标准规范下载简介
SY／T 5974-2020 钻井井场设备作业安全技术规程.pdf4.9.1电气控制系统应符合GB/T23507.2的规定；电动钻机用柴油发电机组应符合GB/T23507.3的 规定；辅助用电设备及井场电路应符合GB/T23507.4的规定；石油钻井利用网电应符合SY/T7371 的规定。 4.9.2电气作业人员应符合GB/T13869的规定。 1.9.3移动式发电房的安装应符合GB/T2819的有关规定，发电房应用耐火等级不低于四级的材料 建造，且内外清洁无油污。发电机组应固定牢靠，且运转平稳；仪表应齐全、灵敏、准确，且工作正 常。发电机外壳应接地，接地电阻应不大于4Q。 1.9.4井场电气线路的安装应符合SY/T6202的规定。井场距井口30m以内所有电气设备应符合 SY/T5225的防爆要求。 1.9.5野营房电器线路安装时进户线应加绝缘护套管。在电源总闸，各分闸后和每栋野营房应分别安 装漏电保护设备。 4.9.6电控房的接线安装应符合以下要求： 接线安装或检修时，应断电、上锁挂签，并专人监护
配电柜金属构架应接地，接地电阻不宜超过10Q。 一配电柜前地面应设置绝缘胶垫。 4.9.7电动机安装应符合以下要求： 一露天使用电动机时，应有防雨水措施。 电动机运转部位护罩应完好，且固定牢固。 电动机外壳应接地，接地电阻不应大于4Q
4.10电气焊设备及安全使用
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4.11.3.7机房、钻井液循环罐照明电路应采用耐油胶套电缆敷设，并敷有电缆槽或电缆穿线管。电 览槽或电缆穿线管应有一定的机械强度，可敷设在罐顶或外侧、机房底座内侧；专用接线箱或防爆接 插件应有防水措施。 4.11.3.8各照明电缆分支应经防爆接线盒或防爆接线箱压接GB／T 34012-2017标准下载，支路与分支做线路搭接时应做结扣绕 接和高压绝缘处理
4.11.4.1距离井口半径30m以内的照明应采用隔爆型防爆灯具和防爆开关。 4.11.4.2机房、泵房、钻井液循环罐上的照明灯具应高于工作面（罐顶）1.8m以上。其他部位灯具 安装应高于地面2.5m以上。 4.11.4.3灯具固定位置应符合施工要求，且固定牢靠，
设备颜色应符合SY/T6919的要求。
4.13.1摄像机安装时应选择稳定坚固的安装面，设备的所有电气连接接头应处于防爆型腔体内部 设备之间的连接应使用防爆挠型管 4.13.2阻燃电缆的安装布设不应妨碍人员通行、施工作业和消防作业。 4.13.3电缆与监控设备的连接应使用防爆快速连接器。 4.13.4无线和有线网络监控设备应符合作业现场安全施工相关要求
4.14并架逃生装置的安装
井架逃生装置安装要求按SY/T7028的要求执行；所用安全带应符合GB6095的要求，安全带 与井架逃生装置配套；井架逃生装置应满足连续逃生的需要，导绳与地面夹角宜为30°～75°
5.1.1手势信号应在发信号、接信号双方可视的条件下采用，动作连续、准确 5.1.2声音信号应发送准确、接收清楚。
5.1.1手势信号应在发信号、接信号双方可视的条件下采用，动作连续、准确。
5.2钻台、机房、泵房、井架二层台间的提示信
5.3并架二层台与钻台岗位间指挥信号
井架二层台与钻台岗位间指挥信号见表2
井架二层台与钻台岗位间指挥信号见表2
5.4钻台与泵房、机房之间指挥信号
钻台与泵房、机房之间指挥信号见表3。
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表1钻合、机房、泵房、并架二层合间的提示信号
表2并架二层台与钻台岗位间指挥信号
5.5.2紧急集合信号
集合时，应按应急方案中的规定发出紧急集合信
6井控设计和井控装置安装、试压及井控作业
6井控设计和井控装置安装、试压及井控作业
1.1钻井并控设计、井控装置安 GB/T31033的规定， .1.2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
为基准，另附加一个安全值： a）油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm²或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa。 b）气井为0.07g/cm²～0.15g/cm²或控制并底压差3.0MPa～5.0MPa。 c）煤层气井为0.02g/cm²～0.15g/cm²
.3含硫化氢、 附加安全值或附加压力应！ 限。具体选择钻井液密度安全 列影响因素：
