SY/T6426-2005
《钻井井控技术规程》讲义
在石油钻井工程专业标准化委员会的精心指导和组织下，在中石油、中石化、中海油三大集团公司的大力支持下，石油天然气行业标准SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》经近两年的修订，终于在2005年3月19日由国家发改委正式批准发布，本标准推迟发布的原因主要是罗家16H井灾难性的含硫天然气井喷事故后，涉及油气井钻井井控标准中与井控安全相关的一些参数和技术措施，经标准起草人和石油天然气行业的专家反复论证、酌商、达成较统一的认识后才得以敲定。这些参数和技术措施既关系到井控安全，也关系到生产成本和责任的落实，因而非常敏感、难以定夺，比如油气井井口距周边公共设施和人口密集性、高危险性场所的距离、含硫天然气的界定、含硫油气井应急撤离措施、油气层钻井作业时钻柱中是否安装止回阀等等。
行业标准《钻井井控技术规程》是石油天然气钻井井控技术的主体标准，其支撑标准主要有SY/T5964-2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》、SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》、SY/T3333-3333《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》等。因而，要在钻井作业中宣贯和落实《钻井井控技术规程》，就必须同时宣贯和落实上述支撑标准。《钻井井控技术规程》的内容除目次、前言外，共11章。
1范围
本标准规定了钻井井控技术的管理、实施及培训原则。
本标准适用于陆地油气田勘探、开发钻井作业中的油气井压力控制技术。
2规范性引用文件
SY/T 5087 含硫油气井安全钻井推荐作法
SY/T 5127 井口装臵和采油树规范
SY 5225 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定
SY 5430 地层破裂压力测定套管鞋试漏法
SY 5742 石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则
SY/T 5858 石油企业工业动火安全规程
SY/T 5876 石油钻井队安全生产检查规定
SY/T 5964 钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护
SY/T 6203 油气井井喷着火抢险作法
3钻井井控设计
4井控装臵的安装、试压、使用和管理
5钻开油气层前的准备和检查验收
6油气层钻井过程中的井控作业
7溢流的处理和压井作业
8防火、防爆、防硫化氢安全措施
9井喷失控的处理
10井控技术培训、考核
11井控工作分级责任制
另外，附有三个规范性附录:
附录A（规范性附录）井控装臵组合图
附录B（规范性附录）关井操作程序
附录C（规范性附录）顶驱钻机关井操作程序
还有五个资料性附录:
附录D（资料性附录）防喷演习记录表格式
附录E（资料性附录）座岗记录表格式
附录F（资料性附录）钻开油气层检查验收证书格式
附录G（资料性附录）井控停钻通知书格式
附录H（资料性附录）钻开油气层批准书格式
前言中的主要内容是说明《钻井井控技术规程》2005年版本与1999年版本的主要变化。这些变化在随后的宣贯中将谈及。
第一章和第二章主要内容是阐明了本标准的主题：“规定了钻井井控技术的管理，实施及培训原则”及其适用范围，以及引用的相关标准，下面就标准的主要条款作宣贯式的解释：
3钻井井控设计
3.1油气井井口距高压线及其他永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m。含硫油气井应急撤离措施参见SY/T 5087有关规定。
3.2对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线和水资源情况以及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、长度和离地表深度。
“12.23”事故发生前，井控相关标准制定时的主要出发点是规范油气井钻井作业中的井控工作，保护作业人员的人身安全和避免油气资源及钻井设备受损失，但对井场周边的公共设施及居民等的安全关注较少，以为危险很少有机会或不太可能降临在井场周边群众的头上。这两条的内容完善了1999年版本的不足，上述条款中油气井井口距公共设施和人口密集性、高危场所的距离经“钻井安全标准紧急清理工作会议”提出，由“行业标准清理审查会”的代表审定（2004年3月）。具体距离是综合考虑SY/T5272《常规钻井安全技术规程》、SY/T5466《钻前工程技术条件》、SY/T5958《井场布置原则和技术要求》等标准修订而成：
SY5272：3.2.4
a.井场边缘应距铁路10KV以上高压电路及其他永久性设施不少于50m；
b.井场距居民住宅不少于100m。
SY/T5466-1997
3.3.2一般油、气井、井口距民房400m以外；井场边缘距铁路、高压输电线路、地下电缆及其他永久性设施不得少于50m；
3.3.3高压油、气井、井口距民房400m以外；井场边缘铁路、高压输电线路、地下电缆及其他永久性设施不得少于100m。
SY/T5958-94
1.5.1.3高压油气井，井口距民房150m以外，井场边缘距铁路，高压输电线路、地下电缆及其他永久性设施不得小于100m；
1.5.1.4含硫油气田的井，井口距民房的距离应以使其不受H2S扩散影响为准则。
2004年3月25日～27日在北京召开了行业标准清查会，来自三大石油集团28个单位30名代表经认真审议，取得共识，提出修改意见：
油气井井口距铁路、高速公路不少于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危场所不小于500m；距高压线及其他永久性设施不小于75m。在钻井作业期间，应撤离距油气井井口100m范围内的居民；对含硫油气井（≥20mg/m3）、高压油气井和区域探井，在钻开油气层前2天到完井期间，应撤离距油气井井口500m范围内的居民。此条规定是一般性、通用性的技术条件，对特殊情况应进行专项安全风险评估，并采取或增加相应的安全保障措施，然后调整技术条件。
2004年8月20日在北京召开了含硫技术标准专家咨询会，专家认为“井口与民房之间的距离不少于100m”是必要的，100m是布置井场时就应该考虑的最低要求。井口安全距离应与含硫化氢天然气井应急撤离问题分别表述，应急撤离要求在应急预案中予以规定。专家针对四川石油管理局和西南油气田分公司提出的“当油气井井喷失控后，应立即按应急预案，协助地方政府撤离距井口500m范围内的居民和其他人员”认为：对含硫油气井，每口井在钻开油气层前两天到完井期间撤离距井口500m范围内的居民，影响面比较大，运作成本巨大可以作井喷失控后的应急措施在正常状态下，每口井都采用这种措施是不可行的。
计算天然气中硫化氢分压
P H2S = P总3H2S%
H2S分压气体总压力体积%浓度或克分子%浓度
以g/cm3表示的气体浓度化成体积%公式：
%=10-3G/22.4M
%：气体体积%
G：气体浓度：g/ cm3
M：气体克分子量：g
22.4：1Mol气体标准状态下体积：l
为保证含硫油气井钻井过程中硫化氢溢出或放喷点火生成的二氧化硫对井场周边群众造成伤害，SY/T5087中规定：“应对拟定探井周围3Km、生产井位2Km范围内的居民住宅、学校、铁路和厂矿等进行勘测并在设计书中标明其位置”。
含硫化氢天然气的定义在SY/T5087中已作了规定：含硫化氢天然气指天然气的总压力等于或大于0.4MPa，而且该气体中的硫化氢分压等于或高于0.0003MPa；或硫化氢含量大于75mg/m3（50ppm）的天然气。
含硫化氢天然气的界定来源于美国腐蚀工程师协会NACE MRO175-94气田设备用抗应力裂纹的金属材料，SY/T0599和SY/T5087还给酸性天然气-油系统是否属于酸性环境下了定义：
A.当天然气与油之比大于1000 m3/t时，按酸性天然气的条件划分；
B.当天然气与油之比等于或小于1000 m3/t时，
a)若系统总压力大于1.8Mpa，则按酸性天然气的条件划分；
