第一篇：集团公司2007年度井控工作测试题(管理人员)
管理人员井控基础知识
一、简述本岗位的井控工作主要职责。
1、负责成立和调整管理局的钻井井控领导小组和井控应急小组。
2、贯彻执行中国石油天然气集团公司的各项井控技术标准和管理制度。
3、制定和修订大庆油田的钻井井控技术标准和管理制度，并监督实施。
4、负责大庆油田的钻井井控管理工作。
5、按照《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》、有关标准和管理办法监督实施井控设计。
6、负责对各单位的钻井井控工作进行考核。对违反井控规定的单位和个人进行处罚。
7、负责大庆油田的钻井井控检查工作。
二、管理局及油田公司井控第一责任人是谁？
答：管理局井控第一责任人是主管钻井井控工作的副局长：钟启刚； 油田公司井控第一责任人是副总经理：隋军。
三、本岗位是否应该参加井控培训？如果应该，你参加过井控培训吗？培训时间是多少天？培训内容主要是那些？井控培训合格证有效期是几年？
1、需要进行井控培训；
2、培训时间是初次取证培训时间不少于120学时；复培时间不得少于40学时；
3、培训内容主要是井控技术、井控设备等；全面的井控技术工作和井控监督管理，复杂情况下的二次井控技术和三次井控技术。
4、操作证有效期是二年。
四、如果认为因地质原因，某些井可以不安装防喷器，其审批程序是什么？
若因地质情况不下表层或不装防喷器，由生产经营单位委托的钻井设计部门和钻井作业方、安全质量环保部门共同提出论证报告，汇编到钻井设计中，经生产经营单位井控第一责任人批准或授权批准后执行。
五、按照相关规定，集团公司、油气田企业、钻井和井下作业处级单位
一年分别应组织几次井控检查？油气田企业、钻井和井下作业处级单位一年分别应召开几次开井控例会，油气田甲乙双方是否应联合召开井控例会？
1、每半年组织一次井控工作大检查；
2、每半年召开一次井控工作会，布置检查或总结、协调井控工作；
3、油气田甲乙双方是联合召开井控例会的。
六、井控事故划分为几级？发生哪一级事故，油气田应在２小时内上报集团公司应急办公室？发生四级井喷事故应该如何向集团公司汇报？
1、井喷事故共分为4级；
2、当发生1级和2级井喷事故时，管理局和油气田公司应在2小时内以快报形式上报中油集团公司应急办公室；
3、发生4级井喷事故，管理局和油气田公司启动钻井井控应急预案，进行应急救援处理，在每月10日前以书面形式向集团公司工程技术与市场部汇报井喷事故处理情况及事故报告。
七、井控情况零汇报制度的内容是什么？
1、各管理局在每月10日前以书面形式向集团公司工程技术与市场部汇报上一月度井喷事故（包括Ⅳ级井喷事故）处理情况及事故报告。汇报实行零报告制度，对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究责任。
2、井喷事故发生后，事故单位以《集团公司钻井井喷失控事故信息收集表》内容向集团公司汇报，首先以（快报）内容进行汇报，以便集团公司领导在最短的时间内掌握现场情况，然后再以（续报）内容进行汇报，使集团公司领导及时掌握现场抢险救援动态。
八、管理局和油气田公司井喷事故应急领导小组组长分别是谁？应急办公室设在那里？
1、管理局钻井井喷失控应急救援领导小组组长是主管钻井副局长：钟启刚；油田公司钻井井喷失控应急救援领导小组组长是副总经理：隋军
2、应急救援办公室设在局综合协调部。
九、本油田是否组织井喷事故应急演习？今年组织了几次？你参加了吗？
2007年6月29日进行了1次。
十、你单位井控规定实施细则何时下发的？解释权归那个部门？
1、2006年9月6日。
2、管理局钻探集团和油田公司勘探部、开发部、油藏评价部、勘探分公司负责解释。
十一、你油田的主要井控风险有哪些？
1、深层天然气钻井施工
2、浅气层井的钻井
3、油田内部距离重要设施比较近的区域内钻井
十二、“井控消项制”的要求是什么？
通过检查，对井控方面提出存在的问题及整改意见，责任单位按照规定要求和时间对问题逐一进行整改和验收，责任单位不能整改的，有其它相关单位配合整改，然后由检查单位负责对问题整改情况进行跟踪验证，最终使问题得到全部整改，并上报上级主管部门。
十四、你油田集团公司井控巡视员是谁？联系方式是什么？巡视员是否参加你油田的井控例会？
1、崔己男
2、联系电话：0459-5602221（办）
0459-5797739（宅）
***（手机）
3、参加管理局的井控工作例会。
十五、重点探井、高压和高含硫井的钻井设计应由谁审批？
设计应由具有相应专业教授级技术职称或本企业级以上的技术专家审核，由建设方总工程师或技术主管领导批准。
十六、集团公司文件《关于加强油气田企业安全环保工作的意见》，对安全环保工作的责任主体是怎么规定的？
1、油气田企业是安全环保的责任主体，行政正职是本单位安全环保第一责任人。要依法建立健全安全环保责任体系，逐级明确各级领导、各个部门和每位员工的安全环保职责，做到“一职一责、一岗一责”，落实全员安全环保责任制。
2、分清甲、乙方的安全环保责任。根据不同承包方式分清责任。总包方式的施工项目，由乙方全面承担安全环保责任，并进一步细化安全环保合同；日费制的施工项目，由甲方全面承担安全环保责任，乙方必须严
格按甲方的方案设计、指令进行施工作业。
十七、集团公司文件《关于进一步加强井控工作的实施意见》规定 “三高”油气井在开始施工前，其施工队伍要专门安排时间进行那些工作？ 在施工前要专门安排时间，对全队人员及协同施工人员进行针对“三高”油气井特点的培训、应急预案演练等，建设方要把该培训列入合同之中。培训工作重点应对本井地质设计、工程设计、施工设计、应急预案等进行技术交底；对本井可能遇到的特殊地质、工程、井控、安全、环保等问题及相关要求进行介绍；对各岗位的职责、管理制度和相关的技术标准和规范进行宣贯。由建设方负责向处于警戒范围内的当地人群进行必要的宣传和培训，并与当地政府进行联系，协调有关事宜。
十八、集团公司的井控工作方针是什么？
“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”
十九、你认为地质设计人员是否应该参加井控培训？为什么？
1、我认为地质设计人员应该参加井控培训；
2、了解、掌握和熟悉井控方面规定和要求，在地质设计方面为工程设计提供全面和准确的地面环境条件因素、地层岩性剖面数据、浅气层资料、邻井资料、地层压力数据、油气水显示、注水井和复杂情况等方面的数据，使工程设计人员能够把井控方面的要求和措施体现在工程设计中。
二十、目前你油田的井控高风险区块有那些？简单描述高风险因素。
1、徐家围子深层天然气钻井区块
2、深层气体钻井
3、
第二篇：集团公司2011井控工作测试题(参考)（模版）
集团公司2011井控工作测试题
（管理人员）
单位：
岗位
姓名：
职务：
一、简述本岗位在落实井控工作职责方面做了哪些工作？
做为井控监督科长（根据个人井控职责回答）：
1、认真贯彻落实集团公司和股份公司有关加强井控和安全环保工作的一系列指示精神和要求，严格执行集团公司石油与天然气钻井和井下作业井控规定以及相关技术标准。及时转发《关于落实蒋总指示精神持续加强井控工作的通知》和《关于内防喷工具等井控装备生产企业资质的通知》。
2、落实井控工作制度：
（1）、编制发布《油田公司2011年井控工作要点》；（2）、定期组织公司井控工作例会；（3）、定期组织公司井控工作检查活动；（4）、组织开展2011年井控培训工作；
（6）、组织修订油田井控实施细则和《井喷突发事件专项应急预案》。
(7)、组织开展边远探井、欠平衡施工井开工前验收。（8）、组织开展油田钻井、井下作业井喷突发事件专项应急预案的演练各一次。
3、监视、指导、跟踪油田溢流、井涌等井控险情的处置，对其发生原因进行分析，对处置经验和不足进行总结；每月10日前统计油田井控险情，上报工程技术分公司。
4、组织对2010年集团公司井控安全检查问题的整改消项和2011年集团公司井控安全检查的迎检准备工作。
二、积极井控理念的主要内容是什么？
就是要坚持“风险评估、设计把关、主动防控、有序应对、保护油气”，实现“从意外遭遇向风险评估转变、从被动应付向主动防控转变、从事后整改向设计把关转变、从仓促上阵向有序应对转变、从压稳地层向保护油气转变”，做到“发现溢流、立即关井；疑似溢流，关井检查”。
三、发生一级和二级井喷事件，企业应在接到报告后，在多长时间内向集团公司汇报？向哪几个部门汇报？
发生一级、二级井控事件后，企业应该在两个小时内向集团公司汇报。汇报部门是：集团公司办公厅、工程技术分公司、安全环保部、勘探与生产分公司。
四、固井侯凝期间是不是完全处于井控安全状态？还会发生井喷事故吗？世界上有无这样的井喷事故？
固井候凝期间并不是完全处于井控安全状态，还会发生井喷事故，2010年4月20日BP公司在墨西哥湾发生的海上钻井平台井喷着火爆炸事故就是固井侯凝期间发生的井喷事故。
五、本油田是否组织井喷事故应急演习？今年组织了几次？你参加了吗？
油田每年都要组织公司级的钻井、井下作业井控应急演练。
今年在6月份油田分别组织了钻井、井下作业（试油）专业井控应急演习各一次。
我参加了在LNG2井现场开展的钻井井控应急演练。
六、你油田的井控风险划分为几级？一级风险主要指什么？
油田的井控风险划分为三级。
对陆地钻井，一级风险井是指垂深大于4000 m的井，地层天然气中硫化氢含量等于或大于50ppm的井，区域风险探井，有浅层气的井，欠平衡钻井。
对浅海钻井，一级风险井是指垂深大于3500 m的井，地层天然气中硫化氢含量等于或大于50ppm的井，区域风险探井，有浅层气的井，欠平衡钻井。
第三篇：2011集团公司井控安全工作报告
严格落实规定 努力强化管理 持续提升井控安全管理水平李阳
（二0一一年六月二十四日）同志们：
根据党组领导指示和井控管理规定，集团公司组织召开本次井控安全工作会议，目的是通报今年集团公司井控安全专项检查结果，回顾总结近年来井控安全经验，并安排部署下步井控安全重点工作。刚才，安全环保局对检查情况进行通报。客观地讲，这是一次精心策划、组织严密、效果显著、收获颇丰的检查，不仅总结出了经验和成绩，也找出了问题症结所在，更给今后的井控管理工作起到了示范引路的作用。根据本次大会的安排，我受志刚高级副总裁委托，代表集团公司HSE委员会和井控工作领导小组，作2009年以来井控安全工作报告。
一、近年来井控安全工作回顾
2009年以来，集团公司认真贯彻落实国家安全生产方针，坚持以人为本、生命至上的安全理念，不断强化井控安全问责，狠抓井控管理重点工作，保持了井控安全形势的总体稳定。主要工作可以概括为以下4个方面：
（一）井控安全意识进一步提高
2009年6月24日，集团公司在北京召开了油田企业井喷事故通报视频会议，集团公司上、中、下游企业均参加了会议。会上，志刚高级副总裁作了题为《认真汲取教训，努力强化管理，全面提升井控安全管理水平》的工作报告，对2006年以来井控安全工作进行了全面总结，系统回顾了事故教训，并对下步井控工作进行了部署；胜利石油管理局和西南油气分公司等单位领导，分别作了事故检查发言。最后，苏树林总经理作了重要讲话，并以自己处置“12.23”特大井喷事故的亲身经历，进一步阐明了井控安全工作的紧迫性和重要性。
