页岩气田钻井井控安全技术规程（征求意见稿）
ICS 75.020
TE 28
备案号
AQ
AQ/TXXXX—20XX
Safety and technical specifications for well control ofshale gas well drilling
(征求意见稿)
(xxx年xx月xx日)
XXXX-XX-XX发布 XXXX-XX-XX实施
目 次
前言 III
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 钻井井控设计 1
4 井控装置的安装、试压、使用和管理 3
5 钻开气层前的准备和检查验收 5
6 井口与套管保护 6
7 录井 6
8 测井 7
9 溢流的处理和压井作业 7
10 井喷失控的处理 8
11 防火、防爆、防硫化氢安全措施 9
12 应急管理 9
13 队伍资质与人员资格 12
00001前言
本标准按照GB/T 1.1—2009给出的规则起草。
本标准为首次发布。
1范围
本标准适用于页岩气田钻井工程作业。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
SY/T 5087 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法
SY/T 5127 井口装置和采油树规范
SY/T 5858 石油工业动火作业安全规范
SY/T 5964 钻井井控装置组合配套、安装调试与维护
SY/T 6160 防喷器的检查和维修
SY/T 6203 油气井井喷着火抢险作法
SY/T 6426 钻井井控技术规程
3钻井井控设计
3.1井控安全距离
井口距高压线及其他永久性设施不小于75m，距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m，距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m。
3.2钻井地质设计的要求
3.2.1对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿(包括开采地下资源的矿业单位)、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明。特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度。
3.2.2井场布局和钻前工程应满足井控、安全和环保要求，在江河、干堤附近钻井应标明干堤、河道位置，同时符合国家安全、环保规定。
3.3钻井液密度确定和储备要求
3.3.1钻井液密度安全附加值取 0.07g/cm3～0.15g/cm3，钻开含硫化氢气层尽可能取安全附加值的上限。
3.3.2钻含硫化氢气层时钻井液中应添加除硫剂，控制钻井液 pH 值在 9 以上。探井现场应储备高于预测最高地层压力当量密度 0.2g/cm3以上的钻井液，储备量按本次开钻最大井眼容积的1～1.5倍，并储备不少于200t的加重材料。
3.3.3开发井采用集中和现场储备相结合的方式，具体要求如下：
3.3.3.1采用清水钻井期间，井场储备不少于1000m3的清水，或具备向井场供水流量大于100m3/h的供水能力；
3.3.3.2采用泥浆钻井期间，井场储备密度高于井浆密度0.2g/cm3以上水基钻井液不少于80m3，油基钻井液集中储备；
3.3.3.3采用气体钻井期间，按设计钻井液性能和井筒容积2倍数量储备钻井液。井筒容积以设计结束气体钻井时的井深为计算依据；
3.3.3.4 井场常备不少于 100t 的加重材料；区域可调用加重材料不少于500t。
3.3.4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；并绘制当量密度曲线和实际钻井液密度曲线，依据钻井情况及时调整钻井液密度。
3.4井控装置配套
3.4.1完井井口装置
根据地层流体中有害气体含量及完井后最大关井压力值，材质选择根据所钻地层气体组分确定，其压力等级要等于或大于最高地层压力,并考虑能满足进一步采取增产措施压力增高的需要。
3.4.2 防喷器
3.4.2.1 压力等级选择。探井按预测最高地层压力；开发井按预测最大关井井口压力，选用不低于该压力等级的液压防喷器等防喷装置及控制管汇。
3.4.2.2 探井防喷器组合形式：a)一开防喷器组合顺序为：气体钻：旋转头+双闸板防喷器+四通；泥浆钻：双闸板防喷器+四通；b)二开防喷器组合顺序为：环形防喷器+半封闸板防喷器+全封(带剪切功能)闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+套管头；c)三开防喷器组合顺序为：环形防喷器+半封闸板防喷器+全封(带剪切功能)闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+套管头。
3.4.2.3开发井防喷器组合形式：一开防喷器组合顺序为：气体钻：旋转头+半封闸板防喷器+四通；泥浆钻：半封闸板防喷器+四通；二开防喷器组合顺序为：环形防喷器+半封闸板防喷器+全封闸板防喷器+四通+套管头；三开防喷器组合顺序为：环形防喷器+半封闸板防喷器+全封闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+套管头。
