井下作业处井控技术实施细则(修订)

井下作业处井控技术实施细则
(2012修订)
1总则
1.1井下作业井控是井下作业安全施工的基本保障。

为有效地预防与防止井喷、井喷失控和井喷着火事故的发生，保证人身和财产安全，保护环境和油气资源，实现安全生产，顺利完成作业施工，特制定本规定。

1.2井控工作的原则是立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控，树立“万无一失”、“以人为本”、“大井控”的理念。

井控目标是杜绝井喷失控和井喷着火事故，杜绝有毒有害气体伤害事故，工作重点在施工队，关键在班组，要害在岗位，核心在人。

1.3井控工作是一项系统工程，涉及施工设计、设备配套、安装维修、生产组织、技术和管理、现场管理、培训等各项工作，处各相关管理部门及单位的相互配合，共同做好井控工作。

1.4本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。

其中“高产”是指天然气无阻流量达100*104m3/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000PPm及以上。

1.5本细则适应于河南油田井下作业、试油(气)、大修等施工作业的井控工作。

1.6外部项目部以甲方井控管理规定为准，若甲方无相关管理规定则参照此细则执行。

1.7利用井下作业设备进行侧钻、加深钻井时，执行河南油田钻井井控实施细则。

2引用标准
下列文件中的条款通过本规定的引用成为本规定的条款。

《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》
《河南油田石油与天然气井井控管理办法》
《河南油田采油、井下作业井控实施细则》
《河南油田试油作业井控技术实施细则》
《河南油田井控设备检查、维修与检测管理规定》
SY/T5964－2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》
SY/T5053.1－2001《防喷器及控制装置防喷器》
SY/T6610－2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》
SYT6690-2008《井下作业井控技术规程》
3 井控设计
井下作业设计有地质设计(方案) 工程设计和施工设计，设计中有相应的井控要求和措施，是设计的重要组成部分。

3.1常规井下作业井控设计内容及要求应包含在地质、工程和施工设计中。

3.2大修、气井、水平井等特殊施工井应单独编写井控设计（预案），并严格执行逐级审批程序。

井控设计未经井控主管领导或副总工程师审批不得施工。

3.3 地质、工程设计(方案)的井控要求
3.3.1新井作业：应提供井场周围500m范围内的环境情况、井身结构资料、储层评价、钻开油气层钻井液密度、预测产层流体性质、地层压力、预测硫化氢及其它有毒有害气体含量、井温和产能等。

3.3.2老井作业：应提供油气水井井身结构、地层压力(系数)、油气比、硫化氢及其它有害气体含量等资料；相关邻井的地质及产能、注水注汽井分布、层位和压力、层间连通情况等资料。

施工时是否关停邻近的注水(汽），并采取泄压措施。

3.3.3中途测试井还应提供施工井的钻井显示、录井显示、钻井液参数等资料。

3.4施工设计的井控要求
根据地质和工程设计，施工设计应有明确的井控内容，包括但不限于以下内容：
3.4.1明确施工井井控装置的压力等级、型号、规格、组合形式，配套装置的安装和试压要求。

3.4.2根据施工工序(起下钻、绳索作业、空井筒、旋转作业等)制定有效的井控措施。

3.4.3明确压井液的类型、性能、数量、最低储备量。

3.4.4对气井、高压井、预测有自喷能力井、含硫化氢等有毒有害气体井、可疑层、未解释层以及处于高危险环境的井，设计时应采用油管传输射孔。

3.4.5优化设计合理的管柱结构。

选择使用有利于防止和控制井喷的井下管柱和工具，以适应突发事故的处理和补救措施的需要。

3.4.6压井液密度确定原则，在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，以目前生产层或拟射开层最高压力为压井液密度设计基准，再增加一个密度附加值或压力附加值。

附加值为：油水井为0.05—0.10g/cm3，或控制井底压差1.5—3.5MPa。

气井为0.07—0.15g/cm3，或控制井底压差3.0—5.0MPa。

4 井控装置
4.1井控装置的基本要求
4.1.1井下作业井控装置包括采油树、防喷器及防喷器控制系统、压井管汇、节流管汇、防喷管、放喷管、内防喷工具、测试流程和仪器仪表、闸门及附件等。