b)若系统总压力等于或小于1.8Mpa，天然气中硫化氢分压大于0.07Mpa或硫化氢体积百分比浓度大于15%，则为酸性天然气-油系统。
含硫油气井应急撤离措施在SY/T5087中有较详细的规定：
8.2.2应急响应
8.2.2.1当硫化氢浓度达到15mg/m3 (10ppm) 的阈限值时启动应急程序，现场应：
a）立即安排专人观察风向、风速以便确定受侵害的危险区；
b）切断危险区的不防爆电器的电源；
c）安排专人佩戴正压式空气呼吸器到危险区检查泄漏点；
d）非作业人员撤入安全区。
8.2.2.2当硫化氢浓度达到30mg/m3 (20ppm)的安全临界浓度时，按应急程序应：
a）戴正压式空气呼吸器；
b）向上级（第一责任人及授权人）报告；
c）指派专人至少在主要下风口100m、500m和1000m处进行硫化氢监测，需要时监测点可适当加密；
d）实施井控程序，控制硫化氢泄漏源；
e）撤离现场的非应急人员；
f）清点现场人员；
g）切断作业现场可能的着火源；
h）通知救援机构。
8.2.2.3当井喷失控，井口主要下风口100m以远测得硫化氢浓度达到75mg/m3(50ppm)时，按应急程序应立即执行:
a）由现场总负责人或其指定人员向当地政府报告，协助当地政府作好井口500m范围内的居民的疏散工作，根据监测情况决定是否扩大撤离范围；
b）关停生产设施；
c）设立警戒区，任何人未经许可不得入内；
d）请求援助。
8.2.2.4当井喷失控时，井场硫化氢浓度达到150mg/m3(100ppm)的危险临界浓度时，现场作业人员应按预案立即撤离井场。现场总负责人应按应急预案的通讯表通知（或安排通知）其他有关机构和相关人员（包括政府有关负责人）。由施工单位和生产经营单位按相关规定分别向其上级主管部门报告。
8.2.2.5 在采取控制和消除措施后，继续监测危险区大气中的硫化氢及二氧化硫浓度，以确定在什么时候方能重新安全进入。
这里要强调的是：
1.在地质设计书中必须详查和标注井口周围500米范围内的居民和其他人员（学校、医院、地方政府、厂矿等）的分布情况。并将每户居民的人数、户主姓名、电话等资料纳入钻井队应急预案之中。
2.通过地方政府、村委会向群众讲解硫化氢的相关知识，包括遭遇硫化氢时的自救和相互救护方法和逃生路线等。
3.将应急预案的内容（制定预案应与地方政府、村委会沟通），尤其是应急预案实施时，地方政府和村委会的职责告知地方政府和村委会。可根据油气产量、硫化氢的含量、井场周围环境等情况选择性地与地方政府、村委会进行一次应急预案实施演练。“在这样的演练中，要包括动用设备和测试通讯设备，而模拟伤员要被送往有医治模拟伤情设施的医院”。
4.应急预案应根据硫化氢和二氧化硫的扩散特性考虑硫化氢和二氧化硫浓度可能产生危害的
严重程度和影响区域，SY/T5087其资料性附录中推荐了API RP49-2001版本中的“硫化氢扩散的筛选方法”，即利用一定条件下的硫化氢释放数学模型来预测其不同浓度下的暴露半径（即扩散半径），但RP49中说：附录中建模工作是在假设平衡浮力的气态硫化氢在稳定的气象条件下，在平坦的乡村地形下释放等较理想的条件下进行的，而影响暴露半径的因素有：液体/气体悬浮物的密度、释放速率和方向、密集的云雾、硫化氢释放形式（井喷、管线破裂等）复杂地形和建筑物、井喷流体的温度等，这些因素都会对计算出来的暴露半径值产生很大的影响，而这些大多数影响因素计算模型并未考虑，因而即使API RP49-2001版本推荐的这些预算模型也仅仅是指出建模预算井喷时硫化氢释放，在一定时间后其暴露半径的一种研究方向，SY/T5087中有一句话“美国石油学会没有认可任何具体模型”。
5.应急预案应随环境条件的变化（如钻井作业期间周边居民的增减、动迁，公共设施的变化等）和油气井作业的变化而修定。
去年4月在西南石油学院中加中心召开的“高含硫开发HSE规范及应急技术”研讨会上，介绍了加拿大阿尔伯达省在高含硫气田开发过程中安全管理方面的经验（能够开发含硫量达35%左右的构造），其中关于硫化氢危害区与井口距离的计算方法来确定应急撤离范围可作为参考。
（1）一级：H2S释放率< 0.3m3/S；100m内不能有居民和其他商业行为；
（2）二级：0.3m3/S < H2S释放率< 2m3/S；500m内不能有居民和其他商业行为；
（3）三级：2m3/S< H2S释放率<6m3/S；1500m内不能有居民和其他商业行为；
（4）H2S释放率>6m3/S；4000m内不能有居民和其他商业行为。
除用上述方法来预测应急撤离范围以外，当然，最为可靠的方法是当含硫油气井井喷发生后（其硫化氢含量超过30mg/m3）,向当地季节风下风方向派遣监测人员，携硫化氢监测仪和正压式空气呼吸器定点监测所在位置空气中的硫化氢浓度，一旦监测点空气中的硫化氢浓度达到30mg/m3，应急撤离范围也就确定了。若井喷仍处于失控状态，监测人员再继续往外延伸监测点的距离，并根据监测结果扩大应急撤离范围。
1998年3月某油田某井在用钻井液密度1.07～1.14g/cm3的钻井液钻609.5～1747m井段过程中，发生多次井漏，漏速在2.5～30m3/h之间。多次采用桥塞钻井液堵漏，累计漏失钻井液473.6m3，桥塞钻井液105.8 m3。后用密度1.09g/cm3的钻井液钻至井深1835.9m时，发生溢流后井口微涌。将钻井液密度提高到1.14g/cm3又发生井漏，漏速2～8m3／h。后又钻至井深1869.60m时井涌，涌势猛烈后关井观察，关井套压最高达8.1MPa，因表层套管（Φ339.7mm）下深238.99m，裸眼长，漏层多，不得不进行间断放喷，随后进行压井处理，因该构造已钻的几口井在该层位均未发现气显示，从而造成该井从设计到施工对该气层认识不足。该井井身结构是在地质预告的地层压力，参考该构造已完钻的几口井的实钻资料基础上设计的。表层套管设计只考虑了封固地表疏松跨塌层段，没有考虑封隔煤层，导致井涌关井后，该井天然气窜入附近煤矿。致使采煤工人死伤和硫化氢中毒。因而“在地质设计中”特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井、坑道的分布走向、长度和离地表深度。在选点确定地面井位时，应对地面附近煤矿做实地调查，尽量避开小煤矿，这些小煤矿经长期开采，采掘坑道相互串通，地层出现大量采动裂隙，承压能力低。若不了解这些煤矿，钻井工程设计和钻井中又未采取针对性的技术措施，就会造成天然气窜入某个采掘坑道，继而蔓延到数个煤矿，出现大面积受灾。若该井在悉知井筒所在地煤矿分布的详细资料的前提下，在第一次溢流后就果断地把Φ244.5mm套管提前下入，就不会出现溢流后关井造成地下井喷的局面。
3.3 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。
本条主要强调三点：
1.地质设计中应提供本构造邻近井（若是探井就提供邻近构造邻近井）的地层孔隙压力和地层破裂压力资料，油、气、水显示和复杂情况提示。
2.裂缝性碳酸盐岩地层既是同构造、同一层位，由于裂缝发育程度的不同，地层破裂压力并不象均质地层（如砂岩、泥页岩地层）那样随井深而增加，因而无规律可言，所以不要求作破裂压力曲线。
3.重视浅气层资料。若是探井，尤其要重视浅气层的井控工作，否则，就会造成失控的恶果。如某油气田某参1井，表层套管（Φ339.7mm）下深30
4.9m，井口装有液压防喷器，但未配远控台。1994年6月钻至井深59
5.34m，钻时明显加快、气测异常、总烃含量上升，循环观察5周，气测值恢复正常。后根据地质设计要求起钻准备取心，刚起出一立柱坐于转盘准备卸扣时发生井涌，至转盘面上0.5～1米，1分钟后喷至二层台上。因未装远程台，只能用手动锁紧杆关井，而手动锁紧杆和活塞杆连接十字头锁销被扭断，致使关井失败，造成井喷失控。约4个半小时后钻杆在转盘处被刺断，防喷器底法兰与四通也被带砂气流刺穿，后因未经许可擅入井场的运输车排气管排出的火花引发爆炸起火。
钻遇埋藏较浅的异常压力地层发生溢流，若控制不当，溢流转化为井喷时间短；由于表层套管下深也浅，钻井液密度较低，发生溢流后关井往往关井套压值较高；在等候处理期间，有可能因套压持续上升（天然气滑脱上升速度快）而导致地层漏失，甚至发生地下井喷。若因套压上升而被迫放喷，又可能造成井壁跨塌而卡钻。
3.4根据地质提供的资料，钻井液密度设计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：
