井控操作规程

井控操作规程
1 井控设计
1.1 地质设计书中应包含井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、油气油气管线、道路、水资源情况、风向变化以及诸如煤矿等采掘矿井井口位置和坑道的分布、走向、长度、离地表深度及河道、干渠的位置、走向等信息。

1.2 根据物探资料以及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，地质设计应提供全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。

1.3 在已开发调整区钻井，要及时查清注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。

钻开产层前应采取停注、泄压和停抽等措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。

1.4 在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在工程设计书中明确相应的安全和技术措施。

1.5 根据地质设计提供的资料，钻井液密度设计应以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值。

a) 油井、水井的安全附加值为0.05g/cm3～0.10g/cm3或增加井底压差
1.5MPa～3.5Mpa；
b) 气井的安全附加值为0.07g/cm3～0.15g/cm3或增加井底压差 3.0MPa～
5.0MPa；
c) 含硫油气井的安全附加值应取上限；
d) 具体选择时，还应考虑下列影响因素：
1) 地层孔隙压力预测精度；
2) 油、气、水层的埋藏深度；
3) 预测油气水层的产能；
4) 地层流体中硫化氢含量；
5) 地应力和地层破裂压力；
6) 井控装置配套情况。

1.6 井身结构和套管设计应满足以下井控要求。

a) 同一裸眼井段内原则上不应有两个以上压力梯度差值过大的油气水层；
b) 探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管；
c) 在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于100m，表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m以上；
d) 套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量；
e) 含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，且环空水泥应返至地面。

1.7 井控装置配套
1.7.1 防喷器的压力等级原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、地层流体性质等因素。

根据防喷器的压力等级选择防喷器的组合形式。

a) 压力等级为14 MPa时，防喷器组合有五种形式供选择，见附录A中图A.1～图A.5；
b) 压力等级为21 MPa时，防喷器组合有八种形式供选择，见附录A中图A.4～图A.11；
c) 压力等级为35 MPa时，防喷器组合有十种形式供选择，见附录A中图A.4～图A.13；
d) 压力等级为70 MPa时，防喷器组合有八种形式供选择，见附录A中图A.10～图A.17；
e) 压力等级为105 MPa时，防喷器组合有六种形式供选择，见附录A中图
A.12～图A.17。

1.7.2 在区域探井、高含硫井、预计高产井的作业中，从固技术套管后直至完井、原钻机试油的全过程，应安装剪切闸板防喷器。

剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装置一致。

有剪切闸板的防喷器组合有三种形式供选择，见附录A中图A.8、图A.15、图A.17。

1.7.3 节流管汇的压力等级应与防喷器压力等级相匹配。

并按压力等级选择节流管汇连接形式：
a) 压力等级为14MPa时，节流管汇按附录A中图A.18连接安装；
b) 压力等级为21MPa时，节流管汇按附录A中图A.18或图A.19连接安装；
c) 压力等级为35MPa时，节流管汇按附录A中图A.19或A.20连接安装；
d) 压力等级为70MPa 和105MPa时，节流管汇按附录A中图A.20或图A.21连接安装。

1.7.4 压井管汇的压力等级应与防喷器压力等级相匹配，其基本形式见附录A中图A.22。

1.7.5 有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087中的相应规定。

1.8 各次井口装置及井控管汇安装、试压要求应符合SY/T 5964规定，并绘制示意图。

1.9 钻具内防喷工具、液面监测与报警器及其它井控监测仪器、仪表、钻井液处理装置和灌注装置的配备应满足井控技术的要求。

1.10 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值，并考虑增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

1.11 加重钻井液和加重材料储备
1.11.1 下列情况的井，可只储备不低于1倍井筒容积的清水，同时储备能配制1倍～1.2倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.4g/cm3的加重钻井液的加重材料和处理剂。

a) 以须家河及以上地层为目的层，设计地层压力当量钻井液密度小于1.20 g/cm3，且不易发生又喷又漏复杂情况和不含硫化氢的井；
b) 地层压力等于或低于静水柱压力且不含硫化氢的开发井。

