附件2：
长庆油田试油（气）作业井控实施细则
第一章总则
第一条为有效地预防井喷、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，依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》、SY/T 6690《井下作业井控技术规程》和Q/SY 1553《井下作业井控技术规范》等，结合长庆油田特点，特制定本细则。
第二条各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现试油（气）井控安全。
第三条井控工作是一项系统工程。长庆油田公司的勘探开发、工程技术、安全环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，试油（气）承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。
第四条落实井控管理责任，按照“党政同责”、“一岗双责”、“管业务必须管安全、管行业必须管安全、管生产经营必须管安全”的要求，切实履行好各自井控安全职责。
第五条长庆油田试油（气）作业井控工作的原则是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案”。井控工作“关键
在领导、重点在基层、要害在岗位”。
第六条本细则规定了长庆油田试油（气）作业地质、工程、施工设计中的井控要求，井控装置配备、安装、试压、使用和管理，作业前的井控准备，试油（气）作业施工过程中的井控工作，防火、防爆、防H2S、CO等有毒有害气体的安全措施，井喷应急救援处置，井控技术培训，井控管理组织及职责，井控管理制度等方面内容。
第七条连续油管作业、新工艺试验井的井控技术要求执行集团公司相关规定及工程设计。
第八条本细则适用于长庆油田分公司及与长庆油田分公司有合同关系（含长庆实业集团有限公司）的试油气承包商。
第二章地质、工程、施工设计的井控要求
第九条每口井进行地质、工程、施工设计时，要根据长庆油田试油（气）井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。长庆油田试油（气）作业井控风险分级如下
一、气田
一级风险井：“三高”井、异常高压井、区域探井、水平井。
二级风险井：一级风险井之外的气井。
二、油田
一级风险井：“三高”井、异常高压井、水平井、原始气油比大于100m3/t的井。
二级风险井：探井、评价井、调整更新井。
三级风险井：其它开发井。
第十条试油（气）作业的地质设计（试油气任务书、地质方案）、工程设计、施工设计中必须有明确的井控要求和提供必要的基础数据。
一、地质设计
1．在进行地质设计前应对井场周围一定范围内（含硫化氢油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km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、森林植被情况、通讯设施和季风变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明；江河、干渠周围的油、气、水井应标明河道、干渠的位置和走向等。
2．应标明油气井井口距离高压线及其他永久性设施（民宅、铁路、高速公路、学校、医院），油库、河流、水库、人口密集及高危场所等距离。
3．应提供井身结构、人工井底、套管试压情况、水泥返高及固井质量、井下管柱的结构、套管钢级、壁厚、尺寸、螺纹类型、下入井深等资料，提供本井或邻井产层流体（油、气、水）的性质、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比、注水注气区域的注水注气压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的H2S、CO等有毒有害气体含量，定向井、水平井应提供井眼轨迹数据、各作业层的温度情况、异常高温提示等以及与井控有关的资料。
4．注水（气）区块试油时应提供本井区主地应力方向，井距
