ICS

E

備案號：××××－××××AQ

中華人民共和國安全生產行業標準

AQ××××—××××

陸上石油天然氣井下作業安全規程

SafetyCodeofpracticeforonshoreoil&gasdownholeservices

（征求意見稿）

××××-××-××發布××××-××-××實施

中華人民共和國應急管理部發布

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陸上石油天然氣井下作業安全規程

1范圍

本文件規定了陸上石油天然氣井下作業井控管理要求，以及設計、井控裝置、作業過程中的井控

要求、防火防爆措施、防硫化氫措施、溢流處置、井噴失控處置的要求。

本文件適用于國內陸上石油天然氣（含頁巖氣）井下作業，不適用于煤層氣井下作業。

2規范性引用文件

下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文

件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適

用于本文件。

GB42294陸上石油天然氣鉆井作業安全規程

AQ2012-2007石油天然氣安全規程

3術語和定義

下列術語和定義適用于本文件。

3.1

硫化氫環境hydrogensulfideenvironment

含有或可能含有硫化氫的生產區域。

3.2

含硫化氫includinghydrogensulfide

地層天然氣中硫化氫含量等于或大于75mg/m3（50ppm）。

3.3

高含硫油氣井highsulfurousoilandgaswell

地層天然氣中硫化氫含量等于或大于1500mg/m3（1000ppm）的油氣井。

3.4

高壓油氣井highpressureoilandgaswell

地層壓力等于或大于70MPa的油氣井。

3.5

高產油氣井highproductionwell

天然氣無阻流量等于或大于100×104m3/d的氣井；油氣測試產量當量等于或大于500t/d的油

井。

3.6

“三高”油氣井“threehighfactors”oilandgaswell

符合高含硫油氣井、高壓油氣井、高產油氣井條件之一的油氣井。

3.7

預測最高井口關井壓力maximumanticipatedsurfacepressure

預測井筒充滿地層流體后的最高井口關井壓力。

3.8

預測最高施工壓力maximumanticipatedoperatingpressure

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施工作業或者應急作業時，預測井口設備將承受的最大壓力。

3.9

溢流overflow

因地層流體侵入井內引起井口返出的液量比泵入量大，或停泵后井內液體自動外溢的現象。

3.10

井噴wellblowout

地層流體持續無控制地流入井內的現象。

3.11

井噴失控outofcontrolforblowout

發生井噴后，無法用井口裝置進行有效控制而出現敞噴的現象。

3.12

發包單位company

將石油天然氣井下作業有關的工程、作業活動或者技術服務項目，發包給外單位的石油天然氣開

采單位。

3.13

承包單位contractor

承攬石油天然氣井下作業有關的工程、作業活動或者技術服務項目的單位。

4管理要求

4.1發包單位及承包單位應成立井控管理領導小組，單位主要負責人擔任井控管理領導小組組長，是

本單位井控工作的第一責任人。

4.2發包單位及承包單位應設置井控管理機構或者配備專職井控管理人員，明確井控責任。

4.3發包單位及承包單位應建立專門的井控費用投入制度性規定和資金渠道。

4.4負責井控裝置采購的發包單位或承包單位，應建立防噴器、防噴器控制系統、節流壓井管匯、內

防噴工具、防噴管（盒）的采購質量控制機制。

4.5發包單位及承包單位應建立健全井控管理制度，包括（但不限于）如下內容：

a）人員培訓；

b）井控裝置安裝、檢維修、試壓、現場服務；

c）打開油氣層管理；

d）防噴演習；

e）溢流監控。

4.6發包單位應結合屬地油氣藏特點以及井控管理實際情況，制定井下作業井控實施細則，用于規范

井控管理及井控風險防控措施。

4.7發包單位應根據地質特征、地層壓力、有毒有害氣體含量、淺層氣、井別井型、井身結構、歷史

井噴情況、周邊環境、工藝技術等因素，制定單井井控風險分級標準并對單井進行分級。

4.8發包單位應根據井控風險級別，在隊伍能力、工藝措施、裝備配套、監督管理等方面制定分級管

控措施。

4.9發包單位應建立健全監督管理機制，在作業活動中對承包單位的安全生產進行統一協調、監督管

理?！叭摺庇蜌饩葢獙嵭斜O督駐井或巡井工作制度。

4.10發包單位及承包單位應對從業人員進行井控培訓，未經井控培訓合格的從業人員，不應上崗作

業。監督人員、井下作業隊伍負責人及相關管理人員、技術人員、正副司鉆（班長）、主副操作手等現

場工作人員應在作業現場持井控培訓合格證上崗作業。井控培訓應根據崗位需求，進行有針對性的培

訓，包括（但不限于）如下內容：

a）井噴的危害、井控崗位職責、井控制度、井控基本概念和原理；

b）地層壓力預測和監測、溢流和井噴發生原因及溢流的及時發現、關井程序和常用壓井方法的

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原理及參數計算、壓井施工和復雜井控問題的處理、應急處置；

