《毕业设计（论文)高温高压高含硫深井试气技术.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《毕业设计（论文)高温高压高含硫深井试气技术.doc（35页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、中国石油大学成人学历教育毕业设计（论文）题 目：高温高压高含硫深井试气技术 年级专业：网络2003秋季 石油工程 学生姓名： 学 号：0350201011 指导教师： 职 称： 讲 师 导师单位： 中国石油大学(华东)石油工程学院 中国石油大学成人（网络）教育学院论文完成时间： 2007 年 5 月 25 日中国石油大学（华东）现代远程教育毕业设计（论文）任务书发给学员 1设计(论文)题目： 2学生完成设计(论文)期限： 年 月 日 3设计(论文)课题要求： 4实验（上机、调研）部分要求内容： 5文献查阅要求： 6发出日期： 年 月 日 7学员完成日期： 年 月 日指导教师签名： 学 生 签
2、名： 附注：1、任务书应附于完成的设计（论文）中，并与设计（论文）一并提交答辩委员会；2、除任务书外，学生应从指导教师处领取整个设计（论文）期间的工作进度日程安排表（包括各阶段的工作量及完成日期）；3、 任务书须由指导教师填写。审批意见： 系主任签名： 年 月 日 摘 要高温高压含硫深井试气是一项难度很大的技术，目前H2S的利用和开发还没有成熟的技术。不断地总结超深井试气经验，引进国内外先进试气技术和开展科研攻关是当前试气工程的一项重要任务。为此，论文介绍了四川川东北地区高温高压含硫天然气深井试气的概况，总结了含硫天然气深井试气的特点、目前比较成熟的工艺技术与装备和当前深井试气的工艺技术水平，
3、对深井试气的技术难点进行了分析，提出了今后科研攻关的方向与主要内容。并提出以下观点和认识：在深井试气中要早期介入；试气难度最大的是关井求压；含硫天然气井试气必须全面采取防腐技术；必须要有一整套能适应井下高温高压的井下工具、管柱与地面设备，编制一套适合本地区超深井试气的综合设计软件。关键词：高温高压硫化氢腐蚀深井APR测试目 录摘 要I目 录III前 言1第一章 高温高压含硫深井试气概况与特点31.1高温高压含硫深井试气定义31.2四川深井试气概况31.3胜利井下作业公司在川东北的深井试气概况41.4高温高压深井试气特点6第二章 深井试气工艺技术72.1井控设施72.2地面流程工艺82.3三级降
4、压保温和分离测试技术82.4测试管柱92.5深穿透油管传输射孔工艺技术102.6压井工艺102.7防硫措施112.8最大关井压力预测理论11第三章 深井试气技术难点分析123.1抗硫化氢应力腐蚀技术123.2油管柱的气密封技术123.3关井求压技术123.4井下工具的选择与应用技术133.5井口和地面测试流程的安全监测技术133.6含硫油气田安全与防护13第四章 高含硫气藏气井压力计算方法224.1气井压力测试与计算存在的问题224.2气井压力测试与计算224.3气井压力实例计算254.4气井压力测试与计算的改进方法26第五章 结 论28致 谢30参考文献31前 言20世纪80年代以后，随着全
5、球对石油及天然气需求的日益加大，而较容易的勘探目标都已突破，因此全世界的油公司都转入了对恶劣环境中进行油气勘探，恶劣环境之一就是高温高压(HPHT)井，由于高温高压井从钻井设计、钻井、测井、测试、试采都与普通井有很大区别。为此，国际上大的油公司并吸收了一部分国际性的服务公司如：斯仑贝谢(Schlumberger)、哈里伯顿(Halliburton)、贝克休斯(Baker)、艾克斯普洛(Expro)等，成立了国际高温高压井协会，该协会对高温高压井统一定义：把井口压力大于70MPa(或者是井底压力大于105MPa)、井底温度大于150定义为高温高压井；把井口压力大于105MPa(或者是井底压力大于
