基层井控管理（精选5篇）
基层井控管理 篇1
井控工作是石油与天然气勘探开发过程中的重要环节,是安全生产的重中之重。井控管理的重点与关键在基层,所以,做好基层井控管理工作,是当务之急,是实现效益与安全双赢的保证。
1 中国石油 2003 年至 2013 年典型溢流井喷险情
尽管重庆开县“12.23”事故后,各大石油企业更加高度重视井控工作,完善井控管理机构,落实井控工作职责,更新井控装备设施,加强井控知识培训。由于效益与安全的矛盾,人员更替频繁等,井控工作在基层单位开展的并不均衡。据不完全统计,2003年至2013年中国石油每年发生溢流150次以上,10年间发生井喷失控事故12起,基层井控安全形势依然严峻。
1)2006年10月5日1点20分 , 华北油田泉320-1X井一开钻进至1 294.24m后起钻第12柱发生溢流,2次抢接旋塞不成功,关井失败,泥浆在很短时间内喷至二层台,发生井喷。
2)2007年6月5日0点25分 , 吉林红岗油田红G+4-52井使用密 度1.25g/cm3钻井液钻 进至1 310m时突然发生井漏失返 ,0点50分在起钻中发生井喷失控事故,6月7日1点30分事故得到基本控制,井喷失控48h40min。
3)2009年1月14日18点 ,大港油田庄4-16K侧钻井钻进至1 647m起钻中发生溢流, 在关井观察期间发现与钻井四通连接处的3# 闸门刺漏,经抢险人员的全力抢险,15日0点压井成功,险情解除,没有造成人员伤亡和着火,没有造成较大环境污染。
4)2013年4月19日7点15分 ,青海英东油田英9-4-A5井处置井漏过程中发生井喷,4月19日20点05分关井成 功 , 险情得到 控制 , 历时12h50min,事故未造成人员伤亡和设备损毁。
2 典型事故发生的常见原因
井喷事故的发生是多岗位、多层次、多方面违章或工作不到位的综合结果[1], 主要表现在以下几个方面:
2.1 地质设计与工程设计缺陷
2.1.1 地质设计缺陷
地质设计中没有按要求提供全井段地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、浅气层资料、邻井资料、已开发区块注水井分布和分层动态压力数据。故障提示笼统,针对性不强,特别是对于油气层多年注采后的变化没有任何提示。如华北油田泉320-1X井,地质设计数据不全,无浅气层提示,只提供了主力油层的压力系数,没有提供全井地层孔隙压力曲线,使浅气层钻井技术措施和全井钻井液密度设计缺乏科学依据。
2.1.2 工程设计缺陷
1)井身结构不合理。表层套管下入深度不够,当钻遇到异常压力地层或遇溢流关井时, 在表层套管鞋处憋漏,钻井液窜至地表,无法实施有效关井;部分井设计不下技套,长裸眼钻进,同一裸眼井段同时存在漏喷层,更增加了井控工作的难度。
2)钻井液密度设计不合理。
3)防喷装置设计不合理 ,如浅层气井或稠油井只装一个单闸板防喷。
4)井控技术措施针对性、可操作性差。部分钻井工程设计中没有对邻井的井漏复杂或已发生溢流情况进行描述,没有对可能发生的井漏、漏转喷的风险进行提示,没有提出有针对性的预防和处理措施。
2.2 井控装置安装使用及维护不符合要求
2.2.1 井口不安装或未按要求安装防喷器
不安装或未按要求安装防喷器主要有以下几种原因:一是部分区块设计中,认为地层压力系数低,不会发生井喷,不用安装防喷器。如红G+4-52井在钻井过程中发生严重井漏,环空液面下降,导致浅气层的流体大量涌入井筒,引发井喷,由于没有安装防喷器,致使井喷无法有效处置。二是部分公司井控装备的配备数量不足,无法满足现场施工的需要,从而简化或不使用防喷器。三是单井大承包后,片面追求节约钻井成本,不安装防喷器。
2.2.2 井控设备的安装和试压不符合要求
部分基层井队为抢抓施工进度,忽略安装质量,对一些关键部位未进行标准安装, 造成在发生应急情况时无法发挥应有的作用。另外对井控设备的试压不按设计要求执行, 结果在关井过程中井控设备发生刺漏,造成险情。如大港油田庄4-16K侧钻井在钻进至1 647m起钻过程中,发生溢流,在关井观察期间发现与钻井四通连接处的3# 闸门刺漏,造成井喷失控。
2.2.3 井控相关设施配备不全或性能未达标
个别油气田未按具体情况配齐配全钻具内防喷工具、井控监测仪器仪表及钻井液处理装置和专用灌注装置。部分基层单位现场设备老化或无法运行,造成发现井下异常情况迟缓, 延误了处理复杂情况的最佳时机。
2.3 井控技术措施不完善或未落实
1)对浅气层的危害性缺乏足够的认识 ,无针对性的技术措施或未落实[2]。不做表层套管鞋处的地层破裂压力测试;不做低泵冲试验;钻完浅气层不求上窜速度; 循环时无人观察井口返出量及油气显示情况;不及时调整钻井液密度;发现异常情况后不关井,也没反复检查判断溢流;节流放喷时井口压力过高,大于地层破裂压力;压井钻井液密度过高等。
2)未采取措施预防抽吸压力。例如:原地大幅度反复活动钻具; 开泵循环时未观察油气显示、返出量;钻头泥包未解除就强行起钻。
3)油气层中钻进时不执行相关技术措施。起钻前不充分循环钻井液,使其性能均匀;在油气层中起钻速度过快;起钻不灌满或没有及时灌满钻井液,不认真校对灌入量是否正常, 下钻不认真校对返出量是否正常,不能第一时间发现井下异常情况。
4)空井时间过长,因设备故障检修时间长,也未重新下入井底循环除后效。
5)相邻注水井不停注或未减压 ,造成钻进过程中出水或出油,造成液柱压力降低引发溢流。
6)钻遇漏失层段发生井漏未能及时处理或处理措施不当。发生井漏后,要及时堵漏提高井眼承压能力,而不是只想到提钻防止地层坍塌卡钻埋钻具,更不应该不及时观察井口,液面下降而不能发现,最后造成溢流井喷。如青海油田英9-4-A5井,发生井漏后直接提钻,不确定井内钻井液液面,最后造成井喷事故。
7)不按设计要求执行钻井液密度 ,在施工过程中,不及时按设计要求调整钻井液密度,造成密度过高或过低, 发生井漏或溢流风险, 最终造成井喷险情。
2.4 未及时发现溢流,未及时关井
2.4.1 未及时发现溢流
作业人员业务素质不强, 不能对不同工况的溢流显示做正确判断;作业人员责任心不强,在明显溢流显示的情况下,要么思想麻痹,要么脱岗睡岗,以至于不能在第一时间发现溢流,演变成井喷。
2.4.2 未及时关井
1)井控设备交接不明,在遇到溢流时,因为某一井控设备的待命工况不明而不敢关井, 造成井喷事故。如泉320-1X井,不确定井口四通两侧闸门的开关状态,未敢关闭半封闸板防喷器。
2)井控设备在关井过程中出现故障 ,造成井喷事故。
3)岗位人员不在岗 ,分工不合理 ,操作不熟练 ,不能在第一时间抢接好设备,造成井喷事故。
3 做好井控管理工作的对策和建议
为了做好基层井控管理工作, 保证基层现场井控安全,重点应抓好以下几项工作:
3.1 设计的准确性
地质设计和工程设计是现场钻井作业的指导书,是决定钻井成败的首要环节。油气田设计部门要认真开展设计中井控方面的资料收集工作, 确保地质和工程设计为井控安全提供全面准确的资料数据,提高井控安全措施的针对性。
3.1.1 地质设计
综合应用地震、地质录井、测井测试,压裂等各类资料分析处理, 提供正钻井的压力剖面等资料信息[3]。对浅气层资料做详细解释 (层段、地层压力系数、油气水情况、临井复杂情况等),并对其潜在风险给予明确提示,工程设计要制定针对性的技术措施。设计要根据区块开发程度不断更新, 具有针对性和可操作性,特别对于老区开发,由于长年注水压裂,地层原始压力已被破坏, 而设计部门应根据当前井钻探情况和电测情况及时更新设计, 更好地为现场钻井服务,避免现场打遭遇战。
3.1.2 工程设计
工程设计书应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面和保护油气层的需要,设计合理的井身结构和套管程序。不能因追求效益而不下技套或简化井身结构。
工程设计书应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计, 钻井液密度以裸眼井段最高地层压力为依据,并附加一定的安全附加值。在紧急情况下,钻井队可以适当提高或降低钻井液密度,处理完毕后,需上报设计部门进行钻井液密度修改。
工程设计书中井控提示部分应对以往开发井出现的溢流井喷险情做详细介绍和重点提示, 以便井队在相应井段做好防范措施。
3.2 操作的规范性
开发过程中遭遇高压地层发生溢流是不可避免的,在第一时间发现,采取正确合理的操作步骤进行处理,一般是不可能发生井喷或井喷失控的。归根到底是由于现场人员在处置险情过程中无章可循、思绪混乱、错误操作所致。所以,对可能发生溢流井喷的先期预兆做好合理的预判并制定相关应急处置措施,井喷都是可控的[4]。
3.2.1 抽吸诱喷
从以上的案例中,可以发现,很多情况下溢流井喷发生在提钻作业中, 而导致溢流井喷的最初原因是抽吸所致。抽吸最大的危害是减少了井筒液柱压力, 加之无法向井内补充钻井液, 最终导致油气入侵,发生溢流,甚至井喷。
先期抽吸的情况下,应停止起下钻,将钻具下入井底循环调整好钻井液性能后再提钻。正式提钻前可先进行短程起下钻,检测油气上窜速度,确认好安全作业周期后再提钻。
若在提钻过程中已发现溢流情况, 因及时关井求压,进行节流循环排油气,而不能错误地继续提钻或敞开井口循环。
3.2.2 井漏诱喷
油气层中钻进阶段发生井漏, 特别是在井漏失返和含有浅层气的情况下, 是钻井作业中最可能发生溢流井喷的情况。最明智的处理方式是先进行堵漏作业,及时建立循环通道,稳定液柱压力,才能进行下步溢流处理。盲目提钻避免卡钻只会造成更严重的后果。
3.2.3 钻井液密度的执行力
执行设计是钻井作业的根本。因为设计是前期开发的总结,是无数次教训后的沉淀。特别是钻井液密度,它是平衡地层压力的根本。只有合理的钻井液密度才能有效地平衡地层压力,防止油气侵入井内,保证钻井施工的安全。
3.2.4 井控设备的待命工况
加强岗位井控设备定岗定责制度和岗位交接班制度的落实,必须保证井控设备处于待命工况,不管井下出现什么情况,都能在规定的时间内实施关井,对井口实施控制。要避免由于检查和交接不到位而造成不敢关井或关井错误情况的发生。
3.2.5 岗位应急处置的熟练性
对于现场岗位人员,应熟练掌握关井程序,在遇到突发情况时应能临危不惧,果断处置。平时应加强特殊情况下应急处置能力的培训, 让岗位人员对可能遇到的情况做到有心理准备。
3.2.6 发现或疑似溢流,应立即关井检查