4.1.2井控装置应考虑组合后的压力等级及材质。

根据地层压力和井型，选用不同压力级别的井控装置组合；含硫化氢、二氧化碳的井还应分别具有相应的抗硫化氢、二氧化碳能力；含硫地区材质选用应符合行业标准SY/T6610—2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。

4.1.3气井、含H2S井进行作业施工时，按相应规定应至少每人配备一套正压式呼吸器，相应的气防设施，大修作业还应在井口安装固定式检测仪。

4.2防喷器的选择
4.2.1防喷器压力等级的选用原则上应同时不小于施工层位目前最高地层压力和套管抗内压强度的额定工作压力，当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别的井控装置时，井控装置可按最大关井井口压力选用。

4.2.2依据设计要求，选用满足本井施工要求的防喷器、压井、节流管汇。

4.2.2.1稀油常采井：配备手动双闸板2FZ18-14/21/35半、全两用防喷器。

4.2.2.2稠油热采井：配备手动手动双闸板2FZ18-14/21半、全两用（整体全封闸板) 防喷器。

4.2.2.3试油井、大修井：根据施工井井况配备手动2FZ18-35、2FZ28-35双闸板防喷器或液压2FZ18-35双闸板防喷器。

4.2.2.4气井、含硫化氢、高油气比井：配备双闸板2FZ18-35液动防喷器。

4.2.2.5超深井：大于4500米的井配备双闸板2FZ18-70MPa及以上液动防喷器。

4.2.2.6高含H2S油气井（地层H2S含量1000ppm及以上）还应安装剪切闸板。

4.2.2.7使用液动防喷器应配备远程控制台；高产气井在出口管线上应安装远程液动控制紧急关闭阀。

4.2.2.8气井、试油井、大修井应安装压井、节流管汇。

管汇及阀门等装置的压力级别与防喷器压力级别相匹配。

4.2.2.9所有安装半封、半全封闸板防喷器的井应配备两个与管柱相匹配的旋塞阀。

4.2.2.10作业一部双河、下二门、作业二部、大修部、试油项目部各配备一套抢险防喷装置。

压力级别为35ＭＰａ防喷器、旋塞阀及相应的铜制工具、检测器材、抢险人员信号服、指挥员标志、隔热服、辅助设施、特种车辆等。

应有专人管理。

(详见附表一)。

5. 现场井控装置安装、使用和管理
5.1井控装置的现场准备；
5.1.1根据作业井的工况及施工设计准备相应型号、规格、压力级别和数量的井控装置及附件。

5.1.2凡河南油田井下作业所使用的井控装置由井下作业处井控服务站统一负责检测、试压合格，并出具有合格(证)报告。

5.2井控装置的安装
5.2.1防喷器的安装要求
5.2.1.1防喷器安装前应将钢圈槽清理干净，在确认钢圈入槽、上下螺孔对正和方向符合要求的情况下，安装全部连接螺栓，对角上紧。

5.2.1.2防喷器及组合安装后，应校对井口，其偏差不大于10mm；防喷器顶部高度距地面超过1.5m，应采用4根直径不小于9.5mm的钢丝绳分别对角绷紧，找正固定。

5.2.1.3具有手动锁紧机构的液压防喷器，应装齐手动操作杆并支撑牢固，手轮位于钻台以外，操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向及圈数。

5.2.2远程控制台的安装要求
5.2.2.1安装液压防喷器的作业井应配备远程控制台或司钻控制台。

控制系统的控制能力与所安装的防喷器组合相匹配，且备用一个控制对象。

远程控制台应摆放在距井口25m 以外便于操作和司钻观察的位置，周围留有不少于2.0m的人行道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

5.2.2.2液压管线排放整齐，管排架与防喷管线距离不少于1.0m。

车辆跨越要有过桥保护措施，禁止在上面堆放杂物。

5.2.2.3电源线要专线单独连接，直接由配电板总开关控制。

5.2.2.4远程控制台处于待命状态时，储能器气囊充氮气压力7.0MPa左右，气源压力0.65 -0.8MPa，储能器压力18.9-21MPa，管汇及控制防喷器的压力10.5MPa。

