塔里木油田试油井控实施细则.docx

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塔里木油田试油井控实施细则

塔里木油田试油井控实施细则

（试行）

第一章总则

第一条井控技术是保证试油作业安全的关键技术之一。

作好试油井控工作，可有效地防止试油作业中井喷、井喷失控或着火事故的发生。

为规范塔里木油田分公司（以下简称“油田分公司”）的试油井控工作，特制定本细则。

第二条本细则包括试油井控设计、试油交接井要求、试油井控装备选用及配置要求、电缆作业井控要求、起下管柱作业井控要求、测试过程中井控要求、压井作业井控要求、易喷易漏试油层压井换装井口井控要求、封堵作业井控要求、裸眼井中途测试井控要求、酸压裂水力加砂压裂井控要求、液氮气举作业井控要求、抽汲作业井控要求、处理事故井控要求、试油防火防爆防硫化氢措施、井喷失控的处理、试油井控技术培训以及试油井控工作管理规定等十七个方面。

第三条本细则适用于油田分公司探井、开发井试油（包括中途测试）及试油完井的井控工作。

第二章试油井控设计

第四条井控设计是试油设计的重要组成部分，井控设计应包含在试油工程设计中。

第五条试油设计应包括钻开各试油井段的泥浆密度或地层压力梯度、井身结构、套管规格等基础数据，根据基础数据及试油工艺要求对井筒安全性进行科学、准确的评价。

第六条根据井筒安全性评价结果提出是否回接技术套管或油层套管的要求。

第七条根据井筒安全性评价、试油工艺的特点、液体配伍性试验结果及在测试期间取得的地层压力系数来确定压井液的类型和密度。

压井液按井筒容积1.5倍配备，储备加重材料50t以上，易喷易漏井、压井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，应加大加重材料的储备。

原钻机试油压井液密度一般采用钻井时泥浆密度，或者以钻井期间取得的地层压力系数为基数，再增加一个安全附加值来确定压井液的密度。

附加值的确定方法：

1、密度附加法：

油水井为0.05g/cm3~0.1g/cm3,气井为0.07g/cm3~0.15g/cm3；

2、压力附加法：

油水井为1.5MPa~3.5MPa,气井为3.0MPa~5.0MPa。

第八条按井控设计选用井控装备；按井控装备的规格选用适用的试油修井钻机。

在井控设计中应详细列出井控装备及配件详细清单，以供现场执行人员提前准备。

第九条试油层封堵应有效地防止井喷和环境污染事故的发生。

废弃井采用下机桥注水泥塞封堵射开井段，井口附近注水泥塞，盖盲板法兰的方式封井；暂时不投产的油气井采用下机桥注水泥塞封堵射开井段，下油管至水泥塞顶部，装采油树试压合格后完井。

第十条根据试油井的类型制定井控措施及相应的应急预案。

第十一条井场布局要满足试油要求的各种设备的摆放，并符合防H2S等HSE管理要求。

井队要熟悉井场2千米范围内（H2S井3千米）居民住宅、学校、工厂等分布情况。

第三章试油交接井要求

第十二条试油监督应在接井前三天提前介入试油接井的准备工作。

第十三条接井前检查内容：

井口装置、水泥塞面、喇叭口磨铣、刮管等情况及压井液的性能、数量、现场压井材料的储备、钻具组合。

第十四条接井时要按标准对套管、套管头、防喷器、管汇进行试压（试压值见附表），试压合格方能接井。

第十五条对于套管可能存在损坏或严重磨损信息，应在交接书内填写清楚，并以书面形式上报主管部门。

第十六条应接收的资料：

固井施工报告书、特殊作业的书面报告（射孔、补挤水泥等）、井史（由钻井工程师保管）、图件（固井、电测、完井电测对比图1：

200）。

第十七条交井时要按标准对套管、套管头、采油树进行试压（试压值见附表），试压合格方能交井。

第十八条完井交接书的所有内容要填写齐全，一式三份；交井前应提前三天通知有关部门。

第十九条其它按有关规定交接，交接井双方要在交接书签字认可，有争议的问题在交接书注明。

第四章试油井控装备选用及配置要求

第二十条试油井控装备包括：

防喷器组、控制系统、节流管汇、压井管汇、内防喷工具、采油（气）井口、测试控制头、地面排污流程、地面求产流程、套管自动放压装置、井下安全阀、井口防喷管等。

第二十一条试油防喷器组合压力等级应按气井最大关井压力（井筒喷空情况，充满气体）选用：

1、压力等级35MPa时，安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通），组合见附图1；

2、压力等级70MPa时，

a安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通）。

组合见附图2；

b安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通）。

组合附图3；

c安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通）。

组合附图4；

3、压力等级105MPa时，

a、防硫情况：

安装环形防喷器、双闸板防喷器、单闸板防喷器、钻井四通（采油四通），组合按附图2、附图3。

b、不防硫情况：

安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通），组合按附图4。

选用高一等级井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。

第二十二条使用复合钻具时，应备齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子，高压气井、H2S井要配备剪切闸板。

