井控工作总结范文

2024-06-06

井控工作总结范文（精选5篇）

井控工作总结第1篇

认真搞好井控工作确保井控本质安全 ———渤钻井下作业公司第二试油工程作业部S08551队

我队以积极井控为指导，认真贯彻渤海钻探2011年井控要求，紧密围绕“提高技能、预防为主、安装到位、及时发现、正确处理、决无一失”的井控管理要求，牢固树立 “井喷是事故，井喷是灾难性事故，也是责任事故；井喷是可以预防且井喷失控是可以避免的”理念，以“一个杜绝”、“两个完善”和“三个提高”作为我队井控工作目标，大力加强我队井控工作。在2011年施工中从未发生井口失控和安全生产事故，并在渤海钻探工程公司及井下作业分公司的多次井控检查中受到好评。尤其是我队在2010下半年和2011上半年连续两次在渤海钻探组织的井控检查中获得第一名的好成绩。

上述成绩的取得，我们的具体做法是：

一、加强井控培训，提高职工井控技能及意识。我队从年初开始，认真组织职工进行了《中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定》和渤海钻探工程公司《十二项井控管理制度》、《井下作业现场井控考核试题库》以及华北油田公司《石油与天然气井下作业井控实施细则》的学习，通过学习使职工认识到了相关井控规定及井控知识。学习时由干部带班，技术员讲解，每周一课，每日一题，采取了强化学习和训练，职工还利用业余时间，自学岗位井控应知应会内容，小队每月闭卷考试，制定了奖惩措施，考试成绩直接与当月奖金挂钩，充分调动了职工的学习积极性。小队还对针对施工现场中的井控设备及设施进行原理及操作方法、维护保养、现场试压方法进行讲解，使职工对所使用的井控设备、设施非常熟悉，应用自如，增强了职工的井控技能。

本队坚持井控培训取证制度，妥善安排干队部和关键岗位人员去验证培训。使其持证上岗，成为现场井控的“明白人”使得本队的现场井控技能大大增强。

我队还积极传达上级各种文件精神及井控事故案例分析，经验分享，让职工认识到井喷失控的危害性、严重性，感悟到做好井控工作的必要性，大大提高了职工的井控意识。

二、加强施工现场井控装置管理。

我队认真做好井控装置的现场安装、试压、维护保养及冬防保温工作。对送井的井控装置进行检查验收，保证灵活好用，并具有试压合格证。井控装置必须与该井地层压力级别相匹配，按要求进行安装。井控装置现场安装后，要按标准进行试压，合格后才能使用。定期对井控装置进行维护保养，使其处于良好状态，维护保养工作责任到人，真正做到我的属地我管理。每天要对施工所使用的井控设备进行检查，使其灵活好用。冬季要加强井控装置的防护工作，安装放喷管线必须要有一定坡度，放喷管线内不得有积水。防喷器闸板内及井口闸门不得存有积水，每班开关活动一次。对井控装置建立台账，定期拉回井控车间试压。

三、进一步强化应急管理，提高处置能力。首先要建立健全井控应急组织机构，及应急处置预案。本小队每年制定《井喷失控事故应急处置预案》及针对每口施工井的具体情况制定了《井喷失控事故应急处置预案》，并建立了井控应急管理领导小组，明确了各自的分工及职责。施工前识别出施工中可能出现的井控险情并制定相应的应急处置措施，对全队职工进行交底。使职工做到心中有数，施工中一旦有紧急情况出现立即启动预案进行紧急处置，消除或减小事故造成的损失。

其次井控设备必须按标准配备安装到位，杜绝在不安装井控设备的情况下违章操作。

第三要提高员工的应急处置能力。我队定期组织班组成员举行防喷演习，每个班组每月进行至少两次不同工况的演练，通过演练使职工真正掌握了防喷应急演练的操作技能，提高了职工现场应急处置能力，面对突如其来的井喷险情，能够正确、快速处置确保施工井的井控安全。例如我对在楚28-42井施工时，设计提示地层压力系数0.9，电测解释为油水同层，属于2级风险井，发生井喷的可能性极低，但是就在电缆射孔第二炮地面装炮时井口突然发生溢流，且有增大趋势，做岗人员立即汇报技术员，技术员带班组成员立即启动应急处置预案，快速、正确处置，按防喷程序关闭了SFZ14-21封井器，防止了井喷事故发生，得到了公司大队的赞扬。这次险情正是我队有较强的现场应急处置技能才能有效杜绝了井喷事故的发生。

四、加强井控监管，杜绝违章操作及消除安全隐患。首先要落实队干部24小时值班制度，队干部在现场要起到监督职能，让“有感领导”在本队充分体现。每天班组要进行班前巡回检查，发现问题及时整改。督促岗位人员必须做到“六个自觉”。队干部每天还要对施工现场进行检查，发现隐患立即停止施工进行整改，对违章操作行为如：不安装防喷器、起油管不灌压井液、打开油气层后无人坐岗等行为要进行坚决制止并进行严厉处罚，消除了安全隐患，减小了井喷险情的发生。

其次井控工作的关键是“及时发现、正确处置”。队干部把好坐岗关，当发现溢流后，队干部要第一时间到达现场进行正确处置，这样更能减少井喷事故的发生。第三我队认真整改上级职能部门和各级领导检查查出的问题。对于在检查中查出的问题、隐患及提出的整改建

议，我队及时制定了整改方案，研究整改措施进行整改。将发现的问题落实到责任人，并制定出整改措施以及整改日期，保证问题得到了及时整改。队长为第一验收人，并进行监督跟踪，保证问题在规定期限内整改完毕。我队每周进行一次井控例会，对上周井控工作进行总结，查找不足，制定整改闭环措施，违章行为及事故隐患大大降低。

五、落实岗位责任制是做好井控工作的保障

全面推进属地管理，按照“我的属地我负责，我的属地我管理”的原则，我队落实井控岗位责任制并签订了井控责任状。每个岗位针对自己所负责的井控设备，交班前交接清楚并汇报给值班干部，对出现的问题在现场进行处理，对暂时不能处理的情况，由值班干部登记并上报及时整改完善，保证了井控的安全。严格要求值班干部对井控设备的使用达到熟练操作。加强坐岗人员的技能培训增强责任心。坐岗人员是井控工作的了望哨。溢流、漏失情况都由他们最早发现，一旦有井喷前兆，坚持“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查，预测溢流关井循环”的现场井控关井原则，及时果断处理井控险情。加强对井控装备的保养及监控力度。我们将井控装备的保养落实到了班组的每名成员身上，严格按照井控规定对井控装备进行定期保养，保证了所安装的井控装备是完好灵活好用。正是这种良好的井控管理方法，使得我队的井控工作取得一点成绩。“井控安全责任重于泰山”，我们还有许多不足之处，在今后的工作中我们会更加努力，把井控工作搞得更好！