实事求是地讲，2009年召开“6.24”井控安全视频会是一次非常成功的会议，震撼效果之强烈，推动作用之明显，为历年井控安全管理所未有，不仅实现了全员井控意识空前提高，井控安全职责全面落实，井控管理工作稳步提升的良好局面，而且迅速遏制了井喷事故高发的强劲势头。今天，恰值“6.24”视频会两周年之际，我们在四川绵阳组织召开井控安全工作会议。6月24日召开这个会议，虽然不是刻意挑选，但也不是完全巧合。整整2年的时间间隔，今非昔比的井控形势，接二连三的井控事件，都值得我们坐下来，认真总结一下经验和成果，全面反思一下问题和教训。
据统计，2009年“6.24”井控视频会议之后，油田企业共发生各类井喷事故4起，无任何人员伤亡，井喷事故呈大幅下降之势。在这4起事故中，只有2009年西北油田分公司BK6井“7.29”井喷失控事故属于上报集团公司范畴。其余3起分别为，2010年河南油田发生的楼71316井“1.23”井喷事故，2011年川东北地区发生的元陆5井“1.23”和元陆3井“3.16”井喷事故。
在这里，特别值得回顾的是BK6井“7.29”井喷失控事故。之所以特别值得回顾，就是因为“6.24”井控视频会议之后，西北油田分公司井控意识空前提高，立即主动上报至集团公司；总部领导快速反应，立即组成应急专家组，才得以在很短的时间内战胜了井喷。同时，总部调查组才得以借助“6.24”会议东风，按照井控安全新思维、新观点，从强化企业内部管理入手，深挖细查井控设计、井控试压和现场管理等方面存在的问题，从而起到了“查处一事，震慑一片、举一反
三、教育全员”的作用。“7.29”井喷事故再次告诉我们，发生事故并不可怕，可怕的是事故发生了，仍然千方百计地掩盖事故，自圆其说地推卸责任。
另外，本次会议之所以选择在西南油气分公司的“地盘”召开，也与2009年“6.24”井控视频会密切相关。在上次视频会议上，西南油气分公司不仅作了深刻检查，而且受到了严厉处分。然而令人感到欣慰的是，检查没有白作，事故也没有白出。西南油气分公司痛定思痛之后，在井控管理上恒下心来，想了许多办法，做了大量工作，终于取得了井控管理质的“飞跃”。无论是全员井控意识和井控管理行为，还是现场井控标准和井控基础资料，在集团公司均属于“上乘”水平，值得大家认真学习、借鉴。正是出于这一考虑，我们才选择可供实地参观、学习交流的绵阳来召开这个会议。这一点，其实也无须我多说，两天的会议时间，会让大家有一种耳目一新的感觉，也会让大家感到的确“不虚此行”。
（二）井控安全管理稳步推进
2006年以来，集团公司针对井控管理工作中出现的新问题、新情况，及时调整工作思路，创造性地提出了集钻井、井下、测录井作业和油气开发井控于一体的“大井控”管理模式，并配套出台了《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定（试行）》，对提升井控管理起到了极大的作用。2010年，集团公司认真总结近年来井控管理的经验教训，引入井控管理新观念，重新修订完善了集团公司井控管理规定，将井控管理“十二项基本制度”拓展为“十七项基本制度”，并将井控设计、井控监督、专业维修试压管理等5项制度纳入管理。在集团公司层面，将井控领导小组办公室设在安全环保局，统一协调、监督和管理井控工作，从而形成了安全环保局负责日常综合监督管理，油田勘探事业部和石油工程管理部分别负责股份公司和存续企业井控技术管理的格局。各油田企业按照总部要求，并结合企业井控管理实际，纷纷调整了井控领导小组及办公室，并明确相关部门的井控管理专岗。为了确保井控管理制度的贯彻落实，安全环保局组织了颇具规模的巡回培训宣贯，组织主要起草人深入企业，先后进行3轮培训宣贯，共举办8期宣贯培训班，培训各级领导、管理干部和生产骨干近千人，取得了较好效果。石油工程管理部配合规定发布，召开了井控管理研讨会，组织修订井控培训统一教材，并对检验维修机构进行了单独验收发证。同时，先后举办两期国际井控技术培训班，提高了涉外人员井控管理水平。西南油气分公司（局）、华北分公司（局）和东北油气分公司等企业均制定下发了井控规定实施细则。
（三）井控安全监督检查和隐患治理力度持续加强
自2009年以来，集团公司逐年加大井控安全检查力度，取得了较好效果。除每年安全环保大检查，均将井控安全列为重点检查内容之外，同时还针对阶段性井控安全管理重点和实际情况，组织开展井控安全专项检查。自2009年“6.24”井控视频会议之后，集团公司层面先后组织两次井控安全专项检查，发现各类井控隐患和问题数以千计，并督促企业消除了大批事故隐患。
在检查过程中，重视做到“三个汲取”。一是认真汲取国际先进的井控管理理念，上半年借赴境外施工队伍调研检查之机，专程赴沙特阿美公司学习取经，并开展座谈交流。在此基础上，安全环保局于4月20日召开了油田企业安全和井控培训研讨会，聘请国际工程公司沙特公司等单位讲授境外井控先进培训经验，认真研讨井控培训改进方法。二是认真汲取兄弟企业先进的管理技术，2010专程赴中石油总部和塔里木油田分公司学习井控管理先进技术，并将先进技术规定纳入集团公司井控管理工作之中。三是认真汲取事故教训，针对2010年墨西哥海湾发生的“4.20”钻井平台爆炸沉船事故引起的井喷失控事故，组织开展了以井控安全为主要内容的海上专项检查，对照查找海上平台存在的井控本质安全问题，并列入3年治理计划进行整改。
（四）井控本质安全可靠度持续提升
近年来，集团公司广泛筹措资金，加大井控设备配套力度，提升了井控本质安全水平。突出表现在4个方面：一是加快钻机更新换代，陆续报废淘汰了井控本质安全较低的老式钻机；二是井控设备配套更加科学，105MPa防喷器、抗硫型防喷器保有量持续攀升，井下作业液动防喷器广泛普及，联合研制的140MPa防喷器目前已在川东北地区投入试用。三是继续加大井控试压装置更新改造力度，等压气密封试压装置广泛配套于高含硫、高压、高油气比油气田；四是气防器具配备数量大幅增加。另外，移动式高压气密封试压装置正在研制之中，年底即可投用于川东北“三高”气田。
同时，在立足做好一次井控的基础上，继续强化海陆应急建设工作，建成了陆上以川东北和西北两个区域应急救援中心为主干，海上以胜利海上应急中心为主干，油田企业救援力量为基础的海陆应急救援体系。2008年“5.12”大地震应急抢险，2010年海上作业平台“9.7”倾斜事故的成功救援，一次次的事实证明：集团公司耗费巨资，精心打造的海陆应急救援力量，是一支可以让集团公司党组和广大职工放心的、战守可恃的过硬队伍。
二、当前井控安全主要问题
虽然，2009年至今，集团公司井喷及井喷失控事故呈大幅下降之势，井控安全保持了总体平稳态势，但是井控安全形势依然严峻，主要表现在以下6个方面。
（一）川东北井控管理时有松懈，事故苗头一再显现 客观地讲，川东北地区井控工作代表了集团公司的管理水平，井控理念先进，工作作风扎实，管理措施得力。勘探南方分公司、西南油气分公司（局）和中原油田普光分公司，以及所有乙方施工企业均功不可没。然而，正是这样的地区，进入2011年以来，竟然连续发生了两起井喷事故，一是元陆5井“1.23”事故，二是元陆3井“3.16”事故。两口井的甲方企业均为勘探南方分公司，施工企业分别为中原油田和胜利油田。虽然两起事故并未造成人员伤亡，但处置过程发生重大险情。尤其令人担忧的是，两起事故发生间隔之短、来势之猛，可以说十分罕见。同时，两起事故均发生在代表集团公司井控水平的川东北地区，井控风险突出的“三高”气田，不仅令人无法理解，而且让人不寒而栗。在此做一个简要分析回顾。元陆5井是元坝区块的一口陆相探井，设计井深4660m，由胜利70112钻井队承钻。该井于2010年11月16日三开钻进，2011年1月13日钻至4085.7m时发生井漏和溢流。自13日至19日，先后组织了5次堵漏压井作业，并进行了4次试起钻。4次试起均存在拔活塞现象，说明油气层仍未压稳，不具备起钻条件。钻井队于1月22日开始强行起钻。起钻过程一直伴随拔活塞现象，且环空无法正常灌浆，后采取起8柱接方钻杆灌浆一次方法继续起钻。23日4:15溢流增大，故关井循环并求压，5:55套压达34MPa，立压18MPa，后打入重泥压井，并被迫采取放喷点火措施。几经周折，直至31日才完成封堵作业，井喷爆炸险情才基本解除。
元陆3井也是元坝中区块的一口陆相预探井，设计井深5055m，由中原70866钻井队承钻。该井于1月2日三开钻进。3月16日11:40钻至4546m时，地质录井通知取心，循环观察无异常后，开始短起下钻测后效,下至4510米循环观察过程中，液气分离器回浆管线突然崩断，随即在振动筛处引发大火，钻井队切断液气来源才扑灭大火，后转入压井作业。3月17日3:00压井成功，但钻具却因井壁坍塌而卡死，直至3月22日采取爆炸解卡措施，并在卡点顶部重新建立循环和压稳地层，最后打水塞封堵。处置过程若非井壁突然坍塌，极有可能酿成井喷失控。
后经勘探南方分公司调查，两起事故均由甲乙双方多重违章造成，其中有乙方施工队伍违章操作原因，有现场监督履职随意原因，更有甲方企业监管松懈原因。在此，我不想对事故原因展开分析，只想提出3个问题供大家思考。其一，究竟是什么原因，可以让施工队伍无视甲方指令而违章蛮干？其二，究竟是什么原因，可以令现场监督不认真履行监理职责而听之任之？其三，究竟是什么原因，可以让甲方放松监管而造成井控管理严重滑坡？回答肯定是各种各样的，但有一点是共同的，那就是多个作业环节、多个工作岗位井控责任落实出现了严重问题。
（二）检验维修标准不高，严重制约井控安全
井控设备检验维修标准不高，主要表现在检验设备陈旧，维修管理标准过低，定期检验维修存在盲点，检验维修人员技能不全等多个方面。特别令人感到忧虑的是，有些企业甚至没有一个属于自己的井控设备检验维修机构，井控管理实际成了无本之木，无水之鱼。以东北油气分公司为例，东北油气田目前已壮大成年产22.5万吨原油，年产3.35亿方天然气。按照集团公司中长期规划，“十·二五”末油气当量将达到150至200万吨，可谓名符其实的大中型油气田。目前，在东北工区钻井、试油（气）等野外施工队伍已多达64支之多。然而，如此规模的油气田，竟然没有一个专业井控装置检测维修机构，如何能够保证采气树和井控装置检验维修质量？又如何确保现场安装质量？这种“撞大运”式的井控设备管理方式，不仅与集团公司井控管理理念完全相悖，而且与集团公司在国际石油行业的地位也极不相称。
（三）施工队伍急剧膨胀，井控技能总体下降
随着近年来国际石油市场回暖和甲乙方市场机制的普及，油田企业大都热衷于队伍扩编，造成钻井、试油与井下作业等施工队伍扩张迅猛。在涉及井控工作的施工队种中，集团公司目前实有钻井队670支，试油（气）队133支，井下作业队561支，录井队689支，测井队318支，固井队28支。其中不能完全排除个别资质不全的队伍，或两队共用一个资质的“克隆”队伍。这一统计数字，较之前些年高出许多，有的油田甚至翻了一番。施工队伍的快速膨胀，岗位人员技术素质便很难保证。拥有如此庞大的施工队伍，不可能做到齐装满员。在生产组织运行中，实际采取的是先组织市场招标，后抽调人员组队的运行模式。至于技术骨干的能力，操作人员的素质，持证上岗的规定，法定的休息时间，以及开工前井控培训教育只能退居第二，有些只能边施工，边象征性地培训取证。不能否认，一种根深蒂固惯性思维影响着有些企业：反正拥有数量庞大的施工队伍，因此管理标准高点低点，人员素质优点劣点，施工速度快点慢点都不重要。只有确保中标，确保工作量最为重要。
