中国石油安全与中国

2022-09-09

第一篇：中国石油安全与中国

中国石油天然气集团公司 2015年安全环保与节能工作要点

一、指导思想

全面贯彻党的十八届四中全会精神和集团公司工作会议要求部署，继续坚持以深化HSE体系建设为工作主线，立足当前严格监管，着眼长远标本兼治，严格落实新《安全生产法》和《环境保护法》，精心编制“十三五”安全环保节能规划，强化责任落实和制度执行，突出抓好节能减排和管道隐患整治，持续推动基层基础管理和安全文化建设，始终把握隐患治理、事故防范和风险管控的主动权。

二、总体目标

——杜绝重大火灾爆炸事故，杜绝重大油气泄漏事故，杜绝井喷失控事故，杜绝重大及以上亡人事故，杜绝重大及以上环境污染和生态破坏事故，杜绝安全环保违法行为，实现集团公司、专业分公司无重大及以上事故、企业无较大事故和影响恶劣的一般性事故、企业二级单位无亡人事故;

——百万工时死亡率<0.02，万台车死亡率<2;

——全面完成国家下达的“十二五”污染减排考核任务(化学需氧量控制在3.02万吨以内，氨氮控制在1.26万吨以内，二氧

— 3 — 化硫控制在21.33万吨以内，氮氧化物控制在16.78万吨以内)，按期完成国家考核的责任书减排工程;

——实现节能量80万吨标准煤，节水量1695万立方米; ——职业健康体检率>98%，职业病危害因素检测率>98%。各专业分公司要把以上指标分解落实到归口管理企业。

三、重点工作

为确保实现上述目标，2015年将着力抓好以下几项重点工作：

(一)深入贯彻新安全环保法

严格落实安全环保责任。贯彻落实新安全环保法律和系列相关配套规定及细则，按照“党政同责”、“一岗双责”、“管业务必须管安全、管行业必须管安全、管生产经营必须管安全”的要求，加强对总部部门、专业分公司安全环保责任制落实情况的督查。各专业分公司、各企业要研究制定符合现行法律条件和责任体系要求的实施细则和配套制度，进一步修订安全环保责任制，逐级完善各级领导职位、业务部门管理岗位、基层员工操作岗位的安全环保职责，健全履职考核机制，确保安全环保责任“全覆盖”。

健全完善安全环保制度。对照新安全环保法要求，对现有各项规章制度进行全面梳理并修改完善，总部层面组织修订《中国石油天然气集团公司总部安全生产与环境保护职责规定》(中油安〔2014〕14号)、《中国石油天然气集团公司环境保护管理规定》(中油质安字〔2006〕362号)、《中国石油天然气集团公司HSE培训管理办法》(人事〔2009〕35号)、《中国石油天然气集团公 — 4 — 司基层班组安全活动管理办法》(质安字〔2000〕124号)等制度，起草《中国石油天然气集团公司海洋石油安全管理规定》。各专业分公司、各企业要按照新法要求，切实从制度的合规性出发，强化提升各项制度在可操作性、宣贯培训和检查考核等环节的执行力，真正发挥制度的基础性、根本性和主导性作用。

加强建设项目“三同时”管理。分专业制定安全评价、安全专篇及安全验收程序和标准。依据“谁审批、谁负责”的原则，专业分公司明确建设项目各环节的安全环保合规管理职责，强化工程设计中落实各项安全环保评价批复要求。企业切实承担主体责任，严格执行安全环保管理程序，强化变更管理，增强安全环保法律红线意识，杜绝“未批先建”、“未验先投”，实现“零违规”。

加快整改各类违法违规问题。进一步严格安全环保管理程序，对超期服役、超范围运行、未按时检测检验的设施设备和装置要立即进行整改，切实保障安全生产条件。要全面排查整改各类安全环保隐患和环境污染、生态破坏问题，开展废水、废气达标排放以及废渣、危险废物规范处置专项整治活动，加速解决遗留的不合法、不合规的老问题。增强全员环境法制意识，重点排污单位要向社会公开污染物排放状况和防治污染设施建设运行情况。

加大考核追究力度。落实“有岗即有责，有责必考核”的要求，深入开展全员全岗位的安全环保绩效考核。严格执行《中国石油天然气集团公司安全生产和环境保护业绩考核细则》(人事

— 5 — 〔2014〕204号)，突出指标细化和过程考核，对各类违法违规行为实施“零容忍”，保持严厉打击违法违规行为的高压态势，严厉追究企业领导和相关管理人员责任。对造成重大影响和瞒报谎报事故的，按照《中国石油天然气集团公司生产安全事故瞒报谎报行为举报查处办法》(安委办〔2014〕8号)和《中国石油天然气集团公司生产安全事故和环境事件升级调查和升级处理补充规定》(安委〔2014〕4号)的要求严肃惩处、严肃追究。

(二)提升各层级的安全环保风险管控能力

推进风险分级防控机制建设。结合安全八大风险和环保六大风险，全面落实《中国石油天然气集团公司生产安全风险防控管理办法》(中油安〔2014〕445号)，健全各级安全环保风险与行政责任挂钩制度，理顺风险管控流程，落实风险分级管控措施。集团公司将继续组织编制完善风险防控相关配套制度、标准和技术指南，各企业有效梳理和识别常规与非常规生产经营活动，对生产经营活动中的各类风险分级制定控制措施，狠抓基层操作岗位分解操作步骤的危害识别和风险管控，油气田企业和炼化企业开展一次全面的环境风险评估。

加快管道隐患整治进度。强化管道隐患整改领导挂牌督办工作机制，利用HSE信息系统管道隐患治理平台，全程跟踪和督办隐患治理进程。各相关专业分公司应按照轻重缓急，稳步推进各专业领域的管道隐患整改工作。各企业应全面加强管道保护，做到责任落实、措施落实、经费落实、时间落实，确保治理整改 — 6 — 到位。2015年9月力争完成重大管道隐患整改，其他管道隐患整改完成率力争达到80%以上。

强化施工作业过程管控。狠抓作业许可、工艺安全、变更管理等关键环节，严格动火、进入受限空间、高处作业、临时用电等高危作业管理，与风险辨识和现场监督有机结合，进一步完善实施作业许可制度和程序，认真开展工作前安全分析，规范作业票证审批手续，做好作业前安全交底，落实各项安全措施。高度重视工艺安全管理，深化运用HAZOP分析方法，做好工艺危害的识别评估工作，不断完善并严格执行岗位操作规程。规范工艺设备变更管理，落实变更审批程序，特别要加强对“四新”技术运用的安全风险论证，控制好各类变更而产生的新风险。

创新安全环保监督体制机制。建立集团公司内部第三方自上而下的安全环保监督模式，统筹整合现有安全环保监督资源，采取“专业+区域”的方式运作，按照“四不两直”的要求，采取定期的常规监督和非定期的专项监督方式，对主要生产经营企业、风险较大的基层站队和重点工程实行全覆盖式的现场监督。安全环保技术研究院要充分发挥专业技术优势，主动履行好监督、监测、预防、预警等过程监管职能。各企业要严格执行集团公司安全监督管理办法，加强油气田、炼化生产、工程技术、工程建设等单位的监督队伍建设，实施异体监督，切实提高监督的有效性和针对性。

全面提升应急保障水平。以集团公司

一、二级专职应急救援

— 7 — 队伍为重点，加快东北、西北、西南三个地区应急救援保障能力建设;以企业专业应急救援队伍为骨干，全面签订专业应急救援保驾协议，推进区域联动机制建设，有效应对和处置集团公司II、III级生产安全突发事件;进一步修订完善应急预案，强化企地联动与备案管理，提高基层现场“一案一卡”操作性;依法加强全员应急培训工作，针对主要风险，自下而上开展现场实战、装置情景模拟和管理层桌面推演等演练，系统提高第一时间的应急处置、救援及响应能力。

