大庆钻井井控实施细则版.docx

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大庆钻井井控实施细则版

大庆油田

钻井井控实施细则

大庆油田有限责任公司

二Ο一Ο年一月

目录

第一章总则………………………………………………01

第二章井控设计…………………………………………02

第三章井控装备安装……………………………………05

第四章井控装备试压……………………………………08

第五章井控装备使用与维护……………………………10

第六章钻开油气层的井控作业…………………………12

第七章溢流、井涌及井喷的控制和压井作业…………14

第八章防火、防爆、防硫化氢措施……………………15

第九章井控分级责任制度………………………………15

第十章井控培训制度……………………………………17

第十一章井控装备管理制度……………………………18

第十二章钻开油气层申报审批制度……………………19

第十三章防喷演习制度…………………………………20

第十四章坐岗制度………………………………………21

第十五章钻井队干部24小时值班制度…………………21

第十六章溢流、井涌及井喷逐级汇报制度……………22

第十七章井控例会制度…………………………………22

第十八章奖励与责任追究制度…………………………23

第十九章附则……………………………………………23

附录1关井操作程序……………………………………24

附录2井口装置组合图…………………………………30

附录3钻井井控标牌示意图……………………………41

附录4固定基墩示意图…………………………………43

附录5钻井井控记录格式………………………………45

第一章总则

第一条根据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》等相关文件及钻井井控标准，结合大庆油田钻井井控实际，制定本细则。

第二条本细则适用于大庆油田及所属区域石油与天然气钻井井控管理。

第三条井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。

井控工作要贯彻“安全第一、预防为主”的方针，树立“以人为本、积极井控”的理念，坚持“夯实基础、及时发现、正确处置”的原则。

第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻开油气层的井控作业、井控技术培训及井控管理制度等，主要涉及勘探、开发、油藏评价、钻井工程、安全环保、物资装备、生产运行和教育培训等部门。

第五条根据大庆油田地质特点、施工环境等因素，将油气井划分为三个风险类别：

1、Ⅰ类井：

在环境敏感区域发生过井喷、含有毒有害气体的井；以开发气藏为目的的井；探井（不含松辽盆地北部以勘探油藏为目的的中浅层探井及海拉尔-塔木察格盆地探井）；采用欠平衡等特殊工艺施工的井。

2、Ⅱ类井：

位于浅气层或气顶区域内的井；地层压力系数大于1.70的井；松辽盆地北部以勘探油藏为目的的中浅层探井及海拉尔-塔木察格盆地探井。

3、Ⅲ类井：

Ⅰ类、Ⅱ类井以外的井。

第二章井控设计

第六条油气井井位设计应符合以下条件：

1、距高压线及其它永久性设施不小于75m。

2、距民宅不小于100m。

3、距铁路、高速公路不小于200m。

4、距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。

5、油气井井口之间距离不小于7m。

6、若安全距离不能满足上述规定，由建设方与施工作业方组织相关单位进行安全、环境评估，按评估意见执行。

第七条地质设计中应包括：

1、对井场周围（Ⅰ类井1000m，Ⅱ类、Ⅲ类井500m）范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、水资源情况和风向变化等进行勘察，并标注说明。

2、提供预测地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力、地层岩性剖面数据，浅气层资料、邻井资料、油气水显示及井涌、井喷、井漏等复杂情况。

3、在已注采开发区钻井，应提供邻近注采井分层动态压力数据、注采关系、套损等情况。

开钻前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施。

4、在可能含硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体的地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。

5、依据本细则第一章第五条，并结合设计井具体情况进行井控安全风险评估，确定风险类别并在地质设计中注明。

第八条工程设计中的井身结构和套管程序，应遵循以下原则：

1、Ⅰ类、Ⅱ类井必须下表层。

2、同一裸眼井段中有两个压力梯度差超过0.3MPa/100m的油气水层，应设计技术套管或采取其它有效措施。

3、在地下矿产采掘区钻井，套管下深应超过开采段100m。

4、表层下入深度应封固浅水层、疏松地层，套管鞋位于泥岩段。

第九条钻井液密度设计以各裸眼井段最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，并考虑地层孔隙压力预测精度、地层坍塌压力、地层破裂压力和井控设备配套情况等附加安全余量。

