曹总在集团公司井控工作会议上的讲话

脚踏实地 真抓实干

继续开创井控安全工作新局面

（根据录音整理，未经本人审阅）

同志们：

根据党组领导安排和集团公司井控管理规定要求，以及2012年度HSE工作总体部署，集团公司组织召开本次井控安全专项工作会议。主要目的是通报今年井控安全专项检查情况，回顾总结一年来井控安全经验教训，安排部署下步井控安全重点工作。彭国生副局长对井控安全专项检查情况进行了通报。根据大会安排，我代表集团公司HSE委员会和井控工作领导小组，作井控安全专项工作报告。

一、近年来井控安全工作回顾

近年来，集团公司和各油田企业认真贯彻落实国家安全生产方针，坚持以人为本、生命至上的安全理念，牢固树立“大井控”的管理观念，狠抓井控安全重点工作，保持了井控安全形势总体稳定。主要工作可以概括为5个方面：

（一）井控安全意识逐步提高

在集团公司井控安全历史上，先后有两个“6.24”会议值得特别纪念，甚至可以说是具有里程碑意义。第一个是

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2009年6月24日召开的油田企业井喷事故通报视频会议，第二个则是2011年6月24日召开的油田企业井控安全工作会议。第一个“6.24”会议，重点解决了井控安全思想问题，苏树林总经理那发人深省、振聋发聩的报告，短时间便产生了井喷事故“急刹车”效应，至今想起仍然无法忘怀。第二个“6.24”会议之所以重要，一是因为该次会议属于重组以来召开的第一次专业性井控工作会议，二是因为会议重点解决了井控管理方式问题，全面推动了井控工作向本质化、科学化迈进，从而实现井控安全跨越式发展。李阳同志代表集团公司HSE委员会和井控领导小组，作了题为《严格落实规定，努力强化管理，持续提升井控安全管理水平》的井控工作报告，全面总结了2009年以来井控安全工作，系统回顾了历年发生的事故教训，并对下步井控安全工作进行了具体部署，为今年井控安全工作再创新成就，打下了坚实基础。

今天，我们在新疆塔河油田组织召开本次2012年度井控安全工作会议。塔河油田偏居西北一隅，地处大漠腹地，交通条件不便，选择这样一个地方召开这样一个大会？本身就值得大家认真思考。其实原因并不复杂。过去，这里曾经发生过BK6井等井喷失控事故，而该起事故对推动集团公司井控技术进步产生了重大影响；今天，这里树立了“变事故为财富”的井控管理观念，推行了高标准、严要求的管理经验，值得大家学习借鉴。同时，这里更是集团公司第二大油

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田和“五大会战”的主战场，也是井控风险较大的“三高”油气田。正是由于这样的特殊寓意，我们才选择这个地方召开本次大会。另外，一年的时间过去了，油田板块也曾发生一些一般性井控事故和井喷险情，也值得我们坐下来，全面反思一下问题和教训。

在这里，特别值得回顾的是BK6井“7.29”井喷失控事故。之所以特别值得回顾，就是因为事故之后，西北油田分公司认真领会“6.24”井控视频会议精神，井控安全意识空前高涨，提出了“变事故为财富”、“变事故为资源”观念，深挖细找设计审批、生产组织、设备配套、检测试压和现场监管等方方面面的问题，积极更新管理观念，努力改变工作方法，并在强化管理上很下功夫，不仅彻底扭转了每年至少一起井喷事故的局面，而且摸索出了一套适合“油公司”模式的井控系统管理工作方法。在不到3年时间内，实现了井控管理质的飞跃。当年发生事故的责任单位，也正是今天井控管理的“闪亮”单位。事实再次告诉我们，发生事故并不可怕，可怕的是事故发生了，仍然千方百计地掩盖事故，自圆其说地推卸责任。

上午全体会议之后，下午将组织现场参观。参观内容十分丰富，有标准化野外施工现场，有标准化井控检测车间，有应急资源齐全的井控应急中心，还有一些井控技术革新成

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果实物展出。这一点，其实也无须我多说，相信大家会有一种耳目一新的感觉，也会让大家感到的确“不虚此行”。

（二）井控安全管理力度逐年加大

2006年以来，集团公司针对井控管理工作出现的新问题、新情况，及时调整工作思路，创造性地提出了集钻井、井下、测录井作业和油气开发井控于一体的“大井控”管理模式，并配套出台了《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》，对提升井控管理起到了巨大作用。2010年，集团公司认真总结近年来井控管理经验教训，重新修订完善了集团公司井控管理规定，将井控管理“十二项基本制度”拓展为“十七项基本制度”，并将井控设计、井控监督、井控装备及维修试压管理等5项制度纳入管理。在集团公司层面，将井控领导小组办公室设在安全环保局，统一协调、监督和管理井控工作，从而形成了安全环保局负责日常综合监督，油田勘探事业部和石油工程管理部负责井控技术的管理格局。

在认真组织宣贯培训的基础上，各油田企业牢固树立“大井控”的管理思路，在及时调整领导机构的同时，高度重视建章立制等基础工作，使各油田企业井控管理实施细则更加科学、更加完善、更加适用。特别值得肯定的是，天然气分公司认真领会集团公司井控管理规定精髓，牢固树立

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“大井控”的管理理念，做到了未雨绸缪、提早布臵。针对中原储气库和金坛储气库投运在即，认真分析气库井控风险，着手编制气藏型气库和岩穴性气库井控实施细则，为气库安全运行奠定了基础。

在各项重点工作有序开展的同时，重视并及时调整阶段性工作重点。2011年12月22日，中石油邛崃1井发生井喷失控事故，随之产生爆炸，造成井口烧毁、井架烧塌、1人死亡、2人重伤和2人轻伤。信息一经披露，安全环保局和天然气工程项目管理部自动进入“临战”状态，安排专人跟踪事故进展。同时结合近年发生的元陆5井“1.23”和元陆3井“3.16”等2起Ⅲ级井喷事故，第一时间下发了《关于认真汲取邛崃1井“12.22”井喷事故教训的通知》，要求认真汲取事故教训，举一反三地组织整改。关于这起事故原因，大会还将进行专题分析。尽管这起事故发生在其他公司，我们也要认真分析原因，深刻反思，并汲取教训，以便更好的指导我们的工作。

（三）井控安全检查力度持续加强

自2009年以来，集团公司逐年加大井控安全检查力度，取得了较好效果。除每次组织综合性安全环保大检查和油田专项性安全调研检查，井控安全均列为必检项目外，同时特别重视针对阶段性井控工作重点和安全生产实际，组织开展

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井控安全专项检查。2011年6月至今，重点开展了两次井控安全专项检查。一是海上井控专项调研检查。针对康菲19－3油田溢油事故，2011年9月开展了油田企业海上井控安全专项调研检查，发现隐患和问题19项，提出了调整海上应急组织体系，研究海上防喷管线，治理钻井平台井控隐患等4项工作规划。二是井控安全专项检查。在油田企业自查自改基础上，2012年5月开展了井控安全专项检查，重点抽查了井控风险大，上产速度快，参战队伍多的“大西南”和“大西北”地区。共检查7个甲方企业（单位），27个二级单位，68个基层队伍，发现各类问题和隐患315个。立项督促企业消除了大批事故隐患。

在组织开展井控检查过程中，重视做到“四个结合”。一是与隐患治理相结合，针对2010年墨西哥海湾发生的“4.20”钻井平台爆炸沉船事故引起的井喷失控事故，组织开展了以井控安全为重点的海上专项检查，对照查找海上平台存在的井控本质安全问题，并列入3年治理计划进行整改。二是与生产实际相结合。针对西北油田等企业集输管网腐蚀加剧，开发系统井控风险增大的实际，及时组织了专项调研，并形成了三年专项治理计划，计划投入资金近3亿元，并对今后集输管网建设提出了针对性方案。三是与专家深度研讨相结合。针对“三高”地区井控装臵标准执行不一，节流阀组和管汇质量故障率高，施工现场重浆储备难，井控培训针

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对性差等井控难题，组织召开了川东北井控安全专题研讨会，并特邀企外专家和生产厂家出席会议，共同研讨川东北井控安全技术难题，会议达成11项意见，并就技术难题研究工作达成共识。四是与安全科技攻关相结合。针对川东北地区气井环空带压、套变严重、陆相储层喷漏同存和气层影响固井质量等技术难题，组织开展技术攻关。

