《陸上石油天然氣井下作業(yè)安全規(guī)程》文本及編制說明

ICS

E

備案號：××××－××××AQ

中華人民共和國安全生產(chǎn)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)

AQ××××—××××

陸上石油天然氣井下作業(yè)安全規(guī)程

SafetyCodeofpracticeforonshoreoil&gasdownholeservices

（征求意見稿）

××××-××-××發(fā)布××××-××-××實施

中華人民共和國應(yīng)急管理部發(fā)布

AQ××××—××××

陸上石油天然氣井下作業(yè)安全規(guī)程

1范圍

本文件規(guī)定了陸上石油天然氣井下作業(yè)井控管理要求，以及設(shè)計、井控裝置、作業(yè)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(nèi)陸上石油天然氣（含頁巖氣）井下作業(yè)，不適用于煤層氣井下作業(yè)。

2規(guī)范性引用文件

下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構(gòu)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(yīng)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(yè)安全規(guī)程

AQ2012-2007石油天然氣安全規(guī)程

3術(shù)語和定義

下列術(shù)語和定義適用于本文件。

3.1

硫化氫環(huán)境hydrogensulfideenvironment

含有或可能含有硫化氫的生產(chǎn)區(qū)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(chǎn)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(chǎn)量當(dāng)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(chǎn)油氣井條件之一的油氣井。

3.7

預(yù)測最高井口關(guān)井壓力maximumanticipatedsurfacepressure

預(yù)測井筒充滿地層流體后的最高井口關(guān)井壓力。

3.8

預(yù)測最高施工壓力maximumanticipatedoperatingpressure

1

AQ××××—××××

施工作業(yè)或者應(yīng)急作業(yè)時，預(yù)測井口設(shè)備將承受的最大壓力。

3.9

溢流overflow

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

3.10

井噴wellblowout

地層流體持續(xù)無控制地流入井內(nèi)的現(xiàn)象。

3.11

井噴失控outofcontrolforblowout

發(fā)生井噴后，無法用井口裝置進行有效控制而出現(xiàn)敞噴的現(xiàn)象。

3.12

發(fā)包單位company

將石油天然氣井下作業(yè)有關(guān)的工程、作業(yè)活動或者技術(shù)服務(wù)項目，發(fā)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(yè)有關(guān)的工程、作業(yè)活動或者技術(shù)服務(wù)項目的單位。

4管理要求

4.1發(fā)包單位及承包單位應(yīng)成立井控管理領(lǐng)導(dǎo)小組，單位主要負(fù)責(zé)人擔(dān)任井控管理領(lǐng)導(dǎo)小組組長，是

本單位井控工作的第一責(zé)任人。

4.2發(fā)包單位及承包單位應(yīng)設(shè)置井控管理機構(gòu)或者配備專職井控管理人員，明確井控責(zé)任。

4.3發(fā)包單位及承包單位應(yīng)建立專門的井控費用投入制度性規(guī)定和資金渠道。

4.4負(fù)責(zé)井控裝置采購的發(fā)包單位或承包單位，應(yīng)建立防噴器、防噴器控制系統(tǒng)、節(jié)流壓井管匯、內(nèi)

防噴工具、防噴管（盒）的采購質(zhì)量控制機制。

4.5發(fā)包單位及承包單位應(yīng)建立健全井控管理制度，包括（但不限于）如下內(nèi)容：

a）人員培訓(xùn)；

b）井控裝置安裝、檢維修、試壓、現(xiàn)場服務(wù)；

c）打開油氣層管理；

d）防噴演習(xí)；

e）溢流監(jiān)控。

4.6發(fā)包單位應(yīng)結(jié)合屬地油氣藏特點以及井控管理實際情況，制定井下作業(yè)井控實施細(xì)則，用于規(guī)范

井控管理及井控風(fēng)險防控措施。

4.7發(fā)包單位應(yīng)根據(jù)地質(zhì)特征、地層壓力、有毒有害氣體含量、淺層氣、井別井型、井身結(jié)構(gòu)、歷史

井噴情況、周邊環(huán)境、工藝技術(shù)等因素，制定單井井控風(fēng)險分級標(biāo)準(zhǔn)并對單井進行分級。

4.8發(fā)包單位應(yīng)根據(jù)井控風(fēng)險級別，在隊伍能力、工藝措施、裝備配套、監(jiān)督管理等方面制定分級管

控措施。

4.9發(fā)包單位應(yīng)建立健全監(jiān)督管理機制，在作業(yè)活動中對承包單位的安全生產(chǎn)進行統(tǒng)一協(xié)調(diào)、監(jiān)督管

理?！叭摺庇蜌饩葢?yīng)實行監(jiān)督駐井或巡井工作制度。

4.10發(fā)包單位及承包單位應(yīng)對從業(yè)人員進行井控培訓(xùn)，未經(jīng)井控培訓(xùn)合格的從業(yè)人員，不應(yīng)上崗作

業(yè)。監(jiān)督人員、井下作業(yè)隊伍負(fù)責(zé)人及相關(guān)管理人員、技術(shù)人員、正副司鉆（班長）、主副操作手等現(xiàn)

場工作人員應(yīng)在作業(yè)現(xiàn)場持井控培訓(xùn)合格證上崗作業(yè)。井控培訓(xùn)應(yīng)根據(jù)崗位需求，進行有針對性的培