a）地层孔隙压力预测精度。 b）油层、气层、水层的产能和埋藏深度。 c）地层油气中硫化氢的含量。 d）地应力和地层破裂压力。 e）共控装置配套情况
6.1.4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
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，表层套管或技 术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）高含硫油气井和高压油气井的技术套管、油层套管水泥应返至上一级套管内或地面 5.1.5每层套管固井开钻后，按SY/T5623的要求测定套管鞋下第一个易漏层（新井眼长度不宜大 于100m）的破裂压力，
6.1.6并控装置配套包括：
a）钻井应装防喷器或防喷导流器。 b）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。 c）区域探井、高压油气井、含硫油气井、气井、深井和复杂井应使用标准套管头，其压力等级 与相应井段的最高地层压力相匹配。 d）节流管汇的压力等级应与井口防喷器压力等级相匹配。 e）压井管汇的压力等级应与井口防喷器压力等级相匹配。
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f）绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，按SY/T5964的规定安装和试压。 g）有抗硫要求的井口装置及井控管汇，其金属材质应符合GB/T20972的相应要求，其非金属 材料应具有在硫化氢环境下使用而不失效的性能。 h）区域探井、高压油气井、高含硫油气井目的层段钻井作业中，应安装剪切闸板。 6.1.7钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装置和灌注装置，应满足井控技术的 要求。 6.1.8含硫油气井、气油比高的油井应配置气体检测设备。 6.1.9探井、气井、含硫油气井及气油比高的油井应配备钻井液液气分离器。 6.1.10根据地层流体中硫化氢和二氧化碳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，按GB/T22513的规定选用完井井口装置的型号、压力等级 和尺寸系列。 6.1.11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，并对同一区域曾发生的井喷、溢流、井漏等情况进行描述和风险提示。 6.1.12在可能含硫化氢地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取 的相应安全和技术措施，且符合SY/T5087的要求。 6.1.13对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻检（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。 6.1.14在已开发调整区钻井，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
6.2.2防喷器控制装置
6.2.2.1防喷器远程控制
b）管排架与防喷管线、放喷管线之间应保持一定距离，在穿越汽车道、人行道处用防护装置 护。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。 c）总气源应从气源房单独接出，与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器；不应 行弯曲和压折气管束。 d）电源应从配电板总开关处用专线直接引出，并用单独的开关控制。 e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。 f）全封闸板换向阀应装罩保护，剪切闸板控制换向阀应限位保护。 2.2.2司钻控制台应安装在有利于司钻操作的位置并固定牢固。
6.2.2.2司钻控制台应安装在有利于司钻操作的位置并固定牢固。
6.2.2.3宜安装防喷器与钻机提升系统刹车联动防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联