c）井控裝置的結構、工作原理、安裝、調試、試壓、使用、維護保養和故障排除。

4.11在硫化氫環境中作業的人員上崗前都應接受防硫化氫培訓，經培訓合格后上崗。硫化氫防護培

訓應包括（但不限于）如下內容：

a）硫化氫的來源、理化特性、中毒反應，以及中毒的現場救護；

b）硫化氫腐蝕及防腐措施；

c）現場作業的安全措施及應急響應程序；

d）硫化氫檢測儀器及防護器具的使用、檢查和維護。

4.12發包單位及承包單位應按照國家相關法律法規及標準要求，針對作業內容、環境條件、設施類

型、應急救援資源等因素編制井噴應急預案。應急預案內容應明確高含硫油氣井井口點火的條件、點

火決策人。

4.13發包單位及承包單位應制定應急演練計劃，定期組織應急演練。

4.14井下作業施工隊伍應編制現場處置方案，定期開展演練，含硫化氫油氣井還應做防硫化氫演練。

4.15發生井噴失控后，發包單位及承包單位應立即啟動應急預案，組織開展應急救援行動。

5設計

5.1一般要求

5.1.1發包單位應根據井的風險等級，明確承擔工程設計任務單位的能力要求、設計人員相應的現場

工作經驗和相關的專業資格要求。

5.1.2設計委托單位應明確設計的編制、審核、審批及變更程序與責任。

5.1.3設計單位應跟蹤回訪，堅持設計和現場相結合。

5.2地質設計

5.2.1根據作業需要，提供鉆完井數據、地層流體性質、壓力數據、射孔數據、生產數據、產層溫度、

井筒現狀、鄰井情況、井口裝置情況、前期作業情況等資料，包括（但不限于）以下內容：

a）鉆完井數據包括目前井身結構、人工井底、井眼軌跡、水泥返深、套管頭結構、固井質量、

井斜數據；各層套管鋼級、壁厚、外徑、抗內壓和下深，射孔井段、層位等資料。新井應提供鉆井油、

氣、水顯示，測、錄井解釋，中途測試結論及鉆井液參數等油氣藏評價資料；

b）地層流體性質包括產層的流體性質、氣油（液）比等，并明確井型和油氣藏類型；

c）壓力數據包括作業層位原始和目前的地層壓力或地層壓力系數、井口壓力、套管環空壓力、

預測最高井口關井壓力等；

d）射孔數據包括射孔方式、層位、井段、槍型、孔密、相位、孔數、工作液類型及待射層地層

壓力預測等；

e）生產數據包括油、氣、水產量（測試產量或無阻流量），生產時間，產量變化，注水、注氣

（汽）量，停注時間，動（靜）液面等；

f）井筒現狀包括水泥塞（塞厚）或橋塞位置，生產管柱的鋼級、壁厚、外徑、下深，井下工具

名稱規范，油層套管腐蝕、磨損、變形情況，井下落物等資料；

g）鄰井情況應包括鄰井的注水、注氣、注汽（注汽后燜井）井口壓力，鄰井的流體性質、產量、

壓力及有毒有害氣體等資料；

h）井口裝置情況包括目前采油（氣）樹、套管頭、油管頭、四通等井口裝置的規格、型號及井

口是否存在泄漏等情況；

i）前期作業情況應簡述歷史作業情況，并詳細敘述最近一次作業，包括作業日期、作業類型、

井下落物及套管情況等。

5.2.2按井下作業井控實施細則要求標注和說明井場周圍的居民住宅、學校、廠礦（包括開采地下資

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源的礦業單位）、國防設施、高壓電線和水資源等情況。含硫化氫油氣井擴大到2km范圍，高含硫油

氣井擴大到3km范圍。

5.2.3明確本井與鄰井地層連通、竄通、氣（汽）竄干擾等情況及停注泄壓要求。

5.2.4提供本井或本構造區域鄰井硫化氫、一氧化碳、二氧化碳等有毒有害氣體含量情況。

5.2.5標明本井或本構造區域可能存在的淺氣層、異常高（低）壓及其他特殊情況。

5.2.6提示本構造區域近年發生的井控事件。

5.3工程設計

5.3.1依據地質設計提供的各項數據和井場周圍環境，綜合工藝技術難度，選擇作業方式，確定風險

控制重點。

5.3.2進行壓井作業的井，應明確壓井液的類型、密度、性能、用量及施工作業過程中灌注要求等。

壓井液密度依據地質設計提供的作業層位最高地層壓力或其當量密度值為基準設計。

5.3.3“三高”油氣井應儲備加重壓井液或能配置等量加重壓井液的材料及處理劑。

5.3.4預測最高井口關井壓力，明確最大允許關井壓力。

5.3.5井口裝置如不能滿足井下作業施工井控安全要求，應明確更換時間節點及注意事項。

5.3.6根據單井風險明確防噴器（組）、防噴器控制系統、井控管匯（線）、內防噴工具、井口裝置等

壓力等級、組合形式的最低配備標準，提出現場試壓要求。

5.3.7根據已知井的流體性質、壓力、產量、氣液處理量、分離壓力、分離溫度等基礎資料，結合現

場具體防護需要等因素，選擇分離器的類型、安裝位置及連接方式。

5.3.8提出重點工序井控措施及技術要求，對作業過程中的新工藝、新技術進行工藝風險評估，提出

井控風險防控要求。

5.3.9提出有毒有害氣體監測及人身防護等設備的要求。

5.4施工設計

5.4.1施工設計井控要求應包括（但不限于）以下內容：

a）壓井液或壓井液材料準備；

b）井控裝置配備與安裝示意圖；

c）內防噴工具規格、型號、數量；

d）井控裝置調試與試壓方式；

e）起下管柱、旋轉作業、起下大直徑工具、鋼絲作業和空井筒時的具體井控技術措施；

f）施工作業過程中溢流關井方法的確定；

g）防火防爆和防硫化氫等有毒有害氣體的具體措施及器材準備；

h）應急處置程序等。

5.4.2高壓、高產油氣井應結合油氣藏（產層）壓力與產量，增配關井、放噴、壓井、回收、點火等

處理裝置。

5.4.3高含硫油氣井應結合硫化氫含量和現場實際，增設氣體檢測、報警裝置，設計回收、排風擴散、

舉升放空、點火等處理裝置。

6井控裝置

6.1安裝

6.1.1防噴器組

6.1.1.1壓力等級及組合形式應滿足設計要求。

6.1.1.2閘板防噴器壓力等級應不低于作業層位預測最高井口關井壓力。環形防噴器與閘板防噴器組

合使用時，可低于閘板防噴器壓力等級。簡易防噴裝置各部件靈活、功能可靠。

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6.1.1.3防噴器法蘭墊環槽應清理干凈，上下螺孔對正，上緊全部連接螺柱，螺栓兩端無欠扣。BX

