安全预评价案例

1、安全预评价编制说明安全生产事关人民群众的生命和财产安全， 事关改革发展和构建 和谐社会的大局，搞好安全生产评价工作，是促进生产安全、提高经 济社会全面发展的重要内容， 是实施可持续发展战略的组成部分， 是 政府履行社会管理和市场监督职能的基本任务， 是企业生存发展的基 本要求。为了贯彻落实 中华人民共和国安全生法 、中华人民共和国矿 山安全法，依据安全许可证条例 、非煤矿山企业安全生产许可 证实施办法（国家安监局第 9 号令）和陆上石油和天然气开采业 安全评价导则 的有关规定， 为了加强陆上石油和天然气的开采业的 新建、改建、扩建工程项目设施“三同时”及陆上石油天然气开采业 安全生产管理工作，

2、 规范陆上石油和天然气开采业安全评价行为， 确 保安全评价的科学性、公正性和严肃性，受某公司的委托，吉林省元 麒安全环境技术有限责任公司对委托企业合作区块新生产井进行安 全预评价。为使安全预评价能够准确地反映该企业的安全生产状况， 评价组 经过现场勘察和相关资料的搜集， 根据企业提供的 油藏工程开发方 案，运用安全评价的方法，分析和预测该企业建设项目可能存在的 危险、有害因素的危险度评价，查找生产中可能存在的事故隐患，并 提出切实可行的安全对策措施及建议， 将采油生产运行期的风险控制 在安全合理的程度之内。报告的编写始终以 陆上石油与天然气开采业安全评价导则 的要求为依据， 以评价单位的客观事

3、实情况为内容， 利用科学的评价方 法，认真地进行安全评价报告的编写工作。 此报告为企业安全生产运 行及日常安全管理提供科学依据。89为了贯彻安全生产方针，以适应经济发展和构建和谐社会， 为保证生产和人安全的需要，安全评价就显得有非常重要的意义。“安全 第一，预防为主”是我国安全生产的基本方针，开展安全评价是这一 方针在安全生产工作上的具体体现，也是预测、预防事故的安全手段, 在贯彻安全生产方针中有着十分重要的作用。安全评价是以实现工程、系统安全为目的，应用安全评价方法对 工程系统中存在的危险、有害因素进行识别和分析，判断工程、系统 中存在的危险的可能性的严重程度， 并提出安全对策措施和建议，从

4、 而为工程、系统中的安全防范和监督管理决策提供科学依据。为了使安全评价结果能够准确的反映出该公司的安全状况，评价 人员本着科学、严谨、公正、规范的原则，通过现场调研，相关评价 资料的收集，现场相关拍照资料，组织技术交流等形式，取得了评价 工作所需要的资料和数据，为做好评价工作奠定了基础。根据陆上石油与天然气开采业安全评价导则的要求，我们编 制完成预评价报告，可查出设计中的缺项和不足，分析和预测工程、 系统存在的危险、有害因素及可能导致的危险、危害结果和程度，提 出合理可行的安全对策措施，指导危险源监控和事故预防，以达到最 低事故率、最少损失和最优的安全投资效益，并为政府的安全管理工 作提供技术

5、支持。1.1 预评价的意义建设项目安全预评价通常是在项目的 可行性研究报告 完成之 后，在项目的初步设计之前进行的，其目的是为了贯彻“安全第一， 预防为主”的方针，确保建设项目（工程）竣工时符合国家安全生产 各项标准的要求， 是建设项目 区块油田开发建设项目可行性研究报 告或合作区块油藏工程开发方案在设计时能充分了解该项目建 成投产后有可观的产出， 取得好的经济效益和社会效益， 同时将存在 的各种危险、 有害因素（事故隐患） 和危险有害程度， 以及消除危险、 有害因素避免事故发生应采取的对策措施， 以使从设计上及实际建设 项目的安全化。安全预评价是根据油田建设项目区块油藏开发方案的内容， 分析

6、和预测该建设项目可能存在的危险、 有害因素的种类和程度， 对 照有关的安全生产标准、 法规并结合企业的实际情况提出合理可行的 安全对策措施及建议。预测、预防是实现安全管理现代化的必要手段， 而预评价从建设 项目前期工作入手， 预测、预防建设项目投产后可能出现的事故和危 害，从而有效地提高安全设计工作的质量和建设项目投产后的安全生 产水平，预评价的目的改变了“先建设、后治理”的被动局面，使建 设项目“三同时”的管理、监察工作沿着规范化、科学化的方向深入 的开展。安全预评价使建设项目的安全设计和工艺设计形成有机结合， 避免了项目投产后因为安全要求引起的返工和调整， 从而提高了安全投 资的效果，总的

7、看来，建设项目劳动安全卫生水平的提高，生产的安 全系数必将增大，也就相应减少了经济损失，最终实现安全生产、经 济的同步增长。1.2预评价的原则（1）本次预评价将严格遵循客观性、公正性、科学性、合法性、针 对性的原则。（2）采用可信、适用的预评价方法，确保评价质量。（3）对评价项目做出客观公正的预评价结论，所提出的安全对策措 施要具有合理性、针对性、可操作性、可靠性。1.3评价依据1.3.1法律法规中华人民共和国安全生产法（中华人民共和国主席令70 号） 中华人民共和国消防法（1994年7月5日全国人大常委会通过）中华人民共和国劳动法（1994年5月1 日） 中华人民共和国职业病防治法（2002

