当前页岩气开发简要情况汇报

第一篇：当前页岩气开发简要情况汇报

当前页岩气开发简要情况汇报

1、页岩气定义

2、页岩气国际国内分布基本情况

2.1页岩气国际分布情况

2.2页岩气国内分布情况

3、页岩气开采工艺

4、国家页岩气开发规划及政策

5、国内目前页岩气开发现状

6、相关建议

第二篇：页岩气水处理

【页岩气技术】页岩气水处理：中国能复制美国模式吗？ 水资源管理，是目前页岩气在美国公众讨论中的主要问题。而对于页岩气刚刚起步、面对制度制约之困而疑虑重重的中国市场而言，却似乎颇为遥远。

目前，与页岩气水资源问题相关的规定，可以零散寻于环保部与发改委的几份政策文件中：2012年环保部颁布的《石油天然气开采业污染防治技术政策》、2007年环保部颁布的《环境影响评价技术导则：陆地石油天然气开发建设项目》以及《页岩气发展规划2011-2015》。但前两份文件是石油工业的环评概况，并没有针对页岩气的研究和描述;而《页岩气发展规划2011-2015》中的水资源保护部分则颇为抽象──无疑，要推动页岩气这一新生事物的发展，除了单纯的投资概念之外，还有许多研究与制度设计的工作。水资源的问题，就是其中典型。

启蒙于美国模式的中国页岩气革命，能否在水资源问题上复制美国经验?本刊为此专访了在四川从事多年页岩气与水资源关系研究的富布莱特学者Peter Marsters。

记者：您很久以前就开始进行中国水资源和环境问题的研究，2011年作为富布莱特学者在四川研究水资源与页岩气发展的关系。我想知道，中国发展页岩气在未来究竟面临着怎样的水资源问题?

Marsters：美国页岩气目前的水资源问题主要在回流废水的处理问题上，这跟我在四川期间研究的主要结论是一致的。目前，水资源供给本身的问题并不会对页岩气发展形成很大阻力，更大的问题是压裂以后的污水处理。

事实上，美国西部同样有缺水问题。而且，相比美国西部某些州，四川盆地的水源是比较充足的，但西部缺水的问题并不会阻碍当地页岩气发展，而如何安全地处理从地层回流出来的水，才是真正的问题。

记者：您的意思是缺水并不会成为中国的问题?

Marsters：缺水本身是中国的一个大问题。但是页岩气水力压裂需要的用水强度和其他一些领域相比还很小，美国有一个较权威的报告(《美国现代页岩气发展》)认为，页岩气生产用水占总用水量在0.1%到0.8%之间，其实并不大。

在用水量这一块，农业是最大的部分，工业领域比如像热电厂也需要相对多水，另外还有城市饮用水这一大块。页岩气的水强度还不能和农业或者其他一些耗水工业项目相提并论。

但出现问题的地方在于，如果在一个水资源已经相当紧张的系统里，新增用水需求无疑会改变原本的用水平衡。因此页岩气使用的水资源也会和其他领域形成竞争，主要的水源可能来自农业用水，因为农业使用的水资源最大，而且油气企业所在地区更容易从当地农村获得用水。

未来随着水力压裂的增加，页岩气与农业对于水源存在一定竞争关系，虽然我不认为这种规

模的竞争一定会对页岩气发展本身造成负面影响，但是反过来说，页岩气的发展则可能带来当地农业用水的一些问题。此时，往往就是经济性和资本决定水资源的流向。

记者：2011-2015您提到美国西部几个州也是缺水区域，据我所知，德克萨斯等西部州又是页岩气发展的重要区域，页岩气用水与农业用水竞争问题是如何解决的?

Marsters: 美国的情况比较独特。通过一整套系统，使用水资源的权利被分配到了不同个人和土地所有者的手里。比如在我所在的科罗拉多州，这里是美国比较典型的缺水地区，这里的水源也都是已分配的。就是说不存在没有归属权的水源，也不存在无人使用的水源，这就是私人的水权。

而随着科罗拉多州的非常规天然气工业逐渐发展，油气企业需要寻找用水权，以解决水力压裂所需的水供应问题。因此这些企业向当地农民买水。这导致了很有趣的现象，有些农民在几年里都不需要种植粮食，只需靠出售自己的用水权盈利。这部分水的价格会根据所在地情况、季节、年份的不同而有差别，一般的价格在每立方2.4美元左右，水资源因此得以货币化，从而可以营造优化资源走向的市场。

几年前的德克萨斯州曾经出现五十年一遇的干旱，但是页岩气水力压裂的发展却没有丝毫减缓──就是因为水资源权利的分配和交换，这会让水更贵，也让用水成为公众瞩目的话题，但是却并不一定影响工业发展。至少在美国，我们可以看到水资源用于页岩气压裂的经济效应，要比用于农业的效应高出很多。

记者：中国有学习这种模式的可能吗?

Marsters：完全学习这一制度是不可能的，因为首先私人的水权在中国就并不存在，私人的水权交易也就不可能，所以科罗拉多州农民与油气企业的水资源交易也不会出现在四川。但是未来中国政府会需要相似的一些分配系统，来配置水资源问题，有些部门可能必须要作出一些利益牺牲，这在所难免。

其实凭心而论，美国西部的这些水权制度也是建立在一个旧系统之上，有很多复杂性和不可操作的地方，所以中国也并不需要完全照搬。

记者：那么和其他能源项目相比，页岩气对于用水的需求量到底如何?

Marsters：和燃煤电厂等一些能源行业相比，页岩气开发需要的用水量其实要小很多。一般电厂作为冷却用需要大量的水，但是这些水可以在电厂长达几十年的生命周期里持续使用，此后可以百分百利用，并重新回到水循环系统里;但是页岩气水力压裂用的水是几乎都会消耗掉，不能再循环使用的，而且使用的时间很短，一口井在一周时间里会用到1.8万立方米(200万到500万加仑)的水，而且页岩气压裂用水会来自靠近作业的地区，因此在短期内，对于本地用水影响可能比较强烈。

举一个比较具象的例子，像科罗拉多州的情况──我们约有5万口活跃运作的页岩气井，每年需用于页岩气开发的水大概相当于一座10万人口城市一年所需的用水。这些水量，如果和科罗拉多整个盆地的水源系统相比，并不占很大的比例。但对于页岩气开发的当地或附近村镇而言，则可能在短期内会引起用水压力。

记者：您一直强调回收以后的水才是需要解决的最大问题，中美两国目前对于回收水主要如何处理?

Marsters：根据不同地区的地质情况有不同的解决方法。科罗拉多州、德克萨斯州和北达科塔州一般的情况是将废水注入废水井，这是因为这一地区的地质条件更适合于打注入井;而在宾夕法尼亚州，由于没有注入井的地质条件，废水可以再回收利用，或者长距离运到其他州的注入井，后者就会产生很大的成本问题;而在德克萨斯州，由于供水紧缺，废水也可以经过回收处理的程序以后，重新用来压裂。

根据我了解到的情况，中国目前也主要是注入井的方法。但是四川的地质并不完全适合打注入井，在未来如果页岩气发展起来，如何处理压裂回流水，能不能打出那么多的注入井，就会成为一个问题。

记者：从压裂开始到处理废水，美国企业一般需要做些什么?

Marsters：美国目前开始涌现很多公司，专门为油气企业的水处理问题服务，这一领域已经渐渐形成了水服务的市场。

压裂前期，油气公司需要买到水，他们可以从市政部门或者从废水处理厂买水，又或者去公共的水权拍卖会竞标，获得使用某一水源的权利。而在压裂结束以后，废水不能随便排放，也不能简单地送去一般的废水处理站，因此就要想办法处理。如果是使用注入井的办法，企业需要完成很多力学完整性的测试，确保废水不会流到含水层。企业必须打井、确保安全，主持测试并提交报告。

记者：那么如何保证注入井的安全和处理废水的安全性?这部分的规则由谁来制定和监管?

