1-3石油天然气钻井地质综合录井规程重点[推荐五篇]

第一篇：1-3石油天然气钻井地质综合录井规程重点

石油天然气钻井地质综合录井规

程

石油天然气钻井地质综合录井规程 主题内容与适用范围

本标准规定了油气钻井地质录井时主要工序的基本技术、工序及资料采集的要求。

本标准适用于使用TDC-VIGILANCE型联机综合录井仪，对石油天然气探井进行钻井地质综合录井。使用其它型号综合录井仪进行石油天然气探井钻井地质综合录井，也可参照使用本标准。2 录井项目

应录取5类资产、31条记录曲线、3种样品及有关数据资料（除常规地质录井录取的数据资料外）33项。

2.1 5类资料

2.1.1 地质录井（岩屑、岩心等）类； 2.1.2 气测井类； 2.1.3 钻井液录井类； 2.1.4 钻井工程录井类； 2.1.5 地层压力录井类； 2.2 31条记录曲线

2.2.1 钻时，min/m（钻速m,/h）； 2.2.2 甲烷（C1）含量，%； 2.2.3 甲烷（C2）含量，%； 2.2.4 甲烷（C3）含量，%； 2.2.5 甲烷（iC4）含量，%； 2.2.6 甲烷（nC4）含量，%； 2.2.7 气体全量；% 2.2.8 二氧化碳含量；% 2.2.9 硫化氢，ml/m3（ppm）； 2.2.10 1号罐钻井液量，m3； 2.2.11 2号罐钻井液量，m3； 2.2.12 3号罐钻井液量，m3； 2.2.13 4号罐钻井液量，m3； 2.2.14

钻井液总量，m3；

2.2.15 进口钻井液电阻率，Ω·m(电导率S/m)； 2.2.16 出口钻井液电阻率，Ω·m(电导率S/m)； 2.2.17 进口钻井液温度，℃； 2.2.18 出口钻井液温度，℃； 2.2.19 进口钻井液密度，g/cm3;2.2.20 出口钻井液密度，g/cm3;2.2.21 出口钻井液密度，g/cm3;2.2.22 大钩载荷（悬重和钻重），KN； 2.2.23 钻压，KN； 2.2.24 转盘转速，r/min； 2.2.25 转盘扭矩，N·m； 2.2.26 1号泵冲速，冲/min；

2.2.27 2号（或3号）泵冲速，冲/min； 2.2.28 立管压力，Mpa； 2.2.29 套管压力，Mpa；

2.2.30 色谱流出曲线（气体组分），%； 2.2.31 岩屑碳酸岩含量，%； 2.3 3种样品 2.3.1 岩屑样品 2.3.1.1 岩屑描述样品； 2.3.1.2 荧光分析样品； 2.3.1.3 碳酸盐岩分析样品； 2.3.1.4 泥（页）岩密度测试样品； 2.3.2 岩心样品

2.3.2.1 钻井取心分析化验样品； 2.3.2.2 井壁取心样品； 2.3.3 钻井液样品

2.3.3.1 气体基值钻井液样品； 2.3.3.2 气测异常井段钻井液样品； 2.3.3.3 地质循环钻井液样品； 2.3.3.4 罐装钻井液样品。2.4 数据资料33项

2.4.1 地质录井2项数据资料（其它地质录井资料项目参见SY/T 5788中的岩屑录井和岩心录井内容）。

2.4.1.1 泥（页）岩密度（深度、密度）； 2.4.1.2 碳酸盐岩含量（深度、石灰岩、白云岩）。2.4.2 气测井7项数据资料 2.4.2.1 深度（迟到井深）； 2.4.2.2 时间； 2.4.2.3 钻时；

2.4.2.4 气体含理（全量、甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、二氧化碳、硫化氢）；

2.4.2.5 钻井液全脱气分析（蒸馏钻井液体积，脱出气体体积、烃气组分含量、非烃组分含量、气体基值）；

2.4.2.6 含气指数（地面含气指数、地层含气指数）；

2.4.2.7 后效气测（钻具下入深度、测时井深、气体全量、气体组分、气体异常峰值、推算异常深度、油气上窜速度、钻井液静止时间、排量）。

2.4.3 钻井液录井4项数据资料

2.4.3.1 物理、化学性能及变化（类型、进口密度、迟到密度、出口密度、迟到温度、出口温度、进口电阻率或电导率、迟到电阻率或电导率、出口电阻率或电导率、塑性粘度、屈服值）；

2.4.3.2 钻井液量（总量及变化、各分罐量）；

2.4.3.3 迟到时间（循环一周时间、岩屑迟到时间、钻井液迟到时间）；

2.4.3.4 钻井液排量（进口钻井液排量、迟到校正井深、钻头位置）。2.4.4 钻井工程录井16项数据资料

2.4.4.1 井深（实钻井深、垂直井深、迟到校正井深、钻头位置）； 2.4.4.2 钻具（钻铤、加重钻杆、钻杆、方钻杆、内径、外径、长度、单位质量、总质量）；

2.4.4.3 钻头和钻进成本（序号、类型、长度、直径、使用时间、进尺、钻头价格、新度、钻头指数、流量系数、喷嘴直径、钻进成本）；

2.4.4.4 井身结构（钻头程序、井眼状况、套管程序、阻流环位置、短套管位置、人工井底、水泥返高、固井质量、联入、套管头至补心距、试压情况）；

2.4.4.5 时间（日期、钻井天数、开钻与停钻时间、开泵与停泵时间、坐卡瓦时间、大钩载荷时间、事故或复杂时间、测试时间、钻井时效）； 2.4.4.6 钻压和大钩载荷； 2.4.4.7 转盘转速；

2.4.4.8 扭矩（平均扭矩、最大扭矩）； 2.4.4.9 立管压力； 2.4.4.10 套管压力；

2.4.4.11 泵冲速（1号泵冲速、2号泵冲速）；

2.4.4.12 起下钻具（钻杆数、钻铤数、立根数、钻具总长度、起下钻时间、井内钻具体积、超拉值）；

2.4.4.13 井斜（定向或侧钻井深、测斜井深、井斜角、方位角、狗腿度、闭合距、闭合方位、中靶情况）；

2.4.4.14 套（尾、筛）管与固井（规格、钢级、下深、阻流环位置、水泥浆密度、水泥返高、注水泥量、水泥塞深度）；

2.4.4.15 工程大事记要（井喷、井涌、井漏、卡钻、掉钻头牙轮、剌钻具、井塌、侧钻、溜钻、顿钻、泡油、泡酸、落物情况）；

2.4.4.16 井史资料（开钻时间、完钻时间、完井时间、钻井液程序、钻头程序、套管程序、完钻层位、完井方法）。

2.4.5 地层压力录井4项数据资料 2.4.5.1 上覆岩层压力；

2.4.5.2 地层压力（dc指数、SIGMA录井参数、地层压力梯度、钻井孔隙度等）；

2.4.5.3 地层破裂压力；

2.4.5.4 钻井液压力（钻井液静压力梯度、当量循环密度、抽汲压力、冲击压力）。3 仪器设备安装

3.1 为保证综合录井工作条件，钻井施工单位给予必要的配合。3.1.1 井场上靠近震动筛一边，距井口30m以外留有适合安放录井仪器房（包括门头斗房和发电机房）的安全场地。

3.1.2 在高架槽（管）和震动筛之间要有适合安装出口传感器及脱气器的位置。

3.2 录井人员必须正确安装录井仪器设备。3.2.1 录井仪器房应安放平稳，垫高20cm以上。

3.2.2 电缆线及输气管线架设要牢固、安全。不影响井场工作，易于检查和维护，仪器房和震动筛之间的电缆线要集中架设，并用支架支撑，间隔不超过10m。

3.2.3 所有室外电缆线均用密封接线盒及防水接头连接，并用绝缘材料包扎，在钻井液循环系统附近不得安装不防爆的电器。

3.2.4录井仪器房和发电机房的接地良好，外引电缆线不得有短路、断路和漏电之处，发电房与仪器房之间的供电线路中应装有安全断路（漏电保护、过流保护）开关，录井房内的附加电器设备应绝缘良好，合乎规定安全指标。

3.2.5 按录井仪使用说明书要求及以下规定，把脱气器及传感器安装在工作位置上。

3.2.5.1 脱气器：安放在震动筛前，并装设有备用脱气器和输气管线；

3.2.5.2 硫化氢传感器及室外报警器：一般只在脱气器输气管线中安装一只传感器，有特殊要求时，另外几只传感器的安装位置由钻井主管人员指定；室外报警器和警报灯的架设高度必须超出录井房顶0.3m以上；

3.2.5.3 钻井液温度、密度和电阻度传感器：“进口”传感器安装在吸浆罐内并远离搅拌器，密度传感器必须保证垂直安装，“出口”传感器安装在震动筛前专用泥浆罐内；

3.2.5.4 转盘转速和泵冲速传感器：泵冲速传感器安装在泥浆泵拉杆箱内或传动轮侧边；转盘转速传感器安装在转盘底面或万向轴外围或转盘离合器轴端；

3.2.5.5 立管压力和套管压力传感器：立管压力传感器安装在钻台面以上的立管上或钻台附近的地面高压管汇上；套管压力传感器安装在防喷器节流管汇上，转换器自由端应朝上。

3.2.5.6 扭矩传感器：液压扭矩仪安装在转盘驱动链条的下边，底座固定良好，轮子转动自如，无偏磨，在电动钻机上使用霍尔式传感器，应安装在驱动转盘的电动机动力电缆上；

3.2.5.7 大钩载荷传感器：与钻机指重表并接在死绳固定器的传压器上；

3.2.5.8 绞车传感器：安装在绞车滚筒轴端，确保同心、转动灵活、固定良好；

3.2.5.9 钻井液体积传感器：垂直安装在所有在用的钻井液循环罐内，位置应尽量远离搅拌器；

3.2.5.10 出口钻井液流量传感器：安装在钻井液出口管的出口处钻井液流路中。

3.2.6 在有条件的情况下或有特殊要求时，可在地质监督和钻井监督工作房内装设一台图像显示器及内部通讯电话机。

3.3 井场上仪器、设备、传感器、电缆线、输气管线等安装作业完成后，必须由录井方面和钻井工程施工方面共同查验安装位置、规格、数量和质量，确认合格后才能通电开机运行。且查验记录应作为资料保存。

3.4 正式录井前应进行开机试运轩，将全部仪器进行系统检查、调校、确认所有仪器设备全部正常后，才能进行正式录井工作。4 仪器校验

4.1 综合录井仪器在录井前及录井期间必须进行调试与校验，基地仪器校验和现场仪器校验均应达到规定要求，全部达到基地校验指标的仪器才能运到现场使用；录井过程中，要定期校验仪器，达不到现场仪器校验指标的仪器不能继续使用。

4.1.1 大钩参数测定器。

4.1.1.1 基地指标：模拟试验，正反转绞车传感器相对深度误差不大于1%；以压力校验台测试质量传感器时，大钩载荷测量值与实际值的相对误差不大于2%。

4.1.1.2 现场指标：以丈量钻具长度为准，每一单根的深度误差不大于0.2m，大钩载荷测量值与预定值的误差不大于30kN。

4.1.2 天然气组分分析器。

4.1.2.1 基地指标：保留时间，S1柱C1为73-102S，且峰值在相应的电子门限时间内，SQ柱C2为57-65S，且峰值在相应电子门限时间内；至少校验0.1%、1%和10%三种浓度（每一组分），测量值与实际值的相对误差不大于10%（0.1%浓度校验点除外）；注入1%混合气样时，各单一组分均在相应电子门限时间内出峰；重复性误差不大于10%。

4.1.2.2 现场指标：保留时间同基地指标；S1柱工作时注入10%C2；测量值与实际值相对误差不大于10%；SQ柱工作时注入1%C2；测量值与实际值相对误差不大于10%；注入1%混合气样时，各单一组分气体均在相应电子门限时间内出峰。

4.1.3 天然气总含量检测器。

4.1.3.1 基地指标：注入浓度20%氢气时，吸氢时的测量浓度不大于2%；甲烷校验点不少于3个，测量值与实际值（刻度值）的相对误差不大于10%，最大线性误差不大于10%；零位误差不大于1分度；零点漂移4h内不大于满量程5%；重复性误差不大于5%。

4.1.3.2 现场指标：确有必要时，注氢气检查同基地指标：注入10%C1校验，测量值与实际值的相对误差不大于10%；零位误差不大于1分度。

4.1.4 硫化氢检测报警器。

4.1.4.1 基地指标：校验点不少于2个，测量值与实际值的误差不大于3ml/m3；起始响应时间不大于20S，1min达到最值90%，重复性误差不大于满量程5%。

4.1.4.2 现场指标：用50ml/m3样品气校验，测量值与实际值的误差不大于4ml/m3；起始响应时间不大于30S，2min达到最大值90%。

4.1.5 二氧化碳测定器。

4.1.5.1 基地指标：在0-20%挡，注入5%和15%浓度样品气，测量值与实际值相对误差不大于5%；在0-100%挡注入20%、50%浓度样品气的相对误差不大于10%。

4.1.5.2 现场指标：在0-20%挡，注入10%样品气，测理值与实际值相对误差不大于10%。

4.1.6 压力扭矩测定器。

4.1.6.1 基地指标：至少校验2个点，以压力校验台测试时，各测量值与实际值的相对误差不大于2%。

4.1.6.2

现场指标：用模拟盒检查，各测量值与预定值的相对误差不大于2%。

4.1.7 泵冲次转盘转速测定器。

4.1.7.1 基地指标：震荡器的相对误差不大于0.5%；模拟校验时，测量值与实际值的相对误差不大于1%。4.1.7.2 现场指标：检查震荡器时，测量值与预定值的相对误差不大于1%：模拟（或实测）时，测量值与实际值的相对误差不大于2%。

4.1.8 钻井液体积测定器。

4.1.8.1 基地指标：至少校验3点，测量值与计算值误差不大于0.1m3。

4.1.8.2 现场指标：改变浮子高度，测量值与计算值的误差不大于0.2 m3。

4.1.9 钻井液温度测定器。

4.1.9.1 基地指标：自检记录值与预定值（0℃、18℃）的误差不大于0.2℃；至少校验2个点，测量值与标准值的误差不大于1.5℃。

4.1.9.2 现场指标：自检误差不大于0.5℃；校验的测量值与实际值的误差不大于2℃。

4.1.10 钻井液电阻率（电导率）测定器。

4.1.10.1 基地指标：至少校验3个点，测量值与实际值的误差不大于0.06Ω·m，校验线呈直线。

4.1.10.2 现场指标：校验的测量值与实际值的误差不大于0.1Ω·m。4.1.11 钻井液密度测定器。

4.1.11.1 基地指标：自检高低压门限值正确，至少校验3个点，测量值与实际值的误差不大于0.02g/cm3。校验线呈直线。

4.1.11.2 现场指标：校验的测量值与实际值的误差不大于0.03g/cm3。

4.1.12 钻井液流量测定器。

4.1.12.1 基地指标：传感器电位器分别在零位和满量程位时，测量值分别为0和100%，误差不大于1%。

4.1.12.2 现场指标：在无钻井液流动时，测量值为0；挡板在最高位时，测量值为100%，误差不大于2%。

4.1.13 T6、C301和C309记录仪

4.1.13.1 基地指标：刻度校验，记录值与实际值的相对误差不大于满量程的1%，走纸速度误差不大于0.1cm/h，C301和C309记录仪保持临界阻尼状态。

4.1.13.2 现场指标：一般不进行刻度校验、走纸速度误差不大于0.2cm/h。

4.1.14 IFZ钻时记录仪

4.1.14.1 基地指标：校验的记录值实际值的误差不大于满量程的1%。

4.1.14.2 现场指标：深度脉冲走纸，走纸长度实际值与理论值的误差不大于2cm/m。

4.1.15 计算机系统。

4.1.15.1 基地指标：自检图形与标准图形完全相符；接模拟机，全系统运转正常；磁带驱动器读写误差不大于2%。

4.1.15.2 现场指标：磁带驱动器读写误差不大于4%。4.1.16 泥（页）岩密度计。

4.1.16.1 基地指标：校验误差不大于0.03g/cm3。4.1.16.2 现场指标：必要时校验，同4.1.16.1条。4.1.17 碳酸盐测定器。

4.1.17.1 基地指标：标准样品碳酸钙定值应为100分度；走纸速度误差不大于0.03cm/min。

4.1.17.2 现场指标：必要时校验，同4.1.17.1条。4.1.18 热真空钻井液蒸馏脱气器。

4.1.18.1 基地指标：真空泵抽汲10min，真空度达0.1013Mpa（760mmHg）；加热20min能使500ml水沸腾。

4.1.18.2 现场指标：真空泵抽汲10min，真空度达0.0987Mpa(740mmHg)以上；加热能使钻井液沸腾。

4.2 在录井仪器进行修理后，必须重新校验仪器。

4.3 在某一仪器单元更换影响测量结果的重要部件后，必须重新校验该仪器单元。

4.4 录井期间，应进行例行的仪器检查校验。使用不按规定时间校验或虽经校验而达不以规定的指法标的仪器所录取的资料，可视为不合格资料。

4.4.1 每日从脱气器进样一次，检查气体管路畅通情况。4.4.2 录井中每钻进一个钻头后，对天然气组分分析器、天然气总含量检测器、二氧化碳测定器及硫化氢检测报警器进行一次系统校验。

4.4.3 每2个月或情况需要时对全部仪器、设备进行系统检查校验。4.5 仪器检查、校验记录应列入仪器技术档案，予以保存。5 录井作业要求

5.1 按钻井地质设计书或综合录井任务书（综合录井服务承包合同及监督指令）规定的录井项目、井段和密度进行综合录井。

5.2 录井作业时，严格按照操作规程操作仪器。

5.3 为保证综合录井作业正常进行，钻井工程施工方面应提供必要的录井作业条件。

5.3.1 钻井工程施工方面应向录井人员提供有关钻井的基本参数和数据。

5.3.1.1 钻机参数（钻机每日费用“元/d”、绞车滚筒直径与长度、大绳直径，大绳盘绕层数、每层匝数、游动系统有效绳数、倒大绳情况）；

5.3.1.2 钻具参数（钻头类型、钻具结构规格、钻铤、井下工具、加重钻杆、钻杆、方钻杆的长度及内外径）；

5.3.1.3 钻头参数（钻头类型、钻头成本“元”、钻头规格、喷嘴直径与个数、流量系数）；

5.3.1.4 套管参数（泵型号、缸套数与直径、冲程长度、上水效率）； 5.3.1.5 钻井液性能；

5.3.1.6 钻井泵数（泵型号、缸套数与直径、冲程长度、上水效率）； 5.3.1.7 其它参数（钻井液罐长宽高、处理剂使用、工程情况）； 5.3.1.8 定向施工参数（造斜位置、测斜数据）；

5.3.2 在起钻前必须循环钻井液一周以上（取心例外），待录取完资料后方可停泵起钻。

5.3.3 录井工作期间由钻井队负责连续稳定地供给本相交流电（供电电压为380±30V、供电频率为50±2Hz），且井场电网不能出现漏电、短路、断相现象。

5.4 录井期间，应妥善保管所用的气体试样、易燃物品、化学药品、有毒品和液体容器，做到防火、防爆、防毒、防冻和防腐蚀。

5.5 记录原图的基线设置规定：气体全量（5%量程）曲线零位设置在记录仪10分度处；其它参数的零位设置在记录仪零分度处，并应以换挡、记变跨接器位置或补偿平移方法使记录曲线轨迹在10-90分度范围内。

5.6 录井过程中，在记录原图上进行及时、准确、详细地标注。5.6.1 井深。

5.6.1.1 在记录原图上，每隔10m按井深记号标注一个整米实钻井深（钻进记录原图除外）。

5.6.1.2 在钻进记录原图上，每隔25m标注一个整米实钻井深； 5.6.1.3 在碳酸盐测定器的记录原图上，标注每个分析样品的井深； 5.6.1.4 每次起下钻前后标注起（下）钻井深及起（下）钻符号。5.6.1.5 每钻进完一个单根，在记录原图上标注一个打完单根井深（不包括钻进记录原图）；

5.6.1.6 停钻4h以上，补充标注停钻时的井深。5.6.2 迟到井深。

5.6.2.1 每隔10m标注一个迟到井深，异常井段和取心钻进加密标注（钻时记录原图除外）；

5.6.2.2 发现油气显示（全量、组分出峰）时，在全量和色谱组分记录图上加密标注迟到井深。

5.6.3 迟到时间。

5.6.3.1 以分为计量单位，标注在全量、组分和钻井液参数记录原图上；

5.6.3.2 每班标注一次，且在下入新钻头开始钻进或起用新的迟到时间，必须标注。

5.6.4 时间：以1-24为小时标记，每1-2h在记录原图（除钻时记录仪）的中间位置标注一次。

5.6.5 量程：每班标注一次，且在记变量程时，必须标明新量程的档次。

5.6.6 平移曲线：每班标注一次补偿量；在改变补偿值时，标注新补偿量。

5.6.7 校验仪器：在与校验仪器相关的记录原图相应位置上标注，且标明调校项目和有关数据。

5.6.8 日常事件：在除钻时记录仪外的记录原图上及时标注出调零、清洗、管线堵塞、注样调校、接单根、起下钻、划眼、开（停）泵、单（双）泵打钻（循环）、开（停）钻、替钻井液、处理钻井液、倒换钻井液、地面漏失钻井液及漏失量、换缸套和新缸套直径、中间停止录井起止时间及原因、仪器故障、停电、电网干扰、倒换发电机、放空、人工取样、检查封闭性、电测井、下套管、固井等、在某些事件结束后，注明恢复正常录井及时间。

5.6.9 气体显示：在全量、组分记录原图上标注气体基值、气体单根峰、气体后效峰、异常显示及其最高全量，对异常显示加注其校正井深。

5.6.10 扩（划）眼：在相关记录原图上标注井段、钻头类型、钻头直径。

5.6.11 取心：在相关记录原图上标注钻头直径、筒次和井段。5.6.12 测量参数异常：任何一项测量参数有重大异常显示，均应在相应记录原图上给予注释。

5.6.13 特殊事件：遇到钻井工程发生事故和处理等特殊事件时，应在相应记录原图上给予注释。

5.6.14 交接班：交接班时，在记录原图（钻时记录图除外）上的中间位置盖交接班印章，并填写齐全印章内容；印章内容应有交班人姓名、接班人姓名、交接班日期与时间、交接班井深。

5.6.15 全脱气分析：进行钻井液全脱气分析时，在组分和色谱流出曲线原图上，标注样品名称、序号和井深。

5.6.16 岩屑碳酸盐岩含量分析：测定时，在碳酸盐测定器记录原图上，标注样品井深及测定出的石灰岩、白云岩百分含量。

5.7 录井前或录井中，应随时设置或改设记录仪的报警门限，且报警门限的设定必须以井场工程监督、地质监督的指令和录井显示异常状况为依据。

5.8 正常录井时的记录仪走纸速度。5.8.1 按时间走纸的记录仪走纸速度为8cm/h；

5.8.2 钻时记录仪走纸速度为每1m井深增量走纸2mm； 5.8.3 碳酸盐岩分析记录仪走纸速度为1cm/min。

5.9 正常录井期间，色谱分析应用长分析周期，且应取得记录仪的滤波连续曲线，同时记录色谱流出曲线图。

5.10 录井间隔密度，除执行钻井地质设计书及地质监督指令外，还应符合以下规定：

5.10.1 记录原图上的深度记号为每0.5m（或1m）打一个记号。5.10.2 计算机实时打印数据表上，通常为井深每增加1m或0.5m打印一行；钻进、划眼、循环的超限时间通常定为15min。

