试油现场监督题库最新.docx

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试油现场监督题库最新

2014年试油监督考试复习题

一、填空题

1、根据新疆油田试油井控风险评估分类原则，新疆油田试油井井控风险分为三类：

Ⅰ类风险井：

试油层井深（≥5500m）的超深井；根据前期钻探及相邻井层试油资料，预测日产气量（≥30×104）的气层；硫化氢含量≥（20）PPm的试油层；地层压力系数≥（1.8）并具有自喷能力的油气井。

2、抽子以上钢丝绳有明显牢固的（2个）记号，第一个记号距绳帽（50）m，第二个记号距第一个记号（20-30）m。

3、对（未射孔井）、（已射孔井段封闭合格后）的试油作业可不装防喷器（射孔作业或井筒整体试压不合格的井除外），但作业现场须配备（简易防喷装置）和（内防喷）工具及配件，能够随时抢装及时控制井口。

4、Ⅰ类风险井井控装备配置：

双闸板防喷器：

压力等级大于生产时（预计最高关井井口压力），闸板组合为上（半封）、下（全封），半封闸板尺寸须与作业管柱相符合

旋塞阀：

除正常使用的旋塞阀外，现场应有一套（常开状态）的备用旋塞阀。

旋塞阀的额定工作压力（不小于）井口防喷器额定工作压力（超过70MPa的，选70MPa旋塞）。

扣型、尺寸与井内管柱相符合。

防喷、放喷管线：

防喷、放喷管线采取相应等级的（针阀或油嘴）管汇控制，放喷管线出口距井口（45m）以远（硫化氢含量≥20PPm的试油层、高压气井（100m）以远），管线通径不小于（60）mm，放喷控制闸门距井口（3m）以远，压力表接在井口与放喷闸门之间，管线与闸阀间的连接采取高压油壬或丝扣、法兰方式连接，不得现场焊接。

Ⅱ、Ⅲ类风险井井控装备配置（液动或手动）防喷器（含硫层为（液动双闸板）防喷器，气层、油气层、气水同层为（液动单或双闸板）防喷器）；放喷管线出口距井口（35m）以远（相邻井层日产气量≥10×104m3的气层、油气层、气水同层，含硫层（75m）以远）；其它同Ⅰ类风险井。

5、抽汲出口管线必须用钢质硬管线，出口管线距出口（1.2m）内用（卡子加胶皮）固定牢靠。

6、防喷、放喷管线每（8-10）m用重量不小于（400Kg）（装砂后）的标准砂箱固定；放喷管线需转弯的，用夹角大于120°的锻造钢制弯头，转弯前后须用标准砂箱固定，砂箱与转弯处距离不大于

（2）m；出口用双砂箱固定，距出口小于（1.5）m。

7、溢流关井严格执行“发现溢流立即（关井）；疑似溢流（关井检查）”原则。

8、试油设计（未经审批）不准施工。

更改设计时，应按设计（审批程序经批准）后实施。

9、井控装备包括：

（防喷器）及其控制系统、（旋塞阀）、节流及压井管汇、采油（气）树、（采油树总闸阀）；测试控制头、井下安全阀及（井口防喷管）等。

10、防喷器安装后进行现场试压检验，介质采用清水或氮气，高压不低于生产时预测（预测关井井口最高压力），稳压时间不少于（10）分钟，压降小于或等于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格（防喷器用试压塞进行试压时，压力不超过套管抗内压强度80%）；低压试验压力1.4～2.1MPa，稳压时间不少于（3）分钟，密封部位无渗漏为合格，现场试压由（带班干部）签字认可。

