欠平衡钻井技术标准.doc

/T 4.3.1井场具备气体钻井设备安装位置，满足实施气相欠平衡钻井工艺及钻井流体处理的相关要求，气体钻井设备离井口大于15米，并保证足够的安全通道。 .&国家发展和改革委员会 发布-实施-发布欠平衡钻井技术规范第2部分：气相（征求意见稿）Technology specification for underbalanced drillingPart 2: gas phaseSY/T .2代替SY/T 6543.1-2003 SY/T 6543.2-2003、SY/T 6543.3-2005SY/T 6543.1-2003SY中华人民共和国石油天然气行业标准ICS 75.020E 13备案号：ISY/T .2目 次目 次I前 言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 气相欠平衡钻井条件15 气相欠平衡钻井工程设计依据和主要内容26 井身结构要求27 欠平衡钻井流体的气相选择28 气相欠平衡钻井参数设计29 气相欠平衡钻井储备液密度和数量的确定原则310 气相欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置311 作业准备512 施工作业613 气相欠平衡钻井终止条件814 健康、安全与环保要求8附 录 A（规范性附录）油藏工程数据表9附 录 B（资料性附录）气体、雾化钻井计算公式10附 录 C（资料性附录）欠平衡钻井地面装置配备型式11A.1 计算油层产量的油藏工程数据见表A.19A.2 计算气层产量的油藏工程数据见表A.29图C.1 空气/雾化/泡沫钻井地面装置11图C.2 氮气钻井欠平衡钻井地面装置12图C.3 天然气钻井欠平衡钻井地面装置13前 言SY/T 6543欠平衡钻井技术规范分为两部分：第1部分：液相；第2部分：气相。本部分为SY/T 6543的第2部分。本部分整合修订并代替SY/T 6543.12003欠平衡钻井技术规范 第1部分设计方法、SY/T 6543.22003欠平衡钻井技术规范 第2部分：井口压力控制装置及地面装置配备要求和SY/T 6543.32005欠平衡钻井技术规范 第3部分：工艺施工规程。本部分与SY/T 6543.12003、SY/T 6543.22003和SY/T 6543.32005相比，主要变化如下：a) 修订的主要内容有：对术语和定义进行了修改（原标准的第1部分）；对气相欠平衡钻井设计依据及设计内容进行了修改（原标准的第1部分）；对气相欠平衡钻井井口及地面装置的配备内容作了修改（原标准的第2部分）；对气相欠平衡钻井施工规程内容作了修改（原标准的第3部分）。b) 新增加的内容有：气相欠平衡钻井的条件；气相欠平衡钻井储备液密度和数量的确定原则；气相欠平衡钻井施工工艺的技术交底要求；欠平衡状态下起下钻作业流程。本部分的附录A为规范性附录，附录附录B、附录C为资料性附录。本部分由石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。本部分主要起草单位：四川石油管理局钻采工艺技术研究院本部分参加起草单位：胜利石油管理局钻井工艺研究院本部分主要起草人：艾惊涛 肖新宇 潘登 张林 左星本部分所代替标准的历次版本发布情况为：SY/T 6543.1-2003；SY/T 6543.2-2003；SY/T 6543.3-2005SY/T .2欠平衡钻井技术规范第2部分：气相1 范围本部分规定了气相欠平衡钻井的设计原则、装备要求和工艺规程。本部分适用于陆地气相欠平衡钻井，包括空气（雾化/泡沫）钻井、氮气钻井、天然气钻井。