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1、石油天然气安全规程AQ-目次序言1 范围2 规范性引用文件3 术语和定义4 通常要求4.1 通常管理要求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5 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)和注聚合物及其它助剂6 海洋石油天然气开采6.1 通常要求6.2 石油物探6.3 钻井6.4 录井6.5 测井和测试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
2、气开采6.12 滩海陆岸石油天然气开采7 油气管道储运7.1 管道干线7.2 输油气站场7.3 防腐绝缘和阴极保护7.4 管道监控和通信7.5 管道试运投产7.6 管道清管和检测7.7 管道维抢修序言本标准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。本标准关键起草单位；中国石油天然气集团企业、中国石油化工集团企业、中国海洋石油总企业，英国劳氏船级社。本标准关键起草人：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。1 范围本标准要求了石油天然气勘探、开发生产和油气管道储运安全要求。本标准适适用于石油天然气勘探、开发
3、生产和油气管道储运；不适适用于城市燃气、成品油、液化天然气(LNG)、液化石油气(LPG)和压缩天然气(CNG)储运。2 规范性引用文件下列文件中条款经过本标准引用而成为本标准条款。通常注日期引用文件，其随即全部修改单(不包含勘误内容)或修订版均不适适用于本标准，然而，激励依据本标准达成协议各方研究是否可使用这些文件最新版本。通常不注日期引用文件，其最新版本适适用于本标准。中国安全生产法 中国主席令70号(6月29日实施)生产经营单位安全培训要求 国家安全生产监督管理总局令第3号(3月1日实施)3 术语和定义下列术语和定义适适用于本标准。3.1 安全作业许可 permit to work为确保
4、作业安全，在危险作业或很规作业时，对作业场所和活动进行预先危险分析、确定风险控制方法和责任确定工作程序。3 2 受限空间confined spaces是指含有已知或潜在危险和有限出入口结构封闭空间。3.3 欠平衡钻井 underbalanced drilling是指钻井流体循环压力(在同深度循环压力)低于地层压力，并将流入井内地层流体循环到地面进行有效控制情况下所进行钻井。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容器上，进行焊、割、加热、加温、打磨等能直接或间接产生明火施工作业。3.5 阈限值 threshold limit val
5、ue(TLV)几乎全部工作人员长久暴露全部不会产生不利影响某种有毒物质在空气中最大浓度。如硫化氢阈限值为15mg/m3(10ppm)，二氧化硫阈限值为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可接收某种有毒物质在空气中最高浓度。如硫化氢安全临界浓度为30mg/m3(20ppm)。3.7 危险临界浓度dangerous threshold limit value有毒物质在空气中达成此浓度时，对生命和健康产生不可逆转或延迟性影响，如硫化氢危险临界浓度为150mg/m3(100ppm)。3.8 含硫化氢天然气
6、 sulfide gas指天然气总压等于或高于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含有石油天然气搜集、净化处理、储运功效站、库、厂、场、油气井统称。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、管道内油品、天然气处于稳态(非瞬态)时最大许可操作压力。4 通常要求4.1 通常管理要求4.1.1 落实落实中国安全生产法，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”方针，4.1.2 企业应依法达成安全生产条件，取得
7、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 按对应要求要求进行安全生产检验，对发觉问题和隐患采取纠正方法，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、关键设备和设施作业人员，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要求。4.1.5 编制安全生产发展计划和年度安全生产计划，按要求提取、使用满足安全生产需求安全专题费用，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和主体工程同时设计、同时
