胜利石油管理局钻井井控细则技术办发.docx

胜利石油管理局钻井井控细则技术办发.docx

《胜利石油管理局钻井井控细则技术办发.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《胜利石油管理局钻井井控细则技术办发.docx（25页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

胜利石油管理局钻井井控细则技术办发

管理局、分公司制度-执行类

制度名称

胜利石油管理局胜利油田分公司

钻井（陆上）井控工作细则

制度编号

/

制度文号

胜油局发〔2011〕247号

制度版本

/

主办部门

石油工程管理处

所属业务类别

健康安全环境管理/安全生产监督管理/专项安全监督管理

会签部门

安全环保处

采油工程处

勘探项目管理部

生产管理部

监督检查者

石油工程管理处

审核部门

经营管理部

法律事务处

财务监控中心

解释权归属

石油工程管理处

签发日期

2011年8月6日

废止说明

《胜利油田陆地钻井井控工作细则》（胜油工程处发〔2008〕6号）同时废止

生效日期

2011年8月6日

制定目的

强化钻井（陆上）井控管理，防范并杜绝井控事故发生，保障油田安全生产

制定依据

《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》（中国石化安〔2010〕579号）

适用范围

管理局、分公司各有关单位，机关各有关部门

约束对象

钻井（陆上）井控管理

涉及的相关制度

《胜利石油管理局关于已开发油田钻调整井过程中停注水井和采油井的规定》（胜油局发〔1990〕269号）

业务

类别

油气勘探与开发／油气生产／生产调度

所属

层级

管理局、分公司制度－执行类

《胜利油田井喷事故责任追究规定（试行）》（胜油局发〔2009〕　263号）

业务

类别

健康安全环境管理/安全生产监督管理/专项安全监督管理

所属

层级

管理局、分公司制度-实施类

1基本要求

1.1本细则所称井控是指油气勘探开发全过程油气井、注水（气）井的控制与管理，包括钻井、测井、录井、测试、注水（气）、井下作业、正常生产井管理和报废井弃置处理等生产环节。

1.2本细则所称“三高”是指具有高产、高压、高含硫化氢特征的井。

其中“高产”是指天然气无阻流量100×104立方米/天（含）以上；“高压”是指地层压力70兆帕（含）以上；“高含硫化氢”是指地层气体介质硫化氢含量1500毫克/立方米（1000ppm，含）以上。