安全余量值确定应遵循以下原则：

1、油、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa～3.5MPa。

2、气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa～5.0MPa。

第十条加重材料和钻井液储备要求：

1、Ⅰ类井：

设计井深小于1500m储备加重材料30t，1500m～2000m储备加重材料40t，大于2000m储备加重材料50t；现场储备高于设计最大钻井液密度0.2g/cm3以上的钻井液60m3。

2、Ⅱ类井：

设计井深小于1500m储备加重材料20t，其它储备加重材料30t。

3、Ⅲ类井：

在施工区块集中储备加重材料不少于50t。

4、各应急抢险钻井液储备库集中储备密度1.80g/cm3以上钻井液不少于300m3。

第十一条防喷器压力等级选择和组合形式：

1、防喷器压力等级应与相应裸眼井段最高地层孔隙压力或套管鞋处地层破裂压力匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度、地层流体性质、井控风险程度等因素。

2、含硫化氢≥30mg/m3（20ppm）油气井，应安装剪切闸板防喷器。

3、Ⅲ类井可选用防喷导流器。

4、防喷器组合形式见图1~图8。

压力等级≤21MPa的防喷器和35MPa防喷器（油井使用）可选用底法兰连接，其额定工作压力应与防喷器匹配；选用压力等级≥35MPa的套管头应修建圆井，圆井钢板壁厚不小于5mm。

5、通常情况下，双闸板防喷器采用上全封闸板、下半封闸板。

第十二条节流、压井管汇组合形式：

1、节流管汇见图9~图12。

其中Ⅲ类井：

平板阀+放喷管线。

2、压井管汇见图13和图14。

其中Ⅲ类井：

平板阀＋防喷管线＋单流阀。

第十三条钻井四通两翼闸阀、节流管汇、压井管汇的组合方式和开关状态见图15-1、图15-2、图15-3、图15-4和图15-5（其中，Ⅲ类井为钻井四通两翼各接一个平板阀，均处于关位）。

第十四条风险探井、区域探井、气井，安装除气器和液气分离器。

第十五条钻具内防喷工具包括旋塞、钻具止回阀和防喷钻杆，其额定工作压力不小于防喷器额定工作压力，并按以下要求配备：

1、Ⅰ类井：

方钻杆上、下旋塞，备用下旋塞，钻具止回阀，防喷钻杆。

2、Ⅱ类井：

方钻杆下旋塞，备用下旋塞，钻具止回阀，防喷钻杆。

3、Ⅲ类井：

备用下旋塞，钻具止回阀，防喷钻杆。

第十六条含有毒有害气体的井，应配备相关监测仪器。

第十七条工程设计的井控技术要求应包含地层孔隙压力监测、破裂压力试验、低泵速试验及本细则中未涵盖的特殊技术要求等内容。

第三章井控装备安装

第十八条井口装置安装

1、二次及以后各次开钻钻井四通出口高度一致；生产层套管头法兰顶面高出地面0.2m～0.3m。

套管头注塑试压压力为套管抗挤强度的80%与套管头额定工作压力二者中的最小值，稳压30min，压降不大于0.5MPa。

2、防喷器各部位的连接螺栓使用井控专用螺栓，齐全并对称旋紧，螺栓两端余扣一致，法兰间隙均匀；密封垫环槽、密封垫环清洁干净，并涂润滑脂安装。

3、防喷器上部安装挡泥伞。

4、防溢管与顶盖之间用密封垫环或专用橡胶圈密封，对未使用的顶盖螺纹采取保护措施。

5、防喷器组用16mm钢丝绳和正反螺栓四角绷紧固定，不得妨碍其它操作。

6、手动操作杆操作手轮宜在井架底座外，靠手轮端支撑牢固，其中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°。