5.10.3 用于全脱气分析的钻井液样品，应在连续脱气器前距脱气器不到1m处取样，其取样和分析密度为：

5.10.3.1 气体全量与色谱录井无异常显示时，每班取样分析一次； 5.10.3.2 气体全量与色谱录井有异常显示时，应在每一个异常显示段进行1-3次取样分析；

5.10.3.3 地质循环和后效气测时，至少应进行一次取样分析，遇异常显示时必须增加取样次数；

5.10.3.4 大型处理钻井液时，进行1-2次取样分析； 5.10.3.5 钻井取芯时，每钻进1-2m进行一次取样分析； 5.10.3.6 进行脱效率校正时，进行3次以上取样分析。

5.10.4 在目的层或气测异常井段后，每次下钻应进行循环后效气测，以进一步确定异常层位置和特性。

5.10.5 钻井液、岩屑迟到时间的测定与计算规定，除应执行行业标准《石油天然气钻井地质常规录井规程》规定外，还应符合以下规定：

5.10.5.1 下套管后新开钻或大型井下事故处理后，应实测一次迟到时间；

5.10.5.2 更换缸套后或大幅度改变排量后，应实测一次迟到时间； 5.10.5.3 改用新的迟到时间时，必须时时修改计算机系统数据。5.10.6 用于岩屑和荧光录井的样品（包括碳酸盐岩），其录井符合SY/T5788的规定，同时泥（页）岩密度分析样品，应按设计和现场地质监督指令进行。

5.10.7 钻时录井，除要求符合SY/T5788规定的录井要求外，还应符合如下规定：

5.10.7.1 在钻时录井原图上，可选择0.2m、0.5m、1.0m三种显示、记录方式；

5.10.7.2 设置钻时计算间隔规定为时间120s，深度0.2m。5.11 录井过程中，以钻具长度为基准及时校正显示和记录的井深，任何时候录井深度误差不得大于0.35m，每次起下钻前后，要实测方入，确保井深准确无误。

5.12 录井中使用的记录磁带（盘），应在磁带（盘）上标明版本名、磁带（盘）名称及编号、井号、记录的起止录井深度、录井起止日期和最终充满度等。同时应在起下钻期间及时校改、编缉、整理数据磁带（盘）。

5.13 录井期间必须准确地把握钻井施工动态及地质显示状况，及时收集有关资料，运行有关前台、后台程序，并及时整理、编制有关资料及有关技术报告。在发现异常显示时，及时作出油气显示、钻井施工，地层压力异常的解释、预报。

5.14 正常录井过程中，应保持连续记录录井曲线，不得间断或记录不清。任何录井项目的记录曲线连续间断相当于深度.5m即是漏记，若计算机实时打印数据表同时亦缺失1m以上（含1m）的数据则为漏测，每间断相当于深度.5m以上作为一个漏测点。

5.15 录井期间若遇到井涌或井喷事故发生，应及时收集有关井涌或井喷的资料。当出现严重事故或发生火灾时，应在必要时切断井口附近录井设备的电源，并采取一切必要安全措施，保护、抢救录井资料和设备。

5.16 严格执行保密制度，专人保管录井资料，未经上级或指令者（监督）批准，不得损毁、丢失和额外复制资料。6 资料整理

6.1 单井综合录井资料应在钻井地质录井施工现场进行及时的整理与编制。

6.2 综合录井除执行常规地质录井行业标准SY/T5788规定的现场整理资料项目外，还应整理，编制24项资料。

6.2.1 录井期间随时整理，编制的资料5项； 6.2.1.1 工作日志； 6.2.1.2 综合录井班报表；

6.2.1.3 原始记录，包括泥（页）岩密度分析、碳酸盐岩分析、钻井液全脱气分析、循环钻井液气测、现场初步分析解释、异常情况预报；

6.2.1.4 记录仪记录原图；

6.2.1.5 计算机实时打印钻进数据表；

6.2.2 按日整理、编制的资料1项：综合录井晨报。6.2.3 按钻头周期整理、编制的资料6项： 6.2.3.1 钻头报告； 6.2.3.2 钻头成本曲线图； 6.2.3.3 钻井数据表； 6.2.3.4 钻头初始化数据表； 6.2.3.5 井眼钻具数据表； 6.2.3.6 地层压力录井图表；

6.2.4 按井段（如下套管）整理、编制的资料3项：

6.2.4.1 回放资料（钻井参数图、色谱组分图、气体比值图、气体色谱录井图）；

6.2.4.2 井斜图表（井斜数据表、水平投影图、垂直投影图、井斜立体图）；

6.2.4.3 套管与固井图表（套管数据表、下套管图、固井数据表）； 6.2.5 情况需要时整理、编制的资料8项：

6.2.5.1 气测井解释（气体组分解释图、气体评价解释图、湿度系数法解释图、气体综合解释图表、含气指数计算等）；

6.2.5.2 钻井水力学报告与冲击、抽汲效应图； 6.2.5.3 钻井参数优选图； 6.2.5.4 钻井液参数表；

6.2.5.5 井控图表（井涌数据表、压井图、调整钻井液计算数据表）； 6.2.5.6 侧钻图；

6.2.5.7 泥（页）岩密度法地层压力评价图； 6.2.5.8 钻头列表。

6.2.6

完井时整理、编制的资料1项：综合录井完井总结报告，包括前言、地层、构造、油气水层综述、生储盖层评价、地层压力检测、工程监测、结论与建议和附图、附表。并汇总全部资料，包括原始记录、记录原图、计算机处理图表、人工编制文件报告、数据磁带（盘）。

6.3 资料整理要求：

6.3.1 各种记录原图、原始记录、文件、表格均应按统一格式打印和编绘，各项资料都应按项目的时间顺序排列，前后内容一致，配以相应封面装订成册。

6.3.2 任何收庥、整理并输入计算机编制的文件、报告的资料，都应转录到数据磁带（盘）上，以备日后查寻。

6.3.3 在工程监督、地质监督无特殊规定时，按深度顺序打印资料的间隔以1m或0.5m为准，按深度顺序绘图资料的深度比例以1：500为准，井斜垂直投影图、钻井成本曲线图等应以适当比例将图件或报告限制在一页纸内。

6.3.4 记录原图都应以24cm长度折叠，在每叠始端背面中部加盖图印，图印内容有井名，录井起止日期、录井井段、原图序号、测量内容、队长或技术员签名等。7 资料解释

7.1 综合录井资料解释工作的任务，是充分利用综合录井资料进行全面综合地分析判断，详细地指明油、气、水层所在的井段及厚度，确定异常地层压力层段及压力系数，预报（或提示）钻井施工中出现的异常或事故，为及时（早）发现和保护油、气层，防止和处理钻井工程事故提供科学依据。

7.2 解释程序：

7.2.1 现场录井期间，录井人员必须根据任何测量参数的异常变化，进行现场实时解释，及时将解释结果记录在工作记录内，重大解释结果应向有关人员发出预报，并编入日报及成果报告。

7.2.2 完井后，利用综合录井资料和可能收集到的其它资料，对油气层作出详细解释评价，为确定试油（测试）层位提供可靠依据。

7.3 解释井段：

7.3.1 任一参数检测值异常的井段（点），均为解释井段（点）。7.3.2 测量参数的变化量或变化趋势符合下列状况则为异常，必做解释。在无特殊异常标准规定时，可参照如下标准：

7.3.2.1 钻进突然增大或减小，或呈趋势性减小或增大； 7.3.2.2 钻压大幅度波动或突然增大100KN以上，钻压突然减小并伴有井深跳进；

7.3.2.3 大钩载荷突然增大或减小（考虑了钻压的影响）100-200KN；

7.3.2.4 转盘扭矩呈趋势性增大10%-20%，或大幅度波动。7.3.2.5 转盘转速无规则大幅度波动，或突然减小甚至不转； 7.3.2.6 立管压力逐渐减小0.5-1Mpa，或突然增大或减小2Mpa以上；

7.3.2.7 钻井液总体积变化量（包括起下钻相对变化量）超过1m3以上；

7.3.2.8 钻井液出口密度减小0.04g/cm3以上；

7.3.2.9 钻井液出口温度突然增大或减小，或出、入口温度差逐渐增大；

7.3.2.10 钻井液出口电阻率（电导率）突然增大或减小； 7.3.2.11 钻井液出口排量大于或小于入口排量10%以上，时间超过10min；

7.3.2.12 气体全量高于背景值2倍以上，且绝对值大于0.2%； 7.3.2.13 二氧化碳含量增大； 7.3.2.14 硫化氢含量超过5ml/m3； 7.3.2.15 钻井成本呈增大趋势；

7.3.2.16 dc指数或SIGMA值呈趋势性减小； 7.3.2.17 泥（页）岩密度呈下降趋势； 7.3.2.18 碳酸盐含量明显变化； 7.3.2.19 岩性明显改变或岩屑中有金属微粒； 7.3.2.20 岩屑明显改变或岩屑中有金属微粒； 7.4 基本解释内容和解释依据：

7.4.1 地层岩性判断，以岩屑描述和分析测定为主要依据，辅助以钻时记录；在取有岩心时，应以岩心资料为主要依据。

7.4.2 钻井工程事故判断：以钻井工程以数和钻井液参数为主要依据，结合地质和气测参数进行综合解释判断。

7.4.3 地层压力解释：对砂泥岩地层剖面，用dc指数法辅以泥（页）岩密度法和钻井液出入口温度差变化情况进行判断；对其它地层剖面，以西格玛录井方法分析判断。

7.4.4 油气水层解释、评价

7.4.4.1 以气体全量和钻时划分异常层段，并根据岩性、钻井液参数的变化认识特殊异常层段。

7.4.4.2 以烃比值法（如皮克斯勒法、三角形烃组分图解法、气体评价解释法、湿度系数法等）结合荧光屏分析、非烃气显示及其它参数变化，区分流体性质。

7.4.4.3 以全脱烃组分数据，计算地层含气指数和地面含气指数，判断储集层性质。附加说明：

本标准由石油地质勘探专业标准化委员会归口。本标准由大港石油管理局地质录井公司负责起草。本标准起草人翟延平、姚汉光、束景锐。

第二篇：长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则

长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则

第一章 总 则

第一条 为有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，依据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》，结合长庆油田特点，特制定本细则。

第二条 各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现钻井生产安全。

第三条 井控工作是一项系统工程。长庆油田的勘探开发、工程技术、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，钻井承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。

第四条 长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控”。井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。

第五条 本细则规定了长庆油田井控设计；井控装臵配套、安装、试压、使用和管理；钻开油气层前准备和检查验；油气层钻进过程中的井控作业；防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施；井喷应急救援处臵；井控技术培训；井控管理组织及职责；井控管理制度等九个方面内容。适用于长庆油田公司及在长庆油田施工的钻井承包商。

第二章 井控设计

第六条 每口井进行地质、钻井工程设计时，要根据长庆油田钻井井控风险分级，制定相应的井控装备配臵、技术及监管措施。长庆油田钻井井控风险分级如下：

1.气田：

一级风险井：“三高”区块井、甩开区域探井、欠平衡井。

二级风险井：一级风险区以外的气井。2.油田：

一级风险井：“三高”区块井、欠平衡井。

二级风险井：水平井、探井、评价井、调整更新井、侧钻井。

三级风险井：其它油田开发井。

第七条 井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，地质、工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

一、井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门

能含H2S(或CO)等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。

二、在已开发调整区或先注后采区钻井时应提供本井区主地应力方向，井距500米以内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等有关资料。油田开发部门在钻开油层15日之前应采取停注泄压等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第十一条 钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力和保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

一、同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。

二、新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。

三、在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100M，套管下深应封住开采层并超过开采段100M。

四、表层套管下深应满足井控安全，进入稳定地层30米以上，固井水泥返至地面，且封固良好。技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全要求，油气层套管应满足固井、完井、井下作业及油(气)生产需求；水泥返高执行油气田开发方案。

33井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10 g /cm或3.5MPa；气井为0.15g/cm或5.0MPa。

第十四条 钻井工程设计书还应包括以下内容：

一、满足井控装备安装的钻前工程及井场布臵要求。

3二、钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，H2S、CO等有毒有害气体的安全防护措施。

三、满足井控安全的井控装备配套、安装和试压要求。

四、钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装臵和灌注装臵的配备要求。

五、地层破裂压力试验及低泵冲试验要求。

第十五条 钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S、CO等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127-2002《井口装臵和采油树规范》标准选择完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。

第十六条 欠平衡作业时，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装臵安全、防止井喷失控、防火、防H2S、CO等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m(50ppm)的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。

合见附图二。

2、井口两侧安装与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图

六、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为相同级别的远程控制台和司钻控制台。

（二）气田二级风险井：

1、从下到上配四通+双闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合见附图三

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图

五、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为相同级别的远程控制台。

二、油田

（一）油田一级风险井：

1、从下到上配四通+双闸板防喷或单闸板防喷器.防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合附图三或附图四。

2、钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。

3、配臵单翼节流管汇和压井管汇，防喷管线可使用相

放不超过半年，油井现场使用或存放不超过一年。超过使用期，必须送井控车间检修。

二、井控装臵已到检修周期，而井未钻完，在保证井控装臵完好的基础上可延期到完井。

三、实施压井作业的井控装臵，完井后必须返回井控车间全面检修。

第二十条 井控装臵在井控车间的检修，检修内容按SY/T 5964-2006《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》、SY/T 5323-2004《节流和压井系统》、SY/T 5053-2000《防喷器及控制装臵》等规定执行。

第二十一条 设计要求安装防喷器的油气井，二开前必须安装好井控装臵。

第二十二条 井控装臵安装标准。

一、表层(技术)套管下完，井口先找正再固井，套管与转盘中心偏差≤10mm。

二、底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；井口用水泥回填牢固。

三、顶法兰用40mm厚的专用法兰，顶、底法兰内径应比防喷器通径小20mm左右。

四、各法兰钢圈上平，螺栓齐全，对称上紧，螺栓两端公扣均匀露出。

五、防喷器用四根≥Φ16mm钢丝绳和导链或者紧绳器对

0°

五、电源应从配电板专线引出，并用单独的开关控制。

六、远程控制台处于待命状态时，油面高于油标下限，储能器预充氮气压力7±0.7MPa；储能器压力为18.5-21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

七、远程控制台上剪切闸板的换向阀手柄用限位装臵控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开、关状态一致。

第二十四条 井控管汇应符合如下要求：

一、井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。二、四通两侧各装两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。

三、天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线，必须使用经过检测合格的管材；防喷管线的法兰与管体之间连接不允许现场焊接。高含硫天然气井节流管汇、压井管汇、防喷管线应采用抗硫的专用管材。

四、高压专用耐火软防喷管线每口井必须进行试压和外观检查，防止失效。

五、节流管汇、压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。

六、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道

十三、所有压力表必须抗震，天然气井节流压井管汇中高、低压力表量程为40MPa和10MPa，油井节流压井管汇中高压量程表量程为25Mpa，低压量程表量程不超过10Mpa。压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊在防喷管线上。压力级别提高时，按测量压力最大值再附加1/3的原则选择压力表。

十四、放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。

十五、天然气井配备专用点火装臵或器具。第二十五条 井控装臵的试压

一、井控装臵下列情况必须进行试压检查

1、井控装臵从井控车间运往现场前；

2、现场组合安装后；

3、拆开检修或重新更换零部件后；

4、进行特殊作业前。

二、井控装臵试压要求及内容

1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。

2、防喷器组在井控车间用清水试压。环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力，并做1.4-2.1 MPa的低压试验。防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份，超过检修周期或预计不能在检修周期内

4⑵用压缩空气将防喷管线、节流及压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。

2、充入防冻液体。将防喷管线、节流及压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。

3、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。第二十七条 井控装臵的使用执行以下规定

一、环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。

二、套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2M/s。并要有熟悉井控的技术人员在场指导。

三、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，锁紧和解锁都应一次到位，然后回转1/4圈～1/2圈。

四、环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。

五、当井内有管柱时，严禁关闭全封闸板防喷器。

六、关井时井内管柱应处于悬吊状态。

七、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

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

69、关闭防喷器远程控制台储能器旁通阀。

10、将远程控制台的管汇压力调整到规定值。操作剪切闸板防喷器时应注意：

1、加强对远程控制台的管理，绝不能因误操作而导致管柱损坏或更大的严重事故。

2、操作剪切全封闸板防喷器时，除防喷器远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位臵，同时按应急预案布臵警戒、人员疏散、放喷点火及之后的应急处理工作。

3、处理事故剪切管柱后的剪切闸板，应及时更换，不应再使用。

4、剪切全封闸板防喷器的日常检查、试压、维护保养，按全封闸板防喷器的要求执行。

5、现场配备直径127mm、直径88.9mm的钻杆死卡各一副。

十二、平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

十三、压井管汇不能用作日常灌注钻井液用。

十四、井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

十五、套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。

8人负责。钻井队工程技术员负责日常管理；司钻负责司钻控制台的操作、检查与保养；副司钻负责远控房的操作、检查与保养。井架工负责液控箱、防喷器的维护、检查与保养；内钳工负责内防喷工具及开、关工具的保管、操作与保养；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇、液位(溢流)监测报警仪的维护、检查。

二、对所有井控装臵的管理必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制。保养和检查必须要填写记录。

三、井控车间应设臵专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度、湿度应满足配件及橡胶件储藏要求。

第三十条 所有井控装备及配件必须使用具有中国石油天然气集团公司认证资格的厂家生产的合格产品。

第四章 钻开油气层前的准备和检查验收

第三十一条 钻井承包商井控管理人员在现场检查过程中，发现问题要及时监督整改。

一、指导钻井队制定有针对性的井控措施和应急预案。

二、检查钻井队钻井液密度及其它性能、储备的加重钻井液、加重材料数量符合设计要求。

0行、消防、安全、技术、监督人员督促和抽查。如果在本井组中任一口井发生油气侵，后续井必须按照第一口井验收程序验收。

六、经检查验收合格，由验收小组负责人签字批准后方能钻开油气层。

第五章 油气层钻进过程中的井控作业

第三十四条 有下列情况之一者，不准钻开油气层：

一、未执行钻开油气层申报审批制度；

二、未按设计储备加重钻井液和加重材料；

三、井控装备未按要求试压或试压不合格；

四、井控装备不能满足关井和压井要求；

五、内防喷工具配备不齐或失效；

六、防喷演习不合格；

七、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。

第三十五条 在油气层钻井过程中要加强坐岗观察，及时发现溢流。坐岗要求为：实行钻井、录井双岗坐岗，坐岗人员每15分钟按钻井、录井坐岗观察记录要求记录一次坐岗情况。

一、钻井队坐岗内容为：钻井液出口量变化、性能变化

二、在钻开油气层后起下钻作业时应：

1、起钻前充分循环钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，进出口密度差不超过0.02g/cm。起下钻中注意观察、记录、核对起出(或下入)钻具体积和灌入(或流出)钻井液体积；要观察悬重变化；防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。

2、每起3-5个钻杆立柱灌一次钻井液，起钻铤、重点井起钻时必须连续灌钻井液。观察出口管和钻井液池，并记录灌入量和起出钻具体积是否相符，如发现井口不断流或灌不进钻井液时，应立即报告司钻。

3、起钻遇阻时严禁拔活塞。特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包；若起钻中发现有钻井液随钻具上行长流返出、灌不进钻井液、上提悬重异常变化等现象时，应立即停止起钻，关井循环，调整钻井液性能，达到正常后方可继续起钻。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；

4、下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。若静止时间过长，可分段循环钻井液,防止后效诱喷。下钻到底先小排量循环顶通水眼，再逐渐增大排量，以防蹩漏地层失去平衡造成井喷。要认真校核并记录入井钻具体积与井口钻井液返出量的变化。

5、起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一

4溢流量增大来不及起出电缆时，剪断电缆，实施关井，视关井套压上升速度和大小，确定下一步处理措施；不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。

二、下套管、固井作业措施

1、气井和一级风险油井在下套管前必须更换与套管尺寸相同的防喷器闸板；其它油井在防喷钻杆上接好与套管连接的接头，立在大门坡道以备关井使用。

2、下套管必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始用小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。

3、下套管时发现溢流应及时控制井口，按钻具内有单流阀的方法求取立压，并根据立管压力调整钻井液密度。

4、循环钻井液时，发现溢流要调整钻井液密度，注水泥过程中发现溢流要强行固井并关井候凝，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失，可在环空施加一定的回压。

三、对一级风险油气井的固井质量应使用变密度测井或其它先进有效的测井技术进行质量评价，对于固井质量存在严重问题的井，要采取水泥挤封等有效处理措施，确保封固良好，达到井控要求。

第三十九条 空井及处理井下事故措施

一、打开油气层后，因等停等特殊情况造成空井时，应将钻具下到套管脚，并认真落实坐岗制度，根据油气上窜速

6观察，适当调整钻井液密度，做好加重压井准备工作。若油气侵现象消除，恢复正常钻进。

第四十三条 无论何种工况或遇到任何井下复杂情况，发现溢流征兆或溢流，都要坚持“疑似溢流关井检查，发现溢流立即关井”的原则，立即关井，控制井口。关井前要发出报警信号，报警信号为一长鸣笛，关井信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛；长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。

第四十四条 关井时要严格执行操作规定程序(见附件1-

1、附件1-2)迅速关井；并做到：

一、发生溢流后关井，其最大允许关井套压不得超过井口装臵额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井压力三者中最小值。

二、关井应注意的问题

1、关井前

(1)必须清楚压力级别及控制对象。

(2)控制系统、节流压井管汇处于最佳工作状态。(3)了解各控制闸阀开启状况。

2、关井(软关井)(1)关井前必须首先保证井内流体有通道。

(2)环形防喷器不得用于长期关井，闸板防喷器较长时间关井应使用手动锁紧装臵。

(3)关井操作应由司钻统一指挥。严禁未停泵、方钻杆

84、开井前一定要从节流阀处泄压，开各种闸阀的顺序是从井口依次向外逐个打开，以避免发生开、关困难。严禁以开防喷器的办法进行泄压。

第四十五条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，采取相应的处理方法及措施。

一、关井立管压力为零时的处理

关井后立管压力为零表明钻井液静液柱压力足以平衡地层压力，溢流发生是因抽吸、井壁扩散气、钻屑气等使环空钻井液静液柱压力降低所致。

1、关井套压为零时，保持原钻进排量、泵压，以原钻井液全部打开节流阀循环、排除受污染的钻井液即可。

2、关井套压不为零时，应控制回压维持原钻进排量和泵压排除溢流，恢复井内压力平衡。再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。

二、关井立管压力不为零时的处理

根据井身结构的不同可采用边循环边加重、一次循环法(工程师法)及二次循环法(司钻法)等常规压井方法，也可以采用臵换法、压回法等特殊压井方法以及低套压压井法等非常规压井方法压井。

