2016年集团公司井控检查试卷(技术员)3

第一篇：2016年集团公司井控检查试卷(技术员)3

2016年集团公司井控检查试卷3（技术员）

单位： 队号： 姓名： 分数：

一、选择题（每小题2分，本题共有20小题）1．FH28—35环形防喷器关井时间（）秒。(A)3-8(B)5(C)大于30(D)小于30 2．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

3．排除溢流保持钻井液罐液面不变的方法适于（）的溢流。(A)油、气(B)油、水(C)气、水(D)油、气、水

4．中国石油天然气集团公司《关于进一步加强井控工作的实施意见》明确要求：“当裸眼井段不同压力系统的压力梯度差值超过（），或采用膨胀管等工艺措施仍不能解除严重井漏时，应下技术套管封隔。”(A)0.1Mpa/100m(B)0.3Mpa/100m(C)0.5Mpa/100m(D)1.0Mpa/100m 5．发生溢流后正确的做法是（）。

(A)迅速关井(B)循环观察(C)及时请示(D)等待命令 6．钻开含硫地层后，要求钻井液的pH值始终大于（）。(A)7(B)8.5(C)10(D)15 7．在控制环形防喷器的管路上安装（），会减少环形防喷器胶芯的磨损，并且使胶芯在过接头后迅速复位，管路压力的波动会立即被吸收，确保钻井安全。

(A)报警装置(B)氮气备用系统.(C)压力补偿装置(D)加热装置 8．压力损失的大小取决于钻柱长度、钻井液密度和（）、切力、排量及流通面积。(A)钻井液粘度(B)钻井液含砂量(C)泵的功率(D)钻井液失水 9．空井时井底压力等于()。

(A)静液压力+激动压力(B)静液压力+环空流动力阻力(C)静液压力-抽吸压力(D)静液压力 10．地层压力当量钻井液密度是指把()折算成钻井液密度。(A)地层破裂压力(B)循环压力(C)地层压力(D)回压 11．电泵启动后蓄能器压力表升压很慢的原因是（）。

(A)进油阀关死(B)蓄能器充气压力高(C)管路刺漏(D)旁通阀被打开 12．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 13．压井管汇试压应试到额定工作压力的（）(A)100%(B)80%(C)70%(D)60% 14．旋转式侧门由上下铰链座限定其位置，当卸掉侧门的紧固螺栓后，侧门最大可绕铰链座做（）旋转。

(A)45°(B)60°(C)120°(D)180° 15．地层破裂压力是确定()的重要依据之一。

(A)地层压力(B)抽吸压力(C)坍塌压力(D)最大允许关井套管压力 16．下钻时发生溢流的显示是：从井内返出的钻井液量（）下入钻具的体积。(A)大于(B)小于(C)等于(D)不确定

17．关井时，随着气柱的上升，井内钻井液的液柱压力()。(A)会增大(B)会减小(C)不发生变化(D)逐渐变为零 18．当在油气层中钻进的时候，（）须对远程点火装置进行一次点火试验，以检查点火器的状态。(A)每班(B)每周(C)每十天(D)每月 19．钻具止回阀结构形式代号FJ所代表的是（）。

