石油开采废水处理（精选9篇）
石油开采废水处理 第1篇
石油中废水里面含有多种油类物质, 主要包括分散油、浮油、乳化油和悬浮物等物质, 这些对人体健康有着很大的伤害, 目前, 石油的开采量越来越大, 开采的时间也逐渐的加长, 废水处理也变的越来越重要, 由于废水里面含有物质的不同, 废水处理时所用的方法也不尽相同, 以下说明了废水处理的现状。
1.1 废水处理的物理方法
废水处理的物理方法主要是利用物理变化来去除水中的不容易发生化学变化的物质, 比如悬浮着的固体, 主要有以下几个方面。
(1) 膜分离方法, 这种技术目前尚不完善, 还不能大量的投入与实践, 主要是制造多孔材料来拦截废水之中的具有固定体积的悬浮物质, 主要有微滤、纳滤等类别。 (2) 重力分离方法, 主要是依靠石油和水的密度的差别来进行分离, 只需要把石油和水进行静置使其沉淀, 让其自然发生分离即可。 (3) 过滤器分离方法, 此技术是通过过滤器这种设备利用截留、沉降等方式来对石油中的污水中颗粒状物体进行分离, 因其作用较为明显, 因此用的较为广泛, 是一种很好的污水处理方法。 (4) 粗粒分离方法, 是一种通过带有填充物的装置来使石油中的油粒变小而后被分离的技术, 使用材料包括蛇纹石、树脂等粗粒化的材料, 也运用了重力的原理使油粒从大变小。 (5) 离心分离方法, 主要是利用容器装污水, 使其发生高速旋转, 并且利用不同物质之间的密度之差产生离心作用来进行分离, 目前已经取得了很好的效果, 在我们国家的发展前景很不错。
1.2 废水处理的化学方法
除却以上所说的几种物理方法, 处理石油中的污水的方法还有化学方法, 主要是采取一定的手段使得废水中的物质性质发生变化, 通过发生化学反应来进行分离的方法, 主要有以下几种。
(1) 氧化分离方法。
目前对石油之中的废水处理主要是通过利用空气氧化的方法来进行化学反应, 进行水的三级处理, 从而进行水的处理和净化。
(2) 混凝剂分离方法。
这种技术主要是通过加入混凝剂来使得水中的物质发生变化, 从而从水中分离来达到分离的目的, 混凝剂主要包括无机盐类和酸碱类。
(3) 中和分离方法。
这种技术主要是通过一定的方法来使地酸碱物质之中的p H值发生变化, 从而表现出中性的特点, 据资料显示, 酸性废水p H值一般在1~2之间, 而碱性的则为11~12之间, 因此需要采用手段是这两种性质的物质发生分离, 一般会选择石灰石、电石等物质来进行中和, 最终达到净化分=分离石油和水的目的。
2 石油开采面临的问题以及解决措施
随着经济的逐渐发展, 很多油田已经没有足够优质的石油待开发, 纷纷进入了发展较慢的中后期阶段, 开始了二次、三次的石油开采, 这对于石油的废水处理分离提出了更高的要求, 以下具体分析了当前我国石油开采面临的现状问题, 并且根据现存问题提出路相应的解决措施。
2.1 石油开采面临的问题
(1) 资源严重不足。
经过几十年的石油开采, 目前很多石油开采区资源已经严重告急, 不能满足我国对石油的急剧需求, 严重的阻滞了生产力的发展。
(2) 现有技术尚不完善, 需要进一步提高。
虽然现在的石油废水处理技术已经有了很多方法, 但是总的来说, 仍然不能很好的达到净化分离的作用, 总的来说, 技艺还较为简单, 不能很好的进行石油和水的分离, 因此也就不能提供优质的石油来满足经济的快速发展和各个行业的需求, 这在很大程度上阻碍了我国的发展速度。
(3) 引发了严重的环境问题。
石油的开采被公认为是有毒、危险的行业, 石油在开采的过程中会严重的破坏地表形状和地下水的平衡, 石油的泄露等还会造成严重的水污染, 地表层面的改变还会引发地震、塌陷等灾害, 严重威胁了人民的生命财产安全, 也给环境造成了很大的破坏。
2.2 提高石油开采技术的解决措施
现在的石油开采技术虽已取得了很好的效果, 但是仍需要进一步提高, 因此, 应继续研究制定石油开采的更改技术, 争取让石油开采在很短的时间内迈上一个更高的台阶, 具体措施有以下几方面。
(1) 将多种分离方法相结合, 达到最优效果。
由于各种物理、化学方法都有着自身的弊端和不足, 因此可以将多种方法相结合, 取其优势, 消除以前所具有的不足, 来达到最佳的分离净化效果。
(2) 研究开发工艺更为先进的设备。
石油开采中设备是必不可少的存在, 设备技术含量的高低也会影响到石油开采的效果, 因此应该不遗余力的研制技术含量更高的设备来取得更佳效果。
(3) 深入研究分离物质特性, 采用更适合的技术。
石油中含有的多种杂质都有着其自身的特性, 因此, 要深入研究这些杂质自身的特性, 由此我们才能采取更合适的方法分离。
3 结语
石油行业的发展使得其变成了一个重要的废水污染源, 随着石油开采工作的进一步拓展, 石油开采中废水处理技术的探究已经成为一项重要的工作, 只有把这项工作做好, 才能有效的减轻污水对身体所造成的危害, 才能很好的实现经济的可持续发展, 建设一个和谐稳定的社会。
摘要：经济的快速发展带来了石油开采的繁荣时期, 各行各业的发展使得对石油的需求量与日剧增, 石油的开采程度也不断提高, 但是现如今油田相继进入了高含水后期, 因此, 对石油开采过程中的分水处理就变成了众人关注的焦点, 成为一个不得不面对的难题, 本文分析了当前石油开采废水处理的技术现状, 并且分析了石油开采现存的问题以及对应的技术解决措施, 具有一定的现实意义。
关键词：石油开采,废水处理,现状,技术,措施
参考文献
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石油开采节能降耗技术分析论文 第2篇
关键词：石油开采；节能；降耗
引言
我国东部大部分的油田都处于高含水开发阶段，大量的石油无法开采，注水开发也具有高含水量，比采出阶段要低，石油采收率只有35%~45%，油井的含水率在不断提高。在此背景下，三次采油技术就被研发出来，虽然此技术具有一定的发展，但是在三元复合驱油技术及聚合物在油田使用过程中，影响了抽油机系统。在三次采油背景下，井液的性质具有较大的变化，润滑性和密度都有了一定的改变，提高了杆管之间的摩擦载荷。并且井下的工况较为复杂，油井产出腐蚀性较高，影响了三次采油抽油机的开采效果，降低了抽油机开采的效率，提高了抽油机能源的效果。基于此，本文就对抽油机井参数优化进行l研究，将降低能源消耗作为目的，通过参数的合理化配置，提高抽油机生产的最佳状态。
1石油开采中抽油机问题
1.1技术装备
抽油井技术装备的性能高低对抽油机生产效率具有一定的影响，根据抽油机动力系统的配置分析，部分油井使用的抽油机为传统的变压器，或者使用普通电机、调整电机，此种抽油机的电机能源消耗较高，但是效率并不高，对抽油机系统的整体效率产生了一定的影响。那么在选择抽油机技术装备的过程中，就要以先进且节能为目的，从根本上有效解决抽油机系统低效率的问题。
1.2生产参数
抽油机的生产参数问题主要包括如果在供液不足时，冲次较高，从而提高悬点载荷，但是降低了泵效。以此对抽油机系统的效率产生了一定的影响。
1.3生产系统
抽油机的生产系统优化设计能够有效提高抽油机系统的效率，部分油田部门抽油机管理水平较低，因为部分抽油机的使用时间较长，从而使抽油机系统的游梁或者支架出现偏斜的现象，抽油机系统悬点井口无法对齐。部分抽油机出现减速箱漏油的问题，还出现刹车轮磨损或者刹车失灵的问题。此种现象的解决都要求能够提高抽油机的优化设计水平，从而降低能源消耗，提高抽油机运行效率及生产效率。
1.4管理水平
目前油井抽油机设备的管理及工作情况的监控，对抽油机系统工作的效率都有着一定的影响。如果管理水平较高，那么就能够提高抽油机的生产效率。所以就就要实现油井设备工作情况的精准分析，对抽油机采油的工作制度进行及时的调整，从而提高工作效率。
1.5抽油机平衡率
在抽油机工作过程中，曲柄轴中的悬点载荷及平衡块产生的扭矩和电机对曲柄轴输入的扭矩相互平衡。如果抽油机不平衡，那么上下冲程电机电流的峰值就会提高，从而提高电机的能量消耗，因此降低了抽油机的效率。为了有效的说明，本节通过对比分析5口井的功率消耗。对5口井通过负平衡井转变为正平衡，并且对井进行了跟踪测试，其中有两口井功率消耗增加。
2提高抽油机效率，实现石油开采节能降耗
2.1提高抽油机系统的技术装备
针对现代部分抽油机仍然使用传统变压器或者使用普通电机等耗能量较高的情况，要选择使用较为先进的节能型技术装备，从而从根本上有效解决抽油机系统效率较低的问题，并且还能够降低能源的消耗。具体方案为：为抽油机选择针对性且合适的电机设备，从而有效降低电机的额定功率，以实现节能降耗的目的，并且提高效率；使用变频调速控制抽油机，从而创新传统抽油机低效做功的状态，使油井的负荷及抽油机工作的方式相一致，避免出现无效抽取的现象，保证每次都能够抽油，降低能源消耗，提高系统的节能效果；使用晶变频器实现抽油机的优化改造，通过改造晶变频器，降低抽油机的供电量，提高抽油机的功率因素，以降低变压器负荷，提高系统的工作效率，增加抽油机产量以及抽油速度，避免抽油机出现机械攻击，使抽油机能够长时间使用。
2.2加强抽油机设备的维护
首先，提高抽油机在日常工作过程中的维护及保养，定时对抽油机的润滑部位润滑，从而降低机械磨阻导致的能源消耗，以此有效提高空有机的运行效率。另外，如果抽油机的平衡率较低或者较高，都要对其平衡度进行调整，从而降低电流的峰值，提高电机的节能降耗的效果。
2.3提高油井的日常管理
首先，如果油井含蜡量较高，并且管线较长，就要对油井进行定期的热洗或者冲管线，从而能够有效降低井口的回压及悬点的载荷，以此降低电机的能源效果；另外，对抽油机的动液面及示动图进行全面的监测，如果油井出现管漏或者泵漏的现象，就要对其进行维护，从而使其能够恢复正常的生产工作；如果油井的供液不足，那么就要降低油井的工作参数；如果油井的沉没度较高，并且地层的能量充足，那么就要对其的工作参数进行优化。其次，对套管气进行合理的控制，降低受到气体的影响，以此有效提高泵的使用效率。
2.4优化抽油机的生产系统
优化抽油机生产系统能够有效提高抽油机系统的效率，由于抽油机系统工作参数较为不和，所以就要对其进行调整，从而提高抽油机的工作效率。具体来说就是对抽油机系统支架或者游梁导致偏斜的问题进行调整，并且解决抽油机系统悬点不能够对齐的问题等。使电机皮带轮的直径能够有效降低，并且实现电机的调速，从而能够有效降低冲次，以此提高泵效，提高井上效率。如果实现抽油机设计水平的优化，那么抽油机电机的功率因素就会在抽油机工作过程中有所提高，以此能够有效降低抽油机电网及变压器两者的负担，并且降低抽油机无功的损耗，以此提高抽油机系统的工作效率，达到降低能源消耗的目的。
2.5创建专门的抽油机检查设备
创建专门的抽油机检查及维修设备，汇总我国油田开采过程中抽油机专门维修的技术人员，从而保证抽油机维修过程中的专业性。通过一线化的方式实现抽油机检修管理的统一化，重点分析国外相关先进的抽油机检修技术，与时俱进，引入先进的维修理念及设备，促进我国抽油机检修技术的发展。
3结语
综上所述，油田本身的性质就较为复杂，在社会科技不断发展的过程中，驱油的方式也在发生变化，传统驱油为注水开发，现代已经朝着聚合物、三维复合方面发展，部分渗度较低的油田也有了良好的发展。基于此，本文就针对油田工程开采过程中的抽油机进行分析及优化，提高抽油机的效率，以此能够提高抽油机的节能降耗作用，从而达到稳产增产的目的。实现抽油机工作效率影响的因素分析，并且使用针对性的优化措施，从而能够有效提高抽油机的工作效率，降低抽油机在工作过程中的能源消耗。本文希望能够为抽油机优化课题研究提供基础。
参考文献：
石油开采废水处理技术的现状与展望 第3篇
1 当前我国石油开采废水处理的基本现状
石油开采中产生的废水中, 主要的污染物包括原油和悬浮物。因此, 石油开采废水的处理主要包括除油和除悬浮物两个步骤。并且附加防垢、杀菌等操作后, 实现水的再利用。
1.1 除油
这一环节在石油废水处理过程中比较重要, 废水中的原油主要以浮油 (直径大于100μm) 、分散油 (直径在10-100μm之间) 和乳化油 (直径为1×10-3-10μm) 三种形式存在, 根据原油存在的不同形式, 采用两级除油法, 即一级重力除油、二级混凝除油法。
1.1.1 重力除油
重力除油属于初步除油, 利用油和水的相对重力不同, 来除去废水中的浮油和分散油。现阶段我国主要采用立式除油罐和斜板式隔油池两种主要的重力除油方式。
立式除油罐的设计符合油水运动的基本规律, 迎合废水流动的重力流程, 采用物理的方式进行除油, 除油效果非常显著, 对于含油量在5000mg/L以下的废水, 其除油率可高达80%, 是石油开采废水重力除油的主要措施。
