中石化集团公司井控新规定

第一篇：中石化集团公司井控新规定

中国石油化工集团公司文件

中国石化安„2010‟579号

关于印发《中国石油化工集团公司 石油与天然气井井控管理规定》的通知

各油田企业：

现将重新修订的《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》印发给你们，请认真遵照执行。

二○一○年十月十八日

中国石油化工集团公司 石油与天然气井井控管理规定

第一章 总 则

第一条

为认真贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针和“以人为本”的理念，不断强化油气勘探开发过程井控管理，严防井喷失控、H2S等有毒有害气体泄漏事故，保障人民生命财产安全与保护环境，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源，依据国家安全生产有关法律法规、石油行业及中国石油化工集团公司（以下简称集团公司）标准与制度，特制定本规定。

第二条 井控管理是一项系统工程，涉及井位选址、地质与工程设计、设备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等各项工作，需要计划、财务、设计、地质、生产、工程、装备、监督、培训、安全等部门相互配合，共同做好井控工作。

第三条 本规定所称“井控”是指油气勘探开发全过程油气井、注水(气)井的控制与管理，包括钻井、测井，录井、测试、注水(气)、井下作业、正常生产井管理和报废井弃臵处理等各生产环节。

第四条 本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高-2

43财务、人事、教育培训、设计和监督等部门负责人参加的井控工作领导小组，并根据企业实际在相关部门成立领导小组监督管理办公室，或在安全部门、业务部门分设井控监督和管理办公室，同时明确规定各自监督和管理职责。

(四)钻井、测井、录井、井下作业与试油(气)等专业化公司和油气生产单位，以及设计、监督、井控设备检验维修等单位应成立由行政正职为组长，相关职能部门参加的井控工作领导小组，负责本单位井控工作。

(五)各钻井、测井、录井、井下作业、采油(气)等基层队伍，应成立以队长为组长的井控工作领导小组。交叉作业或联合作业现场，应成立以主要作业单位为组长，业主与相关单位参加的现场井控领导小组。

第七条 井控工作责任制度。井控工作按照“谁主管，谁负责”的原则，各级井控工作领导小组及成员部门均负有井控工作责任。

(一)集团公司井控工作领导小组及成员部门职责。1．井控工作领导小组职责。

(1)组织贯彻落实国家安全生产法规和行业井控安全标准，健全井控监督管理机构并落实专职人员；

(2)负责审定企业井控标准和管理制度；

(3)每年组织1次井控专项检查，及时发现并研究解决井控工作中的重大问题；

门，具体负责施工作业井控技术管理工作；

(2)贯彻落实行业和企业井控技术标准，组织制(修)订钻井、井下、测井、录井等企业井控技术标准；

(3)负责井控培训机构资质管理和井控技术培训工作；(4)负责钻井、试油(气)、井下、测井、录井和专业试压队伍，以及井控设备检验维修机构资质管理，确保专业队伍井控能力达到要求；

(5)负责油田勘探开发工程技术服务市场管理，严格市场准入制度，落实承包商井控责任；

(6)组织制定重大井控技术方案与设计论证，并组织重大井控隐患治理项目的实施；

(7)负责井控装备管理，确保装备本质安全；(8)参与井控应急抢险指挥和井喷事故调查处理；(9)定期向井控工作领导小组汇报施工作业井控技术管理工作；

(10)参与井控安全专项检查。4.油田勘探开发事业部职责。

(1)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油气水井井控技术管理工作；

(2)贯彻落实行业和企业井控技术标准、制度，组织制(修)订油气勘探开发井控技术标准；

“谁主管，谁负责”的原则，并结合井控管理实际，明确企业(单位)及部门井控工作职责。

(三)总部、油田企业、油气生产单位或专业化公司等各级井控监督、管理部门均应设臵井控专职岗位，确保井控责任制的落实。

第八条 井控工作检查制度。各级井控工作领导小组应定期组织开展井控检查工作。其中，集团公司每年组织一次，油田企业每半年组织一次，专业化公司及油气生产单位每季度组织一次，基层单位每月度组织一次。

第九条 井控工作例会制度。各级井控工作领导小组应定期召开井控工作例会，认真总结、部署井控工作，并及时研究解决井控管理和监督方面存在的问题。其中，集团公司每年召开1次，油田企业每半年1次，各专业化公司及油气生产单位每季度1次，基层单位每月1次。

第十条 井控持证上岗制度。各级主管领导、管理人员和相关岗位操作人员应接受井控技术和H2S防护技术培训，并取得“井控培训合格证”和“H2S防护技术培训证书”。(一)“井控培训合格证”持证岗位。

1.油田企业领导及管理人员：行政正职，主管勘探、开发和安全的企业领导；勘探、钻井、开发、生产、安全、设计、监督部门领导以及参与井控管理的人员。

2．钻井、井下、测井、测试、录井公司和采油(气)厂-8

2．现场人员：在含H2S区域从事钻井、测井、试油(气）、井下作业、录井作业和油气开发的现场操作及管理人员。(三)上述培训及复审应在集团公司认证的相应培训机构进行。

第十一条 井控设计管理制度

(一)从事钻井、试油(气)和井下作业工程设计单位应持有相应级别设计资质；从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。

(二)设计人员应具有相应资格，承担“三高”井工程设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。

(三）油气井工程设计和施工设计均应设立《井控专篇》。《井控专篇》应以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容。

(四)所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工；“三高”油气井应由企业分管领导审批。如因未预见因素需变更时，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。组织工程设计与地质设计审查时，应有安全部门人员参与审查《井控专篇》。

第十二条 甲方监督管理制度

(一)所有钻井、试油(气)和井下作业应由甲方派出现场监督人员。“三高”油气井、预探井和其他重点井应实行驻-10

井每季度至少应组织l次防H2S伤害应急演习。

(四)含H2S油气井钻至油气层前100m，应将可能钻遇H2S层位的时间、危害、安全事项、撤离程序等告知1.5km范围内人员和政府主管部门及村组负责人。

第十四条 井控设备管理制度

(一)油田企业应明确井控设备管理机构，制定设备管理、检查维修和定期检验制度，并建立设备档案。(二)所有井控装备及配件购臵，必须是集团公司有关部门认可的供应商生产的合格产品。

(三)实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为13年，控制装臵报废年限为15年，管汇及阀组报废年限为13年。延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超过3年。用于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过7年，超过7年应加密检测并监控使用。第十五条 专业检验维修机构管理制度

(一)井控设备专业检验维修机构应以检验维修点为基本单位取得独立资质，未取得资质不得从事相应级别的井控检验维修工作。

(二)专业检验维修机构应建立完善的检验维修质量保证体系，检验维修应严格执行SY／T6160《防喷器的检查与修理》等相关标准、制度。

(三)防喷器组检验维修后，应按井场联接形式组装后进-12

第十七条 开钻(开工)检查验收制度

(一)钻井、试油(气)与井下作业各次开钻(开工)前，均应进行开钻(开工)检查验收。

(二)检查验收可根据具体情况，分别采取业主单位检查验收、委托施工单位检查验收或甲乙双方联合检查验收方式，检查验收合格后应下达“开钻(开工)批准书”同意开钻(开工)；检查验收不合格不得开钻(开工)。

(三)承钻“三高”气井，最后一次钻开主要油气层前的开钻检查验收，应经施工企业自行组织检查验收合格后，再由甲方企业组织正式开钻检查验收。开钻检查验收应由企业副总师以上领导带队，并由工程、生产、设备、安全、环保等部门人员参加。

第十八条 钻(射)开油气层审批(确认)制度(一)钻井施工钻开油气层审批制度。

1．钻开第1套油气层100m前，施工企业在自检合格的基础上应向业主企业提出钻开油气层申请，经检查验收合格并获批准后方可钻开油气层；获准1个月未能钻开，须重新组织检查验收。“三高”气井若包括多个差异较大的主要油气层，则每钻开一层须检查验收1次。

2.业主企业检查验收应由主管部门牵头，工程、安全、环保、消防等部门参加，并依据有关标准和制度进行。检查验收合格后，应下达“钻开油气层批准书”同意钻开油气层；-14

防H2S泄漏应急预案，除满足规定编制要素外，还应明确规定双方应急责权、点火条件和弃井点火决策等。

(三)钻井队、试油(气)队和井下作业队分别是钻井施工、试油(气)施工和井下作业的应急责任主体，所有配合施工作业和后勤服务的队伍，其应急预案均应服从责任主体单位的应急预案，并服从应急指挥。

(四)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。

第二十二条 井喷事故管理制度

(一)根据事故严重程度，井喷事故由大到小分为I级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级。

1.I级井喷事故：发生井喷失控造成H2S等有毒有害气体溢散，或窜出地表、窜入地下矿产采掘坑道、伴有油气爆炸着火、危及现场及周边居民生命财产安全。

2.Ⅱ级井喷事故：发生井喷失控，或虽未失控但导致H2S等有毒有害气体喷出，对人员存在伤害可能，或对江河湖泊和环境造成较大污染。

3.Ⅲ级井喷事故：发生井喷事故，24时内仍未建立井筒压力平衡，且短时间难以处理。

4.Ⅳ级井喷事故：发生一般性井喷，企业在24时内重新建立了井筒压力平衡。

(二)发生井喷、井喷失控或H2S泄漏事故，事故单位应-16

封固浅水层、疏松层、砾石层需要，且坐入稳固岩层应不小于10m；山区“三高”气井表层套管下深应不少于700m；固井水泥应返至地面。

第二十五条 钻井井控基本要求

(一)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。当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装臵时，井控装臵可按最大关井井口压力选用。

(二)区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。

(三)钻井队应按标准及设计配备便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装臵、备用气瓶等，并按标准安装固定式检测报警系统。

(四)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。(五)新区第一口探井和高风险井应进行安全风险评估，落实评估建议及评审意见，削减井控风险。

(六)“三高”油气井应确保3种有效点火方式，其中包括一套电子式自动点火装臵。

第二十六条 钻开油气层应具备的条件

量的钻具并加强坐岗观察。空井状况严禁检修保养。(四)发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保液柱压力不小于裸眼段地层最高压力。(五)在含硫油气层钻进，泥浆中应提前加入足量除硫剂，并保证pH值不小于9.5。

第二十八条 溢流和井漏处臵及关井原则

(一)发现溢流、井漏及油气显示异常应立即报告司钻，并做到溢流量1m报警、2m关井，确保快速控制井口。(二)发现泥浆气侵应及时排除，未经除气不得重新入井。对气侵泥浆加重应停止钻进，严禁边钻进边加重。(三)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。关井后应及时求压和求取溢流量。

(四)任何情况下关井，最大允许关井套压均应同时不超过井口装臵额定工作压力、套管抗内压强度的80％和薄弱地层破裂压力。在允许关井套压值内严禁放喷。

(五)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、臵换法和压回法等措施进行处理。

(六)压井施工作业应有详细设计，作业前应进行技术交底、设备检查并控制和落实岗位操作人员；压井结束后应认真整理压井作业单。

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(一)施工应有专项设计，设计中应有井控要求。(二）必须测双井径曲线，以确定坐封井段。(三)测试前应调整好泥浆性能，保证井壁稳定和井控安全。

(四)测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷。(五)测试完毕起封隔器前，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。

(六)含硫气井中途测试前，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。

(七)含硫油气层测试应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采气树。对“三高”油气井测试时，应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。第三十二条 液相欠平衡钻井井控特殊要求(一)液相欠平衡钻井实施条件。

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。

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.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。

4.欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。(二)液相欠平衡钻井井控设计。

2的前提下关井求压，并根据地层压力调整泥浆密度。

2.钻井队、录井队和欠平衡服务队值班人员应分工明确，实时观察并记录循环罐液面、钻井与泥浆参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常应立即报告。3.套压控制应以立管压力、循环液面和排气管出口火焰高度或喷出情况等为依据，综合分析，适时进行处理。4.每次起钻前均应对半封闸板防喷器进行关开检查；每次下钻前应对全封闸板防喷器进行关开检查。

5.钻柱至少应接2个止回阀，其中钻具底部至少应接1个常闭式止回阀。每次下钻前，应由专人负责检查确认钻具止回阀功能完好后方可入井。

6.钻进或起下钻具时，发现旋转防喷器(旋转控制头)失效时应紧急关井，视现场情况确定下一步施工措施。(五)进行液相欠平衡钻井时，如发现返出气体中含H2S，钻具内防喷工具失效，设备无法满足工艺要求或地层溢出流体过多等任何一种情况时，应立即终止欠平衡钻井作业。

第三十三条 气体钻井井控特殊要求。(一)气体钻井施工基本条件

1.地层压力剖面和岩性剖面清楚，井身结构合理，裸眼井段井壁稳定。

2.地层出水量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实施，且所钻地层不含H2S气体。

431.全烃含量连续大于3％或井下连续发生2次燃爆，应立即停止空气钻井并转换为其他钻井；天然气出气无阻流量超过8×10m/d，应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。

2.钻遇地层出油，应立即停止并转换为其他钻井方式。3.钻井过程发现返出气体含有H2S，应立即停止气体钻井并转换为常规钻井。

4.大风天气且风向使排砂口处于井场上风方向并危及井场安全时，应立即停止气体钻井。

第四章 录井井控管理要求

第三十四条 录井队应结合钻井队应急预案编制防井喷、防H2S应急预案，并参加联合应急演练。

第三十五条 在含H2S区域或新探区录井作业时，应按标准安装固定式气体检测报警系统及声光报警系统，配备便携式气体检测仪、正压式空气呼吸器。

第三十六条 综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示及井场通讯系统。

第三十七条 现场录井人员应加强地质分析，在钻开油气层前向井队提出预告。钻开油气层后，每次起下钻均应进行后效录井，测量油气上窜速度等。

第三十八条 发现有油气或H2S显示，应先向当班司钻-26

应有专人观察井口，并及时灌满泥浆。钻台上应备有1根带回压阀且与防喷器闸板尺寸相符的钻杆，以备封井使用。如发生溢流，应服从钻井队指挥。

第四十七条 测井前应进行通井循环，保证井眼通畅、泥浆性能稳定和压稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行，超出安全时间应通井循环。

第四十八条 测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆并按空井溢流处理。

第四十九条 带压测井应使用专用电缆防喷器，并安装防喷管，测井仪器长度应小于防喷管长度；带压测井防喷装臵压力级别应满足井口控制压力要求；带压测井要有专人观察记录套压，发现异常应及时报告。

第六章 试油(气)与井下作业井控管理要求

第五十条 试油(气)与井下作业施工应有地质设计、工程设计和施工设计，设计应有井控和H2S防护内容，长停井作业井控措施应充分考虑区域地质特点和该井现状。

第五十一条 井场设备就位与安装应符合有关规定，道路及井场布臵应能满足突发情况下应急需要。

第五十二条 在含H2S区域进行试油(气)与井下作业施工时，应按规定配备气防设施。

第五十八条 采取不压井作业应使用专用设备并安装液控防喷装臵。井口控制装臵应固定牢靠并有防顶(飞)出措施，同时现场应储备井筒容积1.5倍的压井液。

第五十九条 不连续作业时，应关闭井控装臵。

第六十条 进行抽汲、气举、泡排、连续油管、替喷、酸化压裂、钻磨、冲砂、测试等作业，应执行相关井控要求。

第六十一条 试油(气)与井下作业施工时，拆卸采油(气)树部件要清洗、保养备用，严禁使用闸板阀控制放喷或将防喷器作采油树使用。

第六十二条 含H2S油气井作业应制定应急预案，并报当地政府审查备案，同时应将H2S气体及危害、安全事项、撤离程序等告知1.5km范围内人员。

第六十三条 当2支以上队伍联合作业时，责任主体队伍应与配合(协助)队伍在施工前相互进行施工交底，交底内容至少包括设计、现状、操作程序、防范措施、应急预案等，并由责任主体队伍组织联合演练。

第六十四条 在已开发油气区进行试油(气)与井下作业时，井口安全距离如未达到标准要求，应由油田企业主管部门组织进行安全评估、环境评估，并按评估意见处臵。

第六十五条 利用井下作业设备进行钻井(含侧钻和加深钻井)时，应执行钻井井控标准。

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第八章 长停井与废弃井井控管理要求

第七十三条 长停井应保持井口装臵完整，并制定巡检、报告制度；“三高”油气井应根据停产原因和停产时间，采取可靠的井控措施。

第七十四条 废弃井封堵施工作业应有施工设计，并按程序进行审批。作业前应进行压井，压稳后方可进行其他作业。

第七十五条 采油(气)及注入井废弃时，井口套管接头应露出地面，并用厚度不低于5mm的圆形钢板焊牢，钢板面上应用焊痕标注井号和封堵日期。气井及含气油井废弃时应安装简易井口，装压力表，盖井口房。

第七十六条 已完成封堵的废弃井每年至少巡检l次，并记录巡井资料；“三高”油气井封堵废弃后应加密巡检。

第九章 附 则

第七十七条 各油田企业应根据本规定，并结合本地区油、气和水井的特点，制定具体实施细则。

第七十八条 本规定由集团公司安全环保局负责解释。

第七十九条 本规定自2011年1月1日起执行，原《中-3233-

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：集团公司2007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、