三、在压井作业中，始终控制井底压力略大于地层压力排除溢流，重建井眼——地层系统的压力平衡。

四、根据计算的压井参数和本井的具体条件，如溢流类

0

四、地层流体为气体时，应及时在放喷口点火。

第六章 防火、防爆、防H2S及CO措施

第四十七条 井场布臵要求

一、油气井井口距离高压线及其它永久性设施≥75m；距民宅≥100m；距铁路、高速公路≥200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等≥500m。

二、在树林草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的设备、设施应设臵在井口装臵及储油设施季节风的上风侧位臵；锅炉房与井口相距≥50m；发电房、储油罐与井口相距≥30m；储油罐与发电房相距≥20m。

三、井场、钻台、油罐区、机房、泵房、危险品仓库、电器设备等处应设臵明显的安全防火标志，并悬挂牢固。

第四十八条 防火防爆要求

一、井场严禁吸烟, 需要使用明火及动用电气焊前，严格按SY/T5858-2004《石油工业动火作业安全规程》规定办理动火手续、落实防火防爆安全措施，方可实施。

二、柴油机排气管不面向油罐、不破漏、无积炭，安装冷却灭火装臵。

3循环系统、机泵房、油罐区等必须使用防爆电器，井场电力线路要分路控制。

三、远程控制台，探照灯电源线路应在配电房内单独控制。

四、电力线路宜采用防油橡胶电缆，不得裸露，不得搭铁，不得松弛，不得交叉和捆绑在一起，不能接触和跨越油罐和主要动力设备。

五、使用通用电器集中控制房或MCC(电机控制)房，地面使用电缆槽集中排放。

第五十一条 含硫油气井严格执行SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》，防止H2S或CO等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免环境污染和人身伤亡。

一、钻井队技术人员负责防H2S或CO安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，钻井队应向全队职工进行井控及防H2S或CO安全技术交底，并充分做好H2S、CO的监测和防护准备工作，对可能存在H2S或CO的层位和井段，及时做出地质预报，建立预警预报制度。

二、在井架、钻台上、井场盛行风入口处等地应设臵风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

三、在气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。防爆排风扇吹向应科学

4启动应急程序，现场应：

1、戴上正压式空气呼吸器；

2、实施井控程序，控制硫化氢或一氧化碳泄漏源；

3、向上级(第一责任人及授权人)报告；

4、指派专人至少在主要下风口距井口100米、500米和1000米处进行H2S或CO监测，需要时监测点可适当加密；

5、切断作业现场可能的着火源；

6、撤离现场的非应急人员；

7、清点现场人员；

8、通知救援机构。

七、当检测到空气中H2S浓度达到150 mg/m3（100ppm）或CO浓度达到375mg/m3（300ppm）的危险临界浓度值时，启动应急预案，除按五、六中的相关要求行动外，立即组织现场人员应全部撤离，现场总负责人应按应急预案的通信表通知（或安排通知）其他有关机构和相关人员（包括政府有关负责人）。由施工单位和建设单位按相关规定分别向上级主管部门报告。

八、当井喷失控时，按下列应急程序立即执行： 1．关停生产设施；

2．由现场总负责人或其指定人员向当地政府报告，协助当地政府做好井口500m范围内居民的疏散工作，根据监测情况决定是否扩大撤离范围；

二、立即撤出现场人员，疏散无关人员，最大限度地减少人员伤亡；

三、分析现场情况，及时界定危险范围，组织抢险，控制事态蔓延；

四、按应急程序上报，保持通讯畅通，随时上报井喷事故险情动态，并调集救助力量，对受伤人员实施紧急抢救。

第五十三条 不同险情下的汇报程序

一、发生油气侵后由钻井队按《钻井队井控应急预案》和本细则第四十三条处臵，立即汇报到钻井承包商应急办公室，并随时汇报处臵情况。

二、发生溢流后钻井队立即汇报到钻井承包商应急办公室，按本细则第四十四条处臵，由钻井承包商立即汇报到油田公司项目组，项目组根据处臵情况在24小时内上报油田公司应急办公室。

三、发生井涌、井喷后立即汇报到钻井承包商和油田公司项目组，按本细则第四十四条、第四十五条、第四十六条处臵，钻井承包商和油田公司项目组在接到汇报后立即汇报到油田公司应急办公室，并随时汇报处臵情况，在24小时之内上报集团公司应急办公室。

四、发生井喷失控、井喷失控着火后立即汇报到钻井承包商、油田公司应急办公室，并在2小时之内上报集团公司

8大量喷水降温，保护井口装臵，防止着火或事故进一步恶化。

三、井喷失控后应立即向上级主管单位或部门汇报，迅速制定抢险方案，统一领导，由一人负责现场施工指挥，技术、抢险、供水、治安、生活供应、物资器材供应、医务等分头开展工作。并立即指派专人向当地政府报告，协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。在相关部门未赶到现场之前，由钻井队井控领导小组组织开展工作。抢险方案要经上级主管部门批准后执行。

四、由安全环保监管部门负责，测定井口周围及附近天然气和H2S等有毒有害气体含量，划分安全区域，用醒目标志提示。在非安全区域的工作人员必须佩戴正压式呼吸器。

五、消除井口周围及通道上的障碍物，充分暴露井口。未着火井清障时可用水力切割严防着火，已着火井要带火清障。同时准备好新的井口装臵、专用设备及器材。

六、井喷失控着火后，根据火势情况可分别采用密集水流法、大排量高速气流喷射法、引火筒法、快速灭火剂综合灭火法、空中爆炸法以及打救援井等方案灭火。

七、井喷失控的井场内处理施工应尽量不在夜间和雷雨天进行，以免发生抢险人员人身事故，以及因操作失误而使处理工作复杂化；切断向河流、湖泊等环境的污染。施工同时，不应在现场进行干扰施工的其它作业。

八、在处理井喷失控过程中，必须做好人身安全防护工

0喷失控或着火的处理:

1、在失控井的井场和井口周围清除抢险通道时，要清除可能因其歪斜、倒塌而妨碍进行处理工作的障碍物(转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮塌的井架等)，充分暴露并对井口装臵进行可能的保护；对于着火井应在灭火前按照先易后难、先外后内、先上后下、逐段切割的原则，采取氧炔焰切割或水力喷砂切割等办法带火清障；清理工作要根据地理条件、风向，在消防水枪喷射水幕的保护下进行；未着火井要严防着火，清障时要大量喷水，应使用铜制工具。

2、采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液态或固态快速灭火剂综合灭火法以及打救援井等方法扑灭不同程度的油气井大火；密集水流法是其余几种灭火方法须同时采用的基本方法。

十二、含H2S、CO井井喷失控后的处理：

当油气井H2S浓度达到150mg/m（100ppm）或CO浓度达到375mg/m(300ppm)时，在人员生命受到巨大威胁、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序，制定点火安全措施，对油气井井口实施点火；油气井点火决策人应由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任(特殊情况由施工单位自行处臵)。并按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的要求做好人员撤离和人身安全防护。

2第五十八条 井控培训要求

一、时间要求

1、初次持证培训时间：现场操作人员、现场服务人员不低于80课时，专业技术人员、生产和安全管理人员不低于120课时。

2、井控复审培训：2年复审培训一次，培训时间不低于24课时，经考核合格后方可核发证书，不合格者重新培训取证。

3、必须采用脱产集中培训的方式。受训人员要集中到井控培训单位进行系统培训。施工现场的井控培训可以作为提高人员操作技能的帮促手段，但不能依此换发证。

4、岗位操作人员井控培训实践授课和操作时间不低于总课时的1/3。

二、考核要求

1、井控培训考核由井控培训单位组织，井控培训工作由油田公司工程技术管理部门监督、检查。

2、井控培训考核分为理论考试和实践操作两个部分，理论考试满分为100分，70分为合格；实践操作考核分为合格和不合格，考核合格后才能发证。

3、考核应按中国石油天然气集团公司井控培训大纲划分不同岗位人员分别进行，理论考试采取闭卷形式，考试题从中国石油天然气集团公司及井控培训单位各类井控培训

三、其它有关井控规定和标准。

四、强化井控培训的针对性和适应性。各级各类人员在井控培训后必须掌握的重点内容为：

1、现场操作人员掌握的重点内容包括及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井的措施方法，井控装臵的熟练安装、使用、日常维护和保养等。

2、专业技术人员掌握的重点内容包括正确判断溢流方法、正确关井步骤、压井设计编制、压井程序、压井作业实施，井控装臵故障的正确判断、一般故障的排除，正确处理井喷及井喷失控等。

3、生产管理人员掌握的重点内容包括井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次井控技术和三次井控技术，井控设计原则等。

4、现场服务人员掌握的重点内容包括井控装臵的结构、工作原理、安装、调试、维修、故障判断和排除等。

5、相关技术人员掌握的重点内容包括井筒内各种压力概念以及相互关系、溢流的主要原因和显示以及发生井控险情时配合要求等。

第九章 井控管理组织及职责

第六十条 油田公司井控管理组织机构

6落实工作；

2、负责井控技术管理制度和装备配套标准的落实；

3、负责与施工队伍安全生产合同的签定，明确双方井控安全责任；

4、负责组织对所管辖井的开工验收及过程管理工作；

5、组织开展现场井控安全检查，督促施工单位及时整改存在的问题；

6、负责收集、整理井控资料，建立井控设备台帐，掌握井控工作动态，按规定及时上报井控险情；

7、负责月度、季度、井控工作的总结、上报；

8、制定本单位的井喷或井喷失控应急预案，督促和组织施工队伍进行井控演练;

9、负责检查施工队伍井控操作证持证情况。第六十二条 钻井承包商应按照集团公司规定，建立健全井控管理组织机构和制度、明确管理责任并负责落实。

第六十三条 各级负责人按照“谁主管、谁负责”的原则，应恪尽职守，做到有职、有权、有责。

第十章 井控管理制度

第六十四条 井控培训合格证制度

8第六十五条 井控装臵的安装、检修、试压、现场服务制度

一、井控装臵的检修、保养及巡检必须由专业的井控车间负责服务。钻井队在用井控装备的管理、操作应有专人负责，并明确岗位职责。

二、钻井队使用的井控装臵达到检修周期后送井控车间进行维修、检验。

四、钻井队应定岗、定人、定时对井控装臵、工具进行检查、维护保养，并认真填写保养和检查记录。

五、井控管理人员、HSE监督员及井控车间服务人员在监督、巡检中要及时发现和处理井控装臵存在的问题，确保井控装臵随时处于正常工作状态。

六、严格执行《中国石油天然气集团公司井控装备判废管理规定》(中油工程字[2006]408号)。井控装备出厂总年限达到规定时间的应立即停用，确需延期使用的井控装备，必须经第三方检验并合格，延期使用最长三年。

七、钻井承包商应建立井控装备台帐,见附件1-10。第六十六条 钻开油气层前的申报、审批制度

一、钻开油气层前100m，钻井队通过全面自查自改，确认准备工作就绪后，填写《钻开油气层检查验收证书》(见附件1-8)，按第三十三条 《钻开油气层前的井控验收》

三、四款规定执行。

0-

第三篇：石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则

石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则

【时效性】有效

【颁布单位】中国石油天然气总公司

【颁布日期】951118

【实施日期】96051

5【失效日期】

【内容分类】综合

【名称】石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则

【标准号】ＳＹ5742-1995

【章名】全文

范围 石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则

本标准规定了石油天然气钻井井控操作和管理人员的范围及安全技术培训考核的管理办法。

本标准适用于从事陆上和滩海石油天然气钻井的井控操作和管理人员。井控操作和管理人员的范围

2.1各管理（勘探）局及局级公司、指挥部主管钻井的副局长、总工程师、副总工程师及钻井 技术、安全部门和钻井生产调度系统的有关人员。

2.2钻井公司的经理，主管生产、安全的副经理、主任工程师、副主任工程师及直接从事钻井 生产指挥与管理的有关人员。

2.3钻井分公司（大队）的经理（大队长），主管生产、安全的副经理（副大队长）、工程 师、井控监督及直接从事钻井生产指挥与管理的有关人员。

2.4钻井队干部和司钻、副司钻、井架工、大班司钻、机械工长、安全员。2.5井控车间的主任、工程师及现场服务人员。培训 3.1一般规定 3.1.1钻井井控操作和管理人员，应接受井控安全技术知识教育，并按本标准培训。3.1.2初次取证的集中培训时间，钻井队井控操作和管理人员不得少于80学时，其他井控 管理人员、技术干部（包括井队技术员）不得少于120学时。

3.1.3取得操作合格证的人员，每两年进行一次复申培训，培训时间不得少于40学时，培 训内容以井控技术的新发展及复习井控操作程序为主。3.2培训部门应具备的基本条件

3.2.1经石油天然气总公司主管部门授权批准的培训部门才具有培训、考核和颁发井控操 作合格证的资格。

3.2.2教员应是专职的，具有钻井实践经验的，并经石油天然气总公司认可的培训单位或 国外培训单位正规的井控技术培训、考核的合格者。

3.2.3要有整套井控装置和专用工具、仪器、仪表，供学员实际操作。有条件的单位可配 备钻井井模拟装置。

3.2.4所使用的井控培训教材应经石油天然气总公司主管部门批准。3.3培训方法

由考核、发证部门组织集中培训。考核 4.1总则

4.1.1考核的考试内容分理论和实际操作两部分。理论考试和实际操作考试都应达到合格 要求。考试不合格者，可进行补考，补考不合格者，应重新培训。

4.1.2理论和实际操作考试均采用百分制。理论考试达到70分为合格，达到80分为优秀。实际操作考试达到80分为合格，达到90分为优秀。4.2理论考试的内容

井控操作和管理人员理论考试的内容见附录A（标准的附录）。4.3实际操作考试的内容

井控操作和管理人员实际操作考试的内容，主要是在钻井施工全过程发生井涌时所采取的 技术措施。考试命题，由培训考核部门根据考试现场确定。4.4考试方法

4.4.1理论考试采用闭卷方式。

4.4.2实际操作考试可在钻井施工现场或装有整套井控装置的教学场所进行。4.4.3实际操作考试时，要求由主考人负责考核。发证

理论和实际操作考试成绩均达到合格者，由培训单位颁发井控操作合格证。井控操作合格证 格式及填写要求见附录B（标准的附录）。复审

6.1复审考试内容分为理论和实际操作两部分。

6.2复审不合格者，可在两个月内再进行一次复审，仍不合格者，收缴操作合格证。未经 复审者，操作合格证作废。

6.3在两个复审期内，对成功地预防或处理井喷事故的人员，经所在单位审查，报经发证 部门批准后可以免试，但不得连续免试。

6.4对每次复审结果，由负责复审的井控培训部门主考人在操作合格证上签章。管理

7.1井控操作和管理人员的培训计划，由各管理（勘探）局及局级公司、指挥部主管教育 培训和钻井技术的部门负责编制。人员培训档案和业务管理，由各钻井公司主管钻井工 程技术的部门负责。

7.2井控操作合格证制度的执行情况，由各管理（勘探）局及局级公司、指挥部钻井技术 和安全部门负责监督检查。

7.3取得操作合格证的人员方准许从事钻井井控管理、指挥或操作。工作变迁

持证人员要保持相对稳定。调动工作时，经调入单位的井控培训发证部门审核同意，操作合 格证继续有效。

附录A（标准的附录）

井控操作和管理人员理论考试的内容 A1钻井队井控操作和管理人员的理论考试内容 A1.1井喷发生的原因

A1.2溢流的及时发现及应采取的措施和步骤。A1.3钻井作业中，各种情况下的井喷预防及处理。A1.4压井的方法。A1.5井喷失控的处理。

A1.6井控装置的结构、安装试压要求及一般的维护知识和故障排除。A1.7防火防爆和灭火基本知识。A1.8防含硫化氢等有毒气体中毒的知识。A1.9安全用电的专业知识。

A2其他井控管理人员、技术干部（包括井技术人员）的理论考试内容

A2.1井控基本理论。A2.2地层压力预测和检测。

A2.3溢流的及时发现及应采取的措施和步骤。A2.4钻井作业中，各种情况下的井喷预防及处理。A2.5几种压井方法及其计算。

A2.6压井作业中异常情况的判断处理及易出现的错误做法。A2.7井喷失控的处理。

A2.8井控装置的系列标准及选用要求。

A2.9井控装置的结构原理、安装试压要求、维护保养及故障排除。A2.10防火防爆和灭火基本知识。

A2.11天然气及硫化氢等有毒气体的浓度检测及安全作业要求。A2.12安全用电专业知识。

附录B（标准的附录）

井控操作合格证格式及填写要求 井控操作合格证用优质卡片纸印制，装在塑料封皮内；长为95mm，宽为65mm；照片为长 33mm、宽为22mm的免冠正面头像。培训单位公章要压照片的右下角盖印。

填写时，要求用钢笔或碳素笔书写，字迹要端正。考核结果可分为优秀、合格两种，由主考 人签字或盖章。

井控操作合格证的封面、首页和次页格式，见图B1~B3，次页中的序号1为初次培训，序号 2（包括2）以下为复审培训。

采用塑料封面，大红色底，金字；大红塑料封底，空白。

┏━━━━━━━━━━━━━━━┓ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ 中国石油天然气总公司 ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ 井控操作合格证 ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┗━━━━━━━━━━━━━━━┛ 图B1 合格证的封面格式

┏━━━━━━━━━━━━━━━┓ ┃ ┃ ┃ 井控操作合格证 ┃ ┃ ┃ ┃ ┌────┐ ┃ ┃ │ │ ┃ ┃ │ │ 姓名____ ┃ ┃ │ │ ┃ ┃ │ │ 职务____ ┃ ┃ │ │ ┃ ┃ └────┘ ┃ ┃ ┃ ┃ 单位_____________ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ┃ ____油井控字第_____号 ┃ ┃ ┃ ┗━━━━━━━━━━━━━━━┛

图B2 合格证的首页格式

┏━━┯━━━━━━━┯━━━━━━━━┯━━━━━┓ ┃序号│ 培训日期 │ 考 核 结 果 │ 主 考 人 ┃ ┠──┼───────┼────────┼─────┨ ┃ 1 │ │ │ ┃ ┠──┼───────┼────────┼─────┨ ┃ 2 │ │ │ ┃ ┠──┼───────┼────────┼─────┨ ┃ 3 │ │ │ ┃ ┠──┼───────┼────────┼─────┨ ┃ 4 │ │ │ ┃ ┗━━┷━━━━━━━┷━━━━━━━━┷━━━━━┛

图B3 合格证的次页格式

第四篇：综合录井地质学习知识(网上下的)

Datalog综合录井系统

Datalog综合录井系统从加拿大引进的第一台具世界先进水平的综合录井系统，也是国内第一台Datalog综合录井系统，通过一段时间的使用，我们发现该设备在许多方面具有独到之处，现就设备的一些情况向广大同行做以下介绍。

一、操作系统

1、操作系统的安全性

本系统采用QNX操作系统，是基于UNIX操作系统下开发的独特操作系统，该操作系统用户明显少于微软的Windows视窗系统，QNX操作系统一般只用于某一部门或某一专业系统，也正是此原因，针对该操作系统的病毒很少，尤其在国内很

少见到，这样就有效的保证了操作系统的安全性。同时系统本身由于不能直接与Windows系统兼容，如在DOS下格式化后的软盘，用于QNX操作系统以前，必须进行格式化，这样又增加了系统的安全性，正是由于以上的安全保证，确保了录井工作的安全性和稳定性，能齐全准确地录取各项资料。同时，系统具备自动查错、纠错功能，能在系统不稳定时对系统进行检查，查错后提醒你是否纠错，纠错后系统就会自动把丢失的文件找回，系统恢复正常。这样，对一些非专业人员在现场解决一些问题提供了很大帮助，并可减少因软件问题引起的数据丢失和系统故障排除时间，相应地增加钻井实效。2.操作系统容量小

本操作系统容量小，仅须一张软盘，安装方便，所需时间短，并且系统功能强大，能完成如DOS一样的所有操作。具备常规综合录井系统的全部功能，并且在诸如地质导向、煤层气分析等功能上有一定的独到之处。数据库分时间数据库和井深数据库，每个记录的参数近400个，记录参数齐全，并留有功能扩展记录位置，完全适合个性化要求。所有以上功能的实现如果是在Windows下，其系统应该是相当庞大，而在本操作系统下却相当小，真正地做到了短小精悍。二.硬件系统

1、数据采集系统硬件

数据采集系统硬件包括CPU和DAU两部分，设备高度集成，体积小。Datalog综合

录井系统整个系统的硬件不足0.5m2，高度10cm,高度集成的硬件结构，使硬件一目了然，全部硬件没有何调节开关，操方便，维修简单。数据采集处理后进入CPU存储。彻底改善了过去录井系统庞大的数据采集系统，硬件繁多而复杂，操作不容易的问题。

硬件若出现故障，在计算机控制台，以测试模式随机检测硬件故障原因，是属于传感器问题或是内部采集板问题一目了然，操作人员可迅速查明故障原因，大大降低了处理任故障的时间，其趋于大众化的特点深受用户好评，大大缩短了维修时间。

1、传感器

所有传感器输入电压24V，输出电流4~20mA,采用两线制接线方式，接线方便，容易掌握。体积传感器采用超声波体积穿感器，性能稳定，测量准确，故障率低。密度传感器测量范围为0.5~2.5g/cm3, 扩大了低密度测量范围，能用于低密度钻井液的测量和油气显示时钻业液密度变化的连续检测。而一般密度传感器最低测量密度为1.0g/cm3,无法用于低密度钻井液体系的测量和油气显示时钻井液密度低于1.0g/cm3后的连续检测。其它传感器性能和结构没有变化。传感器总线采用两条37芯系统总线，一条连接到安装在钻台的接线箱，另一条连接到安装在钻井液罐上的接线箱，减少了系统总线的数量，安装快捷方便，节省了安装时间。

三、录井软件系统 1.实时录井系统

实时录井系统备有两台实时曲线打印机，一台数据打印机。系统设置了10屏显示参数，每屏显示参数各不相同，例如有钻井参数屏、气测解释参数屏、地层压力参数屏等，参数显示齐全，易于查看。实时显示参数的小数点位数和显示单位可由用户自由设定，录井测量参数都可由用户设置报警门限。各种参数都可在Windows下以曲线方式显示，同时具有钻具震动分析检测功能。数据库管理

数据库储有300多项参数。数据库分为时间库和深度库，分别按用户所设定的时间间隔和深度间隔存储数据，并可由用户进行编辑。为了满足多井对比的需要可同时建立多个数据库。

1、数据输出

本系统采集软件为Qlog，它是基于在QNX系统下的应用软件，图形软件设计本着灵活多变，具有人性化的特点，能满足不同用户的不同要求，在系统中没有任何固定格式的图件，可以随时调用数据库的数据来组成各种绘图格式进行输出，以满足不同用户的需要，并且可以通过输入测井参数进行曲线组合，来达到录井综合解释的目的。数据输出以RSC-II方式输出，其他用户可直接使用录井数据。后台软件

系统本着为钻井工程和油气勘探服务的宗旨，编写了齐全灵活的后台软件。（1）工程软件

在钻井服务方面系统提供了卡钻计算和分析、最大钻时计算、钻具设计、钻井参数优化、钻井套管设计、水利学优化、以及钻具震动分析等大量软件。这些软件可操作性强，非常适合现场的需要，是安全、优质、高效钻井的有利保证。

（2）地质软件

地质软件中，有气测解释、电测数据分析、煤层气分析、地层压力分析等软件，其中气测解释、煤层分析等软件在地质勘探方面具有良好的应用价值，现就其软件所具有的特点作以下介绍。

