一、引言海上鉆井是一項高投入、高風(fēng)險的特殊作業(yè),具有多學(xué)科性、復(fù)雜性、隱蔽性等特性。鉆進時遇到地層中含有H2S會造成工具、管材不同程度的腐蝕及氫脆,一旦H2S超標擴散會給鉆井平臺施工人員造成生命威脅,因此H2S的監(jiān)測與控制給鉆井技術(shù)研究和實施作業(yè)提出了更高的要求?；诤Ｉ香@井平臺受氣候、海域、運輸?shù)炔焕麠l件影響,具有不同于陸地鉆井的獨特風(fēng)險性,要求管理、設(shè)計、技術(shù)、施工等人員具有強烈的責(zé)任心、做到精心設(shè)計、精心組織、精心施工,確保井下、設(shè)備、人員的安全。二、含硫氣田的分布與開發(fā)1、行業(yè)標準國際上:天然氣中H2S≥5%(即77g/m3)為高含H2S氣藏,CO2含量2%~<10%間為中含CO2氣藏(即39.6~<197.8g/m3)我國:現(xiàn)行石?油行業(yè)標準SY/T6168《氣藏分類》規(guī)定:天然氣中H2S≥2%(即≥30.8g/m3)為高含H2S氣藏。CO2含量2%~<10%為中含CO2氣藏。2、分布高含硫氣田在世界上分布比較廣泛,幾乎各產(chǎn)油大國都有含H2S氣田。目前已發(fā)現(xiàn)具有工業(yè)價值的高含硫氣田約400多個,其中很多分布在碳酸鹽巖地層中。H2S含量高于5%的天然氣氣藏:我國天然氣中H2S含量大于1%的氣田,約占全國天然氣儲量的1/4。主要分布在四川盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地以及南海崖13-1氣田等。其中華北趙蘭莊氣田H2S含量高達92%。目前國內(nèi)仍以四川盆地含硫氣田分布最為廣泛。盆地內(nèi)80%以上氣田不同程度含H2S。其中川東臥龍河氣田臥63井嘉五1氣藏,H2S含量達31.95%,CO2含量達1.65%。特別是近十余年在川東北地區(qū)發(fā)現(xiàn)的渡口河、羅家寨和中石化普光等氣田,高含H2S和中含CO2很具代表性。3、開發(fā)現(xiàn)狀在勘探開發(fā)高含硫氣田中,法國、加拿大、美國、俄羅斯和伊朗等國,積累了豐富經(jīng)驗。(1)法國拉克氣田H2S含量為15.4%,CO2含量為9.5%,1957年投產(chǎn),生產(chǎn)至今。已累積產(chǎn)氣2258×108m2,采出程度70%。(2)20世紀60年代中期,殼牌公司在美國密西西比州南方,勘探開發(fā)的一個高含硫氣田,H2S含硫達45%,最深井深達7620m,井底壓力為165.6MPa,溫度為221℃。(3)俄羅斯奧倫堡高含硫氣田,H2S含量達1.3~5%,CO2含量0.7~2.6%,已開發(fā)45年,最高年產(chǎn)氣490×108m3,目前年產(chǎn)氣180×108m3。4、目前為止,四川地區(qū)有測試依據(jù)的高溫、高壓、高含硫最高指標情況最高溫度:176℃(盤1井)最高壓力:龍4井關(guān)井井口壓力103.42MPa未穩(wěn),由于井口受限,未能繼續(xù)關(guān)井,推算地層壓力130MPa左右。最高含硫:496g/m3(臥龍河嘉陵江氣藏)。5、危害H2S為無色、劇毒的酸性氣體,與空氣的相對密度為1.189,爆炸極限范圍為4.3%~46%(天然氣5%~15%)。