涪陵页岩气范文

涪陵页岩气范文（精选9篇）

涪陵页岩气 第1篇

改革开放以来, 中国经济持续高速增长, 人民生活水平不断提高, 居民生活质量越来越受到政府和社会的关注, 社会主义新农村建设与和谐社会建设也提出了如何提高农村居民生活质量的问题[1]。

经济的发展对能源的需求量也大幅度的提升, 新能源开发成为关系到国计民生的重大问题。由于页岩气作为一种新型清洁高效能源受到国内外的广泛关注[2]。中国政府已将其视为继小水电、风能和太阳能等可再生能源之后的又一重要能源发展战略, 并且已经出台了一系列政策措施旨在培育页岩气产业[3]。但是我国页岩气的开采还处于摸索的初期, 环境保护措施还不完善, 会对开采地区的环境产生一定影响。

如果将价值工程的理念予以变形那么所谓的页岩气环保满意度就是:

V=F/C即页岩气环保满意度=开发页岩气带来的环保效应 (F) /开发页岩气环境损耗 (C)

也就是说, 如果页岩气开发带来的环保效应远远大于页岩气开发带来的环境损耗就认为, 这样的开发是具有高满意度的, 反之则不然。显然开发页岩气能够改变地区的能源消费结构, 进而起到环保的作用, 但是页岩气在开采过程中可能会带来相关的环境问题, 如大气污染和气候影响, 包括有毒气体的排放和造成温室效应等, 页岩气的主要成分甲烷是导致温室效应的气体之一;同时, 页岩气的燃烧以及钻井设备都会释放大量的有毒气体。限于文章篇幅, 本文仅就开发页岩气环境损耗对满意度的影响进行初步分析。

为了了解页岩气开发对当地居民的环境满意度的影响, 论文以重庆涪陵页岩气开采地区居民环境满意度为实证研究对象, 通过SPSS数据分析软件对调研数据进行分析, 并提出相应的对策和建议。

2 重庆涪陵地区居民环保满意度现状及分析

针对重庆涪陵区焦石坝页岩气开发点周边的居民, 发放问卷180份, 有效问卷174份, 有效率97%。其中男性106人, 女性68人。为了保证问卷具有代表性和有效性, 调查了各个年龄段的居民, 其中已婚占总数比例为87.36%, 未婚占总数比例为12.64%, 调查对象年龄主要集中在中年阶段, 学历为小学及以下、初中、高中或中专的将近占了85%。

2.1 居民对所在地环境质量的感知状况与居民对页岩气的了解程度的关系

在针对页岩气了解程度与感知程度的选题中, 55%的受访者选择了知道一点的选项。只有23%的调查对象对当前居住环境满意, 而24.1%的调查对象对当前居住环境不满意。

从表1可以看出r=-0.12, 其绝对值大于0, 小于0.3, 即说明, 居民对页岩气的了解程度和居民对所在地环境质量的感知状况存在微弱相关。P=0.267>0.05, 即两者不存在显著性相关。

2.2 不同性别、文化程度、职业对页岩气的了解程度和对环境质量的感知状况

在对页岩气了解程度这一选项中, sig=0<0.05, 说明不同性别、文化程度、职业对页岩气的了解程度存在显著性差异。在对环境质量的感知这一选项中, sig=0.059>0.05, 说明在不同性别、文化程度、职业下对环境质量的感知状况没有存在显著性差异, 如表2。

2.3 居民对环保工作的看法与对未来环保工作的期望

影响涪陵地区居民环保满意度的主要原因体现在开采页岩气过程中的水污染、噪声干扰、空气污染等方面。地下水污染, 非常规天然气开发过程中的来自地层的流体、压裂液及天然气 (甲烷) 可能窜入水层并且对水层带来不利的影响, 尤其是在大规模的压裂和返排作业过程中, 这种影响的可能性更大[4]。

地表水污染。页岩气井的产出液、压裂液、常规钻井操作和意外的井喷都很有可能导致地表水遭到严重污染。局部水资源短缺的问题, 页岩气的开采需要大量的水资源。据悉, 压裂每口页岩气井大约需耗费15142立方米水[5]。所以在开采页岩气的过程中导致部分地区水资源短缺。

开采页岩气过程产生的噪声让居民有时无法忍受, 如气田平台的采气设备, 另外基础设施的建设过程也对居民产生严重的噪声干扰, 如钻井或者安装运输页岩气管道。另外分别有32.2%和28.7%的调查对象认为开采页岩气不同程度的对空气造成了污染和对生态造成一定的破坏。在居民对开采页岩气项目最关心的问题调查中, 62.5%的调查者最关心环境保护, 调查者中41.7%对相关单位所采取的环保措施满意。

**在.01水平 (双侧) 上显著相关.

从表3可以看出r=-0.594, 其绝对值大于0.5, 即说明居民对环保工作的看法与对未来环保工作的期望存在显著相关, 其负号说明两者存在显著的负相关, 根据调查问卷的设置, 可以看出对环保工作持支持态度的人越希望能切实解决污染的根本问题。

P=0.04<0.05, 即两者存在显著性相关。

3 环境满意度的对策

针对页岩气开采过程中出现的各种环境污染问题, 我国在开发页岩气资源的时候要充分考虑到环境的保护和治理。应当借鉴国外已有的管理办法和引进国外环境治理的先进技术。要做到坚持开发与生态保护并重原则, 在人民生活水平显著提高的今天, 居民对国家、企业从事能源开发的满意度越来越受到重视。所以, 进行能源开发不应该只是关注到它带来的经济效益, 更应该把可能带来的环境问题降至最低。

开发页岩气, 首先必须完善相关的环境监管法律法规, 如美国1969年通过的《国家环境政策法》, 加拿大石油生产商协会 (CAPP) 2011年9月8日宣布的《页岩气开发水力压裂技术指导》。建立科学全面的指标体系, 监测页岩气井场及气田附近区域的饮用水、空气、土壤、生物等特征, 及时预警和预报, 对于有环境破坏实际的行为要严格处理[6]。在法律层面对页岩气的开发进行监督和管理, 居民可以对开发页岩气过程中的环境问题进行举报, 保护居民赖以生存的环境。完善我国页岩气环境监管的体系与制度:首先大力推进页岩气开发环境影响评价制度体系, 实行可持续发展, 鼓励广大公众参与。然后需要构建页岩气开采环境治理保证金制度, 以此达到最大限度的减少环境污染, 并且在引起环境污染后能够及时的得到治理。最后完善页岩气环境监管的法律法规。

此外, 对页岩气开采过程中使用的套管、固井、管道等一系列仪器物资等进行专项规范管理。对那些将设备物资乱扔、乱放的行为加大处罚力度, 以此来净化页岩气的开发环境。

最后, 针对页岩气开发释放的相关气体制订严密的气体排放监测计划, 监测包括页岩气开发区域的各种气体及其气体排放量, 知晓释放的气体及其排放量是否对大气造成了污染, 如若监测到确实对大气造成了污染, 要第一时间找到源头, 并进行处罚、整顿。同时, 页岩气井的生产过程中会耗费大量的地表水和地下水, 这样就会影响到居民用水[7]。应该保证水资源的合理利用, 避免造成局部水资源短缺的现象。除此之外, 对地下水、地表水质量进行监测、评估, 专业的水质量监测机构进行不定期的检查, 检测不符要求的, 进行罚款并大力整顿。

4 结论

从价值工程角度分析, 页岩气开发有利也有弊, 不仅要看重它的经济效益, 同时也要注意边开发边治理, 缓解开发中造成的环境污染。居民环境满意度的调查有利于政府对环境影响居民生活质量进行评估, 有利于环境保护工作的开展, 还有利于提升居民幸福指数和为建设和谐社会做出贡献。

参考文献

[1]胡荣华, 陈琰.农村居民生活满意度统计分析—以江苏为例[J].中国农村经济, 2012 (01) :80-91.

[2]薄盛远.对页岩气开发的经济效益分析与研究[J].华北国土资源, 2014 (04) :123-124.

[3]田春秀, 冯相昭.重视环境和气候风险推进页岩气产业绿色低碳发展[J].环境与可持续发展, 2013 (02) :12-14.

[4]梁鹏, 张希柱, 童莉.我国页岩气开发过程中的环境影响与监管建议[J].环境与可持续发展, 2013 (02) :25-26.

[5]杨德敏, 夏宏, 建梅, 程方平.页岩气开发关键技术与环境问题研究现状[J].现代化工, 2014 (07) :1-3.

[6]郭小哲.页岩气资源—环境—技术协调发展对策[J].石油科技论坛, 2014 (02) :36-39.

《页岩气安全规程》（征求意见稿） 第2篇

CCS ╳ ╳╳

四 川 省 地 方 标 准 DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳

页岩气安全规程

（征求意见稿））

DB ╳╳XXXX-XX-XX 发布 XXXX-XX-XX 实施 地方标准发布部门

发 布

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ I

目

次

前言..................................................................................................................................................................II 1

范围...............................................................................................................................................................1 2

规范性引用文件...........................................................................................................................................1 3

术语和定义...................................................................................................................................................1 4

一般规定.......................................................................................................................................................2 4.1

一般管理要求......................................................................................................................................2 4.2

职业健康和劳动保护..........................................................................................................................2 4.3

风险管理..............................................................................................................................................2 4.4 安全作业许可........................................................................................................................................3 4.5 应急处理................................................................................................................................................4 5

交叉作业要求...............................................................................................................................................4 6

各环节安全要求...........................................................................................................................................5 6.1

物探......................................................................................................................................................5 6.2

钻井......................................................................................................................................................8 6.3

试气和井下作业................................................................................................................................18 6.4

采输....................................................................................................................................................24 6.5

暂闭与弃置........................................................................................................................................31 附录 A（资料性附录）页岩气开发生产交叉作业风险分类.....................................................................33

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ II 前言 本标准按照GB/T 1.1-2020给出的规则起草。

本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油化工股份有限公司西南油气分公司、中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司、中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司、四川长宁天然气开发有限责任公司、四川页岩气勘探开发有限责任公司、中国石油工程建设有限公司西南分公司。

