监测环空压力和立管压力的压力变送器和仪表。
9.3.11 放喷管线出口不应正对电力线、油罐区、宿舍及其它障碍物，否则其距离不应小于50m。
9.3.12 放喷、节流、压井管汇都要保持畅通，冬季要防止冻结。
9.3.13 防喷器及其四通、底法兰短节和放喷闸门以内管汇，现场安装后．应按额定工作压力分别进行压力试验。在钻开气层后，每7周试压检查一次。
9.3.14 防喷器远程控制台应安装在井场左侧，距井口20—25m以远，并配专用活动房，接专用电线。
9.3.15 防喷器胶芯应与井内管柱尺寸相符合，使用复合钻具时应配备一根与防喷胶芯尺寸相匹配并带有配合接头的钻杆。
9.3.16 高压管线上应装有直径65mm消防管线接口。 10 消防及动火管理 10.1 灭火器材配置
a) 消防房内应配备：100L泡沫灭火器2个，8kg干粉灭火器10个；5kg二氧化碳灭火器2个，消防斧2把；防火锹6把；消防桶8只；防火砂4m3；75m长消防水龙带1根；φ19mm直流水枪2支。
b) 钻台应配备：100L泡沫灭火器2个。 c) 钻台下应配备：8kg干粉灭火器2个。
d) 固控系统应配备：8kg干粉灭火器1个/罐。 e) 油罐应配备：8kg干粉灭火器2个。
f) 材料房应配备：8kg干粉灭火器1个/房。
g) 值班房、录井房、钻井液房、监督房应配备：8kg干粉灭火器1个/房。
h) 机房应配备：1211灭火机3只。 i) 发电房应配备：1211灭火机2只。 j) 可控硅房应配备：CO2灭火器1只。
营房和操作间也应每房配备1个8kg干粉灭火器。在所有焊接场所附近都应备有消防设施。如果进行焊接或切割作业的场所有可能发生严重火灾，则应指定一个人专门进行观察。
10.2 钻开油气层后，井场不应擅自动用明火，如果确实需要动火应按动火等级预先申请，办好手续方可进行，对于紧急情况下的动火按施工前编制并获施工主管部门认可的预案执行。
10.3 防喷、防火、防爆装置应指定专人检查管理，做好使用、检查、维修、更换、报废的纪录。
11 钻井、井控、防硫化氢安全操作
11.1 必须制定一个完整的对井队进行救援的计划，对高压高含硫的定向井、水平井应有根严格的计划和预案。在进入气层前应和医院、消防部门取得联系，做好外围警戒。 11.2 在即将钻入含硫地层时，应与当地各级政府取得联系，建立防硫化氢安全网络，对附近居民进行防硫化氢安全教育和自救方法的传授，并向当班的各岗位人员发出警告信号。
11.3 钻开气层前的现场准备
11.3.1 加强地层对比，及时提出可靠的地质预报，在进入油气层前50—100m，按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，通过调整井内钻井浓密度，并在井口施加当量压力，对棵眼地层进行承压能力检验。
11.3.2 施工单位制定井控及防硫化氢技术措施和应急预案，并由技术干部和HSE管理
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员向全井、分队职工进行工程、地质、钻井液、井控装置、硫化氢防护等方面的技术措施交底，并提出具体要求。
11.3.3 以班组为单位，落实井控、防硫化氢责任制，按关井操作程序和硫化氢监测和防护要求进行防喷演习，钻进作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应在5min内控制住井口，并将每次演习情况记录于“防喷演习记录表”和“硫化氢防护演习记录表”中，同时应记录与井史、班报表和日志中。此外，在各次开钻前、特殊作业(取心、测试、完井作业等)前，都必须进行防喷演习，达到合格要求。井控和防硫化氢演习均由井队组织，现场其他各方当班人员参加。
11.3.4 井队应组织全队职工进行一次防火演习，现场其他各方全体人员参加。
11.3.5 建立井、分队干部24h轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控责任制。
11.3.6 建立坐岗制度，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。
11.3.7检查所有井控装置，电路、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。
11.3.8按设计要求储备足够的加重钻井液和加重剂，并对储备的加重钻井液定期循环处理。
11.3.9现场各施工方通过全面自检，确认准备工作就绪后，向上级主管部门汇报自检情况，各施工单位主管部门牵头，组织相关人员按钻开油气层和硫化氢防护要求进行复查，并向业主方申请检查验收。业主方由业务主管部门牵头，组织相关单位按钻开含硫气层要求进行检查验收工作，检查验收情况记录于“钻开含硫气层检查验收证书”中［见附录E(提示的附录)］，各单位参加检查的人员在此检查验收证书上签字，报业主方总工程师或技术负责人批准。对检查出的问题，要求井、分队按“井控停钻通知书”[见附录F(提示的附录)]限期整改，直至经业主方验收合格并签发“钻开油气层批准书”〔见附录G(提示的附录)]，方允许钻开油气层。
