井控关键岗位--钻井工程师 教案 文档

钻井（作业）队关键岗位-钻井工程 师应知应会 一、井控职责 1、全面负责井控设计、技术规定与措施的贯彻落实。队长不在岗位 时，代替队长 全面抓好井控工作。 2、负责送井井控装置及内防喷工具质量的现场鉴定以及按设计安装， 按要求组织对井控装置进行试压。 3、负责钻开油气水层前的技术交底、申报验收；负责向作业班组下达井 控指令，并监督班组、泥浆小队执行井控规定与措施。 4、负责组织、 讲评不同工况下的防喷演习。 5、关井以后，负责组织压井作业。 6、负责建立健全井控台帐，取全、取准各 项资料数据，负责井控工作的 汇报。 7、定期组织井队相关人员进行现场井控培训。 二、井控巡回检查路线 井控装置-循环罐区-坐岗房-储备罐-录井房 -泥浆房-值班房 1、井控装置 （1）远程控制台是否处于待命工况。 （2）井口防喷器组连接螺栓是否紧固。 （3）节流管汇、压井管汇、防喷管线各闸阀开关状态是否正确。 （4）司钻控制台、节控箱处于待命工况。 （5）内防喷工具是否齐全、好用。 2、循环罐区 （1）循环罐液面有无异常。 （2）液面报警装置工作是否正常。 2 （3）加重剂储备是否符合设计要求。 （4）搅拌器安装齐全，运转正常。 3、坐岗房 （1）坐岗人员是否坚守岗位。 （2）坐岗记录填写是否真实、准确。 4、储备罐 （1）重钻井液储备量、性能是否符合设计要求、标识清楚。 （2）搅拌器运转正常，钻井液流动性能好。 5、录井房 了解井深、地层岩性、钻时及地质预报等有关资料。 6、泥浆房 钻井液密度是否符合设计要求。 7、值班房 （1）检查井控设备保养记录的填写是否及时、准确、规范。 （2）参加班前班后会，听取各岗位井控检查情况，分析井控风险，下达 井控指令。 （3）传达上级井控有关文件及会议精神。 三、岗位应知应会 1、井控风险井的划分（应知内容） 井控风险级别划分为一级、二级和三级。 一级：在高危地区实施的重点井，在危险地区实施的高含硫井。 二级：在危险和一般地区实施的重点井(不包括高含硫井) ；在高危地区 实施的常规井。 三级：在危险和一般地区实施的常规井。 2、如何识别溢流和疑似溢流（应会内容） 3 （1）溢流的显示 钻进（循环）时溢流的显示：出口槽钻井液流速、流量增加；停泵后出 口槽钻井液外溢；循环罐钻井液液面升高。 起钻时溢流的显示：停止起钻出口槽钻井液外溢；计量（循环）罐液 面升高；起钻时灌入井内的钻井液体积小于起出钻柱的体积。 下钻、下套管时溢流的显示：停止下放立柱出口槽钻井液外溢；计量 （循环）罐液面异常升高；井口返出的钻井液体积大于下入管柱体积。 空井（电测）时溢流的显示：出口槽钻井液外溢；计量（循环）罐液面 升高。 固井时溢流的显示：注水泥浆、替钻井液过程中，出口槽钻井液流 速、流量异常增加；碰压结束，出口槽钻井液外溢。 （2）疑似溢流的现象 钻进时的现象：综合（气测）录井全烃含量增加；蹩跳钻、钻速突然加 快或钻进“放空 ”；井内返出的 钻井液中有油花、气泡、 H2S 味；钻井液密度下 降，粘度、切力变化；钻 开油气层后发生井漏；钻具悬重、泵压发生变化。 起 钻时的现象：在油气层段起钻时上提拉力增加，发生抽吸。 下钻时的现象：钻开油气层后，下钻或开泵过程中发生井漏或返出 的钻井液有油花、气泡、 H2S 味。 空井（ 电测）时的现象：井口钻井液冒气泡。 下套管与固井时的现象：发生井漏，井口不返钻井液或返出量少。 3、溢流发生的主要原因（应知内容） （1）钻井液密度偏低。 （2）钻井液液柱的高度不够。 （3）井内液柱下降、抽吸降低了井内的液柱压力。 4、井控装置的安装要求（应会内容） 4 （1）卡瓦悬挂式套管头的安装 下入第一层套管后的安装 下表层套管固井后，计算表层套管的切割高度，并确保完井油管头 四通上法兰顶面距地面不超过 0.5m。 割断表层套管高出部分，并将套管端口内外圆倒钝。套入套管后拧 紧底部卡瓦的上紧螺栓。 