型法蘭墊環不重復使用。

6.1.1.4防噴器組中雙閘板與功能相同的兩個單閘板可相互替代。

6.1.1.5防噴器組頂部距地面高度超過3m時，應采用4根直徑不小于15.9mm的鋼絲繩，由防噴器

組上部向下繃緊固定。

6.1.1.6具有手動鎖緊機構的閘板防噴器應配備相應手動鎖緊操作裝置或工具。

6.1.2防噴器控制系統

6.1.2.1系統壓力、蓄能器容積應滿足防噴器及其他井控設備關井要求。

6.1.2.2遠程控制臺應與配備的液壓閘板防噴器相匹配，安裝在距井口不少于25m處，便于司鉆或

操作手觀察的位置，條件受限距離不夠時，擺放至現場盡可能遠處，并留有安全通道。

6.1.2.3遠程控制臺應接好防靜電接地線，電源線從總開關處直接引出。

6.1.2.4遠程控制臺上控制剪切閘板的三位四通閥應安裝防誤操作的限位裝置，控制全封閘板的三位

四通閥應安裝防誤操作的防護罩。

6.1.2.5配有司鉆控制臺的，遠程控制臺氣泵氣源與司鉆控制臺氣源應使用專用氣管線分開連接。

6.1.2.6控制軟管線應采用耐火管線。

6.1.2.7遠程控制臺和液控管線在連接時應清潔干凈、連接正確、無滲漏。

6.1.3井控管匯（線）

6.1.3.1井控管匯（線）包括節流管匯、壓井管匯、防噴管線、放噴管線，不包括地面測試、返排、

循環流程和套管環空泄壓管線。

6.1.3.2井控管匯（線）的壓力級別及組合形式應符合設計要求，螺柱上全帶齊、連接緊固。

6.1.3.3節流管匯高壓端、壓井管匯、防噴管線的壓力等級應不低于作業層位預測最高井口關井壓力。

與井控管匯（線）組合使用的連接部件的壓力等級應與之匹配。

6.1.3.4節流管匯、壓井管匯以及具有節流壓井功能的簡易管匯，應安裝壓力表。

6.1.3.5井控管匯（線）及連接部件最小通徑應不小于50.8mm。

6.1.3.6預測最高井口關井壓力不低于35MPa時，防噴管線應采用法蘭連接。

6.1.3.7按設計要求安裝放噴管線，每隔10m～15m及轉彎前后用地錨或基墩固定牢靠，轉彎處應

使用不小于120o的鍛造鋼制彎頭或90°耐沖蝕彎頭。高壓油氣井、高產氣井放噴管線出口2m內采取

雙地錨（基墩）固定。

6.1.3.8柔性管線作為防噴管線時應耐火，作為回收管線時應與回收罐固定牢固，并加裝安全鏈或采

取其他保護措施。

6.1.4內防噴工具

6.1.4.1內防噴工具包括止回閥、旋塞閥、高壓閥門、井下安全閥、堵塞器、防噴單根等。

6.1.4.2旋塞閥的壓力等級應不低于施工層位預測最高井口關井壓力（105MPa以上除外）。

6.1.4.3現場使用的內防噴工具接頭螺紋類型應與井內鉆具或管柱的螺紋相匹配；若不匹配，在不降

低螺紋連接強度的情況下可使用轉換接頭。

6.1.4.4旋塞閥可單獨安裝使用，也可與其他工具組合成簡易搶噴裝置或防噴單根（短節），防噴單

根（短節）長度應滿足半封閘板關井要求。

6.1.5分離器

6.1.5.1分離器額定處理量應不小于預測產量，壓力等級應滿足設計要求。

6.1.5.2分離器與井口的距離不小于15m。

6.1.5.3分離器排氣管線通徑不小于50mm，點火口距井口不少于30m，高壓油氣井距井口不少于

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50m，含硫等有毒有害氣體井應接至距井口75m以外的安全地帶。點火口應具備點火條件，遠離易燃

易爆品、人員聚集區域、電力通信及國防設施等。

6.1.5.4分離器進出口管線每隔10m～15m用地錨或基墩固定；排污管線應接入集液池或回收罐，

并固定牢靠。

6.1.5.5含硫化氫井作業時，分離器安全閥泄壓管線應接出井場。

6.1.5.6臥式分離器應安放在平坦處；立式分離器應用直徑不小于15.9mm鋼絲繩對角四方固定。

6.1.5.7井下作業中使用鉆井液液氣分離器的，應按照鉆井作業相關規定執行。

6.1.6采油（氣）井口裝置

6.1.6.1采油（氣）井口裝置的壓力級別應滿足設計要求。

6.1.6.2安裝采油（氣）井口裝置時，應清潔密封墊環和密封墊環槽，螺栓上全上緊，兩端無欠扣。

6.2試壓

6.2.1試壓介質

6.2.1.1防噴器控制系統采用液壓油試壓，其他井控裝置試壓采用清水或防凍液體。

6.2.1.2氣密封試壓介質采用氮氣或其他惰性氣體。

6.2.2井控車間試壓

6.2.2.1井控裝置應每年至少送至井控車間（基地）檢維修并試壓檢驗一次。

6.2.2.2閘板防噴器應做1.4MPa～2.1MPa的低壓試壓；環形防噴器（封閉鉆桿）、閘板防噴器、防

噴管線、內防噴工具和壓井管匯等應做額定工作壓力試壓，節流管匯按各控制元件的額定工作壓力分

別試壓。

6.2.2.3內防噴工具穩壓時間應不少于5min，其他井控裝置穩壓時間應不少于10min。穩壓期內，

低壓試壓無可見滲漏為合格，高壓試壓壓降不超過0.7MPa為合格。

6.2.2.4閘板防噴器的半封閘板和全封閘板應分別進行試壓，變徑閘板應使用最大管徑和最小管徑分

別進行試壓，內防噴工具應從底部進行反向試壓。

6.2.3現場試壓

6.2.3.1井控裝置現場組合安裝調試后，應按設計要求試壓。

6.2.3.2系統試壓值應高于作業層位預測井口最高關井壓力且不超過井口最大允許關井套壓；環形防

噴器封閉鉆具試壓到額定工作壓力的70％；放噴管線試壓不低于10MPa，穩壓時間不少于10min，

壓降不超過0.7MPa為合格。

6.2.3.3現場可不做低壓試壓，全封閘板可不試壓。

6.2.3.4防噴器重新安裝、更換閘板或其他密封件后應重新進行試壓。

6.2.3.5分離器在不超過安全閥開啟壓力的前提下，按照額定工作壓力的80％試壓，穩壓時間不少

于15min。

6.2.3.6套管頭與油管頭連接單獨密封試壓時，試壓值為套管頭額定工作壓力、套管抗外擠強度80％

的最低值。

6.2.3.7油管頭與油管頭異徑法蘭、懸掛器單獨密封試壓時，試壓值為油管頭額定工作壓力。

6.2.3.8采油（氣）樹首次安裝后，應對主閥以上進行整體試壓，按預測井口最高關井壓力和預測井

口最高施工壓力兩者的最大值試壓，穩壓不少于10min，壓降不超過0.7MPa為合格。

6.3使用

6.3.1防噴器組

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6.3.1.1在防噴器上法蘭面操作時，應采取法蘭保護措施。

