塔里木油田钻井井控实施细则.docx

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塔里木油田钻井井控实施细则

塔里木油田钻井井控实施细则

为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。

一、总则

第一条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。

做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。

第二条井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。

一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备损坏甚至油气井报废。

第三条井控工作是一项系统工程。

塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。

第四条本细则包括井控设计、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H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。

第五条本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。

二、井控设计

第六条井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。

钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。

井控设计主要包括以下内容：

1.对井场周围2km范围（以井口为中心、2km为半径）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘查并在钻井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，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。

2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。

3.钻井地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线、地层坍塌压力曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况，提供含硫地层及其深度和预计H2S含量。

4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。

井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许道路从后场进入；含H2S地区井场布局应考虑H2S防护的需要。

5.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。

钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量。

预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。

预探井和评价井储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料100吨以上；生产井储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。

对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，对高压油气井，重钻井液储备要达到160m3以上，并配套使用自动加重装置。

对于距离泥浆站常规路100km或沙漠路40km范围内的井，可以依托泥浆站作为压井应急重钻井液的支撑，并在钻井设计里明确。

6.在井身结构设计中，套管及其下深应满足井控要求。

一般在油气层顶部要下一层技术套管，原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气水层；新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，至少备用一层套管。

7.选择满足井控作业需要的井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求。

预探井安装70MPa及以上压力等级的井控装备；其它井根据最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完的关井压力，来选择井控装备，P关≥70MPa的，选用105MPa压力等级的井控装备；35MPa≤P关﹤70MPa的，选用70MPa及以上压力等级的井控装备；14MPa≤P关<35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备；P关﹤14MPa的井，选用14MPa及以上压力等级的井控装备。

8.高含硫化氢井、新区第一口探井、高压气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程应配套使用剪切闸板。

9.根据井的类型制定井控技术措施，并制定相应的应急预案。

10.设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验的要求；对于加深钻进的井，加深设计中须提供已钻井段有关的井控资料。

11.固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控的影响。

第七条平衡压力钻井中，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定钻井液的密度。

附加值可由下列两种方法之一确定：

1.密度附加值：

油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3；

2.压力附加值：

油水井为1.5～3.5MPa，气井为3.0～5.0MPa。

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、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。

浅气井采用3.0～5.0MPa的压力附加值。

对于塔中和轮古地区的碳酸岩地层，以平衡地层压力的原则来确定钻井液密度。

第八条含H2S、CO2等有害气体或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，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且水泥浆应返至地面。

第九条欠平衡钻井施工设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。

第一十条按SY/T5127《井口装置和采油树规范》选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

含H2S、CO2等有害气体的井应使用抗腐蚀套管头和采油树。

三、井控装备

第一十一条井控装备包括：

套管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、油管头、防喷器及控制系统、内防喷工具、节流压井管汇、液气分离器、钻井液加重装置、监测设备等。

第一十二条塔里木油田常用防喷器组合按以下形式选择。

特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器和旋转控制头。

1.压力等级14MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、钻井四通。

组合见图一；

2.压力等级35MPa时，安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图二；

3.压力等级70MPa时，采取以下组合形式：

1）安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图二；

2）安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图三或图四;

3）安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图五。

4.压力等级105MPa时，采取以下组合形式：

1）安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图三或图四。

2）安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图五。

选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。

第一十三条使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子。

半封闸板防喷器的安装位置应保证关闭时封闭对应的钻杆本体。

一般情况下，使用概率大的半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部。

需要安装剪切闸板的，安装在全封闸板的位置。

第一十四条井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。

1.有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查：

1）从车间运往现场前；

2）现场安装后；

3）每次固井安装套管头后；

4）钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天的；

5）其它时间试压间隔超过100天的；

2.凡拆开检修或更换零部件后,应对所拆开的部位进行密封试压检验。

第一十五条全套井控装备应在塔里木油田分公司工程技术部井控欠平衡中心（以下简称井控欠平衡中心）进行功能试验及清水（冬季用防冻液体）试压。

环形防喷器公称通径>11″的，封5″钻杆试压；公称通径≤11″的，封31/2″钻杆进行试压；试压值为其额定工作压力。

闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力，要求稳压10分钟，外观无渗漏，压降不大于0.7MPa，无内漏（关井控制油压不上涨）。

