环境风险评价.doc

7 环境风险评价 莫北油气田区域开发建设过程中，地质勘探、钻井、试油、采油、井下作业及油气集输等环节均接触到易燃、易爆危险性物质，而且生产工艺多种多样，所处自然环境和作业条件又比较恶劣，因此为避免和控制事故的发生，对莫北油气田在开发建设、运行过程中可能发生的事故进行分析、预测、评价就愈显重要。 本项目事故风险评价的主要工作是对油气田开发、油气集输等工艺过程中存在的各种事故风险因素进行识别，并针对可能发生的主要事故对环境（包括自然环境和社会环境）可能造成的影响进行分析、评价，以此有针对性地提出切实可行的事故应急处理计划和应急预案，以指导设计和生产，减少或控制本工程的事故发生频率，减轻事故风险对环境的危害。 7.1 同类事故调查分析 莫北油气田区域开发主体工程为钻井、油气集输、集输站场，因此主要针对以上三个方面进行同类事故调查分析。 7.1.1 钻井事故风险类比调查 钻井、射开油气层及井下作业过程中发生的主要风险事故是井喷，井喷失控将导致油气资源的严重破坏，极易酿成火灾、爆炸事故，造成人员伤亡、设备损坏、油井报废和自然环境的污染。 据不完全统计，各油气田在油气勘探开发建设过程中，累计发生井喷失控230多井次，占完井总数的2.41‰，其中井喷失控又着火的井78口，占失控井的34，从事故原因分析表明，多数井喷的发生是由于操作人员直接原因造成。由于起钻抽吸不浇灌泥浆或灌泥浆不认真，不能发现溢流或处理不当，占井喷井的51；由于井口未按防喷器或防喷器按装不符合要求，以及泥浆密度过低，占井喷失控的40.5；其它原因占8.5。 类比调查新疆油田近几年来所有的生产事故中，发生于钻井阶段的占65.9，发生于油气生产过程中的仅占10.6，其它的23.5发生于服务部门，可见，钻井阶段是油气田开发建设的事故多发阶段。类比调查新疆油田井喷事故统计分析见表7－1。 表7－1 新疆油田井喷事故统计表 时间 地点 原因 后果 1996.07.17 YH－104井井喷 属人为责任事故。射孔完井工程设计时没有井控要求；替喷时违章作业，井口无任何井控措施和安全要求。 本次事故共污染面积120.1万m2，赔偿金额447万元。 1996.07.28 DW－105井井喷 属人为责任事故。勘探队虚报泥浆密度使泥浆密度偏低，起钻抽吸引起溢流；发生溢流后，起钻在岗人员素质差，未发现溢流，从而发展到井喷失控。 直接经济损失43万元，该井地处戈壁，未进行赔偿和环境污染补偿。 1997.01.27 塔中四油田17－6井在进行油井替喷时发生火灾 属特大责任事故。施工前期准备、组织工作不严密，违章作业；职工技术素质差，缺乏应急能力；进行原油替喷时，因一根高压耐油胶管刺漏爆裂发生火灾。 直接经济损失419万元。 1997 玛4井井喷着火 属设计施工责任事故。没有装防喷器是井喷后导致失控并失火的直接原因。 因地层的复杂多变，勘探钻井过程中存在井喷事故发生的可能性，但由表7－1可见，设计和操作失误等人为因素在钻井事故中占有很大比例。 7.1.2 油气集输事故风险类比调查 管道集输作为一种既经济又安全的运输方式，正被越来越多的油气运输所采用，但管道建设运行所带来的环境、安全问题正受到越来越多的关注。 我国已建管道在几十年的运行经验中，遇到过各种类型的安全问题及环境问题。这些问题的出现，既反映了管道设计、施工、运行方面的技术水平，也反映了自然、社会环境条件对管道运行安全的影响。更重要的是，除满足工程技术经济要求外，无论是在输气管道，还是在输油管道上，所具有的突发性泄漏事故的风险，正越来越引起环境保护部门的注意。