基本信息/石油钻井安全
学科：坑探工程
词目：石油钻井安全
英文：safety in petroleum drilling
释文：石油钻井安全是石油安全的总称。须从布置、消防布置、钻台摆设与拆迁、井架使用与搬迁、提升系统、动力系统、循环系统、电气系统、井控系统、作业安全部分及其综合处理等方面考虑。具体技术要求可参照原地矿部及石油部的《石油钻井技术规范汇编》，重点防范井火、毒气扩散、井架倒塌、天车、钻机绞碾、锚头伤人、大钳打击及等重大事故的发生。
危险及控制/石油钻井安全
（一）钻井设备简介　　1．概述
　　钻井设备（简称钻机）是指石油天然气钻井过程中所需各种机械设备的总称。钻机主要部件必须相互配合才能完成钻机起升、循环和旋转的3项主要工作。按按动力设备的不同通常可分为机械传动钻机、电动钻机和复合钻机三种。主要包括以下系统：
　　（1）提升系统：主要作用是用来起、下钻柱（或下套管），以实现钻头的钻进送钻等工作。
　　（2）旋转系统：主要作用是由动力机组驱动转盘，通过转盘方补心带动方钻杆（钻杆和钻铤）、方钻杆再带着钻头旋转进行钻井。
　　（3）循环系统：主要作用是钻井过程中，通过动力机组带动泥浆泵来循环钻井流体，经过立管、水龙带、水龙头、方钻杆、钻杆和钻铤，将泥浆池的泥浆送到钻头处，以实现钻井流体将井底的钻屑带到地面。
　　（4）动力设备：主要作用是为驱动绞车、转盘、钻井泵等工作机工作提供动力。
　　（5）传动系统：主要作用是把发动机的能量传递或分配给各工作机。
　　（6）控制系统：为了指挥各系统协调地工作，在整套钻机中安装有各种控制设备。
　　（7）底座：包括钻台底座、机房底座和泥浆底座等。
　　（8）辅助设备：主要功能是为了正常钻井作业提供配套支撑。
　　钻机所必须具有的主要设备共7大部件：绞车、井架、天车、游车、水龙头、转盘、钻井泵。
　　2．钻机辅助设备及工具
　　（1） 发电机。目前，几乎所有电驱动钻机的发电机都用柴油机作动力。
　　（2） 空气压缩机及储气瓶组。几乎所有钻机的联动机上都配有小型空气压缩机和带储气设备的电动空气压缩机，以便给气控制装置、气离合器、气动马达、气动工具等提供气源和动力。
　　（3） 泥浆储存设备。完整的泥浆循环系统通常都有一套泥浆储存设备：如沉淀罐（或池）、吸入罐（或池）、储存罐（或池）。
　　（4） 钻井仪表。钻井仪表系统可单指一个指示表，也可以包括各种仪器。如钻井（多）参数仪、泥浆液面记录（报警）仪、大钳扭矩表、泥浆泵压力表和记录仪等。
　　（5） 刹车机构：机械刹车、辅助刹车、其他设施。
　　3．井控装置
　　井控装置指实施油气井压力控制所需的设备、管汇和专用工具仪表。井控装置是在钻井过程中，确保安全生产的重要装备。（二）钻井工艺技术　　1．喷射钻井技术
　　利用钻井液流经钻头喷嘴所形成的高压射流充分地清洗井底，使岩屑免于重复切削，并与机械作用（钻头破岩）联合破岩，从而提高钻速的钻井技术叫喷射钻井技术。从钻头喷嘴喷出的射流具有很高的喷射速度，井底能得到很大的冲击力和水功率，从而有效地净化清洁井底，同时借助于射流的冲击压力作用和漫流横推作用，使机械钻速大大提高。
　　2．防斜打直技术
　　井斜是指井眼轴线偏离了铅垂线。满眼钻具可以有效地预防井斜。井斜后需要纠斜，纠斜方法有两种，一种是钟摆法纠斜：是利用“钟摆”原理纠斜的一种方法，通过使用专用的防斜钻具组合及相应的技术措施来增大钟摆减斜力，以平衡和克服促使井斜的地层力。另一种方法利用动力钻具加弯接头或弯钻杆组合的钻具组合向原井斜的相反方面造斜，以达到纠斜的目的。
　　3．定向钻井技术
　　借助于某种造斜工具，在一定的工艺技术措施配合下，使井眼沿着预先设计的井眼轨迹钻达目的层的钻井方法叫定向钻井。定向井的造斜方法有井底动力钻具造斜，转盘钻造斜以及斜井钻机造斜。
　　4．取芯钻井技术
　　利用专门的取芯工具和一定技术措施，将地下的岩石取到地面上来的一种钻井工艺。取芯工具包括取芯钻头、岩芯筒、岩芯爪、止回阀、扶正器和悬挂轴承等辅助部件。
