《井控实施细则》
3.12.9井控管理办公室在接到施工单位提出的验收申请后24小时内到达施工现场检查验收验收组按照《钻开油气层检查验收书》规定的各项要求，逐一认真检查、验收，验收合格下达《钻开油气层批准书》，方能钻开油气层。不能通过验收时下达《整改通知书》，施工单位按照要求整改完成后再次提出验收申请，直至验收合格，否则，不准钻开油气层。 3.13井喷应急管理制度
3.13.1钻井施工、试油（气）施工、井下作业和油气生产井按“一井（站）一案”原则编制工程和安全综合应急预案。应急预案主要包括井喷失控、防硫化氢和防油气火灾爆炸等3个子预案。配合施工队伍和后勤服务队应服从应急指挥。
3.13.2钻井施工、试油（气）施工、井下作业防井喷失控和防硫化氢泄露应急预案，除满足规定的编制外，应该明确规定双方应急权责、点火条件和弃井点火决策。 3.13.3安全应急预案按照分级管理的原则，应报当地政府和上级安全部门审查备案。 3.14井控突发事件和井喷事故逐级汇报制度
3.14.1 钻井作业和井下作业中发生溢流、井涌时，施工单位应按照井控作业程序及时处理并向上级单位汇报，同时，在事件发生后2小时内将异常情况和处理情况向局（分公司）井控管理办公室如实汇报。
3.14.2 发生井喷、井喷失控和硫化氢泄漏事故时，生产、作业单位应立即启动应急预案，并在第一时间向局（分公司）井控管理办公室汇报，同时派专人收集资料，保持通讯联络和现场道路畅通。
3.14.3 发生井喷失控及有毒气体泄漏事件时，局（分公司）井控管理办公室应在事件发生后4小时之内向中国石化应急指挥中心办公室和地方政府应急管理办公室报告。 4. 钻井作业井控管理 4.1 钻井井控设计 4.1.1 设计原则
4.1.1.1 钻井设计应由具有相应设计等级和资质的设计单位负责。
4.1.1.2 符合安全、环境与健康体系要求，体现“以人为本、安全第一”的原则。 4.1.1.3 科学有效地保护和发现油气层。
4.1.1.4 避免喷、漏、塌、卡等复杂情况产生，为全井顺利钻井、试气、采气创造条件。 4.1.1.5 钻井成本经济合理。
4.1.1.6 钻井工程设计应依据钻井地质设计和邻井钻井有关资料制定。
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《井控实施细则》
4.1.1.7 钻井设计应按程序审批、签字，未经过审批不准施工，如遇有未预见因素须变更设计时应由原设计单位按程序进行，遇特殊情况变更设计时，应征得主管部门和领导批准并出具设计变更单后方可实施。 4.1.2 钻井地质设计
4.1.2.1 应提供区域地质简介、本井地层压力、破裂压力、坍塌和漏失压力、地层应力、岩性剖面及其确定依据。
4.1.2.2 应提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料，并特别注明含硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体地层深度和预计含量，已钻井的油、气、水电测解释成果，地层测试及试油、气资料。
4.1.2.3 应对拟定井位探井周围3km，生产井2km（高压天然气井、探井及含硫气井为5km）范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿等进行勘测，在设计书中标明其位置，并调查500m以内的人口分布情况。其他要求应符合SY/T 5333《钻井工程设计格式》的规定。 4.1.2.4 应根据产层压力和预期产量，提出生产套管的合理尺寸和完井方法。 4.1.2.5 对不遵循压实效应的碳酸盐岩裂缝性油气藏，还应利用各种作业所获得直接或间接地层压力数据进行数理统计分析，划分出不同地层压力区带，并应与邻井可比地层压力进行分析对比，提供地层压力预测或监测曲线（值）。 4.1.3 钻井工程设计
4.1.3.1 根据钻井地质设计提供的地层压力、破裂压力、坍塌及漏失压力、地层应力及岩性剖面等各项资料参数按SY/T 5333《钻井工程设计格式》、SY/T 5431《井身结构设计方法》、SY/T 6426-2005《钻井井控技术规程》的规定，设计合理的井身结构和套管程序，以满足井控要求。
4.1.3.1.1 地层压力大于45MPa的天然气井应考虑下入技术套管，以利于钻开储层的井控。
4.1.3.1.2在有浅层天然气地区的钻井，表层套管应在保证不打开气层的情况尽可能多下，以保证钻遇浅层天然气的井控安全；对于存在浅层天然气的中深井、深井应在打开主要目的层前下套管封固浅层气，以减少浅层气对下部井段施工的干扰和提高井控能力。 4.1.3.1.3含硫化氢地层、严重坍塌地层、塑性泥岩层、严重漏失层、盐膏层和暂不能建立压力曲线图的裂缝性地层均应根据实际情况确定各层套管的必封点深度。
4.1.3.1.4对于低压漏失层、高压气井或长封固段的技术套管或油层套管，应选择尾管悬
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挂或尾管回接工艺方法，对有高压油气层或需要高压压裂等增产措施井，应回接油层套管至井口，固井水泥返至地面。