a）油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa；
b）气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa～5.0MPa。
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；
——井控装臵配套情况。
具体选择钻井液安全附加密度值和安全附加压力值时，所考虑的影响因素中，“地层油气中硫化氢的含量”在SY/T5087中作了明确规定：“钻开高含硫地层的设计钻井液密度，其安全附加密度在规定的范围内……或附加井底压力在规定的范围内应取上限值。”其目的就是不让硫化氢溢流进入井筒，尽量减少硫化氢对套管、钻杆、钻井液以及返出地面后对作业人员造成伤害。
3.5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：
a）探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管；
b）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，套管下深应封住开采层并超过开采段100m；
c）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；
d）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。
含CO2的油气井中，H2S分压超过含硫油气井的划分标准时应按含H2S的油气井对待。
设计合理的井身结构和套管程序考虑的因素很多。如考虑工程、地质、试采对套管层次和下入深度的需要；考虑工艺技术的可行性（如固井技术）；考虑能否加快钻井速度，提高工程质量，降低钻井成本，来获取合理的经济效益等等，这里所列的要求仅仅是从井控的需要提出的，即：
1.考虑探井、超深井和复杂井需封隔钻进过程中出现的跨塌层、盐水层、石膏层、煤层、漏层和地层压力梯度相差悬殊的地层等因素，需在设计时留有再下一层套管的余地。
2.井筒与地下采矿坑道和矿井之间的距离不少于100m，且套管下深应封隔开采层段并超过其100m，避免在钻进中或因溢流关井或压井时发生地下井喷，致使高压含硫油气进入地下采掘矿井和坑道。
3.套管下深需考虑最大允许关井套压。
3.6每层套管固井开钻后，按SY 5430要求测定套管鞋下第一个3m～5m厚的易漏层的破裂压力。
若套管鞋以下3～5m为均质地层（泥页岩、砂岩地层等）应作破裂压力试验；若为脆性岩层（如灰岩地层），因作破裂压力试验时其开裂前变形量很小，很难在地层漏失时停止破裂压力试验，因而往往将地层压裂、使其承压能力下降。所以脆性岩层只作极限压力试验，极限压力根据下部地层钻井将采用的最大钻井液密度及溢流发生后关井和压井时，对该地层承压能力的要求决定。
3.7井控装臵配套：
a）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）选用压力等级为14MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见图A.1～图A.5；
2）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，见图A.6～图A.8；
3）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，见图A.9～图A.12。
b）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，节流管汇见图A.13；
2）压力等级为21MPa时，节流管汇见图A.14；
3）压力等级为35MPa和70MPa时，节流管汇见图A.15；
4）压力等级为105MPa时，节流管汇见图A.16。
c）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，其基本形式见图
A.17、图A.18；
d）绘制各次开钻井口装臵及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求；
e）有抗硫要求的井口装臵及井控管汇应符合SY/T 5087中的相应规定。
1.标准中提出的液压防喷器、节流管汇和压井管汇中的各种压力等级下的组合形式为基本组合形式，各油田可根据油田的具体情况，增加组合形式并在各油田井控实施细则中明确。
2.钻井必须装防喷器。若因地质情况允许不装防喷器，应由生产经营单位（中石油为油气田分公司）所委托的设计部门和钻井作业方共同提出论证报告，并经生产经营单位井控第一负责人签字批准。
3.含硫油气田所用井控装置的材料（金属和非金属）应具备抗硫性能。金属材料应符合NACE MR-01-75（或SY/T0599《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料的要求》）材料要求。非金属材料应能承受指定的压力、温度和硫化氢环境，同时考虑化学元素或其他钻井液条件的影响。
4.含硫油气井、区域探井应安装剪切闸板防喷器，安装剪切闸板防喷器的钻井井口装置组合形式主要有三种（从上到下）：
（1）环形防喷器+半封单闸板防喷器+剪切闸板防喷器+全封闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+半封单闸板防喷器+四通+套管头
（2）环形防喷器+半封单闸板防喷器+剪切闸板防喷器+全封闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+四通+套管头
（3）环形防喷器+半封单闸板防喷器+剪切闸板防喷器+全封闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+套管头
根据钻井承包方式的不同，各油田应制定剪切闸板防喷器及其控制装置相应的使用和管理程序，川渝油气田这种大承包井使用剪切闸板防喷器实现剪切闸板关井的指挥权限是这样规定的：在无法控制井口而发生井喷失控的情况下，钻井队队长在同甲方钻井监督协商后立即请示钻井公司井控第一责任人或井控负责人同意后，组织实施剪断钻杆（油管）关井。在来不及请示的特殊情况下，钻井队队长与甲方钻井监督协商后可以决定并组织实施剪断钻杆（油管）关井。
SY/T3333-2005《含硫油气井钻井井控装置配套安装和使用规范》中规定了用剪切闸板剪断井内钻杆或油管控制井口的操作程序：
a）在确保钻具接头不在剪切闸板防喷器剪切位臵后，锁定钻机绞车刹车装臵；
b）关闭剪切闸板防喷器以上的环形防喷器和半封单闸板防喷器；
c）打开主放喷管线泄压
d）在钻杆上（转盘面以上）适当位臵安装上相应的钻杆死卡（安装剪切闸板防喷器的井队应配备φ127mm和φ88.9mm的钻杆死卡各一只），用钢丝绳与钻机连接固定牢固；
e）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器；
f）打开远控台储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直到剪断钻杆或油管；
g）关全封闸板防喷器，并手动锁紧全封和剪切闸板防喷器；
h）关储能器旁通阀，将远控台管汇压力调整到规定值。
控制剪切闸板防喷器的三位四通换向阀应安装防误操作安全装置，司控台不应安装剪切闸板防喷器操作控制阀。使用剪切闸板防喷器时，除操作者外，其余人员撤至安全位置。剪切闸板使用一次后应及时更换，不再使用。剪切闸板防喷器的日常检查、试压、维护保养，应按全封闸板防喷器的要求执行。
3.8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臵和灌注装臵，应根据各油气田的具体情况配齐，以满足井控技术的要求。
由于装钻具止回阀会给堵漏、压井、传输测井等作业带来不方便。钻井过程中，尤其是在油气层中钻进是否装钻具止回阀的问题，各油田的专家未达成一致意见，因而本条写了“应根据各油气田的具体情况配齐，以满足井控技术的需要”。