任何情况下,返出量增加、钻井液总量增加、停泵后钻井液继续外返、提钻过程中外返钻井液,都应该立即关井检查,综合判断是真溢流还是假溢流。
3.3 设备的完整性
井控设备是实施关井作业的保证, 是防止油气喷出井口的屏障,是进行压井作业的通道,所以井控设备的完整决定井控的安全。
1)必须保证井控设备的齐全配置 ,应加大对井控设备的资金投入。
2)应根据相应井段中最高地层压力选择合适压力级别的井控设备,不要因压力级别低而造成事故。
3)应加强监测设备和灌注装置的更新 ,更换精度高、性能稳定的相关监测灌注设备,使现场在第一时间内发现异常、处理异常,减少处理复杂的难度。
4)应加强井控设备的安装标准、维护标准的实施。应按照标准进行安装,保证安装质量;安装完毕后,应按照设计要求进行试压,验证井控设备的承压性能,为关井后可能的关井压力提供安全保证。日常维护中应对关键要害部位进行细致检查, 发现问题应及时整改,保证井控设备处于待命工况[5]。
3.4 意识的防范性
加强意识的防范性, 任何异常情况在第一时间发现,及时汇报、及时分析,做出果断合理的处置,是防止出现井控险情的关键。基层现场每一个岗位都是井控管理的执行者,有责任有义务做好井控工作,在平时的工作中,要始终把井控防范意识放在心上,对现场出现的任何异常情况都要做到及时汇报,及时分析处理。
不管是操作者和管理者, 在井控工作上都不能偷工减料,该安装的设备要安装,该执行的井控技术措施要严格执行。
3.5 培训的重要性
低成本经营压力、人员更替流动性大、对井控技术和原理掌握少、对井控事故没有感性认识、岗前培训时间短等问题,对井控培训提出了更高的要求。
1)岗位工人的培训。突出在判断、发现油气侵知识、关井程序、设备的安装维护使用、一次井控的技术措施4个方面加强培训。
2)技术干部的培训。突出在出现油气侵后安全周期的确定、关井后如何节流循环、如何压井、压井参数的计算4个方面加强培训。
3)管理干部的培训。突出应急程序、关键时刻的决策能力、应急资源的组织能力、井控制度的熟悉及落实4个方面加强培训。
当然,对基础井控知识应做到普及培训,在进行培训的过程中, 应通过相关井喷教育片对学员进行感性教育, 让他们明白井喷失控的危害性和井控工作的重要性。另外, 应对以往典型案例进行案例分析,设置障碍,提出问题,并加以讨论。让学员掌握主动性,真正的学以致用。
3.6 监督的专业性
现场监督是井控设计执行的检查者, 是井控隐患的发现者,是井控安全的监督者。做好井控监督工作,对井控安全起到至关重要的作用。
1)监督到实处。对现场关键技术措施的执行情况, 要做到监督到现场; 对日常井控设备的待命工况,要做到检查到零件;对违反井控要求的操作,要做到及时制止。
2)加强自我学习。监督自身要加强井控知识的学习,对井上的工况做到充分了解,对可能的隐患做到及时提醒,督促现场做好井控工作,让监督的作用充分显现。
4 结束语
基层井控工作是一项系统管理工程, 需要全员参与与重视[5]。营造“人人懂井控,人人抓井控,人人会井控”的良好局面,需要得到建设方和施工方的密切合作,需要提升现场管理者对井控的重视性,也需要进一步提升井控培训机构培训质量。井控工作的成败关系安全与效益,只有抓好它,才能实现安全、高效、盈利。
摘要：从中国石油2003年至2013年间发生的典型溢流井喷险情入手,分析了导致这些典型事故发生的常见原因,从设计、操作、设备、意识、培训、监督6个方面提出了加强设计的准确性、操作的规范性、设备的完整性、意识的防范性、培训的重要性和监督的专业性等基层井控管理工作的对策和建议。
关键词：井控工作,基层井控管理,井喷事故
基层井控管理 篇2
中国石化油〔2015〕374号
2015年6月26日 基本要求
1.1 井控管理应贯彻落实“安全第一，预防为主”方针和“安全发展”、“以人为本”理念，切实加强管理，严防井喷失控和H2S等有毒有害气体泄漏发生，保障人民生命财产和环境安全，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源。
1.2 井控工作是一项系统工程，涉及井位选址、地质与工程设计、设备配套、维修检验、安装验收、生产组织、技术管理、现场管理等项工作，需要设计、地质、生产、工程、装备、监督、计划、财务、培训和安全等部门相互配合，共同把关。
1.3 本规定所称“井控”是指油气勘探、开发、地下储气全过程的井口控制与管理，包括钻井、测井、录井、测试、注水（气）、井下作业、油气生产、储气注采和报废井弃置处理等生产环节。
1.4 本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征之一的井。其中“高产”是指天然气无阻流量达100×104m3/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上。
1.5 本规定所称“工程施工单位”是指提供钻井、测井、录井、固井、井下作业、试油（气）等服务的专业施工单位；本规定所称“油气生产单位”是从事石油与天然气开发生产的采油、采气和地下储气库运营等单位。1.6 本规定适用于中国石化陆上石油与天然气井控管理；海上井控管理应根据海上井控特殊要求，在本规定基础上修订完善执行；境外油气生产应根据资源国的特殊要求修订完善执行。
1.7 油田勘探开发事业部、石油工程技术服务有限公司、国际石油勘探开发有限公司和天然气分公司分别为集团公司境内油气勘探开发、石油工程技术服务、境外油气生产和地下储气库等“四大业务板块” 的井控安全管理主体和井控安全责任主体。
1.8 各油田分公司、地区石油工程公司均应根据本规定，结合油气生产和施工作业实际，认真开展区域井控风险评估，并针对不同区域风险级别，制定出具体实施细则报井控办公室备案。2 井控管理基本制度
2.1 井控分级管理制度。集团公司井控管理实行“集团公司领导，井控工作领导小组办公室管理，安全监管局监管”。“四大业务板块”专业化对口管理，企业是井控责任主体具体负责”的井控分级管理制度。
2.1.1 集团公司成立井控工作领导小组，组长由股份公司总裁担任，副组长由分管油田企业的副总经理和高级副总裁担任，成员由油田勘探开发事业部、石油工程技术服务有限公司、国际石油勘探开发有限公司、天然气分公司、安全监管局、能源与环境保护部、外事局、物资装备部、生产经营管理部、发展计划部、集团（股份）财务部和人事部等部门负责人组成。
油田勘探开发事业部加挂集团公司井控工作领导小组办公室牌子，归口管理集团公司井控工作，统筹负责集团公司井控工作的日常综合协调和监督管理。
2.1.2 油田勘探开发事业部、石油工程技术服务有限公司、国际石油勘探开发有限公司和天然气分公司分别为集团公司境内油气勘探开发、石油工程技术服务、境外油气生产和地下储气库等“四大业务板块”的井控安全管理主体和井控安全责任主体，应设置井控管理部门或岗位，并配置井控高级专家，配齐专兼职管理人员，具体负责本业务板块的井控管理与井控监督工作。2.1.3 油田分公司、地区石油工程公司应成立由行政正职为组长，分管领导为副组长，安全、工程、地质、生产、设备、计划、财务、人事、教育培训、供应、设计和监督等部门（单位）负责人参加的井控工作领导小组，并在技术部门成立井控办公室，负责日常井控管理与井控技术工作；重点地区成立专门的井控管理部门及设立井控高级专家。
2.1.4 各工程施工单位、油气生产单位以及设计、监督、井控设备检测维修等单位均应成立由行政正职为组长，相关部门参加的井控工作领导小组，明确责任部门，负责本单位井控工作。
2.1.5 各工程施工单位和油气生产单位的基层队伍，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，应成立以井控责任主体单位为组长，业主与相关单位参加的现场井控领导小组。
2.2 井控工作责任制度。按照“谁主管，谁负责”、“管生产必须管井控”和“管专业必须管井控”的原则，各级井控工作领导小组及成员部门均负有井控管理职责，应明确制定井控管理责任制。2.2.1 集团公司井控工作领导小组及成员部门职责 2.2.1.1 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，健全井控管理和监督机构，并落实专职人员。
（2）负责审定集团公司井控标准和管理制度。
（3）每年组织1次井控安全专项检查，及时发现并研究解决井控管理重大问题。
（4）定期召开井控工作领导小组会议，听取井控监督部门和事业部（专业化公司）的井控工作汇报；组织召开井控工作会议，总结部署井控工作。（5）审批重大勘探开发项目，保证井控本质安全。（6）审批井控隐患治理项目及资金。
（7）发生井控突发事件时，按照规定程序启动应急预案并组织抢险。2.2.1.2 井控工作领导小组办公室职责
（1）贯彻落实行业和企业井控安全标准、制度，组织制（修）订集团公司井控安全标准、制度。
（2）负责监督各业务板块的井控管理工作。（3）负责监督集团公司重大井控隐患治理项目实施。（4）负责筹备并组织井控安全专项检查。
（5）及时汇报井控监督检查工作，筹备集团公司井控工作会议，并负责贯彻落实会议精神。
（6）参与井控应急抢险与指挥，组织Ⅰ级井控事故调查处理。2.2.1.3 油田勘探开发事业部职责
油田勘探开发事业部行使井控管理责任主体职能和甲方井控管理职能，代表集团公司井控工作领导小组，全面行使办公室的日常监督、管理和协调的责任。专业化管理以境内业务为主。主要职责如下：
（1）贯彻落实井控安全法规、标准，组织制（修）订业务板块的井控安全标准、制度和规程，并认真组织落实。
（2）审批业务板块的井控隐患治理项目并组织实施。
（3）定期向集团公司井控工作领导小组汇报板块井控管理工作。（4）负责业务板块井控培训计划及井控新技术、新工艺和新装备的研究和推广工作。
（5）负责制定油气勘探开发总体规划方案、区域滚动开发方案的井控技术措施，以及预探井、高风险井、重点开发井的工程设计审查，确保井控本质安全。
（6）负责油气勘探开发劳务市场井控安全准入资质准入，并负责监督管理。（7）组织集团公司井控安全专项检查，组织业务板块开展井控日常检查工作及井控工作会议。
（8）负责业务板块的井控应急管理，并组织Ⅰ级井控应急抢险指挥。（9）负责业务板块的井控事故管理，组织Ⅰ级和Ⅱ级井控事故调查处理。2.2.1.4 石油工程技术服务有限公司是石油工程技术服务业务板块的井控安全管理主体和井控责任主体。主要职责如下：