渤海钻探井下作业分公司

第二试油工程作业部S08551队 2011年12月2日

井控工作总结第2篇

（2013年7月10日）

尊敬的集团公司井控检查组各位领导、专家：

大家好!首先，我谨代表井下作业公司对集团公司井控检查组莅临我公司检查指导工作表示热烈的欢迎。通过你们的检查指导必将有力的推动我公司井控工作水平的提高。下面将公司基本情况和2013年的井控工作做简要汇报：

一、基本情况及工作量完成情况

（一）队伍分布状况

公司作业队主要在采油厂进行油（水）井维护、大修，试油队主要在三新、两北等油（气）生产区域进行试油作业。2014年用于油田维护作业机组有24台，试油作业机组有12台，大修作业机组有8台。

（二）井控机构及设施现状

公司设有井控管理领导小组，并制定了相应的井控职责，下设井控办公室，负责日常井控管理工作。井控车间共有员工32人，2010年取得了集团公司甲级井控车间资质。车间工房面积1020㎡，配臵有自动化程度较高的井控水密封试压、检测设备，具有年检修防喷器、采油树等井控设备850台套的能力，主要担负井下作业井控设备、油气生产单位的采油树、深井泵的检修、试压工作。

主要井控设备有：各类防喷器118台，其中：液压双闸板防喷器28套，用于井下作业的35套、；环形防喷器4套；手动防喷器98台。有远程控制台32台，各种压井节流管汇62套，自封井口30台，旋塞阀193只，单流阀55只，试压堵塞器48只，正压式呼吸器20套，600型采油树 8套，1050型采油树13套。还配臵了井控抢险应急装备（井控抢险应急房），应急房内各种井控抢险设备、工具一应俱全，随时待命，能及时应对井下作业井控工作中出现的突发事件。

（三）井控目标

杜绝井喷及井喷失控事故，目标值为零；井控设备配备率100﹪；关键岗位井控持证率100﹪；井控检查隐患消项整改率100﹪；井控检查≥4次；综合服务满意度≥85；实现公司全年井控“零”事故的工作目标。

（四）工作量完成情况

截止目前，井下作业公司共计完成常规作业（投产、措施、维护）730井次，完成3口，累计进尺3749米，大修作业45井次，压裂酸化作业178层/98井次，常规测试36井次，未发生一起井控事故，全面完成了公司生产任务硬过半的工作目标。

二、上半年所作的主要工作

我们牢固树立“积极井控”的指导思想和集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，严格贯彻落实上级各项井控制度及规定，健全井控机构，落实井控职责，强化井控管理，增强井控意识，保障了公司各类井下作业的井控安全。主

要做法：

（一）完善井控机制，明确井控职责。

年初，公司为加强井控管理工作，规范井控管理程序，提高井控管理水平。将井控业务从监督部划分，单独成立井控办公室，重新调整了公司井控管理领导小组成员。此外，我们还制定了相应的井控职责和公司井控工作要点，编排了井控工作计划，及时修订了公司井控管理制度及井控管理网络。公司各作业大队、试油项目部和基层作业队，也相应成立井控管理领导小组，制定了井控工作规划。工作中，我们严格落实各项井控工作制度，使公司井控管理做到有章可循，时刻保持受控管理状态。

（二）突出重点工作，提高作业标准。

在日常工作中，我们重点关注一类风险井的施工动态，合理安排监控对象，加强大修、探井试油（气）、施工井控管理工作，严格落实井控“七项”管理制度和施工设计中的井控要求，针对风险较大的一级风险井，我们增加了现场检查频次，制定井控防范措施，措施落实到位，方可进行下步施工，及时消除了安全隐患。此外，我们加强施工队伍的搬迁安装、开工验收、过程督查环节，提高现场井控设备的安装标准，对现场井控管理不达标，重点井无井控措施的作业队，严格落实制度，停工整改，有力的保障了施工过程中的井控安全。

（三）加强隐患排查，制定井喷防范措施。

井控隐患排查和治理是抓好井控工作的重要环节，查出隐患能否彻底整改消项，是井控隐患整改工作的关键所在。为此，我们严格落

实集团公司、油田公司的各项井控管理规定，根据生产实际深入现场，查找井控管理存在的安全隐患，并制定了相应的防范措施。在排查中，针对施工设计编制不规范、指导性、操作性不强的问题，公司工程技术科制定了施工设计审批制度，规范施工设计管理程序，严把施工设计关，提高施工设计的准确性。对重点区域（涩北气田、昆北断块、油田外围长停井施工）和风险较大的施工井（探井试油（气）、地层压力较高的大修井），加强配套井控装备，特别是浅（测）钻、试油井，一律配套使用双闸板液压防喷器、节流压井管汇等井控设备，严格落实开工前的现场试压和作业监督的施工过程督查工作。作业队全部配备了多功能气体监测仪、防爆工具等安全措施，加强了施工中发生突发事件的防范措施。为加强现场井控设备管理，我们要求井控车间在做好日常井控装备维护、保养、检验、试压的同时，加强定期巡检服务，发现问题及时整改，保证作业现场的井控设备始终处于良好状态。另外，公司还建立井控隐患排查和治理的工作制度，每季度开展一次井控隐患排查活动，彻底消除重复性井控隐患的发生。对集团公司、油田公司井控检查存在的问题及隐患，我们严格按照隐患治理“四定”（定整改方案、定资金来源、定项目负责人、定整改期限）的原则，及时整改消项，切实将井控隐患整改到位。通过隐患排查和制定防范措施，使公司井控风险得到了有效控制。

（四）强化井控培训提高井控操作技能

培训是提高员工井控技能的重要手段。年初公司对井控操作合格证已到复审、换证期限的329名干部员工参加了井控技术理论培训和

现场演练培训。严格落实了持证上岗制度，通过井控取（换）证培训，公司关键岗位已全部取得了井控操作合格证，持证率达到了100﹪，提高了岗位员工的井控安全意识和操作水平。

为了进一步提高员工操作井控设备的技能，我们分别在4月25日-27日，利用晚上的时间，先后组织举办3期硫化氢气体检测仪、正压式呼吸器的正确使用方法和井控设备结构、原理及维护保养知识的培训班，培训人数156人，对野外驻地作业队伍的员工，我们组织安排教师到作业队现场进行培训，共到施工现场13个，培训人数85人，有效地提高了员工操作井控设备的技能。

井控演练是应对井控突发事件，提升应急处臵能力的重要环节。近年来，由于公司新增员工较多，作业现场井控防喷演练水平有所下降，我们本着强化井控演练，提高应变能力，防止突发性井喷事故的发生为目的。6月初，我们组织兼职教师开展了现场井控演练的培训，对公司作业大队的25个班组，135人进行了现场井控实际演练的培训。通过井控演练培训，增强了现场作业班组处臵井控险情的能力，提高了员工井控安全风险的防范意识。另外，公司按时组织召开井控例会两次，学习、传达上级文件精神，安排、部署井控工作，参加人员50人，解决井控工作存在的问题18项，有效促进了井控管理水平的提高。