斜板式隔油池也是浮油处理的重要措施之一, 相对于平流式隔油池来说, 斜板式隔油池主要是在其内部加设一道斜板。表面看无很大差异, 却使处理浮油与分散油的效果明显提升, 通常在废水油粒半径为25微米时, 只需将废水在斜板式隔油池停留30分钟以内, 就可以出去废水中80%以上的浮油, 除油效果同样是非常的明显。
同时, 也可以把立式除油罐与斜板式隔油池相结合, 在立式储油罐内设置波纹斜板, 使其兼具两种技术的有点, 进一步提升除油效果, 通过一次操作, 基本可以出去废水中的全部浮油和分散油。
1.1.2 混凝破乳除油
经过重力除油后, 废水中的浮油和分散油已基本去除, 混凝破乳除油主要是为了除去废水中直径更小的乳化油, 其对于乳化油的去除效果非常明显。这种除油方式主要是利用混凝破乳剂, 其具有脱稳破乳的效果, 能够将废水中的乳化油粒与水分离, 实现除油的效果。在除油工作中, 混凝破乳除油法主要运用混凝破乳剂与混凝除油工艺实施具体的除油工作。
混凝破乳剂主要是通过改变废水中乳化油的性状来实现除油, 它能够凝结废水中的乳化油, 同时还能提升乳化油在废水中的浮力。在具体的除油工作中, 主要采用两种混凝剂, 即有机混凝剂与无机混凝剂, 在实际工作中起到了重要的作用, 近年来废水除油工艺不断取得发展, 在乳化油除油工作中也出现了有机高分子混凝破乳剂, 并且得到了广泛应用。
1.2 除悬浮物
石油开采废水中的悬浮物的去除工作较为简单, 主要是通过过滤的方式来进行, 通常有压力式滤罐和重力式滤罐两种, 压力式滤罐可在工厂预制, 具有安装方便, 占地面积小, 操作运行方便等优点, 因此在油田中应用较多。压力式滤罐又分为立式和卧式两种, 直径一般在3米以内。与立式滤罐相比, 卧式滤罐过滤断面悬浮物负荷不易均匀, 因此没有得到立式滤罐一样的广泛应用。当前, 为保证出水水质, 很多油田都采用两级过滤处理, 第一级为双层滤料过滤, 通常选用石英砂和无烟煤作为滤料, 第二级进行精细过滤, 采用纤维素滤料, 以保证出水中的含油量、悬浮物浓度达到要求, 能够进行回注水操作。
2 当前我国石油开采废水处理中存在的主要问题
目前, 我国很多油田都进入了开采的中后期, 由于进行二次抽采、三次抽采, 使废水水质更加复杂, 因此, 对废水的处理技术也要求更高。
2.1 聚合物驱采废水
目前很多油田开始使用聚合物化学驱采技术, 在水中加入了大量的聚合物和表面活性剂, 使废水水质比原来的工艺复杂很多, 原油主要以乳化油的状态存在, 同时存在很多的聚合物和活性剂, 使乳化油的稳定性更高, 使得重力除油的效果大打折扣。同时由于聚结材料的种类较少, 聚结效率不高, 导致粗粒化聚结工艺的除油效果较差。因此, 必须完善聚结除油机理, 开发新型聚结材料, 改善聚结工艺条件, 以解决聚合物驱采的废水处理问题。
2.2 蒸汽驱采稠油废水
目前, 各大油田蒸汽驱采油规模也不断扩大, 蒸汽驱采稠油废水中含油量高并且稠油的相对体积质量和水很接近, 重力分离效果甚微, 同时, 没有一种高效、快速的破乳剂, 水中的二氧化硅等污染物的处理落后, 都给蒸汽驱采稠油废水的处理带来了极大问题。
2.3 低渗透油藏开采废水
为了不堵塞地层, 并且保持低渗透油藏的渗透性, 低渗透油层回注水质的要求非常严格, 回注水的滤膜系数和污染物颗粒直径要求非常高, 而目前的精细过滤、活性炭吸附等技术都很难达到, 膜处理技术虽然能达到要求, 但其耐久性、抗腐蚀性等都需要进一步提高。
3 我国石油开采废水处理工作的展望
我国石油开采废水处理的技术已经逐渐制约了驱油技术的发展, 影响了驱油技术的大规模发展, 因此, 发展石油开采废水处理技术是我们亟待解决的问题。结合聚合物驱采废水、蒸汽驱采稠油废水、低渗透油藏开采废水的发展, 我们应当尽快研制更高效的混凝破乳剂, 提高除油效率, 保障石油开采废水的再利用;研发更有效地聚结材料, 提高物理法除油效率;积极研发和更新膜处理技术, 提高颗粒物和乳化油的去除效率。
4 结语
经济的快速发展带动了石油产业的高速发展, 使得石油开采废水污染问题日益严重, 因此, 各大油田应当顺应开采技术的发展, 积极研发新的废水处理技术, 提高废水处理效率, 确保石油开采业的持续健康发展。
摘要：随着我国经济的不断发展, 石油的开采和加工日益火热, 环境问题也逐渐凸显。石油开采产生的废水如果得不到适当的处理, 将对地表和底下水造成污染, 进而严重影响动植物和人类的生存。本文从当前石油开采的污水处理技术、存在问题以及对未来发展的展望三个方面进行探讨。
关键词：石油,废水处理,现状,展望
参考文献
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[2]付蕾, 蔡新峰, 洪波, 王爱军, 杨萍萍.新疆油田采出水处理运行现状分析及改进建议[J].中国给水排水, 2013, 08:29-33.
石油开采废水处理 第4篇
油气开采工业企业安全防火规程
(ППБС РК－１０－９８)
1998 哈萨克斯坦共和国能源、工业和贸易部 “里海穆纳天然气”国家科学研究设计院
审核：
批准：
哈萨克斯坦共和国
哈萨克斯坦共和国 紧急状态委员会
能源、工业与贸易部 国家消防局司
油气开采工业企业安全防火规程
ППБС РК-10-98
本“油气开采工业企业安全防火规程”由“里海穆纳天然气”国家科学研究设计院所属的技术安全科学研究中心根据哈萨克斯坦共和国国家管理部门的决议制定。
本规程中收入了哈萨克斯坦内务部消防总局“基本规程”（防火安全基本规程－９３）中所述的最新防火安全要求及其它原有专业规范的内容。
从本规程在哈萨克斯坦共和国境内实施起，１９７４年４月３日由苏联石油工业部批准的“石油工业企业安全防火规范”将停止生效。在必要情况下，实施本规程中要求的期限可以同地方国家防火监督部门及其上级部门（订货方）协商。
“油气工业企业安全防火规范－９７”使用过程中的补充提议应按规定程序发来。
前言
油气开采工业企业和其它个别工程生产活动的特点是发生爆炸及火灾的危险性较高。
企业的防火安全由在设计中制定的工程技术防火措施，以及严格遵守工程建设和运行防火安全规范来保证。
通过对石油天然气工业工程所发生的火灾进行分析，多数火灾是由于生产设备损坏、违反操作规程、对待火灾麻痹大意、生产运营中违反规则，或是由于电、气焊所生产的火花引起的。
在保障企业防火安全的综合措施中，重要的不仅是严格遵守现行标准和规范，还要理解这些根据具体生产情况制定的要求的实质，而且企业员工同消防人员在日常工作和预防可能发生的火灾工作中要紧密合作。
使现行方针和新方针确保防火安全是领导的重要工作内容之一。作为企业领导，应完全了解生产设备运行中火灾危险的特点和火灾预防措施的情况。
１．概述
１．１．本规程哈萨克斯坦共和国油气开采领域的所有企业和部门都必须遵守。
１．２．本规程确定了哈萨克斯坦共和国境内所有现有工程设计、投产、运行、修理、改造、停产和清算期间的防火安全要求，不论其归哪个行政部门管辖，也不论其所有制形式如何。
１．３．对于油气开采工业企业的消防状况，及对于国家消防局规定、建议的执行情况由上述企业的领导负责。
对于个别项目设施（生产车间、工段、设备、仓储间）的防火安全、保障这些项目设施的基本灭火器材、相应地遵守现行防火规范和要求，则由企业或部门领导任命的车间主任、工段长，及其它有关人员负责。
每个项目设施，都应在明显的位置上悬挂防火安全责任表，其中应注明责任人的姓、名、父称，及职务。
１．４．每个企业的每个项目设施都应同当地消防部门协商在本规程的基础上制定防火安全工作细则，并报企业领导批准。
１．５．对于防火安全工作细则的遵守情况由项目、企业的主管部门进行监督。
１．６．项目的每个员工及参观人员都应了解防火安全规范，并严格遵守，万一发生火灾，应采取一切措施抢救人员，进行灭火。
１．７．为车间、工段制定的项目防火细则应悬挂在明显位置（如果无法悬挂，则应放置于通道处）。１．８．每个项目都应由企业领导指示建立工作制度，对全体员工（包括临时工）在上岗前进行基本防火安全措施指导。
禁止未经安全防火措施指导的人员进入。防火指导可与安全技术指导同时进行。关于进行防火安全指导与安全技术指导的情况，工人将在企业人事处下发的证明信上进行登记。
在工地上进行见习也必须遵守防火安全措施。在工人进入独立工作之前，委员会应该检查其对防火安全规范的掌握情况。
项目安全防火的工作的负责人还应重复进行安全指导。当项目间员工调换和进行新的任命时，由于具体工作岗位的火灾危险的特点不同，一定要进行安全指导。关于进行指导的情况必须在“指导登记薄”上进行记录，并由接受指导人和防火安全指导负责人签字。
１．９．没有达到现行规范、规定和标准的安全防火要求的项目，不准投入生产运行。
１．１０．对于本规程的个别条款进行修改和补充，需经规程制定、审批部门同意后，由本规程制定人员进行。
１．１１．对于违反安全防火规程的行为应根据哈萨克斯坦共和国现行法律承担纪律、行政及刑事责任。
１．１２．企业领导应做到以下方面： －监督安全防火措施的执行情况；
－在分析项目设施消防状况的基础上，制定防火安全措施； －为落实消防措施和购置灭火器材进行必要的拨款； －组建消防技术委员会和消防志愿队； －对于有爆炸、火灾危险的项目，组织消防技术基础知识训练。１．１３．项目防火安全的责任人应做到以下方面：
－了解工艺流程、设备的防火安全知识，保证项目防火安全规范的实施；
－监督员工严格遵守防火安全规定；
－未经项目负责人的书面批准，并同消防部门协商（批准书），不允许在有火灾及爆炸危险的项目设施处使用明火。
－禁止堵塞井口、通往生产项目设施入口及通往水源入口，不堵塞楼内通道、楼梯通道及通往消防设施的通道。
－定期（依照工作细则和工作计划）对设备和灭火器材的完好情况、使用期限，及其可用状况进行检查，了解其用途、结构和使用方法；
－对所属员工进行培训，并在指导登记薄（可更换安全技术工作薄）上进行记录；
－发现违反防火安全规程的行为，或者设备损坏，采取补救措施，并使过失人承担相应责任，并应定期向企业领导和消防局汇报安全防火情况；
－如果发生火灾或者危急情况，应立即呼叫消防部门，同时利用现有的人员与器材进行灭火或抢险。
１．１４．工人及项目（工地）参观者应做到以下几点： －在本工作地段或企业其它地段发现的所有违反防火安全措施的行为，或者消防设备及消防通信器材损坏、使用不当等情况，应立即通知相应项目（车间）的防火安全负责人和消防局。
－采取措施阻止破坏防火安全规程的行为。
２．防火安全的总要求
２．１．厂区、建筑物、厂房房间及设施管理
２．１．１．油气开采工业企业的全部生产项目设施区、生产车间都应保持清洁、有序。
禁止易燃、可燃液体、垃圾及生产废料污染生产区和生产车间。２．１．２．在有爆炸和火灾危险的项目设施区，以及在存放和加工可燃物的地方，未经批准禁止使用明火。
２．２．３．在项目设施区蒸汽及其它气体容易聚集的地段，禁止机动车辆通行，关于这一点应悬挂警示牌（标志）。
２．１．４．汽车临时停放处应在项目配套建筑工程计划中确定，禁止将停车站与其它设施混设，或设置在运送可燃、易燃液体、气体汽车车库附近。
２．１．５．通往设施、水池、消火栓和灭火器的道路、通道、入口处，以及设施与存储库之间的防火间隔禁止堵塞或用来存放物品。
２．１．６．在项目设施专门隔离区和装备区，货物应装在集装箱内、存储架上包装存放，以便可以迅速撤出。
２．１．７．消火栓旁边应设有指示牌，并配有夜间照明装置。冬季消火栓上及通往消火栓的通道上无积雪，消火栓井盖儿无冰。通往防火水池及消火栓的道路和通道路面坚挺，并应保持斜度，以便雨水和融化的雪水自然排出。
２．１．８．在有火灾、爆炸危险的项目设施、车间、仓库，及其所在区域禁止吸烟，并应在这些地方设置“禁止吸烟”的警示标志。
２．１．９．企业厂区内禁止将石油和其它易燃、可燃液体存放于配套建筑设施方案中没有规定的露天蓄池、油池内。
２．１．１０．分层离析装置、火焰加热器和独立油罐仓库的围堤应与设计方案相符，保持完好。
禁止在围堤分布区内种植树木和灌木丛。
２．１．１１．在油气开采企业厂区内广场、有火灾、爆炸危险的设施、建筑周围５米以上半径范围内要定期割草，并将其运出厂区外。
在厂区内禁止点燃篝火、燃烧杂草、石油。
２．１．１２．可燃润滑品、易燃、可燃液体储罐距离内燃机装置存放处不少于２０米。
２．１．１３．生产项目设施和建筑的可燃结构应使用防火漆或通过浸渍进行防火，受到破坏的防火物资应得到恢复。
２．１．１４．查看存储石油的设备、油罐应借助于自然照明，或使用手提式防爆照明装置，其电压不超过１２伏。禁止在设备和油罐内开关照明装置，应一直保持接通状态。
２．１．１５．禁止使用火炬、火柴、蜡烛、煤油灯、篝火及其它明火为正在进行钻探或生产的油井、油泵、石油运输码头、石油收集与处理站、商品油罐区和其它有火灾、爆炸危险的生产设施和存储设施照明。
２．１．１６．对于冻住的设备、配件、管道、阀门和洗涤溶液，只能使用蒸汽或热水解冻，禁止使用明火。
