长庆油田钻井井控实施细则.docx

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长庆油田钻井井控实施细则

长庆油田

石油与天然气钻井井控实施细则

二OO六年九月

目录

第一章总则

第二章井控设计

第三章井控装置的配套、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

第五章油气层钻进过程中的井控作业

第六章防火、防爆、防H2S和CO措施及井喷失控处理

第七章井控技术培训

第八章井控管理

第九章附则

附件1-1“三高”油气井定义

附件1-2关井操作程序

附件1-3顶驱钻机关井操作程序

附件1-4井控装置图

附件1-5防喷演习记录格式

附件1-6坐岗记录格式

附件1-7钻开油气层检查验收证书格式

附件1-8钻井井喷事故信息收集表

附件1-9长庆石油勘探局井控设备管理台帐

附件1-10常用压井计算公式

附件1-11四种常规压井方法

第一章总则

第一条为了深入贯彻SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》、《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》、Q/CNPC115-2006《含硫油气井钻井操作规程》，进一步推进长庆油田井控管理工作科学化、规范化，提高长庆油田的井控管理水平，有效地预防井喷、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，特制定本细则。

第二条长庆油田各单位应高度重视井控工作，贯彻“安全第一，预防为主，环保优先，综合治理”的方针，树立“以人为本”、“井喷就是事故”、“井喷是可防可控”的理念，严格细致，常抓不懈的做好井控工作，实现钻井生产安全。

第三条井控工作是一项系统工程。

长庆油田的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门都必须十分重视，确保各项工作协调有序进行。

第四条长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控”。

日常井控工作的重点在钻井队、关键在班组、要害在岗位。

第五条本细则依据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》并结合长庆油田的特点而制定。

包括：

井控设计，井控装置配套安装试压使用和管理，钻开油气层前准备和检查验收，油气层钻进过程中的井控作业，防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施，井喷失控处理，井控技术培训和井控管理等八个方面内容。

适用于所有在长庆油田施工的钻井承包商。

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中的重要组成部分，长庆油田地质、工程设计部门都要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门进行设计。

从事“三高”油气井（“三高”油气井定义见附件1，下同）设计的单位必须具备甲级设计资质，设计人员应具有相应的现场工作经验和中级及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的高级技术职称。

第七条钻井地质设计应包括以下井控方面内容：

（一）钻井地质设计书应根据物探及本构造临近井和临构造的钻探情况，提供本井区全井段预测的地层孔隙压力梯度、目的层破裂压力、浅气层层位、油气水显示和复杂情况等预测资料。

在可能含H2S（或CO）等有毒有害气体的地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。

（二）在已开发调整区钻井，钻井地质设计书中应明确：

本井区主地应力方向，注水井方位、距离、注水量、注水开始时间。

油田开发部门在钻开油层15日之前应采取停注等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第八条钻井工程设计书中应明确钻井必须装防喷器，并按井控压力级别要求进行井控装置的配备设计。

若因地质情况不装防喷器，应由生产建设单位所委托的设计部门和钻井公司、环保部门共同论证，在设计中确认，并由生产建设单位井控工作第一责任人签字批准。

第九条钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力等资料，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

（一）同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。

（二）新区块第一口预探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。

（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）“三高”油气井的生产套管，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，且固井水泥必须返到地面。

第十条长庆油田油气井常用的井身结构

（一）天然气井

井身结构大致可按以下几种情况确定：

1、预测储层天然气组分中H2S含量＜75mg/m3的气田内的探井、开发井可采用Ф273mm（Ф245mm）表层套管+Ф178mm（Ф140mm）套管完井。

2、预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m3时采用Ф273mm表层套管+Ф178mm套管进入含硫气层顶部，挂Ф127mm尾管完井。