（1）贯彻落实井控安全法规、标准，组织制（修）订业务板块的井控安全标准、制度和规程，并认真组织落实。
（2）审批业务板块井控隐患治理项目并组织实施。
（3）定期向集团公司井控工作领导小组汇报板块井控管理工作。（4）负责井控新技术、新工艺和新装备的研究和推广工作。（5）负责编制业务板块的井控培训计划和实施。
（6）负责预探井、高风险井、重点开发井的井控技术措施的制定和组织实施。
（7）参与集团公司井控安全专项检查，组织业务板块开展井控日常检查工作。
（8）负责业务板块的井控事故管理，参与Ⅰ级和Ⅱ级井控事故调查处理。（9）负责业务板块的井控应急管理，并参与I级井控应急抢险指挥。2.2.1.5 国际石油勘探开发有限公司和天然气分公司职责
国际石油勘探开发有限公司、天然气分公司分别为境外油气勘探开发业务板块、地下储气库业务板块的井控安全管理主体和井控责任主体。主要职责如下：
（1）贯彻落实井控安全法规、标准，组织制（修）订业务板块的井控安全标准、制度和规程，并认真组织落实。
（2）审批业务板块的井控隐患治理项目并组织实施。
（3）定期向集团公司井控工作领导小组汇报板块井控管理工作。（4）负责相应井控新技术、新工艺和新装备的研究和推广工作。（5）负责编制业务板块井控培训计划并组织实施。
（6）组织制定总体部署安排、重点工程方案的井控技术措施并组织实施。（7）负责业务板块的市场准入、承包商资质审查，并负责监督管理。（8）定期组织业务板块的井控安全专项检查。
（9）负责业务板块的井控事故管理，参与Ⅰ级和组织Ⅱ级井控事故调查处理。（10）负责业务板块的井控应急管理，并参与I级井控应急抢险指挥。2.2.1.6 安全监管局职责：安全监管局总体监督集团公司的井控工作。主要包括：
（1）建立完善的井控监管体系并督促实施。（2）参与井控应急处置。（3）参与调查I级井喷事故。
（4）负责组织调查涉及人员伤害或造成火灾爆炸等的I级井事故。2.2.1.7 生产经营管理部全面跟踪并详细了解井喷失控等应急事件的发展动态及处置情况，及时向中国石化应急指挥中心汇报。2.2.1.8 其他部门职责
能源与环境保护部重点做好应急过程环境保护工作，外事局重点做好境外企业的井控监督检查工作，物资装备部重点做好井控设备购置并对质量负责，发展计划部和集团（股份）财务部重点做好井控工作和隐患治理资金投入，人事部重点做好井控管理机构定岗定编和井控培训计划管理工作。2.2.2 油田分公司、地区石油工程公司及其所属油气生产单位、工程施工单位、设计单位、监督机构和井控设备检测维修单位，分别为各级井控安全责任主体，应按照“谁主管，谁负责”的原则，结合井控管理实际，明确企业（单位）及部门及其岗位的井控工作职责。技术部门负责井控管理与井控技术工作；安全部门负责井控监督工作。
2.2.3 业务板块井控管理主体单位、油田分公司、地区石油工程公司、工程施工单位、油气生产单位等均应设置井控管理部门或井控高级专家或专职岗位，确保井控责任制的落实。2.3 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，总部每1次，油田分公司和地区石油工程公司每半年1次，工程施工单位和油气生产单位每季度1次，基层单位每月度1次。2.4 井控工作例会制度。各级井控工作领导小组应定期组织开展井控工作例会。其中，总部每1次，油田分公司和地区石油工程公司每半年1次，并将会议纪要上报油田事业部（井控办公室），工程施工单位和油气生产单位每季度1次，基层单位每月度1次。
2.5 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”。
2.5.1 “井控培训合格证”持证岗位
2.5.1.1 业务板块井控管理主体单位的领导及管理（含监督）人员：行政正职，主管生产、安全的领导；勘探、开发、生产、钻井、安全、设计、监督部门领导以及参与井控管理的人员。
2.5.1.2 油田分公司和地区石油工程公司领导及管理（含监督）的人员：行政正职，主管勘探、开发和安全的企业领导；勘探、开发、生产、钻井、安全、设计、监督部门领导以及参与井控管理的人员。
2.5.1.3 工程施工单位与油气生产单位的领导及管理（含监督）人员：行政正职，主管生产、技术和安全工作的单位领导，正副总工程师；工程技术、生产管理和安全管理部门领导以及参与井控管理的人员。2.5.1.4 施工队伍
（1）钻井队（平台）：平台经理、正副队长、书记、钻井工程师（技术员）、钻井液工程师、安全员、钻井技师、大班、司机长、钻井现场操作工。（2）试油（气）与井下作业队（平台）：平台经理、正副队长、作业工程师（技术员）、安全员、作业技师、大班、现场操作工。（3）测井队、录井队、固井队：正副队长、现场施工人员。（4）采油（气）队：正副队长、技术人员、安全员。（5）地下储气库：正副主任、技术人员、安全员。2.5.1.5 其他人员
（1）钻井、试油（气）、井下作业等工程、地质与施工设计人员，现场监督人员。
（2）井控专业检验维修机构技术人员和现场服务人员。
（3）从事欠平衡钻井/控压钻井、气体钻井、试油（气）、钻井液、取心、定向等专业服务的技术人员及主要操作人员。2.5.2 “H2S防护技术培训证书”持证岗位
2.5.2.1 机关人员：在含H2S区域从事钻井、测井、录井、试油（气）、井下作业和油气开发的相关领导及管理人员。
2.5.2.2 现场人员：在含H2S区域从事钻井、测井、录井、试油（气）、井下作业、专业化服务和油气开发的现场操作及管理人员。2.5.3 上述培训及复审应在总部认证的相应培训机构进行；
A类井控培训取证由总部指定的井控培训机构负责。其余实行专业化培训。2.6 井控设计管理制度
2.6.1 从事钻井、试油（气）和井下作业工程设计的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。2.6.2 承担“三高”井设计人员应具有相应资格，地质设计人员应有高级以上职称；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。
2.6.3 油气井工程设计和施工设计均应有专门章节对井控工作提出系统的要求。
2.6.4 所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工；“三高”油气井由油田分公司分管领导或首席审批。如因未预见因素需变更设计时，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。2.7 甲方监督管理制度
2.7.1 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井监督工作制；一般开发井可实行“一般工序巡视监督，关键工序现场监督”工作制。
2.7.2 现场监督人员除履行工程质量监督职责外，应同时负责监督井控和HSE工作。
2.7.3 对钻井、试油（气）和井下作业监督人员实行资质管理；“三高”井和预探井的监督人员应持有总部颁发的监督证书。监督人员资质管理由油田勘探开发事业部负责。
2.8 井控和H2S防护演习制度。基层队伍应根据施工需要，经常开展井控和H2S防护演习。演习按照程序进行，并通知现场服务的其他专业人员参加。演习应做好记录，包括班组、时间、工况、经过、讲评、组织人和参加人等。井控、防H2S演习记录中应附综合录井仪截图曲线。
2.8.1 钻井井控演习分为正常钻井、起下钻杆、起下钻铤和空井4种工况。常规井演习应做到每班每月每种工况不少于1次，钻开油气层前需另行组织1次；高含H2S井演习应包含H2S防护内容，钻开含H2S油气层100米前应按预案程序组织1次H2S防护全员井控演习。
2.8.2 试油（气）与井下作业分为射孔、起下管柱、诱喷求产、拆换井口、空井等５种工况组织井控演习。常规井演习应做到每井（每月）每种工况不少于1次；含H2S井在射开油气层前应按预案程序和步骤组织H2S防护全员井控演习。
2.8.3 采油（气）队、地下储气库每季度至少应组织1次井控演习，含H2S井每季度至少应组织1次防H2S伤害应急演习。
2.8.4 含H2S油气井钻至油气层前100米，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500m范围内的人员和当地政府主管部门及村组负责人。2.9 井控设备管理制度
2.9.1 油田分公司、地区石油工程公司应明确井控设备管理机构，制定设备管理、检测查维修和定期检验制度，并建立设备档案。
2.9.2 所有井控装备及配件购置，必须是中国石化供应商生产的合格产品，所有井控装置在额定工作压力范围内必须能长时间有效密封。具有气密功能的闸板防喷器出厂应做气密检验，各项检验指标应满足《闸板防喷器出厂气密封检测技术规范》要求。
2.9.3 实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为13年，控制装置报废年限为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，用于“三高”气井的钻井四通不应超过7年。对于无明确标牌、无法确定使用年限的防喷器组、钻井四通等不允许在“三高”油气井使用。2.10 专业检验维修机构管理制度
2.10.1 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；未取得资质者不得从事相应级别井控检验维修工作。
2.10.2 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。2.10.3 防喷器组检验维修后，应分别进行低压和额定工作压力试压，先低压，后高压；用于“三高”气井的防喷器组应进行等压气密检验，且满足《在役防喷器气密封检测规范》要求。
2.10.4 用于“三高”气井的节流管汇、压井管汇和采气树进场维修应解体和清洗，并逐一更换闸阀密封件；壳体和管道应进行无损探伤，重新组装后应双向试压合格；节流管汇现场进行整体试压后应对各闸门按要求进行正反向试压。用于“三高”气井的钻井四通应无放喷记录并检测合格、钢圈槽、主侧通径等有维修记录的钻井四通不能在“三高”气井使用。普通井的钻井四通应有明确的使用档案。钻进四通的报废按相关标准执行。