煤层气分析软件是专为煤层气田录井设置的，用于分析煤层气罐装气样的解吸分析，是煤层气田录井必不可少的应用软件，对煤层气录井有很大帮助，解决了煤层气录井解释无专用软件的问题。

在煤层气录井过程中夹矸位置的判断具有重要意义，利用快速色谱的分析解释结果和井深位置进行综合判断，能够较准确的判断夹矸的位置，避免取心过程中人为事故或由于煤层中泥岩的膨胀造成夹矸位置的错误判断，为煤层气的开采提供准确的数据。

5、数据转换

可以根据用户的要求随意设置录井数据单位，以适应不同习惯用户的单位需要，且在网络中每个用户可以单独采用自己的数据单位，而不影响其他用户，提高了系统在现场的实用性。

语言功能，系统具备3种语言选择，英语、意大利语和西班牙语，可以任意转换，为不同国家、地区的用户提供不同的用户界面。数据转换与国际接轨，数据库数据可以通过命令

转换成LAS格式和WITS格式，这两种格式均为国际流行的录井数据格式。6.录井网络

本系统属于局域性网络，可以为现场地质监督、工程监督、平台经理、司钻提供网络计算机，也可以和基地实现远程通讯。对于登录本录井系统的所有用户，采取既独立又互连的原则，并且根据不同登陆用户名，采用不同的使用权限，系统的最高管理者是Datalog，享有网络的最高管理权，而如果采用Geologist或Engineer等登录的计算机，则权利就相当有限，只能显示或查看与自己有关的资料，这样能够有效的保证系统和数据安全。同时可以在不同的用户终端上管理打印机和其它网络用户的一些资源（必须在自己的管理权限之内），实现了资源在局域内的共享。在通讯方面也有一定优势，具备网络寻呼，收发邮件的功能，这些功能的实现方便了实时录井过程中的实时信息交流。

三、快速色谱分析系统

系统采用的快速色谱具有稳定性高、体积小、重复性好的特点，在30s内能够分析出从C1~nC5的所有烃值，该色谱分析技术最初属于美国航天局，用于分析大气组分，后应

用于石油行业的油气分析。

它标定简单，采用单点标定，1min就可标定好色谱系统，且取值采用积分求面积法，更准确。大大改善了常规色谱多点标定，且标定麻烦、时间长的问题。该色谱系统运行稳定，反应灵敏，只要做好维护工作，色谱仪运行一般不会出现故障。其另一特点是注样重复性好、线性好。

快速色谱的随机解释软件采用3H比值法对快速色谱采集的数据进行实时解释，每30s一个分析结果。具体分析过程中首先计算出WR（湿润比）、BR（平衡比）和CR（特征比），然后利用三者比值的大小及其三者数据的组合关系，综合判断地层的含油气水情况。其主要优势在于能够及时反应地下油气水情况。利用快速色谱的随机解释优点，在水平井的地质导向方面有很大的应用价值，水平井录井过程中，假如井深2000m时岩屑的上返速度为30min左右，如果采用普通的随钻测斜仪，测斜仪前端要有大约10m以上的位置是测斜仪无法探测到的，换句话说，也就是必须打开10m以后才能采集到2000m井深点的井斜,如果每米钻时为10min，那么，随钻测斜仪只能在100min以后得到2000m井深点的井斜，然后采取措施。而快速色谱利用其先进的解释手段，在钻达2000m后30min，就能判断井下钻头是否还在原来的同一渗透层内，明显的节约100min，并且可减少钻井的无效进尺以及由于无效进尺带来的后期定向问题。这样可以根据解释结果结合岩性，判断钻头是上偏还是下移，及时采取措施。对薄层的油气发现和大套油层中夹层的判断有重要意义，由于快速色谱分析周期短，仅30s，且能分析到nC5，所以它对地层的分辨率是显而易见的，对薄层油气层的发现起到很关键的作用，因为其采样点明显是常规色谱（周期按4min计）的8倍，如果常规色谱能分辨出1m的油层，那么在机械钻速不变的情况下快速色谱就能分辨出0.125m 的油层，这就是快速色谱的优势所在。

三、综述

综合录井系统具有结构简单、便于维护、安装，系统安全稳定，计算机系统软件齐全、功能强大等方面的特点，除具备常规综合录井系统的功能外，还具有钻具振动和快速色谱分析功能。该系统的引进对提高中原石油勘探局地质录井处录井装备水平和服务能力奠定了基础。

SDL-9000型综合录井仪

SDL-9000型综合录井仪是由地质录井分公司与美国哈里伯顿能源公司联合生产的新一代综合录井仪。该仪器集国内外先进技术于一体，仪器的所有传感器及信号线、色谱气测仪、接口面板、UPS、计算机系统(部分硬件及软件)均由美国哈里伯顿能源公司提供。地质录井分公司提供具有国际DNV认证的仪器拖撬、气测系统辅助设备和计算机系统的部分硬件(工作站、打印机)。该仪器除具有随钻气体检测、钻井工程事故预测、地层压力检测、钻井水动力优化等功能外，还增加以下功能：

●软件界面可以进行中英文切换

●钻井液粘度自动连续监测及记录

●岩屑油气显示自动评价

●仪器房内可燃气监测、烟雾报警

该仪器具有增压防爆的拖撬，高精度的仪表，快速的数据采集和灵活的UNIX操作系统，是海陆任何区域进行录井作业的理想设备。

SDL—9000型综合录井仪配备了14种28个传感器。各种传感器均装有防爆接线盒和防爆信号电缆，能够满足标准井场的工作需要，可直接采集钻井液、钻井工程、气体等参数40余项，通过计算机系统可自动处理，并输出和储存300多项参数。所采集信息可通过记录仪有选择地输出。声光报警可提示操作人员参数变化的情况，为安全钻井、优化钻井、评价地层提供可靠的信息。

●钻井液监控系统能自动连续不断地监测和显示钻井液状态或者参数变化，为安全钻井提供保障。

●钻井监控系统自动连续不断地监测和显示钻井工程参数，为优化钻井参数、提高钻井速度提供信息。

●气体检测系统用于分析、评价钻井液中的烃类、非烃类含量。

●H2S监测系统可检测井场不同部位的H2S含量,并具声光报警功能。

●粘度连续检测仪可连续测量动态钻井液粘度。

DAQING SDL—9000型综合录井仪DataDril是功能齐全的地面数据录井操作中心，具有最新的及最先进的计算机系统。本系统具有很大的灵活性,数据中的任何参数均可按时间、测量深度或TVD(总垂直深度)进行显示。功能齐全的工作站可以将数据存储并进行处理，然后转换成用户需要的格式。

●数据解释及地层评价的程序，可以帮助优化钻井、提高效率。

●以WINDOWS为基础，菜单驱动的软件操作简单、灵活。

●具有对所有有关钻井(包括定向井)、LWD、MWD、电缆测井及泥浆数据进行综合处理的能力(DataDril与WITS格式完全兼容)。

DataDril为用户提供了广阔的分析程序

气体分析：运用色谱气测仪对Cl—C5气体进行分析，由有关程序进行积分，并绘制烃比值图，确定储层的油、气潜能。本程序，也可应用存储的数据进行比值运算。地层压力分析：

本程序可用于估算地层孔隙压力，该参数是用于监控钻井作业中最重要的参数之一。这项功能与有经验的人员有机结合可以对地层压力变化进行快速、精确的定义和识别。水动力软件：

运用本程序根据有关参数可编写水动力报告，并可进行水马力优化运算。

冲击/抽吸分析程序：

在起下钻过程中运行脱机程序可预测冲击/抽吸水力学压力，做为一种安全的监控系统，本程序可使流体压力损失降至最少并通过调整水动力压力，预防井喷。

井斜运算程序：

输入井场记录的井斜数据，可以对TVD进行计算并可在水平及垂直两种模式下绘制井径剖面。

先进的DataDril包括LDS绘图系统。LDS录井绘图系统是深受用户欢迎的软件，可兼容 MWD、电测、地质等数据，并可对多井进行综合对比。主要具有如下特点：

●LDS拥有很大的灵活性：根据用户需要，可以对录井图表格式的组合、数据轨迹的分配、数据曲线的模式、图头的布局，以及岩性和真实符号的排布，进行任意组合。

●屏幕编辑：可进行全方位编辑，比如岩性、文本输入、数据编辑、深度位移、曲线标定编辑等。

●绘图功能：曲线8种颜色任选，可在FEL(注释栏)上进行每天事务综合描述；在录井作业过程中可以随时输出打印任何的数据、图表、文本。

●完井报告：完井时可提供多种格式内容的报告。

另外，SDL—9000型综合录井仪还可提供远程传输系统，可随时将现场获得的信息传递给油公司或作业单位，方便现场决策。

大庆地质录井分公司欢迎国内外同行使用SDL—9000型综合录井仪。我们将以一流的技术、一流的设备、一流的人员竭诚为您服务，保证满意！

SDL-9000型综合录井仪技术指标

SDL-9000 Mud Logging Unit Technical Specification

l、传感器部分(Sensors)项

目 Items

测 量 范 围 Measurement Range 灵 敏 度 Sensitivity 精

度 Accuracy

钻井液出口流量 Mud Flow Out 03% 0400SPM 1SPM ±1SPM

钻井液密度 Mud Density 02000ms/cm 10ms/cm ±0.5FSD

钻井液温度

Mud Temperature 050 m3 2mm 6mm

大钩负荷 Hook Load 06000psi 0.01% ±0.25%

套管压力

Casing Pressure 0400RPM 1 ±1 转盘扭矩

Rotary Torque 0100A ±2% ±2% 绞

车 Draw works 0100ppm 1ppm 0.01ppm

2、气体检测部分(Gas Detection)

项

目 Items

测 量 范 围 Measurement Range 灵 敏 度 Sensitivity 精

度 Accuracy 周期

Cycletime

总

烃 Total Gas 0100% 10ppm 2ppm 1.0min

二氧化碳

Carbon Dioxide 0100% 0.5% ±1%FSD

录井技术站

中原油田钻井三公司地质录井公司 版权所有

联系地址：河南省兰考县石油基地

邮编：475300 邮箱：zoushilei@263.net zousilei@sohu.com电话：0393-4867734

第五篇：AQ2012-2007 石油天然气安全规程

AQ2012-2007石油天然气安全规程

目次

前言

范围 规范性引用文件

术语和定义

一般规定

4.1 一般管理要求

4.2 职业健康和劳动保护

4.3 风险管理

4.4 安全作业许可

4.5 硫化氢防护

4.6 应急管理 陆上石油天然气开采

5.1 石油物探

5.2 钻井

5.3 录井

5.4 测井

5.5 试油(气)和井下作业

5.6 采油、采气

5.7 油气处理

5.8注水、注汽(气)与注聚合物及其他助剂

海洋石油天然气开采

6.1 一般要求

6.2 石油物探

6.3 钻井

6.4 录井

6.5 测井与测试

6.6 海洋油气田工程

6.7 海洋油气田生产

6.8 油气装卸作业

6.9 船舶安全

6.10 海底管道

6.11 浅(滩)海石油天然气开采

6.12 滩海陆岸石油天然气开采

油气管道储运

7.1 管道干线

7.2 输油气站场

7.3 防腐绝缘与阴极保护

7.4 管道监控与通信

7.5 管道试运投产

7.6 管道清管与检测

7.7 管道维抢修

前言

本标准的全部技术内容均为强制性。

本标准由国家安全生产监督管理总局提出并归口。

本标准主要起草单位；中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司，英国劳氏船级社。

本标准主要起草人：李俊荣、杜民、黄刚、左柯庆、闫啸、刘景凯、卢世红、吴庆善、李六有、王智晓、于洪金、徐刚、宋立崧、贺荣芳。

范围

本标准规定了石油天然气勘探、开发生产和油气管道储运的安全要求。

本标准适用于石油天然气勘探、开发生产和油气管道储运；不适用于城市燃气、成品油、液化天然气(LNG)、液化石油气(LPG)和压缩天然气(CNG)的储运。

规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

中华人民共和国安全生产法 中华人民共和国主席令70号(2002年6月29日实施)

生产经营单位安全培训规定 国家安全生产监督管理总局令第3号(2006年3月1日实施)术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1 安全作业许可 permit to work

为保证作业安全，在危险作业或非常规作业时，对作业场所和活动进行预先危险分析、确定风险控制措施和责任确认的工作程序。

2 受限空间confined spaces

是指具有已知或潜在危险和有限的出入口结构的封闭空间。

3.3 欠平衡钻井 underbalanced drilling

是指钻井流体的循环压力(在同深度的循环压力)低于地层压力，并将流入井内的地层流体循环到地面进行有效控制的情况下所进行的钻井。

3.4 工业动火hotwork

在油气、易燃易爆危险区域内和油(气)容器、管线、设备或盛装过易燃易爆物品的容器上，进行焊、割、加热、加温、打磨等能直接或间接产生明火的施工作业。

3.5 阈限值 threshold limit value(TLV)

几乎所有工作人员长期暴露都不会产生不利影响的某种有毒物质在空气中的最大浓度。如硫化氢的阈限值为15mg/m3(10ppm)，二氧化硫的阈限值为5.4mg/m3(2ppm)。

3.6 安全临界浓度safety critical concentration

工作人员在露天安全工作8h可接受的某种有毒物质在空气中的最高浓度。如硫化氢的安全临界浓度为30mg/m3(20ppm)。

3.7 危险临界浓度dangerous threshold limit value

有毒物质在空气中达到此浓度时，对生命和健康产生不可逆转的或延迟性的影响，如硫化氢的危险临界浓度为150mg/m3(100ppm)。

3.8 含硫化氢天然气 sulfide gas

指天然气的总压等于或高于0.4MPa，而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa。

3.9 石油天然气站场 petroleum and gas station

具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井的统称。简称油气站场或站场。

3.10 最大许用操作压力 maximum allowable operating pressure(MAOP)

容器、管道内的油品、天然气处于稳态(非瞬态)时的最大允许操作压力。

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；特种作业人员、高危险岗位、重要设备和设施的作业人员，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 新建、改建、扩建工程建设项目安全设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产和使用。

4.1.7 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。

4.1.8 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。

4.1.9 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。

4.1.10 企业应制定石油天然气钻井、开发、储运防火防爆管理制度；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；制定防火防爆应急预案。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。

4.1.11 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

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。应对作业活动和设施运行实施风险管理，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 风险管理应满足以下要求：

——全员参与风险管理；

——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；

——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”；

——危险因素及风险控制措施应告知参与作业相关方及作业所有人员；

——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：

——划分作业活动；

——辨识与作业活动有关的所有危险因素；

——评价风险；

——依据准则，确定出不可容许的风险；

——制定和实施风险控制措施，将风险降至可容许程度；

——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 安全作业许可

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安全作业许可制度，实施分级控制，明确安全作业许可的申请、批准、实施、变更及保存程序。

4.4.2 安全作业许可主要内容如下：

——作业时间段、作业地点和环境、作业内容；

——作业风险分析；

——确定安全措施、监护人和监护措施、应急措施；

——确认作业人员资格；

——作业负责人、监督人以及批准者、签发者签名；

——安全作业许可关闭、确认；

——其他。

4.4.3 安全作业许可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不应进行作业，安全作业许可主要内容发生变化时应按程序变更。

4.4.4 安全作业许可相关证明，也应得到批准，并在作业期限内有效。

4.5 硫化氢防护

4.5.1 在含硫化氢的油气田进行施工作业和油气生产前，所有生产作业人员包括现场监督人员应接受硫化氢防护的培训，培训应包括课堂培训和现场培训，由有资质的培训机构进行，培训时间应达到相应要求。应对临时人员和其他非定期派遣人员进行硫化氢防护知识的教育。

4.5.2 含硫化氢生产作业现场应安装硫化氢监测系统，进行硫化氢监测，符合以下要求：

——含硫化氢作业环境应配备固定式和携带式硫化氢监测仪；

——重点监测区应设置醒目的标志、硫化氢监测探头、报警器；

——硫化氢监测仪报警值设定：阈限值为1级报警值；安全临界浓度为2级报警值；危险临界浓度为3级报警值；

——硫化氢监测仪应定期校验，并进行检定。

4.5.3 含硫化氢环境中生产作业时应配备防护装备，符合以下要求：

——在钻井过程，试油(气)、修井及井下作业过程，以及集输站、水处理站、天然气净化厂等含硫化氢作业环境应配备正压式空气呼吸器及与其匹配的空气压缩机；

——配备的硫化氢防护装置应落实人员管理，并处于备用状态；

——进行检修和抢险作业时，应携带硫化氢监测仪和正压式空气呼吸器。

4.5.4 含硫化氢环境中生产作业时，场地及设备的布置应考虑季节风向。在有可能形成硫化氢和二氧化硫聚集处应有良好的通风、明显清晰的硫化氢警示标志，使用防爆通风设备，并设置风向标、逃生通道及安全区。

4.5.5 在含硫化氢环境中钻井、井下作业和油气生产及气体处理作业使用的材料及设备，应与硫化氢条件相适应。

4.5.6 含硫化氢环境中生产作业时应制定防硫化氢应急预案，钻井、井下作业防硫化氢预案中，应确定油气井点火程序和决策人。

4.5.7 含硫化氢油气井钻井，应符合以下安全要求；

——地质及工程设计应考虑硫化氢防护的特殊要求；

——在含硫化氢地区的预探井、探井在打开油气层前，应进行安全评估；

——采取防喷措施，防唼器组及其管线闸门和附件应能满足预期的井口压力；

——应采取控制硫化氢着火源的措施，井场严禁烟火；

——应使用适合于含硫化氢地层的钻井液，监测和控制钻井液pH值；

——在含硫化氢地层取心和进行测试作业时，应落实有效的防硫化氢措施。

4.5.8 含硫化氢油气井井下作业，应符合以下安全要求：

——采取防喷措施；

——应采取控制硫化氢着火源的措施，井场严禁烟火；

——当发生修井液气侵，硫化氢气体逸出，应通过分离系统分离或采取其他处理措施；

——进入用于装或已装有储存液的密闭空间或限制通风区域，可能产生硫化氢气体时，应采取人身安全防护措施；

——对绳索作业、射孔作业、泵注等特殊作业应落实硫化氢防护的措施。

4.5.9 含硫化氢油气生产和气体处理作业，应符合以下安全要求：

——作业人员进入有泄漏的油气井站区、低凹区、污水区及其他硫化氢易于积聚的区域时，以及进入天然气净化厂的脱硫、再生、硫回收、排污放空区进行检修和抢险时，应携带正压式空气呼吸器；

——应对天然气处理装置的腐蚀进行监测和控制，对可能的硫化氢泄漏进行检测，制定硫化氢防护措施。

4.5.10 含硫化氢油气井废弃时，应考虑废弃方法和封井的条件，使用水泥封隔已知或可能产生达到硫化氢危险浓度的地层。埋地管线、地面流程管道废弃时应经过吹扫净化、封堵塞或加盖帽，容器要用清水冲洗、吹扫并排干，敞开在大气中并采取防止硫化铁燃烧的措施。

4.6 应急管理

4.6.1 应系统地识别和确定潜在突发事件，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，编制应急预案。

4.6.2 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。

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

4.6.4 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处置和响应，防止事态扩大，控制衍生的事故，避免人员伤亡和减少财产损失。

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

4.6.6 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，并根据实际情况对应急预案进行修订。

陆上石油天然气开采

5.1 石油物探

5.1.1 施工设计原则及依据

5.1.1.1 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。

5.1.1.2 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。

5.1.1.3 施工设计应按程序审批，如需变更时，应按变更程序审批。

5.1.2 地震队营地设置与管理

5.1.2.1 营地设置原则，应符合下列要求：

——营区内外整洁、美观、卫生，规划布局合理；

——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；

——交通便利，易于车辆进出；

——远离噪声、剧毒物、易燃易爆场所和当地疫源地；

——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；

——尽量减少营地面积；

——各种场所配置合格、足够的消防器材；

——远离野生动物栖息、活动区。

5.1.2.2 营地布设，应符合下列要求：

——营房车、帐篷摆放整齐、合理，间距不小于3m，营房车拖钩向外；

——营地应合理设置垃圾收集箱(桶)，营地外设垃圾处理站(坑)；

——发配电站设在距离居住区50m以外；

——设置专门的临时停车场，并设置安全标志；

——临时加油点设在距离居住地100m以外；

——营区设置标志旗(灯)，设有“紧急集合点”，设置应急报警装置。

5.1.2.3 营地安全

5.1.2.3.1 用电安全，应符合下列要求：

——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；

——电气线路应有过载、短路、漏电保护装置；

——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；

——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；

——不应在营房、帐篷内私接各种临时用电线路。

5.1.2.3.2 发配电安全，应符合下列要求：

——发电机组应设置防雨、防晒棚，机组间距大干2m，交流电机和励磁机组应加罩或有外壳；

——保持清洁，有防尘、散热、保温措施，有防火、防触电等安全标志；

——接线盒要密封，绝缘良好，不应超负荷运行；

——供油罐与发电机的安全距离不小于5m，阀门无渗漏，罐口封闭上锁；

——发电机组应装两根接地线，且接地电阻小于4Ω；

——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；

——排气管有消音装置。

5.1.2.3.3 临时加油点安全，应符合下列要求：

——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；

——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，防火抄等；

——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；

——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；

——油泵、抽油机、输油管等工具摆放整齐，有防尘措施。

5.1.2.3.4 营地卫生，应符合下列要求：

——定期对营区清扫、洒水，清除垃圾；

——做好消毒及灭鼠、灭蚊蝇工作；

——营区应设有公共厕所，并保持卫生；

——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。

5.1.3 地震队现场施工作业

5.1.3.1 安全通则：

——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；

——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；

——特种作业人员应持证上岗操作；

——穿越危险地段要实地察看，并采取监护措施方可通过；

——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；

——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。

5.1.3.2 测量作业应符合下列要求：

——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；

——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；

——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。

5.1.3.3 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；

——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；

——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；

——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；

——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；

——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。

5.1.3.4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：

——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；

——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；

——服从工程技术人员指挥；

——震源升压时，10m内任何人不应靠近；

——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。

5.1.3.5采集作业应符合下列要求：

——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；

——检波器电缆线穿越危险障碍时(河流、水渠、陡坡等)，应栗取保护措施通过。穿越公路或在公路旁施工时，应设立警示标志；

——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；

——放线工间歇时，不应离岗，注意测线过往车辆；

——在行驶中的车辆大箱内不应进行收、放线作业；

——仪器车行驶应平稳，控制车速，不应冒险通过危险地段。

5.1.3.6 特殊地区、特种作业和车辆行驶安全要求，应符合国家现行标准关于石油物探地震队健康、安全与环境管理的规定。

5.1.4 民用爆破器材管理

5.1.4.1 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。

5.1.4.2 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。

5.1.4.3 临时炸药库应符合以下要求：

——与营区、居民区的距离应符合国家现行标准关于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；

——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；

——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：

——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；

——严禁宿舍与库房混用或将爆破器材存放在宿舍内。

5.1.4.4 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，并符合国家现行标准关于地震勘探民用爆破器材安全管理的要求。