虽然管道集输油气仍被认为是既安全又可靠的输送方式，且每吨公里的事故率远低于水运、铁路或公路运输方式。但是，由于管线运行系统受到内外因素制约，如一些腐蚀环境、地质、气象和水文灾害，操作失误甚至人为破坏等，每年各地管道都要发生事故，不仅在经济上造成产品损失，停输损失，在安全上导致生命伤亡及财产损失，而且往往也带来环境上的灾难。 我们收集整理了美国管道安全规划管理局发表的总结报告和西欧输油管道的事故资料，并且对四川天然气输气管线1985～1994年间管道事故进行了统计。统计结果列于表7－2、表7－3、表7－4。 表7－2 美国管道事故主要原因统计表 事故因素 事故发生次数 比例 腐蚀 外腐蚀 919 32.1 内腐蚀 165 5.7 人为因素 第三者破坏 700 24.4 操作失误 265 7.2 机械失效 583 20.7 焊缝缺陷 224 3.8 自然灾害 65 2.3 其它因素 224 3.8 总 计 2861 100 注统计资料时间为1968年～1976年间。 表7－3 西欧管道事故主要原因统计表 事故因素 人为因素 自然灾害 机械失效及施工缺陷 操作失误 第三者破坏 腐蚀 事故总次数 19 47 48 53 10 比例 10.7 26.6 27.1 29.9 5.7 原油泄漏次数 13 20 4 6 比例 30.2 46.5 9.3 14.0 注统计资料时间为1966年～1978年间。 表7－4 四川天然气管道事故原因统计表 事故原因 发生次数 所占比例（） 腐蚀穿孔 105 71.4 偷盗打孔 23 15.6 爆管 10 6.9 其它 9 6.1 从表7－2、表7－3和表7－4可以看出，事故原因中人为因素造成的占了绝大部分，人为因素包括人为破坏和违章操作，这说明人为的破坏、偷盗行为和操作人员素质不高、违章操作、麻痹大意仍是事故发生的主要原因，尤其是违章检修和违章操作。其次，管线腐蚀和管材质量在事故原因中也占有一定比例，说明预防腐蚀及正确选材并把好质量关也是预防事故发生的重要条件。另外，从表中资料中还可以看出，自然灾害、雷击和静电火花也是造成事故的不可忽视的因素，因此，在工程运行过程中防自然灾害、防雷和防静电也是确保工程安全运行的重要环节。 此外，从以往国内外油气管道事故的统计资料中还可以发现，油气管道系统事故的发生与油气管道的运行年限有密切关系。从总体情况看，运行初期基本上是由于管材缺陷、施工质量和误操作造成的泄漏。随着管理水平和自动化程度的提高，操作人员素质的加强及各项操作、施工规程的建立，加之管道的逐年老化，运行后期基本上是管道腐蚀造成的泄漏（尤其是对于投产运行10年以上的管道）。 7.1.3 站场事故风险类比调查 油气田集输站场工艺设备集中、操作条件要求严格、处理介质均属易燃易爆物质，因此存在火灾、爆炸的事故风险性。 根据世界石油化工企业的事故调查统计资料（详见表7－5），在100起特大事故中，阀门、管线泄漏占首位，达35，其次是设备故障，占18。可见，设备因素是导致火灾爆炸事故的主要因素，加强设备的维护与检修是预防事故的重点。 表7－5 世界石油化工企业100起特大事故原因统计 序号 事 故 原 因 事 故 比 例 1 阀门、管线泄漏 35 2 泵、设备故障 18 3 操作失误 16 4 仪表、电器失灵 13 5 反应失控 10 6 雷击、自然灾害 8 国内石油化工系统所发生的事故类型及引发原因的统计结果列于表76。