（五）认真开展井控检查严格落实管理制度

2013年，我们严格执行集团公司井控规定，共开展井控专项检查两次，检查作业现场56个，查出各类问题118项，对检查所存在的问题全部进行了整改。

分别是3月10日至3月13日开工前井控、安全检查，检查现场34个，开出隐患整改单19份，查出问题41项，对检查存在的问题在3月30日全部落实整改完毕。

5月18日-5月29日的公司上半年井控检查，共检查作业现场46个和井控车间，开出隐患整改单27份，查出问题65项，对检查存在的问题在5月30日全部落实了整改验证。

另外，我们在开展井控专项检查的同时，严抓安全监督站监督员的日常巡查，1-6月监督检查作业现场950个，开出隐患整改单249份，查出各类问题420项，消除隐患18项，由监督员现场督促整改461项，限期整改8项，以上问题全部整改完毕并验证合格。通过认真开展井控检查，及时消除现场存在的各类井控安全隐患，进一步提高了现场井控安全管理，避免了事故的发生。

（六）加强井控车间管理提高检修服务能力。

井控车间是井控设备管理的重点单位，是保证井控产品维修、检验质量的源头，在管理中：

一是严把井控产品质量关。从设备的采购、回收、发放、检修、管理、现场服务等各个环节制定了严格的管理制度和工作规程，以保证出厂的井控设备性能安全、可靠。

二是车间岗位员工全部做到了取证上岗，另外，公司还外派5名井控车间岗位操作员工，通过学习取得了集团公司井控质检员资格证，能更好的监督、指导井控设备的检修、试压过程，确保每台出厂设备的性能完好、质量合格。6月初，公司又外派4名井控车间岗位员工，参加青海省磁粉、渗透检测人员培训。为井控车间下一步提高井控设备检测、维修能力奠定基础。

三是严抓作业队现场井控设备的质量管理工作。车间严格执行定期上井巡检服务制度，保证施工现场所使用的井控设备性能可靠。上半年上井巡检服务329井次，及时消除井控设备存在的安全隐患。

四是认真组织开展技术培训。车间定期对岗位员工进行设备检修操作技术知识培训，使岗位员工充分掌握井控设备的结构、原理和维修方法，为作业队井控设备的检修、配套、现场服务及进一步提高井控设备检修质量打下基础。

五是严格落实集团公司井控设备判废制度，6月初我们对公司井控设备服役1６年的8台防喷器进行了强制判废的处理，方法是用气焊对防喷器本体进行破坏性切割，使之不能再流入市场利用，彻底消除井控安全隐患。

（七）加大外部井控设备管理，统一检修标准

根据油田公司对《井下作业公司井控车间对油田外部作业队井控设备进行检测试压的请示》的批复，井控车间严格按照公司对井控设备的管理和检修模式，对外部作业队井控设备，建立原始档案，解体检修、试压，更换配件，严格执行集团公司判废制度，并进行过程中的跟踪管理，从而消除隐患。今年以来，共对外部作业队、钻井队检测井控设备12台套，进一步保障了青海油区的井控安全。

三、检查存在的问题及消项整改情况

（一）2012年集团公司井控巡视

3月份巡视检查存在的问题：

1、节流管汇压力表不规范，标准不统一；

2、个别维护作业井施工前未进行现场试压；

3、部分现场干部跟班记录没有填写，班组未按时召开井控例会；

4、施工设计中的井控要求不严谨，存在有与本井无关的井控要求；井控设计中提供的防喷器型号与现场实际所使用的型号不一致。

对集团公司井控巡视员与油田工程处人员检查提出的问题，我们在4月10日前，由井控管理办公室全部落实整改。

5月份巡视检查存在的问题：

1、要求现场使用的旋塞阀、防喷单根需喷涂成红色，要有明显的颜色标识；

2、部分施工井，井口、防喷器、节流压井管汇开关状态标示牌与井控要求的不相符；

3、液压防喷器的手动锁紧套筒，要在远控台（房）内存放，以便妥善保管和随时使用；

4、大修、试油、浅（侧）钻井、天然气井，必须使用标准的节流压井管汇，禁止使用简易防喷管汇；

5、液压防喷器远程控制台开关手柄一侧，面向井口司钻方向；对以上井控巡视检查提出的问题，我们于5月30日全部落实整改。

（二）油田公司上半年井控检查情况

根据集团公司井控检查的规定，为落实井控各项制度、不断提升管理水平、保障油田井控安全，油田公司于6月26日-6月28日对我

公司进行了为期5天的2011年上半井控安全大检查。检查作业现场10个、井控车间和井控管理办公室，开具整改单4份，查出问题17项，同时，对所查问题分别提出了整改意见、整改要求及整改期限，并落实了整改责任人。检查普遍存在的问题：

1、施工现场：部分维护作业队现场缺少一个风向标；个别大修、试油作业机井架逃生装臵缓冲砂太靠后和逃生装臵钢丝绳缠绕在一起；有两支作业队的防喷管线出口1米处未加装地锚；施工现场节流压井管汇所使用的压力表，无效检标识（检测合格证）和节流管汇压力表量程过大。

2、资料管理：各别施工现场无试压记录；井控演练讲评不具体；未使用公司统一编制的灌液记录。

3、施工设计：维护作业井在施工设计中提示灌液内容；不需备液的井设计要求中还注明备液等问题。

针对检查存在的问题，我们制定整改运行计划表，落实整改责任人及整改部门，要求安全监督员加大对以上存在问题巡查力度，工程技术科重新编制施工设计审批制度，更新设计模板等措施，于6月30日前全部完成了整改。

（三）集团公司2010年井控检查需消项整改的问题

2012年7月29日至8月2日，集团公司井控及安全第五检查组一行10人，对我公司进行了井控安全检查。检查组先后检查我公司施工作业现场5个（2支试油队，3支小修队）及井控车间，抽查防喷演练2井次（合格），抽查穿戴正压式空气呼吸器演练3人次（合格），抽查考试25人次，考试平均分数86.9分。检查存在的问题21项（其中工艺、地质设计存在的问题5项，重复性问题3项），实际存在的问题14项。

需消项整改的问题4项：一是作业现场未安装压井管汇；

二是井控车间对旋塞阀不能做试压曲线报告；三是井控应急物资储备不足；

四是作业现场应设有独立电源的应急照明灯。

我们针对检查存在的问题，公司组织召开了专题会议，制定了整改计划，确定了整改责任人及整改措施，并于2010年10月30日落实整改。一是对未安装压井管汇的问题。我们对所有作业现场配备压井管汇或压井单流阀，由公司监督检查验证。二是旋塞阀不能做试压曲线报告。公司新购臵一台排量较小的试压泵，专门用于小件工具试压，传感器与试压工房主机数据采集系统连接，整改后可完成打印试压曲线报告。三是井控应急物资储备不足和作业现场应设有独立电源的应急照明灯的问题。经过对井控应急的排查统计，对所需增加的井控应急物资，已向油田公司应急办公室上报了应急物资购臵计划，补充完善井控应急物资储备和作业现场应急照明设施，此项正在整改之中。