8、年5月1日实施） 非煤矿山企业安全生产许可证实施办法（国家安全监管局第9号令）（6）陆上石油和天然气开采业安全评价导则（安监管技装字2003115 号）（7）国家发展和改革委员会、国家安全生产监督管理局关于加强建设项目安全设施“三同时”的通知 ( 20031346 号)1.3.2标准、规范石油化工企业设计防火规范 (GB50160-92 2001 版)原油和天然气工程设计防火规范 ( GB50183-93)石油工业用加热炉安全规程YS0031-95)石油企业工业动火安全规程YS5858-95)石油化工生产建筑设计规范SH3017-1999)石油化工静电接地设计规范SH3097-2000)7)建

9、筑设计防火规范 (GB50016-2006)8)建筑物防雷设计规范 (GB50057-94)固定式钢直梯安全技术条件 ( GB4053.1-93)10)固定式钢斜梯安全技术条件 (GB4053.2-93)11)固定式工业防护栏杆安全技术条件 ( GB4053.3-93)12)生产设备安全卫生设计总则 (GB50583-1999)13)石油化工企业职工安全卫生设计规范 (SH3047-93)14)工业企业设计卫生标准 (GBZ1-2001)15)工业企业照明设计标准 (GB50034-92)17)18)16)石油化工企业可燃气体和有害气体检测报警设计规范SH/T3063-2001)19)噪声作业

10、分级 (LD/80-95 )油罐区防火设计规范 ( SY/T0075-2002) 机械设备防护罩安全要求 ( GB8196-87)(20)消防安全标志设置要求（GB15630-1995(21)工业企业内运输安全规程（GB4387-1994(22)低压配电设计规范（GB50054-1995(23)电气设备安全评价导则（GB4064-83(24)防止静电事故通用导则（GB12158-90(25)干粉灭火剂通用技术条件（GB13532-1992(26)泡沫灭火剂通用技术条件（GB15308-1994(27)安全标志使用导则（GB16179-96）(28)安全标志（GB2894-1996(29)安全色

11、（GB2893-19961.4评价的范围依据陆上石油和天然气开采业安全评价导则及非煤矿山企 业安全生产许可证实施办法的要求，结合现场检查、资料收集、察 看，最终确定安全评价范围包括以下内容:采油生产单元（单井罐采油、管输采油、注水等工艺设备和设施）， 辅助生产工艺系统（油运、电气、消防工程等）。1.5评价工作内容根据该公司采油工程的特性，结合安全预评价工作的具体要求, 确定本次安全评价工作的内容:（1）收集评价工作的依据（2）明确评价的范围（3）了解掌握评价对象的基本情况对油气开采系统进行危险、有害因素辨识，确定危险源 选择科学、 合理、适用的评价方法， 对油气开采安全管理体 系能否确保油气开

12、采安全生产作业评价。提出合理可行的安全对策措施和建议做出安全评价结论8）编制安全评价报告1.6 预评价程序本次安全预评价工作是严格按照 陆上石油和天然气开采业安全 评价导则（国家安全生产监督管理局文件监管技装 2003115 号） 所规定的内容的要求进行的。程序主要包括：准备阶段；危险、有害 因素识别与分析；定性、定量评价；提出安全对策措施及建议；做出 安全评价结论；编制安全评价报告等。如图 1 所示。1）前期准备工作根据 115 号文件要求，向被评价单位收集评价工作所需的相关资料。如企业概况、工程建设项目详细资料、安全技术与安全管理 措施资料、消防现状资料，与被评价单位签订安全评价合同书，接

13、受 安全预评价委托书，编写调查表提纲，编制现场调查表。2）现场调查依据国家法律、法规、标准、技术规范及企业提供相关工艺技术 资料、工艺操作规程对被评价单位的安全生产状况进行现场调查。 主 要通过询问、察看、记录、拍照、测量等直观手段及经验进行分析、 判断，达到调查的目的。(3)根据采油工艺过程及当地自然环境特点和周边环境特点识别和分析生产过程中的危险、有害因素。(4) 合理划分评价单元、正确选择评价方法在危险、有害因素识别和分析的基础上，根据评价的需要，将评 价对象按采油工艺功能、生产设施设备相对空间位置、危险有害因素 类别及事故范围划分评价单元，使评价单元相对独立，具有明显的特征界限.(5)

14、 定性、定量评价本次安全预评价，是对采油系统易发生火灾、爆炸的危险场所、 部位及重要工艺设施进行定性、定量分析与评价，确定引起采油钻井 作业事故发生的致因因素、影响因素和事故严重程度，为制定安全对 策措施提供科学依据。(6) 提出合理可行的安全对策措施及建议主要从安全管理、采油工艺技术、设备、设施方面提出对策措施 与建议。(7) 预评价结论(8) 编制报告图1-安全预评价程序框图第2章 被评价单位概况2.1企业基本情况企业名称：某公司企业地点：松原市青年大街 3699号法人代表:王文昌企业类型:有限责任公司注册资金:1000万元人民币基本情况:公司成立于2001年8月，目前现有固定资产4419