(A)箭形止回阀(B)球形止回阀(C)碟形止回阀(D)投入止回阀 20．旋转防喷器工作动压力比工作静压力（）(A)相等(B)大(C)小(D)不确定

二、判断题（每小题2分，本题共有20小题）

（）1．井喷发生后地层流体只能从井筒内喷出。

（）2．远程控制台上控制环形防喷器开关的三位四通转阀的供油管路上装有气手动减压阀。通常，气手动减压阀应由司钻控制台上的气动调压阀调控。

（）3．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。

（）4．控制装置的待命工况，油路旁通阀手柄处于关位。

（）5．在抢接止回阀或旋塞阀时，建议使用专用的抢接工具。

（）6．静液压力的大小与井眼的尺寸有关。

（）7．在井内有钻具时发生井喷，采用软关井的关井方式，则先用环形防喷器控制井口，但不能长时间关井，一则胶芯易过早损坏，二则无锁紧装置。

（）8．按习惯，把压力梯度在9.8kPa/m～10.5kPa/m之间的地层称为正常压力地层。

（）9．拆下侧门紧固螺栓，旋开侧门前，应检查蓄能器装置上控制该闸板的换向阀手柄位置，使之处于中位。

（）10．节流管汇液控箱上的调速阀用来控制液动节流阀的关开。

（）11．强制式灌注装置由单独的补给计量罐、补给泵（司钻和钻井液工两地控制）、超声波液位计（司钻和钻井液工两地监视，显示钻井液体积）、立于钻台上的司钻直读式标尺等组成。

（）12．现场使用节流管汇承压能力必须与所用防喷器组承压能力相匹配。

（）13．下钻产生的激动压力与钻井液的性能无关。

（）14．旋转防喷器是用于欠平衡钻井的动密封装置。

（）15．蓄能器充油升压后，油压稳不住，蓄能器压力表不断降压的原因是吸入滤清器堵死，不通。

（）16．侧门旋动时，液控管路内应保持一定的压力。

（）17．起下钻或拆装FX18－10.5/21旋转防喷器旋转总成时，应停止供循环冷却液。

（）18．远程控制台可以安装报警装置，对蓄能器压力、气源压力、油箱液位和电动泵的运转进行监视并报警。

（）19．硫化氢中毒者心脏与呼吸停止时，可用人工呼吸（胸外心脏按压法及口对口吹气法）进行早期抢救。

（）20．高压泵将钻井液经压井管汇单流阀注入井内时，钻井液从单流阀的高口进入低口输出。

三、简答题（每小题5分，本题共有4小题）1．什么是非常规压井方法？

2．气控液型控制系统，处于正常工况时，储能器的进出油截止阀、旁通阀、泄压阀、气泵进气阀、电泵进油阀、电控箱旋钮都应处于什么状态？

3．什么是溢流？

4．简要回答使用小井眼技术钻井时，其井控工作主要特点？

一、选择题（每小题2分，本题共有20小题）

1．D 2．B 3．B 4．B 5．A 6．C 7．C 8．A 9．D 10．C 11．C 12．B 13．A 14．C 15．D 16．A 17．C 18．A 19．A 20．C

二、判断题（每小题2分，本题共有20小题）

1．× 2．√ 3．√ 4．√ 5．√ 6．× 7．√ 8．√ 9．√ 10．× 11．√ 12．√ 13．× 14．√ 15．× 16．× 17．√ 18．√ 19．√ 20．×

三、简答题（每小题5分，本题共有4小题）

1．答：非常规压井方法是溢流、井喷井不具备常规压井方法的条件而采用的压井方法，如空井井喷、钻井液喷空的压井。评分标准：答对得全部分。2．答：（1）储能器的隔离阀：开启位；（2）旁通阀：关闭位；（3）泄压阀：关闭位；（4）气泵进气阀：关闭位；（5）电泵进油阀：开启位；（6）电控箱旋钮：“自动位”。评分标准：答对（1）、（3）、（5）、（6）各得20%的分；答对（2）、（4）各得10%的分。3．答：当井侵发生后，（1）井口返出的钻井液量比泵入的钻井液量多；（2）停泵后井口钻井液自动外溢，这种现象称之为溢流。评分标准：答对①、②各得50%的分。

4．答：第一，小井眼环空体积小，对井底溢流的监测比常规井敏感；第二，常规的压力损失计算模式和传统的压井方法不一定适应。评分标准：答对每条各得50%的分。

第二篇：2016年集团公司井控检查试卷(技术员)1

2016年集团公司井控检查试卷1（技术员）

单位： 队号： 姓名： 分数：

一、选择题（每小题2分，本题共有15小题）1．下列关于井控设备的功能叙述正确的是（）。

(A)关井动作迅速(B)操作方便(C)能够关闭井口，密封钻具内和环空的压力(D)现场维修方便

2．增大井底压差，机械钻速会（）。

(A)不变(B)减小(C)增大(D)无规律变化 3．环形防喷器在封井状态，可（）。

(A)慢速转动钻具(B)慢速上下活动钻具(C)快速上下活动钻具(D)快速转动钻具 4．对钻井来说，（）检测关系到快速、安全、低成本的作业甚至钻井的成败。(A)地层温度(B)地层压力(C)地层倾角(D)地层水密度

5．锥形胶芯环形防喷器，胶芯由（）块铸钢支承筋与橡胶硫化而成。(A)10～14(B)12～20(C)12～30(D)12～40 6．采用体积法进行压井时，当气体到达井口后，应（）(A)边注重钻井液边放气(B)先放气体，后注钻井液(C)待注入钻井液沉落后，再释放气体(D)打开节流阀迅速放喷

7．钻井作业中，要求液气分离器的处理量不小于井口返出流量的（）倍，允许采用两台以上的液气分离器并联或串联使用。

(A)1(B)1.5(C)2(D)2.5 8．地层破裂压力是确定()的重要依据之一。

(A)地层压力(B)抽吸压力(C)坍塌压力(D)最大允许关井套管压力 9．发生溢流后，（）和压井液的量与井眼几何尺寸有关。

(A)地层压力的大小(B)钻井液的粘度(C)钻井液液的密度(D)井内溢流的高度 10．关井后，如果立管压力大于零，套管压力大于零，这时应（）。(A)压井(B)开井(C)循环观察(D)恢复钻进 11．dc指数法只适用于（）地层。

(A)火成岩(B)泥页岩(C)基岩(D)花岗岩

12．起钻时，从井内每起出（）柱钻铤必须向井内灌一次钻井液。(A)1(B)2(C)3(D)4 13．HS浓度为（）ppm时，人吸上一口就会立即死亡。

(A)50(B)150(C)200(D)2000 14．节流管汇压力等级在（）MPa以上时，应增设一条带手动节流阀的备用支线。(A)14(B)21(C)35(D)70 15．相邻注水井不停注或未减压，很容易引发井侵、井涌，甚至（）。(A)井漏(B)井眼缩径(C)井斜(D)井喷

二、多选题（每小题2分，本题共有10小题）1．FKQ640-7控制装置型号的含义（）。

(A)公称总容积为640升(B)液控液型(C)气控液型(D)控制数量7个 2．井涌的主要原因有（）。

(A)起钻时井内未灌满钻井液(B)钻井液密度不够(C)过大的抽汲压力(D)循环漏失 3．钻井过程中发生溢流，关井操作要（）。

(A)等待值班干部下达指令(B)迅速果断(C)保证关井一次成功(D)合理控制井口压力 4．远程点火装置应安装在（）

(A)燃烧管线的末端(B)放喷管线的末端(C)压井管线的末端(D)回收管线的末端 5．钻前工程之前，为确定放喷管线的走向必须考虑（）。

(A)井控设备的承压能力(B)套管的下深(C)季节风向(D)道路的走向 6．井控不仅是井眼压力控制，还包括（），因此做好井控工作是落实科学发展观，构建和谐社会的需要。

(A)环境保护(B)次生事故的预防(C)职工群众的安全(D)钻井成本控制 7．关于放喷管线和防喷管线说法正确的是（）。

(A)防喷器四通的两侧应接防喷管线，每条防喷管线应各装两个闸阀(B)在高寒冷地区，要防止冬季防喷管线的冻结(C)避免操作人员进入井架底座内操作闸阀(D)所有防喷管线、放喷管线、节流压井管汇的闸阀应为明杆阀，不能使用无显示机构的暗杆阀 8．FX18－10.5/21旋转防喷器主要由（）等组成。(A)旋转总成(B)壳体(C)卡扣筒(D)衬套 9．气控液型控制装置的工作过程可分为（）等。

(A)液压能源的制备(B)液压油的调节与其流动方向的控制(C)气压遥控(D)系统压力油最大排量控制

10．循环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

三、判断题（每小题2分，本题共有15小题）

（）1．压井管线和节流管线应定期清洗。

（）2．下尾管时发生溢流，如果尾管已快接近井底，应尽力强行下到预定的位置。

（）3．选用投入式止回阀时按钻柱结构选择相应规格的联顶接头，并根据所用钻柱的最大内径比止回阀最大外径大1.55mm以上选择止回阀。

（）4．高压硫化氢气井（硫化氢含量）加入缓蚀剂后实测缓蚀率为井口>90%，套管67～92%，计算腐蚀率不大于0.05mm/a，无明显坑蚀。

（）5．组合胶芯式闸板由闸板体、顶部密封橡胶、前部密封橡胶构成。

（）6．体积法的基本原理是控制一定的井口压力以保持压稳地层的前提下，连续放出钻井液，让天然气在井内膨胀上升，直至上升到井口。

（）7．在井内有钻具时发生井喷，采用软关井的关井方式，则先用环形防喷器控制井口，但不能长时间关井，一则胶芯易过早损坏，二则无锁紧装置。

（）8．侧门旋动时，液控管路内应保持一定的压力。

（）9．施工单位野营房应放置在距井场边缘50m以外的下风处。

（）10．通常所说的近平衡压力钻井是指压差值在规定范围内的过平衡压力钻井。

（）11．当井内流体从钻杆内喷出，如果钻具内防喷工具又不能关闭，可以考虑使用剪切闸板，切断钻具后用半封闸板关井。

（）12．在含硫气田进行钻井作业时，应严格执行SY/T5876《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定，采取预防措施，防止和减轻硫化氢溢出的危害。

（）13．地层漏失压力试验是指当钻至套管鞋以下第一个砂岩层时（或出套管鞋3～5m），用水泥车进行试验。

（）14．固井时发生溢流，听到报警信号后，要停止注水泥作业，按下套管时的关井程序关井。

（）15．PCWD系统包括旋转防喷器（RSBOP）、液压控制单元（HCU）、司钻控制盘、安装连接附件四大主要部件。

四、简答题（每小题10分，本题共有2小题）1．远程控制台有几种供油泵？那种泵作为主泵？

2．在压井时，不论采取司钻法或工程师法，都应达到哪些基本要求？

一、选择题（每小题2分，本题共有15小题）

1．C 2．B 3．B 4．B 5．C 6．C 7．B 8．D 9．D 10．A 11．B 12．A 13．D 14．D 15．D

二、多选题（每小题2分，本题共有10小题）

1．ACD 2．ABCD 3．BCD 4．AB 5．CD 6．ABC 7．ABCD 8．ABC 9．ABC 10．ABCD

三、判断题（每小题2分，本题共有15小题）

1．√ 2．√ 3．× 4．√ 5．√ 6．× 7．√ 8．× 9．× 10．√ 11．× 12．× 13．√ 14．× 15．√

四、简答题（每小题10分，本题共有2小题）1．答：（1）有两种，电泵和气泵。（2）电泵作为系统的主泵。评分标准：答对每条各得50%的分。2．答：(1)不应发生溢流失控造成井喷事故；(2)井底压力必须等于或稍大于地层压力，并保持井底压力不变，使地层流体在压井过程中和压井结束后不能再进入井内；(3)不能使井筒受压力过大，要保持不压漏地层，避免出现井下复杂情况或地下井喷；(4)保护好油气层，防止损害油、气层的生产能力。评分标准：答对每项各得25%的分。

第三篇：技术员井控知识测试

队号：

姓名：

1、在司钻控制台上如何关闭闸板防喷器？

答：在司钻控制台上关闭闸板防喷器时，司钻左手搬动气源总阀的手柄，使其处于开位；与此同时，右手操纵三位四通转阀手柄，使其处于关位。两手同时动作，时间不得少于5秒钟。操作完毕后，双手松开，再等3～8秒钟，此时实现闸板防喷器的关闭。井控设备包括那些设备？

答：包括套管头、钻井四通、防喷器组、控制系统、节流压井管汇及节控箱、监测设备、钻井液液气分离器、加重装臵、自动灌浆装臵和钻井内防喷工具等。油气井钻井液的密度是怎样确定的？安全附加值是多少？

