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DB51／T 2834-2021 四川省页岩气生产安全规程.pdf简介：

"DB51/T 2834-2021" 是四川省的地方标准，全称为《四川省页岩气生产安全规程》。这个标准是针对在四川省页岩气开采过程中制定的安全规定和管理要求。页岩气是一种新兴的天然气资源，主要存在于页岩层中，其开采技术和环境影响与传统的天然气开采有所不同。

该规程详细规定了页岩气生产的各个环节，包括但不限于地质勘查、钻井施工、气井生产、储气设施管理、井控系统运行、环境保护、人员安全培训等。它的目标是保障页岩气生产过程中的安全，防止事故的发生，保护环境，确保工作人员的生命安全。

遵循这个标准，四川省的页岩气企业需要按照规程的要求进行操作，确保开采活动的合规性，减少对环境的影响，提高生产效率和安全性。这是对页岩气产业进行规范化管理的重要依据。

DB51／T 2834-2021 四川省页岩气生产安全规程.pdf部分内容预览：

11.1井口装置应满足压裂与后期生产需要。 11.2井口装置安装紧固后应按设计要求进行试压。 11.3当带压下生产管柱时，带压作业应符合下列要求： a）在施工前，应按设计要求准备带压作业装置，防喷器组应按设计要求试压合格； b 堵塞器入井前应测量堵塞器钢体外径和长度，检查各部件是否完好，堵塞器规格应与井下管 柱相匹配； C 防喷管本体应无腐蚀、裂纹、无弯曲现象，螺纹完好； d 完成封堵后，应打开油管闸阀放空，至少观察2h，确认无溢流为封堵合格： e 安装带压作业的装置前，应在油管悬挂器上安装旋塞阀并关闭； f 在试压过程中人员应站至承压部位10m以外的安全区域。如需靠近观察，应等停泵后并经现 场指挥人员允许，方可靠近观察。观察时注意站位，避开容易刺漏或飞溅伤人的方向； 名 起下管柱应符合6.3.6的要求； 拆除作业时，作业面下方不应站人，

6.3.12气井提液放喷作业时，宜采用独立放喷

气井提液放喷作业时，宜采用独立放喷管线作业

YB T 081-2013 冶金技术标准的数值修约与检测数值的判定.pdf6.3.13复杂情况的预防与处理

DB51/T28342021

6.3.13.1试气和井下作业应明确井控岗位责任。 6.3.13.2起下管柱应连续向井筒内灌入压井液，并控制起下钻速度；对井漏地层应向射开井段替入暂 堵剂。 6.3.13.3起出井内管柱后，不应空井等待，应及时下入部分管柱。 6.3.13.4压井作业中，当井下循环阀打不开时，可采用连续油管压井或采用挤压井，然后对油管射孔 或切割，实现循环压井。 6.3.13.5进行油气层改造时，施工的最高压力不能超过井口等设施的安全许可压力；若油管注入泵压 高于套管承压，应下入封隔器，并在采油（气）树上安装安全阀限定套管压力。 6.3.13.6地层出砂严重应终止测试。 6.3.13.7发现地面油气泄漏，视泄漏位置采取关闭油嘴管汇、紧急切断阀或采油树生产闸阀等措施。 6.3.13.8当井口关井压力达到测试控制头额定工作压力的80%时，应用小油嘴控制开并泄压。 6.3.14试气和井下作业其他安全要求按照AQ2012执行。

6.4.1气井井口应设置井口高低压紧急截断阀，并宜与后端压力变送器安全联锁，且宜具备超压、失 压和火灾事故下自动或远程截断功能。 6.4.2页岩气井投产初期，现场宜有人值守，加强除砂、排砂、清洗除砂器和气液分离器管理，降低 设备和管道失效风险。 6.4.3采用气举、泡排等工艺措施生产时，加注管汇的压力等级应高于气井的最高关井压力。 6.4.4气并投产前应对管线、分离器、储罐等设备、设施及其安全附件，进行检查和验收，