15、万 元，企业员工48人，其中技术人员6人（其中高级技术职称2人、 中级技术职称4人），公司设有五部一室（安全环保部、采油部、供 应部、财务部、生产技术部、办公室）。前线设有生产基地，具体负 责采油生产和日常的安全管理工作。2.2项目概况2.2.1项目名称:某公司乾130北区块开发项目。2.2.2开采矿种:石油2.2.3项目性质:合作开采油田项目（与中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司合作）2.2.4项目地点：松原市乾安县安唱乡前寸字村。2.2.5合作期限：20年2.2.6建设规模：乾130北区块合作面积14.7平方公里，探明 含油面积6.5平方公里，石油地质储量145万吨动用含油面积2.6

16、平 方公里。至2004年底共完钻26 口井，截止2005年8月区块内已完钻开发 32 口井，目前累积产油 4.9 万吨，平均日产原油 30 吨左右， 平均单井核实日产油为 1 吨，区块内综合含水 38%。公司目前有 3 口注水井（油井边再打一口水源井做为注水水源） 用16Mpa柱塞往复泵往井下注水。目前3 口注水井承担该区块井的注 水任务。2.2.7 新增加采油井数： 8口井。其井号如下：05 年新生产井6口：153-60、153-63、153-64、153-67、153-58、153-5906 年新生产井2口：153-66、153-68井位布置图见附件）2.2.8 井口装置 250 卡箍式采

17、油树。2.2.9 采油和运输方式 采油方式：单井罐采油。运输方式：公司有运油罐车 2台承担油井生产的混合液任务,运往乾安采油厂联合站。2.3 采油设备、设施采油设备明细表表 2.3-1序 号设备 名称规格设备型号数 量生产厂家出厂 日期使用 年限新度 系数完好 情况1抽油机CYJ8-3-37HB8吉林正达2003.8-2005.41年0.8完好2储油罐15立方8大安石油 机械厂2005.61年0.9完好3抽油泵为38管式8吉林石油 机械厂2005.61年0.9完好4变压器S10M-160/6.31沈阳变压 器厂2006.111年0.9完好5油罐车12M3S75-7.9/102宁波高压 泵厂20

18、05.11年0.9完好2.4地理位置交通情况该公司乾130区块位于吉林省乾安县安唱乡前寸字村。 南与东方能源公司生产区块接壤，东与乾石公司临近，北与乾安采油厂生产井临近，西与乾安县安唱乡前寸字、后寸村相邻，地面海拔145-150米。地势平坦，距乾安县城15公里公路四通八达，经济地理条件优越。交通方便。2.5气候条件该区块属于温带大陆性季风性气候，处于半湿润半干旱过渡区,春季干旱少雨，升温较快；夏季炎热，降水集中；秋季凉爽，变温快,温差大；冬季则多刮西北风。年平均气温 5.6 C,最高36.3 C,最低气温-37.8 C,年平均降雨量420mm雨多集中在每年的7-8月份。2.6地质特征2.6.1

19、构造特征区块构造为中，新生代地层广泛分布，地层从老至新有白垩系的明水组、第三系的大安组和泰良组， 第四系下更新统自土山组更新统大青沟组，上更新统顾乡屯组和全新统。2.6.2 油藏特征乾 130 北区块位于乾安鼻状构造的南端， 区块内未发现断层。 开采目的层为下白垩系青山口组 2+3段地层的下部、即高台子油层 G刈砂组。油层埋藏深度 1950-2000 米，储层岩性为粉砂岩。高台子油层G刈砂组自上而下分为38-42号5个小层，砂组地层厚度 45-50 米，砂层厚度东薄西厚，砂层总厚度 7-25 米。高台子油层G刈砂组储层物性差，砂岩孔隙度2.3-17.6%，平均为14.7%;渗透率0.01-18

20、.8 X W3um,平均为4.55 X wum。属于低孔特低渗储层。在钻遇的 5 个小层中， 40 号小层为本区物性好，砂体普遍分布，普遍含油的主力油层;其次为 39、 42 号小层，为物性和含油性相对较好的接替油层; 38号小层在本区为不含油的干砂层; 41 号小层在本区基本不分布。高台子油层G刈砂组油层温度为80C,油层原始地层压力20Mpa压力系数1.03。原油密度0.8478/CM3、原油粘度13.02mpa.s(50 C)、含腊量25.6% 含硫量0.08% 凝固点34C，其原油性质具有密度中等、粘度较低、含硫量低、含腊量高的特点。地层水矿化度为24429-27924g/L，水型为N

21、aHC型，本区油层的含油饱和度为 53%本区属于低孔、低渗、低丰度，油藏埋藏深，储层单一且分布不稳定，汕水关系复杂的构造 -岩性油藏。2.7油藏开发方案(1) 开发原则a、在区块有利部位部位总体部署，滚动开发，加强随钻分析，不断加深地质认识，及时调整井位部署。b本区油层单一，含油井段不长，油层不多，采用一套层系开发。c、布井方式及井网密度充分考虑具有裂缝的特低渗透率油藏的特点。d区块开发注水、采油同步实施，油层压力保持在原始压力80%以上。e、采取增产措施，压裂作为油井投产的必行工序。f、注入水水质符合部颁要求。(2) 井网部署据吉林已开发油田的经验，注水开发时注水井排方向与裂缝方向一致，注水