石油化工系统所发生的事故中，火灾爆炸事故占28.5，而引发事故的原因中明火占66，由此可以确定，火灾爆炸事故是石油化工系统潜在危险性较大，需要进行重点防范的事故，而明火是导致事故发生的主要因素。 表76 国内石油化工系统事故类型及原因统计 序号 事故类型 比例（） 引发事故原因 比例（） 1 火灾爆炸事故 28.5 明火 66 2 人身伤亡事故 20.8 电气及设备 13 3 设备损坏事故 24.0 静电 8 4 跑、冒油事故 15.7 雷击 4 5 其它 11.0 其它 9 另外，根据石油化工典型事故汇编（中国石油化工总公司安全监督办公室编，中国石化出版社）的统计，1983～1993年石油化工系统共发生典型事故293例，其中发生在各类生产装置内的事故149例，占50.85（主要是开停工及检修时发生）贮运系统74例，占25.26，辅助系统70例，占23.89。从事故类别来看，人身事故92例，占31.4，火灾、爆炸事故55例，占18.77，设备事故55例，占18.77，生产事故91例，占31.06。从事故的原因来看，属于违章指挥违章作业的97例，占33.11，属于管理、组织不善发生事故的93例，占31.74，属于技术业务不熟练或安全基本知识较差的96例，占32.76，属于其它原因的7例，占2.39。违章作业、组织管理不善等是发生事故的主要风险因素。 结合本项目的具体情况，本工程油田采出的是常压油气原料，各工艺部分存在压力容器设备，在设计阶段就引起了足够的重视，对于一些不成熟的技术和设备，没有经过验证的材料和产品严禁在设计中采用，为消除事故隐患作了大量的工作，因此，发生事故的原因和概率将会和类比调查统计结果相类似。 7.2 本工程事故原因分析 通过类比事故调查及国内外油气田勘探开发的类比资料分析，结合本气田开发建设的气藏情况、开发工艺、管理水平及自然灾害等因素，事故风险主要来自于钻井、井下作业、采油、油气集输管线以及集输站场等工艺环节，危害其安全的潜在危险因素主要有自然灾害、腐蚀环境、误操作、设备缺陷、设计及施工问题，因油田开发区域周围均为固定、半固定沙垄和沙丘，无固定的人群活动，人为破坏因素较小。 7.2.1 钻井事故风险因素分析 7.2.1.1 事故风险类型分析 根据本区域已探明的地质状况和油藏特征，地下油藏储量丰富，莫北油气田油气层的地层压力为36.2MPa～38.5MPa，地层属正常压力系统的油藏，因些，当钻井作业进入含气层后，存在发生井喷事故的可能性。另外，完井和井下作业过程中也有发生井喷的可能性。 井喷时大量的油气从井口喷出，喷出的油气流可高达数十米，喷出气体几万到几十万方，原油数百以至上千吨，并且井喷发生时，当烃类气体在空气中的浓度达到爆炸极限时，遇火可形成爆炸，而在爆炸浓度范围以外，则极易发生火灾，无论是火灾还是爆炸均会造成灾难性的后果及影响。 除井喷外，钻井过程中的其他事故，如卡钻、井壁坍塌及油井报废等，一般不会造成显著的环境污染。 7.2.1.2 事故风险因素分析 钻井是为揭开油气层，获得有开采价值的天然气流或石油，因此，当钻井进入高压油气层后，如井控措施不当可能发生井喷事故；完井和修井时技术不过关、措施不利也会导致井喷事故的发生。 发生井喷最根本的原因是井内液柱压力低于地层孔隙压力，使井底压力不平衡，防止井喷的关键是及时发现溢流和及时控制溢流。大量实例表明，由于操作者直接的责任而引起的井控措施不当、违反操作规程、井控设施故障是造成井喷失控事故的主要因素，通常井喷可由以下因素引起。 （1）进入油气层钻井泥浆的密度偏低，使泥浆液柱压力达不到抑制地层压力的要求，或泥浆密度附加值不够； （2）起下钻未及时灌满井筒内的泥浆，或起钻速度过快抽喷； （3）对地质情况掌握不够，地质差异认识不足，地层实际压力比预计值大得多； （4）井口设备装置、井身结构、油层套管、技术套管等存在内在质量问题； （5）井口未安装防喷器或防喷器的安装不符合要求； （6）完井固井质量出现问题； （7）钻井设备受地面、地下流体的侵蚀，而长期生产维护不及时，而出现损坏、破裂渗漏； （8）井下工具、封隔器胶皮失灵，解封不开，起钻时造成抽汲油气层； （9）施工组织不严密，违章逾越程序； （10）井场布置不合理，违反安全管理规定； （11）作业人员素质差，缺乏应急能力。 钻井过程中可能引发事故的自然因素主要为沙尘暴和地震。沙尘暴和地震均可能对井场设备、储罐及井架等造成破坏。 7.2.2 油气集输事故风险因素分析 7.2.2.1事故风险类型分析 本项目勘探开发建设中的油气集输采用埋地管线，各油井所产油气经管线进计量站计量后送入转油联合站处理。石油在转油联合站处理后，原油和天然气分别经管道密闭输送至石西油田。虽然管道输送是一种既安全又可行的输送方式，但存在于环境中的管道受到各种环境因素的作用，同时管道本身的设计、管材制造、施工、操作运行和管理等各环节都可能存在着缺陷和失误，所有这些因素都可能导致事故的发生。 油气集输过程中的事故主要是管线及设备破裂造成的油气泄漏事故，事故发生时会有大量的油气溢出，对周围环境造成直接污染，而且泄漏的油气遇到明火还可能产生火灾、爆炸事故。 7.2.2.2 事故风险因素分析 由类比调查结果可知，油气集输过程中的事故风险因素来自两个方面，即人为因素和自然风险因素。 （1）人为因素 油气集输管道的事故风险主要存在失误和人为蓄意破坏两种情况。 失误产生的偶发事故 a、管道焊接不严，检测有误，造成泄漏； b、管道防腐涂层质量差，造成管道腐蚀； c、管材或连接缺陷，造成管道断裂，油气泄漏； d、操作失误引发的憋压等造成的风险事故； e、设备故障、机械失灵、老化造成的泄漏； f、动力故障引发的事故，如停电造成的阀门无法关闭、通讯线路中断无法传递控制指令等导致事故发生； g、在管道近旁或上方进行其它生产活动时的挖掘，造成管道破裂； h、其它选线不当或设计有误导致的事故风险。 i、人为因素引发的自然灾害，造成事故，如避雷设施施工质量差，设计不合理等可能引发雷击事故的发生。 人为蓄意破坏造成的事故 破坏分子在管道上钻孔盗油、盗窃管道附属设施的部件等，均可引起管道破坏，油气外泄，继而可能引发火灾，造成比较严重的直接危害和继发危害。但因本工程所处的特殊地理位置、地理环境特殊，因油田开发区域周围均为固定、半固定沙垄和沙丘，无固定的人群活动，主观人为破坏（如打孔盗气）的可能因素较小。 （2）自然风险因素 自然风险因素由于自然界发生异常，如地震对集输系统产生破坏作用，或由于自然环境条件恶劣，如风暴吹蚀对管道的破坏等。结合莫北油气田管线经过地区的自然环境、社会环境对莫北油气集输管线的事故风险因素分析如下 地震 评价区在中国地震烈度区划图中地震烈度为Ⅵ度，区域内未发现明显的地震构造断裂结构，因此地震直接破坏管线的可能性较小。但是，因管线质量及站场内接头机械劳损等原因，在地震时出现破损导致油气泄漏的可能性较大，因此，需在建设中加强预防Ⅵ度地震的防护措施。 风暴吹蚀 莫北油气田开发建设工程位于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠之中，开发区域周围均为固定、半固定沙垄和沙丘，植被覆盖度低，管道敷设较为困难，在管道敷设过程中地表植被破坏后，易产生风蚀使管道和支撑建筑物基础暴露，最终会导致管道断裂。