6.5.1.1平台井站工艺设计时，应明确除砂器性能指标。平台井站除砂器和过滤分离器均应安装差压 变送器并实现远传，且具有高低压报警功能。 6.5.1.2平台井站和站场的设备和管道应有防止含沙粒气流冲蚀的安全防护措施，并应尽量减少管道 弯头设置，适时进行细菌检测、杀菌、抑菌作业。定期开展设备管道内腐（冲）蚀的检测评价。

6.5.2.1压缩机应有完好的启动及事故停车安全联锁和可靠的防静电装置。 6.5.2.2压缩机间电缆沟宜用砂砾理实，并应与配电间的电缆沟严密隔开。 6.5.2.3压缩机间气管线宜地上铺设，并设有进行定期检测厚度的检测点。 6.5.2.4压缩机间应有醒目的安全警示标志和巡回检查点和检查卡。 6.5.2.5新安装或检修投运压缩机系统装置前，应对机泵、管道、容器、装置进行系统氮气置换，置 换合格后方可投运。

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6.5.3.1页岩气原料气进脱水装置之前应设置分离器。原料气进脱水装置之前以及天然气压缩机和泵 的出口管线上的截断阀前应设置安全阀。 6.5.3.2页岩气脱水装置中，气体应选用全启式安全阀，液体应选用微启式安全阀。安全阀弹簧应具 有可靠的防腐蚀性能或必要的防腐保护措施

6.5.4生产一体化集成装置

6.5.4.1装置接口形式宜采用法兰连接，便于拆卸、安装，减小动火作业的安全风险。 6.5.4.2装置应设置可靠的自动控制和联锁保护系统，配套标准通信接口，实现远程监控。 6.5.4.3装置现场安装完毕后，应组织现场验收，合格后方可开展联合试运。

6. 5.5 临散气回收

6.5.5.1试采期间，放空的页岩气宜采取撬装设备回收，撬装设备应能重复应用。 6.5.5.2回收装置不应直接对外进行商业充装，回收装置上的移动式压力容器的安全管理应由回收单 位负责。 6.5.5.3单井试采气撬装回收装置设计处理能力不宜超过12万方/天·套，参照五级天然气场站进行设 计。 6.5.5.4试采气撬装回收方式作为单井试采的一个工艺环节或工艺措施，临散气回收工艺单元的安全 评价、安全设施设计等专项评价纳入单井试采工程统一评价、办理审批。 6.5.5.5压缩天然气生产主体工艺设备距火源、发电机或配电站、控制室等设施不应小于20m，压缩 天然气充装区与明火或散发火花地点的防火间距不应小于25m，压缩天然气工艺设备及装车区应配备失 效保护的紧急关断（ESD）系统或远程关断、火气探测系统及消防设施，装车区应设置限位栏。 6.5.5.6液化天然气生产工艺设备及装卸区应布设拦蓄区，工艺设备及装卸接头距火源、发电机、控 制室、办公室或其他有人设施不应小于15m。液化天然气工艺设备及装车区配备失效保护的紧急关断 （ESD）系统或远程关断、火气探测系统及消防设施，并设置限位栏。液化天然气装车时装车区8m范围 内除充装槽车外的任何车辆严禁行驶。 6.5.5.7露天采气工艺设备及阀组距离10KV以下变压器及配电间、油罐及装卸车鹤管不应小于10m， 距离发电机房等辅助生产厂房及辅助生产设施不应小于12m，距离值班室、返排液池不应小于5m，距离 值班休息室（宿舍、厨房、餐厅）不应小于22.5m，放散管与明火或散发火花地点的防火间距不应小于 25m。 6.5.6运行的压力设备、管道等设施设置的安全阀、压力表、液位计等安全附件齐全、灵敏、准确， 应定期校验。 6.5.7油气井井场、集输站、集气站应有醒目的安全警示标志。 6.5.8进、出站场的管道上应设置截断阀与远程控制系统，事故时迅速关闭。 6.5.9平台井站和站场工艺管线采用地面敷设时，在主要巡检通道上应设置跨管线步梯，安全通道应 保持畅通。 6.5.10平台井站和站场宜设置周界入侵检测报警系统，并与视频监控系统联动，实现自动报警和远程 高音喊话。 6.5.11脱水、增压站场宜独立设置基本过程控制系统（BPCS）、安全仪表系统（SIS）和可燃气体检 测报警系统（GDS）。