挂牌标明开、关方向和到位的圈数及闸板类型，如图16-2。

7、防喷管线应使用探伤检验合格的专用管材焊接法兰或螺纹法兰连接，通径不小于78mm（其中，Ⅲ类井不小于55mm，卡箍连接），长度超过7m应固定，不允许现场焊接。

8、防喷器底法兰短节不允许现场焊接。

第十九条控制装置安装

1、远程控制台安装在面对井架大门左侧，距井口不少于25m，距压井管线应有2m以上距离（其中，Ⅲ类井距井口不少于15m）；三位四通换向阀操作手柄处在工作位置；全封闸板操作手柄安装防护罩；剪切闸板操作手柄安装限位装置；电源从配电板总开关处直接引出，并用单独开关控制。

2、司钻控制台安装在钻台便于司钻操作的位置。

3、节流控制箱安装在钻台操作时能观察到液动节流阀的位置。

4、司钻控制台和远程控制台气源应从气瓶排水分配器上专线连接。

严禁强行弯曲和压折气管束。

第二十条压井管汇安装

1、压力等级≤21MPa压井管汇，单流阀外端应连接φ52mm外螺纹油壬。

2、压力等级≥35MPa压井管汇，单流阀外端应分别连接φ52mm外螺纹油壬和通径不小于55mm管线（与钻井泵管汇闸阀组连接）。

第二十一条放喷管线安装

1、设计防喷器压力等级≤21MPa时，接一条放喷管线，出口距井口不少于50m（其中Ⅲ类井，出口距井口不少于30m）。

2、设计防喷器压力等级≥35MPa时，接两条放喷管线，出口距井口不少于75m。

3、放喷管线使用通径不小于78mm的专用管线（法兰连接）或φ127mm钻杆（螺纹连接）且外螺纹朝向出口方向；特殊情况需改变走向时，应使用铸（锻）钢弯头连接，其角度不小于120°；出口距危险或易损害设施不小于50m。

4、放喷管线每隔10m～15m、转弯处及距放喷口0.5m～2.0m处用基墩固定，基墩尺寸要求见图17-1、图17-2和图17-3。

5、放喷管线不允许埋入地下，行车处应有过桥。

6、Ⅰ类井主放喷口前7m～10m处设挡墙，宽度不少于5m，高度不少于1.5m。

第二十二条回收管线安装

1、设计防喷器压力等级≤21MPa时，浅气层区域调整井和开发井，不安装回收管线；其它井，可使用通径不小于55mm的管线。

2、设计防喷器压力等级≥35MPa时，使用通径不小于78mm的专用管线（法兰连接）。

3、管线需要转弯时，用铸（锻）钢弯头或压力等级匹配的高压耐火软管（法兰连接），其角度不小于120°。

4、转弯及出口处应固定牢靠，出口伸入罐内长度不小于0.2m。

第二十三条液气分离器安装

1、进液管线使用通径不小于78mm的高压耐火隔热软管或专用管线（法兰连接），管线中部用基墩固定。

2、排液管线“U”型管高度不小于3m，排液口高度应在分离器筒的1/2~2/3处；排污管线出口引至排污池。

3、分离器筒安装量程0MPa～4MPa的压力表，压力表安装截止阀。

4、安全阀出口方向指向排污坑或主放喷出口一侧。

5、分离器用16mm钢丝绳地锚固定。

6、燃烧管线通径不小于140mm，距出口8m~10m安装防回火装置；出口距井口不小于75m，每隔10m～15m固定；出口处直立火炬高度不小于4m，用两条不小于13mm钢丝绳固定；火炬口应安装自动或人工点火装置，人工点火点应置于出口上风方向距出口不小于15m。