２．１．１７．对于设备的密封性（尤其是阀门连接处和密封套）必须严格检查，如果发现有泄漏，应采取措施进行补救。
２．１．１８．只有在同企业消防部门协商后，才能打开自来水输送网个别部分和某些消火栓、消火龙头，降低自来水输送网的额定压力。
２．１．１９．由于修理（或其它原因）封闭道路个别地段，阻碍了消防车辆的通行的，应同企业消防部门和最近处的消防队协商后方可。在道路上进行修理或其它作业时，应设置绕行标志，或在修理路段留出不低于3.5米宽的过道。
２．１．２０．在建筑与设施的防火间隔上，不得存放物品和设备、进行建筑或设置车站。
２．１．２１．进入有火灾、爆炸危险的企业和设施区应通过专门通道进入，汽车运输应配备带有火花罩的消声器。
２．１．２２．陆上和海上的生产设施与建筑（现有的和运转的油井、泵、压缩机、分离装置、储油罐等），及其之间的间隔，应符合按照建筑规范与标准的要求。
２．１．２３．建筑、设施的容量计划方案应符合现行建筑规范与标准，食保证车间和建筑内的人数不超过定额标准。２．１．２４．通道、出口、走廊、固定消防楼梯、楼顶不可燃安全装置、楼梯间和阁楼必须保持完好，不得用任何东西堵塞。阁楼应上锁、天窗关闭。禁止在楼梯间设置小仓库。
２．１．２５．禁止在建筑的地下室或半地下室内使用或存放爆炸物品和装有天然气和其它有燃烧危险物资的容器。
用来排烟和灭火的地下室和半地下室的透光窗井和坑口井应保持清洁，并且状态完好。禁止在井上和窗户上安置严密的金属罩，禁止在洞口处堆放物品和堵塞洞口。
２．１．２６．阁楼间不得用于生产目的，必须上锁，钥匙应放固定地点保管。
２．１．２７．固定消防楼梯、楼房外竖梯和楼顶隔离安全装置应保持完好，一旦发生火灾保证可用。
２．１．２８．所有房间、装备、设施都应保证„„防火安全责任表。
禁止为与消防无关的生产经营需要使用消防设备和消防器材。２．１．２９．浸过油或其它可燃物的擦拭材料应收集在专门的带密封盖的金属箱中，下班前（或换班前）必须将箱子放置到安全处。
２．１．３０．生产车间存放的可燃润滑材料不可超过一昼夜消耗量，存放于不可燃橱柜、密封容器或带密封盖的匣子中，而超过一昼夜消耗量的可燃润滑材料应存放于专门用于此类物品存放的房间。
２．１．３１．工作服应存放在专门衣物间个人的衣柜里，禁止将工作服放在工作岗位上。禁止靠近热源悬挂晾晒浸泡过石油的衣物和其它物品。
２．１．３２．禁止靠近蒸汽管道、暖气管、热风机堆放和保存可燃材料。
２．１．３３．禁止使用易燃、可燃液体擦洗地板、墙面、清洗设备、或洗涤衣物。应用水清洗地板和水槽中的石油和污渍。
２．１．３４．有爆炸危险的房间应安装与房间爆炸危险性级别相当的防爆设计电话和信号装置。
每部电话机旁边应悬挂专门的消防队电话号码表，以便发生火灾时及时呼叫。
２．１．３５．企业厂区内应在明显位置标示呼叫消防队办法，并设置消防器材陈列台。
２．１．３６．应系统地从企业厂区、基地和仓库内清除一切可燃废弃物和垃圾等。
２．２．消防障碍管理
２．２．１．与分离气体工艺相关的油矿项目、设施的建设应考虑主风向和卫生防护带的因素。
２．２．２．卫生防护区的宽度应根据现行卫生标准确定，卫生防护带外靠近采油区一侧为最少的油井。
卫生防护带应保持清洁。
２．２．３．防火障碍、隔离建筑和设施应符合现行建筑规范与标准的要求。
为了预防火灾蔓延至所有建筑，应设置防火墙、防火楼板等防火障碍，或设置消防隔离带。
防火墙应打地基，全部高度都应建成防火墙。防火墙用来将生产间、仓储间与各种火灾危险隔开。
２．２．４．防火带应建在一个或一系列的不可燃的基座上，并有一个不可燃的覆盖层。
横向和纵向防火带的截面应镶有竖向凸榫。
２．２．５．在各种管线和结构穿过防火障碍处，其孔洞和缝隙应用耐燃材料严密封好。
２．２．６．排烟道、通往房顶的门和出口、阳台之间的通道禁止封严，用于疏散的内阳台和外阳台禁止安装玻璃。
２．２．７．建筑结构的砂浆防护层或其它防火涂层不得有破损处。
２．２．８．内墙和楼层隔板上的墙洞和门洞中的防火设施应始终有人照管，并处于工作状态。
２．２．９．建筑及设施内部禁止使用木料，在聚合物或其它物质的基础上进行装修。
楼梯间护板不得使用可燃材料，护栏除外。突出的护板和护栏不得占用楼梯和楼梯平台的空间。
２．３．人员的安全疏散
２．３．１．防火安全负责人负责临时执行保障前来企业或个别项目设施的人员的防火安全措施。
２．３．２．人员疏散路线图应悬挂在明显位置。２．３．３．如果发生火灾，应保证楼内人员安全疏散。２．３．４．所有疏散出口的门都应朝向大楼出口方向自由敞开。疏散通道上的门应由固定设施保证其自动开关，并应保持完好。在人员疏散通道上，不得设置暗锁，代替容易打开的门闩。在特殊情况下，门上使用暗锁，整套钥匙应放值班室保管。
２．３．５．房间、楼道及大楼疏散出口的门禁止封严。２．３．６．楼梯间内禁止设置仓库或其它用途的房间、禁止铺设输气管道和其它易燃、可燃液体管道，禁止安放设备，阻碍人员通行。
２．３．７．疏散通道上不得设置无斜坡或台阶的陡坡和凸起。２．３．８．人员疏散通道上禁止用可燃材料对墙面和构件进行贴面和包装。
２．３．９．在车间、建筑设施的工作时间内，不得超额安排无法保证安全疏散的人员进入。
２．４．发生火灾时员工的行动
２．４．１．发生火灾时，项目管理部门和消防部门应根据“消除事故纲要”集中保证人员的安全和疏散。
２．４．２．每个发现火灾的员工都应做到以下几点： －立即通知消防部门；
－根据“消除事故纲要”和具体情况，利用基本的固定灭火器材，采取措施救火；
－呼叫项目负责人、消防部门及其它负责人员前来火场。２．４．３．赶到火场的项目负责人，在确定是否已呼叫消防部门后，应做到以下几点：
－立即向企业领导报告火情；
－在消防队到达之前，根据“消除事故纲要”率领救火和疏散人员；
－组织迎接消防队，协助选择到达火场最近的通路，和协助使用灭火器材；
－检查自动（固定）灭火系统是否接通，和正常工作。－将房间内所有非救火人员撤出危险区；
－在必要情况下，切断电源，采取措施预防火势蔓延； －中断火区内项目上除灭火外的所有工作；
－在必要情况下，呼叫瓦斯事故急救、医疗和其它部门； －在人员有生命危险的时候，利用现有的人力和器材，立即组织抢救和疏散；
－保护参加救火人员的安全，避免建筑物坍塌砸伤、触电、中毒或烧伤；
－保证人员、物资、设备疏散，以及石油产品排出和收集的运输； －进行灭火同时，对由于高温而面临危险的工艺设备和建筑结构进行冷水冷却。
－在灭火过程中，遵守安全技术要求。
２．４．４．在消防分队到达前，此前曾领导过灭火工作的项目高级领导应做到以下几点： －向消防部门高级业务领导报告关于危急项目的特点和灭火进展情况的必要信息；
－保障消防队灭火工作安全，不受电力和其它危险因素的影响。－报告关于被困于房间内的人员的状况。
２．４．５．根据由于消防队的情况和人员力量，灭火指挥员可以组织、率领灭火作战指挥部，指挥部中必须有项目（企业）代表参加。
２．４．６．列入灭火指挥部的企业代表，应做到以下几点： －就生产工艺流程问题和危急项目的专业特点向灭火指挥员提出建议，并向其报告危险区内是否存在有毒及放射性物品、产品、设备、容器，以及存放地点；
－保障灭火和财产转移所需指挥部人员力量和工程技术人员； －保障灭火和防止火势蔓延所需汽车运输和技术设备； －按照灭火指挥员的指示，切断或转接各种管线的电源，组织排出储罐和工艺设备里面易燃、可燃液体；
－纠正灭火部门和灭火个人的错误行为。
２．４．７．对于项目上发生的每一起火灾事故，项目管理部门负责弄清所有促使火灾发生和发展的因素，落实必要的预防措施，并进行调查。
２．５．房间及外部设施的电气设备
２．５．１．房间和外部设施的电气设备的型号和使用应符合房间及外部设施火灾、爆炸危险等级，并符合环境特点，其制造和使用应符合“电气设备安装规程”、“消费者电气设备技术使用规程”、“消费者电气设备使用安全技术规程”的要求。
２．５．２．房间内每个项目上都应明确保证电气设备状态、保证电气设备及时维修保养和技术使用的责任。
２．５．３．每种用途的导体都应保证可以达到事故状态下加热极限的要求。
２．５．４．生产所需的电热器应防止靠近可燃材料，并应设有耐燃性外壳。
仓库禁止使用电热器。
２．５．５．在仓库或生产间保存或使用可燃材料或具有可燃外皮（纺织品、纸、木料等）材料的情况下，照明装置应用玻璃罩封起来。
２．５．６．便携式照明装置应使用防爆设计型，用于В－１、В－１а级房间的照明装置，应具有不碎材料制成的灯罩（散射器），或具有提前断开闭锁装置和保护性金属网。
２．５．７．任何用途仓库的照明只能使用电气照明。每个仓库电气照明的接通与断开应独立进行。带有护罩、闸刀式开关、插座的配电盘，应在仓库外在不可燃墙壁上，或独立的基座上，在封闭的耐燃材料的箱子里进行装配，非工作时间应上锁封闭或进行铅封。
２．５．８．禁止在露天仓库上方架设空中电网或在空中电线下方的广场上存放原料和物质。２．５．９．禁止在仓库房顶、或距房檐、料堆１０米的范围内架设电网或安装聚光灯。
２．５．１０．高压线距封闭式仓库、房檐或料堆的距离应为电线基座高的1.5倍。
２．５．１１．所有电气设备都应设有会导致火灾和燃烧的电流短路和其它非常情况保护装置。
２．５．１２．为了避免瞬间电阻引起火灾，必须经过压力试验后，通过熔焊、钎焊或使用专门线卡对导线和电缆芯线进行连接、封端和分支。
２．５．１３．使用电器装置时禁止以下做法： －在不合适的房间里使用家用电器做饭；
－使用钉子固定导线，将导线从门扇中间穿过，在导线、滑轮、开关上悬挂物件等；
－用纸、布料，或其它可燃材料缠绕电灯； －采用无线电、电话线做电网；
－未经允许，且无必要根据，更换结算电路和电器装置； －电线紧靠金属结构。
２．５．１４．电路和电器设备损坏，可能导致产生电火花和升温的，应立即由值班人员排除隐患。
损坏的电路应立即断开，直到其恢复安全状态。２．５．１５．紧急照明装置应设独立电源。
２．５．１６．其间有任何级别危险区的封闭仓库中的电气设备，无论仓库内是否装有断开装置，仓库外必须设置断开装置。
２．５．１７．禁止使用管状导线的金属皮做接地线。２．５．１８．带有不接地中线的电路中，电压达到１０００伏及１０００伏以上的变压器，应设置绝缘控制装置。
２．５．１９．如果空中电线与油气火炬相近，火炬的设置应考虑主风向。而且，空中电线距火炬不得少于６０米。
２．５．２０．如果电缆线路与管道——其中包括油气管道——相交，电缆与管道之间的距离不得低于0.5米。
２．５．２１．便携式用电器的接地装置应使用带有外皮的柔软相位导线，可靠地接入接地网。禁止直接使用电器的接地零线用作接地装置。
２．５．２２．禁止使用外皮破损（有孔、开口等）的软管电缆。
２．６．有爆炸危险房间和外部设施的电气设备
２．６．１．有爆炸危险房间和外部设施所使用的电路和电气设备应符合现行“消费者电气设备安装规程”、“消费者电气设备技术使用规程”、“消费者电气设备使用安全技术规程”的要求。
２．６．２．每个具有爆炸危险的房间和设施都应根据有爆炸危险房舍分类手册或电气设备安装规程确定等级，并在登记表上注明。
２．６．３．房间和外部设施中只能安装使用型号符合房间、设施火灾、爆炸危险等级和环境特点的电气设备。
在有爆炸危险房间只能使用防爆电气设备，其型号应符合该房间可能产生的易爆混合物的类别。电气设备必须具有防爆标志。２．６．４．禁止对防爆电气设备的结构做任何改动。２．６．５．禁止使用去掉了外壳零件——其中包括其结构上所具有的紧固件——的防爆电气设备。
２．６．６．有爆炸危险房间和外部设施里，达到１０００伏、并且中性线严密接地的电气设备，其导体的挑选应如下进行：在电路闭合的情况下，机身或零线会产生短路。
２．６．７．工作电压超过１０００伏以上的导线和电缆应进行短路检验。
２．６．８．零线应具有等效于相线的绝缘，并与其共同敷设在同一管中，或外皮中。
２．６．９．禁止在有爆炸危险房间明设裸露导体。
２．６．１０．禁止使用含有可燃性或爆炸性混合物的导管用做接地装置或地线。
２．６．１１．电线和电缆的敷设不得经过仓库、生产间及其它用途的房间。
２．６．１２．在存有可燃材料和包装可燃的制品的生产间和仓库中，电灯应具有防爆设施（带玻璃罩）。
２．６．１３．电动机、照明装置、导线、配电装置每月至少两次清除可燃性粉尘，而在粉尘产生较多的房间——每月至少四次。
２．６．１４．设置在楼房内的充油电气设备，应根据“电气设备安装规程”配备固定或移动式灭火设施。
２．６．１５．在有爆炸危险房间和外部设施内禁止： ２．６．１５．１．在保护性接地装置损坏、设备顶盖闭塞损坏、„„防爆外壳损坏的情况下，电气设备投入工作；
２．６．１５．２．导电部分有电压存在时拆开防爆电气设备的外皮；
２．６．１５．３．在没有弄清和消除断电原因的情况下，接通因短路自动断开的电气设备；
