2.17.2发生井控事故，事故单位应立即上报并启动应急预案。Ⅰ级和Ⅱ级井控事故应在2小时内逐级报至总部应急指挥中心办公室和办公厅总值班室，并同时报地方政府相关部门；Ⅲ级井控事故应及时逐级上报总部进行应急预警。
    2.17.3发生各级井控事故，均应按照“四不放过”原则调查处理。其中，Ⅰ级事故由油田事业部组织调查处理，有人员伤亡、火灾等由安全监管局组织调查处理，Ⅱ级事故由业务板块井控管理主体单位（部门）组织调查处理并报安全监管局备案，Ⅲ级事故原则上由油田分公司调查处理，Ⅳ级事故原则上由油气生产单位和工程施工单位调查处理。
    2.17.4井控事故责任追究应依据调查组的责任认定，分别追究甲乙各方责任。
    2.17.4.1因人为原因造成地层设计压力与实际压力出入过大，设计存在严重缺陷，承包商准入把关不严，甲方所负责材料存在质量缺陷，或因重大应急处置决策失误而造成事故发生，由甲方企业承担责任。
    2.17.4.2因违反设计违规作业或违章操作，施工设备出现故障，工程或所负责的材料存在质量缺陷，作业人员素质过低，应急物资组织不及时，或因现场应急处置不当等原因而造成事故发生，由乙方企业承担责任。
    3  钻井井控管理要求
    3.1  井位选址基本要求
    3.1.1井位选址应综合考虑周边人口和永久性设施、水源分布、地理地质特点、季风方向等，确保安全距离满足标准和应急需要。在采矿区选址时，应同时考虑矿井坑道分布、走向、距离和深度等。井位选址安全风险评估不过关的不能布井。
    3.1.2井场道路应能满足标准要求，乡村道路不应穿越井场，“三高”气井及含H2S油气井场应实行封闭管理。
    3.1.3油气井井口间距不应小于3米；高压、高含H2S油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8 米。
    3.2表层套管下深
    3.2.1表层套管下深应能满足井控装置安装和封隔浅部复杂层段（浅油气水层、疏松层、砾石层等）需要，且坐入稳固岩层应不小于10米；固井水泥应返至地面。
    3.2.2含H2S天然气井，表层套管下深宜不少于700米；井口与河流、沟谷水平距离小于1000米的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于300米；井口与河流、沟谷水平距离为
    1000-2000米的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于100米。
    3.3钻井井控基本要求
    3.3.1钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系列和组合形式应视井下情况按标准选用；压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高压力等级相匹配。当井筒地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按最大关井井口压力选用。“三高”气井井口段套管抗内压强度宜达到闸板防喷器额定工作压力。
    3.3.2区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从第一层技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。
    3.3.3钻井队应按标准和设计要求，规范安装风向标、通风设备及固定式检测报警系统，配备便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装置、备用气瓶等。
    -22-3.3.4每次开钻及钻开主要油气层前，应向施工人员进行地质、工程和应急预案等井控措施交底，明确职责和分工。
    3.3.5探井“三高”气井应安装双四通、双节流、双液气分离器；新区第1口探井和高风险井宜安装双四通、双节流、双液气分离器。钻开主要目的层前，应进行安全风险评估，落实评估建议和评审意见，控制井控风险。
    3.3.6“三高”气井应确保3种有效点火方式，其中包括1套电子式自动点火装置。有条件的可配置可燃气体应急点火装置。
    3.4钻开油气层应具备的条件
    3.4.1管理基本条件。加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报；进入油气层前50～100米，应按照下部井段最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，承压能力不能满足安全钻开产层要求时，不得钻开产层；应安排专人检查邻近注水（气、汽）井停注和泄压情况；页岩气井钻井及相邻井压裂应进行联动风险评估。
    3.4.2  应急基本条件。高含H2S油气井钻开产层前，应组织井口500米内居民进行应急疏散演练，并撤离放喷口100米内居民。
    3.4.3井控基本条件。钻台应备好与防喷器闸板尺寸一致且能有效使用的防喷单根；“三高”气井应对全套井控装置及井口段套管进行试压，并对防喷器液缸、闸板、控制部分作可靠性检查。“三高”气井使用顶驱钻进时必须安装上下旋塞。
    3.4.4实行防喷器闸板胶芯定期更换制度。胶芯在含硫油气井、高压高产气井或一般油气井连续工作时间，分别达到3个月、6个月或12个月时，钻开油气层前应予更换。
    3.4.5物资储备条件。按照标准及设计要求，认真落实储备钻井液、加重剂、堵漏材料和井控配件等储备数量；对于距离远、交通条件差和地面环境复杂的井应适当提高应急物资储备标准。
    3.5进入油气层主要井控措施
    3.5.1发现设计地层压力与实钻不符时应及时报告甲方；变更钻井液密度紧急情况可先处理、后补报。
    3.5.2按照要求进行低泵冲试验。起钻前应测油气上窜速度，确保油气上窜速度满足标准；下钻完毕应测油气后效。高压气层排完后效再正常钻进。
    3.5.3起钻完毕应及时下钻，检修保养时井筒应有足够数量的钻具并加强坐岗观察。空井状况严禁检修保养。
    3.5.4进行泡油、混油作业，或因其它原因需降低井筒液柱压力时，应确保液柱压力能压稳地层。
    3.5.5在含硫油气层钻进，钻井液中应提前加入足量除硫剂，并保证pH值应在9.5以上，并按设计书严格执行。