第二十四条井控监测仪器安装

1、钻井液循环罐和地面循环池安装直读式容积标尺。

2、安装钻井液液面监测报警装置。

3、按设计安装相关监测仪器。

第四章井控装备试压

第二十五条井控车间试压

1、控制装置使用液压油试压，其余装备使用清水试压。

冬季试压后需进行干燥处理。

2、环形防喷器（封钻杆）、闸板防喷器、防喷导流器、钻井四通、压井管汇、节流管汇、闸阀、防喷管线和升高法兰试压到额定工作压力。

试压稳压时间不少于10min，允许压降不超过0.7MPa（环形防喷器不超过1.0MPa），无可见渗漏为合格。

3、闸板防喷器需进行1.4MPa～2.1MPa低压密封试压，稳压时间不少于10min，允许压降不超过0.07MPa，无可见渗漏为合格。

4、防喷器控制系统需进行21MPa密封试压，稳压时间不少于10min，外部无可见渗漏为合格。

5、旋塞阀在关闭状态进行反向额定工作压力密封试压，稳压时间不少于3min，密封部位无渗漏为合格。

止回阀进行额定工作压力和1.4MPa～2.1MPa低压密封试压，稳压时间不少于5min，密封部位无渗漏为合格。

第二十六条钻井现场试压

1、控制装置和液压管线使用液压油试压，液气分离器及其连接管线和燃烧管线使用压缩气体试压，其余装备使用清水（冬季使用防冻介质）试压。

2、安装底法兰的井，在钻水泥塞前进行井控装备整体试压，压力为套管抗内压强度的80%和闸板防喷器额定工作压力两者间的最小值。

3、安装套管头的井，进行分步试压，闸板防喷器、压井管汇、节流管汇、防喷管线和闸阀试压额定工作压力；环形防喷器封钻杆试压额定工作压力的70%；压井管线试压20MPa；放喷管线试压10MPa（其中，Ⅲ类井7MPa）。

试压稳压时间不少于10min，允许压降不超过0.7MPa（环形防喷器不超过1.0MPa），密封部位无渗漏为合格。

4、液气分离器及其连接管线和燃烧管线试压0.8MPa，稳压时间不少于10min，不漏为合格。

5、防喷器控制系统及液压管线试压21MPa，稳压时间不少于3min，管线无渗漏为合格。

6、Ⅰ类、Ⅱ类井由井控车间使用试压泵试压，并提供试压曲线和报告单。

7、更换或拆装井控装备部件后，应对相关部位进行试压。

8、现场连续使用的井控装备，两次试压间隔时间不超过三个月。

第五章井控装备使用与维护

第二十七条防喷器组使用与维护

1、井内有钻具时，禁止用环形防喷器长时间关井；井内无钻具时，禁止用环形防喷器封闭空井（特殊情况除外）。

2、环形或闸板防喷器在关井套压不大于14MPa时，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不能过钻具接头，且不允许旋转钻具。

3、闸板防喷器长时间关井时，应使用手动锁紧机构锁紧；打开闸板时，应先手动解锁；锁紧和解锁应一次到位，并回旋1/4圈～1/2圈。

4、每次起钻应活动一次半封闸板，起完钻后活动一次全封闸板；活动闸板时，应有专人观察闸板开关是否到位，并检查控制系统、液压管线是否正常；每半月活动一次手动锁紧装置。