　　5.完井技术
　　完井方法一般分为套管完井和裸眼完井两大类，共有6种方式：套管射孔完井、尾管射孔完井、先期裸眼完井、后期裸眼完井、筛管完井、砾石充填完井。
　　6．钻井井控技术
　　在钻井作业中，一旦发生井喷，就会使井下情况复杂化，无法正常钻井，被迫进行压井作业，对油气层造成不同程度的损害。同时，井喷后极易导致失控，井喷失控后，将使油气资源受到严重破坏，还易酿成火灾，造成人员伤亡，设备毁坏，油气井报废，自然环境受到污染。所以，井喷失控是钻井工程中性质严重，损失巨大的灾难性事故。（三）风险管理　　1．钻井作业 HSE危害和影响的确定
　　1） 钻井作业风险识别的特征
　　（1） 差异性；
　　（2） 严重性；
　　（3） 多样性；
　　（4） 时间性；
　　（5） 隐蔽性；
　　（6） 变化性。
　　2）钻井及相关作业的主要风险
　　（1） 共同作业风险：井喷及井喷失控可能造成地层碳氢化合物的溢出；火灾及爆炸：地层碳氢化合物的溢出，特别是轻质油、硫化氢等可燃（剧毒）气体溢出，汽油及柴油、润滑油、机油等泄漏造成火灾爆炸危险事故等；
　　（2） 相关作业风险：测井作业风险；录井作业风险；定向井作业风险；固井作业风险；试油作业风险；相关作业产生的废水、废渣、废气对环境的污染。
　　3）钻井作业中的主要特定危害和影响
　　破坏植被，火工品危害；生态环境，人身及财产安全 ；造成海洋环境局部破坏，珊瑚礁和海洋生物。
　　4）井喷失控的原因及危害和影响
　　井喷失控是钻井工程中性质最严重的灾难性事故，对健康、安全与环境的危害和影响是巨大的，造成井喷失控的直接原因主要有：
　　（1）起钻抽吸，造成诱喷；
　　（2）起钻不灌钻井液或没有及时灌满；
　　（3）未能准确地发现溢流；
　　（4）发现溢流后处理措施不当或井口不安装防喷器；
　　（5）井控设备的安装及试压不符合要求；
　　（6）井身结构设计不合理；
　　（7）对浅气层的危害缺乏足够的认识；
　　（8）地质设计未能提供准确的地层孔隙压力资料，使用了低密度钻井液，钻井液柱压力低于地层孔隙压力；
　　（9）空井时间过长，又无人观察井口；
　　（10）钻遇漏失层段未能及时处理或处理措施不当；
　　（11）相邻注水井不停或未减压；
　　（12）思想麻痹，违章操作。
　　井喷失控的危害和影响包括以下几个方面：
　　（1）打乱正常的工作秩序，影响全局生产；
　　（2）使钻井事故复杂化，处理难度增加；
　　（3）井喷失控极易引起火灾，危及井场人员及周围居民的生命安全；
　　（4）喷出的油、气、水及有害物质（如硫化氢）会造成严重的环境污染，危及人员的健康和安全；
　　（5）伤害油气层，破坏地下油气资源；
　　（6）井喷着火，造成机毁人亡和油气井报废，带来巨大的经济损失；
　　（7）涉及面广，在国际、国内造成不良的社会影响。
　　2．钻井作业HSE风险削减措施
　　1）措施内容
　　制定钻井活动中的风险管理措施，是达到风险控制目标、保证风险削减措施的落实以及顺利实施钻井活动的重要保证，主要包括以下内容：
　　（1）建立完善的钻井HSE风险防范保障体系和运行机制，保证有关风险削减措施的实施；
　　（2）组织落实风险防范和削减措施必备的人、财、设备等必备条件和手段，并制定有关保护设备、工具的配置和采购计划；
　　（3）识别钻井活动中各个阶段和不同工艺施工作业中可能产生的HSE风险，制定防止和削减措施；
　　（4）制定钻井作业中各种险情和危害发生的应急反应计划以减少影响；
　　（5）钻井安全生产管理措施应形成文件，以规定、制度和条例形式下发，指导钻井安全生产；
　　（6）制定危害影响和恢复措施；
　　（7）对提出的风险防范、削减和恢复措施也可能产生的危害进行再识别和评估，以确定这些措施在风险控制目标中的作用；
　　（8）监控措施。
　　2）建立安全生产指南
　　主要制定以下安全生产指南：规程、常规钻井安全技术规程、含硫油气田安全钻井法、钻井设备拆装安全规定、关井操作程序、井场动火管理、井场用电安全规程等。
