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6.1.1.4施工人员应体检合格，满足作业需求。应加强劳动保护管理，至少包括防客降温、防寒保暖、 防汛防台、通讯保障、防迷失、饮食卫生等，保障施工人员的安全和健康。 6.1.1.5机械震源、车载钻机等设备应定期维护保养，符合设备管理要求。 6.1.1.6长途搬迁应制定方案，搬迁前应进行安全教育、车辆检查，并按程序进行审批。 6.1.1.7营地选址应经过综合评估，避开易发生自然灾害、地质灾害的区域，远离噪声、高压输电线 网、剧毒物、易燃易爆场所的下风向、油气管网、疫源地及野生动物栖息地。 5.1.1.8特殊地形、危险区域（水域、断崖、陡坡、岩石松软地带、大型野兽出没区等）、特殊天金

6.1.2.1技术设计应编写安全专篇，内容包含但不限于执行的安全法规、标准、制度，重大风险提示 和施工安全要求等。 6.1.2.2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， 编制踏勘报告和安全风险评估报告。 6.1.2.3应根据任务书、踏勘报告、安全风险评估报告编写施工设计，施工设计应编写安全专篇，充 分考虑施工作业环节的安全要求、设备能力、地表、地质、季节等因素装修施工组织设计 ，内容包含但不限于：炮点设计 的安全要求，项目风险及管控措施等。

6.1.3.1施工准备阶段，在下达测量、钻井、激发等工序任务书时，应结合施工区域、障碍物等变化， 对施工过程中涉及的安全风险进行提示。

6.1.3.2测量和排列布设应符合下列要求：

a）测量作业时应绘制所有测线的测量草图，注明测线经过区域的高压线、铁路、桥梁、涵洞、 地下电缆、管网管线等地面、地下设施，设置的炮点应满足安全距离要求； b 排列穿越公路、河流、悬崖等危险场所，应采取警示、监控、防护等安全管控措施； C 装卸设备时，车辆应选择安全地点停放，落实安全监护措施。 6.1.3.3物探钻井应符合下列要求： a） 应根据使用的钻机类型遵守相应操作规程； b 开钻前应确认周围障碍物、人员及管网情况；点位与重要设施安全距离不足时应及时报告； C 规范设置作业场地，设立安全警戒范围： d）作业过程、换点搬迁应落实防触电、防倾覆、防坠落等安全防范措施。 6.1.3.4民用爆炸物品使用、废盲炮处置、 销毁等应落实安全警戒措施，并符合5.2的规定。

6.1.3.5机械震源激发

6.1.3.5.1可控震源车应配备视频监控装置。 6.1.3.5.2作业过程中，带点人员应始终处于可控震源车左侧；可控震源车不应在高压线下作业；非 可控震源作业人员保持在震源车10m以外。

,1. 3. 5.3 禁止在升压

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6. 2. 1. 1±一般要求

6.2.1.1.1钻井设计应由有资质的设计单位承担并按程序审批，如需变更应按程序审批。 6.2.1.1.2钻井地质设计应根据地质资料进行风险评估并编制安全提示。 6.2.1.1.3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，并应对钻井地质设计中的风 险评估、安全提示及所采用的 技术等制定相应的安全措施。

6.2.1.2钻并地质设计

6.2.1.2.1应提供区域地质资料，并预测本井地层压力、破裂压力、地层流体性质、地层分层及岩性 组合等，对钻并过程中可能产生的井漏、并喷进行风险提示。 6.2.1.2.2应提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料，可能含有硫化氢、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）。 6.2.1.2.3应对拟定探井周围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。

6.2.1.3钻并工程设

6.2.1.3.1并身结构设计应符合下列要求：

a）钻下部地层产生的内压力应不致压破套管鞋处地层以及裸眼段中破裂压力系数最低的地层； b）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； C 对于探井，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； d）含硫化氢地层等特殊井套管设计，应符合6.2.1.3.9的规定。 5.2.1.3.2应利用地震、地质、钻井、录井和测井等资料进行地层压力预测和随钻监测，并根据岩性 点洗田临洲地自注