11、防喷器远程控制台储能器瓶的压力要始终保持在（17.5～21MPa）工作压力范围内。

远程控制台使用合格的液压油。

12、电缆射孔过程中有专人负责观察井口显示情况。

射孔结束后要有专人负责监视井口

（1）小时以上，确认液面稳定，否则不许进行下步施工。

13、压井液进出口密度一致时，停泵观察井口（30min）以上，开井确认无外溢，方可进行下步作业。

14、人为造成井内负压差，使油气从产层中流入井中的过程是（诱喷）。

15、抽汲施工时，抽子沉没度最大不得超过（300m）

16、抽汲求产时，应按定抽汲（深度）、定抽汲（次数）、定抽汲（时间）的三定

方法抽汲。

17、常规试油中，现场常用的射孔方式有（电缆传输射孔）和（油管传输射孔）。

18、试油新井投试，射孔前的主要工序是（探井底、洗井、试压）。

19、油层套管的作用是（封隔油气水层）。

20、含水率是指油井（日产水量与日产液量）之比。

21、当油井投入生产后备，油气从油层中流向井底靠（油层压力）。

22、固井时，水泥返深是指（转盘平面至上返水泥面）。

23、采油树的安装和使用首先考虑的是（安全）工作压力。

24、利用井内建立起来的各种压力去平衡地层压力的工艺技术是（井控技术）

25、天然气与空气混合浓度达到（5%～15%）（体积比）时，遇到火源会发生爆炸。

26、压井液密度的确定以钻井资料显示的最高（地层压力系数）或实测（地层压力）为基准，再加一个附加值。

附加值选择：

油水井：

（0.05-0.1）g/cm3；气井：

（0.07-0.15）g/cm3。

27、生产压差是指（地层压力）与油井生产时测得的（流动压力）的差值。

28、生产压差过大会引起底水（侵入井底）而造成油井出水。

29、作用于地层孔隙内流体（油、气、水）上的压力称（地层压力）。

30、试油应取的主要资料（产量）、（压力）、（液性）。

31、地层测试按封隔器坐封条件分为（中途测试）和（套管测试）。

32、井内液柱压力小于产层压力的井，一般采用（油管传输）射孔。

33、Ⅱ类风险井：

根据前期钻探及相邻井层试油资料，预测日产气量（＜30×104m3）的气层、油气层、气水同层；地层压力系数在（1.5-1.8）之间（含1.5）的油层、油水同层；压力系数（≥1.8）的含油水层、含气水层。

34、试油队伍资质要求：

Ⅰ类风险井由具有（甲级资质）的队伍施工；Ⅱ类、Ⅲ类风险井由（乙级或以上资质）的队伍施工。

35、试油地质和工程设计的编制、审核及审批，由新疆油田公司（试油任务发包单位）委托（具有设计资质）的单位，按照新疆油田相关规范和规定进行编制、审核、审批。

Ⅰ类风险井：

地质、工程设计分别由试油单位（主管部门）编制，试油单位（总工程师或主管生产的领导）审核，勘探（开发）公司（项目经理部、主管领导）依次审核，油田公司（工程技术处）审批。

Ⅱ类风险井：

地质、工程设计由试油单位（项目部）编制，试油单位（项目部、业务主管部门）依次审核，试油单位（主管总师或主管生产领导）审批。

Ⅲ类风险井：

地质、工程设计由试油单位（试油队）编制，试油单位项目部（技术主管）审核，项目部主管（技术副经理）及以上人员审批。

重点工序（酸化、压裂、中途测试）设计由设计编制部门（负责人）、设计单位（总工程师）或（主管生产的领导）、勘探（开发）公司（项目经理部）依次审核，勘探（开发）公司（主管领导）审批。

