2021新版井控装置安全与控制
井控技术规范化及井控装备管理在油气田开发生产中的重要作用
井控技术规范化及井控装备管理在油气田开发生产中的重要作用发布时间：2021-07-28T11:39:29.263Z 来源：《基层建设》2021年第13期作者：郭俊峰[导读] 摘要：井控，即井喷控制，是现代油气田安全生产的重要环节。
中国石油化工股份有限公司华北油气分公司河南郑州 450006摘要：井控，即井喷控制，是现代油气田安全生产的重要环节。
油气开采易燃易爆、高温高压、链长面广、有毒有害、连续作业的特点，决定了石油天然气开采企业安全生产始终是企业管理的重点，而井控安全管理及其设备管理则是重中之重。
本文就井控装备及技术规范在安全生产中存在的问题进行了分析，并探究了降低井控安全隐患应采取的防范措施。
关键词：井控设备管理；井控安全；规范性前言：井控技术是保证油气钻井安全的关键技术。
做好井控工作，既有利于发现和保护油气层，更有效地防止井喷、井喷失控或着火事故的发生。
井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大得灾难性事故。
一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气田资源受到严重破坏，造成环境污染，并易酿成火灾、设备损坏、油气井报废，甚至人员重大伤亡。
一、现代油田井控设备管理现状1、井控设备管理意识淡薄意识是任何行为的先导，而意识的淡薄必然造成行动的麻痹和滞后。
井控设备管理工作重点在现场管理，关键在岗位环节，加强员工井控设备管理能力的培训，是从源头上防止井喷失控事故的一项重要工作。
而当前突出的问题，首先是基于较差的井喷防范意识而导致了同样淡漠的井控设备管理意识，存在低要求、低标准、低成本的思想，没有正确处理好生产与安全、效益与安全的关系。
其次是井控设备安全教育培训不到位，尤其是作业队伍的个体素质问题与井控技术培训相当突出，实战经验不足、技术欠缺、责任心不强，取证与技能培训关系问题也没有得到很好地处理，事故隐患采取正确的应对措施也不能及时发现和判断。
2、井控设备管理权责不明井控设备管理工作难，其难点就在于不明确的设备安全管理责任所导致的细节管理不到位、工作不扎实、井控安全投入力度不够等多方面的问题。
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。
井控装置的安装、试压、使用和管理
井控装置的安装、试压、使用和管理1井控装置的安装1.1钻井井口装置应符合下列规定：a）防喷器、套管头、四通的配置安装、校正和固定应符合国家现行标准关于钻井井控装置组合配套、安装调试与维护的规定；b）防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态；c）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，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°。
挂牌标明开、关方向和到底的圈数：d）防喷器远程控制台安装要求：1）应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，距放喷管线或压井管线应有1m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道、周围10m内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品：2）管排架与防喷管线及放喷管线的距离应不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板：不允许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：3）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，严禁强行弯曲和压折气管束；4）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制：5）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。
1.2井控管汇应符合下列要求：钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材。
防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接；钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头，其通径不小于78mm。
1.3放喷管线安装要求：放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm;放喷管线不允许在现场焊接；布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况；两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；管线尽量平直引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头；管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m；管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚、预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；1.4钻具内防喷工具应符合下列要求：钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力；应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀；钻台上准备一根防喷钻杆单根(带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀)；应配备钻井液循环池液面监测与报警装置；按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井及气比油高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，并将液气分离器排气管线(按设计通径)接出井口50m以上。
HSE管理确保井控标准化施工(2021新版)
( 管理体系 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改HSE管理确保井控标准化施工(2021新版)Safety management system is the general term for safety management methods that keep pace with the times. In different periods, the same enterprise must have different management systems.HSE管理确保井控标准化施工(2021新版)井口设备的安装是一项复杂而又危险的工作，必须有良好的标准进行约束指导，在标准施工过程中，只有将HSE管理渗入其中，才能起到安全、文明生产的作用。