同时值得重视的是，原本承担着培养技术工人的技工学校大多剥离。企业用工来源，除每年屈指可数的几个高学历人员外，其他只能依靠劳务服务公司派遣。而对于井控安全至关重要的技术员工，只能在日常工作中边学、边培养。正是上述各种原因，共同造成了岗位人员的技术素质的降低。除此而外，伴随着市场经济的快速发展，“三大石油公司”之外的试油（气）、井下作业队、综合录井和泥浆服务等队伍的大量涌入，由于市场把关等方面的原因，队伍资质和人员素质，同样是一个不能忽视的问题。上述这些，都是制约我们井控管理的“先天”性隐患。
（四）重大风险依然存在，井控形势不容乐观
由于受地下条件，技术条件等多种因素的制约，一些重大井控隐患至今仍难以彻底根除，严重威胁着井控安全工作。其中有些隐患随着年代的推移，会变得越来越大，风险会越来越高。归纳起来，当前严重威胁井控安全的重大隐患主要有以下4个方面：
一是重点区域风险有增无减。长期以来，油田企业井控安全风险突出体现在川东北、西北、海上和海外开发区块。随着国内外形势发展，这一风险有增无减。就国际形势而言，集团公司海外油气开发区域相对集中的中东地区，正是当今风云变幻、政局动荡最为严重的地区。政局的任何风吹草动，都会给井控安全带来重大风险。就集团公司生产形势而言，川东北的元坝气田和涪陵气田等新区即将正式投入开发，川东北井控风险变数大大增加。二是东部老区风险依旧。特别是高含硫化氢的建南气田，多数气井完钻于70年代、80年代。受当时技术和经济条件限制，大量的废弃井井口设施简陋，部分井口至今仍未正式封存。多数井场和矿区公路被当地村民非法占用，或用于耕种，或用于建房，以至于有些井口寻找困难。这一现象，迫使企业面临着“两难”境地，封井施工则必须修路、拆房，施工费用浩大。而且时间拖得越久，治理难度便越大。
三是注液（气）开采加大风险。胜利、中原、河南等东部老区，主力油气区块多已进入开发后期，且采用注水、注聚开发，加之部分稠油井注汽热采，造成地层压力系统复杂，压力预测难度增大，从而增大了井喷风险。2010年1月23日，河南油田一口设计井深仅600米的楼71316稠油开发井，在钻井过程中便曾发生井喷事故，原因固然有坐岗发现不及时等人为因素，也有浅井油气上返速度过快等客观因素，但井队未能及时掌握注气动态，对地层压力状况不明，是其关键原因之一。
四是“三高”油气井环空带压和套变严重。普光气田主体共有开发井38口，目前已投产试气36口，正常开井生产32口。在38口井中，多数井不同程度地存在表套、技套、油套环空带压问题，个别井油套环空压力和技套环空压力甚至超过井口压力。P301－4井油压为28.5MPa，技套压力却达39.3MPa；P303－1井油压为27.5MPa，技套压力31MPa。普光气田虽已采取了安装套压放喷压井流程，及时排气加液，定期化验分析等措施。但也只能缓解一时之急，并不能从根本上解决井喷风险。另外，普光气井套变问题，高压气井固井质量问题，对井控安全都是严重威胁。
（五）井控管理环节薄弱，安全监管亟待加强
前面检查通报已经指出，企业在井控管理上存在一些薄弱环节，主要体现在井控设计、井控监督、井控维修试压、设备管理等方面。
首先在设计方面问题严重，主要表现在设计人员资质不全，井控设计管理不够严格，工程设计没有《井控专篇》，设计审批程序不够严谨，施工设计过于随意，等等。特别是探井设计与实际偏差过大值得重视。如，元坝221井在沙溪庙及千佛崖层预测地层压力系数为1.00-1.20，随后甲方提示应提前加重到1.70g/cm3，而实钻泥浆密度达到2.06g/cm3才将地层压稳，设计泥浆密度与实际偏差太大。川东北地层压力预测难度较大是个事实，但随着近年来勘探开发工作的不断加深，实钻资料和预测经验不断丰富，设计所提供的地层压力预测应该更接近实际一些。甲方监督管理、井控试压管理和井控设备管理等方面同样存在问题。有的企业设计单位同时也是监督单位，如何保证公正监督；有些企业在井下作业时，基本不设监督；有的单位虽然有现场监督，但监督工作标准过低，现场监督形同虚设。东北油气分公司没有检验维修机构，等于井控设备没有人管理，也无须检验维修。在此应该提醒大家的是，设计、监督、维修试压和井控设备管理是搞好施工现场井控安全的基本前提，这几个环节都忽视了，再强调施工现场管理，也只能是舍本逐末。
（六）低标准现象普遍存在，规范管理任重道远
前面，安全环保局已对本次检查工作进行了通报，共检查出6类448个隐患和问题。应该承认，在这些隐患与问题之中，除少数几个问题比较严重外，其余绝大多数都属于签字不规范、填写不完整、反馈不及时、安装不标准、取证不合规、动作不熟练之类的问题。这些问题，看起来都是“小毛病”，但“井控工作无小事”。在特定条件下，“小毛病”同样可以引发大事故，这样的先例数不胜数。正如“蝴蝶效应”所说的那样，“南美洲亚马逊河流域热带雨林中的一只蝴蝶，偶尔扇动几下翅膀，几周之后便可能在美国得克萨斯州引起一场龙卷风。”这不是危言耸听，因为任何一个事件都不是孤立的，任何事件的结果都与初始条件密切相关，而初始条件在发展过程会引起连锁反应。在448个问题中，每个问题都属于初始条件，绝大多数也都那么微不足道。然而，这些微不足道的初始条件一旦遇到特定条件，就有可能引发一起灾难性的事故。
三、下步工作重点要求
（一）时刻牢记历次井喷事故教训，进一步强化井控安全责任感
相信大家都不会忘记，中石油2003年发生的那起“12.23”特大井喷事故，243人死亡、数千人受伤、数万人逃亡的惨痛教训，至今想起仍然心有余悸；同时也不会忘记集团公司历史上曾经发生的河飞203井“2.26”井喷事故，新926-2井“5.19”井喷事故，龙8井“11.23”井喷和清溪1井“12.21”井喷事故，每当想起仍然历历在目。虽然自2009年“6.24”井控视频之后，井喷与井喷失控事故大幅下降。但这并不等于我们已经做得尽善尽美。且不说“6,24”之后仍然发生4起井喷事故，仅从本次检查就可以看出，我们在井控责任制、井控管理、井控设计、现场监督、检测维修和现场管理等方面，仍然存在许多问题与隐患。也就是说，在井控安全管理方面，我们仍有很大的提升空间。常言道“安全管理没有常胜将军”，井控安全管理更是如此。各级领导、各级井控管理人员必须清楚，集团公司面临的井控安全风险依然很大，各级领导肩上的责任依然很重。特别是素有“三高”之称的川东北勘探工作正向纵深发展，普光气田今年业已投入商业运营，元坝气田和渝东北气田即将开发建设，我们的井控工作可谓任重道远，丝毫不容我们有任何的麻痹大意，也不允许我们心存任何侥幸心理，更不允许我们有半点的盲目乐观。“逆水行舟，不进则退”。我们只有向前，绝不能后退半步。希望与大家共勉！
（二）深入贯彻井控管理规定，持续提升井控工作水平
2010年底，集团公司重新颁布了《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》，这一规定是集团公司井控管理的基本大纲，其中17项井控管理基本制度是其核心。新修订的井控管理规定较之以往主要有两大变化，一是基本制度由过于的12项增加到了17项，特别是井控设计管理制度、甲方监督管理制度、井控设备管理制度、专业检验维修机构管理制度的增加，填补了井控管理的多处空白；二是将一些关键的井控技术措施固化到规定之中。认真落实井控管理责任，首先应该按照“谁主管，谁负责”的原则分清责任。就总部层面而言，安全环保局是集团公司井控工作领导小组综合管理与监督办公室，负责井控日常综合协调管理和监督工作；石油工程管理部为集团公司井控技术管理责任部门，具体负责施工作业井控技术管理工作；油田勘探开发事业部为股份公司井控技术管理责任部门，具体负责股份公司油气勘探开发井控技术管理工作。生产经营管理部、物资装备部、发展计划部、财务部和人事部均为集团公司井控工作领导小组成员部门，配合主管部门开展井控工作。就工程项目而言，设计部门负责设计阶段井控责任，地质设计要明确地质预告，工程设计要有井控专篇，并严格按照程序进行审批；现场监督有明确的监督标准和监督方法，不仅要监督工程质量，而且要监督施工安全。施工企业更应严格执行设计，严格执行井控操作规程。只有这样上上下下、方方面面、各个环节都把握好了，井喷事故才能彻底避免。其次，各企业还要严格执行各级井控检查和井控例会制度，及时发现和解决井控管理重要问题。当前，各企业的首先工作就是尽快修订颁发井控管理规定实施细则，明确各级井控负责机构和管理人员，并在管理上下大功夫。西南油气分公司起了个好头，不仅出台了实施细则，而且明文规定了13个处室、22个二级单位的井控主管领导和井控专职人员，确保了井控专责制度的落实；华北分公司井控管理也有特色，逐岗制定了井控安全责任制。
（三）组织开展达标竞赛，确保井控设备检验维修质量 石油工程管理部应针对井控检验维修厂点存在的问题，组织开展井控检验维修达标竞赛活动。通过活动的开展，全面提高检验维修厂点的管理水平、工作水平和服务水平，并达到“三全一无六合格”标准。“三全”是指厂点检验维修资质齐全，岗位人员证件齐全和设备配套齐全，即所有检验维修厂点均独立取得检验维修资质证书，并持有厂商授权的检验维修证书；所有从业人员均做到井控操作证、硫化氢防护证和HSE培训证等“三证”齐全，做到持证上岗；厂点应配套的检验维修设备（设施）一件不少，样样齐全。“一无”是指无一起因检验维修质量造成的井喷事故发生，井控设备检验维修质量达标，一次交验合格率达到95%，最终交验合格率达到100%，服务满意率达到95%以上。“六合格”是指检验维修厂点的质量管理合格，HSE管理合格，厂区管理合格，现场服务合格，技术管理合格和设备管理合格。对于西北工区和东北工区无企内井控设备检验维修机构的问题，石油工程管理部应组织开展专题研究。根据集团公司井控管理规定要求，并结合当地企业生产组织运行模式，区域检验维修机构分布等实际情况，明确提出该地区今后的建设目标或发展方向。但管理标准不能丝毫降低，即凡未经检测试压合格的井控设备，一律不能上井安装；凡到达检验维修周期的井控设备，必须进厂例行检验维修。
（四）研究探索井控培训机制，不断提升培训发证质量
研究探索井控培训管理机制，就是要在“五化”上下功夫。一是井控培校专业化。目前，油田板块共有胜利、中原、河南、江汉、江苏、西南、华东和华北等8家井控培训学校。根据现场需要，井控和硫化氢防护培训工作将逐步向分专业、分层次方向发展，如果继续按照“大而全”、“小而全”式的属地分配生员的模式，多数培训学校将面临生员不足的局面。因此，分片区授权培训学校进行专业井控培训是今后的必然选择。对于胜利、中原和西南等生员充足的培训学校，可以授权开展所有专业的井控培训；而对于其它中小油田培训学校，应该考虑区域授权分专业培训的模式。二是验收复审规范化。石油工程管理部应重新编制井控培训学校认证和复审标准，不仅要细化硬件验收复审标准，关键是要细化管理标准。凡达不到标准者，一概不得发证；已发证但管理出现滑坡者，应取缔培训资质。三是日常培训规范化。企业年初应向培训学校报出培训计划，培训学校应按计划组织培训；教案必须由组织单位预审；考试应由组织单位统一监考。四是教师管理正规化。培训学校必须足额配备专职教师，无论是专职教师，还是兼职教师均应接受胜利培训学校的正规培训并定期参加复培，必须做到持证上岗。五是运行管理商业化。为确保培训质量，应引入培训竞争机制，鼓励企业跨地区申报、参加井控培训。主管部门应拿出管理办法，凡发生井控事故，同时应追查培训学校的责任。
（五）树立井控源头意识，维护设计的科学性和严肃性