本标准主要起草人：朱进、龚建华、杨兆亮、王锐、李静、曹权、雍崧生、陈奎、白璐、冯庆华、宋伟、徐卫强、杨盛、张健涛、朱昆、李柯江、谭龙华、陈学峰、钱成、黄宇、杨晓敏、马良、杨永华、周中、肖科、樊朝斌、昝林峰、周伟韬、覃军、周小金、黄天俊、李秋池、李倩、王智、金丽娟、刘盛兵、颜磊、唐伟、龚忠利

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 1 页岩气安全规程 1 范围 本标准规定了陆上页岩气勘探、开发生产和储运的安全要求。

本标准适用于陆上页岩气勘探、开发生产和储运。规范性引用文件 凡是引用文件内容，其最新版本（包括所有修改单）适用于本文件。术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。

3.1 交叉作业

cross-operation 页岩气同一平台内两个及以上相关方同时开展生产、施工的作业活动。

3.2 相关方

relevant parties 交叉作业相互影响的各作业方，包括生产运行单位、施工作业承包商等。

3.3 同排井与井

co-row wells and Wells

页岩气同一平台内地面井口间距小于 30m 的两口井。

3.4 排与排

different row wells and wells 页岩气同一平台内地面井口间距大于等于 30m 的两口井。

3.5 工厂化压裂

factory fracturing 对位置较为集中的多口井或丛式井组实施批量压裂作业的施工方式。

3.6 生产一体化集成装置

integrated unit 在页岩气平台上，将容器、设备、自控仪表、电气设备等按一定功能要求集成安装在整体橇座上，以实现页岩气汇集、处理、计量等功能的生产设施。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 2 4 一般规定 4.1

一般管理要求 4.1.1

贯彻落实《中华人民共和国安全生产法》，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。

4.1.2

企业应依法达到安全生产条件，取得安全生产许可证；建立、健全、落实安全生产责任制，建立、健全安全生产管理机构，设置专、兼职安全生产管理人员。

4.1.3

按相应的规定要求进行安全生产检查，对发现的问题和隐患采取纠正措施，并限期整改。

4.1.4

进行全员安全生产教育和培训，普及安全生产法规和安全生产知识。进行专业技术、技能培训和应急培训；主要负责人、安全生产管理人员、特种作业人员和其他从业人员，应经过安全生产教育和技能培训，应符合《生产经营单位安全培训规定》。

4.1.5

编制安全生产发展规划和安全生产计划，按规定提取、使用满足安全生产需求的安全专项费用，改善安全生产条件。

4.1.6

工程建设项目工程设计、施工和工程监理应由具有相应资质的单位承担；承担石油天然气工程建设项目安全评价、认证、检测、检验的机构应当具备国家规定的资质条件，并对其做出的安全评价、认证、检测、检验的结果负责；建设单位应对其安全生产进行监督管理。

4.1.7

建立设备、物资采购的市场准入和验收制度，设备采购、工程监理和设备监造应符合国家建设工程监理规范的有关要求，保证本质安全。

4.1.8

在工程建设项目投标、签约时，建设单位应对承包商的资质和安全生产业绩进行审查，明确安全生产要求，在项目实施中对承包商的安全生产进行监督管理，符合石油工程技术服务承包商健康安全环境管理的基本要求。

4.1.9

钻井和井下作业应配备井控装置和采取防喷措施；使用电气设备应符合防火防爆安全技术要求；配备消防设施、器材；制定火灾爆炸应急预案。井场布置应符合井场布置技术要求，平面布置和防火间距应符合防火设计规范的要求。

4.1.10

发生事故后，应立即采取有效措施组织救援，防止事故扩大，避免人员伤亡和减少财产损失，按规定及时报告，并按程序进行调查和处理。

4.2

职业健康和劳动保护 4.2.1

企业应制定保护员工健康的制度和措施，对员工进行职业健康与劳动保护的培训教育。

4.2.2

应按要求对有害作业场所进行划分和监测；对接触职业病危害因素的员工应进行定期体检，建立职业健康监护档案。

4.2.3

不应安排年龄和健康条件不适合特定岗位能力要求的人员从事特定岗位工作。

4.2.4

应建立员工个人防护用品、防护用具的管理和使用制度。根据作业现场职业危害情况为员工配发个人防护用品以及提供防护用具，员工应按规定正确穿戴及使用个人防护用品和防护用具。

4.3

风险管理

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 3 4.3.1

鼓励建立、实施、保持和持续改进与生产经营单位相适应的安全生产管理体系。应对作业活动和设备设施、生产运行实施风险管理，并对承包商的活动、产品和服务所带来的风险和影响进行管理。

4.3.2

风险管理要求 4.3.2.1

全员参与风险管理； 4.3.2.2

对生产作业活动全过程进行危险因素辨识，对识别出来的危险因素依据法律法规和标准进行评估，划分风险等级； 4.3.2.3

按照风险等级采取相应的风险控制措施，风险控制的原则应符合“合理实际并尽可能低”； 4.3.2.4

危险因素及风险控制措施应告知参与作业相关方及所有作业人员； 4.3.2.5

风险管理活动的过程应形成文件。

4.3.3

风险管理过程应包括危险因素辨识、风险评估、制定风险控制措施，其基本步骤包括：

a)划分作业活动； b)辨识与作业活动有关的所有危险因素； c)评价风险； d)依据准则，确定出不可容许的风险； e)制定和实施风险控制措施，将风险降至可容许程度； f)评审。

4.3.4

设定风险管理目标和指标，制定风险管理的方案、计划或控制措施。

4.3.5

对关键作业活动，建立风险控制程序或制度。

4.3.6

石油天然气生产作业中的关键设施的设计、建造、采购、运行、维护和检查应按规定程序和制度执行，并充分考虑设施完整性的要求。

4.4 作业许可 4.4.1

易燃易爆、有毒有害作业等危险性较高的作业应建立作业许可管理制度，实施分级控制，明确作业许可的申请、批准、实施、变更及关闭程序。

4.4.2

作业许可内容 4.4.2.1

作业时间段、作业地点和环境、作业内容； 4.4.2.2

作业风险分析； 4.4.2.3

确定安全措施、监护人和监护措施、应急措施；

4.4.2.4

确认作业人员资格； 4.4.2.5

作业负责人、监督人以及批准者、签发者签名； 4.4.2.6

作业许可关闭、确认； 4.4.2.7

其他。

4.4.3

作业许可相关文件只限所批准的时间段和地点有效，未经批准或超过批准期限禁止作业，作业许可主要内容发生变化时应按程序变更。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 4 4.5 应急管理 4.5.1

应系统地识别和确定潜在风险，并充分考虑作业内容、环境条件、设施类型、应急救援资源等因素，编制突发事件应急预案。

4.5.2

应急预案的编制应符合国家现行标准关于生产安全事故应急预案编制的要求；在制定应急预案时，应征求相关方的意见，并对应急响应和处置提出要求；当涉及多个单位联合作业时，应急预案应协调一致，做到资源共享、应急联动；应急预案应按规定上报。

4.5.3

建立应急组织机构，配备专职或兼职应急人员或与专业应急组织机构签定应急救援协议，配备相应的应急救援设施和应急物资等资源。

4.5.4

当发生事故或出现可能引发事故的险情时，应按应急预案的规定实施应急响应和处置，防止事态扩大，控制衍生事故，避免人员伤亡和减少财产损失。

4.5.5

当发生应急预案中未涉及的事件时，现场人员应及时向主要负责人报告，主要负责人应确定并采取相应的措施，并及时上报。

4.5.6

进行应急培训，员工应熟悉相应岗位应急要求和措施；定期组织应急演习及效果评估，并根据实际情况对应急预案进行修订。交叉作业要求 5.1

交叉作业前应开展作业风险评估，按照重大风险、高风险、中低风险进行分类管理（参见附录 A）。

5.1.1

禁止重大风险类交叉作业。

5.1.2

高风险类交叉作业应采取关（停）相关方生产（作业）设施等风险控制措施，降低或消减交叉作业风险。

5.1.3

中低风险类交叉作业应采取风险控制或消减措施。

5.2

开展交叉作业，建设单位应指派现场代表（包括甲方监督或监理等人员）进行协调和监管，统筹各项作业活动，督促落实安全措施。各作业单位应指定现场负责人，并接受现场代表的监管。

5.3

交叉作业前，建设单位应组织相关方分析作业活动的各项风险，明确危险区域，制定控制措施，编制交叉作业方案和应急处置方案，指定主体责任单位，划分管理范围，明确管理职责。

5.4

交叉作业前，建设单位应组织相关方签订健康安全环境（HSE）管理协议，明确管理界面和安全责任。

5.5

交叉作业前，建设单位应组织相关方召开安全作业联合办公会，对交叉作业方案、应急处置方案进行交底。交叉作业前应开展现场联合应急演练。

5.6

交叉作业过程中，现场代表应每日组织各相关方对现场进行联合检查并召开工作协调例会。

5.7

交叉作业现场应设置警戒线，限制无关人员进入施工现场。

5.8

各作业单位宜根据作业活动的危险程度，采取物理措施对属地进行隔离。对危险区域和设备设施

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 5 应进行防护和警戒，并设置警示标识。

5.9

交叉作业现场应设置视频监控，减少人员在现场的活动频次。

5.10

发生突发事件，现场应立即停止作业，启动应急处置方案。各环节安全要求 6.1

物探 6.1.1

施工设计原则及依据 6.1.1.1

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，进行危险源辨识和风险评估，编制踏勘报告。

6.1.1.2

根据任务书、踏勘报告，编写施工设计，并应对安全风险评估及工区内易发事故的点源提出相应的安全预防措施，施工单位编制应急预案。

6.1.1.3

施工设计应按程序审批，如需变更时，应按变更程序审批。

6.1.2

地震队营地设置与管理 6.1.2.1

营地设置原则，应符合下列要求：

a)营区内外整洁、美观、卫生，规划布局合理； b)地势开阔、平坦，考虑洪水、泥石流、滑坡、雷击等自然灾害的影响； c)交通便利，易于车辆进出； d)远离噪声、剧毒物、易燃易爆场所和当地疫源地； e)考虑临时民爆器材库、临时加油点、发配电站设置的安全与便利； f)尽量减少营地面积； g)各种场所配置合格、足够的消防器材； h)远离野生动物栖息、活动区。