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本部分的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本部分。SY/T 5035 吊环、吊卡、吊钳SY/T 5127 井口装置和采油树规范SY 5225 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规定SY/T 5290 石油钻杆接头SY/T 5323 节流和压井系统SY/T 5466 钻前工程及井场布置技术要求SY/T 5957 井场电器安装要求SY/T 5964 钻井井控装置组合、安装调试与维护SY/T 6228 油气钻井及修井作业职业安全的推荐作法SY/T 6277 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定SY 6309 钻井井场照明、设备颜色、联络信号安全规范SY/T 6426 钻井井控技术规程SY/T 6509 方钻杆3 术语和定义下列术语和定义适用于本部分。3.1空气钻井 Air drilling用压缩空气作为钻井流体所进行的钻井。3.2氮气钻井 Nitrogen drilling用氮气作为钻井流体所进行的钻井。3.3天然气钻井 Natural gas drilling用天然气作为钻井流体所进行的钻井。3.4雾化钻井 Mist drilling用少量水和泡沫剂在压缩气体进入钻柱之前注入到气流中作为钻井流体所进行的钻井。3.5 泡沫钻井 Foam drilling用泡沫作为钻井流体所进行的钻井。4 气相欠平衡钻井条件4.1 地层条件4.1.1 地层压力气相欠平衡钻井宜在常压或低压层段实施，高压高产井不宜开展气体钻井。4.1.2 地层稳定性地层比较稳定，不易坍塌。4.1.3 地层流体地层产液量应不致于造成井壁垮塌、钻头泥包、井眼堵塞；地层流体中硫化氢含量低于75mg/m3(50ppm)。4.2 地面装备条件在常规井控装备的基础上，应配备欠平衡钻井特殊装备，并符合第10章的规定。4.3 场地条件4.3.1井场具备气体钻井设备安装位置，满足实施气相欠平衡钻井工艺及钻井流体处理的相关要求，气体钻井设备离井口大于15米，并保证足够的安全通道。4.3.2 泡沫钻井破泡池容积不小于1000m3。4.3.3 岩屑池位置便于管线安装；岩屑池容量满足岩屑沉降、降尘水沉淀分离的要求，满足环保要求。4.3.4 储层段氮气钻井、天然气钻井应修建燃烧池，燃烧池位于井场下风方向75m以远安全地带，并具备堆积钻屑和降尘水回收利用条件。4.4 队伍条件 欠平衡技术服务队伍具备相应资质；钻井队应具备乙级以上资质（含乙级）。5 气相欠平衡钻井工程设计依据和主要内容5.1 设计依据5.1.1 油气藏类型、油气水层分布及性质、实施欠平衡钻井裸眼井段地质分层及岩性、理化特性和矿物组份、地层破裂压力剖面、孔隙压力剖面、坍塌压力剖面、地表温度和地温梯度。5.1.2 井场周边地质环境及实施气体钻井的目的。5.1.3 邻井或本井已钻井段的钻井、测井、测试等地质工程资料。5.1.4 按附录A提供油藏工程数据，估算地层流体产量。5.2 设计内容欠平衡钻井工程设计纳入钻井工程设计总体要求，应包括以下内容：5.2.1 井身结构、套管强度、工艺技术、钻井参数、钻具组合、井下工具以及井控的要求等。5.2.2 气相钻井井口和地面设备选择配套及示意图。5.2.3 气相钻井工艺流程，以及发生异常情况的处理措施。5.2.4 气相钻井安全、健康环保要求。6 井身结构要求6.1 产层气体钻井技术套管尽可能封至储层顶部，非储层气体钻井表层套管或加深导管下深不至于造成地表窜漏。