井控装置安全与控制(正式版)
井控装置的安全要求
井控装置的安全要求
井控装置的安全要求
井控装置的安全要求（一）防喷器
防喷器安装完毕后，必须校正井口。
转盘、天车中心偏
差不大于10mm.应用16mm的钢丝绳在井架底座的对角线上
绷紧防喷器。
1.闸板防喷器
2.环形防喷器
（二）节流、压井装置和放喷管线
1.平行闸板阀在阀板处于浮动状态时才能密封，因此开或关到底后必须再回转1/4〜1/2圈，严禁开关扳死。
2.液动放喷阀作打开放喷管线用，此阀在1〜3
s时间内即可开关。
严禁在井内有高压的情况下，用液动放
喷阀来泄压或节流。
进入油气层后每起下钻具I次，可开关活动液动放喷阀I —2次。
液动放喷阀应处于常闭状态。
3.o平板阀只能作截止阀用，而不能作节流阀用。
4.节流阀只能作节流用，不能作截止阀用。
5.节流、压井管汇的承压能力应与防喷器工作压力相匹配，应能满足反循环、回收钻井液、消防作业和节流压井等要求。
6.压力变送器应垂直安装，在测试压力的管路上应装一截止阀，以便在无气源时，截断压力信号。
返回压力表是气液比为1: 200的压力表，不能用普通压力表代替。
井控装置安全与控制范文(二篇)
井控装置安全与控制范文第一部分：引言井控装置在石油钻井作业中起着至关重要的作用。
它不仅能够确保井口的安全，还能够控制钻井过程中的各项参数，以保证作业的有效进行。
然而，由于钻井作业的复杂性和危险性，井控装置的安全性和可靠性显得尤为重要。
本文将围绕井控装置的安全与控制范围展开讨论，以期能够提供一些针对该领域的参考意见和建议。
第二部分：井控装置的安全性分析井控装置的安全性是指其在作业过程中不会引发危险情况或事故，并能够有效地预防和控制风险。
首先，井控装置应具备可靠性和耐久性，以确保在恶劣环境下的长时间工作。
其次，井控装置的操作应简单明了，操作人员应经过专业培训，能够熟练掌握装置的工作原理和操作流程。
此外，井控装置还应配备必要的防护装置和设备，如紧急停止装置、防爆设备等，以应对突发情况。
第三部分：井控装置的控制范围分析井控装置的控制范围指的是其能够控制和监测的钻探过程参数范围。
井控装置应具备以下几个功能：首先，对井底的钻头压力进行实时监测，以确保井底的稳定性。
其次，对钻头的旋转速度、扭矩等参数进行控制和调整，以保证钻井作业的效率和质量。
此外，井控装置还应能够控制井口的流量和压力，以保证井筒的稳定性和安全作业。
最后，井控装置还应能够对井身的温度、压力等参数进行监测和控制，以防止井底环境的异常情况。
第四部分：井控装置的应用案例分析为了更加直观地了解井控装置的安全性和控制范围，我们将以一个实际的案例进行分析。
在某个石油钻井项目中，井控装置成功地控制了钻井过程中的各项参数，并保证了作业的顺利进行。
通过对该案例的分析，我们可以总结出以下几点经验：首先，井控装置的设计应考虑到钻井过程中的各种风险和异常情况，并做好相应的预防和应对措施。
其次，井控装置的操作人员应经过严格的培训和考核，确保其能够熟练掌握井控装置的工作原理和操作流程。
此外，井控装置的日常维护和保养也是确保其安全性和可靠性的关键。
第五部分：结论井控装置的安全与控制范围是石油钻井作业中非常重要的一环。
井控设备管理制度规程
第一章总则第一条为确保井控设备的安全、可靠运行，预防井喷事故的发生，保障员工的生命安全和油田企业的财产安全，根据《中华人民共和国安全生产法》、《石油天然气安全规程》等相关法律法规，结合本油田实际情况，制定本规程。