6、140MPa)，井底温度大于175定义为超高温压井。该协会以定期或不定期的方式召开研讨会，交流研讨高温压井的钻井、测井、测试及试采技术。举一个国外高温高压井的实例：由德士古(Texaco)和英国石油(BP)公司共同开发的Erkine油田位于苏格兰阿伯丁东面160英里(256km。)该油田于1981年被发现，测试时井口关井压力73MPa、井底压力97MPa，井底温度175，由于当时的开采技术受到限制，直至1994年才认真考虑开发该油田。1997年12月第一口井正式投产，由于Erkine油田的成功投产，为北海HPHT井打了开发之路，这包括后来的shearwater，puffin，Elgin和Fra
7、klin油田。随着石油工业勘探开发工作的深入，尤其是我国勘探开发步伐的加快，钻井深度越来越大，井下情况越来越复杂。浅井、中深井所用的常规测试方法、工艺和技术已不能满足高温高压条件下的深井测试，深井测试的效果常常不能令人满意，甚至测试失败，这些已严重影响了深部油气藏的及时发现和准确评价，迫切需要开展针对深井高温高压特点的深井测试研究工作。第一章 高温高压含硫深井试气概况与特点1.1 高温高压含硫深井试气定义高温高压含硫深井试气(国外简称HTHP)指在恶劣条件下井的测试，一般规定了一定的压力和温度界线。比如哈理伯顿公司HTHP指：压力70MPa以上；温度150以上，含H2S或CO2。而斯伦贝谢公司
8、HTHP指：压力105MPa以上；温度210以上。原中国石油天然气总公司认定：当地层压力大于或等于100MPa或地层温度大于或等于150，含H2S大于或等于3%，含CO2大于或等于3%的油气井的测试叫做高温高压井测试。国际高温高压井协会把井口压力大于70MPa(或井底压力大于105MPa)、井底温度大于150的井定义为高温高压(HTHP)井；把井口压力大于105MPa(或井底压力大于140MPa)，井底温度大于175的井定义为超高温高压井。高温高压含硫深井试气由于全国各油气田井深差异较大，目前全国没有统一的定义或标准。四川常把井深40006000的井叫做深井，而把井深超过6000以上的井叫做超
9、深井1；深井具有地层压力大，地层温度高的特点。目前国际上把深井试气叫做高温高压井测试。1.2 四川深井试气概况四川油田在高温高压含硫深井试气方面开展的比较早。于70年代中后期为开拓天然气勘探领域，陆续打了女基井、关基井等超深井，这两口井都创下了当时全国最深纪录，详见表1。由于条件限制，这两口井试气工艺都比较简单，主要是替喷、测试、酸化等，为评价油气层取得了部分资料。随后龙4井试气引进了哈理伯顿公司比较先进的井下工具，日本NKK公司的3SB油管，美国卡麦隆公司100MPa的井口和加拿大公司的油气水三相分离器等地面测试设备。试气工艺比较先进，采用了油管传输射孔与封隔器完井联作工艺，取到了较多的试气
10、评价资料，试气工艺有了较大进步。但是由于该井地层压力高达126.18MPa，而该井采气井口装置为100MPa，且天然气含H2S为11.1g/m3。该井无脱硫装置，又远离城镇，既不能关井，又不能输气，反复开关井100多次，最后套管破裂，被迫注水泥塞封闭。四川井深超过6000m的井不多，但是井深超过5000m以上的井多达100多口，这些井的试气积累了较丰富的经验与教训。表1四川超深井试气情况表井号井深试气日期试气层位获气产能1043/地层压力MPa地层温度H2S/3CO2/3女基井601176.09.20震旦系产水80.763.59170.3199537关基井717578.06.01二叠系4.88
