钻井及完井过程中的井控
西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则
西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则引言钻井完井井控管理是西北油田分公司油气勘探开发的紧要环节，是确保井口安全、提高采油率和削减井下事故的基础措施。
为促进生产安全和效率，订立本细则对井控渗漏、现场操作、设备维护和修理等方面进行认真规定。
一、井控渗漏（一）井控渗漏防范1. 现场安全防护在井控站设备相近设置防震、泄压装置，并保持通风良好的状态，关闭出口阀门等；人员应戴好安全帽、护目镜等，加强自我防护。
2. 防漏检查对灯箱、接线盒等区域进行常规检查，并定期更换漏油管、配电器件等；钻头出入井口前进行漏点检查、防突运行；调整钻井泵效率和转速，避开泵头过热引起泄漏。
3. 稳压稳密确保各种管线、气体系统、油液储罐等设备均进行必要制度的稳密处理，对稳压稳密问题进行日常监控，适时发觉并予以查处应急处理。
（二）应急措施1. 应急预案建立认真的应急预案，涵盖事故情况分析、紧急处置措施、应急播报程序等要素。
2. 钻井污染应急处理钻井作业中如发生钻探管道处泄漏、井喷、突击加药等污染事件，应适时启动应急预案，实行相应措施掌控、清理油污和污染物，并对受到损害的环境进行修复和监控。
二、现场操作（一）作业调度1. 订立作业计划对每一阶段的井控作业进行合理的计划，以工作量为依据，合理布置作业人员和巡检人员人数。
2.现场协调与沟通做好现场领导层的沟通与调度工作，将各组工作纳入整体协调调度管理下，保证作业进程的顺当实施。
3. 作业持续监控在整个作业过程中，应当持续进行作业的监控，以发觉问题适时解决问题，确保各项工作均能够按计划有序推动。
（二）安装设备1. 准备工作在设备安装之前，对施工现场和设备工程图纸进行认真查看与检查，明确各项工作流程和标准。
2. 安全要求安装设备时要按安全规格进行操作，领导必需对现场进行监管，并确保全部设备的安全使用。
3. 操作记录对设备操作过程中的记录进行适时记录，包括设备开始作动、操作过程中碰到的问题及解决、最后停机的时间等。
井下作业井控技术规程
03 井控设备检查与维护保养制度
CHAPTER
井控设备日常检查内容
井口装置
防喷器
检查井口装置是否完好， 有无破损、变形、渗漏
等现象。
检查防喷器及其控制系 统是否正常工作，密封
性能是否良好。
压井管汇
检查压井管汇各阀门、 管线是否完好，有无渗
漏现象。
节流管汇
检查节流管汇各阀门、 管线是否完好，节流阀
性，确保油气层安全开采。
井口装置安装与调试
03
安装井口装置并进行调试，确保井口装置性能可靠，满足油气
开采要求。
05 应急情况下的井控措施及处置方法
CHAPTER
溢流、漏失等异常情况识别
观察井口压力变化
通过实时监测井口压力， 及时发现压力异常升高或 降低的情况，判断是否存 在溢流或漏失。
监测返出钻井液量
观察井口压力
关井后，应持续观察井口压力 变化，为后续处置提供依据。
注意事项
在关井过程中，要确保操作迅 速、准确，避免误操作引发更
严重的事故。
压井液选择和压井方法
压井液选择
根据井筒压力、地层特性和漏失情况等因素，选择合适的压井液类型和密度。
压井方法
根据具体情况选择合适的压井方法，如司钻法、工程师法等，确保压井作业安全有效。
故障诊断与排除方法
井口装置故障
如发现井口装置存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无法修复，应 及时更换损坏部件。
防喷器故障
如发现防喷器存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无法修复，应及 时更换损坏部件或整套防喷器。
压井管汇和节流管汇故障
如发现压井管汇或节流管汇存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无 法修复，应及时更换损坏部件或整套管汇。同时，要检查相关阀门和管线的密封性能，确 保其正常工作。
科威特钻井完井井控技术
科威特钻井完井井控技术【摘要】井控工作是钻井作业的重点任务之一，随着近年来井控技术的不断成熟、井控意识的大步提升、井控设备的更新和完善、以及加强了相关从业人员的井控培训，国内外发生的井喷事故次数已经逐年下降。
但是井喷所造成的危害往往是巨大的和无法挽回的。
笔者随中石化SP138队在科威特从事钻井、完井已经整整三年，主要从事井控管理工作，对其地质特点和钻井井控技术有比较深刻的了结，而科威特几乎所有施工井位均含浓度不等的硫化氢，所以钻井过程中井控安全显得尤其重要，本文主要讲述科威特钻井完井井控技术。