因此，在管道敷设沿线保护和恢复植被极为重要，行之有效的办法是在易受侵蚀的迎风坡管道两侧无植被地段人工建设芦草方格保护网，类似塔中沙漠公路两侧的防护工程，设计宽度5m～10m即可。 腐蚀 油气输送管线输送的原油和伴生气中含有一定的水分，水中含有的各种盐类容易对管壁产生腐蚀，导致管线的内腐蚀。 剧烈的温差 该地区年极端温差达80℃左右，埋设在接近地表的管道，虽在地面以下，但因年内的温差变化仍可引起管道的胀缩，巨大的胀缩力有可能造成管道断裂，在管道设计过程中需要充分考虑这一因素，从管道结构上加以解决。 7.2.3 站场事故风险因素分析 7.2.3.1 事故风险类型分析 本项目集输站场主要包括采注计量站9座，接转站2座和1座转油联合站。各站场工艺设备多、布置相对集中、操作条件要求严格、处理介质又均属易燃易爆物质，因此存在火灾、爆炸的事故风险性。 从工艺分析可知，本工程各站场主要有集输、计量、分离、脱水等功能，主要设施设备有计量器、分离器、加热炉、机泵、油气储罐等。工艺装置的操作压力较高，设备压力等级也较高，属密闭系统，另外，工艺介质为原油和天然气，属易燃易爆物品，所以各站场可能发生的风险事故类型主要为工艺设施破裂引起原油和天然气泄漏，进而可能引发火灾、爆炸。另外，违章动火及雷击等也会引发火灾、爆炸事故。 7.2.3.2 事故风险因素分析 本工程各站场的设施设备均为密闭高压系统，造成这些设施设备破裂、泄漏，从而引起火灾、爆炸的主要因素有以下几个方面。 （1）误操作 设备误操作主要是由于操作工对生产工艺流程不了解，不熟悉本岗操作规程，不懂设备性能，盲目操作，遇到紧急情况判断不准等；此外由于职工对工作认识不够，责任心不强，不安心本职工作，操作中麻痹大意，也会导致事故发生。 （2）组织管理不善，违章作业 生产过程中没有严格按照有关的工作程序开展工作，违反了有关安全作业操作规程，或违反了有关工作的安全检查规定。 （3）人员素质、工作能力差 各岗位操作工由于业务不熟练，对装置运行规律不熟悉，对故障原因不清楚，一旦发生事故，缺乏意识或意识到又缺乏消除隐患的应急能力，造成事故的发生。 （4）材质缺陷或焊口缺陷隐患 站场所使用的压力容器或设备及集输管线制造时存在未被发现的材质方面的缺陷、焊接缝缺陷、未经去除的凿槽或压痕等机械损伤或外力操作等结构破坏因素，在以后承受压力的运行过程中可能成为容器或设备破裂的起因。这些都与技术、方法和人为的疏忽有关。 （5）工艺设计不合理 工艺设计不合理主要是指选择的流程落后或设计参数选择不当，在设计工艺过程时，没有对引起事故发生的边界条件进行应有的计算，从而导致事故的发生。在编制和设计新工艺过程或改造现有工艺过程中，每个阶段都必须对伴随该过程可能出现的最危险状况预先进行分析。 （6）施工质量问题 施工问题主要是由于设备安装时考虑不周不细，施工时施工质量差，不符合设计要求和施工验收规范，从而导致投产后发生事故。 （7）仪器仪表失灵 控制生产装置的仪器仪表失灵，造成设备操作失控。 （8）地震等自然灾害 该区域地震基本烈度为Ⅵ度，区域内未发现明显的地震构造断裂结构，因此地震直接破坏管线的可能性较小。但是，因设备质量及站场内接头机械劳损等原因，可能对站场的设备、储罐等造成破坏，引起油品泄漏污染环境。 7.3 事故灾害分析 在油气田开发建设过程中，为消除工程事故及自然灾害等潜在风险因子造成的环境影响，虽然采取了各种防范措施，但目前国内外油田事故仍屡有发生。