　　3）钻井HSE管理监测
　　实施钻井风险削减措施，还必须对有关情况进行监测（包括检查、测试等），并建立和保存相应结果与记录。
　　（1）对钻井队现场的监测检查包括但不限于以下范围：HSE管理实施情况；各项安全规程、标准执行情况；各种设备、设施的安全技术性，运行及维护保养情况；自动报警装置及安全防护装置的配置、性能、运行及维护保养情况；应急措施落实情况，应急设备的配置、维护保养情况；员工HSE培训，应急演习情况；医疗设备、药品的配备及使用情况；井场、营地环保规定的执行情况、废物回收、污水处理、环境破坏后的恢复等；宿舍、餐厅、厨房、厕所、浴室的卫生情况。
　　（2）检查的对象与内容：
　　①对钻井队HSE管理的检查（包括但不限于）：HSE管理机构及职责；HSE管理体系运行；HSE管理的规章制度建立及执行；钻井作业HSE指导书、计划书、检查表；对员工的HSE宣传、教育和培训；危险部位的警示标志或警示牌；例行的HSE检查。
　　②对钻井队员工的检查（包括但不限于）：HSE管理知识；特殊岗位的持证情况；HSE方面的培训；紧急情况下控制处理险情的技能；紧急情况下个人防护能力；控制险情的设备、工具（如不同类型的灭火器）的使用；劳保用品的穿戴；是否会使用个人防护器材（如空气呼吸器等）；员工的健康状况等。
　　③对钻井及HSE设备、设施的检查（包括但不限于）：设备、设施安装是否符合有关技术、安全规定要求；设备、设施运行是否良好、完整性如何；设备、设施的安全防护装置是否齐全有效；消防设施、灭火器材等是否配备齐全有效。
　　④设备、设施具体的检查内容按有关规定进行，对有关的设备装置，如井控设备要进行测试。
　　⑤营地的检查：安全距离、电气线路、消防器材及周边环境等。
　　⑥医疗设施及药械的检查：卫生员资质、常规及急救药品、设施等。
　　另外，削减钻井作业HSE的风险还包括配备控制和消除危害的设备、仪器、工具、防护装置以及安全劳保用品等硬件的配置和保证钻井设备、设施的完整性及有效使用措施。
　　3．钻井作业HSE应急反应计划
　　1）钻井作业HSE应急分类根据钻井作业的工艺特点和作业环境特点，应急反应可分为5大类
　　（1）钻井作业中的突发事件；
　　（2）人身伤害事故；
　　（3）急性中毒；
　　（4）有害物质泄漏；
　　（5）自然灾害。
　　2）钻井作业HSE应急计划内容
　　（1）应急反应工作的组织和职责；
　　（2）参与应急工作的人员；
　　（3）环境调查报告；
　　（4）应急设备、物资、器材的准备；
　　（5）应急实施程序；
　　（6）现场培训及模拟演习计划；
　　（7）紧急情况报告程序、联络人员和联络方法；
　　（8）应急抢险防护设备、设施布置图；
　　（9）井场及营区逃生路线图；
　　（10）简易交通图等。
　　3）钻井作业过程中紧急情况下的应急程序清单（包括但不限于）
　　（1）火灾及爆炸应急程序；
　　（2）硫化氢防护应急程序；
　　（3）井涌、井喷应急程序；
　　（4）油料、燃料及其他有毒物质泄漏应急程序；
　　（5）放射性物质落井的处理应急程序；
　　（6）恶劣天气应急程序；
　　（7）现场医疗急救程序。
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一、井控装置
（一）作用
井控装置是为了实施平衡钻井工艺而装设的。即在钻井中当井内液柱压力与地层压力之间的平衡被破坏时，利用井控装置去及时发现、正确控制和处理溢流，尽快重建井底压力平衡。
（二）井控设备
井控装置，系指实施油气井压力控制技术的所有设备、专用工具和管汇。按井控设备的功能可分为：
1.监测设备
监测设备对液流显示能及时、准确地监测和预报，这是实现平衡钻井和实施井控作业的前提。它包括：泥浆池液面监测仪、报警仪等。
2.控制设备
控制设备对溢流能迅速准确地控制。
控制设备包括：各种类型的防喷器，防喷器远程控制台，司钻控制台，各种闸阀，钻具内专用工具（方钻杆上、下旋塞，钻具止回阀）和旁通阀。
3.处理设备