Marsters：上面说的完整性测试有一些具体的标准，可以确保废水不会污染。在制度上则有些复杂，根据不同州的法律规定和不同情况，州政府和联邦政府有不同的设置部门来监管废水处理的情况，比如在德克萨斯和科罗拉多州，是州政府的油气工业委员会在主管，而在宾夕法尼亚州，则是联邦政府的环境署进行监管。

无论是打井测试或者测试报告的提交，都是由油气企业自己负责，他们要确保安全和无污染。联邦政府的环保署或者州政府的油气委员会，则负责具体的废水处理监察工作，这些政府部门会派出专门的巡视员对企业提交的报告和测试进行监督。

记者：美国有州和联邦不同的监管层次，为什么会出现这一情况?

Marsters：之所以会出现不同的监管层次，是和油气工业在不同州的发展有关。在德克萨斯

和科罗拉多这些州，油气行业有很长的历史和发展阶段，这个过程中，州政府在油气工业中已经获得了很大的权力，也有很多的知识，知道地方层面的很多制度和问题应该如何设计和运行，所以州政府作为监管比较合理。而在宾州，页岩气发展是近年出现的事，在这个过程里联邦政府负起了监管责任。

记者：您如何看待中美两国在这一领域的监管主体和制度不同?

Marsters：美国对于水资源的监管比较地方化，不同地区就有不同的权利和规定，而且有时这些监管很多并不一定来自非常权威的政府部门;而在中国，水资源的管理者是政府，而且中央政府的力量更大。

但具体到页岩气领域里的水资源管理，我感觉中国目前并没有明确监管者。如果认为这与地下水和地下矿藏有关，所以应该是由国土资源部进行管理?或者由于涉及环境问题，所以应该由环保部进行管理?或者应该把更多权力放到地方的环保局，对地方作业进行监控?这些问题依然尚待思考，由于页岩气还是全新而独特的领域，这类监管问题还需要时间来理清。但明确一个监管主体非常重要。

记者：由于页岩气开发需要面对这些那些的水资源问题，必然对水文资料有所要求，您对于目前中国相关水文资料的印象如何?

Marsters：页岩气开发对地方水文资料的要求很高。开发者需要了解本地水源的情况，有多少水可用，这些水里有多少可用于井场的水力压裂，页岩气的出现是否会导致与其他行业竞争用水，如何设计解决方式等问题，而这些都需要对当地水文资料进行研究。

目前主要的资料由各省的水文局进行管理。但是如果将各个地方数据加权，得出的结论往往与国内总数据并不相同。因此我感觉目前的水文资料并不十分准确。而且对于页岩气而言，整个盆地或者大区域内的水文数据并没有太多的实际指导意义，你需要的还是井场附近当地的数据，因为每个井场可能就需要不同的水资源管理方案，而这些数据目前非常缺乏。

记者：您觉得中国业内是否真正理解美国页岩气目前的真实情况?

Marsters：宏观层次上，中国目前推动页岩气作为独立矿种，推动民企进入页岩气开发，以及强调独立科研发展，都是希望复制美国页岩气经验的努力。但是中国的特殊情况──国有企业的强大政治能量和利益关系，可能让这些努力的效果难从人意。

而在具体操作执行的角度，页岩气井场需要的是非常独特而有针对性的技术，每个地区、每口井都有不同差异。从水力压裂的角度来说，就是每个地质可能都需要独特的压裂液配方，每个公司甚至每个地质学家的配方都不相同，因此也不可能完全照搬。

第三篇：关于页岩气的调研报告

关于页岩气的调研报告 页岩气，是从页岩层中开采出来的天然气，是一种重要的非常规天然气资源。页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。较常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点，大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。

根据BP集团日前在北京发布的2013年版《BP2030世界能源展望》作出的预测，到2030年，全球能源需求将比2011年增长36%，增量部分几乎全部来自新兴经济体，而中国和印度占全球增长总量的一半以上。报告还认为，到2030年，天然气将成为全球需求增长最快的化石燃料，预计年均增长2%，且全球天然气需求增长的76%将来自非经合组织国家。

能源消费的增长是发展的需要，而能源结构调整则是现实的需要。从这个意义上讲，具有丰富储量的页岩气开发不是要不要的问题，而是怎么做和能不能做好的问题。发展页岩气是战略部署，这其中有保障能源安全和实现绿色发展的双重考量。

中国主要盆地和地区页岩气资源量约为15万亿－30万亿立方米，与美国28．3万亿立方米大致相当，经济价值巨大。另一方面，生产周期长也是页岩气的显著特点。页岩气田开采寿命一般可达30～50年，甚至更长。美国联邦地质调查局最新数据显示，美国沃思堡盆地页岩气田开采寿命可达80～100年。开采寿命长，就意味着可开发利用的价值大，这也决定了它的发展潜力。

中石油在中国四川省发现了页岩气，这证实了，在中国这个渴求能源的国家，这种非常规燃料储量巨大。根据预期，页岩气即蕴藏在页岩中的天然气可以通过提供廉价而充足的新型燃料来源，在未来几十年里改变中国的能源供给格局。

中国许多盆地发育有多套煤系及暗色泥、页岩地层，互层分布大套的致密砂岩存在根缘气、页岩气发育有利条件，不同规模的天然气发现，但目前尚未在大面积区域内实现天然气勘探的进一步突破。资料显示，中国南方海相页岩地层可

能是页岩气的主要富集地区。除此之外，松辽，鄂尔多斯，吐哈，准噶尔等陆相沉积盆地的页岩地层也有页岩气富集的基础和条件。重庆綦江、万盛、南川、武隆、彭水、西阳、秀山和巫溪等区县是页岩气资源最有利的成矿区带，因此被确定为首批实地勘查工作目标区。

页岩气开采技术，主要包括水平井技术和多层压裂技术、清水压裂技术、页岩气开发。重复压裂技术及最新的同步压裂技术，这些技术正不断提高着页岩气井的产量。正是这些先进技术的成功应用，促进了美国页岩气开发的快速发展。如果能引进这些先进技术，将为中国页岩气开发助一臂之力。同时我国也要根据自身的特殊地理情况作出改变，一味的照搬美国的经验也是不可取的。

虽然有吸附与游离相天然气的同时存在，但页岩气的开发并不需要排水降压。由于页岩中游离相天然气的采出，能够自然达到压力降低的目的，从而导吸附相及少量溶解相天然气的游离化，达到进一步提高天然气产能并实现长期稳产之目的。由于孔隙度和渗透率较低天然气的生产率和采收率也较低，因此页岩气的最终采收率依赖于有效的压裂措施，压裂技术和开采工艺均直接影响着页岩气井的经济效益。

随着技术的进步，页岩气井压裂措施的费用也逐步降低。水平井是页岩气藏成功开发的另一关键因素。根据美国经验，水平井的日均产气量及最终产气量是垂直井的3-5倍，产气速率则提高10倍，而水平井的成本则不足垂直井的2-4倍。因此，水平井的推广应用加速了页岩气的开发进程。由于页岩气发育规模较大单口井的控制可采储量高（可达6千万方），采取措施后的单井日产量可达3万方加之页岩气井的产量，递减率低，容易实现30-50年的稳产时间，因此能实现相对的高产的经济价值。

就目前而言，我国在2015年以前页岩气将以勘探工作为主，大规模开发难以启动。

中石化石油勘探开发研究院咨询委副主任张抗接受上海证券报采访时认为，中国页岩气产业化尚需时日。这是由我国页岩气勘探状况、开发政策、开采技术等多种因素决定的。

我国页岩气开采技术还处于探索阶段。尽管页岩气技术概念非常明

确，但是具体工艺中有很多专有技术需要经验积累。我国页岩气勘探开发起步较晚，至今没有真正探明的页岩气田。北美开发页岩气经验宝贵，但不能照搬照抄。通过建设页岩气产业化示范区、对外合作开发页岩气资源，探索并积累规模效益开发技术路径和管理经验，形成一定生产能力后，循序渐进地引导国企、民企进入页岩气领域，不失为规避投资风险的明智之举。