3、气田以外区域探井，采用Ф273mm表层套管+Ф178mm套管进入目的层顶部，挂Ф127mm尾管。

或采用Ф340mm表层套管+Ф245mm技术套管，挂Ф178mm尾管，再往下挂Ф127mm尾管，上部回接Ф178mm套管。

4、天然气井表层套管井深要求：

（1）表层套管井深＞500m，且进入稳定地层＞30m。

（2）特殊情况执行设计要求。

（3）表层固井水泥返至地面。

（二）油井

油井的井身结构，一般采用Ф245mm表层套管+Ф140mm油层套管。

且必须遵循以下要求：

1、油井表层套管必须钻穿上部疏松地层，进入硬地层30m-50m，对于油层压力较高的井，表层套管要适当加深。

2、表层套管必须固井，水泥返至地面，且封固良好。

3、有浅气层的井，应将表层套管下至浅气层顶部，装好防喷器再打开浅气层。

4、特殊情况执行设计要求。

第十一条钻井工程设计书中应明确天然气井或装防喷器的油井每层套管固井开钻后，在钻出套管鞋进入第一个渗透层3-5m时，用低泵冲做地层破裂压力试验（丛式井组只在井组的第一口井进行地层破裂压力试验，其它井不做），并做出压力与排量关系曲线。

算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。

注意试验最高压力不得高于以下情况的任何一种：

1、井口设备的额定工作压力；

2、套管最小抗内压强度的80%。

第十二条钻井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密度值为基准，另加一个安全附加值。

附加值可按下列两种原则之一确定，①附加密度：

油井为0.05-0.10g/cm3；气井为0.07-0.15g/cm3；②附加井底液柱压力:

油井为1.5-3.5MPa，气井为3.0-5.0MPa。

同时，必须注意以下几点：

（一）钻井液体系的确定应遵循有利于发现和保护油气层，有利于提高机械钻速、保持井壁稳定、井下安全和经济的原则。

（二）在具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装置配套情况以及H2S等有毒有害气体含量。

（三）含硫油气井在进入目的层后钻井液密度或井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10g/cm3或3.5MPa；气井为0.15g/cm3或5.0MPa。

（四）探井、预探井、资料井应对随钻地层压力预（监）测技术提出要求。

第十三条预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m3的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。

若进行欠平衡作业，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控、防火、防H2S等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。

第十四条钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S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增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》标准选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

第十五条钻井工程设计书还应包括以下内容：

（一）明确满足井控要求的钻前工程及合理的井场布置和放喷管线的安装要求。

（二）明确钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，含H2S、CO等有毒有害气体的油气井的安全防护措施。

（三）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的配备要求，以满足井控技术的需求。

第三章井控装置的配套、安装、试压、使用和管理

第十六条井控装置配套原则

（一）防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，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。

（二）防喷器的通径级别应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。

同时应安装防偏磨法兰。

（三）含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC115-2006《含硫油气井钻井操作规程》的规定。

（四）防喷器安装、校正和固定应符合SY/T5964-2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第十七条长庆油田油气井井控装置基本配套标准

（一）气田开发井井控装置基本配套标准

1、井口装置从下到上为

FSP28-35四通+2FZ28-35双闸板防喷器。

见附图一。

预测上古生界有异常高压油气层的井及预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m3的井必须安装环形防喷器。

见附图二。

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。

见附图五、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为远程控制台和司钻控制台。

（二）天然气探井、区域探井井控装置配套标准

1、井口装置从下到上为

⑴天然气探井：

FSP28-35四通+2FZ28-35双闸板防喷器+FH28-35防喷器。

见附图二。

⑵区域探井：

FSP35-70四通+2FZ35-70双闸板防喷器+FZ35-70单闸板防喷器+FH35-35防喷器或FSP35-35四通+2FZ35-35双闸板防喷器+FZ35-35单闸板防喷器+FH35-35防喷器（根据地层压力选择）。

见附图三。

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。

见附图六、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀，方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为远程控制台和司钻控制台。

（三）在区域探井、“三高”油气井的钻井作业中，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。

其安装位置由钻井工程设计书确定。

（四）油井分为Ⅰ、Ⅱ类

1、Ⅰ类油井，一般是指：

⑴异常高压的井和受注水影响压力异常井；

⑵有浅气层的井；

⑶注水区块的漏失井；

⑷气油比大于100m3/t区块的井;

⑸油田勘探井、评价井;