事故发生后除造成人员伤亡和经济损失外，还由于大量有毒有害物质的外溢、扩散，对周围环境造成严重污染。 7.3.1 井喷 莫北油气田含油层为侏罗系三工河组油气藏组，该油藏压力在36.2MPa～38.5MPa之间，压力系数0.97～0.98，地层属正常压力系统的油藏。莫北油田三个井区共计钻开发井137口，目前已完钻74口井，通过已钻井压力监测和完钻井测试，油层压力分布规律已基本掌握，储层物性及基本特征已基本清楚，所以发生井喷的机率很小，其概率小于0.1。 如果该油田一旦发生井喷事故，其喷出的总液量约30t/h，含原油15t/h，污染范围通常在150m～200m范围内，随同喷出的伴生气约3000Nm3/h。井喷时污染物排放是连续的，排放的主要污染物有原油、泥浆、伴生气，伴生气主要组成为轻烃（甲烷、乙烷）。 7.3.2 油气管道破裂 油气管道包括油气集输管道和油气外输管道两部分。正常生产期间，莫北油气田转油联合站生产原油和伴生气由外输管道输至石西油田进行处理。由于自然、人为因素等原因，事故状态下造成管道的破裂，导致油气泄漏。据国内外资料统计，油气管道的事故率一般为0.9次/公里年，泄漏率为百万分之四。按莫北油田最大输送量（原油80104t/a、伴生气60104m3/d）估算，事故状态下原油外输管道最大泄漏量为100t/h，伴生气外输管道最大泄漏量为2.5104m3/h。 7.3.3 站场火灾爆炸事故 由于各站场工艺设备多、布置相对集中、操作条件要求严格、处理介质又均属易燃易爆物质，因此各站场火灾、爆炸的事故风险性。本工程处理的物料为原油和天然气，其灾害类型主要表现形式为池火灾热辐射伤害和蒸气云爆炸冲击波伤害两种类型。 池火灾是指装置中的可燃液体一旦泄漏遇火源发生的火灾，热辐射是其主要的危害。在热辐射的作用下，受到伤害或破坏的目标可能是人、设备、设施、厂房、建筑物等。 蒸气云爆炸是指当泄漏到空气中的可燃气体与空气的云状混合物的浓度处于爆炸极限范围内时，遇到点火源发生的爆炸的现象，其主要危害形式是冲击波。 蒸气云爆炸事故发生频率较高，而且后果十分严重。本工程各站场一旦发生蒸气云爆炸事故，均可造成整个站场报废。 7.4 事故风险环境影响分析 7.4.1 对大气环境的影响 7.4.1.1 伴生气泄漏的影响 对大气环境影响较大的为伴生气泄漏，多发生于井喷事故时。井喷发生时大量伴生气排入大气，使局部大气中的烃类在短时间内剧增。井喷事故状态下，排出的伴生气量约3000m3/h，非甲烷烃在2000m范围内影响最大，此时，非甲烷烃最大一次浓度为59.7mg/m3，是GB16297－1996中非甲烷烃无组织排放监控浓度限值的14.9倍；2000m以外非甲烷烃浓度将低于3.35mg/m3，即小于限制标准值（4mg/m3）。通常在这类事故状态下，使局部地区大气污染物超标，但不会导致整个区域大气环境的明显恶化。 7.4.1.2 原油泄漏的影响 原油泄漏时，其中的轻组分轻烃逐渐挥发进入大气，造成对大气环境的影响。其影响程度一般取决于油品泄漏量、覆盖面积、气温及持续时间等，油品泄漏量越多、覆盖面积越大、气温越高、持续时间越长，则因此而造成的烃类气体污染也越严重，反之，则污染不显著。原油泄漏时，局部大气中CnHm浓度高出正常情况的数倍或更多，但不会超过井喷时因伴生气排放对大气的影响强度，更不会导致大气环境的明显恶化。在原油泄漏并发生火灾时，会因其中重组分原油燃烧不完全引起浓烟，使局部大气中TSP和CnHm猛增，污染大气环境。 