井口控压钻井HSE作业指导书.docx

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井口控压钻井HSE作业指导书

健康安全环境

HealthSafetyEnvironment

井口控压钻井技术

HSE作业指导书

西安周鼎石油科技有限公司

目录

1.概述1

1.1目的、范围1

1.2组织基本情况1

1.3应用标准1

2.HSE管理体系2

2.1HSE方针、目标2

2.2组织结构3

3岗位职责4

3.1岗位任职条件4

3.2岗位职责5

4控压钻井操作规程7

4.1安装旋转防喷器7

4.2控压钻进9

4.3控压接单根9

4.4控压起下钻9

4.5拆卸旋转总成10

5、控压钻井注意事项11

5.1旋转防喷器安装使用注意事项11

5.2控压钻进注意事项12

5.3起下钻注意事项12

5.4其它注意事项13

6风险提示及风险控制措施13

6.1风险提示13

6.2风险控制措施14

1.概述

1.1目的、范围

为了全面、有效地实施SY/T6276—1997《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》标准和川庆钻探公司HSE管理体系，指导和推进基层队的控压钻井作业现场HSE管理，避免或减少在健康、安全和环境方面的事故及其损失，特编制本《井口控压钻井HSE作业指导书》。

本作业指导书是指导井口控压钻井现场作业的工作指导性文件，规定现场作业的具体工作方法，是控压钻井HSE作业行为的指南，控压钻井钻井现场施工人员要认真遵守、严格执行本作业指导书的承诺、方针，确保项目HSE目标、指标的实现。

本作业指导书适用于控压钻井现场技术服务小组，本指导书按照控压钻井现场岗位职责、控压设备安装、操作规程、注意事项、风险提示及风险控制措施来描述。

1.2组织基本情况

西安周鼎石油科技有限公司主要从事油气田勘探开发过程中的钻井及井下MWD（配套方位伽玛）测量仪器、压裂工艺技术，环保泥浆，废弃泥浆环保处理，钻采工具、装备研究和综合配套技术研究；以及油气田工程技术的新工艺、新技术、新产品的研究与推广。

国内技术服务市场主要分布于长庆油气田、塔里木油田、吐哈油田、中石化等区域。

1.3应用标准

井口控压钻井现场技术服务作业符合SY/T6276-2000《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》、《中国石油天然气集团公司HSE管理体系手册》、ISO9001：

2007和GB/T19001-2000《质量管理体系》、《Q/SYCQZ107～2009欠平衡钻井操作规程》、《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》、《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》。

西安周鼎石油科技有限公司一贯遵守国家的法律法规及有关规定，执行川庆钻探及长庆油田公司的HSE管理体系，努力为自己的员工及所有从业人员提供一个健康、安全的工作环境。