訓(xùn)，包括（但不限于）如下內(nèi)容：

a）井噴的危害、井控崗位職責(zé)、井控制度、井控基本概念和原理；

b）地層壓力預(yù)測和監(jiān)測、溢流和井噴發(fā)生原因及溢流的及時發(fā)現(xiàn)、關(guān)井程序和常用壓井方法的

2

AQ××××—××××

原理及參數(shù)計算、壓井施工和復(fù)雜井控問題的處理、應(yīng)急處置；

c）井控裝置的結(jié)構(gòu)、工作原理、安裝、調(diào)試、試壓、使用、維護保養(yǎng)和故障排除。

4.11在硫化氫環(huán)境中作業(yè)的人員上崗前都應(yīng)接受防硫化氫培訓(xùn)，經(jīng)培訓(xùn)合格后上崗。硫化氫防護培

訓(xùn)應(yīng)包括（但不限于）如下內(nèi)容：

a）硫化氫的來源、理化特性、中毒反應(yīng)，以及中毒的現(xiàn)場救護；

b）硫化氫腐蝕及防腐措施；

c）現(xiàn)場作業(yè)的安全措施及應(yīng)急響應(yīng)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(fā)包單位及承包單位應(yīng)按照國家相關(guān)法律法規(guī)及標(biāo)準(zhǔn)要求，針對作業(yè)內(nèi)容、環(huán)境條件、設(shè)施類

型、應(yīng)急救援資源等因素編制井噴應(yīng)急預(yù)案。應(yīng)急預(yù)案內(nèi)容應(yīng)明確高含硫油氣井井口點火的條件、點

火決策人。

4.13發(fā)包單位及承包單位應(yīng)制定應(yīng)急演練計劃，定期組織應(yīng)急演練。

4.14井下作業(yè)施工隊伍應(yīng)編制現(xiàn)場處置方案，定期開展演練，含硫化氫油氣井還應(yīng)做防硫化氫演練。

4.15發(fā)生井噴失控后，發(fā)包單位及承包單位應(yīng)立即啟動應(yīng)急預(yù)案，組織開展應(yīng)急救援行動。

5設(shè)計

5.1一般要求

5.1.1發(fā)包單位應(yīng)根據(jù)井的風(fēng)險等級，明確承擔(dān)工程設(shè)計任務(wù)單位的能力要求、設(shè)計人員相應(yīng)的現(xiàn)場

工作經(jīng)驗和相關(guān)的專業(yè)資格要求。

5.1.2設(shè)計委托單位應(yīng)明確設(shè)計的編制、審核、審批及變更程序與責(zé)任。

5.1.3設(shè)計單位應(yīng)跟蹤回訪，堅持設(shè)計和現(xiàn)場相結(jié)合。

5.2地質(zhì)設(shè)計

5.2.1根據(jù)作業(yè)需要，提供鉆完井?dāng)?shù)據(jù)、地層流體性質(zhì)、壓力數(shù)據(jù)、射孔數(shù)據(jù)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)、產(chǎn)層溫度、

井筒現(xiàn)狀、鄰井情況、井口裝置情況、前期作業(yè)情況等資料，包括（但不限于）以下內(nèi)容：

a）鉆完井?dāng)?shù)據(jù)包括目前井身結(jié)構(gòu)、人工井底、井眼軌跡、水泥返深、套管頭結(jié)構(gòu)、固井質(zhì)量、

井斜數(shù)據(jù)；各層套管鋼級、壁厚、外徑、抗內(nèi)壓和下深，射孔井段、層位等資料。新井應(yīng)提供鉆井油、

氣、水顯示，測、錄井解釋，中途測試結(jié)論及鉆井液參數(shù)等油氣藏評價資料；

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

c）壓力數(shù)據(jù)包括作業(yè)層位原始和目前的地層壓力或地層壓力系數(shù)、井口壓力、套管環(huán)空壓力、

預(yù)測最高井口關(guān)井壓力等；

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

壓力預(yù)測等；

e）生產(chǎn)數(shù)據(jù)包括油、氣、水產(chǎn)量（測試產(chǎn)量或無阻流量），生產(chǎn)時間，產(chǎn)量變化，注水、注氣

（汽）量，停注時間，動（靜）液面等；

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

名稱規(guī)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(yīng)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(zhì)、產(chǎn)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(guī)格、型號及井

口是否存在泄漏等情況；

i）前期作業(yè)情況應(yīng)簡述歷史作業(yè)情況，并詳細(xì)敘述最近一次作業(yè)，包括作業(yè)日期、作業(yè)類型、

井下落物及套管情況等。

5.2.2按井下作業(yè)井控實施細(xì)則要求標(biāo)注和說明井場周圍的居民住宅、學(xué)校、廠礦（包括開采地下資

3

AQ××××—××××

源的礦業(yè)單位）、國防設(shè)施、高壓電線和水資源等情況。含硫化氫油氣井?dāng)U大到2km范圍，高含硫油

氣井?dāng)U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(gòu)造區(qū)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(biāo)明本井或本構(gòu)造區(qū)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(gòu)造區(qū)域近年發(fā)生的井控事件。

5.3工程設(shè)計

5.3.1依據(jù)地質(zhì)設(shè)計提供的各項數(shù)據(jù)和井場周圍環(huán)境，綜合工藝技術(shù)難度，選擇作業(yè)方式，確定風(fēng)險

