青海油田石油与天然气钻井井控实施细则.docx

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青海油田石油与天然气钻井井控实施细则

青海油田石油与天然气钻井

井控实施细则

吐哈石油青海钻井公司

安全质量环保科翻印

二〇〇六年九月二十日

目录

第一章总则1

第二章井控设计1

第三章井控装备5

第四章钻开油气层前的准备工作11

第五章钻开油气层和井控作业12

第六章井喷失控的处理17

第七章防火防硫化氢措施18

第八章井控技术培训19

第九章井控工作九项管理制度20

第十章附则24

附件1东部天然气钻井井控措施25

附录1井口装置组合图27

附录2关井操作程序32

附录3顶驱钻机关井操作程序34

青海油田石油与天然气钻井井控实施细则

第一章总则

第一条为了深入贯彻《安全生产法》、《环境保护法》，进一步推进油田井控工作科学化、规范化，提高公司井控管理水平，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，根据集团公司对井控工作的要求，特制定本《青海油田石油与天然气钻井井控实施细则》。

第二条本着“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，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。

第三条井控工作是一项系统工程，油田公司的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备和培训等部门，必须十分重视，各项工作必须有组织地协调进行。

第四条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、钻开油气层和井控作业、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方面内容。

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：

1、满足井控安全的钻前工程及合理的井场布置。

2、全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层（或浅水层、浅盐层）资料，开发区块分层动态压力数据。

3、适合地层特性的钻井液类型，合理的钻井液密度，合理的加重钻井液、加重剂和其他处理剂的储备。

4、合理的井身结构。

5、满足井控作业安全的各次开钻井控装备系统及系统的试压标准。

6、对已熟悉掌握的低压油田不发生井喷的开发井（未注水开发的区块且地层孔隙压力梯度小于0.1），可在设计明确不装封井器.

第六条钻前工程施工应遵循以下原则：

1、在选定井场大门方向时，要把季节风向作为重要因素考虑进去。

一般情况下，井场的左前方应为季节风的上风方向，钻井液循环系统应处在季节风的下风位置。

2、必须保证远程控制台摆在面对井场左前方。

与井口的直线距离为25ｍ以远。

3、井场值班房、材料房、地质室、泥浆室等，应设置在井场季节风的上风方向。

如有防护室，应设置在上风方向较远处。

4、为使放喷管线能顺利穿过震动筛基础而接出井场，钻机的井架底座基础及震动筛基础应高出井场平面200—250ｍｍ。

如有四条放喷管线从井架底座接出时，两侧要留有宽0.5ｍ、深0.5ｍ的通道。

5、为便于安装井口和进行特殊作业要求挖方井（或圆井）。

一般情况下，方井的宽应大于1.8ｍ，深应大于1.5ｍ，四周和底部要抹好水泥，并有排水沟。

如有特殊要求，要满足井口安装要求。

6、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少于500ｍ；距高压线及它永久性设施不少于75ｍ。

在钻井作业期间，应撤离油气井井口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。

特殊情况，若安全距离不能满足上述规定，由建设单位提出申请上报油田公司安全部门进行专项安全风险评估，按评估意见处置。

第七条地质部门应提供全井地层孔隙压力梯度曲线、破裂压力梯度曲线、邻区邻井资料、试油压力资料、岩性剖面及故障提示等资料。

新区探井应按科学打探井技术规定，提供五种必需的地质图件，即设计井位区域构造及地理位置图、主要目的层局部构造井位图、过井“十字”地震时间剖面图、过井地质解释横剖面图、设计柱状剖面图。

开发井（含调整井）要提供钻井区块井位设计图、蹩压小层分布图、浅气层（或浅部盐层、水层、流砂层）分布图、区块压力等高线图、注水压力曲线图、邻近注水井资料（包括井距、注水层位、注水量、注水压力、停注放溢流要求、与邻近油井连通情况、可能钻遇的蹩压层深度及对应的层位）、邻近采油井资料（包括井距、开采层位、目前静压、总压差、产液量、与邻近水井连通情况、含水率、封堵井段及套管损坏情况）。