6.2 对气体钻井条件的上层套管抗外挤强度按全掏空进行校核，抗外挤安全系数不低于1.0。6.3 上层套管固井质量合格，满足气体钻井施工要求。7 欠平衡钻井流体的气相选择7.1 钻井流体的气相主要是空气、氮气和天然气。7.2 空气主要在空气、雾化、泡沫钻井中使用，用于提高机械钻速等不易发生燃爆的情形。7.3 有油气产出的情况下，从安全上考虑应选择氮气、天然气。7.4 天然气只有在气源可利用的情况下才能使用。7.5 空气和氮气混合使用时，氧气浓度低于临界浓度。临界浓度按下式计算：(1)-氧气临界浓度；-绝对压力，单位为兆帕（MPa）。8 气相欠平衡钻井参数设计8.1 气体钻井8.1.1 气体钻井所需要气量需采用多相流理论进行计算，应考虑井眼尺寸、钻具尺寸、井深、钻速、岩屑尺寸、地层流体、回压控制等因素。8.1.2 气体钻井主要是设计携带岩屑所需要的最小气体流量，采用Angel 方法，计算公式参见附录B，在选择气体设备额定流量要留有余地。8.1.3 设计转速不宜超过旋转防喷器（包括旋转控制头）允许范围。8.1.4 空气锤钻进参数推荐：钻压为每英寸钻头0.20.3吨；转速按地层软硬控制，软岩层：3050r/min，中硬岩层：2040r/min，硬岩层：1030r/min。8.1.5 钻进参数满足井身质量要求，每钻进200300m测斜一次，空气锤可适当放宽。8.1.6 不宜采用PDC钻头。8.2 雾化钻井8.2.1 确定地面注入液量和地层产液量，液体注入量（水、发泡剂和防腐剂）一般是0.26L/s0.87L/s。8.2.2 根据总液量计算拟机械钻速，计算公式参见附录B。注：拟机械钻速指单位时间内产生与总液体质量相同岩屑的机械钻速。8.2.3 计算气举岩屑和液体的总机械钻速，计算公式参见附录B。8.2.4 将总机械钻速代入Angel计算公式，确定气体注入流量。8.2.5 更准确的设计宜采用多相流专用软件，雾化钻井的气体流量比气体钻井高30%40%。8.3 泡沫钻井8.3.1 泡沫钻井应采用多相流专用软件设计气体流量和液体流量。8.3.2 液体流量一般在0.63L/s1.26L/s的范围。8.3.3 井口泡沫质量应不大于0.97，否则应设计控制回压；井底的泡沫质量大于0.65。8.3.4 地层产气量、产水量影响泡沫质量，用专门软件设计时应输入相应的数据。9 气相欠平衡钻井储备液密度和数量的确定原则9.1 储备液9.1.1 非目的层气体欠平衡钻井应准备1倍井筒容积以上的近平衡钻井液；储层气体欠平衡钻井应储备1倍井筒容积以上、密度高于设计地层压力当量密度0.2 g/cm30.40g/cm3的加重钻井液，后勤供应与井场距离较远, 运输路况较差，压井液数量按照最大井筒容积的2.0倍储备。9.1.2 实用压井液密度以实测地层压力为基准，油、水井附加0.05g/cm30.10g/cm3，气井附加0.07g/cm30.15g/cm3。9.2 储备液性能压井液应与地层岩性、流体具有良好的配伍性。9.3 储备材料储备足够的加重材料及相应的堵漏材料。10 欠平衡钻井井口、地面设备、钻具和井口工具的配置 10.1 地面装置配备要求气相欠平衡钻井地面设备配置见表1。表1 气相欠平衡钻井地面设备配置配套装置欠平衡钻井方式名称空气/雾化/泡沫氮气天然气压力控制装置旋转防喷器a液动阀专用节流管汇气体燃烧装置自动点火装置火炬防回火装置排气管线注入装置空气压缩机增压器b氮气装置c 雾泵不压井起下钻装置d套管阀强制起下钻装置a 可以使用旋转控制头； b 天然气钻井选专用增压机； c 根据现场实际情况选用； d 用于全过程欠平衡钻井。10.1.1 气体燃烧处理装置10.1.1.1 气体燃烧处理装置包括：排气（砂）管线、防回火装置、自动点火装置和火炬等。