大港油田井下作业井控实施细则.docx

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大港油田井下作业井控实施细则

大港油田井下作业井控实施细则

大港油田公司

二○一○年五月

第一章总则

第二章井控风险识别与管理

第三章井控设计

第四章井控装备的安装、试压、使用和管理

第五章作业过程的井控要求

第六章防火、防爆及防硫化氢措施

第七章井喷失控的处理

第八章井控管理制度

第九章附则

附录1井控装置组合示意图

附录2发生溢流时的关井程序

附录3修井（试油）队打开油气层前检查验收批准书

附录4井下作业井喷失控事故信息收集表

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井下作业井控规定》,为了进一步推进大港油田井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，特制定本细则。

第二条井控工作是一项系统工程，涉及到公司的油气建设、油气生产、设计、施工等单位和工程技术、安全环保、物资装备、井控培训、工程监督等部门，各有关单位、部门必须各司其职、齐抓共管。

第三条井喷是事故，井喷失控是灾难性事故。

一旦发生井喷失控,将打乱人们正常的生产和生活秩序，甚至造成人员伤亡、环境污染、设备毁坏、酿成火灾、油气井报废、油气资源遭到严重破坏。

第四条各单位要认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针；要牢固树立“以人为本”、“井控是系统工程”、“井喷是可以预防的、井喷失控是可以避免的”、“井喷失控是责任事故”、“做不好井控工作就是失职”的理念；要建立完善“积极井控”长效机制，切实加强井控基础工作，提高岗位员工井控操作技能和应急能力，坚决杜绝井喷失控事故的发生。

第五条本细则规定了大港油田井下作业井控风险识别与管理、井控设计、井控装备的安装、试压、使用和管理、作业过程的井控要求、防火、防爆、防硫化氢措施、井喷失控的处理、井控管理制度等内容。

第六条本细则适用于大港油田油气水井试油（气）、测试、大修、小修、措施等井下作业。

各油气建设（生产）单位要通过合同约定，要求进入所辖地区的所有井下作业施工队伍执行本细则。

第二章井控风险识别与管理

第七条油田公司建设单位是井控风险识别与管理的主体，施工单位应强化井控风险的识别、评估和消减措施的制定与落实。

井控风险识别应从设计井涉及的地面环境条件、工艺技术难度入手。

（一）按危害程度将设计井地面环境条件划分为高危、危险、一般地区三类。

1.高危地区：

井口周围500m范围内有村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库、炸药库等易燃易爆场所；井场边缘临近海洋、江河、湖泊、水库、滩涂或井口位于滩涂、海上。

2.危险地区：

井口周围200m范围内有铁路、高速公路；井口周围100m范围内有部分民宅；井口周围75m范围内有高压线及其它永久性设施；井口周围75m范围内有其它施工作业队伍；井场边缘临近养殖池、盐卤池。

3.一般地区：

除高危和危险之外的地区。

（二）按工艺技术难度（或目的层特征）将设计井划分为重点井和常规井两类。

1.重点井：

地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3（100ppm）或井筒内硫化氢含量（紧贴井口闸门出口处测量）高于150mg/m3（100ppm）的井（简称高含硫井）；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35MPa的井（简称高压井）；目的层段无任何实钻或测试参考资料的探井（简称预探井）；垂深1000m以内含气层且与套管内连通的井（简称浅层气井）；目的层预测气油体积比大于400且日产气超过10000方的井（简称高含气井）；正钻井中途测试井；带压作业的油水井。

2.常规井：

重点井之外的井。

第八条根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度（或目的层特征），将井控风险级别划分为一级、二级和三级。