22、开发效果较好。本区裂缝方向与乾安油田基本一致即裂缝方向近东西向。考虑井排方向为东西向，本次共设计四种方案：其中注水开发方式两种，方案一为排距150米，井距500米，构成棱形反九点注水开发；方案二为排距150米，井距400米，构成棱形反九点注水开发。暂不注水开发方式两种，方案三为排距150米，井距500米,构成棱形天然能量开发；方案四为排距 150米，井距400米，构成棱形天然能量开发。(3) 注水及注入水水质要求据乾安油田及乾146区块注水开发经验，注水应与采油同期进行，以免油藏压降再采取高注采比恢复压力的被动局面。注水时间就采取平衡注水、温合注水政策，注采比控制在 1.0-1.1 左右，注水

23、后保持主力油层受效， 油层压力保持在原始压力附近。 注水为棱形反九点注水开发。注水井井底压力不超过地层破裂压力。乾 146 区块压裂施工资料统计，破裂压力梯度为1.6Mpa/100m,设计的井口注入压力不超过13Mpa本区油层与其相似，参考此值选定井口注入压力不超过 12Mpa 注入水的水质严格执行部颁要求， 以防范因注入水水质不合格而造成 对地层流动能力的可能影响。 因为这类油藏本身固有的流体流动能力 就很低， 一旦造成地层伤害可能会急剧降低原油的流动能力。 另一方 面也防止因注水井的第 3 章 采油生产系统及辅助系统3.1 油田开发工艺简述石油是国家主要能源之一， 在国民经济发展中占有十分

24、重要的意 义，采油为油田的主业， 油田的原油产量都是通过各采油厂的油井生 产出来的，松原地区的小油田生产也是油田产量的一部分。为此，搞好小油田的生产建设也和为石油产业贡献一分力量。油田开发是一项包括地下、地上多门学科、多种工艺技术的系统 工程。首先是通过地质调查，物探工作掌握含油构造，在其含油构造 上进行石油钻井，掌握井下具体含油气层情况，初步了解含油气层后, 再布置生产井进行油气开采。在开采过程中，其井下工具磨损或损坏 要进行检修，对其油气层要进行增产措施进行酸化、加砂压裂等进行修井作业；对采出的原油进行集输，或汽运等。为采油服务的辅助配套工程：供水、供电、道路、通讯、机修、排水和矿区建设。

25、3.1.1地质调查油田地质调查就是采用重力、磁力、地震等方法，以了解地下岩层的性质等情况，找出可能含油气的构造。3.1.2石油钻井石油钻井是油田开发的主要手段之一,钻井一般分为探井和生产井，探井是为了了解地下构造及岩性情况,并按地质要求采出地下岩芯进行分析，以确认含油气具体层位、深度、饱和度、厚度、含油面积的大小，计算出储量多少，确定其开采价值等。对于有开采价值的 含油构造，确定规模并投入开发，这时就需要按油田开发方案进行合 理布井，按井的井身结构进行钻井施工，下入油层套管，固好井口, 装上合格井口装置，验收合格后，交井给采油单位。3.1.3试油试油是石油勘探方法中的重要组成部分， 是检查油气

26、田开发效果 的重要手段之一，是了解目的层（油、气、水层）进行实际测试的一整套工艺过程。 试油资料成果是发现油田、 合理开发油田的重要科学 依据。因此试油工作在油、 气田勘探的开发中占有重要地位。试油工 艺方法随着科学的技术进步， 试油工艺方法不断改进和发展， 不受自 上而下的限制，采用封隔器，可钻式桥塞等工具，一次可以试多层或 任意一层油层，其工艺方法：压井7射孔7诱喷（替喷、抽吸、气举）计量7求压7求出产量。3.1.4 采油作业试油求出产量后， 由采油队进行采油作业， 根据油井的采油深度 不同，选用不同型号的抽油机，根据油量的多少选用不同的油泵，通 过抽油机带动抽油泵工作， 将井下的原油抽到

27、地面。 原油从井口直接 通过埋地管线送到接转站，在接转站内进行油、气、水的分离处理。这种采油方式叫做集输采油， 另一种是抽出的原油通过井口与井场储 油罐的连接管线， 抽到储油罐里的方式， 叫单井罐采油工艺再一种是 油井的产能较低，用采油泵抽不能连续出油，需要停数天，待油汇集 到足够高度再用捞油车进行捞油， 这种方法叫捞油作业法， 此方法用 的较少，只个别区块用。3.1.5 修井作业油井在生产一定时间后，由于腐蚀、结垢、井下工具磨损或损坏 等原因要进行修井作业， 主要包括： 清蜡、检泵、清砂、封堵水层等。这时修井队伍上修井设备和专用工具根据不同的工作内容进行不同 的修井作业。3.1.6酸化和压裂