第二条本规程适用于本油田所有井控设备的采购、安装、使用、维护、保养、检修和报废等全过程。
第三条井控设备的管理应遵循“预防为主、安全第一、综合治理”的原则，确保井控设备始终处于良好的技术状态。
第四条各部门应明确井控设备管理的职责，加强协作，共同做好井控设备的管理工作。
第二章井控设备分类与标准第五条井控设备分为以下类别：（一）井口装置：包括井口装置、井口控制装置、井口安全装置等。
（二）井控工具：包括钻柱、钻头、井口工具、井口配件等。
（三）井控仪器：包括井口压力表、流量计、液位计、温度计等。
（四）井控设备辅助设施：包括防喷器、灭火器、消防泵、喷淋系统等。
第六条井控设备应符合以下标准：（一）国家标准：《石油天然气安全规程》、《石油天然气井控设备通用技术条件》等。
（二）行业标准：《石油天然气井控设备安装与验收规范》等。
（三）企业标准：企业内部制定的井控设备技术规范、操作规程等。
第三章井控设备采购与验收第七条井控设备的采购应遵循以下原则：（一）依法采购，公开、公平、公正。
（二）质量第一，性能可靠。
（三）经济合理，符合企业实际需要。
第八条井控设备的采购程序：（一）编制采购计划，明确采购设备名称、规格、数量、技术要求等。
（二）进行市场调研，选择合格的供应商。
（三）签订采购合同，明确双方的权利和义务。
（四）组织验收，确保设备质量。
第九条井控设备的验收标准：（一）设备外观完好，无损伤。
（二）设备性能符合国家标准、行业标准和企业标准。
（三）设备附件、配件齐全。
第四章井控设备安装与调试第十条井控设备的安装应遵循以下原则：（一）严格按照设计文件和施工规范进行。
（二）确保设备安装位置、高度、间距等符合要求。
（三）确保设备与管道、阀门等连接牢固。
井控装置安全与控制范文
井控装置安全与控制范文井控装置是油田钻井作业中的重要设备，其主要功能是对井口进行监测和控制。
在井控装置的运行过程中，安全与控制是至关重要的，只有保证安全性，才能保证井口作业的顺利进行。
本文将重点探讨井控装置安全与控制的相关问题，以期提高井控装置运行的安全性和效率。
井控装置在钻井作业中具有重要的作用，它能够实时监测井口的参数和状态，并且通过控制系统对井口进行相应的控制。
井控装置主要包括传感器、控制器、执行器等组成部分，通过这些部件的协同作用，井控装置能够准确、及时地控制井口的状态。
井控装置的安全性是其最基本的要求。
井控装置应具备以下安全保障措施：首先，应具备防爆功能，这是因为油田钻井作业中存在着可燃性气体；其次，井控装置应具备防尘、防水功能，以保证其正常运行；另外，井控装置应具备故障自我检测和自我修复功能，以及容错和故障处理能力，能够在发生故障时及时采取措施，以保护设备和人员的安全。
控制是井控装置的核心功能之一。
井控装置通过控制系统对井口进行控制，以实现井口作业的顺利进行。
在控制井口的过程中，井控装置需要根据井口的状态进行合理的控制，以保持井口的稳定。
同时，井控装置还需要具备强大的反馈控制能力，能够根据井口参数的变化及时调整控制策略，以应对复杂的井情变化。
为了提高井控装置的安全性和控制效率，可以采取以下措施：首先，加强井控装置的监测能力，通过增加传感器和监测设备的数量和精度，提高对井口状态的准确监测；其次，加强井控装置的控制能力，通过优化控制算法和增加执行器的数量和类型，提高对井口状态的精确控制；最后，加强井控装置与其他设备的通信能力，实现井控装置与钻井设备、数据采集系统等的互联互通，提高整个钻井作业系统的协同性和控制效率。