6.2.1.3.3钻并液设计应符合下列要求

应根据地层压力设计钻井液密度； b 应根据地质资料和钻井要求设计钻井液类型： C 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； d 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，确保其 有效性；

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e 根据地质提供的资料，钻井液密度设计以各裸眼井段中的最高地层压力当量钻并液密度值为 基准，另附一个安全附加值：气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或者控制井底压差3.0MPa～5.0MPa 垂深小于3500m的负岩气建产并单并储备不低于0.5倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能 配制不低于0.5倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂；页岩气评价井、垂深等于或大 于3500m的页岩气井单井储备不低于1倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配制不低于0.5 倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂

6.2.1.3.4并控装置应符合下列要求：

a）钻井应装防喷器或防喷导流器； b 防喷器压力等级应与裸眼井段中最高地层压力相匹配，并根据不同的井下情况选用各开次防 喷器的尺寸系列和组合形式； C 页岩气井应使用标准套管头，其压力等级与相应井段的最高地层压力相匹配； d）节流管汇、压井管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配； e 绘制各开次井口装置和井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求； f）区域探井、高压油气井、高含硫油气井段钻井作业中，应安装剪切闸板。 6.2.1.3.5现场应配齐满足井控技术要求的钻具内防喷工具、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。 6.2.1.3.6页岩气井应配备液气分离器。 6.2.1.3.7完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列应根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完

6.2.1.3.9固并设计应符合下列要求：

套管柱设计应符合下列要求：

1）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1.00～1.125，抗内压为1.05～1.25，抗拉为1.6以 上； 3 高温高压气井应使用气密封特殊螺纹套管；普通气井亦可根据实际情况使用气密封螺纹 套管； 4）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含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； 5）在进行套管柱强度设计时，高温高压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最高地层压力； 6）套管柱上串联的各种工具、部件都应满足工艺标准，且螺纹应按同一标准加工。 水泥浆及固井工艺设计应符合下列要求： 1）各层套管都应进行固井施工设计，高温高压井水泥浆液柱压力应至少高于钻井液液柱压 力1MPa～2MPa; 2 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； 3）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整回压等措施，确保固井质量：

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4）对有高压油气层或需要高压压裂等增产措施井，固井水泥返至地面，然后进行下步作业； 5） 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； 6 优化水泥浆体系，优选防气窜水泥添加剂，防止气窜； 7）对于易漏失井，应在下套管前严格按照施工设计做好地层承压试验，直至合格

6.2.1.3.10并眼轨迹设计应符合下列要求：

a 根据井口坐标和靶点坐标进行整体优化设计，对所有井均应进行防碰扫描，扫描方法宜采用 最近距离扫描法。设计分离系数应大于1.5或理论井眼间距大于15m。防碰井段根据随钻防碰 扫描计算结果，当分离系数小于或等于1.5时，重新修正井眼轨道设计，以满足防碰要求。 各井表层套管下深宜交替错开10m以上； b） 宜综合考虑本平台与相邻平台空间距离，满足钻井防碰的同时，规避页岩气压裂作业邻平台 压窜风险。

6. 2.2 井场布置

6.2.2.1并位选定后，宜进行浅层地质勘探，确定钻机安全摆放位置。 6.2.2.2井场修建应满足井控安全和钻井作业安全基本要求，井场面积应满足页岩气开发生产全过程 施工以及交叉作业安全要求。 6.2.2.3根据地理位置、自然气候、地表与地层条件、钻机类型、钻井工艺，以及压裂、试气工艺要 求，确定钻井设备安放位置和方向，满足钻机整体平移与钻井施工要求；钻机底座或钻机平移装置的基 础应选在挖方区或水泥加固区，基础承重要求与钻机匹配。 6.2.2.4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；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；并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。 6.2.2.5同一井组（排）井口间距应相同，且不小于5m，并满足直井段井眼防碰、井间防漏、钻机移 动、井口采气装置及管线安装、修井设备作业及安全生产等要求。平行线型布置的井组的最小井组（排） 间距不小于30m。 6.2.2.6方（圆）井深度应满足钻机平移及后续作业要求。 6.2.2.7放喷管线点火口、分离器排气管线点火口不应设置在井场大门方向。 6.2.2.8垂深小于3500m的页岩气建产井同平台多钻机可共用一个放喷池，放喷池的位置宜选在下风 方向，放喷池距离井口不小于75m，防火隔离带应不小于25m。 6.2.2.9页岩气评价井、垂深大于或等于3500m的页岩气井安装双四通、四条放喷管线、两个燃烧池， 确保应急条件下具备点火条件。放喷池距离井口不小于100m。燃烧池以点火口为中心，周围50m范围 内无林木、高压线、民房等构建筑物。每台钻机主放喷管线出口必须修建独立燃烧池，副放喷管线出口 必须具备点火条件。两个点火口间无山体有效遮挡的情况下不得小于50m，且火焰方向夹角不得小于 90°。 6.2.2.10井场入口处增加消防等应急车辆停车场地，满足消防车等应急车辆停放。 6.2.2.11井场后场增加应急车道宽度，满足至少两台泥浆车同时转供浆。