2.1HSE方针、目标

控压钻井技术服务小组执行《西安周鼎石油科技有限公司管理制度HSE管理体系》。

根据《西安周鼎石油科技有限公司管理制度HSE管理体系》，健康安全与环境方针是：

以人为本，科技创新，确保安全第一；走全员健康、安全和可持续改进的道路。

节能降耗减废，推崇清洁生产，奉献绿色产品，创造绿色环境。

遵守所有相关的法律法规。

质量目标是：

科研项目完成率90%，科研成果市场转化率80%以上；钻井过程中，井身质量合格率100%，取芯收获率≥98%。

安全健康与环境目标指标：

①杜绝井喷失控和井喷着火爆炸事故；杜绝重大火灾、爆炸事故；杜绝一次直接经济损失100万元（含100万元）以上事故。

②防止职业病的发生。

③零事故，零伤亡，零损失。

确保企业公共聚集场所的安全稳定。

④创建安全、文明的科研、生产、技术服务环境。

⑤杜绝国家禁用材料的使用（如氟里昂、石棉等）。

⑥有毒有害固体废弃物全部集中处置。

⑦节约用水、用电，在不影响生产的前提下，减少各种能源消耗。

2.2组织结构

2.2.1HSE管理网络图

工程技术部

质量安全环保部

钻井综合技术服务中心

机械电气研究所

控压钻井装备负责人

控压钻井技术负责人

控压钻井操作人员

2.2.2岗位分布

（1）生产作业流程图

了解现场情况

确定施工措施

施工技术交底

井队HSE安全员的安全提示

技术服务人员在进入井场前自觉接受

严格按照方案实施控压钻井作业

做好原始资料记录、编写总结

安装控压设备

按要求试压合格

3岗位职责

3.1岗位任职条件

3.1.1现场负责人任职条件

3.1.1.1年满25周岁的男性公民，从事钻井工作5年以上。

3.1.1.2具有大专以上学历。

3.1.1.3身体健康，能够胜任本岗工作。

3.1.1.4具有中级以上的技术职称，并要有很强的组织和管理能力。

3.1.1.5持有有效的《安全资格证》、《井控操作证》、《HSE培训证》、《H2S培训合格证》。

3.1.1.6熟悉长庆油田钻井工艺及工具的技术状况、熟悉水平井工艺和仪器，了解国内外钻井工艺尤其是水平井发展新动向和新工艺、掌握控压钻井工艺技术、熟悉控压钻井装备。

3.1.1.7具有良好的沟通能力。

3.1.2现场设备负责人任职条件

3.1.2.1年满25周岁的男性公民，从事机械装备研制工作5年以上。

3.1.2.2具有大专以上学历。

3.1.2.3身体健康，能够胜任本岗工作。

3.1.2.4具有中级以上的技术职称，并要有很强的组织和管理能力。

3.1.2.5持有有效的《安全资格证》、《井控操作证》、《HSE培训证》、《H2S培训合格证》。

3.1.2.6掌握井口控压钻井工艺技术、熟悉控压钻井装备。

3.1.2.7具有较强的动手能力。

3.1.3操作人员任职条件

3.3.1年满22岁的男性公民，从事钻井相关工作2年以上。

3.3.2具有大专以上学历。

3.3.3身体健康，能够胜任本岗工作。

3.3.4具有中级工以上的技术等级，掌握岗位应知应会及井控安全技术知识，并有一定的组织能力。

3.3.5持有有效的《井控培训合格证》、《HSE培训证》。

3.3.6具有较强的责任心和较强的动手能力。

3.2岗位职责

3.2.1现场负责人岗位职责

3.2.1.1严格执行国家、地方相关法律、法规与钻井工程建设的强制性文件、规范、规程及规定，全面负责现场施工的有关技术、施工进度、安全生产、工作协调、设备管理、工作量认证等现场管理工作。