应先对密封处进行注脂再进行试压，并 对卡瓦的卡紧进行上提 30t 的检查。 在套管头上安装双法兰短节，再安装钻井四通、防喷器组。 将 试压塞坐在套管头内，按规定对井口装置试压。 用工具送防磨保护套坐入表层套管头，并用顶丝顶紧固定。 下入第二层套管后的安装 下第二层套管前，先退出顶丝，用 专用工具取出防磨保护套。 第二 层套管固井后，从已安装的套管头上法兰处拆除连接螺 栓，上提防喷器、 钻井四通和双法兰短节，上提距离为 0.50.7m。 将套管悬挂器扣合在上提露出的入井套管上，适当上提套管，将套 管悬挂器放入套管头内，缓慢下放套管，使套管重量传递给套管悬挂器卡瓦 并被卡紧。 用手 动注塑泵对套管头各副密封处注密封脂，按规定对各连 接、密封处试压， 检查 套管悬挂器密封性能。 距套管头下部本体上平面预留一定高度将套管割断取 出，按套管头使用说明书规定的切割高度再次切割平正，套管端口内外圆倒 钝。 吊开防喷器、 钻井四通和双法兰短节。 检查并顶紧顶丝，将上一层套管头与表层套管头连接，然后安装上 5 钻井四通和防喷器组。 送 试压塞坐在套管头内，按规定对井口装置试压。 用工具送防磨保护套坐入套管头，并用顶丝顶紧固定。 （2）防喷器 四通与套管头、万能防喷器与闸板防喷器的钢圈槽及钢圈必须擦拭 干净，防止 杂物进入。钢圈槽要均匀涂好黄油。 吊装闸板防喷器和万能防喷器的钢丝绳必须符合安全要求，坐闸板 防喷器、万能防喷器时要扶正慢放，要防止砸坏、磕伤钢圈及钢圈槽。拆卸 吊离井口前，必须戴好保护板。 坐好防喷器后要对角上紧其连接的各个螺栓，螺栓两头的余扣均匀。 防 喷器密封钢圈只能一次性使用。 防喷器安装完后，要校正井口、 转盘、天车中心，其偏差不大于 10mm。闸板防 喷器要用 4 根 58的钢丝绳对角绷紧固定。 防 喷器顶部安装的防溢管与顶盖用钢圈密封，连接螺栓齐全。 防 喷器上必须安装防泥伞，井口圆井上应安装防护盖。 闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁 紧轴之间的夹角不大于 30。挂牌标明开、关方向和到底的圈数。 （2）防喷器控制系统 远程控制台摆放在面 对钻台的左侧，防 喷管线的后方，距井口 25m 以远，距放 喷管线应有 2m 以上距离。 管排架车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架上或管线盒上堆 放杂物或作为电焊接地线和焊割作业。 远程控制台和司钻控制台气源专线供给，气源压力为 0.651.3 MPa；储能器油 压设定为 17.521MPa；管汇压力设定为 10.5 MPa；万能防 6 喷器油压设定为 10.5 MPa；司钻控制台与远程控制台压力值的误差不超过 1 MPa。 远 程控制台电源应从发电房总开关处单独控制。 远程控制台的剪切闸板手柄要安装限位装置，全封闸板控制手柄要 安装防误操作装置。各控制手柄的标识要与控制对象相对应，各手柄位置处 于工作状态。 节控箱宜摆放在钻台上靠立管一侧。处于待命状态时，油面距油箱 顶部 3050mm，油 压 23MPa；控制台上的 阀位开度 3/81/2 ，气源 压力 0.651.3MPa 。 司 钻控制台上不得安装剪切闸板的控制手柄。 （3）井控管汇 防喷管线、放 喷管线采用法兰连接，不允许现场焊接。回收管线使 用钢制管线。 防喷器四通两侧各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态， 防喷管线总长度超过 7m 时，中间应有水泥 预制基墩固定。 放 喷管线的转弯处应使用的铸（锻）钢弯头。 （4）放喷管线 放喷管线布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线 及各种设施等情况；放喷管线至少应有两条，在现场不允许焊接；两条管线 走向一致时， 应保持大于 0.3m 的距离，并分 别固定。 