【关键词】科威特；硫化氢；井喷；井控设备；井控技术1.科威特地质及井身结构特点1.1科威特地层岩性主要有流沙层、白云岩、硬石膏、石灰岩、页岩和砂岩。
其表层科威特系流沙层有可能含浅层气；二开Dammam，Radhuma，Tayarat，Sadi地层可能会发生漏失，Tayarat地层含有硫化氢，Tayarat 和Hartha地层含有酸水；三开钻进的Ahmadi页岩层有可能缩径。
1.2 井身结构：2.钻进、完井期间井控难点以及预防措施2.1由于科威特一开井深较浅，西部和北部油区一般只有1200英尺，南部油区往往仅有300英尺，因此从发生到发现浅层气侵入井内往往只在分秒之间。
且科威特表层为流沙层地层松软，浅层气一旦侵入井内易造成井眼坍塌，井架底座基础部分的沙土下陷，严重的还会导致起火和钻井设备被埋。
为了预防浅层气造成的危害，科威特所有井位在井场建设期间便在井眼处下入50英尺深的导管，并在圆井区域注水泥加固。
一开钻进前首先安装29 1/2’’500PSI的分流器并对分流器进行测试，测试合格后才允许开钻。
开钻后，安排专人在圆井区域值班，一旦发现圆井或是底座周围有气液冒出，及时通知平台经理并视情况采取相应措施。
2.2我们知道井漏是造成井喷的原因之一，当井漏发生时特别是发生全漏失时，井内的液柱压力会很快减少，一旦无法平衡地层压力，即会发生溢流继而很快演化为井喷。
钻完井期间测井井控安全管控措施
钻完井期间测井井控安全管控措施1.测井关井存在的难点。
1.1电缆测井期间，井内有电缆没有钻具，不能通过关闭半封、全封闸板进行关井；若使用环形防喷器进行封井，则易损坏环形胶芯导致不能开到位。
1.2泵出式测井及湿接头测井对接前，管柱不能带止回阀，发生溢流易内喷造成抢接回压阀或旋塞困难。
1.3湿接头对接过程，电缆及旁通接头均影响抢接钻具止回阀，抢接止回阀时间长。
1.4湿接头对接后，旁通接头以上井段有钻具和电缆，关闭环形或半封不能有效封井，若关闭剪切则把钻具及电缆同时剪短，不利于后续压井作业，电缆剪短时易伤人，剪短前需固定电缆。
2.管控措施及责任划分。
2.1测井前井控措施2.1.1测井起钻前压稳地层，并保证地层无漏失，调整好泥浆流变性能，减少起下钻的抽吸和激动压力，进行短程起下钻测油气显示，满足井控安全作业要求才能起钻；（责任人：钻井工程师）2.1.2测井前起钻过程控制好上提速度，在油气层及油气层以上300m起钻速度不大于0.5m/s，减小抽吸压力，若存在易泥包钻头的井段，应采用带泵起钻的方式减小抽吸压力；（责任人：钻井工程师）2.1.3起钻过程严格按要求连续进行灌浆，每起3柱钻杆灌满一次，每起一柱钻铤灌满一次；（责任人：坐岗工）2.2测井期间井控预防措施。
2.2.1测井期间实行三方联合坐岗，起钻杆或者起电缆过程连续灌浆，下钻校核好返浆量，发现异常立即汇报司钻。
（责任人：坐岗工）2.2.2钻具输送测井过程控制起下钻速度，减小压力激动或抽吸。
（责任人：司钻）2.2.3准备一根带止回阀与防喷器闸板尺寸相符的防喷单根或者防喷立柱，以备封井使用。
（责任人：司钻）2.2.4测井队准备好电缆悬挂接头及其配合接头、固定电缆卡子、剪断电缆工具。
（责任人：测井负责人）2.2.5测井时间达到安全作业时间一半时，应进行通井通井排后效。
（责任人:钻井工程师）2.3测井井控应急措施。
2.3.1电缆测井溢流应急管控措施。
2.3.1.1发生溢流，坐岗人员向司钻报警，钻井、录井、钻井液三方联合坐岗。
石油天然气钻井井控操作规程
石油天然气钻井井控操作规程1.1 井控设计1.1.1 地质设计书中应包含3.1.1内容。
1.1.2 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。
1.1.3 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。
1.1.4 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。
1.1.5 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。
1.1.6 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。
油田井下作业井控技术措施
油田井下作业井控技术措施1. 引言1.1 引言油田是一种重要的能源资源，而井下作业是油田开发中必不可少的环节。
为了高效地进行井下作业，需要采取一系列的井控技术措施来保障作业安全和有效性。
本文将对油田井下作业的井控技术措施进行详细介绍。
在油田开发过程中，井下作业种类繁多，包括钻井、修井、完井、采气、注水等。
每种作业都有其特定的井控技术要求和措施。
在油田生产过程中，为了确保井下作业的安全和顺利进行，需要采取相应的井控技术措施，例如设备监控、安全防范、应急处置等。