11、151.81182.05.4520.20座3井601686.05.15寒武系产少量地层水111.80145.0未测未测龙4井602688.06.06二叠系23.0338.90126.18159.211.109.4041.3 胜利井下作业公司在川东北的深井试气概况我公司在高温高压含硫深井试气工艺技术方面开展的较晚，只是在2002年11月份对南方勘探开发分公司所属的川东北地区毛坝1井进行了首次试气，采用科学试气(APR全通径地层测试工具)的方法，对井段为43244352m裸眼段进行试气。1月17日用10mm油嘴22mm孔板测试，油压36.81MPa，日产气量33.02104m3/d，试气结论为高产
12、气层。该井的试气成功，打开了中石化在川东北地区天然气勘探的新局面，受到了牟书令高级副总裁的高度评价，赞扬我公司是“开川东北试气先河，展胜利井下人雄风”。到目前为止，我井下作业公司在川东北地区，深井试气7口井10层，其中完井试气4口井7层，中途测试3口井，其试气成果见表2。表2川东北深井试气成果表井号层位井 段m厚度m测试方式油压MPa毛坝1T1f34323.54352.529APR36.81普光1T1f15610.35666.2455.94APR+TCP19河坝1j224335.924530.54194.62HST中途18.31毛坝2P2c+l4439.294843.0403.71APR裸眼0
13、T1f34127.54145.013APR+TCP0普光2P2l5311.25318.06.8APR+TCP0P2c5237.05281.642.4APR+TCP21.5T1f15027.55102.065.2APR+TCP8.2普光3T3x3645.053792.99147.94MFE中途0普光3T3x3579.683853.35273.35MFE中途0井号日产气量104m3/d无阻流量104m3/d压力系数气层压力MPaH2S含量g/m3CO2含量%毛坝133.0263.51.8982.1570.040.11普光142.475.21.1861.22192.59.1河坝13.151622.1
14、32.0994.7700毛坝20.007251.7178.2600.0201.5161.1200普光20.02351.0956.8400.0158.88118.291.156.5237.718.5762.7242.637.97普光30.04451.5556.6500普光30.02671.5556.35001.4 高温高压深井试气特点(1)地层压力大，大于50MPa。如表1、2所示，超深天然气井地层压力更大，多数大于100MPa，龙4井地层压力为126.18 MPa，压力梯度为2.09 MPa/100m。(2)地层温度高。如表1、2所示，超深井地层温度大多数大于150。龙4井地层温度为159.2
15、，井温梯度为2.64/100m。(3)地层流体多为天然气和地层水。不管是气或地层水，都含有H2S和CO2，详见表1、2。第二章 深井试气工艺技术通过我们的试气经验，对深井试气工艺技术总结如下：2.1 井控设施由于是天然气井，应根据钻开气层的泥浆密度预测气层压力和最大井口关井压力，选用的封井器、采气树等井控设备，其压力等级应大于预测的最大井口关井压力。井控设备一般采用如下：(1)105MPa防硫采气树，双翼双阀。根据所有试气层预测H2S最高含量，然后根据H2S最高含量选择采气树的防硫级别：H2S含量小于50g/m3，采用DD级防硫采气树；H2S含量50150g/m3，采用EE级防硫采气树；H2S