6.1.2.2

营地布设，应符合下列要求：

a)营房车、帐篷摆放整齐、合理，间距不小于 3m，营房车拖钩向外； b)营地应合理设置垃圾收集箱(桶)，营地外设垃圾处理站(坑)； c)发配电站设在距离居住区 50m 以外； d)设置专门的临时停车场，并设置安全标志； e)临时加油点设在距离居住地 100m 以外； f)营区设置标志旗(灯)，设有“紧急集合点”，设置应急报警装置。

6.1.2.3

营地安全 6.1.2.3.1

用电安全，应符合下列要求：

a)应配备持证电工负责营地电气线路、电气设备的安装、接地、检查和故障维修； b)电气线路应有过载、短路、漏电保护装置；

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 6 c)各种开关、插头及配电装置应符合绝缘要求，无破损、裸露和老化等隐患； d)所有营房车及用电设备应有接地装置，且接地电阻应小于 4Ω； e)不应在营房、帐篷内私接各种临时用电线路。

6.1.2.3.2

发配电安全，应符合下列要求：

a)发电机组应设置防雨、防晒棚，机组间距大于 2m，交流电机和励磁机组应加罩或有外壳； b)保持清洁，有防尘、散热、保温措施，有防火、防触电等安全标志； c)接线盒要密封，绝缘良好，不应超负荷运行； d)供油罐与发电机的安全距离不小于 5m，闸阀无渗漏，罐口封闭上锁； e)发电机组应装两根接地线，且接地电阻小于 4Ω； f)机组滑架下应安装废油、废水收集装置，机组与支架固定部位应防振、固牢； g)排气管应有消音装置。

6.1.2.3.3

临时加油点安全，应符合下列要求：

a)临时加油点四周应架设围栏，并设隔离沟、安全标志和避雷装置； b)临时加油点附近无杂草、无易燃易爆物品、无杂物堆放，应配备灭火器，防火砂等； c)加油区内严禁烟火，不应存放车辆设备，不应在高压线 30m 内设置临时加油点； d)储油罐无渗漏、无油污，接地电阻小于 10Ω，罐盖要随时上锁，并有专人管理； e)油泵、抽油机、输油管等工具摆放整齐，有防尘措施。

6.1.2.3.4

营地卫生，应符合下列要求：

a)定期对营区清扫、洒水，清除垃圾； b)做好消毒及灭鼠、灭蚊蝇工作； c)营区应设有公共厕所，并保持卫生； d)员工宿舍室内通风、采光良好，照明、温度适宜，有存衣、存物设施。

6.1.3

地震队现场施工作业 6.1.3.1

安全通则：

a)生产组织人员不应违章指挥；员工应自觉遵守劳动纪律，穿戴劳动防护用品，服从现场监督人员的检查； b)检查维护好安全防护装置、设施；发现违章行为和隐患应及时制止、整改； c)特种作业人员应持证上岗操作； d)穿越危险地段要实地察看，并采取监护措施方可通过； e)炎热季节施工，做好防暑降温措施；严寒地区施工，应有防冻措施；雷雨、暴风雨、沙暴等恶劣天气不应施工作业； f)在苇塘、草原、山林等禁火地区施工，禁止携带火种，严禁烟火，车辆应装阻火器。

6.1.3.2

测量作业应符合下列要求：

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 7 a)应绘制所有测线的测线草图，标明测线经过区域地下和地面的重要设施，如高压线、铁路、桥梁、涵洞、地下电缆等社会和民用设施； b)在高压供电线路、桥梁、堤坝、涵洞、建筑设施区域内设置炮点应符合安全距离的要求； c)测量人员通过断崖、陡坡和岩石松软危险地带或有障碍物时应有安全措施。

6.1.3.3

钻井作业应依据钻机类型制定相应操作规程，并认真执行。钻井过程中还应执行以下要求；: a)炮点周围无障碍物，25m 内无高压电线，8m 内无闲杂人员。炮点与附近的重要设施安全距离不足时，不应施工，并及时报告； b)钻机转动、传动部位的防护罩应齐全、牢靠。运转过程中，不应对运转着的零部件扶摸擦洗、润滑、维修或跨越。不应用手调整钻头和钻杆，钻杆卸扣时应停机后用专用工具或管钳卸扣； c)车载钻机移动应放倒井架，用锁板锁死，收回液压支脚。行驶过程中，钻机平台不应乘人，不应装载货物，应注意确认道路限制高度标志。过沟渠、陡坡或上公路时，应有人员指挥； d)山地钻机搬运应按分体拆散规定进行，搬迁应有专人指挥带路，协作配合，遇危险路段应有保护措施。山体较陡时，应采取上拉方法搬运，人员不应在钻机下部推、托； e)雷雨、暴风雨和沙暴等恶劣天气停止一切钻井作业，并放下井架。

6.1.3.4

可控震源作业应依据可控震源的类型制定相应操作规程，作业过程中还应执行以下规定：

a)可控震源操作手应取得机动车辆驾驶证和单位上岗证书，并掌握一般的维修保养技能方可独立操作； b)震源车行驶速度要慢、平稳，各车之间距离至少 5m 以上，不应相互超车。危险地段要绕行，不应强行通过； c)服从工程技术人员指挥； d)震源升压时，10m 内任何人不应靠近； e)震源工作时，操作人员不应离开操作室或做与操作无关的事。震源车行驶时，任何人不应在震源平台或其他部位搭乘。

6.1.3.5

采集作业应符合下列要求：

a)工程技术人员下达任务时，应向各班组提供一份标注危险地段和炮点附近重要设施的施工图； b)检波器电缆线穿越危险障碍时(河流、水渠、陡坡等)，应采取保护措施通过。穿越公路或在公路旁施工时，应设立警示标志； c)做好放炮警戒的监视工作，发现异常情况应立即报告爆炸员或仪器操作员，停止放炮； d)放线工间歇时，不应离岗，注意测线过往车辆； e)在行驶中的车辆大箱内不应进行收、放线作业； f)仪器车行驶应平稳，控制车速，不应冒险通过危险地段。

6.1.3.6

特殊地区、特种作业和车辆行驶安全要求，应符合石油物探地震队健康、安全与环境管理的规定。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 8 6.1.4

民用爆破器材管理 6.1.4.1

涉爆人员应经过单位安全部门审查，接受民用爆破器材安全管理知识、专业技能的培训，经考核合格取得公安机关核发的相关证件，持有效证件上岗。

6.1.4.2

民用爆破器材的长途运输单位，应持政府主管部门核发相应证件；运输设备设施达到安全要求后按有关部门指定的路线和时间及安全要求运输。中途停宿时，须经当地公安机关许可，按指定的地点停放并有专人看守；到达规定地点后，按民用爆破器材装卸搬运安全要求和程序装卸搬运。

6.1.4.3

临时炸药库应符合以下要求：

a)与营区、居民区的距离应符合地震勘探民用爆破器材安全管理的要求，并设立警戒区，周围加设禁行围栏和安全标志，配备足够的灭火器材； b)库区内干净、整洁无杂草、无易燃物品、无杂物堆放，炸药、雷管分库存放且符合规定的安全距离； c)爆破器材摆放整齐合理、数目清楚，不超量、超高存放，雷管应放在专门的防爆保险箱内，脚线应保持短路状态，有严格的安全制度、交接班制度和 24h 值班制度：

d)严格执行爆破器材进出账目登记、验收和检查制度，做到账物相符； e)严禁宿舍与库房混用或将爆破器材存放在宿舍内。

6.1.4.4

取得有效的《民用爆破器材使用许可证》方准施工，应按规定程序和安全要求进行雷管测试、炸药包制作、下井、激发及善后处理等工作，并符合地震勘探民用爆破器材安全管理的要求。

6.2

钻井 6.2.1

钻井设计 6.2.1.1

设计原则和依据 6.2.1.1.1

钻井设计应由认可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

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，并应对地质设计中的风险评估、安全提示及所采用的工艺技术等制定相应的安全措施。

6.2.1.2

钻井地质设计 6.2.1.2.1

应提供区域地质资料、本井地层压力、漏失压力、破裂压力、坍塌压力，地层应力、地层流体性质等的预测及岩性剖面资料。

6.2.1.2.2

应提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料，并特别注明含硫化氢、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

应对拟定井位周围 5000m、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。

6.2.1.2.4

应根据产层压力和预期产量，提出各层套管的合理尺寸和安全的完井方式。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 9 6.2.1.3

钻井工程设计 6.2.1.3.1

井身结构设计应符合下列规定：

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 6.2.1.3.9a)的规定。

6.2.1.3.2

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，并根据岩性特点选用不同的随钻监测地层压力方法。

6.2.1.3.3

钻井液设计应符合下列规定：

a)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； 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孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另附一个安全附加值：气井为 0.07g/cm 3 ~0.15g/cm 3 或者控制井底压差 3.0MPa~5.0MPa。

f)垂深小于 3500m 的页岩气建产井单井储备 80m 3 加重钻井液，同时储备 50t 加重材料；页岩气评价井、垂深等于或大于 3500m 的页岩气井储备不低于 1 倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配置不低于 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

井控装置应符合下列规定：

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)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； f)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； g)区域探井、高压油气井、高含硫油气井目的层段钻井作业中，应安装剪切闸板。

6.2.1.3.5

应配齐钻具内防喷工具、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，以满足井控技术的要求。

6.2.1.3.6

探井、高压气井应配备液气分离器。

6.2.1.3.7

根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期修井作业等的需要，选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 10 6.2.1.3.8

在可能含硫化氢地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的相应安全和技术措施。

6.2.1.3.9

固井设计 a)套管柱设计应符合下列规定：

——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 1.8 以上； ——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； ——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； ——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； ——套管柱上串联的各种工具、部件都应满足套管柱设计要求，且螺纹应按同一标准加工； ——固井套管和接箍不应损伤和锈蚀。

b)水泥浆及固井工艺设计应符合下列规定：

——各层套管都应进行流变学注水泥浆设计，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； ——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； ——有特殊要求的气井各层套管水泥浆应返至地面，未返至地面时应采取补救措施； ——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憋回压等措施，确保固井质量； ——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； ——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； ——优化水泥浆体系，优选防气窜水泥添加剂，防止气窜； ——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。