页岩气勘探涉及地质理论和勘查工程技术，专业性强，技术含量高，风险较大。进入这一市场的各类投资主体，都应以攻关页岩气勘探开发重大课题为己任，建立联动机制，取长补短，分工合作，成果共享，降低攻关成本，加快攻关进度。

北京国际能源专家俱乐部总裁陈新华博士说，中国已颁布《天然气发展“十二五”规划》，但目前还未出台法律法规，对非常规天然气开采造成水资源污染等破坏的处罚和补偿。这好比行路的马车没有马夫驾控，如果跑得太快就容易脱轨。

现阶段中国页岩气开发需要解决的一个重要问题就是页岩气资源评价技术的提高和理念的改变。落实资源是大规模开采页岩气的关键。要知道什么地方有气、有多少气、可开采的工业量是多少。

我国页岩气扶持政策正在制订当中。不过，短期内明确这些政策的可能性不大。中国页岩气政策研究室主任李良正在参与制订该项政策。据他透露，页岩气的扶持政策比照煤层气，有些方面有所放宽。

即便上述各项内容都能落实，页岩气能否发展壮大也存不确定性。一个可以比较的案例是煤层气的开发。2006年，中国煤层气借优惠政策东风开始商业化之路。2011年，中国煤层气产量106亿立方米，远未完成“十一五”目标。其中，地面开采21亿立方米，没有完成50亿立方米的计划量，且煤层气经营者绝大部分亏损。中联煤层气公司相关责任人李良认为，矿权重叠是煤层气推迟完成任务的重要原因。中国煤炭工业协会梁先生介绍，一些煤层气抽采出来后，进不了管网，只能就近局部区域使用，这也是中国煤层气利用率低的原因。

通过上述一些资料显示，目前在全世界范围内，只有美国具有较为全面的页岩气勘探开发技术，绝大部分国家都还处于摸索阶段，美国在经历“页岩气革命”之后最直接的表现就是对于煤炭资源的利用大幅减少，这也就意味着美国将更多的选择出口煤炭资源，作为中国而言，我们本就是一个能源短缺的国家，美国的煤炭资源大量供给出口，对中国市场也会带来很大的冲击，所以应对这一情况，加快落实页岩气的开发应用工作显得尤为重要，这不仅顺应了国家可持续性发展战略，同时也能缓解能源危机的所带来的压力。

但是就目前中国具有的技术水平而言，虽然页岩气市场前景很大，同时国家也是大力支持页岩气开发，但个人认为企业在没有大量资金周转的情况下不宜过早进入页岩气的行业，目前而言页岩气的资本回收较慢，投资风险过大，很可能造成大面积的资金缺口，同时技术的不全面也会导致突发事件的发生概率相对较高，在没有专业的人员和经验理念前不适合深入探究，当前来看更多的应该处于观望状态，如果相关技术以及政策都基本完善了作为民企也可以初步的涉足该领域。

第四篇：波兰页岩气考察邀请函

中波页岩气投资考察会

邀请函

   

2012年8 月，“中波页岩气投资考察会”即将在波兰隆重举行。在如今油价高启的时代，国际社会都在关注开发非常规燃气，特别是页岩气等资源的开发，波兰作为新兴的页岩气投资市场，隐藏着巨大的商业，技术和资金合作机会。特别是美国页岩气的成功开发改变了国际能源格局，并对全球能源供应及地缘政治产生重要影响，因此，对于中国企业走出去，寻求更多页岩气市场机会，正是大好时机！谨此本次“中波页岩气投资考察会”组委会，邀请有关单位派相关代表参加本届投资考察峰会的各项活动。现就活动内容及组团工作通知如下：

一、活动背景：

2012年3月16日，国家能源局召开新闻发布会，发布《页岩气发展规划（2011—2015年）》，国家能源局石油天然气司司长张玉清在回答现场记者提问时表示，鼓励民营资本参与页岩气，包括天然气管道的建设，包括天然气的一些利用。

自从美国能源情报署（EIA）说波兰可能拥有5.3万亿立方米页岩气储量以来，波兰政府一直对本国的页岩气储量寄予了很高的期望，希望能够通过开发本国的页岩气储量来减少波兰对高污染的煤炭以及俄罗斯天然气供应的依赖。波兰政府迄今已向全球石油大公司颁发了100多份页岩气勘探许可证。作为新兴的页岩气资源产地，有许多投资商机值得中国企业家把握良机，为此，国化顶峰咨询公司联合波兰开发和生产工业协会（OPPPW），在波兰举办本届“中波页岩气投资考察会”，本次活动将邀请国土资源管理局、发改委有关领导，波兰财政部，OPPPW的领导，各大投资银行、交易所高层人士、商务部官员、相关企业的高层及对华贸易商会共同出席并对接。

二、活动内容：

本次考察活动计划在波兰首都华沙举办“页岩气论坛与展览会”，并在现参与波兰财务部高层官员进行的项目推介会谈，以及页岩气领域风险投资、技术研发、上游开采、基础设施的主要企业交流并举办“项目合作与投融资洽谈”专场，以便和中国企业通过系列交流平台，达成各类投融资合作。此外考察活动还拟包括：

1.参加在波兰华沙举办的“页岩气论坛与展览会”； 2.举行中波企业投融资洽谈； 4.参加合作项目签约仪式；

5．考察波兰页岩气相关企业并座谈。众多页岩气项目的资金合作机会 金融与工业的国际结合

亲临新兴页岩气投资市场---波兰

与波兰商务部高级官员，波兰开采生产工业协会（OPPPW）领导见面，相关企业高层云集

三、活动时间： 2012年8 月

现特邀请贵单位主要负责人及对外业务部门负责人赴美参加上述活动。此外，如贵司有对波兰合作项目并希望参加签约仪式，请填写附件二中的《中波签约项目信息表》。

四、报名方式

请于5月30将报名回执表（附件一）, 以及本单位中英文简介（附件三）发送到：yan.lichem1.net 联系人：李艳 女士

联系电话：020-28265620 ***备注：报名费用及收费方式待定。

五、要求：

1、凡被邀请单位即日起报名，本次考察团限50人，额满为止。

2、所需手续：个人护照、身份证复印件二份、白底2寸正面免冠彩照8张、带单位名称台头的手写体在职证明及单位营业执照或组织机构代码复印件一份。

第五篇：《页岩气安全规程》（征求意见稿）

ICS ╳╳╳╳╳╳

CCS ╳ ╳╳

四 川 省 地 方 标 准 DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳

页岩气安全规程

（征求意见稿））

DB ╳╳XXXX-XX-XX 发布 XXXX-XX-XX 实施 地方标准发布部门

发 布

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ I

目

次

前言..................................................................................................................................................................II 1

范围...............................................................................................................................................................1 2

规范性引用文件...........................................................................................................................................1 3

术语和定义...................................................................................................................................................1 4

一般规定.......................................................................................................................................................2 4.1

一般管理要求......................................................................................................................................2 4.2

职业健康和劳动保护..........................................................................................................................2 4.3

风险管理..............................................................................................................................................2 4.4 安全作业许可........................................................................................................................................3 4.5 应急处理................................................................................................................................................4 5

交叉作业要求...............................................................................................................................................4 6

各环节安全要求...........................................................................................................................................5 6.1

物探......................................................................................................................................................5 6.2

钻井......................................................................................................................................................8 6.3

试气和井下作业................................................................................................................................18 6.4

采输....................................................................................................................................................24 6.5

暂闭与弃置........................................................................................................................................31 附录 A（资料性附录）页岩气开发生产交叉作业风险分类.....................................................................33

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ II 前言 本标准按照GB/T 1.1-2020给出的规则起草。