1.11.2 以须家河及以上地层为目的层，设计地层压力当量钻井液密度高于1.20g/cm3的井，应储备0.5倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.4g/cm3的加重钻井液，同时储备能配制0.5倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.4g/cm3的加重钻井液的加重材料和处理剂。

1.11.3 其它井技术套管固井前，应储备0.5倍～1倍井筒容积、密度高于
设计地层压力当量钻井液密度0.4g/cm3的加重钻井液，及足够的加重材料和处理剂。

1.11.4 技术套管固井后，加重钻井液、加重材料和处理剂储备按下列要求执行。

a) 含硫井、易漏失井、预计高产井及探井应储备1～1.5倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.3g/cm3～0.4g/cm3的加重钻井液，及足够的加重材料和处理剂；
b) 不含硫化氢的井储备0.5倍～1倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.3g/cm3～0.4g/cm3的加重钻井液，及足够的加重材料和处理剂。

1.11.5 欠平衡钻井、气体钻井时，钻井液及加重材料的储备分别按1
2.4.8和1
3.
4.8执行。

2 井控装置安装、试压、使用及管理
2.1 井控装置包括以下六部份。

a) 以液压防喷器为主体的井口装置，包括防喷器及其控制系统、四通、套管头等；
b) 以节流管汇为主的井控管汇，包括防喷管汇、压井管汇、放喷管线、回收管线等；
c) 钻具内防喷工具，包括旋塞阀、钻具回压阀、旁通阀等；
d) 以监测溢流为主的井控仪器仪表；
e) 钻井液加重、除气和起下钻灌钻井液等设备；
f) 用于特殊作业或处理井喷失控的专用设备和工具，包括旋转防喷器、自封头、不压井起下钻装置及灭火专用设备等。

2.2 井控装置的安装
2.2.1 钻井井口装置
2.2.1.1 防溢管一律采用两半式法兰密封连接。

其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。

2.2.1.2 防喷器安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心线应在一条铅垂线上，最大偏差不大于10mm。

防喷器用Φ16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。

2.2.1.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30o，挂牌标明开、关方向和圈数，手轮离地高度超过2m的，其下方应安装操作台。

2.2.1.4 防喷器远程控制台的安装要求。

a) 安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品；
b) 控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与防喷管线及放喷管线的距离不小于1m，车辆跨越处应装过桥盖板，不应在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业；
c) 总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65MPa～1.0MPa；
d) 电源应从总配电板处直接引出，并用单独的开关控制；
e) 液压油油面距油箱顶面200mm（无压力时），气囊充氮压力7MPa±0.7MPa，蓄能器压力17.5MPa～21MPa，环形和管汇压力10.5MPa，并始终处于工作压力状态。

防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压；
f) 远程控制台控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。

2.2.1.5 司钻控制台应安装并固定在司钻操作台附近（钻台左后侧），司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。

2.2.1.6 远程控制台各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。

2.2.1.7 半封闸板防喷器均应安装防喷器／钻机刹车联动防提安全装置。

2.2.1.8 控制系统的液压管线安装前，应用压缩空气逐根吹扫，所有管线应整齐排放。

拆除控制系统时，液压管线接口应用堵头堵好，气管束接口应包装密封好。

2.2.1.9 井口下四通旁侧出口应保证各次开钻高度不变。

2.2.1.10 套管头的安装应符合SY/T 5964中的相应规定。

2.2.2 井控管汇
2.2.2.1 防喷管线应使用专用管线并采用螺纹与标准法兰连接，压力等级与
防喷器一致，长度超过6m应打基墩固定。

2.2.2.2 放喷管线安装要求
a) 放喷管线至少应接两条，高含硫井、预探井和预计高产气井应安装双四通和四条放喷管线；
b) 布局要考虑当地季节风向、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况，一般情况下应向井场两侧引出，如因地形限制两组放喷管线的间距不小于30m，出口间的距离不小于50m；
c) 管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，相距各种设施不小于50m。