500m以内的注水（气）井井号、注水（气）压力、注水（气）层位、注水（气）量、注水（气）开始时间等有关资料。
二、工程设计
1．根据地质设计提供的地层压力和流体性质，预测井口最高关井压力。
2．工程设计中应提供目前井下地层情况、套管的技术状况，必要时查阅井史，参考钻井时钻井液密度，明确压井液的类型、性能和压井相关技术要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合的压力等级。提示本井和邻井在生产及历次施工作业中H2S、CO等有毒有害气体监测情况以及本井井控风险级别。
3．工程设计单位应依据地质设计对井场周围一定范围内的环境情况进行复查，并在工程设计中标注说明和提出相应的防范要求。
4．工程设计应明确井控装置的选择，对井控装置现场安装后提出试压要求，并对作业各重点工序提出相应的井控要求和技术措施。
三、施工设计
1．施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计。施工设计中应根据地质设计中提供的周边环境调查情况和工程设计的相关要求制定相应的应急预案；应明确防喷器的规格及组合形式，现场安装、调试与试压要求等，必要时应查阅钻井资料和有关技术要求，明确压井液、加重材料和处理剂的类型、数量、存放点
及井控措施，并在施工设计中细化各项井控措施。
2．施工设计中要有从抢险物资存放点到施工井场详细的抢险道路描述（附详细道路示意图）。
3．施工设计中的重点井控内容：
（1）井控设备及防护器材配备要求：防喷器、防喷井口、油管旋塞阀、放喷管线、H2S、CO等有毒有害气体检测仪器及安全防护设施等。
（2）压井液要求：配方、性能、数量等。
（3）压井材料准备：清水、添加剂、加重材料等。
（4）井控技术措施、防火、防爆、防H2S、CO等有毒有害气体中毒要求及相关的应急处理措施。
第十一条从事工程、施工设计及审核单位和人员应达到相应条件，并执行相应的设计审批程序。
一、工程设计：
1．工程设计单位必须要符合集团公司的相关资格要求，从事一级风险井的设计人员应具有5年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称；一级风险井设计审核人员应具有相应的高级技术职称。从事二、三级风险井的设计人员应具有3年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称；二、三级风险井设计审核人员应具有相应的中级技术职称。
2．气田一级风险井中的“三高”井、区域探井、采用裸眼封隔器改造的水平井、特殊工艺井或新工艺试验水平井由油田公司工程技术主管部门审核，油田公司主管领导审批;其它一级风险井
由油田公司工程技术主管部门审批。
气田二级风险井中的探井、评价井、改造工艺尚未成熟区块的开发井、新工艺试验井、施工异常或施工难度较大的井由油田公司工程技术主管部门审批;其它二级风险井由建设单位（项目组）主管领导审批。
3．油田一级风险井设计单位按程序审核后，由工程技术主管部门审批，重点试验井上报油田公司主管领导审批。
油田二级风险井中的评价井由油藏评价主管部门审核，工程技术主管部门审批；探井由勘探主管部门审批；其它二级风险井由工程技术主管部门审批。
油田三级风险井由建设单位（项目组）主管领导审批，报工程技术主管部门备案。
二、施工设计：
施工设计单位必须要符合集团公司的相关资格要求。施工设计由施工单位编制，如施工单位不具备设计编制资格，可以委托有资格的单位或人员编制。施工设计由施工单位主管领导审核，建设单位(项目组)主管领导审批，建设单位(项目组)备案。施工设计的编写及审核人员应具有3年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称。
第三章井控设备的配备、安装、试压、使用及管理要求
第十二条井控装置配备原则
一、气田
1．依据地层压力选用井控设备配备级别，一般不低于35MPa。
2．配备液压双闸板防喷器及控制装置、防喷井口、油管旋塞阀各1套，以及防喷管线、放喷管线，特殊情况执行工程设计。气田防喷器组合见附件2：图1，地面流程见附件21。
