2019精选医学钻井井控实施细则新版35章

1、第三章 井控装置的安装、试压和使用第十九条 井控装置的安装（一）井口装置1. 防溢管一律采用两半式法兰密封连接。其直径应比所 用套管加大一级，管内不应有台肩。2. 防喷器每次安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中 心线，其偏差不大于 10mm用直径16mm钢丝绳和正反螺丝 在井架底座的对角线上固定绷紧。3. 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆， 靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不 大于 30°，挂牌标明开、关方向和圈数。手轮离地高度超过 2m其下方应安装操作台。4. 安装完后，绘制井口装置示意图，图中应标注各半封 闸板和剪切闸板距转盘面的距离。5. 远程控制

2、台（1） 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，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不 应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。（2）控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与放喷 管线应有一定的距离，车辆跨越处应装过桥盖板，不应在管 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，并配置气 源排水分离器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在 0.65MPaI.OOMPa。(4) 电源应从总配电板处直接引出，用单独的开关控 制，并有标识。(5) 非工作状态下，液压油油面距油箱顶面 200mm工 作状态下，液压油油面距油箱底面不

3、小于 200mm气囊充氮 压力 7.0MPa±0.7MPa。(6) 蓄能器压力 17.5MPa21.0MPa,环形防喷器压力 8.5MPa10.5MPa,管汇压力10.5MPa± 1.0MPa,并始终处于 工作压力状态。( 7)各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态 相一致的位置。控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作 的防护罩和定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误 操作的防护罩。( 8)半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全 装置，其气路与防碰天车气路并联。( 9)控制管汇安装前应逐根检查，确保畅通，所有管 线应整齐排放；拆除控制系统时，防喷器液压管线接口应

4、用 堵头堵好，气管束接口应包装密封好。( 10)远程控制台液压管线备用接口应使用金属堵头封 堵，管排架液压管线备用接口应戴上保护盖。6. 司钻控制台应安装在司钻操作台附近，司钻控制台上 不安装剪切闸板控制阀。7. 司钻控制台与远程控制台上的储能器压力误差小于0.6MPa、管汇压力及环形压力误差小于0.3MPa8. 套管头的安装应符合 SY/T 6789 套管头使用规范 中的相应规定。（二）井控管汇1. 防喷管线安装 防喷管线应使用专用管线并采用标准螺纹法兰连接，压 力等级与防喷器压力等级相匹配，长度超过7m应固定牢靠。须家河及以上地层为目的层、地层压力低于35MPa不含硫化氢的丛式井组，可使用

5、与防喷器压力等级相匹配的耐火软 管线，长度超过7m应加以固定。2. 放喷管线安装（1）放喷管线的安装、固定、试压应在钻开设计提示 的第一个油气显示层前完成。（ 2）管线至少应接两条，高含硫井、区域探井和预计 高产井应安装双四通和四条放喷管线。（3）放喷管线一般情况下向井场两侧引出，如因地形 限制需转弯时，应使用夹角不小于 120°的铸（锻）钢弯头， 同时布局要考虑当地季节风向、道路、油罐区、电力线及各 种设施等情况。（4）放喷管线低洼处应安装排污阀，排污阀的压力等 级与放喷管线的额定压力等级一致。（5）管线应使用标准螺纹法兰连接的专用管线，不应 现场焊接，其通径不小于 78mm。（

6、6）管线连接法兰应露出地面，管线车辆跨越处应装 过桥盖板。( 7)管线出口应接至距井口 75m 以上的安全地带，相 距各种设施不小于 50m；含硫油气井的放喷管线出口应接至 距井口 100 m以上的安全地带。(8)放喷管线出口采用双压板固定，同时应安装燃烧筒，燃烧筒法兰距最后一个固定压板不超过1m燃烧筒出口应居中正对挡火墙主墙，连接燃烧筒的法兰盘进入燃烧池不 超过 1m。(9) 管线每隔10m 15m转弯处两端、出口处用水泥 基墩和地脚螺栓加压板固定，两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3m，并分别固定；管线悬空跨度超过10m时，中间应支撑固定，其悬空两端也应在地面固定。(10) 水泥基墩坑