5.2.2.5远控台与司钻控制台气源线应单独连接，严禁强行弯曲和压折。

5.2.2.6启动控制台的泵应在15min内使储能器的液压由7.0升至21.0MPa。

5.2.3井控管汇的安装要求
5.2.3.1井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。

5.2.3.2压力级别与组合形式符合施工设计要求，不允许使用焊接管线及软管线。

5.2.3.3管汇、管线的安装：①要考虑风向、居民区、道路、油罐区、电力线设施等；②放喷管线根据井况至少一条，出口接至距井场外安全地带；③管线要求安装平直，如转弯，
应用角度不小于120°的铸(锻)钢弯头，每隔10-15m、转弯处及放喷出口用水泥基墩或地锚固定。

5.2.4分离器的安装要求
5.2.4.1分离器距井口30m以上，立式分离器用钢丝绳对角四方绷紧、固定；卧式分离器用水泥基墩与地脚螺栓或地锚固定。

5.2.4.2分离器本体上应安装与之相匹配的安全阀。

5.2.5内防喷工具的要求
5.2.5.1内防喷工具包括旋塞阀、堵塞器、箭型止回阀、高压闸阀、井下安全阀、防喷单根等。

5.2.5.2内防喷工具的额定压力应不小于所选用防喷器压力等级，专用扳手，应放在方便取用的位置。

5.2.6含硫油气井检测装置的安装要求
含硫油气井施工作业，应事先安装好硫化氢探测设备、气体监测报警仪器，探测设备应装在探制室或中心控制室，与感应器、探测仪相连。

监测传感器的安装位置应在：①修井液出口；②修井液循环罐；③司钻或操作员位置；④井场工作室；⑤贴近井场的生活区；⑥未列入限制空间的其他可能聚集硫化氢的区域。

6 施工前的井控准备
6.1应按设计进行技术交底，一、二类措施井施工单位未见三设计不得进行施工；明确带班干部。

6.2含H2S油气井作业应制定应急预案，并报当地政府审查备案，同时应将H2S气体危害、事项、撤离程序等告知1.5Km范围内人员。

6.3当2支以上队伍联合作业时，责任主体队伍应与配合（协助）队伍在施工前相互进行施工交底，交底内容至少包括设计、现状、操作程序、防范措施、应急预案等，并由责任主体队伍组织联合演练。

6.4在已开发油气区进行井下作业时，井口安全距离如未达到标准要求，应由油田企业主管部门组织进行安全评估、环境评估，并按评估意见处置。

6.5按施工设计及5.2安装要求安装好井控装置，并进行检查，确保安装符合要求。

6.6新投产井、水井、无杆油井、气井等，起下管柱前应安装防喷器。

抽油机井，应在起完抽油杆、起油管前安装好防喷器。

6.7稠油井施工前，应查明周边300米范围内的注汽、焖、放喷井情况，同时查明是否与
该井同层、有无汽窜历史等井史资料、并做好记录。

6.8井控装置安装后，经试压合格方可进行施工，试压按以下原则确定：
6.8.1试压时，在不超过套管抗内压强度80 %的情况下，环形防喷器封油管（钻杆）试压到额定工作压力的70 %、闸板防喷器试压到额定工作压力。

