新大港油田钻井井控实施细则.docx

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新大港油田钻井井控实施细则

附件1

大港油田钻井井控实施细则

大港油田公司

大港油田集团公司

二○○六年十二月

目录

第一章总则

第二章井控设计

第三章井控装置的安装、试压、使用和管理

第四章钻开油气层前的准备和检查验收

第五章钻开油气层的井控作业

第六章防火、防爆、防硫化氢措施

第七章井控应急救援

第八章井控技术培训

第九章井控管理组织与职责

第十章井控管理制度

第十一章国际与行业市场井控管理要求

第十二章附则

附录1井控装置组合图

附录2钻井队井控岗位职责

附录3井控关井程序规范

附录4防喷演习记录表

附录5坐岗记录表

附录6井控工作检查批准书

附录7—1大港油田集团公司井控管理组织机构

附录7—2大港油田集团公司井控分级管理网络图

附录8—1大港油田公司井控管理组织机构

附录8—2大港油田公司井控分级管理网络图

附录9钻井井喷失控事故信息收集表

附录10“三高井”和“重点井”定义

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》,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、井喷失控、井喷着火事故的发生，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。

第二条各单位要高度重视井控工作，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针；要高度树立“以人为本”、“井控是系统工程”、“井喷失控是可以避免的”的理念，坚持“井控与环保联防联治”的原则，对井控工作要常抓不懈，确保“绝无一失”。

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。

第四条井控工作是一项系统工程，涉及到甲乙方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。

第五条本细则规定了大港油田的井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备和检查验收、钻开油气层和井控作业、防火防爆防硫化氢措施、井控应急救援、井控技术培训、井控管理组织与职责、井控管理制度、国际与行业市场井控管理要求等内容。

第六条本细则适用于大港油田陆上钻井作业、利用井下作业设备进行侧钻和加深钻井作业。

第七条在浅海、滩海地区的钻井单位应根据其特点参照本细则制定相应的井控措施，报油田公司钻采工程处、油田集团公司工程技术管理部备案。

各油气建设单位要通过合同约定，要求进入所辖地区的所有钻井队伍及钻井相关队伍参照执行本细则。

第二章井控设计

第八条井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成部分，大港油田地质、工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

第九条进行地质设计前应对井场周围2000米范围内的居民住宅、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。

第十条地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：

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、高速公路不小于200m；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。

若安全距离不能满足上述规定，由油田公司与油田集团公司安全主管部门组织相关单位进行安全和环境评估，按其评估意见处置。

含硫油气井的应急撤离措施，执行SY/T5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》有关规定。

第十一条地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段预测的地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。

第十二条在已开发调整区钻井，地质设计书中应明确提供注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。

第十三条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的安全和技术措施。

第十四条工程设计书应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：

一、油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa～3.5MPa；

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

具体选择钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套情况等因素。

含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。

第十五条工程设计书应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

一、探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素；

二、在井身结构设计中，同一裸眼井段中原则上不应有两个以上压力梯度相差大的油气水层；

三、在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段100m；

四、套管下深要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。

表层套管下深应满足井控安全、封固疏松地层、砾石层的要求，固井水泥应自环空返至地面。

技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全的要求，水泥返高要执行相关标准，“三高”油气井的技术套管水泥应返至上一级套管内或地面。

油层套管应满足固井、完井、井下作业及油（气）生产的要求，水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上300m。

五、含硫化氢、二氧化碳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，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，且水泥必须返到地面。

六、在钻机选用上应考虑适当的井架底座高度，任何井口装置、工具的安装应为井控装置和抢险装备的安装留有合理空间，为复杂井的钻井和井喷抢险提供必要条件。

七、用于高含硫油气井的防喷器累计上井使用时间应不超过7年，且使用前应经过严格的试压检验，各项指标必须合格。

第十六条工程设计书应明确每层技术套管固井开钻后，要求测定套管鞋下第一个砂层的破裂压力；如果套管鞋以下未钻遇砂层，则钻进50m后测定套管鞋处地层破裂压力。

第十七条钻井必须装防喷器，并按井控装置配套要求进行设计。

第十八条工程设计书应明确井控装置的配套标准：

一、防喷器压力等级应与裸眼井段中最高地层压力相匹配，并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式：