6.3.1.2要求配備簡易防噴裝置時，應處于待命工況且能與井內管柱或井口快速連接。

6.3.1.3防噴器應配備專用的手動操作工具。手動關井時，到位后管柱應處于居中位置。

6.3.1.4在進行起下管柱作業前，應確認所有閘板都已完全打開到位。

6.3.1.5不應采用打開防噴器或防噴器旁通的方式釋放井內壓力。

6.3.1.6檢修裝有鉸鏈側門的閘板防噴器或更換閘板時，兩側側門不應同時打開。

6.3.1.7具有手動鎖緊機構的液壓閘板防噴器長時間關井后，應手動鎖緊閘板。

6.3.1.8裝有環形防噴器時，溢流關井時應先關閉環形防噴器，后關閉閘板防噴器，非特殊情況不應

封零。

6.3.1.9非特殊情況，防噴器不應作為采油（氣）井口裝置使用。

6.3.2防噴器控制系統（壓力等級21MPa）

6.3.2.1遠程控制臺電源置于“開”位，控制旋鈕處于“自動”位，蓄能器壓力保持在18.5MPa～

21MPa內。

6.3.2.2環形防噴器控制壓力一般在8.5MPa～10.5MPa內，控制管匯壓力要大于制造商推薦的最

小工作壓力。

6.3.2.3蓄能器預充壓力7.0MPa±0.7MPa，氣源壓力保持在0.65MPa～1MPa。

6.3.2.4控制半封閘板防噴器的換向閥處應標明控制閘板尺寸。

6.3.2.5井內有管柱時，全封閘板控制閥不應關閉。

6.3.3井控管匯（線）

6.3.3.1井控管線上的閥門、節流和壓井管匯上所有閥門應掛牌標明開關狀態。

6.3.3.2壓井管匯不應作日常灌注泥漿類壓井液用，節流管匯應標明最大允許關井套壓值。

6.3.3.3環境溫度低于0℃時，節流管匯、壓井管匯和防噴管線應采取包裹、加熱、排放或吹掃等

防凍防堵措施。

6.3.3.4平板閘閥不作節流閥用。

6.3.4內防噴工具

6.3.4.1旋塞閥起下工況應保持常開，內腔、連接螺紋清潔、完好。

6.3.4.2旋塞閥應開關靈活，與其開關工具應放置在鉆臺或井口便于快速取用的位置。

6.3.4.3有鉆臺作業，應準備好與半封閘板尺寸匹配的防噴單根。

6.3.5分離器

6.3.5.1分離器通暢，閥門靈活可靠，管線暢通。

6.3.5.2井口產出流體分離出的氣體應點火燃燒或進入集輸系統。

6.3.5.3每次使用后，清除分離器內部殘余物，并檢查、緊固。

6.3.6采油（氣）井口裝置

6.3.6.1起油管懸掛器前應將頂絲全部退至松開位、上緊備帽，坐油管懸掛器后應將頂絲全部頂緊。

6.3.6.2為雙閥門時，正常情況使用外側閥門，內側閥門保持全開狀態，有兩個總閥門時先用上部的

閥門，下部閥門保持全開狀態。

6.3.6.3平板閘閥不應處于半開狀態。

6.3.6.4含硫化氫或二氧化碳等酸性氣體油氣井的采油（氣）井口裝置應具有抗硫化氫或二氧化碳的

能力。

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7作業過程中的井控要求

7.1洗（壓）井作業

7.1.1洗（壓）井方式、洗（壓）井液密度、類型、用量應按設計要求執行。

7.1.2洗（壓）井施工應安排專人觀察壓力和出口返液情況。

7.1.3最大施工壓力應低于井口額定工作壓力和套管抗內壓強度的80％兩者中的最小值。

7.1.4壓井應不少于1.5個循環周，壓井液進出口密度差小于0.02g/cm3，停泵油、套壓均為零，

出口無外溢，再下步作業。

7.1.5不能建立循環的油氣井，應保持一定的液柱高度平衡地層壓力。

7.1.6擠注法壓井時，施工壓力不應超過最大允許關井壓力。

7.2換裝井口作業

7.2.1換裝井口裝置前應壓穩地層，觀察時間不少于換裝井口作業周期，出口無異常后，用原密度壓

井液循環不少于1.5個循環周，再進行作業。

7.2.2井口完全密閉無法常規泄壓的井，應先確定井內壓力情況及流體類型。

7.2.3換裝前在油管或套管內增設機械屏障或采用冷凍井口的方式暫堵井筒時，應確保密封有效。

7.2.4換裝井口裝置前，應準備好所需的待換的井口裝置、墊環、螺柱、螺母、內防噴工具或搶接裝

置。

7.2.5換裝過程出現溢流，應按照用時最短原則控制井口。

7.2.6換裝后，應按設計要求試壓。

7.3起、下作業

7.3.1起、下抽油桿前，應按設計配備防噴裝置，抽油桿簡易防噴裝置轉換接頭應與井內抽油桿匹配。

7.3.2起、下管柱作業前，按設計要求安裝井控裝置，并準備好內防噴工具、防噴單根（或短節）及

配合接頭等，井口未安裝防噴器的應準備好簡易防噴裝置。

7.3.3起、下管柱過程中應按設計要求灌液，灌液量以井筒液柱壓力能平衡施工層最高壓力為原則。

7.3.4起、下大直徑工具時，應密切觀察懸重及井口液面；在油氣層井段及頂部以上300m內，應控

制起下速度。

7.3.5起、下管柱時應核實灌入液和返出液情況。

7.3.6起、下外掛電纜管柱，應備好電纜剪斷工具。

7.3.7“三高”油氣井起管柱完畢，等停期間應下入不少于作業層位以上井深三分之一的管柱。

7.4鉆、磨、套、銑作業

7.4.1鉆、磨、套、銑作業所用井控裝置及壓井液性能應符合設計要求。

7.4.2施工過程中，應安排專人監測泵壓、進出口排量、密度、循環罐液面等變化情況。

7.4.3打開封堵層位前，應確保上部靜液柱壓力能平衡下部圈閉壓力，否則應采取防上頂措施或采用

帶壓作業。

7.4.4鉆、磨、套、銑作業起管柱前，應充分循環壓井液。

7.5射孔作業

7.5.1基本要求

7.5.1.1根據預測地層壓力、流體性質、有毒有害氣體含量和井口壓力等，選擇合理的射孔方式。預

測能自噴或含硫化氫油氣井等優先選用油管輸送射孔。

7.5.1.2按工程設計要求儲備壓井液。

8

AQ××××—××××

7.5.2油管（鉆桿）輸送射孔作業