28、酸化和压裂主要是扩大含油岩层的孔隙度，提高原油的渗透性, 使产油通道通畅，增加油的产量。酸化是对碳酸盐油藏的油、气井的 砂岩解堵的一项有效措施。清除岩层中的结垢物，疏通射孔通道，达 到增产目的，一般采用盐酸和土酸两种较多。压裂实质是向井内高速 注入液体，利用液体的传压性质，在井底形成一足够高的压力，将油 层中原来致密的油层压开，形成一条或多条裂缝，并充填一定粒度的 颗粒物质（压裂砂）以提高近井地带的渗透率，沟通原始地层裂缝孔 隙，扩大供油面积，从而减少油层中油流阻力，提高油、气井生产能 力。3.2采油工艺简介3.2.1单井罐工艺单井罐是比较简单、比较经济、实用的原油储存、加热的工艺装 置。一般

29、在边远分散的区块，或不能敷设集输管网的区块井场上采用, 由于生产成本较低，所以生产规模较小的油田广为采用。从结构上看，单井罐是一个圆形、卧式、常压、钢制盛油容器。般为15-20m，其主要作用有四方面：一是储存原油，即把从抽油 机抽出的原油暂时储存到罐内，待达到一定量后再用油罐车将其运送 到计量站或中转站中。二是对原油进行加温、加热，在罐内一般设有 加热炉膛，使罐内固状原油可以流动以便卸出。 三是实现原油初步脱 水，油运往接收站，水被利用注入地层。四是根据工作条件、环境的 不同采用有高架式和地面单井罐，目前来看架空式单井罐较为普通,利于防洪和放油较便捷。所谓“单井罐工艺”就是将从抽油机抽出的原油

30、通过井口的输油 管送到单井罐内，待罐内的原油达到一定量后，通过加热方式对罐内的原油实施加温、加热。当加热到罐内原油可以流动时，一般60C 左右，便通过“位差”或立式抽油泵将罐内原油装到油罐车内的过程, 即为“单井罐工艺”。单井罐工艺图如下单井罐工艺流程图322集输工艺在小油田当中有的企业和作业区块面积大，产量较高布井较多的 情况下采用集输工艺。原油集输一般采用三管热水伴随工艺系统，所 谓三管伴随工艺指在原油三管输送中， 中间管为原油输送管，旁边两管为热水管，一个是送水管，一个回水管，伴热温度一般在60-90 C 之间。将含水原油从各油井采出后，通过埋地集输管网送往接转站, 在接转站内进行油气分

31、离，油水分离处理，分离后的原油再通过原油 管道输送到吉林油田采油厂联合站。分离出的污水进入污水处理装置 处理后，再用注水管网注入地层。分离器上部分离出来的伴生气进入 干燥器脱水后作伴热锅炉的气体燃料。3.2.3捞油作业捞油作业是指不用抽油机带抽油泵抽油采油，而是用专用的捞油 设备（架子车）和专用的捞油工具（捞油筒），其工艺过程是将捞油 机固定好后，把捞油架子和捞油筒对准井口，连接好捞油管线，均匀 下放捞油筒至油层中下部，速提升捞油筒，并将原油从井下捞出，直 接通过捞油管线送到原油罐车内或井场单井罐内。3.2.4接转站或联合站接转站或小型联合站是用来集油、原油输送、原油脱水、脱气、 污水处理、注

32、水、原油伴热、供水、供电的场所。目前看该装置在小 型油田企业有的单位较少，大部分无此类装置，一般都是把含水原油 用罐车拉到油田行处理。3.2.5 注水系统注水系统是指为恢复地压， 提高采油量，经注水泵， 注水管网（地 下管网）注入到井下或将含油污水经污水处理后再经注水间的注水 泵，经注水管网和注水井再注回到井下， 一般用注水泵采用正九点法 注水面积注水或反九点面积法进行注水， 注水流程为干管多井配水流 程，注水管线均采用埋地敷设，注水系统压力一般为 5-15Mpa 之间。3.3 辅助设施 3.3.1 供水生产用水自己单位单独打的水源井， 提供注水水源或由中转站处 理后的污水再注入到地层中去。

33、生活用水一般都是生活用水井提供或 自来水供给。3.3.2 供电、配电系统该公司所有井场供、配电皆由油田电网提供， 根据工作条件不同， 耗电量的多少，选用不同容量的变压器， 把高压电能转化为低压电能，般为 380/220V 供用电场所使用。1）3.3.3 消防设施 消防设施每个采油井场必须要求配备 2 个 8kg 干粉灭火器。采油井场应配 2 立方米以上的灭火砂。各有关的储水罐除生产用外，也可作为消防用水。各采油企业和地方消防部门签订有消防安全协议书，让地方消防部门各以支持。334原油运输大部分采油企业采用油罐运输方式较多，目前小油田是一种经 济、可行的方式，有的单位有自己的运输车辆，有的单位外

34、雇原油运 输车辆，并与运输单位签订运输合同，达到原油运输到指定油田接转 站或接油站点。第4章油气开采系统主要危险、有害因素辨识与分析所谓油气开采系统是指为油田油气开采生产和辅助的工艺系统。般包括：生产管理系统；采油工艺系统；辅助生产系统；油气集输 工艺系统；供、配电系统；消防系统等。安全评价就是通过对系统各工艺、设备存在的危险、有害因素的 辩识与分析，找出其不安全因素和隐患，并通过采取必要的对策措施 和预防手段达到其本质安全目的。危险因素是指能影响人的身体健康，导致疾病或对物造成慢性损坏的 因素。油气开采系统的危险因素主要是指发生火灾、爆炸的场所、部位 或工艺单元，以及造成火灾、爆炸事故的致因