本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油化工股份有限公司西南油气分公司、中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司、中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司、四川长宁天然气开发有限责任公司、四川页岩气勘探开发有限责任公司、中国石油工程建设有限公司西南分公司。

本标准主要起草人：朱进、龚建华、杨兆亮、王锐、李静、曹权、雍崧生、陈奎、白璐、冯庆华、宋伟、徐卫强、杨盛、张健涛、朱昆、李柯江、谭龙华、陈学峰、钱成、黄宇、杨晓敏、马良、杨永华、周中、肖科、樊朝斌、昝林峰、周伟韬、覃军、周小金、黄天俊、李秋池、李倩、王智、金丽娟、刘盛兵、颜磊、唐伟、龚忠利

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 1 页岩气安全规程 1 范围 本标准规定了陆上页岩气勘探、开发生产和储运的安全要求。

本标准适用于陆上页岩气勘探、开发生产和储运。规范性引用文件 凡是引用文件内容，其最新版本（包括所有修改单）适用于本文件。术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。

3.1 交叉作业

cross-operation 页岩气同一平台内两个及以上相关方同时开展生产、施工的作业活动。

3.2 相关方

relevant parties 交叉作业相互影响的各作业方，包括生产运行单位、施工作业承包商等。

3.3 同排井与井

co-row wells and Wells

页岩气同一平台内地面井口间距小于 30m 的两口井。

3.4 排与排

different row wells and wells 页岩气同一平台内地面井口间距大于等于 30m 的两口井。

3.5 工厂化压裂

factory fracturing 对位置较为集中的多口井或丛式井组实施批量压裂作业的施工方式。

3.6 生产一体化集成装置

integrated unit 在页岩气平台上，将容器、设备、自控仪表、电气设备等按一定功能要求集成安装在整体橇座上，以实现页岩气汇集、处理、计量等功能的生产设施。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 2 4 一般规定 4.1

一般管理要求 4.1.1

贯彻落实《中华人民共和国安全生产法》，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。

4.1.2

企业应依法达到安全生产条件，取得安全生产许可证；建立、健全、落实安全生产责任制，建立、健全安全生产管理机构，设置专、兼职安全生产管理人员。

4.1.3

按相应的规定要求进行安全生产检查，对发现的问题和隐患采取纠正措施，并限期整改。

4.1.4

进行全员安全生产教育和培训，普及安全生产法规和安全生产知识。进行专业技术、技能培训和应急培训；主要负责人、安全生产管理人员、特种作业人员和其他从业人员，应经过安全生产教育和技能培训，应符合《生产经营单位安全培训规定》。

4.1.5

编制安全生产发展规划和安全生产计划，按规定提取、使用满足安全生产需求的安全专项费用，改善安全生产条件。

4.1.6

工程建设项目工程设计、施工和工程监理应由具有相应资质的单位承担；承担石油天然气工程建设项目安全评价、认证、检测、检验的机构应当具备国家规定的资质条件，并对其做出的安全评价、认证、检测、检验的结果负责；建设单位应对其安全生产进行监督管理。

4.1.7

建立设备、物资采购的市场准入和验收制度，设备采购、工程监理和设备监造应符合国家建设工程监理规范的有关要求，保证本质安全。

4.1.8

在工程建设项目投标、签约时，建设单位应对承包商的资质和安全生产业绩进行审查，明确安全生产要求，在项目实施中对承包商的安全生产进行监督管理，符合石油工程技术服务承包商健康安全环境管理的基本要求。

4.1.9

钻井和井下作业应配备井控装置和采取防喷措施；使用电气设备应符合防火防爆安全技术要求；配备消防设施、器材；制定火灾爆炸应急预案。井场布置应符合井场布置技术要求，平面布置和防火间距应符合防火设计规范的要求。

4.1.10

发生事故后，应立即采取有效措施组织救援，防止事故扩大，避免人员伤亡和减少财产损失，按规定及时报告，并按程序进行调查和处理。

4.2

职业健康和劳动保护 4.2.1

企业应制定保护员工健康的制度和措施，对员工进行职业健康与劳动保护的培训教育。

4.2.2

应按要求对有害作业场所进行划分和监测；对接触职业病危害因素的员工应进行定期体检，建立职业健康监护档案。

4.2.3

不应安排年龄和健康条件不适合特定岗位能力要求的人员从事特定岗位工作。

4.2.4

应建立员工个人防护用品、防护用具的管理和使用制度。根据作业现场职业危害情况为员工配发个人防护用品以及提供防护用具，员工应按规定正确穿戴及使用个人防护用品和防护用具。

4.3

风险管理

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 3 4.3.1

鼓励建立、实施、保持和持续改进与生产经营单位相适应的安全生产管理体系。应对作业活动和设备设施、生产运行实施风险管理，并对承包商的活动、产品和服务所带来的风险和影响进行管理。

4.3.2

风险管理要求 4.3.2.1

全员参与风险管理； 4.3.2.2

对生产作业活动全过程进行危险因素辨识，对识别出来的危险因素依据法律法规和标准进行评估，划分风险等级； 4.3.2.3

按照风险等级采取相应的风险控制措施，风险控制的原则应符合“合理实际并尽可能低”； 4.3.2.4

危险因素及风险控制措施应告知参与作业相关方及所有作业人员； 4.3.2.5

风险管理活动的过程应形成文件。

4.3.3

风险管理过程应包括危险因素辨识、风险评估、制定风险控制措施，其基本步骤包括：

a)划分作业活动； b)辨识与作业活动有关的所有危险因素； c)评价风险； d)依据准则，确定出不可容许的风险； e)制定和实施风险控制措施，将风险降至可容许程度； f)评审。

4.3.4

设定风险管理目标和指标，制定风险管理的方案、计划或控制措施。

4.3.5

对关键作业活动，建立风险控制程序或制度。

4.3.6

石油天然气生产作业中的关键设施的设计、建造、采购、运行、维护和检查应按规定程序和制度执行，并充分考虑设施完整性的要求。

4.4 作业许可 4.4.1

易燃易爆、有毒有害作业等危险性较高的作业应建立作业许可管理制度，实施分级控制，明确作业许可的申请、批准、实施、变更及关闭程序。

4.4.2

作业许可内容 4.4.2.1

作业时间段、作业地点和环境、作业内容； 4.4.2.2

作业风险分析； 4.4.2.3

确定安全措施、监护人和监护措施、应急措施；

4.4.2.4

确认作业人员资格； 4.4.2.5

作业负责人、监督人以及批准者、签发者签名； 4.4.2.6

作业许可关闭、确认； 4.4.2.7

其他。

4.4.3

作业许可相关文件只限所批准的时间段和地点有效，未经批准或超过批准期限禁止作业，作业许可主要内容发生变化时应按程序变更。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 4 4.5 应急管理 4.5.1

应系统地识别和确定潜在风险，并充分考虑作业内容、环境条件、设施类型、应急救援资源等因素，编制突发事件应急预案。

4.5.2

应急预案的编制应符合国家现行标准关于生产安全事故应急预案编制的要求；在制定应急预案时，应征求相关方的意见，并对应急响应和处置提出要求；当涉及多个单位联合作业时，应急预案应协调一致，做到资源共享、应急联动；应急预案应按规定上报。

4.5.3

建立应急组织机构，配备专职或兼职应急人员或与专业应急组织机构签定应急救援协议，配备相应的应急救援设施和应急物资等资源。

4.5.4

当发生事故或出现可能引发事故的险情时，应按应急预案的规定实施应急响应和处置，防止事态扩大，控制衍生事故，避免人员伤亡和减少财产损失。

4.5.5

当发生应急预案中未涉及的事件时，现场人员应及时向主要负责人报告，主要负责人应确定并采取相应的措施，并及时上报。

4.5.6

进行应急培训，员工应熟悉相应岗位应急要求和措施；定期组织应急演习及效果评估，并根据实际情况对应急预案进行修订。交叉作业要求 5.1

交叉作业前应开展作业风险评估，按照重大风险、高风险、中低风险进行分类管理（参见附录 A）。

5.1.1

禁止重大风险类交叉作业。

5.1.2

高风险类交叉作业应采取关（停）相关方生产（作业）设施等风险控制措施，降低或消减交叉作业风险。

5.1.3

中低风险类交叉作业应采取风险控制或消减措施。

5.2

开展交叉作业，建设单位应指派现场代表（包括甲方监督或监理等人员）进行协调和监管，统筹各项作业活动，督促落实安全措施。各作业单位应指定现场负责人，并接受现场代表的监管。