出具试压合格证，随设备送井。

防喷器控制系统的管排架和高压液控软管应进行21MPa压力检验，探井、高压气井还要对防喷器上法兰进行密封试压检验。

第一十六条井控装备到现场后，钻井队负责验收和检验。

1.井控装备安装前的检查内容：

1）井控装备及配件的型号、规格和数量是否符合设计要求；

2）环形防喷器、闸板防喷器的钢圈槽是否完好；

2.井控装备安装后检查内容：

1）环形防喷器的油路密封和试压后胶芯的恢复能力；

2）闸板防喷器的油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等；

3）防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况、三缸柱塞泵和气动泵的工作情况、司钻控制台固定情况等；

4）节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的开关情况，各手动平板阀的开关力矩，压力表灵敏情况等；

5）电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。

第一十七条防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母1-3扣。

第一十八条井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角不大于30°，手轮与手轮之间应有间距、不能互相干扰；挂牌标明闸板规格、开关方向和到位的圈数，靠手轮端应安装锁紧杆支架，锁紧杆过高的应安装操作台；液压锁紧的闸板防喷器在安装完成后，要检查其开关和锁紧情况。

为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。

第一十九条现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行试压，要求稳压30分钟，外观无渗漏，压力降不超过0.7MPa，无内漏（关井控制油压不上涨）。

具体试压值见附表。

1.环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%；

2.闸板防喷器试压分两种情况：

套管头压力等级小于闸板防喷器工作压力时，按套管头上法兰额定工作压力试压；套管头压力等级与闸板防喷器工作压力一致时，试压压力为闸板防喷器额定工作压力；

3.节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同；有低压区的节流管汇，低压区按其额定工作压力试压；

4.安装油管头后，试压管线可接到闸板防喷器的旁侧出口，其它情况不可如此连接。

第二十条井控欠平衡中心按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场井控设备的试压，钻井队提供机具并派人员配合井控欠平衡中心现场人员共同完成；钻井监督现场验收合格并签字。

现场试压时，钻井监督、钻井队平台经理应在现场，负责协调、指挥和签字。

第二十一条井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查、管理以及现场装车和卸车工作。

在钻井结束前，井控装备应保持待命状态。

防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇以及闸板等井控配件，完井后井控欠平衡中心负责回收、清洗、检修，试压合格后送新井使用。

对于大宛齐等地区井深小于1500m的井，井控装备每使用100天送井控欠平衡中心检修一次。

定队使用的井控设备按《部分井控装备定队使用管理办法》的要求执行。

第二十二条防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及排油量与防喷器相匹配，见下表。

防喷器组合形式

控制系统型号

防喷器

规格型号

组合

54-14

环形防喷器+单闸板防喷器

8006或8007

35-35

环形防喷器+双闸板防喷器

6406

35-70

35-70

环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器

8006或8007

环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器

8007或12008

28-105

环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器

8006或8007

环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器

8007或12008

1.远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远。

司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢靠；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房；

2.远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源从气瓶专线供给；

3.远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；预充氮气压力7MPa±0.7MPa；储能器压力为17.5～21MPa，汇管及控制环形防喷器的压力为10.5MPa；

4.在待命工况下，远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置限制在中位，其它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；

5.司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.65～1.3MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值显示准确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1MPa。

6.防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPa压力检验（环形防喷器液控管路只试10.5MPa），稳压10分钟，管路各处不渗不漏，压降不大于0.7MPa为合格。

第二十三条每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，安装后进行注塑试压；注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%进行。

卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉试验，以检验卡瓦是否卡牢。

对于油层套管下到井口，继续进行钻井、试油作业的井，应安装特殊四通，并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%进行；试压结束之后，应安装好专用的防磨套，再进行下步作业。