16、含量150200g/m3，采用FF级防硫采气树；H2S含量大于200g/m3，采用更高级别的进口防硫采气树。(2)起下钻用耐压105MPa液压封井器控制防喷，防硫级别不小于DD级。(3)油管公扣钻杆母扣的防硫变换接头70MPa防硫旋塞阀组成的防喷短节及70MPa防硫回压凡尔，放置于井口附近，起下钻过程中一旦井口外溢压井液，立即连接井内油管，关闭旋塞阀，关闭封井器。(4)试压：下套管堵塞器于第1根套管内，用试压泵对套管头、采气树大四通、封井器半封及全封闸板试压30min，压降小于0.5MPa为合格。试压压力为套管抗内压强度和封井器工作压力的80%；对采气树每个闸门试压105MPa15min，压降
17、小于3.4MPa，不漏不渗为合格。(5)根据各层的钻井液密度，备好1.5倍井筒容积以上的压井液。2.2 地面流程工艺(1)地面测试流程1套：自动计量，耐压105MPa，三级降压、DD级以上防硫。(2)安装地面试气流程5条：测试流程一条：井下流体105MPa采气树105MPa的高压管线105MPa的紧急关闭阀105MPa油嘴管汇热交换器分离器液体排放入污液池；天然气进1条测试放喷管线，然后进燃烧筒。放喷流程一条：从采气树另一针阀连接一条放喷流程至燃烧筒。放压流程一条：从油层套管闸门连接一条放压流程至燃烧筒。压井流程二条：从套管闸门连出三通连接压井管线分别至泥浆泵和撬装泵。地面流程各部分按各管线、
18、设备的耐压等级进行试压，30min压降小于0.5MPa为合格。2.3 三级降压保温和分离测试技术含硫天然气井，高压气流要进行测试，就存在如何降压保温和分离测试计量问题。通过气井测试，我们形成了一套初步技术：(1)三级降压保温装置。根据四川气田的实际情况，设计了三级降压保温装置。该装置通过三个针阀分级降压，可以将150MPa降压至10MPa以下。该装置还设计了蒸汽或热水循环保温，可防止天然气水化物结冰。另外，这种装置在材质和加工上采用了防腐蚀技术，可防硫化物应力腐蚀。(2)气液两相分离器。四川气田主要是天然气与地层水的分离，有时是天然气与残酸水的分离。所以四川主要用气液两相分离器，工作压力为15
19、MPa。(3)临界速度流量计。天然气计量目前主要采用孔板压差计量和临界速度计量。对于试气临时测试，现场多采用临界速度流量计测试。这一方法关键是天然气中的水份要分离干净，测试气体要达到临界流速，否则计算出的天然气量就不准确。2.4 测试管柱(1)裸眼测试管柱管柱自上而下为：89mm钢级C90加厚防硫油管断销式反循环阀RD安全循环阀+89mm钢级C90加厚防硫油管电子压力计托筒1个(内装2支存储式电子压力计)HP开关阀液压旁通阀液压震击器RTTS安全接头RTTS-146封隔器89mm钢级C90加厚防硫油管89mm防硫割缝筛管3m89mm钢级C90加厚防硫油管机械压力计托筒1个(内装机械压力计1支)
20、盲堵2。油管内加满清水垫。表3防硫油管强度数据表防硫加厚圆扣油管规范壁厚mm内径mm通径mm钢级抗内压MPa抗外挤MPa抗拉KN重量kg/m89mm9.5269.8566.68C90116.4118.7147418.973mm5.516259.61C908285.47269.67防硫加厚圆扣油管规范接箍外径mm允许正压MPa允许负压MPa安全系数1.25安全系数1.2589mm11493.195.073mm93.265.668.3(2) 油管输送射孔与APR测试联作管柱下89mm钢级C90加厚防硫油管89mm钢级C90加厚防硫校深短节89mm钢级C90加厚防硫油管断销式反循环阀RD循环阀89m