5.3

交叉作业前，建设单位应组织相关方分析作业活动的各项风险，明确危险区域，制定控制措施，编制交叉作业方案和应急处置方案，指定主体责任单位，划分管理范围，明确管理职责。

5.4

交叉作业前，建设单位应组织相关方签订健康安全环境（HSE）管理协议，明确管理界面和安全责任。

5.5

交叉作业前，建设单位应组织相关方召开安全作业联合办公会，对交叉作业方案、应急处置方案进行交底。交叉作业前应开展现场联合应急演练。

5.6

交叉作业过程中，现场代表应每日组织各相关方对现场进行联合检查并召开工作协调例会。

5.7

交叉作业现场应设置警戒线，限制无关人员进入施工现场。

5.8

各作业单位宜根据作业活动的危险程度，采取物理措施对属地进行隔离。对危险区域和设备设施

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 5 应进行防护和警戒，并设置警示标识。

5.9

交叉作业现场应设置视频监控，减少人员在现场的活动频次。

5.10

发生突发事件，现场应立即停止作业，启动应急处置方案。各环节安全要求 6.1

物探 6.1.1

施工设计原则及依据 6.1.1.1

编写施工设计前，应对工区进行踏勘，调查了解施工现场的自然环境和周边社会环境条件，进行危险源辨识和风险评估，编制踏勘报告。

6.1.1.2

根据任务书、踏勘报告，编写施工设计，并应对安全风险评估及工区内易发事故的点源提出相应的安全预防措施，施工单位编制应急预案。

6.1.1.3

施工设计应按程序审批，如需变更时，应按变更程序审批。

6.1.2

地震队营地设置与管理 6.1.2.1

营地设置原则，应符合下列要求：

a)营区内外整洁、美观、卫生，规划布局合理； b)地势开阔、平坦，考虑洪水、泥石流、滑坡、雷击等自然灾害的影响； c)交通便利，易于车辆进出； d)远离噪声、剧毒物、易燃易爆场所和当地疫源地； e)考虑临时民爆器材库、临时加油点、发配电站设置的安全与便利； f)尽量减少营地面积； g)各种场所配置合格、足够的消防器材； h)远离野生动物栖息、活动区。

6.1.2.2

营地布设，应符合下列要求：

a)营房车、帐篷摆放整齐、合理，间距不小于 3m，营房车拖钩向外； b)营地应合理设置垃圾收集箱(桶)，营地外设垃圾处理站(坑)； c)发配电站设在距离居住区 50m 以外； d)设置专门的临时停车场，并设置安全标志； e)临时加油点设在距离居住地 100m 以外； f)营区设置标志旗(灯)，设有“紧急集合点”，设置应急报警装置。

6.1.2.3

营地安全 6.1.2.3.1

用电安全，应符合下列要求：

a)应配备持证电工负责营地电气线路、电气设备的安装、接地、检查和故障维修； b)电气线路应有过载、短路、漏电保护装置；

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 6 c)各种开关、插头及配电装置应符合绝缘要求，无破损、裸露和老化等隐患； d)所有营房车及用电设备应有接地装置，且接地电阻应小于 4Ω； e)不应在营房、帐篷内私接各种临时用电线路。

6.1.2.3.2

发配电安全，应符合下列要求：

a)发电机组应设置防雨、防晒棚，机组间距大于 2m，交流电机和励磁机组应加罩或有外壳； b)保持清洁，有防尘、散热、保温措施，有防火、防触电等安全标志； c)接线盒要密封，绝缘良好，不应超负荷运行； d)供油罐与发电机的安全距离不小于 5m，闸阀无渗漏，罐口封闭上锁； e)发电机组应装两根接地线，且接地电阻小于 4Ω； f)机组滑架下应安装废油、废水收集装置，机组与支架固定部位应防振、固牢； g)排气管应有消音装置。

6.1.2.3.3

临时加油点安全，应符合下列要求：

a)临时加油点四周应架设围栏，并设隔离沟、安全标志和避雷装置； b)临时加油点附近无杂草、无易燃易爆物品、无杂物堆放，应配备灭火器，防火砂等； c)加油区内严禁烟火，不应存放车辆设备，不应在高压线 30m 内设置临时加油点； d)储油罐无渗漏、无油污，接地电阻小于 10Ω，罐盖要随时上锁，并有专人管理； e)油泵、抽油机、输油管等工具摆放整齐，有防尘措施。

6.1.2.3.4

营地卫生，应符合下列要求：

a)定期对营区清扫、洒水，清除垃圾； b)做好消毒及灭鼠、灭蚊蝇工作； c)营区应设有公共厕所，并保持卫生； d)员工宿舍室内通风、采光良好，照明、温度适宜，有存衣、存物设施。

6.1.3

地震队现场施工作业 6.1.3.1

安全通则：

a)生产组织人员不应违章指挥；员工应自觉遵守劳动纪律，穿戴劳动防护用品，服从现场监督人员的检查； b)检查维护好安全防护装置、设施；发现违章行为和隐患应及时制止、整改； c)特种作业人员应持证上岗操作； d)穿越危险地段要实地察看，并采取监护措施方可通过； e)炎热季节施工，做好防暑降温措施；严寒地区施工，应有防冻措施；雷雨、暴风雨、沙暴等恶劣天气不应施工作业； f)在苇塘、草原、山林等禁火地区施工，禁止携带火种，严禁烟火，车辆应装阻火器。

6.1.3.2

测量作业应符合下列要求：

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 7 a)应绘制所有测线的测线草图，标明测线经过区域地下和地面的重要设施，如高压线、铁路、桥梁、涵洞、地下电缆等社会和民用设施； b)在高压供电线路、桥梁、堤坝、涵洞、建筑设施区域内设置炮点应符合安全距离的要求； c)测量人员通过断崖、陡坡和岩石松软危险地带或有障碍物时应有安全措施。

6.1.3.3

钻井作业应依据钻机类型制定相应操作规程，并认真执行。钻井过程中还应执行以下要求；: a)炮点周围无障碍物，25m 内无高压电线，8m 内无闲杂人员。炮点与附近的重要设施安全距离不足时，不应施工，并及时报告； b)钻机转动、传动部位的防护罩应齐全、牢靠。运转过程中，不应对运转着的零部件扶摸擦洗、润滑、维修或跨越。不应用手调整钻头和钻杆，钻杆卸扣时应停机后用专用工具或管钳卸扣； c)车载钻机移动应放倒井架，用锁板锁死，收回液压支脚。行驶过程中，钻机平台不应乘人，不应装载货物，应注意确认道路限制高度标志。过沟渠、陡坡或上公路时，应有人员指挥； d)山地钻机搬运应按分体拆散规定进行，搬迁应有专人指挥带路，协作配合，遇危险路段应有保护措施。山体较陡时，应采取上拉方法搬运，人员不应在钻机下部推、托； e)雷雨、暴风雨和沙暴等恶劣天气停止一切钻井作业，并放下井架。

6.1.3.4

可控震源作业应依据可控震源的类型制定相应操作规程，作业过程中还应执行以下规定：

a)可控震源操作手应取得机动车辆驾驶证和单位上岗证书，并掌握一般的维修保养技能方可独立操作； b)震源车行驶速度要慢、平稳，各车之间距离至少 5m 以上，不应相互超车。危险地段要绕行，不应强行通过； c)服从工程技术人员指挥； d)震源升压时，10m 内任何人不应靠近； e)震源工作时，操作人员不应离开操作室或做与操作无关的事。震源车行驶时，任何人不应在震源平台或其他部位搭乘。