5.2 钻井

5.2.1 设计原则和依据

5.2.1.1 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。

5.2.1.2 地质设计应根据地质资料进行风险评估并编制安全提示。

5.2.1.3 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。

5.2.2 钻井地质设计

5.2.2.1 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。

5.2.2.2 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)。

5.2.2.3 应对高压天然气井、新区预探井及含硫化氢气井拟定井位周围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。

5.2.2.4 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。

5.2.2.5 含硫化氢地层、严重坍塌地层、塑性泥岩层、严重漏失层、盐膏层和暂不能建立压力曲线围的裂缝性地层、受老区注水井影响的调整井均应根据实际情况确定各层套管的必封点深度。

5.2.3 钻井工程设计

5.2.3.1 井身结构设计应符合下列规定：

——钻下部地层采用的钻井液，产生的井内压力应不致压破套管鞋处地层以及裸跟钻的破裂压力系数最低的地层；

——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；

——应考虑地层压力设计误差，限定一定的误差增值，井涌压井时在套管鞋处所产生的压力不大于该处地层破裂压力；

——对探井，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；

——含硫化氢地层等特殊井套管设计，应符合5.2.3.5的规定。

5.2.3.2 随钻地层压力预测与监测

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

5.2.3.3 钻井液设计应符合下列规定：

——应根据平衡地层压力设计钻井液密度；

——应根据地质资料和钻井要求设计钻井液类型；

——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，硫化氢含量高的井一般应使用油基钻井液，并符合4.5.7的规定；

——探井、气井和高压及高产油气井，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；

——施工前应根据本井预测地层压力梯度当量密度曲线绘制设计钻井液密度曲线、施工中绘制随钻监测地层压力梯度当量密度曲线和实际钻井液密度曲线，并依据监测结果和井下实际情况及时调整钻井液密度。

5.2.3.4 井控装置应符合下列规定：

——油气井应装套管头(稠油热采井用环形铁板完成)，含硫化氢的油气井应使用抗硫套管头，其压力等级要不小于最高地层压力。选择时应以地层流体中硫化氢含量为依据，并符合4.5.5的规定；

——根据所钻地层最高地层压力，选用高于该压力等级的液压防喷器和相匹配的防喷装置及控制管汇。含硫化氢的井要选相应压力级别的抗硫井口装置及控制管汇；

——井控装置配套应符合国家现行标准关于钻井井控技术的要求；高压天然气井、新区预探井、含硫化氢天然气井应安装剪切闸板防喷器；

——防喷器组合应根据压力及地层特点进行选择，节流管汇及压井管汇的压力等级和组合形式要与全井防喷器相匹配；

——应制定和落实井口装置、井控管汇、钻具内防喷工具、监测仪器、净化设备、井控装置的安装、试压、使用和管理的规定。井底静止温度为120℃以上，地层压力为45MPa以上的高温高压含硫化氢天然气井应使用双四通。高压天然气井的放喷管线应不少于两条，夹角不小于120°，出口距井口应大于75m；含硫化氢天然气井放喷管线出口应接至距井口100m以外的安全地带，放喷管线应固定牢靠，排放口处应安装自动点火装置。对高压含硫化氢天然气井井口装置应进行等压气密检验，合格后方可使用；

——放喷管线应使用专用标准管线，高产高压天然气井采用标准法兰连接，不应使用软管线，且不应现场焊接；

——井控状态下应至少保证两种有效点火方式。应有专人维护、管理点火装置和实施点火操作；

——寒冷季节应对井控装备、防喷管线、节流管汇及压力表采取防冻保温加热措施。放喷时放喷管及节流管汇应进行保温。

5.2.3.5 固井设计

5.2.3.5.1 套管柱应符合下列规定：

——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1.0～1.125，抗内压为1.05～1.25。抗拉为1.8以上，含硫天然气井应取高限；

——高温高压天然气井应使用气密封特殊螺纹套管；普通天然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古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并符合4.5.5的规定；

——在进行套管柱强度设计时，高温高压天然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高压水层及最高地层压力；

——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。

5.2.3.5.2 注水泥浆应符合下列规定：

——各层套管都应进行流变学注水泥浆设计，高温高压井水泥浆柱压力应至少高于钻井液柱压力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；

——有特殊要求的天然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蹩回压等措施，确保固井质量；

——对于长封段的天然气井，应采用套管回接方式，如采用分级固井，分级箍应使用连续打开式产品，固井设计和施工中一级水泥返高应超过分级箍位置；

——对有高压油气层或需要高压压裂等增产措施井，应回接油层套管至井口，固井水泥返至地面，然后进行下步作业；

——坚持压力平衡原则。固井前气层应压稳，上窜速度不超过10m/h(特殊井和油气层保护的需要油气上窜速度控制在10m/h～30m/h)；

——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，对天然气井优选防气窜水泥添加剂，防止气窜；

——对漏失井，应在下套管前认真堵漏，直至合格。5.2.4 井场布置及设备安装

5.2.4.1 井场布置

5.2.4.1.1 井场布置应遵循下列原则：

——根据自然环境、钻机类型及钻井工艺要求确定钻井设备安放位置；

——充分利用地形，节约用地，方便施工；

——满足防喷、防爆、防火、防毒、防冻等安全要求；

——在环境有特殊要求的井场布置时，应有防护措施；

——有废弃物回收、利用、处理设施或措施。

5.2.4.1.2 井场方向、井位、大门方向、井场面积确定和井场设备布置及安全标志的设置应符合国家现行标准关于钻前工程及井场布置的技术要求。

5.2.4.2 钻井设备安装应符合下列要求：

——所有设备应按规定的位置摆放，并按程序安装；

——设备部件、附件、安全装置设施应齐全、完好，且固定牢靠；

——设备运转部位转动灵活，各种阀门灵活可靠，油气水路畅通，不渗不漏；

——所有紧固件、连接件应牢固可靠，紧固件螺纹外露部分应有防锈措施；

——绞车游动系统能迅速有效地进行制动与解除，防碰天车及保险阀灵活可靠，离合器能快速离合；

——进行高压试运转时，所有管线不刺不漏，油气水路畅通；

——设备安装完后，整机试运转符合要求；

——电气设备、线路的安装规范、合理。

5.2.5 井控装置的安装、试压、使用和管理

5.2.5.1 井控装置的安装

5.2.5.1.1 钻井井口装置应符合下列规定：

a)防喷器、套管头、四通的配置安装、校正和固定应符合国家现行标准关于钻井井控装置组合配套、安装调试与维护的规定；

b)防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态；

c)具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°。挂牌标明开、关方向和到底的圈数；

d)防喷器远程控制台安装要求：

1)应安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有1m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道、周围10m内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品；

2)管排架与防喷管线及放喷管线的距离应不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业；

3)总气源应与司钻控制台气源分开连接，井配置气源排水分离器，严禁强行弯曲和压折气管束；

4)电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制；

5)蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。

5.2.5.1.2 井控管汇应符合下列要求：

——钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接；

——钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头，其通径不小于78mm。

5.2.5.1.3 放喷管线安装要求：

——放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm；

——放唼管线不允许在现场焊接；

——布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况；

——两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；

——管线尽量平直引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头；

——管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m；

——管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚、预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；

——水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。

5.2.5.1.4 钻具内防喷工具应符合下列要求：

——钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力；

——应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀；

——钻台上准备一根防喷钻杆单根(带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀)；

——应配备钻井液循环池液面监测与报警装置；

——按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井及气比油高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，并将液气分离器排气管线(按设计通径)接出井口50m以上。

5.2.5.2 井控装置的试压

5.2.5.2.1 试压值应符合下列要求：

——防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压、环形防喷器(封闭钻秆-不试空井)、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力；

——在井上安装好后，试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；放喷管线试验压力不低于10MPa；

——钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照本条第二项规定的有关条件及要求试压；

——防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。

5.2.5.2.2 试压规则应符合下列要求：

——除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余井控装置试压介质均为清水：

——试压稳压时间不步于10min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。

5.2.5.3 井控装置的使用应符合下列要求：

——环形防喷器不应长时间关井，非特殊情况不允许用来封闭空井；

——在套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不应大于0.2m/s；

——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～1/2圈；

——环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa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；

——当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器；

——严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力；

——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；

——钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关恬动及环形防喷器试关井(在有钻具条件下)；

——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；

——对防喷器及其控制系统及时按国家现行标准关于钻井井控装置组合配套安装调试维修的规定进行维护保养；

——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；

——平行闸板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不应半开半闭和作节流阀用；

——压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；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；

——井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态；

——采油(气)井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油(气)井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。

5.2.5.4 井控装置的管理应符合下列要求：

——企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其职责范围和管理制度；

——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；

——应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求；

——企业应制定欠平衡钻井特殊井控作业设备的管理、使用和维修制度。

5.2.6 开钻前验收

5.2.6.1 钻井监督或开钻前应由甲方或甲方委托的施工监督单位组织，对道路、井场、设备及电气安装质量、通信、井场安全设施、物资储备、应急预案等进行全面检查验收，经验收合格后方可开钻。

5.2.6.2 钻开油气层前验收

5.2.6.2.1 应加强地层对比，及时提出可靠的地质预报。

5.2.6.2.2 在进入油气层前50m～100m，应按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。调整井应指定专人检查邻近洼水、注气(汽)井停注、泄压情况。

5.2.6.2.3 钻进监督或钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，提出具体要求，并应组织进行防喷、防火演习，含硫化氢地区钻井还应进行防硫化氢演习，直至合格为止。

5.2.6.2.4 落实24h轮流值班制度和“坐岗”制度，指定专人、定点观察溢流显示和循环池液面变化，检查所有井控装置、电路和气路的安装及功能是否正常，并按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，并对储备加重钻井液定期循环处理。

5.2.6.2.5 钻井队应通过全面自检，确认准备工作就绪后，由上级主管部门组织，按标准检查验收合格并批准后，方可钻开油气层。

5.2.7 钻进

5.2.7.1 常规钻进

5.2.7.1.1 钻进时应严格按规定程序和操作规程进行操作，选择合理的钻具组合和适当的钻井液，钻进时应根据井内、地面设备运转、仪表信息变化情况，判断分析异常情况，及时采取相应措施。

5.2.7.1.2 及时观察钻头运行情况，发现异常及时更换钻头；钻具在井内不应长时间静止，钻达下技术(油层)套管深度后，应根据设计及时测井、固井等作业。

5.2.7.1.3 开钻前检查、第一次钻井，再次钻进，接单根、起下钻、换钻头、钻水泥塞、油气层钻进等应符合国家现行标准关于常规钻进的安全技术要求。

5.2.7.1.4 欠平衡钻井应符合国家现行标准关于欠平衡钻井的安全技术要求。

5.2.8 井口与套管保护

5.2.8.1 各层次套管要居中，保持天车、井口与转盘在一条垂直线上，其偏差应控制在规定范围内。

5.2.8.2 对于钻井周期较长的井、大位移井、水平井，在表层套管、技术套管内的钻井作业应采取有效措施减少磨损套管。

5.2.8.3 高温、高压、高含硫化氢井及套管长期受磨损井在打开目的层前应对上层套管进行磨损检查，并根据磨损情况决定打开目的层前是否采取补救措施，并符合5.2.3.5的规定。

5.2.8.4 对于下完尾管继续钻进的井，若决定测试时，应先回接套管至井口，并常规固井。

5.2.8.5 大直径表层套管应保证圆井周围不窜漏。复杂地区坚硬地层的表层套管下套管时应采取防倒扣的措施。

5.2.8.6 防喷器应在井架底座上绷紧固定。

5.2.8.7 钻水泥塞钻头出套管，应采取有效措施保证形成的新井眼与套管同心，防止下部套管倒扣及磨损。

5.2.8.8 在施工中，气井套管环空应安装压力表，接出引流放喷管线，并定期检查环空压力变化，需要时及时泄压，将环空压力控制在允许安全范围之内。

5.2.8.9 套管头内保护套应根据磨损情况及时调换位置或更换。

5.2.8.10 气井应进行井口套管的装定计算，确定井口合理受力状态。

5.2.9 中途测试

5.2.9.1 中途测试应有包括安全内容的测试设计，并按审批程序审批。

5.2.9.2 中途测试前应按设计调整好钻井液性能，保证井壁稳定和井控安全，测双井径曲线，确定座封位置。

5.2.9.3 中途裸眼井段座封测试应在规定时间内完成，防止卡钻。

5.2.9.4高温高压含硫化氢油气层应采用抗硫油管测试。严格限制在含硫化氢地层中用非抗硫化氢的测试工具进行测试工作。

5.2.9.5 对高压、高产天然气井和区域探井测试时，应接好高压水泥车。

5.2.9.6 下钻中若发现测试阀打开，出现环空液面下降，应立即上提管串，同时反灌钻井液。

5.2.9.7 测试阀打开后如有天然气喷出，应在放喷出口处立即点火燃烧。

5.2.9.8 测试完毕后，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，待井压稳后才能起钻。

5.2.10 完井

5.2.10.1 下套管

5.2.10.1.1 吊套管上钻台，应使用适当的钢丝绳，不应使用棕绳。

5.2.10.1.2 各岗位人员应配合好，套管入鼠洞时司钻应注意观察，套管上扣时应尽量使用套管动力钳，下套管时应密切观察指重表读数变化并按程序操作，发现异常及时处理。

5.2.10.2 固井

5.2.10.2.1 摆车时应有专人指挥，下完套管后当套管内钻井液未灌满时不应接水龙带开泵洗井。

5.2.10.2.2 开泵顶水泥浆时所有人员不应靠近井口、泵房、高压管汇和安全阀附近及管线放压方向。

5.2.11 复杂情况的预防与处理

5.2.11.1 发生顿钻、顶天车、单吊环起钻、水龙头脱钩等情况时，应按相应的要求和程序进行处理。

5.2.11.2 当发生井涌、井漏、井塌、砂桥、泥包、缩径、键槽、地层蠕变、卡钻、钻井或套管断落、井下落物等，应按国家现行标准的技术要求处理。

5.2.11.3 井喷失控处理

5.2.11.3.1 实施井喷着火预防措施，设置观察点，定时取样，测定井场及周围天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。

5.2.11.3.2 根据失控状况及时启动应急预案，统一组织、协调指挥抢险工作。含硫化氢油气井的防护应符合4.5.6的规定。

5.3 录井

5.3.1 录井准备

应根据危险源辨识、风险评估，编制录井施工方案和应急预案，并按审批程序审批。

5.3.2 设施、仪器安装调校

5.3.2.1 仪器房中应配置可燃气体报警器和硫化氢监测仪。

5.3.2.2 高压油气井、含硫化氢气井的气测录井仪器房应具有防爆功能，安全门应定期检查，保持灵活方便。

5.3.2.3 值班房、仪器房在搬迁、安装过程中应遵守钻井队的相关安全规定。

5.3.3 录井作业

5.3.3.1 钻具、管具应排放整齐，支垫牢固，进行编号和丈量。

5.3.3.2 井涌、钻井液漏失时应及时向钻井队报警。

5.3.3.3 氢气发生器应排气通畅，不堵不漏。

5.3.3.4 当检测发现高含硫化氢时，应及时通知有关人员作好防护准备；现场点火时，点火地点应在下风侧方向，与井口的距离应不小于30m。

5.3.3.5 发生井喷时，启动应急预案。

5.3.3.6 在新探区、新层系及含硫化氢地区录井时，应进行硫化氢监测，并配备相应的正压式空气呼吸器。

5.4 测井

5.4.1 生产准备

5.4.1.1 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。

5.4.1.2 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。

5.4.1.3 各种井口带压设备应定期进行试压，合格后方可使用。

5.4.2 现场施工

5.4.2.1 现场施工作业

5.4.2.1.1 测井作业前，队长应按测井通知单要求向钻井队(作业队、采油队)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(作业队、采油队)应指定专人配合测井施工。

5.4.2.1.2 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(作业队、采油队)设备或不攀登高层平台。

5.4.2.1.3 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。

5.4.2.1.4 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。

5.4.2.1.5 接外引电源应有人监护，应站在绝缘物上，戴绝缘手套接线。

5.4.2.1.6 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。

5.4.2.1.7 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。

5.4.2.1.8 测井作业时，应协调钻井队(作业队、采油队)及时清除钻台作业面上的钻井液。冬季测井施工，应用蒸汽及时清除深度丈量轮和电缆上的结冰。测井作业时，钻井队(作业队、采油队)不应进行影响测井施工的作业及大负荷用电。

5.4.2.1.9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。

5.4.2.1.10 电缆在运行时．绞车后不应站人，不应触摸和跨越电缆。

5.4.2.1.11 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。

5.4.2.1.12 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。

5.4.2.1.13 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。

5.4.2.2 裸眼井测井

5.4.2.2.1 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。

5.4.2.2.2 在井口装卸放射源，应先将井口盖好。

5.4.2.3 套管井测井

5.4.2.3.1 井口防喷装置应定期进行检查、更换密封件。

5.4.2.3.2 进行生产井测井作业，打开井口阀门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。

5.4.2.3.3开启和关闭各种阀门，应站在阀门侧面。开启时应缓慢进行，待阀门上下压力平衡后，方可将阀门完全打开。

5.4.2.3.4 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。

5.4.2.3.5 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。拆卸井口装置前各阀门应关严，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。

5.4.2.4 复杂井测井

5.4.2.4.1 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(作业队、采油队)通告方案相关情况。

5.4.2.4.2 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。

5.4.2.4.3 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。

5.4.2.4.4 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。

5.4.2.4.5 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。

5.4.2.4.6 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。

5.4.2.5 安全标志、检测仪器和防护用具

5.4.2.5.1 危险物品的运输应设下列警示标志：

——运输放射源和火工品的车辆(船舶)应设置相应的警示标志；

——测井施工作业使用放射源和火工品的现场应设置相应的安全标志。

5.4.2.5.2 测井队应配备的检测仪器：

——测井队应配备便携式放射性剂量监测仪，定期检查并记录；

——从事放射性的测井人员每人应配备个人放射性剂量计，定期检查并记录；

——在可能含有硫化氢等有毒有害气体井作业时，测井队应配备一台便携式硫化氢气体监测报警仪。定期检查并记录。

5.4.2.5.3 从事下列作业的人员，应配备相应的防护用品：

——测井人员应按相关的规定配备防护用品；

——装卸放射源的人员应按规定配备防护用品；

——装卸、押运火工品的人员应按规定配备防护用品。

5.4.3放射源的领取、运输、使用和防护

5.4.3.1 放射源的领取和运输应符合下列要求；

——测井队应配押源工；

——押源工负责放射源领取、押运、使用、现场保管及交还；

——押源工将放射源装人运源车、检查无误后锁闭车门；

——运源车应采用运源专用车；

——运源车应按指定路线行驶，不应搭乘无关人员，不应在人口稠密区和危险区段停留。中途停车、住宿时应有专人监护。

5.4.3.2 放射源的安全使用，应符合下列要求：

——专用贮源箱应设有“当心电离辐射”标志；

——装卸放射源时应使用专用工具，圈闭相应的作业区域，按操作规程操作；

——起吊载源仪器时，应使用专用工具，工作人员不应触摸仪器源室；

——施工返回后，应直接将放射源送交源库，并与保管员办理入库手续；

——放射性测井工作人员的剂量限值、应急照射情况的干预，应符合国家现行标准关于油(气)田非密封型、密封型放射源卫生防护的规定；

——放射源及载源设备性能检验应符合国家现行标准关于油(气)田测井用密封型放射源卫生防护的规定；

——测井作业完后应将污染物带回指定地点进行处理。

5.4.4 射孔

5.4.4.1 应根据危险源辨识、风险评估，编制射孔施工方案和应急预案，并按审批程序审批。

5.4.4.2 射孔作业应按设计要求进行。

5.4.4.3火工品的领取、运输和使用

5.4.4.3.1 火工品的领取和运输除应符舍国家现行标准关于爆炸物品领取和运输的规定外，还应符合下列规定：

——测井队应配护炮工；

——押运员负责火工品从库房领出、押运、使用、现场保管及把剩余火工品交还库房；

——押运员领取雷管时应使用手提保险箱，由保管员直接将雷管导线短路后放入保险箱内；

——运输射孔弹和雷管时，应分别存放在不同的保险箱内，分车运输，应由专人监护。保险箱应符合国家的相关规定；

——运输火工品的保险箱，应固定牢靠；运输火工品的车辆应按指定路线行驶，不许无关人员搭乘；

——道路、天气良好的情况下，汽车行驶速度不应超过60km/h；在因扬尘、起雾、暴风雪等引起能见度低时，汽车行驶速度应在20km/h以下；

——途中遇有雷雨时，车辆应停放在离建筑物200m以外的空旷地带；

——火工品应采用专车运输。

5.4.4.3.2 火工品的使用除应符合国家现行标准关于爆炸物品使用的规定外，还应符合下列要求：

——在钻井平台上(现场)存放民用爆破器材时，应放在专用释放架上或指定区域；

——射孔时平台上(现场)不应使用电、气焊。平台上或停靠在平台(作业现场)周围的船舶(车辆、人员)不应使用无线电通信设备；

——装炮时应选择离开井口3m以外的工作区，圈闭相应的作业区域；

——联炮前，操作工程师应拔掉点火开关钥匙和接线排上的短路插头，开关钥匙交测井队长保管；

——在井口进行接线时，应将枪身全部下入井内，电缆缆芯对地短路放电后方可接通；未起爆的枪身起出井口前，应先断开引线并绝缘好后，方可起出井口；

——未起爆的枪身或已装好的枪身不再进行施工时，应在圈闭相应的作业区域内及时拆除雷管和射孔弹；

——下过井的雷管不应再用；

——撞击式井壁取心器炸药的安全使用，应符合国家火工品安全管理规定；

——检测雷管时应使用爆破欧姆表测量；

——下深未超过200m时，不应检测井内的枪身或爆炸筒；

——不应在大雾、雷雨、七级风以上(含七级)天气及夜间开始射孔和爆炸作业；

——施工结束返回后，应直接将剩余火工品送交库房，并与保管员办理交接手续；

——火工品的销毁，应符合国家现行标准关于石油射孔和井壁取心用爆炸物品销毁的规定。

5.5 试油(气)和井下作业

5.5.1 设计安全原则

5.5.1.1 设计应由认可的单位承担，并按审批程序审批，如需变更，按变更审批程序审批。

5.5.1.2 设计的安全措施应能防止中毒、井喷、着火、爆炸等事故及复杂情况的发生。

5.5.2 地质设计

5.5.2.1 应提供本井的地质、钻井及完井基本数据，包括井身结构、钻开油气层的钻井液性能、漏失、井涌，钻井显示、取心以及完井液性能、固井质量、水泥返高、套管头、套管规格、井身质量、测井、录井、中途测试等资料。

5.5.2.2 应根据地质资料进行风险评估并编制安全提示。

5.5.2.3 应提供区域地质资料、邻井的试油(气)作业资料，及本井已取得的温度、压力，产量及流体特性等资料，并应特别注明硫化氢、二氧化碳的含量和地层压力。

5.5.2.4 应提供井场周围500m以内的居民住宅，学校、厂矿等分布资料；对高压、高产及含硫化氢天然气井应提供1000m以内的资料。

5.5.3 工程设计

5.5.3.1 应根据地质设计编制工程设计，并根据地质设计中的风险评估、安全提示及工程设计中采用的工艺技术制定相应的安全措施，并按设计审批程序审批。

5.5.3.2 所选井口装置的性能压力应满足试油和作业要求。高压、高产及含硫化氢油(气)井应采用配有液压(或手动)控和阀门的采油(气)树及地面控制管汇。对重点高压含硫化氢油(气)井井口装置应进行等压气密检验。其性能应满足抗高温、抗硫化氢、防腐的要求，并符合4.5.5的规定。

