某油田分公司人事工作回顾DOC

第一篇：某油田分公司人事工作回顾DOC

某油田分公司2001年人事工作回顾

2001年，在油田公司和油田公司党工委的正确领导下，油田公司人事部门全面完成了油田公司下达的业绩考核指标，工作有了新起色、新气象，符合现代企业制度要求的人力资源管理制度和运行机制正逐步建立起来，取得的成绩主要体现在以下六个方面：

㈠以“三讲”学习教育活动为契机，加强领导班子建设，全面提高经营管理者队伍素质。

1、认真组织开展油田公司领导班子“三讲”学习教育活动。按照“三讲”学习三个阶段的要求，油田党工委领导班子及成员认真学习，深刻反思，查找不足，积极整改，认真履行了“三讲”学习教育活动的每一个程序、步骤，“三讲”学习教育活动达到了中央文件规定的目标和集团公司党组的要求，取得了阶段性成果。

2、积极组织开展油田公司处级经营管理者“三讲”学习教育活动。为加强油田公司所属处级领导班子建设，统一油田公司经营管理者的思想认识，在党工委的统一领导下，结合学习贯彻“七一”讲话精神，我们组织开展了处级经营管理者“三讲”学习教育活动。针对“三讲”活动暴露出的一些问题，按照机关与基层、行政与党务、岗位与岗位相互交流的原则，加大了经营管理者交流力度，“三讲”学习教育活动结束后，任免及交流处级领导达50多人次。

㈡以“四支”人才队伍建设为核心，大力实施人才战略，认真做好人才引进工作，全面提高员工队伍整体素质。

3、继续抓好“四支”人才队伍建设。按照油田公司党工委制定的“科技创新和人才战略”，努力做好 “四支”人才队伍工作，到2001年初，选拔出240人左右的某油田“四支”人才队伍。在把好人才队伍选拔关的同时，重点抓好了“四支”人才队伍的培养使用、充实提高、动态管理工作。

4、成功申建企业博士后科研工作站，创建人才引进的窗口。为吸引高层次人才参加某油田勘探开发世界级难题的攻关，加快油田人才引进、人才培养的步伐，在自治区人事厅的大力支持和协助下，向国家人事部积极争取，申请建立企业博士后科研工作站，现已获得批准。

5、加大员工培训力度，提高员工队伍整体素质。全年组织完成了289个培训项目，培训5098人次，人均培训44.11学时，使用培训经费379.32万元。其中主要选派39名处级干部参加了党校、工商管理以及岗位培训；委托新疆石油学院对313名科级干部进行工商管理知识培训；并在培训中引入竞争机制，在为“西气东输”储备对外合作人才培训过程中，我们通过英语笔试、口试，从92人中选拔了38人送西安石油学院进行英语强化培训，已有18人通过了A级水平考试。

㈢、颁布实施劳动“五定”，积极推进持续重组，继续深化用工制度改革，认真贯彻减员增效战略。

6、颁布实施劳动“五定”，为深化三项制度改革，创新人事管理理念奠定基础。按照“以产

定员、双效结合、规范实用、科学先进、减员增效”的思路，在各单位大力支持下，我们历时半年多时间，编制了油田公司（本部）《劳动“五定”管理规范》，于2001年全面颁布实施。

7、积极推进持续重组，大力实施减员增效战略。一是对公司本部有关业务进行了持续重组。成立了关联交易办公室，与企管与法规处合署办公；将规划中心、物资采办中心单列为机关附属单位，强化了油田规划工作和物资采办工作的归口管理；将原开发事业部水电保障、生产服务业务重组，成立油气生产技术部；成立了基建工程处、工程管理处，分别与油建管理项目部、工程项目管理部合署办公，行使行业管理职能。并对重组单位的职责、界面进行了更加科学、清晰的划分。二是根据集团公司、股份公司的要求，结合油田公司改革和发展的需要，积极组织、推进以塔西南为重点的持续重组工作，围绕产权制度改革，积极探索和实施带资分流，推动减员增效工作向纵深发展。目前塔西南机械安装公司整体带资分流工作已迈出实质步伐。同时，通过有偿解除劳动关系，争取优惠政策积极办理员工退休等办法，大力实施减员增效战略，全年减员458人。

8、运用市场机制，改革员工子女毕业生接收政策，解决员工子女就业问题。2001年积极酝酿改革，通过公开毕业生接收信息，对符合专业、学历条件的统招子女毕业生通过人才市场择优选用，尝试运用市场机制解决员工子女就业问题，取得了初步成效。

9、改革借聘方式，推行劳务合同协议用工制度试点。根据集团公司重组改制以来形势的发展变化，在工程项目管理部、计划财务处的大力支持下，人事处研究改革原借聘制度，逐步通过劳务合同聘用监督，以缓解勘探一线钻井、地质监督借聘难的矛盾。劳务聘用监督不休轮休假、疗养假、探亲假，按工作天数支付费用，可以根据工作需要长期在一线监督岗位工作，工作任务结束，即可停止劳务费用支付，有效地提高了用工效率。经过半年多的运作，从目前的31名劳务监督的工作状况来看，获得了预期的效果。

㈣、以打破干部工人身份界限为突破口，以经营管理者职务和专业技术岗位竞聘为重点，配套推进人事制度改革。

10、改革职称评审，打破干部工人身份界限，全面推行专业技术职务聘任制度。为切实打破干部工人身份界限，进一步改进职称评审条件、办法，允许符合评审条件的原工人身份员工通过考评取得专业技术职务任职资格。通过严格评审，油田公司本部共有66名原工人身份的员工申报职称，其中36人通过考评取得了专业技术职务任职资格；塔西南公司有110名原工人身份的员工通过考评取得了专业技术职务任职资格。

11、改进职业技能鉴定和技师评聘制度，打破干部工人身份界限，努力实现按岗位管理员工。去年，油田公司有202名原干部身份员工参加技能鉴定。经集团公司资格认证批准，去年初油田公司首批评聘8名技师。年末，人事处下发《关于开展某油田2001年度技师、高级技师考评工作的通知》，扩大了技师考评的对象、范围、条件，允许在操作和服务岗位上已取得职业技能等级证书的原干部身份员工参加技师、高级技师考评，鼓励操作岗位员工立足本职，走岗位成才之路。

12、充分发挥市场在人力资源配置中的基础作用，逐步推行岗位职务竞聘，努力实现人力资源有序流动和优化配置目标。油田公司先后下发《某油田分公司中层及以下经营管理者职务

竞聘试行办法》、《某油田分公司专业技术职务聘任暂行办法的通知》，在经营管理者选拔任用过程中全面引入市场竞争机制，实现了专业技术任职资格与专业技术岗位的评聘分开。在选拔两名档案馆副馆长时，率先推行了经营管理者职务公开招聘，成功地选拔了两名各方面较优秀的年轻同志担任副馆长。并在天然气事业部筹建处、油气生产技术部组建过程中，全面推行岗位职务竞聘工作，除处级经营管理者外，全部岗位公开竞聘产生。2001年专业技术岗位竞聘过程中，共有288人次报名应聘86个岗位，有80人竞聘上岗。其中原工人身份员工110人次参加了报名应聘，有25名原工人身份员工竞聘到管理及专业技术岗位工作，其中有3人被聘为科级经营管理者。

㈤、以岗薪制改革试点为突破口，全面推进薪酬制度改革。

13、积极探索基本工资制度改革，稳步推进岗薪制度改革试点。经反复多次研究岗薪制的标准和管理方式等，并多方征求意见，经油田公司党政联席会议批准后，于2001年6月在塔中作业区正式启动改革试点。通过试点，基本建立起以岗位工资为主体、构成精简、运作简便的基本工资制度；通过试点，建立起了岗薪一致、易岗易薪的运行机制；通过试点，初步实现了薪酬向责任重、贡献大的高级管理岗位、高级技术（能）岗位倾斜的目标，拉开了岗位职务之间的薪酬差距；通过试点，初步打破了干部、工人在薪酬待遇上的身份界限，打破了薪酬待遇与员工身份、资历、资格挂钩的旧格局。