第二十三条工程技术部负责井控装备到现场前的检修、试压，并出据出厂合格证明；井队负责井场井控装备的日常维护、检查与管理。

井控装备安装前检查内容：

1、井控装备及配件的型号、规格和数量是否按设计要求配送；

2、环形防喷器、闸板防喷器的钢圈槽是否完好；

安装后验收内容：

1、环形防喷器油路密封和试压后胶芯的恢复能力；

2、闸板防喷器油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全

退入腔室内等；

3、防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况，三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；

4、节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的阀芯和阀座、各手动平板阀的开关力矩，压

力表灵敏情况等；

5、电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；

气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。

第二十四条现场井控设备的安装、试压、检验：

1、现场安装前认真保养防喷器，并检查闸板芯子尺寸应与所使用管柱尺寸相吻合。

2、防喷器控制系统必须采取防堵、防漏、防冻措施，远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离，保证灵活好用。

3、远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源是从气瓶专线供给。

4、远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；预充氮气压力7MPa±0.7MPa；储能器压力为17.5～21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

5、远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致。

6、防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并拧紧。

7、全套井控系统在现场安装完毕后，用清水（冬季加防冻剂）对井控装置试压。

要求稳压30min，压力降低不超过0.7Mpa，无渗漏为合格，原则上环形防喷器（封管柱）试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、内控管线、压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分别试压。

在试压过程中要采取措施防止套管承受试验压力。

试压标准按附表执行。

第二十五条井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应安装锁紧杆，挂牌标明锁紧和解锁到位的圈数；为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。

第二十六条井控装备在转入完井试油前和试油期间每次换装井口后应进行试压检查。

第二十七条工程技术部按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场井控设备的试压，井队提供机具和人员配合完成安装和试压工作，试油监督负责协调和现场验收。

第二十八条安装特殊四通时应进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%进行。

试压结束之后，应装好专用的防磨套，再进行下步作业。

第二十九条采油（气）井口选用、试压、安装要求：

1、按最大关井井口压力，选用相应压力级别的采油（气）井口。

例35MPa≤最大关井井口压力≤70MPa，选用70MPa采油（气）井口，以此类推；

2、按流体性质和对钢材的腐蚀特性选用采油（气）井口的材质符合SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》的要求；

3、预测关井井口压力超过35MPa的气井，采油（气）井口应配备安全阀；

4、预测关井井口压力超过35MPa的高产气井，采油（气）树井口采用金属密封结构；

5、预测关井井口压力超过35MPa的高产气井，试油时内防喷管线采用法兰硬管线或高压金属软管线联接，压力级别与节流压井管汇高压部分相同，联接后高压金属软管线的弯度不得小于120度。

6、试油用的采油（气）井口到现场前在欠平衡及井控中心按额定工作压力清水试压稳定30min，压降≤0.5MPa,表面无渗漏合格,气井要按额定工作压力用氮气进行气密封试压稳定30min，压降≤0.5MPa,表面无渗漏合格。

7、每个试油层结束后，采油（气）井口要返回工程技术部欠平衡井控中心进行检修，重新试压合格后方能再次使用。

8、现场安装时，要求采油（气）井口生产厂家、工程技术部欠平衡井控中心工程技术人员现场指导安装、按额定工作压力清水（冬季使用防冻液）试压，稳压30min，压降≤0.5MPa,表面无渗漏为合格。

经现场监督验收后方能投入使用。

9、采油（气）井口现场安装完后，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定。

第二十九条预测关井井口压力超过35MPa的气井DST测试时，测试控制头应配备安全阀。

第三十条内防喷工具要求：

1、井队应配备钻具内防喷工具，包括方钻杆上、下旋塞；

2、测试队伍配备油管堵塞器等内控工具；

3、工程技术部负责钻具内防喷工具（液压旋塞除外）的采购，对内防喷工具进行外观检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证；