6.2.3.1防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材，预测地层压力大于 35MPa的防喷管线应采用金属材料，35MPa及以下压力等级防喷器所配套的防喷管线及钻井液回 收管线可以使用同一压力等级的高压耐火软管线。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用 管材。
35MPa的防喷管线应采用金属材料，35MPa及以下压力等级防喷器所配套的防喷管线及钻井液回 收管线可以使用同一压力等级的高压耐火软管线。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用 管材。 6.2.3.2 防喷管线应采用标准法兰连接，不应现场焊接，压力等级与防喷器压力等级匹配，长度超过 7m应固定牢固。 6.2.3.3钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处角度大于120°，其通径不小于节 流管汇出口通径。
7m应固定牢固。 6.2.3.3钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处角度大于120°，其通径 流管汇出口通径。
6.2.3.4放喷管线安装要求
a厂放喷管线通径不小于Φ78mm。 b）放喷管线不应在现场焊接。 c）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。 d）两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3m，并分别固定，其出口应朝同一方向， e）管线宜平直接出井场，行车处应有过桥盖板，其下的管线应无接头；转弯处应使用不小于 120°的铸（锻）钢弯头或90°带抗冲蚀功能的弯头。 f）管线每隔10m～15m、转弯处两端、出口处应固定牢靠；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等 障碍，应支撑牢固。 .2.3.5井控管汇所配置的平板阀应符合GB/T22513的相应规定。 .2.3.6井口四通的两侧应接防喷管线，每条防喷管线应各装两个闸阀，其中一只应直接与四通相 连，宜处于常开状态。 5.2.3.7防喷管线、节流管汇和压井管汇上压力表安装、使用要求： a）配套安装截止阀。 b）使用高、低量程抗震压力表，低压量程表处于常关状态。 c）压力表定期检定，并有检测合格证。
a）配套安装截止阀。 b）使用高、低量程抗震压力表，低压量程表处于常关状态。 c）压力表定期检定，并有检测合格证。 5.2.3.8 节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧，所需气源应从专用气源排水分离器上接人。 5.2.3.9 反压井管线应固定牢固。
6.2.4钻具内防喷工具
6.2.4.1钻具内防喷工具的额定压力与设计中要求的防喷器额定压力相匹配。 6.2.4.2旋塞阀应定期活动，旋塞阀不应作为防溅阀；钻台上配备与钻具扣型相符的钻具止回阀或旋 塞阀，并配备抢装专用工具。 6.2.4.3油气井钻井作业中，使用转盘钻进的井钻台上应准备一根防喷钻杆，使用顶驱钻井的井应准 备一柱防喷立柱。
堵漏钻具组合。 下尾管前的称重钻具组合。 处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合。 穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。 传输测井钻具组合。
堵漏钻具组合。 下尾管前的称重钻具组合。 处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合。 穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。 传输测井钻具组合
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6.2.5.1安装在节流管汇汇流管一侧，与节流管汇之间用专用管线连接。 6.2.5.2安全泄压阀出口应朝向井场外侧，不应接泄压管线。 6.2.5.3排液管线接至循环罐上振动筛的分配箱，悬空长度超过6m应支撑固定。管口不应埋在箱内 液体中。 6.2.5.4排气管线按设计通径配置，沿当地季节风风向接至下风方向安全地带；出口处固定牢固并配 置点火装置