溢流处理设备应配套，适应性要强。处理设备包括：节流管汇及控制系统、压井管汇、放喷管汇、泥浆气体分离器、真空除气器、泥浆罐、自动灌泥浆装置等。
（三）闸板防喷器
闸板防喷器按壳体内闸板室的数量，可分为单闸板防喷器、双闸板防喷器、三闸板防喷器。在国内使用最多的是双闸板防喷器。
（1）当井内有钻具（或其他管柱时），能封闭套管与钻具之间的环开空间；
（2）当井内无钻具时，能全封闭井口；
（3）在封闭情况下，可通过壳体旁侧出口所连接的管汇，进行泥浆循环、节流放喷、压井作业；
（4）在特殊情况下，可切断钻具，并达到关井的目的；
（5）可悬挂钻具。
2.工作原理
闸板防喷器由壳体、侧门、油缸、活塞、活塞杆、锁紧轴、闸板总成等主要零部件组成。
（四）环形防喷器
环形防喷器具有承压高、密封可靠、操作方便、开关迅速等优点，特别适用于密封各种形状和不同尺寸的管柱，也可全封闭井口。
（1）当井内有钻具、油管或套管时，能用一种胶芯封闭各种不同尺寸的环开空间；
（2）当井内无钻具时，能全封闭井口；
（3）在进行钻井、取心、测井等作业过程中发生溢流时，能封闭方钻杆、取心工具、电缆及钢丝绳等与井筒所形成的环形空间；
（4）在使用减压溢流阀或缓冲储能器控制的情况下，能通过18度无细扣对焊钻杆接头，强行起下钻具。
2.工作原理
环形防喷器形式各不相同，但主要由壳体、顶盖、胶芯及活塞4大部分组成。环形防喷器关闭时，高压油从壳体下部油口进入活塞下部关闭腔，推动活塞上行。
当需要打开井口时，操纵液压系统换向阀，使高压油从壳体上油口进入活塞上部的开启腔，推动活塞下行，消除了在胶芯锥面上的挤压力，胶芯在本身弹性力的作用下逐渐复位，打开井口。
（五）节流压井装置
1.用途和适用范围
节流压井装置作为液压防喷器的配套装置是排除溢流、实施油气井压力控制技术的必要设备。
（1）手动节流压井装置。由压井管汇和只能手动操作的节流管汇组成。
（2）遥控节流压井装置。由压井管汇、可以遥控操作的节流阀组成的节流管汇和节流管汇控制箱组成。
二、井控装置的安全要求
（一）防喷器
防喷器安装完毕后，必须校正井口。转盘、天车中心偏差不大于10mm。应用16mm
的钢丝绳在井架底座的对角线上绷紧防喷器。
1.闸板防喷器
（1）必须装齐闸板手动操纵杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆与锁紧轴中心线的偏斜不大于30度。
（2）井喷时可用闸板防喷器封闭空井或与闸板尺寸相同的钻具，需长时间关闭时，应手动锁紧闸板。
（3）现场应配备备用闸板，一旦闸板损坏，能及时更换。
（4）严禁用打开闸板来泄掉井内压力。每次打开闸板前，应检查手动锁紧装置是否解锁（到底）；打开后，要检查闸板是否全开（后退到体内），不得停留在中间位置，以防钻具损坏闸板。
（5）打开和关闭侧门时应先泄掉控制管汇压力，以防损坏铰链的“O”形圈。
（6）装有二次密封装置的闸板防喷器，只有在活塞杆密封处严重漏失时，才能注入三次密封膏（EMOS）。
（7）当井内有钻具时，严禁关闭全封闭闸板。
（8）进入油气层后，每天应开启闸板1次，检查开关是否灵活，并检查手动锁紧装置是否开关灵活。
（9）用完后，闸板应处于打开位置。
2.环形防喷器
（1）如井内有佔具发生井喷时，可选用环形防喷器控制井口。
（2）用环形防喷器进行井下作业，必须使用带180接头的钻具；过接头的时候，起、下钻速度不得大于1m/s；所有钻具上的胶皮护箍应全部卸掉。
（3）环形防喷器处于关闭状态时，允许有限制地上、下活动钻具，不许旋转钻具和悬挂钻具。
（4）严禁用打开环形防喷器的办法来泄井内压力，以防刺坏胶芯。
（5）每次开启后，必须检查是否全开，以防挂坏胶芯。
（6）进入油气层后，每起下钻2次，要试开关环形防喷器1次，检查封闭效果，发现胶芯失效立即更换。
（二）节流、压井装置和放喷管线
1.平行闸板阀在阀板处于浮动状态时才能密封，因此开或关到底后必须再回转1/4—1/2圈，严禁开关扳死。
2.液动放喷阀作打开离喷管线用，此阀在1~3 s时间内即可。
