鑽井技術員實習總結

我叫某某，今年**歲，現任**實習技術員，一年以來堅持按照中原石油工程公司“戰疫情、抓生產，奪取雙勝利”和“四提”活動要求，針對生產實際，2020年工作總結如下：

一、工作量完成情況

**隊承鑽陽**平臺四口井，完鑽三口，正在作業陽**井一口（陽**井已完成取心作業。全年累計進尺16327m，純鑽時間2468.5，全年平均機械鑽速6.28m/h

**井連續取芯5次，井段4047.56m～4136.00m，總進尺88.44m，總芯長88.22m，平均收穫率99.75%

二、工作中的亮點

針對該區塊棲霞組易漏失的特點，提前制定技術措施，從操作和工藝上加強指導，在陽**平臺施工中，均成功穿越棲霞組，沒有發生一次漏失。針對須家河高研磨、可鑽性差特點，開展鑽頭、井下工具優選，一趟鑽鑽穿須家河組，創同期該區塊須家河組單隻鑽頭單趟鑽進尺最高紀錄，三開井段三趟鑽完成進尺實現鑽速領先、效益提升的目標。

陽**井四開水平段最後一趟鑽使用一隻鑽頭（**產，型號：**），在鑽進中進入五峯組168米情況下，累計進尺達到467m，平均機械鑽速7.2m/h，純鑽時間106h，鑽頭出井新度90%，較原旋導捆綁服務鑽頭（型號：Z5**，平均進尺325米，平均機械鑽速4m/h)壽命及機械鑽速大幅提高。全井平均機械鑽速6.74m/h，箱體鑽遇率100%。垂深同比增300～400m，施工溫度升高10℃以上，爲4100m以上垂深及箱體含鐵量高、相距500m的**平臺後續12口井四開施工提供了經驗。

應用“高壓噴射鑽井”技術，在“百日攻堅創效”期間，完成進尺5060m，較計劃進尺超額完成177m，進程完成率103.62%

三、工作中問題分析及改進措施

**井鑽進至井深2815m，由於鑽時慢，起鑽更換鑽具組合及鑽頭後進行下鑽作業。下鑽至井深2009m遇阻，接頂驅開泵劃眼至井深2180m正常下鑽，下至井深2503m再次遇阻，接頂驅開泵劃眼至井深2670m，期間劃眼困難，扭矩波動大，時有憋停現象。劃眼期間振動篩處有掉塊返出，大小均爲5cm-2cm薄片，棱角明顯。

原因分析：1、由於改變鑽具組合結構，上扶正器由之前φ290mm調整至φ304mm，增加了鑽具剛性。2、起鑽時本只鑽頭由1824m處下入後鑽進至2815m，單隻進尺991m，期間未進行短起下作業，未能及時修正井壁。3、劃眼井段巖性爲膏巖、泥岩，鑽井週期長髮生縮徑。4.、本井三開鑽進期間，鑽井液泵未能發揮最大功效。臨井鑽進時，嘉陵江以上地層鑽進排量達60L/s，以下地層鑽進排量達55L/s。本井由於鑽井液泵維修頻繁，每班都要進行泵配更換，尤其是上、排水密封墊，損耗較快。本井嘉陵江組以上地層排量55L/s，嘉陵江組以下地層排量49-50L/s。本區塊井徑擴大率較低，鑽進排量不足，井徑擴大率更小。

改進措施：1. 根據地層井斜及方位變化，扶正器大小無法進行改變，鑽進期間每鑽進500m進行短程起下鑽作業，及時修復井壁，2.做好鑽井液泵的維修保養，保證鑽進期間排量，增加井徑擴大率，在更換大扶正器時能有效通過。

**井鑽進至井深2586m泵壓下降1MPa，排除地面原因，決定起鑽檢查鑽具，起出鑽具扶正器與配合接頭臺階面刺漏，更換鑽具繼續下鑽，鑽進至井深2613m泵壓下降1.5MPa，排除地面原因，決定起鑽檢查鑽具，出井單流閥刺漏（本趟入井全新單流閥，檢查完好，檢查報告齊全）。

原因分析：1.鑽井液體系爲水基鑽井液，起出鑽具鑽井液固化在絲扣，未能清理絲扣進行上扣作業。2.對入井鑽具未能仔細排查，對有檢查報告過於相信。3.未能加強培訓小班人員，個別人員對鑽具臺階面的認知不足，不能有效清理臺階面。

改進措施：1.加強人員培訓，對上扣工具仔細檢查，清理乾淨，並且上夠扭矩檢查鑽具上扣情況2.到井工具仔細檢查，3時刻記錄好泵壓，扭矩等鑽井參數，及時判斷參數變化並找到原因，未能及時找到原因不得繼續鑽進。

四、下步工作計劃和建議

1、在涼高山組，自流井組掉塊嚴重，易造成卡鑽，因此在鑽開涼高山組前，調整鑽井液性能，穩定井壁。

2、三開須家河組研磨性高，對鑽頭損害較快，建議使用江鑽型號爲**T鑽頭，鑽具組合：江鑽PDC鑽頭+244mm單扶彎7頭螺桿1.25°+單流閥+配合接頭+306mm扶正器+配合接頭+水力加壓器+8”鑽鋌*6+配合接頭+5”1/2加重鑽桿+5”1/2鑽桿，鑽進過程中前期控制鑽壓保護鑽頭，後期加大鑽壓能夠實現一趟穿須家河。

3、本區塊地層溫度高，配合使用地面降溫系統，同時調整鑽井液粘度，能有效降低井底溫度，增加儀器壽命。

4、水平段建議使用5刀雙排齒鑽頭進行鑽進，相比錐尖齒鑽頭鑽時較快且穩定，減少井底震動對旋導工具的損壞，時刻關注伽馬值變化，避免龍1-1一小層，二小層穿層，穿層對鑽頭損壞較大，減少鑽頭使用壽命，長時間在夾層鑽進，有掉複合片風險。