压裂作业是一种常见的井下作业方式，通过注入高压液体使油层裂开，从而增加油藏渗透率。
在压裂作业中，需要严格控制注入压力和液体流量，以避免地层破裂和环境污染。
注水作业是另一种重要的井下作业方式，通过向油藏注入水来提高油藏压力，促进油的产出。
在注水作业中，需要考虑地层的渗透性和水质对油藏的影响，以保证作业效果和油田开发的持续性。
井下作业的井控技术措施是油田开发过程中不可或缺的一部分，只有通过科学合理地制定和执行井控措施，才能保障油田作业的安全、高效和可持续发展。
在未来，随着油田开发技术的不断创新和完善，相信井下作业的井控技术将得到更好的发展和应用。
2. 正文2.1 背景介绍油田是地球上埋藏着大量石油资源的地区，通过井下作业来开采这些资源已经成为一种常见的作业方式。
随着油田的逐渐衰老和资源的逐渐枯竭，井下作业的难度和复杂性也在不断增加。
为了保证井下作业的安全高效进行，井控技术措施成为了至关重要的一环。
在井下作业过程中，人们需要面对诸多挑战，比如高温高压、井下储层情况复杂、地质条件多变等。
为了应对这些挑战，井控技术措施必不可少。
井控技术措施包括对井下作业的实时监测、井下压力的调控、安全防护设施的完善等方面，通过这些措施可以最大限度地保障井下作业人员的安全，并确保作业顺利进行。
在井下作业中，压裂作业和注水作业是两种常见的作业方式。
压裂作业是指通过给井下岩石施加高压，从而将其中的石油或天然气压裂出来；而注水作业则是将水或其他液体注入井下，从而保持井下地层的稳定性，促进油田的产油。
钻井技术井控操作规程
钻井技术井控操作规程1.1 钻井井控设计1.1.1 油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距井队生活区不少于300m，生活区相对井场在当地季节风的上风或侧上风方向；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m。
含硫油气井应急撤离措施参见SY/T5087有关规定。
1.1.2 对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在钻井地质设计中标注说明。
特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井井口位置及坑道的分布、走向、长度和离地表深度。
1.1.3 根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，绘出本井地层压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线），并提供浅气层资料、地层动态压力资料、油气水显示和可能出现的复杂情况。
1.1.4 根据地质设计提供的资料，钻井液密度设计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.油井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa。
b.气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa～5.0MPa。
具体选择安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套情况等因素。
钻开高含硫地层的设计钻井液密度，其安全附加密度值或安全附加压力值应取上限。
1.1.5 井控装置1.1.5.1 井控装置及专用工具的配套应按SY/T5964执行。
不同压力等级的防喷器组合及节流管汇、压井管汇的组合形式参见《钻井井控规定实施细则》。
1.1.5.2 下列情况应设计安装剪切闸板防喷器a.所有含硫油、气井，从固技术套管后直至完井、原钻机试油的全过程。
b.所有探井、评价井，从固技术套管后直至完井、原钻机试油的全过程。
井控细则及井喷案例
2、钻井设计 （1）井架底座高度设计： 在钻机选用上应考虑适当的井架底座高度。 （2）井身结构设计： 〈1〉原则上钻井必须下表层、装防喷器。 〈2〉凡属下列情况之一者，必须安装井口防喷 装置及井控配套设施。 a 探井； b 天然气井； c 有浅气层的井； d 设计钻井液密度超过1.80g/cm3的井； e 丛式井等特殊作业井或试验井； f 地下情况复杂的井；
3、确定允许关井套压 （1）深层探井、有技术套管的井、参数井、外围新 区块第一口探井，在二次开钻及以后各次开钻后， 钻过第一个砂岩层，应进行地层破裂压力试验。如 果钻穿套管鞋30m后仍不见砂层则不做此试验，用 邻井地层破裂压力作为参考值。 （2）用地层破裂压力减二次开钻或以后对应各次开 钻的最大钻井液密度在试验井深产生的静液柱压力， 所得数值为最大关井套压值。地层破裂压力决定的 允许关井套压值为最大关井套压值的80%。
