钻井井控实施细则-2014(定稿版)
冀东油田钻井井控实施细则(2014正式版)
中国石油冀东油田公司石油与天然气钻井井控实施细则第一章总则第一条为贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》和相关标准规范，确保冀东油田井控工作的有效开展，防止井喷失控事故的发生，结合油田实际，特制定本细则。
第二条井喷是钻井事故，井喷失控是灾难性事故。
一旦发生井喷失控或着火爆炸，将会打乱正常的生产和工作秩序，造成人员伤亡、设备毁坏、油气井报废、油气资源破坏和环境污染等严重后果。
第三条钻井井控工作是一项要求严格的系统工程，涉及到勘探开发、钻井工程、安全环保和教育培训等部门。
各单位各部门必须认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，牢固树立“井喷是可以预防的、井喷失控是可以避免的”、“井喷失控是责任事故”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，构建完善“积极井控”长效机制，加强井控基础工作，坚决杜绝井喷失控事故的发生。
第四条钻井井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。
做好井控工作，既有利于发现和保护油气层，又可有效地防止钻井井喷、井喷失控事故的发生。
第五条本细则规定了冀东油田钻井井控风险分级和管理、井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备和检查验收、油气层钻井过程中的井控作业、防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控管理制度等九个方面的内容。
第六条本细则适用于冀东油田钻井作业的井控管理。
油田有关部门、单位及进入冀东油田区域作业的钻井和专业技术服务单位必须执行本细则。
第二章井控风险分级与管理第七条井位踏勘、钻前准备和编制钻井设计时，必须进行井控风险识别，针对主要危害和重要环境因素，制定有针对性和可操作性的防控措施和应急措施。
第八条根据油田实际，从设计井的地质条件、地面环境和工艺技术难度等入手，钻井井控风险分为三级：一级风险井：区域探井、天然气井、地层压力系数大于1.35的井、地层天然气中硫化氢含量大于50ppm的井、深层潜山井、欠平衡钻井和海洋钻井平台施工井。
二级风险井：探井、评价井、地层压力系数在1.1-1.35的开发井，地层天然气中硫化氢含量为10-50ppm的井、水平井、侧钻及中途测试等特殊工艺井，NP1-1人工端岛和NP1-2 、NP1-3、NP4-1、NP 4-2人工岛上施工的其它井。
西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则
西北油发钻〔2015〕140号 关于印发《中国石化西北石油局、西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则》的通知 各单位、部门：根据《中国石化制度管理办法》的评估要求，西北石油局、西北油田分公司对《中国石化西北石油局、西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则》（西北油钻〔2014〕130号）进行了全面评估，现将评估修订后的《中国石化西北石油局、西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则》印发你们，请遵照执行。
西北石油局 西北油田分公司2015年9月6日企业制度-执行类 中国石油化工股份有限公司西北油田分公司 中国石化集团西北石油局 文件1 规范内容的界定为规范中国石化集团西北石油局、中国石油化工股份有限公司西北油田分公司(以下简称局、分公司)石油与天然气井井控管理，根据《中国石化石油与天然气井井控管理规定》的要求，并结合局、分公司管理实际，制定本细则。
本细则所指“井控”是指油气井勘探开发钻完井过程的油气井控制与管理，包括钻前施工、钻井（含定向、钻井液、欠平衡、气体钻井）、测井、录井、固井、完井、测试等各生产环节。
本细则所称“三高”井是指具有高产、高压、高含H 2S 特征的井。
其中“高产”是指油气井天然气无阻流量达100×1 0 4m 3／d 及以上；“高压”是指油气井地层压力达70MPa 及以上或预测关井井口压力超过35MPa 的油气井；“高含H 2S”是指地层流体介质H 2S 含量达1000ppm及以上。
本细则所称“三高”气井是指具有高产、高压、高含H 2S 特征的气井和凝析气井（气油比2000及以上）。
“三高”气井区域指塔中顺南井区、AT 井区奥陶系、塔河9区奥陶系、顺托等井区。
本细则所称“预探井”是指新区的第一口探井或新钻目的层的探井；“外围探井”是指塔河区块之外的探井。
承包商简称约定中国石化集团公司下属各工程公司或中石油及其他公司同级建制，在本文简称工程公司。
各工程公司次级建制的分公司在本文简称工程分公司。
钻井井控实施细则
钻井井控实施细则第一章总则第一条为不断强化钻井过程中的井控安全管理，严防井喷失控、H2S有毒有害气体泄漏事故，保障人民生命财产安全，保护环境，维护社会稳定。
依据国家安全生产相关法律法规、《钻井井控技术规程》(以下简称SY/T6426-2005)等行业标准、《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》(以下简称[2010]579号文)及局、分公司有关规章制度。
特修订华北石油局、分公司《钻井井控实施细则》(以下简称本细则)。
第二条本细则所称“井控”是指钻井过程中井底压力的控制。
井控管理工作是一项涉及井位选址、地质与工程设计、装备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等环节的系统工程，需要计划、财务、设计、地质、安全、生产组织、工程、装备、监督、培训等部门分头把关、相互配合、相互协调、共同完成。