H2S是一種神經(jīng)毒劑,亦為窒息性和刺激性氣體,一旦發(fā)生泄漏,不僅影響高含硫氣井平穩(wěn)開發(fā),還將危及人和環(huán)境安全,其濃度為150ppm(225mg/m3)時就會刺激人眼、呼吸道,麻痹嗅覺神經(jīng),濃度為800ppm(1200mg/m3)以上時,2min就能造成死亡。1ppm=1.5mg/m3。?三、含硫油、氣井鉆井施工難點1、地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜,不易判斷無論前期勘探資料多么豐富,不同區(qū)塊及相鄰井位所鉆地質(zhì)構(gòu)造均有所不同,設(shè)計書中不能概述全部的風(fēng)險,特別是碳酸鹽巖裂縫性氣藏深井,縱向上普遍存在多產(chǎn)層多壓力系統(tǒng),由于套管程序的限制,往往造成同一裸眼井段出現(xiàn)噴漏復(fù)雜情況。橫向上油氣水分布不均,且地層壓力也存在較大差異,造成同一井組,鄰井施工難易程度也不盡相同。2、鉆井平臺地域狹小,人員稠密,安全、環(huán)保風(fēng)險較大鉆井平臺面積不如一個足球場大,施工人員達到100余人,矗立大海上施工相對較孤立,一旦發(fā)生油、氣井井噴,人員的生命和國家重大資產(chǎn)將面臨巨大威脅,如果大量原油或H2S泄露將給環(huán)境造成不可估量的損失。眾所周知“12.23”含硫氣井井噴事故造成了數(shù)百人死亡,數(shù)萬人員撤離,但這是在陸地,還有地方可疏散;墨西哥灣“深水地平線”平臺鉆井事故,原油泄露,造成了巨大的海洋環(huán)境污染,BP公司面臨巨額損失。3、氣井井控風(fēng)險壓力大(1)天然氣溢流速度快,來勢兇猛天然氣具有可壓縮、易膨脹特性,溢流與井噴間隔時間比油井短得多。據(jù)有關(guān)統(tǒng)計,在一百多井次中,從發(fā)現(xiàn)溢流到井噴的時間間隔小于30min的占2/3以上,其中一半以上在10min以內(nèi),而且來勢兇猛,容易失控。(2)天然氣井關(guān)井壓力高天然氣密度低,是原油的0.7‰,不能靠自重平衡大部分地層壓力,不僅井涌、井噴臨時關(guān)井壓力高,完井后井口關(guān)井壓力也高。1997年6月14日20:15某油氣田某井取心鉆進至2924.89m,因最后1.6m鉆速突快,當(dāng)時判斷可能鉆遇高壓油氣層,鉆井液密度1.74g/cm3(設(shè)計值:1.79—1.84g/cm3,主要原因密度低)故決定割心起鉆,循環(huán)鉆井液觀察后效,至20:45,甲方監(jiān)督為了不影響巖心收獲率要求停止循環(huán)立即起鉆,起出2立柱鉆桿發(fā)現(xiàn)井口溢流,3—5秒鐘后井噴,噴高10m。關(guān)井15min后關(guān)井立壓4.5Mpa、套壓5MPa。在壓井過程中因回收鉆井液閘門開啟不暢,在搶換過程中,套壓上升為25MPa。環(huán)形防噴器刺漏,又關(guān)半封閘板防噴器控制井口(23:24),用一條放噴管線放噴,套壓18MPa,此時半封閘板防噴器也被刺壞。15日0:30終因半封閘板防噴器完全刺壞而失控。(3)天然氣井易竄漏天然氣上竄能力強,氣層鉆進中容易發(fā)生氣侵,導(dǎo)致平衡地層壓力的液柱壓力降低,導(dǎo)致井涌,甚至井噴,表層套管下入較淺時,鉆遇氣層關(guān)井易發(fā)生地下井噴,有時也表現(xiàn)為地面竄漏。例如羅家寨羅家2井、川東北的普光9井在發(fā)生溢流關(guān)井后,均因為表層套管下入太淺發(fā)生竄漏,附近的河流和農(nóng)田溢流天然氣,給附近群眾生命造成巨大威脅,鉆井液順著裂縫溢流到地面和河流,破壞了當(dāng)?shù)氐纳鷳B(tài)環(huán)境。