1.3本细则适用于胜利油田所辖陆上油区钻井、测井、录井井控管理工作。

2井控分级管理

2.1油田、相关二级单位、三级单位及所属基层作业施工单位成立相应井控工作机构，负责本层级井控工作。

2.2油田井控工作领导小组办公室设在石油工程管理处，负责井控管理日常工作。

其主要职责：

2.2.1传达贯彻集团公司井控工作有关管理规定和标准，组织制定油田井控标准和井控实施细则。

2.2.2参与井控突发事件应急抢险和处置工作，制定井喷抢险方案；组织井喷事故调查分析，下发事故通报。

2.2.3落实井控培训工作，制订培训计划。

2.2.4全面掌握井控工作情况，解决井控工作及设备、工具配套方面存在的问题，审查各单位井控装置的更新、改造计划。

2.2.5每半年组织1次井控检查并召开井控工作例会，针对存在的问题提出整改措施，对井控管理工作进行通报。

2.2.6收集分析国内（外）井控技术发展信息及井喷案例，为井控装置配备、更新和井控培训提供信息。

2.2.7审查井控培训教材及培训方案。

2.3相关部门职责

2.3.1石油工程管理处负责井控技术管理，防喷装备配备、资质审核，人员培训及标准制定，钻井、录井、测井及管理局井下作业现场井控监督等工作。

2.3.2采油工程处负责分公司井下作业现场、采油（气）队井控监督等工作。

2.3.3勘探项目管理部负责勘探试油现场井控监督等工作。

2.3.4安全环保处负责井控安全监督检查工作。

2.4相关二级单位井控工作领导小组主要责任：

2.4.1监督、检查井控标准、井控工作细则贯彻落实情况，钻井设计执行情况。

2.4.2负责管理所属钻井公司、管具公司井控工作，掌握井控设备使用动态，制定和上报井控装置更新计划。

2.4.3组织复杂井控施工及井喷事故的处理工作，每季度组织1次井控检查和井控例会。

2.4.4落实所属单位井控培训工作，制订并上报培训计划。

2.4.5解决本单位井控设备、工具配套方面存在的问题，推广应用新工艺、新技术。

2.4.6组织并参加所属单位井控突发事件应急抢险工作，参加事故调查处理。

2.5钻井公司井控工作领导小组主要责任：

2.5.1贯彻落实井控管理制度和实施细则，指导井队井控管理工作，及时解决施工中存在的问题。

2.5.2建立培训档案，制定培训计划，及时组织参加井控培训。

2.5.3组织井队二开前和钻开油气层前的检查验收工作。

2.5.4对重点井和特殊作业环节实行重点监控，制订井控技术措施并监督实施。

2.5.5每月组织1次井控检查，对不执行井控措施的井队责令停钻整改，对有关单位和人员提出处理意见。

2.5.6在月度技术例会上对井控工作进行讲评，并向上级部门汇报本公司的井控工作情况。

2.5.7组织本单位井控突发事件应急抢险工作，参加井喷事故调查处理。

2.6管具公司井控工作领导小组主要职责：

2.6.1组织井控装置的配套准备、供井、回收、检验和维修工作。

2.6.2按照井控标准和井控设计分类别进行装置标准配套，保证井控装置及工具配套齐全、质量合格，负责防喷器液控部分现场安装调试，试压合格。

2.6.3组织本单位人员及时参加井控培训，做到持证上岗。

2.6.4建立管具公司井控设备档案，实行动态管理，掌握设备新度系数，提出年度设备更新改造计划。

2.6.5对购置的井控装置和工具按标准组织质量检验。

2.7钻井队井控管理小组主要职责：

2.7.1严格按钻井设计施工。

2.7.2负责与管具公司人员对供井井控装置进行现场检查、验收、交接，落实井控装置现场安装及试压、地层破裂压力试验，确定地层破裂压力值和最大关井套压值。

2.7.3抓好井控培训工作，井队干部、大班、正副司钻、井架工要持证上岗。

2.7.4定人定岗实施井队井控设备维护、保养，定期检查落实。

2.7.5按照设计准备相应井控工具和加重材料，开钻前对职工进行井控技术措施交底，钻开油气层向钻井公司提出申请。

2.7.6落实坐岗制度，随时掌握施工中井下压力变化、油气上窜速度和泥浆性能变化情况。

2.7.7井队干部24小时值班，佩带明显标志；检查井控工作执行、落实情况，发现问题立即组织整改，特殊作业必须在场组织实施。

2.7.8井队干部、司钻每班布置井控工作并检查讲评，每周召开1次井控会议。

2.7.9完井3天后向技术科汇报井控工作情况，上交井控档案。

2.8石油工程管理处、各钻井二级单位、钻井公司各设专职井控监督员1人，钻井队设兼职井控监督员1人，管具公司井控车间设质量监督员2人。

上述人员主要职责：

2.8.1接受本部门井控工作领导小组领导，执行本单位（部门）职责范围内井控监督、检查工作。

2.8.2及时传达、贯彻上级井控工作相关要求和措施指令并认真监督执行，定期向上级主管部门汇报井控工作。

2.8.3认真行使监督员权力，抵制一切有碍井控工作的错误行为，制止违反井控规定的生产作业。

3管理程序与内容

3.1井控设计管理

3.1.1设计资质

3.1.1.1井控设计是地质设计、钻井工程设计的重要组成部分。

3.1.1.2地质设计和钻井工程设计单位应具备相应级别设计资质；从事“三高”井工程设计应具备甲级设计资质。

3.1.1.3设计人员应具备相应资格，承担“三高”井工程设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。

3.1.2设计审批

3.1.2.1所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工；“三高”油气井应油田相应工作分管领导审批。