6.2.1.3.6

井眼轨迹设计应符合下列规定：

——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； ——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。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 11 6.2.2

井场布置 6.2.2.1

井位选定后，应进行浅层地质勘探，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。

6.2.2.4

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。

6.2.2.5

方（圆）井深度应满足钻机平移及后续作业要求。

6.2.2.6

放喷管线点火口、分离器排气管线点火口严禁设置在井场大门方向。

6.2.2.7

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。

6.2.2.8

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。两个点火口间距不少于 50m，且火焰方向夹角不得小于 90°。

6.2.2.9

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。

6.2.2.10

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 6.2.3.1

多台钻机不应同时搬安或平移作业。同平台作业钻机有固井、压井、电缆测井等作业活动，钻机不宜搬安或平移作业。

6.2.3.2

多钻机丛式井组钻机平移要求：

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、固定钻台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

钻井作业 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，并划定测试安全区域；放喷测试期间，平台内不宜动火作业。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 12 6.2.4.3

采用油基钻井液钻井时，应满足以下要求：

a）进入油基钻井液循环罐区人员宜佩戴口罩； b）分别在钻台、泵房、除砂除泥一体机、上水罐处配置防爆风扇，保证良好通风，防止油蒸气聚集； c）油基钻井液作业队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。

6.2.4.4

页岩气钻井过程中经过含硫化氢地层时，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 4m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。

6.2.4.6

防喷管线必须使用硬制管线。

6.2.4.7

井控装置的使用要求 6.2.4.7.1

环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况下不用来封闭空井。

6.2.4.7.2

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。

6.2.4.7.3

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，锁紧和解锁都应先到底，然后回转 1/4 圈至 1/2 圈。

6.2.4.7.4

环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不大于14MPa的情况下，允许以不大于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。

6.2.4.7.5

当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器。

6.2.4.7.6

不应用打开防喷器的方式来泄井内压力。

6.2.4.7.7

检修装有铰链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。

6.2.4.7.8

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）。

6.2.4.7.9

井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。

6.2.4.7.10

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。

6.2.4.7.11

平行闸板阀开、关到位后，应回转 1/4 圈至 1/2 圈，不允许半开半闭和作节流阀用。

6.2.4.7.12

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。

6.2.4.7.13

井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

6.2.4.7.14

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。

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 13 6.2.4.8

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）钢弯头，同时预留至少 2m 的安装空间。垂深小于 3500m 的页岩气建产井同时接好节流管汇端和压井管汇端两条放喷管线，放喷管线每年探伤检测一次；页岩气评价井、垂深等于或大于 3500m 的页岩气井放喷管线每口井开钻前探伤检测一次。

6.2.4.9

井架、防喷器等设备应定期维护、保养、检测。

6.2.4.10

钻开油气层前的准备和检查验收 6.2.4.10.1

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。

6.2.4.10.2

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（钻井公司和油气田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。

6.2.4.11

油气层钻井过程中的井控作业 6.2.4.11.1

钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。当发现设计与实际不相符时，应按审批程序及时申报，经批准后才能修改。但若遇紧急情况，钻井队可先处理，再及时上报。

6.2.4.11.2

发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。

6.2.4.11.3

每只钻头入井开始钻进前以及每班白班开始钻进前，都要以 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。

6.2.4.11.4

下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：

a）钻开油气层后第一次起钻前； b）溢流压井后起钻前； c）钻开油气层井漏堵漏后起钻前； d）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前； e）井内钻井液密度降低后起钻前； f）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。

6.2.4.11.5

短程起下钻的两种基本做法：

a）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； b）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。

6.2.4.11.6

起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施：

a）保持钻井液有良好的造壁性和流变性； b）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 ；

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 14 c）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； d）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； e）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； f）起钻完应及时下钻，不应在空井情况下进行设备检修； g）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。

6.2.4.11.7

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。

6.2.4.11.8

加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。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。要求：

a）钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并做好记录； b）起下钻中注意观察、记录、核对起出（下入）钻具体积和灌入（流出）钻井液体积；观察悬重变化以及防钻头水眼堵塞后突然打开引起的井喷。

6.2.4.11.9

钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施保持井内液柱压力与地层压力平衡以防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。

6.2.4.11.10

电测、固井、取心、中途测试应做好如下井控防喷工作：

a）电测前井内情况应正常、稳定；若电测时间长，应考虑中途通井循环再电测； b）下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板；固井全过程（起钻、下套管、固井）应保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷； c）在井口取心工具操作和岩心出心过程中发生溢流时，立即停止出心作业，快速抢接防喷钻杆或将取心工具快速提出井口，按程序控制井口；下钻时在取心工具之上必须装止回阀；下钻时按要求分段灌满钻井液，到底循环排气后开始树心钻进；取心钻进过程中，执行好坐岗制度，发现异常情况通知司钻及井队值班干部，同时现场人员立即按取心操作规程割心，上提钻具；取心井段和气层上部 300m 内严格控制起钻速度，认真核对钻井液灌量； d）中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行； e）在含硫地层，一般情况下不宜使用常规中途测试工具进行地层测试工作，若需进行时，应减少钻柱在硫化氢环境中的浸泡时间，并采取相应措施。

6.2.4.11.11

水平井段钻进预防溢流发生的措施：

a）保持井底清洁，特别是起钻前应充分循环钻井液； b）水平井段起钻过程中，应尽可能连续灌注钻井液；

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 15 c）水平井段施工应优选钻头以减少起下钻次数。

6.2.5

测井 6.2.5.1

应根据危险源辨识、风险评估，编制测井施工方案和应急预案，并按审批程序审批。

6.2.5.2

测井车接地良好，地面仪器、仪表应完好无损，电器系统不应有短路和漏电现象，电缆绝缘、电阻值应达到规定要求。

6.2.5.3

各种井口带压设备应定期进行试压，合格后方可使用。

6.2.5.4

测井作业前，队长应按测井通知单要求向钻井队详细了解井下情况和井场安全要求，召开班前会，应要求测井监督人员及相关人员参加。在作业前提出安全要求应有会议记录，并将有关数据书面通知操作工程师和绞车操作者。钻井队应指定专人配合测井施工。

6.2.5.5

测井作业时，测井人员应正确穿戴劳动防护用品。作业区域内应戴安全帽，应遵守井场防火防爆安全制度，不动用钻井队设备或不攀登高层平台。

6.2.5.6

测井施工前，应放好绞车掩木，复杂井施工时应对绞车采取加固措施，防止绞车后滑。

6.2.5.7

气井施工，发动（电）机的排气管应戴阻火器，测井设备摆放应充分考虑风向。

6.2.5.8

接外引电源应有人监护，应站在绝缘物上，戴绝缘手套接线。

6.2.5.9

绞车和井口应保持联络畅通。夜间施工，井场应保障照明良好。

6.2.5.10

在上提电缆时，绞车操作者要注意观察张力变化，如遇张力突然增大，且接近最大安全拉力时，应及时下放电缆，上下活动，待张力正常后方可继续上提电缆。

6.2.5.11

测井作业时，应协调钻井队及时清除钻台作业面上的钻井液。测井作业时，钻井队不应进行影响测井施工的作业及大负荷用电。

6.2.5.12

下井仪器应正确连接，牢固可靠。出入井口时，应有专人在井口指挥。绞车到井口的距离应大于 25m，并设置有紧急撤离通道。

6.2.5.13

电缆在运行时，绞车后不应站人，不应触摸和跨越电缆。

6.2.5.14

仪器车和绞车上使用电取暖器时，应远离易燃物，负荷不得超过 3kW，应各自单拉电源线。不应使用电炉丝直接散热的电炉；车上无人时，应切断电源。

6.2.5.15

遇有七级以上大风、暴雨、雷电、大雾等恶劣天气，应暂停测井作业；若正在测井作业，应将仪器起入套管内。

6.2.5.16

队长在测井过程中，应进行巡回检查并做记录。测井完毕应回收废弃物。

6.2.5.17

裸眼井测井 6.2.5.17.1

裸眼井段电缆静止不应超过 3min(特殊施工除外)。仪器起下速度要均匀，不应超过4000m/h，距井底 200m 要减速慢下；进套管鞋时，起速不应超过 600m/h，仪器上起离井口约 300m 时，应有专人在井口指挥，减速慢起。

6.2.5.17.2

在井口装卸放射源，应先将井口盖好。

6.2.5.18

套管井测井

DB╳╳/T ╳╳╳-╳╳╳╳ 16 6.2.5.18.1

井口防喷装置应定期进行检查、更换密封件。

6.2.5.18.2

进行生产井测井作业，打开井口闸阀前应检查井口防喷装置、仪器防掉器等各部分的连接及密封状况。

6.2.5.18.3

开启和关闭各种闸阀，应站在闸阀侧面。开启时应缓慢进行，待闸阀上下压力平衡后，方可将闸阀完全打开。

6.2.5.18.4

抽油机井测井作业，安装拆卸井口时，抽油机应停止工作，测井作业期间应有防止机械伤害措施。

6.2.5.18.5

仪器上提距井口 300m 减速，距井口 50m 时人拽电缆。经确认仪器全部进入防喷管后，关闭防掉器。拆卸井口装置前各闸阀应关严，将防喷装置内余压放净。在进行环空测井作业时，应检查偏心井口转盘是否灵活，仪器在油管与套管的环形空间内起下速度不应超过 900m/h。若发现电缆缠绕油管，应首先采用转动偏心井口的方法解缠。

6.2.5.19

复杂井测井 6.2.5.19.1

复杂井测井作业，应事先编制施工方案，报请主管部门批准后方可施工，施工前应与钻井队通告方案相关情况。

6.2.5.19.2

下井仪器遇阻，若在同一井段遇阻 3 次，应记录遇阻曲线，并由钻井队下钻通井后再进行测井作业。

6.2.5.19.3

仪器遇卡时，应立即通告井队并报主管部门，在解卡过程中，测井队允许的最大净拉力值不应超过拉力棒额定拉断力的 75%；如仍不能解卡，应用同等张力拉紧电缆，进一步研究解卡措施。

