西南油气田分公司2018年新版井下作业井控实施细则.docx

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井下作业井控实施细则

西南油气田分公司

二○一八年

目录

第一章总则 1

第二章井下作业设计中的井控 1

第三章井控装置的安装、试压和使用 4

第四章开工准备和检查验收 15

第五章井下作业中的井控 16

第六章溢流的处理和压井作业 23

第七章防火、防爆、防硫化氢安全措施 24

第八章井喷失控的处理 26

第九章井控技术培训、考核 27

第十章井控工作分级责任制 30

第十一章井控突发事件逐级汇报制度 34

第十二章附则 35

附录A井下作业防喷器组合推荐形式 36

附录B井下作业压井节流管汇 38

附录C井下作业地面测试流程 39

附录D井下作业开工井控验收申请书 42

附录E井下作业开工井控检查验收表 43

附录F井下作业开工井控批准书 49

附录G地面测试流程检查验收表 50

附录H“三防“演习记录表 54

附录I井口关井参数提示牌 55

附录J液面坐岗观察记录表 56

附录K停止作业通知书 57

附录L复工申请单 58

附录M关井程序 59

附录N西南油气田分公司高含硫化氢天然气井井口失控后井口点火程序 60

附录O西南油气田分公司井控风险分级管理办法 63

附录P井喷突发事件报告信息收集表（资料性附录） 66

附录Q集团公司井控管理九项制度（资料性附录） 68

西南油气田分公司井下作业井控实施细则

第一章总则

第一条根据中国石油天然气集团公司Q/SY1553《井下作业井控技术规范》和集团公司井控管理相关规定，结合西南油气田井控工作特点，特制定本细则。

第二条井控工作是一项系统工程，西南油气田分公司（以下简称“分公司”）的勘探、开发、设计、监督、质量安全环保、物资装备、教育培训以及井下作业相关的承包商、协作方等部门和单位必须高度重视，各司其职，在本细则规定内有组织地协调进行。

第三条本细则规定了西南油气田井下作业设计中的井控要求、井控装置、开工准备和检查验收、井下作业中的井控、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训考核、井控工作分级责任制、井喷事故逐级汇报制度等内容。

第四条本细则适用于分公司井下作业的井控工作。

第二章井下作业设计中的井控

第五条井下作业设计（包括地质设计、工程设计和施工设计）中应有井控方面的内容。

第六条地质设计中应包括的井控内容：

（一）井场周围人居情况调查资料，包括井场周围一定范围内的居民住宅、学校、工厂、矿山、国防设施、高压电线、地质评价、水资源情况以及风向变化等环境勘察评价的文字和图件资料，并标注说明。

（二）本井和邻井的各产层中有毒有害气体含量。

（三）本井产层性质（油、气、水）预测，本井和邻井目前地层压力和原始地层压力、油气比、注水注气区域的注水注气压力、采出程度，以及其它地质层段在钻开时的钻井液性能，油、气、水、漏显示资料，原试油情况（层段、产能、压力及流体性质资料）。

（四）地层分层及其岩性。

应提示钻进中所遇放空层、特大漏失层、塑性地层、易垮塌层等特殊地层。

（五）井身结构，井内各层套管外径、钢级、壁厚、下入井深，水泥返高，固井情况，试压情况，套管腐蚀磨损情况；井下管串的结构、外径、钢级、壁厚、下入井深，井下复杂情况；井口情况；各层套管环空压力情况。