5.5.3.3 井筒、套管头和井口控制装置应试压合格后方可使用。

5.5.3.4 含硫化氢、二氧化碳的油(气)井，应有抗硫化氢、防腐蚀措施。下井管柱应具有抗硫化氢、二氧化碳腐蚀的能力，并符合4.5.5的规定。

5.5.3.5 高温高压油(气)井，下井工具性能应满足耐高温、高压的要求，并应有试压、试温检验报告。

5.5.4 试油(气)和井下作业地面设备

5.5.4.1 根据井深、井斜及管柱重量。选择修井机械、井架和游动系统等配套设备。

5.5.4.2 钻台或修井操作台应满足井控装置安装、起下钻和井控操作要求。

5.5.4.3 根据设计选择地面测试流程。高压天然气井的地面测试流程应包括紧急关闭系统。

5.5.4.4 分离器及闸门、流程管线按分离器的工作压力试压；分离器通畅，闸门灵活可靠，扫线干净。

5.5.4.5 井口产出的流体，应分离计量。分离出的天然气应点火烧掉或进入集输系统，产出的液体进入储罐；分离器距井口30m以上，火炬应距离井口、建筑物及森林50m以外，含硫化氢天然气井火炬距离井口100m以外，且位于主导风向的两侧。

5.5.4.6 含硫化氢、二氧化碳的油(气)井，从井口到分离器出口的设备、流程，应抗硫化氢、抗二氧化碳腐蚀，并符合4.5.5的规定。

5.5.5 井控装置

5.5.5.1 试油(气)和井下作业的井均应安装井控装置。高压高产油(气)井应安装液压防喷器及(或)高压自封防喷器，并配置高压节流管汇。

5.5.5.2 含硫化氢、二氧化碳井，井控装置、变径法兰应具有抗硫化氢、抗二氧化碳腐蚀的能力，并符合4.5.5的规定。

5.5.5.3 井控装置(除自封防喷器外)、变径法兰、高压防喷管的压力等级应与油气层最高地层压力相匹配，按压力等级试压合格。

5.5.5.4 在钻台上应配备具有与正在使用的工作管柱相适配的连接端和处于开启位置的旋塞球阀。当同时下入两种或两种以上的管柱时，对正在使用的每种管柱，都应有一个可供使用的旋塞球阀。

5.5.5.5 井控装置应统一编号建档，有试压合格证。

5.5.6 试油(气)和井下作业管柱

5.5.6.1 高温高压油(气)井应采用气密封油管，下井管柱丝扣应涂耐高温高压丝扣密封脂，管柱下部应接高温高压伸缩补偿器、压力控制式循环阀和封隔器。

5.5.6.2 含硫化氢、二氧化碳的井，下井管柱应具有抗硫化氢、抗二氧化碳腐蚀的性能，压井液中应含有缓蚀剂．并符合4.5.5的规定。

5.5.7 施工

5.5.7.1 施工准备

施工作业前，应详细了解井场内地下管线及电缆分布情况。掌握施工工程设计，按设计要求做好施工前准备，应对井架、场地、照明装置等进行检查，合格后方可施工。

5.5.7.2 井场布置应符合下列规定：

——油、气井场内应设置明显的防火防爆标志及风向标；

——施工中进出井场的车辆排气管应安装阻火器。施工车辆通过井场地面裸露的油、气管线及电缆，应采取防止碾压的保护措施；

——井场的计量油罐应安装防雷防静电接地装置，其接地电阻不大于10Ω；

——立、放井架及吊装作业应与高压电等架空线路保持安全距离，并有专人指挥；

——井场、井架照明应使用低压防爆灯具或隔离电源；

——井场应设置危险区域、逃生路线、紧急集合点以及两个以上的逃生出口，并有明显标识；

——井场设备安装完毕后应按设计及安全技术要求进行开工验收，合格后方可开工。

5.5.7.3 施工应符合下列规定：

——抽油机驴头或天车轮应摆放合理，不得与游动系统相挂；

——施工过程中，应落实预防和制止井喷的具体措施；

——上井架的人员应由扶梯上下；高空作业应系安全带；携带的工具应系防掉绳；

——起下作业应有统一规定的手势和动作，配合一致；

——吊卡手柄或活门应锁紧，吊卡销插牢；

——上提载荷因遇卡、遇阻而接近井架安全载荷时，不应硬提和猛提；

——遇有六级以上大风、能见度小于井架高度的浓雾天气、暴雨雷电天气及设备运行不正常时，应停止作业。

5.5.8 压井

5.5.8.1 应按设计配制压井液。

5.5.8.2 压井结束时，压并液进出口性能应达到一致，检查油、套压情况，并观察出口有无溢流。

5.5.8.3 对于地层漏失量大的油气层，应替人暂堵剂，方可压井。

5.5.8.4 如压井液发生气浸，须循环除气压井。

5.5.9 测试与诱喷

5.5.9.1 测试时，应执行设计中的压力控制、测试工作制度。

5.5.9.2 气举或混气水诱喷不应使用空气气举。若使用天然气诱喷，分离出的天然气应烧掉或进入集输系统。

5.5.9.3 抽汲诱喷应安装防喷装置，并应采取防止钢丝绳打扭和抽汲工具冲顶天车的措施。

5.5.10 完井

5.5.10.1 对有工业油(气)流的井，具备条件投产，应采取下生产管柱完井方式。

5.5.10.2 完井管柱下完后，装好采油(气)树并进行紧固试压。

5.5.10.3 含硫化氢及二氧化碳等酸性油气井的采油(气)树应具有抗硫化氢或二氧化碳的能力。

5.5.10.4 高温、高压、高产及含硫化氢井应安装井下安全阀等井下作业工具、地面安全控制系统和井口测温装置，并符合4.5.5的规定。

5.5.10.5 油套环空应充注保护隔离液。

5.5.11 弃井及封井

5.5.11.1 对地质报废和工程报废的井应有报废处理方案，应采用井下水泥塞封井，相关资料按档案要求进行保管。

5.5.11.2 应对暂时无条件投产的、无工业开采价值的井在试油(气)结束后，按封井设计要求封堵。

5.5.11.3 废弃井、常停井应达到国家现行标准关于废弃井及常停井处置的技术要求。

5.5.12 复杂情况的预防与处理

5.5.12.1 试油(气)和井下作业应明确井控岗位责任。

5.5.12.2 起下管柱应连续向井筒内灌入压井液，并控制起下钻速度；对井漏地层应向射开井段替入暂堵剂。

5.5.12.3 起出井内管柱后，在等待时，应下入部分管柱。

5.5.12.4 压井作业中，当井下循环阀打不开时，可采用连续油管压井或采用挤压井，然后对油管射孔或切割，实现循环压井。

5.5.12.5 进行油气层改造时，施工的最高压力不能超过井口等设施的最小安全许可压力；若油管注入泵压高于套管承压，应下入封隔器，并在采油(气)树上安装安全阀限定套管压力。

5.5.12.6 试油(气)和井下作业现场应按规定配备足够消防器材。

5.5.12.7 在钻井中途测试时，发现封隔器失效，应立即终止测试，采用反循环压井。

5.5.12.8 出现环空压力升高，应通过节流管汇及时泄压，若泄压仍不能消除环空压力上升，立即终止测试。

5.5.12.9 地层出砂严重应终止测试。

5.5.12.10 发现地面油气泄漏，视泄漏位置采取关闭油嘴管汇、紧急切断阀或采油树生产阀门等措施。

5.5.12.11 发生井口油气漏失，应首先关闭井下压控测试阀，再采取处理措施。

5.5.12.12 当井口关井压力达到测试控制头额定工作压力的80%时，应用小油嘴控制开井泄压。

5.5.12.13 测试过程中若发现管柱自动上行，应及时关闭防喷器，环空蹩压平衡管柱上行力。环空憋压不应达到井下压控测试阀操作压力。

5.5.13 压裂、酸化、化堵

5.5.13.1 地面与井口连接管线和高压管汇，应按设计要求试压合格，各部阀门应灵活好用。

5.5.13.2 井场内应设高压平衡管汇，各分支应有高压阀门控制。

5.5.13.3 压裂、酸化、化堵施工所用高压泵安全销子的剪断压力不应超过高压泵额定最高工作压力。设备和管线泄漏时，应停泵、泄压后方可检修。高压泵车所配带的高压管线、弯头应定期进行探伤、测厚检查。

5.5.13.4 压裂施工时，井口装置应用钢丝绳绷紧固定。

5.6 采油、采气

5.6.1 高压、含硫化氢及二氧化碳的气井应有自动关井装置。

5.6.2 油气井站投产前应对抽油机、管线、分离器、储罐等设备、设施及其安全附件，进行检查和验收。

5.6.3 运行的压力设备、管道等设施设置的安全阀、压力表、液位计等安全附件齐全、灵敏、准确，应定期校验。

5.6.4 油气井井场、计量站、集输站、集油站、集气站应有醒目的安全警示标志，建立严格的防火防爆制度。

5.6.5 井口装置及其他设备应完好不漏，油气井口阀门应开关灵活，油气井进行热洗清蜡、解堵等作业用的施工车辆施工管线应安装单流阀。施工作业的热洗清蜡车、污油(水)罐应距井口20m以上。

5.7 油气处理

5.7.1 一般规定

油气处理设施设计应由有资质的单位编制完成，设计应符合国家现行标准关于石油天然气工程设计防火和油气集输设计的要求，并按程序审批。

5.7.2 原油处理

5.7.2.1 投产

5.7.2.1.1 原油赴理流程投产前应制定投产方案、技术及组织措施和操作规程。

5.7.2.1.2 投产前应扫净管道内杂物、泥沙等残留物，井按投产方案进行试压和预热。

5.7.2.1.3 投油时应统一指挥并按程序和操作规程进行操作，并确保泄压装置完好，对停用时间较长的管线应采取置换、扫线和活动管线等措施。

5.7.2.1.4 合理控制流量和温度，计量站和管线各阀门、容器不渗不漏。

5.7.2.2 集输管线

——应定期对管线巡回检查。记录压力、温度，发现异常情况应及时采取处理措施；

——管线不得超压运行。管线解堵时不应用明火烘烤；

——各种管径输油管线停输、计划检修及事故状态下的应急处理，应符合国家现行标准关于原油管道运行的技术要求，并在允许停输时间内完成。

5.7.2.3 原油计量工作人员

——不应穿钉鞋和化纤衣服上罐；

——上罐应用防爆手电筒，且不应在罐顶开闭；

——每次上罐人数不应超过5人；

——计量时应站在上风方向并轻开轻关油口盖子；

——量油后量抽尺不应放在罐顶；

——应每日对浮顶船舱进行全面检查；

——雨雪天后应及时排放浮顶罐浮船盘面上的积水。

5.7.2.4 原油脱水

——梯子口应有醒目的安全警示标志；

——电脱水器高压部分应有围栅，安全门应有锁，并有电气连锁自动断电装置；

——绝缘棒应定期进行耐压试验，建立试验台账，有耐压合格证；

——高压部分应每年检修一次，及时更换极板；

——油水界面自动控制设施及安全附件应完好可靠，安全阀应定期检查保养；

——脱水投产前应进行强度试验和气密试验。

5.7.2.5 原油稳定

——稳定装置不应超温、超压运行；

——压缩机应有完好可靠的启动及事故停车安全联锁装置和防静电接地装置；

——压缩机吸入管应有防止空气进入的安全措施；

——压缩机间应有强制通风设施及安全警示标志。

5.7.2.6 污油污水处理

——污油罐应有高、低液位自动报警装置；

——加药间应设置强制通风设施；

——含油污水处理浮选机应有可靠接地，接地电阻应小于10Ω。浮选机外露旋转部位应有防护罩。

5.7.2.7 输油泵房

——电动往复泵、螺杆泵和齿轮泵等容积式泵的出口管段阀门前，应装设安全阀(泵本身有安全阀者除外)及卸压和联锁保护装置；

——泵房内不应存放易燃、易爆物品，泵和不防爆电机之间应设防火墙。

5.7.2.8 储油罐

——油罐区竣工应经相关部门验收合格后方能交工投产；

——储油罐安全附件应经校验合格后方可使用；

——储油罐液位检测应有自动监测液位系统，放水时应有专人监护；

——储油罐应有溢流和抽瘪预防措施，装油量应在安全液位内，应单独设置高、低液位报警装置；

——5000m3以上的储油罐进、出油管线应装设韧性软管补偿器；

——浮顶罐的浮顶与罐壁之间应有两根截面积不小于25mm2的软铜线连接；

——浮顶罐竣工投产前和检修投用前，应对浮船进行不少于两次的起降试验，合格后方可使用；

——储油罐应有符合设计的防雷、防静电接地装置，每年雷雨季前对其检测合格并备案；

——1000m3及以上的储油罐顶部应有手提灭火器、石棉被等；

——罐顶阀体法兰跨线应用软铜线连接完好。

5.7.2.9 油罐区

——阀门应编号挂牌，必要时上锁；

——防火堤与消防路之间不应植树；

——防火堤内应无杂草、无可燃物；

——油罐区排水系统应设水封井，排水管在防火堤外应设阀门。

5.7.3 然气处理

5.7.3.1 天然气增压

——压缩机的吸入口应有防止空气进入的措施；

——压缩机的各级进口应设凝液分离器或机械杂质过滤器。分离器应有排液、液位控制和高液位报警及放空等设施；

——压缩机应有完好的启动及事故停车安全联锁并有可靠的防静电装置；

——压缩机间宜采用敞开式建筑结构。当采用非敞开式结构时，应设可燃气体检测报警装置或超浓度紧急切断联锁装置。机房底部应设计安装防爆型强制通风装置，门窗外开，并有足够的通风和泄压面积；

——压缩机间电缆沟宜用砂砾埋实，并应与配电间的电缆沟严密隔开；

——压缩机间气管线宜地上铺设，并设有进行定期检测厚度的检测点；

——压缩机间应有醒目的安全警示标志和巡回检查点和检查卡；

——新安装或检修投运压缩机系统装置前，应对机泵、管道、容器、装置进行系统氮气置换，置换合格后方可投运，正常运行中应采取可靠的防空气进入系统的措施。

5.7.3.2 天然气脱水

——天然气原料气进脱水之前应设置分离器。原料气进脱水器之前及天然气容积式压缩机和泵的出口管线上，截断阀前应设置安全阀；

——天然气脱水装置中，气体应选用全启式安全阀，液体应选用微启式安全阀。安全阀弹簧应具有可靠的防腐蚀性能或必要的防腐保护措施。

5.7.3.3 天然气脱硫殛尾气处理

——酸性天然气应脱硫、脱水。对于距天然气处理厂较远的酸性天然气，管输产生游离水时应先脱水，后脱硫；

——在天然气处理及输送过程中使用化学药剂时，应严格执行技术操作规程和措施要求，并落实防冻伤、防中毒和防化学伤害等措施；

——设备、容器和管线与高温硫化氢、硫蒸气直接接触时，应有防止高温硫化氢腐蚀的措施；与二氧化硫接触时，应合理控制金属壁温；

——脱硫溶液系统应设过滤器。进脱硫装置的原料气总管线和再生塔均应设安全阀。连接专门的卸压管线引入火炬放空燃烧；

——液硫储罐最高液位之上应设置灭火蒸汽管。储罐四周应设防火堤和相应的消防设施；

——含硫污水应预先进行汽提处理，混合含油污水应送入水处理装置进行处理；

——在含硫容器内作业，应进行有毒气体测试，并备有正压式空气呼吸器；

——天然气和尾气凝液应全部回收。

5.7.4 消防管理

应符合7.2.2的规定。

5.8 注水、注汽(气)与注聚合物及其他助剂

5.8.1 注水

5.8.1.1 注水作业现场应设置安全警示标识。

5.8.1.2 注水设备上的安全防护装置应完好、可靠，设备的使用和管理应定人、定责、安全附件应定期校验。

5.8.1.3 注水泵出口弯头应定期进行测厚。法兰、阀门等连接要牢固，发现刺、渗、漏应及时停泵处理。严禁超压注水。

5.8.1.4 应控制泵房内的噪声。

5.8.2 注汽

5.8.2.1 安装

5.8.2.1.1 蒸汽发生器安装单位应具有相应资质并经企业主管部门批准后方可承担蒸汽发生器的安装。

5.8.2.1.2 安装单位应将本单位技术负责人批准的按规定内容和格式编写的施工方案经企业主管部门批准后方可开工。

5.8.2.1.3 安装前，安装单位应对发生器进行洋细的检查并按设计图纸进行安装，如有变更应征得相关部门的同意。

5.8.2.1.4 水压试验前，专业检验单位应对其全面检查和记录，安装结束后，安装单位应出具质量证明文件，由专业检验单位监督检验工作完成后，出具《安装质量监督检验报告》。

5.8.2.1.5 监督检验合格，安装单位提供规定的资料后，由企业主管部门组织进行总体验收，通过后取得相关登记手续和使用登记证后方可使用。

5.8.2.2 使用管理

操作人员经专业培训考试取得特种设备安全操作证后方可持证上岗。

5.8.2.3 湿蒸汽发生器的修理、改造、定期检验报废、及安全附件与仪表应符合规定程序并满足国家现行标准油田专用湿蒸汽发生器安全规定的要求。

5.8.2.4 井口装置

5.8.2.4.1 注汽井口各部分零部件应齐全完好。

5.8.2.4.2 注汽前单向阀全部打开检查，单向阀反向水压试验不渗不漏，试压合格后方可使用。

5.8.2.4.3 停止注汽后或中途停注维修注汽管线时，应关闭总阀门和干线阀门，打开测试阀门放空并维修管线。

5.8.2.4.4 重新启用的井口应检查和试压合格。

5.8.2.5 注汽管网

5.8.2.5.1 管线施工验收时，应经试压合格方可投产。

5.8.2.5.2 对注汽管线及阀组应定期进行检测和监测，并加强巡线检查。

5.8.2.5.3 在运行的蒸汽发生器设备和管线处设置警示标志。

5.8.2.6 注汽井的测试

5.8.2.6.1 测试施工时风力应不大于五级并在白天进行。

5.8.2.6.2 测试施工过程中不应关闭注汽生产阀门和总阀门。

5.8.2.6.3 测试施工人员应穿戴防烫伤的工作服、手套、工作鞋及防护眼镜。

5.8.2.6.4防喷管、入井钢丝、电缆、仪器及仪表应满足测试工况要求。

5.8.3 注气

5.8.3.1 注气站场应设高、低压放空系统，放空火炬应设置可靠的点火设施和防止火雨设施。

5.8.3.2 有机热载体炉燃气系统应设稳压装置(或调压器)、过滤器、火焰熄灭报警装置。

5.8.3.3 空气压缩机和仪表风管网应设联锁装置，当管网压力降低时，空压机能自动启动。

5.8.3.4 注气压缩机应设单向闽和自动联锁停车装置，注气管线至井口应设单向流动装置和紧急放空阀、自动联锁装置，注气井口应设自动保护系统，自动保护系统应能自动关闭井口。可燃气体压缩机的厂房应符合石油天然气工程设计防火和油气集输设计规范的设计要求。

5.8.4注聚合物及其他助剂

5.8.4.1 聚合物配制站和注入站

5.8.4.1.1 站区严禁吸烟和使用明火。各种压力容器的安全阀、液面计、压力表应由专人负责定期检验，有记录并存档。

5.8.4.1.2 消防器材、消防工具应定人定期检查保养并记录。

5.8.4.1.3 定期巡回检查设备、设施，各种操作压力、液位应符合规定要求，保证机泵、电气设备应有接地线，并执行电气检查维护等电气安全操作规程。

5.8.4.1.4 容器和场地照明杆应设置防雷接地装置，厂房内的起重设备要有良好的接地装置。

5.8.4.2 聚合物配水问

5.8.4.2.1 高压设备零部件齐全完好，闸门开关灵活，螺栓紧固、整齐。

5.8.4.2.2 配水间阀组应有明显的标志。

5.8.4.2.3 操作闷门时身体应侧面对着卸压部位和阀门丝杆部位。

5.8.4.3 井口油、套压表应安装防冻装置。井场平整、清洁，井场周围留有一定宽度的安全防护带。

5.8.4.4 严格执行起重设备、聚合物母液转输泵操作规程和操作程序，及时检查聚合物分散系统、熟化系统、微机监控系统、注聚泵等设备设施。

5.8.4.5 注聚泵

5.8.4.5.1 皮带轮防护罩应安装牢固，各联接部位应无松动、无泄漏，缓冲器中的氮气压力应达到规定要求。

5.8.4.5.2 注聚泵不应带压启动，启动后检查运转是否正常，定期检查流量、压力是否在规定的范围内，发现异常情况应立即停泵检查。

海洋石油天然气开采

6.1 一般要求

6.1.1 出海人员

6.1.1.1 出海人员应持有健康证明、海洋石油作业安全救生培训证书或相应的安全培训证明。

6.1.1.2 出海人员应穿戴符合标准的个人防护用品。

6.1.1.3 出海人员乘坐船舶或直升机等交通工具，应遵守相应安全规定。

6.1.1.4 出海人员应了解出海作业安全规定，遵守平台或船舶上的规章制度。

6.1.1.5 出海人员应熟悉所在平台或船舶的应急集合地点、所负的应急职责以及救生衣等存放处，并参加应急演习。

6.1.1.6 外来人员登临平台或船舶，庇接受安全检查和安全教育，服从平台人员的引导。

6.1.2 救生与逃生

6.1.2.1 海洋石油设施应有救生、逃生措施。应按以下原则配备救生、逃生的设备；

——在可能发生火灾、爆炸或有毒有害气体泄漏有人值守的设施上，应配备封闭式耐火救生艇；

——固定设施和钻井平台救生艇数量应能容纳设施上作业的全部人员，浮式生产储油装置救生艇的配置应是作业人数的两倍；在海洋设施的建造、安装阶段，及生产设施在停产检修阶段，通过风险分析评估，在有安全措施的基础上，可用救生筏代替救生艇；

——除配备救生艇外，固定设施、浮式装置上还应配备作业人数100%的救生筏；

——设施上应配备可供全部作业人数的210%的救生衣，浅水区域设施的救生衣配备为全部作业人数150%；在水温低于10℃的寒冷地带作业的设施应按定员配备100%的防寒救生服；