6.2.5.19.4

在处理解卡事故上提电缆时，除担任指挥的人员外，钻井和测井人员应撤离到值班房和车内，其他人员一律撤出井场。

6.2.5.19.5

在测井过程中，若有井涌迹象，应将下井仪器慢速起过高压地层，然后快速起出井口停止测井作业。

6.2.5.19.6

遇有硫化氢或其他有毒有害气体特殊测井作业时，应制定出测井方案，待批准后方可进行测井作业。

6.2.5.20

安全标志、检测仪器和防护用具 6.2.5.20.1

危险物品的运输应设下列警示标志：

页岩气开闸 第3篇

编者按：在能源行业，上游资源的开拓从来不缺乏竞争者。页岩气“开闸”，不同行业、不同地区、不同性质的企业揣着不同的心态，争夺逐渐被炒热的页岩气资源。

10月25日，备受瞩目的第二轮页岩气探矿权招标开标仪式在京举行。

气氛焦灼

10月25日的北京裕龙国际酒店，因为页岩气探矿权开标会的举行而热度骤增。开标会定于9：30开始，但是在8点半左右，投标企业就陆续抵达，快速分散到各省区块投标的分会场，投递标书后，找一个视线尚佳的座位等待唱标。

由于每个投标企业只能派3名代表出席开标会，企业其他人员只好目送团队成员步入会场。他们三五成群地聚集在酒店走廊里，相互交流所投区块的资源情况。休息室里分散着一些地方地勘系统的人员，他们主要为企业打工，被称为投标企业的“后援团”。还有人寻个清净角落，闷头抽烟，等待“前方”发来的投标信息。

当然，还有一些与投标无关的个人和企业，分散在会场之外。一家勘探设备和技术服务商说：“看哪家企业有希望中标，我们就递上产品资料。”还有一些从内蒙古和山西赶来的煤老板们，因为时间仓促而没来得及准备投标程序，只好在现场观望，“万一中国跟美国一样，页岩气也出现井喷发展，对我们煤炭冲击就更大了，所以还是过来学习学习为妙。”

投标会场内，紧张气氛随着时间的推移而慢慢叠加：几乎每个代表都拿着笔纸，甚至还打好了格，记录着同个区块竞争对手的唱标结果，并口算着投资经济性；由于一个企业可以投标两个区块，如果区块在不同的省份，那么代表就需要反复穿梭于不同的会场，抄写或拍录唱标信息；在酒店走廊上，偶尔有代表冲出会场，对着手机向老板汇报进度和对手唱出的明标信息，并反复提及自己的方案是科学的，这也像是给自己打气。

抢食惨烈

“今天的投标会不是激烈，而是应该用‘惨烈’来形容。”风润新能源设备有限公司的代表说出了自己的感受，在开标会当日凌晨3点半，投标团队才最终敲定暗标中的所有细节，再之前已经几天几夜没有合眼，“我们对这次投标非常重视，在区块评估上也严格谨慎。”

为了力争所投区块不会流标，在国土资源部发布招标公告到截止投标这一个月间，风润对20个区块的资源情况，进行了充分评估和优劣排序，综合权衡之下，公司决定竞标一个热度较高的区块——重庆市酉阳区块，和一个排序处于第8位的湖南省永顺区块。

风润对投标的预估没有偏离现实，重庆酉阳的区块竞争果真惨烈，有11家企业参与投标，其中有神华地勘公司、华电煤业集团、延长油矿管理局、中海油等各个油气煤行业的老大，当然还有来自重庆本土的投标企业——重庆矿业资源开发公司和重庆和威投资公司。

“央企不差钱，技术水平也有一定优势；本土企业的优势是，常年积累着当地区块的地质勘查资料，对资源条件相对熟络；而民营企业的优势是，投资更为理性，对技术风险和利润风险的把控更加敏感和精准。”风润公司代表分析称。风润是一家从事风电部件制造的民营企业，酉阳区块标书的三年投资预估额是3.46亿元。上述代表说，这个投资额相对理性，是根据3年探矿工作量而严格测算得出的。

在风润另一个战场——湖南省永顺区块开标会，虽然页岩气区块只有900多平方公里，但投标氛围同样火辣，共有7家公司角逐，国电电力以6.4亿元的投资额位列本场“标王”。

9月10日国土资源部贴出页岩气探矿权招标公告后，民间统计约有70家企业参与投标。但10月25日投标截止之时，国土资源部共接收到83家企业的152套合格投标文件。20个区块中，只有安徽一个区块因投标企业不足3家而流拍。

哗然“标王”

重庆市能源投资集团公司以17.35亿元投资额，投标了最有热度的重庆黔江区块，不仅是本场的“标王”，还力压其他18个投标区块的“标王”，成为页岩气开标会的最大“赌徒”。

“17.35亿元。”唱标人语音落定，全场哗然。在这个面积不足50平方米的小会议室，积压着最多的投资人气。川渝地区常规油气资源条件相对优越，而国内70%-80%的页岩气资源都与常规油气资源发生重叠，所以重庆黔江被普遍认为是最具投资价值的区块，有13家企业投标，“三桶油”、神华、国电、华能等央企巨头均在其中。

有企业代表瞬时沮丧：“听说之前和重庆市政府签订页岩气合作协议的企业，在评标过程中会被加分，因为区块评委可能有本土的地勘专家，而重庆能源投资集团又是当地政府大力支持的国有企业，所以势在必得。”

也有人不以为然。“投资额定得过高，往往有炒作的嫌疑，这会给评委留下不好的第一印象，认为你只是冲标来的，并没有对区块做好充分的评估并制定合理的技术路线。”

国土资源部油气中心副主任张大伟也表示，评标标准不是只看承诺勘探总投入，而是以勘探方案“合理不合理”而论。如果不合理，价格再高也不行。

在黔江区块的投标企业中，四川省能源投资集团以1.63亿成为最低的投资者，而中石化对此区块的评估投资额也只有1.75亿元，最高和最低的投资报价竟相差15亿元。按照标书，重庆能源将在1272平方公里的区块内打入31个参数井和预探井。

“这显然没有对项目进行充分的技术风险和经济性评估，企业有钱也不一定都能投出去，井开多了根本探不过来，同时上这么多人力、设备，3个月初步探测期的工作量也无法排开。”一个勘探技术服务商告诉记者。

电企虎视眈眈

发电企业是一股不容忽视的页岩气竞标势力，他们多数财大气粗，在区块竞争中下着不菲的赌注。在湖南省龙山区块会场，大唐华银电力股份公司以14亿元的投资额成为“标王”，国电英力特的赌注是8亿元。在重庆酉阳会场，华电则以13.4亿元成为最烧钱的投标企业。

一位电企代表透露，在五大发电集团中，华电集团是较早关注页岩气领域的央企，烧天然气的发电装机容量在逐年扩大，将来对天然气需求也会更大一些。

我国的发电装机主要以火电为主，受煤价制约以及不断升高的环保要求，发电企业加紧了对上游新能源的开拓步伐。页岩气开采和应用，将使发电企业在原料上有更大的选择权，气电联营模式也能提升电厂的经济效益。

发电企业的设想并非没有样本。在美国，页岩气开采已经实现产业化，其应用最广就是发电领域。天然气价格低廉，美国大量电厂在过去几年中实施了以气代煤。尽管中国页岩气开发还处于非常初级的勘探阶段，但是页岩气以大约25万亿立方米的可采资源量，还是甚得发电企业的欢心。

有动力并不代表有实力。在油气勘探和开采领域，发电企业还是个门外汉。从发电企业对区块普遍报价远高于平均报价的现象中，就可看出一二。

国电电力一位代表说，页岩气是新兴产业，在国内发展还不成熟，很多技术成本和经济效益都没有参照体，发电企业对这个领域感到很陌生，所以投标方案和标书都是交给专业的服务团队去做。“比如地勘、探井、压裂方面，就交给3个专业团队去做，最后汇总到一起，形成统一标书。”

或许这能部分解释发电企业报价偏高的原因。另一位发电企业的代表说：“我们投了重庆的区块，但报价普遍很高，公司领导派我来看一下其他区块的报价水平。这是我们不懂的东西，所以借鉴一下別人如何报价。”

（资料来源于《中国经济周刊》、《新金融观察》等）

涪陵页岩气 第4篇

关键词：页岩气,后续开发,地方经济,持续发展

当前重庆市涪陵区页岩气的开采、开发如火如荼, 继焦石片区开发成功后, 罗云、江东片区的开采、开发也进展顺利。页岩气开发短期内对地方经济发展的影响巨大, 但从长期来看其对地方经济拉动作用有限。页岩气后续开发过程中地方如何依托页岩气开发实现持续发展, 一直伴随着页岩气的开发成为关注的焦点。本课题以重庆市涪陵区焦石镇为例, 力求对这一问题进行探析。

1 页岩气开发推动了地方经济短期跨越式发展

焦石, 涪陵区一个山区小镇, 在没有发现页岩气田之前, 是一个名不见经传的弹丸之地, 全镇幅员面积166.44平方公里, 辖16个村 (社区) , 30937人, 海拔225—1372米, 典型的山区丘陵立体型气候, 镜内山多、石头多、耕地少, 森林覆盖率64%以上, 主要经济作物有水稻、玉米、杂粮、烤烟等, 改革开放之前, 焦石的经济落后, 人民生活水平低, 民间流传一句顺口溜:“涪陵焦石山旮旯, 红苕洋芋苞谷粑”。改革开放后, 尤其是自2012年大规模开采页岩气之后, 焦石的经济社会发生了翻天覆地的变化 (见表1) 。

数据来源:焦石镇人民政府。

1.1 地区生产总值实现了快速增长

2015年, 焦石镇实现地区生产总值9.92亿元, 是2012年的1.83倍;2012—2015年, 焦石镇实现地区生产总值年均增长21.17%, 高出全区同期水平9.17%;地区生产总值在涪陵区26个乡镇街道的排位中, 已由2012年的第18位上升到2015的第13位。