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5.13平台井站和站场应设置管道清洁装置GB51333-2018 厚膜陶瓷基板生产工厂设计标准.pdf，新井投运后及时清管。 5.14对具备智能检测条件的管线应定期开展智能检测，全面掌握管道内腐（冲）蚀状况 5.15集输环节其他安全要求按照AQ2012执行。

6. 6. 1 集输气场

6.6.1.1站场选址应考虑地形、地貌、工程和水文地质条件。 6.6.1.2站场与相邻居民点、工矿企业和其他公用设施安全距离及站场内的平面布置，应符合国家现 行标准关于输气、管道工程设计的要求。 6.6.1.3进出页岩气站场的气管道应设置截断阀，进站截断阀的上游和出站截断阀的下游应设置泄压 放空设施。 6.6.1.4设备不应超温、超压、超速、超负荷运行。 6.6.1.5对调节阀、减压阀、安全阀、高（低）压泄压阀等主要闸阀应接相应运行和维护规程进行操 作和维护，并按规定定期校验。 6.6.1.6管道的自动化运行应满足工艺控制和管道设备的保护要求，并应定期检定和校验。 6.6.1.7应对压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄压阀设定参数进行测试。 6.6.1.8每台压缩机组至少应设置下列安全保护： 进出口压力超限保护； b 原动机转速超限保护； C 润滑保护系统； d 机组温度保护。 6.6.1.9 易燃、易爆场所应按规定设置可燃气体检测报警装置，并定期检定。 6.6.1.10 对存在超压可能的承压设备，应设置安全阀。 6.6.1.11 安全阀、调压阀、ESD系统等安全保护设施及报警装置应完好，应定期进行检测和调试。 6.6.1.12 安全阀的定压应小于或等于承压设备、容器的设计压力。 6.6.1.13 3站场压缩机房的每一操作层及其高出地面3m以上的操作平台（不包括单独的发动机平台）： 应至少有两个安全出口通向地面。操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于 25m。安全出口和通往安全地带的通道，应保持畅通。 6.6.1.14站场内建构筑物的防雷，应在调查地理、地质、土壤、气象、环境等条件和雷电活动规律及 被保护物特点的基础上，制定防雷措施， 6.6.1.15装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4mm时，可不设避雷针保护，但应设 防雷接地。 6.6.1.16设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测。 6.6.1.17工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查 和检测。防雷接地装置接地电阻不应大于102，仅做防感应雷接地时，接地电阻不应大于302。每组专 设的防静电接地装置的接地电阻不应大于1002。 6.6.1.18消防设施的设置应根据其规模、油品性质、存储方式、储存温度、火灾危险性及所在区域外 部协作条件等综合因素确定。 6.6.1.19消防系统投运前应经当地行政主管部门验收合格。

部协作条件等综合因素确定

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6.6.2.1集输管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、上矿企业、交通、电力、水利等建设的现状 与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道 管理维护的方便，确定线路走向。 6.6.2.2集输管道不应通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法避开时， 应采取保护措施并经国家有关部门批准。 6.6.2.3集输管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩和测试桩。 6.6.2.4集输管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措 施并设置明显的警示标志。 6.6.2.5集输管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查，及时处理输气管道沿线的异常情况， 并依据天然气管道保护有关法律法规保护管道，

GTCC-011-2019 机车有箍车轮轮箍6.6.2.6管道水工保护应符合下列要求：