7.5.2.1井口裝置壓力等級應與待射層地層壓力相匹配，防硫性能滿足要求。

7.5.2.2井口裝置換裝后應按設計要求試壓合格。

7.5.2.3射孔隊負責連接下入射孔槍，作業隊配合完成管柱起下。

7.5.2.4壓力起爆射孔時，井口加壓值應確保套壓不超過最大允許關井套壓。

7.5.2.5射孔后起管柱前應按設計要求進行壓井、安裝井控裝置。

7.5.3帶壓油管（鉆桿）輸送射孔作業

7.5.3.1起、下射孔槍或管柱前，應及時檢查安全防噴器半封閘板、安全卡瓦和固定卡瓦，確保夾持

部位尺寸匹配，并準備好防噴單根。

7.5.3.2采用油管加壓引爆時，下入過程確保油管內液柱壓力低于起爆壓力；采用環空加壓引爆時，

下入過程監測并控制環空壓力，確保低于起爆壓力。

7.5.4電纜輸送射孔作業

7.5.4.1射孔前，射孔隊應了解井筒安全作業時間，作業隊應按設計要求安裝試壓合格的防噴裝置；

射孔隊應配備電纜剪斷工具。

7.5.4.2在井口開放的情況下，不應進行負壓條件下的電纜輸送射孔作業。

7.5.4.3作業隊安排專人觀察井口液面情況，根據需要及時補灌壓井液。

7.5.4.4射孔結束后，觀察無異常，應立即進行下步作業，不應空井等停。

7.5.5帶壓電纜輸送射孔作業

7.5.5.1作業期間相關方應停止一切有礙射孔作業的交叉作業。

7.5.5.2電纜防噴裝置應滿足作業條件，各組件功能正常，尺寸、規格與電纜匹配。

7.5.5.3電纜防噴裝置安裝完后應進行試壓，壓力應大于作業時最大井口壓力的1.2倍，但不超過電

纜防噴裝置的額定工作壓力，穩壓不小于10min，壓降不超過0.7MPa為合格。

7.5.5.4電纜防噴裝置工作期間應觀察回脂管線排出物情況，視情況增大注脂控制系統壓力和排量或

降低電纜上提速度。

7.5.5.5電纜在上提或下放過程中應控制速度，如發生電纜在注脂控制頭遇卡、動密封失效、井口泄

露等情況，應立即停止起下電纜，關閉電纜防噴器半封閘板。

7.5.5.6點火后應觀察井口壓力的變化，在確認上頂力不大于射孔管串重量后方可上提電纜。確認儀

器（工具）串全部進入防噴管，關閉井口防噴器或采油（氣）樹閥門泄壓后，方可拆卸儀器（工具）

串及電纜防噴裝置。

7.6誘噴、替噴作業

7.6.1高壓油氣井、含硫化氫油氣井不應在夜間進行誘噴作業。

7.6.2抽汲誘噴作業時應安裝防噴盒等防噴裝置。施工目的層為氣層、含硫化氫油氣井不應使用抽汲

方式進行誘噴作業。

7.6.3不應采用空氣進行氣舉排液，最大掏空深度不應超過套管允許最大掏空深度。

7.6.4應根據壓井液密度、套管抗內壓強度、井口裝置等情況，選定適宜的替噴液密度；替噴前應對

采油（氣）樹、油管頭、回收管線、放噴管線、分離器等進行檢查試壓；替噴過程中要注意觀察、記

錄返出流體的性質和數量。

7.7放噴、測試作業

7.7.1放噴、測試前，應檢查采油（氣）井口裝置各部分的連接緊固情況。

9

AQ××××—××××

7.7.2使用節流閥或油嘴控制放噴，放出的天然氣應點火燃燒或回收處理。

7.7.3放噴、測試過程中井口裝置、測試流程和液氣出口發生刺、漏應立即關井處置。

7.7.4有冰堵、水合物凍堵風險時，應提前做好防凍、保溫工作。

7.8酸化壓裂作業

7.8.1酸化壓裂設計應預測最高施工壓力，選擇合適的注入管柱、壓裂井口和高壓管匯，明確最大允

許關井套壓或施工限壓。

7.8.2壓裂井口、地面管匯應開關靈活、清潔完好，滿足施工要求；壓裂井口主通道應至少有兩個主

閥；主管匯應有限壓保護措施。

7.8.3施工前，應對壓裂井口主閥及高壓管匯按施工限壓試壓，穩壓不少于5min，壓降不超過試壓

壓力的2.5％為合格；套管壓裂井，井筒試壓值不低于預測最高施工壓力，穩壓不少于30min，壓降

不超過0.5MPa為合格。

7.8.4施工前，開展鄰井連通情況及壓竄風險排查；壓裂期間，應監測本井及鄰井壓力情況，發現異

常情況及時采取降排量、停泵等措施。

7.8.5壓裂期間安排專人監控壓裂井口，防止無關人員進入高壓危險區，發現井口上移、刺漏等異常

情況及時報告現場負責人。

7.9帶壓作業

7.9.1安全防噴器組、工作防噴器組壓力等級應不小于預測最高關井壓力、預測最高施工壓力兩者中

最大值的1.1倍；平衡泄壓系統壓力等級應與防噴器匹配。

7.9.2氣井帶壓作業安全防噴器組與工作防噴器組的防噴器控制系統應單獨配置；油水井帶壓作業安

全防噴器組、工作防噴器組應能獨立控制。

7.9.3氣井和井口控制壓力不小于21MPa的油井，安全防噴器組應配備剪切閘板。

7.9.4氣井帶壓作業現場應配備氣體燃燒裝置。

7.9.5管柱內壓力控制工具額定工作壓力應高于實際控制壓力。

7.9.6起、下管柱及其他非特殊情況，不應動用安全防噴器組。

7.9.7操作平臺上應配備至少一套合格的全通徑旋塞閥、轉換接頭和開關工具。

7.9.8防噴器組自下至上逐級試壓，試壓值為預測最高關井壓力、預測最高施工壓力兩者中最大值的

1.1倍且不超過額定工作壓力，其中工作環形防噴器試壓值不應超過額定工作壓力的70％；平衡/泄壓

管匯、壓井和防噴管線按閘板防噴器試壓值試壓，穩壓時間均不少于10min，壓降不超過0.7MPa為

合格。

7.9.9油管堵塞工具完成堵塞后，逐級卸掉管內壓力，觀察時間不少于30min，合格后方可進行下

步作業。

7.9.10起原井管柱，接近油管壓力控制裝置前，應探測油管壓力控制裝置位置；下施工管柱前，應

在管柱下部連接油管壓力控制裝置。

7.9.11起、下作業過程中，環形防噴器關閉壓力設置以管柱本體通過無可見滲漏為原則。

7.9.12工作閘板防噴器開關前，應確保閘板上下壓力平衡，半封閘板關閉時應避開管柱變徑位置，

關閉后只允許通過與閘板尺寸匹配的管柱。

7.10連續油管作業