四、下步工作思路

一是认真执行《油田公司钻井、井下作业公司井控实施细则》，并抓好制度落实。

二是加大加强隐患排查力度，提高现场井控隐患的排除率。继续

深入开展井控专项检查，提高井控管理水平。按规定组织好井控专项检查活动，强化井控安全检查的效果。同时，结合生产实际，严抓监督员的日常井控巡查工作，落实班组现场检查标准，规范各项操作规程，提高井控管理水平，确保井控安全。

三是突出重点，严抓井控管理工作。重点加强浅（侧）钻井、探井试油（气）井控管理工作，严格落实施工设计中的井控要求及防范措施，杜绝井喷事故的发生。加大过程监控力度，定期对基层单位的井控工作进行检查、指导，使井控工作形成分级管理、齐抓共管、层层落实的管理格局。

四是切实抓好员工的井控技能培训，提高全员井控管理与操作水平。通过加强井控技术培训和提高现场应急演练，增强员工的井控安全意识，提高员工现场井控技能和处臵突发井控险情的能力。

五是进一步加大井下作业井控装备配套更新力度，满足油田不同区域内井下作业施工的井控装备需求。加强对井控车间的管理力度，特别是重点抓好井控设备气密封试压车间建设，提高井控车间维护、保养、检修、服务能力和水平。

我们将井控工作作为井下作业安全生产的天字号工程,始终遵循“发现溢流，立即关井，疑似溢流，关井检查”的原则,树立全员重视“井控可控”的信念,不断完善和提升各项井控技术与管理水平,扎扎实实开展井控工作，保证井控安全万无一失。

探讨外聘监督对井控工作的管理第3篇

关键词：外聘监督,井控工作,管理

1 外聘监督对公司井控管理的作用及其积极意义

1.1 缓解了公司监督数量不足, 避免造成监管盲区

公司所从事的工作就是, 管理民营钻井队现场的安全井控工作, 由于民营队伍素质较低, 现场管理较差, 公司管理压力较大, 所以监督数量不足已经成为公司一个比较突出的问题, 因此, 公司根据自身的发展条件和需求, 聘请外聘监督, 来缓解监督缺乏的状况, 避免现场监管盲区的出现, 防止安全井控事件的发生。

1.2 降低公司管理成本, 有利于提高管理效益

内聘监督和外聘监督在用人机制上的不同, 导致在使用和管理上存在较大差异。对比而看, 外聘监督具有如下特点:

(1) 降低管理成本。因为内聘监督管理成本高, 公司财政支持有限, 使用外聘监督, 公司只需按照协议支付固定的工作、伙食费等即可。比较而言, 其运行成本远远低于内聘监督。

(2) 人员可靠。外聘监督都是所属中石油正规监督公司人员, 都是经过专业安全井控理论知识的培训, 培训合格后取得了监督证和井控证, 保证了持证上岗, 杜绝了滥竽充数的人员出现。

(3) 经验较丰富。由于石油钻井行业具有较强的专业性, 外聘监督一部分是由原来的各钻探公司提前退休、买断的人, 在钻井一线长期从事过钻井工作, 经验丰富。另一部分人员多年来一直在民营钻井队工作过, 从事过民营钻井工作, 特别是一部分人多年来一直在长庆油田从事钻井工作, 熟悉本地区民营队伍的管理且经验丰富。

(4) 管理较自由。内聘监督在工作中如果出现责任心不强或管理效果反映不好等情况, 不太好处理。而外聘监督不收编制限制, 如出现此类情况, 公司可以随时辞聘换人。这样就做到了充分发挥管理人员的作用, 提高管理效益。

1.3 内外监督互相影响激励, 促进公司快速发展

外聘监督的到来, 充实了监督力量, 形成了内聘、外聘监督合作共管的局面。

2 外聘监督管理中存在的问题

2.1 外聘监督责任心不强, “混”的思想存在

在工作中“不求有功劳, 但求无过错”, “做一天和尚撞一天钟”的思想较严重, “混”的人大有人在, 纯粹是为了挣钱而来。哪个公司给的钱多, 就去哪个公司;哪个公司管理轻松, 就去哪个公司。有的人有一点小事便请假, 有一点情绪就休假, 影响了公司正常管理。

2.2 管理标准掌握不一, “乱”的现象存在

由于外聘监督大都来自中石油或中石化各大油田和钻探公司, 掌握的标准不一样, 对现场管理把握不准, 理论时间有时发生错位;有的对管理制度学习不深, 管与学相脱节, 现场管理不甚理想, 容易发生关键部位检查不到位, 关键环节监督不到位, 不能抓住重点, 不能管住重点, 做到有的放矢。

2.3 心里不平衡, “比”的思想存在

由于和内聘监督一起工作, 一起生活, 所干的工作都是完全一样, 但待遇却相差较远, 时常产生比较心里, 不平衡, 思想情绪容易带到工作中去, 造成工作不思进取, “被动”工作, 影响工作质量。

3 对外聘监督管理的的若干建议

3.1 建立健全外聘监督管理制度。

公司针对外聘监督应制订统一的、操作性强的管理制度, 明确外聘监督的工作职责, 对其各方面的能力提出具体的要求。同时对监督工作进行具体量化, 根据现场管理情况, 要制定巡井检查表、驻井必查表, 要求监督知道每天具体做什么, 重点做什么;每天要按时汇报驻井或巡井期间所做的工作及所开展的工作;驻井期间要不定时的开展夜查, 随时掌握监督驻井动态;每天要填写工作日志;对所做的工作每月开监督例会, 总结管理中存在的问题。把善于管理, 懂得管理, 作为衡量监督管理能力是否合格的依据。每月对监督进行考评排名, 同时把考评结果通报给各个监督公司, 不合格数量多的不再与该监督公司合作。给监督公司形成压力。

3.2 建立奖罚机制

针对管理较好的监督制定其奖励措施, 体现按岗定酬、按工作量定酬、按业绩定酬, 奖励要与日常工作岗位的绩效考核相结合, 奉献大收获多, 奉献小收获少, 这样的酬劳才更具效力。

公司还须充分了解外聘员工的职业发展意愿, 应该打破身份和资格限制, 积极创造条件, 提供尽可能多的职务和岗位, 让外聘员工有展示才能的机会和舞台。推行竞聘上岗, 看技能不看身份, 真正建立起“能者上, 庸者下”的竞争机制。对于在实践锻炼中出类拔萃者, 及时地委以重用, 以进一步发挥他们的积极性。