3.2.1.2负责和组织现场施工的技术交底工作，参与和审查有关技术方案的制定。

3.2.1.3组织和安排各岗位职工的工作任务分配，负责拟定项目的工作计划，并确保工作任务按计划完成。

3.2.1.4配合甲方、井队、监督、地质等单位，全面协调、参与现场施工的日常工作组织。

3.2.1.5做好现场施工的基础管理工作，保证文件、资料、数据等信息准确及时地传递和反馈，及时进行工程结算、清算。

3.2.1.6搞好施工现场管理和精神文明建设，关心职工生活，确保安全生产，保障职工人身、财产的安全，依法参与涉及职工利益的重大决策，维护职工利益。

3.2.1.7完成领导交办的其他工作。

3.2.2现场设备负责人岗位职责

3.2.2.1严格执行国家、地方相关法律、法规与钻井工程建设的强制性文件、规范、规程及规定，负责或参与现场施工的有关技术、施工进度、安全生产等现场技术工作。

3.2.2.2参与现场施工方案、“两书一表”、技术交底资料、作业指令等技术资料的编写、审查工作。

3.2.2.34全面负责液控动力房、旋转总成、壳体等井口设备的日常维护、保养、维修、检查工作。

3.2.2.4做好现场施工技术资料的日常管理工作，保证文件、资料、数据等信息准确及时地传递和反馈，

3.2.2.5协助技术负责人及时处置井口设备运行中的突发事件、事故的技术处理工作，不能处理的要及时向有关人员、领导报告。

3.2.2.6完成领导交办的其他工作。

3.2.3操作人员岗位职责

3.2.3.1贯彻设备管理各项规章制度，严格按照工艺或操作规程对井口控压设备进行安装、操作。

3.2.3.2积极主动地配合井队完成钻进期间井口控压设备的相关工作，施工完成后，及时配合井队拆除井口控压设备。

3.2.3.3搞好安全、文明生产。

作业期间要穿好工作服，戴好防护用品，严格执行高空作业的有关规定。

2.4.4全面负责液控动力房、旋转总成、壳体等井口设备的日常维护、保养、维修、检查工作。

2.4.5负责井口设备运行中的突发事件、事故的技术处理工作，不能处理的要及时向有关人员、领导报告。

2.4.6完成领导交办的其他工作。

4井口控压钻井操作规程

4.1安装旋转防喷器

4.1.1安装旋转防喷器壳体

4.1.1.1起吊旋转防喷器壳体到井口，扶正、对正钢圈槽、法兰孔（侧出口面向节流管汇一侧），紧固螺栓。

4.1.1.2松开卡箍油缸保险螺栓，连接卡箍油缸液压控制管线，操作卡箍操控杆开启卡箍。

4.1.1.3放入试压盲板，操作卡箍操控杆关闭卡箍，上紧卡箍油缸保险螺栓。

4.1.1.4侧出口处连接180mm-21MPa平板阀、出口倒刺、出口软管，或使用法兰盲板。

4.1.1.5在侧进口处连接灌浆高压软管。

4.1.1.6关闭压井管汇端外侧平板阀，关闭节流阀及节流阀前的平板阀。

4.1.1.7在压井管汇处连接试压管线处或灌浆高压软管，打开4号平板阀，使用小排量试压到10～14MPa，稳压时间≥10min、压力降≤0.7MPa、密封部位无渗漏为合格。

4.1.1.8试压合格后打开节流阀前的平板阀及节流阀泄压，松开卡箍油缸保险螺栓，操作卡箍操控杆开启卡箍，取出试压盲板。

4.1.1.9放入旋转防喷器上法兰（28-21），操作卡箍操控杆关闭卡箍，上紧卡箍油缸保险螺栓。

4.1.1.10连接导管（28-21法兰），连接导管出口软管。

4.1.1.11固定井口防喷器组。

4.1.2安装旋转总成

4.1.2.1在钻台上将旋转总成放入支架，取下旋转补芯，连接胶芯并紧固。

4.1.2.2上提方钻杆、第二根钻杆母接箍出转盘面，满足坐吊卡。

4.1.2.3停泵，打开侧进口闸阀，从灌浆管线处排放钻井液，拆开导管出口软管。

4.1.2.4松开卡箍油缸保险螺栓，操作卡箍操控杆开启卡箍。

4.1.2.5提出转盘大方瓦，从转盘孔中提出导管（带旋转防喷器上法兰）到转盘面2m以上。

4.1.2.6放入转盘大方瓦，坐吊卡，卸钻具。

4.1.2.7从钻杆上取下导管。

4.1.2.8吊起旋转总成及支架、摆放在转盘旁边。

4.1.2.9在第一根钻杆上连接旋转总成引锥（引锥上涂黄油或铅油），套入旋转补芯压圈。

4.1.2.10扶正钻具，使引锥对正旋转总成，缓慢下放钻具通过胶芯、使胶芯处于钻杆本体位置。

4.1.2.11上提钻具，移除旋转总成支架，卸下胶芯引锥，连接钻杆。

4.1.2.12托住旋转补芯压圈，上提钻具，取吊卡，提出转盘大方瓦，扶正、并下放钻具，使旋转总成进入旋转防喷器卡箍，放入转盘大方瓦。

4.1.2.13操作卡箍操控杆关闭卡箍，上紧卡箍油缸保险螺栓，关闭侧进口闸阀。

4.1.2.14连接注油管线及冷却水循环管线，按要求设置冷却循环水压力、注油压力，开启冷却水循环，开启注油。

4.1.2.14打开4号平板阀、打开节流阀，开泵循环，缓慢下放钻具、方钻杆至井口，提起方补芯。

4.1.2.15在方钻杆上安装旋转补芯，上紧补芯连接螺栓及补芯压圈固定螺栓。

4.1.2.16下放方钻杆使旋转补芯接触到旋转总成时，缓慢转动转盘使旋转补芯落入旋转总成转动套的凹槽内；启动转盘、低转速（20～30r/min）转到10～15min，旋转总成无异常时即可正常工作。

