钻井井控管理规定.docx

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钻井井控管理规定

附件1

钻井井控规定













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

第五章油气层钻井过程中的井控作业

第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理

第七章井控技术培训

第八章井控管理

第九章附则

附录：

1.井口装置组合图

2.关井操作程序

3.顶驱钻机关井操作程序

4.防喷演习记录表格式

5.坐岗记录表格式

6.钻开油气层检查验收证书格式

7.集团公司钻井井喷失控事故信息收集表

第一章总则

第一条为了深入贯彻《安全生产法》、《环境保护法》，进一步推进集团公司井控工作科学化、规范化，提高集团公司井控管理水平，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，特制定本规定。

第二条各油气田应高度重视井控工作，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，高度树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，严格细致，常抓不懈。

第三条井控工作是一项系统工程，油气田（管理局或勘探局、油气田公司）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高度重视。

第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。

第五条本规定适用于陆上石油与天然气井钻井。

第二章井控设计

第六条井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成部分，各油田地质、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。

第七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（气）田公司与管理（勘探）局主管部门组织相关单位进行安全评估、环境评估，按其评估意见处置。

含硫油气井应急撤离措施参见SY/T5087有关规定

第八条进行地质设计前应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、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。

第九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。

第十条在已开发调整区钻井，地质设计书中应明确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。

第十一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安全和技术措施。

第十二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、井控装备配套情况等因素。

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。

第十三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，留有一层备用套管；

（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；

（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。

第十四条工程设计书应明确每层套管固井开钻后，按SY5430《地层破裂压力测定套管鞋试漏法》要求测定套管鞋下第一个3m～5m厚的易漏层的破裂压力。

第十五条工程设计书应明确钻井必须装防喷器，并按井控装置配套要求进行设计；若因地质情况不装防喷器，应由生产经营单位所委托的设计部门和钻井作业方、环保部门共同提出论证报告，并经生产经营单位井控工作第一责任人签字批准。

第十六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.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1～图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6～图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9～图12。

（二）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13；

2.压力等级为21MPa时，节流管汇见图14；

3.压力等级为35MPa和70MPa时，节流管汇见图15；

4.压力等级为105MPa时，节流管汇见图16。

（三）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17、图18；

（四）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；

（五）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》中的相应规定。

第十七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应根据各油气田的具体情况配齐，以满足井控技术的要求。

第十八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。

第十九条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。

第二十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。

第二十一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

第二十二条井控装置的安装包括钻井井口装置的安装、井控管汇的安装、钻具内防喷工具的安装等。

第二十三条钻井井口装置的安装执行以下规定：

（一）钻井井口装置包括防喷器、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安装。

（二）防喷器安装、校正和固定应符合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。

（三）防喷器压力等级的选用原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，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。

（四）含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。

（五）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。

（六）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。

（七）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。

防喷器远程控制台安装要求：

1．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少于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．总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；

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；

5．蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。

（八）四通的配置及安装、套管头的安装应符合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。

第二十四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。

（二）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，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。

（三）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。

（四）放喷管线安装要求：

1．放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm；

2．放喷管线不允许在现场焊接；

3．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；

4．两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；

5．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；

6．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；

7．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；

8．水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。

（五）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。

（六）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。

第二十五条钻具内防喷工具应符合如下要求：

（一）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。

（二）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。

（三）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。

（四）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）。

第二十六条井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置应符合如下要求：

（一）应配备钻井液循环池液面监测与报警装置。

（二）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气体分离器和除气器。

并将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。

第二十七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试压，环形防喷器（封闭钻杆，不试空井）、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）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、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；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。

（三）钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照上述现场试压要求试压。

（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（北方地区冬季加防冻剂）。

（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。

第二十八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。

（八）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）。

（九）井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和试压工具。

（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挂牌编号并标明其开、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和各油田的具体情况配备，并满足井控技术的要求。

（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。

第二十九条井控装置的管理执行以下规定：

（一）各油气田应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。

（二）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。

（三）应设置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。

（四）各油气田应根据欠平衡钻井的相关行业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。

第三十条所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。

第四章钻开油气层前的准备和检查验收

第三十一条钻开油气层前的准备按以下规定执行：

（一）加强随钻地层对比，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。

（二）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。

（三）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、井控装置和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。

（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。

（五）以班组为单位，落实井控责任制，作业班组应按规定进行防喷演习。

（六）强化钻井队干部在生产现场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。

（七）应建立“坐岗”制度，由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，发现异常，立即报告值班干部。

（八）钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。

（九）检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装备、防护设备及专用工具、消防器材、防爆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。

钻开油气层前对全套井控装备进行一次试压。

第三十二条钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行。

第五章油气层钻井过程中的井控作业

第三十三条钻开油气层后，应定期对闸板防喷器进行开、关活动。

在井内有钻具的条件下应适当地对环形防喷器试关井；定期对井控装置按要求进行试压。

第三十四条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更改设计，经批准后才能实施。

但若遇紧急情况，钻井队可先积极处理，再及时上报。

第三十五条发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。

第三十六条每只新入井的钻头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、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。

第三十七条下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：

（一）钻开油气层后第一次起钻前；

（二）溢流压井后起钻前；

（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；

（四）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；

（五）钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时；

（六）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。

第三十八条短程起下钻的基本作法如下：

（一）一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，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；

（二）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，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。

若有油气侵，应调整处理钻井液；若无油气侵，便可正式起钻。

第三十九条起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施执行以下规定：

（一）保持钻井液有良好的造壁性和流变性；

（二）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；

（三）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；

（四）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；

（五）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；

（六）起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。

严禁在空井情况下进行设备检修。

第四十条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。

第四十一条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。

第四十二条加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。

“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。

并按以下要求办理：

（一）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；

（二）起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）钻具体积和灌入（或流出）钻井液体积；要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。

（三）发现溢流要及时发出报警信号：

报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。

长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。

（四）报警和关井时的溢流量应控制在本油田规定的数量内。

第四十三条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。

第四十四条电测、固井、中途测试应做好如下井控工作：

（一）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；

（二）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）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；

（三）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置符合安装、试压要求的前提下进行。

第四十五条发现溢流显示应立即按关井操作规定程序迅速关井；关井后应及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。

起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞。

只要条件允许，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。

电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。

若溢流量将超过规定值，则立即砍断电缆按空井溢流处理，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。

第四十六条任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。

在允许关井套压内严禁放喷。

第四十七条关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取如下的相应处理措施：

（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：

1．当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环,排除侵污钻井液即可；

2．当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。

（二）关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：

1．所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则；

2．根据计算的压井参数和本井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方