２．６．１５．４．不用的电路仍存在电压；
２．６．１５．５．在没有短路保护和超负荷保护的情况下接通电气设备；
２．６．１５．６．电气设备、导线和电缆超过额定负荷； ２．６．１５．７．在供应火花安全仪器的专门变压器上接入不属于该设备体系的装置和线路；
２．６．１５．８．更换电气设备保护装置（热元件、保险装置、释放器）的类型或额定参数。
２．６．１６．当在有爆炸危险房间和外部设施内进行电焊时，除了遵守“电气设备技术使用规程”和“电气设备使用安全技术规程”外，还应遵守部门守则和以下要求：
２．６．１６．１．焊接发电机、变压器和断开设备禁止放置在可燃气体和蒸汽或可燃液体可能聚集的地方，以及石油产品浸染处；
２．６．１６．２．电焊或其它导线的所有接头都应使用已用绝缘带绝缘的接嘴或螺栓接头；
２．６．１６．３．禁止挪动存在电压的电焊导线。导线的挪动要盘成卷，然后再展开，敷设。
２．６．１６．４．没有可靠的绝缘，禁止沿金属物体敷设电焊导线。
２．６．１６．５．禁止使用地线、金属构件、设备机身和管道作为回路导线，回路导线应同通向电极卡头的导线相同。
２．６．１７．应由企业责任电工使用仪器或表面观察，对电缆绝缘、连接是否可靠、保护性接地、电动机的工作状态进行检查。
测量导线绝缘电阻应在“消费者电气设备技术使用规程”和“消费者电气使用安全技术规程”规定的期限内进行，写成文件，并在记事薄上记录。
２．７．有爆炸危险房间和外部设施的照明
２．７．１．任何用途的照明只能用电照明。
２．７．２．设施中（房间和外部设施），如果工作照明中断，或是与此相关的设备和机械装置无法正常工作（工作中断或是员工的误操作），可能引起爆炸或火灾的，应设置紧急照明装置。
２．７．３．便携式手提照明装置的电压不得超过１２伏。由独立电源或双线圈变压器对其供应电流，变压器外壳和线圈（１２伏）的一根输出线接地。
禁止使用无设计上规定的灯罩、玻璃罩或网罩的固定式或手提式照明装置。
２．７．４．有爆炸危险房间的电气照明开关应独立设置。２．７．５．有爆炸危险房间的电气照明应使用防爆型照明装置，或使用防尘型照明装置，设在楼外，从窗口照明。
２．７．６．照明电线应根据生产环境的类别选择。
在有爆炸、火灾危险的生产环境，电线放在输气钢管里或用覆盖层保护起来（沥清漆、瓷漆）。
２．７．７．照明装置中灯泡的功率不得超过该种照明装置允许的最大功率。
２．７．８．在更换、移动照明装置配件，或设置新的照明装置时，必须注意，连在配件或灯座上的导线从连接处起应具有绝缘外皮。
在导线接入照明装置的连接处不应有拉伸、磨损，与灯座之间靠机械力连接。
２．７．９．在原料间或有爆炸、火灾危险房间设置无密封圈的照明装置，其入孔应用专门浇铸液灌满密封。
２．７．１０．系列照明线路可以敷设在有爆炸危险房间外面。２．７．１１．无论如何必须保证照明装置配件安装牢固可靠。悬挂式配件应挂在专用钩子上，或用螺纹接头固定在钢管上。禁止将照明装置配件挂在导线上。
禁止在用来安装配件的固定基座或管子内部连接导线。２．７．１２．配电盘和开关应设在仓库外面。
２．７．１３．禁止使用没有防爆标志、铅封，以及结构所要求的个别零件的防爆照明装置。
２．７．１４．必须由照明装置维修人员更换防爆照明装置的灯泡、电池、电池组，而且应在没有爆炸危险的房间内进行。
2.8.采暖设备的保养
2.8.1.2.8.1.1.2.8.1.2.2.8.2.2.8.3.2.8.4.2.8.5.2.8.6.2.8.7.2.8.8.采暖季节开始前，应检查锅炉、采暖设备和当地采暖设备，发现问题及时修复。所有产热设备、装置均应登记造册。
温度超过1000C的供热管道、仪器，应距建筑物可燃物体10厘米。
载热体超过1000C的管道穿过可燃结构时，应加隔热套管。套管与管道间的间隙，应不小于100毫米。
生产厂房和辅助厂房的采暖系统，应符合建筑标准与规程“采暖、通风与空调。设计标准的规范”的要求。
安装、使用电加热和当地供暖设备，应经消防部门书面同意，单位领导批准，并指定执行责任人。
禁止安装不符合“电气装置安装规范”的临时电线和非标准保险，使用自己制作的电加热装置。
禁止在无人监督看守的情况下使用无自动断电装置的电加热器。
下班后（工作结束后），取暖炉要停烧，电加热装置应断电。
炉具改烧煤气或使用煤气设备，应遵守“煤气设备安全规范”的要求。
家用液体燃料取暖装置只能用在产品说明规定的场2.8.9.2.8.10.2.8.11.2.8.12.2.8.13.2.8.14.2.8.15.所、房间，且必须按产品说明书完成安全措施，按国家标准通过消防安全方面专门试验。
禁止使用与建筑物可燃结构无防火耐火隔离层的锅炉、炉具和其他取暖设备。
液体燃料锅炉房内，应在每个喷油嘴旁放一个消防沙池。燃料管道上至少安装两个阀门，靠近燃烧室端和燃料容器端各1个。
空气加热器和取暖装置的放置，应方便人可靠近检查和清洁。
可燃材料、设备、电缆离炉具应不小于0.7米，距火口则应不小于1.25米。
锅炉房内可安装封闭式消耗燃料箱，但容积不超过1立方米，嵌入式锅炉房 – 容积不超过5立方米。
锅炉房禁止其他无关作业，锅炉内燃烧管道不得渗油漏气。发现渗漏应立即修理。禁止给已熄火的喷油嘴和燃气油嘴给油给气。燃烧室工况自动监控仪故障时禁止燃烧锅炉。锅炉装置预吹管前禁止点火。
禁止在锅炉上和蒸汽管道上烘干可燃材料。禁止用可燃材料封堵热取暖器的百叶窗风口。
安装临时金属炉时，应遵守下列消防安全要求： – 金属炉脚高度应不低于0.2米 2.8.16.2.8.17.2.8.18.2.8.19.2.8.20.– 金属炉下的可燃地板用一层砖隔热，或用12毫米厚的阻燃材料，上面饰一层白铁皮。
– 金属炉的安装位置，距建筑物防燃烧木结构不小于1米，距防燃烧结构不小于0.7米。
– 安装无脚金属炉及临时砖炉，应在木地板上砌4层砖（其中一层可留空隙）作炉基。
在可燃天花板下或可燃壁板平行敷设供热金属管道，管道离可燃墙、板应不小于0.7米，如无隔热层，管道表面温度应不超过900C。
取暖炉火口前面的木地板上，应钉50X70厘米的金属板。
禁止在建筑物周围顷倒未燃尽的炉灰，炉渣和煤块。炉灰炉渣池距建筑物应不小于15米。
燃料应保管在距可燃建筑结构8米外的专用保管场所或场地。
使用炉具取暖，禁止：
— 禁止将燃料直接堆放在炉具火口前； — 禁止用汽油、柴油、煤油及其他易燃液生火； — 禁止在火炉上烘干木材，衣物 — 及其他可燃物品和材料； — 禁止烧煤、焦炭、瓦斯取暖；
— 禁止使用长度超过炉具燃料室的木材，禁止使用无2.8.21.2.8.22.2.8.23.2.8.24.2.8.25.2.8.26.炉门的炉具。
安装水暖气暖设备，管道和加热装置距建筑物可燃结构应不小于10厘米。
发现采暖装置故障，温度超高，温度调节装置失灵等，应立即关闭并通知使用负责人。
使用电炉取暖时，禁止： — 不断电禁止移动电炉；
— 电炉不得接入非专用插座和开关；
— 禁止在取暖机上烘衣服、木材、抹布等物品； — 禁止将电炉放在易燃易爆场所；
— 禁止使用未按国家标准进行消防安全试验的电炉。
在房间内保管存放可燃材料、物品，应采取安全措施，防止其落在取暖器上。
应按电气设备安装要求，将电热器接入独立电网。给电加热装置送电应同时打开通风装置。
使用电热器装置时，不得：
—不得在电热装置上烘衣服及其他易燃材料； —不得在使用电热装置的房间内存放可燃材料和物质；
—不得接通电热装置而无人看管；
—无气温监测装置，进风管无10X10毫米网眼的金属罩，不得使用电热装置。2.8.27.2.8.28.2.8.29.2.8.30.2.8.30.1.2.8.30.2热发生器的燃料容器，容积应不大于200升，且应置于室外，离可燃液体应不小于12米，离易燃材料应不小于20米。
给热发生器添加燃烧，应经过金属管道，管道上应安装断开阀。
盛燃料的容器底下，应安装集油器收集可能溢出的液体燃料，同时应采取防雷电防静电措施。
热发生器所在的房间，可安装密封的消耗燃料箱，但其容积不应大于100升，距热发生器侧壁不小于2米。
禁止将燃料箱安装在热发生器喷油嘴对面。消耗燃料箱应通过直径50毫米的管子连通大气。
启动、使用、停止必须遵守下列各项措施：
— 启动前，应检查供热设备的燃料箱、水箱；必要时，应加水加油；
— 通电前，用空气吹燃烧室； — 确认电嘴的电极产生电火花； — 调节进气；
— 调节燃烧过程，使火焰清洁明亮。
安装、使用气体燃料发热装置，适应遵守以下要求：
给发热装置供气，管道压力应为0.05公斤/平方厘米。独立的发热装置房的压力6公斤/平方厘米的气体。调.2.8.30.3.2.8.30.4.2.8.30.5.2.8.31.2.8.32.2.8.33.节装置，可与燃气发热电装置安装在同一室内，或安装在相邻房间内，通过敞开的与房同高的孔洞相连。同时，保证该房间每小时3次换气。一间房屋内只能安装一台气体调节装置，且只保证一间房屋的供气。
燃气管道不应阻碍房屋的入口。燃气锅炉和发热装置应装备有工厂合格证的标准喷气嘴。
安装了发热装置的房屋，每天应换气3次。
固体燃料锅炉的烟囱，应装配灭火花器，每月至少除烟灰3次。
可燃房顶建筑物的烟囱，应安装网眼不超过5毫米的金属网作火花罩。
金属烟囱管通过窗户，应使用白铁做成3倍烟囱直径的管保护窗户。
炉壁通过带阁楼房屋烟道和管子的炉子，应该刷白（本句原文似有误—译者注）。
取暖季节开始前及取暖季节中间，炉子和烟道除烟灰的次数应不少于：
— 取暖炉每2月不少于1次；
— 厨房做饭炉、开水炉每月不少于1次； — 长时间燃烧专用炉每1个月不少于2次。
2.9.通风和防烟装置的保养
2.9.1.使用通风系统时，对其技术状况、完好程度、遵守防火要求的责任，由企业、项目设施的命令作出规定。
2.9.2.工作指南应规定通风系统、设备的使用和消防工作制度，规定消防安全措施，预检维护时间（通风机、空气管道、过滤器、耐火阀门等检修，维护），发生火灾、意外事故等情况下维护人员的行动等。
2.9.3.2.9.4.一旦发生火灾，应立即断开通风装置。
通风系统与自动火灾警报系统，灭火系统连锁装置应处于良好工作状态。
2.9.5.使用通风系统时，必须密切注视洁净空气进口处应无可燃气体和有毒气体、蒸汽、烟雾、火星及明火。
2.9.6.可能析出易燃液和可燃液、蒸汽和气体的生产厂房，通风系统的构造和设备应避免发生火花。
2.9.7.安装在易燃易爆生产厂房的通风系统金属输气管应该接地。
2.9.8.油气配气站应装备自然抽排气装置，使用带电介质的竖风道将房屋的上部和下部的空气排出。
2.9.9.实验室装备带机械搅动的进排气装置，必要时，再安装局部抽排气装置。2.9.10.2.9.11.2.9.12.2.9.13.2.9.14.2.9.15.2.9.16.2.9.17.石油泵汲站安装公共进排气通风装置，将室内有毒有害气体抽出。
从事特别有毒有害物作业的厂房，应安装独立的通风装置，不与其他房屋的通风装置相连。
多个易爆厂房不得使用公共风管（导气装置）。
通风装置工作时，禁止： — 禁止用通风道作烟道；
— 禁止将燃气取暖装置与通风道连通； — 禁止断开或取下耐火装置；
— 禁止燃烧积在气道、气罩中的油污和其他可燃物。
装有防烟设备的设施，至少每周一次检查自动装置电源盘上的锁和铅封。
为保持防烟系统良好工作状态，必须：
— 定期清洁通风孔板，阀门、执行机构、可熔闩上的污垢和灰尘，冬季则即使去掉百叶风挡上的结冰； — 不得损坏气道和保护、不得损坏手动开关及从地面排烟孔。
消防系统和排烟系统应按计划进行维护保养，保持良好状态。
防烟系统装置手动控制台应备使用操作细则。
2.10.实验室和控制器材、自动装置的维护保养 2.10.1.2.10.2.2.10.3.2.10.4.2.10.5.2.10.6.2.10.7.2.10.8.2.10.9.2.10.10.2.10.11.2.10.12.实验室的建设安装应符合建筑定额标准与规程的要求。
每个实验室均应悬挂标牌，写上房号及防火安全责任人的姓名。
每天开实验室门的人员，必须在工作日开始前确认，实验室空气新鲜，不会危险气体。
实验室的气体管道和设备，应符合安全规程的要求。实验室的气体管网，除工作点的阀门外，还应在室外管道上安装截止阀。
一旦发现漏气，应立即关闭总阀门，实验室通风换气。
不得使用明火试验管道和仪器是否漏气。正确方法是在怀疑漏气部位涂肥皂水或使用气体分析仪检查。
进行气体分析时，实验室必须有两人。禁止一人单独在实验室工作。
析出易燃和可燃液体、蒸汽和气体的工作，必须在抽排气柜进行，且必须打开通风装置。
所有实验室的进气排气通风装置，必须在实验室工作前就打开，工作结束后才关闭。
抽排气柜内使用的灯具应是防爆型的。灯具的电线，应符合B-1类防爆场所电线要求，且能抗化学作用。
对易燃易爆物进行分析用的工作台、抽排气柜、应饰阻燃材料做的面层并有凸缘，使溢出的可燃易燃液不流到外面。