7.10.1壓力控制設備壓力等級應不小于預測最高關井壓力、預測最高施工壓力兩者中最大值的1.1

倍；連續油管抗內壓強度不小于預測最高施工壓力的1.25倍，材質應滿足井內介質要求。

7.10.2除連續油管帶壓裂工具外，底部工具組合應使用單流閥。

7.10.3當入井工具組合較長，不能裝入井控裝置組合時，需使用升高短節、轉換短節、防噴管。

7.10.4壓力控制設備安裝后應進行系統試壓，試壓值為預測最高關井壓力、預測最高施工壓力兩者

10

AQ××××—××××

中最大值的1.1倍且不超過額定工作壓力，單流閥和連續油管接頭試壓值為預測最高關井壓力的1.1

倍，穩壓不少于10min。

7.10.5施工期間控制內外連續油管壓差，確保不超過設計最高施工壓力、最大允許下深。

7.10.6作業過程中，應觀察井口和循環壓力變化，及時調節內外張緊力和自封壓力。

7.10.7替噴作業，應注意井口壓力變化和出口情況，如發現壓力快速上升、出口排液增強、點火口

火勢變大，應控制回壓或在安全范圍內關放噴流程，起出連續油管。

7.10.8關閉井口主閥前應確認工具串完全進入防噴管，設備拆卸前應確認井口主閥完全關閉并泄壓。

7.11鋼絲（繩）、電纜作業

7.11.1鋼絲（繩）、電纜作業應根據設計施工要求選擇安裝相應的防噴管和防噴盒，并配備專用剪斷

器。套管內作業的應安裝全封防噴器，油管內作業的應安裝主閥?！叭摺庇蜌饩畱惭b壓力等級不低

于作業層位預測井口最高關井壓力的專用防噴器組，并按6.2.3.2試壓合格。

7.11.2實施投撈等連通作業前，應按設計要求對上部管柱內預加相應的平衡壓力。

7.12其他作業要求

7.12.1施工作業期間，應根據工序安排專人在液體出口處觀察顯示情況。

7.12.2長時間不連續作業時，預計有自噴能力的井，應裝好采油（氣）樹；預計不具備自噴能力的

井，應關閉井控裝置，防止發生井噴。

7.12.3如遇事故復雜應首先考慮井控風險，制定措施，風險可控再進行下步施工。

7.12.4打撈作業解卡成功后，上提管柱到合適位置進行觀察，無溢流方可進行下步作業。撈獲大直

徑工具上提管柱時，應控制起鉆速度，并有防上頂措施。

7.12.5沖砂時在第一根管柱或方鉆桿下安裝旋塞閥。沖開被埋的油、氣、水層時，要控制出口排量，

其排量應與進口排量相平衡，當發現進、出口排量不一致時，應上提管柱、保持循環、分析原因。

7.12.6注塞作業過程中應保持井內壓力平衡，防止井內壓力失衡導致溢流。候凝完成后應探水泥塞

面，確認塞面深度符合設計要求，并對水泥塞進行試壓。

8防火防爆措施

8.1井場布局應考慮防火的安全要求。距井口30m以內的電氣系統應符合防爆要求。

8.2井場明顯位置和有關設施設備處應設置安全警示標志。

8.3根據現場需要配備消防器材，并定期進行檢查和更換失效器材。滅火器應并懸掛檢查記錄標簽。

8.4鉆臺（操作臺）上下、機泵房等周圍不應堆放雜物及易燃易爆物。

8.5施工中進出井場的車輛、作業機和柴油機的排氣管應無破損并有防火裝置。

8.6打開油氣層后，井場內嚴禁電焊、氣焊等明火。若需動火，應執行動火審批程序。

8.7現場應配備固定式或便攜式可燃氣體檢測儀，并在井口、排液出口等氣體易聚集位置配備防爆通

風裝置。

9防硫化氫措施

9.1含硫地區的井下作業隊伍應配備硫化氫監測報警儀器和正壓式空氣呼吸器。

9.2在井場應設置明顯的硫化氫警示標志及風向標。

9.3井場的燃燒池、放噴管線出口及點火口的位置應充分考慮主要風向和季節風風向。

9.4井場周圍應設置至少兩處臨時安全區，一個應位于當地季節風的上風方向。

9.5當發現硫化氫氣體逸出，含量達到30mg/m3（20ppm）時，崗位人員應立即佩戴正壓式空氣呼

吸器。

10溢流處置

11

AQ××××—××××

10.1發現非生產目的溢流應立即關井，疑似出現非生產目的的溢流應關井檢查。

10.2關井最高壓力不應超過最大允許關井壓力。

10.3關井后應核實關井壓力和溢流量。根據施工井關井后情況，采取節流放噴或壓井措施，直到溢

流處理結束。

10.4壓井作業應有施工方案，并進行技術交底。

10.5天然氣溢流關井后若不能及時壓井，應采取相應處理措施防止井口壓力過高。

11井噴失控處置

11.1井噴失控后應防止井噴著火或事故繼續惡化，立即向上一級主管單位或有關部門匯報。

11.2高含硫油氣井井噴失控后，應協助當地政府做好井口500m范圍內居民的疏散工作。

11.3設置觀察點，定時取樣，測定井場各處有毒有害氣體含量，劃分安全范圍。根據監測情況決定

是否擴大撤離范圍。

11.4高含硫油氣井井噴失控后，在人員生命受到嚴重威脅、撤離無望，且短時間內無法恢復井口控

制時，應按照應急預案實施棄井點火。

12

《陸上石油天然氣井下作業安全規程》

（■征求意見稿□送審稿□報批稿）

編制說明

標準編制組

2024年3月12日

說明

1．標準編制說明的封面

（1）標準名稱。應在封面靠上居中位置，與標準稿名稱保持一致。字體字號為

方正小標宋二號。

（2）標準文稿版次。在標準名稱下方“征求意見稿、送審稿、報批稿”前的方

框凃選其一，例如“■征求意見稿”。字體字號為仿宋三號。

（3）標準編制組。在封面靠下居中位置。字體字號為仿宋三號。

（4）編制日期。編制日期為本階段完成的日期，以數字格式書寫，字體為宋體，

字號為三號。如：“2020年3月30日”。

2．標準編制說明的正文

（1）正文頁邊距為上3cm、下2.6cm、左2.8cm、右2.6cm。

（2）正文標題，一級標題用黑體三號字，二級標題用楷體三號字不加粗。三級、

四級標題用仿宋GB-2312三號字不加粗。文中結構層次序數為“一、”“（一）”“1.”“（1）”