5、空井时，禁止关闭半封闸板；井内有钻具时，禁止关闭全封闸板。

6、井内有压力时，禁止打开防喷器泄压。

第二十八条控制装置使用与维护

1、远程控制台电、气泵的进油阀和储能器截止阀处于开位。

2、储能器充压前油箱液面距箱顶不大于0.2m，现场试压后油箱液面不低于1/2。

3、充压后，远程控制台环形压力和汇流管压力为9.5MPa～10.5MPa，储能器压力为17.5MPa～21MPa，气源压力为0.65MPa～0.80MPa。

远程控制台和司钻控制台各对应压力差值不超过1MPa。

4、节流控制箱阀位开关度和实际阀位一致，阀位开关度为1/3～1/2，油压为2.4MPa～3.0MPa。

5、电、气泵滤网每周清洗一次；气水分离器每天放水一次；油雾器内油量应为2/3～3/4。

第二十九条闸阀使用与维护

1、平板阀应是明杆阀，手轮、护帽等齐全，按照开关状态编号挂牌，如图16-1。

2、平板阀开、关应一次到位，并回旋1/4圈～1/2圈。

3、各种闸阀每半月注一次润滑脂，每周开关活动一次（冬季施工时，液动放喷闸阀不进行活动）。

第三十条钻具内防喷工具使用与维护

1、各种旋塞处于常开状态，配备专用扳手和备用下旋塞抢接工具，每次起钻前检查活动一次。

2、防喷钻杆上部接旋塞和空心提环，下部接螺纹保护器。

钻台高度大于9m的钻机，防喷钻杆长度不小于12m。

3、钻台上备用相应的转换接头，并标注螺纹扣型。

4、防喷钻杆置于备用钻具靠近滑道一侧。

5、备用下旋塞、钻具止回阀、防喷钻杆、专用转换接头外表涂红漆标识。

6、内防喷工具领用六个月或井涌、井喷承压后送井控车间检修。

第三十一条冬季井控装备保温

1、井控装备保温时间区段：

每年10月下旬至次年4月上旬或夜间最低气温零度以下。

2、防喷器组、钻井四通两翼闸阀、防喷管线、节流管汇、压井管汇和控制装置等均应采取防冻措施。

3、井控设备试压后，可使用压缩空气将节流管汇、压井管汇、防喷管线内的试压介质全部清除。

4、压力等级≤21MPa的井控装备使用低压热辐装置或电热带（外缠毛毡和玻璃丝棉）保温；压力等级≥35MPa的井控装备使用低压热辐装置保温。

5、控制装置使用防爆电加热装置和保温被保温。

第六章钻开油气层的井控作业

第三十二条钻开油气层准备：

1、二次及以后各次开钻和钻开油气层前检查井控装备、仪器仪表等安装是否符合规定，发现问题及时整改。

2、Ⅰ类井由钻井公司组织施工相关方进行地质、工程、钻井液、井控装备等方面的技术交底，其它井由钻井队组织交底。

3、参数井、区域探井，钻过技术套管鞋第一个3～5m厚的砂岩层，应进行地层破裂压力试验；未钻遇砂岩层应根据下部地层钻井将采用的最大钻井液密度进行地层承压能力试验。

其它井用邻井资料计算地层破裂压力。

4、最大允许关井套压值为防喷器额定工作压力、地层破裂压力允许关井套压值、套管抗内压强度的80%三者中的最小值，并制成标牌，置于节流控制箱和节流管汇处，如图16-3。

5、Ⅰ类井，从钻开油气层前50m开始采用水力学公式法计算低泵速泵压，并记录。

第三十三条钻开油气层井控要求：

1、钻进中注意观察泵压、钻速、钻井液性能变化，发现异常立即停止钻进，根据现场情况迅速正确关井，确认无溢流显示后方可恢复钻进。

2、若发生井漏，应停止作业，静止观察。

环空液面下降时，及时补灌钻井液，确保液面高度，并尽快采取堵漏措施。

3、起钻前钻井液密度应达到相应井段设计上限，充分循环钻井液（不少于二个循环周），进出口密度差不超过0.02g/cm3。

油气层井段起钻使用Ⅰ挡或上提速度不超过0.5m/s，每起3柱钻杆或1柱钻铤灌满钻井液一次。

4、控制下钻速度，避免压力激动憋漏地层，诱发井喷。

第三十四条完井过程井控要求：

1、空井时不宜检修设备，若需检修设备时应有相应井控措施。

2、测井、井壁取心或其它空井作业单次作业时间原则上不超过24h，特殊情况根据现场实际和施工井设计要求确定空井时间。

3、下套管作业时闸板尺寸应与套管直径相匹配。

4、浅气层区固井设计及施工，应保证井筒压力平衡，固井后及时坐封。

第三十五条若因井下情况需泡油、混油时，应考虑井筒压力平衡，并采取相应井控措施。

第三十六条地质录井井控要求：

1、掌握区域地质和油、气、水分布情况，做好随钻地层对比，及时提供施工井段地层压力变化情况。

2、循环罐液面监测仪、硫化氢等有毒有害气体监测仪、溢流报警系统应灵敏可靠。

3、参加钻井队组织的技术交底会，负责地质情况交底。

4、参加钻井队组织的防喷演习。

5、操作员发现异常情况应立即通知司钻，并以书面形式向钻井队和现场监督通报全烃含量、有毒有害气体含量、循环后效监测值、钻井液量变化等情况。

第三十七条特殊工艺技术服务相关方井控要求：

1、参加钻井队组织的技术交底会，负责特殊工艺施工技术方案交底。

2、参加钻井队组织的防喷演习。

3、下井工具、仪器和施工技术措施应满足井控技术要求。

4、编制应急预案，发生溢流等井控险情时，及时启动预案。

第七章溢流、井涌及井喷的控制和压井作业

第三十八条溢流、井涌及井喷的关井

1、发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查。

2、报警信号为一长鸣笛，关井信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛；长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右、间隔1s左右。