（六）丛式井组中邻井井眼轨迹、本井与邻井地面及井底的间距，邻井的井身结构，套管参数，试采简况，地层互相连通情况等资料。

第七条工程设计中应包括的井控内容：

（一）防喷器

1.压力等级应不小于施工层位预计最高井口关井压力和生产套管最小抗内压强度的80%以及油管头四通额定工作压力三者中的最小值。

防喷器组合推荐形式见附录A。

2.防喷器组的通径应不小于油管头配备的油管悬挂器最大外径。

（二）压井液密度

应根据地质设计提供的最高地层孔隙压力或实测地层压力的当量密度值为基准，再增加一个安全附加值，安全附加值为：

1.油井、水井为0.05～0.10g/cm3或控制井底压差1.5～3.5MPa。

2.气井为0.07～0.15g/cm3或控制井底压差3.0～5.0MPa。

具体选择附加值时应综合考虑地层压力、地层流体中有毒有害气体的含量。

3.对不能建立循环的油气井，应使液柱压力平衡地层压力。

（三）压井液的准备

1.压井液的有效体积不低于井筒容积的1.5倍。

2.对于地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井，应储备压井液，其有效体积不低于1.5倍井筒容积，密度为正试层原钻井液密度，或储备能配制等量同密度压井液的加重材料及处理剂。

（四）井内为纯天然气时井口最高关井压力预测。

（五）油层套管控制参数计算及分析。

（六）油管强度设计计算参数。

（七）采油（气）井口装置应满足试油工程作业及开发生产需求。

（八）针对井下作业各重点工序提出相应的井控要求和技术措施。

（九）对于硫化氢含量超过75mg/m3的井不宜进行带压起下钻作业。

第八条施工设计中应包括的井控内容：

（一）防喷器、内防喷工具、地面流程检查、安装、试压的具体要求。

（二）防硫化氢和井喷应急预案，以及硫化氢防护器具、检测仪器的配备要求。

（三）各重点工序的具体井控技术措施。

（四）保护油层套管的具体要求和措施。

（五）根据地质设计中提供的周边环境调查情况制定相应措施。

第九条井下作业应先设计（包括补充设计和变更设计）后施工、无设计不施工。

第三章井控装置的安装、试压和使用

第十条井下作业井控装置包括防喷器、防喷器控制系统、采油（气）井口装置、压井管汇、节流管汇、防喷管线、放喷管线、内防喷工具、防喷管以及作为压井放喷作业的测试流程。

第十一条井控装置的安装要求

（一）采油（气）井口、防喷器

1.压裂酸化、排液、测试、关井复压应安装采油（气）树。

2.未安装采油（气）树的井下作业应安装防喷器组。

3.连续油管作业时，应配套安装相应压力等级和通径的连续油管防喷器组。

4.绳索作业时，应配套安装相应压力等级和通径的绳索防喷装置；同时满足产层未暴露、作业前后井口无压力、有防喷器组三个条件时可不安装绳索防喷装置。

5.带压作业时应安装安全防喷器组和工作防喷器组。

（二）防喷器远程控制系统

1.远程控制台安装在距井口不少于25m的远控房内，远控房距节流管汇、压井管汇、放喷管线的距离不少于1m，其内不得堆放杂物，进出远控房操作的通道宽度不少于2m，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

后门处于常闭状态。

2.远程控制台油箱中液压油无乳化变质现象，液压油油面在标记上下限范围内。

3.蓄能器完好且压力为17.5～21.0MPa，环形防喷器控制压力为8.5～10.5MPa，管汇控制压力为9.5～11.5MPa，并始终处于工作压力状态。

4.远程控制台控制手柄应处于与控制对象一致的工作位置，全封闸板、剪切闸板控制手柄应有防误操作装置，剪切闸板控制手柄同时安装限位装置。

5.远程控制台电源应从总控制柜处直接引出，用单独的开关控制，并有标识，其开关旋钮应处于自动位置。

6.配有司钻控制台的井，总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分配器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65～1.0MPa之间。

司钻控制台、辅助控制台与远程控制台上的储能器压力差值小于0.6MPa、管汇压力及环形压力差值小于0.3MPa。

7.剪切闸板气源不接到司钻控制台。

8.半封闸板防喷器与提升系统刹车应安装联动防提装置。

9.管排架之间应连接牢固，其与防喷管线、放喷管线的距离不少于1m，在车辆跨越处装设过桥盖板，不应在管排架上堆放杂物、以其作为电焊接地线，或在其上进行焊割作业。

10.液压控制管线在安装前应逐根检查，确保畅通，管排架上的管线应连接牢固，密封良好，连接处便于观察液压油有无渗漏现象，安装后应对液控管线进行21.0MPa开、关试验检查，控制管线拆除后应采取防堵措施。