4.1.2.17对旋转总成进行静密封、动密封试压，试压合格后可进行下步施工。

4.1.3旋转总成试压（静密封、动密封）

4.1.3.1不启动转盘，下放方钻杆，使旋转防喷器胶芯处于方钻杆本体位置。

4.1.3.2打开4号平板阀，关闭节流阀、关闭节流阀前的平板阀。

4.1.3.3缓慢启动泵，小排量试压到最大允许关井套压值或规定值（使用堵塞器可试压到10～14MPa），观察合格后打开节流阀前的平板阀、打开节流阀泄压。

4.1.3.4关闭节流阀、关闭节流阀前的平板阀。

4.1.3.5启动转盘，缓慢启动泵，小排量试压到最大允许关井套压值或规定值（5～7MPa），观察合格后打开节流阀前的平板阀、打开节流阀泄压。

4.1.3.6试压稳压时间≥10min、压力降≤0.7MPa、旋转防喷器各连接部位无渗漏为合格（胶芯使用后期，钻具与旋转总成之间有少量渗漏属正常）。

4.2井口控压钻进

4.2.1发生溢流后按关井程序关闭闸板防喷器、关井，求取套压、立压。

4.2.2开井、开闸板防喷器。

4.2.3开泵、同时调节节流阀，控制套压低于关井套压1～2MPa。

4.2.4下放钻具，坐方补芯，缓慢转动转盘使旋转补芯落入旋转总成转动套的凹槽内。

4.2.5启动转盘、下放钻具，按规定的钻压钻进；控压钻进过程中专人在节流阀控制箱处调节套压始终低于关井套压1～2MPa。

4.3控压接单根

4.3.1钻进完单根，停转盘、上提方钻杆、坐吊卡。

4.3.2停泵，停泵的同时调小节流阀，控制套压接近于闸板防喷器关井时的套压。

4.3.3接单根，上提钻具、取吊卡。

4.3.4开泵，在开泵的同时调大节流阀，控制套压等于控压钻进时的套压。

4.3.5下放钻具，坐方补芯，缓慢转动转盘使旋转补芯落入旋转总成转动套的凹槽内。

4.3.6启动转盘、下放钻具，按规定的钻压钻进；控压钻进过程中专人在节流阀控制箱处调节套压始终低于关井套压1～2MPa。

4.4井口控压起下钻

4.4.1充分循环，提出方钻杆，扣吊卡，停泵。

关闭闸板防喷器、关井，求取关井套压、立压，开井、控制套压略低于或等于关井套压。

4.4.2坐吊卡，卸方钻杆（总成补芯可带在方钻杆上）。

4.4.3开始起钻，在开始起钻的同时控制套压略低于或等于关井套压（起钻过程中，观察压力表及井口，若不断流、有套压时直接控制套压；若无套压、断流时及时开泵小排量通过侧井口向井内注入钻井液并控制套压略低于或等于关井套压）。

4.4.4起钻过程中根据溢流量的大小，始终控制套压略低于或等于关井套压。

4.4.5起钻至钻具悬重100KN时，控制套压值逐渐降低（每起1柱降低1MPa），直至降到零（断流时不停泵）。

4.4.6起钻距离钻铤或扶正器之上1柱钻杆时，停止起钻，停泵、终止控压，打开节流阀泄压。

4.4.7拆除旋转总成（可将旋转总成带在1根钻杆上，摆放在大门坡道），继续起钻至完（井口断流时应连接灌钻井液）。

4.4.8安装有全封闸板防喷器情况下，起钻完关闭全封闸板防喷器，控制套压略低于或等于关井套压（若无套压、断流时及时开泵小排量通过侧井口向井内注入钻井液并控制套压略低于或等于关井套压）

4.4.9更换钻头、钻具组合，下钻到钻杆后安装旋转总成（或接带旋转总成的钻杆）。

4.4.10继续下钻，下钻钻具悬重达到50KN时，开始控制套压（每下1柱钻具，控制套压增加1MPa，直至控制套压略低于或等于关井套压）

4.4.11下钻过程中根据溢流量的大小，始终控制套压低于关井套压1～2MPa。

4.4.12下钻遇阻或到底，接方钻杆划眼或钻进。

4.5拆卸旋转总成

4.5.1松开卡箍油缸保险螺栓，操作卡箍操控杆开启卡箍。

4.5.2关闭冷却水循环管线，关闭注油；拆掉冷却水循环管线及注油管线。

4.5.3提出转盘大方瓦，从转盘孔中提出旋转总成（无钻具）或提起至转盘面2m以上。

4.5.4放入转盘大方瓦，坐吊卡，卸钻杆，取出旋转总成并放入支架（可将旋转总成带在1根钻杆上，摆放在大门坡道）。

4.5.5继续起钻或进行其它作业。

5、控压钻井注意事项

5.1旋转防喷器安装使用注意事项

5.1.1二开前安装好旋转防喷器并进行试压（对旋转总成试压后再卸下），入窗前或进入目的层前应安装旋转总成，做好控压钻进准备。

5.1.2操作卡箍操控杆开启卡箍前，必须松开卡箍油缸保险螺栓，防止损坏保险螺栓（一旦保险螺栓上紧到位，再不能操作卡箍操控杆开启卡箍）。

5.1.3安装及拆卸旋转总成过程中，注意防止井下落物，确认卡箍已经开启。

5.1.4井内有钻具、安装旋转总成时，需从转盘孔中提出导管，95/8″导管从201/4″转盘孔提出时，导管侧出口长度应≤0.27m，（避免在井口动氧气割导管侧出口）。

