石油与天燃气井井控管理规定

石油与天燃气井井控管理规定（通用4篇）

篇1：石油与天燃气井井控管理规定

基本要求

1.1 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，保护环境，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源。

1.2 井控管理是系统工程，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。

1.3 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置处理等各生产环节。

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 本规定适用于中国石化国内陆上石油与天然气勘探开发井控管理；海上油气勘探开发井控管理应根据海上井控管理特殊要求，在本规定基础上修订完善执行；陆上CO2气体、非常规天然气等勘探开发井控参照本规定执行。

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

井控管理基本制度

2.1 井控分级管理制度。总部及油田企业（单位）成立井控工作领导小组，全面负责井控工作。

2.1.1 总部成立井控工作领导小组，股份公司总裁担任组长，分管油田企业的副总经理和高级副总裁担任副组长，成员由石油工程管理部、油田勘探开发事业部、安全环保局、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。

2.1.2 总部井控工作领导小组综合管理与监督办公室设在安全环保局，负责井控日常综合协调管理和监督工作。

2.1.3 油田企业应成立由行政正职为组长，上市和存续分管领导为副组长，安全、工程、地质、生产、设备、计划、财务、人事、教育培训、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，明确规定各自监督和管理职责。

2.1.4 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。

2.1.5 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。

2.2 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。

2.2.1 总部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。

（4）定期召开井控工作领导小组会议，听取井控技术管理、综合管理及监督部门工作汇报；组织召开井控工作会议，全面总结部署井控工作。

（5）审批勘探开发项目，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 安全环保局职责

篇2：石油与天燃气井井控管理规定

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。

篇3：论石油企业内控管理中的风险防控

分析石油企业面临的风险内容有其重要意义,它是组织内部控制建设,进行有针对性的风险防控的基础。石油企业面临的风险主要包括市场风险和经营风险两种,随着近年来石油企业生产经营范围的扩大以及产品结构的变化,各种风险也呈现多元化、影响范围广等特点,需要石油企业仔细分析所处环境的风险内容,从而制定相应的防控对策。

(一)市场风险。

1. 来自政府和社会的风险影响因素。

石油企业无论是进行油气开发还是石油深加工,都需要获得当地政府及当地居民的支持。随着近年来油气开发和深加工等企业的环境污染问题广泛受到社会关注,石油企业面临着较大的社会舆论压力。同样的,无论是进行陆地石油开采还是海上石油开采,相应的占地补偿等问题也是石油企业与当地居民和政府的矛盾焦点。当地居民的抵制呼声和政府受到的舆论压力都将给石油企业的项目开发带来麻烦,从而面临经营受阻的风险。另外,石油开发的国家政策和税收等政策的变动,也会影响石油企业的成本水平,带来经营利润收入的波动风险。

2. 油气价格等市场风险影响因素。

受到世界经济复苏乏力影响,美元、黄金的价格持续波动,再加上战争、政治等因素的影响,国际原油价格持续走低,2015年曾一度跌至30美元一桶。我国石油企业销售石油的价格是根据国际油价标准来计算的,但是我国开采石油的成本大约是每桶60美元左右,国际油价的变化直接影响着石油企业的收入和利润水平。另一方面,随着我国经济的发展,人员成本等成本项目价格不断上涨,推高了石油企业的成本。企业的中长期发展更加依赖人力资源,企业为了吸引高端人才和熟练的技术工人,必须在薪酬结构和工资水平上做文章,从而获得稳定的人力资源供给,保障石油企业经营目标的实现。如何解决石油产品价格和生产成本的矛盾以及减少人才短缺风险,是石油企业面临的又一重要风险因素。同时,由于石油市场价格的放开,国家发改委调整成品油市场零售价的措施相应调整,造成成品油零售价格波动较大。仅2015年成品油价格就上下调整了12次,给成品油销售企业的经营工作造成了极大困难,如何把控库存,争取利益最大化,是整个成品油销售行业共同面对的风险。