6.2.3钻机搬安平移

6.2.3.2钻机平移应符合下列要求：

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a）平移钻机前，应对井口采取保护措施，并做好清理润滑移动轨道、解除相关固定、固定 所立钻具等准备工作； b 钻机平移时，井架基础和平移装置应满足载荷安全要求，并撤离无关人员； C钻机平移后，应对设备基础进行校核。

6.2. 4 钻并作业

6.2.4.1同平台一口井发生溢流关井起压、井漏失返时，相邻井应停止作业，待确认安全后方可恢复 作业。 6.2.4.2同平台钻井和测试同时进行时，测试管线及测试井井口应进行隔离保护，并划定测试安全区 城

6.2.4.3采用油基钻并液钻并时，应符合下列

油基钻井液循环罐区工作人员应佩戴口罩； b 钻台、泵房、除砂除泥器、上水罐处应配置防爆风扇，保证良好通风； C 人员上钻台或循环系统前应进行静电消除； d 钻台面和钻井液循环罐面应保持洁净，梯子、逃生通道应设防滑措施； e 油基钻井液储备处及油基岩屑储存处设置“严禁烟火”标识； f 钻台、循环罐应配备消防器材。 6.2.4.4页岩气钻井过程中钻开可能含硫化氢地层时，应按含硫气井要求落实防硫措施，配备监测及 防护器材。 6.2.4.5钻井过程中应加强井眼防碰的安全管理，加密井眼轨迹监测和防碰扫描，两井中心距小于4 或防碰分离系数小于2.0时，应进行防碰绕障作业，发生异常时立即停钻，及时分析原因并采取有效绕 障措施。 4管小

6.2.4.6防喷管线必须使用钢质管线。

6.2.4.7并控装置的使用应符合下列要求：

套压不大于7MPa的情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡钻具， 起下钻速度不得大于0.2m/s； C 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，解 锁应先到底，然后回转1/4圈至1/2圈； 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不天于14MPa的情况下，充许以不大于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； e 当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器； f 不应用打开防喷器的方式来泄井内压力； g 检修装有铰链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不应同时打开； h 钻开油气层后，定期进行闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）； i）并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：

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j）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； k）平行闸板阀开、关到位后，应回转1/4圈至1/2圈，不充许半开半闭和作节流阀用； 1 压井管汇不能用作日常灌注钻井液；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； m 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态； n 钻井队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。 ，4.8放喷管线向两侧水平引出井场，如因地形限制需转弯时，应使用夹角不小于120°的铸（锻） 弯头，同时预留安装空间。放喷管线在现场安装前应进行探伤检测，其后每年应探伤检测一次。 ，4.9井架、防喷器等设备应定期维护、保养、检测。 ，4.10钻开油气层前的准备和检查验收应符合下列要求： a 以班组为单位，落实井控责任制。作业班每月不少于一次不同工况的防喷演习。钻进和空井 状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应5min内控制住井口； b 钻开油气层前钻井队应组织全队职工进行防火演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习， 并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。钻井队自检合格后，向上级主管部门（钻 并公司和油气由分公司所属二级单位相关部门）汇报自检情况，并申请检查验收。 4.11油气层钻井过程中的井控作业应符合下列要求： a 钻井队应按工程设计选择钻井液类型和密度值；当设计与实际不相符时，应按程序审批。若 遇紧急情况，钻井队可先处理，再及时上报： b 发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需调整钻井液密度时，井筒液柱压力不应小于裸眼段中 的最高地层压力； C 每只钻头入井开始钻进前以及每班白班开始钻进前，应以1/3～1/2正常排量测一次低泵速循 环压力，并做好泵冲数、排量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应 补测； d 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流： 1 钻开油气层后第一次起钻前； 溢流压井后起钻前； 3 钻开油气层井漏堵漏后起钻前： 4 钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前； 5 井内钻井液密度降低后起钻前； 6） 需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。 e 短程起下钻的两种基本做法： 1）一般情况下试起10柱至15柱钻具，再下入井底循环一周，若钻井液无油气侵，则可正 式起钻；否则，应循环排除受污染钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻； 2） 特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停 泵检查一个起下钻周期或需停泵工作时间，再下入井底循环一周观察。 f 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施： 保持钻井液有良好的造壁性和流变性； 起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不大于0.02g/cm； 3 起钻中按规定及时向井内灌满钻井液，并做好记录、校核，及时发现异常情况：