二、油田
1．依据地层压力选用井控设备配备级别，一级风险井一般不低于35MPa，二级、三级风险井一般不低于21MPa。
2．一级风险井配备液压双闸板防喷器及控制装置、防喷井口、油管旋塞阀各1套，以及防喷管线、放喷管线，特殊情况执行工程设计。防喷器组合见附件2：图1
3．二级、三级风险井最低配备手动双闸板防喷器、防喷井口、油管旋塞阀各1套，以及放喷管线，特殊情况执行工程设计。防喷器组合见附件2: 图2
三、含硫区域井控设备的选择应符合行业标准SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。
第十三条井控装置安装标准
井控装置及附件连接螺栓尺寸符合要求，螺栓齐全，拧紧时对角紧固，两端公扣均匀露出。应采取防堵、防冻措施，所有的闸阀应挂牌编号，并标明开关状态；防喷器应挂牌标明开关方向及圈数。
一、防喷器安装
1．防喷器应安装在井口套管四通上，要求如下：
(1)防喷器与井口四通的钢圈和钢圈槽应匹配。
(2)钢圈槽应清洗干净，并涂抹润滑脂。
(3)确认钢圈入槽、上下螺孔对正，方向符合要求。
2．防喷器安装好后，天车、游车、井口三者的中心线应在一条铅垂线上，最大偏差不大于10mm。
3．防喷器安装完成后应进行下列作业：
(1)有钻台作业时，防喷器应采用4根直径不小于16mm（5/8“）的钢丝绳在四方对角下“八字形”绷紧、固定。
(2)无钻台作业时、使用时防喷器顶部应加防护板。
(3)具有手动锁紧机构的液压防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°；挂牌标明开、关方向及圈数；同时配备锁紧圈数计数装置。
二、防喷器控制装置安装
防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配，安装要求如下：
1．安装在上风方向，前井场，距井口不小于25m，便于司钻（操作手）观察的位置。周围留有不少于2米的人行通道，周围10m 内不允许堆放易燃、易爆、易腐蚀物品，并有专人检查保养。
2．液控管线上不应堆放杂物，与防喷管线、放喷管线距离大于1米；液控管线或接头不允许埋在地下，管线接头垫起不许遮盖，在车辆跨越处应有过桥盖板。安装前应逐根检查，确保畅通；连接时接头应保持清洁干净，排列整齐，密封良好，管线拆卸后应
采取防护措施。
3．电源应从发电房总配电板专线引出，线截面积≥6mm2并保持一致，并用单独的防爆开关控制。
4．远控台处于待命状态时，油面不低于油标下限，储能器预充氮气压力7±0.7 MPa；储能器压力17.5-21 MPa；管汇压力10.5 MPa。
5．远程控制台电控箱开关旋钮应处于自动位置，三位四通阀手柄应处于工作位置，备用三位四通阀手柄处于中位；控制全封闸板手柄应安装防护装置。
三、井控管汇安装要求
1．安装要求
(1)管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。
(2)放喷管汇距井口3m以外，压力表安装在防喷管线与放喷管汇之间。
(3)防喷、放喷管线，必须使用经过检测合格的钢质管线，材质与流体性质相适应；高含硫天然气井防喷、放喷管线应采用抗硫的专用管材。
(4)所有油气井必需要有备用的放喷管线，确保能接出井场之外。
(5)井控管汇不允许现场焊接，井控管汇的压力等级和组合形式应符合工程设计要求。
(6)转弯处应使用夹角≥120°的钢质弯头或使用90°的灌铅钢
质专用两通，气井、高气油比井使用锻造高压弯头，不应使用活动弯头连接。
(7)放喷管线接出井口30m以外安全地带（高压油气井或高含硫等有毒有害气体的井，出口应接至距井口75m以外安全地带），相距各种设施不小于50m,通径不小于50mm。
2．管线固定：
(1)管线固定可采用以下三种方式
①水泥基墩固定：固定螺栓长度大于0.8m、直径不小于20mm，尺寸不小于0.8m×0.6m×0.8m，压板圆弧应与放喷管线一致。
②活动基墩或砂箱固定：质量应大于200Kg以上（高压气井质量不低于600Kg）。