1.钻井设计中提示有浅气层且需表层套管封固的井，要设计下入导管，并用水泥固牢，同时设计安装井口防喷器或导流器，见附件1中图1；

2.选用压力等级为14MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附件1中图2～图5；

3.选用压力等级为21MPa和35MPa时，其防喷器组合有三种形式供选择，见附件1中图6～图8；

4.选用压力等级为70MPa和105MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附件1中图9～图12。

二、欠平衡钻井作业

1.压力等级为35MPa时,其防喷器组合有两种形式供选择，见附件1中图6～图8,并在其上面安装旋转防喷器。

2.压力等级为7OMPa和105MPa时，其防喷器组合形式选择，见附件1中图10～图12,并在其上面安装旋转防喷器。

三、节流管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配：

1.压力等级为14MPa时，节流管汇见附件1中图13；

2.压力等级为21MPa时，节流管汇见附件1中图14；

3.压力等级为35Mpa和70MPa时，节流管汇见附件1中图15；

4.压力等级为105MPa时，节流管汇见附件1中图16。

四、压井管汇的压力等级和连接形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配，其基本形式见附件1中图17、图18；

五、绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求；

六、含硫井的井控装置、套管头、四通、防喷管线、放喷管线、回收管线等连接管线、内防喷工具、液气分离器等设施，其材质符合SY/T5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》规定。

七、含硫化氢井、居民区域井、人员聚集场所附近井等，J1阀和4号闸阀应为液动闸阀。

八、区域探井、气井、气油比高的井、含硫化氢等有毒有害气体的井，地层压力大于等于70MPa的井，从压井管汇至远程泵房接一条压井管线。

第十九条根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，工程设计书应按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

第二十条工程设计书应明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置的配备，以满足井控技术的要求；“三高”油气井的井控设计应综合考虑地层流体的性质和压力，套管鞋以下裸眼地层的破裂压力和防喷器、套管头、技术套管的额定压力以及随后进行的钻井、井下作业可能对它们的承压能力造成的降低，井控装置和工具的选择应留有余地。

第二十一条钻井工程设计书中，应明确钻开油气层前储备一定量的重钻井液和加重材料，以及油气井压力控制的主要技术措施。

一、设计井深≤2000m的井，设计储备加重剂不少于30t；设计井深＞2000m的井，不少于60t。

二、设计书中要设计储备比设计最高密度高0.2g/cm3的压井液40-80m3。

三、探井从二开开始储备压井液，气井和气油比高的开发井从钻开目的层前300m储备压井液。

所有的井，提前钻遇到油气层及高压水层时，要立即储备压井液。

所有井从开钻前就要储备加重剂。

四、侧钻井要在侧钻前储备加重剂15t，储备比设计最高密度高0.1-0.2g/cm3的压井液40m3。

五、对于含硫化氢等有害气体井，要加大重钻井液和加重剂的储备，并配套使用自动加重装置。

第二十二条丛式井组的井控设计、重钻井液和加重材料的储备要结合地理环境和钻井特点，统一制定钻井井控设计。

第二十三条钻井工程设计书应明确欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。

含硫油气层或上部裸眼井段地层中的硫化氢含量大于SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中对含硫油气井的规定标准时，不能开展欠平衡钻井。

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硫化氢等有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。

第二十四条钻井工程设计书应明确对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻预（监）测技术；绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻结果，及时调整钻井液密度。

第三章井控装置的安装、试压、使用和管理

第二十五条套管头、四通、防喷器、节流压井管汇、各连接管线及其配件的额定工作压力必须与防喷器的额定工作压力相匹配。

现场井控装置的安装包括：

井口装置、井控管汇、液气分离器、钻具内防喷工具的安装等。

第二十六条井口装置的安装执行以下规定：

一、井口装置包括防喷器组、防喷器控制系统、四通及套管头等。

各次开钻井口装置要严格按设计和相关标准安装。

二、选择防喷器压力等级时，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。

三、在区域探井、高含硫油气井、高压高产油气井及高危地区的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器。

剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装置的压力等级和通径一致。

四、防喷器顶部安装的防溢管与顶盖用垫环密封，连接螺栓齐全。

防喷器密封钢圈只能使用一次。

防喷器组安装完后，要校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。

防喷器要用4根直径不小于Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定。

防喷器上应安装防泥伞，井口圆井上应安装防护盖。

五、具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，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、关方向和到底的圈数。

六、防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及闸阀等控制对象相匹配。

防喷器控制系统安装要求：

1．远程控制台安装在面对井架大门左侧，距井口不少于25m的专用活动房内，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．管排架或管线盒与防喷管线及放喷管线的距离不小于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架或管线盒上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。

3．远程控制台和司钻控制台气源专线供给，并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束。

气源压力为0.60～0.80MPa，储能器、管汇和环形防喷器开关控制压力值分别为17.5～21MPa和8.5～10.5MPa，司钻控制台与远程控制台压力值的误差不超过1MPa。

4．电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制，保持远程控制台照明良好。

5．储能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。

6．防喷器全封闸板控制手柄要安装防误操作装置。

7．液动节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。

处于待命状态时，油面高30～50mm，油压2～3MPa；控制箱上的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.60～0.80MPa。

8、区域探井、高含硫油气井、高压高产油气井及高危地区井应配备司钻控制台。

七、四通和套管头的配置及安装应符合SY/T5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第二十七条井控管汇应符合如下要求：

一、井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。

二、防喷管线、放喷管线应使用经探伤合格的管材，含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。

防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接。

回收管线使用经探伤合格的钢制管线或采用35Mpa及以上的高压耐火软管。

三、回收管线出口应接至钻井液罐，两端固定牢靠，使用高压耐火软管时两端要加固定安全链，钢制管线的转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其通径不小于78mm。

四、放喷管线安装要求：

1．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；

2．放喷管线至少应有两条，在现场不允许焊接，其通径不小于78mm；

3．两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；

4．管线应平直引出，一般情况下要求向井场两侧或后场引出；如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头。

如确须要90°转弯时可以使用90°缓冲（如灌铅等）弯头；

5．管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m。

放喷管线因地面条件限制外接长度不足75m时,可以接出井场边缘,而且在现场要备有不足部分的管线和基墩或地锚。

对含有硫化氢气体的井，放喷管线出口要安装自动点火装置。

6．管线每隔10m～15m、转弯前后处（不超过1m）、出口处（不超过1m）用预制基墩或地锚固定牢靠，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。

7．水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。

五、为准确观察溢流关井后的套压变化，35MPa及以上压力等级的节流管汇配置三通压力表座，有备用低量程的压力表。

六、井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。

七、防喷器四通的两侧应接防喷管线，每条防喷管线应各装两个闸阀，一般情况下紧靠四通的闸阀应处于常开状态，防喷管线控制闸阀（手动或液动阀）应接出井架底座以外。

八、压井节流管汇、防喷、放喷和回收管线上的各闸阀要编号标识，注明开关状态。

其中，从压井管汇至节流管汇的防喷管线上的4个闸阀的编号分别为：

压井管汇内侧的闸阀是1号，四通左侧的闸阀是2号，四通右侧的闸阀是3号，节流管汇内侧的闸阀是4号。

九、防喷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,保证闸阀灵活可靠、管线畅通。

第二十八条区域探井、气井及气油比高的井要安装钻井液液气分离器。

钻井液液气分离器的安装应满足以下要求：

一、钻井液液气分离器的进液管采用外径不小于4″的高压管线，使用保险绳和基墩固定；

二、排液管接到钻井液罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；

三、排气管线（外径不小于进液管的外径）接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距15-20m，排气管出口与放喷管线距离3～5m，含硫化氢井排气管出口高出地面3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定。