7、长x宽x深为 0.8mx 0.8mx 1.0m,遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3。(11) 地脚螺栓直径不小于 20mm预埋长度不小于 0.5m,不允许对焊；固定压板宽度不小于60mm厚度不小于8mm3. 钻井液回收管线使用专用管线，其通径不小于 78mm， 出口应固定牢靠， 转弯处应使用夹角不小于 120°的铸(锻) 钢弯头。4. 节流、 压井管汇上安装高、 低量程压力表， 压力表下端装缓冲器和截止阀；低量程压力表量程为16MPa其下端所装截止阀处于常关状态，高量程压力表下端所装截止阀处 于常开状态。压井管汇在朝向前场方向安装油管短节，其基 坑便于压井管线的连接。反压井管线应

8、固定牢靠，管线应采用内通径不小于 50mm的硬管线。5. 四通两翼应至少各装两个闸阀，一个闸阀紧靠四通， 另一个闸阀应接出井架底座以外。6. 井控管汇所配置的闸阀应为明杆平板阀或带位置指 示器的平板阀。7. 所有井控管汇闸阀应挂牌编号， 并标明其开、 关状态， 正常情况下各闸阀的开关状态见附录B中图B.6、图B.7、图 B.8 、图 B.9 。8. 节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧，阀位开度3/8 1/2，气源压力 0.65MPaI.OOMPa。9. 应在节流管汇处放置关井压力提示牌（关井压力提示 牌格式见附录C）,同时将关井压力提示牌内容打印张贴在节 流控制箱箱盖内壁。（三）钻具内防喷工具1

9、. 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。2. 旋塞阀 油气层中钻进，应装方钻杆或顶驱旋塞阀，旋塞阀通过配合接头或保护接头与下部钻具连接。3. 钻具止回阀（ 1 ）油气层钻井作业中，应在钻柱下部安装钻具止回阀。下列情况除外：a. 堵漏钻具组合。b. 下尾管前的称重钻具组合。c. 处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合。d. 穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。e. 传输测井钻具组合。（2）钻具止回阀的外径、强度应与相连接的钻具外径、 强度相匹配。（ 3）钻具止回阀的安装位置以最接近钻柱底端为原则， 主要有以下作法：a. 常规钻进、通井等钻具组合，止回阀接在钻头与入井 第一根钻铤之

10、间。b. 带井底动力钻具的钻具组合，止回阀接在井底动力钻 具与入井的第一根钻具之间。c. 在油气层中取心钻进使用非投球式取心工具，止回阀 接在取心工具与入井第一根钻铤之间。（ 4）钻台上应配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并 配备抢装止回阀的专用工具，放于方便取用处。4. 防喷钻杆（1）在大门坡道上准备相应的防喷单根，其上端接旋 塞阀（处于常开状态） 。（2）顶驱作业可准备防喷立柱，放于便于取用处，旋 塞阀（常开）可接在中单根上端或下端。（ 3）使用复合钻具时，按小尺寸钻杆准备防喷单根。（4）整体式钻铤提升短节可以入井，其上端母扣应与 钻杆扣一致。（四）钻杆挂区域预探井、高含硫井、预计高产井、复

11、杂井应配备能 与井内钻具相连接且与特殊四通相匹配的钻杆挂。（五）旁通阀1. 油气层钻井作业中，存在井漏风险的井应安装旁通 阀。2. 宜安装在靠近钻头处。（六）液面监测报警装置1. 钻井液循环罐和处理剂胶液罐都应安装液面直读装 置。2. 钻井液循环罐应配备液面监测报警仪。（七）液气分离器和除气器1. 气井及气油比高的油井应配备液气分离器和除气器。2. 液气分离器排气管线出口应接至距井口50m以远有点火条件的安全地带，出口端应安装防回火装置；进液管线通径不小于78mm可使用35MPa的软管连接；分离器应定期检 验。3. 除气器的排气管应接出罐区，出口距离除气器15m以远，并保持排气管畅通。（八）储