③旋转地锚固定：地锚长度不小于1.25米，螺旋锚片厚度不小于5mm，直径不小于250mm，螺距不大于300mm；地锚外漏约100mm，地锚不应打在虚土或水坑等松软地中。
(2)固定螺栓直径不小于20mm，管线每8-10m处应固定牢靠，井口处、拐弯处两端、放喷出口2m内要用双卡固定，压板圆弧与放喷管线一致，压板下面垫胶皮，卡子上用双螺帽紧固。
3．若两条以上管线走向一致时，应保持间距大于0.3m。
4. 放喷管线一般情况下要求安装平直，钢质高压弯头或锻造的高压三通，丝堵应正对油气流方向。
5．管线连接法兰、固定地锚螺帽应外露，便于检查。
6．管线出口应具备点火条件。
四、分离器安装
1．分离器据井口的距离不小于15m。
2．立式分离器应用直径不小于16mm的钢丝绳和直径不小于22mm的正反扣螺栓对角四方绷紧、固定，非撬装式立式分离器应用水泥基墩加地脚螺栓固定。
3. 分离器排气管线通径不小于50mm，出口接至距井口30m 以上的安全地带（高压油气井或高含H2S、CO等有毒有害气体的井，其出口应接至距井口75m以上的安全地带），相距各种设施不小于50m，同时点火口应具备点火条件。
4．分离器的排污管线应接入废液池或废液罐，并固定牢靠。
5．分离器应配套安装安全阀，安全阀应铅直安装在分离器液面以上气相空间的本体上。
6．安全阀与分离器连接管道的截面积不小于安全阀的进口端截面积（总和），连接管道应尽量短而直。
7. 安全阀与分离器之间不宜装设截止阀。
8．安全阀泄压管线不应存在缩颈现象，应尽量平直引出，并单独接至井场外的安全地带，出口不应有弯头。
五、采油气井口安装
1. 采油气井口安装时，应缓慢下放，防止碰损钢圈。
2．采油气井口手轮方向一致，在一个垂直面上。
第十四条井控装置的试压
一、井控装置下列情况应进行试压
1．井控装置从井控车间运往现场前。
2．每口井作业前或现场更换配件后、进行特殊作业前应进行试压、并建立台账（见附件11）。
二、井控装置试压要求
1．试压介质：液压油或清水。
2．除环形防喷器试压稳压时间不少于10min外，其余井控装置试压稳压时间不少于30min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7Mpa为合格。低压密封试压1.4~2.1MPa，稳压时间不少于10min, 密封部位无渗漏，压降不超过0.07Mpa为合格。
3．井控车间试压
(1)防喷器、油管旋塞阀、压井管汇、防喷管线以及采油气井口装置按额定工作压力试压，闸板防喷器还应做1.4—2.1Mpa低密封试验。
(2)防喷器控制系统应用液压油做21Mpa可靠性试压。
4．作业现场试压
(1)防喷器及控制装置、防喷井口、油管旋塞阀
①闸板防喷器在套管最小抗内压强度的80%、套管四通额定工作压力、闸板防喷器额定工作压力三者中选择最小值进行试压。
②若使用环形防喷器应在不超过套管最小抗内压强度的80%、环形防喷器额定工作压力、套管四通额定工作压力的情况下，试压至额定工作压力的70%。
③防喷器控制装置在现场安装好后，应进行21Mpa可靠性密封试压。
④防喷井口、油管旋塞阀在套管最小抗内压强度的80%、额
定工作压力、套管四通额定工作压力三者中选择最小者进行试压，油管旋塞阀需进行正反向试压。
⑤以组合形式出现的井控装置现场组合安装后，以各部件的额定压力的最小值为试验压力。
(2)防喷管线
①防喷管线(节流阀前)按额定工作压力试压。
②测试流程的管线试压不低于10Mpa，压降小于0.7 Mpa。井口至分离器入口试压与防喷管线一致。
(3)井筒试压
所有新完钻的油水井、气井在打开油气层前应进行试压。
①不采用套管或油、套管环空压裂的井：油井试压15MPa，稳压30分钟，压降小于0.5Mpa；注水井试压20Mpa，稳压30分钟，压降小于0.5Mpa；气井试压25MPa，稳压30分钟，压降小于0.7MPa为合格。
②采用套管或油、套管环空压裂的井：按照不超过井口、套管头、套管串抗内压强度最低值的80%压力值进行试压，稳压30分钟，压降小于0.7MPa为合格。
③其他方式压裂的井，井筒试压按工程设计要求执行。
第十五条井控设备使用要求
一、防喷器及控制装置
1．若使用环形防喷器时，应严禁长时间关井。
2．严禁使用打开防喷器的方式来泄井筒压力。