3.1.2.2设计须严格执行。

因不可预见因素确需变更时，应由原设计单位按程序进行变更，并出具设计变更单通知施工单位。

3.1.2.3油气井工程设计应设立以井控安全和防硫化氢等有毒有害气体伤害为主要内容的《井控专篇》，组织工程设计与地质设计审查时，应有井控管理部门人员参与审查《井控专篇》。

3.1.3井控设计应包括以下主要内容：

3.1.3.1满足井控安全的钻前工程及合理的井场布置。

勘察井位时，应对周围500米范围内的学校、居民住宅、医院、厂矿、公路等高危险场所进行勘察、标注。

钻井设计中应采取钻定向井的方式，使施工井口与这些场所保持安全距离。

3.1.3.2全井段的地层孔隙压力及地层破裂压力曲线，浅气层资料，邻近井资料，开发区块分层动态压力数据。

3.1.3.3适合地层特性的泥浆类型，合理的泥浆密度。

3.1.3.4合理的井身结构，含硫化氢、二氧化碳和高压气井的油层套管要采用特种抗硫、抗腐蚀密封扣套管。

3.1.3.5满足井控作业安全的各次开钻井控装置。

3.1.3.6油气井井口间距不应小于2米；高含硫化氢油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8米。

3.1.4设计要求

3.1.4.1采用地层压力预测和监测技术，掌握设计井全井的压力变化。

3.1.4.1.1　钻井地质设计中要提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料；已钻井的油、气、水电测解释成果，地层测试及试油、气资料。