3、关井套压不得超过最大允许值。

4、测井时发生溢流应尽快起出井内电缆，情况危急时，测井队应立即剪断电缆，钻井队按空井溢流处理。

禁止用关闭环形防喷器的方法进行起电缆作业。

5、固井注水泥浆作业时发生溢流，停止注水泥浆作业，使用钻井液或清水替出井内水泥浆实施压井；固井替顶替液时发生溢流，应在节流情况下完成替量，关井口水泥头，关井。

6、按照附录1关井操作程序关井，并启动相应级别的井喷抢险应急预案。

第三十九条溢流、井涌及井喷的处理执行《大庆油田井喷失控突发事故专项应急预案》中的规定，井喷失控的处理执行《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》中的规定。

第八章防火、防爆、防硫化氢措施

第四十条钻井设备的布局要考虑季节风向防火的安全要求。

第四十一条发电房、锅炉房和储油罐的摆放，井场电器设备、照明器具及输电线路的安装，应执行SY/T5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》中的规定。

第四十二条井场内严禁烟火。

若需动火，应执行SY/T5858《石油企业工业动火安全规程》中的规定。

第四十三条消防器材的配备应执行SY/T5876《石油钻井队安全生产检查规定》中的规定。

第四十四条发生井喷后，关闭可能引起爆炸、着火的电源及设备。

第四十五条含硫油气井应严格执行SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的规定。

第九章井控分级责任制度

第四十六条各单位（部门或基层队）行政正职（油田公司为主管安全副总经理）为本单位（部门或基层队）井控管理第一责任人和井控领导小组组长。

第四十七条油田公司、钻探工程公司、勘探部、开发部、油藏评价部、勘探分公司和海拉尔石油勘探开发指挥部井控职责：

1、负责贯彻执行各项井控技术标准和中国石油天然气集团公司的各项井控管理制度。

2、负责组织制定和修订《大庆油田钻井井控实施细则》及井控管理制度，并监督实施。

3、负责本单位（部门）的钻井井控管理和检查工作。

4、负责组织召开井控例会。

5、负责组织井喷应急抢险工作。

6、负责对钻井井控工作进行考核。

第四十八条采油厂、采油工程研究院、钻井公司、钻井生产技术服务公司、测井公司、地质录井公司、钻井工程技术研究院井控职责：

1、负责贯彻执行钻井井控技术标准、中国石油天然气集团公司的各项井控管理制度和《大庆油田钻井井控实施细则》。

2、负责本单位的钻井井控管理和检查工作。

3、负责审核或监督执行井控设计。

4、负责召开井控例会，组织井控演练及整改井控存在问题。

5、负责对所属单位的井控工作进行总结和考核。

第四十九条钻井公司技术管理部门（项目部）、录井资料采集大队和钻井工具分公司井控职责：

1、负责贯彻落实有关井控技术标准、管理规定和《大庆油田钻井井控实施细则》。

2、负责现场井控检查工作，指导和监督所属钻井队、录井队防喷演习工作。

3、负责对所属钻井队、录井队、井控车间井控工作进行考核。

第五十条井控车间井控职责：

1、负责贯彻落实有关钻井井控的技术标准、管理规定和《大庆油田钻井井控实施细则》。

2、负责按照井控设计提供合格的井控装备及配件。

3、负责井控装备的安装指导、试压、巡检、维修和判废工作。

4、负责井控装备资料的填写与管理。

第五十一条钻井队井控职责：

1、负责贯彻落实有关钻井井控的技术标准、管理规定和《大庆油田钻井井控实施细则》。

2、负责执行井控设计和井控技术措施，落实井控例会精神。

3、负责井控装备的现场安装、试压、使用和维护。

4、负责本队的井控管理工作。

5、负责在发生溢流、井涌及井喷时，根据现场情况正确进行关井并及时汇报。

6、负责组织各班组进行防喷演习，对井控工作进行总结考核。

7、负责井控资料的填写与管理。

第五十二条录井、测井、固井