8、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含有对应资质单位负担；负担石油天然气工程建设项目安全评价、认证、检测、检验机构应该含有国家要求资质条件，并对其做出安全评价、认证、检测、检验结果负责；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相关要求，确保本质安全。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基础要求。4.1.10
9、企业应制订石油天然气钻井、开发、储运防火防爆管理制度；钻井和井下作业应配置井控装置和采取防喷方法；使用电气设备应符合防火防爆安全技术要求；配置消防设施、器材；制订防火防爆应急预案。井场部署应符合井场部署技术要求，平面部署和防火间距应符合防火设计规范要求。4.1.11 发生事故后，应立即采取有效方法组织救援，预防事故扩大，避免人员伤亡和降低财产损失，按要求立即汇报，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 企业应制订保护职员健康制度和方法，对职员进行职业健康和劳动保护培训教育。4.2.2 应按要求对有害作业场所进行划分和监测；对接触职业病危害原因职员应进行定时体检，建立职业健
10、康监护档案。4.2.3 不应安排年纪和健康条件不适合特定岗位能力要求人员从事特定岗位工作。4.2.4 应建立职员个人防护用具、防护用具管理和使用制度。依据作业现场职业危害情况为职员配发个人防护用具和提供防护用具，职员应按要求正确穿戴及使用个人防护用具和防护用具。4.3 风险管理4.3.1 激励建立、实施、保持和连续改善和生产经营单位相适应安全生产管理体系。应对作业活动和设施运行实施风险管理，并对承包商活动、产品和服务所带来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原因辨识，对识别出来危险原因依据法律法规和标准进行评定，划分风险等级；根
11、据风险等级采取对应风险控制方法，风险控制标准应符合“合理实际并尽可能低”；危险原因及风险控制方法应通知参与作业相关方及作业全部些人员；风险管理活动过程应形成文件。4.3.3 风险管理过程应包含危险原因辨识、风险评定、制订风险控制方法，其基础步骤包含：划分作业活动；辨识和作业活动相关全部危险原因；评价风险；依据准则，确定出不可许可风险；制订和实施风险控制方法，将风险降至可许可程度；评审。4.3.4 设定风险管理目标和指标，制订风险管理方案、计划或控制方法。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关键设施设计、建造、采购、运行、维护和检验应按要求程序和制
12、度实施，并充足考虑设施完整性要求。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，明确安全作业许可申请、同意、实施、变更及保留程序。4.4.2 安全作业许可关键内容以下：作业时间段、作业地点和环境、作业内容；作业风险分析；确定安全方法、监护人和监护方法、应急方法；确定作业人员资格；作业责任人、监督人和同意者、签发者署名；安全作业许可关闭、确定；其它。4.4.3 安全作业许可只限所同意时间段和地点有效，未经同意或超出同意期限不应进行作业，安全作业许可关键内容发生改变时应按程序变更。4.4.4 安全作业许可相关证实，也应得到同意，并在作业
13、期限内有效。4.5 硫化氢防护4.5.1 在含硫化氢油气田进行施工作业和油气生产前，全部生产作业人员包含现场监督人员应接收硫化氢防护培训，培训应包含课堂培训和现场培训，由有资质培训机构进行，培训时间应达成对应要求。应对临时人员和其它非定时派遣人员进行硫化氢防护知识教育。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置固定式和携带式硫化氢监测仪；关键监测区应设置醒目标标志、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；硫化氢监测仪应定时校验，并进行检定。4.5.3
14、含硫化氢环境中生产作业时应配置防护装备，符合以下要求：在钻井过程，试油(气)、修井及井下作业过程，和集输站、水处理站、天然气净化厂等含硫化氢作业环境应配置正压式空气呼吸器及和其匹配空气压缩机；配置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，场地及设备部署应考虑季节风向。在有可能形成硫化氢和二氧化硫聚集处应有良好通风、显著清楚硫化氢警示标志，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材料及设备，应和硫化氢条件相适应。4.