11.4 在高含硫地区即将钻入油气层和在油气层中钻进时，应有医生、救护车、技安人员在井场值班，业主方和施工方各级管理部门均应由专人值班了解施工进度。现场应有业主方和施工方的驻井代表。 11.4.1业主方驻井代表职责：负责与地方政府的联系和与施工方的沟通；监督施工单位按照设计和规范施工；监督施工单位应急预案的制定情况审查其可行性；与设计有出入的情况出现时，在一定权限范围内代表业主处理，并报告业主和实际单位；发生井喷或硫化氢泄漏时，负责通知当地政府疏散附近居民，通知各施工单位执行防硫化氢紧急预案。
11.4.2施工方驻井代表：负责与业主方代表的联系；代表施工方组织井、分队按设计施工，若出现与设计不符合的情况及时书面向业主代表报告，按业主（或业主代表）书面指令组织施工；发生井喷或硫化氢泄漏时，组织井、分队按防硫化氢紧急预案施工和疏散员工，并报告上级和业主代表。
11.5 在油气层井段钻进时，钻头水眼尺寸应加大，防止起钻发生抽吸和采取压井或堵漏措施时堵水眼，钻具下部始终应加装止喷阀，闸板防喷器内应加装剪切闸板。 11.6钻井队必须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，经批准后才能修改。但若遇紧急情况，立即报告业主代表，取得业主代表同意后及时调整密度以保持井内压力平衡，待井内平衡后向设计部门汇报，设计部门做设计变更。 11.7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。若需对气侵钻井液
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加重，应在排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边循环边加重。加重速度要均匀，每个循环周密度增量应控制在0．05g／cm3以内。
11.8每只钻头入井开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/3～1/2正常流量测一次循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能发生较大变化时应补作。
11.9 溢流观察
11.9.1钻进、起下钻、测井、下套管过程中，现场钻井、录井、钻井液作业单位必须派专人观测泥浆循环槽、循环罐液面，做到及时发现溢流显示，及时汇报，并迅速控制井口，尽快调整钻井液密度压井。 11.9.2 溢流观察分工
11.9.2.1钻井方负责井口及过渡槽处观察：钻进时，钻速加快、放空，井口发生井涌，钻井液过渡槽气泡、硫化氢气味；起钻灌浆井口是否井涌，灌入量与起出钻具是否相等；下钻、下套管时观察井口是否发生井涌，挂钻具或套管间歇期间，观察过渡槽是否有溢流；井内无钻具时，观察喇叭口是否井涌，过渡槽是否有溢流。做好溢流观察记录。 11.9.2.2录井方负责振动筛处岩屑、过渡槽气泡及综合录井仪观察：钻进时，观察岩屑中是否有次生矿物，过渡槽气泡是否明显增加，从综合录井仪处观察烃及硫化氢含量，钻井液灌中钻井液增减量；起钻时，从综合测井仪上观察钻井液灌入量是否与起出钻具体积相等；下钻、下套管时，从综合测井仪上观察钻井液替出量是否与下入钻具或套管体积相等。做好溢流观察记录。
11.9.2.3钻井液方负责钻井液罐液面变化：钻进时，定时测量每个罐液面变化，气层及其前后钻进时加密测量；起钻时测量灌入钻井液量与起出钻具体积是否相等；下钻、下套管时，钻井液替出量是否与下入钻具或套管体积相等。做好溢流观察记录。 11.10 短程起下钻
11.10.1在油气层和钻过油气层进行以下作业时，必须进行短程起下钻检查油气侵，计算油气上窜速度，据此确定井内能否满足安全起下钻及设备检修的需要，如不能满足，则将钻具下到井底循环并将钻井液密度适当增加。 a.当钻开油气层后第—次起钻前； b.溢流压井后起钻前；
c.钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前； d.钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前； e.钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时；
f.需长时间停止循环进行其他作业(电测、下套管、下油管、中途测试)起钻前。 11.10.2短程起下钻的两种基本作法：
a)一般情况下试起10～15柱钻具，再下入井底循环一周观察，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环并调整钻并液密度后再起钻。 用，