2.10.5 专业检验维修机构应按照逐台、逐项原则，建立防喷器、控制系统、阀组、管汇、井口“四通”等使用维修档案。送检单位应提交装置在现场上的使用数据记录。
2.10.6 实行井控设备检测维修质量定期抽检制度，且抽检率不低于年维修量的2%。抽检工作由总部委托有资质的质量监督机构进行。2.11 井控装置现场安装、调试与维护制度
2.11.1 基层队应按设计要求，安装使用井口设备、井控装备和气防器具，并认真做好日常检验维护和记录填写。
2.11.2 钻井、试油（气）、井下作业和采油（气）使用的井口设备、井控装置，现场安装完毕或更换部件后，均应进行密封试压。
2.11.3 钻井与试油（气）防喷器除进行日常维护保养外，应进行定期检查。定期检查分3月期检查、1年期检查和3年期检查，检查方式和检查项点应执行SY/T6160《防喷器的检查和维修》。对浅井、中深井、深井、超深井防喷器的具体检查频次，油田企业可根据实际自行确定。
2.11.4 防喷器使用期满6个月应进行检测；使用期满仍须继续使用的，应经现场试压检验合格，待施工结束时，再送回专业检验维修机构检测。2.11.5 钻井、试油（气）、井下作业和固井作业使用的各类高压管汇，每半年由专业检测维修机构进行检测维修。
2.11.6 各类H2S检测仪、可燃气体检测仪、大功率声响报警器等气防器具，现场安装后应进行可靠性检测，声光报警、数值显示等达到标准后，方可投入使用。
2.12 开钻（开工）检查验收制度
2.12.1 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。
2.12.2 检查验收可根据具体情况，选择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，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）。2.12.3 承钻“三高”气井,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，再由甲方组织正式开钻检查验收。开钻检查验收应由企业副总师或以上领导带队，工程、生产、设备、安全、环保等部门人员参加。
2.13 钻（射）开油气层审批（确认）制度 2.13.1 钻开油气层审批制度
2.13.1.1 钻开第一套油气层100米前，地质人员提前3天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告；施工企业应在自检合格的基础上，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；获准一个月未钻开，须重新组织检查验收。“三高”气井应地区石油工程公司副总师或以上领导带队验收，若包括多个差异较大的主要油气层，验收间隔达30天以上，则每钻开一层，需组织验收1次。
2.13.1.2 业主企业检查验收由主管部门牵头，工程、安全、环保、消防等部门参加，并依据相关标准和制度进行。检查验收合格应下达“钻开油气层批准书”，同意钻开油气层；否则应下达隐患整改通知书责令限期整改。2.13.1.3 “三高”气井钻开主要气层检查验收，应由业主副总师或以上领导带队，地质、工程、设备、安全、环保、监督等管理部门人员参加。2.13.2 射开油气层确认制度。下入射孔枪前，施工主体单位应向业主单位提出射开油气层申请审批，经现场监督人员确认同意后，方可射开油气层。2.14 干部值班带班制度。钻井施工、试油（气）和井下作业均应实行干部24小时值班制度。开发井从钻开产层前100米，探井从安装防喷器到完井期间，均应有干部带班作业；“三高”井试油（气）作业，应有干部带班作业。2.15 坐岗观察制度。探井自安装防喷器至完井，开发井自钻开油气层前100米至完井均应安排专人24小时坐岗观察溢流，坐岗观察由钻井人员、钻井液人员和地质录井人员负责，坐岗记录时间间隔不大于15分钟，溢流井漏应加密监测。试油（气）和井下作业施工应安排专人观察井口，发生溢流应按程序处置并上报。2.16 井喷应急管理制度
2.16.1 钻井施工、试油（气）施工、井下作业和油气生产井应按照“一井一案”原则，编制工程和安全综合应急预案。应急预案应包括防井喷失控、防H2S泄漏和防油气火灾爆炸等子预案。
2.16.2 钻井施工、试油（气）施工、井下作业防井喷失控和防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及操作岗位等。
2.16.3 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。2.16.4 安全应急预案按照分级管理的原则，分别报当地政府和上级安全部门审查备案。
2.17 井控事故管理制度
2.17.1 根据事故严重程度，井控事故分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级。重点“三高井”的设计应报安全监管局和油田事业部备案。
2.17.1.1 Ⅰ级井控事故：井喷失控造成火灾、爆炸、人员伤亡，井口失控造成H2S等有毒有害气体逸散且未能及时点火。2.17.1.2 Ⅱ级井控事故：发生井喷事故或严重溢流，造成井筒压力失控，井筒流体处于放喷状态虽未能点火但喷出流体不含H2S，或虽含H2S等有毒有害气体但已及时点火等。
2.17.1.3 Ⅲ级井控事故：发生井喷事故，72小时内仍未建立井筒压力平衡，且短时间难以处理。
2.17.1.4 Ⅳ级井控事故：发生一般性井喷，72小时内重新建立了井筒压力平衡。
2.17.1.5 关井套压大于35MPa，建立井筒压力平衡困难时，业主单位可报请油田事业部（集团公司井控领导小组办公室）组织集团公司内井控高级专家协助其制定方案。
2.17.2 发生井控事故，事故单位应立即上报并启动应急预案。Ⅰ级和Ⅱ级井控事故应在2小时内逐级报至总部应急指挥中心办公室和办公厅总值班室，并同时报地方政府相关部门；Ⅲ级井控事故应及时逐级上报总部进行应急预警。
2.17.3 发生各级井控事故，均应按照“四不放过”原则调查处理。其中，Ⅰ级事故由油田事业部组织调查处理，有人员伤亡、火灾等由安全监管局组织调查处理，Ⅱ级事故由业务板块井控管理主体单位（部门）组织调查处理并报安全监管局备案，Ⅲ级事故原则上由油田分公司调查处理，Ⅳ级事故原则上由油气生产单位和工程施工单位调查处理。
2.17.4 井控事故责任追究应依据调查组的责任认定，分别追究甲乙各方责任。
2.17.4.1 因人为原因造成地层设计压力与实际压力出入过大，设计存在严重缺陷，承包商准入把关不严，甲方所负责材料存在质量缺陷，或因重大应急处置决策失误而造成事故发生，由甲方企业承担责任。
2.17.4.2 因违反设计违规作业或违章操作，施工设备出现故障，工程或所负责的材料存在质量缺陷，作业人员素质过低，应急物资组织不及时，或因现场应急处置不当等原因而造成事故发生，由乙方企业承担责任。3 钻井井控管理要求 3.1 井位选址基本要求
3.1.1 井位选址应综合考虑周边人口和永久性设施、水源分布、地理地质特点、季风方向等，确保安全距离满足标准和应急需要。在采矿区选址时，应同时考虑矿井坑道分布、走向、距离和深度等。井位选址安全风险评估不过关的不能布井。
3.1.2 井场道路应能满足标准要求，乡村道路不应穿越井场，“三高”气井及含H2S油气井场应实行封闭管理。
3.1.3 油气井井口间距不应小于3米；高压、高含H2S油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8 米。3.2 表层套管下深
3.2.1 表层套管下深应能满足井控装置安装和封隔浅部复杂层段（浅油气水层、疏松层、砾石层等）需要，且坐入稳固岩层应不小于10米；固井水泥应返至地面。
3.2.2 含H2S天然气井，表层套管下深宜不少于700米；井口与河流、沟谷水平距离小于1000米的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于300米；井口与河流、沟谷水平距离为1000-2000米的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于100米。3.3 钻井井控基本要求
3.3.1 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。当井筒地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按最大关井井口压力选用。“三高”气井井口段套管抗内压强度宜达到闸板防喷器额定工作压力。3.3.2 区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从第一层技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。
3.3.3 钻井队应按标准和设计要求，规范安装风向标、通风设备及固定式检测报警系统，配备便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装置、备用气瓶等。
3.3.4 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。
3.3.5 探井“三高”气井应安装双四通、双节流、双液气分离器；新区第1口探井和高风险井宜安装双四通、双节流、双液气分离器。钻开主要目的层前，应进行安全风险评估，落实评估建议和评审意见，控制井控风险。3.3.6 “三高”气井应确保3种有效点火方式，其中包括1套电子式自动点火装置。有条件的可配置可燃气体应急点火装置。3.4 钻开油气层应具备的条件
3.4.1 管理基本条件。加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报；进入油气层前50～100米，应按照下部井段最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，承压能力不能满足安全钻开产层要求时，不得钻开产层；应安排专人检查邻近注水（气、汽）井停注和泄压情况；页岩气井钻井及相邻井压裂应进行联动风险评估。
3.4.2 应急基本条件。高含H2S油气井钻开产层前，应组织井口500米内居民进行应急疏散演练，并撤离放喷口100米内居民。