10.1.1.2 排气（砂）管线转弯处及出口用基墩进行固定，悬空段超过10m的中间应予支撑并固牢。可采用填充式基墩或水泥基墩，填充式基墩重量不小于400kg，水泥基墩重量不小于600kg。10.1.1.3 火炬离井口的距离应大于75m，且位于井场的下风方向，火炬周围设置防火墙。10.1.1.4 所有气体燃烧系统都应配备自动点火装置或自动引燃装置。10.1.1.5 所有气体燃烧系统都应配备防回火装置。10.1.2 气体注入设备10.1.2.1 气体注入设备包括空压机、制氮机、增压机、注入管汇等。a) 液氮要配置换热器（汽化器）、液氮泵和液氮储备罐等；b) 天然气钻井气源压力低时，应配置天然气增压机，天然气气质满足增压机处理要求。10.1.2.2 根据钻井工程设计的排量和压力要求，确定注气设备规格。10.1.3 液体注入设备雾化、泡沫钻井用雾泵作为基液的注入设备。10.2 欠平衡钻井井口10.2.1 旋转控制头系统10.2.1.1 允许旋转控制头压力等级（静态工作压力）低于其下部环型防喷器压力等级。10.2.1.2 旋转控制头的通径选择考虑钻井、完井作业管串及附件的最大外径和施工工艺的要求。10.2.1.3 旋转控制头工作转速不宜超过100r/min。10.2.1.4 旋转控制头的法兰形式、法兰尺寸，法兰用密封环垫及技术要求应符合SY/T 5127的规定。10.2.1.5 旋转控制头应配有手动和液动锁紧装置、冷却/润滑系统。10.2.1.6 使用胶芯的尺寸应与所用钻杆及方钻杆尺寸匹配。10.2.1.7 在使用转盘钻时，需安装方钻杆驱动器，其尺寸应与使用的方钻杆匹配。10.2.2 旋转防喷器系统10.2.2.1 旋转防喷器系统包括旋转防喷器、监控箱、液压/控制系统和压力测试管汇等。10.2.2.2 旋转防喷器压力等级的选用应符合10.2.1.1的规定。10.2.2.3 旋转防喷器的标称尺寸、额定转速应符合10.2.1.2的规定。10.2.2.4 旋转防喷器应配备液压控制系统。该系统应能够保证旋转防喷器实现抱紧、卸压、设定抱紧压力值等功能，并且配备在主控制泵失效后仍能够有效控制旋转防喷器的应急系统。液压控制系统应具备对液压油加热、冷却的功能。10.2.2.5 监控箱应设置远程控制及数据显示装置，设置声光报警装置，能够远程监测环空压力和系统的工作情况，能够远程控制、操作系统工作，能够远程调节工作参数。10.2.2.6 旋转防喷器应配备泄压装置。10.2.2.7 在使用转盘钻时是否需使用方钻杆驱动器，应根据具体设备确定。10.2.3 井口压力控制装置包括所配备的旋转防喷系统及SY/T 5964所规定的井口装置。10.2.4 井口压力控制装置的配备应符合SY/T 5964的规定。10.2.5 井口压力控制装置的组合形式、压力等级和尺寸系列应符合SY/T 6426的规定。10.2.6 根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况，选择压力级别匹配的旋转防喷器或旋转控制头，旋转防喷器或旋转控制头安装在常规钻井井口防喷器组合之上。10.3 钻机底座钻机底座净空高应满足防喷器组合及欠平衡井口装置的安装空间要求。10.4 井控管汇10.4.1 井控管汇的配备应符合SY/T 5964的规定。10.4.2 钻井四通至节流管汇之间应有一个液动平板阀，并能通过防喷器控制装置遥控。10.4.3 在压井管汇处应配置两个压井管线接口，一个接压井车，一个通过铠装防火软管（或钢管）接至钻井泵。10.5 产层欠平衡专用节流管汇10.5.1 节流管汇应符合SY/T 5323的规定。10.5.2 应使用欠平衡钻井专用节流管汇。