36、试油施工设计由试油单位（试油队）编制。

Ⅰ类风险井中压井、挤（注）水泥塞、测试、地面计量等重点工序，由试油单位（业务主管部门）审批，其它项目部（主管技术副经理）及以上人员审批。

Ⅱ类风险井项目部（主管技术副经理）及以上人员审批。

Ⅲ类风险井试油队（技术主管）及以上人员审批。

37、试油作业的地质、工程及施工设计中应有相应的（井控）内容。

38、硫化氢含量≥（20）PPm的试油层应选择与地层匹配的（碱性）压井液，压井液密度选上限，并宜采用挤压井方式压井。

39、井控装置每（12）个月送井控车间检验一次。

压力系数≥1.8的高压油气层、硫化氢含量≥20PPm的试油层每（8）个月送井控车间检验一次。

送至井场的防喷器、旋塞阀要有井控车间的（检测报告）、试压曲线和（试压合格证）。

40、含硫化氢井井控装备应符合相应（防硫）要求。

41、经抽汲、测试、气举等方式确认无自喷能力的试油层，应安装使用不低于（21）MPa的防喷器，并按预计最高（关井压力）或防喷器（额定工作压力）进行试压。

42、远程控制台安装距井口不少于（25）m，控制台操作位置与井口间视线良好；距放喷及压井管线有（5）m以上距离；周围留有宽度不少于

（2）m的人行通道；周围（10）m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

43、新井投试，防喷、放喷管线可以在（地层打开前）完成安装、试压。

44、放喷管线出口宜朝向（季节风的下风）方向，采用螺纹或法兰连接。

45、采油（气）树每次安装后，带试压孔的应对安装部位进行（试压）检验：

高压试压至采油（气）树额定（工作压力）或预计（井口最高关井压力），稳压不少于（10）min，压降小于或等于（0.7）MPa，密封部位无渗漏为合格；低压试压（1.4～2.1）MPa，稳压时间不少于3min，密封部位无渗漏为合格，现场试压由（带班干部）签字认可。

46、作业全过程，提升设备上气喇叭保证完好，便于发出（报警信号）。

47、现场井控工作以（班组）为单位，每试油一层对相应工况作业前进行至少（一次）防喷演习。

工况包括：

（空井筒）、（起下管柱）、（冲砂作业）、旋转作业、简易防喷装置的快速安装、含硫井的防硫应急演习。

（起、下测试工具过程中，测试工作人员应参与试油队的防喷演习）。

48、电缆射孔作业时发生溢流，应（停止）作业，在距井口（30～50cm）处剪断电缆，关闭全封闸板，试油队抢装采油树或总闸阀。

49、预计为气层、含硫化氢试油层的射孔，应采用（管柱传输射孔或过油管）射孔工艺。

根据同一区块相邻井层试油情况及试油层测井解释结果，预计射孔后无自喷能力的（高压低渗）试油层的射孔，可使用（电缆传输）进行射孔。

50、采油（气）树至节流管汇（包括油嘴管汇）的试压：

高压试压按预测（关井最高井口压力）进行（清水或氮气）试压，稳压不少于（10）min，压降≤0.7MPa，连接部位无（渗漏）为合格；低压试压1.4～2.1MPa，稳压不少于3min无压降，连接部位无渗漏为合格。

51、分离器后的管线试压：

分离器出口的产气管线按不低于分离器额定工作压力的（80%）进行试压。

分离器出口的产液管线应连接紧固，丝扣不刺不漏。

额定工作压力（≤6.3）MPa的分离器，其出口的管线应连接紧固，丝扣不刺不漏。

52、对挤压井作业，压井液挤至油层顶界以上（50）m，停泵观察待压力充分扩散后，开井观察（30）min以上无外溢现象后，方可进行下步作业。

53、起管柱时每提（20根）油管向井内灌注压井液一次。

54、所有井控装备及配件，应是经（集团公司）或（新疆油田公司）认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。

55、新区探井接井后，井筒整体试压（套管（抗内压强度）的80%、井口采油树的（额定工作压力）、预测最高（关井井口压力）三者之间取（最小）值），稳压不少于10min，压降≤0.7MPa为合格。