地质设计、工程设计与施工设计是实现钻井、试油气与井下作业井控安全的源头，必须教育设计机构、监督机构和施工作业各方牢固树立井控安全源头意识，共同维护设计的法制性和严肃性。一是切实抓好设计机构与设计人员资质，不具备相应资质的机构，不得委托进行相应级别的设计；不具备相应设计资质的人员，不得从事相应级别的设计和审核。二是探索规范设计之路，所有设计机构或单位均应使用统一模板的地质设计、工程设计和施工设计，工程设计与施工设计必须设《井控专篇》，《井控专篇》应以井控安全和H2S防护等为主要内容。三是严格按照工作流程审核、审批设计，探井、“三高”井、特殊工艺井应由企业分管领导审批，企业安全部门应参与审查《井控专篇》。四是严格按照设计组织施工。无论是施工作业的甲方和乙方，还是施工现场的服务方和第三方都应一丝不苟地执行设计。施工作业过程如果出现未预见因素可以变更设计，但应严格执行变更程序，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更单通知施工单位。大家共同维护设计的权威，才能筑起一道牢固的井控安全防线，才能做到防患于未然。
（六）高标准、严要求，推动井控管理向高标准迈进
实行高标准、严要求，必须从三个方面同时入手。一是实现设备本质安全化。实现设备本质安全化，就是要同时做到主体生产设备本质安全，井控装置本质安全，现场安装本质安全。二是岗位操作标准化。所有岗位操作人员都要熟记操作规程，一举一动皆循规蹈矩，做到不安全的话不说，不安全的活不干，不安全的事不做。三是管理行为规范化。各级领导、各级管理人员应该为基层做出表率，做到管理规定覆盖无遗漏，操作规程覆盖无死角，一切事情都有人管，所有管理皆依规而行。
在充分做好上述工作的同时，要高度重视井控安全技术研究，依靠新技术、新工艺的应用，推动井控安全实现本质安全化。安全环保局将研究和实施井控设计、检验维修和井控培训单位的安全资格确认管理。近些年，我们在这方面做了许多尝试，取得了很好的效果，如川东北地区全面配套了防喷器钻机刹车联动防提安全装置，彻底杜绝了关闭防喷器闸板时，误动钻机提升系统而造成钻具提断事故；勘探南方分公司与院校联合研制的高能电子式自动点火装置目前已在高含硫地区全面推广，基本解决了钻井施工与试气作业现场放喷点火的难题。此类革新发明其实并不十分复杂，但确实为现场解决了实际问题，实际是在向本质安全化迈进。希望各企业尽快推广。
第四篇：2011集团公司井控安全工作报告
严格落实规定 努力强化管理 持续提升井控安全管理水平
李 阳
（二0一一年六月二十四日）
同志们：
根据党组领导指示和井控管理规定，集团公司组织召开本次井控安全工作会议，目的是通报今年集团公司井控安全专项检查结果，回顾总结近年来井控安全经验，并安排部署下步井控安全重点工作。刚才，安全环保局对检查情况进行通报。客观地讲，这是一次精心策划、组织严密、效果显著、收获颇丰的检查，不仅总结出了经验和成绩，也找出了问题症结所在，更给今后的井控管理工作起到了示范引路的作用。根据本次大会的安排，我受志刚高级副总裁委托，代表集团公司HSE委员会和井控工作领导小组，作2009年以来井控安全工作报告。
一、近年来井控安全工作回顾
2009年以来，集团公司认真贯彻落实国家安全生产方针，坚持以人为本、生命至上的安全理念，不断强化井控安全问责，狠抓井控管理重点工作，保持了井控安全形势的总体稳定。主要工作可以概括为以下4个方面：
（一）井控安全意识进一步提高
2009年6月24日，集团公司在北京召开了油田企业井喷事故通报视频会议，集团公司上、中、下游企业均参加了会议。会上，志刚高级副总裁作了题为《认真汲取教训，努力强化管理，全面提升井控安全管理水平》的工作报告，对2006年以来井控安全工作进行了全面总结，系统回顾了事故教训，并对下步井控工作进行了部署；胜利石油管理局和西南油气分公司等单位领导，分别作了事故检查发言。最后，苏树林总经理作了重要讲话，并以自己处置“12.23”特大井喷事故的亲身经历，进一步阐明了井控安全工作的紧迫性和重要性。
实事求是地讲，2009年召开“6.24”井控安全视频会是一次非常成功的会议，震撼效果之强烈，推动作用之明显，为历年井控安全管理所未有，不仅实现了全员井控意识空前提高，井控安全职责全面落实，井控管理工作稳步提升的良好局面，而且迅速遏制了井喷事故高发的强劲势头。今天，恰值“6.24”视频会两周年之际，我们在四川绵阳组织召开井控安全工作会议。6月24日召开这个会议，虽然不是刻意挑选，但也不是完全巧合。整整2年的时间间隔，今非昔比的井控形势，接二连三的井控事件，都值得我们坐下来，认真总结一下经验和成果，全面反思一下问题和教训。据统计，2009年“6.24”井控视频会议之后，油田企业共发生各类井喷事故4起，无任何人员伤亡，井喷事故呈大幅下降之势。在这4起事故中，只有2009年西北油田分公司BK6井“7.29”井喷失控事故属于上报集团公司范畴。其余3起分别为，2010年河南油田发生的楼71316井“1.23”井喷事故，2011年川东北地区发生的元陆5井“1.23”和元陆3井“3.16” 井喷事故。
在这里，特别值得回顾的是BK6井“7.29”井喷失控事故。之所以特别值得回顾，就是因为“6.24”井控视频会议之后，西北油田分公司井控意识空前提高，立即主动上报至集团公司；总部领导快速反应，立即组成应急专家组，才得以在很短的时间内战胜了井喷。同时，总部调查组才得以借助“6.24”会议东风，按照井控安全新思维、新观点，从强化企业内部管理入手，深挖细查井控设计、井控试压和现场管理等方面存在的问题，从而起到了“查处一事，震慑一片、举一反
三、教育全员”的作用。“7.29”井喷事故再次告诉我们，发生事故并不可怕，可怕的是事故发生了，仍然千方百计地掩盖事故，自圆其说地推卸责任。
另外，本次会议之所以选择在西南油气分公司的“地盘”召开，也与2009年“6.24”井控视频会密切相关。在上次视频会议上，西南油气分公司不仅作了深刻检查，而且受到了严厉处分。然而令人感到欣慰的是，检查没有白作，事故也没有白出。西南油气分公司痛定思痛之后，在井控管理上恒下心来，想了许多办法，做了大量工作，终于取得了井控管理质的“飞跃”。无论是全员井控意识和井控管理行为，还是现场井控标准和井控基础资料，在集团公司均属于“上乘”水平，值得大家认真学习、借鉴。正是出于这一考虑，我们才选择可供实地参观、学习交流的绵阳来召开这个会议。这一点，其实也无须我多说，两天的会议时间，会让大家有一种耳目一新的感觉，也会让大家感到的确“不虚此行”。
（二）井控安全管理稳步推进
2006年以来，集团公司针对井控管理工作中出现的新问题、新情况，及时调整工作思路，创造性地提出了集钻井、井下、测录井作业和油气开发井控于一体的“大井控”管理模式，并配套出台了《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定（试行）》，对提升井控管理起到了极大的作用。2010年，集团公司认真总结近年来井控管理的经验教训，引入井控管理新观念，重新修订完善了集团公司井控管理规定，将井控管理“十二项基本制度”拓展为“十七项基本制度”，并将井控设计、井控监督、专业维修试压管理等5项制度纳入管理。在集团公司层面，将井控领导小组办公室设在安全环保局，统一协调、监督和管理井控工作，从而形成了安全环保局负责日常综合监督管理，油田勘探事业部和石油工程管理部分别负责股份公司和存续企业井控技术管理的格局。各油田企业按照总部要求，并结合企业井控管理实际，纷纷调整了井控领导小组及办公室，并明确相关部门的井控管理专岗。
为了确保井控管理制度的贯彻落实，安全环保局组织了颇具规模的巡回培训宣贯，组织主要起草人深入企业，先后进行3轮培训宣贯，共举办8期宣贯培训班，培训各级领导、管理干部和生产骨干近千人，取得了较好效果。石油工程管理部配合规定发布，召开了井控管理研讨会，组织修订井控培训统一教材，并对检验维修机构进行了单独验收发证。同时，先后举办两期国际井控技术培训班，提高了涉外人员井控管理水平。西南油气分公司（局）、华北分公司（局）和东北油气分公司等企业均制定下发了井控规定实施细则。
（三）井控安全监督检查和隐患治理力度持续加强 自2009年以来，集团公司逐年加大井控安全检查力度，取得了较好效果。除每年安全环保大检查，均将井控安全列为重点检查内容之外，同时还针对阶段性井控安全管理重点和实际情况，组织开展井控安全专项检查。自2009年“6.24”井控视频会议之后，集团公司层面先后组织两次井控安全专项检查，发现各类井控隐患和问题数以千计，并督促企业消除了大批事故隐患。
在检查过程中，重视做到“三个汲取”。一是认真汲取国际先进的井控管理理念，上半年借赴境外施工队伍调研检查之机，专程赴沙特阿美公司学习取经，并开展座谈交流。在此基础上，安全环保局于4月20日召开了油田企业安全和井控培训研讨会，聘请国际工程公司沙特公司等单位讲授境外井控先进培训经验，认真研讨井控培训改进方法。二是认真汲取兄弟企业先进的管理技术，2010专程赴中石油总部和塔里木油田分公司学习井控管理先进技术，并将先进技术规定纳入集团公司井控管理工作之中。三是认真汲取事故教训，针对2010年墨西哥海湾发生的“4.20”钻井平台爆炸沉船事故引起的井喷失控事故，组织开展了以井控安全为主要内容的海上专项检查，对照查找海上平台存在的井控本质安全问题，并列入3年治理计划进行整改。
（四）井控本质安全可靠度持续提升
近年来，集团公司广泛筹措资金，加大井控设备配套力度，提升了井控本质安全水平。突出表现在4个方面：一是加快钻机更新换代，陆续报废淘汰了井控本质安全较低的老式钻机；二是井控设备配套更加科学，105MPa防喷器、抗硫型防喷器保有量持续攀升，井下作业液动防喷器广泛普及，联合研制的140MPa防喷器目前已在川东北地区投入试用。三是继续加大井控试压装置更新改造力度，等压气密封试压装置广泛配套于高含硫、高压、高油气比油气田；四是气防器具配备数量大幅增加。另外，移动式高压气密封试压装置正在研制之中，年底即可投用于川东北“三高”气田。
同时，在立足做好一次井控的基础上，继续强化海陆应急建设工作，建成了陆上以川东北和西北两个区域应急救援中心为主干，海上以胜利海上应急中心为主干，油田企业救援力量为基础的海陆应急救援体系。2008年“5.12”大地震应急抢险，2010年海上作业平台“9.7”倾斜事故的成功救援，一次次的事实证明：集团公司耗费巨资，精心打造的海陆应急救援力量，是一支可以让集团公司党组和广大职工放心的、战守可恃的过硬队伍。
二、当前井控安全主要问题
虽然，2009年至今，集团公司井喷及井喷失控事故呈大幅下降之势，井控安全保持了总体平稳态势，但是井控安全形势依然严峻，主要表现在以下6个方面。
（一）川东北井控管理时有松懈，事故苗头一再显现 客观地讲，川东北地区井控工作代表了集团公司的管理水平，井控理念先进，工作作风扎实，管理措施得力。勘探南方分公司、西南油气分公司（局）和中原油田普光分公司，以及所有乙方施工企业均功不可没。然而，正是这样的地区，进入2011年以来，竟然连续发生了两起井喷事故，一是元陆5井“1.23”事故，二是元陆3井“3.16”事故。两口井的甲方企业均为勘探南方分公司，施工企业分别为中原油田和胜利油田。虽然两起事故并未造成人员伤亡，但处置过程发生重大险情。尤其令人担忧的是，两起事故发生间隔之短、来势之猛，可以说十分罕见。同时，两起事故均发生在代表集团公司井控水平的川东北地区，井控风险突出的“三高”气田，不仅令人无法理解，而且让人不寒而栗。在此做一个简要分析回顾。