6.1.3.5

采集作业应符合下列要求：

a)工程技术人员下达任务时，应向各班组提供一份标注危险地段和炮点附近重要设施的施工图； b)检波器电缆线穿越危险障碍时(河流、水渠、陡坡等)，应采取保护措施通过。穿越公路或在公路旁施工时，应设立警示标志； c)做好放炮警戒的监视工作，发现异常情况应立即报告爆炸员或仪器操作员，停止放炮； d)放线工间歇时，不应离岗，注意测线过往车辆； e)在行驶中的车辆大箱内不应进行收、放线作业； f)仪器车行驶应平稳，控制车速，不应冒险通过危险地段。

6.1.3.6

特殊地区、特种作业和车辆行驶安全要求，应符合石油物探地震队健康、安全与环境管理的规定。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 8 6.1.4

民用爆破器材管理 6.1.4.1

涉爆人员应经过单位安全部门审查，接受民用爆破器材安全管理知识、专业技能的培训，经考核合格取得公安机关核发的相关证件，持有效证件上岗。

6.1.4.2

民用爆破器材的长途运输单位，应持政府主管部门核发相应证件；运输设备设施达到安全要求后按有关部门指定的路线和时间及安全要求运输。中途停宿时，须经当地公安机关许可，按指定的地点停放并有专人看守；到达规定地点后，按民用爆破器材装卸搬运安全要求和程序装卸搬运。

6.1.4.3

临时炸药库应符合以下要求：

a)与营区、居民区的距离应符合地震勘探民用爆破器材安全管理的要求，并设立警戒区，周围加设禁行围栏和安全标志，配备足够的灭火器材； b)库区内干净、整洁无杂草、无易燃物品、无杂物堆放，炸药、雷管分库存放且符合规定的安全距离； c)爆破器材摆放整齐合理、数目清楚，不超量、超高存放，雷管应放在专门的防爆保险箱内，脚线应保持短路状态，有严格的安全制度、交接班制度和 24h 值班制度：

d)严格执行爆破器材进出账目登记、验收和检查制度，做到账物相符； e)严禁宿舍与库房混用或将爆破器材存放在宿舍内。

6.1.4.4

取得有效的《民用爆破器材使用许可证》方准施工，应按规定程序和安全要求进行雷管测试、炸药包制作、下井、激发及善后处理等工作，并符合地震勘探民用爆破器材安全管理的要求。

6.2

钻井 6.2.1

钻井设计 6.2.1.1

设计原则和依据 6.2.1.1.1

钻井设计应由认可的设计单位承担并按程序审批，如需变更应按程序审批。

6.2.1.1.2

地质设计应根据地质资料进行风险评估并编制安全提示。

6.2.1.1.3

钻井工程设计应依据钻井地质设计和邻井钻井有关资料制定，并应对地质设计中的风险评估、安全提示及所采用的工艺技术等制定相应的安全措施。

6.2.1.2

钻井地质设计 6.2.1.2.1

应提供区域地质资料、本井地层压力、漏失压力、破裂压力、坍塌压力，地层应力、地层流体性质等的预测及岩性剖面资料。

6.2.1.2.2

应提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料，并特别注明含硫化氢、二氧化碳地层深度和预计含量，已钻井的电测解释成果、地层测试及试油、气资料。探井应提供相应的预测资料(含硫化氢和二氧化碳预测资料)。

6.2.1.2.3

应对拟定井位周围 5000m、探井周围 3000m、生产井周围 2000m 范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿等进行勘测，在设计书中标明其位置，并调查 500m 以内的人口分布及其他情况。

6.2.1.2.4

应根据产层压力和预期产量，提出各层套管的合理尺寸和安全的完井方式。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 9 6.2.1.3

钻井工程设计 6.2.1.3.1

井身结构设计应符合下列规定：

a)钻下部地层产生的内压力应不致压破套管鞋处地层以及裸眼段中破裂压力系数最低的地层； b)下套管过程中，井内钻井液柱压力与地层压力之差值，不致产生压差卡套管事故； c)对于探井，考虑到地层资料的不确定性，设计时参考本地区钻井所采用的井身结构并留有余地。根据井深的实际情况具体确定各层套管的下入深度； d)含硫化氢地层等特殊井套管设计，应符合 6.2.1.3.9a)的规定。

6.2.1.3.2

应利用地震、地质、钻井、录井和测井等资料进行地层压力预测和随钻监测，并根据岩性特点选用不同的随钻监测地层压力方法。

6.2.1.3.3

钻井液设计应符合下列规定：

a)应根据地层压力设计钻井液密度； b)应根据地质资料和钻井要求设计钻井液类型； c)含硫化氢气层应添加相应的除硫剂、缓蚀剂并控制钻井液 pH 值； d)现场应储备一定数量的高密度钻井液和加重材料，储备的钻井液应经常循环、维护； e)根据地质提供的资料，钻井液密度设计以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另附一个安全附加值：气井为 0.07g/cm 3 ~0.15g/cm 3 或者控制井底压差 3.0MPa~5.0MPa。

f)垂深小于 3500m 的页岩气建产井单井储备 80m 3 加重钻井液，同时储备 50t 加重材料；页岩气评价井、垂深等于或大于 3500m 的页岩气井储备不低于 1 倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配置不低于 0.5 倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂。

6.2.1.3.4

井控装置应符合下列规定：

a)钻井应装防喷器或防喷导流器； b)防喷器压力等级应与裸眼井段中最高地层压力相匹配，并根据不同的井下情况选用各开次防喷器的尺寸系列和组合形式； c)页岩气井应使用标准套管头，其压力等级与相应井段的最高地层压力相匹配； d)节流管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配； e)压井管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配； f)绘制各开次井口装置和井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求； g)区域探井、高压油气井、高含硫油气井目的层段钻井作业中，应安装剪切闸板。

6.2.1.3.5

应配齐钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置，以满足井控技术的要求。

6.2.1.3.6

探井、高压气井应配备液气分离器。

6.2.1.3.7

根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期修井作业等的需要，选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 10 6.2.1.3.8

在可能含硫化氢地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的相应安全和技术措施。

6.2.1.3.9

固井设计 a)套管柱设计应符合下列规定：

——油气井套管柱设计应进行强度、密封和耐腐蚀设计； ——套管柱强度设计安全系数：抗挤为 1.00～1.125，抗内压为 1.05～1.25，抗拉为 1.8 以上； ——高温高压气井应使用气密封特殊螺纹套管；普通气井亦可根据实际情况使用气密封螺纹套管； ——含硫化氢的井在温度低于 93℃井段应使用抗硫套管；含二氧化碳的井应使用抗二氧化碳的套管；既含硫化氢又含二氧化碳的井应视各自含量情况选用既抗硫又抗二氧化碳的套管。高压盐岩层和地应力较大的井应使用厚壁套管、外加厚套管等高抗外挤强度套管； ——在进行套管柱强度设计时，高温高压气井的生产套管抗内压设计除满足井口最大压力外，并应考虑满足进一步采取措施时压力增加值(如压裂等增产措施)及测试要求；中间技术套管抗内压强度设计应考虑再次开钻后最高地层压力； ——套管柱上串联的各种工具、部件都应满足套管柱设计要求，且螺纹应按同一标准加工； ——固井套管和接箍不应损伤和锈蚀。

b)水泥浆及固井工艺设计应符合下列规定：

——各层套管都应进行流变学注水泥浆设计，高温高压井水泥浆液柱压力应至少高于钻井液液柱压力 1MPa～2MPa； ——固井施工前应对水泥浆性能进行室内试验，合格后方可使用； ——有特殊要求的气井各层套管水泥浆应返至地面，未返至地面时应采取补救措施； ——针对低压漏失层、深井高温高压气层或长封固段固井应采取尾管悬挂、悬挂回接、双级注水泥、管外封隔器以及多凝水泥浆和井口憋回压等措施，确保固井质量； ——对有高压油气层或需要高压压裂等增产措施井，固井水泥返至地面，然后进行下步作业； ——套管扶正器安放位置合理，保证套管居中，采用有效措施，提高水泥浆顶替效率； ——优化水泥浆体系，优选防气窜水泥添加剂，防止气窜； ——对于易漏失井，应在下套管前严格按照施工设计做好地层承压试验，直至合格。