控制重點。

5.3.2進行壓井作業(yè)的井，應(yīng)明確壓井液的類型、密度、性能、用量及施工作業(yè)過程中灌注要求等。

壓井液密度依據(jù)地質(zhì)設(shè)計提供的作業(yè)層位最高地層壓力或其當(dāng)量密度值為基準(zhǔn)設(shè)計。

5.3.3“三高”油氣井應(yīng)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(yù)測最高井口關(guān)井壓力，明確最大允許關(guān)井壓力。

5.3.5井口裝置如不能滿足井下作業(yè)施工井控安全要求，應(yīng)明確更換時間節(jié)點及注意事項。

5.3.6根據(jù)單井風(fēng)險明確防噴器（組）、防噴器控制系統(tǒng)、井控管匯（線）、內(nèi)防噴工具、井口裝置等

壓力等級、組合形式的最低配備標(biāo)準(zhǔn)，提出現(xiàn)場試壓要求。

5.3.7根據(jù)已知井的流體性質(zhì)、壓力、產(chǎn)量、氣液處理量、分離壓力、分離溫度等基礎(chǔ)資料，結(jié)合現(xiàn)

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(shù)要求，對作業(yè)過程中的新工藝、新技術(shù)進行工藝風(fēng)險評估，提出

井控風(fēng)險防控要求。

5.3.9提出有毒有害氣體監(jiān)測及人身防護等設(shè)備的要求。

5.4施工設(shè)計

5.4.1施工設(shè)計井控要求應(yīng)包括（但不限于）以下內(nèi)容：

a）壓井液或壓井液材料準(zhǔn)備；

b）井控裝置配備與安裝示意圖；

c）內(nèi)防噴工具規(guī)格、型號、數(shù)量；

d）井控裝置調(diào)試與試壓方式；

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

f）施工作業(yè)過程中溢流關(guān)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(zhǔn)備；

h）應(yīng)急處置程序等。

5.4.2高壓、高產(chǎn)油氣井應(yīng)結(jié)合油氣藏（產(chǎn)層）壓力與產(chǎn)量，增配關(guān)井、放噴、壓井、回收、點火等

處理裝置。

5.4.3高含硫油氣井應(yīng)結(jié)合硫化氫含量和現(xiàn)場實際，增設(shè)氣體檢測、報警裝置，設(shè)計回收、排風(fēng)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(yīng)滿足設(shè)計要求。

6.1.1.2閘板防噴器壓力等級應(yīng)不低于作業(yè)層位預(yù)測最高井口關(guān)井壓力。環(huán)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。

4

AQ××××—××××

6.1.1.3防噴器法蘭墊環(huán)槽應(yīng)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(huán)不重復(fù)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(yīng)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(gòu)的閘板防噴器應(yīng)配備相應(yīng)手動鎖緊操作裝置或工具。

6.1.2防噴器控制系統(tǒng)

6.1.2.1系統(tǒng)壓力、蓄能器容積應(yīng)滿足防噴器及其他井控設(shè)備關(guān)井要求。

6.1.2.2遠程控制臺應(yīng)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(xiàn)場盡可能遠處，并留有安全通道。

6.1.2.3遠程控制臺應(yīng)接好防靜電接地線，電源線從總開關(guān)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(yīng)安裝防誤操作的限位裝置，控制全封閘板的三位

四通閥應(yīng)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(yīng)使用專用氣管線分開連接。

6.1.2.6控制軟管線應(yīng)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(yīng)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(jié)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(huán)流程和套管環(huán)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(yīng)符合設(shè)計要求，螺柱上全帶齊、連接緊固。

6.1.3.3節(jié)流管匯高壓端、壓井管匯、防噴管線的壓力等級應(yīng)不低于作業(yè)層位預(yù)測最高井口關(guān)井壓力。

與井控管匯（線）組合使用的連接部件的壓力等級應(yīng)與之匹配。

6.1.3.4節(jié)流管匯、壓井管匯以及具有節(jié)流壓井功能的簡易管匯，應(yīng)安裝壓力表。

6.1.3.5井控管匯（線）及連接部件最小通徑應(yīng)不小于50.8mm。

6.1.3.6預(yù)測最高井口關(guān)井壓力不低于35MPa時，防噴管線應(yīng)采用法蘭連接。

6.1.3.7按設(shè)計要求安裝放噴管線，每隔10m～15m及轉(zhuǎn)彎前后用地錨或基墩固定牢靠，轉(zhuǎn)彎處應(yīng)

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(chǎn)氣井放噴管線出口2m內(nèi)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(yīng)耐火，作為回收管線時應(yīng)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(nèi)防噴工具

6.1.4.1內(nèi)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(yīng)不低于施工層位預(yù)測最高井口關(guān)井壓力（105MPa以上除外）。

6.1.4.3現(xiàn)場使用的內(nèi)防噴工具接頭螺紋類型應(yīng)與井內(nèi)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(zhuǎn)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(jié)），防噴單

根（短節(jié)）長度應(yīng)滿足半封閘板關(guān)井要求。

6.1.5分離器

6.1.5.1分離器額定處理量應(yīng)不小于預(yù)測產(chǎn)量，壓力等級應(yīng)滿足設(shè)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