(4)天然氣易燃、易爆、易中毒天然氣井在發(fā)生井噴后,由于各種原因易引起著火,含硫天然氣易造成鉆具等管材氫脆折斷。含硫天然氣井一旦井噴失控,將大大增大處理難度。4、氣井固井質(zhì)量影響因素多(1)天然氣上竄能力強,固井時,極易竄槽,影響固井質(zhì)量;(2)含硫氣井,由于H2S的應(yīng)力腐蝕和電化學(xué)腐蝕特性,易造成套管損壞,從而影響井的安全;(3)H2S的腐蝕性能還會對水泥石造成腐蝕,從而降低水泥石的強度。(4)深井溫差大,水泥漿稠化時間的控制難度大,超緩凝易造成氣竄。四、含硫油、氣井安全鉆井技術(shù)1、鉆前調(diào)研與設(shè)計方案論證了解施工區(qū)域地質(zhì)情況,鄰井構(gòu)造或鄰井鉆井與完井試油情況,并對井位周邊環(huán)境進行調(diào)查,做好《安全應(yīng)急預(yù)案》,同時注意放噴地點的選擇,做好防火工作。對初步《設(shè)計方案》有一個較完善的論證審查體系和制度,組織相關(guān)專家和部門,對初步《設(shè)計方案》進行審查,確定最終的《設(shè)計方案》。2、分析《鉆井地質(zhì)與工程設(shè)計》(1)地質(zhì)設(shè)計方面重點:地層壓力(孔隙壓力、破裂壓力、坍塌壓力)預(yù)測的準確性;儲層的類型;地層流體性質(zhì)(包括H2S含量);可能存在的復(fù)雜情況及地質(zhì)家初步確定的完井方式。(2)工程設(shè)計方面重點:井身結(jié)構(gòu)設(shè)計,各層套管下入深度是否合理(目的層之上有溶洞、裂縫性漏層,要求有兩層套管封隔);必須按標準嚴格控制井眼軌跡全角變化率(狗腿度),以減少套管磨損,降低井筒風(fēng)險。(3)鉆井液密度設(shè)計:按各裸眼井段中最高地層壓力當(dāng)量密度值附加0.07~0.15g/cm3,高含硫氣井按高限(即0.15g/cm3)附加;高含硫氣井儲備不少于1~1.5倍井筒容積、密度高于設(shè)計地層壓力當(dāng)量鉆井液密度0.3g/cm3~0.4g/cm3的高密度鉆井液,儲備足夠的加重材料和除硫材料。PH值對電化學(xué)失重腐蝕和硫化物應(yīng)力腐蝕的影響都較大,當(dāng)PH9時,就很少發(fā)生硫化物應(yīng)力腐蝕。而隨PH值的降低,電化學(xué)失重腐蝕增加,因此在鉆開含硫地層后,鉆井液的PH值應(yīng)始終控制在9.5以上。3、鉆柱設(shè)計?(1)鉆桿材質(zhì)選擇:加大壁厚,內(nèi)外有防腐涂層。研究表明,各種鋼級的管材都有其抗H2S腐蝕的最低臨界溫度,在臨界溫度之上,它就具有抗H2S的腐蝕性能。含硫氣井在強度滿足要求的條件下,一般選用G級或低鋼級鉆桿,高鋼級易氫脆。若強度要求選用S135鉆桿時,必須調(diào)整鉆井液性能以防止H2S腐蝕。另外溫度對硫化物應(yīng)力腐蝕開裂的影響較大,當(dāng)溫度升高到一定(93℃)以上可不考慮金屬材料的防硫問題;油氣井鉆井中套管和鉆鋌,當(dāng)井下溫度高于93℃時,可以不考慮其抗硫性能。(2)鉆具組合滿足井眼軌跡控制要求;井斜較大的井和全角變化率較大的井段,應(yīng)采取防磨措施(加裝防磨接頭或鉆桿接頭敷焊防磨材料);氣層鉆井中在鉆柱下部還應(yīng)安裝鉆具止回閥。4、固井方式及水泥漿體系:固井方式盡可能選用一次性固井,以避免分級箍、懸掛器等附件存在薄弱環(huán)節(jié),從而導(dǎo)致安全風(fēng)險的存在。