7.4.2 事故风险对水环境的影响 莫北油气田区无地表水资源，即使发生污染事故也不会污染地表水，对水环境的影响主要涉及到地下水。根据油田区周围其他油田类比资料分析，井喷事故后，石油类污染物主要聚积在土壤表层1m以内，一般很难渗入到2 m以下，对地下水体直接影响不大。输油管道破裂后，污染物以点源形式渗漏污染地下水，污染迁移途径为地表以下的包气带和含水层，然后随地下水流动而污染地下水，由于发生原油管线泄漏时因管线的压力变化比较容易发现，可及时采取必要的处理措施，则造成的污染可控制在局部环境而不会造成大面积的区域性污染。 7.4.2 事故风险生态环境的影响 发生意外泄漏事故时，原油可直接进入土壤，渗入土壤孔隙，使土壤透气性和呼吸作用减弱，从而使土壤质地、结构发生改变，影响到土地功能，进而影响荒漠植被的生长，并可影响局部的生态环境。 本区域内的生态环境本身就比较脆弱，风险事故对生态环境的影响可能导致生态环境的进一步恶化，所以必须引起高度重视。 7.5 事故风险预防措施 7.5.1 事故风险预防措施 各种事故无论是人为因素引起的，还是自然因素所致，都可以采取必要的预防措施，以减少事故的发生或使事故造成的危害降低到最低限度。对于人为因素引起的事故可以通过提高人员技术素质、加强责任心以及采取技术手段和管理手段等方法来避免；而对于自然因素引起的事故则主要靠采取各种措施来预防。 7.5.1.1 钻井、井下作业事故风险预防措施 1、设计、生产中采取有效预防措施，严格遵守钻井的安全规定，在井口安装防喷器和控制装置，杜绝井喷的发生。 2、使用的泥浆参数必须符合钻井地质技术的规定要求。泥浆比重和粘度要经常进行检查，罐内每周不得少于一次，在危险的油气层中钻进时每30分钟检查一次。 3、在钻开油气层前必须加重泥浆的密度，使泥浆的液柱压力大于地层压力约3～5MPa，井场的重泥浆储备量必须为井筒容积的1.5～2倍，并且还应储备足够量的泥浆加重剂。 4、井控操作实行持证上岗，各岗位的钻井人员有明确的分工，并且应经过井控专业培训。在气油层中钻进，每班进行一次防喷操作演习。 5、井场设置明显的禁止烟火标志；井场钻井设备及电器设备、照明灯具符合防火防爆的安全要求，井场安装探照灯，以备井喷时钻台照明。 6、定时清除柴油机排气管内的积炭，并在排气管上安装防火冷却水管线，以防井喷时排气管迸出火星引起着火，排气管出口与井口相距不少于15m。 7、柴油储罐设置在井场主导风向上风向，与井口的距离不得小于50m，并修筑防火墙。 8、按消防规定配备泡沫灭火器、干粉灭火器、消防铁锹和其它消防器材。 9、在井架上、井场路口等处设置风向标，以使发生事故时人员能迅速向上风向疏散。 10、井下作业之前，在井场周围划分高压区和低压区，高压泵、高压汇管、井口装置等高压设备均布置于高压区内，施工过程中，高压区无关人员全部撤离，并设置安全警戒岗。 11、每一次井下作业施工前，必须对高压汇管进行试压，试压压力大于施工压力5MPa，施工后必须探伤，更换不符合要求的汇管。 7.5.1.2 油气集输事故风险预防措施 1、集输管线敷设前，应加强对管材和焊接质量的检查，严禁使用不合格产品。对焊接质量严格检验，防止焊接缺陷造成泄漏事故的发生。 2、在集输管线的敷设线路上应设置永久性标志，包括里程桩、转角桩、交叉标志和警示牌等。 3、管线穿越活动断裂带时，应确定断层走向，使管道与断层有一个理想的交角，使埋地管线在断层错位作用下单纯受拉，从而增强管线抵抗断层位移和保持管身结构完整的能力。 4、按规定进行设备维修、保养，及时更换易损及老化部件，防止油气泄漏事故的发生。 