2.10.13.一旦易燃液溢出或可燃气体泄漏，应立即熄灭所有燃烧喷嘴，清除溢出的液体。
2.10.14.分析前需加热的石油、易燃液体，应先行脱水，以免2.10.15.2.10.16.2.10.17.2.10.18.2.10.19.2.10.20.2.10.21.2.10.22.试验时起泡溅出。
在试验室加热和煮沸易燃液体，只能在封闭式水罐或电炉，且必须使用回流冷却器。
加热或蒸发油产品时，不得在工作台存放，分倒油产品，也不得往分析仪器内添加热品。
加热、蒸发作业时，工作人员必须一直在场观察监视。
若突然停水，不能向冷却装置加水，应立即熄灭加热喷嘴，立即断电。
在实验室存放保管易燃可燃液，必须严格按品种分开存放。相互化学作用可能导致火灾或爆炸的易燃可燃液，不得存放在一起。
实验室只允许保管存放一昼夜工作所需的量。易燃可燃液备量只能存放在专用保管库。
禁止将液态空气和液态氧同可燃物存放于一室。液态空气、液态氧和其他气体必须装入专用容器送到实验室，放置在不会损坏容器造成泄漏的安全地方。
装压缩可燃气和液化可燃气的气瓶，必须保管在试验室外的金属柜内。
2.10.23.2.10.24.2.10.25.实验室内只能用惰性气体瓶。气瓶应安装在专用架上，加装安全罩。实验室内禁止修理压缩气液化气气瓶的阀门。
2.10.26.使用电气设备，产生火花设备或其他火源的房间内，2.10.27.2.10.28.2.10.29.2.10.30.禁止对液化和压缩气、液态氧，可燃气体进行工作（分析处理）。
每作业班组必须仔细检查气瓶气管的阀门。
洗器皿用的（化学）物质，应放在专用容器中并加盖。实验室内禁止：
— 禁止用汽油、煤油及其他可燃物擦洗、清洁地板、家俱等；
— 禁止敞开放置浸透了易燃物的擦洗用品（如毛巾、抹布）。一班（一个工作日）以上； — 禁止在取暖设备上烘烤任何物品； — 禁止在蒸汽采暖管上处理石油产品；
— 对溢出的油品必须及时收拾干净，不能弃之不管； — 禁止用喷火枪烧溢出的油品。
实验室工作结束后，防火安全责任人或其委托的责任人，必须：
— 关闭气阀、水阀并关闭通实验室的气体管道总阀； — 断开喷火嘴，电加热装具，熄火火源； — 关灯、关闭通风装置。2.10.31.必须根据标准为所有实验室装备灭火器材（附录1）。
2.10.32.监控和自动化装置的安装和使用，应符合如下规范规2.10.33.2.10.34.2.10.35.2.10.36.2.10.37.2.10.38.2.10.39.程的要求：“油气工业企业监控和自动化装置设计的消防技术条件”，“用户电气设备技术操作规程”，“用户电气设备操作中的安全技术规程”，“电气设备安装规程”。
生产设备应装备消防参数（温度、压力、液位、气化度等）监控、自动保护和调节系统。
自动装置的调节机构（阀门、闸阀等）应配开关程度当地显示器和遥控显示器，同时应有手动控制。
自动控制和调节仪器设备并安装在单独的房间，与生产厂房分离。
在爆炸危险的室内和室外爆炸危险装置上使用带电路的自动装置，但装置应满足“爆炸危险电气设备和矿山设备制造标准”和“电气设备安装规程”的要求，且有相应易爆混合液种类防爆连锁装置。
自动装置配电盘应为柜式，符合消防安全等级。配电盘柜必须上锁，钥匙由自动装置操作人员保管，同时存放一把在调度室。
所有自动监控和调节装置需经值班长批准方可检查、试验。检查试验时应遵守防火安全规程，避免产生火花。
自动监控、保护、控制和调节仪器仪表，报警装置应处于良好工作状态。2.10.40.发现自动监控，调节系统和信号系统故障，应立即启动备用仪器仪表或改为手动。有故障的仪器立即更换。
2.10.41.自动监控和调节仪器仪表进行小修，应先关闭连接管线上的截止阀，卸压后与工艺设备断开。
2.10.42.在有易燃易爆危险的室内修理自动仪器仪表，只能采2.10.43.2.10.44.2.10.45.3.1.3.2.用冷方法，禁止用火和高温。
距含易爆介质的房舍或析出易爆蒸汽和气体的场所不小于15米的监控室内，应注入洁净空气。
试验室设备的布置，应不影响阻碍人员疏散。设备之间通道的最小容许宽度为1米。
试验室内台、架、柜的工作表面（处理易燃易爆液用）应有阻燃材料饰面及高度不小于10毫米的凸缘，以防止易燃液流出。
3.对工艺过程、仪器设备的要求
工艺设备和工艺过程在规定工作制度下应防火防爆。设备和设备安装地不应有发热燃烧。
设计方案中和使用工程中，应规定出现险情和事故情况下的安全措施（自动断电，连锁等），限制火源，范围，减少火灾后果。
以现行建筑定额标准与规程、消防安全规程、电气设备安装规程，国家标准及其他标准化文件为基础，在设计中明确规定生产设施，车间、厂房、设备、装置、仓库的火灾和爆炸危险等级。若设计发生变化或补充（见哈萨克斯坦共和国建设标准与规程A-
2、2-1-96），设备制造厂家的技术文件修改，火灾危险和爆炸危险等级可变更。
火灾和爆炸危险设施（厂房、车间、仓库等）入口处应张贴警示标志，写明其危险等级。
3.3.根据火灾和爆炸危险等级，选用防火和信号报警系统的设备和器材。应根据本规程附录1，现行建筑定额标准和规程、安全技术规程、电气装置安装规程等进行计算。必要时，制定各项目设施的消防计划（国家标准28130-89）。
3.4.应对设备维护人员和工艺过程操作人员进行消防安全教育培训，使其了解所用设备的易燃易爆危险，了解工艺过程及所用材料、物品的易燃易爆危险。
生产、工艺过程中禁止使用其火灾、爆炸危险参数不明的材料和物质。
3.5.其中有分离出易燃蒸汽、易燃气体的物质的工艺设备、仪器、管道，应当密封。
3.6.规定有压力、温度、气体浓度、电压等要求的设备和装置，不能带故障工作，也不能在断开防火防爆，监测仪表的情况下工作。
所有违反工艺规程标准和参数的情况，均应记入当班日志，领导和负责人应仔细检查分析，找出原因，采取措施，防止类似情况再度发生。
3.7.室内设备工作时，其表面温度不应比环境温度超出450C，室外装置则不得比环境温度超出600C。
3.8.管道表面高温可能引起材料、气体的燃烧和爆炸，应使用阻燃材料隔热，将管道表面温度降至安全值。
3.9.禁止修理带压管道。禁止对正在工作的泵、空压机、闸阀、法兰盘连接处添加填料或加固密封。进行此类作业，必须先卸压，将系统内压力降至大气压力，使有害气体含量不超标。
解除密封进行修理后，投入使用前必须试压。试压必须遵守现行安全规程。按生产规程或计划规定的方法和压力进行试验。试验结果应记入实验报告。
3.10.设备、装置和管道，接收石油和油产品前应使用惰性气体或水蒸气吹洗干净。
3.11.调节设备、装置的温度和压力，应慢而平稳，按设备和装置的操作规程和出厂技术资料操作。
3.12.设备、装置、仪器工作过程中，禁止使用可能产生火花的工具开启、关闭闸阀，调节阀等附件。
3.13.发现管道连接设备装置漏气，应立即停止使用，采取措施消缺。
3.14.在火灾和爆炸危险设施中，应根据部门细则和工艺规程监测空气介质中的有害气体含量。3.15.使用、保管分离可燃气体和蒸汽的物质的厂房和仓库，应装自动气体分析仪对其空气介质进行监测。
若无系列生产的气体分析仪，可定期进行试验室分析，使用移动仪表进行监测。
3.16.有火灾危险的厂房和可能有火灾、爆炸的设备上，应根据国家标准“信号颜色和安全标志”做好禁用明火标志，小心易燃易爆物标志。
单位在管部门应向所属人员介绍各种标志的含义。
3.17.压力设备上的安全阀、盖、孔，应保持良好状态。保险阀应有材质和厚度均严格符合计算数据的标准膜。禁止使用无标准膜的设备。隔膜阀和翻板阀应能保证将排出物导入安全方向，或通过排出管排入大气层。
应根据使用细则对保险阀进行外观检查和破裂检查。禁止使用有缺陷的、断开或未调好保险阀的、无从室内住外排气管的、排气管带闸阀的容器和设备。
3.18.用于紧急情况下和发生火灾时从容器设备卸液化气，易燃液，可燃和有害液的容器，应完好无渗漏。紧急卸液管道上应有识别标记，可无障碍通达卸液管道。
3.19.禁止使用液封故障、阻火器有毛病的容器盛热气热液。阻火器和液封应装在便于检查和修理的地方。
3.20.因工艺条件无法避免使用敞开容器盛易燃和可燃液的厂房内必须： — 明确规定各工位同时需用的可燃液最低量，且不得超量；
— 工作时必须打开进气排气式通风装置，使用当地抽排气装置收集排出分离出的有害蒸汽； — 确保有可能从容器中放出易燃可燃液； — 使用火灾危险小的液体。
3.21.零件、部件的清洁和脱脂，应使用不燃液，膏、乳剂，超声装置及其他无火灾危险装置。
特殊情况下，若不燃液剂不能保证清洗洁度而必须使用易燃液清洁时，应采取可靠防火措施，对清洁过程密切监视。
3.22.使用易燃液可燃液设备，使用、保管油漆材料的场所，对零件部件清洗和脱脂的场所，不得进行需动火或起火花的作业（如电焊气焊、切割磨削等）。
3.23.有爆炸危险的厂房，必须密切注视作业磨擦温度，防止因冲击火花或温度升高起火花。温度不应超过规定值。同时，应及时给摩擦部分加滑油。
— 应避免机械的运动部分撞击机器设备的不动部分产生火花；
— 开启关闭机器设备的盖和现场修理时避免碰撞产生火花；
— 避免其他硬物掉落在机器设备上摩擦产生火花。机器设备在工作运转中出现不正常噪音，应立即停机检查，找出原因，予以排除。
在А、Б级危险厂房，禁止进行长时间摩擦作业（如磨、削、钻作业）。
3.24.А、Б级爆炸危险厂房中的推车、运输车、移动梯等，其轮子上应安装软金属或橡胶圈，避免撞击摩擦。
4.对消防设备、灭火器材、通信及报警信号装置保养和使用的要求
4.1.基层灭火器材
4.1.1.各具体项目设施的灭火器材的型号和数量，由设计方案根据本规程附录1的要求和防火要求作出规定。项目设施使用过程中，企业可与当地国家消防机构协商进行补充。
若无设计文件，根据企业领导批准，当地国家消防机构同意的器材清单增加配套。
选择灭火器材时，应考虑灭火器的灭火特点，看其是否会对企业的设备、材料、物品造成损坏。
4.1.2.灭火器，灭火装置和火警装置的配置，根据劳动安全国家标准“保护项目设施的消防器材”的要求。
灭火器应放置在房屋进口（或出口）处的消防器材架（柜）上及可能产生火源的作业点上。灭火器材不能放在紧急疏散通道上。
灭火器与可能的火源间的距离，公共建筑和设施内不得超过20米，A、Б、B级（可燃气体液体）场所不超过30米；B、Г、级场所——不超过40米，A级场所不超过70米。
灭火器的放置位置与指示图标一致。图标应在距地面2-2.5米高（室内外均如此）醒目处。
灭火器的使用和维护，按生产厂家的说明进行。装备自动固定灭火装置的厂房和房屋，配计算数量50%的灭火器。
4.1.3.4.1.4.严禁将消防设备和器材用于生活、生产和其他方面。各项目设施应悬挂消防器材清单及保管人员名单。交接班时，应在日志上注明消防器材是否齐全，状况是否良好。
消防器材使用操作指南应置于易见到拿到的地方。
4.1.5.灭火器的强度试验和充装，由专业单位根据生产厂家说明书进行。
4.1.6.灭火器在起火源附近使用。扑灭固体和气状物火焰，灭火器正对火点。灭液体火焰，从旁边移向中心，逐步覆盖燃烧表面。
4.2.固定灭火装置
4.2.1.油气开采工业企业设施根据设计。建筑标准与规程、本规程附录2装备成套固定灭火装置。根据订货方，设计单位和消防监督部门的规定，附件2所列可增加。
4.2.2.安装了自动灭火装置的单位，应将此情况通报所属全体人员，并向其讲清工作原理和安全技术规程。
4.2.3.应从技术人员中指定专人负责固定（自动和非自动）灭火装置的维护管理，保持其良好状态。指定工人小组参加专门培训，负责昼夜轮班维护。负责灭火装置技术状态的人员，应系统地（每周不少于1次）检查灭火装置的状态，检查值班日志填写是否正确，维护小组人员是否知道自己的职责。
4.2.4.值班时，维护小组应检查灭火材料储备情况，增压管道和供给网的压力值，截止阀位置是否正确，喷嘴和喷水器、自动和遥控启动装置及配水管道传感器的状况。检查日期和结果应记入专门日志。
气体灭火装置，每3个月应检查一次。气瓶泄漏的，应立即更换。
自动灭火装置增压系统应每月检查。一昼夜压力应不降低0.02兆帕（0.2千公斤力/平方厘米）。容许的泄漏，应及时补偿。
4.2.5.自动灭火系统应每年彻底检查一次。结果记入检查登记簿。
4.2.6.每3年至少进行一次液压试验，检查灭火装置、管道的强度和密封，同时进行内外清洗。4.2.7.4.2.8.4.2.9.4.2.10.4.2.11.4.2.12.4.3.1.任命的灭火器材负责人和消防保卫工作人员一起对器材进行检查和试验。检查、试验结果写成记录文件。
冬季到来前检查灭火装置，应特别注意装置防冻的取暖装置和隔热保温。
安装了自动灭火装置的项目设施中，应特别注意灭火装喷嘴至注液液位或堆放物上层间的距离。