4、钻具内防喷工具试压时间离出库时间不得超过7天，否则应重新试压。

第三十一条现场施工压裂车或固井机应配备与试油井控装备相适应的管线和接头，以满足正、反循环压井作业的需要。

第三十二条从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。

对于山前、塔中等低温地区，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。

1、井队按照下面要求进行防冻保温工作：

①、对于山前构造的井，采用两台煤锅炉加电保温结合的方式进行保温；

②、对于沙漠腹地的井，采用两台柴油锅炉加电保温结合的方式进行保温；

③、对于其它地区的探井，采用一台锅炉加电保温的方式进行保温；其它地区的生产井，采用电保温的方式进行保温；

④、气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配备电磁排水阀；

⑤、内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；

⑥、应将使用过的钻井液气体分离器及进液管线的残余液体及时排掉，并对所使用的节流压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防止冰堵；

2、井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施：

①、山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油；节流控制箱使用10号航空液压油；

②、远程控制台要配备防爆电保温设施；

③、气动节流控制箱配置防爆电保温装置；

④、冬季注塑时，使用冬季用的塑料棒。

2、地面测试流程采取防冻保温要求：

①、没有自带锅炉、使用热交换器的地面流程，测试时由井队锅炉提供2吨/小时蒸汽量；

②、使用化学注入泵注防冻液对油嘴管汇保温；

第三十三条用油管测试时，应备齐油管和内防喷工具相匹配的转换接头。

第三十四条预测关井井口压力超过50MPa的气井试油时，应使用气密封油管做测试管柱，并配置压控式井下关断阀。

第三十五条含硫油气井试油时，所有的井控设备（从井下管柱到地面流程）应满足防硫的要求。

第三十六条普通采油树的安装要求参照Q/SYTZ0075-2001《试油换装井口作业规程》；不拆封井器新型试油井口的安装要求参照附件1。

第三十八条山前井、高压气井、酸压裂及加砂压裂措施井应使用套压快速释放管汇。

套压快速释放管汇的安装及试压要求参照附件2。

第三十九条高压气井应配备求产和排污的两套地面流程，必要时应安装地面安全阀及除砂器；含H2S油气井的地面测试流程应安装远程液动安全阀或紧急关断安全阀，操作距离25米以远、位置要求置于上风位。

第四十条根据最大关井井口压力选用地面流程高压部分（油嘴管汇到井口），地面流程高压部分的压力级别与井口装置的压力级别应一致。

第四十一条对于地层漏失固相（重晶石粉或铁矿粉）压井液较多容易对地面求产设备造成损坏的井，地面应增加排污流程。

第四十二条地层出砂或进行加砂压裂施工的高压油气井，在油嘴管汇前应增加除砂器。

第四十三条地面流程的选用：

1、常压井的地面流程根据试油工艺特点按附图11.1至11.4所示选用，压力级别35MPa~70MPa。

2、高压井的地面流程根据试油工艺特点按附图11.5至图11.7所示选用，压力级别70MPa~105MPa。

3、高压气井或超高压的地面流程根据试油工艺特点按附图11.8所示选用，压力级别105MPa~140MPa。

第四十四条高压气井（最大关井压力超过50MPa）的地面流程中不允许使用燃烧式加热炉，应使用蒸汽式热交换器。

第四十五条地面流程设备安装距离要求：

1、分离器距离井口大于30米，距离环保罐大于30米，距离间接火加热炉10—15米，

2、间接火加热炉距井口距离大于30米，距离环保罐大于30米。

3、气管线出口点火处距离井口、环保罐、分离器大于100米。

4、操作间距离井口大于30米，距离环保罐大于30米。

距离间接火加热炉大于30米。

第四十六条高温高压高产气井地面测试流程的高压管汇部分（油嘴管汇到井口）应采用整体式金属密封法兰连接。

第四十七条井控放喷管线要求：

放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。

1）山前井、高压气井、含H2S井使用FGX-88-21放喷管线，两侧放喷管线出口应安装燃烧

筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备点火装置，井控中心在送井前应进行检查，保证每条管线畅通；其它探井使用5″钻杆，均接出井口100m以远；使用修井机试油放喷管线采用27/8″油管，接出井口75m以远；

2）放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，前

后用基墩固定。

预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0×1.0×0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应加衬管固定。

其它井可采用活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5×0.5×0.5m；

3）放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线

走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池；

4）基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、Ø30的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；

