钻井技术员实习总结

我叫某某，今年**岁，现任**实习技术员，一年以来坚持按照中原石油工程公司“战疫情、抓生产，夺取双胜利”和“四提”活动要求，针对生产实际，2020年工作总结如下：

一、工作量完成情况

**队承钻阳**平台四口井，完钻三口，正在作业阳**井一口（阳**井已完成取心作业。全年累计进尺16327m，纯钻时间2468.5，全年平均机械钻速6.28m/h

**井连续取芯5次，井段4047.56m～4136.00m，总进尺88.44m，总芯长88.22m，平均收获率99.75%

二、工作中的亮点

针对该区块栖霞组易漏失的特点，提前制定技术措施，从操作和工艺上加强指导，在阳**平台施工中，均成功穿越栖霞组，没有发生一次漏失。针对须家河高研磨、可钻性差特点，开展钻头、井下工具优选，一趟钻钻穿须家河组，创同期该区块须家河组单只钻头单趟钻进尺最高纪录，三开井段三趟钻完成进尺实现钻速领先、效益提升的目标。

阳**井四开水平段最后一趟钻使用一只钻头（**产，型号：**），在钻进中进入五峰组168米情况下，累计进尺达到467m，平均机械钻速7.2m/h，纯钻时间106h，钻头出井新度90%，较原旋导捆绑服务钻头（型号：Z5**，平均进尺325米，平均机械钻速4m/h)寿命及机械钻速大幅提高。全井平均机械钻速6.74m/h，箱体钻遇率100%。垂深同比增300～400m，施工温度升高10℃以上，为4100m以上垂深及箱体含铁量高、相距500m的**平台后续12口井四开施工提供了经验。

应用“高压喷射钻井”技术，在“百日攻坚创效”期间，完成进尺5060m，较计划进尺超额完成177m，进程完成率103.62%

三、工作中问题分析及改进措施

**井钻进至井深2815m，由于钻时慢，起钻更换钻具组合及钻头后进行下钻作业。下钻至井深2009m遇阻，接顶驱开泵划眼至井深2180m正常下钻，下至井深2503m再次遇阻，接顶驱开泵划眼至井深2670m，期间划眼困难，扭矩波动大，时有憋停现象。划眼期间振动筛处有掉块返出，大小均为5cm-2cm薄片，棱角明显。

原因分析：1、由于改变钻具组合结构，上扶正器由之前φ290mm调整至φ304mm，增加了钻具刚性。2、起钻时本只钻头由1824m处下入后钻进至2815m，单只进尺991m，期间未进行短起下作业，未能及时修正井壁。3、划眼井段岩性为膏岩、泥岩，钻井周期长发生缩径。4.、本井三开钻进期间，钻井液泵未能发挥最大功效。临井钻进时，嘉陵江以上地层钻进排量达60L/s，以下地层钻进排量达55L/s。本井由于钻井液泵维修频繁，每班都要进行泵配更换，尤其是上、排水密封垫，损耗较快。本井嘉陵江组以上地层排量55L/s，嘉陵江组以下地层排量49-50L/s。本区块井径扩大率较低，钻进排量不足，井径扩大率更小。

改进措施：1. 根据地层井斜及方位变化，扶正器大小无法进行改变，钻进期间每钻进500m进行短程起下钻作业，及时修复井壁，2.做好钻井液泵的维修保养，保证钻进期间排量，增加井径扩大率，在更换大扶正器时能有效通过。

**井钻进至井深2586m泵压下降1MPa，排除地面原因，决定起钻检查钻具，起出钻具扶正器与配合接头台阶面刺漏，更换钻具继续下钻，钻进至井深2613m泵压下降1.5MPa，排除地面原因，决定起钻检查钻具，出井单流阀刺漏（本趟入井全新单流阀，检查完好，检查报告齐全）。

原因分析：1.钻井液体系为水基钻井液，起出钻具钻井液固化在丝扣，未能清理丝扣进行上扣作业。2.对入井钻具未能仔细排查，对有检查报告过于相信。3.未能加强培训小班人员，个别人员对钻具台阶面的认知不足，不能有效清理台阶面。

改进措施：1.加强人员培训，对上扣工具仔细检查，清理干净，并且上够扭矩检查钻具上扣情况2.到井工具仔细检查，3时刻记录好泵压，扭矩等钻井参数，及时判断参数变化并找到原因，未能及时找到原因不得继续钻进。

四、下步工作计划和建议

1、在凉高山组，自流井组掉块严重，易造成卡钻，因此在钻开凉高山组前，调整钻井液性能，稳定井壁。

2、三开须家河组研磨性高，对钻头损害较快，建议使用江钻型号为**T钻头，钻具组合：江钻PDC钻头+244mm单扶弯7头螺杆1.25°+单流阀+配合接头+306mm扶正器+配合接头+水力加压器+8”钻铤*6+配合接头+5”1/2加重钻杆+5”1/2钻杆，钻进过程中前期控制钻压保护钻头，后期加大钻压能够实现一趟穿须家河。

3、本区块地层温度高，配合使用地面降温系统，同时调整钻井液粘度，能有效降低井底温度，增加仪器寿命。

4、水平段建议使用5刀双排齿钻头进行钻进，相比锥尖齿钻头钻时较快且稳定，减少井底震动对旋导工具的损坏，时刻关注伽马值变化，避免龙1-1一小层，二小层穿层，穿层对钻头损坏较大，减少钻头使用寿命，长时间在夹层钻进，有掉复合片风险。