稳压时间不少于10min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。

6.8.2 节流、压井管汇试压，节流阀前各闸阀应与闸板防喷器一致，节流阀后各闸阀可以比闸板防喷器低一个压力等级，并从外向内逐个试压。

6.8.3放喷管线、测试流程试压不低于10.0MPa，分离器及安全阀的现场试压值，执行施工设计要求。

6.8.4现场每次拆装防喷器和井控管汇或更换部件后，应重新试压。

6.9作业现场的电路、设备、预防设施等的布置、安装、摆放应安全规范，应有紧急逃生通道，能满足突发情况下应急需要。

6.10应进行开工验收，禁止无“验收报告”开工。

6.11所有施工井均应安装防喷器。

若因特殊情况不能安装防喷器，应由设计部门提出论证报告，经井下作业处井控主管领导批准。

7、井控装置在使用中的要求
7.1防喷器闸板尺寸应与井下管柱尺寸相匹配；井筒存在多种规格管柱组合时，防喷器通径能满足不同外径管柱的井控要求。

7.2防喷器操作时应灵活，无卡阻现象；胶皮芯子无损坏，无缺陷；手动闸板防喷器开关时，两翼应同步操作。

7.3严禁使用打开防喷器闸板方式进行泄压。

7.4环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不得用来封闭空井筒。

7.5液动防喷器长时间关井，应手动锁紧，打开前，应先手动解锁，锁紧和解锁时都应先开、关到位，然后回转1/4-1/2圈。

7.6远程控制台上全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄与控制对象工作状态应一致，换向手柄应标识开、关状态，应使用专用限位装置，严禁死固定；同时定期检查液压油面、蓄能气压力；
7.7压井和节流管汇、放喷管线均应挂牌标明开、关状态及走向。

7.8平板闸板阀开、关到位后，应回转1/4-1/2圈，且开、关应一次完成，严禁使用闸板阀控制放喷或作节流阀使用。

7.9油管传输射孔、排液、求产等工况，应安装采油树，严禁将防喷器当采油树使用。

7.10基层队井控装备的管理、操作应落实专人负责。

做到班班有检查，保证井控装备始终处于完好状态。

8 作业过程中井控要求
8.1作业过程中基本要求
8.1.1作业过程的井控工作主要是指在作业过程中按照设计要求，使用井控装备和工具，出现异常情况时，采取相应的技术措施，快速安全控制井口，防止井喷、井喷失控和着火或爆炸事故的发生。

8.1.2作业过程中根据井况要有专人观察井口，以便及时发现井涌预兆。

8.1.3发现井涌预兆后，按正确的关井方法及时关井或装好井口。

8.1.4拆井口前应测油、套管压力，根据压力决定是否实施压井，确定无异常方可拆井口，拆井口后及时安装防喷器。

8.1.5采取不压井作业应使用专用设备并安装液控防喷装置。

井口控制装置应固定牢靠并有防顶（飞）出措施，同时现场应储备井筒1.5容积倍的压井液。

8.1.6进行抽汲、气举、泡排、连续油管、替喷、酸化、压裂、钻磨、冲砂、测试等作业，应执行相关井控要求。

8.2起下作业井控要求
8.2.1起下油管、钻杆作业
8.2.1.1起下油管、钻杆作业前应按设计要求进行洗、压井，在确认井已压住的情况下，按设计及5.2要求安装与井口匹配的防喷器。

8.2.1.2起下管柱过程，及时向井内补充压井液，保持井筒常满状态，不能保持井筒常满的井，以保持井筒内液柱压力略大于地层压力为依据。

8.2.1.3备有至少两个与管柱相配备的旋塞阀，并始终处于开启状态，一个连接在油管下端放在油管桥上，一个存放在井口易于拿取的地方，每次起下管柱前应开、关活动一次。

8.2.1.4起下封隔器、配水器等大尺寸工具时，应控制起下钻速度，距射孔井段300m以内起下速度不得超过5m/min；对井下工具收缩不到位的，应采取反洗（挤）或上下反复活动的方法，使其收缩回位，再动管柱，确保作业过程油套连通。

对不能正常循环，下部可能有高压圈闭，存在管柱上顶潜在风险时，应在防喷装置上加装防顶卡瓦或防顶器。

8.2.1.5起、下管柱期间休息、修车等短时停等过程应有效封闭井口；施工工序不连续时，应下50根或井深1/3的防喷管柱，再有效封闭井口。

8.2.1.6稠油井起管前应先洗、压井，且施工井（水平井、斜直井以井眼轨迹为中心）周边300米范围内无同层注汽井、焖井；同层放喷井压力低于1.0MPa可作业，汽窜井需开抽后可进行作业。

①当井下管柱为隔热封隔器+张力油管锚注汽完井管柱和热采堵水完井管柱结构时，井控措施：a、起完抽油杆后，灌注压井液正挤，判断是否存在堵塞，若挤通，实施下步施工，若挤不通，待压力扩散后再上作业。

b、拆完井口螺丝，套上反加压钢丝绳，上提1米解封，上下活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰。

c、安装半全封防喷器，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，立即停止起下作业，采取丢油管措施，关闭防喷器，待定下步施工措施；若油管丢不下去，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭井口防喷器。