6.3.1.1在井控车间，环形防喷器（封钻杆，不封空井）、闸板防喷器、四通、防喷管线、节流管汇、 压井管汇应做额定压力密封试验，闸板防喷器还应做1.4MPa～2.1MPa低压密封试验。 6.3.1.2在钻井现场安装好后，试验压力在不大于套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭 钻杆试验压力为额定压力的70%；闸板防喷器、压井管汇，防喷管线应做额定压力密封试验；节流管 汇按零部件额定压力分级试压；放喷管线试验压力不低于10MPa。 6.3.1.3钻开油气层前及更换井控装置部件后，井口装置应进行压力密封试验。 6.3.1.4防喷器控制系统按其额定压力做一次可靠性试压。
6.3.2.1除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余均为清水，寒冷地区冬季可加防冻剂。
现场检修装有铰链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不应同时打开。 油气层作业期间，应定期对防喷器和阀门开、关活动。 用剪切闸板防喷器剪断钻具/油管宜按以下程序操作： a）确保钻具/油管接头不在剪切闸板位置后，锁定钻机刹车系统。 b）关闭剪切闸板防喷器以上的环形防喷器。 c）打开放喷管线闸阀泄压。 d）在转盘面上的钻具／油管上适当位置安装相应的死卡，并与钻机底座连接固定。 e）打开剪切闸板防喷器上面和下面的半封闸板防喷器，
f）用远程控制台储能器压力关闭剪切闸板防喷器，直至剪断井内钻具／油管。 g）关闭全封闸板防喷器，控制井口。 h）手动锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。 i）关闭远程控制台储能器旁通阀，将防喷器远程控制台管汇压力调至正常值。 6.4.10井场应备有与在用半封闸板同规格的半封闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具。 6.4.11防喷器及其控制装置的维护保养按SY/T5964的相应规定执行。 6.4.12有二次密封的闸板防喷器和平板阀，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。 6.4.13手动平板阀开、关到底后，带省力机构的应回转3/4～1.5圈。其开、关应一次性到位，不应 半开半闭或作节流阀用。 6.4.14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用标示牌标示。 6.4.15井控管汇上所有阀门都应挂牌编号并标明其开、关状态。 6.4.16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，合格后方可投人使用，
5.5.1并控装置应有专门机构负责管理、维修和定期现场检查工作。 6.5.2钻井队井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。 6.5.3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。
6.6钻开油气层前的准备和检查验收
6.7油气层钻井过程中的井控作业
5.7.1钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值；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，若遇紧急情况，钻井队可先处理，再及时上报。 6.7.2发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力不应小于裸眼段 中的最高地层压力。 6.7.3每只新人井钻头开始钻进前及每日白班开始钻进前，都要以1/3～1/2钻进流量检测循环压力， 并做好泵冲数、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。 本油三日法
a）钻开油气层后第一 次起钻前。 b）钻进中曾发生严重油气侵起钻育 c）钻开油气层井漏堵漏后起钻前。 d）溢流压井后起钻前。 e）井内钻井液密度降低后起钻前。 f）需长时间停止循环进行其他作业