含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口100m以上的安全地带，至少在一个主放喷口修建燃烧池，燃烧池池深1m，应防渗漏。

挡火墙长³宽³高为6m³3m³3m，正对燃烧筒的墙厚0.5m，其余墙厚0.25m，内层采用耐火砖；
d) 管线每隔10m～15m、弯头两端、出口处用水泥基墩和地脚螺栓加匹配的压板固定。

跨越10m以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。

两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3m，并分别固定；
e) 连接法兰应露出地面，不得用穿管的方法实施保护。

在车辆跨越处应装过桥盖板；
f) 水泥基墩坑长³宽³深为0.8m³0.8m³1.0m。

若地表松软，其基坑体积应大于1.2m3；
g) 地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m，不允许对焊；
h) 放喷管线使用标准螺纹法兰连接的专用管线，其通径不小于78mm，使用的铸（锻）钢弯头夹角不小于120°,放喷管线不得现场焊接；
i) 含硫油气井的放喷管线应采用抗硫专用管材。

2.2.2.3 钻井液回收管线使用专用管线，其通径不小于78mm，出口应固定牢靠，转弯处应使用夹角不小于120°的铸（锻）钢弯头。

2.2.2.4 井控管汇所配置的闸阀应为明杆平板阀或带位置指示器的平板阀。

2.2.2.5 四通两翼应各装两个闸阀，其外控闸阀应接出井架底座以外。

2.2.2.6 所有井控管汇闸阀应挂牌编号，并标明其开、关状态，正常情况下各闸阀的开关状态见附录B中图B.1～图B.4。

2.2.2.7 在节流管汇处放置关井压力提示牌，节流控制箱处张贴提示图，标
示最大允许关井套压值。

2.2.3 钻具内防喷工具
2.2.
3.1 旋塞阀
2.2.
3.1.1 油气层中钻进，应装方钻杆旋塞阀，顶驱应安装内防喷器（IBOP）并定期活动。

2.2.
3.1.2 方钻杆下旋塞阀应通过配合接头或保护接头与其下部钻具连接。

2.2.
3.2 钻具止回阀
2.2.
3.2.1 油气层钻井作业中，应在钻柱下部安装钻具止回阀，但下列特殊情况除外。

a) 堵漏钻具组合；
b) 下尾管前的称重钻具组合；
c) 处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合；
d) 穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合；
e) 传输测井钻具组合；
f) 其它特殊情况，如不能接止回阀应采取相应的安全措施，并报告钻探公司井控第一责任人或井控负责人同意后实施。

2.2.
3.2.2 钻具止回阀的外径、强度应与相连接的钻铤外径、强度相匹配。

2.2.
3.2.3 钻具止回阀的安装位置以最接近钻柱底端为原则，主要有以下几种作法。

a) 常规钻进、通井等钻具组合，止回阀接在钻头与入井第一根钻铤之间；
b) 带井底动力钻具的钻具组合，止回阀接在井底动力钻具与入井的第一根钻铤之间；
c) 在油气层中取心钻进应使用非投球式取心工具，止回阀接在取心工具与入井第一根钻铤之间。

2.2.
3.2.4 钻台上应配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配备抢装止回阀的专用工具，放于方便取用处；在大门坡道上准备相应的防喷钻杆单根，其上端接钻具止回阀、下端带与钻铤连接螺纹相符的配合接头。

2.2.4 钻井液循环罐分别由录井队配备一套带传感器、自动记录及自动报警功能的液面监测装置；钻井队（试修队）配备一套带人工直读标尺的机械（气喇
叭）式液面监测自动报警装置。