5）放喷管线试压10MPa，稳压15分钟，以不渗漏为合格；放喷管线每次安装后要及时进

行试压；放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通。

沙漠地区应防止沙子堵塞管口

第四十八条测试放喷管线要求：

1、高压高产气井的求产流程放喷管线一般采用5"套管，排污管线采用31/2"油管，均接出井口100m以远。

2、求产时井口油压大于21MPa的高产油气井或增产措施作业井，地面流程放喷管线每间隔10m~15m和拐弯处用固定水泥基墩固定；其它井况下的地面流程放喷管线采用活动水泥基墩固定。

3、放喷管线出口用双墩双卡固定；放喷管口距离最后一个固定基墩的距离不得超过1m。

放喷管线拐弯处用整体铸（锻）钢弯头连接，前后均用基墩固定；放喷管线悬空6m以上的部位，中间应加衬垫固定。

4、求产时井口油压大于21MPa的高产油气井，放喷管线的固定基墩的尺寸为1.0m×1.0m×1.0m，其他井放喷管线的固定基墩的尺寸为0.5m×0.5m×0.5m（也可采用活动基墩）。

5、水泥基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、φ30mm的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm。

6、放喷管线与油气水分离器同步试压，按分离器额定工作压力试压，稳压15min，以不渗漏为合格。

高温高压气井的管汇高压部分（油嘴管汇到井口）与采油（气）树或控制头同步进行强度试压和气密封试压。

顺序是按额定工作压力先试水压再试气压，稳压时间30min。

对流程中的各个阀门应单独试压，以确定是否内漏。

第四十九条高温高压井的高压管汇部分在试压结束卸压后，应对所有的螺栓重新紧一遍。

第五十条对于凝析气井，要准备足够的储备罐，并接一条长度大于20m的倒油管线。

第五十一条分离器、储油罐等含重烃高的区域应采取防静电接地措施，并派专人定期检测检查。

第五十二条封隔器、测试阀等井下测试工具的规格、尺寸、抗外挤强度、抗内压强度及额定工作压力等应满足相关作业的安全要求。

第五十三条高压气井测试管柱及工具应根据测试井的井下条件经过安全校核，安全系数应达到1.2以上方可入井。

第五十四条在用水泥车或压裂车进行试压、射孔、酸化压裂、座封机桥（封隔器）等作业时，严禁使用压力设备泄井内的压力，必须用专门的卸压管线卸压，卸压管线长度要求25米，固定，可控。

第五十五条高温高压气井使用油管时要有专业油管服务队服务，根据供货方提供的上扣扭矩值上扣。

第五十六条测试工具入井前，测试队伍应向监督出具第三方认证证书和保养试压清单。

第五章射孔、电缆及钢丝作业的井控要求

第五十七条有以下情况之一者，不准射开油气层，应立即停工整改。

1、试油设计未到井或生产管理部门没有书面通知。

2、未按要求储备压井液和加重材料。

3、井控装备（包括采油树、地面流程等）未按照要求试压或试压不合格。

4、井控装备不能满足关井和压井要求。

5、内防喷工具配备不齐全，试压不合格。

6、井控监测仪器仪表及安全防护设施未配套或配套不齐全。

7、防喷演习不合格。

第五十八条带压电缆钢丝作业包括负压电缆射孔、电缆直读试井作业、钢丝下电子压力计、钢丝下取样器等作业。

作业前制定详细的施工方案和应急预案，经主管部门技术主管审批后方可施工。

具体工作步骤如下：

1、在安装前检查防喷装置的密封原件是否齐全完好，注脂泵工作是否正常；

2、防喷装置与采油（气）井口联接法兰的规格是否正确，是否完好；

3、地面联接好防喷装置，按标准额定工作压力试压，稳压30min，无渗漏为合格；

4、吊装防喷装置与采油（气）井口联接；

5、对防喷装置与采油（气）井口联接法兰按额定工作压力进行清水（冬季加防冻剂）密封

试压，稳压30min，压降≤0.5MPa,表面无渗漏合格.气井还要进行氮气试压；

6、进行应急演练；

7、施工。

第五十九条常规电缆钢丝作业是指在安装有防喷器情况下，井内没有管柱时候进行的电缆作业，包括电缆射孔、电缆校深、电缆下桥塞、电缆倒灰、工程测井等

1、空井电缆作业时前先压稳油气层。

通井循环时要计算安全电缆作业时间，同时井队与作业队共同制定发生溢流的应急预案；作业时井队定时向井内灌浆，并准备好防喷单根（防喷管柱），作业队伍准备剪切电缆工具和电缆卡子；泥浆工观察压井液出口，有异常情况立即报告司钻。