元陆5井是元坝区块的一口陆相探井，设计井深4660m，由胜利70112钻井队承钻。该井于2010年11月16日三开钻进，2011年1月13日钻至4085.7m时发生井漏和溢流。自13日至19日，先后组织了5次堵漏压井作业，并进行了4次试起钻。4次试起均存在拔活塞现象，说明油气层仍未压稳，不具备起钻条件。钻井队于1月22日开始强行起钻。起钻过程一直伴随拔活塞现象，且环空无法正常灌浆，后采取起8柱接方钻杆灌浆一次方法继续起钻。23日4:15溢流增大，故关井循环并求压，5:55套压达34MPa，立压18MPa，后打入重泥压井，并被迫采取放喷点火措施。几经周折，直至31日才完成封堵作业，井喷爆炸险情才基本解除。
元陆3井也是元坝中区块的一口陆相预探井，设计井深5055m，由中原70866钻井队承钻。该井于1月2日三开钻进。3月16日11:40钻至4546m时，地质录井通知取心，循环观察无异常后，开始短起下钻测后效,下至4510米循环观察过程中，液气分离器回浆管线突然崩断，随即在振动筛处引发大火，钻井队切断液气来源才扑灭大火，后转入压井作业。3月17日3:00压井成功，但钻具却因井壁坍塌而卡死，直至3月22日采取爆炸解卡措施，并在卡点顶部重新建立循环和压稳地层，最后打水塞封堵。处置过程若非井壁突然坍塌，极有可能酿成井喷失控。
后经勘探南方分公司调查，两起事故均由甲乙双方多重违章造成，其中有乙方施工队伍违章操作原因，有现场监督履职随意原因，更有甲方企业监管松懈原因。在此，我不想对事故原因展开分析，只想提出3个问题供大家思考。其一，究竟是什么原因，可以让施工队伍无视甲方指令而违章蛮干？其二，究竟是什么原因，可以令现场监督不认真履行监理职责而听之任之？其三，究竟是什么原因，可以让甲方放松监管而造成井控管理严重滑坡？回答肯定是各种各样的，但有一点是共同的，那就是多个作业环节、多个工作岗位井控责任落实出现了严重问题。
（二）检验维修标准不高，严重制约井控安全 井控设备检验维修标准不高，主要表现在检验设备陈旧，维修管理标准过低，定期检验维修存在盲点，检验维修人员技能不全等多个方面。特别令人感到忧虑的是，有些企业甚至没有一个属于自己的井控设备检验维修机构，井控管理实际成了无本之木，无水之鱼。以东北油气分公司为例，东北油气田目前已壮大成年产22.5万吨原油，年产3.35亿方天然气。按照集团公司中长期规划，“十〃二五”末油气当量将达到150至200万吨，可谓名符其实的大中型油气田。目前，在东北工区钻井、试油（气）等野外施工队伍已多达64支之多。然而，如此规模的油气田，竟然没有一个专业井控装置检测维修机构，如何能够保证采气树和井控装置检验维修质量？又如何确保现场安装质量？这种“撞大运”式的井控设备管理方式，不仅与集团公司井控管理理念完全相悖，而且与集团公司在国际石油行业的地位也极不相称。
（三）施工队伍急剧膨胀，井控技能总体下降 随着近年来国际石油市场回暖和甲乙方市场机制的普及，油田企业大都热衷于队伍扩编，造成钻井、试油与井下作业等施工队伍扩张迅猛。在涉及井控工作的施工队种中，集团公司目前实有钻井队670支，试油（气）队133支，井下作业队561支，录井队689支，测井队318支，固井队28支。其中不能完全排除个别资质不全的队伍，或两队共用一个资质的“克隆”队伍。这一统计数字，较之前些年高出许多，有的油田甚至翻了一番。施工队伍的快速膨胀，岗位人员技术素质便很难保证。拥有如此庞大的施工队伍，不可能做到齐装满员。在生产组织运行中，实际采取的是先组织市场招标，后抽调人员组队的运行模式。至于技术骨干的能力，操作人员的素质，持证上岗的规定，法定的休息时间，以及开工前井控培训教育只能退居第二，有些只能边施工，边象征性地培训取证。不能否认，一种根深蒂固惯性思维影响着有些企业：反正拥有数量庞大的施工队伍，因此管理标准高点低点，人员素质优点劣点，施工速度快点慢点都不重要。只有确保中标，确保工作量最为重要。
同时值得重视的是，原本承担着培养技术工人的技工学校大多剥离。企业用工来源，除每年屈指可数的几个高学历人员外，其他只能依靠劳务服务公司派遣。而对于井控安全至关重要的技术员工，只能在日常工作中边学、边培养。正是上述各种原因，共同造成了岗位人员的技术素质的降低。除此而外，伴随着市场经济的快速发展，“三大石油公司”之外的试油（气）、井下作业队、综合录井和泥浆服务等队伍的大量涌入，由于市场把关等方面的原因，队伍资质和人员素质，同样是一个不能忽视的问题。上述这些，都是制约我们井控管理的“先天”性隐患。
（四）重大风险依然存在，井控形势不容乐观 由于受地下条件，技术条件等多种因素的制约，一些重大井控隐患至今仍难以彻底根除，严重威胁着井控安全工作。其中有些隐患随着年代的推移，会变得越来越大，风险会越来越高。归纳起来，当前严重威胁井控安全的重大隐患主要有以下4个方面：
一是重点区域风险有增无减。长期以来，油田企业井控安全风险突出体现在川东北、西北、海上和海外开发区块。随着国内外形势发展，这一风险有增无减。就国际形势而言，集团公司海外油气开发区域相对集中的中东地区，正是当今风云变幻、政局动荡最为严重的地区。政局的任何风吹草动，都会给井控安全带来重大风险。就集团公司生产形势而言，川东北的元坝气田和涪陵气田等新区即将正式投入开发，川东北井控风险变数大大增加。
二是东部老区风险依旧。特别是高含硫化氢的建南气田，多数气井完钻于70年代、80年代。受当时技术和经济条件限制，大量的废弃井井口设施简陋，部分井口至今仍未正式封存。多数井场和矿区公路被当地村民非法占用，或用于耕种，或用于建房，以至于有些井口寻找困难。这一现象，迫使企业面临着“两难”境地，封井施工则必须修路、拆房，施工费用浩大。而且时间拖得越久，治理难度便越大。
三是注液（气）开采加大风险。胜利、中原、河南等东部老区，主力油气区块多已进入开发后期，且采用注水、注聚开发，加之部分稠油井注汽热采，造成地层压力系统复杂，压力预测难度增大，从而增大了井喷风险。2010年1月23日，河南油田一口设计井深仅600米的楼71316稠油开发井，在钻井过程中便曾发生井喷事故，原因固然有坐岗发现不及时等人为因素，也有浅井油气上返速度过快等客观因素，但井队未能及时掌握注气动态，对地层压力状况不明，是其关键原因之一。
四是“三高”油气井环空带压和套变严重。普光气田主体共有开发井38口，目前已投产试气36口，正常开井生产32口。在38口井中，多数井不同程度地存在表套、技套、油套环空带压问题，个别井油套环空压力和技套环空压力甚至超过井口压力。P301－4井油压为28.5MPa，技套压力却达39.3MPa；P303－1井油压为27.5MPa，技套压力31MPa。普光气田虽已采取了安装套压放喷压井流程，及时排气加液，定期化验分析等措施。但也只能缓解一时之急，并不能从根本上解决井喷风险。另外，普光气井套变问题，高压气井固井质量问题，对井控安全都是严重威胁。
（五）井控管理环节薄弱，安全监管亟待加强 前面检查通报已经指出，企业在井控管理上存在一些薄弱环节，主要体现在井控设计、井控监督、井控维修试压、设备管理等方面。
首先在设计方面问题严重，主要表现在设计人员资质不全，井控设计管理不够严格，工程设计没有《井控专篇》，设计审批程序不够严谨，施工设计过于随意，等等。特别是探井设计与实际偏差过大值得重视。如，元坝221井在沙溪庙及千佛崖层预测地层压力系数为1.00-1.20，随后甲方提示应提前加重到1.70g/cm，而实钻泥浆密度达到2.06g/cm
33才将地层压稳，设计泥浆密度与实际偏差太大。川东北地层压力预测难度较大是个事实，但随着近年来勘探开发工作的不断加深，实钻资料和预测经验不断丰富，设计所提供的地层压力预测应该更接近实际一些。
甲方监督管理、井控试压管理和井控设备管理等方面同样存在问题。有的企业设计单位同时也是监督单位，如何保证公正监督；有些企业在井下作业时，基本不设监督；有的单位虽然有现场监督，但监督工作标准过低，现场监督形同虚设。东北油气分公司没有检验维修机构，等于井控设备没有人管理，也无须检验维修。在此应该提醒大家的是，设计、监督、维修试压和井控设备管理是搞好施工现场井控安全的基本前提，这几个环节都忽视了，再强调施工现场管理，也只能是舍本逐末。
（六）低标准现象普遍存在，规范管理任重道远 前面，安全环保局已对本次检查工作进行了通报，共检查出6类448个隐患和问题。应该承认，在这些隐患与问题之中，除少数几个问题比较严重外，其余绝大多数都属于签字不规范、填写不完整、反馈不及时、安装不标准、取证不合规、动作不熟练之类的问题。这些问题，看起来都是“小毛病”，但“井控工作无小事”。在特定条件下，“小毛病”同样可以引发大事故，这样的先例数不胜数。正如“蝴蝶效应”所说的那样，“南美洲亚马逊河流域热带雨林中的一只蝴蝶，偶尔扇动几下翅膀，几周之后便可能在美国得克萨斯州引起一场龙卷风。”这不是危言耸听，因为任何一个事件都不是孤立的，任何事件的结果都与初始条件密切相关，而初始条件在发展过程会引起连锁反应。在448个问题中，每个问题都属于初始条件，绝大多数也都那么微不足道。然而，这些微不足道的初始条件一旦遇到特定条件，就有可能引发一起灾难性的事故。
三、下步工作重点要求
（一）时刻牢记历次井喷事故教训，进一步强化井控安全责任感
相信大家都不会忘记，中石油2003年发生的那起“12.23”特大井喷事故，243人死亡、数千人受伤、数万人逃亡的惨痛教训，至今想起仍然心有余悸；同时也不会忘记集团公司历史上曾经发生的河飞203井“2.26”井喷事故，新926-2井“5.19”井喷事故，龙8井“11.23”井喷和清溪1井“12.21”井喷事故，每当想起仍然历历在目。虽然自2009年“6.24”井控视频之后，井喷与井喷失控事故大幅下降。但这并不等于我们已经做得尽善尽美。且不说“6,24”之后仍然发生4起井喷事故，仅从本次检查就可以看出，我们在井控责任制、井控管理、井控设计、现场监督、检测维修和现场管理等方面，仍然存在许多问题与隐患。也就是说，在井控安全管理方面，我们仍有很大的提升空间。
常言道“安全管理没有常胜将军”，井控安全管理更是如此。各级领导、各级井控管理人员必须清楚，集团公司面临的井控安全风险依然很大，各级领导肩上的责任依然很重。特别是素有“三高”之称的川东北勘探工作正向纵深发展，普光气田今年业已投入商业运营，元坝气田和渝东北气田即将开发建设，我们的井控工作可谓任重道远，丝毫不容我们有任何的麻痹大意，也不允许我们心存任何侥幸心理，更不允许我们有半点的盲目乐观。“逆水行舟，不进则退”。我们只有向前，绝不能后退半步。希望与大家共勉！
（二）深入贯彻井控管理规定，持续提升井控工作水平2010年底，集团公司重新颁布了《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》，这一规定是集团公司井控管理的基本大纲，其中17项井控管理基本制度是其核心。新修订的井控管理规定较之以往主要有两大变化，一是基本制度由过于的12项增加到了17项，特别是井控设计管理制度、甲方监督管理制度、井控设备管理制度、专业检验维修机构管理制度的增加，填补了井控管理的多处空白；二是将一些关键的井控技术措施固化到规定之中。