35、因素和影响因素。油气开采系统的有害因素指：在油气开采过程中原油伴和生气里的有 毒物质、有害气体（如硫和硫化氢气体）及酸化时各类酸类化学物质 对人体的灼伤和中毒危害等。通过相关资料分析和多次现场检查，我们了解到吉林油田属低含硫油田，含硫量大约只有 0.1185%。在松原地区小油田几十年的油气 开采中，还没有发生过因硫化氢中毒而死亡的事故。但是，石油开采 中其偶然性较多， 新区块新构造不断发现， 新的有毒有害物质随时都 有可能出现应引起足够的重视。 所以在对松原地区所有油田油气开采 系统进行危险、 有害因素辩识与分析时， 我们对其存在的危险和有害 因素应充分的加以重视，提高采油作业时的防范意识。致

36、因因素、影响因素在油田油气开采过程中， 能导致油气开采系统发生火灾、 爆炸的 致因因素和影响因素很多，归纳起来主要表现为以下几个方面。原油物质2)作业环境生产管理4)采油工艺系统辅助生产系统 油气集输工艺系统7)供、配电系统8)消防系统因此，对上述 8 个方面的辩识与分析就是对油气开采系统主要危 险因素的辩识与分析。 当然根据评价对象所包涵的评价单元不完全相 同。我们所辩识与分析的内容和范围也不完全相同。 如果以集输工艺 方式开采原油的企业， 其油气开采系统的危险因素辩识与分析包括上述全部内容；如果以单井罐工艺方式进行油气开采的企业， 其油气开 采系统的危险因素的辩识与分析，不包括消防系统和集

37、输工艺系统;而以捞油方式采集原油的企业，其危险因素的辩识与分析，就只包括 上述的（1）、（3）、（ 4）部分。该公司是以单井罐工艺方式进行油气开采的。 油气开采过程中涉及到的介质除地层水外主要为原油和原油伴生气（天然气），原油和 天然气均属于易燃、易爆危险物品，在开采储运过程中由于各种原因 的失误，安全重视不够极易造成火灾爆炸事故。4.1主要危险物质4.1.1原油物质根据松原地区油气开发的特点决定油田油气开采的首要目的就 是原油开采。伴生气只是原油开采的副产品，数量很少，所以在日常 生产中，人们遇到和接触到的最多的物质（或产品）就是原油。原油一般为红褐色至黑色的粘稠液体，具有特殊气味，比重为

38、0.87g/cm3。人们常称它为“工业的血液”。在人们生产、生活中有着 极为重要的作用。原油的成分复杂，其组成也因产地而异，主要成分 是烃类，原油成分中气体成分称为天然气。 原油是由多种不同闪点的轻组分组成，据不完全统计，原油的闭口闪点在-30- -34 C之间，闪 点越低，越容易点燃，火灾危险性就越大。故在危险物质的划分里, 将原油划入甲类或乙类。其危险性主要表现为以下三方面。（1）原油的易燃性在规定的条件下，将油品受热，轻组分开始蒸发并与周围空气形成油蒸汽和空气混合物， 在空气中当油蒸汽达到一定浓度， 温度又达 到着火点，遇明火时，油品开始燃烧，称为油品的易燃性。2）原油的自燃性在规定条件

39、下， 将油品温度升到一定程度， 在外界并无火源的情 况下，油品可在空气中自动燃烧，称为油品的自燃性。原油的初温度 越高，蒸发量（储量）越大，燃烧速度也越快。原油的热值越大，放出的热量越多，燃烧温度也高，原油燃烧温度可达1100C左右。3）原油的易爆性原油属于易爆物质。原油及其蒸汽或天然气按一定比例与空气或氧气）混合，达到极限范围时，遇火就会爆炸。可燃气体的爆炸 是在一瞬间（千分之一或万分之一秒）产生高温高压的燃烧过程，爆 炸的温度可达2000-3000 C,爆炸波速可达2000-3000m/s,具有强大 的破坏力。由上面的分析可知： 原油的危险性是它达到一定温度的条件下的 易燃性、易爆性和破坏

40、力。 其危害是火灾危害和对建筑物等的强大破 坏力危害。原油物质的危害性除表现在其燃烧性和易暴性外， 还表现在原油 物质的理化性：1）原油中挥发扩散的轻组分属于麻醉性毒物，现场工作人员如果吸入大量的原油气体会引起头晕，失去知觉，甚至丧失生命。原 油气体的中毒临界值规定为350mg/m,当空气中的原油气体含量达到0.1%时，人们即感觉到油气味，如果呼吸空气的含量达到0.7%时，从开始吸入的时刻起，经过12-14分钟，便会引起头晕，当原油气体在空气中含量达到1.0%时，吸入几分钟后，人就难以站稳。如果浓度更高，原油气体达到 2.0%时，就会使人迅速丧失知觉，甚至会立即窒息死亡。(2) 原油和汽油粘在