10.5.3 节流管汇除配备相同级别的压力表，另配备读数精度为0.1MPa的小量程压力表。10.5.4 节流阀的公称通径不小于103mm。10.6 井控检测仪器仪表配备的井控参数仪表应符合SY/T 5964的规定。10.7 地面流程配备10.7.1 根据欠平衡钻井工程设计选择地面装置。10.7.2 空气（雾化/泡沫）欠平衡钻井地面装置示意图见附录C中的图C.1，氮气欠平衡钻井地面装置示意图见附录C中的图C.2，天然气欠平衡钻井地面装置示意图见附录C中的图C.3。 10.8 钻具和井口工具10.8.1 钻具、井口特殊工具配备要求见表2。表2 钻具、井口工具配备序号名 称单位数 量1六方方钻杆a根12六方方钻杆补心a套1318斜坡钻杆m根据具体情况定418斜坡吊卡只35旋塞只根据具体情况定6钻具止回阀只根据具体情况定7旁通阀只1a 仅当使用转盘钻时应用10.8.2 方钻杆应使用上、下旋塞。10.8.3 钻柱中至少应接一个钻具止回阀。10.8.4 钻具底部应至少接一个常闭式止回阀。10.8.5 对于水平井，底部钻具组合按水平井要求设计，底部使用的止回阀放置以不影响测斜为原则。10.8.6 使用旁通阀时，安装位置应在钻具底部止回阀之上。10.8.7 使用转盘钻时，宜使用六方方钻杆，并符合SY/T6509的相关规定。10.8.8 通过旋转控制头或旋转防喷器的钻杆应为18斜坡钻杆，并应符合SY/T 5290的相关规定，选用优质钻杆。10.8.9 选用与钻杆匹配的18斜坡吊卡，并符合SY 5035的相关规定。11 作业准备由项目建设单位组织气体钻井相关单位进行现场办公，落实施工作业各项准备工作、技术要求等事项。11.1 技术交底11.1.1 欠平衡技术人员与井队、地质及其它施工协作单位的技术交底：11.1.1.1 欠平衡钻井工艺技术的基本原理。11.1.1.2 欠平衡钻井工艺的工艺流程。11.1.1.3 欠平衡钻井钻进、接单根、起钻、下钻、循环的工艺要求。11.1.1.4 针对施工井存在的技术难点及技术对策。11.1.1.5 欠平衡钻井钻具组合、钻进参数要求。11.1.1.6 欠平衡钻井井控要求及防喷、防H2S演习的要求。11.1.1.7 钻开油气层坐岗制度、干部值班制度。11.1.2 欠平衡钻井井口及地面设备安装需要井队和相关方配合的要求。11.1.3 欠平衡钻井施工的其它注意事项。11.2 施工场地和设备安装要求11.2.1 钻前准备井场时，应为欠平衡钻井设备布置和安装做好场地准备，抗压强度不小于0.2MPa。11.2.2 旋转控制头（或旋转防喷器）按井口装置的安装要求执行，应使天车、转盘、井口三中心在同一垂线上，偏差小于10mm。11.2.3 旋转控制头（或旋转防喷器）安装到位后，旋转控制头的顶面与转盘底面应留有空间，便于井口操作。11.2.4 排气（砂）管线尽量平直安放，无障碍物。11.2.5 按规定悬挂警示牌、注气设备及注气高压管线区域设立警戒线。11.2.6 其它方面执行SY/T 5466的规定。11.3 工具11.3.1 准备好与旋转控制头（或旋转防喷器）匹配的方钻杆、方补心， 18斜坡钻杆、18斜坡吊卡，钻具内防喷工具（包括方钻杆上旋塞、下旋塞和钻具止回阀），旁通阀等。11.3.2 对钻具接头进行打磨处理，以防割坏胶芯。11.3.3 产层气体钻井还应准备以下工具：a)分别备用一付与所使用的钻杆、油管、套管相对应的半封闸板芯子。b)应配备钻杆锥管挂和与之连接的转换接头,其锥管挂外径应小于特殊四通以上井口装置的通径。c)套管头、油管头内不安装保护套。 d)需要实施不压井起下作业时，双闸板防喷器全封闸板安装在下，半封闸板安装在上。