水泥漿體系選用水泥石致密的水泥漿體系,如塑性水泥漿體系,抗硫防腐水泥漿體系。天然氣井,特別是高溫高壓高含硫氣井,要求各層套管固井水泥漿均返至地面。5、井控設(shè)計(1)井口選擇及試壓要求:井口選擇一般是根據(jù)地層壓力確定。川慶做法:地面控制系統(tǒng),主要按照SY/T6616—2005《含硫油氣井鉆井井控裝置配套、安裝和使用規(guī)范》和SY/T5964—2003《鉆井井控裝置組合配套、安裝調(diào)試與維護》施行,防噴器組合從上至下:環(huán)形、半封、剪切、雙閘板(上全封、下半封)、雙四通、套管頭。節(jié)流、壓井管匯各一套,主放噴管線兩條,副放噴管線兩條,液氣分離器排氣管線一條,各個放噴口均配置點火及燃燒裝置。(2)井控裝置試壓:應(yīng)在不超過套管抗內(nèi)壓強度80%的前提下,環(huán)型防噴器封閉鉆桿試壓到額定工作壓力的70%;閘板防噴器、壓井管匯試壓到額定工作壓力。?6、鉆井作業(yè)過程中以井控為重點的安全措施(1)明確局級、事業(yè)部、鉆井平臺三級井控管理機構(gòu)及職責(zé),在處理突發(fā)、應(yīng)急事件時便于指揮、協(xié)調(diào)。落實應(yīng)急放噴、點火、撤離權(quán)限。(2)鉆井平臺必須按照《石油天然氣鉆井健康、安全與環(huán)境管理體系指南》(SY/T6283-1997)的要求制定切實可行的《安全應(yīng)急預(yù)案》,由上級部門審批,H2S含量超過100g/m3應(yīng)請局級部門審批把關(guān)。并與當(dāng)?shù)卣嘘P(guān)部門銜接,形成地企聯(lián)動的應(yīng)急救援體系。(3)進入含硫氣層前,除鉆井平臺和其他專業(yè)化服務(wù)隊伍要進行應(yīng)急預(yù)案的學(xué)習(xí)、演練外,還要編制《單井應(yīng)急救援預(yù)案手冊》向可能危及范圍內(nèi)其他人員設(shè)施,進行H2S安全知識和遇緊急情況時的應(yīng)急溝通,提出緊急情況下的安全撤離要求,并進行演練。(4)現(xiàn)場油氣顯示的檢測與監(jiān)控:及時發(fā)現(xiàn)溢流,及時關(guān)井,及時壓井是搞好含硫油、氣井井控工作的三個重要環(huán)節(jié)。要求對地質(zhì)綜合錄井儀;鉆井液液面自動監(jiān)測報警儀(監(jiān)測溢流井漏);鉆井液液面人工“坐崗”觀測鉆井液體積的變化;產(chǎn)層中鉆進作業(yè),每次起鉆前的短程起下鉆檢測井內(nèi)壓力平衡情況等基礎(chǔ)工作做細抓嚴。7、H2S氣體的檢測與人身防護鉆井平臺在鉆臺及井口下方、泥漿出口、固控區(qū)、鉆井液循環(huán)罐區(qū)等區(qū)域分別安裝有足夠數(shù)量的H2S和可燃氣體探頭,相關(guān)崗位人員還配有移動式檢測探頭,要按時用樣氣標定檢驗,確保處于完好狀態(tài)。作業(yè)區(qū)域都按人員數(shù)量配置了正壓式空氣呼吸器,要加強檢查和保養(yǎng),隨時備用。H2S伴隨著油氣資源同時出現(xiàn),具有較大的風(fēng)險,通過實施合理的鉆井技術(shù),可以規(guī)避風(fēng)險。在裝備、工具符合環(huán)境特點,加強提高人員素質(zhì),嚴格執(zhí)行工藝紀律和勞動紀律,注重一次井控,在含硫油、氣儲層采用過平衡鉆井,就會實現(xiàn)安全鉆井的目的。