3.4.3 井控基本条件。钻台应备好与防喷器闸板尺寸一致且能有效使用的防喷单根；“三高”气井应对全套井控装置及井口段套管进行试压，并对防喷器液缸、闸板、控制部分作可靠性检查。“三高”气井使用顶驱钻进时必须安装上下旋塞。
3.4.4 实行防喷器闸板胶芯定期更换制度。胶芯在含硫油气井、高压高产气井或一般油气井连续工作时间，分别达到3个月、6个月或12个月时，钻开油气层前应予更换。
3.4.5 物资储备条件。按照标准及设计要求，认真落实储备钻井液、加重剂、堵漏材料和井控配件等储备数量；对于距离远、交通条件差和地面环境复杂的井应适当提高应急物资储备标准。3.5 进入油气层主要井控措施
3.5.1 发现设计地层压力与实钻不符时应及时报告甲方；变更钻井液密度紧急情况可先处理、后补报。
3.5.2 按照要求进行低泵冲试验。起钻前应测油气上窜速度，确保油气上窜速度满足标准；下钻完毕应测油气后效。高压气层排完后效再正常钻进。3.5.3 起钻完毕应及时下钻，检修保养时井筒应有足够数量的钻具并加强坐岗观察。空井状况严禁检修保养。3.5.4 进行泡油、混油作业，或因其它原因需降低井筒液柱压力时，应确保液柱压力能压稳地层。
3.5.5 在含硫油气层钻进，钻井液中应提前加入足量除硫剂，并保证pH值应在9.5以上，并按设计书严格执行。3.6 溢流和井漏处置及关井原则
3.6.1 处置溢流应执行“发现溢流立即关井，疑似溢流关井观察”的基本原则。
3.6.2 岗位发现溢流、井漏及油气显示异常时，应立即报告司钻，做到溢流量1m3发现、2m3关井。
3.6.3 发现气侵应及时排除，钻井液未经除气不得重新入井。对气侵钻井液加重时，应首先停止钻进，严禁边钻进边加重。
3.6.4 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。抢接旋塞后，若要抢下钻具，必须打开旋塞再下钻。关井后应及时求压和确认溢流总量。
3.6.5 合理控制关井套压，未下技术套管的井，最大允许关井套压应不超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力的最小值。已下技术套管的井，最大允许关井套压应同时不超过井口装置额定工作压力和套管抗内压强度的80%。
3.6.6 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、置换法和压回法等措施进行处理。
3.6.7 压井施工作业应有详细方案，作业前应进行技术交底、设备检查、施工条件确认，并落实岗位操作人员；压井结束后应认真整理压井作业单。3.6.8 节流压井过程应严格控制液气分离器进液压力，不得超过额定工作压力的80%。如发现液气分离器抖动明显或超过其额定天然气处理量的50%时，应立即停止使用。
3.6.9 每次节流压井后，应对地面井控装置进行试压检查，“三高”气井立即更换节流阀。
3.6.10 钻进中如发生井漏，应将钻头提离井底至合适的位置以便观察，处理时遵守“先保持压力，后处理井漏”原则。3.7 井喷失控处理原则
3.7.1 采取相应措施保护井口装置，严防井喷着火和事故继续恶化。3.7.2 立即启动应急预案并做好应急响应，同时上报上级主管单位（部门）及当地政府。
3.7.3 制定井喷及井喷失控应急抢险方案时，应同时考虑环境保护，防止发生次生环境事故。抢险方案每个步骤实施前，均应进行技术交底和模拟演习。
3.7.4 含H2S油气井发生井喷失控，在人员生命受到严重威胁、撤离无望，且短时间内无法恢复井口控制时，应按照应急预案实施弃井点火。3.8 下套管固井井控基本要求
3.8.1 产层固井设计应有井控技术措施。
3.8.2 下套管前应压稳地层，油气上窜速度应小于10米/小时。起钻钻井液进出口密度差不超过0.02g/cm3。
3.8.3 下套管、固井施工过程应有专人坐岗观察，并控制套管下放速度。发现溢流或井漏，应停止下套管作业并进行处理，排除风险或采取可控措施后，方可进行下步作业。
3.8.4 揭开储层或非目的层揭开高压地层流体的井，下套管作业前，应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。实施悬挂固井时，如悬挂段长度不足井深1/3，则可采用由过渡接头和止回阀组成的防喷单根。使用无接箍套管时，应备用防喷单根。
3.8.5 固井和候凝过程应确保井筒液柱平衡地层压力，并专人坐岗观察；候凝时间不足，不得进行下道工序作业。3.9 裸眼井中途测试基本要求
3.9.1 施工应有专项设计，设计中应有井控要求。3.9.2 必须测双井径曲线，以确定坐封井段。
3.9.3 测试前应调整好钻井液性能，确保井壁稳定和井控安全；测试阀打开应先点火后放喷。
3.9.4 封隔器解封前必须压稳地层，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。
3.9.5 含硫油气井中途测试前，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。
3.9.6 含硫油气层禁止使用钻杆进行中途测试，应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采油气树、抗硫地面流程。对“三高”气井测试时，应提前连接压井流程，并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。3.9.7 含H2S的“三高”气井不允许进行裸眼中途测试。3.10 液相欠平衡钻井井控特殊要求 3.10.1 液相欠平衡钻井实施条件
3.10.1.1 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。
3.10.1.2 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。
3.10.1.3 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。
3.10.1.4 欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。3.10.2 液相欠平衡钻井井控设计
3.10.2.1 井控设计以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏类型、地层流体特性及邻井试油气等资料为依据，并纳入钻井工程设计中。
3.10.2.2 选择钻井方式和确定欠压值应综合考虑地层特性、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、预计产量、地层流体及钻井流体特性，以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。
3.10.2.3 选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具，应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等确定。
3.10.2.4 欠平衡钻井应安装并使用一套独立于常规节流管汇的专用节流管汇及专用液气分离器。
3.10.3 液相欠平衡钻井施工前期条件
3.10.3.1 成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。
3.10.3.2 组织落实施工作业准备、技术要求、作业交底、开工验收等事项；编写应急预案并进行演练。
3.10.3.3 对欠平衡钻井装备进行安装并试压合格；按标准和设计要求储备加重钻井液及处理材料、加重材料，并配齐消防、气防及安全防护器材。3.10.3.4 配备综合录井仪，且监测设备应能满足实时监测、参数录取的要求。
3.10.4 液相欠平衡钻井施工作业
3.10.4.1 发现返出量明显增多或套压明显升高时，应在确保安全的前提下关井求压，并根据压力调整钻井液密度。
3.10.4.2 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、钻井与钻井液参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常立即报告。
3.10.4.3 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，并以保持井筒压力稳定，钻井液密度不持续降低为原则，经综合分析后进行处理。
3.10.4.4 每次起钻前，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。
3.10.4.5 钻柱至少应接2个止回阀，其中钻具底部至少接1个常闭式止回阀。每次下钻前，应由专人检查确认钻具止回阀功能完好后方可入井。3.10.4.6 钻进或起下时，如发现旋转防喷器失效时应视现场情况确定下步施工措施或紧急关井。
3.10.5 进行液相欠平衡钻井时，如地层溢出流体过多应立即调整钻井液密度或控制套压进行控制，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等情况时，应立即终止欠平衡钻井作业。3.11 气体钻井井控特殊要求 3.11.1 气体钻井施工基本条件
3.11.1.1 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。
3.11.1.2 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。
3.11.1.3 实施空气钻井井段，返出气体中全烃含量应小于3％；实施氮气钻井井段，天然气出气无阻流量应在8×104m3/d以下。3.11.1.4 实施气体钻井的队伍应具有相应资质。3.11.2 气体钻井井控设计特殊要求
气体钻井井控设计应纳入钻井工程设计，至少应包括：分层地层压力系数、地表温度和地温梯度；准确预告所钻井段油、气、水层和预测产量，提供地层流体组份和性质；气体流量设计；气体钻井井控设备配备及安装使用；燃爆检测系统、消（气）防器具配备和安装使用；应急处置措施等。3.11.3 气体钻井准备及施工特殊要求
3.11.3.1 按照标准和设计要求，安装井控装置、气体钻井设备及监测仪器，配齐消（气）防器具及防护器材，并按要求储备钻井液及处理材料、加重材料。