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4）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； 5） 在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的流量，防止钻头泥包； 6 起钻完应及时下钻，不应在空井情况下进行设备检修； 7）下钻应控制下钻速度。井下不正常、静止或下钻时间过长以及深井段下钻，必要时应分 段循环钻井液。 发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。若需对气侵钻井液加重，应 在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，不应边钻进边加重； 坐岗观察溢流显示的人员应在进入油气层前100m开始坐岗，坐岗人员上岗前应经钻井队技术 人员技术培训。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻： 钻进中发生井漏应将钻具提离井底，采取反灌钻井液等措施保持井内液柱压力与地层压力平 衡； 电测、固井、取心、中途测试应做好井控防喷工作。

6.2.5.1测并应有设计并执行审批程序

6.2.5.2测井前应通井循环，保证井眼通畅。钻井液性能应符合测井施工要求，并压稳地层。电测期 间，油气上窜到井筒1/3井段或有异常情况发生，应下钻到底通井循环。 6.2.5.3测井施工前应召开有钻井队、测井队、录井队等人员参加的施工交底会，通报井眼状况、油 气上窜速度、测井安全施工时间等情况，明确配合事项和施工安全要点。 6.2.5.4测井期间，钻台上应备有1根带回压阀并与防喷器闸板尺寸相符的钻杆。如发生溢流，应服 从钻井队井控安排。 6.2.5.5测井过程中，钻井队应有专人坐岗观察并及时灌满钻井液，发现异常（井涌、溢流等）应立 即停止作业并采取应急措施。 6.2.5.6放射性测井应办理作业许可，井口应采取防落物的措施。 6.2.5.7测井天滑轮、地滑轮应固定牢固。 6.2.5.8测井绞车距离井口应大于25m，作业前应放好绞车掩木，复杂井施工应对绞车采取加固措施， 防止绞车后滑。 6.2.5.9测井电缆运行时，测井绞车后不应站人，作业人员不应触摸或跨越电缆。 6.2.5.10测井环节其他安全要求按照AQ2012执行

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6.2.6.6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。 6.2.6.7发生应急事件应按钻井队应急预案统一行动， 6.2.6.8录井环节其他安全要求按照AQ2012执行。

6. 2. 7. 1 一般要求

5.2.7.1.1同平台多台钻机作业时，固并施工车辆进入平合前应召开全部并队与固并施工队之间的协 调会，协调配合注意事项，并对邻井作业井队及相关方进行安全提示。 6.2.7.1.2下套管作业前，应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格；实施悬挂固井时， 如悬挂长度不足井深的1/3，可采用由过渡接头和止回阀组成的防喷单根。下无接箍套管时，应备有防 单根。 6.2.7.1.3套管入井前应在地面进行通径，上扣扭矩及灌浆应符合设计及规范要求。 6.2.7.1.4套管及其套管柱串联的各种工具、附件安装应符合设计要求。 6.2.7.1.5固井施工前，应召开有固井队、钻井队、录井队、钻井液技术服务、定向施工等人员参加 的固井交底会。 6.2.7.1.6固井施工前，固井设备及管线应试压合格， 6. 2. 7. 1. 7同平台其他并发 全后方可继续作业。