并要特别注明预测的含硫化氢、二氧化碳地层深度和含量。

3.1.4.1.2　探井要运用地震层速度法及邻井邻区资料进行压力预测，钻进中要用dc指数法或其他方法进行随钻压力监测和趋势预测，绘出全井段的地层压力曲线。

重点探井采用重复式地层测试器（RFT）及时测试，取得压力数据。

根据监测、检测的结果，及时调整泥浆密度。

3.1.4.1.3　在开发区钻调整井，开发部门要提供分层动态压力变化情况及邻近注水（气）井、注聚合物井的井网布置，并采取相应的停注泄压措施。

3.1.4.2入井液密度，应为最高地层压力加密度附加值或压力附加值。

3.1.4.2.1　油水井为0.05～0.10克/立方厘米，气井为0.07～0.15克/立方厘米。

3.1.4.2.2　油水井1.5～3.15兆帕，气井3.1～5.0兆帕。

具体选择安全附加值时，应根据地层压力预测准确度，预测的有害气体情况来确定。

3.1.4.3根据地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，确定合理的井身结构。

3.2开钻及钻开油气层前的准备工作

3.2.1各次开钻前，应进行井控检查验收，验收合格后方可开钻。

检查验收由钻井公司或上级技术主管部门组织。

3.2.2开钻前，在值班房内张贴钻井施工设计大表、“四•七”动作图解、井控工作大表、安全生产和技术管理制度。

探井要有“四条曲线”，开发井要有设计泥浆密度和实际泥浆密度两条曲线。

下技术套管的井，按规定进行地层承压试验或地层破裂压力试验。

3.2.3应根据地质、工程情况制定防硫化氢、防火及防井喷事故的应急预案。

应急预案应包括但不限于下列内容：

A应急组织机构与联系方式；

B应急岗位职责；

C现场监测制度；

D应急程序；

E培训与演习。

3.2.4钻开油气层前，钻井队应做工作：

3.2.4.1进行地质、工程和应急预案等措施交底，明确职责和分工。

3.2.4.2泥浆性能符合设计要求，并按设计要求备足重泥浆、加重材料和处理剂。

对于距离远、交通条件差和地面环境复杂的井，应适当提高应急物资储备标准。

3.2.4.3在已开发区块钻调整井，按《胜利石油管理局关于已开发油田钻调整井过程中停注水井和采油井的规定》及时关停邻近的注水（气）井和采油井，并采取泄压措施。

钻井队要了解所钻井附近注水（气）、采油压力变化情况，采油开发单位应积极配合搞好停注与监控工作。

3.2.4.4井控装置及专用工具、消防器材配备齐全，防爆电路及电气设施性能良好、运转正常。

“三高”油气井应对全套井控装置进行试压，并对防喷器液缸、闸板、控制部分作可靠性检查。

闸板防喷器在含硫油气井连续使用超过3个月、一般油气井连续使用超过12个月，应更换闸板胶芯。

3.2.4.5钻开油气层前，各班组按正常钻进、起下管柱、起下钻铤和空井4种工况分别进行防喷演习，达到规定的关井要求。

3.2.4.6进出井场的道路要保持畅通。

3.2.5落实井控演习制度。

开钻前和钻开油气层前，钻井队应进行井控演习。

井控演习应以每班每月每种工况不少于1次为宜，含硫化氢的井应适当增加演习频次。

演习情况要按规定做好记录。

现场服务的其他专业人员同时参加演习。

3.2.6实行24小时干部值班制度。

钻井现场应有井队干部跟班作业，组织钻井班组认真执行钻井设计和各项井控措施。

3.2.7严格执行钻开油气层前申报验收制度。

钻开油气层前200米，井队填写钻开油气层申请书并向主管部门申报，由钻井公司组织进行现场检查验收。

验收合格并经批准后，方可钻开油气层。

3.2.8自钻至油层前100米开始坐岗并填写坐岗记录，每15分钟填写1次，内容包括施工情况、井深、泥浆变化量及原因、泥浆性能等数据。

钻进时由井架工负责坐岗，起下钻时由泥浆工负责坐岗。

3.2.9钻开油气层前100米开始，每天做低泵速试验，记录排量和相应循环压力。

3.3钻开油气层的井控作业

3.3.1要做好探井的地层压力监测工作，加强地层对比，及时预告下一步地质状况。

3.3.2钻调整井时，要安排专人监督、检查已停注水（气）井情况。

3.3.3钻进中遇到钻速突然加快、放空、蹩钻、跳钻、气测异常及油气水显示等异常情况，应立即停钻停泵观察。

发现溢流应立即报告司钻并及时报警，按正确的关并程序关井。

报警溢流量不超过1立方米，关井溢流量不超过2立方米。

3.3.4发现溢流关井时，关井最高压力不得超过井控设备额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力3者中的最小值。

在允许关井套压值内严禁放喷。

3.3.5只下表层套管的井，发生溢流时应关井导流并及时采取循环压井措施。

3.3.6钻开油气层起钻前，循环泥浆2周以上，达到进出口密度平衡。

应计算油气上窜速度或进行短程起下钻测试，控制其不超过15米/小时。

3.3.7控制起钻速度，防止抽吸诱喷。

连续灌满泥浆，并校核灌入量。

起完钻要及时下钻，严禁空井检修设备。

3.3.8深井下钻应分段循环，防止因后效引发井控复杂，确保满足安全需要。

3.3.9进行钻杆测试、测井、完井等作业时，要严格执行安全操作规程和井控措施，避免发生井下复杂情况和井喷事故。

3.3.10发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保不小于裸眼段地层最高压力。

3.3.11在含硫油气层钻进，泥浆中应提前加入足量除硫剂，并保证PH值不小于9.5。

3.3.12发现泥浆气侵应及时排除，未经除气不得重新入井。

泥浆气侵后加重应停止钻进，严禁边钻进边加重。

3.3.13起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞，条件允许时应抢下钻具，然后关井。

关井后应及时求取立压和溢流量。

3.3.14气井关井后，应采取措施防止井口压力过高。

空井关井后，应根据溢流严重程度采取强行下钻、置换法或硬顶（平推）法等方法进行处理。

3.3.15压井施工应有详细设计，施工前应进行技术交底、设备检查，落实岗位人员。

压井结束后，应认真整理压井作业单。

3.3.16钻进中如发生井漏，应将方钻杆提出转盘以便观察，处理时应遵守“先保持压力，后处理井漏”的原则。

3.3.17下套管固井基本要求

3.3.17.1下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。

3.3.17.2下套管应确保油气上窜速度小于10米/小时，固井前应确定井眼承压能力。

3.3.17.3固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力，候凝时间未到，不应进行下一步工序作业。