消防管道上的截止阀应安装在便于靠近的地方。每个截止阀都应有明显的标记，注明其所服务的设施。夜间，每个控制点都应配照明。
泡沫灭火装置的泡沫发生器，每半年必须检查一次。泡沫发生器的使用、保管条件和质量检查，见“泡沫发生器使用、运输、保管及质量检查细则。”
泡沫发生器容器的维护和修理时必须遵守的防火安全措施，与修理油罐及油品容器时相同。
自动灭火和火警系统的使用操作，应遵守“自动灭火装置的技术保养规程”和“灭火装置、警卫—火警信号装置规范化技术维护的组织和实施细则”。
4.3.移动灭火装置
移动灭火装置的型号、数量，由设计决定。若无设计文件，由企业领导征得当地消防监督部门同意，根据附录1（表3）和制造（供应）厂商的文件确定。4.3.2.移动灭火装置、器材的数量，以1次火灾所需灭火器材的最大消耗量为依据计算确定。
各设施移动灭火装置的配备根据附录3所列标准。产生泡沫，用泡沫灭火的装置，属于泡沫灭火装置器材—有泡沫混合器、空气泡沫枪、高倍泡沫产生器、起泡剂等。
确定灭火装置的需要量，应考虑设施位置，该处基础设施状况，一定时间内可能蔓延到该设施的起火部件的距离。
4.3.3.附录3未列设施的需要量，由该设施所在企业的领导会同当地消防监督机构研究确定。
4.3.4.单位消防部门拟制并与生产部门、国家消防监督部门代表商定“消防器材装备单”，列出消防车、消防泵、消防服、消防工具、器材等。同时，装备单中还应按各种工具器材的名称、型号、规格列出备用数量。
4.3.5.起泡剂的数量，根据“油罐中石油和石油产品灭火指南”，消防器材生产厂的使用细则和灭火方法确定。
4.3.6.移动灭火器材（消防车，消防泵等）和灭火设备应保持良好，时刻处于使用状态。应有带取暖设施的消防车库。
4.3.7.泡沫混合器、空气泡沫枪、高倍泡沫发生器等泡沫灭火装置，每月至少检查一次。除整体检查外，还应检查一些重点部位，清洁机器，对磨擦部位上润滑油，并将检查结果记入日志。
4.4.消防通信和消防报警器材
4.4.1.油、气工业企业应按“油、气开采企业建设设计消防条件”和其他现行标准、规范装备电话通信，电子消防报警装置，无线通信设备。
4.4.2.每个电话机旁均应悬挂标牌，写明如何发火警信号，如何呼叫消防队。有故障的电话，应作标记，“本电话机坏，不能用”，以免误事。
4.4.3.应保持自动灭火装置的良好状态，及时采取维护保养措施。使用保证期已过的，应大修或更换。
4.4.4.火灾通报系统应能：
— 同时向在危险区内的全体人员通报；
— 考虑建筑物内人群的特点（是否能独立疏散，是否清楚疏散路线，人群的身体状况，民族等）；
— 火灾通报系统应在疏散的全过程中发生作用； — 若需从毗邻区疏散，应分区进行； — 同一建筑各层人员均疏散。
5.油井气井的建设
5.1.总要求
5.1.1.油、气井建设的各个阶段，均应遵守“油气工业企业安全规程”（阿拉木图市，1994年），“统一技术规程”（阿克纠宾斯克市，1995年）及哈萨克斯坦共和国其他现行技术标准化文件。
5.1.2.设计文件中应包含符合消防安全规范和本规程的防火消防措施。
5.1.3.油、气井钻探、试验、大修的地面设备、防喷设备、监测站、生产厂房和住房、仓库、道路、直升机起降场等的位置，应考虑各具体地区主要的风向。
5.1.4.设备装置安装地域，应是无地面和地下管网、电缆、林木、草场、的空旷地段。
交通工具、消防机械地面设施周围应平坦、场地宽度应为10-12米。
油、气田区平面图布图，应考虑井口和地面设施能排水排液至专门的水池油池。
5.1.5.设施的掩蔽有不燃材料。其他情况下，结构采用防火型。
5.1.6.燃料容器和装置离地面房舍、管道、设备至少20米。
燃料容器应装备泵、液面仪和警示牌。
燃料容器装置所在地应修路，根据燃滑油料容器筑固堤。
5.1.7.有火灾、爆炸危险的工艺系统的管道，除安装阀门和连接仪器仪表处外，不得使用法兰盘连接和接头连接。
5.1.8.泵送可燃物的泵和空气压缩机的进管和压出管上应安5.1.9.5.1.10.5.1.11.5.1.12.5.1.13.5.1.14.装截止阀，截断阀和保险阀。
截断闸阀的安装位置，距动力装置（泵）或基础不得小于5米。
若发现燃滑油料和石油品泄漏，密封不良，应立即处理修复，渗漏处擦洗干净。
禁止在易燃易爆设施内保管储藏燃滑油料和易燃物质。
灭火装置应放置在火灾危险场所附近（动力装置和泵、燃料容器、电站、井口等。）
内燃机排气管排出口距井口应不小于15米，距机器设备掩蔽体壁（基础）不小于5米，距房顶（棚）上部应不小于1.5米。
排气管不能敷设在发动机下，机器设备基础和地板下面。
排气管穿过墙壁、顶棚时，孔洞不应小于排气管直径2倍。穿管后，孔隙用绝缘隔热材料和不燃材料填堵。
排气管道应安装灭火花装置。
寒冷季节，设备和管道应防冻，但不得使用明火加热。易燃易爆场所，机器设备下面，危险气体场所，保存燃滑油料，可燃物和化学试剂，石油和石油产品的场所，禁止动用明火，禁止吸烟。
应在安全区设配备专门设备的吸烟室。5.1.15.5.1.16.5.1.17.5.2.1.5.2.2.5.2.3.进行动火作业、危险气体作业和电焊，应遵守现行部门规定细则。
有害气体过量，有燃滑油料和石油、石油产品污迹的场所，禁止进行上述作业。
动力设备、钻探和采油设备，掩蔽，井口及项目设施区域应保持防火安全，经常清理油污，燃滑油料和石油，石油产品溢出油迹。
全体人员应明确各自职责，一旦出现火灾危险，油、气井冒油、气，井喷，燃烧威胁，应严格按消除事故计划行动。
5.2.钻井
井的钻探、固定、试验的设备和工艺应最大限度避免地层矿层流体、涌出失控。
出现冒油冒气和紧急作业时，地面设备和连接管线应紧封，冒出的矿层流体、引至远离油气井的安全距离，确保消除冒油冒气作业不发生火灾和爆炸危险。
开钻时，企业验收委员会应检查设备防火防爆安全，检查消防设备是否齐全，有无紧急照明，消防人员是否配齐。检查结果应记入验收报告。
钻探过程中，钻井队长班长和当班人员应检查消防情况，确保消防器材处于戒备状态。交接班时要交接、记录消防设备情况。
5.2.4.使用以碳氢化合物为基础的钻液钻井，应采取补充措施防火防爆，监测空气介质中的有害气体含量。有害气体含量标准在专门细则和作业计划中作出规定。
以碳氢化合物为基础的溶液的自燃温度应为摄氏50度，高于井口和配制溶液时予期最高温度。
5.2.5.发现作业区有害物和易燃易爆物超过最大容许浓度，必须立即停止生产工艺过程，立即报告项目负责人和值班长，确定出现问题的原因和有害气体过量的区域范围，人员立即启用个人防护器材，检查消防器具，根据消除事故计划和当时具体情况采取行动。
5.2.6.钻井作业、试验结束，消除冒气冒油、井喷和事故后，必须对井塔井架，钻探设备进行清洁除油污，撤走多余设备和材料，保证通往井场的道路畅能无阻。
5.2.7.进行水泥灌浆、修建石油池、酸池、进行勘测和消除事故作业用的专门机械设备，应在排气管上安装灭火装置。
6.油井气井的开采 6.1.油的开发
石油开采废水处理 第5篇
1 石油地质的基本分层类别
不同的地质构造经过长期地壳活动与沉积现象, 逐渐形成系列性的生、储、盖三者的组合, 因此, 地底石油形成和分布规律可将石油地质分为两类型:
(1) 储集层。储集层是对流体进行过滤的岩层, 它的形成必须具备两个条件:一个是孔隙, 也就是要有足够的空间为油气的活动场所;另一个是岩层需具备一定的渗透能力, 也就是能够为油气流体等提供相应的渗透空间。储集层主要是以变质岩、火山岩和泥岩为主, 目前大部分的石油和天然气多数存储于泥岩当中, 但是随着地壳的不断运动, 储集层的分类也会愈来愈详细, 也就是说未来在储集层的开发上还有很大的开采空间, 这就需要科学技术的发展来带动石油勘查技术的发展。大多数的储集层多发现于盆地地带, 因此, 相对来说石油资源的储存潜力和空间还是很大的。
(2) 生油层。生油层是孕育石油资源的重要岩层, 石油勘查学将能够产生石油和天然气的岩层称之为生油气层, 因而在生油气层中的岩石就称为生油气岩。生油层底部是由烃源岩构成的, 这里是各种生物体繁衍生育的重要场所。生油气岩主要以泥质岩和碳酸岩为主。泥质岩中含有丰富的黏土等有机质, 而碳酸岩中含有大量的深灰色的泥灰岩和生物灰岩, 这两者如果在适宜的条件和温度下, 就会不断地孕育一定量的油气资源, 而且形成不断循环的过程。
(3) 盖层。盖层是阻碍油气流体向外渗漏的重要岩层, 因而不同区域的盖层会影响石油和天然气分布状况。盖层主要以膏岩、泥岩和盐岩为主, 它在一定程度上还影响了储集层的保持时间, 这就要求石油勘查部门在开采石油时因优先对盖层进行勘查, 防止油气资源不断向外渗漏, 导致油气资源散失。
2 石油油田勘查区域的特点分析
(1) 非常规油田区域特点。非常规油田的区域分布主要有前渊坳陷和斜坡区域两种, 这两种区域的明显特点就是坡度较缓, 有利于油气的沉积岩层在此发展形成, 这就为形成大量圈闭性的油田提供了先决条件。非常规油田多分布于盆地, 而盆地的坳陷地区是形成天然的储油层, 地层中烃源岩有机质含量非常高, 所处地层环境较好, 使产生的油气便于保存。虽然非常规油田的地质构造复杂, 勘查工作难度大, 但其中所富含的原油材料是促进经济发展的重要动力。因此针对这一区域, 石油勘查部门应加大勘查技术的研究力度, 使用新型的勘查技术重点勘查非常规油田区域。
(2) 常规油田区域特点。常规油田区的区域特点主要表现在大陆边缘频发的地质活动, 导致砂质碎屑硫比浊流沉积形成的分布更广、砂体更大, 为成藏创造了条件。由于地质活动时有发生, 造就了膏盐层的发育, 为储集层的形成提供了有利条件, 从而发育成为了富油气田区。在海上钻井平台领域, 由于对深海砂质碎屑硫比浊流沉积形成的分布更广、砂体更大的研究取得突破性的进展, 为深水勘查提供了便利。克拉通大型正向构造是长期发育的古代隆起, 所以较早的形成了地质构造和圈闭活动, 在后期大量的烃类物质在此聚集, 从而为油藏的形成创造了良好的条件。
3 石油地质类型对石油勘查工作的影响
通过上文所述, 不难看出地质类型对石油勘查工作的影响深远。在非常规油田区域, 由于地质构造较为复杂, 对勘查技术的要求难度系数就较常规油田区域高。虽然在常规油田区域, 对油气的开启难度较为容易, 所以容易导致常规油田区域面临开采过度、油气资源枯竭的危险, 随着这些常规区域油量的下降, 对满足石油市场需求的能力随之降低。
因而, 在未来石油勘查工作中, 要将勘查工作目标转到非常规油田区域, 这就要求石油勘查企业要不断研究新技术, 加大对非常规油田区域的探索与研究, 采取科学的开采方式和技术, 从而满足不断增加的石油市场的需求。
4 加强石油地质勘查创新的建议和对策
4.1 石油地质勘查中存在的问题
众观全国大大小小的油田, 可以看出我国的油气资源丰富, 但是由于国家投入力度较少, 并且缺乏有效的监督机制, 导致很多时候石油勘查工作无非顺利进行。另外, 我国的勘查技术相对发达国家落后, 以致于遇到环境恶劣的油田或者需要深入开发的老油田时, 我国的石油勘查工作就会寸步难行。最后, 我国的石油来源大多数依靠国际势力, 而且石油资源的来源通道主要以中东区域为主, 再通过海运, 来源渠道单一, 而且也存在较大风险, 首先中东国家战事不断, 再者海运经过的路径, 海盗猖獗, 这就容易使我国的石油运输面临险境。
4.2 加强石油地质勘查工作的对策
随着经济的发展, 石油资源也越来越紧缺, 今后的石油勘查工作会更加困难, 因此, 创新石油勘查技术, 加强新技术和新方法的研究成为了当今石油勘查新技术崛起的重要标志。针对复杂的地质结构, 可以通过现代信息技术合成剖析图, 并且结合实际地质类型和勘查工作的方向详细分析, 准确评估石油勘查区域, 从而得出科学的结论和对策。当今社会主要用到的新技术有:岩石物理分析技术、非均质储层地球物理响应特点模拟和表征分析技术、多波多分量地震勘查技术、时移地震技术、深海拖缆及OBC勘查技术、微地震监测技术等。
另外, 在加强石油勘查工作的同时还要坚持安全与质量并重的原则, 石油勘查工作是一项高风险的工作, 当今很多石油企业由于疏忽安全防范意识, 导致石油勘查事故的发生, 这与我国新时代的经济发展需求背道而驰, 因此, 质量与安全并重, 才是保障石油勘查工作稳步前行的良策。
5 结语
综上所述, 不同的地质类型会对石油勘查工作产生不同的影响, 因此, 在石油勘查过程中要根据实际的地质类型采取相应的勘查方式, 以全面的角度来看待问题, 深入对不同地质类型的分析, 有针对性地采取勘查技术。同时还要与时俱进, 利用科学技术的发展来创新石油勘查技术, 加强新技术、新方法的运用, 确保勘查工作能够坚守质量安全并重的重要原则, 最终达到提升原油的产量, 推进石油勘查工作可持续发展的目的。
参考文献
[1]李航.浅谈石油地质勘查技术的发展[J].科技资讯, 2012 (17) .