41、皮肤上，会使皮肤外皮脱脂。最危险的是原油和成品油落入人的口腔、眼睛的粘液膜上，如果得不到及时的处置会使粘液膜枯萎，有时还会造成出血症。原油的物质分析见表4-1。原油的危险、有害识别表表4-1标 识中文名：石油(原油)英文名：Petroleum Crudeoil分子式分子量UN 号：1267, 1255危规号：32003PTECStCAS号: 8002-05-9性状：黑色粘稠液体凝固点厂C： 37-38闭 口闪点 / C： -30-34初馏分/ C： 122.91含蜡/%： 23.03蜡熔点/ C： 43.68胶质 /%： 17.37黏度/C.P: 42.27沥青质/%： 1.82含硫量/%：

42、0.1185密度 g/cm3： 0.870燃 烧 爆 炸 危 险 性燃烧性：易燃易爆性：原油、天然气为易爆物质，原油蒸汽或天然气与空气混合，达到爆炸极限，遇火会爆炸灭火方法：灭火剂、干粉、二氧化碳对 人 体 的 危 害原油中挥发扩散的轻组分属于麻醉性毒物，大量吸入原油气体，会头晕、 失去知觉、丧失生命。原油腐蚀皮肤，使皮肤外皮脱脂急 救脱离现场人工呼吸就医防止泄漏通风劳动保护防止泄漏防止火源靠近专用运输车4.1.2伴生气伴生气(天然气)具有易燃、易爆、易挥发、易于聚集静电等特点，松原油田伴生气的主要成分是甲烷占42-98%此外还有少量乙烷、丙烷、丁烷、一氧化碳、二氧化碳、氩、硫、氮等。伴生气能

43、与空气混合形成爆炸性混合物,遇明火、高热极易燃烧爆炸。油田伴生气具有以下特点:(1)易燃性：伴生气火灾危险性等级属于甲类(2)易爆性：伴生气的爆炸范围较宽，爆炸下限浓度较低，泄漏后很容易达到爆炸下限浓度值。(3) 易扩散性：伴生气的密度比空气小。泄漏后易扩散。天然气中主要成分物理化学性质名称分子量密度Kg/m3临界温度临界压力Mpa自燃点可燃性限% (体)热值% (体)气体 常熟Kg.m/kg.k火灾 危险 性类 别低高全热1.八、值净热值甲烷16.0430.716-82.54.646455.015.08900800052.84乙烷30.0701.34232.274.885303.212.45

44、158001440028.2丙烷44.0971.96796.814.265102.379.50224002060019.23正丁烷58.122.593152.013.804901.868.41290002590014.59异丁烷58.122.593134.983.651.88.41290002590014.59氦4.0030.197-269.70.23211.8甲类氮28.021.250-147.133.3930.26氧32.01.428-118.825.0426.49氢2.0160.089-239.91.295104.174.230502570420.8二氧化碳44.01.96331.17.

45、3819.27一氧化碳28.01.250-140.23.5061012.574.23020302030.26硫化氢34.091.521100.49.012904.345.524.87空气28.971.293-140.753.7729.274.1.3硫化氢危害原油开采过程中产生的硫化氢是具有高度危险的n级毒物，硫化氢的最高允许浓度仅为lOmg/m，泄漏时稍不注意防护就可能引起中毒，硫化氢是一种有臭鸡蛋气味的气体，比空气重，易在低洼处积聚。硫化氢作为一种强烈的神经毒物，对黏膜有明显的刺激作用，硫化氢的最高允许浓度仅为1Omg/m，但人的嗅觉阈值仅为0.112-O.031mg/m3，因此在远抵于引起

46、危害的浓度之前，人们便可以嗅到其存在，一般来讲硫化氢臭味在 lOmg/m前与浓度成正比，当浓度超过10mg/m以后，会很快一起嗅觉疲劳而不闻其臭。人们进入0.5 mg/ni以上的浓度区域便有可能中毒。在低浓度区域的中毒要经过一段时间后才会出现头痛、恶心症状。浓度越高对呼吸道、眼部的刺激越明显。当浓度为70-150 mg/m3时，可引起眼结膜炎、鼻炎、咽炎、气管炎;当接触浓度为700mg/m时，会使人在瞬间失去知觉；当接触的浓度为1400 mg/m时，可导致人于瞬间麻痹而窒息死亡。故在原油开采中,对含硫化氢的油田、气田一般都采取防护设施或措施，避免发生中毒事件。4.1.4 一氧化碳的危害一氧化碳

47、无色无味，常存在于燃烧条件下的烟道中或有些通风不良的发电机房、用煤和天然气的取暖房间、工作室都可能存在。一氧化碳是人们接触最多的一种毒气。一氧化碳是易燃易爆气体，比空气轻，当于空气混合时极易形成爆炸气体，遇明火则发生爆炸、着火。一氧化碳由于无色无味，容易使人不知不觉中毒，急性中毒可引起头痛、眩晕、恶心、呕吐，它能阻止人体血液吸收氧气，从而引起化学性窒息，对人体的最高允许浓度为30mg/m。当空气中达到11.7mg/m时，吸入5分钟，即可窒息死亡。4.1.5二氧化硫1.物质的理化常数：国标编号23013CAS号7446-09-5中文名称二氧化硫英文名称sulfur dioxide别名亚硫酸酐分子