“12.23”特大恶性井喷事故虽然国务院调查组已就事故原因下了结论，且负有直接责任人员已承担了刑事责任，从井控工艺技术的角度来看，事故发生最根本的原因是井队在起钻前和起钻过程中严重违规违章造成的。当然，生产技术管理不到位和其他方面的原因也给这次事故埋下了隐患。川渝油气田为吸取事故教训在是否装钻具止回阀的问题上为“井控实施细则”作了补充规定：1）油气层钻井作业中，除下述特殊情况外，都应在钻柱下部安装钻具止回阀和旁通阀：A）堵漏钻具组合；
B）下尾管前的称重钻具组合；
C）处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合；
D）穿心打捞测井电缆及仪器组合；
E）传输测井钻具组合。
除以上特殊情况外如不能接钻具止回阀和旁通阀，应经钻井公司井控第一责任人（或井控负责人）同意。
2）钻具止回阀的安装位臵规定：
A）常规钻进、通井等钻具组合，止回阀接在钻头与入井第一根钻铤之间；
B）带井底动力钻具的钻具组合，止回阀接在井底动力钻具与入井的第一根钻具之间；
C）在油气层中取芯钻进应使用非投球式取芯工具。止回阀接在取芯工具与入井的第一根钻具之间。
为保证需要的旁通阀之旁通孔滑套能顺利打开，规定旁通阀安装在钻铤与钻杆之间或距止回阀30～70m之处。水平井、大斜度井旁通阀安装在50°～70°井段的钻具中。
为避免钻进中止回阀被堵塞，要求入井钻井液应在地面认真清洁过滤。装有止回阀的钻具在下钻时还应坚持每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部前应灌满钻井液、再循环一周排出钻具内的剩余压缩空气后方可继续下钻。
钻具止回阀和旁通阀按入井特殊工具的使用管理要求建记录卡，详细记录入井使用时间等有关参数，每次下钻前由技术员、司钻检查其有无堵塞，刺漏和密封失效等情况。
另外，钻柱中装有止回阀时，起下钻发生溢流或井喷仍按关井操作程序控制井口。
3.9根据地层流体中硫化氢和二氧化碳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，按SY/T 5127选用完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。
SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》已将SY5279.1-91《石油井口装置额定工作压力与公称通径系列》、SY5279.2-91《石油井口装置法兰型式、尺寸及技术要求》、SY5279.3-91《石油井口装置法兰用密封垫环型式尺寸及技术条件》、SY5127-92《石油井口装置套管头》、SY5156-93《采油（气）井口装置》整合。
整合后的标准同等采用API Spec 6A《井口装置和采油树设备规范（1999年第17版）。
3.10钻井工程设计书中应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施。
这里未对加重钻井液的储备量和密度以及加重材料储备量作明确规定，各油气田可根据开发井油气产层地层压力梯度和其上部地层压力梯度的差异以及区域探井的地层压力梯度的预测精度分别在“实施细则”中规定。但SY/T5087中规定含硫油气井“应储备井筒容积0.5～2倍的大于在用钻井液密度0.1g/cm3以上钻井液和满足需要的钻井液加重材料。
3.11在可能含硫化氢地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的相应安全和技术措施。
“采用相应安全和技术措施”就是按SY/T5087的规定来保证作业人员、井场周边群众的安全，来选择抗硫井控设备和井下管材、工具或采取相应的防护措施。
3.12欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。欠平衡钻井施工设计书中应制订确保作业安全、防止井喷、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。
拟采用欠平衡钻井的地层应具备以下条件：
地层孔隙压力和地质情况较清楚；
地层稳定性较好，不易发生跨塌；
地层孔隙压力虽然较高，但渗透率较低；
不含硫化氢或微含硫化氢。
因而，欠平衡钻井通常是在油气田的开发井和储层能量已衰减的老油气田使用。
欠平衡钻井技术及其应用程度近几年发展很快，如川渝油气田1999～2004年，共安全地进行了61口井（64井次）的欠平衡钻井技术的应用。其中：以及时发现油气层和提高机械钻速为目的的有36口井；解决井漏等工程地质难题为目的的有5口井；及时发现油气层，有效保护油气层为目的的（欠平衡钻井和完井配套应用）有20口井。
其中：
纯气体钻井5口获工业性油气流21口
充气钻井4口
低密度欠平衡井52口获测试产量188.32万m3/d，产油13.75t/d
欠平衡钻井作业中也存在井控安全问题，必须给予高度重视，否则，会因欠平衡钻井的优点而忽视其潜在的风险，酿成井喷或失控着火事故。在作业安全上提出以下建议：
1、欠平衡钻井是一种特殊钻井作业，应由具有较高素质的专业队伍施工，施工前还应对井队人员进行技术交底和培训；
2、所有配套作业的井控设备的安装、调试、验收都按平衡钻井的相关标准执行；
3、防火、防爆、防硫化氢措施，消防器材、工具的配套按井控有关规定、标准执行。必须配备自动点火设备；
4、精心设计和随钻监测欠平衡钻井作业中相关参数（如井口压力，钻井液性能，充气速率，环空流体密度等），不仅可使井内循环系统工作优化（较稳定的欠平衡压差，更有效的岩屑运移），而且能保证作业安全。
如欠平衡压差设计：北美：软地层：0.35～0.7MPa
硬地层： 3.5～7MPa 通常在3.5以下
川渝：2～5MPa
5、定期对旋转防喷器的旋转总成，尤其是橡胶元件的磨损情况进行检测以保证其动密封能力。
6、气液分离器出现故障时应立即停钻或关井或压井抢修。
为保证欠平衡钻井作业安全，必须严格执行SY/T6543.1-2003《欠平衡钻井技术规范第一部分：设计方法》和SY/T 6543.2-2003《欠平衡钻井技术规范第二部分：井口压力控制装置及地面装置配备要求》及其相关标准的规定。
3.13对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻检（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。
由于dc指数随钻监测地层压力的方法仅适用于可压实均质地层，因而非均质的裂缝性碳酸盐岩地层不要求作dc指数随钻监测地层压力梯度曲线。
3.14在已开发调整区钻井，油气田开发部门要及时查清注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。钻开油气层之前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。
本款旨在开发调整区钻开时，避免因注水、注气等因素导致油气层地层压力异常而增加井控工作的难度、井下复杂情况和增加钻井成本。
1992年2月12日某油田某井钻至井深1395m时发现水侵，钻井液密度从1.32降至1.26（设计钻井液密度为1.3），粘度由23.5降至20.5秒，停止钻进，循环加重至1.35，恢复正常。当钻至1402m时又出现水侵，钻井液密度从1.35降到1.12，再次停止循环加重，半小时后发生井喷，喷高30m后关井停喷，因井壁跨塌埋死钻具。分析井喷原因是：周围注水井未及时停注，更没有泄压，开发部门也没有提供地层压力。处理过程中发生井架倒塌，决定不再处理本井，其损失312小
时，报废钻具2320.73m，报废进尺2781.5m。
4井控装置的安装、试压、使用和管理
4.1井控装臵的安装
对于井控装臵的安装标准，经油田有关部门进行安全评估后，在确保钻井安全的情况下，对本标准的相关条款可作适当调整。
4.1.1钻井井口装臵
钻井井口装臵包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。
4.1.1.1防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964中的相应规定。
4.1.1.2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。
4.1.1.3防喷器远程控制台安装要求：