⑹含CO区块的井。

Ⅰ类油井必须安装防喷器，其安装配套标准为：

⑴井口安装14MPa及以上的单闸板防喷器。

见附图四。

⑵钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。

⑶配单翼节流管汇和压井管汇，见附图七、图八。

⑷控制设备配远程液压控制台。

2、Ⅱ类油井，是指除Ⅰ类油井以外的井。

按照本细则第八条执行，同时井口必须留出高度适当完好的表层套管接箍或装好底法兰。

3、特殊井按单井钻井工程设计书要求执行。

（五）钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆，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。

（六）天然气井钻井队必须配备除气器和钻井液循环罐液面检测与报警装置；“三高”油气井配备液气分离器。

第十八条井控装置检修周期规定

（一）防喷器、四通、闸阀、远程控制台、司钻控制台、节流压井管汇等装置，现场使用或存放不超过半年。

（二）井控装置已到检修周期，而井未钻完，在保证井控装置完好的基础上可延期到完井。

（三）实施压井作业的井控装置，完井后必须返回井控车间全面检修。

第十九条井控装置的检修是保证其工作可靠性的必要手段，井控装置在井控车间的检修，检修内容按SY/T5964-2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》规定执行。

同时，井控车间建立检修工艺流程、质量要求和出厂检验制度，报勘探局工程技术管理部门审批后执行。

第二十条设计要求安装防喷器的油气井，二开前必须安装好井控装置。

第二十一条井控装置的安装标准。

（一）表层（技术）套管下完，井口先找正再固井，套管与转盘中心偏差：

天然气井≤3mm，油井≤5mm。

（二）底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；底法兰下用水泥填补、固牢。

（三）顶法兰用40mm厚的专用法兰，顶、底法兰内径应比防喷器通径小20mm左右。

（四）各法兰螺栓齐全，对称上紧，钢圈上平，螺栓两端公扣均匀露出。

（五）井口用四根Φ16mm钢丝绳和导链或者紧绳器对角对称拉紧。

（六）具备安装手动锁紧机构的闸板防喷器要装齐手动锁紧装置，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°，并挂牌标明旋转方向和锁紧、解锁到位的圈数。

（七）在任何施工阶段中，防喷器半封闸板芯子必须与使用的钻杆、套管尺寸相符。

（八）防喷器上面装挡泥伞，保持清洁。

第二十二条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：

（一）防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及开、关要求，并且备用一个控制对象。

（二）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5m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。

（三）远控台的液控管线与防喷管线距离大于1米；车辆跨越处应装过桥盖板采取保护措施，不得挤压；不允许在液控管线上堆放杂物和作为电焊接地线或在其上进行割焊作业。

（四）远控台气泵连接完好，总气源应与司钻控制台气源分开连接，气源压力为0.65-1.0MPa；并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；司钻控制台显示的压力值与远程控制台压力表压力值的误差不超过0.1MPa。

（五）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

（六）远程控制台待命状态时，油面高于油标下限100-150mm，储能器预充氮气压力7±0.7MPa；储能器压力为17.5-21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

（七）远程控制台控制全封闸板的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其他三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开、关状态一致。

第二十三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）四通两侧各有两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。

（三）天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。

必须使用经过检测合格的管材；防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不能现场焊接、不能交叉、不能用由壬连接。

高含硫油气井节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线应采用抗硫的专用管材。

（四）Ⅰ类油井可使用高压专用软防喷管线，但每口井必须进行试压检查和外观等检查，防止橡胶老化后失效。

（五）节流管汇、压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。

（六）放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。

1、天然气井放喷管线应装两条，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。

油井放喷管线装一条，接出井口50m以远。

2、高含硫气井放喷管线必须接出井口100m以远且两条放喷管线的夹角为90°-180°。

确因井场周围地形条件和环境限制，放喷管线无法满足上述要求，应由钻井公司工程项目部组织工程技术、安全环保等部门共同研究，制定具体措施，并由钻井公司工程项目部井控工作第一责任人签字批准后实施。

（七）放喷管线用Ф127mm钻杆，其通径≥78mm，放喷管线不允许现场焊接。

（八）放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯时，要采用角度≥120°的专用铸钢弯头或使用专用90°铸钢加厚两（三）通。

（九）放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓或卡子固定，卡子下面要垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸（锻）钢弯头时，其两侧要用卡子固定；悬空处要支撑牢靠。