3.4.2.4控制剪切、全封闸板的三位四通换向阀，应安装防止误操作的安全装置，司钻控制台不应安装操作剪切、全封闸板防喷器的控制阀。
3.4.2.5现场备有与在用钻杆尺寸匹配的钻杆死卡。
3.4.3节流管汇和压井管汇
3.4.3.1 节流管汇和压井管汇的压力等级、阀件组合形式与防喷器相匹配，主通径φ≥78mm。管汇与四通平直连接，不应用弯头连接。二开以后应接通与钻井泵连接的反循环压井管线。
3.4.4 防喷、放喷管线
3.4.4.1 放喷管线应不少于1 条，放喷管线宜平直走向。应保证不少于两种有效点火方式。
3.4.4.2 防喷、放喷管线应采用标准法兰连接，由专业厂设计、加工成组件并检验。防喷管线应采用
耐高温、与防喷器压力等级相同、内径不小于 78mm 的管线，特殊情况(如场地受限等)，开发井可选用符合标准的高压软管。
3.4.5 防喷器控制系统
3.4.5.1 防喷器控制系统控制能力应满足控制对象的数量及开关要求，并且备用 1 条控制线路。
3.4.5.2 二开以后应配备司钻控制台，对于有特殊要求的井，还应配备防喷器辅助控制台装置。
3.4.6 井口装置及井控管汇示意图
绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，标明半封闸板距离井口的距离。
3.4.7 内防喷工具及辅助设施
3.4.7.1 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。
3.4.7.2 钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置，应根据具体情况配齐，以满足井控技术的要求。
3.5含硫气层钻井
应根据钻井地质设计预测含硫化氢的情况，在钻井设计中明确应采取的安全和技术措施。
3.6欠平衡钻井
欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。欠平衡钻井施工设计书中应制定保证作业安全、防止井喷、井喷失控或着火的安全措施。不应在含硫化氢气体的井段实施欠平衡钻井。
4井控装置的安装、试压、使用和管理
4.1井控装置的安装
4.1.1钻井井口装置
4.1.1.1防喷器安装、校正和固定应符合 SY/T 5964—2006 中的相应规定。防喷器组安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心偏差不大于10mm；用直径不小于16mm 的钢丝绳套与4条正反螺丝在井架底座的对角线上将防喷器组向下绷紧固定。
4.1.1.2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°，并挂牌标明锁紧和解锁方向及到底圈数；同时防喷器上应安装防泥伞。
4.1.1.3防喷器控制系统安装要求：
4.1.1.3.1远程控制台应安装在面对井场侧前方、距井口不少于 25m 的专用活动房内，距放喷管线和节流管线应有 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 内不得堆放易燃、易爆、易腐蚀物品；
4.1.1.3.2远程控制台上的控制剪切、全封闸板防喷器的三位四通换向阀，应安装防止误操作的安全装置；
4.1.1.3.3管排架与防喷管线及放喷管线之间的距离应不少于 1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不应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；
4.1.1.3.4 司钻控制台安装在司钻操作台一侧，并固定牢靠；辅助控制台安装在井场钻井监督房附近；
4.1.1.3.5气管缆应顺管排架安放在其侧面的专门位置上，多余的管缆盘放在靠近远程控制台附近的管排架上，严禁强行弯曲和压折气管束；
4.1.1.3.6蓄能器完好；蓄能器压力 18.5MPa～21MPa，管汇压力 10.5MPa，环形防喷器压力 10.5MPa，气源压力 0.65MPa～0.8MPa，并始终处于工作压力状态；
4.1.1.3.7电源应从配电板总开关处直接接出，并用单独的开关控制；
4.1.1.3.8司钻控制台、远程控制台气源应采用专用管线，与司钻操作台气源分开连接，并配置气源排水分离器；司钻控制台不应安装操作剪切、全封闸板防喷器的控制阀。
4.1.1.4套管头的安装
4.1.1.4.1套管头安装与配置应符合 SY/T 5964 中的相应规定；
4.1.1.4.2安装的套管头应保证钻井四通与防喷管汇在各次开钻中的高度位置基本不变；
4.1.1.4.3套管头压力等级应大于或等于最高地层压力，并考虑能满足进一步采取增产措施压力增高的需要；
4.1.1.4.4每次安装套管头后应使用防磨套，施工过程中应定期对防磨套磨损情况进行检查，如发现有防磨套磨损现象，应及时调整防磨套位置或更换防磨套；
4.1.1.4.5钻井施工中，套管环空应安装压力表，并定期检查环空压力变化，有压力的情况下，应及时接出引流放喷管线泄压，防止套管损坏。
4.1.2井控管汇
4.1.2.1防喷管线应使用专用标准管线。
4.1.2.2井控管汇所配置的平板阀应与防喷器压力级别相匹配。