11.4 设备试压、试运转11.4.1 产层钻井旋转控制头（或旋转防喷器）的试压，在不超过套管抗内压强度80%和井口其他设备额定工作压力的前提下，静压用清水试到额定工作压力的70%，动压试压不低于额定工作压力的70%。稳压时间不少于10min，压降不超过0.7MPa。11.4.2 按设计对供气管线进行试压。11.4.3 所有欠平衡钻井设备安装完毕，都应按欠平衡钻井循环流程试运转。运转正常，连接部位不刺不漏，正常运转时间不少于10min。11.5 应急演练欠平衡钻井作业实施前，应进行防井喷、防H2S中毒等应急演练。具体演练内容应根据所钻井的实际情况确定。11.6 开钻验收由项目建设单位组织相关单位、部门开钻验收，确定现场领导小组成员, 组长由钻井公司担任，副组长由专业化服务公司担任，成员由项目建设单位、钻井队及相关施工单位组成。12 施工作业12.1 气举12.1.1 钻完水泥塞后应充分循环，并将井底打捞干净。12.1.2 根据井深、增压机工作压力确定分段气举井深。12.1.3 气举前应检查相关闸阀的开关状况,关闭半封闸板防喷器，打开注气闸阀，气举过程中必须派专人负责控制节流阀开度，防止造成污染和伤人；不应用排砂管线进行气举作业。12.1.4 气举钻具不应带螺杆或空气锤。12.1.5 天然气气举时，当至污水池的排液管线出口有气液同喷迹象时，立即倒换至燃烧池，并及时点火。12.1.6 井筒内液体举净后应大排量注气，充分循环干燥井筒，并关闭内控闸门。12.1.7 气举干燥过程中应注意对可燃气体、有毒气体的监测，发现异常立即汇报，以便采取相应措施。12.2 钻进12.2.1 正式钻井前应先进行试钻进，试钻进时应控制机械钻速，观察立压、扭矩、岩屑返出是否正常，一切正常之后方可正常钻进。12.2.2 钻进过程中送钻均匀，钻井参数应根据机械钻速等情况及时合理调整；注意悬重、立压、扭矩、岩屑、全烃变化，发现立压、扭矩、全烃、钻屑等井下异常变化时，应立即停止钻进、活动钻具、循环观察，并及时处理。12.2.3 气体钻井时应根据接单根卸压时间长短决定是否在钻杆上加装下旋塞和止回阀，起钻和测斜时应将上部钻具旋塞和止回阀取出。12.2.4 地面供气装置和设备不能正常供气时，应停止钻进，尽可能坚持循环一段时间后起钻至安全井段，并及时进行处理。12.2.5 在钻速较高时应适当控制送钻速度，防止携砂不良造成憋压。12.2.6 钻进过程中应对井口、管汇和排气（砂）管线等进行巡回检查。12.2.7 气体钻进中应对可燃气体、有毒气体实时监测, 并认真记录，及时汇报，氮气钻井过程中发现有气显示，应及时点火。12.2.8 气体钻井前应按设计储备足量的钻井液和加重材料，气体钻井期间每天应对储备钻井液定时搅拌维护确保钻井液性能稳定可靠，随时做好替浆和压井准备。12.3 接单根12.3.1 接单根前应循环，循环时间不低于迟到时间的1.5倍，顶驱接立柱循环时间应适当增长。12.3.2 接单根操作步骤：钻台发出停止注气信号开卸压阀关注气阀接单根钻台发出注气信号开注气阀注气关闭卸压阀，待各项参数正常后恢复钻进。12.3.3 接单根时应将钻杆接头上的毛刺锉平；向旋转防喷器胶芯加注适量润滑液。12.3.4 天然气钻进、接单根时，钻台上、下应开启防爆排风扇，井口周围操作时不得使用非防爆工具进行猛烈敲击。坡道及钻台面应铺放防撞击垫。12.4 起下钻12.4.1 安装套管阀的起下钻作业12.4.1.1 起钻前，充分循环，确保井眼干净。12.4.1.2 将钻柱内的压力泄放到零，然后卸下方钻杆。12.4.1.3 通过旋转控制头（或旋转防喷器）胶芯起立柱，当起到钻具止回阀时，应放掉钻具内的压力，才能卸扣。12.4.1.4 起钻时应控制上提速度。12.4.1.5 当钻头起至套管阀以上20m左右的位置时停止起钻作业，打压关闭舌板。