(三)突出抓好重点领域和关键环节的过程监管

扎实做好HSE体系审核。坚持“三不审核”原则和“严审、深究、补短、提升”的审核工作思路，健全问题闭环管理机制，抓苗头查管理，查现场溯机关，自上而下推动健全“分专业、多层面，全覆盖、多方式”的审核工作机制。要把体系审核作为安全环保工作的重要抓手，逐级审核，压力层层传递，促进企业自我审核、自我改进。企业以审核方式规范各类健康安全环保检查，完善审核检查流程，统一审核检查标准，培养审核检查专家，规范开展内部审核工作。扎实做好炼化企业HSE管理咨询合作，真信真学真用国际HSE管理先进经验，提高咨询合作工作质量。

突出抓好承包商监管。严格执行《中国石油天然气集团公司承包商安全监督管理办法》(中油安〔2013〕483号)，继续开展承包商分包商专项巡视，对重复出现的问题要加大通报和考核力度。建设单位要切实落实安全主体责任和属地责任，把好承包商、 — 8 — 分包商及施工队伍的入口关，对承包商项目负责人、分管安全负责人、安全机构负责人进行专项培训和考核，对承包商参加施工人员进行专门的安全教育和考核，严格实行入场(厂)许可制度，坚决杜绝项目转包和违法分包情况，坚决杜绝以包代管、包而不管的现象。

推广全员安全环保履职能力评估。加强《中国石油天然气集团公司员工安全环保履职考评管理办法》(中油安〔2014〕482号)的培训宣贯，推动企业全面开展安全环保履职能力评估工作。总部制定企业领导班子成员履职能力评估流程和评估标准，企业应明确不同岗位人员能力标准，将安全环保履职考评纳入整体考核管理工作。特别加强对新提拔、新上岗和转岗人员的安全环保能力评估，将考评结果与奖惩、任用、上岗、晋级挂钩，促进实现全员能岗匹配。

强化专业专项监管。提高海外项目的预警能力，强化海外安全形势实时监控，逐步在高风险国家建立社会安全管理体系。进一步加强海上油气开发安全监管，全面推进海上工程建设项目、移动式钻井平台和油气生产场所的安全环保风险分类分级管理。进一步加强和规范油品储罐机械清洗工作，按规定要求选择清洗队伍，严格执行清洗计划。组织开展以消防安全为重点的商储油库专项安全检查，加强灭火救援仿真演练系统建设应用，持续提升专职消防队灭火救援能力。加大车辆安全运行动态安全监控考核力度，推进以车辆分类、驾驶员分级为基础的道路运输安全风

— 9 — 险防控机制建设。

(四)严格节能减排监督考核

大力加强污染减排。将污染减排指标纳入生产运行调度，按期完成国家考核的3项责任书工程以及集团公司30项重点减排项目，确保工程减排措施全部到位;继续加大结构调整力度，大港油田自备热电厂2015年4月按期关停，加快淘汰小锅炉，所有燃煤锅炉完成脱硫脱硝治理前不得投入运行，确保燃煤锅炉全面实现达标排放。加强吉林石化污水深度处理改造等重点减排工程运行管理，确保实现减排化学需氧量1500吨。加强在线监测系统运行考核管理，坚决杜绝企业在线监测数据弄虚作假现象。

狠抓重点领域污染防治。严格落实国家大气污染防治新要求，炼化企业要加强催化再生烟气、硫磺回收尾气达标治理工作，加快做好挥发性有机物治理工作，全面开展管阀件泄漏检测与修复(LDAR)、污水集输与处理设施废气、有机工艺废气、储油库油气回收、油品码头油气回收、炼化油品装车油气回收治理工作。销售企业要全面完成成品油库、加油站油气回收治理工作。

持续做好节能节水工作。认真落实国家《2014—2015年节能减排低碳发展行动方案》要求，进一步强化对“万家企业”的监管力度。加强节能合规性管理，进一步排查高耗低效设备的使用情况，加快高耗低效设备的淘汰。密切跟踪国家“重点用能单位能耗在线监测”的政策要求，在总结试点经验的基础上，推动重点用能单位能耗在线监测工作。抓好重点示范和推广，加快推进油气 — 10 — 田加热炉提效和炼化能量系统优化工作，认真总结管道余能利用、钻井队及矿区节能示范的建设情况，评估节能技术集成配套的应用效果和经验。

(五)夯实健康安全环保基层基础

启动基层HSE标准化站队建设。分专业陆续启动基层HSE标准化站队建设工作，编制《中国石油天然气集团公司基层HSE标准化站队建设工作实施方案》，明确基层HSE标准化站队建设标准内容框架，编写完成炼化、管道、钻探三个专业领域的基层HSE标准化站队建设标准并组织实施。企业按照统一部署，将传统管理与HSE体系建设有机融合，进一步细化完善建设标准，制定达标考核程序，组织基层单位开展HSE标准化站队建设工作。要充分利用HSE信息系统，完善基层基础数据平台，辅助提升基层管理水平。

全面推进基层岗位培训矩阵的编制和应用。制定《关于加强基层岗位HSE培训矩阵编制实施工作的指导意见》，将岗位业务培训、技能培训与HSE培训紧密结合，落实“一级对一级”的直线培训原则，细化培训需求分析，改进培训方式，大力推广HSE培训矩阵应用。要理顺作业流程，分解作业步骤，突出重点领域，全面提升针对基层现场、关键环节的培训效果。

加强安全生产风险警示和告知。认真贯彻《企业安全生产风险公告六条规定》(国家安全生产监督管理总局令第70号)，结合集团公司安全目视化管理要求严格落实。要在企业入厂(场)

— 11 — 处醒目位置设置风险公告栏，在危险岗位设置风险告知卡，在重大危险源、存在重大隐患、存在严重职业危害或较大危险的场所和设施设备上设置明显标志，在工作岗位标明安全操作要点。要及时向员工公开安全生产处罚决定、执行情况及整改结果，及时更新安全生产风险公告内容，并建立风险警示和告知档案。

加快安全环保新技术的研发与应用。积极推进“科技兴安”，开展集团公司安全环保技术研究顶层设计，探索建立安全环保技术树及评价评估方法，组织完成挥发性有机化合物管控技术方案。各企业以解决生产现场需求为目标，做好安全环保关键技术研发、技术示范工作，建立安全环保新技术推广应用机制。

强化职业健康管理。制定发布《中国石油天然气集团公司职业病危害告知与警示管理规定》等制度标准，职业健康基础建设全面达标。加强职业健康培训，以《职业病防治法》宣传周为契机，做好职业健康的宣传普及工作。加快推进职业病危害隐患治理，严格接触放射线员工个人剂量计的佩戴管理，加强职业病危害合同告知，强化员工职业健康体检计划和职业危害因素检测计划的落实。

— 12 —

第二篇：中国石油钻井现状与发展趋势

近年来，我国钻井工程技术得到快速发展，钻井工程的规模实力和钻井工程的整体水平得到显著提高，但未来国内外钻井技术将遇到哪些难点及发展趋势?

钻井是石油勘探开发的“龙头”，钻井的投资实际上占整个勘探开发投资的50%以上。钻井工程技术水平直接关系到石油勘探开发的成败，决定着石油上游业务的发展潜力和竞争能力。目前，钻井工程已开始成为寻找油气藏、高效开发油气田最有效的手段，特别是欠平衡、水平井等技术已成为现代油气勘探开发的重要手段，对增储上产和提高采收率十分重要。

国内钻井技术现状：

长期以来，我国的石油钻井科研工作一直处于跟随状态，学习和追赶国外先进技术并努力实现先进技术的国产化。总体来看，我国石油钻井技术水平与国外先进水平有5年~10年的差距。

近几年，我国钻井工程技术得到快速发展，钻井工程的规模实力和钻井工程的整体水平得到显著提高。但在自动垂直钻井、可膨胀管钻井、深海钻井、陆上深井超深井钻井等高端钻井技术领域，以及综合钻井实力方面，与世界先进水平相比还有一定的差距。国内旋转导向技术几乎还处于空白状态。无论是今后钻大位移井、分支井，还是煤层气鱼骨井，都非常需要这项技术。国内自2000年开始膨胀管技术研究，2003年首次在大庆油田进行了两口井的套管补贴，获得了成功，目前成功补贴已超过200口井。