笔者认为，要将HSE管理深入到标准化井控施工中，必须做到以下几点：首先，要做好井控标准化施工前的准备工作。
安装中队要先进行上井人员安排，带队负责人要核实防喷器配套的主体及配件。
在此过程中，安装人员要组织车辆，与维修中队配合装车并做检查。
值班车行车路线必须按调度室或井队指定路线行驶。
参加施工人员需要按规定着装，开防喷器安装前的安全准备会。
带队负责人指挥远程控制台车、吊车停放在钻机左前方，将远程控制台四角挂稳后组织吊车起吊，并摆放在指定位置，其接线口朝向钻机。
将压井管汇卸在钻机左侧不影响接内防喷管线的位置上，待压井管汇落稳后再摘下吊具。
指挥管线车倒到吊车附近，将压井管汇一侧所需的液压软管线、S弯、放喷管线等卸在指定位置。
在吊卸液压软管线时禁用铁线；在卸放喷管线时要选带铁钩的钢丝绳或尼龙吊具；在吊取单根管时，绳套要“撸死”，以免物体滑落。
将吊车开到钻机右前方，并将防喷器主体和节流管汇卸到指定位置；将手动平板阀和液动平板阀卸在节流管汇附近，将手动平板阀卸在钻机的左前方；将内防喷管线、放喷管线及泥浆回收管线卸在指定位置。
井控细则(2021)
附件长庆油田试油〔气〕作业井控施行细那么第一章总那么第一条为有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产平安，保护环境和油气资源不受破坏，根据中国石油天然气集团公司?石油与天然气井下作业井控规定?、SY/T 6690?井下作业井控技术规程?和Q/SY 1553?井下作业井控技术标准?等，结合长庆油田特点，特制定本细那么。
适用于长庆油田公司及在长庆油田从事试油〔气〕作业的承包商队伍。
第二条各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患〞的井控工作方针，树立“以人为本〞、“积极井控〞的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现试油〔气〕井控平安。
第三条井控工作是一项系统工程。
长庆油田公司的勘探开发、工程技术、平安环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，试油〔气〕承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。
第四条落实井控管理责任，按照“党政同责〞、“一岗双责〞、“管业务必须管平安、管行业必须管平安、管消费经营必须管平安〞的要求，实在履行好各自井控平安职责。
第五条长庆油田试油〔气〕作业井控工作的原那么是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案〞。
井控工作“关键在指导、重点在基层、要害在岗位〞。
第六条本细那么规定了长庆油田试油〔气〕作业地质、工程、施工设计中的井控要求，井控装置装备、安装、试压、使用和管理，作业前的井控准备，试油〔气〕作业施工过程中的井控工作，防火、防爆、防H2S、CO等有毒有害气体的平安措施，井喷应急救援处置，井控技术培训，井控管理组织及职责，井控管理制度等方面内容。
第七条连续油管作业、新工艺试验井的井控技术要求执行集团公司相关规定及工程设计。
第二章地质、工程、施工设计的井控要求第八条每口井进展地质、工程、施工设计时，要根据长庆油田试油〔气〕井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。
长庆油田试油〔气〕作业井控风险分级如下一、气田一级风险井：“三高〞井、异常高压井、区域探井、程度井。
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。
2023年井控装置安全与控制
2023年井控装置安全与控制概述：随着石油行业的不断发展，油井的开采方式也在不断更新和改进。
井控装置作为油井生产的重要组成部分，起到了关键的作用。
然而，在使用井控装置的过程中，也存在着安全隐患和控制问题。
针对这些问题，2023年的井控装置安全与控制将会进行以下改进和提升。
一、装置结构和组成：在2023年的井控装置中，将会采用更加先进的材料和技术，以提高装置的总体性能和安全性。
装置的结构将更加紧凑和可靠，以适应不同的井下环境和工作条件。
同时，装置的组成也将更加模块化和智能化，采用先进的传感器、控制器和数据处理单元，以提高装置的自动控制和安全性能。
二、数据采集和监测：井控装置将会配备更加先进的数据采集和监测系统，以实时获取井下各种参数和状态信息。
通过高精度的传感器和智能算法，可以对井下的工作情况进行实时监测和分析，及时发现和解决潜在的安全隐患。
通过数据采集和监测系统，可以有效地提高井控装置的安全性和控制效果。
三、安全控制和应急处理：2023年的井控装置将会配备更加先进的安全控制系统和应急处理机制。
安全控制系统将通过实时监测和分析井下数据，自动判断是否存在危险情况，并及时采取相应的控制策略。
同时，装置还将配备应急处理机制，一旦发生突发情况，可以自动启动应急程序，保障井下人员的安全。
四、远程监控和操作：井控装置将会与上层管理系统进行无线通信，实现远程监控和操作。
通过远程监控系统，可以随时随地对井下的工作情况进行监控和分析，以及时发现和解决问题。
同时，远程操作系统也可以实现对井下装置的遥控操作，提高井控装置的操作便捷性和安全性。
五、故障检测和维护：井控装置将会配备自动故障检测和维护系统，通过传感器和智能算法实时监测各个部件的工作情况，并及时发现和解决故障问题。
同时，装置还将配备远程维护功能，可以通过远程监控系统对装置进行维护操作，减少人工干预和维修时间，提高装置的可靠性和安全性。
六、人员培训和意识：在2023年的井控装置安全与控制中，人员培训和意识将会得到更加重视。
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( 安全技术 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改2021新版井控装置安全与控制Technical safety means that the pursuit of technology should also include ensuring that peoplemake mistakes2021新版井控装置安全与控制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0.0231MPa/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GB10238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。
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