14、初步建立起符合现代企业制度要求的业绩考评体系。2001人事工作的重点，是构建了一整套以合同为基础、业绩为重点、分层分类实施为基本方法，可对所有单位、全体员工业绩表现做出较客观公正、可量化比较，可追踪的业绩考核制度。

15、制定了油田公司油气勘探奖励试行办法和重点工程项目奖惩暂行办法。为进一步推动油气勘探工作，调动勘探战线科技人员的积极性，适时设立了油气勘探专项奖励金，对在油气勘探工作中做出突出贡献的单位与个人进行奖励，激励效果明显，员工反映普遍良好。同时，为调动各重点工程项目参与人员不断提高项目管理水平、控制和节约投资，以及全面完成项目业绩指标的积极性，对参与重点项目工作的员工，制定了以投资控制、项目工期、工程质量及一次投产成功等指标为重点的业绩考核兑现办法，建立了“严考核、硬兑现”的考核兑现机制。

㈥、以保险社会化为依托，大力推进医疗制度改革。

16、医疗保险实现社会化统筹。在广泛深入调研的基础上，制定了员工医疗保险制度改革方案。2001年7月份，某油田整体（含塔指、塔石化）参加了巴州地方政府基本医疗保险统筹和城镇员工大病医疗互助，医疗保险制度改革步入了社会化统筹、规范化运作轨道，实现了集团公司提出的医疗保险社会统筹的目标。社会化统筹后，油田医疗费用与上年同期相比节约支出约800多万元。在推行基本医疗保险参加地方统筹的同时，为切实解决员工后顾之忧，稳定员工队伍，建立了油田补充医疗保险制度，最大限度地保障了员工的利益。

2001年，岗位职务交流、职称量化评审、全员年度考核、职业技能培训、职业技能竞赛、特种作业培训考核取证、毕业生引进、临时工管理、养老金社会化发放等工作也取得了较好成绩。

——2001年评审通过高级职称31人，正常晋升率为34 %；评审通过中级职称149人，正常晋升率为77 %。与2000年相比，中级职称晋升率上升5个百分点。

——2001年全年通过公开竞聘选拔科以上经营管理者52人次。

——2001年全年组织职业技能鉴定640人次，其中高级工178人、中级工408人、初级工54人。组织特种作业培训1650人次，经考核有1463人次合格并取得特种作业证书。

第二篇：油田公司组织人事工作座谈会发言稿

尊敬各位领导：钻井二公司现有员工2894人，干部905人，其中，科级干部112人、一般管理干部518人、技术干部275人，具有中级以上职称349人、占38.5%，大专以上学历580人、占64.1%，35岁以下干部有228人、占25.1%，35-45岁干部有397人、占43.9%，45岁以上干部有280人、占30.9%；整体来说，公司干部队伍年龄、学历结构科学公道，有效增进了各项工作顺利展开，为推动公司科学发展提供了坚强的人材支持。

一、主要亮点工作一是加强后备干部储备。根据公司发展需要，积极推行后备干部提拔、培养和使用机制，采取个人申报、民主评议、理论考试和现场答辩的方式，提拔基层后备干部。在干部考核和民主测评工作中，提拔德才兼备的职员，补充到后备科级干部队伍。建立后备干部数据库，对后备干部实行动态管理，推动了公司后备干部的年轻化、素质化、公道化的进程。公司2012年提拔的后备干部中，年龄在35岁以下的占61.2%、本科以上学历占22.3%，构成了比例调和、管理规范的人材梯队。二是创新人材培养方式。为了进一步拓宽人材成长渠道、构建公道的人材梯队，引导大学生由单一的技术岗位发展向多方向发展，在钻井队设置实习司钻岗位和第二工程技术员岗位，为大学生尽快成长搭建了平台。实习司钻的培养方向是管理岗位，第二工程技术员的培养方向是技术岗位，公司鼓励大学生从事实习司钻岗位，在提干、入党、出国施工等方面，优先安排在实习司钻岗位上工作的大学生。大学生见习期满一年后，可根据自己一年来的学习、实践情况自愿选择发展方向。2012年，共有5名大学生选择实习司钻岗位，为公司后备管理干部增加了活力，同时，也为公司拓宽人材培养渠道指明了方向。三是加强干部能力建设。近几年来，公司一直很重视干部的能力、素质和作风的提升，每期培训前都进行需求调查，坚持每一年都举行3-5期干部培训班。在培训工作中，始终坚持三个加强，保障培训效果。始终加强作风建设。每期培训班都组织军训，让干部在军训中不断养成雷厉盛行和求真务实的作风。始终加强思想政治教育。每期培训中都进行党的各项会议精神学习及党风廉政教育等。始终加强业务技能提升。每期培训班都安排相干业务科室负责人到培训班与学员交换、互动，确保培训的针对性。通过对症下药式的培训方式，不断进步了公司广大基层干部的知识水平和能力素质，为提升基层单位的管理水平奠定了良好基础。四是强化干部绩效考核。近几年来，我们一直在积极完善和健全干部考核的方案，三个坚持确保干部考核符合程序、不走过场、到达效果。一是坚持细化考核程序。每一个干部由上级领导、部分负责人和所属职工三个层次的职员进行考核。增加工作业绩分值比重，在民主评价总得分的基础上经过量化加权后，得出考核的终究得分。二是坚持营建民主的考核环境。要求投票人不能集中划票、不能相互商量，为职工群众创造自由、民主的考核环境，投票时，由职工自己亲手将考核票对折后投进票箱，任何人都不能代替投票。三是坚持利用考核结果。考核结果作为干部任用、赏罚、专业技术岗位提升、评先、培训等重要根据，对民主评价得分、业绩加权考核后得分后三名的干部，公司党委给予诫勉谈话，连续两年排名后三名的干部，给予降职或免职处理。2011年，有1名正科级干部降职为副科级干部，2012年，1名正科级干部因考核排名靠后，被免往干部职务。

第三篇：塔里木油田分公司井控细则

塔里木油田钻井井控实施细则

为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。

一、总则

第一条、井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。

第二条、井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。

第三条、井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。

第四条、本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。

第五条、本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。

二、井控设计

第六条、井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。

井控设计主要包括以下内容：

1、对井场周围2KM范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘查并在地质设计中标注说明。特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。

2、地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况。

3、满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许修“倒”井场；含H2S地区井的井场布局应考虑H2S防护需要。

4、使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量，探井在安装防喷器之后，储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料100吨以上；生产井在钻开油气层之前，储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，并配套使用自动加重装置；

5、在井身结构设计中，套管与套管下深应满足井控要求。一般是油气层顶部要下一层技术套管，原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气水层；新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，备用一层套管；

6、选择满足井控作业需要的井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求。预探井安装70 MPa及以上压力等级的井控装备；其它井根据最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完的情况，选择井控装备，P关≥70 MPa的，选用105 MPa压力等级的井控装备；35 MPa≤P关〈70 MPa的，选用70 MPa及以上压力等级的井控装备；14 MPa≤P关<35 MPa的井，选用35 MPa及以上压力等级的井控装备；P关〈14 MPa的井，选用14 MPa及以上压力等级的井控装备。

7、预探井、高压气井、高含硫化氢井应配套使用剪切闸板。

8、根据井的类型制定井控技术措施，并制定相应的应急预案。

9、设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验的要求；对于加深钻进的井，加深设计中须提供已钻井段有关的井控资料。

10、固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控的影响。

第七条、平衡压力钻井中，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来确定钻井液的密度。

附加值可由下列两种方法之一确定：

1)、密度附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3；

2)、压力附加值：油水井为1.5～3.5 MPa，气井为3.0～5.0 MPa。具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。浅气井采用3.0～5.0 MPa的压力附加值。