井筒整体试压不合格的，应查明原因并上报发包方。

56、设计有压井工序的，施工现场压井作业前应备足满足（设计）要求的（密度）和（数量）的压井液。

57、灌液及循环管线不能与（防喷）、（放喷）管汇混连，发生溢流时应立即关闭灌液、循环管线的套管闸门。

58、停工时应关闭（井控装置），并安装合理量程压力表观察（井口压力）。

59、采用电缆传输射孔方式时，井筒内应（充满）符合设计要求的压井液。

60、地层封闭状态且井身质量合格的提下管柱作业可以（不压井）、（不灌液）。

61、经抽汲、降液等诱喷措施7天以上的非自喷地层，可以（不压井）进行起下管柱作业，但应按提出井内管柱体积（灌液）。

特殊井况作业经试油作业单位、油田发包方进行（风险识别）、制定应对措施，可（不压井）进行起下管柱作业。

62、在起、下封隔器等大尺寸工具时严禁猛起猛下，距射孔井段（300）m范围内应控制提、下钻速度不超过（1根/2分钟），防止产生过高的（抽汲）和（激动）压力。

63、电缆试井作业：

防喷管和闸板防喷器等井控装备按（预计关井最高压力）试压合格。

含硫油气井作业时，井控装备应满足（防硫）要求。

64、钢丝试井作业：

钢丝试井作业时，防喷管应按（预计关井最高压力）试压合格。

含硫油气井作业时，井控装备应满足（防硫）要求。

65、冲砂作业：

（1）、应使用符合（设计）要求的压井液循环压井平稳后方可进行施工。

（2）、井口应座好（自封封井器）（井口装导流管的除外）和（防喷器）。

（3）、在冲砂单根下部与冲砂管柱之间安装（旋塞阀）及（防顶短节）。

66、磨钻作业

（1）、钻水泥塞、桥塞施工所用压井液（密度），要与封闭地层前压井液性能（相一致）。

（2）、施工中井口应座好（自封封井器）（井口装导流管的可不装自封）和（防喷器）。

（3）、磨钻作业施工时，应在磨钻单根与磨钻管柱之间安装（旋塞阀）及（防顶短节）。

（41）、水泥塞、桥塞钻开后要充分循环洗井，压井液用量为（1.5～2）倍井筒容积，停泵观察（30～60）min，确认井口无（溢流）方可进行下步施工。

67、自喷层井口拆换：

（1）、压井作业后，开井观察井口平稳时间（≥）预测换装时间+2小时；

（2）、再用原性能压井液循环洗井（1周）以上，开井观察井口平稳；

（3）、在规定时间内完成井口拆装及（试压）检验工作。

拆换过程中，采油（气）树闸阀（全开），压井液面至（井口）。

68、施工作业应有（针对性）的和（可操作性）的应急预案，每个试油队应（每半年）至少进行一次应急演练。

含硫化氢井、新区第一口预探井地层打开前进行（一次）应急演练。

69、井口（30）m以内采用防爆电器；探照灯应从配电板（总开关）后直接引出，并用（单独）的开关控制。

70、锅炉房、发电机、值班房、空压机等设备应摆放距井口（30）m以远的上风侧；分离器距井口（25）m以上；生活区距井口（100）m以上。

井场设备（野营房、值班房、试井罐、加油机、成品油罐、发电机、电焊机、各种交流用电设备）应有可靠（接地）。

71、井场应配备（35kg）干粉灭火器1个，8kg干粉灭火器（4）个，消防钩

（1）个，消防锹

（2）把（放置于消防砂旁），消防斧1把，消防桶2个，井口（2～5）m内备消防砂不少于（0.5）m3。

72、打开油气层的井，井场车辆及作业机排气管道须装（阻火器）；抽汲作业见油气时应（关闭）阻火器。

溢流时，所有作业车辆立即（关闭）阻火器。

73、可能含硫化氢的井进行试油作业时，配备便携式H2S检测仪（4）个、正压式呼吸器（6）套、备用钢瓶（6）个，防爆风机（4）个。

74、当硫化氢浓度小于（15mg/m3（10ppm））时井场挂（绿色）警示牌，表明现场环境对生命和健康有潜在风险，在控制下作业。

75、硫化氢浓度在（15～30）mg/m3（10～20ppm）之间时，井场挂（黄色）警示牌，表明现场环境对生命和健康有一定影响，危险井在受控下作业。

遵循的一般动作：

（1）安排专人观察（风向）、风速以便确定受侵害的危险区。

（2）安排专人佩戴（正压式）呼吸保护设备到危险区检查泄露点。

（3）非工作人员撤入安全区。

76、当硫化氢浓度大于（30）mg/m3（20ppm）时，井场应挂（红色）警示牌，表明现场环境对生命和健康有威胁。

遵循的一般动作：

（1）佩戴上（正压式）呼吸防护设备。

（2）向（上级）（第一责任人及授权人）报告。

（3）指派专人在主要下风口（100）m以远进行硫化氢监测。

（4）实施（应急程序），控制硫化氢泄露源。

（5）（撤离）现场的非应急人员。

（6）（清点）现场人员。

（7）切断现场可能的（着火源）。

（8）通知（救援机构）。

77、一旦发生井喷失控，应迅速停机、停车、（断电）、设置（警戒线），同时立即向（上级）汇报。

在警戒线以内，严禁一切（火源）；确保人员安全情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区，同时进行井口喷出油流的围堵和疏导，防止井场地面易燃物扩散。

78、含硫油气井发生井喷失控后，既要防止（着火爆炸），又要防止（硫化氢）中毒，当人员的生命受到巨大威胁、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序对油气井井口实施（点火）。