②当井下管柱为隔热管+热敏封隔器注汽完井管柱时，井控措施：a、动管柱前用热水进行洗井，洗通，说明热敏封隔器解封，井口无异常后，方可施工；若洗不通，经甲乙双方议定后采取有效措施方可进行下步施工。

b、拆完井口螺丝，套上加压钢丝绳，上提1米，上下活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰。

c、安装半全封防喷器，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，及时采取丢油管措施，关闭全封防喷器，待定下步施工措施，若油管丢不下去，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭井口防喷器。

③当井下管柱为防砂隔热注汽完井管柱时，井控措施：a、动管柱前须用热水进行反洗井，洗通，井口无异常后，方可施工；若洗不通，正挤，挤不通由甲乙双方议定后方可进行下步施工。

b、拆完井口螺丝，套上加压钢丝绳，上提2米、3米、5米，活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰。

c、安装半全封防喷器，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，在保证管柱畅通的情况下，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭井口防喷器。

④当井下管柱为普通完井管柱结构时，井控措施：a、起完抽油杆，拆完井口螺丝，套上加压钢丝绳，上提管柱活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰。

b、安装半全封防喷器，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，及时采取丢油管措施，关闭全封防喷器，待定下步施工措施，若油管丢不下去，在保证管柱畅通的情况下，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭井口防喷器。

⑤斜井作业井控措施：a、动管柱前用热水进行洗井，洗通，井口无异常后，方可施工，若洗不通，经甲乙双方议定后采取有效措施方可进行下步施工。

b、拆完井口螺丝，上提
1米，上下活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰，安装半全封防喷器。

c、起下油管过程中，必须在油管上部安装油管旋塞阀，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，应及时采取丢油管措施，关闭全封防喷器，待定下步施工措施，若油管丢不下去，在保证管柱畅通的情况下，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，关闭半封防喷器。

⑥当井下管柱为光油管时，井控措施：a、动管柱前应用热水进行洗井，洗通，井口无异常后，方可施工，若洗不通，经甲乙双方议定后采取有效措施方可进行下步施工。

b、拆完井口螺丝，安装半全封防喷器，起下油管过程中，发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，应及时采取丢油管措施，关闭全封防喷器，待定下步施工措施，若油管丢不下去，在保证管柱畅通的情况下，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭半封防喷器。

8.2.1.8射孔、试油井、气井、自喷井、大修井施工作业过程，要落实专人观察井口；起钻前要进行短程起下钻观察，起钻时在连续灌满修井液的同时应校核灌入量；如发现井涌预兆立即实施关井措施。

8.2.2起、下抽油杆作业
8.2.2.1含气抽油井起、下油油杆时，应安装抽油杆防喷器。

常规未安装抽油杆防喷器的井，应安装上法兰和总闸门，并配备简易泵杆抢喷装置。

8.2.2.2起下泵、杆作业时，应打开采油树的两侧生产闸门。

8.2.2.3发生井喷预兆时，立即关闭抽油杆防喷器或抢装简易泵杆抢喷装置或采取丢抽油杆关总闸门措施，及时封闭井口。

8.2.3起下电泵作业
8.2.3.1起、下电泵作业执行起、下油管(钻杆)作业程序。

8.2.3.2井口备有专用剪线钳。

8.2.3.3发现井喷预兆，应立即切断电缆(打好卡子)，采取关井措施，待压井后起出井内管柱电缆。

8.2.4偏心井口作业
8.2.4.1起杆前，先起出光杆和一根抽油杆卸松，再下入井内探泵底至悬重落零，倒扣起出光杆及抽油杆，起带偏心井口的一根油管，安装好油管头、上法兰、总闸门。