3.平板阀只能作截止阀用，而不能作节流阀用。
4.节流阀只能作节流用，不能作截止阀用。
5.节流、压井管汇的承压能力应与防喷器工作压力相匹配，应能满足反循环、回收钻井液、消防作业和节流压井等要求。
6.压力变送器应垂直安装，在测试压力的管路上应装一截止阀，以便在无气源时，截断压力信号。返回压力表是气液比为1：200的压力表，不能用普通压力表代替。
三、钻井油气层的防喷
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。
（一）准确预报地层压力
钻井中要加强地层对比，及时提出地质预告，尤其对异常高压层的盖层预报一定要准确。
（二）及时发现溢流
溢流显示，往往有下列表现：
（1）憋跳钻、钻时加快或放空。油气层岩性往往比较疏松，钻速快，可能发生憋钻。
（2）钻井液循环出口流量增大、减少或断流，池液面上升或降低。
（3）泵压上升或下降。当溢流速度快时，会发现钻井液循环出口量剧增。
（4）钻井液中出现油、气、水显示。
当溢流是气体是,钻井液密度降低、黏度上升，气泡多，取气样能点燃，出口管返出不均匀，有井涌情况。
（5）悬重变化。
溢流、井喷有多种早期显示，其中循环出口流量和池液面变化是发现溢流、井喷的主依据。
短起下发现起钻中溢流的可靠方法。在以下情况下应进行短起下钻：
（1）钻井中发现溢流经循环排除后；
（2）钻井中其他录井（如砂样、钻时录井等）发现有可能钻遇油气层时；
（3）由于各种原因造成钻井液密度下降而未加重时；
（4）正常起钻中发现灌不进钻井液或灌量偏少时。
短期下钻的具体作法是以正常的速度起钻至钻头高于检验的油气层10柱钻杆，再下钻过油气层循环一周以上，观察有无溢流发生。
（三）溢流控制
发现溢流后，应尽快关井，将溢流量控制到尽可能小的程度。
不同的溢流速度会发生不同的地面反应。
四、井漏后的防喷
井漏和井喷是井下压力失去平衡的两种极端状况。
井漏后，井内钻井液将降至一个与地层压力相当的静液面。
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今日搜狐热点一、注蒸汽热力采油安全技术
热力采油就是将热量有计划地注入到油层，或在油层内产生热量，从井里采出原油。
（一）注汽工艺安全技术要求
1.热采井对钻井工程质量的安全技术要求
（1）应采用7°以上油层套管完井。
（2）要保护油层。
（3）固井质量合格，耐高温水泥必须返到地面。
（4）套管的材质要能耐高温，一般要求用抗蠕变性强的N80钢级的套管。
（5）下套管时，丝扣要上紧。
（6）对出砂的油层，要采取防砂措施。
（7）不允许采用复合套管完井，以免造成热采工具无法通过。
（8）完井时装井口，必须上紧丝扣，以免发生井口套管头漏，给采油和作业带来许多困难。
2.地面注汽管道工艺的安全技术要求
（1）安全设计要求。
1）管道材质要按全国压力容器标准化技术委员会编制的《钢制石油化容器设计规定》，选用注汽管道材质按YB529-70或YB800-70标准选用20号优质碳素钢。
展开剩余89%
2）注蒸汽地面管道，由设计院按《火力发电厂汽水管道压力计算技术规定》设计。其公称压力定为21.0MPa，温度定为420℃。
3）为确保工作参数下的管道强度，在设计中对管道管件、阀门等都必须选用专门材料和配件。
4）管道安装，必须要有安全距离。
（2）安全使用要求。
注汽管道的定期安全检测与注汽过程中的安全检查：
1）注汽管道必须进行定期检测，其检测内容包括管道的壁厚、焊口、保温层、支架、支墩、闸阀等项。
2）在注汽过程中，注汽单位要进行安全监测。
3.停注后的安全要求
（1）当油井注汽达到设计注汽量停炉后，要立即关闭井口的总阀门和生产阀门。
（2）停注后要检查地面放空管线是否畅通，处于冬季生产的油田，要特别注意冬季放空管线防冻问题，要求冬季停注后地面管线要放水扫线，防止冻管线。
4.隔热井安全技术要求
（1）注氮气隔热井，必须保证管柱和井口装置严密不漏。
