——根据自然环境、钻机类型及钻井工艺要求确定钻井设备安放位置； ——充分利用地形，节约用地，方便施工；
——满足防喷、防爆、防火、防毒、防冻等安全要求； ——在环境有特殊要求的井场布置时，应有防护措施； ——有废弃物回收、利用、处理设施或措施。
5.2.4.1.2 井场方向、井位、大门方向、井场面积确定和井场设备布置及安全标志的设置应符合国家现行标准关于钻前工程及井场布置的技术要求。 5.2.4.2 钻井设备安装应符合下列要求：
——所有设备应按规定的位置摆放，并按程序安装；
——设备部件、附件、安全装置设施应齐全、完好，且固定牢靠；
——设备运转部位转动灵活，各种阀门灵活可靠，油气水路畅通，不渗不漏； ——所有紧固件、连接件应牢固可靠，紧固件螺纹外露部分应有防锈措施；
——绞车游动系统能迅速有效地进行制动与解除，防碰天车及保险阀灵活可靠，离合器能快速离合； ——进行高压试运转时，所有管线不刺不漏，油气水路畅通； ——设备安装完后，整机试运转符合要求； ——电气设备、线路的安装规范、合理。 5.2.5 井控装置的安装、试压、使用和管理 5.2.5.1 井控装置的安装
5.2.5.1.1 钻井井口装置应符合下列规定：
a)防喷器、套管头、四通的配置安装、校正和固定应符合国家现行标准关于钻井井控装置组合配套、安装调试与维护的规定；
b)防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态；
c)具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，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°。挂牌标明开、关方向和到底的圈数； d)防喷器远程控制台安装要求：
1)应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1m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道、周围10m内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品； 2)管排架与防喷管线及放喷管线的距离应不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；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；
3)总气源应与司钻控制台气源分开连接，井配置气源排水分离器，严禁强行弯曲和压折气管束； 4)电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制； 5)蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。 5.2.5.1.2 井控管汇应符合下列要求：
——钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接；
——钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头，其通径不小于78mm。
5.2.5.1.3 放喷管线安装要求：
——放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm； ——放唼管线不允许在现场焊接；
——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； ——两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；
——管线尽量平直引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头； ——管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m；
——管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚、预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑； ——水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。 5.2.5.1.4 钻具内防喷工具应符合下列要求：
——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；
——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； ——钻台上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)； ——应配备钻井液循环池液面监测与报警装置；
——按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井及气比油高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，并将液气分离器排气管线(按设计通径)接出井口50m以上。 5.2.5.2 井控装置的试压
5.2.5.2.1 试压值应符合下列要求：
——防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压、环形防喷器(封闭钻秆-不试空井)、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力；
——在井上安装好后，试验压力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验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；放喷管线试验压力不低于10MPa；
——钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照本条第二项规定的有关条件及要求试压；
——防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。 5.2.5.2.2 试压规则应符合下列要求：
——除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余井控装置试压介质均为清水： ——试压稳压时间不步于10min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。 5.2.5.3 井控装置的使用应符合下列要求：
——环形防喷器不应长时间关井，非特殊情况不允许用来封闭空井；
——在套压不超过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，起下钻速度不应大于0.2m/s；
——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，锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4圈～1/2圈；
——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，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头； ——当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器； ——严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力；