综上所述，井控装置安全与控制是油田钻井作业中非常重要的环节，只有保证井控装置的安全性和控制效率，才能保证井口作业的顺利进行。
为了提高井控装置的安全性和控制效率，需要加强对井口状态的监测和控制，优化井控装置的控制算法和增加执行器的数量和类型，加强井控装置与其他设备的通信能力。
井控装置安全与控制
井控装置安全与控制井控装置是指用于控制井口安全的设备和系统，其主要功能是监测井口的各种参数，并通过相应的控制方式实现对井口的安全控制。
井控装置在石油工业中起到至关重要的作用，能够有效地防止井口事故的发生，保障井口操作人员的安全。
井控装置的安全性主要体现在以下几个方面：1. 参数监测：井控装置通过安装在井口的传感器，对井下的各项参数进行实时监测。
这些参数包括井温、井压、井液流量等。
通过对这些参数的精确监测，井控装置能够及时发现井口异常情况，为后续的控制提供数据支持。
2. 报警功能：井控装置能够根据监测到的参数值，判断井口是否存在安全风险，并及时发出报警信号。
报警信号可以通过声音、光源等方式进行表达，以便操作人员能够及时采取相应的措施。
报警功能是井控装置的重要保障措施，能够保障操作人员的安全。
3. 控制手段：井控装置具备一定的控制功能，能够通过控制阀门、泵等设备，实现对井口的控制。
这些控制手段可以通过井控装置的自动控制功能实现，也可以通过操作人员的手动控制来实现。
无论是自动控制还是手动控制，井控装置都能够有效地控制井口的安全。
4. 安全系统：井控装置通常与其他安全系统（如井喷防控系统、火灾报警系统等）相结合，形成一个完整的安全系统。
井控装置可以与这些系统进行信息交换，实现数据共享和联动控制，从而提高井口的整体安全级别。
井控装置的控制功能不仅体现在井口的实时控制上，还体现在对井下设备的智能控制上。
通过与井下设备的通信，井控装置能够实现井下设备的自动控制和故障诊断。
这种智能控制功能大大提高了井控装置的安全性和可靠性，减少了人为操作的错误，提高了工作效率。
在井控装置的控制过程中，安全控制是重中之重。
井控装置需要设置严格的安全控制策略，包括安全参数的设定、安全控制规程的编制等。
通过这些安全控制策略，可以在井口发生异常情况时及时采取措施，保证井口操作的安全。
总之，井控装置的安全与控制是石油工业中一个非常重要的问题。
井控装置安全与控制
井控装置安全与控制
井控装置是石油行业中非常重要的一个设备，主要用于油井的
安全监控和控制。
井控装置可以监测井口的压力、温度、流量等参数，及时发现异常情况，同时通过控制阀门、泵等设备，对油井进
行调节和控制，确保井口各参数在安全合理的范围内。
井控装置的安全性是非常重要的。
首先，井控装置必须符合相
关的安全标准和规范，确保设备的可靠性和安全性。
其次，井控装
置的设计、制造和安装必须严格按照相关规定进行，并且经过严格
的测试和验证。
最后，井控装置的运行必须由专业的技术人员负责，经常进行检查和维护，及时发现问题并进行处理。
井控装置的控制也十分重要。
井控装置必须能够及时响应油井
的变化，并且能够根据需要进行调节和控制。
井控装置要能够监测
井口的各种参数，包括井口压力、温度、流量、液位、油质等，以
便对井口状态进行准确的判断和处理。
井控装置要能够实现对油井
的启动、停止、调节等操作，确保井口各参数在安全范围内。
总之，井控装置作为石油行业中非常重要的一个设备，其安全
性和控制性都是非常重要的。
只有同时确保设备的安全可靠和控制
