某年度我国石油与天然气钻井井控规定实施细则doc 60页.docx

某年度我国石油与天然气钻井井控规定实施细则doc 60页.docx

《某年度我国石油与天然气钻井井控规定实施细则doc 60页.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《某年度我国石油与天然气钻井井控规定实施细则doc 60页.docx（30页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

某年度我国石油与天然气钻井井控规定实施细则doc60页

吉油联办字〔2007〕3号

石油与天然气钻井井控规定

实施细则

中国石油天然气股份公司吉林油田分公司

二○○七年七月二十四日

第一章总则

第二章井控设计

第三章井控装备配套要求

第四章井控设备安装要求

第五章井控设备的使用与管理

第六章钻开油气层前的准备工作

第七章钻开油气层的井控技术措施

第八章溢流的处理和压井作业

第九章防火、防爆、防硫化氢安全措施

第十章井喷失控的处理及组织措施

第十一章井控九项管理制度

第十二章附则

第一章总则

第一条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。

地质、工程密切配合，认真按科学程序办事，采取积极措施，做好井控工作，既有利于发现和保护油气层，又可有效地防止井喷、井喷失控或着火事故的发生。

第二条井喷失控是钻井工程施工中性质严重、损失巨大的灾难性事故。

井喷失控将造成环境污染，油气资源受到严重破坏，设备烧毁，人员伤亡，油气井报废。

为了进一步贯彻落实中油集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，从严强化井控管理工作，杜绝井喷及井喷失控事故的发生，结合吉林油田钻井生产实际，特制定《石油与天然气钻井井控规定实施细则》。

（以下简称《细则》）

第三条井控工作是油气勘探开发一项技术性非常强的系统工程，要求勘探、开发、钻井、技术监督、安全环保、物资供应、装备、检修、培训等部门要密切配合，通力合作，共同做好井控工作是杜绝井喷及井喷失控事故的重要保证。

井控工作包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻井及完井过程中的井控作业、防火防爆防硫化氢安全措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控管理制度等八个方面。

第四条凡在吉林油田进行钻井作业的所有单位（包括协作单位）都必须按此细则执行。

第二章井控设计

第五条井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分，包括以下主要内容：

（一）全井段地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层资料（浅气层特指埋深小于1000米的气层），邻井资料，已开发区块注水井分布及分层动态压力数据。

（二）满足井控要求的钻前工程及合理的井场布置。

井场布置必须考虑防喷条件、特殊作业及抢险的井场通道。

选择的油气井井口距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、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、人口密集性及高危场所等不小于500m。

若安全距离不能满足上述规定，由吉林油田公司与吉油集团公司主管部门组织相关单位进行安全评估，按其评估意见处置。

（三）适合地层特性的钻井液类型和密度，加重剂和其它处理剂储备。

（四）根据地层孔隙压力、地层破裂压力、岩性剖面及保护油气层需要确定合理的井身结构。

探井的井身结构设计和井控装备的选择，应留有余地。

（五）在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在工程设计书中明确应采取的相应安全和技术措施。

（六）满足井控作业的各次开钻井控装备。

（七）钻开油气层前的各项准备工作。

（八）钻开油气层至完井阶段主要井控技术措施。

（九）对井场周围一定范围（探井3公里、生产井2公里）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、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，并在地质设计中标注说明；特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等；在钻井工程设计中明确相应的井控措施。

第六条工程设计书应应明确钻井必须装防喷器，并按井控装置配套要求进行设计；若因地质情况不装防喷器，应由吉林油田公司所委托的设计部门和钻井作业方、环保部门共同提出论证报告，并经吉林油田公司井控工作第一责任人签字批准。

一、对于没有安装防喷器的井，执行一次井控技术措施（见第十二章附则）。

同时，为在遇到特殊情况下能抢装井控装置创造条件，必须在井口合适高度保留原套管接箍，并且在施工过程中应该安装井口导流设施。

（注：

在需要封井导流时，要先打开井口两侧的放喷闸门，采取软封井的方式，以防止封井压力过大压漏地层）

二、预测地层中硫化氢浓度不小于10ppm的油气井，高危井等，应安装剪切全封闸板防喷器（组合形式见附件1中图13、图14、图15），并且配备的剪切全封闸板防喷器等井控装置的压力和通径参数应与施工井的地层压力及设计套管尺寸参数相匹配，具体标准执行SY/T6616《含硫油气井钻井井控装置配套、安装使用规范》。