2、当发生溢流时应立即停止作业，及时起出电缆及工具，抢下防喷管柱，关井；来不及起

出电缆及工具，由现场监督决定，按剪断电缆程序剪断电缆，关井。

3、进行电缆作业要控制起电缆速度不超过2000m/h。

第六十条传输射孔作业时传输管柱应具备循环压井功能。

第六章起下管柱作业井控要求

第六十一条严禁空井或测试管柱静止在裸眼井段进行设备检修。

第六十二条中途测试或已获得高产气井（层）起下测试管柱前，为保证起下钻（或起下测试管柱）的安全，要利用通井管柱进行短起下钻，循环检测油气上窜速度。

1、起钻后静止时间为：

a、井深3000m以下（包括3000m）的井，静止2h；

b、井深3000m~5000m的井，静止4h；

c、井深5000m以上的井，静止5h。

2、采用“迟到时间法”计算油气上窜速度，满足下列条件之一才能起钻：

a、（起下一趟钻需要的时间h+10h）<油气上窜到井口的时间h>；

b、在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。

第六十三条在油气层井段或小井眼段起测试管柱时控制速度，并按井控管理规定要求向井内灌满钻井液，泥浆工和泥浆工程师认真核对灌入量和起出钻具体积。

发现溢流，按四·七动作，立即关井。

根据井下管柱长度、管柱的类型和井口压力确定压井方案。

第六十四条关井后井队专人连续观测和记录立管压力和套管压力，根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断判井下情况，选择合理的压井方法，进行压井施工计算，填写压井施工单。

最大关井压力不能超过下面三项中的最小值：

1、井控装备的额定工作压力；

2、套管抗内压强度的80%；

3、套管鞋处的地层破裂压力（裸眼井）。

对于技术套管下到油气层顶部的井，最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力。

第七章测试过程中井控要求

第六十五条测试过程中发现环空有溢流，应立即关闭防喷器或套管闸门。

根据套压上升的情况，正确判断井下工具（封隔器、测试工具、循环阀、钻杆或油管）的状态，决定是否进行压井，并确定压井方案。

第六十六条测试过程中采油树闸门或地面管汇发生刺漏，要严格遵循由外到里的顺序关断闸门进行整改，紧急情况下直接关闭液控安全阀。

第六十七条测试过程中采油树主阀或控制头如果有刺坏的迹象，应立即关闭井下安全阀。

在没有配置井下安全阀或井下安全阀失效的情况下，应先关闭井下测试阀再实施压井作业。

第八章压井作业井控要求

第六十八条测试结束后，在压井作业前现场必须制定详细压井施工方案和井控安全措施，报本部门主管井控安全的领导审批，方可进行压井施工。

第六十九条在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取放喷措施。

1、对于技术套管未下到油气层顶部的井，井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力；

2、井口压力超过井控装备的额定工作压力；

3、井口压力超过套管抗内压强度的80%；

4、井控装备出现严重的泄漏。

第九章易喷易漏试油层压井、换装井口井控要求

第七十条易喷易漏试油层压井、换装井口井控要求按附件3《易喷易漏试油层压井、换装井口井控安全管理办法（暂行）》执行。

第十章封堵作业井控要求

第七十一条根据试油工序或完井作业的需要，选用桥塞、倒灰、注水泥塞等工艺方法，封堵已经结束试油的油、气、水层或实施全井筒封闭。

一、上返封堵：

1、如果上返的层位不进行增产措施作业（酸化或压裂），干层或低产层可采用单桥塞封堵。

2、如果上返的层位要进行增产措施作业（酸化或压裂），干层或低产层可采用单桥桥塞封堵并在其上部注水泥塞或倒灰加固。

3、高压高产层要求应采用下桥塞后注水泥塞加固的封堵方式。

二、完井封堵

1、干井、低产井或废弃井采用用注水泥塞封堵，厚度不小于200m；井口注水泥塞200米，盖盲板完井；

2、暂时不进行投产的高压气井封堵，用桥塞做隔板并在上部连续注水泥塞，厚度不小于300m，下入油管至水泥塞顶部，装采油（气）井口按额定工作压力试压合格后完井。

第七十二条在钻磨桥塞或水泥塞过程中，发现溢流应立即实施关井。

第十章裸眼井中途测试井控要求

第七十三条中途测试施工前，根据钻井、录井和测井资料对工程施工进行风险性评价。

第七十四条井下情况