精确可靠，才能达到保证油井安全生产的目的。
因此，石油行业必
须高度重视井控装置的安全和控制，并且加强技术研发和人员培训，以提高井控装置的性能和可靠性。
1。
井下作业井控装置操作规程
井下作业井控装置操作规程井下作业井控装置操作规程1、井下作业井控装置安装1.1安装井口大四通1.1.1卸套管头盖板螺丝，将钢圈槽清洗干净并涂均匀密封脂。
1.1.2用直径φ12.7 mm钢丝绳绳套将井口大四通挂好，缓慢吊至井口。
1.1.3将法兰盘密封钢圈槽清洗干净，涂匀黄油，放好钢圈，调整好防喷器方向，缓慢将防喷器放下，使四通底法兰平稳坐于套管头上。
1.1.4缓慢下放大四通，对准钢圈槽，穿上所有螺栓，并对称紧固，最后去掉吊绳，用专用工具对角紧扣后，再安装其余螺栓。
1.2安装防喷器1.2.1检查防喷器是否完好、开关是否灵活,试压合格证是否有效。
1.2.2清洗上、下法兰、联连件和钢圈、钢圈槽并涂黄油，检查四通上法兰钢圈槽是否完好，钢圈是否与钢圈槽相匹配。
1.2.3检查吊装工具、用具是否完好。
1.2.4根据施工设计或井控规定要求的防喷器组合形式进行安装。
1.2.5液压防喷器安装时，手动锁紧装臵的手轮操作杆应与井口大四通套管闸门方向一致，以便于观察活塞杆盘根泄流口漏油情况；手动防喷器安装时防喷器手轮应与井口大四通套管闸门方向一致。
1.2.6用φ19 mm的钢丝绳套系牢防喷器，在专人指挥下，操作人员互相配合、平稳操作，用游动滑车吊钩提起，施加适当的侧向拉力，缓慢将防喷器吊至井口，按防喷器的方向，放臵到四通上，对好钢圈槽，确保钢圈进槽。
1.2.7在防喷器没有与下部井口装臵连接好之前，不要施加任何推、拉载荷和压力载荷。
1.2.8对准法兰孔眼穿入12条法兰螺栓，用扳手对角上紧螺栓，上紧螺栓时用力应均匀，使压紧的钢圈密封，达到要求后，取掉绳套。
1.2.9防喷器及组合安装后，应校正井口，其偏差不大于10mm；液压防喷器顶部高度距地面超过1.5米，应采用4根直径不小于9.5mm的钢丝绳分别对角绷紧、找正并固定于钻台底座或地锚上。
1.2.10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。
钻 井 井 控 装 置(课件)
五、液压防喷器组合的选用
• 合理选用井控装置组合或配置是安全、顺利、高 效钻井的重要环节。液压防喷器组合选择包括压 力级别、通径尺寸、组合形式及控制系统的控制 点数等。选择液压防喷器组合应考虑的因素主要 有：井的类别、地层压力、套管尺寸、地层流体 类型、人员技术状况、工艺技术要求、气候影响、 交通条件、物资供应状况以及环境保护要求等。 总之，应能实现平衡钻井，确保钻井安全和节省 钻井费用。
井控设备的组成
(1) 井口防喷器组。 (2) 控制装置。 (3) 节流与压井管汇。 (4) 钻具内防喷工具。
井控设备的组成
(5) 加重钻井液装置。 (6) 起钻灌泥浆装置。 (7) 钻井液气体分离器。 (8) 监测仪表。
液压防喷器的特点
关井动作迅速 操作方便 安全可靠 现场维修方便
四、液压ห้องสมุดไป่ตู้喷器的工作压力与公称通径
5、闸板防喷器的壳体上有侧孔，在侧孔上 连接管线，可用以代替节流管汇，循环钻 井液或放喷。
闸板防喷器的类型
▪ 根据所配置的闸板数量 分为：
1、单闸板防喷器 2、双闸板防喷器 3、三闸板防喷器
闸板防喷器的侧孔
闸板防喷器的类型
▪ 按闸板形状：
全封
半封
闸板防喷器的类型
按闸板作用：
剪切
变径