5

AQ××××—××××

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

易爆品、人員聚集區(qū)域、電力通信及國防設(shè)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(yīng)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(yè)時，分離器安全閥泄壓管線應(yīng)接出井場。

6.1.5.6臥式分離器應(yīng)安放在平坦處；立式分離器應(yīng)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(yè)中使用鉆井液液氣分離器的，應(yīng)按照鉆井作業(yè)相關(guān)規(guī)定執(zhí)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(yīng)滿足設(shè)計要求。

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

6.2試壓

6.2.1試壓介質(zhì)

6.2.1.1防噴器控制系統(tǒng)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(zhì)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(yīng)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(yīng)做1.4MPa～2.1MPa的低壓試壓；環(huán)形防噴器（封閉鉆桿）、閘板防噴器、防

噴管線、內(nèi)防噴工具和壓井管匯等應(yīng)做額定工作壓力試壓，節(jié)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(nèi)防噴工具穩(wěn)壓時間應(yīng)不少于5min，其他井控裝置穩(wěn)壓時間應(yīng)不少于10min。穩(wěn)壓期內(nèi)，

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(yīng)分別進行試壓，變徑閘板應(yīng)使用最大管徑和最小管徑分

別進行試壓，內(nèi)防噴工具應(yīng)從底部進行反向試壓。

6.2.3現(xiàn)場試壓

6.2.3.1井控裝置現(xiàn)場組合安裝調(diào)試后，應(yīng)按設(shè)計要求試壓。

6.2.3.2系統(tǒng)試壓值應(yīng)高于作業(yè)層位預(yù)測井口最高關(guān)井壓力且不超過井口最大允許關(guān)井套壓；環(huán)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(wěn)壓時間不少于10min，

壓降不超過0.7MPa為合格。

6.2.3.3現(xiàn)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(yīng)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(wěn)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(yīng)對主閥以上進行整體試壓，按預(yù)測井口最高關(guān)井壓力和預(yù)測井

口最高施工壓力兩者的最大值試壓，穩(wěn)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

6

AQ××××—××××

6.3.1.1在防噴器上法蘭面操作時，應(yīng)采取法蘭保護措施。

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

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

6.3.1.4在進行起下管柱作業(yè)前，應(yīng)確認(rèn)所有閘板都已完全打開到位。

6.3.1.5不應(yīng)采用打開防噴器或防噴器旁通的方式釋放井內(nèi)壓力。

6.3.1.6檢修裝有鉸鏈側(cè)門的閘板防噴器或更換閘板時，兩側(cè)側(cè)門不應(yīng)同時打開。

6.3.1.7具有手動鎖緊機構(gòu)的液壓閘板防噴器長時間關(guān)井后，應(yīng)手動鎖緊閘板。

6.3.1.8裝有環(huán)形防噴器時，溢流關(guān)井時應(yīng)先關(guān)閉環(huán)形防噴器，后關(guān)閉閘板防噴器，非特殊情況不應(yīng)

封零。

6.3.1.9非特殊情況，防噴器不應(yīng)作為采油（氣）井口裝置使用。

6.3.2防噴器控制系統(tǒng)（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(nèi)。

6.3.2.2環(huán)形防噴器控制壓力一般在8.5MPa～10.5MPa內(nèi)，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(yù)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(yīng)標(biāo)明控制閘板尺寸。

6.3.2.5井內(nèi)有管柱時，全封閘板控制閥不應(yīng)關(guān)閉。

6.3.3井控管匯（線）

6.3.3.1井控管線上的閥門、節(jié)流和壓井管匯上所有閥門應(yīng)掛牌標(biāo)明開關(guān)狀態(tài)。

6.3.3.2壓井管匯不應(yīng)作日常灌注泥漿類壓井液用，節(jié)流管匯應(yīng)標(biāo)明最大允許關(guān)井套壓值。

6.3.3.3環(huán)境溫度低于0℃時，節(jié)流管匯、壓井管匯和防噴管線應(yīng)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(jié)流閥用。

6.3.4內(nèi)防噴工具

6.3.4.1旋塞閥起下工況應(yīng)保持常開，內(nèi)腔、連接螺紋清潔、完好。

6.3.4.2旋塞閥應(yīng)開關(guān)靈活，與其開關(guān)工具應(yīng)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(yè)，應(yīng)準(zhǔn)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(chǎn)出流體分離出的氣體應(yīng)點火燃燒或進入集輸系統(tǒng)。

6.3.5.3每次使用后，清除分離器內(nèi)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(yīng)將頂絲全部退至松開位、上緊備帽，坐油管懸掛器后應(yīng)將頂絲全部頂緊。

6.3.6.2為雙閥門時，正常情況使用外側(cè)閥門，內(nèi)側(cè)閥門保持全開狀態(tài)，有兩個總閥門時先用上部的

閥門，下部閥門保持全開狀態(tài)。

6.3.6.3平板閘閥不應(yīng)處于半開狀態(tài)。

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(yīng)具有抗硫化氫或二氧化碳的

能力。

7

AQ××××—××××

7作業(yè)過程中的井控要求

7.1洗（壓）井作業(yè)