（一）井控一级风险井：

高含硫井；高压井；在高危地区实施的重点井。

（二）井控二级风险井：

在危险和一般地区实施的重点井（不包括高含硫井和高压井）；在高危地区实施的常规井。

（三）井控三级风险井：

在危险和一般地区实施的常规井。

第九条井控风险的管理实行分级负责制。

（一）油田公司工程技术处是井控风险识别的归口管理部门，主要职责是：

1.负责修订完善井控风险井的范围。

2.负责协调解决井控一级风险井实施过程中出现的井控技术问题。

3.负责组织井控一级风险井中高含硫井、高压井打开油气层前的井控检查验收。

（二）油气建设（生产）单位的主要职责是：

1.负责组织有关单位人员进行井位勘查，向地质设计部门提供井位周边环境描述，并根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度确定井控风险级别。

2.当提供的井位不能满足本细则第十三条第

（二）款要求时，组织施工单位共同评估并制定风险消减措施，并监督执行。

3.及时协调解决施工单位反映的井控问题；对于井控一级风险井中不能解决的井控技术问题，及时向上级主管部门反映。

4.负责组织井控一级风险井（高含硫井和高压井除外）打开油气层前的井控检查验收，参加高含硫井和高压井打开油气层前的井控检查验收。

（三）地质设计部门的主要职责是：

1.负责按相关行业标准和本细则有关要求进行地质设计。

2.参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。

（四）工艺设计部门的主要职责是：

1.负责按相关行业标准和本细则有关要求进行工艺设计。

2.结合地质设计提供的地面环境描述，准确划分设计井的井控风险级别，并制定相应的井控技术措施。

3.参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。

（五）施工单位的主要职责是：

1.参加油气建设（生产）单位组织的井位勘查，当提供的井场条件不能满足井控实施细则的要求时，组织作业队制订风险削减措施并执行。

若无法解决时，应及时向油气建设（生产）单位反馈。

2.参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。

3.负责按井控风险级别选择施工队伍，确保人员、装备与作业对象相匹配。

4.负责按有关要求制定相应的井控措施和应急处置预案，并予以实施。

5.向油气建设（生产）单位申报井控一级风险井打开油气层前的验收；组织井控二、三级风险井打开油气层前的验收。

6.及时协调解决井下作业过程中出现的井控问题；对于不能解决的井控问题，及时向上级主管部门和油气建设（生产）单位反映。

7.负责本单位日常的井控监督检查与考核。

第十条削减和控制井控风险的措施，包括但不局限于以下方面：

（一）根据井控风险级别选择施工队伍。

对于井控一级风险井，由甲级队或拥有经验丰富技术人员的乙级队施工；对于井控二级风险井，由乙级队或拥有经验丰富技术人员的丙级及以上队伍施工；对于井控三级风险井，由丙级队及以上队伍施工。

（二）施工作业单位应积极做好现场一次井控工作，努力避免二次井控，杜绝三次井控。

（三）根据井控风险级别，实行打开油气层前的井控分级验收管理。

（四）施工队伍要严格执行本细则中的有关规定，施工前应主动识别地面环境、工艺难度、人员变化、井控装备等方面存在的风险，采取相应的消减控制措施。

第三章井控设计

第十一条井控设计是井下作业地质、工艺、施工设计的重要组成部分，设计部门要严格按照相关标准和本细则要求执行。

第十二条进行地质设计前，油气建设（生产）单位负责组织相关单位对设计井井口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和调查，并标注说明。

对高含硫探井应将勘测范围扩大到3km、高含硫开发井扩大到2km。

第十三条地质设计要执行相关标准和以下规定：

（一）在地质设计书中应明确标注对井位周边环境的勘察结果。

要标注清地下管线、电缆的分布、走向、长度和距地表的深度；江河、干渠周围设计井应标明河道、干渠的位置和走向等。

（二）地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件：

油气井井口距离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、河流、水库等不小于200m；距村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库等易燃易爆场所不小于500m。

（三）应提供井身结构（包括套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高、固井质量、井斜数据等资料）；本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比；应提供钻井过程中钻井液性能、溢流和井喷情况。

（四）应提供设计井生产动态数据和流体性质（油、气、水）；注水（气）井的层位、深度和井口压力、日注量、累计量与邻井地层连通情况；历次作业、井筒及井下落物情况。

（五）提示含硫化氢等有毒有害气体其层位、埋藏深度及含量；提供本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。