（2）从套管阀门一侧接出一根准备注氮气的油管，要求此侧地势要平，氮气车要能靠近井口，能进能出。
（3）注氮气时操作要平稳，注氮气的压力不超过热采井口的工作压力，以免发生意外事故。
二、气举采油的安全技术
（一）、高压气源的安全要求
油田一般采用增压气举采油，举升介质工艺气要使用天然气，不能采用空气。
1.天然气气质
（1）组分要符合干气标准，即在0.101MPa和200C时的1m3天然气中，C5以上的烃液含量低于13.5cm2。
（2）硫和水蒸气的含量均要符合商品天然气的标准。
（3）如果原动机为天然气发动机，则要保证燃料气中甲烷的含量和气体的热值，并有一个合理的空燃比。
2.压缩机（组）
（1）进气压力和排气压力均要易于调节，并保证机组在额定功率下正常运行。
（2）排气量不应低于实际用气量的1.1--1.2倍，并能在要求的范围内自动调节。
（3）各级缸的进、排气温度不能超过其额定值。
（4）润滑油量和牌号要与压缩机（组）的要求一致，要有润滑油量显示和调节装置。
（5）每级缸前分离器内的液位要能自控或手控。
（6）压缩机不能超振。
（7）整个机组要有自动补偿和报警系统。
（1）发动机的功率必须与压缩机匹配，并依转速与功率之间的关系，找出安全满负荷时的最佳工作转速。
（2）各缸温度及缸间温差不能超过设计值。
（3）发动机不能超振。
（4）工作不正常时，要能自动停机和报警。
4.高压容器
（1）要根据工艺要求选择工作压力等级，并装安全阀。
（2）要有油和污水排放系统，分离器要能自动排液，并有液位显示和超液位报警装置。
5.地面流程
（1）整个系统的运行工况要能自动联锁控制和报警。
（2）天然气增压系统必须是一个全密闭系统。
（3）油气分离器要适应气举井采油时气油比较大和回压较高的特点，使油、气有效分离
（4）油、气计量系统要准确。
（5）压气站、配气站和计量仪表间要保持空气流通，并安装可燃性气体检测报警装置；高压注气分配阀级不得漏气；安全阀要灵敏可靠。
（6）对气举管线要防腐和保温，易冻部位要有加热措施。
（7）要有吹扫、清洗和解堵管线的措施。
（8）要有防火、防爆、防毒、报警和紧急放空等设施。
（二）气举井作业的安全技术
（1）仔细检查各级气举阀，观察有无损伤或堵塞，尤其对不正常井更要注意。
（2）起出的气举阀要送回室内检验和维修，并做好记录，妥善保存，以备再用。
（1）如果已压井，管柱下井后应首先采用清水洗井，以免油层污染和气举阀堵塞。
（2）若为投捞式气举阀，下井前要在室内投入工作筒内经密封性试验合格。
（3）用油管规通油管，变形或弯曲油管不要下井。油管本体和丝扣要干净。
（4）按照施工设计书丈量油管，配好管柱。
（5）撕去气举阀注气孔处的胶布，关注意阀的下入方向、级数和深度。
（6）油管要用管钳而非拉毛绳上紧，以确保作业安全和油管密封。
3.气举投捞作业
三、储运安全技术
（一）.管道线路的布置及水工保护　　
输油气管道不得通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。　　
埋地输油气管道与地面建（构）筑物的最小间距应符合GB《输气管道工程设计规范》和GB《输油管道设计工程规范》；埋地输油气管道与高压输电线平行或交叉敷设时，其安全间距应符合GB 50061.GB 50253规定；与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20 m。　　
埋地输油气管道与通信电缆平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；交叉时，二者净空间距应不小于0.5m，且后建工程应从先建工程下方穿过。 　　
埋地输油气管道与其他管道平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m；
（二）.线路截断阀
（三）.管道穿跨越　
（四）输油站
1.输油站的选址