5、加强自动控制系统的管理和控制，严格控制压力平衡。 6、完善各站场的环境保护工程，及时清除、处理各种污染物，保持安全设施的完好，杜绝火灾的发生。 7、在集输系统运行期间，严格控制输送油气的性质，定期清管，排除管内的积水和污物，以减轻管道内腐蚀；定期对管线进行超声波检查，对壁厚低于规定要求的管段应及时更换，消除爆管的隐患；定期对集输管线上的安全保护设施，如截断阀、安全阀、放空系统等进行检查，使管道在超压时能够得到安全处理，在管道破裂时能够及时截断上下游管段，以减少事故时油气的释放量，使危害影响范围减小到最低程度。 8、定期对管线进行巡视，应加强管线和警戒标志的管理工作。 7.5.1.3 站场事故风险预防措施 1、平面布局科学合理平面布置中尽量将火灾危险性相近的设施集中布置，并保持规定的防火距离；将全厂的明火点控制到最少，并布置在油气生产区场地边缘部位；有油气散发的场所布置在有明火或散发火花地点的当地全年最小频率风向的上风侧。 2、在建、构筑物区域内设置接地装置，必要时可加装消雷器。工艺设备、塔、架等设置防静电接地装置；变压器等采用避雷器作为防雷保护。 3、按规定配置齐全各类消防设施，并定期进行检查，保持完好可用。 4、站场内的装置区、泵房等均为爆炸火灾危险区域，区域内的配电设备均应采用防爆型；根据各建筑物的不同防爆等级采取相应的防爆措施。 5、在可能产生易燃易爆介质泄漏的地方，设置可燃气体检测报警器，以便及时发现事故隐患。 7.5.2 重视和加强事故管理 除采取上述安全预防措施外，还应通过提高人员素质，加强责任心教育，完善有关操作条例等方法来防止人为因素引发的事故。 1、对生产操作的工人必须培训经考核后上岗，使其了解工艺过程，熟悉操作规程，对各种情况能进行正确判断。 2、加强各级干部、职工的风险意识和环境意识教育，增强安全、环保意识。建立健全各种规章制度、规程，使制度落实到实处，严格遵守，杜绝违章作业。 3、经常对职工进行爱岗教育，使职工安心本职工作，遵守劳动纪律，避免因责任心不强、操作中疏忽大意、擅离职守等原因造成的事故。 7.5.3 制定切实可行的事故应急计划 制定应急计划，对事故发生时必须采取的行动、措施进行规定。定期进行演习，做到一旦事故发生有备无患，忙而不乱。 成立应急组织管理机构，对每人的职责有明确分工，具体到职责、分工、协作关系，做到人人心中有数。经过处理事故培训的人员要轮流值班，并建立严格交接班制度。 配备全面的应急设备，并定期检查，使设备一直保持能够使用的良好状态。具备畅通的通讯设备和通讯网络，配备必须的通讯联络设备。 制定应急撤离措施，保护事故现场周围职工、周围的设备等。对事故后果进行监测和评价，以确定事故的影响范围和危害程度，为制定应急措施提供依据。 综上所述，只要在设计、施工和生产过程中加强事故防范措施和事故应急措施建设和管理，提高全体职工的安全意识，加强油区安全管理，可使风险事故的发生率及事故的危害程度、范围降至最低。 由于本工程所输物料本身的危险性及工艺流程、工艺特点所带来的外在危险因素，使本工程存在较大的整体危险性。具体表现为一是输送介质火灾、爆炸危险性大，管输天然气和、凝析油在火灾危险性类别中属甲类可燃物质，易燃易爆；二是操作条件较为苛刻，其温度、压力都有较为严格的控制要求，操作稍有不慎或出现设备故障即有可能导致物料泄漏而引发火灾爆炸事故。因此，在生产、检修之前必须制订详细的操作规程和安全规章管理制度，并在生产、检修过程中严格执行，才能确保工程安全生产运行。