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钻井井控技术讲义

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/T××××-××××《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/T5087含硫油气井安全钻井推荐作法

SY/T5127井口装置和采油树规范

SY5225石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定

SY5430地层破裂压力测定套管鞋试漏法

SY5742石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则

SY/T5858石油企业工业动火安全规程

SY/T5876石油钻井队安全生产检查规定

SY/T5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护

SY/T6203油气井井喷着火抢险作法

3钻井井控设计

4井控装置的安装、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）井控装置组合图

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/T5087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

PH2S=P总×H2S%

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NACEMRO175-94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1000m3/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1000m3/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APIRP49-2001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APIRP49-2001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

（3）三级：

2m3/S

（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105.8m3。

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304.9m，井口装有液压防喷器，但未配远控台。

1994年6月钻至井深595.34m，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；

——井控装置配套情况。

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SY5430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井控装置配套：

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置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置及井控管汇应符合SY/T5087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NACEMR-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/T××××-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置后，锁定钻机绞车刹车装置；

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）适当位置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置和灌注装置，应根据各油气田的