[2]崔化娟.沉积体系域类型、特点及石油地质意义[J].古地理学报, 2010 (01) .
提高石油开采效率的研究 第6篇
1 提高石油采收率的措施
中国石油工业一直面临一大技术难题, 那就是采收率低。世界石油采收率平均水平为34%左右, 而中国石化目前已开发油田标定的采收率平均仅为28%。提高石油开采效率的意义重大, 采收率每提高一个百分点, 就相当于找到一个储量为3亿吨的大油田。目前广泛应用的提高采收率的技术包括EOR技术和IOR技术, 包括化学驱、热力驱、微生物驱、气驱、改善水驱和物理法采油等。其中, 微生物驱和物理法采油技术在我国还处于研究探索阶段, 而改善水驱技术已成为我国重大战略性技术。笔者将重点介绍在改善水驱方面的研究。
改善水驱是目前开发成本最低, 应用规模最大的一种开发方式。但同时这种方式调整工作量也最大, 开采期限最长。根据油藏渗透率高低, 油田分为高含水油藏和低渗透油藏, 应用于相应油藏的改善水驱技术也分为高含水油藏改善水驱技术和低渗透油藏水驱技术。
1.1 高含水油藏改善水驱技术
高含水油田储量规模大, 主体为中高渗透。由于开发程度的提高, 高含水油田的地面设施年久失修、剩余油分布情况复杂以及套管损坏问题严重。这些都严重地阻碍了高含水油田采收率的进一步提高。而相应的调整开发方法, 应用改善水驱, 则可有效提高采收率。其主要方法如下:
(1) 水平井技术。水平井技术在我国断块油藏和正韵律厚油层顶部的开发中得到了广泛的利用和推广。以胜利油田为例, 相比于直井, 其水平井平均单井可采储量增加两万吨, 初期日产油增加1~4倍。
(2) 加密井网, 细分层系。国外大油田的开发经验表明, 油田开发的完善和强化过程中, 井网逐渐加密, 层系的划分也日趋详细。我国大油田充分吸收国外经验, 经过对国内油田的地质研究和现场试验, 也采用了井网加密和层系重组等技术, 取得了良好的效果。
(3) 调整注采系统。国内油田的注采系统随着加密井网和细分层系得到不断的改善和提升。井网的加密减小了井距并增加了水油井数比, 从而使得驱替压力梯度不断升高, 其结果就是水驱控制程度也相应地得到提高。采取科学有效的措施降低无效的产水量和注水量并实施强化采液, 可以实现在油田的后期开发中改善和强化注采结构的目的。
此外, 周期注水法在国内外油田矿场的试验中表现出积极的结果, 从而促使其成为提高油田水驱效率的另一种有效的措施而得到广泛的应用。而尚在试验研究层面的调堵调驱技术, 特别是深部调剖技术, 以其低成本的优势得到了普遍的关注。
1.2 低渗透油藏水驱技术
低渗透油藏储层渗透率低, 单井产能也相对低下。随着油田开发时间的延长, 低渗透油藏容易出现地面设施老化腐蚀, 布局不合理, 综合含水上升而原油产量下降的情况。其对新的地面设施、装备、管线等的需求日益增加, 从而整个油田的生产运行费用和维护管理费用大幅上涨, 不仅严重影响了油田的经济效益, 同时带来很多安全问题。然而, 尽管低渗透油藏具有诸多缺陷, 其在我国油气开发中却有着重要意义。在我国, 油气田产能建设规模的70%以上是低渗透油气藏。低渗透原油产量在2008年就占当年全国原油产量的37.6%, 低渗透油气田已经俨然成为油气开发建设的生力军。而在新发现的油气藏中, 低渗透油气藏占据了一半以上。为了提高低渗透油藏采收率, 国内外发展了多种注水开发技术。
(1) 多井段分段压裂水平井技术。该技术通过扩大泄油半径的方式来提高对单井储量的控制, 从而达到提升单井产量的目的, 已经广泛利用于国内外油田。但其目前仍有严重的缺陷。在水平井平行裂缝发展方向, 产量因井间距过大、基质渗透率低而降低;而在水平井垂直裂缝发展方向, 注入水易沿裂缝窜入导致生产井被过早淹没。
(2) 实施活性水降压增注。国外试验表明注入表面活性剂可以显著提高油田采收率。而我国关于实施活性水降压增注尚在试验探索阶段。目前试验结果显示其能有效增产, 但仍有一些问题。
(3) 采用大井距、小排距开发压裂一体化。该方法旨在利用人工裂缝来使井网形成大井距、小排距, 从而达到克服压力梯度, 优化渗流场以建立有效地驱动体系。为使注入水波和体积最大程度地扩大, 在拥有天然裂缝的储层中, 注水应沿着裂缝方向。
2 提高开采作业效率的途径
回顾石油工业150多年的发展历史, 我们可以发现, 科技的进步是提高石油开采效率的主要且有效的途径。为提进一步提高石油开采的效率, 在石油工业中应用新技术新设备无疑是绝佳的选择。目前, 在其他行业得到广泛应用的自动化技术在石油工业中却并不多见。试验表明, 在石油工业中应用自动化技术, 可以有效提高石油开采作业效率, 并节省人力资源。
目前在石油工业中应用的自动化技术主要有数字式自动化控制系统和模拟式自动化控制 (ACS) 。其中数字式自动化控制包括直接数字控制系统 (DDC系统) 、监测监控和数据采集系统 (SCADA) 和可编程控制器 (PLC) 。建立在模拟控制装置上的模拟式自动化控制系统, 用于控制缓冲罐液位等工艺参量。
自动化技术在我国石油工业的应用仍存在不少问题。采油厂普遍缺少自主创新能力, 数字自动化采油技术观念淡薄, 专业的高素质技术人员严重缺乏, 对引进的国外先进技术吸收能力差。为了提高石油开采的效率, 我国石油企业有必要开拓新思维, 积极吸取国外的新技术和新方法, 勇于创新, 善于创新, 研制适于我国需求的自动化设备和技术, 促进石油工业的发展。
3 结语
作为我国经济持续稳健高速的发展的保障和重要支撑, 石油工业在我国众多行业中占据举足轻重的位置。作为世界第二大原油消费国, 中国经济的快速发展将长期受到石油资源短缺的制约, 和平崛起之路也遭遇潜在的威胁。为了应对我国日益增长的石油需求, 摆脱我国石油的减产困境, 提高石油开采效率是一个有效的措施。随着全球经济发展对能源资源的需求日益增大, 石油俨然成为了关系到国家经济安全和发展命脉的战略性物资。而中国的石油资源储备相对较小, 对外依赖程度过大, 应急能力较弱。在这样严峻的能源形势下, 研究如何提高石油开采效率, 提高我国石油产量, 促进我国石油工业的发展无疑具有重要的理论意义和实用价值。
参考文献
[1]计秉玉.国内外油田提高采收率技术进展与展望[J].石油与天然气地质, 2012 (1) [1]计秉玉.国内外油田提高采收率技术进展与展望[J].石油与天然气地质, 2012 (1)
石油开采废水处理 第7篇
1 强化石油开采建设项目竣工环境保护验收调查
建设项目竣工环境保护验收是指建设项目竣工后, 环境保护行政主管部门根据相关的技术规范, 依据环境保护验收监测或调查结果, 并通过现场检查等手段, 考核该建设项目是否达到环境保护要求的活动。
我国环评制度是在建设项目前期设计阶段介入, 环评成果被纳入项目可研并最中得以实施, 从而实现建设项目设计方案的优化。只有当环评提出的各项环保措施真正实践于工程中, 环评的早期介入效果才能得以展现。然而受到现阶段环评制度的约束, 环境保护部门将重点放在了环评的前置审批上, 而对项目建设期及运行期的监管则显得力不从心, 使得环评提出的环保措施是否落实、措施是否有效这些关键性的问题常常受到忽略, 导致环评管理失去了一定的意义。
在这种情况下, 石油开采建设项目具有周期长、滚动性开发的特点, 其环保措施的有效落实则显得更为重要。因此应该强化石油开采建设项目的竣工环境保护验收调查工作。
2 石油开采建设项目竣工验收依据
2.1 石油开采建设项目竣工验收技术规范
在实际的验收工作中, 由于油田的滚动开发性质, 常常导致建设周期, 开发时序较环评阶段变化较大, 如果环保验收部门仅凭着验收调查经验不足以完全实现公平、统一, 因此验收调查过程中应严格参照《建设项目竣工环境保护验收技术规范石油天然气开采》技术规范进行验收调查, 将加强环保验收工作的科学性和规范性, 以达到环保验收有据可依的目的。
2.2 验收标准的选定
石油工程在勘探、开发过程中, 其建设和运行过程会产生一定的环境影响, 主要包括废气影响、声环境影响及生态环境影响。石油开采建设项目验收标准原则采取工程环评阶段经环境保护部门确认的环境保护标准与环境保护设施工艺指标作为验收标准, 对已修订、新颁布的环境保护标准应用其作为验收调查的标准。
3 验收调查的技术要求
3.1 正确确定验收调查范围
编制环境影响报告书的工程应编制建设项目竣工环保验收调查报告, 编制环境影响报告表的工程应编制建设项目竣工环保验收调查表。调查范围原则上与环评报告的评价范围一致, 如项目建设内容发生变动或环境影响评价文件未能反映出项目建设的实际生态影响, 调查范围应根据现场初步调查结果在环境影响评价范围基础上调整后确定。
3.2 明确验收重点
在验收调查过程中, 应按照各类不同行业项目特点, 确定验收调查重点。石油开采项目具有占地面积大且较为分散、管线输送路线较长、运输频繁等特点, 确定在验收调查中主要关注的生态问题有生物多样性的损失、土地资源占用、生态格局破坏、生态功能改变、农业生产损失、交通运输等方面。
3.3 验收调查工况要求
根据项目行业特征, 在建设项目主体工程正常运行、配套环境保护设施建成使用后即可开展验收调查工作。在调查过程中应注明实际调查工况, 按环境影响评价文件近期的设计能力对主要环境要素进行影响分析。对分期建设、分期投入生产的建设项目应分阶段开展验收调查、分阶段进行环境保护验收。
4 石油开采项目竣工环保验收调查主要内容
4.1 工程概况及变更情况
对进行竣工环保验收调查的石油开采项目应说明建设项目所处的地理位置、开发面积、组成、规模、主要经济或技术指标、工程总投资及环保投资等主要情况。由于石油开采项目受到油层分布的影响, 其开发变动性较大, 因此工程的实际建设内容与环境影响评价文件中的建设内容往往有一定的变动, 因此针对此种情况, 应重点说明其变更的内容、变更的原因, 同时分析工程变更带来的环境影响、环保措施的变化, 调查变更手续是否齐全。
4.2 环境影响报告及其批复回顾
为了更为详细、有效的对项目进行竣工环保验收调查, 首先应对项目环境影响评价及批复阶段确定的主要环境影响、环境保护目标、环境影响据测结果、采取的环保措施及建议进行回顾, 根据环评文件及批复文件、初步设计中的各项对环保措施的要求, 调查实际采取的生态保护和污染防治措施的落实及变化情况, 对发生变更的应说明原因及有效性, 必要时提出相应的实施、改造建议。
4.3 施工期环境影响回顾
石油开采项目竣工验收调查涉及的周期非常广泛, 包括了勘探期、施工期、运行期。很多对环境的影响发生在勘探期及施工期, 且多为不可逆的。因此施工期环境影响回顾是石油开采项目竣工环保验收调查不可缺少的内容。要调查施工期的生态破坏及恢复情况, 应到建设单位、各个技术材料编制单位、当地行政主管部门广泛收集材料, 从项目可研、初步设计、施工图、水土保持报告、环境监理报告等资料中详细了解施工中采取的环境保护措施, 同时结合现场实地踏勘、公众参与调查、环保部门意见征询、施工期间环境质量跟踪监测结果等手段, 才能升入的判别项目施工期环境影响程度、环保措施的落实情况及恢复情况, 得出结论并对存在问题提出补救措施。
4.4 环境影响调查与分析
环境影响调查是石油开采项目竣工环保验收调查报告的核心内容, 为了使调查报告更为明确的反映实际情况, 建议按照环境影响要素来进行分析。根据石油开采项目特点, 主要分为水环境影响调查分析、大气环境影响调查分析、声环境影响调查分析、固废影响调查分析、社会影响调查分析几个方面。针对此类项目特点, 结合实际案例, 从污染源及环保措施调查、环境影响调查、监测结果达标分析、环保措施有效性分析及建议几个方面进行论述。
4.5 结论与建议
调查结论要分别简述各专题的主要调查结果和存在的主要问题。根据环境影响和环境保护措施落实情况调查及评估分析结果, 提出各专题的综合性调查结果和目前遗留的主要问题。
验收建议是在环境影响调查工作的基础上, 结合各专题调查结论和验收意见, 综合判断建设项目在环境保护方面是否符合竣工验收条件, 当项目同时满足 (1) 不存在重大环境影响问题; (2) 环评及批复所提出环保措施得到了落实; (3) 有关环保设施已建成并投入正常使用; (4) 防护工程本身符合设计、施工和使用要求; (5) 目前遗留的环境影响问题能得到有效处理解决这五方面要求时, 应明确提出建设项目通过竣工环保验收的建议。当建设项目不完全满足以上五条要求时, 应提出整改建议。此时应根据为满足竣工验收条件的性质和遗留问题的影响程度, 提出整改后环保验收的结论, 并明确重点整改内容, 为政府部门决策提供参考建议。
5 结语
石油开采项目属于非污染型项目, 其开发周期长, 面积大。项目在勘探、施工、运行阶段, 对环境带了一定的影响, 在严格落实环评制度的同时, 应该加强环境保护竣工验收工作, 核查环境影响评价及其批复文件中所提的环保措施落实情况及有效性, 必要时针对重点环境问题提出进一步的整改措施, 坚决落实石油开采项目的环境保护工作。
参考文献
[1]建设项目竣工环境保护验收技术规范石油天然气开采HJ612-2011.