標注。

（3）正文中文字體字號為仿宋GB-2312三號字，數字、字母等西文字體為宋體

三號字，段落行距為28磅，首行縮進2字符。

3.編制說明的內容

（1）應按照格式要求逐條說明，不涉及的填“無”。

（2）應根據工作進度不斷補充完善，工作過程有連續性。

（3）編制說明不是對標準內容的復制。

（4）應關注強制性標準的依據、修訂標準的主要技術內容比對、標準實施過渡

期、強制性標準實施政策等重要內容的編寫，詳見下文模板。

4.其他

（1）編制說明內容模板中的斜體文字內容為參考，正式提交后應刪除。

（2）編制說明應正反面打印。本說明保留，打印首頁反面。

（3）頁碼從第三頁開始編，起始頁碼為“1”，頁碼為五號宋體。

一、工作簡況

（一）任務來源

根據應急管理部辦公廳《關于下達2023年第一批行業標準

制修訂計劃的通知》（應急廳函〔2023〕257號），《陸上石油

天然氣井下作業安全規程》的制訂計劃編號為2023-AQ-07，項目

周期18個月，由TC288/SC10標準化（分）技術委員會組織起

草和審查。

（二）制定背景

按照習近平總書記重要指示批示精神，為進一步力爭增儲上

產，保障能源安全，我國相繼出臺了一系列利好政策，推動陸上

石油天然氣井下作業不斷發展。近年來，隨著中國石油天然氣集

團有限公司（以下簡稱“中國石油”）、中國石油化工集團有限

公司（以下簡稱“中國石化”）和陜西延長石油（集團）有限責

任公司（以下簡稱“延長石油”）等陸上石油天然氣開采企業大

力投入油氣井維護、檢修以及增產等措施工作，井下作業隊伍數

量不斷增加，尤其是隨著民營資本不斷進入行業，井下作業現場

安全管理力量較為薄弱，施工中存在的安全風險隱患也逐漸增加。

目前，我國主要以《安全生產法》等法律法規、國家強制類GB

標準、國家推薦類GB/T標準及SY/T推薦類石油工業標準規范陸

上石油天然氣井下作業安全生產活動，但這些法律法規一般是宏

觀管理要求，相關標準也多為硬件設備條件要求或單一工況的技

術要求，難以滿足陸上石油天然氣井下作業安全風險管控的需要。

目前國內井下作業行業安全管理沒有針對性的強制標準。此標準

的出臺，整合了現有國家標準和行業標準，形成了井下作業行業

1

安全管理方面統一的安全風險管控規范，填補了井下作業行業安

全風險管理的空白，保障從業人員生命和財產安全，指導各方按

統一的標準和要求開展工作。

（三）主要起草過程

2023年3月10日，應急管理部政策法規司發布《關于組織

申報2023年應急管理標準計劃項目的通知》，組織2023年應急

管理國家標準、行業標準制修訂計劃項目申報工作。

2023年3月28日，全國安全生產標準化技術委員會石油天

然氣開采安全分技術委員會（以下簡稱“分標委”）組織在北京

召開標準立項專家論證會。專家組聽取了渤海鉆探職工教育培訓

分公司關于標準立項依據、強制必要性、標準核心內容、現有國

內外標準情況、預期效果等方面的匯報，專家組審閱了相關材料，

進行了質詢與討論，并最終全部同意該標準計劃項目立項。

2023年3月31日，分標委組織以視頻會議的形式召開標準

立項審查會，渤海鉆探職工教育培訓分公司向參會委員匯報了《陸

上石油天然氣井下作業安全規程》標準計劃項目的必要性、可行

性和國內外標準情況。與會委員就標準計劃項目立項建議書、標

準草案、預研報告等材料進行了審閱與充分討論，并對該標準計

劃項目進行了投票表決，表決結果為同意該標準立項。

2023年4月9日，牽頭單位渤海鉆探職工教育培訓分公司

組織主要參編單位共同商討標準編制思路，制定《陸上石油天然

氣井下作業安全規程》總體框架，并成立了由20余名不同專業、

現場管理經驗豐富的人員組成的標準工作組。

2023年5月7日，工作組與中國石油相關單位對井下作業

2

井控設備管理要求以及井下作業過程中的井控要求、防火防爆措

施、防硫化氫措施等內容進行了討論，進一步完善整理標準文稿。

2023年6月6日～7日、2023年6月13日～14日、

2023年7月6日、2023年8月22日工作組與中國石油、中

國石化和延長石油等單位專家進行了討論，對部分框架、條款內

容進行了修改。

2023年9月8日，應急管理部政策法規司下發《政法司關

于2023年申報立項的62項行業標準項目綜合審核意見的函》，

本標準項目綜合審核意見為修改后同意立項。標準項目正式立項。

2023年10月15日，工作組完成對井下作業現場安全管理

現狀調研，征集到相關安全、井控管理部門及部分高等院校、科

研院所意見建議71條，工作組充分研討后接受采納65條，另外

6條有不同意見并反饋相關理由，工作組進一步結合收到的意見

建議修改完善標準內容。

2023年11月29日，中國石油集團質量安全環保部與中國

石油集團井控管理辦公室，組織所屬油（氣）田公司、鉆探企業

以及各井控應急救援響應中心等單位進行了標準內部評審會。渤

海鉆探職工教育培訓分公司匯報了標準編制情況和主要文稿內

容，與會專家代表充分討論。與會專家一致認為本標準在總結陸

上石油天然氣井下作業現場經驗的基礎上，進一步明確了井下作

業現場井控安全管理要求、技術要求和風險防控措施，對規范井