6. 2. 7.2注水泥浆

6.2.7.2.1固井施工前应按规定和设计对水泥浆进行室内试验，合格后方可使用。 6.2.7.2.2高温高压井水泥浆柱压力应高于钻井液柱压力1MPa2MPa。 6.2.7.2.3各层套管固井水泥浆应返至地面或上层套管鞋以上200m。达不到要求的，应采取补救措施。 6.2.7.2.4固井前、固井中、候凝期间应压稳气层，下套管前应控制油气上窜速度不超过10m/h。 6.2.7.2.5气层固井应选用防气窜水泥浆体系。 6.2.7.2.6漏失井或既喷又漏的井，下套管前应堵漏措施，并宜对井筒进行承压试验，达到固井施工 设计要求时方可固井。

6. 2. 7.3候凝与钻水泥塞

6.2.7.3.1候凝期间应执行井控坐岗观察制度。 6.2.7.3.2在检测固井质量之前，不宜进行可能影响固井质量的作业。 6.2.7.3.3根据现场取样和室内试验数据，水泥浆终凝后方可进行后续作业。固井后井控异常，应按 并控程序处置。 6.2.7.3.4钻水泥塞的泥浆密度、起下钻速度应按照正常钻进时的井控安全规定执行。

6. 3. 1地质设计

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.1· 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。 6.3.1.2应根据地质资料进行风险评估并编制安全提示。 6.3.1.3应提供区域地质资料、邻井的试气作业资料，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。 6.3.1.4应提供探井周围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

6. 3. 2 工程设计

6.3.3.1根据井深、并斜及管柱重量，选择修井机械、井架和游动系统等配套设备。 6.3.3.2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。 6.3.3.3根据设计选择地面测试流程，高压气井的地面测试流程应包括紧急关闭系统。 6.3.3.4分离器及闸门、流程管线应按分离器的工作压力试压；分离器应通畅，闸门灵活可靠，扫线 干净。 6.3.3.5井口产出的流体，应分离计量。分离器距井口30m以上，火炬应距离井口、建筑物及森林50m 以上，且位于主导风向的两侧。

6. 3. 4 并控装置

5.3.4.1试气和并下作业的井均应安装并控装置。高压高产气并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。 6.3.4.2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。 6.3.4.3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，均应有一个可供使用的旋塞球阀。 6.3.4.4井控装置应统一编号建档，有试压合格证。

6.3.5地面试气流程

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6.3.5.1地面试气流程应满足替喷、洗井、调节、分离、计量、保温、供浆、循环、压井、放喷等要 求，所用的油管、弯头、短节、接头抗内压安全系数应大于1.25。 6.3.5.2根据预测地层压力选择试气流程，可根据实际情况进行调整 6.3.5.3地面试气流程所包括的节流控制管汇、捕屑器/除砂器、加热保温装置、分离器、流量计、试 气管线等设备应按设计安装、固定和试压。

6.3.6施工准备及一般规定

6.3.6.1井场设备、设施安装调试完毕，施工人员组织到位后，应按工程施工设计、安全技术规范进 行开工验收，验收合格后方可开工。 6.3.6.2井筒应通畅，满足试气工具入井的需要。 6.3.6.3井口装置及井筒应按施工设计试压合格。 6.3.6.4高温高压井及含硫化氢、二氧化碳井，应采用气密封特殊扣油管，下井管柱丝扣应涂专用丝 扣密封脂。 6.3.6.5油管的规格、数量和钢级应满足工程施工设计要求，不同钢级和壁厚的油管不能混杂堆放； 清洗油管管体及内外螺纹，检查油管有无弯曲、腐蚀、裂缝、孔洞和螺纹损坏，不合格油管有明显记号 并单独摆放，不应入井。 6.3.6.6油管上卸扣次数不应超过生产厂家允许的上卸扣次数，预测地层压力超过70MPa的井，不应 更用修复油管。 6.3.6.7试气立柱应采取固定措施，防止立柱弯曲滑脱， 6.3.6.8起下管柱作业时，应平稳操作。