5.1.5安装与拆卸冷却循环水管线和注油管线时，应关闭冷却水循环，将注油控制手柄置于中位，打开注油泄压阀、泄掉控制系统压力，关闭电源；拆卸旋转总成时，应确认井口无压力时再进行。

5.1.6旋转总成安装以后，必须按规定压力通冷却循环水和注油润滑（任何时刻，包括试压过程中，旋转总成的注油压力应≥套压0.5～1MPa，以保护下部动密封总成），做到先开冷却循环水、开注油润滑后钻进，先停钻后停冷却循环水液、停注油润滑，防止旋转总成轴承烧死或密封失效；定期检查水管线、注油管线是否畅通，防止堵塞；冷却水量减少、浑浊或水温过高时应及时补充或更换，润滑油量减少时及时补充。

5.1.7液压控制装置长期不使用时，应将冷却水箱中的排放干净，防止箱体腐蚀或生锈。

5.1.8严格按照旋转防喷器及其控制系统使用说明书操作，防止损坏设备；控制系统中的溢流阀为安全阀，出厂时已调节在正常范围内（最高31.5MPa，未经允许严禁擅自调节）。

5.1.9更换胶芯过程中及时清理壳体密封斜面、旋转总成下部积聚的岩屑。

5.1.10胶芯保存在有空调的室内，其它配件等妥善保管，不用时按配套清单回收上交。

5.2控压钻进注意事项

5.2.1控压钻井也是欠平衡钻井，因此应严格执行Q/SY155～2012钻井井控规范中的8.5之规定，即出现下列情况之一者应立即终止控压钻井：

（1）在线监测管内H2S浓度≥50ppm，或者自井内返出的气体，在其与大气接触的环境中H2S浓度≥20ppm。

（2）地层油、气、水严重影响钻井液性能，并导致控压钻井不能正常进行。

（3）控压钻井设备不能满足安全控压钻井要求。

（4）井眼条件不能满足安全控压钻井要求。

5.2.2任何情况下，只要已安装旋转总成，必须对旋转总成进行冷却水循环、注油润滑轴成及密封等。

5.2.3任何情况下控压或关井套压不得超过最大允许关井套压值，防止控压太高、憋漏地层。

5.2.4根据实际情况（关井套压、溢流量大小等），应及时调整控压钻进参数（套压、排量），当溢流量较大时可适当的降低排量，以达到控压目的、确保井控及井下安全为原则。

5.2.5当钻井液密度调整时，应及时关闭闸板防喷器、关井，求取套压、立压，重新调整控压时的套压值，防止控压太小、溢流险情扩大，防止控压太高、导致井漏。

5.2.6控压钻井中应加强天然气及有毒有害气体的监测，发现有天然气及有毒有害气体溢出超标时要采取加重压井或放喷等措施。

5.2.7控压钻进中途尽量不起钻，控压钻进完后压井正常再起钻；若中途需起钻，应根据溢流物相情况确定是否加重压井后再起钻，如溢流物中含有天然气及超标的有毒有害气体时，应加重压井、平衡地层压力，监测油气上窜速度确定安全周期后按常规钻井作业起下钻。