认真落实井控管理责任，首先应该按照“谁主管，谁负责”的原则分清责任。就总部层面而言，安全环保局是集团公司井控工作领导小组综合管理与监督办公室，负责井控日常综合协调管理和监督工作；石油工程管理部为集团公司井控技术管理责任部门，具体负责施工作业井控技术管理工作；油田勘探开发事业部为股份公司井控技术管理责任部门，具体负责股份公司油气勘探开发井控技术管理工作。生产经营管理部、物资装备部、发展计划部、财务部和人事部均为集团公司井控工作领导小组成员部门，配合主管部门开展井控工作。就工程项目而言，设计部门负责设计阶段井控责任，地质设计要明确地质预告，工程设计要有井控专篇，并严格按照程序进行审批；现场监督有明确的监督标准和监督方法，不仅要监督工程质量，而且要监督施工安全。施工企业更应严格执行设计，严格执行井控操作规程。只有这样上上下下、方方面面、各个环节都把握好了，井喷事故才能彻底避免。其次，各企业还要严格执行各级井控检查和井控例会制度，及时发现和解决井控管理重要问题。
当前，各企业的首先工作就是尽快修订颁发井控管理规定实施细则，明确各级井控负责机构和管理人员，并在管理上下大功夫。西南油气分公司起了个好头，不仅出台了实施细则，而且明文规定了13个处室、22个二级单位的井控主管领导和井控专职人员，确保了井控专责制度的落实；华北分公司井控管理也有特色，逐岗制定了井控安全责任制。
（三）组织开展达标竞赛，确保井控设备检验维修质量 石油工程管理部应针对井控检验维修厂点存在的问题，组织开展井控检验维修达标竞赛活动。通过活动的开展，全面提高检验维修厂点的管理水平、工作水平和服务水平，并达到“三全一无六合格”标准。“三全”是指厂点检验维修资质齐全，岗位人员证件齐全和设备配套齐全，即所有检验维修厂点均独立取得检验维修资质证书，并持有厂商授权的检验维修证书；所有从业人员均做到井控操作证、硫化氢防护证和HSE培训证等“三证”齐全，做到持证上岗；厂点应配套的检验维修设备（设施）一件不少，样样齐全。“一无”是指无一起因检验维修质量造成的井喷事故发生，井控设备检验维修质量达标，一次交验合格率达到95%，最终交验合格率达到100%，服务满意率达到95%以上。“六合格”是指检验维修厂点的质量管理合格，HSE管理合格，厂区管理合格，现场服务合格，技术管理合格和设备管理合格。
对于西北工区和东北工区无企内井控设备检验维修机构的问题，石油工程管理部应组织开展专题研究。根据集团公司井控管理规定要求，并结合当地企业生产组织运行模式，区域检验维修机构分布等实际情况，明确提出该地区今后的建设目标或发展方向。但管理标准不能丝毫降低，即凡未经检测试压合格的井控设备，一律不能上井安装；凡到达检验维修周期的井控设备，必须进厂例行检验维修。
（四）研究探索井控培训机制，不断提升培训发证质量 研究探索井控培训管理机制，就是要在“五化”上下功夫。一是井控培校专业化。目前，油田板块共有胜利、中原、河南、江汉、江苏、西南、华东和华北等8家井控培训学校。根据现场需要，井控和硫化氢防护培训工作将逐步向分专业、分层次方向发展，如果继续按照“大而全”、“小而全”式的属地分配生员的模式，多数培训学校将面临生员不足的局面。因此，分片区授权培训学校进行专业井控培训是今后的必然选择。对于胜利、中原和西南等生员充足的培训学校，可以授权开展所有专业的井控培训；而对于其它中小油田培训学校，应该考虑区域授权分专业培训的模式。二是验收复审规范化。石油工程管理部应重新编制井控培训学校认证和复审标准，不仅要细化硬件验收复审标准，关键是要细化管理标准。凡达不到标准者，一概不得发证；已发证但管理出现滑坡者，应取缔培训资质。三是日常培训规范化。企业年初应向培训学校报出培训计划，培训学校应按计划组织培训；教案必须由组织单位预审；考试应由组织单位统一监考。四是教师管理正规化。培训学校必须足额配备专职教师，无论是专职教师，还是兼职教师均应接受胜利培训学校的正规培训并定期参加复培，必须做到持证上岗。五是运行管理商业化。为确保培训质量，应引入培训竞争机制，鼓励企业跨地区申报、参加井控培训。主管部门应拿出管理办法，凡发生井控事故，同时应追查培训学校的责任。
（五）树立井控源头意识，维护设计的科学性和严肃性 地质设计、工程设计与施工设计是实现钻井、试油气与井下作业井控安全的源头，必须教育设计机构、监督机构和施工作业各方牢固树立井控安全源头意识，共同维护设计的法制性和严肃性。一是切实抓好设计机构与设计人员资质，不具备相应资质的机构，不得委托进行相应级别的设计；不具备相应设计资质的人员，不得从事相应级别的设计和审核。二是探索规范设计之路，所有设计机构或单位均应使用统一模板的地质设计、工程设计和施工设计，工程设计与施工设计必须设《井控专篇》，《井控专篇》应以井控安全和H2S防护等为主要内容。三是严格按照工作流程审核、审批设计，探井、“三高”井、特殊工艺井应由企业分管领导审批，企业安全部门应参与审查《井控专篇》。四是严格按照设计组织施工。无论是施工作业的甲方和乙方，还是施工现场的服务方和第三方都应一丝不苟地执行设计。施工作业过程如果出现未预见因素可以变更设计，但应严格执行变更程序，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更单通知施工单位。大家共同维护设计的权威，才能筑起一道牢固的井控安全防线，才能做到防患于未然。
（六）高标准、严要求，推动井控管理向高标准迈进 实行高标准、严要求，必须从三个方面同时入手。一是实现设备本质安全化。实现设备本质安全化，就是要同时做到主体生产设备本质安全，井控装置本质安全，现场安装本质安全。二是岗位操作标准化。所有岗位操作人员都要熟记操作规程，一举一动皆循规蹈矩，做到不安全的话不说，不安全的活不干，不安全的事不做。三是管理行为规范化。各级领导、各级管理人员应该为基层做出表率，做到管理规定覆盖无遗漏，操作规程覆盖无死角，一切事情都有人管，所有管理皆依规而行。
在充分做好上述工作的同时，要高度重视井控安全技术研究，依靠新技术、新工艺的应用，推动井控安全实现本质安全化。安全环保局将研究和实施井控设计、检验维修和井控培训单位的安全资格确认管理。近些年，我们在这方面做了许多尝试，取得了很好的效果，如川东北地区全面配套了防喷器钻机刹车联动防提安全装置，彻底杜绝了关闭防喷器闸板时，误动钻机提升系统而造成钻具提断事故；勘探南方分公司与院校联合研制的高能电子式自动点火装置目前已在高含硫地区全面推广，基本解决了钻井施工与试气作业现场放喷点火的难题。此类革新发明其实并不十分复杂，但确实为现场解决了实际问题，实际是在向本质安全化迈进。希望各企业尽快推广。
同志们，我们面临的形势是严峻的，工作是繁重的，压力是巨大的，但是责任是光荣的。让我们在集团公司党组的正确领导下，齐心协力，鼓足干劲，真抓实干，全力以赴抓好井控安全工作，不断提高井控管理工作水平，实现井控安全管理不断向更高、更好、更强的目标迈进，为继续开创中国石化井控安全工作新局面而努力奋斗！
第五篇：2018年集团公司井控检查-钻井机关管理人员试题及答案
2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员1 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题（二、多选题(39.()防喷器组的安装高度会影响防喷组的开关功能。40.()闸板防喷器壳体上的液压油接头与控制系统装置的液控管线在安装连接时，不能接错，否则将导致关井、开井动作错误。
四、填空题(2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员2 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分
一、单选题（B、环空中气柱上升
C、环空中油上升
D、环空中水上升
8.顶驱钻机起下钻杆过程关井程序中：发信号，停止起下钻杆作业，后一步动作是()。A、开放喷阀（HCR）
B、关防喷器
C、关节流阀
D、抢接顶驱或内防喷工具
9.5〃钻杆外径127mm，内径108.61mm，当起出5柱（每柱平均长28.8m），应灌入钻井液()m3。A、0.45 B、0.49 C、0.55 D、0.60
10.1000m垂深处的地层压力为11.8MPa，则当量密度为（）g/cm3。A、1 B、1.18 C、1.5 D、1.2
11.下图是()防喷器的胶芯。
A、球形环形 B、锥形环形 C、全封闸板 D、半封闸板
12.油气井井口距民宅不小于()。A、100m B、200m C、500m D、1000m
13.液压防喷器的公称通径与()是液压防喷器的两项主要技术参数。A、额定工作压力 B、闸板尺寸 C、生产厂家 D、重量
14.当远程控制台的蓄能器预充氮气压力变大时，蓄能器达到额定工作压力时的充油量比正常预充气压力下的充油量()。A、增大 B、不变 C、降低 D、不确定
15.液压闸板防喷器开井操作完毕后，应到()检查闸板是否全部打开。A、井口 B、远程控制台 C、司钻控制台 D、控制箱
二、多选题(D、合理控制井口压力
20.起钻拔活塞会出现()的现象。A、悬重增加
B、泵压下降
C、钻具内液面下降
D、环空液面随钻具上行
21.当量钻井液密度与()。A、实际井深成反比
B、垂直井深成反比
C、该点所受各种压力之和成正比
D、该点所受各种压力之和成反比
22.环形防喷器可用于()。A、封空井 B、封钻杆 C、封方钻杆 D、封钻铤
23.中油工程字273号集团公司进一步加强油气田企业安全环保工作的意见要求：在井下施工中应严格执行《中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定》和相关标准。加强地质、工程设计，必须加强三压力()预测和监测。
A、地层孔隙压力 B、地层漏失压力 C、地层破裂压力 D、地层坍塌压力
24.井控管汇包括()、放喷管线、反循环管线、点火装置等。A、防喷管线 B、节流管汇 C、压井管汇 D、气管束
25.闸板防喷器封井时，造成闸板封闭不严的原因可能是()。A、闸板尺寸与管柱尺寸不匹配
B、闸板前部有硬物卡住
C、闸板封在有缺陷的钻具处
D、远程控制台蓄能器压力小于21MPa
三、判断题（四、填空题（2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员3 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分
一、单选题(14.气控液型的控制装置，司钻控制台环形压力表显示为零，其他仪表显示正常，下面说法正确的是()。A、环形防喷器在司钻控制台操作，远程控制台的手柄可相应动作
B、闸板防喷器不能在司钻控制台操作实施关井
C、司钻控制台操作任何防喷器，远程控制台都不会有动作
D、司钻控制台操作任何防喷器都能实施关井
15.遥控关闭闸板防喷器时，同时扳动气源总阀和控制该防喷器的换向阀不少于()。A、2秒 B、5秒 C、20秒 D、25秒
二、多选题(21.地层压力的表示方法可以用()表示。A、压力的单位
B、压力梯度
C、当量钻井液密度
D、压力系数
22.环形防喷器的胶芯类型有()。A、锥型胶芯 B、球型胶芯 C、组合式胶芯 D、环型胶芯
23.制定钻井液设计方案，必须考虑的问题有()及能避免和消除各种复杂情况，包括对各种地层流体侵入的处理。
A、钻井液体系与性能的选择
B、钻井液性能与地层的配伍性
C、钻井液成本和处理材料的可控性
D、便于维护管理
24.井口如已安装下列井控设备，承受压力相对高的设备是()。A、节流管汇 B、压井管汇 C、液气分离器 D、闸板防喷器
25.如图所示，这是有闸板防喷器所用的()。
A、闸板顶密封胶芯