a）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1m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、
易爆、腐蚀物品；
b）管排架与防喷管线及放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架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；
c）总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配臵气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；
d）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制；
e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。
4.1.1.4四通的配臵及安装应符合SY/T 5964中的相应规定。
4.1.1.5套管头的安装应符合SY/T 5964中的相应规定。
4.1.2井控管汇
井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。
4.1.2.1钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接。
4.1.2.2钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其通径不小于78mm。
4.1.2.3放喷管线安装要求：
a）放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm；
b）放喷管线不允许在现场焊接；
c）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；
d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；
e）管线尽量平直引出，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；
f）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；
g）管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚或预制基墩固定牢靠，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；
h）水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。
4.1.2.4井控管汇所配臵的平板阀应符合SY/T 5127中的相应规定。
4.1.2.5防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态。
4.1.3钻具内防喷工具
钻具内防喷工具包括上部和下部方钻杆旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆。
4.1.3.1钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。
4.1.3.2应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀。
4.1.3.3钻台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止回阀）。4.1.4井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装臵
4.1.4.1应配备钻井液循环池液面监测与报警装臵。
4.1.4.2按设计要求配齐钻井液净化装臵，探井、气井及气油比高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，并将液气分离器排气管线（按设计通径）接出井口50m以上。
其详细的规定在SY/T5964-2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中规定得较详细，但从历次井控检查的结果及井喷和失控事故原因来看，井控装置的安装主要存在以下一些问题：
1、井控装置压力等级不配套
某油气田某1井1995年发生井喷失控后在处理过程中才发现防喷器组合为70MPa压力等级，而防喷管线的内控闸门却是35MPa压力等级。因而，无论是关井、压井等作业，只能按井控设备承压能力为35MPa考虑。
2、防喷器安装完毕后，未认真校正井口，转盘，天车中心（其偏心差应小于或等于10mm），造成钻井过程中防喷器、套管头严重偏磨。
3、防喷器组合固定钢丝绳小于16mm，常用1/2″甚至3/8″钢丝绳。
4、防喷器手动锁紧杆未装齐或锁紧杆与锁紧轴之间的夹角大于30°。
5、防喷器组合太高，手动锁紧操作杆离地面距离大而无法操作。
6、防喷器仅有一侧挂有手动锁紧操作开关方向和到底圈数的标牌。
7、远控台紧靠放喷管线，距井口距离小于25m。
8、司控台未固定。
9、节流管汇和压井管汇法兰连接螺栓两端与螺帽未上平齐，有的螺栓明显偏短。
10、放喷管线出口：一条接出井场离井口75m以远，而另一条（压井管汇侧）刚接至井场边；甚至刚连接到远控台旁。放喷管线出口对准公路、民居或在树林旁而无任何防火措施（如修燃烧坑池、防火墙等）。
11、放喷管线转弯处铸（锻）钢弯头为90°。
12、放喷管线悬空无支撑；转弯处仅一端固定；固定卡子和管线间用木棒、木块填塞。
13、走向一致的两条放喷管线紧挨在一起，或间距小于0.3m。
14、未配液气分离器。
15、钻台上未准备防喷单根。
16、液气分离器排出管线未按设计通径接出（大多为27/8″油管）；排出管线悬空无支撑；转弯处弯头为多段管子焊接而成；固定不牢固，甚至和放喷管线捆绑在一起；排出管出口距井口距离小于50m。
“放喷管线不允许现场焊接”这是在行业标准清理审查会上对本标准1999年版所作的修订，原版为“……不允许有任何焊接”。对于一般油气井，工厂焊接可采取焊接保温等消除焊接区产生内应力的措施，从而可保证使用安全，而现场焊接不具备这样的条件。川渝油田在放喷管线的安装上根据本油田的具体情况还作了补充规定：
A、放喷管线全部使用法兰连接；
B、放喷管线和连接法兰应全部露出地面，不能用穿管的方法实施保护；
C、含硫和高压高产地区钻井、四条放喷管线出口都应接出距离井口100m以远，并具备放喷点火条件。
4.2井控装臵的试压
4.2.1试压值
4.2.1.1防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压，环形防喷器（封闭钻杆，不试空井）、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力。
4.2.1.2在井上安装好后，试验压力在不超过套管抗内压强度80% 的前提下，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、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为额定工作压力；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低于10MPa。
4.2.1.3钻开油气层前及更换井控装臵部件后，应采用堵塞器或试压塞按照4.2.1.2中的有关条件及要求试压。
4.2.1.4防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。
4.2.2试压规则
4.2.2.1除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余井控装臵试压介质均为清水。
4.2.2.2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。
这里要强调几点：
1、按钻井工程设计要求试压。因为钻井井口装置的试压，钻井工程设计不仅考虑了防喷器组合的额定工作压力，也考虑了套管的承压能力和地层破裂压力。