从国际上看，地质导向钻井已是成熟技术，自动垂直钻井系统国外已投入商业应用，欠平衡钻井、气体钻井国外已是常规生产技术，我们还处在研究推广阶段。但国内中石油钻井院苏义脑院士经过多年努力，成功研制出近钻头地质导向系统，成为世界上第四个拥有这项技术的国家。

套管钻井技术国外已投入商业性运作，我们还处在应用阶段。国内钻井院研制出适合中国特色的套管钻井技术，在吉林等油田应用十多口井，取得显著成效。连续管钻井技术国外已是常规生产技术，特别是小井眼，这些技术也是我们在东部和西部勘探开发生产中钻井生产亟须解决的技术。

钻井技术发展方向和难点：

汪海阁认为“钻井行业利用技术措施创造了一个又一个新记录，钻井技术潜力巨大。目前，我国的钻井工作量已位居世界第三，仅次于美国、加拿大两国，并且已经掌握了常规的定向井、水平井、老井侧钻、丛式井及深井钻井等系列技术，基本上能满足国内油气勘探开发的一般需求，并缩小了与国际先进水平的差距。国内钻井行业在围绕持续提速，提高探井发现率，保护、发现油气藏等领域展开研究。”

据美国对世界144家主要石油公司及钻井作业公司调查显示，近年来，世界钻井井形呈现多样化，但仍以

直井为主，水平井、分支井、老井侧钻等特殊工艺井比例增加。海上水深超过3000米的井占海洋钻井总数的比例不断增加。

由于钻井面对的难度越来越大，因而石油钻机朝着不断满足石油工程需要的方向发展，高性能的机、电、液一体化技术促进石油钻机的功能进一步完善。大量增加自动化工具，减小操作者劳动强度，为提高劳动生产率创造条件。在这方面发达国家一口井只需几个人，而欠发达国家，一口井需几十人。

长期以来，全球钻井行业的投资占勘探开发投资的50%以上，钻井水平的高低对于油气勘探开发效益具有十分重大的影响。合理的钻井工艺、适用的钻井技术和完井方法是提高油气勘探成功率、发现油气田、提高产量、降低成本、实现油气田勘探开发经济目标的重要保证。

从国际钻井服务市场的构成来看，目前钻井市场主要是由两部分构成的。一部分是提供钻机服务的钻井承包商，中国石油现在到国外去服务的钻井、修井机早已超过100台，分布在几十个国家，而且这个需求还在增长。另一部分是占钻井服务市场六七成的专业技术服务市场。我国在国外市场做的主要还是低端服务，也就是打井的工程承包，而高端的、高附加值的配合打井的专业技术服务，我们基本没有参与进去。所以，我国钻井技术的提升和突破，已经成为关系中国石油工业在“十一五”发展和今后可持续发展的关键所在。三大钻井技术的应用和发展：

最近几年，三大钻井技术得到了重要发展和广泛应用，第一是水平井钻井技术，第二是欠平衡钻井技术，第三是深井钻井技术。目前，这三项主要钻井技术的规模化应用，促进了钻井科技的深层次发展，在钻机动用、钻井总数、钻井队年进尺、钻井总进尺以及机械钻速，特别是深井提速上，都创造了历史新纪录。三项技术的应用取得了显著的成果，带动了一批产业的兴起，带动了思想观念的更新。一是带来整体观念上的更新，突出表现在勘探、开发和经济增长方式方面。目前，我国由原来两三年打一口超深井，发展到现在，由于气体钻井技术的应用，一年就可以打两口超深井，产生了巨大经济效益。二是带来设备的全面更新。目前，从钻机到钻机的所有配件，以及井下工具，都进行了全面更新，真正朝着科学化钻井方向发展。三是带来钻井工艺的全面更新。比如气体钻井、控压钻井、深井超深井技术，尤其是特殊工艺钻井技术非常引人注意，比如定向井、水平井、丛式井、大位移井、复杂结构井及欠平衡钻井等。

从世界近年来钻井技术发展趋势看，每一项钻井技术的重大进展都对应着某项高技术的引入。钻井主导技术的发展实质上是把钻井、录井、测井与信息技术四者集成于一体，最大限度地提高油气层的发现率、提高单井产量、缩短钻井周期、降低“吨油成本”。一个高效的钻井系统将在油气勘探开发中扮演越来越重要的角色。

“水平井、多分支井、水平多分支井技术，由于进一步提高了油藏暴露面积，有利于提高采收率、降低吨油开采成本而得到推广应用。国外在多分支井和鱼骨井基础上还提出了最大储层有效进尺的概念，即利用钻

井手段提高储层段的进尺，大幅度提高单井产量”。汪海阁还说，石油技术大发展，是国家强盛的需要，是世界经济发展的需要，是继往开来的时代的需要，也是广大石油科技工作者大展宏图的黄金时期。钻井的未来发展趋势：

未来国内外钻井技术发展趋势如何，为人类石油勘探开发带来什么影响?汪海阁认为，钻井是石油工业的龙头。钻井发展总的趋势就是，不断满足勘探开发需要。钻井工程作为油气勘探开发的一个重要环节，一种主要手段，具有资金、技术密集，高投资、高风险的特点。他还说：“近年来，国际钻井技术的发展趋势，已经由传统的建立油气通道发展到采用钻井手段，来实现勘探开发地质目的，提高单井产量和最终采收率。” 我国石油钻井50多年的实践证明，走技术引进与自立开发相结合的道路是技术落后国家走向先进的一条必由之路、正确之道。走完全自主创新的路适应不了形势发展的要求，必须要充分吸收发达国家的先进技术为我所用。但是完全靠技术引进也走不通，因为先进的生产作业线及其产品，发达国家在未充分占领市场前是不会出卖的，引进二流三流产品的作业线，在国际市场上是没有竞争力的，其结果只能是绑在别人的战车上跟着跑，走上“引进——落后——再引进”的恶性循环。

另外，像我们这样钻井规模的国家，先进技术是买不起的，买别人的产品或请外国公司来服务，在几口井上可以，但几百口井、上千口井如何来应用是经济上承受不了的。日本技术发展的成功经验是从模仿创新走向自主创新，值得我们借鉴。在引进国外先进技术，装备的同时，则绝对不能忽视自主开发与自主创新。结合当前国际石油背景，汪海阁在分析今后钻井技术发展趋势时说，由于国际油价居高不下，引起世界石油勘探开发热潮，对钻井的要求会越来越高，钻井工作量也将大幅上升。“目前，勘探对钻井提出的要求是，深井超深井需要提高钻速;开发对钻井的要求则是提高采收率，提高单井产量，改变增长方式。管理上面临的难题是如何扩大欠平衡钻井应用，如何降低气体钻井的成本，如何广泛使用高压喷射技术”。

在勘探上，欠平衡钻井提高了低压、复杂岩性、水敏性、裂缝性等储层的油气发现和保护水平，拓宽了勘探领域。在开发上，欠平衡钻井通过有效地保护储层，提高了单井产量，降低了开发综合成本。在工程方面，欠平衡钻井解决了低压地层漏失问题，提高了机械钻速，减少了压差卡钻，缩短了钻井周期。2007年中石油完成155口欠平衡井，取得了勘探上的重大发现，实现了吐哈三塘湖油田的高效开采，并大幅度提高了研磨性地层的钻速。

“预计今后3年到5年内，需求最突出的钻井技术仍然以水平井、欠平衡井、超深井三大技术为主，重点是要求保护发现油气藏。三种技术相互渗透，相互交融，不断互补，优化发展，并朝着纵深方向快速发展。”汪海阁还透露。未来高度需求、重点发展的钻井技术包括降低每米钻井进尺费用、降低地质旋转导向费用以及提高钻井速度等方面的技术，为中国石油勘探开发目标的实现加油添力。

第三篇：中国石油与壳牌签署战略合作协议

新疆油建西二线施工四千余农户一路“绿灯”

农民照常耕作，管线正常施工。李缓摄

中国石油网消息 (记者宋鹏通讯员陈东)6月17日6时，晨雾初散，江西省贵溪市泗沥镇泗沥村上港西村农民王荣才一大早就蹲在自家田埂前，随手抓了把土捻了捻，满意地笑了：“还是老样子噻。”前不久，一条输气管线从他家三亩地下穿过。根据业主规定，西气东输二线工程竣工资料里必须有地貌恢复合格证，上面要有农户签字，没有农户签字不能交工。中国石油工程设计公司新疆油建公司承建西二线(东段)南昌—上海支干线，施工段涉农用地的4000多户农民全部签字通过，一路绿灯。而王荣才就是在地貌恢复现场验收交接时愉快签字的农民之一。