6.3.7泵送桥塞与分簇射引

6.3.7.10射孔作业

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6.3.8.1根据施工控制压力选择相应压力等级的并口装置。并口装置通径应满足作业期间并下工具起 下及施工结束后排采的需要，满足大排量、大液量、长时间压裂施工的要求。压裂井口的材质选型应考 患入井及产出流体性质。 6.3.8.2压裂作业前应进行风险识别，制定风险消减措施和应急预案。应急预案应包括但不限于以下 内容：井下工具下入过程异常、施工泵压异常、砂堵、井口及地面管线刺漏、施工设备突发故障等。 6.3.8.3井场设备摆放完毕后，井场应有宽度不小于3.5m的主安全通道，安全通道应标有逃生方向。 玉裂施工现场各作业区域到主安全通道应设置宽度不小于1m的安全通道。压裂车与连续油管设备之间 间距不小于5m。相邻压裂车之间间距不小于0.5m。作业现场应设置油料补充区域，离高压警示区域、

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6.3.8.8压裂施工期间存在交义作业时，应符合下列要求：

a）使用时间达到200h； b）使用砂量达到1500m； c）使用液量达到55000m。 6.3.8.10高压控制元件压力等级应与连接高压管汇一致。在排空阀和单流阀之间宜加装安全阀。在压 裂期间，油层套管和技术套管之间的环空宜安装套管保护器或有预防窜漏的应急措施。 6.3.8.11加砂压裂过程中应避免砂堵，若出现砂堵，应及时解堵，防止压力过高爆管。 6.3.8.12高压管线、高压阀件刺漏后，在确保安全的情况下降低泵注排量，待地面管线排砂完成后停 止泵注、切断压力源，卸压后整改。高压管线、高压阀件爆裂后，应立即切断压力源，卸压后整改。压 裂车出现故障时，启用备用车仍无法达到施工要求，应关闭车后流程，切断压力源，卸压后组织抢修； 视情况决定是否暂停施工。 6.3.8.13压裂施工期间现场宜配置消防车或消防撬，并应按照钻井消防器材房配置要求配置消防器材

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宜每台至少配置两具4kg干粉或5kg二氧化碳灭火器；加油区域宜至少配置四具8kg以上干粉或7kg 二氧化碳灭火器。 6.3.8.14压裂返排液输送管道宜避开人口稠密区。压裂返排液长输管道埋地敷设穿越公路时，应设保 护套管。

6.3.9水平井钻磨桥塞作业

6.3.9.1并下组合工具串中应包含内防喷工具和安全接头，并控设备的选择应满足并控安全要求。 6.3.9.2井下组合工具串的外径（除磨鞋外）宜一致，选择磨鞋的外径与实际通径的差值，宜在6mm~ 20mm之间。 6.3.9.3防喷管的长度应大于组合工具串长度，防喷管内通径应大于组合工具串最大外径，其差值宜 不小于6mm。 6.3.9.4配备的吊装设备应满足提升吨位和高度的要求。吊装设备的摆放应满足正常的设备安装拆卸、

6.3.10.1排液测试流程投用前，应对设备、管线、仪表及安全附件等进行检查和验收。 6.3.10.2排液测试流程和设备布置，应能满足多井同时排液与单独放喷测试、压裂液回收利用以及应 对压裂施工复杂情况的要求。 6.3.10.3当需接入下游集输管道或压缩天然气、液化天然气生产装置时，与下游管网或装置间应设置 单向阀和紧急截断阀，集输管道或压缩天然气、液化天然气生产装置应具备安全泄放装置和报警装置。 5.3.10.4排液测试流程应设置井口紧急安全截断、捕屑、除砂和气液分离设备，并宜具备生产状态实 时监控和自动报警功能。 6.3.10.5排液测试流程应在井口、分离器设固定式可燃气体检测报警仪。 5.3.10.6设置有平台自动控制系统（RTU/PLC）的应具备对排液测试流程的紧急截断控制功能，宜实 现对各级紧急安全截断阀、分离器排污的联锁关断。