11.与防喷器装置相连接的液压软管线应耐火且防静电。

（三）压井管汇、节流管汇

1.压井管汇、节流管汇、防喷管线的压力等级应不低于设计用防喷器的压力等级。

2.防喷管线应为钢制硬管线，不得焊接，其内径不小于57mm，材质满足流体性质要求。

预计最大关井压力大于35MPa应采用法兰连接。

（四）内防喷工具（回压阀、旋塞阀）

1.内防喷工具的压力等级应不低于设计用防喷器的压力等级。

2.钻台上至少应有两只配套内防喷工具，并有与井内管柱相连接的配合接头及其配套开关工具（回压阀抢装工具或旋塞阀板手）。

3.内防喷工具处于常开状态。

（五）进行特殊管柱起下钻作业时应配备长度适宜的防喷单根，其长度为油管头四通法兰面到钻台转盘面（或操作面）的距离再附加1m为宜，防喷单根上端接旋塞阀，下端接与井内管柱相连接的配合接头。

（六）作业现场应配备工作液专用计量罐，其监测装置和报警装置应工作正常，计量罐与防溢管之间的连接管线应为铠装软管。

第十二条地面测试流程的安装

（一）转向管汇、油嘴管汇

1.转向管汇、油嘴管汇、连接管线的压力等级应不低于预计最高关井压力。

2.连接管线应为钢制硬管线，不得焊接，其内径不小于57mm，材质满足流体性质要求。

3.井口关井压力小于35MPa的井，地面流程可使用节流管汇作为油嘴管汇，见附录B。

4.地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井地面测试流程应安装紧急关断系统，见附录C。

5.远程控制装置距井口不小于25m，距地面测试流程管线、管汇、分离器应不小于5m，周围10m范围内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

（二）分离器及除砂设备

1.分离器距井口的距离不小于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，固定坑尺寸长×宽×深为0.8×0.6×0.8m，绷绳与地面夹角为30°~70°。