8.2.4.2抽油杆对扣后进行起杆作业，起杆柱执行起、下泵杆柱作业程序。

8.2.4.3发现井喷预兆，应立即抢装简易泵杆抢喷装置，控制井口。

8.2.4.4起、下管柱前应安装合格设计要求的防喷器，执行起、下油管（钻杆）柱作业的程序。

8.2.4.5下入光杆前不能将采油树换为偏心井口,下杆执行起、下泵杆柱作业程序。

8.2.4.6下光杆前，先将最上部一根抽油杆倒入油管内，再把带偏心井口油管下入井内,座好偏心井口，下光杆对扣、调防冲距。

8.2.5 取换套作业
8.2.5.1取换套作业前调查浅层气深度、压力等详细资料。

8.2.5.2应按设计及5.2要求安装好防喷器，配齐内防喷工具。

8.2.5.3取换套前，应封闭已打开油层且试压合格。

8.2.5.4取换套过程修井液的液柱压力必须大于浅气层压力。

8.2.5.5作业时，专人坐岗观察，及时灌注修井液。

8.2.5.6取换套作业应连续施工。

8.3 打开封闭油气层作业防喷要求
有以下情况之一者，视为打开封闭油气层作业：①射孔作业；②冲砂作业；③钻、磨、套铣水泥塞、桥塞、封隔器作业；④打捞大直径工具作业；⑤解封、解卡作业。

8.3.1射孔作业
8.3.1.1电缆射孔作业
①射孔前应检查射孔通知单，施工队技术员与射孔队技术员一道向所有施工人员进行防喷安全生产技术交底，并落实各岗位负责人。

②应按设计及5.2要求安装好全封闸板防喷器、电缆防喷器、放喷管线和压井管线。

③应将专用电缆剪线钳放于井口便于取用的位置。

④根据设计要求灌注压井液，确保液柱压力不低于生产层与拟射地层压力，方可进行电缆射孔。

⑤射孔过程中应有专人负责观察井口和放喷管线出口，若液面下降，及时灌注压井液，若发生井涌预兆，停止射孔作业，快速起出枪身，关闭防喷器，来不及起出枪身则快速剪断电缆，关闭防喷器。

⑥射孔结束后，立即组织下管作业，不允许空井，以防发生井喷。

8.3.1.2油管传输射孔作业
①按设计及5.2要求安装好防喷器，防喷器压力级别与地层压力相匹配。

配齐内防喷工具。

②对井口、采油树分别进行整体试压合格，射孔作业时应拆下防喷器，座好井口总闸门，方可进行射孔作业。

③射孔后应根据测压数据或井口压力确定压井液密度和压井方法进行压井，确保起管柱过程中井筒内压力平衡。

④起管柱前应重新安装好防喷器并现场试压合格后再进行起管作业。

8.3.2冲砂作业
8.3.2.1按施工设计及5.2要求安装好防喷器，试压合格。

8.3.2.2所用修井液性能要与封闭地层前修井液性能相一致。

8.3.2.3冲砂作业前，应在套管闸门一侧连接放喷管线至污油池(罐)，每隔10-15米用地锚固定，应尽量使用直管线，不允许使用焊接管线及软管线。

8.3.2.4冲砂作业时每冲完一根油管(钻杆)，要充分循环15分钟以上才能更换单根。

8.3.2.5冲开被砂埋的地层时应保持正常循环，若发现出口排量大于进口排量时，及时压井后再进行下步施工。

8.3.2.6对于大油气比或地层压力较高的井，应在冲砂单根或方钻杆底部接好旋塞阀；若发现井涌预兆，立即上提单根或方钻杆，关闭旋塞阀、防喷器。

8.3.3钻磨、套铣水泥塞、桥塞、封隔器作业
8.3.3.1按施工设计及5.2要求安装好防喷器、试压合格。

8.3.3.2钻磨、套铣水泥塞、桥塞、封隔器施工所用修井液性能要与封闭地层前修井液性能相一致。

8.2.2.3应连接好放喷管线，每隔10-15米用地锚固定牢固，应尽量使用直管线，不允许使用焊接的管线及软管线。

8.3.3.4钻磨、套铣完一根单根，要充分循环15分钟以上才能更换单根。

8.3.3.5钻磨开封堵油气层时，应充分循环洗井至1.5-2个循环周，停泵观察至少30分钟，井口无溢流时方可进行下步工序的作业。

8.3.4打捞大直径工具及解封、解卡作业
8.3.4.1按施工设计及5.2要求安装好防喷器、试压合格。

8.3.4.2打捞大直径工具及解封、解卡作业施工所用修井液性能要与封闭地层前用修井液性能相一致。

8.3.4.3打捞时应用与井内性能一致的压井液进行充分冲洗后打捞，捞获卡封管柱并使封。