一、引言海上鉆井是一項高投入、高風險的特殊作業,具有多學科性、復雜性、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的監測與控制給鉆井技術研究和實施作業提出了更高的要求。基于海上鉆井平臺受氣候、海域、運輸等不利條件影響,具有不同于陸地鉆井的獨特風險性,要求管理、設計、技術、施工等人員具有強烈的責任心、做到精心設計、精心組織、精心施工,確保井下、設備、人員的安全。二、含硫氣田的分布與開發1、行業標準國際上: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:現行石?油行業標準SY/T6168《氣藏分類》規定: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,幾乎各產油大國都有含H2S氣田。目前已發現具有工業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%。目前國內仍以四川盆地含硫氣田分布最為廣泛。盆地內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發現的渡口河、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、開發現狀在勘探開發高含硫氣田中,法國、加拿大、美國、俄羅斯和伊朗等國,積累了豐富經驗。(1)法國拉克氣田H2S含量為15.4%,CO2含量為9.5%,1957年投產,生產至今。已累積產氣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45年,最高年產氣490×108m3,目前年產氣180×108m3。4、目前為止,四川地區有測試依據的高溫、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井關井井口壓力103.42MPa未穩,由于井口受限,未能繼續關井,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是一種神經毒劑,亦為窒息性和刺激性氣體,一旦發生泄漏,不僅影響高含硫氣井平穩開發,還將危及人和環境安全,其濃度為150ppm(225mg/m3)時就會刺激人眼、呼吸道,麻痹嗅覺神經,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、地質構造復雜,不易判斷無論前期勘探資料多么豐富,不同區塊及相鄰井位所鉆地質構造均有所不同,設計書中不能概述全部的風險,特別是碳酸鹽巖裂縫性氣藏深井,縱向上普遍存在多產層多壓力系統,由于套管程序的限制,往往造成同一裸眼井段出現噴漏復雜情況。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、環保風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,一旦發生油、氣井井噴,人員的生命和國家重大資產將面臨巨大威脅,如果大量原油或H2S泄露將給環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百人死亡,數萬人員撤離,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境污染,BP公司面臨巨額損失。3、氣井井控風險壓力大(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。據有關統計,在一百多井次中,從發現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,而且來勢兇猛,容易失控。(2)天然氣井關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、井噴臨時關井壓力高,完井后井口關井壓力也高。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,當時判斷可能鉆遇高壓油氣層,鉆井液密度1.74g/cm3(設計值:1.79—1.84g/cm3,主要原因密度低)故決定割心起鉆,循環鉆井液觀察后效,至20:45,甲方監督為了不影響巖心收獲率要求停止循環立即起鉆,起出2立柱鉆桿發現井口溢流,3—5秒鐘后井噴,噴高10m。關井15min后關井立壓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。環形防噴器刺漏,又關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,氣層鉆進中容易發生氣侵,導致平衡地層壓力的液柱壓力降低,導致井涌,甚至井噴,表層套管下入較淺時,鉆遇氣層關井易發生地下井噴,有時也表現為地面竄漏。例如羅家寨羅家2井、川東北的普光9井在發生溢流關井后,均因為表層套管下入太淺發生竄漏,附近的河流和農田溢流天然氣,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,破壞了當地的生態環境。(4)天然氣易燃、易爆、易中毒天然氣井在發生井噴后,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,影響固井質量;(2)含硫氣井,由于H2S的應力腐蝕和電化學腐蝕特性,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1、鉆前調研與設計方案論證了解施工區域地質情況,鄰井構造或鄰井鉆井與完井試油情況,并對井位周邊環境進行調查,做好《安全應急預案》,同時注意放噴地點的選擇,做好防火工作。對初步《設計方案》有一個較完善的論證審查體系和制度,組織相關專家和部門,對初步《設計方案》進行審查,確定最終的《設計方案》。2、分析《鉆井地質與工程設計》(1)地質設計方面重點:地層壓力(孔隙壓力、破裂壓力、坍塌壓力)預測的準確性;儲層的類型;地層流體性質(包括H2S含量);可能存在的復雜情況及地質家初步確定的完井方式。(2)工程設計方面重點:井身結構設計,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,降低井筒風險。(3)鉆井液密度設計:按各裸眼井段中最高地層壓力當量密度值附加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、密度高于設計地層壓力當量鉆井液密度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值對電化學失重腐蝕和硫化物應力腐蝕的影響都較大,當PH9時,就很少發生硫化物應力腐蝕。而隨PH值的降低,電化學失重腐蝕增加,因此在鉆開含硫地層后,鉆井液的PH值應始終控制在9.5以上。3、鉆柱設計?(1)鉆桿材質選擇:加大壁厚,內外有防腐涂層。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,必須調整鉆井液性能以防止H2S腐蝕。另外溫度對硫化物應力腐蝕開裂的影響較大,當溫度升高到一定(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節,從而導致安全風險的存在。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、井控設計(1)井口選擇及試壓要求:井口選擇一般是根據地層壓力確定。川慶做法:地面控制系統,主要按照SY/T6616—2005《含硫油氣井鉆井井控裝置配套、安裝和使用規范》和SY/T5964—2003《鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與維護》施行,防噴器組合從上至下:環形、半封、剪切、雙閘板(上全封、下半封)、雙四通、套管頭。節流、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:應在不超過套管抗內壓強度80%的前提下,環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、鉆井作業過程中以井控為重點的安全措施(1)明確局級、事業部、鉆井平臺三級井控管理機構及職責,在處理突發、應急事件時便于指揮、協調。落實應急放噴、點火、撤離權限。(2)鉆井平臺必須按照《石油天然氣鉆井健康、安全與環境管理體系指南》(SY/T6283-1997)的要求制定切實可行的《安全應急預案》,由上級部門審批,H2S含量超過100g/m3應請局級部門審批把關。并與當地政府有關部門銜接,形成地企聯動的應急救援體系。(3)進入含硫氣層前,除鉆井平臺和其他專業化服務隊伍要進行應急預案的學習、演練外,還要編制《單井應急救援預案手冊》向可能危及范圍內其他人員設施,進行H2S安全知識和遇緊急情況時的應急溝通,提出緊急情況下的安全撤離要求,并進行演練。(4)現場油氣顯示的檢測與監控:及時發現溢流,及時關井,及時壓井是搞好含硫油、氣井井控工作的三個重要環節。要求對地質綜合錄井儀;鉆井液液面自動監測報警儀(監測溢流井漏);鉆井液液面人工“坐崗”觀測鉆井液體積的變化;產層中鉆進作業,每次起鉆前的短程起下鉆檢測井內壓力平衡情況等基礎工作做細抓嚴。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、鉆井液循環罐區等區域分別安裝有足夠數量的H2S和可燃氣體探頭,相關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。作業區域都按人員數量配置了正壓式空氣呼吸器,要加強檢查和保養,隨時備用。H2S伴隨著油氣資源同時出現,具有較大的風險,通過實施合理的鉆井技術,可以規避風險。在裝備、工具符合環境特點,加強提高人員素質,嚴格執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,就會實現安全鉆井的目的。