第八条、含H2S、CO2等有害气体或高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且水泥浆应返至地面。

第九条、欠平衡钻井施工设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。H2S含量超过20mg/m3的地层或上部未封固井段存在H2S含量超过20mg/m3的地层不能进行欠平衡钻井。

第十条、按SY/T5127《井口装置和采油树规范》选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。含H2S、CO2等有害气体的井应使用抗腐蚀套管头和采油树。

三、井控装备

第十一条、井控装备包括：套管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、油管头、防喷器及控制系统、内防喷工具、节流压井管汇、钻井液气体分离器、钻井液加重装置、监测设备等。

第十二条、塔里木油田常用防喷器组合按以下形式选择。特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器和旋转控制头。

1)、压力等级14 MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、钻井四通。组合见图一；

2)、压力等级35 MPa时，安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图二；

3)、压力等级70 MPa时，采取以下组合形式： a 安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图二； b 安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图三或图四;

4)、压力等级105 MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图三或图四。选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。

第十三条、使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子。半封闸板防喷器的安装位置应保证关闭时封闭对应的钻杆本体。一般情况下，使用概率大的半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部。需要安装剪切闸板的替换全封闸板。

第十四条、井控装备的检修是保证其工作可靠性的必要手段，井控装备在车间的检修主要包括以下内容：

1)、环形防喷器主要检查垫环槽、油路密封和试压后胶芯的恢复能力；

2)、闸板防喷器主要检查垫环槽、油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等；

3)、防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况，三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；

4)、节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的阀芯和阀座、各手动平板阀的开关力矩，压力表灵敏情况等；

5)、电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。

第十五条、井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。

1.有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查：

◎ 从车间运往现场前；

◎ 现场安装后；

◎ 每次固井安装套管头后；

◎ 钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天的；

◎ 试压间隔超过100天的；

2、凡拆开检修或更换零部件后,应对所拆开的部位进行密封试压检验。

第十六条、全套井控装备应在塔里木油田分公司工程技术部井控欠平衡中心（以下简称井控欠平衡中心）进行功能试验及清水（冬季用防冻液体）试压。环形防喷器公称通径>11″的，封5″钻杆试压；公称通径≤11″的，封3 1/2″钻杆进行试压；试压值为其额定工作压力。闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力。要求稳压30分钟，压降不大于0.7MPa。出具试压合格证，随设备送井。探井、高压气井还要对防喷器上法兰进行密封试压检验。

第十七条、井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应安装锁紧杆，挂牌标明锁紧和解锁到位的圈数，并安装锁紧杆支架和操作台；为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。

第十八条、现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行整体试压，要求稳压30分钟，压力降低不超过0.7 MPa。具体试压值见附表。

1)、环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%；

2)、闸板防喷器试压分两种情况：套管头压力等级小于闸板防喷器工作压力时，按套管头上法兰额定工作压力试压；套管头压力等级与闸板防喷器工作压力一致时，试压压力为闸板防喷器额定工作压力；

3)、节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同；有低压区的节流管汇，按低压区的额定工作压力试压；

4)、除安装油管头外（未安装钻井四通或特殊四通的情况），其它情况下试压设备接口不得在防喷器旁通孔处连接。

第十九条、井控欠平衡中心按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场井控设备的试压，钻井队提供机具和人员配合井控欠平衡中心现场人员共同完成；钻井监督现场验收合格并签字。

第二十条、井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查与管理。在钻井结束前，井控装备应保持待命状态。防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇、钻井液气体分离器等井控装备，完井后井控欠平衡中心负责回收、清洗、检修，试压合格后，送新井使用；对于大宛齐地区井深小于1500m的井，井控装备每使用100天送井控欠平衡中心检修一次。

第二十一条、防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及排油量与防喷器相匹配，见下表。

1)、远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远；司钻控制台摆在司钻操作台附近；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房；

2)、远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源是从气瓶专线供给；

3)、远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；预充氮气压力7 MPa±0.7 MPa；储能器压力为17.5～21 MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5 MPa；

4)、远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致；

5)、司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.65～1.3 MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值正确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1 MPa。

第二十二条、每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，安装后进行注塑试压；注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%进行。卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉，以检验卡瓦是否卡牢。对于油层套管下到井口，继续进行钻井、试油作业的井，应安装特殊四通，并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%进行；试压结束之后，应安装好专用的防磨套之后再进行下步作业。

第二十三条、为防止和减小套管磨损，各次开钻前都应以井口为基准、对井架、转盘进行校正，保证偏差≤10mm。每次安装套管头后，应使用防磨套，对于安装了13 3/8″及以下套管头的井应使用加长防磨套，每趟钻应取出检查，防磨套壁厚偏磨了30%时，应更换。对于井口偏磨严重或一趟钻超过15天的，应在15天之内取出检查。

第二十四条、井口钻井四通（特殊四通或油管头）靠压井管汇一侧装两只手动式平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀（见附图五）；节流压井管汇与钻井四通之间用标准内控管线连接，安装平直，接出井架底座以外。

第二十五条、节流压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级，组合形式按以下形式选择：

1)、压力等级为35 MPa的节流管汇组合如图六；

2)、压力等级为70 MPa的节流管汇组合如图六或图七；

3)、压力等级为105 MPa的节流管汇组合如图七；

4)、压力等级为35 MPa的压井管汇组合如图八； 5)、压力等级为70 MPa、105 MPa的压井管汇组合如图九。

第二十六条、节流管汇应预备1/2″NPT接口，以便于安装录井套压传感器。为准确观察溢流关井后的套压变化，35 MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16 MPa（或21 MPa）的低量程压力表；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（有省力机构回转3~4圈）。

第二十七条、节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。处于待命状态时，油面高30～50mm，油压2～3 MPa；电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.65～1.30 MPa，J-2型气压立管压力传感器应垂直安装。

第二十八条、预探井、高压气井应使用ZQF1200/0.862或ZQF1400/0.862分离器，其余探井和含H2S井可以使用NQF800B/0.7 或NQF800C/0.7分离器，其余生产井使用NQF800C/0.7或 NQF800/0.7分离器。

1)、钻井液气体分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检查，保证罐体和管线畅通；

2)、ZQF1200/0.862、ZQF1400/0.862和NQF800B/0.7分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线外径为10 3/4″，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；

3)、NQF800C/0.7分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线外径为6″，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；

4)、NQF800/0.7分离器进液管使用软管线，使用保险绳，打水泥基墩固定；排液管接到钻井液罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线内径大于70mm，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距20m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m；排气管出口与放喷管线距离3～5m，出口不得正对放喷池。第二十九条、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。

1)、山前井、高压气井、含H2S井使用FGX-88-21放喷管线，两侧放喷管线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备点火装置，井控欠平衡中心在送井前应进行检查，保证每条管线畅通；其它探井使用5″钻杆，均接出井口100m以远；生产井放喷管线采用5″钻杆，接出井口75m以远；

2)、放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，前后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0×1.0×0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应加衬管固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5×0.5×0.5m，；

3)、放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池；

4)、基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、30的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；

5)、放喷管线试压10 MPa，稳压15分钟，以不渗漏为合格；放喷管线拆装后，也要及时进行试压；

6)、放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通。沙漠地区应防止沙子堵塞管口。

第三十条、钻井队根据井控需要配备钻具内防喷工具，包括方钻杆上、下旋塞，液压旋塞，箭形回压凡尔、钻具浮阀等。进行欠平衡作业时，还要配备投入式止回阀。

1)、井控欠平衡中心是塔里木油田内部唯一有权销售内防喷工具的单位，负责内防喷工具的采购（液压旋塞除外），对内防喷工具进行外观检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证；内防喷工具试压时间离出库时间不得超过7天，否则应重新试压；钻井队使用井控欠平衡中心检验合格的内防喷工具；对于使用液压旋塞的井，由井队申请、工程技术部上井进行试压检验，合格的发放试压合格证；