第八条调整井开钻前，区块内的注水井应根据井口压力，提前若干天（一般为10—30天）采取注水井停注、注水井放溢流、油井转抽降压等具体措施，以降低区块内地层压力，为钻井安全施工，确保固井质量，保护油气层产能，提高综合经济效益创造条件。

第九条为掌握探井的压力变化，要大力推广应用地层压力预测和监测技术。

开钻前要用地震层速度法及邻井邻区资料进行地层压力预测；钻进中要用Dc指数法或页岩密度等方法进行随钻压力监测，绘出全井段的地层压力梯度曲线。

如有条件，要用重复式地层测试器（RFT）及时测试，取得压力数据。

根据监测、检测的结果，及时调整钻井液密度。

为掌握套管鞋处地层的承压能力，当套管鞋处第一层为砂岩时，要做地层破裂压力试验；当套管鞋处第一层为脆性岩层时，要做地层极限压力试验。

在套管鞋以下高压油气层之前，要对裸眼井段做地层承压试验。

若发生漏失，则应堵漏后再钻开高压油气层。

对于复杂井，要求每钻进100—200ｍ做一次地层承压试验。

第十条平衡压力钻井中钻井液密度的确定，一般情况下应以裸眼井段的最高地层孔隙压力梯度的当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值。

其附加值可按下列两种原则确定:

⑴油水井为0.05---0.10ｇ/ｃｍ3,气井为0.07---0.15ｇ/ｃｍ3。

（2）油水井为1.5---3.5MPa，气井为3.0---5.0MPa。

在已开发地区打调整井，如果目的层压力高于原始地层压力值时，则应根据附近注水井、采油井的动态压力数据或实钻资料，在保证安全钻井和保护油气层的前提下确定较为合理的钻井液密度。

第十一条根据地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，确定合理的井身结构。

套管设计除遵循正常的设计程序外还必须满足井控技术的要求：

1、应避免同一裸眼井段有两个以上压力梯度相差较大的油气水层。

2、套管鞋处裸露地层不会被钻下部地层时的钻井液液柱压裂，也不会因溢流关井或进行压井作业而被压裂。

3、应避免长裸眼井段不下技术套管，造成打开油气层前井控复杂情况出现。

4、超深井、复杂井的套管程序，应留有一层备用套管。

5、在含硫化氢地区的套管设计中，套管材质选择不仅要考虑强度，还要考虑抗硫化氢腐蚀的能力。

6、含H2S、CO2等有害气体和高压气井的完井套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，水泥必须返到地面。

第十二条钻井工程设计书中应绘制各次开钻钻井井口及井控管汇安装示意图，并提出安装、试压要求。

第十三条需要进行欠平衡钻井作业施工时，必须制定欠平衡钻井施工设计书，有确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的井控措施。

当硫化氢浓度≥20mg/ｍ3将对人员、设备产生极大危险，不进行欠平衡钻井。

第三章井控装备

第十四条按全井最高地层压力选用液压防喷器的压力级别和组合形式，具体要求是：

一、最高地层压力小于l4MPa的井，选用14Mpa或以上等级的防喷器，其防喷器组合有以下五种形式供选择:

1、套管头+四通+单闸板防喷器

2、套管头+四通+单闸板防喷器＋单闸板防喷器

3、套管头+四通+双闸板防喷器

4、套管头+四通+单闸板防喷器+环形防喷器

5、套管头+单闸板防喷器+四通+单闸板防喷器

二、最高地层压力大干l4MPa小于2lMPa的井，选用2lMPa（或35Mpa）的防喷器；最高地层压力大于21Mpa小于35Mpa的井选用35MPa的防喷器。

2lMPa和35MPa的防喷器组合有以下三种形式供选择:

1、套管头+四通+双闸板防喷器+环形防喷器

2、套管头+单闸板防喷器+四通+单闸板防喷器+环形防喷器

3、套管头+四通+双闸板防喷器+单闸板放喷器

三、最高地层压力大于35Mpa小于70Mpa的井选用70Mpa的防喷器；最高地层压力大于70Mpa的井选用105Mpa的防喷器。

70Mpa和105Mpa的防喷器组合有以下四种形式供选择：

1、套管头（含套管头四通）+四通+双闸板防喷器＋单闸板防喷器+环形防喷器

2、套管头（含套管头四通）+单闸板防喷器+四通+双闸板防喷器+环形防喷器

3、套管头（含套管头四通）+四通+单闸板防喷器+四通＋双闸板防喷器＋环形防喷器

4、套管头（含套管头四通）＋四通＋四通＋双闸板防喷器＋单闸板防喷器＋环形防喷器

第十五条完井井口装置的选择应按SY5156《采油（气）井口装置》标准进行选择完井井口装置。

第十六条节流管汇的压力级别和组合形式要与防喷器压力级别和组合形式相匹配，并按以下形式进行选择:

⑴额定工作压力等级小于或等于l4MPa时，节流管汇按图13连接安装。

⑵额定工作压力等级为2lMPa时，节流管汇按图14连接安装。

⑶额定工作压力等级为35Mpa－70MPa时，节流管汇按图15连接安装。

⑷额定工作压力等级为105MPa时，节流管汇按图16连接安装。

第十七条压井管汇为压井作业专用。

压井管汇有以下两种方式选择：

⑴额定工作压力为14Mpa、21Mpa和35Mpa时，压井管汇的连接形式如图17。

⑵额定工作压力为70Mpa和105Mpa时，压井管汇的连接形式如图18。

第十八条井控装备配套安装技术要求:

一、钻井井口装置

1、套管头的安装应保证四通与防喷管线的高度位置不变，在固井作业时，应保证套管中心线与井眼中心线的偏差不大于10ｍｍ，保证套管悬挂器和保护套能顺利装入。

下表层套管时，要根据井口装置的高度和放喷管线的安装计算好联入长度，并校正好井口。

2、防喷器安装完毕后，必须校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10ｍｍ，防喷器用∮16ｍｍ（5/8″）的钢丝绳在井架底座的对角线上绷紧。

3、必须装齐闸板手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆与锁紧轴中心线的偏斜不大于30°。

4、司钻控制台、远程控制台和防喷器之间的连接管线在连接时要清洁干净，并确保连接正确。

二、防喷器控制装置

1、远程控制台设置在专用活动房内，安装在井场左前方，距井口不少于25ｍ，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离,周围10ｍ之内不得堆放易燃易爆、腐蚀物品，并保证2ｍ宽的行人通道。

2、安装液控管线前必须用压缩空气将所有管线吹扫干净,安装时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。

3、气管缆的安装应顺管排架安放在其侧面的专门位置上，或从空中架设，多余的管缆盘放在靠远程台附近的管排架上，严禁强行弯曲和压折。

4、司钻控制台安装在司钻操作台附近，使司钻操作方便，并固定牢靠。

5、司钻控制台和远程控制台气源应分开，经干燥过滤后的气体用两根专用管线分别接远程控制台和司钻控制台上，储能器瓶的压力不能低于21Mpa,管汇压力不能低于10.5MPa。

6、远程控制台电源必须从发电房配电盘总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

三、井控管汇

1、防喷管汇、节流管汇、压井管汇及其这些管汇上的管线、闸门、法兰等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。

节流、压井管汇以内的管线要使用专用管线并采用标准法兰连接。

钻井液回收管线、放喷管线使用合格管材，含硫化氢油气井的放喷管线要采用抗硫的专用管材，不得焊接。

每个闸门要挂牌编号。

2、防喷管线（通径应不小于78mm）应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接。

气井和探井防喷管线一律采用套管法烂连接.