3.分离器测试管线出口接入燃烧池，排液管线出口接入排液池或回收罐。

4.分离器应配套安装安全阀，分离器至安全阀及安全阀泄压管线不应安装截止阀。

5.分离器安全阀泄压管线应接至井场外的安全地带，出口处地势开阔、无障碍物，出口末端不得接弯头；含硫气井分离器安全阀泄压管线应接至燃烧池。

井口关井压力小于分离器工作压力可不接安全阀泄压管线。

6.加砂压裂、地层出砂严重的井应在井口和转向管汇间安装地面除砂设备。

第十三条管线的安装

（一）管线应为钢制硬管线，材质满足流体性质要求，不得焊接，内径不小于57mm。

（二）管线在转弯处应使用不小于90°的锻造钢制弯头。

（三）地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井放喷管线安装时应至少有两条独立的放喷通道。

（四）井口压力大于35MPa，井口装置与管汇、管汇与管汇间的管线应采用法兰连接。

（五）管线的布局要综合考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等因素。

（六）管线走向一致时，间距应不小于0.3m，交叉时应保持一定间隙或采用木板、橡胶隔离，防止管线直接接触相碰。

（七）点火口应接至距井口75m以远（含硫油气井应接至距井口100m以远），相距分离器、油库（罐）、高压线、民房等设施不小于50m，燃烧池周围隔离带不小于50m。

因特殊情况达不到要求时，应进行安全风险评估并制定有针对性的安全防范措施，经项目建设单位和承包商共同审批后实施。

（八）管线出口端应安装缓冲器。

缓冲器法兰距最后一个固定压板的距离不大于1m。

点火口的缓冲器前端与后挡火墙的距离不小于燃烧池长度的2/3。

（九）管线在车辆跨越处应安装过桥盖板，过桥盖板下的管线无法兰、丝扣或由壬连接接头。

第十四条压力表的安装

（一）压力表量程的选择应使所测压力在量程的1/3～2/3之间。

压力表精度等级不低于2.5，测试用精密压力表精度等级不低于1.6，压力传感器精度等级不低于0.5。

（二）压力表安装后应便于观察，考克应具有表端泄压功能。

（三）含硫油气井应安装抗硫缓冲器，无抗硫缓冲器应使用抗硫压力表。

（四）各层套管环空应安装压力表进行压力监测。

第十五条管线的固定

（一）压板圆弧应与管线外径相匹配。

（二）井口、管汇连接管线长度超过7m时应用基墩固定。

（三）管线每隔10～15m用基墩固定，悬空长度超过10m时中间应支撑牢固。

（四）接至燃烧池的管线距出口1m内用水泥基墩双卡固定，距出口5～7m处再采用水泥基墩固定。

（五）弯头前后均应采用固定压板固定，固定压板与弯头的距离不大于1m，管线出口与固定压板的距离不大于1m。

（六）水泥基墩坑尺寸长×宽×深为0.8×0.8×1.0m，如遇地表松软时，基墩坑体积应大于1.2m3。

地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度大于0.5m。

多条走向一致管线共用同一水泥基墩时，水泥基墩坑尺寸：

长为水泥基墩边缘距两侧管线0.4m，宽为0.8m，深为1.0m。

（七）采用移动基墩固定时，移动基墩重量不低于600kg；多条走向一致管线共用同一移动基墩时，其重量不低于1800kg。

移动基墩应在明显位置标明重量值，与管线固定牢固。

（八）管线固定时，基墩处不应有接箍、由壬及法兰，管线和弯头不应被淹埋或固定在水泥基墩内。

第十六条井控装置的试压

（一）井控装置在井控车间、现场安装或更换配件后均应进行试压，同时采集试压记录曲线。

（二）试压介质：

井口装置副密封和防喷器控制系统试压介质为专用液压油，其余井控装置试压介质为清水。

（三）井控车间试压

1.环形防喷器（封闭钻杆或油管）、闸板防喷器、剪切闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、防喷管线、内防喷工具试压值为额定工作压力。

除内防喷工具试压稳压时间不少于5min、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，压降不超过0.7MPa为合格。

2.闸板防喷器应做低压密封试验，试压值为1.4～2.1MPa。

试压稳压时间不少于10min，无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。

3.采油（气）井口应在有资质的第三方进行气密封检测合格后方能上井。

（四）现场试压

1.防喷器

除环形防喷器试压稳压时间不少于10min外，其余防喷器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。

（1）闸板防喷器试压值为套管最小抗内压强度的80%、设计用闸板防喷器压力等级及油管头四通额定工作压力三者中的最小值。

（2）在套管最小抗内压强度的80%以内，环形防喷器（封闭钻杆或油管）的试压值为其额定工作压力的70%。

（3）连续油管防喷器试压值不低于预计最高工作压力。

（4）绳索防喷装置按预计最高井口关井压力的1.2倍进行试压，试压时间不少于15min，压降不超过3.45MPa，并小于试压值的5%为合格。

（5）防喷器现场安装后连续使用1个月应重新进行试压。

2.采油（气）井口

采油（气）井口新连接部位试压稳压时间不少于30min，压降不超过0.7MPa为合格，试压值不低于预计最高工作压力。

3.井筒

试压值为套管最小抗内压强度的80%、采油（气）井口额定工作压力、套管头、回接筒额定工作压力四者中的最小值。

稳压时间不少于30min，无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。

4.管汇及管线

管汇及管线试压稳压时间不少于10min，压降不超过0.7MPa为合格。

（1）管汇及管汇前的连接管线的试压值应不低于预计最高工作压力。

（2）热交换器及前端的连接管线的试压值不低于热交换器额定工作压力的80%。

（3）放喷、排液、测试、直排管线试压值不小于10.0MPa。

5.分离器

分离器现场安装后其试压值不低于分离器最近一次检测时所给定的最大允许工作压力的80%。

第十七条井控装置的使用

（一）防喷器

1.防喷器处于工作状态时，其远程控制系统压力应保持在工作压力范围内，相应控制手柄处于工作位置。

2.环形防喷器不应长时间关井，非特殊情况下不应用来封闭空井。

3.用具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧闸板。

4.防喷器内有管柱或绳索时，非特殊情况下严禁关闭全封闸板和剪切闸板防喷器。

5.关井状态下不宜活动或起下管柱。

特殊情况下，在只关闭环形防喷器且套压不超过14MPa时，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动管柱，但不允许转动管柱和管柱接头通过胶芯。