6.2.1.3.6

井眼轨迹设计应符合下列规定：

——根据井口坐标和靶点坐标进行整体优化设计，对所有井均应进行防碰扫描，扫描方法宜采用最近距离扫描法。设计分离系数应大于 1.5 或理论井眼间距大于 15m。防碰井段根据随钻防碰扫描计算结果，当分离系数小于或等于 1.5 时，重新修正井眼轨道设计，以满足防碰要求。各井表层套管下深宜交替错开 10m 以上； ——宜综合考虑本平台与相邻平台空间距离，满足钻井防碰的同时，规避页岩气压裂作业邻平台压窜风险。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 11 6.2.2

井场布置 6.2.2.1

井位选定后，应进行浅层地质勘探，确定钻机安全摆放位置。

6.2.2.2

井场修建应满足井控安全和钻井作业安全基本要求，井场面积应满足页岩气开发生产全过程施工以及交叉作业安全要求。

6.2.2.3

根据地理位置、自然气候、地表与地层条件、钻机类型、钻井工艺，以及压裂、试气工艺要求，确定钻井设备安放位置和方向，满足钻机整体平移与钻井施工要求；钻机底座或钻机平移装置的基础应选在挖方区或水泥加固区。

6.2.2.4

同一井组（排）井口间距应相同，且不小于 5m，并满足直井段井眼防碰、井间防漏、钻机移动、井口采气装置及管线安装、修井设备作业及安全生产等要求。平行线型布置的井组的最小井组（排）间距不小于 30m。

6.2.2.5

方（圆）井深度应满足钻机平移及后续作业要求。

6.2.2.6

放喷管线点火口、分离器排气管线点火口严禁设置在井场大门方向。

6.2.2.7

垂深小于 3500m 的页岩气建产井同平台多钻机可共用一个放喷池，放喷池的位置宜选在下风方向，放喷池距离井口不小于 75m，防火隔离带应不小于 25m。

6.2.2.8

页岩气评价井、垂深大于或等于 3500m 的页岩气井安装双四通、四条放喷管线、两个燃烧池，确保应急条件下具备点火条件。放喷池距离井口不小于 100m。燃烧池以点火口为中心，周围 50m 范围内无林木、高压线、民房等构建筑物。每台钻机主放喷管线出口必须修建独立燃烧池，副放喷管线出口必须具备点火条件。两个点火口间距不少于 50m，且火焰方向夹角不得小于 90°。

6.2.2.9

井场入口处增加消防等应急车辆停车场地，满足消防车等应急车辆停放。

6.2.2.10

井场后场增加应急车道宽度，满足至少两台泥浆车同时转供浆。

6.2.3

钻机搬安平移 6.2.3.1

多台钻机不应同时搬安或平移作业。同平台作业钻机有固井、压井、电缆测井等作业活动，钻机不宜搬安或平移作业。

6.2.3.2

多钻机丛式井组钻机平移要求：

a）平移钻机前，应对井口采取保护措施，并做好清理润滑移动轨道、解除相关固定、固定钻台所立钻具等准备工作； b）钻机平移时，井架基础和平移装置应满足载荷安全要求，并撤离无关人员； c）钻机平移后，应对设备基础进行校核。

6.2.4

钻井作业 6.2.4.1

同平台一口井发生溢流关井起压、井漏失返时，相邻井应停止作业，待确认安全后方可恢复作业。

6.2.4.2

同平台钻井和测试同时进行时，测试管线及测试井井口应进行隔离保护，并划定测试安全区域；放喷测试期间，平台内不宜动火作业。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 12 6.2.4.3

采用油基钻井液钻井时，应满足以下要求：

a）进入油基钻井液循环罐区人员宜佩戴口罩； b）分别在钻台、泵房、除砂除泥一体机、上水罐处配置防爆风扇，保证良好通风，防止油蒸气聚集； c）油基钻井液作业队人员上钻台或循环系统前应进行静电消除； d）钻台面和钻井液循环罐面应保持洁净，梯子、逃生通道应设防滑措施； e）油基钻井液储备处及油基岩屑储存处设置“严禁烟火”标识。

6.2.4.4

页岩气钻井过程中经过含硫化氢地层时，应按含硫气井要求落实防硫措施，配备监测及防护器材。

6.2.4.5

钻井过程中应加强井眼防碰的安全管理，加密井眼轨迹监测和防碰扫描，两井中心距小于 4m或防碰分离系数小于 2.0 时，应进行防碰绕障作业，发生异常时立即停钻，及时分析原因并采取有效绕障措施。

6.2.4.6

防喷管线必须使用硬制管线。

6.2.4.7

井控装置的使用要求 6.2.4.7.1

环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况下不用来封闭空井。

6.2.4.7.2

套压不大于 7MPa 的情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用 18°斜坡钻具，起下钻速度不得大于 0.2m/s。

6.2.4.7.3

具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应先到底，然后回转 1/4 圈至 1/2 圈。

6.2.4.7.4

环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不大于14MPa的情况下，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头。

6.2.4.7.5

当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器。

6.2.4.7.6

不应用打开防喷器的方式来泄井内压力。

6.2.4.7.7

检修装有铰链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。

6.2.4.7.8

钻开油气层后，定期进行闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。

6.2.4.7.9

井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具。

6.2.4.7.10

有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

6.2.4.7.11

平行闸板阀开、关到位后，应回转 1/4 圈至 1/2 圈，不允许半开半闭和作节流阀用。

6.2.4.7.12

压井管汇不能用作日常灌注钻井液；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示。

6.2.4.7.13

井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

6.2.4.7.14

钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 13 6.2.4.8

放喷管线向两侧水平引出井场，如因地形限制需转弯时，应使用夹角不小于 120°的铸（锻）钢弯头，同时预留至少 2m 的安装空间。垂深小于 3500m 的页岩气建产井同时接好节流管汇端和压井管汇端两条放喷管线，放喷管线每年探伤检测一次；页岩气评价井、垂深等于或大于 3500m 的页岩气井放喷管线每口井开钻前探伤检测一次。

6.2.4.9

井架、防喷器等设备应定期维护、保养、检测。

6.2.4.10

钻开油气层前的准备和检查验收 6.2.4.10.1

以班组为单位，落实井控责任制。作业班每月不少于一次不同工况的防喷演习。钻进和空井状态应在 3min 内控制住井口，起下钻作业状态应 5min 内控制住井口。

6.2.4.10.2

钻开油气层前钻井队应组织全队职工进行防火演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。钻井队自检合格后，向上级主管部门（钻井公司和油气田分公司所属二级单位相关部门）汇报自检情况，并申请检查验收。

6.2.4.11

油气层钻井过程中的井控作业 6.2.4.11.1

钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。当发现设计与实际不相符时，应按审批程序及时申报，经批准后才能修改。但若遇紧急情况，钻井队可先处理，再及时上报。

6.2.4.11.2

发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。

6.2.4.11.3

每只钻头入井开始钻进前以及每班白班开始钻进前，都要以 1/3~1/2 正常排量测一次低泵速循环压力，并做好泵冲数、排量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。

6.2.4.11.4

下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：

a）钻开油气层后第一次起钻前； b）溢流压井后起钻前； c）钻开油气层井漏堵漏后起钻前； d）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前； e）井内钻井液密度降低后起钻前； f）需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。