2、防喷器控制系统的油路用21MPa的油压作一次可靠性试压，尤其是装有剪切闸板的钻井井口装置。
3、各油气田在稳压时间上可高于标准（即10min）。
4、关于井控车间是否要对环形防喷器和闸板防喷器进行低压密封试验的问题还有待各油田的专家协商。
在SY/T5053.1-2002《防喷器及控制装置防喷器》标准中（该标准主要是针对防喷器的设计、制造和检验，即制造厂家而言）规定：
A、对环形防喷器应作试验压力为1.4～2.1MPa的低压密封管柱试验和密封空井试验；
B、对闸板防喷器（含剪切闸板、变径闸板和液压锁紧闸板）都应作压力为1.4～2.1MPa的低压密封试验。
但SY/T5964-2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》标准中（该标准主要针对油气井井控装置的使用提出要求）无上述低压试验要求。
另外，防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压，其目的有两个：
A、当环形防喷器胶芯或闸板防喷器闸板因钻井液固结或其他原因，用正常控制液压（10.5MPa）不能推动而关（开）井时，可直接用储能器液压（21MPa）不经调压阀来推动环形防喷器胶芯或闸板防喷器闸板；
B、闸板防喷器的液控油路和液缸在生产厂家出厂前作过31.5MPa的强度实验，因而不仅能用21MPa的液压来推动闸板关（开）井，而且剪切闸板防喷器能用21MPa（气动泵直接打压）压力来剪断钻具。
剪断管柱出厂试验要求见下表：
若钻井现场对剪切闸板有特殊要求（如具备剪断加重钻杆或其他钢级的钻杆的能力），在订货时必须做特殊说明；
5、环形防喷器在井控车间和现场都不作密封空井的密封试验，即使在生产厂家出厂时作封闭空井的密封实验，试验压力也只有工作压力的50%。
4.3井控装臵的使用
4.3.1环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不用来封闭空井。
4.3.2在套压不超过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。
4.3.3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，锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4圈～1/2圈。
4.3.4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，允许以不大于0.2m/s 的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头。
4.3.5当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。
4.3.6严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
4.3.7检修装有绞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。
4.3.8钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。
4.3.9井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具。
4.3.10防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964中的相应规定执行。
4.3.11有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
4.3.12平行闸板阀开、关到底后，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。
4.3.13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标示。
4.3.14井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。
4.3.15采油（气）井口装臵等井控装臵应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装臵在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。
井控装置的使用上主要存在以下问题：
1、远控台三位四通换向阀手柄在正常钻进中处于中位。
API RP53《防喷设备系统推荐作法》中规定：在钻井过程中，每个防喷器控制阀应转到开启位置（不是中间位置），处于“开位”可防止闸板伸出，避免损坏胶芯或闸板；处于“开位”也有利于及时判断液压管线接头是否漏油、防喷器是否有内漏等，以便井控车间上井维修。防喷器液控系统使用说明书（如北京石油机械厂产品说明书）也说：正常钻进时，控制各防喷器的转阀应在“开位”，控制液动放喷阀的转阀应在“关位”……。而当试压或检修设备时，各转阀均应扳到“中位”。
2、全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器的三位四通换向阀手柄用铅丝捆死，而不是防误操作安全罩。
3、防喷管线紧靠四通的内控阀处于关闭状态。
4、远控台油箱液压油量不够。
5、电控箱压力继电器未调整好，自动控制不正常（正常控制是：21±0.5MPa自动停泵；18±0.5MPa自动启动）。
6、远控台和司钻台的压力表值相差悬殊（压力变送器未调整好）。
7、远控台储能器氮气压力不足（正常情况是7±0.7MPa）。
8、液压管线泄漏（特别是由壬连接处）。
9、远控台气动泵不能正常工作（有的是气路闸阀损坏，有的是气动泵本身有故障）。
10、将压井管汇作为日常灌注钻井液管线用（尤其是密度较高的钻井液因沉降，干涸易堵塞通道）。
11、平板阀关到底后未回转1/4～1/2圈（未使阀板与阀座处于浮动状态）。
12、液动节流阀阀位传感器有故障，节控箱阀位开度表无显示或显示不正常。
13、节控箱液动节流阀开关（换向阀）损坏。
14、节控箱气动泵不能正常工作（气路泄漏或气动泵活塞阻卡）。
4.4井控装臵的管理
4.4.1各油气田应有专门机构负责井控装臵的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其职责范围和管理制度。
4.4.2钻井队在用井控装臵的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。
4.4.3设臵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。
4.4.4各油气田应制定欠平衡钻井特殊井控作业设备的管理、使用和维修制度。
1、搞好井控装置的管理，既要抓井控车间的管理，也要抓井队对井控装置的管理，上述一些问题有的属井控车间送往现场的设备及其配件本身不合格或者是在现场的安装质量较差；有的是井队未及时发现问题请井控车间立即前来修理或操作不当。要避免或减少上述问题除井控车间要重视井控设备和配件的出厂质量、安装质量外，就是要提高巡检的数量和质量。另外，井队干部也应定期对井控设备进行检查，才能保证井控设备处于完好的待命状态。
2、井控装置作为高压控制设备，为确保其功能和相关参数的稳定，除日常的维护保养外，还应定期进行检查和维修。尤其是液压防喷器，需按SY/T6160进行三月期外观检查和试压；一年期拆、卸、检查、更换部分密封件及必要的修复、组装和试压；三年期拆卸全部零件，修复和更换磨损的零件、密封件，使防喷器达到SY5053.1规定的各项性能指标。
3、严格井控装备及配件的采购，其生产厂家必须是各石油集团和各油田认可的具有生产许可证、产品合格的厂家。目前，市场上生产井控装备和配件的厂家很多，其产品质量和售后服务信誉良莠不齐。有的虽然取得了生产许可证并进入了各级销售网络，但产品质量很差，有的甚至将现场回收的报废设备，经维修后当成新产品销售，品质异常恶劣。