21、m钢级C90加厚防硫油管LPR-N测试阀电子压力计托筒1个(内装2支存储式电子压力计)机械压力计托筒1个(内装机械压力计1支)液压旁通阀液压震击器VR安全接头旁通接头RTTS-146封隔器射孔筛管纵向减震器2个89mm钢级C90加厚防硫油管压力引爆器个安全枪127枪弹(正对射孔井段)引鞋3。油管内加部分清水垫，根据地层情况确定负压值。2.5 深穿透油管传输射孔工艺技术形成了以深穿透为主的高温高压井射孔、高孔密射孔、大孔径射孔技术。我们采用的四川石油管理局高温高压井深穿透射孔枪、弹产品的使用范围详见表4。表4四川SYD射孔枪弹适用范围性能型号SYD-73SYD-89SYD-102SYD-127弹
22、王适用套管(mm)127140127140140178178平均穿透深度(mm)3504005501000射孔弹耐温()150150150150射孔枪耐压(MPa)1401401401402.6 压井工艺测试气层可能是高产气层，压井液易气浸；测试结束，环空打压打开RD循环阀(若RD循环阀未打开，则从测试井口投棒打开断销式反循环阀)，套管控制放压，关闭LPRN阀，实现井下关井。油管控制放压，然后根据地层压力，选用适当密度的钻井泥浆或无固相压井液，用泥浆泵大排量反循环压住井，达到进出口压井液性能一致。然后上提管柱释放封隔器，观察14小时，让井内压井液置换封隔器下部的天然气，然后循环压井，排出井内的
23、天然气。观察1248小时，若井内液面下降，地层漏失量大，则反替5暂堵剂压井液或屏蔽暂堵剂泥浆510m3于循环阀以上；若井口外溢，则地面关井测量井口压力，根据关井压力确定加重压井液的相对密度，然后进行循环压井。压井平衡后，用泥浆泵大排量反循环井内压井液，达到进出口压井液性能一致。压井后继续观察1224小时，若井内液面不下降，井口不外溢，则循环压井液2周以上，才能起出测试管柱。 盛放压井液的容器要求干净，压井液无杂物，压井液与地层配伍，防止污染气层。要求泥浆性能稳定，确保静止10天不沉淀，含砂量小于0.1，机械杂质含量小于0.01。2.7 防硫措施采气树、井口防喷装置、测气流程管汇、测试管柱均具备
24、防硫性能，各施工队按各自在井场的人员数量和工作需要，配备便携式H2S探测器、自给式呼吸器、空气呼吸器、防毒防火服；做好和井场附近村镇的HSE联系、疏散等安排，做好应急预案及演习。2.8 最大关井压力预测理论超深井试气设计中，一个重要的数据就是最大关井压力。有了最大关井压力，才能选择井下工具、入井油管柱和试油井口装置。最大关井压力一般先预测地层压力。而地层压力的预测有三种方法：一是采用钻井过程中实钻产层的钻井液液柱压力近似为地层压力；二是采用射孔后立即关井求压，井口压力加上液柱压力可近似为地层压力；三是邻井同层实际的地层压力。有了地层压力，通过静气柱计算公式，即可计算出最大关井压力。第三章 深井
25、试气技术难点分析含硫天然气深井试气，虽然我们有不少实践经验，总结出了一些比较成熟的工艺，解决了部分技术难题，但是因客观难度较大，该项技术还有待完善，有一些技术难点尚未得到解决。超深井试油有以下一些技术难点值得大家重视和研究。3.1 抗硫化氢应力腐蚀技术虽然对这一技术做了多年研究，并且也有较多的研究成果，但腐蚀机理与防腐技术还需继续科研攻关。特别是超深井试气，地层压力大，各种工具、管柱、井口、地面流程设备等抗压强度要求高，但是，高强度材料又不抗H2S的应力腐蚀，各种钢材材质的选料与热处理要求高，增加了深井试气的难度。3.2 油管柱的气密封技术通常大家只重视井下工具开关灵活问题，很少注意管柱的气密
26、封问题。一般API圆扣油管具有一定的气密封能力，但是当压差增大时，气密封性能变差。所以，在超高压的试气中，必须采用特殊扣油管，这点非常重要。特殊扣油管与井下工具、井口装置的连接也要采用特殊扣。这也增加了超深井试气的难度。3.3 关井求压技术深井试气，关井测压力恢复，一般采用APR测试，井下关井，确保井口安全。但个别情况采用井口关井，则难度增大，最大关井压力一般均大于50MPa，由于高压，带来一系列的技术问题。首先是与最高压力匹配的井口装置，目前国产105MPa的井口装置尚有定型产品，140MPa的井口装置国内制造的难度大，安全系数低。国外虽然有，但要预先订货，周期长，价格贵，连接尺寸问题较多。