处理剂胶液罐也应安装液面直读标尺。

2.2.5 气井及气油比高的油井应配备钻井液气体分离器和除气器
a) 液气分离器排气管线通径不小于152mm，出口接至井口50m以上有点火条件的安全地带，出口端应安装防回火装置；进液管线通径不小于78mm；分离器应定期检验、试压。

b) 除气器排气管线应接出罐区。

2.2.6 区域探井、“三高”气井和复杂井应配备能与井内钻具相连接、与特殊四通相匹配的钻杆锥管挂，在特别复杂井段作业可考虑将特殊四通内的保护套取掉。

2.3 井控装置试压
2.3.1 试压介质：清水。

2.3.2 试压值
2.3.2.1 在井控车间，环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器、剪切闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力。

井口装置还应做1.4MPa～2.1MPa低压密封试验。

2.3.2.2 在井上安装好后的试压值。

a) 508mm表层套管和井口装置试压3MP～8MPa；
b) 339.7mm、244.5mm表层套管和井口装置试压，在不超过套管最小抗内压强度80%的前提下，按上覆岩层压力（上覆岩层压力梯度0.025 MPa/m）试压，若上覆岩层压力低于10 MPa，按10 MPa试压；
c) 技术套管和油层套管固井后，在不超过套管最小抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试额定工作压力的70%，闸板防喷器、剪切闸板防喷器、压井管汇和防喷管线试额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分级试压；
d) 放喷管线试压10MPa；
e) 更换套管闸板芯子后，按环形防喷器的试压值进行侧门密封试压。

2.3.3 试压要求
2.3.3.1 除环形防喷器试压稳压时间不少于10min外，其余井控装置试压稳压时间不少于30 min。

密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。

2.3.3.2 采油（气）井口装置在井控车间和上井安装后，试压稳压时间不少于30min，密封部位无渗漏，压降不超过0.5MPa为合格。

2.3.3.3 钻开油气层前50m～100m、更换井控装置部件后以及钻井作业中每30天，应对井口装置和井口附近套管试压一次。

井口装置试压采用提拉式堵塞器或试压塞进行；井口附近套管试压，在不超过套管最小抗内压强度80%的前提下，按提拉式堵塞器额定工作压力值试压。

2.4 井控装置的使用
2.4.1 发现溢流后关井，应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。

不应用环形防喷器长时间关井，非特殊情况不应用环形防喷器来封闭空井。

2.4.2 一般情况不应在关井状态下活动或起下钻具。

特殊情况下，且只关闭环形防喷器时，在套压不超过14MPa，经上级主管部门批准，允许以不大于0.2m/s 的速度上下活动钻具，但不准转动钻具和钻具接头通过胶芯。

若需用环形防喷器进行不压井起下钻作业，在套压不超过7MPa且井内为18°斜坡接头钻具的情况下，控制起下钻速度不大于0.2m/s，由上级单位批准并组织实施。

2.4.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧闸板；打开闸板前，应先手动解锁，再用液压打开。

锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4圈～1/2圈。

2.4.4 当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。

2.4.5 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

2.4.6 施工作业现场检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不应同时打开。

打开和关闭侧门前应泄掉控制系统压力。

2.4.7 进入油气层前，每起下钻两次关、开防喷器一次；油气层中，每次起下钻关、开防喷器一次；闸阀每周应关、开一次。

环形防喷器不应做空井的试开关。

2.4.8 剪切闸板防喷器的使用
2.4.8.1 剪切闸板防喷器原则上不应作全封闸板使用，特殊情况下可在空井状态下关井。

2.4.8.2 使用剪切闸板的前提条件：井喷失控、现场已无力改变井喷失控状
态、且危及人身安全的情况下，才能使用剪切闸板剪断井内钻具，控制井口。

2.4.8.3 使用剪切闸板防喷器实现剪切关井的指挥权限：钻井队队长在同甲方钻井监督协商一致后，应请示钻探公司井控第一责任人（井控第一责任人不在时，请示井控负责人）同意后，立即组织实施剪断钻具关井；若情况紧急，来不及请示，钻井队队长经与甲方钻井监督协商一致后，可以决定并组织实施剪断钻具关井。