    3.6  溢流和井漏处置及关井原则
    3.6.1处置溢流应执行“发现溢流立即关井，疑似溢流关井观察”的基本原则。
    3.6.2岗位发现溢流、井漏及油气显示异常时，应立即报告司钻，做到溢流量1m3发现、2m3关井。
    3.6.3发现气侵应及时排除，钻井液未经除气不得重新入井。对气侵钻井液加重时，应首先停止钻进，严禁边钻进边加重。
    3.6.4起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞；条件允许时应抢下钻具，然后关井。抢接旋塞后，若要抢下钻具，必须打开旋塞再下钻。关井后应及时求压和确认溢流总量。
    3.6.5合理控制关井套压，未下技术套管的井，最大允许关井套压应不超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力的最小值。已下技术套管的井，最大允许关井套压应同时不超过井口装置额定工作压力和套管抗内压强度的
    80%。3.6.6  气井关井后应采取措施，防止井口压力过高；空井关井后，应根据溢流严重程度，分别采取强行下钻分段压井法、置换法和压回法等措施进行处理。
    3.6.7  压井施工作业应有详细方案，作业前应进行技术交底、设备检查、施工条件确认，并落实岗位操作人员；压井结束后应认真整理压井作业单。
    3.6.8  节流压井过程应严格控制液气分离器进液压力，不得超过额定工作压力的80%。如发现液气分离器抖动明显或超过其额定天然气处理量的50%时，应立即停止使用。
    3.6.9  每次节流压井后，应对地面井控装置进行试压检查，“三高”气井立即更换节流阀。
    3.6.10钻进中如发生井漏，应将钻头提离井底至合适的位置以便观察，处理时遵守“先保持压力，后处理井漏”原则。
    3.7  井喷失控处理原则
    3.7.1 采取相应措施保护井口装置，严防井喷着火和事故继续恶化。
    3.7.2立即启动应急预案并做好应急响应，同时上报上级主管单位（部门）及当地政府。
    3.7.3制定井喷及井喷失控应急抢险方案时，应同时考虑环境保护，防止发生次生环境事故。抢险方案每个步骤实施前，均应进行技术交底和模拟演习。
    3.7.4含H2S油气井发生井喷失控，在人员生命受到严重威胁、撤离无望，且短时间内无法恢复井口控制时，应按照应急预案实施弃井点火。
    3.8 下套管固井井控基本要求
    3.8.1  产层固井设计应有井控技术措施。
    3.8.2 下套管前应压稳地层，油气上窜速度应小于10米/小时。起钻钻井液进出口密度差不超过0.02g/cm3。
    3.8.3  下套管、固井施工过程应有专人坐岗观察，并控制套管下放速度。发现溢流或井漏，应停止下套管作业并进行处理，排除风险或采取可控措施后，方可进行下步作业。
    3.8.4  揭开储层或非目的层揭开高压地层流体的井，下套管作业前，应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。实施悬挂固井时，如悬挂段长度不足井深1/3，则可采用由过渡接头和止回阀组成的防喷单根。使用无接箍套管时，应备用防喷单根。
    3.8.5固井和候凝过程应确保井筒液柱平衡地层压力，并专人坐岗观察；候凝时间不足，不得进行下道工序作业。
    3.9裸眼井中途测试基本要求
    3.9.1施工应有专项设计，设计中应有井控要求。
    3.9.2必须测双井径曲线，以确定坐封井段。
    3.9.3测试前应调整好钻井液性能，确保井壁稳定和井控安全；测试阀打开应先点火后放喷。
    3.9.4封隔器解封前必须压稳地层，如钻具内液柱已排空，应打开反循环阀，进行反循环压井方可起钻。
    3.9.5含硫油气井中途测试前，应进行专项安全风险评估，符合测试条件应制定专项测试设计和应急预案。
    3.9.6含硫油气层禁止使用钻杆进行中途测试，应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采油气树、抗硫地面流程。对“三高”气井测试时，应提前连接压井流程，并准备充足的压井材料、设备和水源，以满足正反循环压井需要。
    3.9.7  含H2S的“三高”气井不允许进行裸眼中途测试。
    3.10液相欠平衡钻井井控特殊要求
    3.10.1液相欠平衡钻井实施条件
    3.10.1.1对地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基本清楚，且不含H2S气体。
    3.10.1.2裸眼井宜选择压力单一地层，若地层存在多个压力系统，则各层压差值不应超过欠平衡钻井允许范围。
    3.10.1.3在主要目的层进行欠平衡钻井，上层套管下深及固井质量应能满足施工要求。
    3.10.1.4  欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。
    3.10.2液相欠平衡钻井井控设计
    3.10.2.1 井控设计以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏类型、地层流体特性及邻井试油气等资料为依据，并纳入钻井工程设计中。
    3.10.2.2  选择钻井方式和确定欠压值应综合考虑地层特性、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、预计产量、地层流体及钻井流体特性，以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。
    3.10.2.3选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具，应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等确定。
    3.10.2.4欠平衡钻井应安装并使用一套独立于常规节流管汇的专用节流管汇及专用液气分离器。
    3.10.3液相欠平衡钻井施工前期条件
    3.10.3.1 成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。