3. 具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井，应手动锁紧
闸板。打开闸板前，应先手动解锁，再用液压打开闸板。
4. 手动防喷器开关灵活，操作时，两翼应同步打开或关闭。
5．防喷器闸板胶芯应与井内管串外径相匹配。使用组合管柱时，井口备有与闸板胶芯匹配的防喷短节及变扣接头。
6．防喷器在移出井口后，要放置于支架上，且上下法兰面应防护。
7．在闸板防喷器未打开的情况下，不应进行起下管柱作业。
8．防喷器及控制装置的维护保养按SY/T5964《钻井井控装置组合配备安装调试与维护》中的相关规定执行。
二、防喷井口及油管旋塞阀
1．防喷井口、油管旋塞阀扣型应与井内管串扣型一致，不一致时，连接变扣短节。
2．防喷井口、油管旋塞阀开关灵活，有开关方向和标识，待命时放置于支架上，防喷井口法兰盘下表面采取保护措施。
3．防喷井口、油管旋塞阀（包括开关工具），应摆放在井口合适位置便于快速取用，处于全开状态。
三、井控管汇
1．闸阀开、关到位；且开、关应一次完成，不允许做节流阀使用。
2．井控管汇闸阀应挂牌编号并标明其开、关状态。
四、采油（气）井口
1. 施工时拆下的采油（气）井口部件应清洗干净，并进行维护、保养。
2. 放置于地面时闸阀手轮不能触地，法兰盘采取防护措施。
3. 正常情况下，双闸阀采油（气）树使用外闸阀，内闸阀保持全开状态，有两个总闸阀时先用上部闸阀，下部闸阀保持全开状态。并定期向阀腔内注入润滑密封脂。
4. 油管挂座坐入大四通后，上紧顶丝。
第十六条井控设备管理要求
一、所有井控装备及配件必须使用具有中国石油天然气集团公司认证资格的厂家生产的合格产品。
二、试油气队伍配备、购置的不符合集团公司准入的井控设备（包括油管旋塞阀），送检时各井控车间不予以接收。
三、各建设单位（项目组）、监督单位现场检查验收时发现不符合集团公司准入的井控设备（包括油管旋塞阀），要及时叫停施工队伍，停工整改。
四、井控设备的检测维修由具有集团公司资质的井控车间负责，出厂时应出具检测报告。
五、井控车间必须建立井控设备自编号，维修保养、出厂及回收要有记录并建立台帐。
六、井控装置检修周期规定
1．井控设备检修周期为12个月，超过12个月应在井控车间检修。
2．井控装置已到检修周期，而井上未作业完，在保证井控装置完好的基础上可延期到完井。若防喷器在同一口井连续使用6个月的必须送井控车间检修。
3．实施过井控抢险作业的井控装置，必须返回井控车间全面检修。
4．新购置的井控设备必须经井控车间试压后才能投入现场使用。
5．严格执行井控设备报废规定，防喷器、压井管汇使用年限不超过13年，远控台使用年限不超过15年，到期必须报废并停止使用。
七、井控车间橡胶件库房最佳温度25±2°,相对湿度保持在65%，橡胶密封件应分类存放、平放、避光，若不能避免需堆叠存放，不应超过5层，橡胶件及修理包需注明生产厂家、生产日期、有效期及库存数量。
八、井控装置及管线的防冻保温
1．远程控制台采用低凝抗磨液压油，防止低温凝结或稠化影响防喷器的操作。
2．气温低于-10℃时，要对井控装置及管线采取防冻保温措施。
3．防冻保温有以下几种方法：
(1)排空液体
①管线从井口向两边按一定坡度进行安装，以便排除管内积液。
②用气体吹扫管线内的残留液体。
(2)用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。
九、施工队伍建立井控设备管理台账，井控设备的日常维修
保养由具体使用的作业队负责，副司钻负责定时对井控设备、工具进行管理、检查和维护保养，并认真填写保养和检查记录（见附件10）。
第四章作业前的井控准备和检查验收
第十七条承包商（单位）井控管理人员在现场检查中重点做好：
一、检查落实确保井控工具、井控装置完好。
二、检查压井材料类型、数量符合设计要求。
三、指导试油（气）队制定有针对性的井控措施和应急预案。
四、对试油（气）队的自查自改情况进行复查，督促对存在的问题进行整改消项。
第十八条试油（气）队伍在作业前应做好以下工作：
一、按Q/SY1124.3《石油企业现场安全检查规定》，根据井场实际情况布置好井场的作业区、生活区、电路等符合安全要求。