15、5.6 含硫化氢环境中生产作业时应制订防硫化氢应急预案，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议人。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特殊要求；在含硫化氢地域预探井、探井在打开油气层前，应进行安全评定；采取防喷方法，防唼器组及其管线闸门和附件应能满足预期井口压力；应采取控制硫化氢着火源方法，井场严禁烟火；应使用适合于含硫化氢地层钻井液，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，应落实有效防硫化氢方法。4.5.8 含硫化氢油气井井下作业，应符合以下安全要求：采取防喷方法；应采取控制硫化氢着火源方法，井场严禁烟火；当
16、发生修井液气侵，硫化氢气体逸出，应经过分离系统分离或采取其它处理方法；进入用于装或已装有储存液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方法；对绳索作业、射孔作业、泵注等特殊作业应落实硫化氢防护方法。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油气井站区、低凹区、污水区及其它硫化氢易于积聚区域时，和进入天然气净化厂脱硫、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腐蚀进行监测和控制，对可能硫化氢泄漏进行检测，制订硫化氢防护方法。4.5.10 含硫化氢油气井废弃时，应考虑废弃方法和封井条件，使用水
17、泥封隔已知或可能产生达成硫化氢危险浓度地层。埋地管线、地面步骤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预防硫化铁燃烧方法。4.6 应急管理4.6.1 应系统地识别和确定潜在突发事件，并充足考虑作业内容、环境条件、设施类型、应抢救援资源等原因，编制应急预案。4.6.2 应急预案编制应符合国家现行标准相关生产安全事故应急预案编制要求；在制订应急预案时，应征求相关方意见，并对应急响应和处理提出要求；当包含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；应急预案应按要求上报。4.6.3 建立应急组织，配置专职或兼职应急人员或和专业应急组
18、织签定应抢救援协议，配置对应应抢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险情时，应按应急预案要求实施应急处理和响应，预防事态扩大，控制衍生事故，避免人员伤亡和降低财产损失。4.6.5 当发生应急预案中未包含事件时，现场人员应立即向在场关键责任人汇报，关键责任人应确定并采取对应方法，并立即上报。4.6.6 进行应急培训，职员应熟悉对应岗位应急要求和方法；定时组织应急演练，并依据实际情况对应急预案进行修订。5 陆上石油天然气开采5.1 石油物探5.1.1 施工设计标准及依据5.1.1.1 编写施工设计前，应对工区进行踏勘，调查了解施工现场自然环境和周围社会环境条件，进行危险源
19、辨识和风险评定，编制踏勘汇报。5.1.1.2 依据任务书、踏勘汇报，编写施工设计，并应对安全风险评定及工区内易发事故点源提出对应安全预防方法，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 地震队营地设置和管理5.1.2.1 营地设置标准，应符合下列要求：营区内外整齐、美观、卫生，计划布局合理；地势开阔、平坦，考虑洪水、泥石流、滑坡、雷击等自然灾难影响；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、发配电站设置安全和便利；尽可能降低营地面积；多种场所配置合格、足够消防器材；远离野生动物栖
20、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，间距大于3m，营房车拖钩向外；营地应合理设置垃圾搜集箱(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：应配置持证电工负责营地电气线路、电气设备安装、接地、检验和故障维修；电气线路应有过载、短路、漏电保护装置；多种开关、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；全部营房车及用电设备
21、应有接地装置，且接地电阻应小于4；不应在营房、帐篷内私接多种临时用电线路。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、保温方法，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；供油罐和发电机安全距离大于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4；机组滑架下应安装废油、废水搜集装置，机组和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：临时加油点四面应架设围栏，并设隔离沟、安全标志和避雷装置；临
22、时加油点周围无杂草、无易燃易爆物品、无杂物堆放，应配置灭火器，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10，罐盖要随时上锁，并有专员管理；油泵、抽油机、输油管等工具摆放整齐，有防尘方法。5.1.2.3.4 营地卫生，应符合下列要求：定时对营区清扫、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；职员宿舍室内通风、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；职员应自觉遵守劳动纪律，穿戴劳动防护用具，服从现场监督人员