——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；
——钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关恬动及环形防喷器试关井(在有钻具条件下)； ——井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具；
——对防喷器及其控制系统及时按国家现行标准关于钻井井控装置组合配套安装调试维修的规定进行维护保养；
——有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件；
——平行闸板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不应半开半闭和作节流阀用；
——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以明显的标示牌标示；
——井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态；
——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，合格后方可投入使用。 5.2.5.4 井控装置的管理应符合下列要求：
——企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其职责范围和管理制度；
——在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任；
——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； ——企业应制定欠平衡钻井特殊井控作业设备的管理、使用和维修制度。 5.2.6 开钻前验收
5.2.6.1 钻井监督或开钻前应由甲方或甲方委托的施工监督单位组织，对道路、井场、设备及电气安装质量、通信、井场安全设施、物资储备、应急预案等进行全面检查验收，经验收合格后方可开钻。 5.2.6.2 钻开油气层前验收
5.2.6.2.1 应加强地层对比，及时提出可靠的地质预报。
5.2.6.2.2 在进入油气层前50m～100m，应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。调整井应指定专人检查邻近洼水、注气(汽)井停注、泄压情况。
5.2.6.2.3 钻进监督或钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，提出具体要求，并应组织进行防喷、防火演习，含硫化氢地区钻井还应进行防硫化氢演习，直至合格为止。
5.2.6.2.4 落实24h轮流值班制度和“坐岗”制度，指定专人、定点观察溢流显示和循环池液面变化，检查所有井控装置、电路和气路的安装及功能是否正常，并按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，并对储备加重钻井液定期循环处理。
5.2.6.2.5 钻井队应通过全面自检，确认准备工作就绪后，由上级主管部门组织，按标准检查验收合格并批准后，方可钻开油气层。 5.2.7 钻进 5.2.7.1 常规钻进
5.2.7.1.1 钻进时应严格按规定程序和操作规程进行操作，选择合理的钻具组合和适当的钻井液，钻进时应根据井内、地面设备运转、仪表信息变化情况，判断分析异常情况，及时采取相应措施。
5.2.7.1.2 及时观察钻头运行情况，发现异常及时更换钻头；钻具在井内不应长时间静止，钻达下技术(油层)套管深度后，应根据设计及时测井、固井等作业。
5.2.7.1.3 开钻前检查、第一次钻井，再次钻进，接单根、起下钻、换钻头、钻水泥塞、油气层钻进等应符合国家现行标准关于常规钻进的安全技术要求。
5.2.7.1.4 欠平衡钻井应符合国家现行标准关于欠平衡钻井的安全技术要求。 5.2.8 井口与套管保护
5.2.8.1 各层次套管要居中，保持天车、井口与转盘在一条垂直线上，其偏差应控制在规定范围内。 5.2.8.2 对于钻井周期较长的井、大位移井、水平井，在表层套管、技术套管内的钻井作业应采取有效措施减少磨损套管。
5.2.8.3 高温、高压、高含硫化氢井及套管长期受磨损井在打开目的层前应对上层套管进行磨损检查，并根据磨损情况决定打开目的层前是否采取补救措施，并符合5.2.3.5的规定。
5.2.8.4 对于下完尾管继续钻进的井，若决定测试时，应先回接套管至井口，并常规固井。
5.2.8.5 大直径表层套管应保证圆井周围不窜漏。复杂地区坚硬地层的表层套管下套管时应采取防倒扣的措施。
5.2.8.6 防喷器应在井架底座上绷紧固定。
5.2.8.7 钻水泥塞钻头出套管，应采取有效措施保证形成的新井眼与套管同心，防止下部套管倒扣及磨
损。
5.2.8.8 在施工中，气井套管环空应安装压力表，接出引流放喷管线，并定期检查环空压力变化，需要时及时泄压，将环空压力控制在允许安全范围之内。
5.2.8.9 套管头内保护套应根据磨损情况及时调换位置或更换。 5.2.8.10 气井应进行井口套管的装定计算，确定井口合理受力状态。 5.2.9 中途测试
5.2.9.1 中途测试应有包括安全内容的测试设计，并按审批程序审批。
5.2.9.2 中途测试前应按设计调整好钻井液性能，保证井壁稳定和井控安全，测双井径曲线，确定座封位置。
5.2.9.3 中途裸眼井段座封测试应在规定时间内完成，防止卡钻。
5.2.9.4高温高压含硫化氢油气层应采用抗硫油管测试。严格限制在含硫化氢地层中用非抗硫化氢的测试工具进行测试工作。
5.2.9.5 对高压、高产天然气井和区域探井测试时，应接好高压水泥车。
5.2.9.6 下钻中若发现测试阀打开，出现环空液面下降，应立即上提管串，同时反灌钻井液。 5.2.9.7 测试阀打开后如有天然气喷出，应在放喷出口处立即点火燃烧。
5.2.9.8 测试完毕后，起封隔器前如钻具内液柱已排空，应打开反循环阀，进行反循环压井，待井压稳后才能起钻。 5.2.10 完井 5.2.10.1 下套管
5.2.10.1.1 吊套管上钻台，应使用适当的钢丝绳，不应使用棕绳。
5.2.10.1.2 各岗位人员应配合好，套管入鼠洞时司钻应注意观察，套管上扣时应尽量使用套管动力钳，下套管时应密切观察指重表读数变化并按程序操作，发现异常及时处理。 5.2.10.2 固井
5.2.10.2.1 摆车时应有专人指挥，下完套管后当套管内钻井液未灌满时不应接水龙带开泵洗井。 5.2.10.2.2 开泵顶水泥浆时所有人员不应靠近井口、泵房、高压管汇和安全阀附近及管线放压方向。 5.2.11 复杂情况的预防与处理
5.2.11.1 发生顿钻、顶天车、单吊环起钻、水龙头脱钩等情况时，应按相应的要求和程序进行处理。 5.2.11.2 当发生井涌、井漏、井塌、砂桥、泥包、缩径、键槽、地层蠕变、卡钻、钻井或套管断落、井下落物等，应按国家现行标准的技术要求处理。 5.2.11.3 井喷失控处理
5.2.11.3.1 实施井喷着火预防措施，设置观察点，定时取样，测定井场及周围天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。
5.2.11.3.2 根据失控状况及时启动应急预案，统一组织、协调指挥抢险工作。含硫化氢油气井的防护应符合4.5.6的规定。 5.3 录井 5.3.1 录井准备
应根据危险源辨识、风险评估，编制录井施工方案和应急预案，并按审批程序审批。 5.3.2 设施、仪器安装调校
5.3.2.1 仪器房中应配置可燃气体报警器和硫化氢监测仪。
5.3.2.2 高压油气井、含硫化氢气井的气测录井仪器房应具有防爆功能，安全门应定期检查，保持灵活方便。
5.3.2.3 值班房、仪器房在搬迁、安装过程中应遵守钻井队的相关安全规定。 5.3.3 录井作业
5.3.3.1 钻具、管具应排放整齐，支垫牢固，进行编号和丈量。