2)、钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护；

3)、旋塞在现场使用过程中，钻井队负责一周开关活动一次；旋塞和箭形回压凡尔，每使用100天由井控欠平衡中心到现场进行试压检验，试压检验合格的出具试压合格证，不合格者不得继续使用。钻井队填写内防喷工具使用跟踪卡片，记录使用时间和使用情况；

4)、使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符的箭形回压凡尔。

5)、在起下钻铤时，应准备一柱防喷立柱。防喷立柱应由钻杆立柱、箭形回压凡尔、钻杆与钻铤变扣接头组成。

第三十一条、井控装备投入使用后，钻井工程师和大班司钻负责管理井控装备，班组分工检查井控装备，认真做好井控装备班报表和井控设备跟踪卡片等资料的填写；月底由钻井工程师填写井控工作月报表和井控卡片，于次月十日前上报油田分公司井控管理部门。

第三十二条、对于在用的固井机应配备相应的管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作的需要，并配备从泥浆泵到固井机的供液硬管线。

第三十三条、钻井队应保证加重系统装置完好，对于钻井液密度超过1.80g/cm3的井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。

第三十四条、从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。对于山前、塔中等低温地区，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。

1、钻井队按照下面要求进行防冻保温工作：

1)、对于山前构造的井，采用两台煤锅炉加电保温结合的方式进行保温；

2)、对于沙漠腹地的井，采用两台柴油锅炉加电保温结合的方式进行保温；

3)、对于其它地区的探井，采用一台锅炉加电保温的方式进行保温；其它地区的生产井，采用电保温的方式进行保温；

4)、气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配备电磁排水阀；

5)、内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；

6)、应将使用过的钻井液气体分离器及进液管线的残余液体及时排掉，并对所使用的节流压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防止冰堵；

2、井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施：

1)、山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油；节流控制箱使用10号航空液压油；

2)、远程控制台要配备防爆电保温设施；

3)、气动节流控制箱配置防爆电保温装置；

4)、冬季注塑时，使用冬季用的塑料棒。

四、钻开油气层前的准备

第三十五条、钻开油气层前各井应做到：

1)、现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告；

2)、钻井队井控领导小组按照本细则，进行一次全面、认真、彻底的大检查，对查出的问题进行整改；

3)、根据本井的实际情况制定有针对性的技术措施和应急救援预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控措施等方面的技术交底；

4)、钻机地面高压管汇按井控要求试压合格，加重系统运转正常；钻井液泵上水罐安装液面报警仪，所有参与循环的钻井液罐安装液面标尺；

5)、钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计要求储备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂；

6)、组织井控知识培训和井控装备操作学习。按照关井程序规定，班组进行各种工况下的防喷演习，在规定时间内控制井口；

7)、落实坐岗制度和干部24小时值班制度；

8)、预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲试验，其它井在钻开油气层验收后开始做低泵冲试验；钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并记录。

9)、每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个砂岩层，做一次地破试验，绘出排量～压力曲线；试验最高压力不得大于如下两者之间的较小者：

a)井口设备的额定工作压力； b)套管抗内压强度的80%。

① 预探井地破压力试验控制当量密度不超过2.30g/cm3；

②其它井，试验最高当量钻井液密度为本井段所用最高钻井液密度附加0.5 g/cm3；

③对于碳酸盐岩地层，应进行地层漏失实验，试验最高当量钻井液密度，为预计下部施工中作用在井底的最高井底压力相当的压力；标出地破压力、地层漏失压力等并记录在井控工作月报和井控工作记录本上；

④压力敏感性地层不进行地层破裂压力实验和地层漏失实验。

第三十六条 严格执行钻开油气层申报审批制度。

五、钻开油气层和井控作业

第三十七条、有以下情况之一者，不准钻开油气层，应立即停工整改：

1)、未执行钻开油气层申报审批制度；

2)、未按要求储备重钻井液和加重材料；

3)、井控装备未按照要求试压或试压不合格；

4)、井控装备不能满足关井和压井要求；

5)、内防喷工具配备不齐全或失效；

6)、防喷演习不合格的；

7)、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的；

8)、无针对性的技术措施和应急救援预案。

第三十八条、从打开油气层（目的层）到完井，泥浆工坐岗观察井口和钻井液罐液面变化，录井队监测地层压力，并利用探测仪实时监测钻井液罐液面变化；钻进中出现钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察，地质和钻井技术人员进行分析判断并采取相应的措施；如发现溢流要立即发出报警信号并实施关井；报警时溢流量不得超过1m3，关井溢流量不得超过2m3。

第三十九条、在油气层钻进中，发现溢流应立即实施关井，严禁强行起钻到安全井段或循环观察。浅气层、浅气井以及安装54-14防喷器组的井采取硬关井控制井口；其它井采用软关井控制井口。长鸣笛为报警信号、两短鸣笛为关井信号、三短鸣笛为解除信号。

第四十条、关井后钻井队专人连续观测和记录立管压力和套管压力，录井队要监测关井立管压力和套管压力的变化。钻井队根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断溢流类型，选择合理的压井方法，进行压井施工计算，填写压井施工单。最大关井压力不能超过下面三项中的最小值：

a)井控装备的额定工作压力、b)套管抗内压强度的80%、c)套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力；对于技术套管下到油气层顶部的井（不包括浅气井），最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力。

第四十一条、落实压井岗位分工，做好应急准备，按压井施工单及时进行压井施工；利用节流阀控制回压，使作用于油气水层的压力略大于地层压力，排除井内溢流，重建压力平衡。

第四十二条、在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取放喷措施：

1、钻遇浅气层；

2、浅气井井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力；

3、井口压力超过井控装备的额定工作压力；

4、井口压力超过套管抗内压强度的80%；

5、井控装备出现严重的泄漏。地层流体为气体或含H2S等天然气气体时，应及时在放喷口点火。

第四十三条、不论全面钻进还是取芯钻进，钻开新的油气层起钻前，为保证起下钻安全，防止起下钻中发生溢流，应进行短程起下钻，起至安全井段静止观察，下钻循环检测油气上窜速度。

1、起钻后静止时间为：

1)、井深3000m以下（包括3000m）的井，静止2小时；

2)、井深3000m以上、5000m以下（包括5000m）的井，静止4小时；

3)、井深5000m以上的井，静止5小时。

2、油气上窜速度计算公式采用“迟到时间法”，满足下列条件之一才能起钻：

1)、起下一趟钻需要的时间(小时)+10小时<油气上窜到井口的时间(小时)；

2)、在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。

3、在起钻前应进行充分循环，循环时间不小于一个迟到时间，检查油气侵入情况；下钻到底后应循环排除后效后，再进行其它钻井作业。

第四十四条、起钻过程中，控制油气层井段的起钻速度；按井控规定向井内灌满钻井液，泥浆工和录井队监测人员认真核对灌入量和起出钻具体积；检修设备时，把钻具起到或下到套管鞋处，严禁空井或钻具静止在裸眼井段进行检修。

第四十五条、电测前通井时掌握油气上窜规律、计算安全测井时间，同时要压稳油气层；电测时，钻井队准备一柱带箭形回压凡尔的防喷钻杆和挂电缆接头，并定时向井内灌浆；电测队准备剪切电缆工具和电缆卡子；泥浆工观察钻井液出口，有异常情况立即报告值班干部。

第四十六条、在钻开油气水层后，下套管前应换装套管闸板芯子并试压合格（试压值不大于本次所用套管抗外挤强度的80%），下完套管后应充分循环钻井液排除后效；通过选择合理的固井方法、注水泥施工设计以及关井憋压候凝等技术措施，保证固井作业期间，压稳油气水层。