23、检验；检验维护好安全防护装置、设施；发觉违章行为和隐患应立即阻止、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，并采取监护方法方可经过；炎热季节施工，做好防暑降温方法；严寒地域施工，应有防冻方法；雷雨、暴风雨、沙暴等恶劣天气不应施工作业；在苇塘、草原、山林等禁火地域施工，严禁携带火种，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：应绘制全部测线测线草图，标明测线经过区域地下和地面关键设施，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要求；测量人员经过断崖、陡坡和岩石松软危险地带或有障
24、碍物时应有安全方法。5.1.3.3 钻井作业应依据钻机类型制订对应操作规程，并认真实施。钻井过程中还应实施以下要求；炮点周围无障碍物，25m内无高压电线，8m内无闲杂人员。炮点和周围关键设施安全距离不足时，不应施工，并立即汇报；钻机转动、传动部位防护罩应齐全、牢靠。运转过程中，不应对运转着零部件扶摸擦洗、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，应注意确定道路限制高度标志。过沟渠、陡坡或上公路时，应有些人员指挥；山地钻机搬运应按分体拆散要求进行，搬迁应有专员指挥
25、带路，协作配合，遇危险路段应有保护方法。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类型制订对应操作规程，作业过程中还应实施以下要求：可控震源操作手应取得机动车辆驾驶证和单位上岗证书，并掌握通常维修保养技能方可独立操作；震源车行驶速度要慢、平稳，各车之间距离最少5m以上，不应相互超车。危险地段要绕行，不应强行经过；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和操作无关事。震源车行驶时，任何人不应在震源平台或其它部位搭乘。5.1.3.
26、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周围关键设施施工图；检波器电缆线穿越危险障碍时(河流、水渠、陡坡等)，应栗取保护方法经过。穿越公路或在公路旁施工时，应设置警示标志；做好放炮警戒监视工作，发觉异常情况应立即汇报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，不应冒险经过危险地段。5.1.3.6 特殊地域、特种作业和车辆行驶安全要求，应符合国家现行标准相关石油物探地震队健康、安全和环境管理要求。5.1.4 民用爆破器材管理5.1.4.1 涉爆人员应经过单
27、位安全部门审查，接收民用爆破器材安全管理知识、专业技能培训，经考评合格取得公安机关核发相关证件，持有效证件上岗。5.1.4.2 民用爆破器材长途运输单位，应持政府主管部门核发对应证件；运输设备设施达成安全要求后按相关部门指定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，按指定地点停放并有专员看管；抵达要求地点后，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：和营区、居民区距离应符合国家现行标准相关地震勘探民用爆破器材安全管理要求，并设置警戒区，周围加设禁行围栏和安全标志，配置足够灭火器材；库区内洁净、整齐无杂草、无易燃物品、无杂物堆放，炸
28、药、雷管分库存放且符合要求安全距离；爆破器材摆放整齐合理、数目清楚，不超量、超高存放，雷管应放在专门防爆保险箱内，脚线应保持短路状态，有严格安全制度、交接班制度和24h值班制度：严格实施爆破器材进出账目登记、验收和检验制度，做到账物相符；严禁宿舍和库房混用或将爆破器材存放在宿舍内。5.1.4.4 取得有效民用爆破器材使用许可证，方准施工，应按要求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相关地震勘探民用爆破器材安全管理要求。5.2 钻井5.2.1 设计标准和依据5.2.1.1 钻井设计应由认可设计单位负担并按程序审批，如需变更应按程序审批。5.2.1
29、.2 地质设计应依据地质资料进行风险评定并编制安全提醒。5.2.1.3 钻井工程设计应依据钻井地质设计和邻井钻井相关资料制订，并应对地质设计中风险评定、安全提醒及所采取工艺技术等制订对应安全方法。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、地层流体性质等估计及岩性剖面资料。5.2.2.2 应提供邻井油、气、水显示和复杂情况资料，并尤其注明含硫化氢、二氧化碳地层深度和估计含量，已钻井电测解释结果、地层测试及试油、气资料。探井应提供对应估计资料(含硫化氢和二氧化碳估计资料)。5.2.2.3 应对高压天然气井、新区预探井及含硫化氢
30、气井确定井位周围5000m、探井周围3000m、生产井周围m范围内居民住宅、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以内人口分布及其它情况。5.2.2.4 应依据产层压力和预期产量，提出各层套管合理尺寸和安全完井方法。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裂缝性地层、受老区注水井影响调整井均应依据实际情况确定各层套管必封点深度。5.2.3 钻井工程设计5.2.3.1 井身结构设计应符合下列要求：钻下部地层采取钻井液，产生井内压力应不致压破套管鞋处地层和裸跟钻破裂压力系数最低地层；下套管过程中，井内钻井液柱压