6.7.5短程起下钻的两种基本做法： a）一般情况下试起10～15柱钻具，再下人井底循环一周，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。 b）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，停泵检查 一个起下钻周期或需停泵工作时间，再下回井底循环一周观察。 6.7.6起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施： a）保持钻井液有良好的造壁性和流变性 b）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不大于（ 0.02g/cm3。 c）起钻中严格按规定及时向井内灌满钻井液，并做好记录、校核，及时发现异常情况。 d）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不大于0.5m/s。 e）在疏松地层，特别是造浆性强白的地层， 遇阻划眼时应保持足够的循环流量，防止钻头泥包。 f）起钻完应及时下钻，不应在空井情况下进行设备检修。 g）下钻应控制下钻速度。 若静止或下钻时间过长， 必要时应分段循环钻井液。 6.7.7改善钻井液的脱气性能 发现气侵应及时排除， 气侵钻井液未经排气不得重新注人井内。 6.7.8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，不应边钻进边 加重。 6.7.9加强溢流预兆及溢流显示的观察， 示等异常情况，应立即报告司钻。 6.7.10钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘；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，其后采取相应措施处理井漏。
a）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。 b）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）应保 证井内压力平衡。 c）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。 d）在含硫地层一般情况下不宜使用常规中途测试工具进行地层测试工作，若需进行时，应减少 钻柱在硫化氢环境中的浸泡时间，并采取相应措施。
6.7.12发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查。 6.7.13最大允许关井套压不应超过井口装置额定压力、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。 6.7.14关井后应及时求得关井立压、关井套压和溢流量，根据关井立压和套压的不同情况，分别采 取相应处理措施。 6.7.15天然气溢流不宜长时间关井而不做处理。 6.7.16空井溢流关井后，根据溢流严重程度，可采取强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法 进行处理。含硫油气井发生溢流，宜选用压回法进行处理。
7.1埋设导管后，下表层套管前的第一次钻进
7.1.1导管鞋应坐在硬地层上，对松软地层下加深导管。 7.1.2用动力钻具钻鼠洞时应有专人指挥。 7.1.3大鼠洞的位置和斜度应有利于方钻杆的顺利起下。 7.1.4鼠洞的位置、鼠洞管的斜度与出露钻台高度，应有利于方钻杆的起放和摘挂水龙头操作方便 7.1.5第一次钻进井眼要直，入井钻具应符合SY/T5369要求的质量标准。 7.1.6第一次钻并开始，控制钻压不大于钻键柱质量的60%。 7.1.7钻进中应根据井下情况变化和地面设备、仪表采集的信息变化分析判断，及时采取相应措施 实现安全钻进，
7.2封固表层套管后的各次钻进
7.2.1各次钻进前应先安装好井口装置，并校正天车、转盘和井口中心，固定牢固， 7.2.2钻完固井水泥塞，再次恢复钻进，应对套管采取保护措施： a）在钻链未出套管鞋前，钻压不大于钻链质量的60%，转盘速度宜采用低转速。 b）技术套管下入较深、再次钻进井段较长的井，应采取保护套管的措施。 7.2.3易缩径的软地层使用PDC钻头和喷射钻头应根据实际情况，每次钻进进尺不大于300m 500m应进行短程起下钻，起出长度应超过新钻进井段。