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。 11.11 溢流的预防措施
11.11.1 保持钻井液有良好的造壁性和流变性。
11.11.2起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差小于0.02g/cm3。 11.11.3井队应配备自动灌浆装置或钻台上设专用灌浆罐。进入油气层后起钻前应向钻杆内注入2～3m3重浆（密度高于在用钻井液0.1～0.3g/cm3）防止钻具内喷浆影响钻井液准确计量。起钻时必须根据起出钻具体积及时向井内灌满泥浆，并作好记录、校核，
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及时发现异常情况。钻杆每3柱灌一次浆，钻铤每1柱灌一次浆，如果灌入泥浆与起出钻具体积不相等应立即采取措施。
11.11.4在油气层中和油气层顶部以上300m长的井段内起钻速度不得超过0．5m/s。 11.11.5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。
11.11.6起钻完要及时下钻，严禁空井或钻具停留在裸眼中进行设备检修。
11.11.7避免因井内压力激动产生漏失。钻具下放不能过快，制动不能太猛；钻井泵开泵前须先将钻具内灌满钻井液，起动泵应平缓，流量应稳定，不宜太大；防止钻具遇卡、蹩泵等。
11.11.8发生气层卡钻需泡油、混油或因其他原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力不能小于裸眼段中的最高地层压力。
11.11.9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防止发生溢流。 11.12溢流预兆、溢流显示的观察及溢流发现
11.12.1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。
11.12.2 起下钻中注意观察、记录、核对起出(下人)钻具体积和灌入(流出)钻井液体积。 11.13电测、固井、中途测试、试油作业过程的井控防喷。 11.13.1 电测前井内情况必须正常、稳定。若电测时间长，应考虑中间通井循环再电测。 11.13.2下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器芯子。固井全过程(起钻、下套管、固井)应保证井内压力平衡，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。
11.13.3先期完成井，在进行作业之前观察一个作业期时间，以保证井控安全。起、下钻杆或油管必须在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行。
11.13.4试油前应按设计安装好放喷测试管线和井口装置并试压合格。空井射孔时，井内液柱压力必须平衡射孔层段的地层孔隙压力；负压射孔时，井口装置的承压能力必须达到相应的压力等级；无电缆射孔时，必须装好井口控制闸阀。 11.14溢流的处理和压井
11.14.1溢流应按规定数量0.5～1.0m3内发现并报警，报警信号为一长鸣笛，关井信号为两短鸣笛，结束信号为三短鸣笛。
11.14.1发现溢流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，要尽快抢接钻具回压阀。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。
11.14.2任何情况下关并，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。
11.14.3 不允许长时间关井。在等候加重剂或在加重过程中，视情况间断注钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放钻井液。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。
11.14.4发现溢流关井后，应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取相应的处理措施。
1) 关井立管压力为零时的处理。此时井内钻井液的静液柱压力足以平衡地层压力，无需提高钻井液密度。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
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