放喷管线应平直引出，一般情况下要求向井场两侧或后场引出；如 因地形限制需要转弯，转弯处应使用铸（锻）钢弯头。 放喷 管线：山前井使用 FGX-88-21,出口应接至距井口(探井：100m 生产井：75m）以上远，放喷管线出口要安装自 动点火装置，并配有人工点火 装置。 7 预探井、高压气井放喷管线每隔 1012m、转弯前后处（不超过 1m）、出口处 （双基墩，距离不超过 1m）挖基墩固定，跨空超过 6m 以上的部 位中间应支撑固定，其它可以采用活动基墩，间隔 1015m。 冬季施工时，放 喷管线的安装要有 25的坡度。 基墩固定统一采用 M27 螺栓、直径 30mm，固定压板宽 100mm,厚 100m,埋 入深度大于 0.5m。 （5）钻井液液气分离器 分离器及排气口至少用 3 根 58的钢丝绳绷紧固定。 钻井液液气分离器的进液管采用硬管线，打水泥基墩固定，排液管 接到录井 方罐。 6、井控装置的试压（应会内容） （1）在二开前，应按井控设计要求对防喷器组、防喷管线、节流与压井 管汇、套管 进行试压。 （2）再次开钻前或上次试压后每间隔 2025 天，必须重新对防喷器组、 防喷管线、 节流与压井管汇按上述要求进行试压。 （3）现场更换井控装置及其部件后，必须重新对防喷器组、防喷管线、 节流与压井管汇按上述要求进行试压。 （4）在二开前和打开油气层前，应对远程控制台按其额定工作压力做一 次可靠性检验。 （5）防喷器控制系统采用规定压力用液压油试压，其余井控装置试压介 质均为清水（冬季加防冻剂）。 （6）现场试压要求稳压时间不小于 10min，防 喷器以压力降小于 0.7MPa 且密封部位无渗漏为合格；70MPa 万能防喷器以压力降小于 2MPa 且密封 部位无渗漏为合格。 （7）现场试压结束后，应用专用扳手对高压法兰连接螺栓逐个紧固一遍。 8 5、井控装置的试压（应会内容） 有下列情况之一的，全套井控装备应进行试压检验： （1）从车间运往现场前； （2）现场安装好后； （3）每次固井安装套管头后； （4）在打开油气层（目的层）前，试压间隔超过 30 天； （5）其它时间试压间隔超过 100 天的； 凡拆开检修或更换零部件后，应对所拆开的部位进行密封是呀检验。 （6）现场用清水（冬季加防冻剂）对井控装备进行试压，要求稳压 30min，外观 无渗漏，压力降小于 0.7MPa 为 合格。 环形封钻杆试压到额定工作压力的 70； 闸板试压分两种：套管头压力等级小于防喷器，按照套管头上法兰额定 工作压力试压；套管头压力等级与防喷器工作压力一致时，按照闸板防喷器 额定工作压力试压。 节流压井管汇试压压力与闸板相同，有低压区的按照低压区其额定工 作压力试压。 6、井控管理九项制度（具体内容见细则）（应知内容） （1）井控分级责任制度 （2）井控操作证制度 （3）井控设备的安装、检修、试压、 现场服务制度 （4）钻开油气层申报、审批制度 （5）放喷演习制度 （6）坐岗制度 （7）钻井队干部 24 小时值班制度 9 （8）井控事故逐级汇报制度 （9）井控例会制度 7、利用顶开回压阀法，测定关井立压的操作步骤（应会） （1）记录关井套压。 （2）缓慢启动钻井泵，向井内注入少量钻井液，当套压超过关井套压 0.51MPa 时，回 压阀 被顶开，停 泵。 （3）观察并记录套压、立压值。 （4）套压增量套压关井套压； 关井立压立压立压增量。 注：由于钻柱内部与环形空间在钻柱底部是连通的，因此，套压增量与 立压增量是相等的，即立压增量等于套压增量。 （5）开节流阀，使套压降至关井套压时关闭节流阀。 8、长期关井套压升高后利用立管压力法放压的操作步骤（应会） （1）观察并记录关井立压。 （2）确定放压过程中关井立压的上、下限。 （3）当关井立压上升到上限时，打开节流阀，放掉一部分钻井液（约 0.5m3 左右），当立压降至下限时关节流阀。 （4）关井后，油气继续上升。当关井立压再次上升到上限时，再按上述 方法重复操作，直到开始循环或是气柱到达井口。 9、采用立管压力法检查、释放圈闭压力的操作步骤（应会） （1）打开节流阀，放出 5080L 钻井液后关节流阀。 （2）等待一定时间（井深20.3km/s）后，观察并记录关井立压，如果释 放钻井液后的关井立压低于释放钻井液前的关井立压，则证明有圈闭压力， 应继续释放钻井液。 （3）再次打开节流阀，放出 5080L 钻井液，然后关节流阀，如果关井 10 立压仍有下降，则按上述步骤继续释放钻井液，直至压力没有变化。 （4）如果关节流阀后，关井立压不下降，那么这时记录的关井立压就是 我们要求得的真实关井立管压力。 10、采用套管压力法检查、释放圈闭压力的操作步骤（应会） （1）打开节流阀，放出 5080L 钻井液后关节流阀。 （2）观察并记录关井套压，如果释放钻井液后的关井套压低于释放钻井 液前的关井套压，则证明有圈闭压力，应继续释放钻井液。 （3）再次打开节流阀后，放出 5080L 钻井液，然后关节流阀，如果关 井套压仍有下降，则按上述步骤继续释放钻井液。 （4）如果关节流阀后，关井套压不下降，反而升高，说明圈闭压力已被 释放完。 11、压井时采用低排量的原因（应知内容） （1）如果使用正常钻进时的排量进行压井，压井时循环系统压力损耗较 大，再加上关井立管压力，可能会使循环立管压力超过钻井泵的额定工作压 力。 （2）如果使用正常钻进时的排量进行压井，开大或关小节流阀时，套管 压力或立管压力变化剧烈，使我们难于控制节流阀。 （3）如果使用正常钻进时的排量进行压井，环空压力损耗大，易发生井 漏。 12、地层破裂压力试验（应会内容） （1）地层破裂压力试验的步骤 地层破裂压力试验是为了确定套管鞋下面第一个砂岩层的破裂 压力。试验 方法如下： 井眼准备-钻开套管鞋以下第一个砂 层后，循环钻井 液，使钻井液密度均匀稳定。上提钻具，关防喷器。 11 一般以 12 L / s 的排量缓慢向井内灌入钻井液。 记录 不同时间的注入量和立管压力。 一直注到井内压力不再升高并有下降（地层已经破裂漏失），停泵， 记录数据后，从节流阀泄压。 从直角坐标内做出注 入量和立管压力的关系 曲线。如图： Pr （2）进行地层破裂压力试验时，压力值的确定 漏失压力 PL，试验曲线偏离直线的点。此时井内钻井液开始向地 层少量漏失。一般以此值作为确定井控作业的关井压力依据。 破裂压力 Pf，试验曲线的最高点。反映了井内压力克服地层的强度 使其破裂，形成裂缝，钻井液向裂缝中漏失，其后压力将下 降。 传 播压力 Pr，压力趋于平缓的点，它使裂缝向远处扩展延伸。 上述记录的压力值为井口压力。一般计算地层破裂压力还需加上 井内钻井液的静液压力。 13、如何正确操作远控台（应知内容） （1）储能器装置空负荷运转：打开泄压阀，旁通阀手柄置于开位，将电控 箱旋钮转至手动位置启动电泵；疏通油路，排除管路中的空气，检查电泵、 12 气泵空载运行情况；电泵链条的旋转方向；柱塞泵密封装置的松紧程度；柱 塞运动的平稳状况。运行 10min 后手动停泵；开气泵进气阀启动气泵，检查 气泵是否工作正常。关闭泄压阀，旁通阀手柄置于关位。 （2）储能器装置带负荷运转：使泵组在正常情况下运转，检查管路密封 情况以及零部件的技术指标。包括压力表的示值是否正常，压力控制器的上 下限是否正常；安全溢流阀的设定开启压力值是否正常。 14、如何检查司钻控制台（应知内容） （1）气源压力表显示 0.60.8MPa。 （2）气动压力变送器按规定调试，调节后的气压值与远程控制台油压值 相等误差不大于1MPa。 （3）各闸阀灵活好用。 （4）油雾器油杯油量过半。 15、节控箱工作状态时的工况（应知内容） （1）气源压力表显示 0.60.8MPa。 （2）变送器供气管路上空气调压阀的输出气压表显示 0.35MPa。 （3）气泵供气管路空气调压阀的输出气压表显示 0.40.6MPa。 （4）油压表显示 23MPa。 （5）阀位开启度表显示 3/8 1/2。 （6）换向阀手柄处于中位。 （7）调速阀打开。 （8）泄压阀关闭。 （9）立压表开关旋钮关闭。 （10）立压表显示为零。 （11）套压表显示为零。 16、手动锁紧装置在使用中应注意的问题（应知内容） 13 （1）封井后判断锁紧情况。 （2）锁紧后要挂牌标明，以免误操作。 （3）开井前必须解锁。每次打开闸板前都应检查手动锁紧装置是否已解 锁。 （4）为了确保闸板的浮动密封性能和再次使用灵活，锁紧或解锁手轮均 不能强行扳紧，按规定圈数扳到位后再回旋手轮 1/41/2 圈。 （5）在打开闸板后，应从锁紧轴所处的状态，判断闸板是否已全开，以 防损坏闸板或钻具。 （6）手动锁紧装置只能实现手动关井，不能进行手动开 井，在进行手 动关井时，应先将远程控制台相应换向阀手柄扳至关位，否则 不能实现关井。 17、压井的原理（应知内容） 压井过程中，通过调节节流阀，保持井底压力等于或稍大于地层压力。 18、司钻压井法（应会内容） 第一循环周 （1）缓慢启动泵，同时打开节流阀，使套压保持关井套压不变，如果套 压小于关井套压则关小节流阀，如果套压大于关井套压，则开大节流阀，将 泵排量调整到压井排量。 （2）当排量调整到压井排量时，立管压力表上呈现的压力便是初始循环 立管压力，在第一循环周向井内注入原浆时，首先要保持压井排量不变，然 后要调节节流阀使立管压力始终等于初始循环立管压力不变。如果立管压 力大于初始循环立管压力，则开大节流阀，反之，则应关小节流阀。直到受 侵污钻井液排出地面。 （3）环空受侵污的钻井液排完后，应停泵、关节流阀。此时关井套管压 力等于关井立管压力。若关井套压仍大于关井立压，则继续循环排除新的受 14 侵污钻井液。在第一循环周的同时应配制压井重钻井液，重钻井液量为井筒 容积的 1.52 倍。 第二循环周 （1）缓慢启动泵，同时打开节流阀，保持第一循环周末的关井套压不变， 将泵排量调整到压井排量，并保持压井排量不变，向井内不断注入重钻井液， 并调节节流阀，使套管压力仍一直等于第一循环周末的关井套压不变，直至 重钻井液到达钻头处。 （2）在重钻井液由环空上返的过程中，仍要保持压井排量不变，并调节 节流阀，使立管压力等于终了循环立管压力不变，直至重钻井液从环空返出 地面。 （3）停泵，关节流阀，关井套压、关井立 压均应等于零，若关井套压不为 零，则应重新 压井。若关井套压、关井立 压均 为零，则打开防喷器。 （4）调整钻井液性能，直至整个井内的钻井液密度符合钻井要求后再恢 复正常生产。 19、工程师压井法（应会内容） （1）缓慢启动泵打开节流阀，使套压等于关井时的套压值。当排量达到 选定的压井排量时，保持排量不变，调节节流阀的开启程度使立管压力等于 初始循环立管压力。 （2）重钻井液由地面到达钻头的这段时间内，通过调节节流阀控制立管 压力，使其按照“ 立管压力控制表”变化，即由初始循环立管压力逐渐降到终 了循环立管压力。 （3）继续循环，重钻井液在环形空间上返，调节节流阀，使立管压力保 持终了循环立管压力不变，当重钻井液到达地面后，停泵、关节流 阀。 检查套管和立管压力是否为零，若为零说明压井成功。 20、钻开油气层前的准备和检查验收（应知内容） 15 （1）了解所钻区块的特点和邻井钻探情况，查清区块浅层气、邻近注水 井、采油井、作业井动态 及压力情况，制定具体的井控应急处置预案。调整 井负责检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况等。 （2）大包井负责组织向钻井队人员进行工程、地质、钻井液、井控装置、 井控应急处置预案等方面的技术交底，并提出具体要求。 （3）负责组织、讲评不同工况下的防喷演习。 （4）检查钻井液性能是否符合设计和施工要求，检查重钻井液、加重剂、 堵漏材料和其它处理剂的储备量。 （5）检查所有井控装置的安装是否符合要求、设备运转是否正常，发现 问题组织人员及时整改。 （7）在钻开油气层前 100150 m 开始，进行低泵冲试验，取全压井施 工数据，并做好记录。 （8）按照“井控工作 检查 批准书” 内容进行自 查自改，合格后向上级主管 部门提出检查验收申请。 （9）在进入油气层前 50100m，根据需要，按照下步设计最高钻井液密 度值， 对裸眼地层进行承压能力检验。 21、短起下钻的方法（应会内容） 需进行短程起下钻时，应检查油气侵和溢流，计算油气上窜速度。 （1）一般情况下试起过新钻开的油气层顶部以上 300m，再下入井底循 环观察 12 个循环周，确认有无油气侵。 （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，停泵观察一个起下钻周期或下一道工序所需的时间，再下到 井底循环观察 12 个循环周。 （3）短起下钻到底后，应做好关井准备，循环排除受污染的钻井液，循 环调整好钻井液密度后再实施下步作业。 16 （4）执行起下钻中相应的要求。 22、在什么情况下进行短起下钻检查油气侵（应知内容） （1）钻开油气层后第一次起钻前。 （2）溢流压井后起钻前。 （3）钻开油气层井漏堵漏成功后起钻前。 （4）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。 （5）油气层活跃井每次起钻前。 （6）钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时。 （7）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试 等）起钻前。 23、如何计算油气上窜速度（迟到时间法）（应会内容） ：油气上窜速度， m/min H 油：油气层深度，m H 钻头：循环钻井液时钻头的深度，m t 迟：井深H 钻头 时的迟到时间，min t：从开泵循环至见油气显示的时间，min t 静：静止时间，即上次起钻停泵至本次开泵的时间，min 24、关井程序和应急关井（应会内容） （1）应会常规钻井各种工况发生溢流时的关井程序 （2）应会下套管、固井作业发生 溢流时的关井程序 静 迟钻 头油 ttH 17 （3）应会欠平衡钻井的关井程序 （4）应会特殊情况下的应急关井 25、井喷失控的应急处置（应知内容） （1）井喷失控后应立即停机、停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处 全部照明灯和电器设备。 （2）立即向上一级主管单位或部门汇报。 （3）撤到应急集合点，听从统一指挥。 26、分析地质资料、数据（应知内容） （1）分析随钻地层对比。 （2）掌握地质设计和邻井地层及油、气、水分布情况。 （3）查看全烃含量、单峰值、下钻循环后效监测值、循环罐钻井液面变 化情况，分析钻时、 钻 具悬重、 泵压、H2S、CO2 气体等参数的变化。 四、H2S 知识与防护 1、阈限值（TLV）的定义，H2S 和 SO2 的阈限值（应知内容） 几乎所有工作人员长期暴露都不会产生不利影响的某种有毒物质在空 气中的最大浓度。H2S 的阈限值为 15 mg/m3（10ppm），SO2 的阈限制为 5.4 mg/m3 （2ppm）。 2、安全临界浓度的定义，H2S 的安全临界浓度（应知内容） 工作人员在露天安全工作 8h 可接受的 H2S 最高浓度；H2S 安全临界浓 度为 30mg/m3（20ppm）。 3、危险临界浓度的定义，H2S 的危险临界浓度（应知内容） 达到此浓度时，对生命和健康会产生不可逆转或延迟性影响；H2S 的危 险临界浓度为：150 mg/m3 （100ppm）。 4、含 H2S 天然气的定义（应知内容） 指天然气的总压等于或大于 0.4MPa，而且该气体中 H2S