4、各石油集团应建立井控设备及重要部件的正常报废制度，并制定相应判废的标准（或判废技术条件），以此来强制更新目前还能使用、但存在重大安全隐患的井控设备。如中石油已制定和发布了企业标准Q/CNPC41-2001《防喷器判废技术条件》、四川石油管理局制定了企业标准Q/CNPC-CY622-2002《井控装置地面防喷器控制装置判废技术条件》、Q/CNPC-CY623-2002《井控装置、防喷器控制装置耐火软管判废技术条件》等。
5、关于防喷器橡胶件，尤其是环形防喷器胶芯的储存寿命，在相关标准中无要求，这是因为其
寿命与橡胶件的质量（涉及配方、生产工艺等）和储存条件（涉及温度、环境等）等因素有关。下面推荐不同储存条件下的橡胶寿命，供参考。
橡胶件在不同储存条件下的寿命
橡胶件储存条件等级
5钻开油气层前的准备和检查验收
5.1加强地层对比，及时提出可靠的地质预报，在进入油气层前50m～100m，按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。
对裸眼地层进行承压能力检验就是先解决油气层以上地层的漏失问题，为避免打开油气层后发生“下喷上漏”和地下井喷的复杂情况。
5.2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。
5.3日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装臵和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。
5.4以班组为单位，落实井控责任制。作业班每月不少于一次不同工况的防喷演习，其关井操作程序见附录B和附录C。钻进作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应在5min 内控制住井口，并将演习情况记录于“防喷演习记录表”中，参见附录D。此外，在各次开钻前、特殊作业（取心、测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习，达到合格要求。
历次井控检查发现，防喷演习往往工况不全，井队常做防喷演习的工况是正常钻进和起下钻杆作业，缺或很少做起下钻铤和空井防喷演习。各钻井公司应加强防喷演习的监督与检查。
各油气田需规范关井操作程序，实施中各岗位的具体职责和跑动路线需明确，并加深作业班对关井操作程序的正确、全面的理解，如应对发现溢流后司钻报警、关井、解除信号的识别，信号长短作统一要求；当节流阀前的平板阀关后，即“关井”已结束，应打开环形防喷器；远控台岗位（大多是副司钻）的职责除确认防喷器三位四通换向阀手柄已换向（若未换向，证明司控台控制失效，应直接用远控台控制防喷器关或开）外，还应到钻台下看闸板防喷器活塞杆是否缩进或伸出，以确认闸板防喷器已关或开，若活塞未缩进或伸出，则应通过检查以判断是液压管线漏失或防喷器内漏（如液缸活塞密封件失效等）引起；钻进作业或起下钻杆作业，应将钻具悬空而不是座在吊卡上实施关防喷器的动作等等。
5.5钻井队应组织全队职工进行防火演习，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。
钻井队除组织全体职工进行通常意义的消防演习外，在含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习。防硫化氢演习应分两种层次的演习：一种是井队全体职工按应急程序中自身应急响应进行（不涉及地方和其他单位），第二种是完全模拟应急程序，动用人身防护设备（如正压式空气呼吸器）、H2S 和SO2检测设备、通讯设备、消防和急救设备和相关人员，并通知地方政府有关单位（最好请他们也参加）。
去年12月16日川渝油田在四川大竹金鸡乡境内的凉东10井举行了石油企业与地方政府联动井喷防硫化氢救援演习，其目的是演练和完善应急预案与救援机制。演练中，石油企业除按SY/T5087应急响应程序作好自身“防硫化氢抢险工作”外，还和地方政府一起撤离井场周边群众，肩负演练重任的川钻13队圆满地完成了演练任务，观摩这次演练的川渝油气田领导和地方政府领导对这次企业与地方政府的成功联动演练给予了非常满意的评价。
5.6强化钻井队干部在生产作业区24h轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即督促整改。要求：
a）值班干部应在进入油气层前100m开始挂牌值班，并认真填写值班干部交接班记录；
b）井控装臵试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在现场组织指挥。
与过去不同的是，修订后的标准和修订后的中石油“井控规定”九项管理制度都强调了干部值班必须在生产作业区而不是生活区，值班干部应挂牌或有明显标志。
5.7建立“坐岗”制度，定专人、定点观察溢流显示和循环池液面变化，定时将观察情况记录于“坐岗记录表”中，参见附录E。
6.9加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。“坐岗”观察溢流显示的人员应在进入油气层前100m开始“坐岗”，“坐岗”人员上岗前应经钻井队技术人员技术培训。“坐岗”人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。要求：
a）钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录；
b）起下钻中注意观察、记录、核对起出（下入）钻具体积和灌入（流出）钻井液体积；观察悬重变化以及防钻头水眼堵塞后突然打开引起的井喷。
前几年因井队人员缩编（由四班三倒三班两倒两班两倒）和有偿解除劳动合同等原因，钻井队生产班人数减少，有些油气田将钻井生产班的座岗岗位取消，将钻井生产班座岗人员的职责全部交给地质录井人员，而地质录井人员和钻井生产班在作业过程中又缺乏沟通，以致不能及时警告钻井作业班溢流预兆或违规操作造成的循环池钻井液液量变化，最终造成井喷乃至恶性井喷事故发生，“12.23”事故就是一典型井例。目前，川渝油气田强化了“坐岗制度”，要求钻进中，钻井生产班应落实人员坐岗。起下钻、停钻或其他辅助作业时，钻井生产班和地质人员应同时落实专人坐岗，分别记录和校核钻井液循环池液面变化和灌入与返出量，有异常情况及时报告当班司钻。
座岗人员应按下面6.9条中的要求提高岗位素质和加强责任心。1989年9月16日某油田某井在凌晨4:55，泥浆工发现液面有少量油花和气泡（溢流预兆），钻井液密度由1.31下降到1.3，粘度由51上升到63秒，未引起重视。05:05槽面气泡增多、油气味浓，仍未引起重视。5:35见泵压不正常，停钻检查，钻井液从喇叭口涌出，凭经验判断要井喷，立即鸣笛报警。司钻发现井口外溢，但未采取关井措施，只抢接钻具止回阀。卸方钻杆时大钳打滑，3分钟才卸开方钻杆。此时钻杆内开始喷钻井液，几次抢接止回阀失败后打开放喷管线，关防喷器，因喷出物中的岩屑撞击4号罐引起着火，烧毁钻机。
5.8检查所有井控装臵、电路和气路的安装是否符合规定，功能是否正常，发现问题及时整改。
本条的目的是强调井队干部（尤其是技术干部）和井控设备保养人员履行自己的岗位职责，尤其是井队干部不应依赖井控公司的巡检。应强化井队自身在整个钻井作业期间对井控设备的巡检，及时发现问题并通知井控公司整改。只有这样才能及时排除诸如远控台油量不够、电控箱压力继电器故障、气动泵不能正常工作、节控箱控制失灵等安全隐患。
5.9按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，并对储备加重钻井液定期循环处理。
井队必须定期对储备钻井液进行循环处理和性能检测，以免储备钻井液加重材料沉淀、堵塞流动通道或因下雨（储备罐无雨棚）等自然因素使储备钻井液性能发生改变，而需使用储备钻井液时又对其性能心中无数。
5.10钻井队通过全面自检，确认准备工作就绪后，向上级主管部门（钻井公司和油气田分公司所属二级单位相关部门）汇报自检情况，并申请检查验收。
5.11检查验收组由钻井公司和油气田分公司所属二级单位相关部门有关人员组成，按标准进行检查验收工作。
5.12检查验收情况记录于“钻开油气层检查验收证书”中，参见附录F；如存在井控隐患应当场下达“井控停钻通知书”，参见附录G，钻井队按“井控停钻通知书”限期整改。检查合格并经检查人员在检查验收书上签字，由双方二级单位主管生产技术的领导或其委托人签发“钻开油气层批准书”后，方可钻开油气层，参见附录H。