7.1.1洗（壓）井方式、洗（壓）井液密度、類型、用量應(yīng)按設(shè)計要求執(zhí)行。

7.1.2洗（壓）井施工應(yīng)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(yīng)低于井口額定工作壓力和套管抗內(nèi)壓強度的80％兩者中的最小值。

7.1.4壓井應(yīng)不少于1.5個循環(huán)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(yè)。

7.1.5不能建立循環(huán)的油氣井，應(yīng)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(yīng)超過最大允許關(guān)井壓力。

7.2換裝井口作業(yè)

7.2.1換裝井口裝置前應(yīng)壓穩(wěn)地層，觀察時間不少于換裝井口作業(yè)周期，出口無異常后，用原密度壓

井液循環(huán)不少于1.5個循環(huán)周，再進行作業(yè)。

7.2.2井口完全密閉無法常規(guī)泄壓的井，應(yīng)先確定井內(nèi)壓力情況及流體類型。

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

7.2.4換裝井口裝置前，應(yīng)準(zhǔn)備好所需的待換的井口裝置、墊環(huán)、螺柱、螺母、內(nèi)防噴工具或搶接裝

置。

7.2.5換裝過程出現(xiàn)溢流，應(yīng)按照用時最短原則控制井口。

7.2.6換裝后，應(yīng)按設(shè)計要求試壓。

7.3起、下作業(yè)

7.3.1起、下抽油桿前，應(yīng)按設(shè)計配備防噴裝置，抽油桿簡易防噴裝置轉(zhuǎn)換接頭應(yīng)與井內(nèi)抽油桿匹配。

7.3.2起、下管柱作業(yè)前，按設(shè)計要求安裝井控裝置，并準(zhǔn)備好內(nèi)防噴工具、防噴單根（或短節(jié)）及

配合接頭等，井口未安裝防噴器的應(yīng)準(zhǔn)備好簡易防噴裝置。

7.3.3起、下管柱過程中應(yīng)按設(shè)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(yīng)密切觀察懸重及井口液面；在油氣層井段及頂部以上300m內(nèi)，應(yīng)控

制起下速度。

7.3.5起、下管柱時應(yīng)核實灌入液和返出液情況。

7.3.6起、下外掛電纜管柱，應(yīng)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(yīng)下入不少于作業(yè)層位以上井深三分之一的管柱。

7.4鉆、磨、套、銑作業(yè)

7.4.1鉆、磨、套、銑作業(yè)所用井控裝置及壓井液性能應(yīng)符合設(shè)計要求。

7.4.2施工過程中，應(yīng)安排專人監(jiān)測泵壓、進出口排量、密度、循環(huán)罐液面等變化情況。

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

帶壓作業(yè)。

7.4.4鉆、磨、套、銑作業(yè)起管柱前，應(yīng)充分循環(huán)壓井液。

7.5射孔作業(yè)

7.5.1基本要求

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

測能自噴或含硫化氫油氣井等優(yōu)先選用油管輸送射孔。

7.5.1.2按工程設(shè)計要求儲備壓井液。

8

AQ××××—××××

7.5.2油管（鉆桿）輸送射孔作業(yè)

7.5.2.1井口裝置壓力等級應(yīng)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(yīng)按設(shè)計要求試壓合格。

7.5.2.3射孔隊負(fù)責(zé)連接下入射孔槍，作業(yè)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(yīng)確保套壓不超過最大允許關(guān)井套壓。

7.5.2.5射孔后起管柱前應(yīng)按設(shè)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(yè)

7.5.3.1起、下射孔槍或管柱前，應(yīng)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(zhǔn)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(nèi)液柱壓力低于起爆壓力；采用環(huán)空加壓引爆時，

下入過程監(jiān)測并控制環(huán)空壓力，確保低于起爆壓力。

7.5.4電纜輸送射孔作業(yè)

7.5.4.1射孔前，射孔隊?wèi)?yīng)了解井筒安全作業(yè)時間，作業(yè)隊?wèi)?yīng)按設(shè)計要求安裝試壓合格的防噴裝置；

射孔隊?wèi)?yīng)配備電纜剪斷工具。

7.5.4.2在井口開放的情況下，不應(yīng)進行負(fù)壓條件下的電纜輸送射孔作業(yè)。

7.5.4.3作業(yè)隊安排專人觀察井口液面情況，根據(jù)需要及時補灌壓井液。

7.5.4.4射孔結(jié)束后，觀察無異常，應(yīng)立即進行下步作業(yè)，不應(yīng)空井等停。

7.5.5帶壓電纜輸送射孔作業(yè)

7.5.5.1作業(yè)期間相關(guān)方應(yīng)停止一切有礙射孔作業(yè)的交叉作業(yè)。

7.5.5.2電纜防噴裝置應(yīng)滿足作業(yè)條件，各組件功能正常，尺寸、規(guī)格與電纜匹配。

7.5.5.3電纜防噴裝置安裝完后應(yīng)進行試壓，壓力應(yīng)大于作業(yè)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(wěn)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(yīng)觀察回脂管線排出物情況，視情況增大注脂控制系統(tǒng)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(yīng)控制速度，如發(fā)生電纜在注脂控制頭遇卡、動密封失效、井口泄

露等情況，應(yīng)立即停止起下電纜，關(guān)閉電纜防噴器半封閘板。

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

器（工具）串全部進入防噴管，關(guān)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(yè)