3.3.17.4固井和候凝期间，应专人坐岗观察。

3.3.18裸眼井中途测试基本要求

3.3.18.1应有专项设计，设计中应有井控要求。

3.3.18.2应测双井径曲线，以确定坐封井段。

3.3.18.3测试前应调整好泥浆性能，保证井壁稳定和井控安全。

3.3.18.4测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷。

3.3.18.5测试完毕起封隔器前，如钻具内液柱已排空应打开反循环阀，进行反循环压井后方可起钻。

3.3.18.6含硫气井中途测试前，应进行专项安全风险评估，符合测试条件应制定专项测试设计和应急预案。

3.3.18.7含硫油气层测试应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采气树，对“三高”油气井测试时应准备充足的压井材料、设备和水源，满足正反循环压井需要。

3.3.19液相欠平衡钻井井控特殊要求

3.3.19.1液相欠平衡钻井实施条件

3.3.19.1.1　对地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基本清楚，且不含硫化氢气体。

3.3.19.1.2　裸眼井宜选择压力单一地层，若地层存在多个压力系统，则各层压差值不应超过欠平衡钻井允许范围。

3.3.19.1.3　在主要目的层进行欠平衡钻井，上层套管下深及固井质量应能满足施工要求。

3.3.19.1.4　欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。

3.3.19.2液相欠平衡钻井井控设计

3.3.19.2.1　井控设计应以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏类型、地层流体特性及邻井试油气等资料为依据，并纳入钻井工程设计中。

3.3.19.2.2　选择钻井方式和确定欠压值应综合考虑地层特性、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、预计产量、地层流体和钻井流体特性，以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。

3.3.19.2.3　选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况确定。

3.3.19.2.4　欠平衡钻井应安装并使用1套独立于常规节流管汇的专用节流管汇及专用液气分离器。

3.3.19.3液相欠平衡钻井施工前期条件

3.3.19.3.1　成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。

3.3.19.3.2　组织落实施工作业准备、技术要求、作业交底、开工验收等事项，组织编写应急预案并进行演练。

3.3.19.3.3　欠平衡钻井设备试压合格，按标准和设计要求储备加重泥浆及处理材料、加重材料，配齐消防、气防及安全防护器材。

3.3.19.3.4　配备综合录井仪，且监测设备应能满足实时监测、参数录取的要求。

3.3.19.4液相欠平衡钻井施工作业

3.3.19.4.1　发现返出量明显增多或套压明显升高时，应在安全的前提下关井求压，并根据地层压力调整泥浆密度。

3.3.19.4.2　钻井队、录井队和欠平衡服务队值班人员应分工明确，实时观察并记录循环罐液面、钻井与泥浆参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常应立即报告。

3.3.19.4.3　套压控制应以立管压力、循环液面和排气管出口火焰高度或喷出情况等为依据，综合分析，适时进行处理。

3.3.19.4.4　每次起钻前均应对半封闸板防喷器进行关开检查，每次下钻前应对全封闸板防喷器进行关开检查。

3.3.19.4.5　钻柱至少应接2个止回阀，其中钻柱底部至少应接1个常闭式止回阀。

每次下钻前，应检查确认钻具止回阀功能完好后方可入井。

3.3.19.4.6　钻进或起下钻具时，发现旋转防喷器（旋转控制头）失效时应紧急关井，视现场情况确定下一步施工措施。

3.3.19.5进行液相欠平衡钻井时，如发现返出气体中含硫化氢、钻具内防喷工具失效、设备无法满足工艺要求或地层溢出流体过多等任何一种情况时，应立即终止欠平衡钻井作业。