B、半封闸板前密封胶芯
C、全封闸板前密封胶芯
D、变径闸板前密封胶芯
三、判断题(40.()液压打开闸板防喷器前，必须先逆时针旋转闸板防喷器锁紧轴两侧操纵手轮到位解锁。
四、填空题(2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员4 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分
一、单选题(10.（）等于从地表到地下某处连续地层水的静液柱压力。A、异常低压 B、正常地层压力 C、异常高压 D、地层破裂压力
11.环形防喷器的胶芯应放置在干燥常温的暗室内，环境温度要求恒温()。A、-20℃ B、0℃ C、27℃ D、40℃
12.油气井井口距民宅不小于()。A、100m B、200m C、500m D、1000m
13.实施油气井压力控制技术所需的专用设备、管汇、专用工具、仪器和仪表等统称为()。A、节流管汇 B、防喷器 C、井控设备 D、内防喷工具
14.远程控制台上调节液压的减压阀有()个油口。A、1 B、2 C、3 D、4
15.遥控关闭闸板防喷器时，同时扳动气源总阀和控制该防喷器的换向阀不少于()。A、2秒 B、5秒 C、20秒 D、25秒
二、多选题(A、SY/T6426《钻井井控技术规程》
B、SY/T5964《钻井井控装置组合配套安装调试与维护》
C、SY/T6551《欠平衡钻井安全技术规程》
D、SY/T6203《油气井井喷着火抢险作法》
24.防喷器的型号由()组成。A、产品代号 B、公称容积 C、通径尺寸 D、额定工作压力
25.为了保证闸板防喷器的封井效果，必须使()可靠。A、闸板与管子的密封
B、闸板顶部与壳体的密封
C、侧门与壳体的密封
D、侧门腔与活塞杆间的密封
三、判断题(况下，发生溢流关井后可以将全封换成半封。
四、填空题(2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员5 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题(15.一般在空井状态下尽量使用()关井。A、环形防喷器 B、半封闸板 C、全封闸板 D、剪切闸板
二、多选题(26.()钻井队整班组防喷演习要达到：钻进和空井控制井口时间5分钟以内。27.()防喷器控制装置出厂时间总年限达到十五年应报废。
28.()平板阀手轮能转动但阀板不上升可能是转动销被剪断、阀板被脱落、阀杆或阀板丝扣被滑扣的原因。29.()井控就是采用一定的方法平衡地层孔隙压力，即油气井的压力控制技术。30.()司钻法压井在 2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员6 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题(D、可能压漏地层
10.所有作用在环形空间的压力总合，就是()。A、井底压力 B、环空静液压力 C、环空流动阻力 D、关井套压
11.环形防喷器在现场使用中可以()。A、做封零实验
B、微开胶芯降压
C、试压到额定工作压力
D、可以低速上下活动钻具
12.中油工程字274号 集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见要求：对于井中存在裸眼或者套管射孔后而又暂时不再投入开发的油气井，应在裸眼井段的()或者在射孔部位的()用桥塞或水泥塞封死，并在上部适当的井深再打一个桥塞或水泥塞。A、底部、底部 B、顶部、底部 C、底部、顶部 D、顶部、顶部
13.如图所示，这是井控装置中的()。
A、环形防喷器 B、单闸板防喷器 C、旋转防喷器 D、双闸板防喷器
14.FKQ640-7型控制装置属于()类型。A、电控液 B、气控液 C、液控液 D、电-气控液
15.手动关井时，先将远程控制台上的换向阀手柄迅速扳至()。A、开位 B、关位 C、中位 D、任意位置
二、多选题(B、停泵后排出管线内仍有流量
C、钻井液池体积增加
D、泵压上升
21.当量钻井液密度与()。A、实际井深成反比
B、垂直井深成反比
C、该点所受各种压力之和成正比
D、该点所受各种压力之和成反比
22.对锥形胶芯环形防喷器，下面描述正确的是()。A、胶芯寿命比球形胶芯寿命短
B、关井时存在漏斗效应
C、胶芯是靠活塞挤压实现密封
D、关井所需油量小于球形胶芯
23.设计防喷器装置配备时，防喷器装置应满足的要求有()与操作方便、安全、灵活可靠。A、能有效地控制环空、钻具水眼
B、控制流体的释放
C、允许向井内泵入流体
D、允许钻杆有一定活动
24.国内井口防喷器连接方式有()。A、丝扣连接 B、法兰连接 C、栽丝连接 D、卡箍连接
25.在关井时应防止闸板防喷器关在()。A、钻杆接头
B、钻杆本体
C、钻杆外加厚部分
D、加重钻杆加重部分
三、判断题(40.()闸板防喷器的手动解锁不到位，在液压开井时，闸板不能完全回到闸板室内，起下钻具时可能挂碰闸板。
四、填空题（2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员7 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题(10.如图所示，A、B两口直井眼直径相同，所用钻井液比重B井大于A井，因此这两口井井底的静液压力是（）。
A、相同 B、不确定 C、A井大于B井 D、B井大于A井
11.防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPa压力检验，环形防喷器液控管路只试()MPa。A、10.5 B、17.5 C、21 D、36.1
12.中油工程字274号 集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见要求：高压、高含硫油气田的油气井井口与其它任何井井口之间的距离应大于钻进本井所用钻机的钻台长度，但最小不能小于()m。A、3 B、5 C、8 D、10
13.液压防喷器产品代号中“FH”所表述的含义是()。A、环形防喷器 B、闸板防喷器 C、单闸板防喷器 D、双闸板防喷器
14.如图所示，在电泵输出管路上的该部件是()，在气泵输出管路也有类似部件。A、方便管线连接的又母接头 B、防止压力油倒流的单向阀 C、保护设备的安全阀
D、清理液压油的滤清器
15.液压闸板防喷器液压油管接口旁标有“O”的标识，表示此接口进油时对应的防喷器()。
A、闸板关闭 B、闸板打开 C、可以更换闸板 D、可以手动锁紧
二、多选题(B、浅层气井喷事故损失大
C、浅层气对井内静液压力波动敏感
D、浅层气预测困难
19.关于起下钻杆时发现溢流的关井程序，下列说法正确的是()。A、先发信号后停止起下钻作业
B、先抢接钻具内防喷工具后关防喷器
C、先停止起下钻作业后发信号
D、先关防喷器后抢接钻具内防喷工具
20.钻进时已发生溢流的显示有()。A、相对流量增加
B、停泵后出口不断流
C、钻井液池体积增加
D、泵压上升
21.具体选择钻井液安全附加值时，应根据实际情况综合考虑()与井控装置配套情况等因素，在规定范围内合理选择。
A、地层压力预测精度
B、地层的埋藏深度
C、地层流体中硫化氢的含量
D、地应力和地层破裂压力
22.关于锥形胶芯环形防喷器胶芯的结构特点叙述正确的是()。A、胶芯外侧面呈圆锥形
B、可实现井压助封
C、具有漏斗效应
D、贮胶量大
23.按照SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》规定，()应使用防爆通风设备（如鼓风机或风扇），以驱散工作场所弥散的硫化氢。A、在钻台上
B、井架底座周围
C、震动筛、液体罐
D、其它硫化氢可能聚集的场所
24.井控管汇包括()、放喷管线、反循环管线、点火装置等。A、防喷管线 B、节流管汇 C、压井管汇 D、气管束
25.定期开关检查防喷器是为了()。A、防止防喷器阻卡
B、检查液控效能
C、检查胶芯承压能力
D、检查闸板的顶密封
三、判断题(30.()工程师法压井时，压井液从井底经环形空间上返到井口的过程当中，应保持立管压力等于终了循环压力不变。
31.()节流管汇承压能力必须与所用防喷器组承压能力相匹配。32.()使用立管压力法释放圈闭压力时，环空放出钻井液，环空静液压力减小，因此套压增加一个值，增加的值等于环空静液压力所减小的值。
33.()关闭防喷器之前，应先将钻具坐在转盘上。
34.()直井与定向井中对同一地层所做的破裂压力试验所得到的数据可以互换使用。35.()溢流发现的越早，关井后的套压越大。36.()钻井液在环空中上返速度越快、环空间隙越小、切力越大，则环空流动阻力越大；反之，则环空流动阻力越小。
37.()用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应以10.5MPa的液控油压关闭防喷器后再进行起下钻作业。38.()建设方应按相关规定确定井的地理位置，提供保证钻井作业和井控安全作业的井场面积及进出井场的道路。
39.()以防喷器为主体的钻井井口装置包括防喷器、除气器、套管头、四通等。40.()现场安装闸板防喷器时，本体上的侧孔应面向绞车方向。
四、填空题(2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员8 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题(A、7 B、10.5 C、21 D、34.5
15.井内有钻具时只能用()闸板封钻杆本体，严禁用其封闭钻杆接箍、钻铤和方钻杆。A、半封 B、全封 C、剪切 D、一体式
二、多选题(A、单闸板防喷器
B、公称通径280mm
C、最大工作压力70兆帕
D、双闸板防喷器
25.闸板防喷器锁紧轴液压随动结构由()组成。A、锁紧轴 B、操纵杆 C、手轮 D、万向接头
三、判断题(2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员9 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题(当的井深再打一个桥塞或水泥塞。A、底部、底部 B、顶部、底部 C、底部、顶部 D、顶部、顶部
13.通常情况下，为保证作业现场的安全，将防喷器组中全部防喷器关闭液量及液动放喷阀打开液量增加()的安全系数作为蓄能器组的可用液量。A、25% B、50% C、80% D、100%
14.如图所示，银色圆柱体的装置是远程控制台的()。
A、管汇安全阀 B、蓄能器安全阀 C、液气开关 D、手动减压阀
15.()闸板只能用于紧急情况下剪断井内钻具用，禁止常规关井使用。A、全封 B、半封 C、剪切 D、变径
二、多选题(B、当井口不为空井时，能用一种胶芯封闭各种不同尺寸的环形空间
C、使用较低的液控油压关井，起钻时可以当刮泥器使用
D、在蓄能器控制下，能通过18°无细扣对焊钻杆接头，强行起下钻具
23.建设方提供的地质设计应包括（）的剖面图。A、地层孔隙压力
B、地层破裂压力
C、地层坍塌压力
D、上覆岩层压力
24.下面几个数值中，符合SY/T 5053.1《地面防喷器及控制装置》中规定的防喷器公称通径有()。A、127mm B、230mm C、346mm D、540mm