6.2.4.11.5

短程起下钻的两种基本做法：

a）一般情况下试起 10 柱至 15 柱钻具，再下入井底循环一周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受污染钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻； b）特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵检查一个起下钻周期或需停泵工作时间，再下入井底循环一周观察。

6.2.4.11.6

起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施：

a）保持钻井液有良好的造壁性和流变性； b）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不大于 0.02g/cm 3 ；

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 14 c）起钻中按规定及时向井内灌满钻井液，并做好记录、校核，及时发现异常情况； d）钻头在油气层中和油气层顶部以上 300m 井段内起钻速度不得超过 0.5m/s； e）在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的流量，防止钻头泥包； f）起钻完应及时下钻，不应在空井情况下进行设备检修； g）下钻应控制下钻速度。井下不正常、静止或下钻时间过长以及深井段下钻，必要时应分段循环钻井液。

6.2.4.11.7

发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，不应边钻进边加重。

6.2.4.11.8

加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。坐岗观察溢流显示的人员应在进入油气层前 100m 开始坐岗，坐岗人员上岗前应经钻井队技术人员技术培训。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。要求：

a）钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并做好记录； b）起下钻中注意观察、记录、核对起出（下入）钻具体积和灌入（流出）钻井液体积；观察悬重变化以及防钻头水眼堵塞后突然打开引起的井喷。

6.2.4.11.9

钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施保持井内液柱压力与地层压力平衡以防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。

6.2.4.11.10

电测、固井、取心、中途测试应做好如下井控防喷工作：

a）电测前井内情况应正常、稳定；若电测时间长，应考虑中途通井循环再电测； b）下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板；固井全过程（起钻、下套管、固井）应保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷； c）在井口取心工具操作和岩心出心过程中发生溢流时，立即停止出心作业，快速抢接防喷钻杆或将取心工具快速提出井口，按程序控制井口；下钻时在取心工具之上必须装止回阀；下钻时按要求分段灌满钻井液，到底循环排气后开始树心钻进；取心钻进过程中，执行好坐岗制度，发现异常情况通知司钻及井队值班干部，同时现场人员立即按取心操作规程割心，上提钻具；取心井段和气层上部 300m 内严格控制起钻速度，认真核对钻井液灌量； d）中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行； e）在含硫地层，一般情况下不宜使用常规中途测试工具进行地层测试工作，若需进行时，应减少钻柱在硫化氢环境中的浸泡时间，并采取相应措施。

6.2.4.11.11

水平井段钻进预防溢流发生的措施：

a）保持井底清洁，特别是起钻前应充分循环钻井液； b）水平井段起钻过程中，应尽可能连续灌注钻井液；

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 15 c）水平井段施工应优选钻头以减少起下钻次数。

6.2.5

测井 6.2.5.1

应根据危险源辨识、风险评估，编制测井施工方案和应急预案，并按审批程序审批。

6.2.5.2

测井车接地良好，地面仪器、仪表应完好无损，电器系统不应有短路和漏电现象，电缆绝缘、电阻值应达到规定要求。

6.2.5.3

各种井口带压设备应定期进行试压，合格后方可使用。

6.2.5.4

测井作业前，队长应按测井通知单要求向钻井队详细了解井下情况和井场安全要求，召开班前会，应要求测井监督人员及相关人员参加。在作业前提出安全要求应有会议记录，并将有关数据书面通知操作工程师和绞车操作者。钻井队应指定专人配合测井施工。

6.2.5.5

测井作业时，测井人员应正确穿戴劳动防护用品。作业区域内应戴安全帽，应遵守井场防火防爆安全制度，不动用钻井队设备或不攀登高层平台。

6.2.5.6

测井施工前，应放好绞车掩木，复杂井施工时应对绞车采取加固措施，防止绞车后滑。

6.2.5.7

气井施工，发动（电）机的排气管应戴阻火器，测井设备摆放应充分考虑风向。

6.2.5.8

接外引电源应有人监护，应站在绝缘物上，戴绝缘手套接线。

6.2.5.9

绞车和井口应保持联络畅通。夜间施工，井场应保障照明良好。

6.2.5.10

在上提电缆时，绞车操作者要注意观察张力变化，如遇张力突然增大，且接近最大安全拉力时，应及时下放电缆，上下活动，待张力正常后方可继续上提电缆。

6.2.5.11

测井作业时，应协调钻井队及时清除钻台作业面上的钻井液。测井作业时，钻井队不应进行影响测井施工的作业及大负荷用电。

6.2.5.12

下井仪器应正确连接，牢固可靠。出入井口时，应有专人在井口指挥。绞车到井口的距离应大于 25m，并设置有紧急撤离通道。

6.2.5.13

电缆在运行时，绞车后不应站人，不应触摸和跨越电缆。

6.2.5.14

仪器车和绞车上使用电取暖器时，应远离易燃物，负荷不得超过 3kW，应各自单拉电源线。不应使用电炉丝直接散热的电炉；车上无人时，应切断电源。

6.2.5.15

遇有七级以上大风、暴雨、雷电、大雾等恶劣天气，应暂停测井作业；若正在测井作业，应将仪器起入套管内。

6.2.5.16

队长在测井过程中，应进行巡回检查并做记录。测井完毕应回收废弃物。

6.2.5.17

裸眼井测井 6.2.5.17.1

裸眼井段电缆静止不应超过 3min(特殊施工除外)。仪器起下速度要均匀，不应超过4000m/h，距井底 200m 要减速慢下；进套管鞋时，起速不应超过 600m/h，仪器上起离井口约 300m 时，应有专人在井口指挥，减速慢起。

6.2.5.17.2

在井口装卸放射源，应先将井口盖好。

6.2.5.18

套管井测井

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 16 6.2.5.18.1

井口防喷装置应定期进行检查、更换密封件。

6.2.5.18.2

进行生产井测井作业，打开井口闸阀前应检查井口防喷装置、仪器防掉器等各部分的连接及密封状况。

6.2.5.18.3

开启和关闭各种闸阀，应站在闸阀侧面。开启时应缓慢进行，待闸阀上下压力平衡后，方可将闸阀完全打开。

6.2.5.18.4

抽油机井测井作业，安装拆卸井口时，抽油机应停止工作，测井作业期间应有防止机械伤害措施。

6.2.5.18.5

仪器上提距井口 300m 减速，距井口 50m 时人拽电缆。经确认仪器全部进入防喷管后，关闭防掉器。拆卸井口装置前各闸阀应关严，将防喷装置内余压放净。在进行环空测井作业时，应检查偏心井口转盘是否灵活，仪器在油管与套管的环形空间内起下速度不应超过 900m/h。若发现电缆缠绕油管，应首先采用转动偏心井口的方法解缠。

6.2.5.19

复杂井测井 6.2.5.19.1

复杂井测井作业，应事先编制施工方案，报请主管部门批准后方可施工，施工前应与钻井队通告方案相关情况。

6.2.5.19.2

下井仪器遇阻，若在同一井段遇阻 3 次，应记录遇阻曲线，并由钻井队下钻通井后再进行测井作业。

6.2.5.19.3

仪器遇卡时，应立即通告井队并报主管部门，在解卡过程中，测井队允许的最大净拉力值不应超过拉力棒额定拉断力的 75%；如仍不能解卡，应用同等张力拉紧电缆，进一步研究解卡措施。

6.2.5.19.4

在处理解卡事故上提电缆时，除担任指挥的人员外，钻井和测井人员应撤离到值班房和车内，其他人员一律撤出井场。

6.2.5.19.5

在测井过程中，若有井涌迹象，应将下井仪器慢速起过高压地层，然后快速起出井口停止测井作业。

6.2.5.19.6

遇有硫化氢或其他有毒有害气体特殊测井作业时，应制定出测井方案，待批准后方可进行测井作业。

6.2.5.20

安全标志、检测仪器和防护用具 6.2.5.20.1

危险物品的运输应设下列警示标志：

a）运输放射源和火工品的车辆应设置相应的警示标志； b）测井...