11.1井口装置应满足压裂与后期生产需要。 11.2井口装置安装紧固后应按设计要求进行试压。 11.3当带压下生产管柱时，带压作业应符合下列要求： a）在施工前，应按设计要求准备带压作业装置，防喷器组应按设计要求试压合格； b 堵塞器入井前应测量堵塞器钢体外径和长度，检查各部件是否完好，堵塞器规格应与井下管 柱相匹配； C 防喷管本体应无腐蚀、裂纹、无弯曲现象，螺纹完好； 完成封堵后，应打开油管闸阀放空，至少观察2h，确认无溢流为封堵合格； e 安装带压作业的装置前，应在油管悬挂器上安装旋塞阀并关闭； 在试压过程中人员应站至承压部位10m以外的安全区域。如需靠近观察，应等停泵后并经现 场指挥人员允许，方可靠近观察。观察时注意站位，避开容易刺漏或飞溅伤人的方向； 名 起下管柱应符合6.3.6的要求； 拆除作业时，作业面下方不应站人，

6.3.12气提液放喷作业时，宜采用独立放喷

气井提液放喷作业时，宜采用独立放喷管线作业

6.3.13复杂情况的预防与处理

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6.3.13.1试气和井下作业应明确井控岗位责任。 6.3.13.2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。 6.3.13.3起出井内管柱后，不应空井等待，应及时下入部分管柱。 6.3.13.4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。 6.3.13.5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。 6.3.13.6地层出砂严重应终止测试。 6.3.13.7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闸阀等措施。 6.3.13.8当井口关井压力达到测试控制头额定工作压力的80%时，应用小油嘴控制开并泄压。 6.3.14试气和井下作业其他安全要求按照AQ2012执行。

6.4.1气井井口应设置井口高低压紧急截断阀，并宜与后端压力变送器安全联锁，且宜具备超压、失 压和火灾事故下自动或远程截断功能。 6.4.2页岩气井投产初期，现场宜有人值守，加强除砂、排砂、清洗除砂器和气液分离器管理，降低 设备和管道失效风险。 6.4.3采用气举、泡排等工艺措施生产时，加注管汇的压力等级应高于气井的最高关井压力。

6.5.1.1平台井站工艺设计时，应明确除砂器性能指标。平台井站除砂器和过滤分离器均应安装差压 变送器并实现远传，且具有高低压报警功能。 6.5.1.2平台井站和站场的设备和管道应有防止含沙粒气流冲蚀的安全防护措施，并应尽量减少管道 弯头设置，适时进行细菌检测、杀菌、抑菌作业。定期开展设备管道内腐（冲）蚀的检测评价

6.5.2.1压缩机应有完好的启动及事故停车安全联锁和可靠的防静电装置。 6.5.2.2压缩机间电缆沟宜用砂砾理实，并应与配电间的电缆沟严密隔开。 6.5.2.3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。 6.5.2.4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。 6.5.2.5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。

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6.5.3.1页岩气原料气进脱水装置之前应设置分离器。原料气进脱水装置之前以及天然气压缩机和泵 的出口管线上的截断阀前应设置安全阀。 6.5.3.2页岩气脱水装置中，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

6.5.4生产一体化集成装置

6.5.4.1装置接口形式宜采用法兰连接，便于拆卸、安装，减小动火作业的安全风险。 6.5.4.2装置应设置可靠的自动控制和联锁保护系统，配套标准通信接口，实现远程监控。 6.5.4.3装置现场安装完毕后，应组织现场验收，合格后方可开展联合试运。