4.1.2.3节流、压井管汇分别水平安装在井架底座外的相应基础上，若基础低于地面，应保证排水良好。节流液控箱安装在节流管汇上方的钻台上，套管压力表及变送器安装在节流管汇五通上，立管压力变送器垂直于钻台平面安装。节流液控箱气源与司钻操作台采用专用管线分开连接，并配置气源排水分离器；所有液气管线用快速接头连接。节流管汇需另外配置低量程压力表；
4.1.2.4防喷管汇、节流压井管汇、放喷管线上的所有平板阀、节流阀应挂牌、编号，并标明开、关状态。一开封井器安装完毕后，管汇处于“待命”工况，节流管汇待命工况为主放喷管线常开。
4.1.2.5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φ≥78mm。
4.1.2.6放喷管线安装要求：
4.1.2.7.1其通径φ≥78mm；
4.1.2.7.2放喷管线的组件不应在现场安装时进行切割、焊接改造。
4.1.2.7.3布局应考虑居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况；
4.1.2.7.4放喷管线走向一致时，应保持大于 0.3m 的距离，并分别固定；
4.1.2.7.5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°的锻钢弯头。
4.1.2.7.6管线每隔 10m～15m、转弯处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚、预制基墩固定牢靠，悬空处应支撑牢固；若跨越 10m 宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；距出口 0.3m～0.5m处用水泥基墩加双地脚螺栓或双地锚或预制基墩固定牢靠；
4.1.2.7.7水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于 20mm，长度大于 0.5m；水泥墩基坑尺寸：长×宽×深为 0.8m×0.8m×1.0m；遇地表松软时，基墩坑体积应大于 1.2m3。压板尺寸为：宽度不小于100mm，厚度不小于 10mm；
4.1.2.7.8放喷管线出口接至距井口 50m 以远的放喷池，出口距各种设施不小于 30m，出口应安装点火筒，配备 3 种以上的有效点火装置，防火带宜按放喷池周边 30m 设置。
4.1.3 钻具内防喷工具
4.1.3.1气层钻井作业中，应在钻柱下部安装钻具止回阀；下述特殊情况应有相应的防喷措施：
4.1.3.1.1处理井下事故、复杂的钻具组合；
4.1.3.1.2穿心打捞测井电缆及仪器组合；
4.1.3.1.3传输测井钻具组合；
4.1.3.1.4 尾管固井钻具称重作业；
4.1.3.2钻具止回阀的安装位置：
4.1.3.2.1常规钻进、通井等钻具组合，止回阀接在钻头与入井第一根钻铤之间；
4.1.3.2.2带井底动力钻具的钻具组合，止回阀接在井底动力钻具与入井的第一根钻具之间；
4.1.3.2.3在气层中取心钻进应使用非投球式取心工具。止回阀接在取心工具与入井的第一根钻具之间。
4.1.3.3使用方钻杆旋塞阀，应定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀。
4.1.3.4钻台上准备一根防喷钻杆单根或防喷立柱。
4.1.4井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置
4.1.4.1应配备钻井液循环池液面监测与报警装置。
4.1.4.2按设计要求配齐除气器等钻井液净化装置。
4.1.4.3液气分离器应符合以下要求：
4.1.4.3.1液气分离器配置在节流管汇汇流管至钻井液循环罐之间，其进液口与节流管汇出口用专用管线连接，排液管接至缓冲罐或震动筛，排液口高于液面 0.3m，出口应固定牢靠；
4.1.4.3.2液气分离器罐体内径不小于 1200mm，额定工作压力不小于 1.6MPa；进液管线内径不小于152.4mm，用法兰、钢圈连接；排液管线内径应大于进液管线内径，排气管线内径不小于203.3mm；管线用法兰连接；
4.1.4.3.3液气分离器用地脚螺栓及钢丝绳固定牢固，排气管线应使用水泥基墩(0.8m×0.8m×1m)、 地脚螺栓固定。液气分离器排气管线走向与放喷管线一致时，应分别固定，且两者间距不小于0.5m；
4.1.4.3.4液气分离器排气管线应接出井口50m 以远，与放喷管线出口相距10m 以上。距各种设施应不小于 30m，安装专用火炬燃烧器和自动点火装置。 并有备用应急点火方式，用 3 根直径 12.7mm 钢丝绳固定牢靠。
4.2井控装置的试压、使用和管理
执行SY/T 6426中 4.2、4.3、4.4 条款。
5钻开气层前的准备和检查验收
5.1加强地层对比，及时提出地质预测，在进入气层前 50m～100m，按照下步钻井井段最高钻井液密度值对裸眼地层进行承压能力试验。
5.2由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，并提出具体要求。
5.3以班组为单位，落实井控责任制。作业班每月不少于四次不同工况的防喷或防硫化氢演习。钻进作业和空井状态应在 3min 内控制住井口，起下钻作业状态应在 5min 内控制住井口，并将演习情况记录于“防喷演习记录表”中。此外，在各次开钻前、特殊作业(取心、测试、完井作业等)前，都应进行防喷演习，达到合格要求。