对于年轻、好学的监督, 要给他们创造持续发展的空间, 积极的对他们进行深层次的培训, 让他们能够独担重任, 独当一面。

通过激励机制的建立, 增强外聘监督的积极性、主动性和创造性, 增强工作的责任感和使命感, 鼓励他们自觉的突入工作, 提高水平。

当然, 对于不善于管理、不敢管理、不想管理的监督, 要进行批评教育, 屡教不改者坚决予以辞退。

3.3 处理好内外聘监督关系

对于内聘监督在工作上要采取高压态势, 让他们首先意识到重活、关键点, 必须由他们先上, 并且是毫无条件的执行。相反, 在外聘监督管理上要区别对待, 采取柔性工作制度。

要帮助外聘监督协调处理与内聘监督的关系, 帮助解决生活中所遇到的困难, 灵活的安排上井时间, 为其提供资料、专业书籍等帮助。同时给予更多的人文关怀, 让外聘监督抛弃打工思想, 把外聘监督作为自己事业的一部分来对待。要依靠公司声誉、公司政策、激励机制来吸引并稳定外聘监督队伍。

总之, 合理的运用科学、灵活的管理手段, 让外聘监督充分认识到他们的重大作用, 切实加强对外聘监督的管理, 才能最大限度地推动公司管理水平不断地, 同时也能保证公司的安全井控工作上升到一个更高的台阶。

参考文献

井控工作总结第4篇

专项检查情况通报

彭国生

（二〇一二年八月十四日）

同志们：

按照集团公司HSE工作总体部署和《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》（以下简称《井控管理规定》）的要求，安全环保局组织了年度井控安全专项检查，4月份为企业自查自改阶段，5月8日-18日对存在井控及H2S泄漏高风险的西南和西北两大会战工区进行了抽查，现将有关检查情况通报如下：

一、检查概况

本次检查由集团公司井控领导小组综合监督管理办公室筹办，组织了油田勘探开发事业部、石油工程管理部、天然气工程项目管理部以及胜利、中原、河南、西南、南方等油田企业相关专业人员，分两个检查组（每组10人），对西南、西北两个工区的油田企业及相关施工、服务单位的井控安全管理工作进行了抽查，分别检查了西北油田分公司、河南油田新疆勘探中心、胜利油田北疆工区、勘探南方分公司、西南油气分公司、中原油田普光分公司及江汉油田建南气矿等7个油田企业、27个二级单位、68个基层队伍，开展防喷和防H2S演习16次，现场提问员工150多人，本次检查共发现315 个问题和隐患。

本次井控安全专项检查，仍以集团公司《井控管理规定》的落实情况为核心，重点检查井控责任制、井控设计、井控装备及检维修、井控培训、井控专项检查、井控工作例会、井喷事故处臵等内容，并核实2011年井控检查问题的整改情况以及井控工作研讨会议精神落实情况。各企业高度重视本次专项检查工作，在总部通知下发后，均组织了自查自改工作。检查中，各企业的主要领导亲自参加汇报会和讲评会，主动与检查组交流和沟通，积极探讨井控管理工作中的难题，对检查出的问题虚心接受，并及时布臵和督办整改，作为乙方单位的胜利油田分别派安全副总监、工程处长到西北、西南工区陪检。检查组本着对企业负责的态度，力争把问题查全、查准、讲透，并对发现的问题提出针对性的整改意见，努力使本次检查起到发现和整改问题、帮助和指导企业、促进和提高井控安全管理水平的目的。

通过这次检查发现，各油田企业较好地执行了集团公司井控管理规定及各项标准，不断完善井控安全管理制度，落实井控管理实施细则，提高井控管理水平，保持了一年来井控安全形势的总体稳定，未发生一起上报集团公司级的井喷事故，这是总部各部门和企业共同努力的结果。同时，本次检查也发现了较多问题和隐患，有些问题还需要及时解决，检查达到了预期目的。

二、井控安全管理工作开展情况

企业各级高度重视西南和西北两大会战区域的井控及H2S泄漏安全风险，在2011年度井控安全专项检查后，各单位针对自身存在的问题，认真分析，及时整改，不但在机构、制度、人员、装备上更加完善，而且也加强了专项管理力度，井控管理水平整体有所提升。一年来，各企业开展的井控工作主要表现在以下6个方面：

（一）进一步完善井控管理制度

一是深入修改完善井控实施细则。2011年未完成修订井控实施细则的胜利、西北和河南三个油田，今年均已完成制定并颁发实施。西北油田分公司还将井控实施细则细化为钻测井与试油气井控实施细则、井下作业井控实施细则和采油气生产井控实施细则；胜利油田新春采油厂制定了厂级钻井和井下作业两个井控实施细则；勘探南方分公司元坝项目部制定了项目部级井控实施细则。二是完善相关井控管理制度。西北油田分公司制定了《西北油田分公司内防喷工具管理办法(试行)》，并将3项开工验收规定上升为企业标准，正式发布执行。胜利油田新春采油厂还制定了《采油采气井井控安全技术规定》、《钻井开工井控检查验收制度》、《完井交接管理规定》等一系列井控管理制度和规范，为做好井控管理工作奠定了坚实的基础。普光分公司在中原油田井控实施细则基础上编制了《普光气田井控管理实施细则》，全面贯彻钻井、作业及油气生产、弃井管理等全过程的“大井控”安全管理理念。

（二）认真开展井控专项检查

抽查的企业不但认真按照井控管理规定开展半年井控检查，同时严格落实集团公司开展井控专项检查的通知要求，企业各级均于4月份开展了全面覆盖的井控自查自改工作。

西北油田分公司分三个检查组对钻完井、采油气及井下作业进行了井控专项检查，查出问题262个。西南石油局、西南油气分公司组织了5个井控检查小组，分别对川东北、川西、云南贵州广西、新疆和临盘等5个片区进行了井控安全专项检查，查出问题461个。勘探南方分公司分三个检查组分别对三个工作部开展了18口井的井控专项检查，查出问题200个。胜利油田也分四路对西北、川东北、油田内部各单位进行了井控专项检查，查出问题488个。企业通过开展井控专项检查，发现并整改了一大批问题和隐患，进一步提高了井控管理水平。

（三）认真落实井控管理制度

集团公司17项井控管理制度出台两年来，企业各级高度重视，认真落实，进一步规范了井控管理工作，部分企业结合自身实际，细化制度内容，强化执行力度，取得很好效果：

1.井控责任更加落实。一是积极落实井控主体责任。如西北油田分公司采取多种方式加强井控安全管理，一方面强化甲方监管，积极推行异体监督，减少中间管理环节，落实井控现场管理；同时对不同乙方单位按风险分为ABC三级，实行差异化监管，并根据月度考核情况，采取挂牌、评优、处罚、通报、约谈、停标等多种问责手段，督促各乙方单位增强井控安全意识。另一方面帮助乙方提高，积极推行中原塔里木公司70136队的“目视化管理”做法，组织各乙方钻井队伍到现场进行观摩学习，并在各钻修井、试油现场进行推广，共同提高整体井控管理水平。二是强化专管人员配臵。如西南石油局四川钻井公司设井控巡视专员和井控专岗各一人，并行文规定其职责、权力及巡视工作重点。华北西部90103钻井队设井控专岗和井控设备专岗各一人。