双级注水泥作业时，应在一级固井完、二级固井前先坐好套管悬挂器，然后再进行二级固井作业（存在压力敏感性地层的井除外）。

第二十四条为防止和减小套管磨损，应做到：

1.钻前施工时，导管应掩埋垂直，导管中心线与井架底座中心线偏差不大于10mm；钻前施工单位应提供偏差的方位和距离；

2.钻机安装时，转盘中心线与导管中心线偏差不大于10mm；

3.各次开钻前都应以井口为基准、对井架、转盘进行校正，保证偏差≤10mm；

4.一开应开正井眼；

5.重负荷情况下，应以井口为基准，对井架、转盘进行校正，保证偏差≤10mm；

6.下完表层套管固井施工前，应对套管居中程度进行校正，保证套管中心线与转盘中心线偏差≤5mm；

7.每次安装套管头后，应使用防磨套，对于安装了133/8″和95/8″套管头的井应使用加长防磨套，每趟钻应取出检查，防磨套壁厚偏磨30%时，应更换。

对于一趟钻超过15天的，应在15天之内取出检查；对于井口偏磨严重的，应在防磨套被磨穿前起钻更换；

8.施工过程中，应加强对套管磨损情况的检查，如发现有套管磨损现象，应及时采取套管防磨措施。

第二十五条井口钻井四通（特殊四通或油管头）靠压井管汇一侧装两只手动式平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀（井口安装油管头时可以接两只手动平板阀）（见图六）；节流压井管汇与钻井四通之间用标准内控管线连接，安装平直，接出井架底座以外。

第二十六条节流压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级，组合形式按以下形式选择：

1.压力等级为35MPa的节流管汇组合如图七；

2.压力等级为70MPa的节流管汇组合如图七、图八或图九；

3.压力等级为105MPa的节流管汇组合如图八或图九；

4.压力等级为35MPa的压井管汇组合如图十；

5.压力等级为70MPa、105MPa的压井管汇组合如图十或图十一。

第二十七条节流管汇应预备1/2″NPT（或9/16″Autoclave）接口，以便于安装录井套压传感器。

为准确观察溢流关井后的套压变化，35MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16MPa（或21MPa）的低量程压力表；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。

所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（有省力机构的回转3～4圈）。

山前井压井管汇与反循环管线连接处增加一只带27/8″平式油管扣接头的三通。

第二十八条节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。

处于待命状态时，油面高30～50mm，油压2～3MPa；电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.65～1.30MPa，J-2型气压立管压力传感器应垂直安装。

第二十九条钻井使用ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862、NQF800B/0.7液气分离器。

1.液气分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检查，保证罐体和管线畅通；

2.液气分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线外径为10″；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；

3.排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；排气管线点火口距离井场工作房应在25m以远。

第三十条放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。

1.山前井、高压气井、含H2S井使用FGX-88-21放喷管线，两侧放喷管线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备自动点火装置，井控欠平衡中心在送井前应进行检查，保证每根管线畅通；其它探井使用5″钻杆，均接出井口100m以远；生产井放喷管线采用5″钻杆，接出井口75m以远；

2.放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，前后用基墩固定。

预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0m×1.0m×0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应支撑固定。

其它井可采用活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m；

3.放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池；

4.基墩的固定螺栓埋入深度不小于0.5m，统一采用M27的螺栓、Ø30的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；压板采用A3钢，螺杆采用45号钢；

5.放喷管线试压10MPa，稳压15分钟，以不渗漏为合格；放喷管线拆装后，也要及时进行试压；

6.放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通，低洼处应安装三通和排污阀，排污阀的额定工作压力不小于放喷管线的额定工作压力。

沙漠地区应防止沙子堵塞管口。

第三十一条自动点火装置具备远距离遥控点火的功能，其液化气罐摆放在距离点火口25米以远的井场附近，要遮阳处理，不得爆晒。

靠近点火口25米范围内的液化气管线要掩埋，掩埋深度不得少于50mm。

另外，钻井队要准备好人工点火工具，配备好相应的防护器具，做好人工点火的准备。

第三十二条节流压井管汇、液气分离器、放喷管线、排气管线每次使用结束后，应及时排干净，液气分离器应开启排污阀将钻井液排干净。

对于使用密度大于1.8g/cm3压井液压井结束后，由工程技术部对节流阀及下游冲蚀情况进行检查。

第三十三条井控装备配件要妥善保管，橡胶件（包括闸板芯子）应放入橡胶库房保存。

第三十四条钻井队根据井控需要配备钻具内防喷工具，包括方钻杆上、下旋塞，液压旋塞，箭形止回阀，浮阀等。

进行欠平衡作业时，还要配备投入式止回阀。

内防喷工具的管理严格执行《塔里木油田内防喷工具管理办法》。

1.内防喷工具的压力等级不低于所使用闸板防喷器的压力等级；对于配套使用额定工作压力105MPa防喷器的井，使用额定工作压力为70MPa及以上压力等级的箭形止回阀和浮阀；