5.4钻井队干部在生产作业区 24h 轮流值班，负责检查、监督各岗位执行井控岗位责任制情况，发现问题立即督促整改；井控装置试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在现场组织指挥。
5.5检查所有井控装置、电路和气路的安装是否符合规定，功能是否正常，发现问题及时整改。
5.6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。
5.7钻井队通过全面自检，确认准备工作就绪后，向业主单位和施工单位相关部门汇报自检情况，并申请检查验收。
5.8检查验收组由业主单位和施工单位相关部门有关人员组成，按标准进行检查验收工作。
5.9检查验收情况记录于“钻开油气层检查验收书”中；如存在井控隐患应当场下达“井控整改通知书”，钻井队按“井控整改通知书”限期整改。检查合格并经检查人员在检查验收书上签字，由业主单位和施工单位主管生产技术的领导或其委托人签发“钻开油气层批准书”，方可钻开油气层。
6井口与套管保护
6.1各层次套管应居中。保持天车、井口、转盘在一条垂直线上，其偏差不大于 10mm，防止井口装置摩损。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相应措施防止磨损套管。
6.2大直径表层套管应采用插入法固井，水泥返至地面，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。
6.3防喷器应用φ16mm 钢丝绳、正反螺丝(螺杆)在井架底座的对角线上绷紧。(与之前内容重复)
6.4钻水泥塞出套管，应采取有效措施尽可能保证形成的新井眼与套管同心，防止下部套管倒扣及磨损。
6.5在钻井施工中，套管环空应安装压力表，并定期检查环空压力变化；有压力显示时应及时泄压，必要时应接出引流放喷管线。环空压力控制在允许安全范围之内，防止套管损坏。
6.6套管头内保护套应根据磨损情况及时调换位置或更换。
7录井
7.1含有硫化氢的井，现场当班录井人员每人应配备 1 套正压式空气呼吸器(且留有备用) 和便携式硫化氢检测仪。
7.2综合录井仪应能为现场监督和钻井队提供终端显示。
7.3录井过程中发现气显示或硫化氢显示，应首先向司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。
7.4应配备正压式综合录井仪器房，充气设备进风口应摆放到上风向高处安全地带。
7.5钻井队在起下钻、检修设备、电测、完井作业等非钻进过程中，录井人员应坚守岗位，发现溢流应及时通知当班司钻并提供井控相关资料。
7.6若发生井喷或硫化氢浓度超标，应按井队应急预案统一行动。
8测井
8.1测井前应通井循环，保证井眼通畅，钻井液性能稳定，压稳地层。若电测时间长或有异常情况发生，应根据实际情况考虑进行中间通井循环。
8.2施工前应有测井施工设计，并按程序审批。
8.3测井施工前，由甲方监督组织召开由钻井队、地质录井队、测井队等相关单位参加的施工交底会，相互通报情况，明确配合事项。测井施工时，测井队、钻井队应分别委派专人观察井口，并及时灌满泥浆。如发生溢流，应服从井队井控安排。
9溢流的处理和压井作业
9.1溢流量达到 1m3时报警，溢流量达到 2m3时关井并报警。
9.2发现溢流显示应立即按关井操作规定程序迅速关井；关井后应及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞，然后关井处理。
9.3电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。若溢流量超过规定值，则立即砍断电缆按空井溢流处理，不应用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。
9.4任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80% 和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。
9.5关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取如下的相应处理措施：
9.6.1关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：
a) 当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液循环，排除侵污钻井液即可；
b) 当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，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。
9.6.2关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：
a) 所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则；