3、环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压 不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s 的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通 过胶芯。 4、当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。 5、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 6、检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板 时，两侧门不能同时打开。 7、有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能 在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其 二次密封功能，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）防喷器主体安装平整，天车、转盘、井口中心 的最大偏差不能超过10mm。 （3）防喷器组用16mm钢丝绳正反花蓝螺栓四角绷 紧固定，钢丝绳不能妨碍其它操作。 （4）防溢管与顶盖的密封用密封垫环或专用橡胶圈， 防喷器上部安装挡泥伞。 （5）手动操作杆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及闸板类型。 5、井控管汇的安装 6、井控装备控制装置的安装
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钻井及完井过程中的井控
第三十一条加强地层比照分析，准时提出牢靠的地层分层预报，在进入油气层前 50m～100m，依据下部井段设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进展承压力量检验。
假设发生井漏，应实行堵漏措施提高地层承压力量。
第三十二条钻井作业中应绘制本井推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。
第三十三条钻开油气层或在主要油气层井段钻进时，钻头应承受大直径喷嘴，便于压井和堵漏。
第三十四条钻开油气层前 50m～100m 及油气层钻进过程中，每只钻头入井钻进前、调整钻井液性能和钻具组合后，
应以1/ ～1/正常流量测一次低泵冲循环压力，并作好泵冲
3 2
数、流量、循环压力记录。
第三十五条油气层钻进作业中发生放空、严峻井漏、钻井液出口流量增大等特别状况应关井检查；觉察钻时明显加快、蹩跳钻、循环泵压特别、悬重变化、初始气侵、气测特别、氯根含量变化、钻井液密度和粘度变化、气泡、气味、油花等状况应停钻观看。
第三十六条坚持用短程起下钻方法检查油气侵和溢
流，以下状况需进展短程起下钻：
〔一〕钻开油气层后每次起钻前。
〔二〕钻进中曾发生严峻油气侵但未溢流的起钻前。
〔三〕溢流压井后起钻前。
〔四〕调低井内钻井液密度后起钻前。
〔五〕钻开油气层井漏堵漏后起钻前。
〔六〕钻开油气层后需长时间停顿循环进展其他作业〔电测、下套管、下油管、中途测试等〕起钻前。
第三十七条短程起下钻根本作法
〔一〕一般状况下试起 15 柱钻具或起至套管鞋，再下入井底循环一周半，假设钻井液无气侵，则可正式起钻；假设后效严峻，不具备起钻条件时，应循环排解受侵污钻井液并适当调整钻井液密度至短程起下钻正常后再起钻。
〔二〕特别状况时〔需长时间停顿循环或井下简单时〕，将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观看一个起下钻周期加其他空井作业时间，再下入井底循环一周半观看。
第三十八条起、下钻中防止溢流、井喷的主要技术措施
〔一〕起钻前循环井内钻井液时间不应少于一周半；短程起下钻后的循环观看时间也应到达一周半以上；进出口密度差不超过 0.02g/cm3。
短程起下钻应测油气上窜速度，满足井控安全要求才能进展起下钻作业。
〔二〕起钻中严格按规定每起出 3 柱～5 柱钻杆灌满钻井液一次，每起出 1 柱钻铤灌满钻井液一次；假设钻具水眼堵塞，起钻中应每柱灌满钻井液一次或连续灌注。
〔三〕钻头在油气层中和油气层顶部以上 300m 井段内起钻速度不应超过 0.5m/s，维持钻井液良好的造壁性和流变性，避开起钻中井内发生严峻抽吸。
〔四〕下钻中应掌握钻具下放速度，避开因井下压力感动导致井漏。
假设井内钻井液静止时间长，应分段循环钻井液。