二、按设计要求储备好压井液及防火、防中毒、防爆器材。
三、落实井控岗位责任制、培训及演练等井控管理制度。
四、检修好动力、提升设备。
五、现场技术负责人向机组员工进行井控技术措施交底，并提出具体要求，明确各岗位分工。
第十九条井控验收
一、井控验收程序
1．试油（气）队伍应严格按设计要求作好施工准备，自查自改合格后申请验收。
2．气井及油井一级风险井由承包商自查合格后向油田公司建设单位（项目组）提出申请，由建设单位（项目组）牵头组织工程技术、安全、总监（监督）等人员会同承包商检查验收，验收合格后方可施工。
3．油田二级、三级风险井由试油队伍主管干部负责自查合格后向油田公司建设单位（项目组）提出申请，建设单位（项目组）会同现场监督共同验收，验收合格后方可施工。
二、井控验收内容：见附件8。
第五章试油（气）作业施工过程井控要求
第二十条在施工过程中关井原则为“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查”。
第二十一条常规电缆射孔
一、射孔前，射孔队应准备好剪切电缆的工具和电缆卡子。
二、射孔过程中安排专人负责观察井口变化情况，若发现溢流或有毒有害气体出现，根据现场实际情况停止射孔作业并起出电缆，井下情况不允许起出电缆时应剪断电缆，关闭防喷器、抢装井口，关井观察、记录压力。同时按程序向主管部门汇报。
三、射孔液密度应根据油气层预测压力系数加上附加值来确定。一般情况下附加值的确定：油井为0.05-0.10g/cm3或
1.5-3.5MPa；气井、“两浅井”及气油比≥100m3/t的油井为0.07-0.15g/cm3或3.0-5.0MPa。含H2S(或CO)油气井射孔液密度附加值要选用上限值。
四、作业过程中应及时向井筒内灌注工作液，保持井筒液柱压力平衡地层压力。并有专人坐岗观察，同时对H2S、CO等有毒有害气体及可燃气体进行检测。
五、射孔结束后，要有专人负责观察出口显示情况，确定无异常时，立即下管柱，不允许空井等停。
第二十二条油管传输射孔
一、射孔前应安装试压合格、相应压力等级的采油（气）井口装置。连接好地面放喷管线，做好放喷准备。
二、射孔后起管柱前应先进行压井作业，敞井观察时间应大于下一作业周期时间才能进行起下管柱作业。
第二十三条起下钻
一、油气层打开后，起下钻作业时必须安装相应压力等级防喷器，并准备好油管旋塞。起下钻作业前对防喷器进行试开关，检查保养好防喷井口、钢圈和油管旋塞阀，并摆放在井口备用。防喷井口闸门全开、油管旋塞阀处于打开状态，灵活好用。
二、油气层打开后，起下钻作业必须坐岗观察，检测H2S、CO等有毒有害气体及可燃气体含量，做好记录（见附件6），并向井筒内连续灌液，保持井筒压力平衡，每15min记录一次灌入与返出量，及时校核累计灌入或返出量与起下管柱的本体体积是否一致，若发现实际灌入量与理论计算量不符，先停止作业，立即
关井，查明原因，确认井内正常后方可继续进行作业。
三、发现溢流，停止作业，立即关井，循环或压井作业，静止观察时间应大于下一作业周期的时间，确认险情排除无异常后，再次循环一周，方可起下作业。
四、起、下封隔器等大直径钻具时，应控制起下钻速度，距射孔段300m以内，起下管柱速度不超过5m/min，注意观察悬重及井口液面的变化。如果有异常，关井观察。
五、射孔后或更换钻具后立即下钻，严禁起下钻中途停工休息和空井检查设备。若起下钻中途设备发生故障，关井观察压力，严禁敞开井口。
六、试油（气）起钻完等下步方案时，严禁空井等停，井内应先下入不少于井深1/3的油管，座好井口。
第二十四条填、冲砂
一、进行填、冲砂作业时,要安装试压合格的防喷器。
二、填、冲砂前先循环压井，将井筒内的油气排尽，观察确认井筒内平稳后，方可作业。
三、施工中途若遇到返出液量明显大于入井液量时，及时抢装防喷井口或油管旋塞阀，观察井口压力变化，根据情况分析原因，采取控制措施后再进行填、冲砂作业。
第二十五条钻磨套铣
一、作业前要详细了解封堵层的基本情况，液体性能要按设计要求或与封闭地层前所用压井液相一致。
二、作业时井口要有防喷装置，作业管串安装单流阀。