当时施工时，王荣才非常不放心，虽然见过高铁施工，但地里深埋管线还是头一遭，毕竟动了自家的“地气”。他和村里几位看稀罕的妇女远远看着机组施工，最后看到熟土重新覆盖在稻田表层，安心了。“他们这些干活儿的娃很负责任。”令王荣才满意的不仅仅是他家稻田的恢复，看着周边毫无二致的水渠、农田小道，他很舒心。

新疆油建公司承建的第3标段途经江西省东乡县、余江县、贵溪市三个县(市)，线路全长89.37公里。管道沿线多为稻田、林地、苗圃。保护基本农田段土壤自然结构成为项目部施工的重中之重。施工中，员工像对待自家的“自留地”一样，把开挖的生土和熟土分别放置。管沟回填时，先将生土填到下层，然后再回填熟土。工程结束后，派专人用专用设备检查是否有焊条头等工业垃圾遗留。对于施工中无法避开的天然次生灌木丛等林地和园地，开挖之前，公司派出专人拍摄施工地段地貌照片存档，为后期地貌恢复提供参照样本，完工后在管线两侧5米内人工播撒草籽，种植浅根系灌木和草本植物。

有一次管材拉运，由于是重车，轧坏了田间土路。项目部从村石料厂买石子，雇本村车辆拉运铺路，恢复路面，既没耽误村里人赚“现钱”，又“鸟枪换炮”，土路变成宽阔的石子路，村民直夸项目部人员“真是替俺们着想的好大哥”。

工程开工至今18个月来，这个公司保持安全生产和环境保护事故为“零”的纪录。截至6月17日，项目部已完成管线沿线地貌恢复80公里，大约3100亩地。在由监理方出具的地貌、植被保护验收单上，在“合格”栏下全部是“对钩”。“见过大场面施工大世面”的当地政府和老百姓都说，跟其他施工建设单位比，中石油的队伍环境保护、地貌恢复的工作态度和措施是最好的。

点评：责任，赢得信任

土地，对中国农民意味着什么?三个字：命根子。

所以，土地的征用或租用，是令许多施工单位头痛的事。

然而，当新疆油建施工的西二线(东段)南昌—上海支干线从地下穿过时，没有任何阻拦，4000余户农民愉快签字放行。这不能不说是个奇迹。

新疆油建靠的啥?两个字：责任。

正是对国家的重任，对农民的担当，政治责任与社会责任双任荷肩，成就了这一路绿灯，完成了这一路畅行。把群众的利益放在首位，事先周密考虑，措施严谨细致，以诚待农民，以爱对土地。这是实实在在的爱护，这是真真正正的担当。

因为担起了责任，所以铸就了信任。

这就是中国石油“奉献能源、创造和谐”的企业宗旨，这就是中国石油始终如一的行动。

中国石油与壳牌签署战略合作协议

图为中国石油与壳牌集团战略合作签字仪式现场。记者李炯摄

中国石油网消息 (记者李向阳张立岩)6月20日，壳牌董事会和执行委员会成员一行访问中国石油总部，双方举行深入友好会谈，并签署《中国石油天然气集团公司和壳牌海外投资公司全球战略合作协议》。双方还签署了加拿大油砂资源、非常规天然气及工程技术等相关合作协议文件。

集团公司总经理、中国石油股份公司董事长蒋洁敏在致辞中说，中国石油致力于建设具有国际竞争力的综合性能源公司。壳牌的目标是成为世界上最具竞争力和创新性的能源企业。两个公司拥有相似的愿景和前进方向，更重要的是找到了优势互补的战略契合点，是全面战略合作伙伴关系。双方的合作是着眼于长远、高效和规模化的战略合作，是覆盖了国内外和上下游业务在内的全方位合作。合作协议将为未来双方战略合作的不断深化注入新的活力。

壳牌董事会主席约玛·奥利拉说，这次访问，使我们的中国之行变得十分特殊。全球战略合作协议的签署，标志着壳牌和中国石油在全球范围内进一步合作又迈上一个新台阶。签署的其他协议也体现了两个公司在不同领域合作取得的成就。我们双方将发挥优势，在国际上积极开展合作项目，为满足中国能源需求做出贡献。

签约仪式前，蒋洁敏与壳牌首席执行官傅赛举行会谈，就双方的进一步合作进行深入交流。

据悉，壳牌董事会和执行委员会成员在中国期间，将赴大庆油田参观，了解重点工程技术服务情况，交流大庆精神、铁人精神，还将访问双方1999年开始合作的长北项目。

集团公司副总经理、中国石油股份公司总裁周吉平，副总经理廖永远、汪东进、沈殿成，总经理助理李润生，股份公司副总裁赵政璋、薄启亮，以及集团公司国际部、对外合作经理部和长城钻探公司等负责同志出席相关活动。

第四篇：中国石油经济发展的分析与思考

我国石油经济可持续发展问题的思考

随着世界经济的迅速腾飞，工业化进程不断加速，石油已经成为不可或缺的首要动力能源，是经济赖以运转的血液。在世界各国当中石油石化产业都占有重要的战略地位。经过几十年的发展，我国的石油石化产业已经成为推动经济增长的重要力量。事实证明石油经济的发展能带动农业、建筑业、汽车制造业、机械电子业等相关产业的发展;带动科技进步和国民经济增长;相反，石油石化产业发展滞后又会拖缓国民经济的进程。但石油的不可再生性决定了石油资源总数的有限性，随着石油产业的深度开采和资源枯竭的预期，严重制约了其经济的可持续性发展，在石油产业竞争力加剧的严峻考验下，我们如何面对世界石油资源日益匮乏，实现我国石油经济的可持续发展，是中国石油经济发展关键所在。

一、我国石油供应现状

现在中国正处于经济转型的关键时刻，工业化进程的迅速稳步发展对中国经济持续腾飞起着决定性的作用，其中原油供求平衡则成为中国经济发展的重中之重。

由于我国改革开放后经济的快速发展，对本国原油开采未经限制致使国内原油储备量正在逐年递减，现在已经无法满足自身供应，随着工业化进程的迅猛发展，需求激增，国内石油产量已经达到顶峰。据统计，1993年中国从原本每年三千万吨的石油出口国，已摇身变为石油进口大国;而2004年中国更是超越日本，成为世界上第二大石油产品消费国，约占全球消费总量的8.1%;2005年，中国石油消费量达到3.1700亿吨，净进口1.3600亿吨。有专家预测，估计10年内中国的石油需求将从目前的每日600万桶膨胀近一倍至1150万桶。到2020年，中国石油消费缺口将达到两亿多吨。十年前中国进口石油占整体石油需求的比例才6%，现在已经提高到三分之一，到2020年预期将有60%的石油都必须依赖进口。

二、制约中国石油经济发展的因素

由于全球原油分布的不均衡性，世界原油消费国都在加强对资源的控制权，在经济全球化不断加深、科技进步日新月异、国外大公司强手如林、国际油价的不断攀升的新形势，中国石油石化产业面临严峻的竞争考验，分析制约中国石油经济发展的因素，对我国

1石油经济的发展具有重要意义。

1、我国油气资源相对匮乏

由于全球资源分布和消费分布的不一致，各国对石油的争夺

十分激烈，据美国《油气杂质》2006年的数据显示，先在世界原油探明储量约为1804.9亿吨，而其中中东地区约占1012.7亿吨，是世界总储量的2/3，并且数据显示在世界原油储量前十名中，“欧佩克”成员国净占了五个席位。随着我国经济的发展，石油缺口将越来越大，石油对外依存度将逼近50%的警戒线。另一方面，我国目前剩余的油气资源绝大部分分布在海域、沙漠、沼泽、高原和山地等开采条件极为恶劣的地区并且油气资源品位低，难开采资源的比重较大。随着我国经济发展对石油资源的需求不断加大，我国油气资源匮乏的问题将会日益严重，这严重影响着我国石油经济的发展。