闸板防喷器的结构概况
闸板防喷器闸板的特 点
闸板的浮动和自进式密封： 闸板总成与壳体放置闸板的体腔有一定的间隙，允许
闸板在壳体腔内有上下浮动。平时闸板上部胶芯不接触 顶部密封面。而在闸板关井时，闸板室底部高的支承筋 和顶部密封面均一渐缓的斜坡，能保证在闸板到达密封 部位之前，闸板与壳体之间有充分间隙。实现密封时闸 板前端橡胶首先接触钻具，在活塞推力下，封紧钻具。
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材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。
1油气井应装套管头，含硫化氢的天然气井应使用抗硫套管头，其压力等级要等于或大于最高地层压力。
选择时应以地层流体中硫化氢含量为依据，并考虑能满足进一步采取增产措施压力增高的需要。
2 根据所钻地层最高地层压力，选用高于该压力等级的液压防喷器和与之相匹配的防喷装置及控制管汇。
含硫化氢的井要选同压力级别的抗硫井口装置及控制管汇。
3 井控装置配套应符合有关标准的规定。
高压天然气井、新区预探井、含硫化氢天然气井应安装剪切闸板防喷器。
4 防喷器组合应根据压力及地层特点进行选择，节流管汇及压井管汇的压力等级和组合形式要与全井防喷器相匹配。
5 应制订和落实井口装置、井控管汇、钻具内防喷工具、监测仪器、净化设备、井控装置的安装、试压、使用和管理的规定。
井底静止温度为120°C以上，地层压力为45MPa以上的高温高压含硫天然气井应使用双四通。
高压天然气井的放喷管线应不少于两条，出口距井口大于75m；含硫天然气井放喷管线出口应接至距井口100m以上的安全地带，固定牢靠，排放口处应安装自动点火装置。
对高压含硫天然气井井口装置宜进行等压气密检验。
6 防喷、放喷管线应使用专用标准管线，高产高压天然气井采用标准法兰连接，不准使用软管线，且不应现场焊接。
7 井控状态下应至少保证两种有效点火方式。
应有专人维护、管理点火装置和实施点火操作。
8 寒冷季节应对井控装备、防喷管线、节流管汇及压力表采取防冻保温加热措施。
放喷时放喷管及节流管汇应进行保温。
固井设计1 套管柱a) 油气井套管柱设计应进行强度、密封和耐腐蚀设计；b) 套管柱强度设计安全系数：抗挤为1.0～1.125，抗内压为1.05～1.25。
抗拉为1.8 以上，含硫天然气井应取高限；c) 高温高压天然气井应使用气密封特殊螺纹套管；普通天然气井亦可根据实际情况使用气密封螺纹套管；d) 含硫化氢的井在温度低于93℃井段应使用抗硫套管；含二氧化碳的井应使用抗二氧化碳的套管；既含硫化氢又含二氧化碳的井应视各自含量情况选用既抗硫又抗二氧化碳的套管。
高压盐岩层和地应力较大的井应使用厚壁套管、外加厚套管等高抗外挤强度套管；e) 在进行套管柱强度设计时，高温高压天然气井的生产套管抗内压设计除满足井口最大压力之外，应并考虑满足进一步采取增产措施时压力增加值（如压裂等增产措施）及测试要求；抗挤设计时套管内按全掏空计算，对于盐膏层、岩盐层、塑性泥岩层的井段管外按上覆岩层压力梯度的平均值0.0231 MPa/m计算（当量密度2.31g/cm3）。
中间技术套管抗内压强度设计应考虑再次开钻后最高地层压力；f) 套管柱上串联的各种工具、部件都应满足套管柱设计要求，且螺纹应按同一标准加工；g) 固井套管和接箍不应损伤和锈蚀。