(二)经营风险。

1. 系统风险。

系统风险是指与人为因素不相关的风险。石油企业所面临的系统风险主要包括内部控制制度的漏洞、管理制度的缺失、监督机制的缺失、系统自动修复功能薄弱等。这部分风险是系统固有的风险,不受人为因素的影响。如果石油企业中存在严重的系统风险,系统无法防范和降低风险事项,会给企业带来重大损失。例如石油企业对外收购并购其他石油企业,而投资决策活动缺少监管,也没有获得必要的、充足的风险评估,又因投资决策人员缺乏必要的谨慎态度,轻率做出投资决策,极易造成投资失败,给企业带来较大的经济损失。所以,石油企业的系统风险需要降低到一定水平,并保证无较大的风险防控漏洞,才能保证企业的正常经营和经济收益。

2. 非系统风险。

非系统风险也被称作操作风险,这种风险与人为因素相关,是指由于没有按照制度规定进行操作而产生损失的风险。非系统风险是石油企业内部控制活动中风险防控的关键,也是因为缺少管理而易于出现问题的地方。石油企业属于高危行业,安全事故容易发生,安全问题不容忽视。所以石油企业的各项管理制度繁多而且标准明确,但是在生产经营中依然存在有章不循、有规不依的情况。如生产平台违反操作规程、施工作业环境不达标、作业现场管理不到位、设备维护不及时、违规用火用电、自然灾害防范措施薄弱、应急预案宣传学习范围窄等。这些风险问题是重要的管理难题,也是关系到石油企业的健康发展的命脉。“7·16”大连石油的火灾事故给企业造成了重大的经济损失,就是由于违规操作引发的责任事故。所以,石油企业防范非系统风险工作是重中之重,需要给予足够的重视。

二、加强石油企业风险防控工作的对策

(一)强化对风险项目的测试强度。

加强对石油企业风险的防控,强化对内控系统风险的测试频度和深度。风险的测试活动能够较好地反映出企业内控系统中的重大内控漏洞和无效的内控措施,降低风险发生的几率。所以,石油企业可以通过两个方面加强对内控系统风险的测试工作。一是加强内部审计部门的测试能力。内审部门是组织内部控制测试活动的重要力量,负责对本单位内控设计的有效性和执行情况进行测试评估。在内审工作的人员配备上,应适当配置安全专家、营销专家,组成综合力量审计队伍。在频率方面,可以缩短执行内审测试的时间间隔,采用季度或者半年的频率组织测试活动。在内容方面,重点针对高风险领域、例外事项高发、重要业务环节等内容进行测试与评估,并提出必要的整改意见便于企业做出调整方案。在开展形式上,重点审计与常规审计相结合。二是积极借助外部独立审计机构的力量,对内部控制活动中存在的风险进行测试,对存在的重大风险项目予以辨认,尤其是对由于内部审计部门知识结构、经验和独立性的局限性而导致忽略和遗漏的风险事项,能起到很好的补充作用。内审部门要积极同外部审计机构进行配合,及时详细地提供内控风险项目内容,并提供必要的帮助。石油企业形成内外结合的风险控制测试模式,有利于加强企业风险防控的管理意识,也能保持风险防控措施的有效性。

(二)完善风险防控制度和机制建设。

形成石油企业立体的风险防控体系将有助于形成全面风险防控的管理局面,而立体的风险防控体系需要建立完善的风险防控制度和机制作为保证。首先,石油企业要建立健全内部控制组织机构,成立专业的内控审计队伍,制定风险防控的相关制度,特别要明确风险岗位的责任和风险监督职能,并督促加强责任的落实。其次,根据单位的管理层次,设计不同层次的风险管理责任内容,制定风险防控责任清单,梳理内控流程程序,从而有的放矢地实施风险防控措施。第三,石油企业管理层对单位整体的风险防控活动负总责,并定期根据各风险责任岗位的风险防控报告,以及内外部审计部门的风险测试报告,制定风险防控调整方案,并与内部控制负责部门一同作出内控风险防控措施的修改意见,修订内部控制制度。第四,转变内控审计工作模式,变事后审计为事前、事中审计。随着企业经营活动的多元化和企业管理的现代化,单纯的事后审计方法已不能对企业的经营活动做出全面、科学、准确的评估,而效益审计的作用主要体现在建设性上,如何提高企业的生产、经营、销售等环节的控制质量,是现代审计需要解决的问题。因此,内部审计必须广泛采用事前、事中、事后审计相结合的方法。最后,加强风险事项管理信息化建设,建立企业统一的、全面的、整合的业务活动重要风险数据库,利用智能化的风险管理平台,及时汇总发现单位内部风险防控问题,并作出预警。所以,石油企业要重视对风险防控制度和机制的建设和完善,以提供必要的制度机制保障。