应满足管道工程线路走向的需要，满足工艺设计的要求；应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定；应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。
2.输油站场的消防
石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、油品性质、存储方式、储存温度及所在区域消防站布局及外部协作条件等综合因素确定。
3.输油站的防雷、防静电
站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应按《建筑物防雷设计规范》（GB5）的有关规定执行；装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚等于或大于4mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。
4.输油站场工艺设备安全要求　
（五）输气站
1.输气站应选择在地势平缓、开阔，且避开山洪、滑坡、地震断裂带等不良工程地质地段；站的区域布置、总平面布置应符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB5）和《输气管道工程设计规范》（GB5）的规定，并满足输送工艺的要求。
2.输气站场设备
进、出站端应设置截断阀，且压气站的截断阀应有自动切断功能，进站端的截断阀前应设泄压放空阀；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及通向地面的梯子，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，应畅通无阻；工艺管道投用前应进行强度试压和严密性试验；输气站宜设置清管设施，并采用不停输密闭清管流程；含硫天然气管道，清管器收筒应设水喷淋装置，收清管器作业时应先减压后向收筒注水；站内管道应采用地上或地下敷设，不宜采用管沟敷设；清管作业清除的液体和污物应进行收集处理，不应随意排放。
3.输气站场的消防
天然气压缩机厂房的设置应符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB5）和《输气管道工程设计规范》（GB5）的规定；气体压缩机厂房和其它建筑面积大于等于150m2的可能产生可燃气体的火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置；站场内建（构）筑物应配置灭火器，其配置类型和数量符合《建筑灭火器配置设计规范》GB5）；站 内不应使用明火作业和取暖，确须明火作业应制定相应事故预案并按规定办理动火审批手续。
4.输气站场的防雷、防静电
输气站场内建（构）筑物的防雷分类及防雷措施符合《建筑物防雷设计规范》（GB5）；工艺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；可燃、天然气凝液的钢罐应设防雷接地；防雷接地装置冲击接地电阻不应大于10Ω，仅做防感应雷接地时，冲击接地电阻不应大于30Ω；
5.泄压保护设施
对存在超压可能的承压设备和容器，应设置安全阀；安全阀、调压阀、ESD系统等安全保护设施及报警装置应完好使用，并应定期进行检测和调试；安全阀的定压应小于或等于承压管道、设备、容器的设计压力；压缩机组的安全保护应符合《输气管道工程设计规范》（GB5）的有关规定。
（六）、防腐绝缘与阴极保护　　
（七）、管道清管　
（八）、管道检测　　发送管道内检测器前，应对管道进行清管和测径。检测器应携带定位跟踪装置。应结合管道检测结果，对管道使用年限、压力等级、泄露历史、阴极保护、涂层状态、输送介质、环境因素的影响等进行综合评价，确定管道修理方法和合理的工艺运行参数。
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