27、其次是套管承压问题，要求套管关井100 MPa以上，既有耐压强度与丝扣密封问题，还有H2S与CO2腐蚀问题，这给现场施工作业带来了许多困难。现在一般不采用井口关井，除非特殊情况才采用井口关井。3.4 井下工具的选择与应用技术井下工具是满足试气过程中每道工序正常工作的关键。井下工具在恶劣条件下工作(一是压差大，二是温度高)，一要坐得住，二要封得严，三要起下作业畅通。因此，在选用井下工具时，一定要选择非常可靠的井下工具，要满足耐压耐温和抗硫的要求。其次井下工具要有封隔油套管的能力。同时能满足射孔和封隔器测试联作，能循环压井，以及油管内开关等基本要求4。最后，还要考虑试气后获油气投产问题。井下工具的
28、应用有一条原则，即在能够满足施工工艺要求的前题下，井下工具越少越好。3.5 井口和地面测试流程的安全监测技术对于高压力、大产量气井，特别是含硫气井，地面测试流程的安全与计量特别重要。如何实现井口超压和失控状态下的自动关井与报警，采用井下安全阀和地面测试安全阀是必要的。坚持每天24h监测，使井口和测试流程全部处于控制之下。目前国产地面降压保温、分离测试、自动记录、安全监测报警装备基本上成熟，但地面紧急关闭阀关闭速度太慢，不如国外紧急关闭阀，还需要继续科研攻关。3.6 含硫油气田安全与防护1)含硫油气井钻井安全与防护含硫油气井钻井十分危险，必须严格遵守相关钻井井控技术标准和规程，竭尽一切可能保证施
29、工现场作业员工、周围居民以及其他在场人员的安全。(1)井场及钻井设备的布置科学合理的井场及钻井设备布置，能最大限度满足含硫油气井安全钻井的需要，保障钻井人员的生命健康与安全。井位选定应满足井口距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集型高危场所不小于500 m；距高压线及其他永久性设施不小于75 m。井场及钻机设备的安放位置应考虑季节风向，井场周围要空旷，尽量在周围各方向使季节风畅通。测井车、辅助设备和机动车辆应远离井口至少30m 以外。井场值班室、工程室、泥浆室等应设置在井场季节风的上风方向。在季节风上风向较远处专门设置气防器材室，按要求配备足够的防毒面具和供氧呼吸设备
30、。在井场入口及其反方向的井场外侧合适位置设立两处以上的临时安全区，以保证风向变化时，始终有一个临时安全区可用；临时安全区应选在地势平坦，相对位置较高的地方。在钻台上、下，振动筛等硫化氢易聚积的地方，应安装排风扇，以驱散工作场所弥漫的硫化氢。进入预计的含硫化氢地层前200 m 应将二层台设置的防风护套和其他类似围布拆掉。从安全位置往井口安装一条强度足够的压井管线并固定牢靠，以便在紧急情况下压井。井场所有电路、设备、照明器具的铺设和安装应符合SY5225-87 中的规定。确保通讯系统24 h 畅通，尤其是与上级调度的联系不能中断。(2)井控装置有关井控装置的配套、安装、固定和试压应符合SY/T59
31、64-2003 和SY/T5087-2003的规定；并安装剪切闸板和双四通。所有井控装置、井控管汇及工具都必须达到防硫的规定要求。预计硫化氢分压大于0.2 kPa 时，应使用抗硫套管、钻杆等管材和工具。(3)硫化氢防护设备钻井队当班全部工作人员每人配备一套自给式正压呼吸器，另外备用不少于5套正压呼吸器；充满新鲜空气的备用气瓶不少于5 个；每个气瓶使用时间不少于30min。给式正压呼吸器配备地点及数量：钻台34套、可控硅房（机房）不少于1间、座岗房1间、值班室不少于2间、地质录井值班房1间、监督房12间、集合地点23个。配备一台给正压呼吸器气瓶充气用的空气压缩机。其他技术服务单位到井场进行服务时