(三)丰富石油企业的风险防控措施手段。

为应对石油企业面临的各种各样的风险,应丰富风险防控措施和手段,以有效防范石油企业风险、降低石油企业的风险损失。石油企业可以积极利用各种金融衍生工具、合营合作经营以及签订有利于本单位的销售采购合同等方式,降低企业面临的市场风险。创新风险防控手段是石油企业应对当前复杂的国内外市场风险因素的重要途径。由于我国石油企业的产品价格易于受到国内外市场的波动影响,如果不创新价格风险防控手段,单一依靠销售渠道优势和控制企业生产成本,并不能较好地抵消企业面临的风险。所以,石油企业需要开拓思维,努力创新风险防控手段,可以利用对冲方式或者出售部分风险的方式,将企业可能承担的市场风险转移分散出去,有效地减少石油企业的或有损失。另外,风险防控手段的创新也离不开人才,但是石油企业由于成立时间久远且接触金融产品的机会较少,企业内部熟悉金融工具的人才较为缺乏,所以,石油企业需要有意识地培养这方面的人才,从而保证创新所需的必要人才智力支持。

(四)制定风险防范的配套制度。

风险防控是一个复杂的系统工程,单纯依靠制度机制容易产生死板单一的管理局面。石油企业应积极开展全员式的风险防控,并努力激发出风险防控的内生力量,从而获得较好的风险防控效果。风险防控的配套制度是推动内控制度的实施、促进企业风险防控工作的一个重要途径。石油企业需要结合本企业的经营特点和人员结构特点,制定风险防控的奖罚制度,并与风险岗位职工的职务晋升和奖金绩效挂钩,这样可以激发企业职工的风险防控热情和发挥风险防控的能动性。另外,奖罚制度也有利于促进风险防控信息的及时反馈,使得企业各管理层能够及时获得真实完整的风险信息,并作出必要的应对方案。石油企业通过风险防控配套制度的建设,可以激发出风险防控的内生动力,有利于赢得必要的风险防控完善时间,获得更大的收益。

参考文献

[1]郑莉桦.企业财务内控管理体系的构建策略分析[J].商业会计,2016,(04).

[2]刘锦屏.油田企业非招标采购管理存在的问题与对策[J].经营管理者,2016,(03).

[3]周洁.以风险防控为导向的内控管理体系实践[J].科技创业月刊,2015,(09).

篇4：企业内控管理中的问题与对策

【关键词】企业；内控管理；工作

随着我国市场经济的高速发展，国内外市场的竞争压力越来越大，越来越多的企业纷纷建立起来，这些企业的发展不仅推动了我国社会经济的发展，而且也给市场带来了极大的竞争压力。一个企业要想在激烈社会主义市场环境中高速可持续发展，必须根据自身的经营状况和市场环境制定严格的内控管理制度，对自身的经营计划的实施过程进行监督和控制，这样才有利于企业健康可持续发展，这也就是企业内部控制管理。在企业内控过程中，必须适当调整企业的经营计划，使企业的经营计划回到正确的轨道上，这样才能保障企业发展计划顺利完成。对于企业发展来说，为了保障企业快速发展，必须在企业内部建立完善的控制管理制度，这样才能推动企业健康稳定可持续发展。

一、企业内控管理的意义

企业内控管理能够有效提升企业经营管理效率，确保企业能够顺利实施经营发展计划，而且能够保障企业资产安全以及规章制度的有效执行，推动和促进企业战略目标的实现，在企业内控管理的过程中，需要企业管理者和员工共同协调配合，才能完成这个动态的内控管理过程。