第四十七条、处理事故要保证井控安全。

1)、处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱的影响，保证液柱压力不小于地层流体压力；

2)、在油层套管进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应采取相应的措施，压稳油气层。

第四十八条、探井钻井中对已钻过的地层应及时组织测井，有测试条件的井段，要测试已打开的油气水层的地层压力值，为做好下步井控工作提供依据。

第四十九条、发生溢流、井涌、井喷实施压井作业后，三日内由钻井工程师写出《溢流压井专报》，交油田分公司井控管理部门。

六、井喷失控处理

第五十条、井喷失控，立即停车、停炉、断电，并设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。

第五十一条、测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划定安全范围。

第五十二条、按井喷事故逐级汇报制度进行汇报。

第五十三条、迅速做好储水、供水工作。尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。

第五十四条、成立由油田主要行政、技术领导为核心的抢险领导小组，指挥抢险工作；生产运行处具体协调、落实抢险事宜。

第五十五条、清除井口周围和抢险通道上的障碍物。已着火的井要带火清障。

第五十六条、抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底和演习，使有关人员心中有数。

第五十七条、处理井喷失控作业尽量不在晚间进行，施工时，不能在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。

第五十八条、做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音伤害等。

七、防火、防爆、防硫化氢措施

第五十九条、井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井，应有隔离带或隔火墙。发电房、锅炉房等摆放在季节风的上风位置。锅炉房距井口50m以远，发电房和储油罐距井口30m以远。

第六十条、井场电器设备、照明器具及输电线的安装应符合SY5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》的要求。钻井队消防工作按《塔里木油田钻井（修井）队消防安全管理办法》执行。

第六十一条、柴油机和固井机的排气管、锅炉的烟囱不破不漏，有防火罩。进入井场的机具、车辆应有防火罩。钻台下面与井口周围严禁有易燃易爆物品，钻机底座下无油污。

第六十二条、井场进行动火作业前，应进行动火审批，动火审批执行《工业动火安全管理实施细则》。

第六十三条、严格执行SY5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》要求，防止H2S等有毒气体进入井眼、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免人身伤亡和环境污染。

1、发现有H2S气体溢出地面，浓度超过20mg/m3时应用手摇式报警器报警；在井场H2S浓度不超过20mg/m3（14PPM）的情况下，可以连续工作8小时；井场H2S浓度超过20mg/m3（14PPM）的情况下，作业人员立即戴正压式呼吸器进行作业。

2、钻井井场应设置风向标；含H2S地区井和探井，钻井队配备4台以上的H2S监测仪，工作可靠，配备不少于10套的正压式呼吸器；其余井，钻井队应有2台以上的H2S监测仪，工作可靠，配备不少于4套以上的正压式H2S呼吸器。辅助专业执行《对含硫地区钻（修、试油）井辅助作业队伍硫化氢监测仪器及安全护品配备的暂行规定》。

3、营房应配备便携式H2S监测仪2台，一台手摇式报警仪和两台排风扇。

4、在含H2S气体的井段钻进，保证钻井液PH值不小于11，钻井液中应加除硫剂，并制定防H2S的应急救援预案。

5、在钻井过程中，为了防止硫化氢进入井眼、导致钻具氢脆以及保证人身安全，应压稳油气层作业。

6、发现溢流后要立即关井，避免溢流量增多；溢流后压井，采用压回法将地层流体压回地层，再节流循环加重；如无法实施压回法压井，则尽快采取循环压井的方法，当含硫化氢气体的钻井液到井口时，通过分离器分离，用点火装置点火，若需人工点火时，应由专人佩带防护用品点火，将气体烧掉。

7、一旦含H2S的井发生井喷失控，启动防硫化氢应急救援预案。

八、井控技术培训

第六十四条、提高井控技术水平和意识的有效办法是进行井控技术培训。塔里木油田对井控有关人员统一组织培训。未参加统一培训或考核不合格的，不得上岗。

第六十五条、井控操作持证者，每两年应参加复训和考核。考核不合格者吊销井控操作证。

第六十六条、在油田分公司的各类井控检查中，参加考试人员不及格者（60分为及格），应立即回基地参加本单位组织的井控学习，之后由油田分公司统一再次组织考试，考试合格者重新上岗，否则不得在应持井控操作证的岗位上工作。

第六十七条、井控培训的具体要求：

1)、工人能及时发现溢流，正确实施关井操作，掌握井控装备的安装、使用等；

2)、钻井队干部和钻井监督能正确判断溢流、正确关井、计算压井数据、掌握压井程序等；

3)、井控欠平衡中心的人员要掌握井控装备的结构、工作原理，现场安装、调试、故障的判断及排除等；

4)、塔里木油田主管钻井生产的领导及管理人员学习井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次井控及三次井控技术等；

5)、对钻井和地质设计人员、地质监督、测井监督、现场地质技术人员及相关人员也要做基本的井控培训；

6)、固井、定向井、录井、射孔、欠平衡钻井等服务人员应进行基本的井控培训；

7)、井控培训应涉及欠平衡钻井井控技术和H2S防护的知识。

九、井控工作九项管理制度

第六十八条、井控分级责任制度

1)、塔里木油田分公司分管工程技术的副总经理是井控安全工作的第一责任人，各分管领导是井控安全工作直接责任人。钻井技术办公室负责油田分公司的井控行业管理工作。质量安全环保处负责油田井控安全的监督管理工作。成立油田分公司井控领导小组，组长由井控安全第一责任人担任。井控领导小组全面负责油田的井控工作。

2)、各事业部和各项目经理部负责所辖井钻井全过程的井控安全。

3)、工程技术部负责井控装备和内防喷工具的管理并提供井控技术服务。

4)、各勘探公司经理为本公司井控安全第一责任人，应成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。勘探公司全面负责各井总包作业期间井控安全问题的处理，完全承担各井总包作业期间的井控安全责任；并承担日费井中的井控操作责任。

5)、现场井控第一责任人是钻井队平台经理，班组井控第一责任人是当班司钻，溢流监测责任人是当班泥浆工；录井队溢流监测责任人是联机员。

6)、钻井技术办公室每半年至少组织一次油田分公司井控工作大检查，各事业部和各项目经理部每季度至少组织一次井控工作检查，勘探公司每月进行一次井控工作检查。

第六十九条 井控操作证制度

1)、指挥和监督钻井的领导干部、技术人员、安全管理人员和从事钻井工程设计的技术人员；

2)、钻井监督、钻井队平台经理、钻井工程师、HSE监理、大班司钻、钻井液技师、正副司钻、井架工和泥浆工； 3)、地质监督、测井监督、现场地质管理人员和地质设计人员；

4)、井控欠平衡中心的主任、副主任、技术人员、维修人员、现场服务人员；

5)、钻井技术服务公司的正副经理，技术人员；

6)、定向井服务公司主管生产的正副经理、定向井工程师；

7)、钻井液技术服务公司主管生产的正副经理、现场管理人员、钻井液工程师；

8)、固井公司主管生产的正副经理、固井队正副队长、固井工程师、井口班班长、主副操作手；

9)、录井公司主管生产的正副经理、录井队队长、地质师、联机员；

10)、测井公司主管生产的正副经理、测井队队长、操作工程师；

11)、酸化压裂公司主管生产的正副经理、正副队长、工程师、井口班班长、主操作手；

12)、测试公司主管生产的正副经理、正副队长、测试工程师、井口测试工；

13)、地面队正副队长； 以上人员应参加井控培训，考核并取得井控操作证。无证的领导干部、工程技术人员无权指挥钻井生产，工人不得上岗。凡未取得井控操作证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。