32、，工作人员应自带自给式正压呼吸器。其他必须配备的防护与救护设备：2个急救箱、2付担架（配有毯子、救护捆扎带）、2付快速夹板、1个便携式扬声器、最少5个防爆手电筒等。硫化氢防护设备应由专人负责进行检查和保养，严格执行SY62771997含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定；(4)硫化氢检测设备及监测配备固定式声光报警检测系统，硫化氢检测探头（检测器）不少于4个；检测探头安装在井场硫化氢易积聚的地方，特别是常有井队人员的地方，且能同时开启使用。硫化氢的警报值设定在10mg/m3（可视的桔黄色的灯闪烁）、20mg/m3（声音报警、灯光闪烁）。空气中硫化氢含量超过安全临界浓度时，监测仪能自动报警，使
33、井场所有人员能及时获得警示。井场工作人员必须配备便携式硫化氢监测器。钻入预计含硫化氢层位前应增加对钻井液中硫化氢含量的测定次数。硫化氢监测仪器应由专人负责例行常规检查和保养，并进行周检和强检，严格执行SY62771997含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定。(5)硫化氢安全防护信号与警示风向标：在井架上、井场季节风入口处、消防器材室、钻台、泥浆罐、营房、两个集合点都要设置风向标。明确逃生路线图：3#泥浆罐锥型罐地质房泥浆房集合点；机房偏房消防房司机长房集合点。发生硫化氢泄漏，发出长、短间隔报警并紧跟高音喇叭通知。在接近预定含有硫化氢的地层时，所有通向井场的路口及钻台扶梯下都应有适当的警告信号
34、。(6)含硫油气层钻井安全操作开钻含硫油气层前与当地政府、医院、消防等部门取得联系，制定完整的单井应急预案。并把本预案送交当地县、乡、村各级政府，协助政府对当地居民进行H2S 防护知识的宣传教育；在HSE 监督下对钻井队所有员工进行一次H2S 防护现场安全知识宣贯。在高含硫地层钻进时，应有医生、HSE 监督在井场值班；并由井队长通知当地县、乡、村各级政府，做好硫化氢伤害的预防；一旦发生井涌、井喷，立即启动应急预案。在即将钻入含硫地层时，应对钻井队进行一次防硫化氢安全教育，并向当班的各岗位人员发出警告信号。严格按设计钻井液密度配制钻井液；经随钻监测发现地层压力异常时，应及时调整钻井液密度以保持井
35、内压力平衡。在下钻过程中开始循环泥浆之前戴上防毒面具，直戴到在泥浆筛测出的硫化氢浓度低于10mg/m3时为止；此项原则同样适用于循环气浸泥浆出井与钻入过渡带造成钻时变快的情况。及时发现溢流显示，迅速控制井口，并尽快实施压井；气井施工应做到溢流1m3报警，2m3关井。利用钻井液除气器和除硫剂，控制钻井液中硫化氢含量在50mg/m3以下，并随时对钻井液的pH值进行监测。钻头在油气层中和油气层顶部以上300 m 长的井段内起钻速度应控制在0.5m/s 以内。在油气层和钻过油气层进行起下钻作业时，必须先进行短程起下钻。在含硫地层取心起钻，当取心工具离地面还有五柱时，钻台作业人员应戴上防毒面具，直到取出
36、岩心。钻开含硫油气层后，一旦发生井漏，应立即采取有效的堵漏措施；在有硫化氢溢出的危险时，应在关井后实施堵漏作业。当预计有硫化氢存在时，不允许用钻杆进行测试；如确需测试，须下入专门的油管和封隔器，并装上采油树。井场内严禁烟火，若需动火，应执行SY/T5858中的安全规定。当在硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行作业时，必须配戴防护用具，且至少两人同在一起工作，以便相互救护。井场配备不少于两套点火装置（自动点火装置和手动点火器具），以备在各种紧急情况下执行点火计划。控制住井喷后，应对井场各个岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测，只有在安全临界浓度以下时，人员方可进入。钻井作业中，应定期进行硫化