三、地层压力小于14Mpa，采用常规钻井方式的油井可以使用14Mpa手动防喷器。

（欠平衡等井控风险较高的钻井方式禁止采用）

14Mpa手动防喷器具体配套要求见附件2。

第七条钻井液密度的确定：

由地质部门提供准确的孔隙压力系数、分层压力数据、地层破裂压力梯度，并合理运用邻井资料、dc指数等资料，确定合理的钻井液密度，如因地层因素引起的井塌和缩径则以钻井工程安全为前提，确定满足钻井需要的钻井液密度及适合地层特性的钻井液密度,在同一裸眼井段内以最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个安全附加值。

附加值可由下列两种方法之一确定：

（一）油水井为（0.05-0.10）g/cm3；气井为（0.07-0.15）g/cm3。

（二）油水井为（1.5-3.5）MPa；气井为（3.0-5.0）MPa。

具体选择钻井液密度安全附加值时，应根据实际情况考虑下列影响因素：

地层孔隙压力预测精度；油层、气层、水层的埋藏深度；地层油气中硫化氢的含量；地应力和地层破裂压力；井控装置配套情况。

建议深井特别是深层气井选择密度附加值；浅井选择压力附加值。

含硫油气层的钻井液密度设计，其安全附加密度值或安全附加压力值应取上限。

第八条井身结构和套管设计应满足以下井控要求：

（一）在一口井同一裸眼井段中，不应有二个不同压力梯度相差较大的油气水层；

（二）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于100m，表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m；

（三）表层与技术套管下深必须要着重考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。

第九条含H2S、CO2等有害气体和高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且水泥必须返到地面。

第十条地层压力不清或储层气体组分不确定的天然气井不进行欠平衡钻井。

H2S含量超过20mg/m3的地层或上部未封固井段存在H2S含量高于20mg/m3的地层不能进行欠平衡钻井。

欠平衡钻井施工设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。

第三章井控装备配套要求

第十一条防喷器压力等级的选用原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，即防喷装置的压力等级应大于相应井段的最高地层压力。

同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。

不同压力等级的防喷器组合按以下形式选择：

（一）压力等级为14MPa时，其防喷器组合有三种形式供选择（见图1、图2、图3）。

（二）压力等级为21MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择（见图2、图3、图4、图5、图6）。

（三）压力等级为35MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择（见图2、图6、图7、图8、图9）。

（四）压力等级为70MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择（见图8、图9、图10、图11、图12）。

（五）压力等级为105MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择（见图9、图10、图11、图12）。

含硫地区井控装备选用材质应符合行业标准SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。

第十二条节流管汇的压力级别和组合形式不低于防喷器额定压力级别和组合形式。



（一）压力等级为14MPa、21MPa和35MPa时，节流管汇按图16、图17、图18连接安装。



（二）压力等级为70MPa和105MPa时，节流管汇按图18、图19连接安装。

第十三条压井管汇为压井作业专用。

压井管汇压力级别不低于防喷器压力级别。

压井管汇按图20连接安装。

第十四条气井及气油比高的油井必须安装液气分离器和除气器，并将液气分离器排气管线接出井口75米以远，要求安装牢靠，并符合相关标准。

第四章井控设备安装要求

第十五条安装防喷器的表层套管（技术套管），必须准确计算联入，保证四通两翼出口正对钻机底座两侧出口，并保证各次开钻井口四通出口高度始终不变。

固井时校正联顶接使其居中，安装防喷器后，钻井队保证天车、转盘、防喷器组三者中心在同一垂线上，其偏移量不大于10mm，校正后，用不小于16mm钢丝绳和600mm紧绳器在四个方向上对称绷紧固定牢靠。

第十六条井控装备的组合各部螺栓联接齐全紧固、受力均匀，套管头、升高短节安装平稳紧固，严禁焊接；与升高短节相联接的套管接箍，必须原套管接箍，严禁在套管本体上重新对焊。

第十七条节流、压井管汇及其所有的管线、闸门、法兰等配件的额定工作压力必须不低于防喷器的额定工作压力。

节流、压井管汇一定要平直接出井架底座以外。

防喷管汇使用专用管线并采用标准法兰连接，不得焊接。

钻井液回收管线、放喷管线使用合格管线。

第十八条防喷器四通两翼应各装两个闸门，紧靠四通的闸门一般情况下处于常开状态，但考虑气候特点，在可能出现流体冻结的低温季节，应保持常关状态，建议常关时间区段为每年10月中旬至次年3月中旬。