第三条本细则规定了各级钻井井控管理组织与职责、井控管理制度、井控技术培训、井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层的井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控应急抢险等内容。
井控工作的原则是“立足一级井控，搞好二级井控，杜绝三级井控”。
井控工作的重点在基层，关键在班组，要害在岗位。
第四条本细则适用于华北分公司现行勘探开发区域内石油天然气钻井过程中的井控管理。
承包其他油田企业钻井施工的须遵守其相关井控管理规定。
第二章井控管理组织与职责第五条井控管理组织机构依据“分级管理”原则，实行局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控管理。
分别成立局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控领导小组。
各级组织必须配备专(兼)职井控管理人员。
(一)钻井公司井控领导小组组长由公司经理担任，副组长由主管生产或安全的副经理、总工程师担任，成员由生产、技术、调度、安全环保、物资装备、人力资源、计划财务等主管部门的负责人和项目部有关领导组成。
(二)项目部井控领导小组组长由主任担任，副组长由副主任或井控主管人员担任，成员由生产、技术、调度、安全管理、设备管理等主管人员及各钻井队队长组成。
钻井监督试题(钻井井控实施细则)
钻井监督试题（2014版钻井井控实施细则内容）填空：1、井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m。
2、井口距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）。
3、井口距人口密集及高危场所等不小于500m。
4、建设方在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，其它井周围1km的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查。
5、工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：（一）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差 1.5～3.5MPa；（二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。
6、对于已有钻井资料的高压低渗油气井，其钻井液密度的选择，也可以参考已钻邻井的实际钻井液密度值。
7、井深≤500m的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。
8、在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段底界100m。
9、探井每层套管固井开钻后，按SY/T 5623-2009《地层压力预（监）测方法》实测地层破裂（漏失）压力，实测地层破裂（漏失）压力适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层只做承压试验。
10、在钻穿套管鞋以下第一个砂层进行破裂压力试验，新井眼长度不宜超过100m。
11、破裂压力试验压力应低于井口承压设备中的最小额定工作压力，应同时低于套管最小抗内压强度的80％；或当试验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附加0.3g/cm3时，应终止试验。
煤层气井钻井井控实施细则
煤层气井钻井井控实施细则一、引言煤层气（CBM）是一种重要的可再生能源，钻井井控实施细则是确保煤层气井设计和钻井作业过程安全、高效、可持续的关键要素。
本文将介绍煤层气井钻井井控实施的细则，包括井控程序、井控人员要求、井控装备及井控技术等。
二、井控程序1. 钻井井控程序的制定应基于详细的工程设计，确保符合国家和地方政府的相关规定和标准。
2. 钻井井控程序应包括前期调查、井控材料准备、井筒井控设计、钻采配套技术研究和井控方案、井控综合方案评定及改进、实施、评价及改进等环节。
三、井控人员要求1. 井控人员应具备相关的煤层气井控理论知识和实践经验，具备相应的职业资格证书。
2. 井控人员应全面掌握煤层气井控工作的规范和要求，能够熟练操作井控设备。
3. 井控人员应具备良好的安全意识和团队合作精神，能够迅速应对突发情况并做出正确的决策。
四、井控装备1. 井控设备应符合国家和地方政府的相关规定和标准，具备可靠的性能和稳定的运行状态。
2. 井控装备应定期维护和保养，确保其正常工作和使用寿命。
3. 井控装备应具备远程监控和自动报警功能，能够实时监测井眼情况，确保井控工作的实时性和准确性。
五、井控技术1. 钻井过程中应采用合适的钻井技术，以确保煤层气井的完整性和安全性。
2. 钻进过程中应监测井眼压力和温度等参数，及时判断井壁稳定情况，避免产生危险。
3. 在井控过程中应谨慎对待井眼异常现象，并及时采取相应的措施，确保井眼的稳定和设备的正常工作。
六、井控培训与评价1. 井控人员应定期接受井控相关培训，了解最新的井控技术和规范。
2. 井控人员应参加相关的技术评价和交流活动，提高井控技术水平。
3. 井控工作应定期进行评价和改进，及时发现井控过程中存在的问题并制定相应的改进措施。
七、结论本文介绍了煤层气井钻井井控的实施细则，包括井控程序、井控人员要求、井控装备及井控技术等内容。
通过严格遵循井控细则，可以确保煤层气井钻井作业过程的安全、高效和可持续发展。
钻井井控实施细则范本（2篇）
钻井井控实施细则范本一、引言钻井井控是石油钻井作业中至关重要的环节，其目的是确保钻井过程中的安全和高效。
本实施细则旨在确保钻井井控工作的顺利进行，减少事故风险，提高工作效率。
二、井控策略井控策略是钻井作业中的重要安全环节，其制定需要考虑以下因素：1. 井口压力管理：确保井口压力在安全范围内控制，避免井喷和井涌事故的发生。