31、力和地层压力之差值，不致产生压差卡套管事故；应考虑地层压力设计误差，限定一定误差增值，井涌压井时在套管鞋处所产生压力小于该处地层破裂压力；对探井，考虑到地层资料不确定性，设计时参考当地域钻井所采取井身结构并留有余地。依据井深实际情况具体确定各层套管下入深度；含硫化氢地层等特殊井套管设计，应符合5.2.3.5要求。5.2.3.2 随钻地层压力估计和监测应利用地震、地质、钻井、录井和测井等资料进行估计地层压力和随钻监测；并依据岩性特点选择不一样随钻监测地层压力方法。5.2.3.3 钻井液设计应符合下列要求：应依据平衡地层压力设计钻井液密度；应依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
32、对应除硫剂、缓蚀剂并控制钻井液pH值，硫化氢含量高井通常应使用油基钻井液，并符合4.5.7要求；探井、气井和高压及高产油气井，现场应贮备一定数量高密度钻井液和加重材料。贮备钻井液应常常循环、维护；施工前应依据本井估计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立即调整钻井液密度。5.2.3.4 井控装置应符合下列要求：油气井应装套管头(稠油热采井用环形铁板完成)，含硫化氢油气井应使用抗硫套管头，其压力等级要大于最高地层压力。选择时应以地层流体中硫化氢含量为依据，并符合4.5.5要求；依据所钻地层最高
33、地层压力，选择高于该压力等级液压防喷器和相匹配防喷装置及控制管汇。含硫化氢井要选对应压力等级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相关钻井井控技术要求；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；防喷器组合应依据压力及地层特点进行选择，节流管汇及压井管汇压力等级和组合形式要和全井防喷器相匹配；应制订和落实井口装置、井控管汇、钻具内防喷工具、监测仪器、净化设备、井控装置安装、试压、使用和管理要求。井底静止温度为120以上，地层压力为45MPa以上高温高压含硫化氢天然气井应使用双四通。高压天然气井放喷管线应不少于两条，夹角大于120，出口距井口应大于75m；含硫
34、化氢天然气井放喷管线出口应接至距井口100m以外安全地带，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取标准法兰连接，不应使用软管线，且不应现场焊接；井控状态下应最少确保两种有效点火方法。应有专员维护、管理点火装置和实施点火操作；严寒季节应对井控装备、防喷管线、节流管汇及压力表采取防冻保温加热方法。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 套管柱应符合下列要求：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1.01
35、.125，抗内压为1.051.25。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；一般天然气井亦可依据实际情况使用气密封螺纹套管；含硫化氢井在温度低于93井段应使用抗硫套管；含二氧化碳井应使用抗二氧化碳套管；既含硫化氢又含二氧化碳井应视各自古量情况选择既抗硫又抗二氧化碳套管。高压盐岩层和地应力较大井应使用厚壁套管、外加厚套管等高抗外挤强度套管并符合4.5.5要求；在进行套管柱强度设计时，高温高压天然气井生产套管抗内压设计除满足井口最大压力外，并应考虑满足深入采取方法时压力增加值(如压裂等增产方法)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
36、及最高地层压力；套管柱上串联多种工具、部件全部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要求：各层套管全部应进行流变学注水泥浆设计，高温高压井水泥浆柱压力应最少高于钻井液柱压力1MPa2MPa；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方法；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、管外封隔器和多凝水泥浆和井口蹩回压等方法，确保固井质量；对于长封段天然气井，应采取套管回接方法，如采取分级固井，分级箍应使用
37、连续打开式产品，固井设计和施工中一级水泥返高应超出分级箍位置；对有高压油气层或需要高压压裂等增产方法井，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；坚持压力平衡标准。固井前气层应压稳，上窜速度不超出10m/h(特殊井和油气层保护需要油气上窜速度控制在10m/h30m/h)；套管扶正器安放位置合理，确保套管居中，采取有效方法，提升水泥浆顶替效率；优化水泥浆体系，对天然气井优选防气窜水泥添加剂，预防气窜；对漏失井，应在下套管前认真堵漏，直至合格。5.2.4 井场部署及设备安装5.2.4.1 井场部署5.2.4.1.1 井场部署应遵照下列标准：依据自然环境、钻机类型及钻井工艺要求确定钻