37、氢防护演习和应急预案防护演习；每次演习要有记录或报告，应急预案演习报告将作为修正应急计划的重要依据。2)硫化氢防护应急预案的编制应急预案应包括：应急组织机构与职责、应急通讯、区域联防网络图、应急指挥、硫化氢防护设备与监测设备、井场布置、附近居民、医疗设施等位置图、硫化氢泄漏紧急处理程序、撤退、中毒后的处理、点火计划等内容。预案在指定责任和义务方面必须清楚，使每一个钻井人员知道，在紧急情况下应该做什么。预案中应有井场布置详图，呼吸设备的数量与安放位置，监测设备感应器的安放位置。绘制涵盖预计有硫化氢危害的地区图；设置一级警戒区（距井口至少200 m），二级警戒区（距井口至少3000 m），三级警戒
38、区（距井口至少5000 m）；按警戒区显示或描述包括附近居民、商业设施、公园、学校、道路、医疗设施、体育运动设施以及人员密度无法预测的其他设施和场所。3)硫化氢溢出紧急处理当空气中硫化氢的浓度达到20 mg/m3 时，应立即启动应急处理程序。(1)进入应急状态与控制听到硫化氢报警信号后，各应急行动小组迅速赶赴现场；危险区作业人员必须在45s 内戴好空气呼吸器，所有非工作人员立即按逃生路线跑到井场上风口处安全区集合；全队处于应急状态。控制组按关井程序迅速实施关井并控制井口。当班控制组完成井口控制后，及时向现场领导小组组长汇报，根据指令在现场抢险突击组配合下，消除井内外溢硫化氢。(2)应急行动小组
39、分工现场抢险突击组：确保现场设备、井控装备及消防器材处于良好状态；根据险情需要，按指令支援当班控制组进行抢险突击工作。医疗救护组：携带医疗器械及药品立即赶赴集合点；卫生员清点人数，确认所有人员到场和已知的井上工作人员位置。搜救队（至少两人）：戴上自给式正压呼吸器按搜救路线进行搜救未到人员；将受伤或中毒的人员转移到安全集合点空气新鲜处，由医疗救护组进行现场急救。安全警戒疏散组：负责安全防护器材（空气呼吸器、打气泵、硫化氢检测仪、可燃气体检测仪、氧气呼吸器等）的现场提供、使用及维护；负责对周边有毒有害物质进行监测，并向现场应急领导小组组长报告，划定安全警戒区域；负责通知井场附近所有居民撤离到安全警
40、戒区域以外；同时协助现场医疗救护组救护伤员；根据气候特点及地理位置，确定失控时撤退路线及集合点，配合地方政府实行井场外公路的交通管制。HSE监督负责对现场进行硫化氢浓度监测；监督现场抢险的安全工作。(3)汇报与联系发生硫化氢溢流，立即向上级应急指挥中心汇报；根据险情发展趋势及时与当地消防，医疗等部门联系，请求支援。(4)硫化氢中毒处理听到硫化氢报警信号后，立即向当地医疗机构求救，请求派出救护人员和救护车，尽快到达现场。医疗救护小组人员进入毒气区抢救中毒人员前，自己必须先戴上防护用具。发现中毒人员，首先应将其转移出现场，疏散到空气新鲜上风方向的安全地带。根据中毒人员的中毒情况，及时将中毒人员转移到医院接受治疗。(5)失控处理措施当井喷未得到有效控制并处于失控状态时，立即采取措施打开放喷管线或测试管线进行卸压分流。采取紧急措施控制硫化氢释放，并消灭可能的火源隐患。当险情进一步扩大，严重威胁抢险人员安全时，当前措施不能控制硫化氢泄漏，现场应急总指挥应启动撤退程序。(6)撤退程序接到撤退指令后，各行动小组立即撤离现场；现场医疗救护组负责伤员的撤离与护理工作，并协助安全警戒疏散组做好周边群众和现场人员的撤离；安全警戒疏散组负责协助地方政府立即对二级警戒区（3000m）或三级警