2. 钻井流程管理：确定合理且安全的钻井流程，并对其进行严格执行。
3. 管道管理：保证管道的质量和完整性，避免泄露风险。
4. 井底压力管理：监测和分析井底压力，及时采取措施避免井底溃塌或井眼塌陷等问题。
三、井控措施1. 操作规范a) 操作人员必须经过专业培训并持有相关资质证书。
b) 钻井操作必须遵守作业规程和操作指南，严禁擅自变动操作方法。
c) 在操作过程中必须确保设备和工具的完好，并定期进行检修和维护。
d) 完成每个作业步骤后，必须进行记录和报告，形成作业日志。
2. 安全设备a) 钻井作业现场必须配备足够的安全设备，包括但不限于防喷器、防火设备、报警装置等。
b) 安全设备必须经常检查，发现问题及时修理或更换。
3. 紧急应对a) 钻井作业现场必须设立应急预案，明确不同紧急情况下的处置方法。
b) 作业人员必须定期进行紧急演练，提高应对能力和反应速度。
4. 工作场所管理a) 钻井作业现场必须保持整洁、安全，杂物必须及时清理。
b) 确保作业人员的安全防护措施齐全，如佩戴安全帽、穿防护服等。
四、井控监测系统1. 实时监测仪器a) 钻井作业现场必须配备实时监测仪器，用于监测井口压力、井温等参数。
b) 监测仪器必须经过校准，并且定期进行维护和检修。
2. 数据分析a) 监测到的数据必须及时进行分析，以便判断井控状况是否正常。
b) 如果监测到异常情况，必须采取及时的措施，包括但不限于停止钻井、加强检查等。
3. 报警系统a) 钻井作业现场必须配备有效的报警系统，用于发出井控告警信号。
b) 报警系统必须保持正常工作，检修或更换损坏的部件。
井控实施细则第2部分井下作业
井控实施细则第2部分井下作业引言：井下作业是指采矿过程中进行的在井筒内或者井下工作的一系列操作。
正确、安全的进行井下作业对于保障生产安全具有重要意义。
本文将对井下作业的基本原则、操作步骤以及相关安全要求进行介绍。
一、基本原则：1.1安全第一：在进行井下作业时，安全应始终放在首位。
必须充分认识到井下作业的风险，遵循相应的安全操作规程，确保工作人员的安全。
1.2统一指挥：井下作业需要有统一的指挥，确保作业的协调顺利进行。
指挥人员应具备丰富的经验和相应的管理能力，能够在紧急情况下做出正确决策。
1.3依法规操作：井下作业必须依照国家相关法规和标准进行，不得无证上岗或超出承揽范围进行作业。
1.4防护设备：井下作业需要配备相应的防护设备，包括安全帽、安全绳等，以保证作业人员的安全。
1.5紧急救援准备：在井下作业中，应有紧急救援预案，事先做好应对突发情况的准备工作，确保作业人员的安全。
二、操作步骤：2.1井下作业前准备：在进行井下作业前，应对井筒进行检查，确保井筒的完整性和安全性。
确认作业人员已经接受了相关培训，具备相应的技能和知识。
同时，对作业所需的工具和设备进行检查和准备。
2.2作业计划制定：在开始井下作业前，应制定详细的作业计划。
包括作业内容、作业地点、作业时间等，并与作业人员进行沟通和确认。
2.3作业区域划定：根据实际作业情况，确定作业区域，并进行相应的划定。
作业区域必须明确标示，确保无关人员不进入该区域。
2.4作业过程实施：根据作业计划，按照规定的程序进行井下作业。
作业人员应遵循安全规程，正确使用工具和设备，保证作业的顺利进行。
2.5安全检查和随时报告：在井下作业过程中，作业人员应随时检查作业环境的安全状况，并对异常情况进行及时报告。
如有安全隐患，应立即停止作业并及时报告相关部门。
三、安全要求：3.1作业人员的安全教育：井下作业人员应接受相关的安全教育和培训，了解井下作业的风险和安全措施，并熟练掌握相关作业技能。
煤层气井钻井井控实施细则范文
煤层气井钻井井控实施细则范文第一章总则第一条为加强煤层气井钻井井控工作，确保钻井作业的安全和高效进行，特制定本实施细则。
第二条本实施细则适用于煤层气井钻井井控工作，包括井眼稳定、钻井液管理、井控意外事故预防等方面的管理。
第三条所有参与煤层气井钻井井控工作的人员都应当遵守本实施细则。
第四条生产单位应当严格按照国家相关标准和规定，制定钻井井控计划，并组织实施。
第二章井眼稳定第五条在井眼稳定方面，生产单位应当确保井眼不产生塌陷、滑塌等事故，具体要求如下：（一）选用合适的钻井材料，确保井眼稳定的强度和稳定性；（二）及时监测井壁稳定情况，一旦发现异常，应当及时采取措施进行处理；（三）严格按照钻井井控计划进行施工，确保钻井井控设备和工具的正常运行；（四）加强对施工人员的培训和技术交流，提高他们的井眼稳定技术水平；（五）完善井口控制设施，确保井口的安全和稳定。
第六条钻井井控设备的维护保养和使用应当符合国家相关要求，定期进行检修和验收。
第七条在井眼稳定过程中，应当加强对井眼孔隙压力和井壁强度的监测，一旦发现异常，应当立即停止施工，并采取相应的措施处理。
第八条在井眼稳定过程中，应当严格控制钻进速度，避免钻井过程中对井眼稳定的影响。
第三章钻井液管理第九条钻井液的配方和使用应当符合国家相关标准和规定，确保井眼稳定和钻井作业的顺利进行。
第十条钻井液的循环和排放应当符合国家相关要求，并保证环境的安全和清洁。
第十一条钻井液的循环系统应当严格控制密封和过滤，避免钻井液的泄漏和污染。
第十二条钻井液的性能和参数应当能够满足钻井作业的要求，且及时调整和更换。
第十三条在钻井液中应当添加适量的消泡剂和杀菌剂，以避免井眼稳定和井控意外事故。
第十四条钻井液的循环和排放过程中，应当定期检测和监测水质，保证水质的安全和清洁。
第四章井控意外事故预防第十五条在进行煤层气井钻井井控作业时，应当严格遵守相关安全操作规程和操作流程。
第十六条钻井井控设备和工具的使用前应当进行检查和测试，确保其正常运行和安全。