下作業現場井控安全工作具有重要意義。同時對標準具體內容提

出了進一步修改完善的意見建議60余條，工作組按照相關意見

建議進一步修訂完善標準文稿。

3

2023年11月30日～12月1日，分標委在北京召開標準

研討會，與會人員來自中國石油、中國石化等單位。與會專家代

表聽取了工作組的工作匯報，就標準初稿全文進行了討論，一致

認為本標準充分考慮了陸上石油天然氣井下作業現場工作實際，

相關要求在借鑒現有國家標準和行業標準的基礎上，總結了井下

作業現場多年來的良好實踐經驗，具有陸上石油天然氣開采特色，

同時提出了初稿內容進一步完善的相關意見和要求。

2024年1月11日～12日，分標委在北京再次召開標準研

討會，與會人員來自中國石油、中國石化、延長石油、中國石油

大學（北京）和西南石油大學等單位。渤海鉆探職工教育培訓分

公司代表工作組向與會專家代表再次匯報了標準初稿修改完善情

況，與會專家代表進行了充分討論并提出了具體的修改意見建議。

會后，中國石油集團井控管理辦公室組織召開了內部研討會，再

次審核討論了修改后的標準初稿內容。至此，本標準初稿經過多

輪評審、修改，最終形成征求意見稿。

二、標準編制原則、主要技術內容及其確定依據

（一）標準編制原則

1.協調性

標準編制保證與現行法律法規、規章規范的協調性，目錄范

圍與《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）相互銜

接，同時具體條款不能與上一級法規要求相沖突。

2.適用性

廣泛收集目前現行法律、法規、標準、規范中的相關要求，

充分調研了解陸上石油天然氣井下作業行業發展現狀，確保標準

4

條款與行業發展實際相結合，確保標準的適用性。

3.科學性

作為新制定的標準，借鑒了國家標準和行業標準。標準編制

由渤海鉆探職工教育培訓分公司牽頭，中國石油、中國石化、延

長石油等企業及部分石油類高等院校、科研院所共同參與，充分

吸收、總結陸上石油天然氣井下作業行業現行做法，保證標準的

科學性。

4.可執行性

標準條款內容將廣泛征求相關單位的意見建議，對于反饋的

意見建議組織工作組專題討論，采納吸收科學合理的意見建議，

確保標準內容貼近行業實際需求，兼顧標準的可執行性。

（二）標準主要技術內容及確定依據

1.管理要求

規定了井控管理、井控培訓、應急管理的相關要求。

參照《安全生產法》等相關法律法規、規章規范等要求，規

定了企業井控第一責任人、井控管理機構和人員配備、井控投入、

井控設備采購機制、井控管理制度、井控實施細則、風險分級管

理及監督監管機制等內容。同時為了確保井控費用投入和穩定的

資金渠道，參照《安全生產法》關于安全生產投入相關要求，規

定各單位建立專門的井控費用投入制度性規定和資金渠道，保障

井控費用能夠滿足安全生產需要。

參照《石油天然氣鉆井井控技術規范》（GB31033-2014）、

《硫化氫環境井下作業場所作業安全規范》（SY/T6610-2017）

等標準，規定了相關從業人員培訓和持證上崗要求；參照《生產

5

安全事故應急預案管理辦法》（應急管理部令第2號）、《陸上

石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）等相關要求，規定

了發包單位和承包單位應建立井控應急預案體系，并對井控、硫

化氫演練和防噴演習的開展提出要求。

2.設計

參照《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）、

《井下作業井控技術規程》（SY/T6690-2016）,并吸取“12·23”

等井噴事故經驗教訓，規定了設計單位及設計人員的能力要求，

設計管理流程及變更管理要求，以及地質設計、工程設計以及施

工設計中應包括的井控安全相關內容及要求。

3.井控裝置

規定了井控裝置的安裝、試壓、使用等相關要求。

參照《井下作業井控技術規程》（SY/T6690-2016）、《鉆

井井控裝置組合配套、安裝調試與使用規范》（SY/T5964-2019）

等規定，并結合井下作業現場實際情況，對防噴器組、防噴器控

制系統、井控管匯（線）、內防噴工具、分離器、采油（氣）井

口裝置等裝置的安裝、試壓和使用做了詳細規范。

4.作業過程中的井控要求

規定了洗（壓）井作業，換裝井口作業，起、下作業，鉆、

磨、套、銑作業，射孔作業，誘噴、替噴作業，放噴、測試作業，

酸化壓裂作業，帶壓作業，連續油管作業，鋼絲(繩)、電纜作業

以及其他作業中的井控安全要求。

參照《井下作業井控技術規程》（SY/T6690-2016）、《常

規修井作業規程第9部分：換井控裝置》（SY/T5587.9-2021）、

6

《常規射孔作業技術規范》（SY/T5325-2021）、《電纜測井與

射孔帶壓作業技術規范》（SY/T6751-2016）等規定，并充分對

照了中國石油、中國石化和延長石油等企業在井下作業施工過程

中的安全管理要求，規定了井下作業各工藝過程的安全風險管控

要求。

5.防火防爆措施

規定了井場布置、消防器材、監測通風裝置、動火作業管