1.2 居民特别是农民收入实现了快速增长

页岩气的开采、开发刺激了劳务用工需求, 尤其是本地农村劳动力, 这客观上增加了农民收入。根据统计资料显示, 2015年焦石镇实现农民年人均纯收入11284元, 这比2012年多出3283元, 比全区平均水平多出195元;2012—2015年, 焦石镇实现农民年人均纯收入年均11.81%的快速增长。

1.3 消费商贸市场规模迅速扩大

2015年, 焦石镇实现社会消费品零售总额2.3亿元, 批发零售贸易销售总额2.9亿元, 餐饮住宿营业总额4200万元, 这三项指标分别比2012同期增长121.15%、150.0%和250.0%, 实现了消费商贸市场的迅速扩大。

1.4 基础设施得到了快速改善

2012—2015年, 焦石镇固定资产投入年均保持了47.4%的增长速度, 高于同期全区水平32.3%。2015年焦石镇固定资产投入首次突破10亿元, 达10.53亿元, 其规模在涪陵26个乡镇街道中位列第10位。这有力的促进了城乡居民生活基础设施的快速改善, 使得焦石镇城乡面貌焕然一新。

综上所述, 从2012年中石化进入焦石开采页岩气来, 焦石镇每年的经济发展都呈跨越式的发展。

2 长期看页岩气开发对地方经济发展拉动有限

数据来源:焦石镇人民政府。

从长期来看, 受产能瓶颈制约, 页岩气开发对地方经济发展拉动作用有限。2015年, 随着产能年50亿m3目标的顺利实现, 大规模的土建施工以及与此配套的道路、管道基础设施建设的基本结束, 页岩气开发带来的对地方经济发展短期巨大拉动作用开始减弱。从统计数据来看, 2015年焦石镇在地区生产总值、固定资产投资、地方财政收入、财政支出、劳动力资源数、农民年人均纯收入等经济指标增幅, 较之于2014年均呈现明显下降趋势 (见表2) , 这是自2012年开发以来首次出现的情况。这一基本判断, 也得到了中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司和焦石镇政府的认可。

3 依托页岩气开发促进地方经济持续发展的建议

尽管页岩气开发对地方经济发展的拉动作用有限, 但其给地方带来的社会影响力却是巨大的。正是由于页岩气的开发, “焦石”这个名不见经传的小镇才跻身为世人熟知的全球第二大页岩气田、中国国家级页岩气示范区。页岩气为焦石发展集聚了“眼球”和人气, 为焦石下一步可持续发展创造了有利条件。焦石可立足自身的资源优势, 将页岩气的开采开发为科普观光项目, 并以此为“点”带动“面”上乡村旅游发展, 从而促进地方经济持续发展。

3.1 发展路径

定位国家级能源示范区核心区, 以页岩气里程碑纪念区为特色、以焦石民歌文化元素为灵魂, 打造“国家级页岩气科普基地和山歌之乡度假区”。依靠页岩气科普展览中心和功勋井等科技纪念点, 寻找狮子石林选石、探寻双鼻洞溶洞、攀登青杠坪望夫台寻影等历史神韵, 感受白鹿民歌民俗村落体验及高山纳凉赏雪度假区休闲游。

3.1.1 建设国家级页岩气科普基地

焦页1HF功勋井是全国页岩气商业化里程碑意义的代表、并被重庆市政府命名打造、焦页30号井工厂模式为全国首创的技术革新起点井, 以及拟在焦石场镇建国家级的页岩气科普展览中心和新能源科普教育基地。建设国家级页岩气科普基地, 揭开页岩气的神秘面纱, 向大众宣传普及页岩气知识, 展示页岩气新型能源在国民经济建设中的重要地位。

3.1.2 建设焦石民歌民俗文化之乡

焦石民歌相传起源于古代巴渝民间广泛流传的一种古老民歌体裁———竹子歌 (亦称为“巴渝曲”、“巴渝辞”) , 经历代演变, 兴盛于宋元时期, 发展于明末清初时代, 蕴含着丰富的巴渝民间传统民俗资料和历史文化信息, 是弥足珍贵的非物质文化遗产。2014年, 焦石民歌被确定为市级非物质文化遗产, 目前正全力推进申报打造国家级非物质文化遗产和民歌之乡。规划筹建焦石民歌民俗文化一条街、卷洞———白鹿民歌文化村落、山寨;焦石公园设置民歌演唱基地和赛歌台、歌圩;场镇设焦石民歌民俗化展览中心。

3.1.3 建设白鹿民歌民俗文化村落体验和高山度假区

打造白鹿———卷洞片区焦石民歌民俗文化村落、山寨, 规划山歌体验、定期山歌会和篝火晚会, 沿线景点有探险双鼻洞溶洞;进入迷宫般的狮子石林选记忆石、石林中有栩栩如生的睡狮、河马石等, 神奇应天的乌龟、砚台石等;以及令人心醉的上望朝天门、下望丰都城的青杠坪望夫台等美丽传说。同时, 规划高山反季节蔬菜种植和体验园, 完善烤烟等特色产业。

3.2 措施建议

3.2.1 争取上级政策支持

争取区上统筹, 将焦石乡村旅游规划统一纳入涪陵———武陵山———白涛———焦石———大木———罗云等环线游。争取区级主管部门进一步加大对喀斯特旅游片区的饮水、农业产业、林业、经果等产业规划扶持力度, 尤其是要加大对后山乡镇旅游的用地、环保的倾斜。

3.2.2 完善基础配套设施

进一步加大焦石片区对外联通道和镇内道路的改造修建, 尤其解决因这几年来页岩气开发建设大量重型作业车辆压坏境内公路, 进一步提升焦石出入的交通水平, 构建“半小时涪陵”区域交通骨架。同时, 清理整合镇内农家乐、宾馆及特色村庄, 完善住宿餐饮等配套设施, 将其划片建设, 统一外装升级。

3.2.3 营造科普文化氛围

与全区中小学、幼儿园合作, 针对14岁以下的不同年龄层的青少年定期分批次开展不同主题的科普教育活动, 并鼓励民营的母婴机构 (早教机构) 参与, 开展亲子活动, 组织前往科普基地开展活动, 丰富亲子时光, 增强科普知识, 培养固定参观群, 营造全民科普的氛围。

3.2.4 加强招商引资力度

争取区上支持, 将焦石镇设为招商引资参观点, 吸引外来资本。可由区经信委牵头, 每年举办一次招商引资会, 设点在焦石镇, 在国家级页岩气科普基地内开展路演、推荐会等, 吸引人气的同时, 让外来企业了解焦石, 吸引投资。

3.2.5 加强媒体宣传推介

顺应“互联网+”时代发展, 运用“三微一端”开展宣传。充分运用“微博、微信、微视频和客户端”———“三微一端”, 和市内影响力较大的官微官博合作, 抢占移动舆论场, 分享国家级页岩气科普基地的动态, 拍摄微视频, 采用直播活动, 放大网络效应, 吸引外来游客到焦石参观, 并定期举办各类活动, 精彩分享微愿景微故事, 培养“自来水”, 让群众游客主动自发的宣传。

3.2.6 加强人才队伍建设

焦石镇政府要通过机关培训、下村宣讲、开设讲座等方式增强镇内旅游从业人员、机关事业单位工作人员和页岩气相关人员的科普知识、文化知识、旅游技能和服务意识。在此基础上, 通过人才专项规划有针对性的引进培养一批具有专业技能、高等知识和工作经验的人才, 提高管理水平和建设科学性。

参考文献

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[3]孔令峰, 李凌.中国页岩气开发经济评价方法探索[J].国际石油经济, 2015, (09) .

[4]胡庆明.重庆涪陵页岩气开发[J].油气田地面工程, 2016, (10) .

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[7]李岩, 牟博佼.国外页岩气开发实践对我国的启示[J].中国矿业, 2013, (03) .

大鳄们角逐页岩气 第5篇

与首轮招标，仅有河南煤层气公司、中石化两家名正言顺的油气企业中标不同，除了中石油之外，盘江股份（600395.SH）、杰瑞股份（002353.SZ）、江钻股份（000852.SZ）等几家设备制造企业欲涉足其中，甚至华电、大唐等电力企业也有意分羹。此外，此轮招标有意向民营企业开放。

“大门是打开了，但是纯民营企业如果想要在国内进入页岩气行业，难度依旧大。”中国石油大学石油工程学院海外研究所所长顾岱鸿告诉《英才》记者，资源好的一些区块，基本上已经被中石油、中石化这些大公司登记完。而且，行业里的技术，以及顶尖的具有经验的技术人员，也都集中在这几家大的油公司。

民营企业想要于此一展身手，最可行的途径，莫过于进入之后，聘用国外的一些服务公司进行操作。但即使如此，同样存在其他难题，因为页岩气不仅仅是开采出来，还面临着处理、集输、销售等一条长产业链。当前的政策层面，集输、销售等环节均被大的油公司所掌控，民营企业还将遇到非常大的难题。

似乎，第二轮招标，仍会是大鳄们之间的角逐。

大鳄早已潜入

实际上，众多大公司早已潜入页岩气领域。

今年2月28日，华电集团就曾宣布，与湖南省政府签署《页岩气开发利用战略合作框架协议》，将积极推进在湖南的页岩气资源调查和评估，并在湘西选取2个有利区块实施勘探、开发及分布式能源综合利用示范区建设；此前不久，神华集团旗下地勘公司也与挪威国家石油公司初步达成了页岩气开发合作意向；而以煤起家的山东能源集团则一直在缅甸着手页岩气项目。

此外，去年12月，华能集团与云南曲靖市政府签约开发页岩气，合作建设页岩气勘探开发试验示范区；同期，华能集团还与重庆能源集团、重庆地质矿产研究院签订了页岩气合作框架协议；中电投集团则更早，2005年就已借入主具有油页岩和页岩气的勘探与开采能力的吉电股份（000875.SZ），觊觎页岩气已久。

对于电力企业涉足页岩气资源，顾岱鸿认为，“发电企业一般不会自己再搞一个天然气产业，去卖气，主要还是用于发电，天然气发电厂在国外非常多，而中国‘十二五’期间的温室气体排放也需大大降低，所以天然气发电、包括LNG（液化天然气），都将是未来五年发展非常快的产业。”