关于钻开油气层的申报、审批制度需强调：
1、杜绝钻开油气层前的检查验收走过场，检查验收组必须按标准进行检查验收工作。本着安全检查谁检查验收谁负责的原则，检查验收者签字应一个不漏，签字齐全。
2、经检查验收合格后，批准井队可以钻开油气层的“钻开油气层批准书”应及时送抵井队。历次井控检查发现都有井队早已钻开油气层，而“钻开油气层批准书”仍未送达井队的情况。
3、未经检查验收就擅自钻开油气层的钻井队应按油气田制定的奖惩制度给予处罚。
6油气层钻井过程中的井控作业
6.1钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。钻井中要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报，经批准后才能修改。但若遇紧急情况，钻井队可先处理，再及时上报。
6.2发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。
6.3每只钻头入井开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/3～1/2正常流量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补测。
6.4下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：
a）钻开油气层后第一次起钻前；
b）溢流压井后起钻前；
c）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；
d）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；
e）钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时；
f）需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。
6.5短程起下钻的两种基本作法：
a）一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环一周，若钻井液无油气侵，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后再起钻；
b）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。
6.6起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施：
a）保持钻井液有良好的造壁性和流变性；
b）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3；
c）起钻中严格按规定及时向井内灌满钻井液，并作好记录、校核，及时发现异常情况；
d）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s；
e）在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的流量，防止钻头泥包；
f）起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。
6.7发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。
6.8若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。
6.9加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。“坐岗”观察溢流显示的人员应在进入油气层前100m开始“坐岗”，“坐岗”人员上岗前应经钻井队技术人员技术培训。“坐岗”人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。要求：
a）钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录；
b）起下钻中注意观察、记录、核对起出（下入）钻具体积和灌入（流出）钻井液体积；观察悬重变化以及防钻头水眼堵塞后突然打开引起的井喷。
6.10钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施保持井内液柱压力与地层压力平衡防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。
6.11电测、固井、中途测试应做好如下井控防喷工作：
a）电测前井内情况应正常、稳定；若电测时间长，应考虑中途通井循环再电测；
b）下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板；固井全过程（起钻、下套管、固井）应保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷；
c）中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装臵符合安装、试压要求的前提下进行。
关于第六章，为保证油气层钻井过程中安全作业的井控工艺技术措施写得较具体，且操作性也较强，下面举些实例来说明因井队违规违章造成的井喷事故。
1、未按钻井工程设计执行钻井液密度值
1997年6月14日20:15某油气田某井取心钻进至2924.89m，因最后1.6m钻速突快，当时判断可能钻遇高压油气层，钻井液密度1.74g/cm3（设计值：1.79～1.84g/cm3）故决定割心起钻，循环钻井液观察后效，至20:45，甲方监督为了不影响岩心收获率要求停止循环立即起钻，起出2立柱钻杆发现井口溢流，3～5秒钟后井喷，喷高10m。关井15分钟后关井立压4.5Mpa、套压5MPa。在压井过程中因回收钻井液闸门开启不畅，在抢换过程中，套压上升为25MPa。环形防喷器刺漏，又关半封闸板防喷器控制井口（23:24），用一条放喷管线放喷，套压18MPa，此时半封闸板防喷器也被刺坏。15日0:30终因半封闸板防喷器完全刺坏而失控。
在处理过程中，井内钻具刺断，经多次压井成功后打捞出钻具2111m。在倒扣、套铣无效后侧钻至3147m完钻。
本井井喷失控的原因还有：井控设备存在多处隐患未得到及时整改；起钻前未搞短程起下钻的情况下循环时间不够就起钻；套压为5MPa时活动钻具导致环形防喷器刺漏；座岗人员责任心太差，未及时发现溢流显示，当井口外溢3～5秒后就井喷等等。
2、钻遇异常高压地层，未及时修正与实际地层压力梯度不符合的设计钻井液密度值。
1996年7月28日某油田某井，取心钻进至711.05m割心起钻，起至38.4m，钻柱内冒钻井液，抢接接头和钻杆失败，井喷喷高40m，将井内钻柱喷出。
本井设计钻井液密度1.18～1.2g/cm3，钻进中出现井涌，用1.23～1.24g/cm3的钻井液才压稳油气层，后仍用低密度钻井液进行起下钻作业，井口溢流又未能及时发现而导致井喷。
3、罗家16H井在起钻前和起钻过程的一些重要环节上违规违章，最后导致特大恶性井喷事故的发生。
（1）起钻前最后钻进9m，遇快钻时（钻时从34.4min/m降到6.2min/m）未引起司钻和值班干部的重视，没有采取任何措施（如停钻，停泵观察）。
（2）在油气层中钻进，起钻前未进行短程起下钻。起钻前在含硫（151g/m3）气层中水平钻进414.68m，更应用短程起下钻检验起钻是否因抽吸等原因产生后效。
（3）起钻前循环时间不够。根据当时的井眼参数、井深和钻井泵流量，循环一周需61min，但作业班仅循环35min后就起钻。
（4）起钻中未按规定及时向井内灌满钻井液。井队自己规定每起出3柱钻杆应向井内灌满钻井液，本次起钻有4次5柱以上才灌一次钻井液。开始起钻就是起6柱才灌一次。间隔时间最长的达9柱才灌一次钻井液。从灌钻井液的录井曲线上看，大多数灌钻井液时都未达到泵压幅度值，且没有挂泵的持续时间，只能认为灌钻井液时司钻刚挂上泵就摘泵，根本就未灌进钻井液。
（5）钻井作业班起钻时无座岗人员观察和记录循环池液面变化和其他溢流显示，因此未及时发现溢流。本井钻井工程设计中，产层钻井液密度安全附加值为0.09～0.17，实钻钻井液密度安全