38、井设备安放位置；充足利用地形，节省用地，方便施工；满足防喷、防爆、防火、防毒、防冻等安全要求；在环境有特殊要求井场部署时，应有防护方法；有废弃物回收、利用、处理设施或方法。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部署及安全标志设置应符合国家现行标准相关钻前工程及井场部署技术要求。5.2.4.2 钻井设备安装应符合下列要求：全部设备应按要求位置摆放，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，多种阀门灵活可靠，油气水路通畅，不渗不漏；全部紧固件、连接件应牢靠可靠，紧固件螺纹外露部分应有防锈方法；绞车游动系统能快速有效地进行
39、制动和解除，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，全部管线不刺不漏，油气水路通畅；设备安装完后，整机试运转符合要求；电气设备、线路安装规范、合理。5.2.5 井控装置安装、试压、使用和管理5.2.5.1 井控装置安装5.2.5.1.1 钻井井口装置应符合下列要求：a)防喷器、套管头、四通配置安装、校正和固定应符合国家现行标准相关钻井井控装置组合配套、安装调试和维护要求；b)防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通闸阀应处于常开状态；c)含有手动锁紧机构闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢靠，其中心和锁紧轴之间夹角小于30。挂牌标明开、关方向和到底圈数；d)防喷器远
40、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)管排架和防喷管线及放喷管线距离应不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不许可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)总气源应和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，并用单独开关控制；5)蓄能器完好，压力达成要求值，并一直处于工作压力状态。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
41、和放喷管线应使用经探伤合格管材。防喷管线应采取螺纹和标准法兰连接，不许可现场焊接；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铸(锻)钢弯头，其通径大于78mm。5.2.5.1.3 放喷管线安装要求：放喷管线最少应有两条，其通径大于78mm；放唼管线不许可在现场焊接；布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及多种设施等情况；两条管线走向一致时，应保持大于0.3m距离，并分别固定；管线尽可能平直引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120铸(锻)钢弯头；管线出口应接至距井口75m以上安全地带，距多种设施大于50m；管线每隔10m15m、转弯处、出口
42、处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚、预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢靠；若跨越10m宽以上河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；水泥基墩预埋地脚螺栓直径大于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：钻具内防喷工具额定工作压力应大于井口防喷器额定工作压力；应使用方钻杆旋塞阀，并定时活动；钻台上配置和钻具尺寸相符钻具止回阀或旋塞阀；钻台上准备一根防喷钻杆单根(带和钻铤连接螺纹相符合配合接头和钻具止回阀)；应配置钻井液循环池液面监测和报警装置；按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井及气比油高油井还应配置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
43、井口50m以上。5.2.5.2 井控装置试压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，试验压力在不超出套管抗内压强度80%前提下，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力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，应采取堵塞器或试压塞根据本条第二项要求相关条件及要求试压；防喷器控制系统用21MPa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取要求压力油试压外，其它井控装置试压介质均为清水：试压稳压时间不步于10min，许可压降小于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。5.2.5.3 井控装置使用应符合下列要求：环形防喷器不应长时间关井，非特殊情况不许可用来封闭空井；在套压不超出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斜坡接头钻具，起下钻速度不应大于0.2m/s；含有手动锁紧机构闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁全