近三年井控检查问题汇总.docx

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近三年井控检查问题汇总

井控细则修订资料之一近三年井控检查问题汇总

细则章节

检查时间级部门

存在问题

井控风险及分级管理

2010年上半年油田公司

部分油气生产单位风险评估报告未及时更新。

2010年下半年油田公司

井下作业井控风险评估报告》更新不及时。

2010年集团公司

无

2011年上半年油田公司

作业区应清楚单井风险分级情况.

2011年下半年油田公司

无

2011年集团公司

无

2012年上半年油田公司

无

2012年集团公司

无

井控

设计

2010年上半年油田公司

共性问题：

1）部分油气生产单位以及改制单位设计人员工作年限不足两年，工作经验相对欠缺，不符合《新疆油田公司井下作业设计管理规定（试行）对设计人员的相关要求

2）地质设计中区块名称填写不规范，基础数据不能完全提供。

井控风险级别确定未严格执行细则要求。

3）工程设计中对固井质量解释结果无分段数据描述。

4）工程设计中井控要求未明确修井液性能。

5）工程设计人员对工程设计中参数设计不理解，设计与要求设计内容不相符。

6）施工设计中未对地质设计中周围环境情况提示进行复核。

7）设计审核、审批人未提出审核、审批意见。

个性问题：

1）LU6009地质设计中，提供区块同层近期地层压力为22.5MPa，同层原始压力为21.11MPa，均大于21MPa，而工程设计要求防喷器压力组合为21MPa，不符合细则要求。

2）、准东采油厂探井作业区机关，吉7区吉8井地质设计中，风险级别为2类井，工程设计中改为3类风险井，无变更设计。

3）、建业公司侧钻队现场工序有变更，无变更设计。

4）、施工设计中防喷器试压未按工程设计要求不符，无变更设计（工程设计中要求试压10MPa，施工设计中为3MPa）。

2010年下半年油田公司

1）地质设计对井场500米范围的环境提示与实际不符。

2）工程设计未根据地质设计提供的地层压力确定修井液密度。

3）施工设计未根据工程设计的井控要求进行设计。

2010年集团公司

施工设计审批程序不正确（技术员审批），设计最大关井压力提示不正确；

压井液性能参数不齐全；

地质设计中未标注挤灰层地层压力；

2011年上半年油田公司

地质设计中：

提供生产数据不全、“本井生产情况”有缺项、未对该井周围进行勘查、提示；

T95104井地质设计中井身结构图数据与提供数据不符、

FHW13039井地质设计中汽窜干扰情况表述不清；地质设计中修井液粘度应正确表述；

1131井地质设计中井身结构图数据有误。

工程设计中：

个别内容要求不明确；

51133井工程设计未按重点井要求由总工程师审批；

“工艺要求”工序不全；地质、工程设计中个别内容不符合新细则要求；

T95104井井身结构图数据不全；

FHW12021井未明确防喷器选型使用级别；

未根据单井实际情况制定针对性措施；

SH1125井防喷器试压要求低于《细则》；

灌液要求的井控措施缺乏针对性；未根据本井风险级别制定针对性措施；

施工设计：

吉1003井施工设计中灌液要求前后不一致；

7860井施工设计中“防喷器选配”、“喇叭口”、“风险防范”三部分应与工程设计要求相符；

9293井施工设计中未按工程设计要求做针对清防蜡剂的防护措施；

Dh5271井施工设计中废液排放地点与工程设计要求不一致；

Dh5224井施工设计队伍资质、设备未填写；

T20429井施工设计中井控要求不连续作业超过8小时卸防喷器，装采油树，现场不能执行；

SN6441井施工设计中井控要求部分仍用2008版《细则》；

SN6441井施工设计中通井工序无灌液要求；

T85558井施工设计中“风险防范”与“废液排放地点”应与工程设计要求相符。

FHW12021井施工设计无作业指导书连续灌液要求；

2011年下半年油田公司

共性问题

地质设计：

⑴数据不全，个别设计缺渗透率、岩性，射孔相位、枪型等数据。

⑵有的单位井控风险提示中未预测最高关井压力。

工程设计：

⑴“工艺要求”栏中个别工序设计的工艺要求不具体，如造负压不设计造负压的方法，不指定工艺要求。

⑵部分数据、内容与地质设计不符。

如套管抗内压强度、压力系数、地层压力等数据存在类似问题。

施工设计:

部分数据、内容与工程设计不符。

查到的施工设计中，在防喷器试压介质、井身结构数据等方面存在类似问题。

个性问题

1、CH6028工程设计：

安全环保要求项中“距井口25米以内无6KV以上高压线”提法与细则井控风险分级要求的距井口40—50米不符。

2、古136井地质要求过于简单，如检泵井的地质要求为原结构完井。

工程设计：

⑴冲砂工序未明确探砂面方式、冲砂管柱组合、冲砂液名称与性能、循环方式；⑵井控设计防喷器选择未明确组合形式。

3、F10772检泵地质设计中地质要求修后产量恢复至修前80%未明确参照基数，过于简单、F340114新投地质设计未填写连通邻井注汽、生产数据，导致射孔弹传输方式的确定含糊。

4、P5008工程设计施工准备项未设计、防喷器安装时机选择不当、未确定试压值及组合形式。

5、951171井地质设计提示本井与邻井无汽窜，而工程设计提示本井与邻井951170、951172发生过汽窜干扰现象。

6、MB2095井工程设计前后矛盾，在“施工队伍及动力设备”要求中，该井为Ⅱ类风险井，在“井控要求”中，评定为Ⅲ类风险井，且封面井别为“采气井”，“井控要求”中为“Ⅲ类稀油井”。

7、吉008井工程设计的管柱数据与井身结构图数据不符（工程设计中有中管，井身结构图无中管）。

8、57029井施工设计试压介质与工程设计要求不符（试压介质未按井控细则要求加防冻剂）。

2011年集团公司

三项设计中不同程度存在无油补距、无油层深度、泵下管柱及工具外径、型号、长度等；

地质设计和工程设计中，井身结构示意图表达不全。

井身结构图与文字表述不符，有多余图标和图标不全的现象。

2012年上半年油田公司

共性问题：

1、在三项设计封面中仅有油田、井号，该井所属区块名称缺失。

2由于红有设计软件中不能自动生成“井身结构图”，目前各单位采用手工绘图存在：

图形不统一，缺少数据、单位、连接符等问题。

3、针对工程地质设计中的不符，施工单位未能及时申请变更。

个性问题：

1、DY1051井地质设计提示有汽窜，工程设计无防范措施。

2.961703井地质设计中地面与地下管网及电缆走向图中无961703井.

3、7448井地质设计中，地层压力系数前后不一致，“地层压力或压力系数”中提示压力系数为1.42，而在“井控风险级别”中，压力系数为1.67。

4、MB6210井工程设计当中，对防喷器安装的试压值要求低于细则的要求。

地层压力值37.57MPa，套管抗内压73.4MPa，套管四通额定压力70MPa，按照“细则”要求，试压值应该26.3MPa,而工程设计中要求试压值却为19MPa.

5、85032井，施工设计中井控风险级别前后不一致，井控装置安装要求中为Ⅱ类风险，而安全环保要求中为Ⅲ类。

2012年集团公司

提供的45118井工程设计与施工设计中的井身结构图出现错误；地质设计中对压力、有毒有害气体成份含量及伴生气含量中的气油比；

井控

装置

2010年上半年油田公司

1、作业现场，套压压力表未使用标准三通安装，防喷器固定螺栓长度不够。

2、放喷阀处的压力表安装方向不正确，关放喷阀时不方便观察压力。

2010年下半年油田公司

防喷管线的砂箱固定不牢靠问题，

2010年集团公司

锁紧手轮与节流管汇阀门手柄太近，不便于开关操作；循环泵连接管汇所有阀门、防喷器无开关状态标识牌；原井大四通右侧阀门无手轮未挂开关指示牌，原井大四通与转换四通螺栓连接丝扣余扣过长；

2011年上半年油田公司

施工井放喷管线出口45度夹角前方30m范围内有绷绳；Dh5224井放喷管线出口位置不对；Dh5271井放喷管线出口位置不对；hT2016井放喷管线出口45度夹角内有绷绳；SN8207井放喷管线砂箱一个压板螺帽未上紧。

2011年下半年油田公司

远控房全封闸板限位；95240井现场旋塞无开关标志槽；X06356队MB2095井，该井为Ⅱ类风险气井，放喷管线长度为45m（不足50m）；C2013井防喷单根旋塞公扣有两处碰伤；侧钻队泥浆泵穿了两只钢制开口保险销，循环管线出口使用焊接的直角弯头，增加了安全风险；三分公司高压闸门（编号Z369-井下）已过期未试压最后试压时间为2010年9月29日；

2011年集团公司

个别小修施工现场没有配备压力表接头。

2012年上半年油田公司

1、旋塞开关标识不清。

2、放喷管线出口处接Φ50mm洗井油壬缩径。

3、现场人员对平板阀的操作掌握不足，“细则”第十八条规定“平板阀开、关到位后，都应回转1/4～1/2圈”，但是在检查中部分现场人员未做到。

4、将旋塞或高压闸阀进行了油漆粉刷，使该井控装置的编号、标示看不清楚，不便于检查和操作。

5、现场对防喷器试压出现不合格现象。

放喷管线高低压表读数不一致，低压表连接处漏失。

6、循环罐没有计量标尺。

2012年集团公司

施工队现场放喷管线弯头未按细则要求安装锻造弯头；个别作业现场用平板闸阀代替球型旋塞阀内防喷工具；放喷管线出口处有泵车及锅炉平台；

防喷器铭牌无生产日期，生产厂家不是集团公司生产企业内的企业；封井口未使用旋塞阀（使用平板阀）；内防喷工具上未装压力表；采油树缺两个套管闸门手轮；防喷器胶芯有破损。

作业过程中的井控

工作

2010年上半年油田公司

作业现场，套压表控制闸阀处于关位，无法读取压力值。

2010年下半年油田公司

配备的抽油杆防喷工具无循环通道

2010年集团公司

采用标准没有及时更新，（无井下作业井控技术规程SY／T6690-2008）；

下抽油杆施工防喷措施不到位，未装总闸门，采油树闸门未装手轮，应急时不便于开关。

现场灌液计量不准确。

施工中套管闸门无手轮。

循环泵无计量标尺，坐岗记录不具体

2011年上半年油田公司

无

2011年下半年油田公司

压井管汇压井管线未接；

T868521井压井前循环替液过程中，作业机故障，作业中断，井口简易闸门未关闭。

2011年集团公司

高危地区试油井没有单井应急预案。

2012年上半年油田公司

班报中坐岗记录记录为“未发现溢流现象”，无总液量及液量变化记录，不能反映出液量的变化情况。

2012年集团公司

无

井控安全措施和井喷失控

处理

2010年上半年油田公司

井喷突发事件专项应急预案

1）部分单位井喷突发事件专项应急预案未根据油田公司《井喷突发事件专项应急预案》及时更新。

。

2）井控突发事件分级与油田公司《井喷突发事件专项应急预案》不符。

3）实战操作性不强，例如，无应急人员联系方式、无联动应急内容。

4）演练过程记录不全，总结过于简单。

2010年下半年油田公司

《井喷突发事件专项应急预案》未及时根据油田公司最新版本进行修订。

2010年集团公司

现场用电无检测电阻记录；现场接地线三处所测电阻值过高：

现场接地电阻测试后无结论、无审核人签字；逃生绳、逃生滑梯落地处无软着陆；

2011年上半年油田公司

公司级《井喷失控事故应急预案》未审批；《井喷失控应急预案》中领导小组成员变更未及时更新；施工5220井总配电箱接出线出口未做防磨保护；施工FHW12021井泥浆泵水箱处风扇皮带轮无护罩；Dh5224井尾绳保险销螺丝松一个；C1362井修井机有2处照明灯无保险链；施工井液压钳手柄销未穿保险；修井机主传动轴无防护罩；95601井井口提升法兰螺栓未上平；MB2234井修井机照明灯电缆有一处绝缘破损；MB2234井修井机刹车调整备帽松；7163井闲置抽油机距井口5米远，影响施工；

2011年下半年油田公司

1、逃生通道与紧急集合点设置不合理：

⑴个别单位逃生通道上有障碍物；⑵个别单位紧急集合点有障碍物；⑶个别单位逃生通道指示牌方向指向错误。

2、个别单位上墙资料中缺少防硫化氢中毒应急预案

2011年集团公司

无

2012年上半年油田公司

作业车传感线、电源线2处裸露，不符合防爆要求；作业车刹把调节螺杆备帽松动。

2012年集团公司

正压呼吸器压力不足（19Mpa）；

井控

培训

2010年上半年油田公司

井控培训中心实际操作训练课时低于总课时的30%。

2010年下半年油田公司

无

2010年集团公司

井控模拟装置没有

2011年上半年油田公司

辅助教材未及时跟踪油田开发工艺；教师年度上井天数未达到20天。

2011年下半年油田公司

无

2011年集团公司

无

2012年上半年油田公司

无

2012年集团公司

无

井控管理制度

2010年上半年油田公司

1、监督方面

1）部分油气生产单位井下作业监督人员数量配备不足。

2）监督岗位人员相对不固定。

2、井控操作合格证台账记录不详细，缺职称、工作年限及工作岗位等。

3、作业现场，防喷演习中旋塞未上紧。

车8907井施工设计中，审核人与审批人为同一人。

2010年下半年油田公司

无

2010年集团公司

井控领导小组职责不健全。

无专（兼）职安全监督证

2011年上半年油田公司

自查整改消项纪录不全；

2011年下半年油田公司

井控持证台帐格式未统一，部分单位缺少职称、工作时间、井控证书号等要素；

个别油气生产单位井控应急机构及通讯录更新不及时

2011年集团公司

井控车间两个在用标准失效；

2012年上半年油田公司

MB2262井，5月8日防喷器安装试压，但在5月7日的岗位检查表中防喷器试压记录项已提前进行了打钩确认。

2012年集团公司

h82068井“井下作业开工验收确认单”7月5日监督验收后无验收意见；井控例会内容简单，无针对性；基层队未建立井控领导小组机构。