[2]梁鹏.环境影响评价技术方法:第6版, 北京, 中国环境出版社, 2013.3, 433-445.
石油开采地质资料测量精度评价 第8篇
1 孔隙度曲线地质精度评价
孔隙度地质主要为声波时差、密度、补偿中子地质。在对比分析上选择大孔隙度和小孔隙度地层, 孔隙度是根据声波时差和密度交会计算的, 渗透率计算是依据声波时差、密度、补偿中子、电阻率、光电吸收界面指数等进行多元回归的, 含水饱和度是依据岩电实验分析结果采用变形的阿尔奇公式计算的。
EILog所测密度比5700密度偏低;EILog测量的密度与岩心分析密度更一致, 精度高于5700。声波时差两者测量数值一致。EIlog测量曲线计算孔隙度参数控制在1个孔隙度单位内, 精度高与5700, 与地层实际吻合。渗透率参数控制在0.5个数量级内, 数值很接近岩心分析渗透率。5700测量曲线计算孔隙度参数超出1个孔隙度单位级内, 精度低于EILog。渗透率控制在半个数量级内, 数值很接近岩心分析渗透率, 因为渗透率所受因素较多的缘故, 5700综合评价测量精度还是高的。EILog测量参数计算的孔隙度好于5700, 渗透率两者一致。
从孔隙度测量值和计算储层参数看, 2种仪器测量形状一致, 但测量值上有一定差异。声波时差一致性好, 对于大于250µm/s的值, E I L o g测量的声波时差精度好于5700, 与MAX-500相当。密度存在一定差异, EILog密度测量值低于5700和MAX500, 从上述分析中得出E I L o g的密度好于5700, 与MAX-500相当。EILog计算的孔隙度、渗透率与岩心分析的孔隙度、渗透率一致, 吻合程度高, 计算孔隙度好于5700, 与M A X-500相当。总之, E I L o g的孔隙度地质精度很高, 与引进设备一致, 有时精度还高于引进设备。
2 电阻率地质精度评价
当电阻率小于10.0Ωm时, EILog测量深感应电阻率高于5700测量120 in感应电阻率;当电阻率大于10.0Ωm时, EILog测量深感应电阻率低于5700测量120 in感应电阻率。电阻率两者测量原理不同, 不能定位哪一个精度高。从变化形状来看两者一致, 数值EILog整体偏低, 随着电阻率的增大, 深感应数值差别越大, 尤其对高阻致密夹层, 差别就更大, 两者关系为Lg R5700=1.140-Lg 0.0648REILog, 对于鄂尔多斯盆地长6-8特低渗或超低渗储层采用双感应-八侧向电阻率计算含油饱和度会相差很大, 有可能漏掉油层, 固此对含油性评价EILog要采用阵列感应。
当电阻率小于50.0Ωm时, 两者数值一致性好, 当电阻率大于50.0Ωm时, 两者数值有一定的差异, 但差异较小。在低值 (小于15Ωm) 部分两者显示不一样, 低值测量值高于5700, 这是因为该层为油水同层, 阵列感应对含油性更敏感, 不会出现解释偏低或漏掉油层现象。高值部分高分辨率感应高于阵列感应, 也表明在高电阻率水层上阵列感应反应灵敏, 计算含水饱和度高, 不会出现解释偏高。因此, 评价感应一定要考虑储层流体性质, 由上述分析得出阵列感应与高分辨率感应测量精度基本一致, 但在流体性质判识上, 阵列感应比高分辨率感应要好。
3 应用效果
E I l o g应用多年来, 长庆地质资料解释符合率大幅上升。2005年在没有应用EILog时总解释符合率87.63%。2006年以来全面使用EILog, 总解释符合率89.60%, 2011年总解释符合率93.19%, 比2005年高出5.56%。E I L o g探井符合率2011年高达83.38%, 而2005年探井符合率74.75%, 提高8.63%。E I L o g装备在长庆油田低渗透储层上的应用见到了明显的地质效果, 完全满足低渗透油气田储层评价的需求, 实现了采集地质系列一体化发展的战略部署。
从采集质量上看是EILog成套装备完成的, 地质曲线形态变化和数值精度完全可靠, 通过储层参数计算、解释图版的验证、邻井对比和测资料分析, 认为在低电阻率气藏背景上发育中高电阻率气层, 该砂体是高产气层, 综合解释7.8 m厚气层。试气获日产无阻流量50.7531104m3, 这是该区气探井试气产量最高的一口井, 该井的成功解释为苏里格东区天然气勘探再次获得重大突破提供了地质优质服务。
2007年5月29日由成套装备承担的某口井地质任务, 该井钻遇地层长10, 全井只在1 343.0~1 345.0 m见到2.0 m油迹显示, 其它井段无油气显示, 解释人员认真逐一分析每一个砂体的含油性, 发现在侏罗系延安组延9地层1 346.7~1 348.4 m井段密度曲线有异常显示, 数值为2.32 g/cm3, 电阻率中等, 平均为20.0Ωm, 略高围岩, 砂体厚度小只有1.7 m, 该层也没有邻井可对比资料, 后经讨论和分析, 解释1.7 m厚油水层, 并建议油探项目组试油。对该层试油求初产, 获日产油21.08 t, 为一个高产油层。高精度测量为以后该区延安组延9油层组开发提供有力区域。
4 结论
(1) EILog测量的孔隙度曲线不论在低渗透率储层还是相对高渗透率储层, 其计算的物性参数与MAX-500、5700计算结果相当, 但测量动态范围高于5700, 与岩心分析的物性参数吻合程度高。
(2) EILog测量的侧向电阻率不论在低值还是在高值的储层上, 含水饱和度评价精度与MAX-500相当, 却高于5700。
(3) EILog测量的双感应-八侧向对与高分辨率感应测量原理不同, 不能等同对待。当储层电阻率大于50Ωm时, 评价含水饱和度不能采用双感应-八侧向。阵列感应与高分辨率感应在测量精度上一致, 但在流体性质判识上, 阵列感应比高分辨率感应要好。阵列感应大规模的推广应用是准确评价储层含油饱和度的最佳方法。
(4) EILog装备在长庆油田低渗透储层上的应用见到了明显的地质效果, 测量精度的提高使解释符合率大幅上升。
参考文献
石油开采中增产技术的运用 第9篇
一、热力采油法在石油开采增产技术中的应用
所谓的热力采油法是指:在石油开采中, 使用特定的加工工艺技术, 提高油层中的温度, 以此来有效提高石油开采率和石油的产量。具体方法可以划分为:蒸汽吞吐法、蒸汽驱油法、气汽驱油法等几种。其中, 蒸汽驱油热采一般情况下是被作为蒸汽吞吐热采的转换技术来进行应用的, 而且这种方法也被认为是现下比较成熟的一种开采技术。当蒸汽吞吐热采进入高周期以后, 其本身会对地面产生一定的压力, 以此来减低油汽比例。紧接着, 为了保持油层的温度, 需要注水, 并且要保证油温符合原有的开采要求, 通过增强原油的流动性来促使油层压力有所增加, 从而使石油的开采率得以提高。蒸汽吞吐热法的原理就是通过以饱和的蒸汽对油井地层施加压力的同时, 依据热能使原油的活化与降粘原理, 通过对油层施压来驱使其流动并保持良好的流动性, 再注入蒸汽来使油层的压力得以提高, 依靠所产生的压力差进行石油开采作业, 并且有效的提高石油开采效率。
二、其他新工艺在石油开采增长技术中的应用
1. 注水增油技术在石油开采中的应用
油田注水开发技术的应用, 其实质就是将符合要求的水通过相应的注水设备有计划的注入到事先安排好的油层中, 利用水的动力将原油从存储层中驱逐出来。不同的油田特征适用不同的注水方式, 就目前而言, 注水方式又分为面积、边缘、点状以及切割注水等, 在实际的注水增油作业中, 要注重这几种方式的互补。通常情况下, 常用的注水增油法即为分层注水方法。分层注水分为三种方式, 首先就是采用油管和套管来分两段注水, 这种方法的原理是将油层分为上下两个注水层段, 其中间多数情况下都会采用封隔器隔开, 明确的将这个油层切割成两层, 套管的作用是给上层注水, 油管的作用是给下层注水, 在注水之前, 每个油层对水的需求量应该提前计划好。这种方法是最便捷也是最简单的一种。其次, 利用封隔器给油层分两段注水, 换言之, 就是在油层中下两根注水管柱, 封隔器置于下比较深的那根管柱中, 目的是把油套内还存在的环形空间固定封住。在往油层中下这两根主水管时, 顺序是先深后浅, 也就是深的管柱置于下层, 浅的管柱置于上层, 与此同时, 要注意井口的改变以及合理掌握两个注水段需要的水量。
2. 酸化、压裂技术在石油开采中的应用
采取这种技术的主要目的就是为了通过让高粘度的压裂液和酸液交替注入, 从而通过二者自身的酸化压裂的作用来达到石油增产的目的。交替注入压裂液和酸液的新工艺技术, 其主要优势就是集投入少、消耗小以及范围广泛等特点于一身, 除此之外, 它本身的导流能力尤其是滤失能力超强, 这些特点促使它能在石油开采中发挥很好的作用。在石油开采的过程中, 酸液和前置液都分别有自己的注入程序, 一定要先是注入前置液然后才是酸液, 只要严格遵守这样的程序, 才能合理控制好滤失速度, 不至于太快, 也不至于太慢。另外一方面, 酸液与前置液的结合, 其中的酸液会很好的连续多次的指导前置液的引进, 以此形成多种的深度一致的溶蚀空隙槽, 在一定程度上为石油的开采奠定了基础。
3. 深入分析采用增产技术以后的实际效果
(1) 大幅度降低生产成本
实际应用试验表明, 采用一系列新的石油开采方法不仅能够大幅度的增加了石油开采量, 还有效的降低了石油开采成本。其投资成本优势是十分可观的。
(2) 明显的综合社会经济效益
长期以来, 人们都只是一味的追求石油的开采量和开采率, 其中人们最长使用的蒸汽锅炉辅助石油开采的方法, 对大气环境的污染是十分明显并恶劣的。这样, 造成的不仅仅是能源的大量浪费, 更严重的是对环境的污染, 这种已然将要被淘汰的做法是十分不可取的。新的石油开采方法的出现, 不仅极大地减少了对环境的污染, 还能有效的提高社会效益和经济效益, 为国内企业最终追求的经济效益与社会效益的结合提供了有利保障。
(3) 原油产量得以优化和提高
与传统的开采技术相比, 复合介质采油新工艺的出现, 不仅有效的提高了石油产量, 还能够为企业带来可观的经济效益, 最终帮助其实现增产的目的。
结束语
总而言之, 有关部门须竭尽所能钻研提高石油开采量的技术手段和方法, 以此来确保我国在石油资源方面可以持续、稳定、正常的供应。采用先进的工艺技术提高石油开采效率是势在必行的, 改革原有的技术手段和传统的开采方法, 其最终目的就是为了提高我国石油开采量, 更是为了节约能源, 减少污染, 保护环境。
摘要：探讨和分析出石油产量的稳定措施是势在必行的一项重要举措, 石油开采中增产技术的应用对我国的经济发展和社会稳定都具有很重要的意义。本文从我国石油开采中增产技术的运用现状进行深入的探讨分析, 以此希望从中找出存在的问题和障碍, 并积极提出相应的解决方法和策略。
关键词：石油开采,增产技术,问题,方法
参考文献
[1]赵光辉.浅析中国石油开采技术以及一些技术在石油开采中的应用[J].内蒙古石油化工, 2013 (09) .