〔五〕起下钻过程中，设备检修应安排在下钻至套管鞋进展；假设起钻过程中因故不得不检修设备时，检修中应实行相应的防喷措施，检修完后马上下钻到井底循环一周半，正常后再起钻。
严禁在空井状况下进展设备检修。
第三十九条正常钻进中气侵钻井液处理
〔一〕改善钻井液的脱气性能，觉察气侵应准时排解，
气侵钻井液未经排气不应重注入井内。
〔二〕假设需加重，应在气侵钻井液排完气后停顿钻进的状况下进展，严禁边钻进边加重；加重速度要均匀，每个循环周密度增量掌握在 0.05g/cm3 以内。
第四十条因故停等时，应将钻具起〔下〕到套管鞋内，停等期间依据油气上窜速度定期下钻到井底循环。
第四十一条“坐岗”制度
〔一〕表层套管固井后开头坐岗。
〔二〕坐岗人员应经钻井队〔录井队〕培训合格。
〔三〕钻进中由钻井作业班安排专人坐岗，地质录井人员按要求对循环罐液面等进展监测；起下钻、其他关心作业
或停钻时，钻井作业班和地质录井人员应同时落实专人坐岗。
钻井队与录井队的坐岗人员应错开时间记录。
〔四〕坐岗要求
1.钻井技术负责人对使用不同的循环罐和不同排量在开泵与停泵过程中钻井液槽面占有量〔或回流量〕进展实测，作好记录并告知坐岗人员。
2.坐岗人员负责检查、调校液面报警器的报警值。
3.钻进中报警值的设置依据参与循环的全部循环罐钻井
液总量增减 2m3 进展设置；未参与循环的循环罐，报警值按每个罐增减 0.5m3 进展设置；油气层钻井作业，只能使用一个循环罐作为上水罐。
4.带班干部每小时对坐岗状况检查一次并在坐岗记录上
签字。
5.钻进作业，应留意观看钻时、放空、井漏、泵压、气测值和钻井液出口流量、气泡、气味、油花，测量循环罐液面、钻井液密度和粘度、氯根含量等变化状况，每隔 15min 对全部循环罐液面作一次观看记录，液面增减量超过 0.5m3 要准时分析并注明缘由，遇特别状况应加密观看记录，觉察特别状况准时报告司钻。
6.起下钻作业，停顿灌钻井液时和停顿下放钻具时应留意观看出口钻井液是否断流，每起下 3 柱～5 柱钻杆、1 柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，准时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否全都，觉察特别情况准时报告司钻。
7.其他作业，应留意观看出口是否有钻井液外溢和液面是否在井口，关井状况下井口是否起压，并依据要求做好记录，觉察特别状况准时报告司钻。
第四十二条油气层钻进中井漏处理
〔一〕井漏后静液面不在井口
1.停钻、上提方钻杆、停泵，活动钻具观看，做好井控
预备。
2.连续或小排量连续反灌钻井液，维持井内钻井液液柱
压力大于地层压力。
3.在安全的状况下，将钻头起至套管鞋或安全井段进展
观看。
4.依据吊灌状况，请示上级主管部门或领导后，实行相
应措施进展处理。
5.假设井内钻井液液柱压力与产层压力相差悬殊，有条件的井，抢装钻杆挂并坐入特别四通，再进展下步处理。
〔二〕井漏后静液面在井口
1.停钻、上提方钻杆、停泵，活动钻具观看，做好井控
预备。
2.在安全的状况下，将钻头起至套管鞋内或安全井段进
行观看。
3.观看无特别则小排量循环，依据漏失状况实行堵漏、
起钻或调整钻井液性能等措施进展处理。
4.假设产层井漏，依据静液柱压力求出平衡产层压力的钻井液密度，调整好性能，进展小排量循环均匀，起至套管鞋内观看一个起下钻周期后，下入井底循环不漏，再进展钻井作业。
第四十三条电测、固井、中途测试井控要求
〔一〕电测前井内应正常、稳定。
假设电测时间长，油气上窜速度不能满足井控安全要求时，应进展中途通井循环。
电测时预备一柱带止回阀的钻杆，以备有条件时抢下钻具。
电测队配备用于剪断电缆的工具。
〔二〕下套管前，应换装与套管尺寸一样的半封闸板；下尾管作业可不换装套管闸板，但应预备好相应防喷钻杆。
固井作业全过程应保持井内压力平衡，防止固井作业中因井漏、注水泥候凝期间水泥失重造成井内压力平衡被破坏而导致井喷。
〔三〕中途测试和先期完成井，在进展作业以前应观看
一个作业周期。
第四十四条定向钻井、取心钻井井控要求
〔一〕不应在目的层和含硫油气层钻进中使用有线随钻
仪进展随钻作业。
〔二〕油气层承受吊测方式测斜前井内应平稳，满足安
全测斜时间。
〔三〕假设测斜过程中发生溢流，当危及井控安全时应立即剪断电缆掌握井口。
〔四〕在井口取心工具操作和岩心出心过程中发生溢流时，马上停顿出心作业，快速抢接防喷钻杆单根或将取心工具快速提出井口，按程序掌握井口。
第四十五条如钻井和完井过程中存在严峻井控问题和隐患，分公司、工程建设单位、现场监视应下达“井控停顿钻井作业通知书”〔见附录J〕，钻井队按“井控停顿钻井作业通知书”限期整改；整改合格后，提交“井控复钻申请单”
〔见附录K〕，批准后，方可恢复生产。