12、备罐回收和放出管线应独立分开。加重系统的 双机双漏斗能分开单独运行。第二十条 井控装置和套管柱试压（一）试压介质 防喷器控制系统试压介质为所用液压油，井控装置试压 介质为清水，套管柱试压介质为钻井液。（二）试压值1. 井控装置（ 1）所有井控装置应在有资质单位按额定工作压力试 压，闸板防喷器还应做1.4MPa2.1MPa低压密封试验，出具试压合格证，随设备送井，井控装置检测试压日期与送井 使用日期超过半年应重新检测试压合格后送井。井口装置、 防喷管线及内控闸阀每半年应检测合格方可使用；防喷器控 制装置、液气分离器、节流管汇、压井管汇应每年检测。（2） 井控装置安装后试压。大于339.7mm 的

13、表层套管 固井后，试压3MPe8MPa其余表层套管固井后，按套管柱 最小抗内压强度的 80%和井口装置额定工作压力两者中的最 小值试压；技术套管和油层套管固井后，在不超过套管柱最 小抗内压强度的 80%前提下，环形防喷器封闭钻杆试额定工 作压力的 70%，闸板防喷器、剪切闸板防喷器、压井管汇和 防喷管线试额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力 分级试压。（3）放喷管线试压 10MPa。（ 4）井口装置试压时，应对反压井管线、水龙带及立 管按三者中最小额定压力的 70%进行试压。2. 套管柱（1）大于 339.7mm 的表层套管在评价固井质量后，试 压 3MPa 8MPa。（2）其余尺寸表层

14、套管在评价固井质量后，按套管柱 最小抗内压强度的 80%和井口装置额定工作压力两者中的最 小值试压。（3）技术套管柱、油层套管柱试压a. 注水泥替浆碰压后立即对套管柱试压25MPa但不大于套管柱最小抗内压强度的 80%、套管柱剩余抗拉强度的 60% 二者中的最小值，若最小值小于25MPa则按其下b的要求试压。b. 对于尾管固井后无上 / 下水泥塞，注水泥替浆未碰压 或试压不合格的井，应在固井质量评价后对套管柱按套管柱 最小抗内压强度的 80%试压，但试压值不大于 25MPa。（4）尾管固井后需继续钻进的套管柱试压a. 探至上塞后，在井内为下开钻井液情况下对套管柱按 套管柱最小抗内压强度的 70

15、试压。b. 钻塞至喇叭口后， 对喇叭口封固质量检验试压10MP. 15MPa但不大于套管柱最小抗内压强度的70%。c. 探钻下塞至要求井深并电测固井质量后，在井内为下 开钻井液情况下对全井套管柱对套管柱按套管柱最小抗内 压强度的 70试压。（5）需继续钻进的回接套管柱试压a. 探至水泥塞后，在井内为下开钻井液情况下对套管柱按套管柱最小抗内压强度的80试压。b. 钻塞完后，在井内为下开钻井液情况下对回接筒处按 套管柱最小抗内压强度的 80试压。3.钻开油气层前50m-100m及钻井作业过程中每 30天， 应在不超过套管柱最小抗内压强度的80%前提下，用提拉式堵塞器对井口附近套管柱（3050m）试

16、压30MPa同时用试 压塞对防喷器组及节流压井管汇按上述 1 中相应要求进行试 压。4. 更换井控装置部件、换装套管闸板后，应按上述 1 中 相应要求重新试压。5. 防喷器控制装置在现场安装好后按21MPa做一次可靠性试压。（三）试压要求1. 井控装置试压稳压时间不少于30min，内防喷工具试压稳压时间不少于5min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。低压密封试压稳压时间不少于10min，密封部位无渗漏，压降不超过 0.07MPa为合格。试压后应对所有 连接螺栓进行检查。2. 套管柱试压时， 固井碰压试压稳压时间不少于 10min，无压降为合格；固井后试压稳压时间不少于30min，