在国内众多企业争食页岩气之时，跨国公司也悄然布局。3月20日，壳牌中国勘探与生产有限公司（壳牌）和中国石油天然气集团公司（中国石油）签署了一份产品分成合同，在中国四川盆地的富顺－永川区块进行页岩气勘探、开发与生产。

法国石油公司道达尔首席执行官马哲睿近日也表示，道达尔已经与一些中国公司签订了页岩气项目的“预协议”，待政府公布具体的开发目标后再决定具体合同；活跃于国际市场的另一石油公司雪佛龙也对外宣布，已与中国公司签署了合资协议，将在中国黔南盆地进行页岩气勘探。

“我们也希望能够参与到中国的非常规天然气中，包括页岩气和煤层气方面勘探开采。”BP中国区总裁陈黎明向《英才》记者袒露参与页岩气的意愿。

正如壳牌中国集团主席林浩光所言，跨国公司的强项是“技术和地下资料研究”。跨国公司所长，正是中国油气企业所短。

“目前，自有技术还在研发当中，国内三大油，包括一些电力、煤炭大公司都在研发，但在技术上还是有差距，也没有足够的实践经验。我们的目标是，要在15年之内掌握页岩气技术。然而，跨国公司的技术在北美市场上已经应用的比较成熟了。”东北证券分析师王伟纲告诉《英才》记者。

资源换技术

既然技术尚不成熟，为何诸多国内企业携跨国公司如此急切地鱼贯而入？

从页岩气的“十二五”规划可见一斑。3月16日，国家能源局发布《页岩气发展规划(2011-2015年)》。“十二五”期间，中国在页岩气开发上的重点任务包括开展页岩气资源潜力调查评价、掌握适用于中国页岩气开发的关键技术、在全国重点地区建设19个页岩气勘探开发区。

“国内天然气产量远远跟不上需求，一旦页岩气能够大量开采，中国天然气产量将会呈现爆炸性增长。目前，从俄罗斯等地区进口的天然气价格非常高，而中国又是页岩气资源潜力最大的国家之一。与跨国公司合作主要目的，还是在于通过资源换技术、换管理。”顾岱鸿告诉《英才》记者，跨国公司能够带来一些技术、细节理念和工具，以便国内以后能够自己开发工业技术。

实际上，“国内的开采技术还停留在具体的工艺上，但是如果研制出来，开采成本肯定比国外的要低。页岩气最关键的开发技术就是分段压裂技术，而分段压裂技术里最核心的就是井下工具，这些井下工具涉及到设计、材料、施工控制等多方面。”顾岱鸿认为，国内企业所欠缺的，远不止勘探和开采技术，勘探开采设备制造的缺失，是被掩盖在庞大的资源储量下的一个涡旋。

不过，在页岩气开采方面，虽有壳牌、BP等跨国公司在北美成熟的勘探开采技术，但是“页岩气藏就跟树叶一样，没有任何两个树叶是完全相同的，每个页岩气藏也都有着非常独特的特点，北美的技术在中国，有效是有效，但未必效果如想象那般好。”顾岱鸿说。

此外，页岩气开发技术要比天然气难度系数高很多，也就面临着诸多环境问题，对环境的承载能力要求也比较高。页岩气开采过程中，需要大量消耗地表水，且要排放大量的废水，而在大规模的压裂过程中，也有可能贯穿到地下某个储层，对饮用水源有着潜在的污染威胁。

“一方面是对地下水资源的影响，另外一方面，天然气也有溢出的可能性，存在着是否会打破地质压力平衡的疑问。不过目前尚没有实际例证证明存在问题，但是也无法保证一定不出问题。”陈黎明介绍，这涉及到了非常复杂的科学研究。

涪陵页岩气 第6篇

根据涪陵页岩气一期总体部署, 共部署63个平台253口井和522 个集气站。单井日均产能66××110044mm33//dd, 22001155 年末累计新建产能5500××110088mm33。按照“整体部署、分步实施”原则, 焦石坝一期产建区由北往南划分为三个区块 (北区、中区、南区) 滚动实施。

气田地面集输系统采用“采气丛式井场—集气站—脱水站”的两级布站模式, 天然气进脱水站集中处理, 气田共设置脱水站3座, 集输管网采用“辐射+环形”方式。

气田所产天然气在满足本地用户需求的情况下, 多余的天然气进入川气东送管道外输到下游用户。

2 集气工艺

焦页1HF井龙马溪组天然气组分分析表明, 天然气中以甲烷为主, 摩尔百分含量为98.097~98.26%, 属过成熟天然气, 为干气。天然气相对密度0.5656, 临界温度191.4K, 临界压力4.598MPag, 焦页1井邻区钻井及测试志留系地层中均未见硫化氢。单井井口天然气压力为15-35MPag, 井口温度为30-35℃, 单井产量为6×104m3/d, 高位发热值为36.1 MJ/m3。气田外输气流量为50×108m3/a, 压力为4.0~4.2MPag, 产品气温度为15~25℃, 气质满足《天然气》 (GB17820-2012) 中一类气的标准, 水露点满足川气东送露点要求-20℃ (4.5MPag) , -10℃ (10MPag) 。

根据现场勘察, 气田生产井分布较密, 各集气站之间管线输送距离较短, 脱水站离最远的集气站距离约25km。由于气田所产天然气不含H2S, CO2含量为0.196%, 集输管道最高操作压力为6.3MPag, 经计算, 天然气中CO2分压为0.0133 MPag。根据《天然气脱水设计规范》, 该分压为CO2腐蚀的三个界限分压范围 (应采用防腐措施:大于0.21MPag;宜采用腐蚀控制:0.021~0.21MPag;不需要控制腐蚀:小于0.021MPag) 中的“不需要控制腐蚀”范围之内, 采用集中脱水的湿气输送方案。

根据气田已获气井气质报告, 通过HYSYS软件计算出不同压力下天然气水合物的形成温度, 结合试验井组已有的生产数据, 经过工艺模拟计算, 得出以下结论: (1) 单井采气管线长度在0.5km范围内进站不需保温; (2) 单井采气保温管线长度在1.5km范围内, 进站温度接近水合物生成温度; (3) 单井采气保温管线长度超过1.5km考虑注醇防冻措施。在集气站内采用水套炉加热防止水合物生成。集气站天然气出站温度应控制在30℃以上, 可以保证天然气进脱水站温度为13℃以上, 不形成水合物。

3 集气站工程

依据多台建站与单台建站相结合的方式, 焦石坝区块共布置52个集气站。

各平台井口采出的高压气由采气管线输至集气站, 单井井口设紧急切断阀, 井口压力温度远传, 同时在井口配备移动式除砂装置。井口采用标准化流程, 包括井口以及除砂器的安装。

集气站设置加热、节流、气液分离、计量等设施。井口来气 (42MPag, 30℃) 进集气站加热炉进行加热, 经过两级加热节流至5.0~6.2MPag (30℃) , 单井来气进计量汇管, 去计量分离器进行单井产气计量, 其它井口来气进生产汇管, 去生产分离器进行气液分离计量, 计量分离器和生产分离器天然气 (5.0~6.2MPag, 30℃) 汇集在一起进入外输管道, 污水进入站内污水罐。为了防止在极端条件下集输过程中管线内水合物的形成, 在集气站设置甲醇加注装置。各集气站均设置清管设施, 集气站出站管道设紧急切断阀, 安全阀放空以及手动放空到井场放喷池。

针对各平台井位部署情况, 设置2-12井式标准化集气站。

4 脱水站工程

根据天然气的性质, 天然气净化流程只考虑对工区产气进行脱水处理。

集气站来气通过集输管线管输至脱水站后进行净化处理, 脱水采用TEG脱水装置。天然气首先进入过滤分离装置, 尽可能除去可能携带的游离液体和机械杂质, 然后进入加热炉加热到20℃, 再进入脱水装置, 经脱水装置脱水后的干净化气经调压计量之后输送到用户。

脱水站脱水装置成列设置, 主要设备全部撬装化, 气田建有脱水站3座, 设计脱水能力分别为15×108m3/a 1座、30×108m3/a 1 座、5×108m3/a 1 座。脱水站总图设计统一站场布局, 标准化布置。

5 集输管网

集输管网采用“辐射+环形”管网方案。气田采用环网整体安全性好, 灵活度较高, 符合气田情况, 特别是可有效的平衡集输干线和脱水站之间的气量, 符合气田开发长远规划。

环形干线设置3个RTU阀室, 以便于管道维修, 以及当管道发生破损时, 及时关闭阀门, 尽可能减少放空损失和防止事故扩大。

为了方便后期沿线站点的集气支线接入集气干线, 建支干线设置14个阀室, 集气支线采用止回阀+球阀接入集气干线, 避免集气支线泄漏时集气干线中的天然气回流到泄漏的集气支线中。

6 结语

涪陵页岩气田是中国首个大型页岩气田, 同时也是全球除北美之外最大的页岩气田, 目前气田已经建成50×108m3/a产能, 二期产建正在部署中, 随着气田的开发, 地面集输系统在满足生产需求的同时, 将进一步的完善和优化, 这对促进我国能源结构调整, 加快节能减排和大气污染防治具有重要意义。

参考文献

页岩气 第7篇

页岩气是一种新型的非常规天然气, 它主要分布在高碳泥页岩和暗色泥页岩中, 存在和聚集方式为吸附和游离, 有时也会分布于泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、粉砂岩及砂岩地层中, 页岩气大多都是“原地”聚集, 成藏模式比较独特。页岩气分布较广泛, 其商业开采价值随着含气饱和度及埋藏深度不同而存在一定差异性, 从全球能源消耗及能源结构发展变化来看, 非常规能源中的页岩气正深刻改变着我们的生活和生产, 据相关数据统计可知全世界范围内页岩气储量占了非常规能源总量的 (煤层气、致密砂岩气、页岩气) 的一半以上, 约为456×1012m3, 目前北美很多国家已实现页岩气的商业性开发。北美很多页岩气成藏特征都类似于中国, 因此中国的大量页岩气储层也具有很大开发价值, 有效实现对这些能源的开发能够极大地缓解中国能源压力, 而页岩气藏的形成和聚集离不开丰富的有机质, 因此深入研究有机碳含量, 对指导页岩气的开采具有非常重要的理论意义和现实价值。