若需用环形防喷器进行不压井起下钻作业，在套压不超过7MPa且井内为18°斜坡接头管柱的情况下，起下钻速度不应大于0.2m/s。

6.严禁直接打开防喷器泄压。

7.检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换闸板时，两侧门不能同时打开。

8.作业过程中在有条件下每半月对闸板防喷器及环形防喷器（空井除外）开关活动一次。

9.有二次密封的闸板防喷器和平板阀，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。

10.不应将防喷器用于酸化、排液、测试和复压作业。

11.非特殊情况下连续油管防喷器不应用于关井。

12.当井内有连续油管或绳索时，严禁关闭采油（气）井口1号、4号、7号闸阀及防喷器全封闸板和剪切闸板。

当防喷器卡瓦闸板和半封闸板关闭时严禁进行起下连续油管作业。

13.严禁直接在油管头或防喷器上坐吊卡起下管柱作业。

14.节流、压井管汇不能用作日常灌注压井液用。

（二）剪切闸板防喷器

1.使用剪切闸板的前提条件：

井喷失控，现场已无力改变井喷失控状态且危及人身安全的情况下，才能使用剪切闸板剪断井内管柱，控制井口。

2.使用剪切闸板防喷器实施剪切关井的指挥权限：

井队长同监督协商一致后，请示项目建设单位和承包商井控第一责任人同意后，立即组织实施剪断管柱关井；若情况紧急，来不及请示，经工程技术监督同意，由井队长组织实施剪断管柱关井。

3.剪切闸板防喷器剪断管柱关井操作程序

（1）确保管柱接头不在剪切闸板防喷器剪切位置后，锁定钻机绞车刹车系统。

（2）关闭剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器和环形防喷器，打开放喷管线泄压。

（3）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。

（4）打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪断井内管柱关井；若未能剪断管柱，应由气动泵直接增压，直至剪断井内管柱关井。