井口点火程序执行《新疆油田公司井喷突发事件专项应急预案》，试油作业井点火决策人由勘探公司或开发公司（主管领导）担任。

79、井控实际上就是采取一定的办法平衡（地层压力）。

80、高压油气井指以地质设计提供的（地层压力）为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能达到或超过（35）MPa的井。

81、高含硫油气井：

指地层天然气中硫化氢含量高于（150）mg/m3（100ppm）的井。

82、防喷演习报警声规定

（1）汽笛长鸣（15）S为溢流、井涌、井喷报警信号，听到该信号后，全体井控实施人员应全部到位，按程序实施关井操作；

（2）汽笛间隔（0.5～1）S的两声短鸣为关防喷器信号；

（3）汽笛间隔（0.5～1）S的三声短鸣为警报解除信号，表示险情已消除。

83、作业班组按旋转作业、管柱起下作业、冲砂作业等发生溢流的不同工况，分岗位、按防喷演习程序进行防喷演习，防喷演习速度：

空井筒关全封防喷器（2分钟）以内，旋转、冲砂作业（3分钟）以内，管柱起下作业（4分钟）以内，简易井口抢装（油管挂+旋塞阀的安装或生产总闸阀的安装）（6分钟）以内。

84、防喷器远程控制台液控管线不得受（挤压）；车辆跨越处应装（过桥盖板）；不允许在液控管线上堆放（杂物）；井口处使用的液控系统软管应具有（耐火）性能。

85、防喷器远程控制台电源线应从配电板（总开关）后直接引出，并用（单独）的开关控制。

86、防喷器远程控制台液控台安装后，现场应进行试压检验：

通电启动油泵，压力达到（21）MPa时停泵，打开旁通阀，分别开关防喷器（3）min以上，检查储能瓶、控制阀、液控管线各密封部位无渗漏为合格。

87、所有井控装备及配件，应是经（集团公司或新疆油田公司）认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。

88、新井投试前，应按规定由相应部门进行（开工验收），由验收部门或单位开具验收书并与施工单位双方（签字）确认后方可开工。

89、采用电缆传输射孔方式时，井筒内应充满符合设计要求的（压井液）。

90、电缆射孔作业时发生溢流，应停止作业，在距井口（30～50）cm处剪断电缆，关闭全封闸板，试油队抢装采油树或总闸阀。

91、在值班房、井场醒目位置各设立（1个）风向标；在井场不同方向上划定（两个）紧急集合点并有明显标识。

92、试油作业现场（管理及监督）人员，试油队（副班长）及以上人员和（主操作手），必须持有效井控操作证件上岗。

93、油田水的水型通常分为：

（Na2SO4）、（MgCl2）、（NaHCO3）、（CaCl2）四种。

94、测试作业过程中，当井口压力大于（50）MPa时，应首选地面管汇操作进行开关井，避免通过上提下放测试管柱方式，进行井下开关井操作。

95、气井产能试井方法包括（回压试井）、（等时试井）、（改进等时试井）和（一点法试井）等方法。

二、判断题

1、防喷管线、放喷管线试压压力不低于10MPa，稳压不少于10min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。