（四）井控设施本质安全稳步提高

近年来，集团公司广泛筹措资金，加大井控设备配套力度，努力提升井控设施本质安全程度。突出表现在5个方面：一是加快钻机更新换代，陆续报废淘汰了井架底座净空高度不足，导致井控装臵安装不全的老式钻机，代之以本质安全程度高，井控设备配套完善的电动钻机。二是井控装备配套更加科学，105MPa防喷器、抗硫型防喷器饱有量持续攀升，井下作业液动防喷器广泛普及应用；联合研制的高抗硫140MPa防喷器已经完成样机，目前已在元陆17井试用数月，并已接受一次地层流体侵入的检验。三是井控工艺设施更加先进，西北油田分公司和勘探南方分公司分别研发改进了井控装备及节流阀组，并开发了自动放喷点火装臵等辅助井控设施，消除了一大批井控设备隐患。四是继续加大井控试压装臵更新改造力度，等压气密封检验装臵已配套于高含硫、高压、高油气比油气田；五是气防器具配备数量大幅增加。

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另外，移动式高压气密封试压装臵正在研制之中，年底即可投用于川东北“三高”气田。

（五）井控应急管理水平逐年提升

在立足做好一次井控的基础上，集团公司继续强化海陆应急建设工作，建成了陆上以川东北和西北两个区域应急救援中心为主干，海上以胜利海上应急中心为主干，油田企业救援力量为基础的海陆应急救援体系。2008年“5.12”大地震的应急抢险，2010年海上作业平台“9.7”倾斜事故的成功救援，一次次的事实证明：集团公司耗费巨资，精心打造的海陆应急救援力量，是一支可以让集团公司党组和广大职工放心的、战守可恃的过硬队伍。

为全面检验高含硫化氢区域突发情况下的应急处臵能力，不断提升应急管理水平。去年12月下旬，集团公司在元坝273井举办了一次大型企地应急联动应急演习。演习盛况空前。一是实现了应急抢险现场指挥部与勘探南方、胜利油田和总部应急指挥中心的“四地互动”，总经理王天普同志亲临总部应急指挥中心坐镇指挥，相关部门领导也在大厅进行观摩。二是实现了企业与地方的应急联动，四川省政府和苍溪县政府，派出了精干人员参加演习。三是演习方案严密，重点设臵了溢流关井、放喷点火、居民疏散和应急压井四项演习科目，涵盖了油田企业井喷应急抢险的关键应急环

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节。四是参加演习队伍众多，主要涉及勘探南方、胜利油田、中原油田等3个油田企业，总人数达1000余人。五是应急设备先进，动用了消防主战车辆6台，强风车1台，气防车辆2台，救护车辆2台，泥浆罐车3台，并动用了目前最先进的，具有“动中通”功能的应急指挥车。圆满达到了预期目的。

二、当前井控安全主要问题

虽然，2010年至今，各油田企业未发生Ⅱ级以上井喷失控集团公司级事故，井控安全保持了总体平稳态势，但是井控安全形势依然严峻，主要表现在以下6个方面。

（一）井控管理时有松懈，事故苗头偶有显现

客观地讲，川东北地区井控工作代表了集团公司管理水平，井控理念先进，工作作风扎实，管理措施得力。勘探南方分公司、西南油气分公司（局）和中原油田普光分公司，以及所有乙方施工企业均功不可没。然而，正是在这样一个地区，今年2月23日，泰来2井在中途完井时，发生了一起Ⅲ级井喷事故，虽未造成人员伤亡，但处臵过程一再显现重大险情，并发生钻具落井事故。虽然后期处臵比较得力，但该起事故发生在代表集团公司井控水平的川东北“三高”地区，不仅令人无法理解，而且让人不寒而栗。

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关于该起事故原因，彭国生副局长在通报中已经进行了初步分析，勘探南方分公司明天还要作专题发言。在此，我不想对事故原因进行进一步的重复分析，只想对几个关键环节问个“为什么”：