第十四条工程（工艺）设计要执行相关标准和以下规定：

（一）根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度，在井控设计中明确井控风险级别。

（二）应依据地质设计的有关参数，明确压井液及添加剂的类型、性能、用量、压井方式及作业过程中灌注压井液的要求；明确施工工艺步骤、井控及技术要求；明确井口数据（采油树、套管头型号）。

（三）压井液密度的确定应以实测地层压力或钻井资料显示最高地层压力系数为基准，再增加安全密度附加值或安全压力附加值。

附加值可选用下列方法确定：

1.油、水井附加安全密度0.05－0.1g/cm3或附加井底安全压力1.5－3.5MPa。

2.气井附加安全密度0.07－0.15g/cm3或附加井底安全压力3－5MPa。

具体选择附加值时应考虑地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度等；井控一级风险井设计的压井液密度，其安全密度附加值或安全压力附加值应取上限。

（四）对于闲置时间超过两年或本次作业前采油（气）时间累计超过一年的高压、高含硫化氢油气井，在起出井内管柱后应用测井仪器（如多臂井径、电磁探伤、变密度测井或井周成像测井等）对生产套管的壁厚、损坏和腐蚀情况进行测井检测，并根据检测后的套管状况进行设计。

（五）必须设计安装井控装置并执行以下规定。

1.防喷器的选择：

防喷器的通径应确保油管挂能顺利通过。

防喷器压力等级的选择，在施工层位最高压力状况下，地层流体充满井筒时，不小于预测的井口关井压力。

参照以下组合形式进行选择，可以提高级别配置。

（1）压力等级为21MPa时，手动防喷器可选择附录1中图1或2，液动防喷器选择附录1图2。

（2）压力等级为35MPa时,手动防喷器可选择附录1图1或2，液动防喷器选择附录1图2或3。

（3）压力等级为70MPa时，防喷器可选择附录1图2、3或4。

（4）压力等级为105MPa时，防喷器可选择附录1图4。

（5）预探井、高压油气井和高含硫井必须选用液动防喷器。

2.压井、节流管汇及阀门的选择：

压井、节流管汇及阀门压力级别应与防喷器压力级别相匹配，可以提高级别配置。

（1）压力等级为21MPa及以下时，压井管汇及阀组连接形式见图5。

（2）压力等级为35MPa及以上时，压井管汇及阀组连接形式见图6。

（3）压力等级为35MPa及以下时，小修井节流管汇及阀组连接形式见图7、8或9；大修及试油井节流管汇及阀组连接形式见图9。

（4）压力等级为70MPa时，节流管汇及阀组连接形式见图10。

（5）压力等级为105MPa时，节流管汇及阀组连接形式见图11。

3.高含硫化氢井施工时，应选用抗硫井控装备，具体执行SY/T6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。

第十五条施工设计要执行相关标准和以下规定：

1.施工单位应对现场进行复核勘察，依据地质设计和工程（工艺）设计做出施工设计。

2.设计时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，按工程（工艺）设计中提出的压井液的性能、数量及灌注方式等要求，选配相应压力等级的井控装置等。

3.施工设计中提出具体的、有针对性和可操作性的井控要求，细化各项井控措施。

第十六条高压、高含硫井的地质设计由油田公司主管部门负责审核审批，其它井的地质设计由油气建设（生产）单位主管部门和主管领导审核审批。

工程（工艺）设计根据井控风险的级别划分，井控一级风险井由油田公司主管部门负责审核审批，其中高压、高含硫井由油田公司主管部门审核，报主管领导审批或委托主管部门审批；井控二、三级风险井由油气建设（生产）单位主管部门审核，报主管领导（或委托人）审批。