3、井口四通两翼至节流、压井管汇为内控管线。

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。

4、节流管汇为两翼或三翼节流线路时，至少一翼要配置能实施远程控制的液动节流阀，并设置阀位开度指示器；节流管汇控制台应设置气动泵、手动泵、蓄能器和各类阀件、仪表以及能远程监测环空压力、立管压力的压力变送器及仪表；防喷管线与节流管汇之间的液动平行闸板阀由防喷器控制装置控制。

5、节流管汇、压井管汇以外的管线为放喷管线。

放喷管线布局要考虑当地风向、宿舍区、道路、各种设施等情况，并接出井口75ｍ以远，距各种设施不少于50米的安全地带，一般情况下要求安装平直，如遇特殊情况管线需要转弯时，要采用铸钢弯头，其角度大于120°。

放喷管线通径应大于∮78ｍｍ。

6、探井、气井及气油比高的油井按钻井工程设计要求配备钻井液气体分离器和除气器。

气体分离器进口与节流管汇出口用标准管线连接，回收钻井液管线接至循环罐;液气分离器排气管线管径等于或不小于排气口直径,接出距井口50m以远固定，管口接至便于点火的安全位置。

7、内控管线、节流管汇、压力管汇、放喷管线应保证畅通，要采取防堵防冻措施。

所有井控管线必须固定牢靠。

放喷管线每隔10—15ｍ以及在放喷管线的转弯处、放喷口必须用水泥基墩地脚螺栓或活动基墩固定。

水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。

其中水泥基墩坑长、宽、深为0.8ｍ*0.8ｍ*0.8ｍ，遇地表松软时，基础坑体积应大于0.8ｍ3。

活动基墩上部长*宽为0.6m*0.6m、下部长*宽为0.8m*0.8m、高0.6m.压板尺寸厚10mm、宽100mm,压板弧度符合防喷管线要求.

四、钻具内防喷工具

1、每个钻井队都应配备方钻杆上、下旋塞和钻具止回阀。

根据井控工艺要求，还可配备钻具旁通阀。

2、在钻具中接入的投入式止回阀，其座式短节尺寸要和所用的钻具一致，投入阀芯应能从短节上部钻具的最小水眼通过。

3、探井、气井钻具内防喷工具要求必须使用井底阀。

4、钻台上准备一根防喷单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀）。

五、井控监测仪器仪表

1、要求钻井队配备钻井液循环池液面监测与报警装置、起下钻自动灌钻井液装置和各项井控参数仪表。

2、配置的钻井液池液面监测报警仪要能准确显示钻井液池液量变化，液量变化能预调，并在液量超过预调范围时报警。

配置的各项井控参数仪表，精度等级不低于1.5级。

六、钻井液净化装置

1、所有井队要求达到三级以上钻井液净化装置。

2、探井和气井按工程设计要求配备钻井液气体分离器和真空除气器。

第十九条井控装备的试压和使用要求：

1、全套井控装备在井控车间用清水试压。

环形防喷器封用∮127mm（5∥）钻杆试压到额定工作压力，闸板防喷器试压到额定工作压力。

2、全套井控装备在井上安装好后，进行清水试压，在试压压力不超过套管抗内压强度的80％的前提下，环形防喷器用∮127mm（5∥）钻杆试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、节流管汇、压井管汇均试压到额定工作压力。

3、钻开油气层前及更换井控装备部件后，要采用堵塞器或试压塞进行清水试压，环形防喷器用∮127mm（5∥）试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器试压到额定工作压力。

4、放喷管线试压不低于10Mpa。

上述压力试验，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。

5、防喷器控制系统必须采取防冻防堵措施，保证灵活好用。

6、环形防喷器不允许长时间关井。

非特殊情况，不用来关闭空井。

环形防喷器处于关闭状态时，允许上下活动钻具（必须按规定调整控制压力），不允许旋转和悬挂钻具。

7、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，必须使用18°斜坡接头钻具，起下速度不得大于0.2ｍ/ｓ。