2.4.8.4 剪切闸板防喷器剪断钻具关井的操作程序。

a) 锁定钻机绞车刹车系统；
b) 关闭环形防喷器及剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器，打开主放喷管线泄压；
c) 打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器；
d) 打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪断井内钻具关井；若未能剪断钻具，应由气动泵直接增压，直至剪断井内钻具关井；
e) 关闭全封闸板防喷器；
f) 试关井。

2.4.8.5 使用剪切闸板防喷器的安全注意事项
a) 钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理，避免因误操作而导致钻具事故或更严重的事故；
b) 操作剪切闸板时，除远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置；
c) 恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。

2.4.9 井场应备有与在用半封闸板同规格的半封闸板一副，存放在井场空调房内，保证不受压、不变形、不损坏。

2.4.10 有二次密封的闸板防喷器和平板阀，只能在密封失效的紧急情况下才能使用二次密封，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

2.4.11 手动平板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。

其开、关应一次到位，不应半开半闭和作节流阀用。

2.4.12 压井管汇不应用作日常灌注钻井液；井控管汇安装好后，定期泵注清水冲洗，保持管线畅通。

2.4.13 钻具内防喷工具的使用。

a) 每周开关活动方钻杆旋塞阀一次，保持旋塞阀开关灵活；
b) 使用钻具止回阀下钻时，每下20柱～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。

下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，再循环1个循环周排出钻具内的空气后方可继续下钻。

下钻到井底也应灌满钻井液后再循环；
c) 每次下钻前，由技术员、司钻检查钻具止回阀有无堵塞、刺漏及密封情况。

2.4.14 钻井现场配备5″和3 1/2″钻杆死卡各一副。

2.5 井控装置的管理和维护
2.5.1 井控车间的管理
2.5.1.1 对各种井控装置应分类、编号、建档，并绘制井控装置运行表。

2.5.1.2 设置专用库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。

橡胶密封件应分类、上架和避光保存，并注明厂家、出厂日期和库存数量。

2.5.1.3 所有井控装置及配件应是经建设单位和施工单位认可的厂家生产的合格产品，否则不允许采购和使用。

2.5.2 现场的维护按设备使用说明书执行。

3 钻开油气层前的准备和检查验收
3.1 及时提出可靠的地质分层预报，在进入油气层前50m～100m，按照下部井段设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，若发生井漏，应采取堵漏措施提高地层承压能力。

3.2 了解邻近井生产及产层压力情况，为油气层中作业提供压力对比分析依据。

3.3 由钻井队技术人员向现场全体员工（包括钻井现场的所有建设单位和施工单位工作人员）进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底。

3.4 安装好防喷器后，各作业班按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况分别进行一次防喷演习；其后每月不少于一次不同工况的防喷演习。

钻进作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应在5min 内控制住井口。

3.5 关井程序（井控“四·七”动作）
3.5.1 钻进中发生溢流。

a) 发：发出信号；
b) 停：停转盘，停泵（带顶驱时为：停顶驱，停泵）；
c) 抢：抢提方钻杆（带顶驱时为：抢提钻具）；
d) 开：开启液动平板阀；
e) 关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；
f) 关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前端紧邻的手动平板阀；
g) 看：观察、记录立管和套管压力以及循环罐钻井液增减量，迅速向队长或钻井工程师（技术员）及钻井监督报告。

3.5.2 起下钻杆中发生溢流
a) 发：发出信号；
b) 停：停止起下钻作业；
c) 抢：抢接钻具止回阀；
d) 开：开启液动平板阀；
e) 关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；
f) 关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前端紧邻的手动平板阀；
g) 看：观察、记录立管和套管压力以及循环罐钻井液增减量，迅速向队长或钻井工程师（技术员）及钻井监督报告。