3.11.3.2 施工作业前应进行作业交底和检查验收，技术交底和检查验收应由气体钻井工程师、地质工程师和井队工程师联合进行。3.11.3.3 编制气体钻井专项应急预案，并组织培训和演练。3.11.3.4 在钻柱底部（钻头之上）至少安装1只钻具止回阀。3.11.3.5 实施气体钻前，应关闭内防喷管线靠近四通的平板阀，且每趟钻活动1次；每趟钻至少应用喷射接头冲洗1次防喷器；下完钻应在钻杆顶部接1只可泄压止回阀。3.11.4 气体钻井终止条件
3.11.4.1 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8×104m3/d，应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。
3.11.4.2 钻遇地层出油，应立即停止并转换为其他钻井方式。3.11.4.3 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。
3.11.4.4 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。4 录井井控管理要求
4.1 录井队负井控监控职能。录井队对起下钻过程中的灌浆，出口流量，液面变化等现象应提醒施工方及提交书面异常报告。
4.2 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。
4.3 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。4.4 综合录井仪应能为现场监督、司钻及井场提供终端接口及通讯系统。4.5 “三高”气井录井，每个循环罐、加重罐、灌浆计量罐等均应安装体积传感器，并定期与钻井队的计量传感器校正并记录。
4.6 现场录井人员应加强地质分析，钻开油气层前应向井队预告。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。4.7 发现有油气或H2S显示，应先向当班司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。
4.8 钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察，发现井漏、溢流应及时通知当班司钻，并录取井控相关资料、溢流取样分析及异常通知单。
4.9 发生井喷或H2S浓度超标，应按井队应急预案统一行动。5 测井井控管理要求
5.1 “三高”油气井及重点探井测井前，应与钻井队、录井队制定联合应急预案，并组织联合演练。
5.2 “三高”油气井及重点探井测井应有测井施工设计，并按规定程序审批、签字。
5.3 测井车辆应停放在井架大门前方，并距井口25米以上。
5.4 测井队应由测井监督在施工前组织召开由钻井队、地质录井队参加的施工交底会，通报井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。
5.5 含H2S井测井，入井仪器和电缆应具有良好的抗硫性能，钻台配置移动式H2S报警仪；空气呼吸器和便携式H2S检测仪配备宜达到每人一具。5.6 施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满钻井液。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。
5.7 测井前应进行通井循环，保证井眼通畅、钻井液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。5.8 测井过程中发生溢流，应首先考虑剪断电缆并按空井溢流进行处理。5.9 带压测井应制定专门的井控应急预案，并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；带压测井防喷装置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，发现异常及时报告。试油（气）与井下作业井控管理要求
6.1 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，设计应包括井控和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含油、气现状。
6.2 井场设备就位与安装应符合作业区域的有关规定，道路及井场布置应能满足突发情况下的应急需要。
6.3 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。
6.4 井控装置安装要求
6.4.1 试油（气）与井下作业应安装井控装置，气井、高气油比井和高压油水井应安装液压井控装置，压力等级原则上应同时不小于施工层位目前最高地层压力和套管抗内压强度的额定工作压力。
6.4.2 储层改造作业，选择井控装置压力等级和制定压井方案时，应充分考虑大量作业液体进入地层而导致地层压力异常升高的因素。6.4.3 井控装置组合方式由企业根据标准选择，“三高”气井应安装剪切闸板。
6.4.4 井筒存在多种规格管柱组合时，防喷器通径应能满足不同外径管柱的井控要求，内防喷工具应配有相应的转换接头，并能迅速完成连接。6.5 电缆射孔应安装全封闸板防喷器、电缆防喷器、放喷管线和压井管线，并有专人观察井口和放喷管线出口，发生溢流时应迅速关井。
6.6 连续油管作业时，应安装连续油管防喷器及控制流程；含气抽油井进行起下抽油杆作业时，应安装抽油杆防喷器。
6.7 存在管柱上顶潜在风险的井进行起下作业时，应制定防止井内管柱顶出措施。起管柱过程中，应向井内及时补充压井液，并保持井筒液柱压力。6.8 采取不压井作业应使用专用设备并安装液控防喷装置。井口控制装置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。
6.9 不连续作业时，应关闭井控装置。
6.10 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。
6.11 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。
6.12 含H2S油气井作业应制定应急预案，并报当地政府审查备案，同时将H2S气体及危害、安全事项、撤离程序等告知500m范围内人员。6.13 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。
6.14 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，应由油田分公司主管部门进行安全评估、环境评估，并按评估意见处置。
6.15 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。油气生产井井控管理要求
7.1 采油（气）井、注入井应根据压力等级、流体特性选择井下和地面井控装置，并定期进行检测。采油树额定工作压力应与油藏相适应，采气树额定工作压力应高于气藏1个压力等级。
7.2 “三高”气井、高压含气油井应安装井口安全自动控制系统；含H2S井场应安装固定式H2S检测仪和防爆排风扇等，并配备足够数量的气防器具。7.3 采油（气）井、注水（气）井的开关井作业和一般性维护，应严格执行井口及其它井控装置的操作规程。气井、“三高”井投产前应编制开关井操作规程，规程应包括井控及硫化氢防护内容。
7.4 采油（气）井在生产过程中，应严格执行生产管理制度，及时开展生产动态监测和分析；含H2S、CO2等酸性气体的采气井，应按照工艺设计要求采取防腐、防垢、防水合物等工艺措施。
7.5 出砂气井应采取防砂、控砂措施，并制定针型阀、油嘴等节流装置和井口装置、管线冲蚀情况检查检测制度。
7.6 气井、“三高”井、含气油井配套的井口装置和管汇，应对其配件定期进行完整性、灵活性和密封性，以及腐蚀状况检查和保养，定期试压检测，并做好记录。
7.7 油（气、水）井清蜡、洗井、气举诱喷、生产测试、检维修等作业施工前，应提前预测压力变化，并编制施工设计书，其内容应包含井控及防喷措施。
7.8 加强岗位巡检管理，岗位巡检应包括井控内容，“三高”井、采气井、含酸性气体的生产井应加密巡检。巡检人员配置井控应急处理专用工具、H2S防护监测设备及气防器具。7.9 长停井井控管理要求
7.9.1 具有较高井控风险的长停井应及时治理，并纳入正常生产井管理。7.9.2 长停井应在地面明确标示，并具有完整的井口装置，其压力等级和完整性能应满足长期停产的井控要求。“三高”井应根据停产原因和停产时间，采取可靠的井控措施。
7.9.3 长停井应逐井建立完整档案，准确记录井场位置、投(停)产（注）时间、停产（注）原因、井下管柱、井下工具、流体性质、井口装置，以及地面配套情况、危险类型和程度等。
7.9.4 建立长停井定期巡检制记录制度。“三高”井、采气井、含酸性气体的长停井，每月检查应不少于1次；采油井和注入井每月应检查1次。并应根据巡检记录对地下流体流动性和机械完整性进行评估。
7.9.5 长停井应根据风险类型、风险程度、救援难度等，制定应急处置方案。废弃井井控管理要求
8.1 对已无开采价值或无法恢复生产的井，应按照油、气、水井工程报废和地质报废标准，由采油气厂报油田分公司提出报废申请，经相关部门审批后，按废弃井处置有关标准进行封井处理。
8.2 废弃井封井作业应按标准设计，并按程序审批。作业前应进行压井，压稳后方可进行其它作业。
8.3 废弃井封堵作业结束，应对井筒进行试压检验。
8.4 采油（气）及注入井废弃封堵后，井口套管接头应露出地面，并用厚度不低于5毫米的圆形钢板焊牢，钢板面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。
8.5 建立已封废弃井（含探井、开发井）档案及封井数据库，明确废弃井坐标位置、废弃方式等。
8.6 建立废弃井实行定期巡检制度，并记录巡井资料。含H2S、CO2等酸性气体的井每至少半年应巡检一次，其它井每年至少应巡检一次。9 地下储气库井控管理要求 9.1 建设时期要求