25.定期开关检查防喷器是为了()。A、防止防喷器阻卡
B、检查液控效能
C、检查胶芯承压能力
D、检查闸板的顶密封
三、判断题(2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员10 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题（D、B井大于A井 A、圆台状 B、圆球状 C、半球状 D、锥形
12.在井身结构设计中，同一裸眼井段中原则上不应有两个以上()相差大的油气水层。A、温度 B、压力梯度 C、岩性 D、可钻性
13.液压防喷器产品代号中“FH”所表述的含义是()。A、环形防喷器 B、闸板防喷器 C、单闸板防喷器 D、双闸板防喷器
14.如图所示，在电泵输出管路上的该部件是()，在气泵输出管路也有类似部件。
A、方便管线连接的又母接头
B、防止压力油倒流的单向阀
C、保护设备的安全阀
D、清理液压油的滤清器
15.安装闸板防喷器时，需配装的半封闸板规格是依据()。A、钻铤外径
B、技术套管外径
C、使用的钻杆外径
D、闸板防喷器的规格
二、多选题(21.()作业时井底压力大于井底的静液压力。A、起钻 B、下钻 C、空井 D、循环
22.锥形胶芯环形防喷器活塞结构特点有()。A、封闭所需的活塞轴向上推力小
B、活塞行程长
C、活塞扶正性能好
D、不易卡死、偏磨、拉缸或粘合
23.除综合录井资料﹑dc指数和σ曲线等方法外，用于预测地层压力的电测方法有()和孔隙度测井。A、井径测井 B、电导率 C、声波测井 D、密度测井
24.井控管汇包括()、放喷管线、反循环管线、点火装置等。A、防喷管线 B、节流管汇 C、压井管汇 D、气管束
25.如图所示，如果井控装置从上至下依次为：环形、半封、全封、半封、钻井四通、套管头，在井内有钻具的情况下，发生溢流关井后可以进行的操作有()。
A、可以更换钻井四通两侧闸门
B、可以将全封换成半封
C、上半封闸板损坏后可以进行更换
D、下半封闸板关闭后仍可进行压井操作
三、判断题(43.含硫地区钻井作业硫化氢防护演习在人员和时间上有哪些要求？
试卷编码： 201800124 2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员11 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题(9.5〃钻杆外径127mm，内径108.61mm，当起出5柱（每柱平均长28.8m），应灌入钻井液()m3。A、0.45 B、0.49 C、0.55 D、0.60
10.某井要进行欠平衡钻井，已知井深3500m处的油层压力是42MPa，要求负压差为3MPa，计算钻井液密度是（）g/cm3。（g=0.0098）A、1.41 B、1.31 C、1.22 D、1.1
411.非特殊情况，不能用环形防喷器封闭()。A、钻杆 B、钻铤 C、套管 D、空井
12.中油工程字274号 集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见要求：对于闲置时间超过()年或本次作业前采油（气）时间累计超过()年的“三高”油气井，在起出井内管柱后应使用先进测井仪器对生产套管的壁厚、损坏和腐蚀情况进行必要的测井检测。A、2﹑2 B、1﹑1 C、2﹑1 D、1﹑
213.液压防喷器与采用纯机械传动的防喷器比较其主要优点是()。A、能够预防井喷
B、关井动作迅速且操作方便
C、壳体机械强度高
D、密封性能好
14.远程控制台的转阀手柄由关位或开位扳至中间位置时，()。A、蓄能器油压明显下降
B、蓄能器油压不变，该液控管路泄压
C、蓄能器油压略有下降，同时该液控管路泄压
D、某防喷器开启油缸泄压
15.双闸板防喷器通常安装一副()以及一副半封闸板。A、自封 B、环形 C、变径 D、全封闸板
二、多选题(D、溢流量大
20.在通常情况下，引起井内钻井液密度下降的原因有（）。A、油、气、水侵
B、井漏
C、混油
D、灌量不足或不及时
21.环空压力损失的大小取决于()等因素。A、钻井液密度 B、钻井液粘度 C、排量 D、流通面积
22.对于环形防喷器的描述，下面正确的是()。A、可以比闸板防喷器低一个压力等级
B、通常安装在防喷器组合的最上方
C、环形防喷器具有井压助封特点
D、关井时先关环形防喷器再关闸板防喷器
23.井控设计包括：()与井控装备设计、有关法规及应急计划等内容。A、满足井控安全和环保要求的钻前工程及合理的井场布置
B、全井段的地层孔隙压力和地层破裂压力剖面
C、钻井液设计
D、合理的井身结构
24.图为通径346.1mm，额定工作压力为70MPa的防喷器组，环型防喷器可以直接选用的型号为()。
A、FH35-35 B、FH35-35/70 C、FH35-70 D、FH35-70/105
25.下图是锁紧轴液压随动结构闸板防喷器的端盖示意图，现在仅仅通过锁紧轴的状态，就可以判断相应的闸板处于()状态。
A、开井
B、关井且手动锁紧
C、关井且手动解锁
D、关井但没有进行手动锁紧
三、判断题(32.()钻遇浅气层时钻井液密度的下降，对于液柱压力的影响大于深井。33.()“四·七”动作的 2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员12 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题(况下，发生溢流关井后可以进行的操作有()。
A、可以更换钻井四通两侧闸门
B、可以将全封换成半封
C、上半封闸板损坏后可以进行更换
D、下半封闸板关闭后仍可进行压井操作
17.按照《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控管理规定》规定，钻具内防喷工具包括()。A、上部方钻杆旋塞阀
B、下部方钻杆旋塞阀
C、钻具止回阀
D、防喷钻杆
18.井底发生气侵，在开井状态下，气体接近井口时，会导致()。A、钻井液罐液面明显增加
B、井底压力有明显降低
C、套管鞋处压力明显增加
D、井漏风险增加
19.硬关井的特点是()。A、容易产生水击现象
B、关井时间比较长
C、对井口冲击比较小
D、关井时间比较短
20.在钻进过程中坐岗时主要注意()。A、钻井液出口流量变化
B、钻井液罐液面变化
C、钻井液性能变化
D、录井全烃值的变化
21.环空压力损失的大小取决于()等因素。A、钻井液密度 B、钻井液粘度 C、排量 D、流通面积
22.环形防喷器可用于()。A、封空井 B、封钻杆 C、封方钻杆 D、封钻铤
23.中油工程字274号 集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见要求：井下作业地质设计除正常的设计内容外，还应提供本井产层，特别是作业层流体性质，()等。A、本井及邻井目前地层压力和原始地层压力
B、层间或井间连通情况及油气比
C、注水（注气）区域的注入压力
D、地层流体中的硫化氢和一氧化碳等有毒有害气体含量
24.防喷器产品型号“2FZ28—70”所表述的意义是()。A、单闸板防喷器
B、公称通径280mm
C、最大工作压力70兆帕
D、双闸板防喷器
试卷编码： 201800124 25.如图所示，下列说法正确的是()。
A、1是注入孔 B、2是观察孔 C、3是观察孔 D、2是注入孔
三、判断题(2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员13 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题(()m。A、50 B、100 C、200 D、300
13.如图所示，这是井控装置中的()。A、环形防喷器 B、单闸板防喷器
C、钻井四通
D、双闸板防喷器
14.如图所示，远程控制台使用YPQ型气动压力变送器时，它的供气气压应为()MPa。
A、0.14 B、0.20 C、0.3 D、0.3
515.发生溢流或井喷关井时，防喷器进油管线坏了，此时应()。A、赶紧抢修管线 B、手动关井 C、启动电泵泵油 D、启动气泵
二、多选题(D、压力系数
22.关于球形胶芯环形防喷器胶芯结构特点叙述正确的是()。A、胶芯呈半球状
B、漏斗效应
C、井压助封
D、摩擦力小，开关所需油量较大
23.中油工程字273号集团公司进一步加强油气田企业安全环保工作的意见要求：在井下施工中应严格执行《中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定》和相关标准。加强地质、工程设计，必须加强三压力()预测和监测。
A、地层孔隙压力 B、地层漏失压力 C、地层破裂压力 D、地层坍塌压力
24.防喷器的型号由()组成。A、产品代号 B、公称容积 C、通径尺寸 D、额定工作压力
25.闸板防喷器的双面闸板是由()组成。A、闸板体 B、闸板压块 C、密封胶芯 D、支撑筋
三、判断题（四、填空题(2018年集团公司井控检查试题-机关管理人员14 姓名_____________单位_________________________________岗位_______________得分______
一、单选题(A、1.68 B、1.58 C、1.48 D、1.38
11.在井内有钻具时发生井喷，采用软关井的关井方式，一般先用()防喷器控制井口。A、半封闸板 B、全封闸板 C、环形 D、剪切闸板
12.油气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于()。A、50m B、75m C、100m D、30m
13.液压防喷器的公称通径是指防喷器的()。A、闸板尺寸
B、胶芯内径
C、上下垂直通孔直径
D、活塞直径
14.假如完成防喷器的所有功能需油量450升，单个蓄能器实际有效排油量36升；蓄能器预冲氮气压力7MPa；当以额定工作压力关防喷器组时，只靠蓄能器本身有效排油量的2/3即能满足井口全部控制对象各关闭一次的需要，则最低需要（）个瓶的蓄能器组。A、16 B、20 C、24 D、3215.下列选项中，()不需要打开闸板防喷器侧门。A、需要拆换闸板时
B、拆换活塞杆密封盘根时
C、检查闸板及清洗闸板腔室时
D、更换活塞密封时
二、多选题(A、压力的单位
B、压力梯度
C、当量钻井液密度
D、压力系数
22.FH28—35锥型胶芯与球型胶芯环形防喷器的相同技术规范指标是()。A、公称通径均为280mm
B、最大工作压力均为35MPa
C、关井时耗＜30s
D、液控油压≤10.5MPa
23.中油工程字273号集团公司进一步加强油气田企业安全环保工作的意见要求：高含硫气井、高含二氧化碳井、超高压高产油气井固井质量检测必须采用()等评价方法。A、声波变密度测井
B、伽玛密度测井
C、扇区水泥胶结测井
D、超声波成像测井
24.下列属于特殊井控设备的是()。A、节流管汇
B、清理障碍物专用工具
C、液气分离器
D、强行起下钻装置
25.在关井时应防止闸板防喷器关在()。A、钻杆接头
B、钻杆本体
C、钻杆外加厚部分
D、加重钻杆加重部分
三、判断题(
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