2 注水泥浆a) 根据平衡压力固井的原则和防气窜要求，各层套管都要进行流变学注水泥浆设计，高温高压井水泥浆柱压力应至少高于钻井液柱压力1～2MPa；b) 固井施工前应按GB 10238的规定进行室内试验；c) 天然气井各层套管水泥浆应返至地面，未返至地面时应采取补救措施；d) 针对低压漏失层、深井高温高压气层或长封固段固井应采取尾管悬挂、悬挂回接、双级注水泥、管外封隔器以及多凝水泥浆和井口蹩回压等措施，确保固井质量；e) 对于长封段的天然气井，宜采用套管回接方式，如采用分级固井，分级箍应使用连续打开式产品，固井设计和施工中一级水泥返高应超过分级箍位置；f) 对有高压油气层或需要高压压裂等增产措施井，应回接油层套管至井口，固井水泥返至地面，然后进行下步作业；g) 坚持压力平衡原则。
固井前气层应压稳，上窜速度不超过10m/h；h) 套管扶正器安放位置合理，保证套管居中，采用有效措施，提高水泥浆顶替效率；i) 优化水泥浆体系，对天然气井优选防气窜水泥添加剂，防止气窜；j) 对漏失井，应在下套管前认真堵漏，直至合格。
中途测试1 中途测试应有测试设计，并按程序审批。
2 中途测试前应按设计调整好钻井液性能，保证井壁稳定和井控安全，测双井径曲线，确定座封位置3 中途裸眼井段座封测试应在规定时间内完成，累计测试时间应控制在8h以内，防止卡钻。
4 高温高压含硫化氢气层应采用抗硫油管测试。
严格限制在含硫地层中用非抗硫化氢的测试工具、管柱进行测试工作。
5 测试井段井身质量差、含有大段页岩、石膏、易垮塌及缩径的泥岩、盐岩层以及用桥架钻井液堵漏的井和井身条件不能满足测试设计要求的井不应进行裸眼井段座封测试。
7 下钻中若发现测试阀打开，出现环空液面下降，应立即上提管串，同时反灌钻井液。
8 测试阀打开后如有天然气喷出，应在放喷出口处立即点火燃烧。
9 测试完毕后，起封隔器前如钻具内液柱已排空，应打开反循环阀，进行反循环压井，待井压稳后才能起钻。
井场布置及设备安装1 井场布置应符合GB50183的有关规定，风向标安放在井场四周及井场出入口处。
井队生活区距井口300m以上。
江、河、干堤附近钻井井位应符合有关安全、环保规定。
2 井口距高压线及其它永久性设施不少于75m；距民宅不少于100m；距铁路、高速公路不少于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不少于500m。
3 井场施工用的锅炉房、发电房、值班房与井口、油池和储油罐的距离宜大于30m，锅炉房处于常风向的上风侧。
4 井架底座高度应满足井控装置安装的要求。
井架底座内及钻井液暴露位置处应保持通风良好，含硫高温高压井井架底座内应采用机械通风系统，防止有毒可燃气体聚集。
5 井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合GB50052和GB50061的有关规定。
井架、钻台、机泵房、值班房的照明线路应各接一组电源，探照灯电路应单独安装，井场电线不得横跨主体设备，井架、钻台、机泵房、净化系统所有电器设备、线路、接头、灯具、开关、插头等应达到防爆要求。
6 制订和落实井场灭火器材和安全要求，井场内严禁烟火，若需动火执行本标准4.3规定。
7 钻台和二层平台应按规定安装二层平台逃生器和钻台与地面专用逃生滑道及逃生通道，逃生通道应至少两条。
8 井口操作应避免金属撞击产生火花，设备的摩擦部位应设冷却装置。
柴油机排气管道应安装火星熄灭器，对特殊井应将排气管道引出井场以外，并加以固定。
进入井场车辆的排气管应安装阻火器。