（十）水泥基墩的预埋地脚螺栓直径为20mm，长度为800mm。

水泥基墩尺寸大于800mm×800mm×800mm。

（十一）钻井液回收管线内径≥78mm，出口应接至1#循环罐并固定牢靠；拐弯处必须使用角度＞120°的专用铸钢弯头，固定牢靠。

（十二）压井管汇与节流管汇装在井架的两侧。

（十三）使用抗震压力表，量程应满足现场使用要求，压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊在防喷管线上。

（十四）放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。

（十五）井场应配备点火装置和器具。

第二十四条井控装置的试压。

（一）井控装置的试压是检验其技术性能的重要手段，下列情况必须进行试压检查。

1、井控装置从井控车间运往现场前；

2、现场组合安装后；

3、拆开检修或重新更换零部件后；

4、进行特殊作业前。

（二）井控装置试压要求及内容

1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。

2、防喷器组在井控车间按井场连接形式用清水试压。

环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力。

防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份，超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

3、全套井控装置在现场安装好后，试验压力应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压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、方钻杆旋塞阀、四通、压井管汇、防喷管汇和节流管汇（节流阀前）试压到额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；天然气井的放喷管线试验压力不低于10MPa。

以上各项试压，稳压时间均≥10分钟，密封部位无渗漏为合格（允许压降参考值≤0.7MPa）。

4、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）。

第二十五条井控装置及管线的防冻保温工作

（一）远程控制台及液控节流阀控制箱采用低凝抗磨液压油，防止低温凝结或稠化影响开、关防喷器和液压阀的操作。

（二）远程控制台贮能器胶囊的工作温度在－10℃～70℃范围，如低于－10℃胶囊会脆裂破损，因此冬季远程控制台活动房内要进行保温。

（三）防喷器、防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线的防冻保温有以下几种方法：

1、排空液体

⑴把防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线，从井口向两边按一定坡度进行安装，以便排除管内积液。

⑵用压缩空气将防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。

2、充入防冻液体。

将防喷管汇、节流、压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。

3、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。

第二十六条井控装置的使用执行以下规定：

（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。

并要有熟悉井控的技术人员在场指导。

（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）检修装有铰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。

（十）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T5964-2003《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；最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。

（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）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。

第二十七条钻具内防喷工具（包括方钻杆上、下旋塞，回压凡尔、钻具止回阀、防喷钻杆单根等）的管理。

（一）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。

（二）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）。

（三）管具公司负责内防喷工具的管理，定期对内防喷工具进行检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证。

试压时间超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

（四）钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。

（五）旋塞阀在现场每起下一趟钻开、关活动一次；钻井队要填写内防喷工具使用跟踪卡片，记录使用时间和使用情况。

第二十八条井控装置的管理执行以下规定：

（一）井控装置的管理维修由管具公司井控车间负责。

井控装置现场的安装、维护、保养由钻井队安排专人负责。

钻井队工程技术员负责日常管理；司钻负责司钻控制台的操作、检查；副司钻负责远控房的操作、检查。

井架工负责防喷器的维护、检查；内钳工负责上、下旋塞和回压凡尔及开、关工具的保管、操作；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇的维护、检查。

（二）所有井控装置必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制，并填写保养和检查记录。

（三）井控车间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。

第二十九条所有井控装备及配件必须是经中国石油天然气集团公司认证具有资格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

第三十条钻开油气层前钻井队必须做到：

（一）对全套钻井设备，重点对井控设备、井控管理制度的落实及执行情况、防火、防爆及安全防护设施、检测仪器、钻井液材料及钻井液加重材料的储备情况等进行一次全面的检查，对查出问题及时整改。

（二）调整井、先注后采区块井应指定专人按要求检查邻近注水、注气井停注、泄压情况。

（三）向全队职工进行技术交底。

交底的主要内容包括：

所钻油气层的基本岩性、油气层压力情况、有毒有害气体含量和层位、井控装置的性能、钻井队主要工艺技术措施、设计钻井液密度、钻井液储备要求、井控物资储备情况、关井程序的实施要求和坐岗制度的落实等。

（四）在进入油气层前50m～100m，按照未钻井段设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。

（五）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H2S、含CO地区还应进行防H2S、防CO演习