第二十九条钻井队施工现场要配备下列井控专用工具,保证完好、可靠。

一、钻具内防喷工具包括：

方钻杆上下旋塞、应急旋塞、钻具止回阀、防喷钻杆单根（其上接常开旋塞）及相应配套工具等。

使用复合钻杆时，要配齐与闸板直径相匹配的防喷单根和内防喷工具。

含硫化氢井、气井、气油比高的井、区域探井要配备浮阀。

配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。

二、原钻机试油并使用复合钻具时，要配备相应的配合接头。

三、定期检查活动方钻杆旋塞阀，应急旋塞、钻具回压阀等，确保灵活好用。

四、滑道上准备的防喷钻杆单根要带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头；底座高大于9m的高底座钻机，要在钻台上准备一柱带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和旋塞阀防喷钻杆立柱。

五、钻具内防喷工具在出站前，对内防喷工具进行外观检查和试压，出具合格证。

内防喷工具现场使用一年后要送管子工具服务公司进行试压检验，试压检验合格的出具试压合格证，不合格者不得继续使用。

六、探井、气井及气油比高的井要配备除气器、钻井液检测计量罐。

对可能含有硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体的井，钻井队（侧钻队）及录井、测井、定向井等现场作业人员配备必要的正压呼吸器和有毒有害气体检测仪。

七、对含有硫化氢气体的井，放喷管线出口要安装自动点火装置，同时还要备有手动点火器具。

八、配备的井控检测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置应符合如下要求：

⒈应配备钻井液循环池液面监测与报警装置。

⒉按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井及气油比高的油井还应配备钻井液除气器。

第三十条井控装置的试压按以下规定执行：

一、防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装并用清水进行整体试压，环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器（剪切闸板防喷器）和节流管汇、压井管汇、防喷管线、试防喷器额定工作压力。

二、防喷器组在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80%的前提下进行现场试压。

环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；现场安装的井控装置压力级别高于设计时，按井控设计要求试压；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低于10MPa。

三、钻开油气层前以及更换井控装置部件后，或试压间隔超过20天，应采用堵塞器或试压塞按照上述现场试压要求试压，试压后要重新紧固连接螺栓。

原钻机试油前和试油期间每次换装井口后，要对井控设施进行试压检查。

四、防喷器控制系统按其额定工作压力做一次可靠性试压。

五、防喷器控制系统采用规定压力用液压油试压，其余井控装置试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。

六、试压稳压时间不少于10min,允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。

第三十一条井控装置的使用按以下规定执行：

一、环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。

二、套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。

三、具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，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性到位，然后回转1/4圈～1/2圈。

四、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，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。

五、当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。

六、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

七、检修装有铰链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。

八、钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动，在有钻具的条件下试关环形防喷器。

九、现场应备有与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具。

十、防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。

十一、有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

十二、平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4圈～1/2圈。

其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

十三、压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。

十四、井控管汇上所有闸阀都应有牌编号并标明其开、关状态。

十五、采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。

十六、钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸保护设备根据相关的标准配备，满足井控要求。

十七、套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。

第三十二条井控装置的管理执行以下规定：

一、大港油田钻井公司和井下技术服务公司的井控车间负责井控装置的维修、检验、送井、安装、调试、巡查、维护、回收等专业化服务，做到职责明确、管理制度齐全，定期现场检查。

二、设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足橡胶件储藏要求。

三、钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。

四、大港油田的欠平衡钻井打捞技术服务公司根据相关标准，制定欠平衡钻井特殊井控作业以及设备的配套管理、使用和维修制度。

第三十三条井控装置的采购与维修单位的监督检查

一、所有井控装置及配件必须是经大港油田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，并按规定程序采购。

二、油田公司、油田集团公司各级井控管理部门及井控装置使用单位有权对制造和维修单位出厂检验情况进行抽查。

第四章钻开油气层前的准备和检查验收

第三十四条钻井队

一、了解所钻区块的特点和邻井钻探情况，查清区块浅层气、邻近注水井、采油井、作业井动态及压力情况，制定具体的井控措施和应急预案。

调整井应指定专人按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况等。

二、大包井由钻井队技术人员组织向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置、井控措施和应急预案等方面的技术交底，并提出具体要求。

三、落实钻井队各操作岗位井控职责（见附件2）。

四、钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷、防火演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。

防喷演习关井程序按“井控关井程序规范”进行（见附件3），填写防喷演习记录表（见附件4）；

五、检查钻井液密度及其它性能是否符合设计和