2石油产业链过窄导致产业整体带动力不强

目前，我国石油产业的链条还较为简单，大多数区域内石油产业的产业链条不完整，尤其是下游的区域集聚程度很低。石油资源利用只是处在加工的初级阶段，没有形成具有带动作用的产业链，资源的附加值低，利用率不足，使得石油资源优势经济的带动作用远未充分发挥出来。

3、社会资源的整合难度较大

受长期计划经济和条块分割管理体制的影响，国内石油产业与地方经济发展一直缺乏共同利益驱动，也缺乏一种好的共赢机制设计，形成各自为战局面;战略上缺乏统一思路下的经济发展长远规划，产业同构现象严重，重复建设现象频发，难以形成优势互补的产业多元化发展格局，造成经济和社会资源的巨大浪费，也使得社会资源的整合难度加大;具体体现在：(1)不同开发主体之间的技术研发资源共享难度大;(2)石油产业内部开发主体之间以及与地方之间的基础设施共享难度大;(3)土地、资本、人才等生产要素的整合难度大。(4)同区域不同行政主体之间存在抢夺资源，重复建设、重复开发，资源整合难度大。

4、国际石油化工产业竞争加剧

近年来，国际石油巨头对全球资源、技术和市场的控制不断增强，周边国家和地区以及中东产油国的石化产能迅速增加，而且多

以中国为目标市场。我们就从亚太地区来分析：亚太在世界石油化工工业中的地位呈进一步上升态势，区域竞争加剧，该地区五大通用合成树脂、合成纤维和合成橡胶的产量已超过北美居世界第一位。同时该地区自身资源拥有量和消费量之间的失衡问题在世界各大地区中最为突出，目前世界十大石油消费国中的5个、20个大炼油国家中的7个、世界十大乙烯生产国中的4个都集中在我国周边，这使该地区石油化工业围绕资源、市场、投资的竞争十分激烈。另外，同为亚洲消费市场大国之一的印度，其石油化工工业的迅猛发展使亚洲市场空间进一步减小，中国市场的竞争压力进一步增大，同时也使中国石油化工企业对周边国家和地区出口的困难加大。

5、国际石油化工技术市场竞争日趋激烈

进入21世纪以来，世界科技进步日新月异，石油化工领域的科技发展非常迅速，高新技术、信息技术在石油化工产业的应用不断深入。经过新一轮战略性结构调整，国外大型石油化工公司的科技开发实力不断增强，并不断开发先进技术，拥有一大批世界领先的特色专利技术和名牌产品，在技术市场的竞争中占据了强势地位，对我国石油化工公司形成竞争压力。国外跨国公司不仅以技术为先导，在全球范围建设生产装置，而且通过收取昂贵的技术转让费来抬高其他企业进入该项业务的门槛。同时，他们不断开发具有发展前景的新产品、新技术、新工艺，使自己始终走在科技开发的最前沿，加强对高附加值、高功能化产品和高技术的垄断。其核心技术、专有技术和授权专利进一步覆盖了国际技术市场，对先进技术的控制更加严格。目前，这些公司正在大举进入中国市场，使我国石油化工企业面临技术上的激烈竞争。

三、中国石油经济可持续发展的对策

从世界各国的发展经历来看，一个国家在工业化进程中，人均年石油需求会迅速增长，而中国正处于这样一个工业化进程，由于受经济危机的影响，现在全球都正处于经济复苏的关键时刻，而全球经济复苏的步伐，尤其是工业化国家经济的复苏速度，时左右石油需求和价格的决定性因素。鉴于我国现今的增长方式对资源需求的依赖性较大，开源节流扭转经济增长方式成为了必须的战略选择。所幸，我国在九五期间就提出了经济转型，调整产业结构的问题，并在相当长一段时期内将实现经济发展方式的转变和优化经济

结构，作为经济工作最突出的任务。现在我国要做的就是尽一切可能性提高资源利用效率，实现产业调整升级，降低经济发展对石油的依赖性。

1、合理优化产业政策，推动资源产业转型

合理优化我国产业结构，依靠我国多个资源型城市在产业转型的道路上不断探索的经验，着力推动石油资源产业由依赖石油开采初级炼化的经济增长方式转变，探索石油产业调整、升级道路。如以石油经济为支柱的克拉玛依市就以依靠现有石油资源优势，以延长石油石化产业链和加快发展现代服务业为思路，引进利用以哈萨克斯坦为中心的中亚油气资源，建成国家级石油化工基地，最终形成庞大的石油化工产业群。这种虽然依赖石油资源，但确改变了发展的约束条件，也可作为石油经济可持续发展，实现产业调整、升级的路径。

2、节约能源资源，走新型工业化道路

我国很多资源的人均拥有量低于世界平均水平，而我们的资源消耗却仍在超速增长。据统计，现在每千美元国内生产总值的石油消耗，中国为0.26吨，是日本的3.3倍，美国的2倍，印度的1.2倍。我国经济要持续稳定发展，取决于我们要采取什么样的经济增长方式、能源发展战略。传统的粗放型经济增长方式已不可取，必须走资源节约、可持续发展之路。针对当前形势，我国已制定了“节能优先，结构多元，环境友好，市场推动”的能源发展战略，对节能产品也制定了减免增值税的优惠政策。

能源资源只有节约才能持久利用，要把节约资源放在首位。无论是出在哪个阶段的资源型产业，都应该牢固树立节约资源的观念，依靠科技进步，推进资源利用方式和管理方式的根本转变，遏制浪费资源和破坏，提高资源利用率，延长资源服务年限。要积极改造提升石油石化产业，不断提高技术装备水平和资源综合利用率。进一步加大企业技术改造，提升企业结构，实施一批能够延长产业链、带动产业升级的石油石化项目，向高附加值产业转变。

3、扩大购油渠道，加大石油储备

首先，我们必须在现有的基础上积极开展石油外交，积极开拓所有的石油供给渠道，并设法保障石油运输线路的安全。要积极与“石油石油输出国组织”及非“石油石油输出国组织”的所有产油

国建立互惠互利、友好的联系，坚决维护我国原油运输线路的权益与安全，保证我国原油供给稳步繁荣。其次，要加大我国石油储备。我国目前已经逐步详查并拟定了国家石油战略储备计划。目前部分战略石油储备基地已经投入使用。我国必须有战略性的对原油进行储存保护，以避免未来无油可用，同时也为石油产业转型争取较宽裕的时间。

4、着力发展生物能源，大力发展循环经济

发展循环经济对于化解资源矛盾，解决环境污染问题，保护生态环境具有重要意义。发展生物能源与生物化工对于替代化石能源、促进农民增收、改善生态环境，具有重要意义。“十五”期间我国在部分地区试点推广燃料乙醇取得良好的社会效益与生态环境效益。随着国际石油价格的上涨，迫切需要加快实施石油替代战略，积极有序地发展生物能源与生物化工。国家财政部、国家发改委等五部委2006年就发展生物能源和生物化工财税扶持政策下发了的实施意见，下一阶段将重点推进生物燃料乙醇、生物柴油、生物化工新产品等生物石油替代品的发展，同时合理引导其他生物能源产品发展。

5、调整发展策略，提高核心竞争力

中国石油石化面对国外大公司的全方位竞争，要不断提高核心竞争力。根据中国加入WTO的形势，石油石化企业首先应该调整战略思想，变对国际跨国公司的被动防御为对国际跨国公司的主动进攻。主动进攻以研发为基础，应着眼于发展石化核心技术，提升核心竞争力。我国三大石油集团通过重组已成为名副其实的石油巨头，如今应积极参与国际竞争、开拓国际市场，提高国际竞争力。同时要发挥行业一体化优势，注重全行业综合求强。要坚持“改革、调整、创新、发展”的总体方针，实现创新求强的战略。

6、加大科技投入，推动科技创新

面对日新月异的科学技术变革，面对日益强化的资源环境约束，面对以创新和技术升级为主要特征的激烈国际石油市场的竞争，我国石化企业自主创新能力薄弱的问题已经日益成为发展的瓶颈制约。石油石化工业作为一个技术密集型行业，其发展离不开科技进步。同时由于竞争的日益激烈，只有拥有先进的技术才能适应市场变化，才能生存。因此加快提高自主创新能力，是我国石化企业发