17、压降不超过0.7MPa为合格。3. 要求进行低压试验的，宜先试高压再试低压。4. 采油（气）井口装置在送井前和上井安装后，试压稳 压时间不少于 30min，允许压降不大于 0.5MPa，密封部位无 渗漏为合格。5. 完整记录每次试压资料。现场试压记录应由钻井队队 长（或技术负责人） 、安全监督和钻井监督三方签字。第二十一条 井控装置使用（一）发现溢流后关井，应先关环形防喷器，后关闸板 防喷器， 在确认闸板防喷器正确关闭后， 再打开环形防喷器。环形防喷器不宜长时间关井，非特殊情况不应采用环形防喷 器封闭空井。（二）关井状态下不宜活动或起下钻具。特殊情况下， 在只关闭环形防喷器且套压不超过14MP

18、a时，允许以不大于0.2m/s 的速度上下活动钻具， 但不允许转动钻具和钻具接头 通过胶芯。若需用环形防喷器进行不压井起下钻作业，在套 压不超过7MPa且井内为18°斜坡接头钻具的情况下，起下 钻速度不应大于 0.2m/s 。（三）采用具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井 时，应手动锁紧； 打开闸板前， 应先手动解锁， 再液压打开； 锁紧和解锁应一次性到位。（四）当井内有钻具时，非特殊情况下不应关闭全封闸 板防喷器和剪切闸板防喷器。（五）严禁直接打开防喷器泄压。（六）施工作业现场检修装有绞链侧门的闸板防喷器或 更换其闸板时，不应同时打开两侧门。（七）油气层钻进中每周应关、 开半封闸

19、板和闸阀一次， 每次起钻完关、开全封闸板和剪切闸板防喷器各一次，环形 防喷器每半月试关井（在有钻具的条件下）一次。（八）剪切闸板防喷器使用1. 使用剪切闸板的前提条件：井喷失控，现场已无力改 变井喷失控状态且危及人身安全的情况下，才能使用剪切闸 板剪断井内钻具，控制井口。2. 使用剪切闸板防喷器实施剪切关井的指挥权限：钻井 队长同钻井监督协商一致后，请示项目建设单位和钻井承包 商井控第一责任人同意后，立即组织实施剪断钻具关井；若 情况紧急，来不及请示，经钻井监督同意，由钻井队长组织 实施剪断钻具关井。3. 剪切闸板防喷器剪断钻具关井操作程序（1）确保钻具接头不在剪切闸板防喷器剪切位置后， 锁定

20、钻机绞车刹车系统。（2）关闭剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器和环 形防喷器，打开放喷管线泄压。（3）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。（4）打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪 断井内钻具关井；若未能剪断钻具，应由气动泵直接增压， 直至剪断井内钻具关井。（5）关闭全封闸板防喷器，手动锁紧全封闸板防喷器 和剪切闸板防喷器。（6）试关井。4. 剪切闸板防喷器使用安全注意事项（1）钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理，避免 因误操作而导致钻具事故或更严重的事故。（2）操作剪切闸板时，除远程控制台操作人员外，其 余人员全部撤至安全位置。（3）恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。5. 全封

21、闸板防喷器失效时，可采用剪切闸板防喷器封闭空井（九）井场应备有与在用半封闸板同规格的半封闸板副，存放在井场空调房内，保证不受压、不变形、不损坏。（十）有二次密封的闸板防喷器和平板阀，密封失效时 方能使用二次密封，且止漏即可。紧急情况解除后，立即清 洗更换二次密封件。（十）手动平板阀开、关到底后，应回转1/4圈1/2圈。其开、关应一次到位，不应半开半闭和作节流阀用。（十二）压井管汇不应用作日常灌注钻井液用；反压井 管线使用后应冲洗，保持管线畅通。（十三）钻井现场应配备与井内钻杆和方钻杆相匹配的死卡，并备用直径不小于 22mm固定用钢丝绳。（十四）钻具内防喷工具的使用1. 每周开关活动旋塞阀一次，

22、保持其开关灵活。2. 钻具止回阀每次入井前，检查有无堵塞、刺漏及密封 情况；备用钻具止回阀及抢接工具每次起钻前检查一次，并 做好记录。3. 装有钻具止回阀下钻时，每下 20柱30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液；下钻至主要油气层顶部应灌满钻井 液，循环一周排出钻具内的空气后方可继续下钻。（十五）技术套管固井后的正常钻井作业中应使用套管 防磨工具，在井口附近的 3 柱钻具中每柱加 1 只防磨接头。（十六）套管头保护1. 安装套管头后应使用防磨套，正常情况下每月月度试压时取出检查一次。2. 固井注水泥施工后使用清水冲洗井口或憋压，防止水 泥浆堵塞套管头两侧闸门和压力表。（十七）套管头压力观察1. 除表