第七十条、井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度

1)、井控欠平衡中心负责井控装备的检修、试压、现场指导、巡检服务及制定装备、工具的配套计划；

2)、井控欠平衡中心负责套管头、采油树的现场安装以及井控设备的试压；由钻井监督验收，合格后方能进行下步施工；

3)、井控欠平衡中心建立分级责任、保养维修责任、巡检回访、定期回收检修、资料管理、质量负责和培训等各项管理制度，不断提高管理、维修和服务水平；

4)、钻井队钻井工程师和大班司钻负责井控装备的管理，班组负责井控装备的日常检查、保养，及时发现井控装备存在的问题并通知井控欠平衡中心，并认真填写井控装备班报表；

5)、井控管理人员和井控欠平衡中心巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题，确保井控装备随时处于正常工作状态； 6)、井控欠平衡中心每月的井控装备使用动态、巡检报告等应在每月10日前上报油田分公司井控管理部门；

7)、采油（气）井口装置等井口装备应经井控欠平衡中心检验、试压合格后方能上井安装使用；采油（气）井口装置在井上组装后，应整体试压，合格后方可投入使用。

第七十一条 钻开油气层申报、审批制度

1、申报程序

1)、井队工程师是第一申报人，勘探公司主管井控的部门负责具体的申报事宜;

2)、钻井队在进行钻开油气层的申报前应进行自检自查，合格后方可进行钻开油气层的申报;

3)、钻开第一个预计的油气层（注：探井为目的层，生产井为油气层）前七天，由所承钻的钻井队向所属公司进行申报;

4)、对于油气显示提前的井，发现油气显示后，立即停钻，向油田分公司业主单位及时申报;

5)、井队按验收标准检查合格后，由钻井工程师填写《钻开油气层申报验收资料本》一式两份，放在井场，由井队钻井工程师将申报内容汇报至所属勘探公司主管部门，由勘探公司主管部门填写《钻开油气层申报表》并上报业主单位进行批复。

2、检查与审批

1)、业主单位收到《钻开油气层申报表》后安排检查验收，对于特殊情况和停钻待验收井，应立即组织验收。

2)、由业主单位牵头组织，工程技术部、勘探公司参加检查验收，验收合格，经验收小组组长签字同意后，方可钻开油气层。

3)、检查验收情况记录在《钻开油气层申报验收资料本》上，一份井队留存，一份报业主单位留存。

4)、验收结束或整改完毕后，油田分公司业主单位向钻井技术办公室通报验收及整改情况。

5)、对于检查验收不具备钻开油气层条件的井，根据情况责令钻井队限期整改或停钻进行整改，待整改合格后方能钻开油气层，同时钻井队应将整改情况上报所在勘探公司，由该公司将整改结果上报业主单位和钻井技术办公室。钻井工程师负责在留存的《钻开油气层申报验收资料本》上填写整改情况，备查。

6)、钻井技术办公室负责监督钻开油气层验收制度的执行情况，不定期对钻开油气层验收情况进行抽查，抽查结果作为考核业主单位以及勘探公司井控工作的依据。

3、对于业主单位变更的井，现场应重新向新的业主单位进行申报审批。

第七十二条、防喷演习制度

1、钻井队从井控装备安装就绪起开始防喷演习。每周每个钻井班至少进行一次防喷演习，一月内各种工况下的防喷演习都要做到。演习后由钻井工程师根据演习情况进行评分和讲评，并填写防喷演习记录。

2、防喷演习的时间要求（从发出溢流报警信号，到关闭液动节流阀前的平板阀（节2a）的时间）：空井2分钟、钻进3分钟、起下钻杆4分钟、起下钻铤5分钟。

3、在溢流报警信号发出后，钻井监督、钻井队值班干部应迅速上钻台了解溢流关井情况。

4、软关井操作前井口及节流、压井管汇各闸门待令工况按照附图

五、图

六、图

七、图

八、图九执行；硬关井操作前，3#闸门常关，4#闸门常开，节2a常关，井口及节流、压井管汇其余各闸门待令工况按照附图

五、图

六、图

七、图

八、图九执行。

5、溢流监测岗位分工：

1）、泥浆工：发现溢流后立即报告当班司钻；

2）、联机员：发现溢流后立即报告当班司钻。、关井程序岗位分工：

1)、司钻：发出警报，负责刹把及司钻控制台的操作，关井完成后负责将溢流关井情况报告值班干部；

2)、副司钻：负责观察远程控制台的动作，接收指令在远程控制台进行关井或给储能器打压，同时传递相关信号；

3)、内钳工：配合外钳工完成井口操作，负责节流控制箱的操作，并传递节流阀开关信息；在关井后负责节流控制箱上立、套压的记录；

4)、外钳工：配合内钳工完成井口操作，并负责向司钻传递闸板防喷器、液动放喷阀、节2a的开关信息；

5)、井架工：配合井口操作，协助场地工完成节2a的的操作；

6)、场地工：在钻台下观察闸板防喷器和液动放喷阀的开关情况，并传递开关信息；负责节2a的开关操作，并传递节2a的开关信息；

7)、泥浆工：负责观察钻井液出口和钻井液罐液面情况；

8)、机工岗：站到可与司钻保持联系的位置，听候司钻的调遣。

7、软关井程序规定如下：

钻进中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；

2)、上提方钻杆接头出转盘面；

3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器，将钻具坐在吊卡上；

4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。

起下钻杆中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止起下钻作业；

2)、抢接箭形回压凡尔；

3)、打开液动放喷阀，关闭环形防喷器；

4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

5)、关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接方钻杆，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

起下钻铤中的关井程序：

1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；

2)、抢接防喷立柱，下放钻具； 3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器；

4)、关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；

5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接方钻杆，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

空井情况下的关井程序：

1)、发出溢流报警信号；

2)、打开液动放喷阀；

3)、关全封闸板防喷器；

4)、关闭液动节流阀；

5)、关闭液动节流阀前的平板阀；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次套管压力。硬关井程序规定如下：

钻进中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；

2)、上提方钻杆接头出转盘面；

3)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具坐在吊卡上；打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。

起下钻杆中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止起下钻作业；

2)、抢接箭形回压凡尔；关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门；接方钻杆；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

起下钻铤中的关井程序： 1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；

2)、抢接防喷立柱，下放钻具；关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门，接方钻杆；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

空井情况下的关井程序：

1)、发出溢流报警信号；

2)、关全封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次套管压力。

9、顶驱软关井程序规定如下：

钻进中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；

2)、提出第一个钻杆接头出转盘面；

3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器，将钻具坐在吊卡上；

4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。

起下钻杆中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止起下钻作业；

2)、抢接箭形回压凡尔；

3)、打开液动放喷阀，关闭环形防喷器；

4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

5)、关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀；接顶驱，打开环形防喷器；

6)迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。起下钻铤中的关井程序：

1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；

2)、抢接防喷立柱，下放钻具；

3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器；

4)、关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；

5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接顶驱，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

空井情况下的关井程序：

1)、发出溢流报警信号；

2)、打开液动放喷阀；

3)、关全封闸板防喷器；

4)、关闭液动节流阀；

5)、关闭液动节流阀前的平板阀；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次套管压力。

10、顶驱硬关井程序规定如下：

钻进中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；

2)、提出第一个钻杆接头出转盘面；

3)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具坐在吊卡上；打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。

起下钻杆中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止起下钻作业；

2)、抢接箭形回压凡尔；关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门；接顶驱； 4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

起下钻铤中的关井程序：

1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；

2)、抢接防喷立柱，下放钻具；关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门，接顶驱；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

空井情况下的关井程序：

1)、发出溢流报警信号；

2)、关全封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次套管压力。、安装54-14井控装备空井关井程序（实施硬关井作业）

1)、发出溢流报警信号；

2)、抢下防喷立柱；

3)、关半封闸板防喷器，打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次套管压力。

第七十三条、坐岗制度

1)、从安装防喷器开钻之日起钻井队泥浆工、录井队联机员开始坐岗；

2)、钻进中每15～30分钟监测一次钻井液液面，发现异常情况加密监测；起钻或下钻中每3～5柱钻杆或1柱钻铤核对一次钻井液灌入或返出量；在电测、空井时泥浆工应坐岗观察钻井液出口管。泥浆工应认真填写坐岗观察记录；