9.1.1 注采井在钻井、测井、录井、固井等施工过程中，井控管理应执行相关专业标准和本规定相关要求。
9.1.2 油气藏型气库应对同一构造上相关层位的原有油气井（含利用井和未利用井）进行封堵，封堵施工应严格按标准设计，确保有效封隔储气层。封堵施工完成后，套管接头应露出地面，并安装简易井口和压力表。9.1.3 封堵井应逐井建立档案，包括井位坐标、处理日期、封堵工艺等相关作业资料。
9.1.4 盐穴型气库井控安全应重视井筒和腔体气密试压、注气排卤、腔体监测。注气排卤施工应严格执行设计参数，并认真监测气液界面，确保井控安全。
9.2 修井作业时期要求
9.2.1 注采井在修井作业期间，井控管理应执行气田井下作业标准和本规定相关要求。
9.2.2 当油管壁厚低于最小设计强度要求的壁厚时，或油管柱、井下封隔器、井下安全阀等密封失效时应进行更换作业。9.3 生产运营时期要求
9.3.1 注采井和观察井的地下、地面井控装置均应根据压力选定并进行定期检测；盐穴型储气库注采井采气树同时应考虑盐穴上限压力，并满足防腐、盐穴密封、注气排卤、起排卤管柱以及注采气的要求。
9.3.2 注采井采气树、生产套管头、油管柱应满足气密封要求。9.3.3 注采井完井管柱应配置封隔器和井下安全阀，环空应注套管保护液，井口应设置自动高低压紧急截断阀。
9.3.4 储气库应每日定时巡检注采井、观察井和封堵井，巡检部位至少应包括井口、套管头、采气树的腐蚀情况和密封效果，以及安全关断装置、泄放系统的灵敏可靠性。
9.3.5 盐穴储气库应定期检测腔体形状，并监测库区地面沉降情况。9.3.6 油气藏型储气库应针对出砂井采取防砂、控砂措施，并制定冲蚀状况检测制度。
9.3.7 注采井在开关井作业前，应做好检查和准备工作，并按操作规程实施开关井作业。10 附 则
10.1 石油工程技术服务有限公司、国际石油勘探开发有限公司和天然气分公司应根据本规定制定具体实施细则。地区分公司、地区工程公司结合本地区或施工区域油、气和水井的特点制定井控实施细则，经审核后报井控办公室备案作为企业标准实施。
10.2 陆上CO2气体井控管理应参照本规定修订完善执行。
基层井控管理 篇3
钻井井控管理是石油天然气勘探开发过程中的关键环节, 是安全生产的重点。井控工作既是技术工作, 也是管理工作, 是一套系统工程。当前, 石油工程技术服务企业面临着严峻的挑战, 对井控管理提出了更高的要求, 井控职能部门间需要建立更加紧密的协同, 技术与管理人员的信息处理能力、决策频度和响应速度, 必须满足更高的实际要求。当前, 越来越多的企业建立管理信息平台支持自身的业务过程处理以适应市场的快速变化, 这不但提高了企业的管理效率, 而且科学管理也得到了空前的应用。
1传统井控管理方式的不足
相对来说, 传统井控管理有以下几点不足。
(1) 信息处理方式落后。几十年来, 井控信息管理基本处在电话联系、手工记录、计算器计算等半自动化状态, 劳动强度大, 工作效率低, 数据误差率高。
(2) 信息传递不及时。井控管理部门不能及时为领导提供需要的决策数据。领导需要的某些信息要靠相关管理人员通过查找资料、计算数据等方式获取。
(3) 信息反馈不及时。传统的井控管理工作主要依靠现场监督检查的方式, 而各基层队分布广、不集中, 这不仅需要大量的人力、物力, 而且很难做到对所有的基层队实现一致性全面覆盖。
(4) 信息存档不方便。由于所有的井控信息基本都是一些零散的表格和文件, 格式不一, 只能采用分门别类的纸质档案存档的方法保存, 不能进入一个统一的电子信息系统进行保存。
(5) 办公耗材大。每天大量的电话工作联系及纸质资料处理, 造成通话费用高, 打印耗材消耗大。
2利用信息技术推动井控管理模式的提档升级
现代工业化进程必须和信息化进程深度融合, 才能有效发挥信息技术的倍增效应, 加速工业化进程。随着计算机的普及, 带来了个人信息处理能力的提升;同时也只有充分发挥信息网络的优势, 才能更有效提升信息传递的效率。因而, 网络化的井控管理信息平台建立势在必行, 这必将对传统井控管理模式带来巨大转变, 这些转变和提升是深刻而具体的, 主要体现在:
提升井控管理规范化程度。现代管理流程优化离不开工作流理论。井控管理信息平台建设将工作流理论引入井控管理动态过程, 建立计算机网络支持环境下的高效的井控管理工作流模型, 业务信息按照既定的业务规则来流转, 避免传统处理方式中的随意性造成业务流程混乱。将岗位职责和规章制度分解固化到管理“流水线”上的每个节点, 从运行机制上保证井控管理举措得到有效实施和井控管理工作具体落实, 从而实现真正意义上的程序化、规范化运作。同时, 对所有井控相关业务单元实现了一致性的管理, 有效避免遗漏。
提升井控管理部门间协同意识。井控管理信息平台的建立, 能够打破部门分割, 实现协同工作, 提高工作效率。在现有部门划分的基础上, 相关人员都要对工作流程的输出负责, 并及时发现异常情况、解决出现的问题。这一方面可以实现工作流程的痕迹化, 解决部门间的推诿扯皮现象, 另一方面可以将工作责任风险层层分解, 提高各部门人员的责任意识。
提升井控设备管理的精细化程度。井控管理信息平台提供完备的设备管理功能。在支持设备的增加、修改和删除等基础操作基础上, 可以及时反映设备的使用和维修情况。设备维护的到期提醒功能, 确保井控设备的定期检测, 保证了设备的安全有效运行。具备监控关键井的封井器试压情况, 查询试压曲线等功能。对于每一个井控设备的整个生命周期内, 都可及时跟踪其运行状态和在各井队的分布情况, 实现井控设备全过程信息化管理, 规避设备运行风险, 同时为设备管理部门合理调配设备资源提供了准确、及时的数据支持。
促进井控持证的有效性管理。井控管理信息平台针对从事钻井和井下作业设计、管理、指挥、操作的各岗位人员进行井控培训合格证的一体化管理。可按油田名称、单位名称、姓名、岗位和培训的起止时间以及证书编号等搜索条件进行模糊查询, 对所有相关人员的井控持证情况实现了网络化统一管理。井控培训合格证的到期自动提醒功能 (可以设置提前若干时间预警) , 不仅加强了井控管理部门对过期证件有效预警, 同时也督导了井控培训的及时性, 有利于井控取、换证工作进一步做实、做细、做好。
促进井控现场问题的及时整改落实。钻井现场井控监督检查提出整改意见后, 由于施工队伍多或者地域分散等原因, 导致职能管理部门无法对存在问题的整改落实情况进行及时有效跟踪。井控管理信息平台针对井控监督检查工作, 建立问题整改的工作流程, 实现对井控问题整改的网络化流程管理。对检查问题的信息录入和整改后照片的上传、整改情况反馈、审核以及提交已整改记录表单生成等, 全部实现计算机网络化管理。相比传统的信息反馈形式, 信息平台更加精准地保证了原始数据的真实性和可追溯性。同时, 一体化的网络管理平台增加了工作的透明度, 有力推动了整改落实和及时反馈。
促进井控管理人员学习和科学决策。平台充分利用大数据存储和Web服务等技术, 以人机交互的方式, 形成了一套高效的自学习和决策支持系统。用户可以随时查阅井控先关的“会议纪要”、“井控培训”、“技术交流”、“应急体系”、“技术标准”、“规章制度”、“案例分析”以及“应急网络”等8个功能模块的技术和管理信息。系统提供了最新的井控技术规范、井控实施细则和井控相关的国家标准及行业标准, 汇集了国内外各大油田历年发生的钻井井喷和井下作业事故案例分析材料, 这些都给井控人员日常学习指明了方向, 更为各级领导处理决策、选择行动方案提供了衡量标准和理论依据, 保证了决策迅速、准确, 实现决策科学化。
3大庆油田井控管理信息平台建设及应用情况
大庆油田井控管理信息平台建设以行业、企业标准为基础, 通过对大庆油田井控工作各业务流程的认真梳理, 应用工作流理论进行分析优化, 创建了计算机网络支持环境下的“井控管理信息平台”并进行了推广应用。大庆油田井控管理信息平台于2012年7月在大庆和吉林探区所有12家井控相关单位正式上线运行, 截至2014年6月, 累计上传信息21000余条, 系统整体运行平稳。
通过该平台的建立和应用, 促进了井控基础管理向统一化、规范化、标准化的方向发展。实现了井控设备现场安装质量的监管等关键程序的实时管理, 强化了井控安全规范作业, 保证了安全生产;实现了对现场检查存在问题实时公布, 增加了透明度, 有力推动了问题整改和消项的落实, 提高了工作监督机制和效率;平台全面支持公司井控管理部门实施各项管理工作, 实现了信息资源共享和办公自动化, 大大提高了公司的井控管理效能。
基层井控管理 篇4
随着Intranet (企业内部网) 的普及, J2EE日益成为主流的企业级管理信息系统的开发平台。J2EE体系架构弥补了传统Client/Server (客户端/服务器) 模式客户端更新维护困难的缺陷, 适应了动态企业及时更新的需要, 采用被称为Browser/Server (浏览器/服务器) 模式的三层体系结构, 更新只在服务器端产生, 实现了网络用户在不同的地点、不同的时间、不同的系统环境下, 都能随时访问到最新的程序和数据资源, 提高了系统的易用性。大庆钻探井控管理信息平台采用J2EE技术开发, 并最终取得了较好的推广应用效果。
2 井控管理信息平台设计
2.1 总体架构设计
基于J2EE的井控管理信息平台结构体系与J2EE架构相对应, 也是基于组件的多层模式, 是基于Browser/Server模式的三层应用软件体系结构。客户端无需安装专用软件, 利用系统自带的Internet Explorer等Web浏览器向中间层发出对应用程序的执行及数据库的访问指令, 而不直接访问数据库服务器;中间层利用SQL语言、ADO (Active X Data Object) 组件对数据进行访问。中间层提供了三层模型中的逻辑应用服务器 (Application Server) , 它是一个Web服务器, 为客户端提供用户交互界面, 还承担业务逻辑控制和程序规则;数据库服务器提供安全的数据访问。由于业务逻辑和客户端分离, 大大降低了客户端负担及维护成本, 也便于集中优化服务器软硬件平台, 提高整体响应性能。
2.2 系统功能设计
根据对客户的需求分析和系统的目标设计, 将系统划分为不同的功能模块, 如图1所示。井控管理信息平台主要包含4个子系统, 分别是“权限管理系统”、“常务管理系统”、“决策支持系统”和“数据采集系统”, 共27个功能模块。各功能模块在主控菜单下调用执行或者由工作流驱动运行。
(1) 权限管理系统
实现用户基本信息维护和角色权限管理。可以定义用户、组织机构、角色、用户组、用户权限等信息, 并可以对用户、角色、用户组授权, 以便对每一个用户的权限进行严格控制。
(2) 常务管理系统
实现对井控相关日常动态信息的管理与维护, 重点是监控井控现场存在问题的快速发布和及时整改。井控管理中心对钻井现场井控检查后, 及时将存在问题及图片发布至平台, 钻井队针对存在问题按要求及时整改并上传整改情况 (文字及图片) 。相关人员可实时查询井控信息日报, 掌握钻开油气层申报审批、现场防喷演习、井控人员持证等关键环节项点的执行情况。井控设备全过程信息化管理, 可以查询井控设备的使用、维修、库存情况, 并提供设备维护到期提醒功能。具有监控关键井的封井器试压情况, 查询试压曲线等功能。
(3) 决策支持系统
发布井控相关的会议纪要、井控培训信息、应急体系、技术交流资料等, 便于技术及管理文件的上传下达, 提高井控管理时效。同时还包含最新全面的井控技术规范、实施细则和钻井井控相关的国家标准及行业标准知识, 汇集国内外各大油田历年发生的钻井井喷和井下作业井喷案例事故分析。用以增强井控意识, 规避井控风险, 为技术及管理人员提供学习资料和决策支持信息。
(4) 数据采集系统
对平台基础信息的维护和管理。主要包含井基础信息、井队基础信息和设备基础信息以及数据库维护等功能。
2.3 工作流分析设计
工作流技术是实现企业业务过程建模, 业务过程仿真分析、业务过程优化、业务过程管理与集成, 最终实现业务过程自动化的核心技术。首先, 以现有井控信息管理的工作流程为基础, 以行业 (企业) 标准和相关管理制度为依据, 以提高井控管理工作效能为目标, 梳理并建立计算机网络支持环境下的井控日常检查、井控持证管理、井控设备管理等井控管理工作流程模型, 如图2所示。
整个平台以数据库为核心, 以井控信息管理工作流为驱动, 实现功能与数据的高效流转。
2.4 数据库体系建立
通过对现有井控管理过程中36张工作报表中的数据进行细致的梳理和分析, 按照《石油工业数据库设计规范》和数据库设计的唯一性原则, 划分为61个工作数据表、7个基础数据表和12个管理数据表。采用Oracle数据库技术, 将分类结构设计和属性设计进行最优结合, 建立了大庆井控管理综合数据库。
(1) 建立数据库编码规范
参照行业标准《石油钻井工程信息代码》的命名规则和钻井工程井控技术领域的专业术语, 确定了数据库表和视图以及字段的命名规则。所有表和字段名称均采用其中文名称的汉语拼音首字母缩写作为代码。如遇到重码, 在代码后加一位数字1至9来区分。数据库表采用“子系统名称_模块域_数据表实体 (功能) 名称”的方式命名, 如“井控取证”数据表命名为JK_JKDT_JKQZ;数据库视图命名在“子系统名称”后增加字母“V”用以和数据库的物理表进行区分, 如“井控取证查询”视图命名为JK_V_JKQZ;字段命名使用专业术语和通用名称, 力求简单, 含义清楚, 如:井号—JH、井型—JX等。
(2) 数据库结构设计
井控管理信息数据库结构可划分成用户数据表、系统表、标准值表和视图四类。其中用户数据表记录平台用户录入或修改的数据;系统表是建立平台时系统生成的, 负责记录系统信息和设置、用户和角色信息以及工作流的过程数据等;标准值表为用户提供一些通用的常规数据标准值, 如封井器型号等;视图主要用来依据用户数据表生成特定的数据查询和统计结果。根据数据结构的分析, 建立相应的数据库表单。结合大庆钻探井控工作的实际需求, 确定数据表的数据项定义以及字段的长度、字符格式等。
3 几项关键技术的实现
3.1 用户身份验证与页面访问控制
根据公司井控管理组织结构将平台用户划分为系统管理员、井控中心管理员、公司领导、二级单位领导、信息员等5类16种角色, 基于角色访问控制和Web Services技术, 开发了用户管理、角色管理和资源管理等五个模块, 其间调用session函数, 分别对每个用户的菜单权限、功能按钮权限和数据权限等进行设置, 实现了对平台及页面访问的权限控制, 保证了信息的安全性和真实性。
3.2 实时信息反馈技术
传统信息系统中的审批流程不是反应迟缓就是缺乏对反馈的信息进行记录, 造成在实际操作中, 无法对反馈信息进行查询和处理, 形成各级管理部门间信息处理不清的矛盾。在平台开发中采用了实时信息反馈技术, 及时记录和反馈处理信息。实现了井控日常检查工作的网络化管理, 增加了工作透明度, 有力推动了整改落实及反馈。
3.3 自动预警功能
根据已有基础数据, 通过程序控制调用业务函数组件, 实现了井控设备维修和井控持证到期的提前预警功能, 增强了井控管理部门对过期证件和过期设备的监管力度。
4 应用情况及结语
大庆钻探井控管理信息平台于2012年7月在大庆和吉林探区相关12家二级单位上线运行, 实现了对井控管理工作所有关键环节的动态管理, 累计生成数据1.3万余条, 系统运行稳定。该平台将先进的J2EE企业管理软件开发技术与油田井控管理工作相结合, 将工作流理论引入井控日常管理, 建立了计算机网络支持环境下的高效的井控管理工作流模型。自主设计的预警算法, 实现了对井控设备维修、井控持证以及井队未整改问题等事件的自动到期提醒功能。平台的应用, 统一规范了井控管理流程和数据标准, 为二次井控决策提供了数据支持, 实现了全面、精细、准确、及时的井控管理。该平台在油田钻井领域具有广泛的适用性。
摘要：介绍井控管理信息平台的基本结构和功能设计, 阐述在井控管理信息平台中J2EE架构和Web数据库技术的运用, 描述构建基于J2EE的三层体系结构的井控管理信息平台的具体实现和关键技术。
基层井控管理 篇5
一、基层县支行内控管理工作存在的突出问题
基层县支行的内控管理工作具体可划分为控制环境、风险评估、控制活动、信息和传递、监督等5个方面, 对照这5个方面, 存在的问题主要有:
(一) 内控制度建设需要进一步加强
受人员编制少、业务素质参差不齐等条件限制, 少数县支行制定内部控制制度时大都没能紧密联系单位具体实际, 而是照抄照搬上级的实施细则和管理办法, 致使单位内部控制制度缺乏针对性和可操作性。随着县级支行职能的调整和业务范围的不断拓展, 多数县支行没能及时修订完善内控管理制度, 致使内控制度建设缺乏系统性、业务运作缺乏规范性。
(二) 内部控制环境需要进一步改进
内部控制环境是指对建立、加强或削弱特定政策、制度、程序及其效率产生影响的各种因素。当前, 基层县支行的内部控制环境不容乐观。一是仍有少部分职工对“内部控制”缺乏全面、深入的理解, 没能深刻认识“内部控制不仅是规章制度、方法措施及程序的建立, 更是通过完善制度、规范操作和纠改差错, 从而对各类风险进行事前防范、事中管理和事后化解的动态过程”。对内部控制的片面认识导致少数职工缺乏一定的风险防范意识和高度的责任意识。二是个别县支行缺失真正对领导执行制度的监督检查, 仅作表面文章, 只求会议上讲了、本子上记了, 没能切实发挥领导干部的表率作用, 在一定程度上影响了内控制度的执行效果。三是少数县支行忽视了职工的职业道德教育和风险防范教育, 致使职工执行制度时随意性较大, 存在有章不循的现象, 隐藏着较大的潜在风险。
(三) 内控评价考核体系需要进一步细化
内控评价是进一步加强内部控制、深入掌握内控状况、不断提高风险防范能力的一项重要举措。当前, 县支行内控管理工作缺少较为具体、操作性强的内控评价办法, 各单位的内控制度建设和执行情况无明确的评判标准, 平时的主要精力都放在了日常业务上, 缺乏对各类风险进行系统和科学的管理、控制, 对业务和管理活动中可能产生的各类风险, 没能定期和不定期地做出定量与定性分析识别、等级划分、原因分析、预计后果及制定应对策略。
(四) 内部控制信息交流机制需要进一步完善
内部控制信息是人民银行在内部控制过程中所产生、使用或记录的无形资源。在内部控制制度体系、内部控制制约机制运行和内部控制监督检查中会产生大量的内部控制信息, 但由于目前缺乏有效的信息交流与反馈机制, 这些信息资源未能有效共享与交流, 使内部控制监督成本加大, 也导致有些监督成果不能被有效利用。
二、关于促进内部控制管理的几点建议
(一) 积极推进内控管理文化建设
人民银行内控管理文化包括职工的风险观、风险内控意识和风险管理职业道德等内容。正确的风险观、敏锐的风险内控意识、良好的风险防范职业道德是扎实搞好内控管理的重要前提。一是要通过加强央行金融文化建设的方式, 引导职工自觉培养良好的职业道德风尚, 自觉提高对“内控管理”的认知程度和参与意识, 自觉保持“遵章守纪光荣, 违章操作可耻”的职业操守, 有效增强风险意识和责任意识。二是要建立规范的行为准则, 明确职工贯彻执行内部控制的具体要求, 通过培训、监督、考核等方式, 强化行为规范性。三是要实施行之有效的激励机制, 认真执行奖酬制度, 明确惩戒措施, 促进职工主动参与内部控制管理建设, 确保人民银行各项工作规范、有序和高效运行。
(二) 进一步完善内控管理制度建设
内控管理制度包括实施管理、操作和监督、制约等各个环节的所有流程规范, 应具有前瞻性和预见性。一是要对现行的各项制度进行全面清理, 及时废除过时的、不适用的旧制度, 增强严肃性。二是要结合实际, 及时修订完善操作性不强、落伍的规章办法, 增强可执行性。三是要将好经验、好做法, 及时以文字的形式总结出来, 增强有效性。四是要随着业务领域的不断拓展, 及时制定新的内控制度, 真正做到发展业务与内控制度建设同行。
(三) 充分发挥信息技术的促进作用
内部控制是一项系统工程, 必须将此项工作与业务流程改革及完善科技系统有机结合, 充分发挥信息科技系统在业务流程控制与风险防范中的促进作用, 通过业务监控系统的正常运行, 有效提高科技手段支持业务运行与风险控制的能力, 从技术上解决异常业务预警和阻止违规操作问题的发生, 不断提升县支行的风险防控能力。要建立有效的内部信息沟通与反馈机制, 在制度上畅通横、纵向交流和向外沟通的信息渠道, 促进信息能够及时地运用于业务运行和内部管理的各个方面, 保证上级行能及时发现下级机构内部控制操作中存在的隐患和缺陷, 及时督促整改。
(四) 尽快建立内控管理评价体系
建议上级行在反复实践总结的基础上, 统一制订人民银行内部控制评价标准和考核办法, 对内控风险评价内容、指标实行量化分析, 根据评价结果形成具体意见, 不断增强内控制度的合理性和时效性。
(五) 充分发挥监督检查岗位的职能作用