在四通两翼闸门常关状态下，防喷演习，特别是溢流或井喷需实战关井时，必须先期打开，以满足软关井及节流压井工艺要求。

手动或液动阀必须接出井架底座以外。

钻井队对每个闸阀要编号挂牌并注明开关状态及负责岗位。

防喷器四通两翼的手动平板阀手轮方向要一致，正对大门坡方向。

防喷器上方应安装有泥浆伞。

闸板防喷器安装齐全手动锁紧装置，且要支撑牢固，并接出井架底座，（如无法接出，必须保证在紧急情况下能够实施手动锁紧）。

锁紧杆与轴线偏差不大于30度，并挂牌注明开关圈数和方向。

放喷管线安装要求：

（一）放喷管线至少应接两条，其内径不小于78mm，高含硫及压力异常井应接四条；

（二）管线连接不允许现场焊接；

（三）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；

（四）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；

（五）管线尽量平直引出，如因地形限制需转弯时，转弯处使用铸（锻）钢弯头，其转弯夹角不应小于120°；

（六）管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，相距各种设施不小于50m；重点探井、天然气井、含硫油气井应接至距井口100m以上的安全地带；

（七）管线每隔10m～15m、转弯处用水泥基墩加地脚螺栓或用充填细砂的铁基墩（上0.5m×0.5m、下0.8m×0.8m、高1.0m）固定，出口处用双基墩固定，悬空处要支撑牢固，若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；

（八）水泥墩基坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3；

（九）预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m；

（十）放喷管线在车辆跨越处装过桥盖板；

（十一）在放喷口前方挖有放喷坑。

井深小于等于2000米放喷坑容积为100立方米；井深大于2000米小于3000米放喷坑容积为200立方米；井深大于3000米，放喷坑容积不小于400立方米。

在环境敏感地区，如盐池、水库、河流等，在井场右侧增加一个专用的体积不小于200方的放喷池,池体中心点距井口在75米以上。

钻井液回收管线出口应接至锥形罐并固定牢靠；转弯处必须使用角度大于120度的铸（锻）钢弯头，内径不小于78mm。

第十九条防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器相匹配。

远控台应水平摆放在面对钻台左侧前方，距井口25米以远，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，若地势低洼，必须垫起来安装，周围要有排水沟，（地势垫平及周围排水沟由钻井队完成）。

远控台的各种参数必须达到要求，其电源线、气源线要单独接出。

远控台周围10米内不得堆放氧气瓶、油桶等易燃易爆品，电气泵工作正常，储能器压力、管汇压力、环形防喷器压力调试到正常压力，备有防爆照明灯具，所有接线及开关等必须达到防爆标准，手柄位置与控制对象开关位置相符，储能器充氮压力7±0.7MPa，气源压力0.65-0.8MPa，房内设备整洁。

钻井队所用司控台、节控箱应摆放在钻台的指定位置，并且固定牢靠，便于操作。

并要求如下：

一、司控台：

（一）气源压力表显示0.65-0.8MPa；

（二）蓄能器示压表、环形防喷器供油示压表、闸板防喷器供油示压表，三表示压值与蓄能器装置上相应油压表的示压值压差不超过1MPa；

（三）油雾器油杯盛油过半，经常检查分水滤气器的积水情况，多则防掉。

二、节控箱：

（一）随时观察控制箱内外各油气路管线有无泄露的地方，如有泄露，则马上关闭外部气源，及时检修。

（二）经常检查控制箱内的“气动三联件”上的空气分水滤气器的积水情况，多则放掉。

（三）经常通过“油位显示计”观察油面高低，少则加油，每半年更换油箱内的液压油一次，并清洗滤油器及油箱。

（四）每半年检查一次贮能器充氮压力，保证充氮压力为1.0MPa）。

第二十条控制管线必须整齐排列在专用管线槽内，安装平直规范，与防喷管线及放喷管线的距离应不少于1m，连接密封可靠，各条液压管线接头、闸门不漏油。

通过行车路面，必须有保护措施，不允许在液控管线上进行电焊作业或充当接零线。

专用管线槽由钻技公司与设备一同送到井场。

总气源应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束；电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

第二十一条四通闸阀、防喷管汇和放喷管线及节流、压井管汇要采取防堵、防冻措施，保证畅通。

防冻措施：

（一）井控设备的保温防冻装置由钻井技术服务公司负责安装、回收，并符合防爆要求；

（二）冬防保温的时间为每年的10月中旬至第二年的3月中旬，可根据实际气候情况进行调整；

（三）保温温度在摄氏5度以上，达到保温目的；

（四）井控设备在待命工况下，四通两翼管线及节流、压井管汇要充满防冻液。

第二十二条井控设备的试压、检验：

（一）防喷器组应在井控车间用清水整体试压。

环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力，闸板防喷器和节流、压井管汇试压到额定工作压力，稳定时间不少于10分钟，密封部位无渗漏，允许压降不超过0.7MPa为合格。