23、层套管外，其余下至井口的各层套管固井施工完 成后，应在环空安装相应量程的压力表。2. 如果套管环空有压力则每天记录压力值，如果没有压 力则每周记录一次，并将数据填入井史内。3. 套管环空压力应不大于对应外层套管抗内压强度的 80%、闸阀和相应套管头额定压力三者中的最小值，否则应 接管线至井场外安全位置点火泄压。4. 对井口和套管进行试压作业时，均应观察和记录各层 套管环空压力变化情况。第四章 钻开油气层检查验收第二十二条 安装好防喷器后，各作业班按钻进、起下 钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况分别进行一次防 喷演习（见附录 D、附录E和附录F）;其后每月不少于一次 不同工况的防喷演习。钻进

24、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，记录 演习情况（见附录 L）。第二十三条 钻井队应组织全队职工进行防火演习，含 硫地区钻井还应按应急预案进行硫化氢防护演习，记录演习 情况（见附录 L）。第二十四条 进入油气层之前100m开始实行钻井队干部24h 带班作业。带班干部应挂牌或有明显标志，负责带领生产班组全面完成各类作业，检查、监督各岗位严格执行井控 制度，并认真填写带班干部交接班记录。第二十五条 实行“坐岗”制度，指定专人观察和记录 循环池液面变化和起下钻灌入或返出钻井液情况，及时发现 溢流显示（见附录 M）。第二十六条 检查各种钻井设备、

25、仪器仪表、防护设施、 消防器材及专用工具是否齐全，所有井控装置、电路和气路 的安装是否符合规定， 运转是否正常， 发现问题应及时整改。第二十七条 按设计要求储备足够的加重钻井液和加重 材料；在储备罐上注明加重钻井液的密度和数量；储备加重 钻井液每 7 天循环处理一次。第二十八条 钻开设计提示的第一个油气显示层前，由 钻井监督组织，按照钻开油气层检查验收书 （见附录 G） 内容进行钻开油气显示层检查验收，并报项目建设单位备 案。第二十九条 技术套管固井后开钻前，由项目建设单位 组织进行工程、 地质、钻井液、 井控措施等方面的技术交底。第三十条 钻开油气层前，项目建设单位组织钻开油气 层检查验收，

26、检查验收情况及验收意见记录在钻开油气层 检查验收书中；检查验收井控隐患和问题整改完毕后，钻 井承包商向项目建设单位提交钻开油气层申请书 （见附 录H）;项目建设单位主管领导签发钻开油气层批准书（见 附录 I ）后，方可钻开油气层。第五章 钻井及完井过程中的井控第三十一条 加强地层对比分析，及时提出可靠的地层分层预报，在进入油气层前 50m- 100m按照下部井段设计 最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。若发生 井漏，应采取堵漏措施提高地层承压能力。第三十二条 钻井作业中应绘制本井预测地层压力当量 钻井液密度曲线、设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲 线。预探井、资料井由综合录井队对砂

27、、泥、页岩地层绘制 dc 指数随钻监测地层压力当量钻井液密度曲线。第三十三条 钻开油气层或在主要油气层井段钻进时， 钻头应采用大直径喷嘴，便于压井和堵漏。第三十四条 钻开油气层前 50m- 100m及油气层钻进过 程中，每只钻头入井钻进前、 调整钻井液性能和钻具组合后， 应以 1/ 3- 1/ 2 正常流量测一次低泵冲循环压力，并作好泵冲 数、流量、循环压力记录。第三十五条 油气层钻进作业中发生放空、严重井漏、 钻井液出口流量增大等异常情况应关井检查；发现钻时明显 加快、蹩跳钻、循环泵压异常、悬重变化、初始气侵、气测 异常、氯根含量变化、 钻井液密度和粘度变化、 气泡、 气味、 油花等情况应停