8、井内有钻具发生井喷时，应先用环形防喷器控制井口，严防误用全封闸板关井。

9、用闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧闸板，打开闸板前必须先手动解锁。

锁紧和解锁都须先到底，然后回转1/4—1/2圈。

10、严禁直接开防喷器泄井内压力。

11、有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只有在紧急情况下当密封失效至严重漏失时才能使用，到止漏即可，此后应立即更换密封件。

12、平行闸板阀关到底后，须回转1/4—1/2圈，其开、关须一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

13、检修闸板防喷器或更换闸板时，两侧门不应同时打开。

14、油气层钻进中要求每两天须关开半封闸板和节流阀一次，每起钻完开关全封闸板一次，环形防喷器每起下钻一次试关井（在有钻具的条件下）一次。

15、井场应备有一副与在用闸板同规格的闸板。

16、井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

17、最大允许关井套压值在节流管汇处以明显标识牌进行标识。

18、所有井控装备的调试和使用除上述规定外，均按产品说明书进行。

19、钻井公司、井控车间和钻井队都要有专人负责井控装备的管理工作，要建立严格的管理制度。

20、钻井公司应制定出欠平衡钻井作业设备的管理使用和维修制度。

第二十条钻井井控装备严格执行集团公司《井控装备技术判废检验管理规定》。

青海钻井公司井控车间负责对在青海油田施工作业的所有钻井队伍井控装备的试压检验，并出具证明；井控装备的判废检测执行集团公司有关规定。

第四章钻开油气层前的准备工作

第二十一条钻开油气层前的准备工作应从思想、组织、物资器材和技术措施等方面着手，并按审批制度检查验收，合格后才能钻开油气层。

第二十二条严格执行中国石油天然气集团公司《井控操作证制度》，井架工、正、副司钻、技术人员和井队队长必须持证才能上岗操作。

第二十三条井队要向全队职工进行工程、地质、钻井液和井控等方面的技术措施交底。

第二十四条落实溢流早期显示观察岗位和关井程序操作岗位，坚持井队干部24小时值班制。

第二十五条钻井队必须配备有明显标志的防喷单根，所有井控设备、专用工具、消防设备、电气路系统应配齐并处于正常状态。

第二十六条在进入油气层前50—100m要将井内钻井液密度及其它性能调整至钻开油气层的设计值，并循环一周，并按照钻井施工要求，储备足够的重钻井液、加重料和处理剂。

第二十七条在钻至油气层前，每个班组至少要进行一次防喷演习，并作好讲评、整改和记录工作。

第二十八条井队通过全面自检确认可以钻开油气层后，向有关科室汇报自检情况，并申请检查验收。

油田公司组织有关人员按钻开油气层要求进行检查验收工作。

对检查出的问题要求井队限期整改，直至验收合格，经各方在“检查验收证书”上签字批准后，井队方能钻开油气层。

第五章钻开油气层和井控作业

第二十九条加强地层对比，及时提出地质预告，并做好地层压力监测工作及时采取相应的技术措施。

第三十条井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值，若发现设计与实际情况不相符合时应按设计审批程序及时审报，经批准后才能修改。

特殊情况时，可先采取措施，同时报出修改意见。

第三十一条钻开油气层或在油气层中钻进，钻头水眼直径的大小应有利于压井和堵漏的进行。

第三十二条每只钻头下钻后应做一次低泵速排量试验；以1/3―1/2正常排量循环一定时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、排量、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作。

第三十三条钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、蹩钻、跳钻、气测异常及油气显示等情况，应立即停钻，待搞清楚井下情况后再继续钻进。

如发现溢流要及时发出报警信号，按正确的关井程序及时关井。

⑴起钻前要充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不得超过0.02ｇ/ｃｍ3，井口无外溢现象。