展的重要任务，是推动产业结构优化升级的迫切需要，是我国石油石化工业的整体水平迈上一个新的台阶的唯一之路。

7、加大油气勘探开发的力度，提高国内石油资源开采率

事实证明，工业化、城镇化、现代化在推动我国国民经济健康持续有效发展的同时，也对我国能源产生了巨大需求。但是，目前我国油气开发勘探程度不高，勘探量只占资源储量的百分之十七点六和百分之十一点九，因此急需加大我国油气资源的勘探力度。同时也要积极寻求替代能源，扩大和加快分享国际油气资源的规模和节奏。近期在东海、伊拉克等地也有较大规模的资源发现，这是一个很好的开始。今后，应进一步加大对西部和海上油气资源勘探开发力度，积极实施“走出去”的战略，和石油资源国共享油气资源，争取近期内有更大的突破。

四、结束语

在复杂的国际石油产业形势下，中国石油经济面临严峻的竞争考验，要想在激烈的市场竞争中立于不败之地、应以坚持将产业结构结构调整作为主线，加大科技创新力度，不断增强核心竞争力;应把“走出去”利用海外石油资源纳入到国家能源战略中，制定积极的鼓励政策，调动开发海外资源的积极性和主动性，大力发展可再生能源，推动我国石油经济的稳步发展。

第五篇：中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定

(2011年1月1日实施)

第一章总则

第一条为认真贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针和“以人为本”的理念，不断强化油气勘探开发过程井控管理，严防井喷失控、H2S等有毒有害气体泄漏事故，保障人民生命财产安全与保护环境，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源，依据国家安全生产有关法律法规、石油行业及中国石油化工集团公司(以下简称集团公司)标准与制度，特制定本规定。

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

第三条本规定所称“井控”是指油气勘探开发全过程油气井、注水(气)井的控制与管理，包括钻井、测井、录井、测试、注水(气)、井下作业、正常生产井管理和报废井弃置处理等各生产环节。第四条本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含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。第五条本规定适用于集团公司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依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可参照本规定执行。

第二章井控管理基本制度

第六条井控分级管理制度。总部及油田企业(单位)均应成立井控工作领导小组，全面负责井控工作。

(一)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领导组成。

(二)集团公司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，负责集团公司井控日常综合协调管理和监督工作。

(三)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，同时明确规定各自监督和管理职责。

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

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

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

(一)集团公司井控工作领导小组及成员部门职责。 1.井控工作领导小组职责。

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

(2)负责审定企业井控标准和管理制度;

(3)每年组织1次井控专项检查，及时发现并研究解决井控工作中的重大问题;

(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，保证井控本质安全投入; (6)审批井控隐患治理项目及资金;

(7)发生井控突发事件，按照规定程序启动应急预案并组织抢险。 2.安全环保局职责。

(1)安全环保局为集团公司井控工作领导小组综合管理与监督办公室，负责井控日常综合协调管理和监督工作;

(2)贯彻落实行业和企业井控安全标准、制度，组织制(修)订企业井控安全标准、制度;

(3)督促协调各部门做好井控相关工作，并监督检查企业的井控法规、标准和制度贯彻执行情况;

(4)编制集团公司井控隐患治理计划并监督实施; (5)负责筹备并组织井控安全专项检查;

(6)及时汇报井控综合管理和监督工作，筹备井控工作领导小组例会和工作会议并负责贯彻落实会议精神;

(7)参与井控应急抢险与指挥，组织井喷事故调查; (8)完成井控工作领导小组交办的其他工作。 3.石油工程管理部职责。

(1)石油工程管理部为集团公司井控技术管理责任部门，具体负责施工作业井控技术管理工作;

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

(3)负责井控培训机构资质管理和井控技术培训工作;

(4)负责钻井、试油(气)、井下、测井、录井和专业试压队伍，以及井控设备检验维修机构资质管理，确保专业队伍井控能力达到要求; (5)负责油田勘探开发工程技术服务市场管理，严格市场准入制度，落实承包商井控责任;

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

(7)负责井控装备管理，确保装备本质安全; (8)参与井控应急抢险指挥和井喷事故调查处理;

(9)定期向井控工作领导小组汇报施工作业井控技术管理工作; (10)参与井控安全专项检查。 4.油田勘探开发事业部职责。

(1)油田勘探开发事业部为股份公司井控技术管理责任部门，具体负责股份公司油气勘探开发油气水井井控技术管理工作;

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

(3)负责股份公司井控培训工作;

(4)组织制定勘探、开发部署方案和重点开发油气井井控设计与技术方案论证，并组织重大井控隐患治理项目实施;

(5)负责油气井井控设备管理，确保井控技术装备本质安全可靠; (6)负责工程监督人员资质及现场管理; (7)参与井控应急抢险指挥和井喷事故调查处理;

(8)定期向井控工作领导小组汇报股份公司开发过程油气水井控技术工作;

(9)参与井控安全专项检查。 5.其他部门职责。

生产经营管理部、物资装备部、发展计划部、集团(股份)财务部和人事部均为集团公司井控工作领导小组成员部门，应配合主管部门开展井控工作。生产经营管理部重点做好井控应急协调工作，物资装备部重点做好井控设备配套工作，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，人事部应重点做好井控管理机构定岗定编工作。

(二)油田企业(单位)是井控安全管理责任主体，对企业(单位)井控安全负全责。油田企业及其所属油气生产单位、专业化公司、设计监督机构和井控设备检验维修单位应按照“谁主管，谁负责”的原则，并结合井控管理实际，明确企业(单位)及部门井控工作职责。

(三)总部、油田企业、油气生产单位或专业化公司等各级井控监督、管理部门均应设置井控专职岗位，确保井控责任制的落实。第八条井控工作检查制度。各级井控工作领导小组应定期组织开展井控检查工作。其中，集团公司每年组织一次，油田企业每半年组织一次，专业化公司及油气生产单位每季度组织一次，基层单位每月度组织一次。

第九条井控工作例会制度。各级井控工作领导小组应定期召开井控工作例会，认真总结、部署井控工作，并及时研究解决井控管理和监督方面存在的问题。其中，集团公司每年召开1次，油田企业每半年1次，各专业化公司及油气生产单位每季度1次，基层单位每月1次。第十条井控持证上岗制度。各级主管领导、管理人员和相关岗位操作人员应接受井控技术和H2S防护技术培训，并取得“井控培训合格证”和“H2S防护技术培训证书”。

(一)“井控培训合格证”持证岗位。 1.油田企业领导及管理人员：行政正职，主管勘探、开发和安全的企业领导;勘探、钻井、开发、生产、安全、设计、监督部门领导以及参与井控管理的人员。

2.钻井、井下、测井、测试、录井公司和采油(气)厂领导及管理人员：经理(厂长)，主管生产、技术和安全工作的副经理(副厂长)，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。 3.施工队伍。

(1)钻井队(平台)：平台经理、正副队长、指导员、钻井工程师(技术员)、安全员、钻井技师、大班司钻、泥浆工程师、司机长、正副司钻、井架工;

(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、大班司钻、正副司钻和井架工; (3)测井队与录井队：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。 4.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、测试、泥浆、取心、定向井等专业服务的技术人员及主要操作人员。

(二)“H2S防护技术培训证书”持证岗位。 1.机关人员：在含H2S区域从事钻井、测井、试油(气)、井下作业、录井作业和油气开发的相关领导及相关管理人员。

2.现场人员：在含H2S区域从事钻井、测井、试油(气)、井下作业、录井作业和油气开发的现场操作及管理人员。

(三)上述培训及复审应在集团公司认证的相应培训机构进行。第十一条井控设计管理制度

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

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

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

(四)所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工;“三高”油气井应由企业分管领导审批。如因未预见因素需变更时，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更单通知施工单位。组织工程设计与地质设计审查时，应有安全部门人员参与审查《井控专篇》。第十二条甲方监督管理制度

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

(二)现场监督人员除应履行工程质量监督职责外，应同时负责监督井控和HSE工作。

(三)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。

第十三条井控和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。演习应按程序进行，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。