7.6.1高壓油氣井、含硫化氫油氣井不應(yīng)在夜間進行誘噴作業(yè)。

7.6.2抽汲誘噴作業(yè)時應(yīng)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(yīng)使用抽汲

方式進行誘噴作業(yè)。

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

7.6.4應(yīng)根據(jù)壓井液密度、套管抗內(nèi)壓強度、井口裝置等情況，選定適宜的替噴液密度；替噴前應(yīng)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(zhì)和數(shù)量。

7.7放噴、測試作業(yè)

7.7.1放噴、測試前，應(yīng)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(jié)流閥或油嘴控制放噴，放出的天然氣應(yīng)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(fā)生刺、漏應(yīng)立即關(guān)井處置。

7.7.4有冰堵、水合物凍堵風(fēng)險時，應(yīng)提前做好防凍、保溫工作。

7.8酸化壓裂作業(yè)

7.8.1酸化壓裂設(shè)計應(yīng)預(yù)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(guān)井套壓或施工限壓。

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

閥；主管匯應(yīng)有限壓保護措施。

7.8.3施工前，應(yīng)對壓裂井口主閥及高壓管匯按施工限壓試壓，穩(wěn)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(yù)測最高施工壓力，穩(wěn)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(fēng)險排查；壓裂期間，應(yīng)監(jiān)測本井及鄰井壓力情況，發(fā)現(xiàn)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(jiān)控壓裂井口，防止無關(guān)人員進入高壓危險區(qū)，發(fā)現(xiàn)井口上移、刺漏等異常

情況及時報告現(xiàn)場負(fù)責(zé)人。

7.9帶壓作業(yè)

7.9.1安全防噴器組、工作防噴器組壓力等級應(yīng)不小于預(yù)測最高關(guān)井壓力、預(yù)測最高施工壓力兩者中

最大值的1.1倍；平衡泄壓系統(tǒng)壓力等級應(yīng)與防噴器匹配。

7.9.2氣井帶壓作業(yè)安全防噴器組與工作防噴器組的防噴器控制系統(tǒng)應(yīng)單獨配置；油水井帶壓作業(yè)安

全防噴器組、工作防噴器組應(yīng)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(yīng)配備剪切閘板。

7.9.4氣井帶壓作業(yè)現(xiàn)場應(yīng)配備氣體燃燒裝置。

7.9.5管柱內(nèi)壓力控制工具額定工作壓力應(yīng)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(yīng)動用安全防噴器組。

7.9.7操作平臺上應(yīng)配備至少一套合格的全通徑旋塞閥、轉(zhuǎn)換接頭和開關(guān)工具。

7.9.8防噴器組自下至上逐級試壓，試壓值為預(yù)測最高關(guān)井壓力、預(yù)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(huán)形防噴器試壓值不應(yīng)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(wěn)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(nèi)壓力，觀察時間不少于30min，合格后方可進行下

步作業(yè)。

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

在管柱下部連接油管壓力控制裝置。

7.9.11起、下作業(yè)過程中，環(huán)形防噴器關(guān)閉壓力設(shè)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(guān)前，應(yīng)確保閘板上下壓力平衡，半封閘板關(guān)閉時應(yīng)避開管柱變徑位置，

關(guān)閉后只允許通過與閘板尺寸匹配的管柱。

7.10連續(xù)油管作業(yè)

7.10.1壓力控制設(shè)備壓力等級應(yīng)不小于預(yù)測最高關(guān)井壓力、預(yù)測最高施工壓力兩者中最大值的1.1

倍；連續(xù)油管抗內(nèi)壓強度不小于預(yù)測最高施工壓力的1.25倍，材質(zhì)應(yīng)滿足井內(nèi)介質(zhì)要求。

7.10.2除連續(xù)油管帶壓裂工具外，底部工具組合應(yīng)使用單流閥。

7.10.3當(dāng)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(jié)、轉(zhuǎn)換短節(jié)、防噴管。

7.10.4壓力控制設(shè)備安裝后應(yīng)進行系統(tǒng)試壓，試壓值為預(yù)測最高關(guān)井壓力、預(yù)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(xù)油管接頭試壓值為預(yù)測最高關(guān)井壓力的1.1

倍，穩(wěn)壓不少于10min。

7.10.5施工期間控制內(nèi)外連續(xù)油管壓差，確保不超過設(shè)計最高施工壓力、最大允許下深。

7.10.6作業(yè)過程中，應(yīng)觀察井口和循環(huán)壓力變化，及時調(diào)節(jié)內(nèi)外張緊力和自封壓力。

7.10.7替噴作業(yè)，應(yīng)注意井口壓力變化和出口情況，如發(fā)現(xiàn)壓力快速上升、出口排液增強、點火口

火勢變大，應(yīng)控制回壓或在安全范圍內(nèi)關(guān)放噴流程，起出連續(xù)油管。

7.10.8關(guān)閉井口主閥前應(yīng)確認(rèn)工具串完全進入防噴管，設(shè)備拆卸前應(yīng)確認(rèn)井口主閥完全關(guān)閉并泄壓。

7.11鋼絲（繩）、電纜作業(yè)

7.11.1鋼絲（繩）、電纜作業(yè)應(yīng)根據(jù)設(shè)計施工要求選擇安裝相應(yīng)的防噴管和防噴盒，并配備專用剪斷

器。套管內(nèi)作業(yè)的應(yīng)安裝全封防噴器，油管內(nèi)作業(yè)的應(yīng)安裝主閥。“三高”油氣井應(yīng)安裝壓力等級不低