28、钻观察。第三十六条 坚持用短程起下钻方法检查油气侵和溢 流，下列情况需进行短程起下钻：（一）钻开油气层后每次起钻前。（二）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流的起钻前。（三）溢流压井后起钻前。（四）调低井内钻井液密度后起钻前。（五）钻开油气层井漏堵漏后起钻前。（六）钻开油气层后需长时间停止循环进行其他作业 （电 测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。第三十七条 短程起下钻基本作法（一）一般情况下试起 15 柱钻具或起至套管鞋，再下 入井底循环一周半，若钻井液无气侵，则可正式起钻；若后 效严重，不具备起钻条件时，应循环排除受侵污钻井液并适 当调整钻井液密度至短程起下钻正常后再起钻。（二）特殊情况时（

29、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，停泵观察一个起下钻周期 加其他空井作业时间，再下入井底循环一周半观察。第三十八条 起、下钻中防止溢流、井喷的主要技术措 施（一）起钻前循环井内钻井液时间不应少于一周半；短 程起下钻后的循环观察时间也应达到一周半以上；进出口密 度差不超过 0.02g/cm 3。短程起下钻应测油气上窜速度，满 足井控安全要求才能进行起下钻作业。（二）起钻中严格按规定每起出3柱5柱钻杆灌满钻井液一次，每起出 1 柱钻铤灌满钻井液一次；若钻具水眼堵 塞，起钻中应每柱灌满钻井液一次或连续灌注。（三）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不应

30、超过 0.5m/s ，维持钻井液良好的造壁性和流变性，避免起钻中井内发生严重抽吸。（四）下钻中应控制钻具下放速度，避免因井下压力激 动导致井漏。 若井内钻井液静止时间长， 应分段循环钻井液（五）起下钻过程中，设备检修应安排在下钻至套管鞋 进行；若起钻过程中因故不得不检修设备时，检修中应采取 相应的防喷措施，检修完后立即下钻到井底循环一周半，正 常后再起钻。严禁在空井情况下进行设备检修。第三十九条 正常钻进中气侵钻井液处理（一）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应重新注入井内。（二）若需加重，应在气侵钻井液排完气后停止钻进的 情况下进行，严禁边钻进边加重；加重速度要

31、均匀，每个循 环周密度增量控制在 0.05g/cm 3 以内。第四十条 因故停等时，应将钻具起（下）到套管鞋内， 停等期间根据油气上窜速度定期下钻到井底循环。第四十一条 “坐岗”制度（一）表层套管固井后开始坐岗。（二）坐岗人员应经钻井队（录井队）培训合格。（三）钻进中由钻井作业班安排专人坐岗，地质录井人 员按要求对循环罐液面等进行监测；起下钻、其他辅助作业 或停钻时，钻井作业班和地质录井人员应同时落实专人坐 岗。钻井队与录井队的坐岗人员应错开时间记录。（四）坐岗要求1. 钻井技术负责人对使用不同的循环罐和不同排量在开泵与停泵过程中钻井液槽面占有量（或回流量）进行实测， 作好记录并告知坐岗人员。

32、2. 坐岗人员负责检查、调校液面报警器的报警值。3. 钻进中报警值的设置按照参加循环的所有循环罐钻井 液总量增减 2m3 进行设置；未参加循环的循环罐，报警值按 每个罐增减 0.5m3 进行设置；油气层钻井作业，只能使用一 个循环罐作为上水罐。4. 带班干部每小时对坐岗情况检查一次并在坐岗记录上 签字。5. 钻进作业，应注意观察钻时、放空、井漏、泵压、气 测值和钻井液出口流量、气泡、气味、油花，测量循环罐液 面、钻井液密度和粘度、氯根含量等变化情况，每隔15min对所有循环罐液面作一次观察记录，液面增减量超过0.5m3要及时分析并注明原因，遇特殊情况应加密观察记录，发现 异常情况及时报告司钻。6. 起下钻作业，停止灌钻井液时和停止下放钻具时应注 意观察出口钻井液是否断流，每起下3柱5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计 灌入或返出量与起出或下入钻