3)、坚持“1m3报警，2m3关井”的原则，发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。

第七十四条、干部24小时值班制度。

1)、从安装防喷器完开钻之日起开始，钻井队平台经理或钻井工程师应在井场24小时值班。值班干部应挂牌或有明显标志，在值班干部交接班记录上填写井控工作情况；

2)、值班干部检查井控岗位执行情况，发现问题立即整改。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷、井下复杂等情况，值班干部应在场组织指挥。

第七十五条、井喷事故逐级汇报制度。

1)、一旦发生井喷或井喷失控，钻井工程师负责全面、准确地收集资料；

2)、发生井喷事故后，钻井队平台经理负责向油田分公司生产运行处总值班室汇报，同时向业主单位和所属勘探公司汇报；要求2小时内上报到油田主管领导，24小时内上报到股份和集团公司有关部门。

3)、发生井喷事故后，保持各级通信联络畅通无阻，并有专人值班。

4)、对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，要追究领导责任。

第七十六条、井控例会制度。

1)、进入目的层或油气层后，钻井队每周召开一次以井控为主要内容的安全会议，值班干部、司钻应在班前班后会上布置、检查并讲评井控工作。

2)、勘探公司每月召开一次井控例会，检查、总结、布置井控工作，写出书面总结，上报油田井控管理部门。

3)、油田分公司每月召开一次井控例会，总结、协调、布置井控工作。

十 附则

第七十七条、本实施细则自发布之日起执行，如发生与本细则有冲突的情况，以本细则为准。

第七十八条、本实施细则由塔里木油田钻井技术办公室负责解释。

井控考试题目： 简答题:

1、井控管理9项制度（井控分级责任制度；井控操作证制度；井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度；钻开油气层申报、审批制度；防喷演习制度；坐岗制度；干部24小时值班制度；井喷事故逐级汇报制度；井控例会制度）。

2、那几种情况下不能钻开油气层：1）、未执行钻开油气层申报审批制度；2)、未按要求储备重钻井液和加重材料；3)、井控装备未按照要求试压或试压不合格；4)、井控装备不能满足关井和压井要求；5)、内防喷工具配备不齐全或失效；6)、防喷演习不合格的；7)、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的；8)、无针对性的技术措施和应急救援预案。

3、有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查（1、从车间运往现场前；

2、现场安装后；

3、每次固井安装套管头后；

4、钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天的；

5、试压间隔超过100天的）

第四篇：长庆油田分公司物资计划管理办法

长庆油田分公司物资计划管理办法

2.1物资计划是需求物资的单位根据生产实际向物资主管部门通过物资管理网络HM-ERP系统提请的物资需求量。

2.2物资计划管理是按照需求计划来管理物资采供过程的活动。包括计划上报、传递、实施变更计划、检查计划的完成情况。

2.3编制物资需求计划的目的：统一管理、集中采购、降低成本、规范运作。

2.4物资需求计划编制的原则。

2.4.1、统一领导、归口管理、分级负责、不留缺口。

2.4.2、保证重点、兼顾一般、综合平衡、全面安排。

2.4.3、真实、可靠，具有严肃性、预见性和超前性。

2.5物资计划编制的依据。

2.5.1、已确定的产能建设项目、油气田生产维修计划、矿建维修计划。

2.5.2、专业部门以公务通知形式下达的物资需求采购计划。

2.5.3、需要补充的库存物资。

2.5.4、日常生产维修用料。

2.6、物资计划的分类和上报办法

2.6.1、物资计划为生产维修和产能建设项目计划。

2.6.2、各采油（气）单位生产维修物资需求计划，以小队或井区为最小单位进行编制汇总，经班组长和小队主管队长审

批后上报（网络开通者，一律从网上上报，不通者以书面上报作业区），由作业区计划管理岗在电子商务网上汇总，经主管区长审批（见附表二）后从电子商务网上提交到各采办站；科研单位、助剂厂、输油单位，由各车间或输油站计划管理岗编制计划，经车间主任或站长审批后在上报厂、处、院采办站。由采办站业务岗按《长庆油田公司物资计划报送分类目录》(见附表一)的要求分类，经采办站站长和厂级主管领导在电子商务网上逐级审批（见附表三），属油田公司管理的物资上报物资装备部；属二级单位目录采购物资由各采办站按物资采购程序组织实施。?

2.6.3、长庆油田公司各产能建设项目组工程物资计划，由各项目组材料员依据施工单位根据工程设计图纸、施工方案编制的物资计划（对如沙石、砖瓦等部分用料计划可交施工单位自行采购，但要在施工合同中规定质量标准和要求）进行汇总后，经主管项目长审批后同时提交本单位采办站和物资装备部，属二级单位目录采购物资，由各采办站按物资采购程序组织实施，属油田公司采购物资由物资装备部组织实施。?

2.6.4、油气田勘探项目组、滚动勘探项目组和其它建设项目组，由各项目组主管材料人员根据设计图纸及施工方案编制物资需求计划，经主管项目长审批后，除沙石、砖瓦等部分用料计划可以交施工单位采购外，其余计划由项目组直接从

网上上报物资装备部。?

2.7、消防器材计划，由物资装备部和各采办站通过油田公司电子商务网自动提交到油田公司公安处，经审核同意后方可组织实施。

2.8、小型计算机计划，由物资装备部通过油田公司电子商务网自动提交到油田公司技术发展处，经审批同意购置申请计划后，由物资装备部组织或由各采办站组织实施。

2.9、员工个人劳动防护用品和特种集体防护用品计划，由各单位采办站根据员工个人防护用品基础卡片和生产岗位统一编制上报油田公司，每年5月1日前上报本冬季劳动防护用品计划，每年12月1日前上报第二年夏季劳动防护用品计划。

2.10、非安装设备与小型工器具购置计划，由生产运行处根据油田公司生产情况编制，通过油田公司电子商务网下达物资采购公务通知单。

2.11、石油专用管材需求计划分需求计划、临时追加需求计划两种

第五篇：华北油田分公司的精细管理

华北油田精细化管理

曾经原油产量位于全国第三位的华北油田，开发始于上世纪70年代，并于1978年产量达到1723万吨，至2003年累计生产原油2.18亿吨。但由于历史原因和特殊的地质条件，华北油田在连续10年产油1000万吨以上之后，于1987年进入快速递减阶段，1998年年产降至400万吨。原油产量在较短时间内出现的巨大落差，让以油气生产为生的企业面临重创。特别是在集团公司重组改制后制定的以效益为中心的原则，使没有多少外延空间的华北油田面临前所未有的挑战。

在困难和挑战面前，华北油田人不等不靠，按照集团公司和中油股份公司制定的工作目标，提出“向管理要效益”的经营思路。在过去的4年里，华北油田分公司实施精细管理，积极探索，从上至下建立起全新的经营理念，形成了一套有效的成本控制方法。在油气勘探生产中，华北油田通过实施一系列精细管理措施，不但使产量下滑局面得到遏制，而且使生产成本得到合理控制，油气勘探接连在新的领域取得突破，生产经营出现了较好的发展势头。

鉴于华北油田在精细化管理上的成功，对其经验进行总结和探讨，笔者认为应从以下三个方面着手进行：

一、华北油田分公司的精细管理能够取得成功的原因：

首先，认清形势，明确目标：面对错综复杂的矛盾，华北油田经过几年的不断探索，从理清企业发展思路入手，一切从华北油田实际情况出发，决定在管理上采取革命性措施，实施精细管理，建立并完善了“全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制”的精细管理体系，实现了老油田新管理的突破。

第二，管理全面化、规范化：由于华北油田把细化管理单元延伸为全方位整体优化，把量化考核指标延伸为全要素经济评价，把管理主体责权利相统一延伸为全过程系统控制。华北油田将精细管理的内容进行规范，使其更准确、更简明、更好操作。细分管理单元，量化考核指标，管理主体责权利统一。