b) 根据计算的压井参数和本井的具体条件(溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、加重能力、 井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等)，结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。
9.6天然气溢流不应长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液；若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。
9.7空井溢流关井后，应根据溢流的严重程度，采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。
9.8压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照压井作业单进行压井。压井结束后，认真整理压井作业单。
10井喷失控的处理
10.1严防着火，井喷失控后应立即停机、停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，必要时打开专用探照灯；熄灭火源，组织警戒；立即转移地质、钻井等重要资料，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区；迅速做好储水、供水工作，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水枪向井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置，防止着火或事故继续恶化。
10.2设置观察点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。
10.3应对下风方向尤其是井场生活区、周围居民区、医院、学校等人员聚集场所的二氧化硫的浓度进行跟踪监测。
10.4迅速成立有领导干部参加的现场抢险指挥组，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。抢险中每个步骤实施前，均应按 SY/T 6203—2007 中的要求进行技术交底和模拟演习。
10.5井口装置和井控管汇完好条件下井喷失控的处理：
a) 检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装置的最高承压值；
b) 检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况；
c) 井内有钻具时，应采取防止钻具上顶的措施；
d) 按规定和指令动用机动设备、发电机及电焊、气焊；对油罐、氧气瓶、乙炔瓶等易燃易爆物采取安全保护措施；
e) 迅速组织力量配制压井液压井，压井液密度根据邻近井地质、测试等资料和油、气、水喷出总量以及放喷压力等来确定，其准备量应为井筒容积的 2 倍～3 倍；
f) 当具备压井条件时，采取相应的特殊压井方法进行压井作业；
10.6井口装置损坏或其他原因造成复杂情况条件下井喷失控或着火的处理：
a) 失控井都应清除抢险通道及井口装置周围可能使其歪斜、倒塌、妨碍处理工作进行的障碍物(转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮塌的井架等)，充分暴露和保护井口装置；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，采取氧炔焰切割和水力喷砂切割带火清障；清理工作应根据地理条件、风向，在消防水枪喷射水幕的保护下进行；未着火井应严防着火，清障时应大量喷水和使用铜制工具；
b) 采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液、固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天然气井大火；密集水流法是其余几种灭火方法应同时采用的基本方法。
10.7新井口装置的设计原则：
a) 在天然气敞喷情况下便于安装，其内径不小于原井口装置的通径，密封垫环应固定；
b) 原井口装置不能利用的应拆除；
c) 大通径放喷以尽可能降低回压；
d) 优先考虑安全控制井喷的同时，兼顾控制后进行井口倒换、不压井起下管柱、压井、处理井下事故等作业。
10.8原井口装置拆除和新井口装置安装作业时，应尽可能远距离操作，尽量减少井口周围作业人数，缩短作业时间，消除着火的可能。
10.9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；施工时不应在现场进行干扰施工的其他作业。
10.10按 SY/T 6203—2007 的要求做好人身安全防护。
11防火、防爆、防硫化氢安全措施
11.1 防火、防爆措施
11.1.1发电房、锅炉房和储油罐的摆放应符合：
a) 发电房、油罐区距井口不小于 30m；
b) 发电房与油罐区相距不小于 20m；
c) 锅炉房距井口不小于 50m。