（二）全套井控设备在井上安装好后，进行清水试压（每年10月中旬至次年3月中旬使用防冻剂），试压压力不超过套管抗内压的80%，在此前提下，环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、防喷管汇、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。

放喷管线试验压力不小于10MPa。

试压调试由井控车间负责，钻井队监督执行。

（三）更换井控装备部件后，要采用堵塞器或试压塞按上述试压标准进行清水试压。

（四）压力试压稳定时间均不少于10分钟，密封部位无渗漏，允许压降不超过0.7MPa为合格。

（五）钻开水泥塞后，在钻入套管鞋下第一个砂层后，进行破裂压力试验，取得地层破裂压力值。

如在100米以内未见砂层，则对裸眼井段进行整体承压能力试验，以此确定关井最大压力值，并在节流管汇套管压力表附近醒目位置标明最大允许关井压力。

（六）防喷器安装后的定期试压：

从上次试压到钻开油气层（目的层）算起，时间间隔超过60天（含60天）以及各次开钻前，必须要重新进行全面现场试压，试压标准按现场试压标准执行。

第五章井控设备的使用与管理

第二十三条钻井公司提前3天将井控设计或井控设备配套通知单送到井控车间；井控车间按要求按时将试压合格的井控装备送到指定地点。

在运输过程中，要用专用固定架，同时要避免控制管线拆卸口受污染，包好、堵好，防止碰坏。

远控台的防爆灯具、气动泵的专用气管线、远控台到发电房的电缆线等均由井控车间一次送够。

钻具内防喷工具包括方钻杆上部和下部旋塞阀、钻具回压阀和防喷钻杆单根；钻具内防喷工具最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。

钻井队应使用方钻杆上部和下部旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸、扣型相符的钻具回压阀，并配有抢装回压阀专用工具；在大门坡道上准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具回压阀）。

井控车间负责钻具内防喷工具的配套、检修以及井控装备、抢险特殊工具的保管、检修、保养和现场服务工作。

要定期组织专业人员，巡回检查井控设备的使用情况，发现问题及时处理。

第二十四条井控车间负责井口防喷器组、节流、压井管汇、放喷管线、辅助放喷管线、手动锁紧装置、控制部分、反循环管汇及泥浆伞等设备的安装；钻井队人员负责安装其它井控设备并协助井控车间安装。