(一)钻井井控演习应分正常钻井、起下钻杆、起下钻铤和空井等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100m前应按预案程序组织1次以H2S防护为主要目的全员井控演习。

(二)试油(气)与井下作业应分射孔、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以预防H2S为主要目的全员井控演习。

(三)采油(气)队每季度至少应组织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。

(四)含H2S油气井钻至油气层前100m，应将可能钻遇H2S层位的时间、危害、安全事项、撤离程序等告知1.5km范围内人员和政府主管部门及村组负责人。第十四条井控设备管理制度

(一)油田企业应明确井控设备管理机构，制定设备管理、检查维修和定期检验制度，并建立设备档案。

(二)所有井控装备及配件购置，必须是集团公司有关部门认可的供应商生产的合格产品。

(三)实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为13年，控制装置报废年限为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。

第十五条专业检验维修机构管理制度

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

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

(三)防喷器组检验维修后，应按井场联接形式组装后进行低压和额定工作压力试压;用于“三高”气井的防喷器组应做等压气密检验。

(四)专业检验维修机构应按照逐台、逐项的原则，建立防喷器、控制系统、阀组、管汇等使用维修档案。第十六条井控装置现场安装、调试与维护制度

(一)基层队应按设计安装使用井口设备、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。

(二)钻井、试油(气)、井下作业和采油(气)使用的井口设施、井控装置，现场安装完毕或更换部件后均应进行密封试压;“三高”气井的井口设施、井控装置宜做等压气密检验。

(三)钻井与试油(气)防喷器除日常维护保养外，应定期进行检查。定期检查分3月期检查、1年期检查和3年期检查3类，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。

(四)井下作业防喷器使用期满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车间进行检测。

(五)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。

第十七条开钻(开工)检查验收制度

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

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

(三)承钻“三高”气井，最后一次钻开主要油气层前的开钻检查验收，应经施工企业自行组织检查验收合格后，再由甲方企业组织正式开钻检查验收。开钻检查验收应由企业副总师以上领导带队，并由工程、生产、设备、安全、环保等部门人员参加。第十八条钻(射)开油气层审批(确认)制度

(一)钻井施工钻开油气层审批制度。

1.钻开第1套油气层100m前，施工企业在自检合格的基础上应向业主企业提出钻开油气层申请，经检查验收合格并获批准后方可钻开油气层;获准1个月未能钻开，须重新组织检查验收。“三高”气井若包括多个差异较大的主要油气层，则每钻开一层须检查验收1次。 2.业主企业检查验收应由主管部门牵头，工程、安全、环保、消防等部门参加，并依据有关标准和制度进行。检查验收合格后，应下达“钻开油气层批准书”同意钻开油气层;检查验收不合格，则应下达隐患整改通知书责令限期整改。

3.“三高”气井钻开主要气层检查验收，应由油田企业副总师以上领导带队，并由工程、设备、安全、环保等管理部门人员参加。

(二)射孔作业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，经现场监督人员确认同意后，方可射开油气层。

第十九条干部值班带班制度。钻井施工、试油(气)和井下作业均应实行干部24h值班制度。开发井从钻开产层前100m，探井从安装防喷器到完井期间，均应有干部带班作业;“三高”区域进行试油(气)作业，应有干部带班作业。

第二十条坐岗观察制度。开发井从钻开油气层前100m，探井从安装防喷器到完井，均应安排专人24h坐岗观察溢流，坐岗由钻井人员、泥浆人员和地质录井人员负责。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。第二十一条井喷应急管理制度

(一)钻井施工、试油(气)施工、井下作业和油气生产井应按“一井(站)一案”原则编制工程和安全综合应急预案。安全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3个子预案。

(二)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等。

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

(四)安全应急预案按照分级管理的原则，应报当地政府和上级安全部门审查备案。

第二十二条井喷事故管理制度

(一)根据事故严重程度，井喷事故由大到小分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级。

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

2.Ⅱ级井喷事故：发生井喷失控，或虽未失控但导致H2S等有毒有害气体喷出，对人员存在伤害可能，或对江河湖泊和环境造成较大污染。 3.Ⅲ级井喷事故：发生井喷事故，24时内仍未建立井筒压力平衡，且短时间难以处理。

4.Ⅳ级井喷事故：发生一般性井喷，企业在24时内重新建立了井筒压力平衡。

(二)发生井喷、井喷失控或H2S泄漏事故，事故单位应立即上报并迅速启动预案。Ⅰ级和Ⅱ级井喷事故应在2时内报至集团公司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级井喷事故应及时报集团公司进行应急预警。

(三)发生井喷事故或H2S泄漏事故，均应按照“四不放过”原则调查处理。其中，Ⅰ级井喷事故和Ⅱ级井喷事故由集团公司直接调查处理;Ⅲ级井喷事故原则上由油田企业调查处理;Ⅳ级事故原则上由专业化公司或油气生产单位调查处理。

第三章钻井井控管理要求

第二十三条井位选址基本要求

(一)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。矿区选址应考虑矿井坑道分布、走向、长度和深度等。

(二)井场道路应能满足标准要求，不应有乡村道路穿越井场，含H2S油气井场应实行封闭管理。

(三)油气井井口间距不应小于3m;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8m。

第二十四条表层套管下深应能满足井控装置安装和封固浅水层、疏松层、砾石层需要，且坐入稳固岩层应不小于10m;山区“三高”气井表层套管下深应不少于700m;固井水泥应返至地面。第二十五条钻井井控基本要求

(一)钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系列和组合形式应视井下情况按标准选用;压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高压力等级相匹配。当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按最大关井井口压力选用。

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

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

(四)每次开钻及钻开主要油气层前，应向施工人员进行地质、工程和应急预案等井控措施交底，明确职责和分工。

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

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

第二十六条钻开油气层应具备的条件

(一)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50～100m，按照设计下部井段最高泥浆密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，确保井筒条件满足井控要求;开发井应安排专人检查邻近注水(气、汽)井停注和泄压情况。

(二)应急基本条件。高含H2S油气井钻开产层前，应组织井口500m内居民进行应急疏散演练，并撤离放喷口100m内居民。

(三)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”油气井应对全套井控装置进行试压，并对防喷器液缸、闸板、控制部分作可靠性检查;对含硫油气井连续使用超过3个月，一般油气井连续使用超过12个月的闸板胶芯予以更换。

(四)物资储备条件。认真落实压井液、加重剂、加重泥浆、堵漏材料和其他处理剂的储备数量;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。第二十七条进入油气层主要井控措施

(一)发现设计地层压力与实钻不符时应及时报告;变更泥浆设计须经批准;紧急情况可先处理、后补报。

(二)按照要求进行低泵冲试验。起钻前应进行短程起下，确保油气上窜速度满足标准;下钻完毕应测油气后效。

(三)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。

(四)发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保液柱压力不小于裸眼段地层最高压力。

(五)在含硫油气层钻进，泥浆中应提前加入足量除硫剂，并保证pH值不小于9.5。第二十八条溢流和井漏处置及关井原则

(一)发现溢流、井漏及油气显示异常应立即报告司钻，并做到溢流量1m3报警、2m3关井，确保快速控制井口。

(二)发现泥浆气侵应及时排除，未经除气不得重新入井。对气侵泥浆加重应停止钻进，严禁边钻进边加重。

(三)起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞;条件允许时应抢下钻具，然后关井。关井后应及时求压和求取溢流量。

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

(五)气井关井后应采取措施，防止井口压力过高;空井关井后，应根据溢流严重程度，分别采取强行下钻分段压井法、置换法和压回法等措施进行处理。

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

(七)钻进中如发生井漏，应将方钻杆提出转盘以便观察，处理时应遵守“先保持压力，后处理井漏”的原则。第二十九条井喷失控处理原则

(一)首先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。

(二)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。

(三)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。

(四)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，且短时无法恢复井口控制时，应按照应急预案实施弃井点火。第三十条下套管固井基本要求