5.3起下钻注意事项

5.3.1起钻前充分循环，做好起钻准备工作。

5.3.2控压起下钻遇阻时，接方钻杆划眼，在开泵划眼的同时，始终控制套压略低于或等于关井套压。

5.3.3起下钻时控制速度，减少对胶芯的磨损（为保护胶芯，压井后起钻前可卸下旋转总成，安装上导管）。

5.3.4控压起钻快完及开始控压下钻时，应严格执行起下钻规范，防止控压不当顶起钻具；下钻过程中应按要求在钻具内灌满钻井液。

5.3.5起钻距离钻铤或扶正器之上1柱钻杆时，应卸下旋转总成，防止扶正器、钻头到达井口时提拉损坏旋转总成。

5.3.6起钻完及时更换钻头或钻具组合、及时下钻，减少空井工况，防止溢流险情扩大。

5.4其它注意事项

5.1.1发生井漏时，及时堵漏、挤封承压，承压能力要求在设计最大钻井液密度值的情况下，承压达到表套脚漏失压力值。

5.1.2按规定要求组织井控检查验收。

5.1.3按规定要求做低泵冲试验，记录试验排量、压力。

5.1.4在入窗后或进入目的层后，未发生溢流时，全开节流阀钻进；加强井控坐岗观察，发现溢流后、关井求压，控压钻进。

5.1.5完井期间加强井控坐岗观察、干部值班制度的落实，防止再次发生溢流等井控险情。

5.1.6及时收集旋转防喷器及控压钻井相关参数及资料

6风险提示及风险控制措施

6.1风险提示

6.1.1吊索具滑脱、设备掉落碰撞及人员砸伤的风险。

6.1.2人员登高坠落的风险。

6.1.3井口落物风险。

6.1.4导管侧出口太长、不能通过转盘孔，提出时提起转盘或提断钢丝绳导致人员伤害的风险。

6.1.5井漏、溢流险情扩大及从表套环空上窜造成井喷、井喷失控等风险。

6.1.6CO、H2S及天然气逸出人员中毒及井喷、井喷失控着火风险。

6.1.7管汇砂堵、刺漏造成井喷、井喷失控风险。

6.1.8控压操作失误，控压不准造成井喷、井喷失控风险。

6.1.9接单根时下部钻具受液柱压力，存在粘卡风险。

6.1.10更换钻头过程中空井，存在井控险情广大的风险。

6.1.11起钻快完及开始下钻时控压太大造成钻具被上顶、人员伤害的风险。

6.1.12起钻快完扶正器、钻头到井口未卸旋转总成，损坏旋转防喷器的风险。

6.1.13打开卡箍拆卸旋转总成、试压盲板或连接法兰前未完全泄压，导致旋转总成、试压盲板或连接法兰飞出伤人的风险。

6.2风险控制措施

6.2.1安装旋转防喷器前清理井口，吊装时使用标准吊索具、使用引绳，有专人指挥，吊装平、稳；上螺栓时下方人员远离，防止掉落伤人。

6.2.2人员安装过程中应有工作台或背安全带，紧螺栓时人员站稳，防止坠落伤害。

6.2.3提前准备好手工具，工具使用完后及时清理，防止落入井筒；停止安装时盖好井口。

6.2.4在入窗前或进入目的层前安装旋转总成，做好控压准备；安装导管前确认导管能通过转盘孔，安装旋转总成提出导管时扶正并观察。

6.2.5严格执行控压钻井操作规程和技术措施，及时调整控压钻井参数，防止因控制套压太高导致井漏及井控险情扩大或复杂化等。

6.2.6按标准要求配备有毒有害气体监测、防护设施，加强监测防护设施的管理及检查，确保正常使用；加强井控坐岗及有毒有害气体的监测，当监测到CO、H2S超标及大量天然气时，考虑应中止控压钻井，实施压井，避免人员中毒等。

6.2.7加强监控，及时发现管汇砂堵并排除，若因设备或技术原因等不能安全控压钻井时，果断中止控压钻井，实施压井。

6.2.8控压钻进开泵、停泵与调节节流阀控压应同步，避免操作失误。

控压起钻过程中使用泥浆泵小排量连续灌浆，并控制套压略大于钻进时的套压但小于关井时的套压；起下钻控制速度，减少对胶芯的磨损；下钻钻具内灌满钻井液。

若工艺、设施及工具等不能满足控压起钻要求时，则压井控制溢流、正常后进行起下钻作业.

6.2.9接单根过程中及时旋转活动钻具，岗位操作配合密切、避免接单根时间过长的现象。

6.2.10起钻完及时更换钻头、下钻，减少空井，防止溢流险情扩大。

6.2.11起钻快完及开始下钻时，应根据钻具悬重确定控制套压值，控压所造成的上顶力应小于钻具悬重，防止钻具被上顶飞出伤人等。

6.2.12起钻距离钻铤或扶正器之上1柱钻杆时，应卸下旋转总成，防止扶正器、钻头出井时提拉损坏旋转总成或防喷器。

6.2.13在打开卡箍拆卸旋