2.井控设计更加严格。一是严格审批程序。勘探南方分公司严格井控设计资质及审批程序，均委托集团公司甲级资质单位设计，严格井控专篇设计，并执行设计单位、甲方单位和集团公司三级审查制度。二是严格执行相关标准和规定。川东北工区高风险探井、“1”字号探井均设计配备双节流、双压井井控装臵。三是进一步完善设计内容。胜利新春采油厂的工程设计、地质设计和施工设计均有井控专篇；勘探南方分公司把液气分离器压力级别从1.6MPa提高到4.0MPa。

3.设备管理更加规范。如西南石油局执行井控设备“管、供、用、修、监”五位一体的三级管理模式，统一规范井控设备现场试压管理，指定试压单位，严格落实现场三方签字确认，有效确保试压真实性；四川钻井公司制作和实施井控标准化图册，统一了井控设备现场安装、操作和管理标准；油田工程服务公司西南井控中心对每口井编制现场井控装臵试压设计书。

4.验收工作更加完善。勘探南方分公司和西南油气分公司均严格执行“三高”气井检查验收制度，对开钻（开工）、钻开油气层均严格由副总师以上领导带队验收，保证了验收的严肃性和规范性;勘探南方分公司还细化了检查验收制度，明确了各种检查验收的程序、带队领导及参加检查人员分工职责，针对川东北陆相、海相差异较大的多气层风险，每口井钻开气层验收至少三次。

（四）积极研究解决井控难题

针对2011年井控工作研讨会上提出的井控难题，部分企业积极采取新举措，攻关研究开发新设备，积极推广应用新技术、新工艺，降低了井控安全风险。

西北油田分公司紧密结合生产实际，大力开展多方面的井控装备研究和井控技术创新。升级改造了表层套管头压力级别，满足了套管头压力级别与地层压力相匹配的规定要求；研制了可试压变径法兰，解决了常规变径法兰无法试压至额定值的问题；研制并推行了钻采一体化四通，降低了完井穿换井口风险；研制并使用了可装防磨衬套调整短节，大大降低井口控制风险。此外，还积极推广使用抽油机井口手动防喷器、油管堵塞器、漏失井防喷管柱、液面监测技术、可通式试压塞、卡箍法兰式一体化油嘴套、油管头侧翼试压工具、油气井试油远程监测管理系统等新技术、新工艺、新装备，全面提高西北油田工区井控本质安全水平。

勘探南方分公司针对川东北陆相气层压力高、喷漏同层的特点，积极开展《元坝陆相裂缝储层安全钻井关键技术先导试验》；探索使用EM液面监测仪监测液面变化情况，有效保证起钻过程中的井控安全；积极与套管头厂家研究和探索，对套管头增设了一道下密封试压检测孔，解决了套管头底部密封失效时不能进行检测和更换问题；为了进一步提高放喷点火的成功率，持续开展手持点火枪研究和试验工作。

西南工区甲乙方认真研究筒式节流阀无法满足“三高”气层长时间节流处理的问题，优化了节流管汇组合，采用一道筒型、两道楔型、一道进口节流阀的组合配套方式，确保了节流压井施工安全高效。

中原普光分公司积极研究解决普光气田环空带压的安全风险，针对气井生产过程中存在油套压力及油套环空含硫化氢等危险情况，不但及时制定了专项管理规定，加强了台账记录和日常监测，还装备了20余口井套管气泄放设施，及时进行超压泄压，补充加注环空保护液，确保了气井一年来安全生产。

（五）认真总结汲取井控事故教训 1.变经验教训为防范财富。西北油田分公司高度重视井控事故的经验总结和教训汲取，强调“变事故为财富”观念，自2009年发生的BK6H井井喷事故以来，公司上下深挖细找生产组织管理、井控设计审批、设备运输安装、井口设备试压、现场监督管理、井控安全意识等方面的问题，组织编写了《井喷及井喷失控案例分析》等3套案例分析丛书，并持续坚持学习研究，取得了很好的效果。经过两年的努力，不仅彻底改变了以往每年至少发生一起井喷事故的局面，而且更新了全局性井控观念。本次检查发现，当年发生事故的责任单位，也正是今天井控管理最闪亮的单位。

2.深刻汲取同行井喷事故教训。在中石油西南油气田分公司邛崃1井发生“12.22”气体钻井爆炸事故后，总部对各单位发出了汲取事故教训的通知，由于川东北工区地层情况和钻井方式与之最为接近，天然气工程项目管理部、勘探南方分公司、西南油气分公司认真分析邛崃1井事故原因，深刻汲取事故教训，结合探区的工作实际，对气体钻井的燃爆监测、防喷、防爆、钻井液转换等工作提出严格要求，并明确规定禁止在气层使用气体钻井。

（六）不断提升井控应急工作水平

1.狠抓重大井控风险应急演练。一是成功举行了井喷失控应急演练。在2008年元坝5井成功举行大型企地防井喷演练后，针对川东北工区高风险的特点，总部投资配套了移动式应急指挥车，为检验川东北工区井喷失控应急抢险视频指挥和现场处臵能力，2011年12月9日,勘探南方分公司积极协调川东北工区各乙方施工单位和地方政府，认真落实总部应急工作安排，成功组织了元坝273井防井喷失控企地联动综合应急演练，检验了井喷失控时的井口控制、应急通讯、远程指挥、企地联动救援等方面的应急能力。演习参与人数达1000余人，其中疏散居民700多人，投入专业救援设备110余台，演练组织有序，设备功能测试正常，达到了预期目的。二是普光气田持续开展应急演练。普光分公司在定期开展应急演练的基础上，今年3、4月份，结合大湾区块投产时机，积极与地方政府协调，联合开展了以井控、气防为主的五次应急演练，不断提高企地双方的应急处臵能力。

2.不断完善应急基地建设。一是积极筹建应急泥浆转运站。西北油田分公司针对西北工区地域和地层特点，在环境保护站建成了泥浆储备库，已具备周围200公里范围配送压井泥浆的能力；勘探南方分公司针对川东北工区井控重浆储备标准高，储备量大，环保治理压力大的特点，及时增建了泥浆转运站，目前已基本建成苍溪和梁平两个站，即将为元坝、通南巴、川东南地区提供有力的应急保障。二是西南油气分公司为了确保元坝气田的安全建设，进一步提高元坝应急救援中心救援能力，计划投资2000万元用于设备购臵、改造升级，以提高应对突发事件的能力。

三、存在的主要问题

成绩的取得与各级领导高度重视和井控专管人员的艰苦努力分不开，但随着油田企业勘探开发力度的深入，井控安全风险与日俱增，井控管理要求也愈来愈高，企业与总部的要求还有一定的差距，此次专项检查也发现了较多问题，主要表现在以下6个方面：

（一）高风险油气区井喷事故未能禁止

尽管2011年以来，中国石化未发生井喷失控事故，但勘探南方分公司仍发生1起泰来2井三级井喷事故，施工方是中原油田西南钻井公司。事故虽未造成人员伤亡和环境污染，但事故的风险是巨大的。关井与清溪1井相似，套压高达43MPa；压井与龙8井相似，都是关井后钻具断裂落井；打捞又与毛坝4井相似，钻具多处断裂，致使打捞作业极其艰难，最终只好填井侧钻。这起事故的发生虽与突遇高压高产气层不无关系，但从事故深层次原因来看，更与甲乙双方的井控意识降低、安全管理放松有密切相关：

1.违章作业导致井筒严重气侵。短起钻前泥浆比重为1.92g/cm，比钻进时低0.04g/cm，违反一级井控要求，且起钻10柱未灌泥浆，违反集团公司安全生产禁令。

2.管理不善、处臵失误和违章操作，导致溢流事件升级为井喷断钻具事故。一是重浆储备未及时调整。2月5日，甲方以书面形式通知井队提高储备浆比重，但直至发生溢流的

3318天内甲乙双方均未落实储备浆比重调整问题（钻井泥浆1.96g/cm，主要储备浆为1.85g/cm）；二是未按设计要求加足除硫剂，导致长时间关井钻具氢脆。三是乙方钻柱管理混乱，现场未记录各生产厂家的钻杆在该井的使用数量及使用日期；四是没有进行关井求压，节流循环时未能有效防止二次溢流。

3.事故上报和调查不及时。一是甲乙双方现场负责人对溢流上报不及时。2月23日，5:30发现溢流1.1m，6:11再次确认溢流1.52m，乙方井队6:30/7:30两次汇报到已离井的驻井干部，7:44才汇报到分管领导,甲方监督7:58汇报到生产办，9:00才汇报到分管领导，这段时间由井队自行处理，缺乏上级井控技术专家的有效指导；二是甲方对事故的重视程度不够，没有对事故的教训价值进行充分利用，事故调查报告近期才完成，至今未在其他乙方单位进行通报和巡讲教育。

这些导致泰来2井井控事故的一系列问题，充分反映出基层队仍存在“一级井控疏忽、二级井控不熟”的现象，尤其是基层技术干部井控技能较差的问题还未有效解决。川东北工区气井入侵速度快、压力大、处理难，如不能在溢流初期进行有效控制，一旦气体连续进入井筒，套压将会急剧上升，不但为后续压井带来困难，也会给操作员工心理造成巨大压力（从川东北多起井控事故的处臵可以看出，部分员工

33应急逃生的意识远远大于控制井控风险的意识，溢流初期很容易错过有效控压的时机）。为迅速改变这种被动局面，川东北工区甲乙方单位应立即转变工作思路，针对泰来2井井喷事故教训大力开展宣讲教育，正确指导基层井控安全意识，强化基层井控技能培训，加大现场监管力度，严防同类事故再次发生。

（二）井控管理规定仍未完全落实到位

1.井控分级管理职责未有效落实。井控分级管理是中国石化一贯坚持的有效制度，取得了很好的管理效果，本次检查发现仍有部分单位未认真落实。如西南油气分公司元坝气田开发建设项目部和井下作业处尚未将井控管理和井控监督办公室职责分解到岗位，部分二级单位将季度井控领导小组会代替井控例会。西北油田分公司钻完井工程管理处2011年12月至2012年2月期间，无具体的井控管理责任人，现具体负责人也未列入井控工作小组中；勘探项目管理部组织机构里未明确井控管理科室和专岗。普光分公司有关部门没有建立井控责任制，更没有分解到岗位责任制体系中，分公司、采气厂井控管理专兼职岗位不落实。华东石油局西部钻井公司70861钻井队井控领导小组无明确职责。中原录井公司614录井队未建立井控领导小组等。

2.验收审批制度未完全落实。一是川东北工区钻开气层审批制度执行不严。川东北元坝地区长兴组气层以上还有海相、陆相七个气层，具有裂缝性的自流井、大安寨、珍珠冲及须家河等陆相气层井控风险较大，压力系数高达1.9-2.17，产量高达100多万方，钻开这些气层前均应进行审批许可，但西南油气分公司元坝气田开发建设项目部对陆相主要气层井控风险重视不够，仅对目的层长兴组组织钻开油气层验收，没有严格执行设计和井控实施细则，且没有按规定对目的气层下达正式的钻开气层批准书。二是西北工区开钻验收工作不够完善。目前，西北油田分公司还未执行“三高”气井由局副总师以上领导带队组织验收的规定。

（三）井控设计管理仍需加强

井控设计制度出台以来，相关设计单位逐步规范设计内容，部分甲方单位也严格审批程序，但从抽检的设计来看，设计管理工作还有较多不足：

一是设计审批签字不够规范。如西北油田分公司部分完井工程设计、测试工程设计、钻井工程设计审批只加盖公章，无审查组组长签字；西南油气分公司“三高”气井工程设计未执行局、分公司主管领导审批规定，且无审批人签字。

二是个别设计内容存在缺陷。如西北油田分公司的部分钻井地质设计有H2S提示，但工程设计无H2S预防措施；河南新勘中心宝16-1井，设计井控装臵压力级别为70MPa，但试压要求均为15MPa，且钻井地质设计没有提供地层孔隙、破裂和坍塌三压力曲线，不符合标准要求；河南油田春光作业区井下作业工程设计无井控专篇。

三是施工设计管理还不规范。如河南新勘中心井下作业无乙方施工设计，部分钻井作业也无施工设计；西北油田分公司钻井作业施工设计简单，甲方也未审核。

四是川东北钻井工程设计存在重大风险。元坝地区上部Φ339.7mm和Φ273.1mm两层技术套管设计抗内压安全系数严重偏低，不能满足《石油天然气安全规程》（AQ 2007-2012）要求，一旦喷空井筒就不能实施关井，且压井施工也困难，存在重大井控风险。如元坝211井须家河四段地层压力高达95MPa，其Φ339.7mm技套抗内压强度只有47.6MPa，飞仙关气层地层压力高达127MPa，其Φ273.1mm套管抗内压强度仅为53.17MPa。