⑵起钻中严格按规定灌够钻井液。

一般情况下，每起出5根钻杆立柱或1根钻铤立柱应灌一次钻井液，特殊情况下要连续灌钻井液。

灌钻井液时，要作好校核和记录工作，保证灌够所需数量。

第三十四条起钻中避免井内发生严重抽吸，其预防措施是：

1、在油气层中和油气层以上10立柱钻具长的井段内起钻速度不得超过0.5m/ｓ。

2、钻井液保持良好的造壁性和流变性。

3、在疏松地层，特别是造浆性强的地层中钻进和划眼时应保持足够的排量，以防止钻头泥包。

4、如钻头在井底连续工作时间太长、且机械钻速较快，为消除井眼缩径、泥饼过厚等影响因素，应作短程起下钻。

第三十五条避免因井下压力激动产生漏失。

第三十六条加强溢流显示的观察，及时发现溢流。

1、人力观察和仪器监测要紧密结合。

所用仪器应灵敏可靠，当溢流量在1m3时应能自动报警。

2、司钻应随时观察钻时、泵压、悬重的变化，及时发现放空、蹩钻、跳钻等显示。

3、副司钻也应注意观察泵压变化及钻井液池液面变化。

4、“坐岗”人员或记录工在钻进中要定时观察、记录钻井液池液面变化量和出口槽钻井液返出量，及时发现气浸、钻井液密度下降、粘切上升、出口槽处有天然气气味、槽面有油花等显示。

起钻中注意校核是否能按起出钻具量灌进钻井液，未灌进钻井液时是否有钻井液流出，下钻中停止下放钻具时是否有钻井液不断流出。

5、“坐岗”人员负责观察震动筛处钻井液返出量情况，及时发现井漏或井涌。

6、钻井液工作人员在起钻前、下钻后、正常钻进中、处理钻井液前后以及井下出现异常情况时，测量钻井液全套性能，以利及时发现溢流和正确判断井下情况。

7、现场地质录井人员要和“坐岗”人员一起负责观察溢流显示，并做好记录和发出警报工作。

第三十七条坚持用短程起下钻检查发现溢流；

一、在下述情况下需进行短程起下钻作业

1、钻开油气层后的第一次起钻。

2、溢流压井后的起钻。

3、打开油气层堵漏后的起钻。

4、钻进中气侵严重但尚未出现溢流情况下的起钻。

5、在进行电测、下套管、中途测试前的起钻。

二、短程起下钻的基本做法有两种：

1、一般情况，试起10—15立柱钻具，再下入井底循环一周，若钻井液无油、气、水侵等显示则可正式起钻。

否则，应循环除气并适当调整钻井液密度后再起钻。

2、特殊情况，如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，停泵观察一个起下钻周期或需停泵工作时间，再下回井底循环观察一周，若井下正常则可正式起钻。

否则，应采取除气、加重措施后再起钻。

第三十八条发现溢流1方报警，2方关井。

第三十九条关井按“四·七”动作关井程序进行。

关井后应求得准确的关井立管压力、关井套压和溢流量。

检查或消除圈闭压力时，以节流管汇排放钻井液，每次排放量不得大于100L。

第四十条起下钻中发生溢流，要尽快抢接钻具回压阀。

在控制溢流量允许范围内（1方），尽可能多下一些钻具，然后关井。

第四十一条钻开油气层后发生井漏的处理

1、放空后不得下放钻具探底，井漏后一般不得继续钻进，应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，根据井下情况，确定下步处理措施。

2、如条件允许，应起钻下光钻杆堵漏。

若条件不允许，则用原钻具堵漏。

3、如在目的层段堵漏,应将钻具下至漏层之上，用暂堵剂、桥塞或可酸溶性物封堵漏层。

第四十二条电测、固井、中途测试、原钻机试油的井控作业应按下述原则进行

1、电测前井内情况必须正常、稳定。

电测时、井口应配备电缆剪切工具（液压断丝钳）；若电测时间长，应考虑再通井循环，电测时准备一根带回压阀的钻杆，以备井内异常时强行下入控制井口。

2、固井全过程应保证井内压力平衡。

为防止水泥侯凝期间因水泥失重而导致的井喷，对于无套管头的井要提前焊好环形铁板。

3、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，以保证井控安全。

起下钻杆或油管必须在井口装置符合