于作業(yè)層位預(yù)測井口最高關(guān)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(yè)前，應(yīng)按設(shè)計要求對上部管柱內(nèi)預(yù)加相應(yīng)的平衡壓力。

7.12其他作業(yè)要求

7.12.1施工作業(yè)期間，應(yīng)根據(jù)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(xù)作業(yè)時，預(yù)計有自噴能力的井，應(yīng)裝好采油（氣）樹；預(yù)計不具備自噴能力的

井，應(yīng)關(guān)閉井控裝置，防止發(fā)生井噴。

7.12.3如遇事故復(fù)雜應(yīng)首先考慮井控風(fēng)險，制定措施，風(fēng)險可控再進行下步施工。

7.12.4打撈作業(yè)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(yè)。撈獲大直

徑工具上提管柱時，應(yīng)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(yīng)與進口排量相平衡，當(dāng)發(fā)現(xiàn)進、出口排量不一致時，應(yīng)上提管柱、保持循環(huán)、分析原因。

7.12.6注塞作業(yè)過程中應(yīng)保持井內(nèi)壓力平衡，防止井內(nèi)壓力失衡導(dǎo)致溢流。候凝完成后應(yīng)探水泥塞

面，確認(rèn)塞面深度符合設(shè)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(yīng)考慮防火的安全要求。距井口30m以內(nèi)的電氣系統(tǒng)應(yīng)符合防爆要求。

8.2井場明顯位置和有關(guān)設(shè)施設(shè)備處應(yīng)設(shè)置安全警示標(biāo)志。

8.3根據(jù)現(xiàn)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(yīng)并懸掛檢查記錄標(biāo)簽。

8.4鉆臺（操作臺）上下、機泵房等周圍不應(yīng)堆放雜物及易燃易爆物。

8.5施工中進出井場的車輛、作業(yè)機和柴油機的排氣管應(yīng)無破損并有防火裝置。

8.6打開油氣層后，井場內(nèi)嚴(yán)禁電焊、氣焊等明火。若需動火，應(yīng)執(zhí)行動火審批程序。

8.7現(xiàn)場應(yīng)配備固定式或便攜式可燃?xì)怏w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(fēng)裝置。

9防硫化氫措施

9.1含硫地區(qū)的井下作業(yè)隊伍應(yīng)配備硫化氫監(jiān)測報警儀器和正壓式空氣呼吸器。

9.2在井場應(yīng)設(shè)置明顯的硫化氫警示標(biāo)志及風(fēng)向標(biāo)。

9.3井場的燃燒池、放噴管線出口及點火口的位置應(yīng)充分考慮主要風(fēng)向和季節(jié)風(fēng)風(fēng)向。

9.4井場周圍應(yīng)設(shè)置至少兩處臨時安全區(qū)，一個應(yīng)位于當(dāng)?shù)丶竟?jié)風(fēng)的上風(fēng)方向。

9.5當(dāng)發(fā)現(xiàn)硫化氫氣體逸出，含量達到30mg/m3（20ppm）時，崗位人員應(yīng)立即佩戴正壓式空氣呼

吸器。

10溢流處置

11

AQ××××—××××

10.1發(fā)現(xiàn)非生產(chǎn)目的溢流應(yīng)立即關(guān)井，疑似出現(xiàn)非生產(chǎn)目的的溢流應(yīng)關(guān)井檢查。

10.2關(guān)井最高壓力不應(yīng)超過最大允許關(guān)井壓力。

10.3關(guān)井后應(yīng)核實關(guān)井壓力和溢流量。根據(jù)施工井關(guān)井后情況，采取節(jié)流放噴或壓井措施，直到溢

流處理結(jié)束。

10.4壓井作業(yè)應(yīng)有施工方案，并進行技術(shù)交底。

10.5天然氣溢流關(guān)井后若不能及時壓井，應(yīng)采取相應(yīng)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(yīng)防止井噴著火或事故繼續(xù)惡化，立即向上一級主管單位或有關(guān)部門匯報。

11.2高含硫油氣井井噴失控后，應(yīng)協(xié)助當(dāng)?shù)卣龊镁?00m范圍內(nèi)居民的疏散工作。

11.3設(shè)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(jù)監(jiān)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(yán)重威脅、撤離無望，且短時間內(nèi)無法恢復(fù)井口控

制時，應(yīng)按照應(yīng)急預(yù)案實施棄井點火。

12

《陸上石油天然氣井下作業(yè)安全規(guī)程》

（■征求意見稿□送審稿□報批稿）

編制說明

標(biāo)準(zhǔn)編制組

2024年3月12日

說明

1．標(biāo)準(zhǔn)編制說明的封面

（1）標(biāo)準(zhǔn)名稱。應(yīng)在封面靠上居中位置，與標(biāo)準(zhǔn)稿名稱保持一致。字體字號為

方正小標(biāo)宋二號。

（2）標(biāo)準(zhǔn)文稿版次。在標(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)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(shù)字格式書寫，字體為宋體，

字號為三號。如：“2020年3月30日”。

2．標(biāo)準(zhǔn)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(biāo)題，一級標(biāo)題用黑體三號字，二級標(biāo)題用楷體三號字不加粗。三級、