3.5.3 起下钻铤中发生溢流
a) 发：发出信号；
b) 停：停止起下钻作业；
c) 抢：抢接钻具止回阀（或防喷单根）及钻杆；
d) 开：开启液动平板阀；
e) 关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；
f) 关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前端紧邻的手动平板阀；
g) 看：观察、记录立管和套管压力以及循环罐钻井液增减量，迅速向队长或钻井工程师（技术员）及钻井监督报告。

3.5.4 空井发生溢流
a) 发：发出信号；
b) 停：停止其它作业；
c) 抢：抢下钻杆（电测时为：抢起电缆，危急时割断电缆）；
d) 开：开启液动平板阀；
e) 关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器，如果未下入钻具则直接关全闭闸板防喷器）；
f) 关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前端紧邻的手动平板阀；
g) 看：观察、记录立管和套管压力以及循环罐钻井液增减量，迅速向队长或钻井工程师（技术员）及钻井监督报告。

注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可抢下钻具，然后实施关井。

3.6 井控“四²七”动作岗位分工见表1、表2、表3、表4。

表1 钻进中发生溢流时的岗位分工
表2 起下钻杆中发生溢流时的岗位分工
表3 起下钻铤中发生溢流时的岗位分工
表4 空井发生溢流时的岗位分工
3.7 钻井队应组织全队职工进行防火演习，含硫地区钻井还应按应急预案进行硫化氢防护演习，并记录演习情况。

3.8 建立钻井队干部24h带班作业制度。

进入油气层之前100m开始带班作业，带班干部应挂牌或有明显标志，负责带领生产班组全面完成各类作业，检查、
监督各岗位严格执行井控制度，并认真填写交接班记录。

3.9 建立“坐岗”制度，指定专人观察和记录循环罐液面变化和起下钻灌入或返出钻井液情况，及时发现溢流显示。

3.10 检查各种钻井设备、仪器仪表、防护设施、消防器材及专用工具是否齐全，所有井控装置、电路和气路的安装是否符合规定，功能是否正常，发现问题应及时整改。

使用顶驱的钻机，应检查顶驱内防喷器，确保工作可靠。

3.11 按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，储备的加重钻井液每7天循环处理一次。

3.12 钻井队通过全面自检，确认准备工作就绪后，向钻探公司主管部门申请钻开气层前的检查验收。

3.13 检查验收组由钻探公司主管部门牵头，人员由钻探公司和建设单位相关部门人员组成，按钻开油气层的要求进行检查验收。

3.14 检查合格并经检查人员在检查验收书上签字，由钻探公司和建设单位主管技术或生产或安全的领导签发“钻开油气层批准书”后，方可钻开油气层。

如存在严重井控隐患应当场下达“井控停钻通知书”，钻井队按“井控停钻通知书”限期整改，再验收合格后，方可钻开油气层。

4 钻井及完井过程中的井控作业
4.1 高含硫井、区域探井、预计高产井，在油气层中钻井作业时，应派驻以井控安全为主的安全监督，同时钻探公司还应派工程技术人员驻井把关。

4.2 钻井队应严格执行钻井设计，当发现井下情况与设计不相符需修改设计时，应按更改设计程序进行；若遇紧急情况，已经危及到安全生产时，钻井队队长和钻井监督商定后，可先处置，再及时上报，建设单位应按更改设计程序及时审批、回复。

4.3 钻井作业中应绘制本井预测地层压力当量钻井液密度曲线、设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲线。

预探井、资料井由综合录井队对砂、泥、页岩地层绘制dc指数随钻监测地层压力当量钻井液密度曲线。

4.4 钻开油气层或在主要油气层井段钻进时，钻头应使用大直径喷嘴，便于压井和堵漏。

4.5 每只钻头入井钻进前，应以1/3～1/2正常流量测一次低泵冲循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。

当钻井液性能发生较大变化时应重作上述。