48、式SO2外观与性状无色气体，具有窒息性特臭分子量64.06蒸汽压338.42k Pa/21.1 C熔点-75.5 C 沸点：-10 C溶解性溶于水、乙醇密度相对密度（水=1）1.43 ;相 对密度（空气=1）2.26稳定性稳定危险标记6（有毒气体）,11（氧化剂）主要用途用丁制造硫酸和保险粉等2.对环境的影响:、健康危害侵入途径：吸入。健康危害：易被湿润的粘膜表面吸收生成亚硫酸、硫酸。对眼及呼吸道粘膜有强烈的刺激作用。大量吸入可引起肺水肿、喉水肿、声带痉挛而致窒息。急性中毒：轻度中毒时，发生流泪、畏光、咳嗽，咽喉灼痛等;严重中毒可在数小时内发生肺水肿；极高浓度吸入可引起反射性声门痉挛而致窒息。

49、皮肤或眼接触发生炎症或灼伤。慢性影响：长期低浓度接触，可有头痛、头昏、乏力等全身症状以及慢性鼻炎、咽喉炎、支气管炎、嗅觉及味觉减退等。少数工人有牙齿酸蚀症。二、毒理学资料及环境行为急性毒性：LG066OOmg/m, 1小时（大鼠吸入）刺激性：家兔经眼：6ppm/4小时,32天，轻度刺激。致突变性：DNA损伤：人淋巴细胞5700ppb。DNA抑制：人淋巴细胞 5700ppd生殖毒性：大鼠吸入最低中毒浓度(TCLo) : 4mg/m, 24 小时(交配前72天），引起月经周期改变或失调，对分娩有影响，对雌性生育 指数有影响。小鼠吸入最低中毒浓度（TCL0）:25PPm（7小时），（孕6-15 天）

50、，引起胚胎毒性。致癌性：小鼠吸入最低中毒浓度（TCL0）: 500PPm（5分钟），30周 （间歇），疑致肿瘤。危险特性：不燃。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危 险。燃烧（分解）产物：氧化硫。3.现场应急监测方法：仪器法；气体检测管法气体速测管（北京劳保所产品、德国德尔格公司产品） 4.实验室监测方法:四氯汞盐-盐酸副玫瑰苯胺比色法（GB8970-88,空气） 甲醛吸收副玫瑰苯胺分光光度法（GB/T15262-94，空气）5.环境标准:中国(TJ36-79)车间空气中有害物质 的最高容许浓度15mg/m中国(TJ36-79)居住区大气中有害物 质的最高容许浓度330.50mg/m (一

51、次值);0.15mg/m (日均值)中国(GB3092-1996)环境空气质量标准（mg/m）一级0.02 ;二级0.06 ;三级0.10（年平均）一级0.05 ;二级0.15 ;三级0.25（日平均） 一级0.15 ;二级0.50 ;三级0.70（1小时平均）中国(GB16297-1996)大气污染物综合排放标准 最高允许排放浓度（mg/m3）:550 960（表 2） ; 700 1200（表 1） 最高允许排放速率（kg/h）:二级 2.5 170（表 2） ; 3.0 200（表 1） 三级 3.5 270（表 2） ; 4.1 310（表 1）无组织排放监控浓度限值（mg/m3）:0

52、.40（表 2） ; 0.50（表 1）中国(GWKB3-2000)生活垃圾焚烧污染控制标准焚烧炉大气污染物排放限值260mg/ni（小时均值）6.应急处理处置方法:、泄漏应急处理迅速撤离泄漏污染区人员至上风处， 并立即进行隔离，小泄漏时隔离150米，大泄漏时隔离450米，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防毒服。从上风处进入现场。尽可能切断泄漏源。用工业覆盖层或吸附/吸收剂盖住泄漏点附近的下水道等地方，防止气体进入。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，用一捉捕器使气体通过次氯酸钠溶液。漏气容器要妥善处理，修复、检验后

53、再用。二、防护措施呼吸系统防护：空气中浓度超标时，佩戴自吸过滤式防毒面具（全 面罩）。紧急事态抢救或撤离时，建议佩戴自给正压式呼吸器。眼睛防护：呼吸系统防护中已作防护。身体防护：穿聚乙烯防毒服。手防护：戴橡胶手套。其它：工作现场禁止吸烟、进食和饮水。工作毕，淋浴更衣。保 持良好的卫生习惯。三、急救措施皮肤接触：立即脱去被污染的衣着，用大量流动清水冲洗。就医。眼睛接触：提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困 难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。灭火方法：本品不燃。消防人员必须佩戴过滤式防毒面具 （全面 罩）或隔离式呼吸器、穿全身防火防毒服。在上风处灭火。切断气源。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、4.1.6化学药品灼伤与毒性危害为提高油层产量，采油井生产初期或中后期的时候,采用酸化增其施工压咼压管易被产措施，酸化属高压危险施工，油层深度不同，岩性不同, 力也有所不同，一般都在 20-60Mpa之间，高压施工时, 刺漏，井口易被抬起，易造成人员伤亡；酸化时使用的盐酸、氢氟酸、 甲酸等对