页岩气开采关键技术 第8篇

中国的页岩气资源非常丰富, 初步估算结果与美国页岩气储量相当, 美国利用先进的科学技术, 对页岩气的开采已经进入了商业开发阶段, 并因此一举成为全球最大的天然气生产国。据此, 我们可以看到页岩气开发的巨大前景和发展空间, 而由于我国页岩气开发起步比较晚, 在其发展过程中借鉴国外的一些关键技术具有重要的战略意义, 而在这点上美国无疑是个很好的选择。

一、页岩气开采特点

页岩气产自渗透率极低的沉积岩中, 大部分产气页岩分布范围广、厚度大, 且普遍含气, 使得页岩气井能够长期地稳定产气, 一般情况下页岩气开采具有以下几个特点:首先, 页岩气储集层通常呈低孔、低渗特征, 气流阻力比常规天然气大, 生产能力低或无自然生产能力, 难开采, 因此所有的井都需要实施压裂改造才能开采;其次, 井的寿命和生产周期长, 已经有页岩气井生产证明其寿命最高可以达到30a以上;最后, 采收率变化较大, 并且低于常规天然气采收率, 根据埋藏深度、地层压力、有机质含量和吸附气量等的不同, 不同页岩气藏的采收率也不尽相同。

不同于常规天然气的开采特点, 决定了页岩气开发具有其独特的方式, 目前, 美国已拥有一批先进技术可以提高页岩气井的产量, 主要包括水平井技术和多层压裂技术、清水压裂技术、同步压裂技术等, 这些技术正不断提高着页岩气井产量[1]。近年来, 页岩气开采技术的突破使美国的天然气储量增加了40%, 一举成为世界天然气生产第一大国。专家认为, 在未来20年里许多国家的天然气储量也将出现类似的增幅[2]。

二、钻完井工艺技术

1、钻井技术

要使存在于页岩裂缝等空隙中的天然气尽可能地流入井筒, 就必须合理利用储层中的裂缝, 使井筒穿过尽可能多的储层。为了达到这一目的, 现在多利用水平钻井技术来进行页岩气的开采, 水平井的成本一般为垂直井的1~1.5倍, 但其产量却是垂直井的三倍左右, 故而水平钻井技术是页岩气藏成功开发的关键因素之一。国外在页岩气的水平井钻完井中主要采用的相关技术有旋转导向技术、随钻测井技术 (LWD) 和随钻测量技术 (MWD) , 通过这些技术可以很好地进行地层引导和地层评价以及水平井精确定位, 进而使井眼轨迹在所设定的层段内钻进, 提高页岩气的流动效率、提高产能。

2、完井技术

页岩气井的完井方式主要有组合式桥塞完并、水力喷射射完井和机械式组合完井。组合式桥塞完井是在套管井中, 用组合式桥塞分隔各段, 分别进行射孔或压裂, 这是页岩气水平井最常用的完井方法, 但是由于在施工中过程中需要进行射孔、坐封桥塞、钻桥塞等一系列操作, 使其成为了最耗时的方法;水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井, 其主要是利用伯努利原理, 从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石, 达到射孔的目的, 同时通过拖动管柱可进行多层作业, 免去下封隔器或桥塞操作, 大大缩短完井时间。

三、压裂技术

目前常用的压裂技术有清水压裂技术、重复压裂技术、水平井分段压裂技术以及同步压裂技术。其中水平井分段压裂技术是目前美国页岩气快速发展最关键的技术, 而清水压裂技术以其低成本等优势具有广阔的发展前景。

1、水平井分段压裂技术

水平井分段压裂技术广泛运用于页岩气开采中, 水平井分段压裂利用封隔器或桥塞分隔各段, 然后逐段压裂, 在每个井筒中压开多条裂缝, 它通常分为三个阶段:先将前置液 (无支撑剂) 泵入储层, 然后将含有一定浓度支撑剂 (通常为砂) 的压裂液泵入储层, 最后使用更高浓度的支撑剂压裂液进行压裂。依此类推, 相继泵入数量不定的压裂液到储层, 同时泵入比之前浓度更高的支撑剂, 直到达到要求。通常还可以通过使用桥塞、封隔器以及连续管等工具辅助压裂, 利用水平井分段压裂技术可以增大水平井的导流能力, 提高水平井产能。

2、清水压裂技术

清水压裂技术是指在清水中添加少量减阻剂、黏土稳定剂和表面活性剂作为压裂液来进行的压裂。清水压裂大致要经历以下过程, 首先泵入岩石酸清理可能被钻井液封堵的近井地带;然后进行清水压裂, 将大量的带有少量粗砂支撑剂的清水入裂缝中, 使裂缝延伸;最后进行冲刷, 将支撑剂从井眼中移除, 清水压裂利用储层中的天然裂缝, 将压裂液注入其中使地层产生诱导裂缝, 在压裂过程中, 岩石碎屑脱落到裂缝中, 与注入的粗砂一起起到支撑剂的作用, 使裂缝在冲刷之后仍保持张开, 清水压裂成本低, 伤害轻, 很少需要清洗, 可提供较长裂缝将支撑剂运移到压裂网格, 因此在低渗透气藏中获得了很好的应用, 该技术已经成为德克萨斯Barnett页岩气田的主要开采手段。

结论与建议

1、页岩气开采应主要依托长段水平井进行, 在页岩中按有利于裂缝网络的形成要求, 低成本打成井眼规则的无 (低) 伤害的长段水平井 (含分支井) 系列配套技术是其关键和难点;

2、为了加快国内页岩气资源的开发利用, 早日实现工业开采, 有必要借鉴国外页岩气勘探开发的先进经验和技术, 选择有实力的国外公司开展页岩气的合作开发;

3、总的说来, 我国现在尚并不具备对页岩气进行工业化开采的技术条件, 需要国家及有关部门不断加大科研力度, 对页岩气的开发开展和加强基础和理论及其应用研究, 尽早攻克技术难关, 形成适合中国地质条件、环境条件等页岩气勘探、开发系列配套技术。

参考文献

[1]张卫东、郭敏、杨延辉:《页岩气钻采技术综述》, 中外能源, 201015 (6) 35-39。

[2]钱伯章、朱建芳:《页岩气开发的现状与前景》, 天然气技术20104 (2) 11-13。

美国的“页岩气革命” 第9篇

按照国际能源情报署（EIA）的权威解读，这一重大变化，将使美国能源市场进入一个新纪元。

EIA的分析报告显示，目前全球可采的页岩气资源为185万亿立方米，其中中国占全球总量的19%，美国占13%，欧洲占10%。显然，美国的页岩气并非独占鳌头。不过，作为最早发现页岩气的国家，美国历届政府都高度重视页岩气勘探与开采技术的研发，使得页岩气全面商业化的脚步不断提速。与石油、煤炭等传统能源相比，页岩气不仅储量丰富，而且供气稳定，正因此，美国的页岩气革命被称为“一百年来石油天然气工业最重大的事件”。

美国在页岩气开发上的成功，应当是复合因素推动的结果。相比于亚洲和欧洲国家页岩气动辄藏于3000米之深的地下且坐落于高山峡谷之中而言，美国页岩气多分布于广阔的平原地区，且蕴藏深度在2000米之内，其开采成本和作业难度要小得多。另外，美国有210条天然气管道，超过48万公里，覆盖每一个主要市场和页岩气区，从而大大减少了页岩气开发的前期投入，夯实了页岩气开发的市场基础。

经过多年探索，美国政府还建立起了一套完备的页岩气产业的政策体系。如联邦政府对参与页岩气开采的企业给予约0.016美元/立方米的财政补贴，相应的州政府给予不超过0.05美元/立方米的财政补贴，而且没有时间下限。与此同时，政府还通过税收减免的方式，吸引更多的中小企业参与到页岩气开采的过程中来。另外，联邦政府早在35年前就放松了对天然气价格的控制，以刺激企业对页岩气的开发，同时撑大商业盈利的空间。

页岩气的喷薄而出强烈改写了美国能源市场的传统格局。10年之前，美国页岩气产量仅占天然气总量的1%；而到2012 年，该比重已上升到37%。根据EIA的预测，到2035 年时，美国46% 的天然气供给将来自页岩气。重要的是，页岩气的价格优势以及清洁高效的环保特征，必然对煤炭、石油等传统能源形成直接冲击。目前美国能源消费结构中，煤炭消费比重已缩至32%，天然气消费比重由原来的20%扩大至32%。而且随着页岩气产量的迅速提高，页岩气将取代煤炭成为仅次于石油的美国第二大能源资源。

重塑全球能源市场的结构性生态，已经成为美国页岩气革命的必然性结果。数据显示，近年来美国页岩气产量以年均40%以上的速度爆发式增长，同时带动美国传统天然气和原油产量的节节攀升。据EAI预测，到2015年，美国将超越俄罗斯成为全球最大天然气生产国；到2017年，美国将成为全球最大的石油生产国。而德国联邦情报局总部一项秘密研究显示，到2020年，美国将由目前的全球最大能源进口国转变为油气出口国。对此，美国莱斯大学的研究报告指出，如果没有美国的页岩气，俄罗斯、委内瑞拉和伊朗到2040年将占到全球天然气供应市场约33%的比例，但因为有了美国页岩气，这三国份额将下降至26%。换句话说，美国页岩气的成功，将稀释俄罗斯和石油欧佩克左右全球能源市场的力量，并增强能源消费国与输出国的博弈筹码。

当然，页岩气的革命性意义并不仅体现在能源市场上。一方面，美国对石油进口的依存度正在逐年下降，一旦从能源进口国转变为出口国之后，美国在地缘政治上的博弈将更占主动。另一方面，页岩气开发的大规模进行，带动了美国相关产业的链式投资。据悉，美国国内企业在过去两年中宣布的页岩气投资规模达到1000亿美元。与此同时，页岩气产量的增加不断拉低了能源价格，进而赋予了美国“再工业化”进程的正能量。