其一，为什么不具备短起下条件而强行作业？为什么短起10柱不灌泥浆而导致井筒严重气侵？2月3日和2月20日分别钻至井深5238.47m和5407m两套气层时，都必须加重和循环到1.96 g/cm才能平衡地层。起钻泥浆密度必须高于此密度，起钻前调整泥浆性能应保持井筒泥浆密度大于或等于钻进密度，而调整时却降低到1.86 g/cm，如何平衡地层？尤其是短起下钻前，密度还低于钻进和循环时的密度，且超过标准规定的±0.02 g/cm。更不可思议的是，短起钻10柱却未灌一次泥浆。这是典型的违反集团公司安全生产禁令和行业规定的严重违章作业。

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其二，为什么对气侵溢流臵之不理？现场无合格重浆及时压井，也不控制套压和适当排量及时循环排气，也不加足除硫剂，方方面面的问题和一步步的处臵失误，从而导致井喷和断钻柱的次生事故。23日5：30溢流1.1m，6：05又溢流1.52m，录井工还书面正式报告，为什么臵之不理？2月5日甲方书面通知泥浆密度提高到2.18 g/cm，直至事故发生时，在长达18天的时间，储备泥浆密度仍保持在1.85g/cm，还低于井筒实钻循环密度1.96g/cm。甲方通知

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提高泥浆密度，队长却将通知压在办公室回家，哪有这么大胆？甲方上井人员、现场监督和乙方驻井技术干部都干什么去了？这不是严重失职吗？若有合格的储备重浆及时压井，哪能发生井喷？又哪能发生断钻具次生事故？退一步讲，即使没有储备重浆，如果加足了除硫剂，用适当排量控压循环排气，也能够很快恢复正常。如此等等，不仅反映出了井控技能差，更有队长违纪和一系列违章行为。

其三，为什么不及时逐级报告？为什么不及时调查事故？5：30已发生溢流，而乙方直到7：44才向项目部报告，甲方监督直到7：58才向川东南工作部报告，9：00才报告到主管领导。为什么一个报告，乙方究竟需要2个多小时才向上级报告？而甲方项目部也需要1个小时才报告到主管领导？现场人员处理无经验、无能力，如果报告及时，上级主管领导和经验丰富的技术专家及时指导，也不至于事件不断升级。另外，事故发生后，为什么不迅速调查和通报？为什么不能“变事故为财富”？

当然，“为什么”并不仅限于上述3个方面，深挖下去还有很多。比如，为什么不认真汲取以往教训？川东北会战至今，先后发生过多起井喷事故和重大井控险情，2011年勘探南方分公司也曾发生元陆5井“1.23”和元陆3井“3.16”两次Ⅲ级井喷事故，元陆10井和元坝222井也曾发生严重溢流。俗话说得好，“前车之覆，后车之鉴”，川东北钻井

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施工的经历不能说不足，经验和教训也不可谓不丰富？为什么会充耳不闻，一犯再犯？毫无疑问，这里有乙方的责任，也有甲方的责任；有责任问题，有意识问题，有违章操作的问题，也有疏忽大意的问题，还有技术能力低下，现场经验匮乏的问题。一言以蔽之，就是没有严格执行井控管理规定和操作规程。

这起事故反映出这个队伍管理的混乱程度，已经到了令人发指的地步。甲方监督也存在严重失职。希望有关单位认真分析原因，深刻汲取事故教训，严肃处理事故有关责任人，真正做到“变事故为财富”。

（二）重大风险依然存在，井控形势不容乐观

由于受地下条件和管材技术条件等多种因素的制约，一些重大井控隐患至今仍难以彻底根除，严重威胁着井控安全工作。其中有些隐患随着年代的推移，会变得越来越大，风险会越来越高。归纳起来，当前严重威胁井控安全的重大隐患主要有以下5个方面：

一是元坝区块陆相高压气层套管存在重大井喷失控处臵风险。主要表现在技术套管抗内压强度设计严重不足，13/8和10/4技术套管抗内压安全系数偏低，一旦井筒喷空则极难实施处臵。如，元坝211井13/8和10/4两层技术套管抗内压安全系数分别仅为0.5和0.7。二是川东北地区