2.钻井队负责内防喷工具的现场使用、维护；

3.使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符的箭形止回阀。

4.在起下钻铤前，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。

防喷立柱应由钻杆与钻铤变扣接头、钻杆立柱、箭形止回阀组成（或由箭形止回阀、钻杆、钻杆与钻铤变扣接头、钻铤组成）；防喷单根由一根钻杆、箭形止回阀、钻杆与钻铤变扣接头组成。

5.钻台上备用一只与钻具尺寸、扣型相符的下旋塞及开关工具，该下旋塞处于常开位置。

第三十五条井控装备投入使用后，钻井工程师负责管理井控装备，大班司钻协助钻井工程师管理井控装备，班组分工检查井控装备，认真做好“井控装备班报表”和“井控设备跟踪卡片”等资料的填写；月底由钻井工程师填写井控工作月报表和井控卡片，于次月十日前上报油田分公司井控管理部门。

第三十六条对于在用的固井机，应配备相应的管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作的需要，并配备从泥浆泵到固井机的供液硬管线。

第三十七条钻井队应保证加重系统完好，对于钻井液密度超过1.80g/cm3的井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。

钻井队应保证除气器完好，所接的排气管出口距离除气器15米以远。

第三十八条从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。

对于山前、塔中等低温地区，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。

1.钻井队按照下面要求进行防冻保温工作：

1）对于山前构造的井，采用两台煤锅炉（每台蒸气量≥1吨/小时）加电保温结合的方式进行保温；

2）对于其它地区的井，采用蒸气量不小于0.3吨/小时的锅炉加电保温的方式进行保温；

3）提供干燥、清洁的压缩空气；气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配备电磁排水阀；远程控制台与司钻控制台连接的管缆用电热带缠绕保温；

4）内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇、钻井液循环高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；

5）应将使用过的液气分离器及进液管线的残余液体及时排掉，并对所使用的节流压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防冰堵；

2.井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施：

1）山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油；节流控制箱使用10号航空液压油；

2）远程控制台要配备防爆电保温设施；

3）气动节流控制箱配置防爆电保温装置；

4）冬季注塑时，使用冬季用的塑料密封脂。

四、钻开油气层前的准备

第三十九条钻开油气层前各井应做到：

1.现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告；在进入油气层（目的层）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；

2.钻井队井控领导小组按照本细则，进行一次全面、认真、彻底的大检查，对查出的问题进行整改；

3.根据本井的实际情况制定有针对性的技术措施和应急救援预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控措施等方面的技术交底；

4.钻机地面高压管汇按井控要求试压合格，加重系统运转正常；钻井液泵上水罐安装液面报警仪，所有参与循环的钻井液罐安装直读液面标尺；

5.钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计要求储备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂；

6.组织井控知识培训和井控装备操作学习。

按照关井程序规定，班组进行各种工况下的防喷演习，在规定时间内控制井口；

7.落实坐岗制度和干部24小时值班制度；

8.预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲试验，其它井在钻开油气层验收后开始做低泵冲试验；钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并记录。

9.地破压力试验最高压力不得大于如下两者的较小值：

a）井口设备的额定工作压力；b）井口套管抗内压强度的80%。

1）每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个易漏层，做一次地破试验，绘出泵入量～压力曲线；

2）地破压力试验最高当量钻井液密度为本井段设计所用最高钻井液密度附加0.50g/cm3，地破压力试验控制当量密度不超过2.30g/cm3；

3）对于在碳酸盐岩地层进行的地层漏失试验，试验最高当量钻井液密度为预计下部施工中作用在井底的