——救生艇和救生筏应配有无线电通信设备和救生物品；

——在设施上应配备救生圈、抛绳设备和遇险信号，其数量、种类应根据设施结构特点配备；

——救生和逃生设备应有检查和检验制度，——生活区应能容纳所有作业人员住宿，并提供急救处理设备；

——有人驻守的设施，15人以上应设置专门医务室并配备医生。

6.1.2.2 海洋石油设施上的逃生通道应符合以下原则：

——至少应设有两个尽可能远离并便于到达露天甲板和登艇甲板的逃生通道；

——逃生通道应保持畅通；

——通道上应有逃生标识；

——通道上应有足够的应急照明系统。

6.1.2.3 海洋石油设施应定期进行救生、逃生的演习。

6.1.3 防冰与防台风

6.1.3.1 海洋石油设施防冰按以下要求执行：

——在冰期作业的海洋石油设施和船舶应具有相适应的抗冰能力；

——防冰应急预案应明确防冰应急机构与相关人员职责，掌握周边施救应急资源；

——海洋石油设施应及时接收海冰预报，监测现场海冰情况，制定防冰措施，安排破冰船在设施周围破冰或值班；

——在海冰将超过或已经超过海洋石油设施的设计抗冰能力时，应立即组织撤离平台工作；

——海洋石油设施应保持与守护船、陆地应急值班室的通信畅通；

——应对海洋石油设施上设备和管线进行巡回检查，井对设施桩腿周围的冰情做重点监测；

——对设施的井口设备应有防冻和保温措施，未使用的管线应排空液体或进行保温伴热。

6.1.3.2 防台风要求按以下规定执行：

——海洋石油设施应制定防台风应急预案，明确防台风应急机构与相关人员职责，掌握周边施救应急资源；

——多单位联合作业时，各单位都要制定各自的防台风计划，并纳入现场作业总的防台风预案中。并听从总预案负责人的指令；

——应根据不同海域和台风特点确立防台风撤离的原则，根据海域和生产装置的实际情况划分台风警戒区。计算出不同作业阶段各台风警戒区进行安全处置和撤离所需的时间，并制定各台风警戒区的作业和撤离计划。

6.1.4 海洋石油锅炉、压力容器

6.1.4.1 应建立海洋石油锅炉、压力容器安全管理制度，制定操作规程，明确管理责任，健全技术档案。

6.1.4.2 锅炉、压力容器投入使用前，应办理登记，取得锅炉、压力容器使用证。

6.1.5 海洋石油危险品

除按国家相关规定的要求外，还应满足以下要求：

——平台作业区进行放射性作业时，应设置明显、清晰的危险标志；

——在放射性作业现场，应配备放射性强度测量仪；

——放射性、火工品和危险化学品的存放场所应远离平台生活区及危险作业区，并应标有明显的警示标志；

——对存放放射性物质的容器，应附有浮标或其他示位器具，浮标绳索的长度应大于作业海域的水深；

——使用放射性物质和火工品作业的合同结束时，应将剩余的放射性物质和火工品运回陆岸存放。

6.2 石油物探

6.2.1 作业前

6.2.1.1 应对工区进行踏勘，调查作业海域碍航物情况、渔业活动情况，设置危险区域警戒线，制定避碰措施。

6.2.1.2 分析作业中的风险，制定相应预防措施和应急预案。

6.2.2 作业中

6.2.2.1 施工作业应有护航船保护，护航船应具有相应能力。

6.2.2.2 多船协作时，主船船长负责安全作业协调。

6.2.2.3 地震船进入作业海域后，应进行应急演练。

6.2.2.4 作业中保持对周围海域的瞭望，防止其他船只进入作业海域，必要时进行拦截，并做好避让准备。

6.2.2.5 如有其他船只从电缆上通过时，驾驶人员应通知仪器操作员适当调节电缆深度。

6.2.2.6 空气枪震源应满足下列要求：

——震源的设计应由地震主要技术负责人认可；

——高压管系、压力容器应有合格证书。新压力容器应有出厂证书和检验报告。并按相关规定进行检验；

——系统内的高压软管应根据产品的使用周期，按时进行更换；

——在甲板上试抢，要进行无压试验；气枪提出水面，排尽枪内水雾时，压力应控制在3.45MPa(500Psi)以下，并应设定警戒区，有声音、灯光报警；

——做好震源系统的日常维护和检查工作，对高压管系、安全阀、气瓶等关键部位，每月应检查一次，并做好记录，发现异常情况及时处理、解决；

——在作业区和主要通道处，应有明显的警示标志。

6.2.2.7 工作艇的作业安全要求应符合：

——除紧急情况外，工作艇作业应在白天且能见度良好的情况下进行；

——工作艇下水作业前需经船长批准；

——工作艇操作人员应经过专门培训并合格。

6.2.2.8 工作艇应保持与物探船的通信联系。

6.2.2.9 工作艇进行水下电缆维护时，应安排护航船对工作艇进行看护，当出现紧急情况时应及时进行救助。

6.2.2.10 工作艇收回后，应及时检修和保养，并做好记录。

6.2.3 作业结束

6.2.3.1 作业结束后，应严格按操作程序收回水下设备。

6.2.3.2 应编制完工报告，报告中应包含作业安全的内容。

6.3 钻井

6.3.1 设计原则和依据应符合5.2.1的规定。

6.3.2 钻井地质设计应符台5.2.2中除5.2.2.3以外的规定。

6.3.3 钻井工程设计应符合5.2.3中除5.2.3.4以外的规定。同时，在固井设计中应考虑隔水套管、补偿提升装置的有关内容。

6.3.4 井控装置的安装、使用和管理应符合国家对海洋石油作业井控的要求。

6.3.5 移动式钻井平台就位前

——应完成井场海洋工程地质调查与海况调查。

——应成立拖航小组，制定拖航计划，召开拖航会议，进行安全分析。

——拖航前应进行拖航安全检查。

——应按拖航计划要求定时收听海况、天气预报，与拖船保持联系；巡回检查被拖钻井平台，随时处理可能出现的问题。

——遇到台风或恶劣天气，应就近选择避风海湾避风。

——进入井位前，应根据海流、风等情况确定进井场以及锚泊定位的方法。

——海洋插桩时应考虑季节主导风向。

——坐底式平台应有防滑移措施。

6.3.6 固定式平台上钻井设备的布置和安装应符合国家现行海洋固定平台安全规则的要求。

6.3.7 钻井作业前

——应完成地质设计和工程设计。

——应对钻井设备、安全消防设备等进行检验和测试，确认其是否符合钻井作业安全要求；开钻前应再进行一次安全检查。

——钻井作业前应召开安全技术交底会。

——应对应急预案内容进行演练。

6.3.8 钻进

6.3.8.1平台经理、钻井队长、司钻、副司钻等以上钻井作业人员应具有司钻操作证，在起钻开始和下钻后期以及处理复杂情况时，应由司钻以上钻井作业人员操作。

6.3.8.2 在钻进中，应注意观察钻台上各种仪表的变化，观察溢流与井漏情况和设备运行情况等，如有异常应及时汇报平台经理和钻井总监。

6.3.8.3 常规钻进除应符合5.2.6.1的规定外，起、下钻还应按以下规定执行：

——遇七级以上大风或其他恶劣天气，不应进行起、下钻作业；

——应考虑半潜式钻井平台沉浮漂移对作业的影响

——每个班次应对游动系统防碰装置进行一次功能试验；

——应通过计量罐向井内灌满钻井液以平衡地层压力，并注意观察井内溢流及漏失情况。

6.3.8.4 欠平衡钻井

应符合5.2.7.1.4的规定。

6.3.9 钻开油气层

6.3.9.1 钻开油气层前，应符合以下要求：

——应按设计要求对井口装置、防喷器组、高压管汇、高压阀门等进行压力试验，确认合格后方能进行作业；

——钻进油气层前应针对性的做一次安全检查；

——节流管汇、压井管线及井控控制盘上的所有阀门、开关应保证灵活好用，按规定处于开/闭位置，并有明显标示；

——储能器、钻井仪表、可燃气体和硫化氢探测装置应处于良好状态；

——钻开油气层前100m，通过钻井循环通道和经阻流管汇做一次低泵冲泵压试验；同时平台应组织一次防井喷演习；

——每层套管固完井后，钻水泥塞到套管鞋以上5m，进行套管试压(试验压力为套管抗内压强度的80%)。在钻穿每一层套管鞋或尾管鞋后，钻新地层3m～5m，应进行地层破裂压力试验(隔水导管和碳酸盐地层除外)；

——储备足够量的高密度钻井液、重晶石和堵漏材料。

6.3.9.2钻开油气层后，应符合以下要求：

——每个班次、更换钻头、钻具重新组合、钻井液密度变化时，应进行低泵冲泵压试验，并记入专用记录簿中作为压井时参考依据；

——每个倒班次应按规定进行防喷演习；

——钻开油气层后要及时掌握井下油气上窜速度。起钻前古气量不超过10%，起钻时油气上窜速度不超过50m/h；

——如钻速突然加快，在钻井进尺1.5m内，应停钻循环观察并立即汇报平台经理和钻井总监，如井下情况正常，恢复钻进，如发现溢流应立即处理；

——在油气层钻进过程中，司钻岗位操作者应注意掌握钻井参数及钻井液密度和量的增减变化情况，若有异常，应立即报告平台经理和钻井总监，同时根据井下情况采取相应的处理措施；

——钻开油气层后的起、下钻作业中，由于修理设备和其他原因，要中断起、下钻作业，钻柱上要接好回压阀；

——加强可燃气体的监测和火源、热源的管理，必要时可禁止热工和冷工作业；

——在高压油气层电测时，井内钻井液静止时间一般不超过24h，超过则应采取通井后再测井；

——空井或电测时，应用计量罐循环观察井口溢流现象并定时做好记录。

6.3.10 下套管

6.3.10.1 下套管时，应注意观察钻井液出口管钻井液的返出情况，若有异常，应立即报告平台经理和钻井总监，同时根据井下情况采取相应的处理措施。

6.3.10.2 下套管遇阻、遇卡活动套管时，应密切注意指重表悬重的变化。上提负荷不应超过套管抗拉强度的70%。

6.3.11 井口与套管保护、中途测试、复杂情况的预防与处理应符合5.2.8、5.2.9、5.2.11的规定。

6.3.12 弃井

6.3.12.1 弃井作业应满足以下条件：

——同压力体系地层应经充分封堵；防止地层内的流体进入井眼、井内流体流出海底泥面；

——封堵地层或井眼的水泥塞和桥塞的位置应避开自由套管段，并经检测合格。

6.3.12.2 井口遗留物的要求按以下规定执行：

——所有的套管、井口装置或桩，在永久弃井时，应按规定在我国领海海域内清除至海底泥面以下4m，在我国其他海域的残留物不得妨碍其他海洋主导功能的使用；

——对临时弃井，保留在海底水下或水上的井口装置或井口帽，应设置井口助航信号装置，并按有关规定报告。

6.4 录井

应符合5.3的规定。

6.5 测井与测试

6.5.1 测井除应符合5.4的规定外，还应满足以下规定：

——在进行测井作业时，钻台及井场应有符合要求的作业场地，停止进行其他作业。平台上必要的准备工作应在远离测井电缆、指重计线和喇叭线的地方进行，电焊作业应得到批准；

——测井作业期间，平台应有专人值班，夜间作业时，应保障测井作业区的照明；

——遇七级(含七级)以上大风或其他恶劣天气，不应进行测井作业；若正在进行测井作业，应暂停作业，并采取有效措施；

——在测井过程中，若有井涌迹象，应立即通知钻井总监，并采取有效措施；

——射孔枪下井过程中要做到平稳，严禁快放、急停。在处理遇卡事故上提电缆或拉断弱点时，不应使用测井绞车，而应使用钻机大钩。除必要的指挥和工作人员，钻台不应有其他人员。

6.5.2 测试除应符合5.5(5.5.2.4、5.5.4.5和5.5.7除外)的规定外，还应满足以下规定：

——应按设计要求对测试设备和仪器仪表进行分段试压；

——燃烧放喷时应根据风向及时切换燃烧器，确保顺风燃烧。平台两侧的消防、喷淋设备应保持正常工作；

——流动测试期应定时检查测试流程有无刺漏发生；

——当平台风力超过七级时，应暂停作业；

——酸化作业时，严禁非工作人员穿越高压管汇，若发现有刺漏现象应立即停泵；

——地面测试树及阻流管汇在每层测试前应重新试压。

6.5.3 延长测试

6.5.3.1 作业前，应制定相关的应急预案。

6.5.3.2 系泊装置安装、与储油设施联接要严格遵守设计要求，至少应做到：

——系泊点设置要充分考虑风、浪、流对储油设施系带、停泊和解脱安全的影响；

——综合考虑各种因素，确定系泊点至钻井船(平台)的安全距离，在任何情况下避免发生碰撞；

——根据作业海区的水深和海底浅层地质情况选择符合类型要求和质量要求的系泊锚。

6.5.3.3平台上应按延长测试的设计要求配备足够的消防器材、可燃气体探测仪和探头。

6.5.3.4 钻井和延长测试同时作业时，应按照边钻边采联合作业的有关要求实施。

6.5.3.5 测试期间应注意观察输油软管的工作状态。

6.6 海洋油气田工程

6.6.1 海洋油气田工程设计、建造、安装单位应具备相应资质。

6.6.2 海洋油气田工程设计、建造和安装应按国家相关要求和标准进行，也可选择高于国家要求的标准。

6.6.3 海洋油气田工程单位应建立安全、质量管理制度，保障工程质量。

6.6.4 设计、建造和安装各阶段应由发证检验机构进行检验。

6.7 海洋油气田生产

6.7.1 采油作业

6.7.1.1海洋油气田各系统调试完成后，应经过安全检查符合要求才能进行试生产。

6.7.1.2 进行采油作业前，应制定专门的安全措施，落实安全应急岗位职责，并进行消防、弃平台、救生和有毒有害气体防护等演习。

6.7.1.3 海洋油气田上的所有消防、安全、救生等设施、设备、器材，应保持齐全和性能良好。

6.7.1.4 海洋油气田应配备一定数量的正压式呼吸器，正压式呼吸器的配备应符合国家现行标准关于含硫化氧油气井安全钻井的规定。

6.7.1.5 进入生产区应穿戴合格的劳动防护用品。

6.7.1.6 开关井期间，应保持各方联系，平稳控制各生产参数。

6.7.1.7 海洋油气田应配备守护船值班。

6.7.1.8 应定期检查各测试开关、仪表，保证其性能良好。

6.7.1.9 应定期检查测试安全系统和应急关断系统。

6.7.2 钢丝作业

6.7.2.1 作业前，应召开作业技术交底会，交待作业程序、技术要求和安全注意事项。

6.7.2.2 作业人员应熟悉作业的管柱结构及技术要求，严格执行安全作业程序。

6.7.2.3 下井作业前，应严格检查所有的下井工具(包括钢丝)，确保符合相关技术要求后，方可进行作业。

6.7.2.4 工具下井前，应对防喷管进行压力试验，使其符合相关技术标准。防喷管应安装牢固，钢丝导向轮要对准防喷管入口。

6.7.2.5 防喷管内充有高压时，应有高压危险标识。

6.7.2.6 作业结束，应确认防喷管放空无压后，才能卸防喷管，取出工具。放空时，应把软管接到安全处并加以固定。

6.7.2.7 正常作业时，钢丝的最大拉力不超过钢丝弹性的极限。

6.7.2.8 钢丝绳在下井时要防止打结。

6.7.3 修井作业

6.7.3.1 移井架作业应符合：

——清除(拆开)所有妨碍井架移动的障碍(管线)；固定钻台及井架上活动的物件；

——保持液压动力源、液压千斤顶等液压系统处于正常工作状态；

——保持轨道润滑良好；

——移井架时应有专人指挥。

6.7.3.2 立井架应按操作规程及技术要求进行，井架大钩应与井口中心对正。

6.7.3.3 起下钻作业应符合5.5.4.2的规定。

6.7.3.4 压、洗井作业应符合下列要求：

——应保持压井液性能稳定、调配均匀、计量准确、密度合适；

——压井前对管线进行试压，试压压力为工作压力的1.5倍；

——按规程循环压井，进出口密度相差不超过2%，不喷不漏；停泵后按设计技术标准观察30min，井口无溢流无气泡为压井合格；

——洗井后应做到无死油、腊块等其他杂物。

6.7.3.5 下电泵作业应符台：

——电泵机组安装后应进行运转试验；

——通井深度应下到电机以下30m～50m，无卡阻现象；

——吊放连接机组各部件时，应保持操作平稳，禁止二节机组(电机或泵)同时起吊和下放；

——每根油管中间应打一个电缆卡子，接箍上下1m处各打一个电缆保护器，并将其卡紧；

——座井口时，钢圈和密封胶皮应放平；

——安装电缆时，垫板要打倒角；螺丝要对角上紧。

6.8 油气装卸作业

6.8.1 海洋提油终端的防爆要求应按以下规定执行；

——应对提油终端进行危险区的识别和分类，以便区别和合理选择防爆电气设备、电缆及其他认可的设备；

——围蔽的危险处所应设有效的通风装置；围蔽的危险处所与围蔽的非危险处所相邻时，应采用负压通风；

——危险区内禁止一切与装油无关施工作业；与装油无关人员不应进入装油作业区；

——对危险区内所有设施的维修应避免使用明火，所使用的工具应避免由于撞击等原因而产生火花；

——在危险区内所有的设施及管路都应采用导电连接和接地。在危险区的围蔽处所及其排风口处及相邻的围蔽的非危险处，所有的出入口及通风进口处应装设可燃气体报警器；

——遇雷雨天气等危及安全生产时，应立即停止作业，关阀封舱。

6.8.2 海洋提油终端惰性气体系统和透气系统应按以下规定执行：

a)制定详细的惰性气体系统和透气系统操作程序。

b)惰性气体系统和透气系统应有专人进行检查和维护。

c)在提油作业期间，终端的所有货油舱、污油舱、含油的污水舱、非分隔的压载以及任何特定的应有惰性气体保护的舱室，应保持含氧量不超过5%的惰化状态并保持适当的正压。

d)在惰性气体总管上应安装一个自动控制惰性气体的调解阀，当出现下列情况之一时能自动关闭：

1)洗涤塔冷却水压或流量降低到预定极限值；

2)洗涤塔内水位升高至预定极限值；

3)惰性气体温度升高至预定极限值；

4)惰性气体风机发生故障。

e)惰性气体发生器装置应设有声、光报警装置。

f)量舱、取样等作业，未经终端负责人批准，不应在非闭式操作系统条件下进行。终端在生产期间，未经终端负责人批准，任何人不应使任何应处于惰化条件的舱室除气，或进入上述舱室。

g)进入泵房、充惰舱室及其他指定的封闭区域，应执行油气田和浮式生产储泊装置的有关规定。

6.8.3 提油作业应按以下规定执行：

a)提油终端均应建立终端安全规则，该规则至少应包括：

1)对提油轮的安全要求和对提油轮系泊设备和接货设施的要求；

2)系泊离泊作业程序及限制条件、连接解脱输油软管及装载作业程序；

3)安全要求和应急程序；

4)系泊、装载作业前安全检查的内容。

b)提油终端人员应对提油轮进行检查，有权拒绝系泊不符合要求的提油轮或中断不遵守终端规则的提油轮的装载作业，并令其驶离终端区域。

c)系泊和提油作业应由提油终端指定的代表作为整个作业的指挥者，负责指挥和协调终端、提抽轮、拖轮、守护船的行动。并应对现场环境条件保持警觉，随时监察作业状态，保持与现场有关各方船长或负责人的密切联系。

d)系泊和提油作业应按以下规定执行：

1)提油轮的系泊和装载作业应在白天及气象海况允许情况下进行；

2)系泊和装载作业开始之前，终端的代表应按作业者制定的安全检查程序对提油轮进行检查，确认该提油轮符合在终端进行提油作业的各项要求，还应确认与终端、提油轮、拖轮、守护船的通信已经建立；

3)在提油作业期间，应有足够数量和马力的拖轮协助提油作业。

e)提油作业期间，无论何种原因引致提油轮或终端发出紧急警报，提油作业均应暂停，直至警报解除；若为火灾警报，应立即启动火灾应急预案。

6.8.4 陆上终端

6.8.4.1 设计、建造安装应按规范进行，并按有关规定进行检验。

6.8.4.2 终端应有符合要求的探测报警系统，消防系统和应急关断系统。

6.8.4.3 探测报警系统，消防系统和应急关断系统要进行检验。

6.8.4.4 操作人员接受安全和技术培训，并取得培训证书。

6.8.4.5 要建立应急预案和定期演习制度、生产系统巡回检查制度、作业许可、安全技术操作规程。

6.8.5 油气码头

6.8.5.1 油气码头应具备以下条件：

——油气船安全系泊的码头和指定锚地；

——有安全离靠的港口水域和航道；

——按规定备有消防设施；

——船岸间有畅通的无线或有线通信系统；

——码头设置专用安全通道，并为作业划定相应的安全区域。

6.8.5.2 油气码头的工作人员应经油气作业业务、安全作业和应急作业的培训，持证上岗。

6.8.5.3 油气码头应备有安全操作指南、设备操作手册等管理文件，有关人员应熟练掌握管理文件的内容。

6.9 船舶安全

6.9.1 船舶靠离海洋设施

6.9.1.1 靠离作业前的准备应按以下规定执行：

——当船只首次靠离海洋设施时，船长应编制靠离作业方案；

——海洋设施管理操作人员负责靠离作业的组织安排和协调管理，并向船舶提供靠离作业所需的相关情况和资料，明确向船舶下达靠离作业指令，作业指令应考虑在当时环境条件下对船舶安全操纵的影响；

——船舶应确定靠离作业方式，并及时与海洋设施人员有效沟通；

——参加靠离作业的人员应清楚作业任务和安全要求；

——海洋设施和船舶应配备胜任的作业指挥和操作人员，确认双方通信保持畅通，统一作业中各种指挥信号并制定特殊情况的应急预案；

——海洋设施和船舶的靠离作业所需的设备和用具处于正常、安全状态，并落实靠离作业的安全措施。

6.9.1.2 靠离作业应按以下规定执行：

——靠离作业开始时，船长应采取安全合理的靠离作业方式，如当时的靠离作业对船舶或海洋设施构成安全风险和隐患，可向海洋设施人员提出变更船舶靠离作业方式和时间；

——船舶由船长或具有船长资格的人员操纵；

——非靠离作业的人员不应进入系泊作业区域；

——船舶停靠期间，驾驶台、海洋设施作业现场应有值班人员，并保证靠离作业期间通信联系和应急准备；

——靠离作业过程中，海洋设施应视缆重配备足够人员执行解系缆作业；

——如认为作业人员、船舶和海洋设施、环境等影响条件变化对靠离作业可能造成安全威胁时，应及时中止靠离作业。

6.9.1.3 如船舶或海洋设施在靠离作业中发生应急情况时，海洋设施和船舶应按应急计划进行实施和处理。

6.9.2 守护作业

6.9.2.1 守护船除符合国家海事主管部门对船舶的要求外，应按以下规定执行：

——守护船应经由海洋石油政府主管部门登记备案；

——守护船应具备所在守护海区的适航能力、消防能力和救护能力；

——守护船应有符合要求的营救区，营救区应尽可能远离推进器，并应有明显的标志；甲板上应有一个露天空间，能满足营救作业及直升机提升绞车或平台吊篮的操作；营救区和露天甲板应处于守护船船长视野之内，以便于指挥营救和操作；