井口与套管保护1 各层次套管要居中。
保持天车、井口、转盘在一条垂直线上，其偏差不大于10mm，防止井口装置磨损。
对于钻井周期较长的井、大位移井、水平井在表层套管、技术套管内的钻井作业应采取有效措施，防止磨损套管。
重点高温、高压、高含硫气井及套管长期受磨损井在打开目的层前应对上层套管进行磨损检查，并根据磨损情况决定打开目的层前是否采取补救措施。
对于下完尾管继续钻进的井，根据显示情况，若决定测试时，应先回接套管至井口，并正规固井。
2 大直径表层套管应采用插入法固井，水泥返至地面，保证圆井周围不窜漏。
复杂地区坚硬地层的表层套管下套管时应采取防倒扣的措施。
3 防喷器应在井架底座上绷紧固定。
4 钻水泥塞出套管，应采取有效措施保证形成的新井眼与套管同心，防止下部套管倒扣及磨损。
5 在施工中，套管环空应安装压力表，接出引流放喷管线，并定期检查环空压力变化，需要时及时泄压，将环空压力控制在允许安全范围之内，防止套管损坏。
6 套管头内保护套应根据磨损情况及时调换位置或更换。
7 应进行井口套管的装定计算，确定井口合理受力状态。
复杂情况的预防与处理1 钻井施工中应设专人坐岗观察，及时发现、控制溢流。
做到溢流1m3报警、2m3关井。
2 起钻前应充分循环，排除钻井液中的油气，每起3～5柱钻具至少应向环空和钻具内灌满一次钻井液。
起下钻应控制速度，防止激动压力过大造成漏失或抽吸导致井下复杂，同时记录钻井液增量，警惕溢流发生。
在溢流突然发生抢接回压阀无法实现井喷失控情况下，可扔掉或剪断井内钻具、工具、电缆等，以达到迅速关井控制井口的目的。
3 下列情况应进行短程起下钻，检查油气浸情况，及时发现和控制溢流，调整钻井液性能及密度，控制油气上窜速度不超过10m/h：a) 钻开油气层后每次起钻前；b) 溢流压井后起钻前；c) 井漏堵漏或尚未完全堵住起钻前；d) 钻进中曾发生严重油气浸但未溢流起钻前；e) 钻头在井底连续长时间工作，中途通井后；f) 长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、中途测试、设备维修或更换等）起钻前；g) 钻井液性能发生变化，调整处理循环三周后起钻前。
4 起钻换钻头后应立即下入钻铤和部分钻杆，严防空井井喷。
起钻中途检修等情况下，应将钻具重新下至井底，循环处理好钻井液后再起钻。
5 在气层钻进紧靠钻头之上应装钻具回压阀。
6 钻复杂地层井段时，下井钻头应选用较大水眼，防止水眼堵塞造成事故。
天然气井使用PDC钻头应防止抽吸井喷。
气井钻井应注意由漏转喷等复杂情况，坚持平衡压力钻井作业。
7 对裸眼井段中存在不同压力体系时，应通过承压试验，证实可达到下部裸眼压力要求强度后，才能钻开下一层高压层，否则应下套管封隔或采取其他特殊措施。
8 含硫天然气井宜使用抗硫钻杆（加厚钻杆、内涂层钻杆）、钻具、工具等。
9 装好采油采气井口（采油树采气树）方可交井，其压力等级与性能应满足采气及其他作业要求。
完钻后地质报废的井应符合有关规定的要求。
防喷1 钻井队所有人员应按规定作法，掌握开泵、停泵、起下钻、发生溢流、抢险作业等各种报警系统的信号。
2 钻井过程中的井控作业、溢流的处理和压井作业、防火防爆和防硫化氢安全措施、井喷失控的处理应符合有关规定。
放喷时放出的天然气要及时烧掉，防止天然气浓度（5%～15%）、硫化氢浓度（4%～45%）达到爆炸极限及有毒、有害气体蔓延。
人员撤离时应向上风高点转移。
天然气井井喷着火应立即起动应急预案并组织抢险。