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新疆油田钻井井控实施细则（14版）•••••••••••••••••新疆油田公司2013年9月目录第一章总则•第二章井控设计•第三章井控装置的安装、试压、使用和管理•第四章钻开油气层前的准备和检查验收•第五章油气层钻井过程中的井控作业•第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理•第七章井控技术培训•第八章井控管理•第九章附则1 .钻井井控风险分级2.“三高”油气井定义3. 关井操作程序4. 带顶驱钻机关井操作程序5. 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序6．用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序7. 防喷演习记录表格式8. 坐岗记录表格式9. 低泵冲试验表格式10. 油气上窜速度表格式及计算公式11. 关井提示牌格式12. 钻开油气层检查验收证书格式13. 钻井队井控资料目录14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表第一章总则第一条为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规范新疆油田的井控工作，预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，制定本细则。
第二条各单位应，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。
•• 第三条井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。
第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。
•• 第五条油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。
本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。
第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。
第二章井控设计第七条地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。
更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。
第八条地质设计书中，应明确所提供井位是否符合以下条件：井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）、人口密集及高危场所等不小于500m。
若安全距离不能满足上述要求，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全与环境评估，经油田公司主管领导批准后，按评估意见处置。
稠油井的安全距离执行GB50183-2004中的相关规定。
第九条建设方在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，其它井周围1km的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查，并在地质设计中标注说明；特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。
第十条地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。
区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。
第十一条在开发调整区钻井，地质设计书中（地质方案编制部门）应提供300～500米范围内（具体距离范围由开发处评估后决定），注水、注汽（气）井分布及注水、注汽（气）情况，提供分层动态压力数据。
开钻前由勘探、开发公司项目经理部（建设方）地质监督或受委托的相关单位地质员，对相应的停注、泄压等措施进行检查（检查结果记录在井队井控专用本上）落实，直到相应层位套管固井候凝完为止。
第十二条在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，在工程设计中明确应采取的相应安全和技术措施。
第十三条工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：（一）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差1.5～3.5MPa；（二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。
对于已有钻井资料的高压低渗油气井，其钻井液密度的选择，也可以参考已钻邻井的实际钻井液密度值。
具体选择安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装备配套等因素。
含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。
井深≤500m的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。
第十四条工程设计应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：（一）探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素，宜留有一层备用套管；（二）在井身结构设计中，同一裸眼井段中最大与最小地层孔隙压力当量密度差值不宜大于0.5g/cm3，地层孔隙压力与漏失压力当量密度差值不应大于0.4g/cm3；（三）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段底界100m；（四）套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量；•（五）高含硫井、高压井的技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面；（六）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压（预计井口压力大于35MPa的井）气井的油层套管、有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，水泥宜返到地面。