3.3.20气体钻井井控特殊要求

3.3.20.1气体钻井施工基本条件

3.3.20.1.1　地层压力剖面和岩性剖面清楚，井身结构合理，裸眼井段井壁稳定。

3.3.20.1.2　地层出水量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实施，且所钻地层不含硫化氢气体。

3.3.20.1.3　实施空气钻井返出气体中全烃含量小于3％，实施氮气钻井天然气出气无阻流量低于8×104立方米/天。

3.3.20.1.4　实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。

3.3.20.2气体钻井井控设计特殊要求

气体钻井井控设计应纳入钻井工程设计，至少应包括分层地层压力系数、地表温度和地温梯度，准确预告所钻井段油、气、水层和预测产量并提供地层流体组份和性质，气体流量设计，气体钻井井控设备配备及安装使用，燃爆检测系统、气防器具和消防器材配备及安装使用，异常情况应急措施等。

3.3.20.3气体钻井准备及施工特殊要求

3.3.20.3.1　按照标准和设计要求安装好井控装置、气体钻井设备及监测仪器设备，配齐消防、气防及安全防护器材，并按要求储备泥浆及处理材料、加重材料。

3.3.20.3.2　施工作业前应由气体钻井工程师、地质工程师和井队工程师对全体施工作业人员进行作业交底，并组织进行施工前检查验收。

3.3.20.3.3　编制气体钻井专项应急预案，并组织培训和演练。

3.3.20.3.4　在钻柱底部（钻头之上）至少安装1只钻具止回阀。

3.3.20.3.5　实施气体钻前应关闭3#（a）平板阀且每趟钻活动1次，每趟钻至少应用喷射接头冲洗1次防喷器，每次下完钻应在钻杆顶部接1只可泄压止回阀。

3.3.20.4气体钻井终止条件

3.3.20.4.1　全烃含量连续大于3%或井下连续发生2次燃爆应立即停止空气钻井，天然气出气无阻流量超过8×104立方米/天应立即停止氮气钻井，转换为其他钻井方式。

3.3.20.4.2　钻遇地层出油，应立即停止并转换为其他钻井方式。

3.3.20.4.3　钻井过程发现返出气体含有硫化氢，应立即停止气体钻井并转换为常规钻井。

3.3.20.4.4　大风天气且排砂口处于井场上风方向、危及井场安全时，应立即停止气体钻井。

3.4录井井控要求

3.4.1结合钻井队应急预案，录井队应编制防井喷、防硫化氢应急预案，参加联合应急演练。

3.4.2综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示。

3.4.3现场录井人员应加强地质分析，在钻开油气层前向井队提出预告。

钻开油气层后，每次起下钻均应测量油气上窜速度、进行后效录井等。

3.4.4录井过程中发现油气显示或硫化氢显示，应先向司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。

3.4.5钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察溢流，发现溢流应及时通知当班司钻，提供井控相关资料。

3.4.6在含硫化氢井或新探区录井作业，应按标准安装固定式气体检测报警系统及声光报警系统。

现场录井人员每人应配备一套正压式空气呼吸器和必要的便携式硫化氢检测仪。

井口、振动筛、泥浆罐等部位应安装固定式硫化氢检测仪探头。

3.4.7若发生井喷或硫化氢浓度超标，按井队应急预案统一行动。

3.5测井井控要求

3.5.1施工前，组织召开由钻井队、测井队、地质录井队参加的施工交底会，通报井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。

3.5.2测井电缆车应配备不少于2套电缆剪断工具，以备应急使用。

测井车辆停放位置应位于井架大门前方，距离井口不少于25米。

3.5.3测井前，应保证井眼通畅、泥浆性能稳定并压稳油气水层。

测井作业应在井筒安全时间内进行，超出安全时间应通井循环。

3.5.4施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满泥浆。

发生溢流，应服从钻井队指挥。

3.5.5测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆并按空井溢流处理。

3.5.6带压测井应使用专用电缆防喷器，压力级别应满足井口控制压力要求。

应安装防喷管，测井仪器长度小于防喷管长度。

3.5.7在含硫化氢井测井时，入井仪器、电缆应具有良好的抗硫性能，现场至