第十七条施工过程中如变更设计,执行设计变更程序。

第四章井控装备的安装、试压、使用和管理

第十八条井控装备包括防喷器、采油（气）树、简易井口、内防喷工具、防喷器控制装置、压井管汇和节流管汇、带压作业装置及相应工具等。

第十九条现场井控装置的安装执行以下规定

（一）采油（气）树的安装要求：

1.采油（气）树运到现场后要进行验收检查，各零部件齐全，阀门开关灵活，主体无损坏。

2.采油（气）树安装时，应从四通底法兰卸开，各钢圈应清洁并涂抹润滑脂，钢圈无损坏。

3.先将法兰连同套管短节安装到井口的套管接箍上，将钢圈安放在法兰的钢圈槽内并涂好润滑脂，然后将整套采油（气）树装好，依次对角上紧各连接螺栓，装齐油、套压力表。

4.压裂、酸化等大型施工采油（气）树井口必须要加固。

（二）防喷器的安装要求：

1.安装前应检查闸板尺寸是否与所用管柱尺寸相吻合，检查配合四通的钢圈、螺孔应与防喷器、套管四通相吻合，各控制闸门应灵活可靠，管汇压力表应在检校期内。

2.防喷器与四通的钢圈槽及钢圈必须干净，均匀涂好润滑脂。

3.吊装防喷器时要防止砸坏钢圈。

带管柱安装防喷器时应使用钢圈护板。

4.防喷器安装必须平正，坐好防喷器后要对角上紧全部连接螺栓，螺栓两头的余扣应均匀。

5.安装钻台（或操作台）的井，液控闸板防喷器应装齐手动操作杆，并伸出操作台，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°。

挂牌标明开关状态和圈数。

安装环形防喷器的井要用4根直径不小于16mm的钢丝绳对角绷紧固定。

安装完防喷器后，要校正井口、转盘和天车中心，其偏差不大于10mm。

（三）防喷器控制系统的安装要求：

1.防喷器控制台安装在面对修井动力侧前方，距井口25m以远，距放喷管线或压井管线的距离应大于2m，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

2.远程控制台储能器压力要达到17.5-21MPa、管汇压力达到8.5-10.5MPa；远程控制台电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制；保持远程控制台照明良好，且接地保护。

3.远程控制台的各控制手柄标识与控制对象相对应，待命状态下与闸板/胶芯的工作状态一致；全封闸板控制手柄要安装防误操作装置；当试压或检修井控设备时，各控制手柄均应扳到中位。

4.液控管线连接后应试压，试验压力21MPa，稳压时间不少于10min，连接部位无渗漏。

5.车辆跨越液控管线处应安装过桥盖板进行保护。

（四）井控管汇的安装要求：

井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。

1.压井、节流管汇的安装要求：

压井、节流管汇应安装在距井口3m以远，且平正。

闸阀要挂牌编号标识，标明开关状态。

2.防喷管线的安装要求：

（1）采油树四通闸阀应处于常开状态，两侧应接钢质防喷管线。

若防喷管线上安装了控制闸阀（手动或液动阀），应接出钻台（或操作台）底座以外。

防喷管线长度超过7m时，中间应有地锚、基墩或沙箱固定。

（2）大修、试油作业时，防喷管线平直引出，防喷管线整根长度为3-7m。

350型井口四通井或高压、高含硫井，防喷管线两端应用法兰连接；250型井口四通（除高含硫井）井防喷管线两端可用丝扣连接。

对于老井，若井口高度不合适，应采取调整井口或节流压井管汇高度等方式。

若防喷管线平直引出无法实现，由施工单位技术部门组织评估，制定连接方案并由主管领导审批。

（3）其它作业时，防喷管线可采用油壬连接，如确须转弯时，可使用90°铸（锻）钢活动弯头连接。

（4）大修、试油循环管线与防喷管线共用时，循环用闸门应紧靠节流压井管汇内侧连接。

（5）滩海丛式井组井下作业的防喷管线拐弯处可局部使用高压耐火软管线，但必须固定牢靠。

3.放喷管线的安装要求：

（1）放喷管线通径不小于50mm。

放喷管线应使用钢质管材。

高含硫井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。

（2）放喷管线布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况，应安装在当地季节风的下风方向，接出井口30m以远；高压气井放喷管线接出井口50m以远。

