发布时间 : 星期五 文章AQ 2012-2007《石油天然气安全规程》更新完毕开始阅读
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；