（四）井控设备检维修问题仍未彻底解决

2011年井控安全专项检查对井控设备检维修提出了较多问题，且在井控工作会上作了严格要求，这次检查仍发现较多问题没有彻底整改。

1.井控检维修单位管理漏洞较多。一是资质和授权问题仍然存在。胜利渤海管具轮台分公司还未取得中石化西北工区资质认证；中原西南井控维修中心、中原管具新疆项目部均未取得井控设备原厂授权的维修资质。二是安全防护设施不完善。中原管具新疆项目部、塔里木胜利钻井公司管具工程部无井控设备试压坑。三是个别单位和人员资质不能满足要求。西南井控中心应持井控证38位员工中，其中10人井控证已到期；胜利渤海管具轮台分公司部分人员井控证、硫化氢防护证过期；塔里木胜利钻井公司管具工程部部分人员井控证、HSE证过期，新员工没有取得相应证件。四是设备台账档案管理不细。中原管具新疆项目部部分井控装备档案不完整，单台设备检维修追踪较难；塔里木胜利钻井公司管具工程部存在部分检验单未标明检验维修级别；中原西南井控维修中心送井钻具未逐根建档，已报废井控维修橡胶配件没有报废标签，且库存材料台账无厂家生产日期、报废日期等内容。

2.井控设备定期检验工作还有死角。河南新勘中心储备的井下系统手动防喷器、节流管汇、远程控制装臵等井控设备，从未进行过检验工作；西南油气分公司井下作业公司节流压井管汇、内防喷工具尚未纳入有资质检维修单位检验；中原普光分公司2009年底投产的35口生产井采气树，目前只对6口井进行了腐蚀检测，没有严格执行井控管理规定对油（气）生产井井控装臵要定期检测的要求。

3.川东北“三高”气井气密检验不落实。由于移动式气密检验设备还未研制完成，目前所有采气树及防喷器在现场均未进行等压气密检验。井控专项检查发现此问题后，安环局又组织了一次专项调研，在川东北各检维修单位及井控设备厂家进行了现场试验，发现只有采气树和部分新防喷器的等压气密检验合格，检维修后的防喷器气密封检验完全不能试压到额定压力，存在较大井控安全隐患。

4.东部油田采油（气）厂井控维修未规范管理。东部油田采油、采气井较多，井控设备维修工作量大，但目前维修车间尚未纳入正规的资质管理，也未统一维修设施配臵标准。

（五）现场井控管理还有较多薄弱环节

井控现场管理是井控安全工作中最关键的环节，尽管每年井控检查频繁，整改多次，但每次检查仍能发现大量的低标准、老毛病和坏习惯的问题存在，本次检查也不例外，主要有以下六项：

一是井控设备安装标准低。如河南油田改制企业腾远公司作业二队在宝浪油田1321井的修井防喷器12个固定螺栓中8个过短，最短螺帽只戴有1-2扣；防喷器四通双侧仅各装有一只平板阀，未安装循环流程及节流压井管汇，也没有压力表，且井口没有进行试压。华东石油局70861钻井队放喷管线所有法兰均未保养，部分法兰埋在泥土里，且部分固定压板松动。胜利渤海钻井总公司2009钻井队的远程控制台正对井架大门，柴油罐距离井口不足20m，均不符合井控安全要求。

二是井控装臵检查保养不仔细。如华东石油局70861钻井队司钻台5"半封闸板开关状态显示与实际相反，液动节流箱压力传感器未检校,立压表显示压力不准确，比实际压力小 3MPa；普光气田D401集气站井控压力校对不及时，套管头侧压力表显示为零，而站控室显示为9.2MPa；华北石油局70191钻井队平板阀手柄开关到位后未按要求回转1/4到1/2圈；胜利渤海钻井总公司3007钻井队闸板防喷器与液控管线连接处漏油，远程控制台气泵未接通气源。另外，部分基层队为了迎接检查，将井控设备全部重新刷漆，设备铭牌全部被漆覆盖，无法确认设备使用年限。

三是井控溢流监测还有漏洞。如胜利井下侧钻六队、胜利渤海钻井总公司3007钻井队、华北石油局70191钻井队均未对泥浆量变化分析原因，坐岗成摆设；西南石油局70459钻井队坐岗记录填写有错误，单点实际增减量填成了连续累计量；川东北工区泥浆液面报警器报警值部分偏大，现场检查不少井队的机械式液面报警器报警值在2至3方，电子式液面报警器报警值在2方，未达到井控管理规定的“1方报警”要求。

四是井控演练还需加强。如江汉钻井二公司新疆分公司70153钻井队防喷演习时，司钻操作慌乱，在关井过程中多次开、关环形防喷器及闸板防喷器，且环形防喷器关闭持续时间太短；演习信号不完整，没有演习结束信号。河南钻井工程公司50131钻井队防喷演习时，司钻关闭防喷器顺序错误，先关半封闸板防喷器，后关环形防喷器。江汉采油一队北高点输气站从未开展井控演练。五是现场试压还需完善。川东北工区因节流循环出现多次液气分离器进出管线蹩开事故，管线的固定和试压问题已引起各方重视，甲方已写入井控实施细则，但检查中仍发现较多单位的现场液气分离器进出液管线未进行试压。普光气田大湾区块使用的上海神开生产的采气树未进行出厂前的气密封检验，现场清水试压也未达到额定压力，70MPa采气树只试压到56MPa，普光分公司生产管理部门还出具证明能使用，极不符合井控管理规定要求。

六是普光气田生产井套管环空泄压尚未彻底解决。目前，已建好的套管气排放设施只能泄放生产层套管气，技术套管气和表层套管气尚不能排放，且还有P104和P201两个集气站尚未配建套管泄压管汇系统。

（六）长停井、报废井管理不到位

尽管长停井、报废井的井控风险较小，但如果不规范管理，也会埋下井控隐患，此次检查发现部分企业重视程度不够，主要表现在：

一是管理资料不全。勘探南方分公司未记录移交给西南油气分公司的探井、套管变形井及套管带气井的相关资料。河南油田新勘中心春光作业区对长停井的管理未纳入到《采油及井下作业井控管理规定》，巡检台账记录也不完善，如排2-80长停井风险较大，井口压力达12.8MPa，且井口表套外有不间断清水渗出，河南油田春光作业区已采取多项措施，并重点监管，但台账未记录相关内容，只记录了“已汇报”。

二是封井不及时。普光分公司已批复的9口报废井现仅封井5口，还有4口未封，其中1口还交由地方管理。

三是巡检不到位。西南油气分公司长停井、报废井尚未按风险差别分类监管，统一规定6个月巡检一次，且长停井管理不善，如马201井井口仍在冒气，井口实际油压为0.85MPa，但每2小时一次的检查记录为0 MPa。

以上通报内容只是检查组所看到的成绩和发现的问题，总体来说是肯定的少，批评的多。被检单位要正确面对发现的问题，深刻思索问题暴露的深层次原因，并举一反三，寻根彻查，及时整改，严防重犯。其他企业应比对通报的问题，做到有则改之，无则加勉，并充分利用井控专项检查的成果，进一步提高井控安全管理水平。