（×）

2、电缆射孔结束后要有专人负责监视井口30分钟，确认液面稳定，否则不许卸掉防喷器进行下步作业。

（×）

3、根据同一区块相邻井层试油情况及试油层测井解释结果，预计射孔后无自喷能力的高压低渗试油层的射孔，可使用电缆传输进行射孔。

（√）

4、压井作业：

压井液进出口密度一致时，停泵观察井口30min以上，开井确认无外溢，方可进行下步作业。

（√）

5、气井放喷压差越大越好，这样容易带出井底脏物和积液。

（×）

6、通常情况下，石油的颜色越深相对密度越大，粘度越小（×）

7、气量小于8000m3/d,应采用临界速度流量计测气。

（×）

8、抽汲工具包括防喷盒、防喷管、绳帽、加重杆和抽子。

（√）

9、试油可以验证油层的含油气情况和测井解释的可靠程度，但不能查明油气层含油面积及油水边界。

（×）

10、射孔采用哪种方式，应根据地层能量等多种因素来定。

（√）

11、探明新区、新构造是否有工业性的油气流，最终只有经过地质录井验证，才能确定是否有工业性价值。

（×）

12、试油用的值班房、工具房、发电房应摆放距井口20m以远的上风侧；应有可靠接地。

（×）

13、在自喷求产过程中特定的工作制度下所测得的油层中部压力为地层压力。

（×）

14、油井地层压力是油井正常生产时所测的油层中部压力。

（×）

15、当硫化氢浓度小于15mg/m3（10ppm）时井场挂黄色警示牌，表明现场环境对生命和健康有潜在风险，在控制下作业。

（×）

16、硫化氢浓度在15～30mg/m3（10～20ppm）之间时，井场挂红色警示牌。

（×）

17、在进行油管抽汲作业时，抽子的沉没度最大不得超过200m.。

（×）

18、高压物性取样：

油层在原油含水低于2%，取样点压力低于油层饱和压力下取样。

（×）

19、高压油气井是指以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能达到或超过70MPa的井。

（×）

20、天然气溢流关井后，天然气带压滑脱上升过程中，作用于井内各处压力逐渐增大。

（√）

21、新井投试，防喷、放喷管线可以在地层打开前完成安装、试压。

（√）

22、地层封闭状态且井身质量合格的提管柱作业可以不压井、不灌液。

（√）

23、试油可以验证油气层的含油气情况和测井解释的可靠程度。

（√）

24、套补距是钻井转盘方补心上平面至套管四通上平面之间的距离。

（×）

25、放喷管线出口宜朝向季节风的上风方向，采用螺纹或法兰连接。

（×）

26、预计为气层、含硫化氢试油层的射孔，应采用电缆射孔工艺。

（×）

27、常规试产作业采用的管线、弯头、闸阀、接头及其它试产设备等，额定耐压值应大于预计工作压力。

（√）

28、井喷失控就是井喷发生后，不能用常规方法控制井口而出现敞喷的现象。

（√）

29、试产管线一律采用钢质硬管线，管线每11-15m用标准砂箱或地锚固定牢靠，产气管线距出口1.5m内用标准双砂箱固定牢靠。

（×）

30、采油（气）树至节流管汇（包括油嘴管汇）不用试压，连接紧固就可以了。

（×）

31、分离器出口的产气管线按不低于分离器额定工作压力的70%进行试压。

（×）

32、预计天然气日产量达到30×104m3以上或地层流体含H2S等有毒有害气体的试产流程管线，按要求进行清水试压合格就可以使用。

（×）

33、抽汲、退液等简易试产管线不要求试压，但要求连接紧固，不刺不漏。

（√）

34、抽出液出口管线距出口0.8m内处用卡子加胶皮固定牢靠。

（×）

35、压井时应用采油树闸阀控制好出口排量，使进出口排量一致，防止出口排量大于进口排量造成压井时井喷。

（×）

36、经抽汲、降液等诱喷措施7天以上的非自喷地层，可以不压井、不灌液进行起下管柱作业。

（×）

37、使用钻铤、大直径工具作业时，应备有与防喷器闸板相匹配的防喷短节并连接好旋塞阀相匹配的转换接头，放于易取位置。

（√）

38、在起、下封隔器等大尺寸工具时严禁猛起猛下，距射孔井段300m范围内应控制提、下钻速度不超过1根/2分钟，防止产生过高的抽汲和激动压力。

（√）

39、测试井口控制头、测试钻台管汇及管线额定工作压力应大于预计井口压力，使用钢质硬管线并固定牢固。

（√）

40、测试作业过程中，当井口压力大于50MPa时，应首选地面管汇操作进行开关井，避免通过上提下放测试管柱方式，进行井下开关井操作。

（√）

41、在预计井口压力大于50MPa且为气井的完井测试作业时，井口控制装置应选择采气树，采气树至油嘴管汇（或针阀）间的高压区采用专用测试管线连接。

（√）

42、电缆试井作业时，防喷管和闸板防喷器等井控装备按预计关井最高压力试压合格。

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43、钢丝试井作业时，防喷管应按预计关井最高压力试压合格。

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44、冲砂作业时，在冲砂单根下部与冲砂管柱之间安装旋塞阀及防顶短节。

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45、钻水泥塞、桥塞施工所用压井液密度，要与封闭地层前压井液性能相一致。

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46、水泥塞、桥塞钻开后要充分循环洗井，压井液用量为1.5～2倍井筒容积，停泵观察10~20min，确认井口无溢