a）在钻未出套管鞋前，钻压不大于钻链质量的60%，转盘速度宜采用低转速。 b）技术套管下入较深、再次钻进井段较长的井，应采取保护套管的措施。 7.2.3易缩径的软地层使用PDC钻头和喷射钻头应根据实际情况，每次钻进进尺不大于300m 500m应进行短程起下钻，起出长度应超过新钻进井段。 7.2.4钻井液的选择包括： a）对长段泥岩地层，应进行矿物组分分析，并依此选择具有相应抑制性的钻井液体系， b）钻井液应进行净化处理，按钻井设计要求控制固相含量；固控设备配备应有振动筛、除砂器、 离心机和除泥器（或清洁器）。 c）钻井液性能应满足录井、测井和测试要求。 7.2.5钻进中应根据井内情况变化（钻速、钻井液性能、钻屑性能、钻井液体积和进出口流量等）和 地面设备运转、仪表信息变化，判断分析异常情况，及时采取相应处理措施。 7.2.6新牙轮钻头人井开始钻进时应采用轻压、适当转速钻进0.2m～1.0m，再逐渐增至正常钻压和 转速，不应加压启动转盘。 7.2.7新金刚石钻头人井开始钻进时，应在钻头接触井底前0.5m～1.0m先开大排量清洁井底，然后 采用轻压、适当转速钻进0.5m～1.0m，再逐渐恢复到正常钻压和转速。 7.2.8钻进中出现下列情况之一时应终止钻头使用： a）钻头在井底工作有异常，如突发性整跳钻、钻速突降、转盘扭矩增大等，经处理无效。 b）钻头在井底工作正常，但钻头经济曲线率变化超过允许范围
7.2.4钻井液的选择包括：
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c）钻井泵泵压突变，已判断为循环短路、钻头喷嘴脱落或堵塞。 d）发生严重溜钻。 7.2.9使用金刚石钻头时井底应无金属落物；不能用金刚石钻头划眼。 7.2.10长井段的划眼或扩眼时应采用铣齿牙轮钻头。如用镶齿钻头划眼时，转速应控制在60r/mir 以下。 7.2.114 钻具在并内静止时间不得超过3min，防止黏附卡钻。 7.2.12安全钻达下技术（油层）套管深度后，应根据钻井设计要求，及时进行测井、固井等其他作业。
7.5.1上卸钻头应用吊钳和专用钻头装卸器。钻头螺纹先用人工引扣，再用吊钳旋紧，不得猛拉猛 期，防止损坏钻头。卸钻头先用吊钳旋松螺纹，再用转盘低速（10r/min～12r/min）卸开。不得用转 盘绷开螺纹 7.5.2连接钻头螺纹应用标准螺纹润滑脂，并按规定螺纹扭矩值上紧。 7.5.3应根据起出钻头磨损情况和使用效果，结合钻进岩石可钻性选择入井钻头类型和钻头工作参数。 7.5.4牙轮钻头入井前应检查钻头直径、轴承间隙、牙轮平面、牙齿、连接螺纹质量，焊缝质量、喷
射钻头应检查喷嘴安装质量。 7.5.5刮刀钻头人井前应检查钻头直径、连接螺纹质量、刀片高度差、合金块及刀片焊接质量、喷嘴 质量等。 7.5.6金刚石钻头入井前应检查钻头直径、胎体与钢体焊缝质量、金刚石或切削块烧结质量、水眼套 安装质量和螺纹连接质量。 7.5.7出入井钻头应进行钻头直径检查，起出钻头磨损严重时应及时采取划眼措施
7.6.1钻水泥塞宜用铣齿牙轮钻头，可采用加重钻杆或加1～2柱钻链。 7.6.2钻水泥塞的钻井液应具有抗钙污染性能。 7.6.3钻水泥塞出套管鞋后，应根据钻井设计要求，进行套管鞋地层破裂压力试验。
7.7.1取心前应做好以下准备
a）取心前由相关专业人员向钻并队交底，钻并队应清楚取心的要求、依据、并深、段长、岩性 取心工具结构及检查要求，执行好取心技术措施， b）取心钻头的直径，应与全面钻进的钻头尺寸相匹配，如因条件限制，要用小直径取心钻头 其小井眼段长应小于50m。 c）起下钻阻、卡井段，应采用划眼通井等措施消除阻卡，不能采用取心钻头划眼。 d）凡固井后即需取心的井，应把井底处理干净后，才能进行取心作业。 e）处理好钻井液，保持其性能稳定，能保证井眼畅通，无垮塌、无沉砂、能顺利下钻到井底。 f）检查好钻井设备。 g）送井前应对外筒进行探伤、测厚和全面检查并填写取心工具卡片。 h）取心工具在装卸过程中，要防止摔查、碰扁
7.7.2取心工具入井前应符合以下要求：
a）内筒转动灵活，每次后用取心工具前悬挂息成均要卸开清洗十净，加足润滑脂；每次换取心 钻头下井前应调整好轴向间隙。 b）止回阀应排液畅通，密封可靠。 c）分水接头水眼应畅通。 d）内岩心筒的内径至少大于取心钻头内径5mm～6mm；卡箍的自由状态内径比取心钻头内径 小2mm～3mm；上下滑动灵活，滑动距离应符合设计要求；卡板岩心爪的通径要大于取心 钻头内径3mm~4mm。 e）经全部检查合格后，丈量外筒全长、内筒长、卡箍自由内径、钻头外径、岩心进口直径等主 要尺寸，方能组装。 f）取心工具上、下钻台，应两端悬吊，操作平稳，并包捆好钻头。 g）吊到井口后，检查岩心爪底端与钻头台肩之间的纵向间隙，内岩心筒转动灵活。 7.3各部分螺纹应完好无损，组装时应上紧螺纹，上螺纹扭矩推荐值见表5。 7.4取心筒出人井时，应卡安全卡瓦。 7.5起下钻操作平稳，不应猛提、猛放、猛刹，卸螺纹应平稳操作。 7.6取心钻进符合以下要求： a）取心井段应按设计要求和现场地质监督指令执行。 h能的宏新合想据 具直体制订