（5）关闭全封闸板防喷器，手动锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。

（6）试关井。

4.剪切闸板防喷器使用安全注意事项

（1）钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理，避免因误操作而导致管柱事故或更严重的事故。

（2）操作剪切闸板时，除远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置。

（3）恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。

5.全封闸板防喷器失效时，可采用剪切闸板防喷器封闭空井。

（三）采油（气）井口

1.采油（气）井口闸门应挂牌编号，并标明其开、关状态。

2.采油（气）井口应配有备用钢圈，备用油管挂密封件不少于2套。

3.坐油管挂或起油管挂前应确认顶丝全部退入油管头，当油管挂坐入油管头后应顶紧全部顶丝，确认到位。

4.起下钻、旋转作业时应使用油管头保护套，保护套宜采用提拉方式取出。

5.采油（气）井口1号、2号和3号闸阀保持全开状态，采用其余阀门控制开关，平板阀不允许半开半闭或作节流阀用。

第十八条井控装置的管理

（一）检验及检测

井控装置的检测应由具有检测资质的机构进行检测。

1.防喷器及其控制系统的送检周期为3个月，其时间起始点为井控车间送出时间。

若单井施工时间或多井连续使用超过3个月的，则在本层施工结束后进行检测。

2.绳索和连续油管防喷器及其控制系统检测周期为1年。

3.分离器投入使用后首次检测周期为3年，以后的检测周期由检测单位或部门根据前次内外部检测情况确定。

4.分离器安全阀检测周期为1年，校验合格的安全阀应加装铅封，其开启压力为分离器最近一次检测时所判定的最高工作压力的1.05～1.10倍。

5.压力表的校验周期为半年，并将检定标识贴于压力表便于观察的地方。

6.压井管汇、节流管汇、防喷管线、地面测试流程管汇连接管线现场试压周期为3个月。

7.内防喷工具应每3个月送井控车间检测。

8.采油（气）井口经两次压裂酸化后，若需动管柱再次压裂酸化作业，拆下的采油（气）树应回场维护、保养并进行气密封检测。

（二）防喷器及其控制系统现场由作业队负责日常维护、保养和检查，送检防喷器及其控制系统时，应向井控车间说明在使用过程中出现的问题。

（三）井控车间应对内防喷工具进行功能试验、试压，并将检测合格证随内防喷工具一同发送至作业现场。

（四）每次起下钻作业前应检查确认旋塞阀、回压阀工作正常，并做好检查、使用记录。

（五）井场应配置温度和湿度满足橡胶件储藏条件的库房，橡胶密封件应分类入库、上架避光保存，并注明厂家、出厂日期、有效使用期及库存数量。

（六）井控装置及其配件应是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。

第十九条利用钻机进行井下作业的井控装置的安装、试压、使用和管理按《西南油气田分公司钻井井控实施细则》执行。

第四章开工准备和检查验收

第二十条项目建设单位应及时组织现场办公，对地质、工程、井控工艺等方面开展技术交底。

第二十一条井下作业开工前，作业队应根据地质、工程设计，结合周围环境编制施工设计和应急预案，报承包商审批。

第二十二条作业队应按设计要求作好施工准备，若发现实际与工程设计不相符时，应及时向项目建设单位申报，按程序进行设计变更。

第二十三条作业队自检自查合格后，向承包商申请开工，承包商向项目建设单位申请开工井控检查验收，井下作业开工井控验收申请书见附录D。

第二十四条项目建设单位接承包商开工验收申请书后，组织开工井控检查验收，井下作业开工井控检查验收表见附录E，验收合格后下达经项目建设单位批准的井下作业开工井控批准书（见附录F）。

第二十五条项目建设单位应组织对地面测试流程进行检查，检查合格后方能进行排液诱喷、压裂酸化作业。

检查内容见附录G。

第二十六条月度检查按开工井控检查表和地面测试流程检查表进行，发现问题应限时整改。

第五章井下作业中的井控

第二十七条起下管柱、旋转作业、起下特殊管柱、空井四种工况应进行相应防喷演习，各班组每月且每井次进行不少于一次相应工况的防喷演习，起下无节箍管柱作业时应在5min内控制住井口，其余作业时应在3min内控制住井口，演习结束后应对演习情况进行讲评，并记录在“三防”演习记录表（见附录H）中。

第二十八条每口井作业队应组织进行防火演习，含硫化氢井作业前还应进行防硫化氢演习，直至合格为止，演习结束后应对演习情况进行讲评，并记录在“三防”演习记录表中。

第二十九条B环空、C环空的压力监测及处置

（一）每天至少观察记录1次B、C环空压力。

井筒试压、压裂酸化、排液测试、关井复压期间应接压力传感器连续记录B、C环空压力。

（二）B环空、C环空带压的井应根据情况接泄压管线至井场外安全位置。

第三十条井口关井参数提示牌（见附录I）放于节流管汇后便于观察的位置，并面向前场，其内容应包括井内为天然气时的最高、最低控制套压，井筒液体密度下的最高允许控制套压、最大允许掏空深度。

任何情况下关井，井口最高关井压力不应超过设计允许控制压力。

第三十一条装有采油（气）树敞井观察或装有防喷器作业时，应严格执行液面坐岗观察制度，观察出口及液面的变化（见附录J）。

1.循环作业时每15min记录一次压井液的进、出口量和密度，特殊情况时应加密观察并记录。

2.起下钻作业时每起下6～10根钻杆、2根钻铤、或10～15根油管应记录压井液灌入或返出量一次，并及时校核累计灌入或返出量。

3.敞井观察期间每15min记录一次工作液溢出或漏