篇2:鉆井副隊長崗位安全責任制

1、協助隊長負責井隊生產、經營、行政、設備、QHSE管理工作;隊長不在時履行隊長職責。

2、具體負責本隊設備管理。掌握本隊設備動態,設備運轉狀況,設備完好狀況,制定設備管理及維修保養措施,確保設備正常運行;負責組織本隊設備管理檢查評比,提出獎懲意見;負責向公司匯報本隊設備管理情況。

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

4、檢查和監督各班組生產過程中的QHSE管理及生產組織情況,及時解決施工期間存在的QHSE管理及生產中出現的問題,對違章人員進行制止、教育和處理。對發生的設備事故和人員事故負責組織分析,調查事故經過和原因,及時填寫上報事故報告(表)。

5、負責對崗位職工進行環保知識和污染防治技術的教育與培訓,對施工現場、生活區環境及鉆井隊“三廢”處理情況進行監督、檢查。

6、負責本隊的修舊利廢工作。

7、協助隊長認真貫徹執行相關質量體系標準,及時匯報鉆井生產中的質量問題,按糾正措施組織實施,負責本隊QHSE活動記錄。

8、負責隊里安排的其他工作。

篇3:鉆井工程師（技術員）崗位安全責任制

1、負責鉆井隊技術、工程資料、新技術及新工藝的推廣與應用、技術培訓、鉆井工程質量工作。

2、負責鉆井隊技術管理,保證甲方和工程技術部門各項技術指令和安全技術措施的貫徹落實,并負責鉆井技術交底工作。

3、根據甲方下達的地質、工程設計書,負責制定施工計劃和技術措施。

4、負責鉆具、鉆頭的管理,鉆井參數儀、自動記錄儀、測斜儀的使用、檢查及維護,參與設備安裝質量的檢查、校正和驗收工作。

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

6、負責鉆井隊技術培訓,組織和實施鉆井新技術、新工藝的推廣與應用;負責計算機管理。

7、負責鉆井施工質量控制,執行相關QHSE體系標準。

8、嚴格執行井控管理制度,負責組織現場井控設備的安裝、試壓、維護工作,負責現場防噴演習的組織和講評工作。

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