7.7.6取心钻进符合以下要求
SY/T 59742020
c）取心工具下到距井底1m时，先用较大排量循环钻井液冲洗井底，再以轻压，慢转树心0.3m～ 0.5m后，逐步加够正常钻压钻进；割心起钻后，如井下留有余心，下次取心钻进前应套心。 d）取心钻进，应事先调整好方人，尽量避免中途接单根，送钻力求均匀、平稳，防止溜钻，发 现整钻、跳钻或钻时明显增高，分析原因及时处理，原因不明应起钻检查。 e）取心作业时，因意外情况应上提钻具时，应先割断岩心，上提钻具；如遇溢流井喷，按井控 要求处理。 f）树心、取心钻进、割心、套心和起钻作业，均应由正副司钻操作。
表5取心筒上扣扭矩推荐值
8.1实施作业的基本条件
8.1.1地层压力剖面、岩性剖面和油、气、水应性质清楚 8.1.2 井身结构应合理，裸眼井段不应存在多个压力系统 8.1.3 地层应稳定性好，不易发生垮塌。 8.1.4 地层流体中硫化氢含量应小于75mg/m²（50ppm）。 8.1.5 探井不宜采用欠平衡钻井。 8.1.6应安装、使用溢流控制和处理装置。 8.1.7施工作业队伍应经过专业技术培训
欠平衡设计和装置配备应按SY/T6543的要求执行
3.3.1施工前，所有参加施工的人员应进行防硫化氢知识培训，其中副司钻以上人员应按SY/T6277 的规定取得合格证。 3.3.2施工前DB65／T 4160-2018标准下载，应向所有参与施工作业的人员进行欠平衡工艺技术和应急计划交底，并进行应急演习
3.4.1施工前，施工单位应制订详细的应急预案，由本单 官安全的划导电核开板业电批 8.4.2距井口100m应挖一燃烧池，其容积由钻井工程设计提出。 3.4.3燃烧池应进行防渗和防垮塌处理。 3.4.4从井场到燃烧池铺设一条通道，便于架设燃烧管线。 8.4.5井场应设立风向标，安装风向标的位置：绷绳、工作现场的立柱、临时安全区、道路人口处 井架上、器材室等。 3.4.6并场应配备有足够数量的正压式空气呼吸器（钻台5套、值班房5套、操作间3套、地质值班 房5套、钻井液值班房2套）；配备与空气呼吸器配套的空气压缩机，空气压缩机应安放在上风口处。 8.4.7应储备足量的除硫剂、硫化氢及可燃气体检测仪（固定式和便携式）及硫化氢气体中毒抢救医 字器械及药品。 8.4.8现场应备有足够的清水
3.5.1欠平衡钻井期间应有专人进行井下气体燃爆监测。 3.5.2可燃气体监测仪宜采用固定式；固定可燃气体监测仪应由专业人员进行安装、调试。还应配备 更携式的可燃气体和硫化氢监测仪。 3.5.3固定式可燃气体监测仪的安装、检查、维护、维修、检定及报废按照SY/T6503的规定执行。 3.5.4固定式可燃气体监测仪探头应安装在钻台上和振动筛等位置。 3.5.5现场应连续24h监测可燃气体的浓度变化。 8.5.6可燃气体监测仪一年鉴定一次，校验应由有资质的机构进行
8.5.1欠平衡钻井期间应有专人进行并下气体燃爆监测。 8.5.2可燃气体监测仪宜采用固定式；固定可燃气体监测仪应由专业人员进行安装、调试。还应配备 便携式的可燃气体和硫化氢监测仪。 8.5.3固定式可燃气体监测仪的安装、检查、维护、维修、检定及报废按照SY/T6503的规定执行。 8.5.4固定式可燃气体监测仪探头应安装在钻台上和振动筛等位置。 8.5.5现场应连续24h监测可燃气体的浓度变化。 8.5.6可燃气体监测仪一年鉴定一次，校验应由有资质的机构进行。
.6接单根和起下钻作业
8.6.1钻台应准备有水管线。 8.6.2接单根和起下钻作业时，应保证斜坡钻杆接头本体光滑，无毛刺等缺陷，减轻对旋转头胶心的 损坏。 8.6.3从起钻至油气层以上300m井段内，起钻速度应控制在0.5m/s以内
8.6.1钻台应准备有水管线。 8.6.2接单根和起下钻作业时DB36／T 1122.1-2019标准下载，应保证斜坡钻杆接头本体光滑，无毛刺等缺陷，减轻对旋转头胶心的 损坏。 8.6.3从起钻至油气层以上300m井段内，起钻速度应控制在0.5m/s以内
中华人民共和国 石油天然气行业标准 钻井井场设备作业安全技术规程 SY/T 5974—2020 石油工业出版社出版 （北京安定门外安华里二区一号楼） 北京中石油彩色印刷有限责任公司排版印刷 新华书店北京发行所发行 880×1230毫米16开本2印张51千字印11000 2020年12月北京第1版2020年12月北京第1次印届 书号：155021·8114定价：40.00元 版权专有不得翻印