11.1.2井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合：
a) 电气控制宜使用通用电气集中控制房或电机控制房，地面敷设电气线路应使用电缆槽集中排放；
b) 钻台、机房、净化系统的电气设备、照明器具应分开控制；
c) 井架、钻台、机泵房、野营房的照明线路应各接一组专线；
d) 地质综合录井、测井等井场用电应设专线；
e) 探照灯的电源线路应在配电房内单独控制；
f) 井场距井口 30m 以内的电气系统的所有电气设备如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等应符合防爆要求，做到整体防爆；
g) 发电机应配备超载保护装置；
h) 电动机应配备短路、过载保护装置。
11.1.3柴油机排气管无破漏和积炭，并有冷却灭火装置；出口与井口相距 15m 以上，不应朝向油罐。在苇田、草原等特殊区域内施工应加装防火帽。
11.1.4钻台上下、机泵房周围不应堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。
11.1.5消防器材的配备执行 SY/T 5974—2007 中的规定。
11.1.6井场内严禁烟火。钻开油气层后应避免在井场使用电焊、气焊。若需动火，应执行 SY/T 5858 —2004 中的安全规定。
11.2 防硫化氢措施
钻遇硫化氢时，按照SY 5087相关标准执行。
12应急管理
12.1 基本要求
12.1.1 钻井和试气、井下作业各级单位应制定各级安全应急预案，按规定进行评审，施工单位编制的应急预案报当地乡(镇)人民政府备案。各方人员都应掌握应急预案的相关内容。
12.1.2应急预案的内容应包括但不限于：
a) 应急组织机构；
b) 应急岗位职责；
c) 现场监测制度；
d) 应急程序：报告程序、人员撤离程序、点火程序；
e) 培训与演习。
12.2应急预案编制
12.2.1 机构及职责
施工现场各施工单位应编制联合应急预案，应急预案中应包括各施工单位的组织机构和负责人，并应明确应急现场总负责人及各方人员在应急中的职责。应急预案编制内容应符合 SY/T 5087—2005 中 8.2 的规定。
12.2.2 应急响应
12.2.2.1 当硫化氢浓度达到 15mg/m3(10ppm)的阈限值时启动应急程序，现场应：
a)立即安排专人观察风向、风速以便确定受侵害的危险区；
b)切断危险区的不防爆电器的电源；
c)安排专人佩戴正压式空气呼吸器到危险区检查泄露点；
d)非作业人员撤入安全区。
12.2.2.2 当硫化氢浓度达到 30mg/m3(20ppm)的安全临界浓度时，按应急程序应：
a)戴上正压式空气呼吸器；
b)向上级(第一责任人及授权人)报告；
c)指派专人至少在主要下风口 100m、500m、1000m 处进行硫化氢监测，需要时监测点可适当加密；
d)实施井控程序，控制硫化氢泄露源；
e)撤离现场的非应急人员；
f)清点现场人员；
g)切断作业现场可能的着火源；
h)通知救援机构。
12.2.2.3当井喷失控，井口主要下风口 100m 以远测得硫化氢浓度达到 30mg/m3(20ppm)时，按应急程序应：
a) 由现场总负责人或其指定人员向当地政府报告，协助当地政府作好井口 500 m 范围内居民的疏散工作，并根据监测情况，决定是否扩大疏散范围；
b) 关停生产设施；
c) 设立警戒区，任何人未经许可不得入内；
d) 请求援助。
12.2.2.4当井喷失控，井场硫化氢浓度达到 150mg/m3(100ppm)的危险临界浓度时，现场作业人员应按预案立即撤离井场。现场总负责人应按应急预案的通讯表通知(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)。由施工作业单位和油气生产经营单位按相关规定分别向其上级主管部门报告。
12.2.2.5在采取控制和消除措施后，继续监测危险区大气中的硫化氢及二氧化硫浓度，以确定在什么时候方能重新安全进入。
12.3 气井点火程序
12.3.1 含硫气井井喷或井喷失控事故发生后，应防止着火和爆炸，并符合 SY/T 6426—2005 的规定。
12.3.2发生井喷后应采取措施控制井喷，若井口压力有可能超过允许关井压力，需放喷时，应在放喷口先点火后放喷。井场应配备自动点火装置，并备用手动点火器具。点火人员应配戴防护器具，并在上风方向 30m 以外点火。
12.3.3含硫气井井喷失控后，在人员的生命受到巨大威胁、人员撤离无望、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在爆炸危险区以外对气井井口实施点火。
12.3.4油气井点火程序的相关内容应在应急预案中明确。油气井点火决策人宜由油气生产经营单位代表或其授权的现场总负责人担任，并列入应急预案中。
12.3.5点火后应对下风方向尤其是井场生活区、周围居民区、医院、学校等人员聚集场所的二氧化硫的浓度进行监测。
12.4 应急联络
考虑到与相关方应急联系和报告的需要，应准备和保存一份应急通讯表。根据应急通讯表的内容制成联络框图，并作为应
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| 发布人：煤矿安全网 浏览： 1667 发布时间： 2017-11-21 稿件来源：煤矿安全网 | |