第三，把精细管理作为一项系统工程贯穿于生产经营全过程：精细管理涵盖投资、成本、生产现场、勘探开发技术研究和思想政治工作等各个方面，让企业管理工作的更系统化。这一管理思路的深化，让“精细”融入到了生产经营过程中投资项目管理、精细成本管理、精细勘探开发管理、精细生产现场管理的每一个环节，从而达到以“人、财、物”为主体的高效运转，增强了企业管理运作的控制力。

第四，华北油田总结出来的“四个坚持”，就是思想认识上的深化，并转化为行动：大力实施全方位整体优化，不断提高勘探开发整体效率；大力实施全要素经济评价，不断提高勘探开发整体效益；大力实施全过程系统控制，不断提高勘探开发整体效益。

二、华北油田分公司的精细管理中运用的管理原理：

1.使用了系统原理

全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制。其本质是以强化管理促进发展方式转变，推进内涵式、集约化的可持续发展；核心内容是以制度和标准为指引，以风险控制为前提，以效益最优为目标，组织企业各管理单元精确、高效、协同和持续运行，以获得更高效率、更高效益和更强竞争力；关键要素是统筹规范、细化优化、技术创新和全员参与。体现在：

全方位整体优化：由“一体化统筹、规范化运作、标准化管理”三方面构成。这是对油田发展和企业管理的战略把握和整体考量，主要是通过组织制度安排和管理运作协调，对企业资源进行全方位系统优化、科学配置，提高全系统运行效率，实现整体、全方位的最优化。全要素经济评价：由“持续绩效考核，经济技术评价，突出整体效益”三方面内容构成。这是从成本投入、资本回报、技术分析等全要素层面，对企业进行综合经济效益和综合管理效率考核评价，体现了精细管理对人和事的细化、精确的管理。

全过程系统控制：大力实施全过程系统控制，不断提高勘探开发整体效果。由“构建一套体系，实施全方位控制，提高三种能力”三方面构成。这是通过建立科学有效的管控机制，来规范人的行为和事的过程，实现对管理单元、管理主体、管理流程等全过程的控制、约束和检验。应用科学管控机制，强化勘探开发管理和操作员工行为、油气开发生产预期目标、勘探开发工艺效率指标的控制约束，实现勘探开发过程健康、安全、环保，生产运行过程平稳、高效，开发系统效率明显提升，推进企业安全发展、清洁发展、节约发展。方法及效果：应用HSE系统管理平台，有效控制生产经营过程；应用指标系统管理平台，有效控制油藏开发过程；应用效率系统管理平台，有效控制开发工艺流程。

2.使用了人本管理原理

首先在管理中，把人看作最主要的管理对象和最重要的资源，确立以人为本的指导思想及依靠广大员工实现组织发展，运用各种激励手段，调动和充分发挥人的积极性和创造性。例如：“两全激励法”是第四采油厂为提高员工素质、提高劳动效率而实行的薪酬办法。“两全激励法”本着“按劳分配、效益优先”和向有突出贡献人员及生产过程中苦、脏、累、险岗位人员倾斜的原则，采取的全额薪酬浮动和全员动态管理办法。

其次，华北油田分公司在推行精细管理时，一直把员工视为落实精细管理的主体，坚持以人为本，全员参与，充分发挥广大员工的主观能动性，让每一名员工都承担起精细管理的执行者和监督者两种责任。在与困难作斗争的过程中，这个分公司逐步形成“在挑战中创新”的企业精神，建立了“精细管理、全员创新”的经营理念，员工能够认同油田分公司提出的发展目标，遵守各项管理规定，推动企业走出困境，这是实施精细管理、推动科学发展的决定因素、力量之源。

3.使用了权变管理原理

管理体制的权变：细化现场管理，把员工的积极性调动起来。有以提高采收率为主的“一组一策”基层现场生产管理模式，有激励员工奋发向上的“六分四段”采油井站管理模式，有提高员工节约意识的“五单核算”及“成本树管理法”成本节约管理模式。这些具体到岗位的做法，提高了管理效益。

4.使用了创新管理原理

坚持与时俱进，开拓创新，在实践和发展中解决前进道路上遇到的问题。这是实施精细管理、推动科学发展的不竭动力。创新管理理念，促进了华北油田发展方式的转变，使油田勘探开发走出低谷，油气生产箭头向上，原油产量连续5年稳定增长，为油田科学发展闯出了新路。技术创新：“一井一剂一工艺”是采油工艺研究院在油田开发技术服务中应用的服务法，是以单井为基本研究单元，精细化学药剂的配方研究和工艺研究，使每一口井享有一种配方，得到一种工艺。

总而言之，“精细”拓展了华北油田生存发展空间，低投入高回报、低消耗高产出、低成本高效益，让这个老油田充满了活力和生机。

三、如何对产品的质量和成本进行有效控制

通过对华北油田精细化管理的总结和探讨，并就用于公司中，我认为在控制产品的质量和成本，应该注意以下工作：在产品开发设计过程中，除了选择最佳质量水平外，还应考虑设计阶段的成本，进行质量成本控制。设计阶段的成本一般包括设计规划成本，如调研费用、结构组合费用、条件审查费用等;试制实验成本，如样品试制费用、实验费用、鉴定评审费用等;技术管理成本，例如技术文件的管理费用、情报管理费用、设计管理费用等。上述这些费用既构成产品的设计成本，又是确保和提高产品质量所支付的费用，构成产品质量成本的一部分。产品开发设计质量成本控制的目的就是要以最低的成本设计出质量最佳的产品。产品开发设计质量成本控制的主要内容是： ①控制产品质量在适宜水平。通过产品质量最佳水平分析，确定开发设计产品的最佳质量水平。只有这样企业才能取得最好的质量效益，用户才能获取最佳的经济利益，从而保证质量成本的降低。

②运用价值工程原理进行工艺的质量成本分析。公差及最后加工的条件对成本的影响很大。过分严格或不必要的公差及最后加工条件的要求会造成不必要成本的增加。分析公差及加工程度的要求以决定能否放宽公差或变换较不昂贵韵材料都可以减低成本。设计人员的概念往往会造成不必要成本的增加。过分地追求完美的产品，使用最好的材料及最佳的工作方法都是造成成本增加的主要原因。应当采用适当的材料、适当的方法、最低的成本制造出符合顾客需求的产品。而非不计成本地使用最好的材料、最佳的工作方法做出最完美的产品。价值工程所强调的是以最低的成本来可靠地达成效用。

价值工程的主要目的在降低成本，但降低成本并非偷工减料或降低品质，主要是消除不必要的成本和过度的品质。所谓过度的品质就是超过能达成产品(机能)所需要的品质，由过度品质所造成的成本属于不必要的成本。

③加强设计的论证和评审，以保证产品的设计质量，实现预期的质量目标、设计论证和评审是开发设计新产品各个阶段决策的重要依据，根据评审结论，决定下阶段的工作方向和目标。为了做好论证评审工作，必须合理、正确地选择评价目标、确定各阶段的评价对象，并对产品或系统的功能、效果等进行科学的测定，然后根据评价标准作出审定结论。通过加强设计的论证和评审，可以防止设计试制过程中的大反复或停滞不前被迫下马等被动局面，并能将设计成本控制在最低水平。

④加强样品的试制和试验，保证产品设计质量的完善。样品的试制和试验是对设计工作质量的最好验证，是设计过程中的一种早期报警的重要形式，通过试制和试验考核，可以暴露出在设计中难以预料的问题，及早发现、予以修正，从而完善产品的设计质量，可以降低产品的设计成本。

⑤加强技术文件的管理，控制技术管理成本。技术文件包括设计图纸、产品配方、工艺规程、产品技术条件、产品说明书等，技术文件是制造过程生产技术活动的依据，也是质量管理的依据。因此，加强技术文件的管理，要做到技术文件正确、完整、统一和清晰，保证技术文件的质量。