6. 5.5 临散气回收

6.5.5.1试采期间，放空的页岩气宜采取撬装设备回收，撬装设备应能重复应用。 6.5.5.2回收装置不应直接对外进行商业充装，回收装置上的移动式压力容器的安全管理应由回收单 位负责。 6.5.5.3单井试采气撬装回收装置设计处理能力不宜超过12万方/天·套，参照五级天然气场站进行设 计。 6.5.5.4试采气撬装回收方式作为单井试采的一个工艺环节或工艺措施，临散气回收工艺单元的安全 评价、安全设施设计等专项评价纳入单井试采工程统一评价、办理审批。 6.5.5.5压缩天然气生产主体工艺设备距火源、发电机或配电站、控制室等设施不应小于20m，压缩 天然气充装区与明火或散发火花地点的防火间距不应小于25m，压缩天然气工艺设备及装车区应配备失 效保护的紧急关断（ESD）系统或远程关断、火气探测系统及消防设施，装车区应设置限位栏。 6.5.5.6液化天然气生产工艺设备及装卸区应布设拦蓄区，工艺设备及装卸接头距火源、发电机、控 制室、办公室或其他有人设施不应小于15m。液化天然气工艺设备及装车区配备失效保护的紧急关断 （ESD）系统或远程关断、火气探测系统及消防设施，并设置限位栏。液化天然气装车时装车区8m范围 内除充装槽车外的任何车辆严禁行驶。 6.5.5.7露天采气工艺设备及阀组距离10KV以下变压器及配电间、油罐及装卸车鹤管不应小于10m， 距离发电机房等辅助生产厂房及辅助生产设施不应小于12m，距离值班室、返排液池不应小于5m，距离 值班休息室（宿舍、厨房、餐厅）不应小于22.5m，放散管与明火或散发火花地点的防火间距不应小于 25m。 6.5.6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。 6.5.7油气井井场、集输站、集气站应有醒目的安全警示标志。 6.5.8进、出站场的管道上应设置截断阀与远程控制系统，事故时迅速关闭。 6.5.9平台井站和站场工艺管线采用地面敷设时，在主要巡检通道上应设置跨管线步梯，安全通道应 保持畅通。 6.5.10平台井站和站场宜设置周界入侵检测报警系统，并与视频监控系统联动，实现自动报警和远程 高音喊话。 6.5.11脱水、增压站场宜独立设置基本过程控制系统（BPCS）、安全仪表系统（SIS）和可燃气体检 测报警系统（GDS）。

6.5.9平台井站和站场工艺管线采用地面敷设时，在主要巡检通道上应设置跨管线步梯，安全通道应 保持畅通。 6.5.10平台井站和站场宜设置周界入侵检测报警系统，并与视频监控系统联动，实现自动报警和远程 高音喊话。 6.5.11脱水、增压站场宜独立设置基本过程控制系统（BPCS）、安全仪表系统（SIS）和可燃气体检 测报警系统（GDS）。 6.5.12储液池应安装安全防护栏，设立警示标识，并宜设置视频监控。

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5.13平台井站和站场应设置管道清洁装置，新井投运后及时清管。 5.14对具备智能检测条件的管线应定期开展智能检测，全面掌握管道内腐（冲）蚀状况 5.15集输环节其他安全要求按照AQ2012执行。

装饰装修标准规范范本6. 6. 1集输气场

6.6.1.1站场选址应考虑地形、地貌、工程和水文地质条件。 6.6.1.2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 行标准关于输气、管道工程设计的要求。 6.6.1.3进出页岩气站场的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。 6.6.1.4设备不应超温、超压、超速、超负荷运行。 6.6.1.5对调节阀、减压阀、安全阀、高（低）压泄压阀等主要闸阀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。 6.6.1.6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。 6.6.1.7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。 6.6.1.8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； b 原动机转速超限保护； C 润滑保护系统； d 机组温度保护。 6.6.1.9 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。 6.6.1.10 对存在超压可能的承压设备，应设置安全阀。 6.6.1.11 安全阀、调压阀、ESD系统等安全保护设施及报警装置应完好，应定期进行检测和调试。 6.6.1.12 安全阀的定压应小于或等于承压设备、容器的设计压力。 6.6.1.13 3站场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。 6.6.1.14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， 6.6.1.15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。 6.6.1.16设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测。 6.6.1.17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102，仅做防感应雷接地时，接地电阻不应大于302。每组专 设的防静电接地装置的接地电阻不应大于1002。 6.6.1.18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。 6.6.1.19消防系统投运前应经当地行政主管部门验收合格。

部协作条件等综合因素确定。

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6.6.2.1集输管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、上矿企业、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。 6.6.2.2集输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。 6.6.2.3集输管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩和测试桩。 6.6.2.4集输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。 6.6.2.5集输管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查，及时处理输气管道沿线的异常情况锅炉标准规范范本， 并依据天然气管道保护有关法律法规保护管道，

6.6.2.6管道水工保护应符合下列要求：