企业内控管理制度能否科学、合理地制定下来，执行上能否与经营发展计划保持一致，都影响着企业内控管理的效率。通过制定科学、完善的企业内控管理制度，不仅能够促进企业内控管理工作有效完成，而且能够为企业创造大量的经济效益。同时，企业内控管理工作可以为企业发展创造真实可靠的环境，使企业管理者能够制定出更加科学、合理的经营发展策略，企业员工能够更加协调配合执行生产经营计划。只有做好企业内控管理工作，才能促进企业健康可持续发展。

二、企业内控管理中存在的问题

1.企业管理者对于内控管理制度缺乏认知能力

目前，在企业的发展建设中，主要由少部分领导者作为管理者来对企业内控管理制度进行决策，所以，企业内控管理决策不够公平、民主，缺乏企业员工的参与，导致企业内控管理制度不能充分运转下去。就当前的实际情况来看，企业管理者在制定内控管理策略时，缺乏认知水平，一切以企业的生产经营效益为主，忽视了企业的健康可持续发展，认为企业内控管理对于企业生产经营活动来说并没有实质性作用，所以导致企业内控管理工作被忽视和排挤。从另一方面来看，许多企业管理者在企业内控管理工作中，对于企业生产经营的风险意识有所不足，不了解企业生产经营中存在哪些风险，该怎样规避这些经营风险，这就给企业的生产经营活动造成了一系列问题，对企业的经济效益和未来发展产生不利影响。

2.企业内控管理缺乏约束力

目前，许多中小型企业的生产经营活动比较单一，人员配置不够合理，通常出现了一人身兼多职的情况，没有配备专门的内控管理人员，而是通常由其它文职人员来兼任。可见企业管理者缺乏内控管理理念，对于企业内控管理的认识不足。部分企业的管理部门对于企业内控管理完全依靠外部监督，缺乏专业的监督部门，所以导致内控管理制度无法顺利执行下去。

3.企业内控管理制度不够完善

目前，一些企业没有建立科学、完善的企业内控管理评价体系，对于企业内控管理工作没有形成具体的指标和评价标准，所以企业在执行内控管理工作时，缺乏目标和动力，参与内控管理工作的积极性不高。同时，企业缺乏实际参与内控管理操作的经验，不知道如何执行企业内控管理工作。

三、企业内控管理的对策分析

1.提高企业管理者和员工对内控管理的认知水平

作为企业管理者和决策者，为了促进企业在激烈的市场环境中能够稳健运行下去，必须充分认识到企业内控管理的重要性，把企业内控管理制度建设作为企业发展的工作重心之一，充分借鉴和吸收国内外优秀企业内控管理工作的经验，把企业的生产经营活动与内控管理工作联系起来，共同发展进步。同时，也要提高全体企业员工对内控管理工作的认识，让员工能够在日常工作中严格遵守内控管理制度，从而促进工作按照内控管理流程进行下去。

2.建立科学、完善的企业内控管理体系

为了提高企业的核心竞争力，建立科学、完善的企业内控管理体系至关重要，只有形成系统、全面的内控管理制度，才能够推动企业人员顺利实施企业内控管理制度。随着市场经济的快速发展，企业也要根据自身的实际情况、发展需要和外部环境来不断优化调整内控管理制度，加强对生产经营活动的监督控制，重点控制经济方面的业务。为企业内控管理工作设计相应的部门和岗位，这样才能把内部控制管理工作落到实处。

3.加强企业内控管理信息的监督和评价

企业要建立完善的信息监督和交流系统，使企业内部和外部的信息能够全面收集整理起来，从而促进企业内部各个部门相互沟通交流，企业监督部门相互沟通，共同传递信息。同时，要建立完善的企业内控管理评价体系，针对企业内控管理工作内容进行评价，调动企业管理者和员工的积极性，让企业管理者和员工自主参与到企业内控管理工作中。

参考文献：

[1]杨婧.对企业内控管理的探索[J].中国商论，2015，（27）：12-14.

[2]章灿.企业内控管理中出现的弊端及建议[J].财经界，2016，（8）：74.

[3]吴亚楠.浅议内部审计在企业内控管理中的作用[J].知识经济，2016，（7）：83-83.