答：要以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，1.5～3.5MPa；气井为0.07～0.15g/cm3，3.0～5.0MPa。钻进时发生溢流的显示是什么？

答：泥浆池的液面升高；出口管的流速增加；机械钻速加快或放空；循环泵压下降；返出泥浆密度下降。

溢流发生前的征兆？

答：钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况。远程控制台应摆放什么位臵？在距井口多远？ 答：面对钻台左侧前方，距井口大于25米。何时做地层承压试验？

答：地层承压试验：根据工程设计要求，每层套管固井开钻后，进入易漏层位3m～5m，要做地层承压试验。、简述环形防喷器的作用。

答：1）当井内无钻具时，可封零。2）当井中有钻具、套管、钢丝绳、电缆时，可封环空。3）在封闭具有18°坡度接头的对焊钻杆时，可强行起下钻作业。环形防喷器为什么不能用以长期封井？ 答：（1）胶芯在长时间的挤压作用下会加速橡胶老化变脆、降低使用寿命。

（2）环形防喷器无机械锁紧装臵，封井时液控管路必须始终保持有高压油，管路长期处于高压工况下极易憋漏，进而导致井口失控。最大允许关井套压如何确定？

答：不得超过井控装臵额定工作压力（环形防喷器为额定工作压力的70%）、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力三者中的最小值。环形防喷器FH35—35表示什么意思？

答：FH35—35：F表示防喷器，H表示环形，第一个35表示通径，第二个35表示额定工作压力。FH35—35表示通径为346mm（135/8in），额定工作压力为35MPa的环形防喷器。控制系统标牌上的FKQ3204C表示什么意思？

答：FK表示防喷器的控制系统，Q表示气控液，320表示储能器组的总容积，4表示控制对象的数量，C表示改进型。FKQ3204C表示储能器总容积为320升（每个钢瓶容积通常为40升，共计8个），控制对象是4个的气控液改进型控制系统。

请你画出本队的节流管汇、压井管汇示意图，并标出开关状态。如果J1阀损坏，又该如何去调整各阀门的开关状态，试用示意图表示说明。

在井控过程中，抢接内防喷工具的规定时间是多少？钻进、空井、起下钻时控制井口的规定时间是多少？

答：抢接内防喷工具在1分钟以内、钻进和空井在3分钟以内、起下钻在5分钟以内。平板阀的开关要求？

答：平板阀开关到底后，应回转1/4～1/2圈，其开关应一次到位，不允许半开半闭和作节流阀用。

我国井控装臵（含液压防喷器、节流压井管汇）的压力等级共分哪几级？ 答：5级。即：14、21、35、70、105(MPa)何时做低泵冲试验？

答：低泵冲试验：钻开油气层前100～150m，钻至油层井段后每只钻头入井开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/3～1/2正常排量测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录，且钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。抽汲压力、激动压力发生在哪种工况下？井底压力如何变化，有什么危害？

答：抽汲压力发生在起钻过程中，井底压力减小，诱发井喷；激动压力发生在下钻过程中，井底压力增加，诱发井漏、井喷。报警、关井时的溢流量各是多少？ 答： 1 m3报警；2 m3关井。闸板防喷器有哪几种闸板？

答：全封闸板；半封闸板；变径闸板；剪切闸板。闸板防喷器有何特点？ 答：（1）液压动作（2）浮动密封；（3）井压助封；（4）自动清砂；自动对中。当液压失效，闸板防喷器采用手动关井时其操作步骤是怎样的？ 答：（1）在蓄能器装臵上将相应的换向阀扳至“关”位。（2）顺时针旋转两操纵杆手轮实施手动关井，到位后回旋1/4～1/2圈．（３）在蓄能器装臵上将换向阀扳至中位．

平板阀能否用来节流？为什么？

答：平板阀不能用来节流。因为平板阀只能全开或全关，处于半开或半关状态，在井压很高时将会导致平板阀刺坏，因而不能用来节流。

第四篇：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。

第五篇：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。