其他井的油层套管水泥应返至技术套管内或油、气层以上300m。
（七）对于含硫化氢、二氧化碳的油气井，应由工程技术处组织安全评估后实施。
（八）依据SY/T5731-2012《套管柱井口悬挂载荷计算方法》确定合理的悬挂载荷。
第十五条探井每层套管固井开钻后，按SY/T 5623-2009《地层压力预（监）测方法》实测地层破裂（漏失）压力，实测地层破裂（漏失）压力适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层只做承压试验。
在钻穿套管鞋以下第一个砂层进行破裂压力试验，新井眼长度不宜超过100m。
试验压力应低于井口承压设备中的最小额定工作压力，应同时低于套管最小抗内压强度的80％；或当试验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附加0.3g/cm3时，应终止试验。
在实测井口压力时应考虑，使试验压力（井口压力）+套管内、外压差（套管外压力按固井前使用的泥浆密度计算）≦套管最小抗内压强度的80％。
开发井由开发公司根据井况以及已获得的邻井地层破裂压力数据情况，决定是否需测定地层破裂压力。
如果同一构造的邻井已取得同地层、相近井深的地层破裂压力数据，则可以不做地层破裂压力试验。
用泵车或专用试压泵（电动钻机用钻井液泵）测定地层破裂压力试验。
第十六条井控装置的配套标准：（一）防喷器压力等级的选用，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素，并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式。
对已有同一构造邻井钻井资料的高压低渗油气井，也可以利用邻井实际使用的钻井液密度值换算成压力，依据换算的压力选择防喷器压力等级。
环形防喷器的压力等级可以比闸板防喷器压力等级低一级。
对地层压力大于105MPa的井，安装105MPa的井口装置。
防喷器组合形式如下：1、14MPa稠油井防喷器组合形式如图1、图2；2、14、21MPa防喷器组合形式如图3：3、35MPa防喷器组合形式如图3、图4、图5：1# （常关）2 #（常开）3#（常开）半封全封半封全封4#（常关）图4 35、70MPa井控装置组合图（半封+全封+半封+四通）1#（常关）2#（常开）3#（常开）4#（常关）半封全封图5 35、70MPa井控装置组合图（环型+全封+半封+四通）4、70MPa防喷器组合形式如图4、图5、图6、图7、图8：图6 图1# （常关） 2# （常开） 3# （常开） 半封半封全封剪切4#（常关）图65、105MPa 及以上防喷器组合形式如图6、图7、图8：6、欠平衡钻井或可能需要不压井起下钻的井，防喷器组合形式如图4、图5、图6、图8：（二）节流管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配：1、14MPa 、21MPa 节流管汇如图9A 、图9B 、图9C ；2、35MPa节流管汇如图10A、图10B、图10C、图11；3、70MPa节流管汇如图11、图12；4、105MPa节流管汇如图12。
（三）压井管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配，止回阀端接2＂由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，直通端可作副放喷管线：14MPa、21MPa和35MPa压井管汇如图13，70MPa、105MPa压井管汇如图14。
（四）对只有表层套管，不下技术套管的井，可根据地层压力，选用21MPa或35MPa的井控装置。
（五）套管头其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。
（六）设计中应绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。
（七）选择70MPa、105MPa防喷器的井应配置司钻控制台和节流管汇控制箱；选择35MPa防喷器的探井、气油比大于300的井也宜配置司钻控制台和节流管汇控制箱；选择5个及以上控制对象的远程控制台，应配置司钻控制台。
（八）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组相匹配，控制对象宜有一组备用。
（九）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》、SY/T6616《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》中的相应规定。
（十）在井深大于4000m的区域探井、高含硫油气井（H2S含量超过150mg/m3（100ppm））、高压（预计井口压力大于35MPa）油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器（配备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡）。
第十七条钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装置和灌注装置的配置要满足井控技术的要求。
第十八条根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，应按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。