（3）放喷管线应平直引出，一般情况下应向井场两侧接出，如需要转弯，转弯处可使用钢质（活动）弯头。

（4）放喷管线每隔10－15m用地锚、基墩或沙箱固定牢靠。

出口（不超过1m）及转弯处（不超过2m）前后均要用地锚、基墩或沙箱固定牢靠。

（5）放喷管线进罐时可用长度小于2m的高压软管线连接，但必须固定牢靠。

（6）对高含硫井，放喷管线出口要安装自动点火装置，同时要备有手动点火器具。

4.压井管线的安装要求：

压井管线应安装在当地季节风的上风方向，通径不小于50mm，接出距井口30m以远，固定牢固。

5.放喷、压井管线因地面条件限制外接长度不足时,应接至井场边缘,且在现场要备有不足部分的管线和地锚、基墩或沙箱。

对于不符合本细则第十三条第

（二）款要求的井，应挖放喷坑或设置放喷罐。

6.冬季施工时，放喷管线的安装要有排液坡度，防喷管线、压井管线和放喷管线及节流、压井管汇需采取相应的防堵、防冻措施。

第二十条井控装置的现场试压按以下规定执行

（一）采油（气）树的试压要求：

1.对新井采油（气）树，在不超过套管抗内压强度80%的前提下进行试压：

采气树（或探井的采油树）安装后，应先套管气试压12MPa，然后用水升压至额定工作压力，稳压时间不少于10分钟；其它采油树安装后，应用清水进行整体试压至额定工作压力；在试压过程中要监测套管内压力情况。

2.老井应对采油树按设计进行试压。

（二）防喷器的试压要求：

防喷器现场安装后，需用堵塞器或试压短节对防喷器组用清水试压。

先低压试验压力1.4～2.1MPa，稳压时间不少于10分钟，密封部位无渗漏为合格。

然后试压到设计压力值，稳压时间不少于10分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。

（三）压井管汇、节流管汇的试压要求：

压井管汇、节流管汇、防喷管线现场安装后，用清水试压到设计压力值，稳压时间不少于10分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。

（四）放喷管线的试压要求：

放喷管线用清水试压10MPa，稳压时间不少于10分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。

（五）内防喷工具的试压要求：

内防喷工具现场用清水试压到设计压力值，稳压时间不少于10分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。

第二十一条井控装置在使用中按以下规定执行

（一）防喷器的使用要求：

1.作业队要定岗检查与保养，保证井控装备处于待命状态。

防喷器在卸下备用期间应保养，并妥善保管。

2.严禁在防喷器闸板未完全打开的状况下进行起下管柱作业。

3.半封闸板只能用于封闭油管本体，禁止用其封闭油管接箍、钻铤和方钻杆；全封闸板只能用于空井情况下的关井；环形防喷器可在任何工况情况下进行关井。

一般在空井状态下优先使用全封闸板关井，在全封闸板刺漏时，再用环形防喷器进行应急处置。

4.具有手动锁紧机构的液动闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。

打开闸板前，应先手动解锁。

锁紧和解锁都应一次到位，然后回转1/4～1/2圈。

5.环形防喷器关闭后，在关井套压不超过7MPa的情况下，可以用环形防喷器进行不压井起下钻作业，但必须使用18°斜坡接头的钻杆，起下钻速度不得大于0.2m/s。

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，允许管柱以不大于0.2m/s的速度上下活动；禁止转动井内的管柱；禁止接箍通过闸板防喷器；禁止平台肩接箍通过环形防喷器胶芯。

