节流循环压井都要控制钻井液泵入量和返出量基本一致，发生溢流或井漏应及时关井，分析查清原因后再进行压井施工”作业，处置不当，造成套压快速上升。【缺少答案，请补充】

案例2、中古15-H1井私自压井井控险情（一）事件经过 2010年5月7日6:45中古15-H1井在控压钻进至井深6222.20m发现井口溢流0.8m³后关井，关井结束后核实溢流量3.3m³。井队工程师向本单位及业主主管部门进行了汇报，并组织加重材料配压井泥浆，严密观察套压变化。9:40～10:15在未制定压井方案、未经许可的情况下，钻井工程师组织节流循环压井，10:15钻井工程师考虑钻具长时间静止可能卡钻，未经请示批准，通知副司钻打开上半封，让司钻活动钻具并继续节流循环压井；10:24套压由7.5↗14MPa。旋转控制头刺泥浆，司钻停泵下放钻具，副司钻关闭半封闸板，关闭节流阀、J2a，旋转头仍继续刺泥浆，后关闭全封闸板（试图用全封控制井口），此时司钻仍在下放钻具，悬重由138吨降至35吨，旋转控制头停止刺泥浆。套压升至26MPa，井口处于可控状态。19:55业主组织相关人员，现场制定压井方案。23:10采用压回法压井，注入密度1.33g/cm³压井泥浆40.7m³，密度1.25g/cm³压井泥浆139.9m³，排量:0.5～1m³/min，套压由27↘0MPa开井观察出口无外溢，压井成功。（二）原因分析 1、井队未严格执行油田《关于进一步加强井控工作补充规定的通知》第四条规定，未按规定程序汇报，未制定统一的压井方案，未得到业主和钻井技术办公室同意就进行下步作业。 2、井队在节流循环压井过程中未按照油田《关于进一步加强井控工作补充规定的通知》规定“任何节流循环压井都要控制钻井液泵入量和返出量基本一致，发生溢流或井漏应及时关井，分析查清原因后再进行压井施工”作业，处置不当，造成套压快速上升。 3、旋转控制头不是处理井控溢流压井的井控装备，不能在井还未压稳之前就打开半封，用旋转控制头带高压活动钻具，并实施压井作业。 4、当发生溢流存在井控风险时处理问题要有主次之分，应首先考虑有效控制住井口，在井口处于有效控制的前提下再考虑防卡等工序。 5、井队井控培训工作力度不够，应急处理能力不足。（三）纠正和预防措施 1、取消钻井队市场准入，深入剖析该井溢流处置经验教训，认真查找原因和工作漏洞，并举一反三，不断增强井控安全意识、责任意识，时刻把井控安全放在第一位。 2、钻井、试油、修井期间的溢流险情处理，各勘探公司（作业单位）必须指派井控专家到井，制定压井措施，并报油田钻井技术办公室和业主批准，业主井控专业技术人员到井后，方可实施。 3、在奥陶系碳酸盐岩储层作业过程中一旦发现油气显示，由驻井地质监督立即向业主相关部门和主管领导汇报。 4、要求监督管理中心重点井目的层作业阶段，派驻有井控安全管理经验的监督驻井，严把井控安全管理关。 5、业主单位认真梳理井控管理方面的盲区，同时有针对性的加强紧急情况下的防喷防硫演练，确保井队正确、及时有效地处置井控险情，提高应急处理能力。 6、各勘探公司（作业单位）要加强井队压井方法（方案）、旋转控制头等井控装备原理及使用要求的学习，确保关键时刻操作迅速、准确。【缺少答案，请补充】

案例3、哈7-4井先漏后溢流事件（一）事件经过哈7-4井于2010年12月2日13:02三开钻进至井深6575.06m，发现气测全烃值由0.31%↑11.86%，立即停泵，至13:05关井，观察立、套压均为0Mpa，井口无异常，测量罐液面无变化。至13:13开井观察，出口无外溢。至13:16开泵循环观察，自13:16—14:00期间罐液面变化为13:10监测罐总体积减少0.25m³、13:25罐总体积减少0.87m³、13:40罐总体积减少0.4m³，现场判断为正常消耗。14:00—14:07停泵观察，未发现钻井液罐液面变化，出口无外溢。14:07开泵恢复钻进，至14:20钻进至井深6576.76m时，司钻发现钻时加快、泵压升高、泵冲降低，同时录井人员提示司钻泵压升高、泵冲降低。此时坐岗人员测量罐总液面上涨0.39m³且出口流速加快，立即停泵，发现出口槽处有钻井液外溢，且流速有增加的趋势，立即关井，关井后立套压均为8.5Mpa，自发现溢流至关井结束，溢流量总体积为5.5m³。（二）原因分析 1、坐岗人员未能及时发现井漏及溢流置换的发生：经事后分析录井曲线可以看出，在2010年12月2日12:55～13:05曾发生先井漏2.2m³，后溢流2.2m³的井内置换过程，而现场误认为是停泵导致泥浆量的变化。 2、怀疑溢流后观察时间太短，未在第一时间发现溢流：怀疑溢流后关井观察时间仅为8分钟，然后开井观察3分钟后即开泵循环。因观察时间短，导致关井、开井观察都没有发现溢流。 3、开井后继续循环、钻进导致油气上返接近井口，直接导致溢流的发生：怀疑溢流关井后观察时间不足，在未发现溢流后即开井循环、钻进，没有节流循环观察一周以上，导致受侵泥浆及地层流体直接上返至接近井口，气体膨胀，出口流量增加，关井立压、套压达到8.5Mpa。 4、进入目的层没有加密监测，没有及时通过录井曲线发现地层流体置换这一重要环节：溢流发生后通过重新对录井曲线的分析，流体置换过程非常清楚，但是当时现场仅仅依据泥浆工坐岗来判断前期没有溢流的发生。事实上在10分钟时间内发生了先漏后溢的置换过程，而我们的泥浆工15分钟监测一次液面变化，正好错过了发现液面变化的时机。（三）纠正及预防措施 1、加强井控坐岗，改进液面监测方式：进入油气层后，实行泥浆工和场地工双岗坐岗，对液面进行不间断测量，以便第一时间发现液面变化。 2、严格落实油田公司各项井控管理规定：严格落实塔里木油田井控管理规定及“16条补充规定”的各项要求；严格落实“发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查”的原则。关井观察时间不小于20～30分钟，关井观察结束后节流循环一周以上确认无溢流才能进行下步作业。 3、加强井队关键岗位井控知识和技能的学习与培训：针对塔里木油田碳酸盐储层和高含硫的特点，井队对关键岗位进行有针对性的井控知识强化培训；同时认真剖析，切实提高井控工作水平。 4、加强各相关方配合，共同做好井控工作：施工过程中，井队、录井队等相关方要加强配合，尤其是在目的层钻进期间，共同监测钻井参数变化，为及时发现溢流、正确处置溢流提供帮助和依据。【缺少答案，请补充】

请说明加强各相关方配合，共同做好井控工作的具体措施。

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