——应配备应急救助、撤离人员，所必需的器具。

6.9.2.2 守护船船员除取得船员适任证书外，还应符合以下要求：

——守护船船员应经过海洋石油作业安全救生培训，并获有合格有效的培训证书；

——至少有3名指定的船员具备营救落水人员的能力；

——至少有3名指定的船员具备操纵救助艇的技能；

——至少有两名船员经过医疗急救培训，具有急救处置、包扎及人工呼吸的知识和能力。

6.9.2.3 守护作业应按以下规定执行：

——守护船在海洋设施附近执行守护任务时，应保持在能迅速有效履行其守护职责的守护距离范围内；

——守护船应保持通信畅通，并有值班人员随时收听指令；

——守护船驾驶台应有人值守，并负责注意瞭望，发现异常情况立即向船长报告。船长接到报告后应立即采取相应措施，并通知海洋设施人员，听从守护指令；

——直升机在海洋设施起飞或降落时，守护船应按指令巡航，并做好消防、救生准备工作；

——当海洋设施需守护船近距离守护时，须由船长操纵船舶，并做好救生准备工作；

——海洋装置进行提油、试油等作业时，守护船应做好消防、救生准备；

——守护船锚泊守护时，如船舶动力需维修、保养，应事先向海洋设施人员报告。

6.9.2.4 守护船的守护演习和应急响应演习按守护船应急预案执行。

6.9.3 船舶拖航作业

6.9.3.1 拖航作业应按规定向海事管理机构申报，经检验合格后方可进行作业。

6.9.3.2 拖航前准各工作按以下规定执行：

——应编制拖航计划。拖航计划应至少包括：被拖物及拖航船资料、拖航组人员、拖航安排、应急计划；

——召开拖航会议，对拖航安全风险进行评估；拖航计划应在拖航会议上审议并获得通过；

——应确认一名拖航组长，拖航组长应具备船长适任资格，并熟悉被拖物性能者；

——船舶和被拖物应做好拖航和锚泊工具、材料以及生活物质的配备；

——拖航船舶和被拖物应做好拖航的检查工作，保持适航状态；

——拖航船舶和被拖物应制定协调的拖航应急预案。

6.9.3.3 拖航作业过程中应按以下规定执行：

——风速和浪高等海况气象条件应不超过被拖物设计要求；

——拖航的随船人数不应超过主管机关核准的额定人数；

——拖航过程中，每天至少应接收两次天气预报，根据天气预报的状况采取相应的拖航安全措施；

——拖航船舶应经常观察被拖物的情况，拖航船舶、被拖物、岸基之间应建立报告制度；

——拖航船舶和被拖物应做好定期巡回检查工作，保障拖航设备和用具的安全状态。

6.10 海底管道

6.10.1管道设计

6.10.1.1 海底管道路由选择

6.10.1.1.1 管道轴线应处于海底地形平坦且稳定的地段，应避免在海床起伏较大、受风浪直接袭击的岩礁区域内定线。若不可避免应采用有效防护措施。

6.10.1.1.2 应避开船舶抛锚区、海洋倾倒区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲淤区。

a)定线时尽量避开正常航道和海产养殖、渔业捕捞频繁区域，当确实难于避让时，力求穿越航道和海产养殖、渔业捕捞区的管道最短，管道应埋至安全深度以下，防止航线船舶或渔船抛锚、拖网渔具等直接损伤海底管道。

b)应避开将来有可能的航遭开挖区域，如不可避免，则管道的埋深应满足航道开挖的要求。

c)对于海洋油田内部的管道系统，如平台和平台、平台和人工岛间的油(气)管道，与原有管道之间的水平距离应保证这类管道在铺设、安装(包括埋设)时不危及原有管道的安全，也不妨碍预定位置修井作业的正常进行，并有足够的安全距离。

d)新铺设的管道应避免与原有海底管道或电缆交叉，在不可避免的情况下，可按下述要求执行：

1)新铺设的管道与原有海底管遭、电缆交叉时，管道交叉部位的间距至少应保持30cm以上的净距；

2)管道如不能下埋时可在原有管道上用护垫覆盖，但管道上覆盖的护垫不能影响航行，且不能对原有管道产生不利影响。

e)预选路由时，应尽量避免与其他开发活动交叉。无法避免时，应详细说明，以便为路由协调及设计、施工提供依据。10 1 2登陆点位置的确定按以下要求执行：

——登陆点应尽量选择在不受台风、波浪经常严重袭击的位置，要避开强流、冲刷地段，登陆点的岸滩应是稳定不变迁的岸段；

——海底管道的登陆地点要选择坡度合适的岸滩，以保证管道在施工运行期的安全。

6.10.1.3 对海底管道和立管系统应采取保护措施；

——海底管道应采取牺牲阳极等防腐与阴极保护措施；

——在海底管线登陆段附近建码头和围海造田等工程时，要保证管道的安全；

——立管的位置应避开靠船位置；

——立管宜配置在导管架平面内；

——立管外应加装套管对立管形成保护；

——立管上不应装谩任何以管道或立管为支承用以承受其他外力为目的附件。

6.10.2 管线铺设

6.10.2.1 管道铺设前，应进行如下技术准备：

——编制海底管道安装程序、编制海底管道计算分析报告；

——确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、编制托管架气密试验方案；

——调试张紧器和A/R绞车系统。

6.10.2.2 管道铺设作业：应编制托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组对、焊接、无损检验、保温、防腐等作业，应编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。

6.10.2.3 每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报告的要求执行。

6.10.2.4 在浅水域采用浮体托管铺设管道时，应对浮体进行设计计算，并经发证检验机构认可。

6.10.3 联合调试

6.10.3.1 应建立联合调试组织机构并明确管理职责。

6.10.3.2 应编制调试大纲或方案，明确主要调试内容；按调试大纲进行调试，记录调试的主要数据。

6.10.3.3 联合调试结束后，应编制遗留问题的解决方案，并落实遗留问题解决的责任单位和时间。

6.10.3.4 遗留问题不影响油气田投产，方可完成油气田设施的交付。

6.10.4 海底管道的监测、检测和评估

6.10.4.1 应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。

6.10.4.2 应通过检测与监控来保证管道系统运行的安全性与可靠性。

6.10.4.3 一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。

6.10.4.4 对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。

6.11 浅(滩)海石油天然气开采

浅(滩)海石油天然气开采除参照6.1～6.10的规定外，还应符合以下规定。

6.11.1 物探作业

6.11.1.1 所有涉水作业人员应穿救生衣，在寒冷地区应穿保温救生衣，且3人以上同行，互相监护，通过潮沟时应探明水深，超过安全水深(1m)应用渡运工具。

6.11.1.2 企业应制定物探作业的水陆两栖设备水上作业、滩海爆破作业和滩海钻井安全生产管理制度。

6．11 1 3作业前应了解工区内潮汐的变化，凡海潮可达到安全水深(1m)时，应换乘渡运工具。若无渡运工具，来潮前1h时，应组织人员撤离涨潮区。

6.11.1.4 使用全道路式运输车时，不应超员乘坐，应将车门关严，将天窗打开。

6.11.1.5 在罗利冈类两栖车渡越潮沟时，所有乘员应下车并将车门打开。

6.11.1.6 乘坐挂机艇的所有人员应穿好救生服坐稳，不应在艇上打闹、随意走动。

6.11.1.7 水陆两栖设备上的通信、消防、救生等设备应根据有关规定并结合实际情况配备。

6.11.1.8 水陆两栖设备的仪表指示准确，报警指示灯有效，各操纵手柄、转向控制机构操纵灵活，制动系统有效。

6.11.1.9 水陆两栖设备的驱动机构、变速机构润滑油量及油温，液压系统液压油量及油温，冷却液液量及液温均应符合所用设备操作手册规定。

6.11.1.10 水陆两栖设备的发动机运转正常、无异响。装载不超过额定载荷。活动载荷应在货台中心线两侧均匀分布并固定。货台四周应设防护栏杆。

6.11.1.11 水陆两栖设备爬坡不应超过允许坡度。进出水域时应使两侧轮胎或履带同时入水或登岸。

6.11.1.12 罗利冈类两栖车应符合以下要求：

——各轮胎之间气压平衡，并根据地表情况和装载载荷及时调整轮胎气压；

——海流流速超过1.2m/s或风力超过蒲氏六级时，应用缆绳牵引；

——进入水深超过1m水域或沿超过20°陡岸入水，应倒退行驶；

——在陆上与水中行驶时，应避免急速转弯。

6.11.1.13 履带车应符合下列要求：

——左右浮筒密封良好，全部排水螺栓紧固；

——海流流速超过0.8m/s时，漂浮行驶应使用缆绳牵引。

6.11.1.14 全道路式运输车应符合下列要求：

——车门密封有效；

——排水马达及泵运转正常；

——装载不超过吃水线；

——下水前，需认真检查前、后车厢放水塞是否安装妥当，并打开前车顶盖。

6.11.1.15 空气(气垫)船应符合下列要求：

——应在规定的水深区域内行驶；

——装载不应超过额定载荷，并保持船体平衡；

——螺旋桨应有防护罩；

——起动前，应观察附近地表情况，行驶中禁止急转弯。

6.11.1.16 挂机艇应至少配备以下种类的物品：

——救生圈；

——救生衣(定员的120%)；

——便携式甚高频对讲机、防水手电筒；

——哨子或报警器；

——备用桨；

——常用工具(包括火花塞、安全销等)和备用绳索；

——锚、打气筒。

6.11.1.17 挂机艇应有艇名和额定乘员人数的标志。

6.11.1.18 开艇前要认真检查各气室，确保气密。

6.11.1.19 挂机艇应按其操作手册规定操作。

6.11.1.20 发动机运行时不应加油。停机加油或艇上装载易燃易爆物品时，不应吸烟及动用明火。

6.11.1.21 若挂机艇附近水中有人，应空挡运行或关闭发动机。

6.11.1.22 挂机艇不应超载、偏载。

6.11.2 钻井、井下(试油)、采油作业

6.11.2.1 处在浅海地区的石油设施的消防设计，应考虑消防水源及储水装置。潮间带地区设计，应考虑石油设施所在地落潮后无法取水的时间间隔。消防水量应满足水喷淋、水幕、配置泡沫及冷却用水总量的需要。

6.11.2.2在潮间带的石油作业设施，经发证检验机构同意，可免除救生艇、救助艇、气胀式救生筏的配备，但应配备能容纳设施定员的、有效的两栖救生装置。

6.11.2.3 两栖救生装置的设计、建造及试验应经发证检验机构认可。

6.11.2.4 在潮间带的石油作业设施应制定有针对性的应急预案。

6.11.2.5 在潮间带的石油作业设施应有与之能力相适应的两栖装备进行值班守护。

6.12 滩海陆岸石油天然气开采

6.12.1 滩海陆岸油田在勘探阶段建设的滩海陆岸石油设施，实行业主委托第三方检验，政府安全作业许可的管理, 制度。

6.12.2 滩海陆岸油田钻井、井下(试油)、录井、测井、采油等作业应符合第5章(5.2.3.4和5.5.4.5除外)的相关规定，而5.2.3.4和5.5.4.5应参照6.3.4和6.5.2第二项的要求。

6.12.3 滩海陆岸石油设施由勘探转为开发阶段时，应进行安全预评价。

6.12.4 滩海陆岸石油设施应按无人值守设计，若有人值守时，应按照浅海石油作业有关规范、标准进行设计。

6.12.5 滩海陆岸石油设施，应至少配备以下消防设备：

——值班室配备1个4kg的干粉灭火器；

——井口区配备2个35kg以上的推车式干粉灭火器；

——机器处所配备1个35kg以上的推车式干粉灭火器。

6.12.6 滩海陆岸石油设施应至少配备以下救生设备：

——4个救生圈(带30m救生浮索)，其中2个带自亮浮灯；

——按定员100%配备工作救生衣；

——冬季作业按定员100%配备保温救生服；

——可供工作人员5d食用的救生口粮、饮用水；

——配备急救箱。急救箱内至少装有2套工作救生衣，防水手电及配套电池，简单的医疗包扎用品和日常常用药品。

6.12.7 在滩海陆岸井台上，应设置暂避恶劣天气的避难房，避难房应至少符合以下要求：

——能够容纳生产作业人员；

——结构强度应比滩海陆岸井台高一个安全等级；

——地面应高出挡浪墙1.0m；

——应采用基础稳定、结构可靠的固定式钢筋混凝土结构或用移动式钢结构。

6.12.8 进入滩海通井路的车辆轮胎应采用低压轮胎，具有良好的防滑性能，便于人员逃生。

6.12.9 在滩海陆岸石油设施进行施工作业期间，只要有人进入，应配备车辆守护值班。

6.12.10 至少在滩海通井路入口处设置组合式安全警示标志、辅助标志或起落式挡车设施。

6.12.11 进入滩海陆岸油田的车辆，由业主单位签发滩海通井路通行证。严禁无通行证的车辆驶入滩海通井路。

6.12.12 严禁微型车辆、农用运输车、摩托车和拖拉机驶入滩海通井路。

6.12.13 对进入滩海通井路的车辆和驾驶员，在车辆和驾驶员执行任务期间，应严格按照有关规定进行监控管理。

6.12.14 大型土方运输、井队搬迁及多车辆进入滩海陆岸油田施工作业时，车队负责人或指派专人到现场组织、指挥车辆通行。

6.12.15 在预报大风(台风)、风暴潮等恶劣天气到来前，大型吊装、井架起放、起下管柱、高空作业及水面作业应提前采取避让措施。

6.12.16 滩海陆岸当发生下列情况之一时，应进行人员应急撤离：

——气象部门预报滩海陆岸油田附近海域将发生风力八级以上(含八级)大风，增水超过警戒水位的风暴潮；

——气象部门预报冰情超过滩海陆岸石油设施设计的冰情；

——遇有井喷失控、火灾、爆炸、硫化氢泄漏、热带气旋、海啸、地震事件时。

油气管道储运

7.1 管道干线

7.1.1 管道线路

7.1.1.1 输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路走向。

7.1.1.2 输油气管道不应通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法避开时，应采取保护措施并经国家有关部门批准。

7.1.1.3 输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩和测试桩。

7.1.1.4 输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。

7.1.1.5 输油气管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查，及时处理输油气管道沿线的异常情况，并依据石油天然气管道保护有关法律法规保护管道。7.1.1.6 管道水工保护：

——应根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用；

——应定期对管道水工保护设施进行检查，并及时治理发现的问题。

7.1.2 线路截断阀

7.1.2.1 输油气管道应根据管道所经过地区的地形、人口稠密度及重要建构筑物等情况设置线路截断阀。必要时应设数据远传、控制及报警功能。

7.1.2.2 天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。

7.1.2.3 应定期对截断阀进行巡检。天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。

7.1.3 管道穿跨越

7.1.3.1 输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件及两岸的村镇、交通等现状，并要考虑管道的总体走向、管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置及方式。

7.1.3.2 穿跨越设计应符合国家现行标准关于原油和天然气管道工程穿跨越设计的有关规定。

7.1.3.3 穿越河流管段在采用加配重块、石笼等方案施工时，应对防腐层有可靠的保护措施。

7.1.3.4 每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段。

7.1.3.5 汛期管道管理单位应及时了解输油气管道穿跨越河流上游洪水情况，采取防洪措施。上游水利、水库单位如有泄洪，应及时告知管道管理单位。

7.1.3.6 位于水库下游冲刷范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20km冲刷范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。

7.2 输油气站场

7.2.1 选址和总平面布置

7.2.1.1 站场选址应考虑地形、地貌、工程和水文地质条件。

7.2.1.2 站场与相邻居民点、工矿企业和其他公用设施安全距离及站场内的平面布置，应符合国家现行标准关于输油、输气、管道工程设计的要求。

7.2.2 消防

7.2.2.1 消防设施的设置应根据其规模、油品性质、存储方式、储存温度、火灾危险性及所在区域外部协作条件等综合因素确定。

7.2.2.2 消防系统投运前应经当地消防主管部门验收合格。

7.2.2.3 站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量应符合建筑灭火器配置的相关规定。

7.2.2.4 易燃、易爆场所应按规定设置可燃气体检测报警装置，并定期检定。

7.2.3 防雷、防静电

7.2.3.1 站场内建构筑物的防雷，应在调查地理、地质、土壤、气象、环境等条件和雷电活动规律及被保护物特点的基础上，制定防雷措施。

7.2.3.2 装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。

7.2.3.3 设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测。

7.2.3.4 工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查和检测。防雷接地装置接地电阻不应大于10Ω，仅做防感应雷接地时，接地电阻不应大于30Ω。每组专设的防静电接地装置的接地电阻不应大于100Ω。

7.2.4 安全保护设施

7.2.4.1 对存在超压可能的承压设备，应设置安全阀。

7.2.4.2 安全阀、调压阀、ESD系统等安全保护设施及报警装置应完好，并应定期进行检测和调试。

7.2.4.3 安全阀的定压应小于或等于承压设备、容器的设计压力。

7.2.4.4 进出天然气站场的天然气管道应设置截断阀，进站截断阀的上游和出站截断阀的下游应设置泄压放空设施。

7.2.5 站场设备

7.2.5.1 设备不应超温、超压、超速、超负荷运行。

7.2.5.2 辅油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数。

7.2.5.3 应定期对原油加热炉炉体、炉管进行检测。间接加热炉还应定期检测热媒性能。

7.2.5.4 对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应接相应运行和维护规程进行操作和维护，并按规定定期校验。

7.2.5.5 管道的自动化运行应满足工艺控制和管道设备的保护要求，并应定期检定和校验。

7.2.5.6 应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的运行状态。

7.2.5.7 应对压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄压阀设定参数进行测试。

7.2.5.8 每台压缩机组至少应设置下列安全保护：

——进出口压力超限保护；

——原动机转速超限保护；

——启动气和燃料气限流超压保护；

——振动及喘振超限保护；

——润滑保护系统；

——轴承位移超限保护；

——干气密封系统超限保护；

——机组温度保护。

7.2.5.9 输气站压缩机房的每一操作层及其高出地面3m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少有两个安全出口通向地面。操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25m。安全出口和通往安全地带的通道，应保持畅通。2 6输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知，并应对进入输油气站的外来人员告知安全注意事项及逃生路线等。

7.3 防腐绝缘与阴极保护

7.3.1 埋地输油气管道应采取防腐绝缘与阴极保护措施。

7.3.2 应定期检测管道防腐绝缘与阴极保护情况，及时修补损坏的防腐层，调整阴极保护参数。

7.3.3 埋地输油管道需要加保温层时，在钢管的表面应涂敷良好的防腐绝缘层。在保温层外应有良好的防水层。

7.3.4 裸露或架空的管道应有良好的防腐绝缘层。带保温层的，应有良好的防水措施。

7.3.5 对输油气站内 的油罐、埋地管道，应实施区域性阴极保护。

7.3.6 输油气管道全线阴极保护电位应达到或低于-0.85V(相对Cu/CuSO4电极)，但最低电位不应过负。

7.3.7 输油气管道应避开有地下杂散电流干扰大的区域。电气化铁路与输油气管道平行时，应保持一定距离。管道因地下杂散电流干扰阴极保护时，应采取排流措施。

7.3.8 管道阴极保护电位达不到规定要求的，经检测确认防腐层发生老化时，应及时安排防腐层大修。

7.3.9 输油气站的进出站两端管道，应采取防雷击感应电流的措施。防雷击接地措施不应影响管道阴极保护效果。

7.3.10 大型跨越管段有接地时穿跨越两端应采取绝缘措施。

7.4 管道监控与通信

7.4.1 管道监控

7.4.1.1 输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续监测和记录；大型油气管道宜设置计算机监控与数据采集(SCADA)系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功能。

7.4.1.2 安全检测仪表和调节回路仪表信号应单独设置。

7.4.1.3 SCADA系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。

7.4.1.4重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。

7.4.2 通信

7.4.2.1 用于调控中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。

7.4.2.2 输油气站场与调控中心应设立专用的调度电话。

7.4.2.3 调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。

7.4.3 辅助系统

7.4.3.1 SCADA系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。

7.4.3.2 在下列情况下应加装电涌防护器；

——室内重要电子设备总电源的输入侧；

——室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线的输入侧；

——重要或贵重测量仪表信号线的输入侧。

7.5 管道试运投产

7.5.1 一般要求

7.5.1.1 应制定投产方案并经审查批准。

7.5.1.2 投产前应对管道清管。

7.5.1.3 管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验。

7.5.1.4 投产前应按照设计文件和施工验收规范对管道、站场、自动化、供配电、通信、安全等系统及其他辅助工程进行投产条件检查。

7.5.1.5 投产前应对各单体设备进行试运。

7.5.1.6 全线整体联合试运前，各单体设备、分系统应调试合格。

7.5.2 原油管道投产的安全技术要求

7.5.2.1 应根据管道设备配置、管道原油的物性、管道沿线地温、管道敷设状况及社会依托情况确定投产方式。

7.5.2.2 高凝原油投产应采取防凝管的安全技术措施。

7.5.3 天然气管道投产的安全技术要求

7.5.3.1 管道投产进气前应进行干燥，干燥合格后的管道应采取防回潮措施。

7.5.3.2 应对管道内的空气用氮气或其他惰性气体进行置换，氮气或惰性气体段的长度应保证到达置换管线末端时空气与天然气不混合。

7.5.3.3 向管道内注氮时，进入管道的氮气温度不宜低于5℃。

7.5.3.4 置换过程中的混合气体应利用放空系统放空。并以放空口为中心设立隔离区并禁止烟火。

7.5.3.5 置换进行时管道中氮气的排放应防止大量氮气聚集造成人员的窒息。管道中氮气量过大时应考虑提前多点排放。

7.6 管道清管与检测

7.6.1 管道清管

7.6.1.1 管道清管应制定科学合理的清管周期。对于首次清管或较长时间没有清管的管道，清管前应制定清管方案。

7.6.1.2 对于结蜡严重的原油管道，应在清管前适当提高管道运行温度和输量，从管道的末端开始逐段清管。

7.6.1.3 清管实施过程中应至少做好以下安全事项：

——清管器在管道内运行时，应保持运行参数稳定，及时分析清管器的运行情况，对异常情况应采取相应措施；

——进行收发清管器作业时，操作人员不应正面对盲板进行操作；

——在从收球筒中取出清管器和排除筒内污油、污物、残液时，应考虑风向；

——清除的液体和污物应收集处理，不应随意排放；

——输气管线清管应有防止硫化亚铁自燃的措施。

7.6.2 管道检测

7.6.2.1 应按照国家有关规定对管道进行检测，并根据检测结果和管道运行安全状况，合理确定管道检测周期。

7.6.2.2 管道内检测作业单位具有国家安全生产监督管理部门认可的检测资质。

7.6.2.3 内检测实施过程中应落实以下安全事项：

——收发球简的尺寸应满足内检测器安全运行的技术要求；

——管道及其三通、弯头、阀门、运行参数等应满足内检测器的通过要求；

——发送管道内检测器前，应对管道进行清管和测径；

——内检测器应携带定位跟踪装置。检测器发送前应调试运转正常，投运期间应进行跟踪和设标。

7.6.2.4 内检测结束后，应根据检测结果，对存在的缺陷进行评估，确定合理的维修、维护措施，对于影响管道安全的严重缺陷，应立即安排修理。

7.7 管道维抢修

7.7.1 应根据管道分布合理配备专职维抢修队伍，并定期进行技术培训。对管道沿线依托条件可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。

7.7.2 应合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长度；对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。

7.7.3 应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。

7.7.4 管道维抢修过程应至少落实以下安全事项

7.7.4.1 维抢修现场应划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区。

7.7.4.2 对管道施焊前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。

7.7.4.3 用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时，应提前进行模拟试验。

7.7.4.4 管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器进行封堵时，应避免产生负压封堵。

7.7.4.5 管道维抢修作业坑应能满足施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。

7.7.5 管道维抢修结束后，应及时恢复地貌，整理竣工资料并归档。