12.4.1.6 起出旋转控制头（或旋转防喷器）轴承总成，进行正常起钻。12.4.1.7 当钻头起至井口时，应降低起钻速度，防止钻头损坏井口设备。12.4.1.8 起钻作业后，检查钻具止回阀是否失效，更换钻头，立即下钻。12.4.1.9 下钻至套管阀以上20m左右的位置时停止下钻作业，安装旋转控制头（或旋转防喷器）轴承总成，打压打开舌板。12.4.1.10 如果套管阀气动泵输出压力高于额定开启压力，不返油，应进行管内憋压辅助开启作业。a）气动液压泵憋压10MPa15MPa。b）关环空憋压，初始值为2MPa，每次增加1MPa，当套管阀关闭管线返油时，停止憋压。12.4.1.11 按正常程序继续向套管阀开启管线打压开启套管阀；当套管阀完全开启后继续下钻作业。12.4.2 安装强行起下钻装置的起下钻作业12.4.2.1 执行12.4.1.1 12.4.1.4步骤。12.4.2.2 当起钻至钻具重量不足以抵消环空流体上顶力之前，启用强行起下钻装置。12.4.2.3 钻头起过闸板全封位置后，关闭全封。12.4.2.4 起出旋转控制头（或旋转防喷器）轴承总成，更换。12.4.2.5 钻具止回阀出井后应检查是否失效，更换钻头。12.4.2.6 安装旋转控制头（或旋转防喷器）轴承总成，下钻。12.4.2.7 钻头下至全封上部，启用强行起下钻装置，打开全封，下钻。12.4.2.8 下钻至钻具能够依靠自身重量下行时，终止使用强行起下钻装置。12.4.3 如设计使用强行起下钻装置，则在钻具设计时，不使用扶正器等异形钻具。12.5 更换胶心12.5.1 发现胶芯刺漏，应停止钻进，上提钻具，坚持循环一段时间后再更换。12.5.2 更换胶芯程序：停转盘上提钻具停气关半封闸板或球型防喷器卸钻具内气体压力打开旋转总成卡箍用风动绞车配合游车将旋转头提出转盘面坐吊卡卸钻杆扣更换新胶芯将旋转头下放到位卡紧旋转总成卡箍开半封闸板或球型防喷器注气正常后开始钻进。12.6 钻具止回阀失效接单根泄放钻具内压力时，如果泄放时间明显增加，判定钻具止回阀失效，在接单根时接一个新的钻具止回阀。12.7 数据采集与工作记录12.7.1 数据采集数据采集应包括：气体注入流量和液体注入流量；油气产量、温度；可燃气体、有毒气体；立压和套压等。12.7.2 工作记录12.7.2.1 欠平衡钻井设备的工作日志，至少应包括气体注入设备、井口控制设备、地面处理设备和数据采集系统的运转记录等。12.7.2.2 欠平衡钻井施工日报表，除了施工工序的记录外，还应记录能显示欠平衡状态的情况，如燃烧时间、火焰高度、停止注气放喷点火情况等。13 气相欠平衡钻井终止条件13.1 自井内返出的气体，在未与大气接触之前所含H2S浓度等于或大于75mg/m3(50ppm)；或者自井内返出的气体，在其与大气接触的出口环境中H2S浓度大于30mg/m3(20ppm)。13.2 地面装置无法满足处理地层产出的油气水要求。13.3 钻具内防喷工具失效，不能满足井控要求。13.4 气体钻井设备不能满足施工要求。13.5 空气钻井中可燃气体含量持续超过3%。13.6 地层产量超过井口装置或地面管汇的控制能力。13.7 井眼、井壁条件不满足欠平衡钻井正常施工要求时。14 健康、安全与环保要求14.1 应制定有毒气体和井控的应急预案。14.2 在钻台、振动筛、井场、燃烧口等位置设立风向标。14.3 井场应设置危险区域图、逃生路线图、紧急集合点及两个以上的逃生出口，并有明显标识。14.4 在钻台上下、排砂管线出口等应安装可燃气体、H2S监测仪。在有毒气体易聚积场所安装工业防爆排风机，防止有毒或可燃气体聚集。14.5 作业区应设置安全警戒线，禁止非作业人员及车辆进入作