4.1.3.2 天然气井套管柱设计应进行强度、密封和耐腐蚀设计。
4.1.3.2.1 套管柱强度设计安全系数：抗挤为1.0～1.125，抗内压为1.05～1.25。抗拉为1.8以上，含硫天然气井应取高限。设计方法应符合SY/T 5724-2008《套管柱结构与强度设计》的规定。
4.1.3.2.2高温高压天然气井应使用气密封特殊扣套管；普通天然气井亦可根据实际情况使用气密封特殊扣套管。
4.1.3.2.3含硫化氢的井在温度低于93℃井段应使用抗硫套管；含二氧化碳的井应使用抗二氧化碳的套管；既含硫化氢又含二氧化碳的井应视各自含量情况选用既抗硫又抗二氧化碳的套管。高压盐岩层和地应力较大的井应使用厚壁套管、外加厚套管等高强度套管。 4.1.3.2.4在进行套管柱强度设计时，高温高压天然气井的生产套管抗内压设计除满足井口最大压力之外，应并考虑满足进一步采取增产措施时压力增加值(如压裂等增产措施)及测试要求；抗挤设计时套管内按全掏空计算，对于岩膏层、岩盐层、塑性泥岩层的井段管外按上覆岩层压力梯度的平均值0.0231MPa/m计算(当量密度2.31g/cm3)。中间技术套管抗内压强度设计应考虑再次开钻后最高地层压力。
4.1.3.2.5套管柱上串联的各种工具、附件都应与套管柱强度、性能一致，且螺纹应按同一标准加工。
4.1.3.3 根据平衡压力固井的原则和防气窜要求，各层套管都要进行注水泥浆流变学设计。
4.1.3.3.1 高温高压井水泥浆液柱压力应至少高于钻井液柱压力1～2MPa。
4.1.3.3.2 天然气井各层套管水泥浆应返至地面，未返至地面时，应采取补救措施。 4.1.3.3.3 固井设计中应考虑水泥浆凝固期失重、气窜及地层流体侵入对固井质量和井控安全的影响。
4.1.3.3.4 对高压气井、漏失及异常复杂井，应采取分级注水泥、管外封隔器、多凝水泥浆等工艺技术或井口蹩回压等方法措施，确保固井质量。
4.1.3.4 根据平衡地层压力钻井原则，确定钻井液密度。钻井液密度设计应以裸眼井段最高地层孔隙压力当量钻井液密度值加一个安全附加值0.07～0.15g/cm3，或控制井底安全附加压力值3.0～5.0MPa来确定。具体选择安全附加值时，应根据地层孔隙压力预测准确
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度、硫化氢的含量、埋藏深浅等情况来决定。含硫天然气井应取安全附加值的上限。漏失井、异常低压井应以平衡压力钻井确定钻井液密度、选择钻井液类型。
4.1.3.5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。
4.1.3.5.1 加重钻井液密度应高于钻进时最高密度0.2g/cm3以上，伏龙泉气井储备量为1个井筒容积的1.5倍，其它井储备重浆量为1个井筒容积。
4.1.3.5.2 加重材料储备量应按储备重浆密度一次提高0.2g/cm3用量储备。
4.1.3.5.3 对易漏失井应储备井筒容积1倍的钻井液及一次用量以上堵漏材料，储备钻井液密度与钻井用钻井液相同，储备钻井液应经常循环、维护。
4.1.3.6 欠平衡钻井应在地层情况、井身结构等条件具备的井中进行，欠平衡钻井施工设计应符合SY/T6543.1-2008《欠平衡钻井技术规范》 第1部分：设计方法中规定。 4.1.3.7 钻井设计应有随钻地层压力监测与预测的内容，并根据岩性特点按SY/T 5623《地层孔隙压力预测检测方法》规定选用相应的随钻监测地层压力方法。
4.1.3.8 井控装置配套应符合SY/T 5964-2006《钻井井控装置组合配套规范》、SY/T6616-2005《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》的规定。根据地层压力预测合理选择井控装置压力级别、防喷器组合形式，明确规定井控装置安装、试压和各级套管试压值要求。
4.1.3.8.1 天然气井应装套管头，含硫化氢的天然气井应使用抗硫套管头，含二氧化碳的天然气井应使用抗二氧化碳腐蚀套管头，其压力等级要等于或大于最高地层压力。选择时应以地层流体中硫化氢含量为依据，并考虑能满足进一步采取增产措施压力增高的需要。 4.1.3.8.2 根据所钻地层最高地层压力，选用等于或高于该压力等级的液压防喷器等防喷装置及控制管汇，含硫的井要选同压力级别的抗硫井口装置及控制管汇。
4.1.3.8.3 地层压力≥45Mpa的高压天然气井、新区预探井和含硫天然气井（硫化氢含量≥75mg/m3）防喷器应配装剪切闸板。
4.1.3.8.4 防喷器组合应根据压力及地层特点进行选择，节流管汇、压井管汇的压力等级和组合形式要与防喷器组相匹配。
4.1.3.9 井口装置、井控管汇、钻具内防喷工具、监测仪器、净化设备、井控装置的安装、试压、使用和管理应符合SY/T 6426-2005《钻井井控技术规程》中的规定。
4.1.3.9.1 井底静止温度为120℃以上，地层压力为45MPa以上的高温高压含硫天然气井
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