6.打开油气层前，每周活动一次闸板防喷器的半封和全封（在空井时）；打开油气层后，起下作业前或防喷演习时，应活动一次闸板防喷器的半封和全封（在空井时）。

7.在防喷器上法兰面上起下管柱作业时，上法兰必须装保护装置。

8.防喷器连续使用20天，应进行一次试压；拆装及更换防喷器部件后，应按标准再次进行试压。

每班对井口法兰连接螺栓进行一次紧固检查。

9.油管传输射孔、诱喷、求产等工况，严禁将防喷器当作采油树使用，必须换装采油树。

（二）防喷器控制系统的使用要求：

1.作业队要定岗，每班检查一次远程控制台的储能器与管汇压力、电泵与气泵运转情况、液控管线、油量等，发现问题立即进行整改，保证防喷器控制系统处于完好状态。

2.防喷器控制装置的控制手柄都应标识，不准随意扳动。

3.防喷器控制台、液压管线不使用时，端口的油壬要加以保护。

（三）采油树和简易井口的使用要求：

1.施工作业前应检查采油树、简易井口，确保部件齐全。

2.卸下的采油树和简易井口要及时清洗、检查、保养，闸门保持全开状态。

3.检查井口四通法兰的钢圈槽、顶丝、阀门并进行保养或更换。

4.当油管悬挂器坐入四通后应将顶丝全部顶紧。

5.双阀门采油树在正常情况下使用外侧阀门，内侧阀门保持全开状态。

6.放喷或求产时，应采用节流阀或油嘴放喷，严禁使用采油树阀门控制放喷。

（四）压井、节流管汇的使用要求：

1.各阀门要进行编号并标明开关状态，作业队要定岗每班检查开关状态，并活动开关一次，及时进行保养。

2.禁止使用压井、节流管汇进行注灰作业。

（五）内防喷工具及其它井控装置的使用要求：

1.操作台上（或井口附近）应备有能连接井内管柱的防喷单根（组合管柱时）、内防喷工具、防窜装置（工具）、简易井口、变扣接头等防喷装置。

2.作业队要定岗检查保养，每班检查开关是否灵活，备用时要处于常开状态，并保持丝扣完好清洁。

第二十二条对井控装备的管理执行以下规定：

（一）施工单位应制定具体的井控装置现场管理、操作及维护保养制度。

（二）作业队的液控防喷器和远程控制台、35MPa及以上的节流、压井管汇，每两个月回井控车间进行检修；若作业周期超过两个月，施工结束后回井控车间进行检修。

小修用手动防喷器每三个月回井控车间检修。

所有井控设备损坏、试压不合格、开关不灵活等情况，现场解决不了时应立即回井控车间检修。

旋塞阀等内防喷工具每6个月回厂检测、试压。

（三）井控车间应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。

第二十三条所有井控装置及配件必须是经中油集团公司认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。

第五章作业过程的井控要求

第二十四条井下作业井可分为常规作业井和带压作业井两种。

常规作业井必须先进行洗压井作业方可进行下步工序；带压作业井的井口压力值必须满足带压作业设备的可控范围。

第二十五条洗压井作业的井控要求

洗压井作业时，必须严格按洗压井作业标准进行施工。

（一）洗压井作业前，应先用节流阀控制放压。

（二）在压井管汇装单流阀，节流管汇装节流阀，用符合设计要求的压井液循环洗压井一周以上，并控制出口排量与进口排量保持基本平衡。

（三）循环洗压井中计量增减量，如果漏失严重要采取防漏措施。

（四）进出口压井液密度差不超过0.02g/cm3，停泵开井观察油、套管无溢流。

（五）高压井、高含气井、高含硫化氢井洗压井后观察时间，应大于预计起下管柱时间的1倍以上，观察后要用原性能压井液循环压井一周以上，然后立即进行下一步施工。

第二十六条起下泵杆作业的井控要求

（一）井口应配备施工所需的泵杆变扣和泵杆悬挂器。

（二）起下泵杆应在采油树（或简易井口）上进行作业。

（三）对于组合抽油杆不能通过采油（气）树闸门时，应拆下采油（气）树并安装防喷器，在防喷器上进行起下作业。

（四）发生溢流时，应立即抢装泵杆悬挂器，如果喷势较大不能安装上泵杆悬挂器，应立即将泵杆丢入井内，关闭采油（气）树总闸