(一)下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。

(二)下套管前应压稳地层，确保油气上窜速度小于10m/h;固井前应确定井眼承压能力。

(三)固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力。候凝时间未到，不应进行下一步工序作业。

(四)固井和候凝期间，应安排专人坐岗观察。第三十一条裸眼井中途测试基本要求

(一)施工应有专项设计，设计中应有井控要求。

(二)必须测双井径曲线，以确定坐封井段。

(三)测试前应调整好泥浆性能，保证井壁稳定和井控安全。

(四)测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷。

(五)测试完毕起封隔器前，如钻具内液柱已排空，应打开反循环阀，进行反循环压井方可起钻。

(六)含硫气井中途测试前，应进行专项安全风险评估，符合测试条件应制定专项测试设计和应急预案。

(七)含硫油气层测试应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采气树。对“三高”油气井测试时，应准备充足的压井材料、设备和水源，以满足正反循环压井需要。

第三十二条液相欠平衡钻井井控特殊要求

(一)液相欠平衡钻井实施条件。

1.对地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基本清楚，且不含H2S气体。

2.裸眼井宜选择压力单一地层，若地层存在多个压力系统，则各层压差值不应超过欠平衡钻井允许范围。

3.在主要目的层进行欠平衡钻井，上层套管下深及固井质量应能满足施工要求。

4.欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。

(二)液相欠平衡钻井井控设计。

1.井控设计应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。

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、地层流体和钻井流体特性，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.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情况确定。

4.欠平衡钻井应安装并使用1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。

(三)液相欠平衡钻井施工前期条件。

1.成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。

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;组织编写应急预案并进行演练。

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泥浆及处理材料、加重材料，并配齐消防、气防及安全防护器材。 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。

(四)液相欠平衡钻井施工作业。

1.发现返出量明显增多或套压明显升高时，应在安全的前提下关井求压，并根据地层压力调整泥浆密度。

2.钻井队、录井队和欠平衡服务队值班人员应分工明确，实时观察并记录循环罐液面、钻井与泥浆参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常应立即报告。

3.套压控制应以立管压力、循环液面和排气管出口火焰高度或喷出情况等为依据，综合分析，适时进行处理。

4.每次起钻前均应对半封闸板防喷器进行关开检查;每次下钻前应对全封闸板防喷器进行关开检查。

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

6.钻进或起下钻具时，发现旋转防喷器(旋转控制头)失效时应紧急关井，视现场情况确定下一步施工措施。

(五)进行液相欠平衡钻井时，如发现返出气体中含H2S，钻具内防喷工具失效，设备无法满足工艺要求或地层溢出流体过多等任何一种情况时，应立即终止欠平衡钻井作业。第三十三条气体钻井井控特殊要求

(一)气体钻井施工基本条件

1.地层压力剖面和岩性剖面清楚，井身结构合理，裸眼井段井壁稳定。 2.地层出水量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实施，且所钻地层不含H2S气体。

3.实施空气钻井井段返出气体中全烃含量小于3%;实施氮气钻井井段天然气出气无阻流量在8×104 m3/d 以下。 4.实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。

(二)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中，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，并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、气防器具和消防器材配备及安装使用;异常情况应急措施等。

(三)气体钻井准备及施工特殊要求。

1.按照标准和设计要求安装好井控装置、气体钻井设备及监测仪器设备，配齐消防、气防及安全防护器材，并按要求储备泥浆及处理材料、加重材料。

2.施工作业前应由气体钻井工程师、地质工程师和井队工程师对全体施工作业人员进行作业交底，并组织进行施工前检查验收。 3.编制气体钻井专项应急预案，并组织培训和演练。 4.在钻柱底部(钻头之上)至少安装1只钻具止回阀。

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;每次下完钻应在钻杆顶部接1只可泄压止回阀。

(四)气体钻井终止条件。

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。

2.钻遇地层出油，应立即停止并转换为其他钻井方式。

3.钻井过程发现返出气体含有H2S，应立即停止气体钻井并转换为常规钻井。

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

第四章录井井控管理要求

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

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

第三十六条综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示及井场通讯系统。第三十七条现场录井人员应加强地质分析，在钻开油气层前向井队提出预告。钻开油气层后，每次起下钻均应进行后效录井，测量油气上窜速度等。

第三十八条发现有油气或H2S显示，应先向当班司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。

第三十九条钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察，发现溢流应及时通知当班司钻，并提供井控相关资料。

第四十条若发生井喷或H2S浓度超标，应按井队应急预案统一行动。

第五章测井井控管理要求

第四十一条 “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。

第四十二条 “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。

第四十三条测井车辆应停放在井架大门前，且距离井口25m以上。第四十四条测井队应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。

第四十五条在含H2S井测井时，入井仪器、电缆应具有良好的抗硫性能;现场至少应配备空气呼吸器和便携式H2S检测仪各3套。第四十六条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，并及时灌满泥浆。钻台上应备有1根带回压阀且与防喷器闸板尺寸相符的钻杆，以备封井使用。如发生溢流，应服从钻井队指挥。第四十七条测井前应进行通井循环，保证井眼通畅、泥浆性能稳定和压稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行，超出安全时间应通井循环。

第四十八条测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆并按空井溢流处理。

第四十九条带压测井应使用专用电缆防喷器，并安装防喷管，测井仪器长度应小于防喷管长度;带压测井防喷装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，发现异常应及时报告。

第六章试油(气)与井下作业井控管理要求

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

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

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

第五十三条井控装置安装要求

(一)试油(气)与井下作业应安装井控装置，气井、高气油比井和“三高”油气井应安装液压井控装置，压力等级原则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。

(二)当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别的井控装置时，井控装置可按最大关井井口压力选用。

(三)井控装置组合方式由企业依据标准选择，高含H2S油气井应安装剪切闸板。

(四)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。

第五十四条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。

第五十五条气井与气层不应进行抽汲作业。

第五十六条连续油管作业时，应安装连续油管防喷器组; 含气抽油井进行起下抽油杆作业时，应安装抽油杆防喷器。

第五十七条存在管柱上顶潜在风险井进行起下作业时，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。

第五十八条采取不压井作业应使用专用设备并安装液控防喷装置。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。

第五十九条不连续作业时，应关闭井控装置第六十条进行抽汲、气举、泡排、连续油管、替喷、酸化压裂、钻磨、冲砂、测试等作业，应执行相关井控要求。

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

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

第六十三条当2支以上队伍联合作业时，责任主体队伍应与配合(协助)队伍在施工前相互进行施工交底，交底内容至少包括设计、现状、操作程序、防范措施、应急预案等，并由责任主体队伍组织联合演练。第六十四条在已开发油气区进行试油(气)与井下作业时，井口安全距离如未达到标准要求，应由油田企业主管部门组织进行安全评估、环境评估，并按评估意见处置。

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

第七章油气生产井井控管理要求

第六十六条采油(气)井、注入井应根据压力等级、流体特性选择相应的井下和地面井控装置并定期进行检测。

第六十七条 “三高”气井应安装井口安全控制系统;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。第六十八条采油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。气井、“三高”油气井开井前应编制施工方案，方案中应有井控内容。

第六十九条采油(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。第七十条出砂气井应采取防砂、控砂措施，并制定针型阀、油嘴等节流装置冲蚀情况检查检测制度。

第七十一条 “三高”油气井管汇台和井口装置应定期进行配件完整性、灵活性、密封性，以及腐蚀状况等专项检查和维修保养，并做好记录。

第七十二条采油(气)井进行清蜡、洗井、气举诱喷等作业和试井作业施工前应提前预测压力变化，并下达施工设计，其内容应包含井控安全及防井喷措施。

第八章长停井与废弃井井控管理要求

第七十三条长停井应保持井口装置完整，并制定巡检、报告制度;“三高”油气井应根据停产原因和停产时间，采取可靠的井控措施。第七十四条废弃井封堵施工作业应有施工设计，并按程序进行审批。作业前应进行压井，压稳后方可进行其他作业。

第七十五条采油(气)及注入井废弃时，井口套管接头应露出地面，并用厚度不低于5mm的圆形钢板焊牢，钢板面上应用焊痕标注井号和封堵日期。气井及含气油井废弃时应安装简易井口，装压力表，盖井口房。第七十六条已完成封堵的废弃井每年至少巡检1次，并记录巡井资料;“三高”油气井封堵废弃后应加密巡检。

第九章附则

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