试压合格后，钻井队和井控车间双方共同办理移交手续，填写《井控设备交接单》（该交接单双方各持一份备查），经双方认可签字后交付钻井队使用。

第二十五条钻井队在使用井控设备过程中，要定期进行检查保养，熟练掌握操作程序，落实岗位责任制。

《钻井队各岗位井控设备检查项点》见附件4。

钻井队负责井控设备现场拆卸工作。

防喷器本体严禁乱割乱焊。

将拆下的防喷器主体清洗干净；液压管线接头要用布包好，严禁碰坏丝扣；拆开后的连接件及钢圈槽等均涂以防水黄油，螺栓、钢圈要保管好。

拆卸完后，钻井队要及时通知井控车间进行回收。

井控车间进行回收时按《井控设备交接清单》进行清点，发现设备部件由于钻井队的原因造成丢失或损坏，由钻井队负责赔偿损失。

第六章钻开油气层前的准备工作

第二十六条钻开油气层前必须做到：

（一）由工程技术人员负责向全体职工进行地质、工程、钻井液、井控装备、井控措施等方面的技术交底。

（二）钻开油气层前重钻井液（密度大于在用钻井液密度0.15g/cm3）和加重材料的储备标准：

重钻井液的储备量一般为井筒容积的1倍～1.5倍，加重材料的储备应保证可配制井筒容积1倍～1.5倍的钻井液。

对油气层压力不大于静水柱压力且不含硫化氢的开发井，一般情况下可按照标准只储备加重材料；天然气开发井按上述要求储备重钻井液。

加重混合装置齐全完好，随时可以使用。

（三）对上部井段漏失层必须堵漏，难以处理的漏失层应下技术套管封隔。

（四）对钻井设备进行全面检查，确保钻机提升系统、动力系统、高压循环系统和钻井液净化设备运转正常。

（五）各种井控装备及其专用工具、消防器材、电路系统配备齐全，运转正常。

（六）钻井队落实坐岗观察制度、关井操作岗位责任制度和干部24小时值班制度。

（七）全队职工要进行班组防喷演习，并达到规定的技术要求。

（八）清除柴油机排气管的积碳，钻台、机房下面无积油。

施工天然气井钻井队的柴油机要配备冷却防火装置。

（九）调整井的邻井停注泄压必须达到规定要求，并指定专人进行检查落实。

（十）严格执行钻开油气层前的申报、审批制度。

（十一）井场要有足够的探照灯，其电源线要专线接出。

第七章钻开油气层的井控技术措施

第二十七条加强地层对比，及时提出地质预告，并做好地层压力监测工作。

探井要运用地震资料及邻井邻区资料进行地层压力预测；钻井中要进行随钻压力监测，绘制地层压力预测曲线、地层压力监测曲线，设计钻井液密度曲线、实际钻井液密度曲线；开发井绘制设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲线。

根据监测结果，及时调整钻井液密度，正常情况下，应按审批程序及时申报，经批准同意后才能调整，但若遇紧急情况，施工单位可先处理，再及时上报。

第二十八条钻开油层前50－100米，在油层钻进过程中每只钻头入井到底开始钻进前要以正常流量的1/3～1/2测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。

当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应重作上述低泵冲试验。

第二十九条及时发现溢流显示是井控的关键环节，从钻开油气层至完井，必须落实专人观察井口、循环池液面变化，若发现溢流，及时报告司钻。

司钻要立即发出报警信号并组织本班人员按关井操作程序迅速控制井口，尽快建立井内压力平衡。

报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器后信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。

长鸣笛时间15秒以上，短鸣笛时间2秒左右，间隔2秒。

第三十条根据钻井装备及井控装备技术水平、地层及流体特点，发现溢流报警并立即关井。

定期检查防喷器，每次起钻前检查开关活动半封闸板防喷器一次；起完钻下钻前检查开关活动全封闸板防喷器一次；每两次起下钻检查环形防喷器一次。

在活动开关防喷器时，要确认防喷器闸板（或胶芯）开关到位后方可进行其它工序的作业。

第三十一条发现溢流关井时，根据套压、立压和安全附加压力值确定压井液密度值。

其关井最高压力不得超过井控装备额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力所允许关井压力三者中的最小值。

第三十二条钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察分析，经判断无油气水侵和无井喷预兆后方可继续钻进。

第三十三条钻开油气层后，大门坡前备有专用防喷钻杆单根，该单根上接有钻具内防喷工具；起钻前要进行短程起下钻并循环观察后效，在油层起钻要控制起下钻速度不大于0.5m/s，下钻及时挂辅助刹车，控制起下钻速度；起钻时灌满钻井液并校核灌入量，每起3柱钻杆或1柱钻铤要灌入一次钻井液；起完钻后要及时下钻，检修设备时必须将钻具下到套管鞋处。

下列情况需进行短程起下钻：

（一）钻开油气层后每次起钻前；

（二）溢流压井后起钻前；

（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；

（四）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；

（五）钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时；

（六）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。

短程起下钻两种基本作法：

----一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环一周，若能满足起钻安全，则可正式起钻。

否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度至短程起下钻正常后再起钻；

----特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵检查一个起下钻周期或需停泵工作时间，再下回井底循环一周观察。

第三十四条钻开油气层后发生卡钻需加入解卡剂或其它原因需要调整钻井液密度时，其钻井液密度不能变化过大，符合设计密度范围，防止诱发溢流、井喷。

第三十五条下套管（除表层套管）时，必须换装与套管尺寸相匹配的闸板，钻台应备有钻具内防喷工具和配合接头。

第八章溢流的处理和压井作业

第三十六条发现溢流显示应立即按“四·七”动作迅速关井。

第三十七条起下钻中发生溢流，要尽快抢接钻具回压阀。

只要条件允许，控制溢流量在2方内，尽可能多下钻具，然后关井。

第三十八条电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。

若溢流量将超过规定值，则立即砍断电缆按空井溢流处理，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。

第三十九条任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。

在允许关井套压内严禁放喷。

第四十条关井后检查或消除圈闭压力时，用节流管汇排放钻井液，每次排量不得大于100L。

第四十一条溢流关井后应求得关井立管压力、关井套压和溢流量作为其后压井设计的依据。

第四十二条收集发现溢流报警时及关井前、后三个溢流量数据。

第四十三条关井后立管压力趋于稳定时求得关井立管压力和套压值。

（一）钻柱中未装回压阀时关井立管压力可直接从立管压力表上读得；

（二）钻柱中装有回压阀时关井立管压力的求法有循环法和蹩泵法两种常用的方法；

（三）以关井立管压力趋于稳定时的套压值作为关井套压，并记录好以后套压的变化情况。

第四十四条关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，