篇2:鉆井副隊長崗位安全責(zé)任制

1、協(xié)助隊長負責(zé)井隊生產(chǎn)、經(jīng)營、行政、設(shè)備、QHSE管理工作;隊長不在時履行隊長職責(zé)。

2、具體負責(zé)本隊設(shè)備管理。掌握本隊設(shè)備動態(tài),設(shè)備運轉(zhuǎn)狀況,設(shè)備完好狀況,制定設(shè)備管理及維修保養(yǎng)措施,確保設(shè)備正常運行;負責(zé)組織本隊設(shè)備管理檢查評比,提出獎懲意見;負責(zé)向公司匯報本隊設(shè)備管理情況。

3、具體負責(zé)本隊QHSE管理工作。結(jié)合QHSE管理體系標準的要求,負責(zé)制定并督促執(zhí)行本隊各項QHSE計劃、制度與辦法,對生產(chǎn)過程中的危害和影響因素進行識別、評價和削減管理。

4、檢查和監(jiān)督各班組生產(chǎn)過程中的QHSE管理及生產(chǎn)組織情況,及時解決施工期間存在的QHSE管理及生產(chǎn)中出現(xiàn)的問題,對違章人員進行制止、教育和處理。對發(fā)生的設(shè)備事故和人員事故負責(zé)組織分析,調(diào)查事故經(jīng)過和原因,及時填寫上報事故報告(表)。

5、負責(zé)對崗位職工進行環(huán)保知識和污染防治技術(shù)的教育與培訓(xùn),對施工現(xiàn)場、生活區(qū)環(huán)境及鉆井隊“三廢”處理情況進行監(jiān)督、檢查。

6、負責(zé)本隊的修舊利廢工作。

7、協(xié)助隊長認真貫徹執(zhí)行相關(guān)質(zhì)量體系標準,及時匯報鉆井生產(chǎn)中的質(zhì)量問題,按糾正措施組織實施,負責(zé)本隊QHSE活動記錄。

8、負責(zé)隊里安排的其他工作。

篇3:鉆井工程師（技術(shù)員）崗位安全責(zé)任制

1、負責(zé)鉆井隊技術(shù)、工程資料、新技術(shù)及新工藝的推廣與應(yīng)用、技術(shù)培訓(xùn)、鉆井工程質(zhì)量工作。

2、負責(zé)鉆井隊技術(shù)管理,保證甲方和工程技術(shù)部門各項技術(shù)指令和安全技術(shù)措施的貫徹落實,并負責(zé)鉆井技術(shù)交底工作。

3、根據(jù)甲方下達的地質(zhì)、工程設(shè)計書,負責(zé)制定施工計劃和技術(shù)措施。

4、負責(zé)鉆具、鉆頭的管理,鉆井參數(shù)儀、自動記錄儀、測斜儀的使用、檢查及維護,參與設(shè)備安裝質(zhì)量的檢查、校正和驗收工作。

5、負責(zé)組織各項重大工程和特殊作業(yè)的施工、準備與檢查,處理井下復(fù)雜情況和井下事故,制定技術(shù)措施和要求,并負責(zé)各種特殊工具的草圖繪制和相關(guān)技術(shù)標準的實施。

6、負責(zé)鉆井隊技術(shù)培訓(xùn),組織和實施鉆井新技術(shù)、新工藝的推廣與應(yīng)用;負責(zé)計算機管理。

7、負責(zé)鉆井施工質(zhì)量控制,執(zhí)行相關(guān)QHSE體系標準。

8、嚴格執(zhí)行井控管理制度,負責(zé)組織現(xiàn)場井控設(shè)備的安裝、試壓、維護工作,負責(zé)現(xiàn)場防噴演習(xí)的組織和講評工作。

9、負責(zé)審查工程班報表,填寫井史,收集、整理、保管各項工程技術(shù)資料并按時上報;嚴格執(zhí)行每日匯報制度。