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套管环空普遍带压。普光气田主体共有开发井38口，目前正常开井生产35口。在38口井中，油层套管、技术套管和表层套管带压的井数分别为29口、11口和8口，个别井油套环空压力和技套环空压力甚至超过井口压力。元坝区块由于存在多套陆相高压气层，致使技术套管固井质量很难保证，元坝21便是其中典型，目前已面临弃井报废风险。三是普光气田“三高”气井套管变形严重。先后监测31口井，套管变形井竟然高达29口，由此不仅增加了今后井下措施作业难度，而且给井控安全埋下重大隐患。四是河南油田与北疆极浅层稠油注汽热采风险突出。河南油田和北疆稠油产区广泛采取注汽热采工艺，热采注汽压力高达16MPa，注汽温度最高可达370C，加之油层埋藏深度最浅仅200余米，时刻存在着地层鳖漏、高温蒸汽伤人和地表水污染的风险。再加上老区集输管网腐蚀老化加剧，这一重大风险变得越发严重。五是“三高”气田井控难题尚未彻底攻克。川东北陆相储层喷漏同存问题同样制约着“三高”气田井控安全管理，目前虽已着手立项攻关，但彻底根治尚需时日。

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（三）新情况、新风险持续增长，管理难度居高难下

目前，油田板块“五大会战”正在展开，增储上产任务十分繁重。历史经验告诉我们，石油工程回暖和市场机制深化，常常引发新一轮队伍扩编，同时会带来大量企外队伍引进。这一现象，往往突出体现在钻井队伍、试油队伍和井下

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作业队伍上。施工队伍快速膨胀，必然带来部分岗位人员技术素质下降。有些企业在外部市场生产运行中，实际采取先组织招标，后“拼凑”队伍的运行模式。至于技术骨干的能力，操作人员的素质，持证上岗的规定，以及开工前井控培训教育只能退居第二，有些只能边施工，边象征性地培训取证。不能否认，一些企业领导存在这样一种根深蒂固惯性思维，反正拥有数量庞大的施工队伍，管理标准高点低点，人员素质优点劣点，施工速度快点慢点都不重要。只有确保中标，确保工作量最为重要。外部队伍的大量引进，同样严重制约着企业井控安全。企业外部队伍，其中包括改制队伍的人员素质、安全意识、井控技能等，与企业自有队伍之间的差距，往往相差甚大。本次井控安全专项检查再次说明了这一问题。例如，一支在宝浪油田进行修井作业的改制队伍，竟然不安装循环流程和节流压井流程，井口也未进行试压，防喷器12个固定螺栓其中8颗安装不规范。大家想想，这样的队伍还能用吗？在今后工作中，我们必须加强施工队伍的管理，同时要强化甲方责任意识，杜绝“低、老、坏”现象。乙方队伍绝不可拼凑，甲方监督绝不能放松。甲乙双方必须牢固树立“宁可慢，不可凑合”的观念，在保证进度和效益的同时，更要确保安全生产。

经过几年的筹建，中原气库、金坛气库今年即将投入运行。气库井控安全，在集团公司还是一个新课题。气库采取

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的是衰竭式开采方式，并且具有始终高压下运行、压力交替变化和温度交替变化等许多特点，套管抗压等级、井筒流速、井筒出砂影响、水泥环胶结等等，均与开发井大不相同。特殊的生产方式决定了特殊的安全风险，因此也就决定了应该采取与施工井、生产井完全不同的井控管理方式。天然气分公司、安全环保局、油田事业部等，对此必须要有清醒的认识，充分的思想准备。

（四）检验维修标准不高，严重制约井控安全

井控设备检验维修标准不高，主要表现在检验设备陈旧，维修管理标准过低，定期检验维修存在盲点，检验维修人员技能不全等多个方面。特别令人感到忧虑的是，有些企业甚至没有一个属于自己的井控设备检验维修机构，井控管理实际成了无本之木，无水之鱼。以东北油气分公司为例，东北油气田目前已壮大成年产23万吨原油，年产5亿方天然气。按照集团公司中长期规划，“十〃二五”末油气当量将达到150至200万吨，可谓名符其实的中型油气田。目前，在东北工区钻井、试油（气）等野外施工队伍已多达50余支。然而，如此规模的油气田，竟然没有一个专业井控装臵检测维修机构。西北与西南地区拥有的检验维修机构虽然数量不少，其中西北工区6个，西南地区2个，但检验维修能力不强。一是“三高”气井气密检验不够落实，检验维修车间气密检验成功率过低，现场气密检验设备也未投产服务；

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/jbt5.html