四級標(biāo)題用仿宋GB-2312三號字不加粗。文中結(jié)構(gòu)層次序數(shù)為“一、”“（一）”“1.”“（1）”

標(biāo)注。

（3）正文中文字體字號為仿宋GB-2312三號字，數(shù)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(nèi)容

（1）應(yīng)按照格式要求逐條說明，不涉及的填“無”。

（2）應(yīng)根據(jù)工作進度不斷補充完善，工作過程有連續(xù)性。

（3）編制說明不是對標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)容的復(fù)制。

（4）應(yīng)關(guān)注強制性標(biāo)準(zhǔn)的依據(jù)、修訂標(biāo)準(zhǔn)的主要技術(shù)內(nèi)容比對、標(biāo)準(zhǔn)實施過渡

期、強制性標(biāo)準(zhǔn)實施政策等重要內(nèi)容的編寫，詳見下文模板。

4.其他

（1）編制說明內(nèi)容模板中的斜體文字內(nèi)容為參考，正式提交后應(yīng)刪除。

（2）編制說明應(yīng)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(wù)來源

根據(jù)應(yīng)急管理部辦公廳《關(guān)于下達2023年第一批行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)

制修訂計劃的通知》（應(yīng)急廳函〔2023〕257號），《陸上石油

天然氣井下作業(yè)安全規(guī)程》的制訂計劃編號為2023-AQ-07，項目

周期18個月，由TC288/SC10標(biāo)準(zhǔn)化（分）技術(shù)委員會組織起

草和審查。

（二）制定背景

按照習(xí)近平總書記重要指示批示精神，為進一步力爭增儲上

產(chǎn)，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(yè)不斷發(fā)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(zé)

任公司（以下簡稱“延長石油”）等陸上石油天然氣開采企業(yè)大

力投入油氣井維護、檢修以及增產(chǎn)等措施工作，井下作業(yè)隊伍數(shù)

量不斷增加，尤其是隨著民營資本不斷進入行業(yè)，井下作業(yè)現(xiàn)場

安全管理力量較為薄弱，施工中存在的安全風(fēng)險隱患也逐漸增加。

目前，我國主要以《安全生產(chǎn)法》等法律法規(guī)、國家強制類GB

標(biāo)準(zhǔn)、國家推薦類GB/T標(biāo)準(zhǔn)及SY/T推薦類石油工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范陸

上石油天然氣井下作業(yè)安全生產(chǎn)活動，但這些法律法規(guī)一般是宏

觀管理要求，相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)也多為硬件設(shè)備條件要求或單一工況的技

術(shù)要求，難以滿足陸上石油天然氣井下作業(yè)安全風(fēng)險管控的需要。

目前國內(nèi)井下作業(yè)行業(yè)安全管理沒有針對性的強制標(biāo)準(zhǔn)。此標(biāo)準(zhǔn)

的出臺，整合了現(xiàn)有國家標(biāo)準(zhǔn)和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，形成了井下作業(yè)行業(yè)

1

安全管理方面統(tǒng)一的安全風(fēng)險管控規(guī)范，填補了井下作業(yè)行業(yè)安

全風(fēng)險管理的空白，保障從業(yè)人員生命和財產(chǎn)安全，指導(dǎo)各方按

統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)和要求開展工作。

（三）主要起草過程

2023年3月10日，應(yīng)急管理部政策法規(guī)司發(fā)布《關(guān)于組織

申報2023年應(yīng)急管理標(biāo)準(zhǔn)計劃項目的通知》，組織2023年應(yīng)急

管理國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)制修訂計劃項目申報工作。

2023年3月28日，全國安全生產(chǎn)標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會石油天

然氣開采安全分技術(shù)委員會（以下簡稱“分標(biāo)委”）組織在北京

召開標(biāo)準(zhǔn)立項專家論證會。專家組聽取了渤海鉆探職工教育培訓(xùn)

分公司關(guān)于標(biāo)準(zhǔn)立項依據(jù)、強制必要性、標(biāo)準(zhǔn)核心內(nèi)容、現(xiàn)有國

內(nèi)外標(biāo)準(zhǔn)情況、預(yù)期效果等方面的匯報，專家組審閱了相關(guān)材料，

進行了質(zhì)詢與討論，并最終全部同意該標(biāo)準(zhǔn)計劃項目立項。

2023年3月31日，分標(biāo)委組織以視頻會議的形式召開標(biāo)準(zhǔn)

立項審查會，渤海鉆探職工教育培訓(xùn)分公司向參會委員匯報了《陸

上石油天然氣井下作業(yè)安全規(guī)程》標(biāo)準(zhǔn)計劃項目的必要性、可行

性和國內(nèi)外標(biāo)準(zhǔn)情況。與會委員就標(biāo)準(zhǔn)計劃項目立項建議書、標(biāo)

準(zhǔn)草案、預(yù)研報告等材料進行了審閱與充分討論，并對該標(biāo)準(zhǔn)計

劃項目進行了投票表決，表決結(jié)果為同意該標(biāo)準(zhǔn)立項。

2023年4月9日，牽頭單位渤海鉆探職工教育培訓(xùn)分公司

組織主要參編單位共同商討標(biāo)準(zhǔn)編制思路，制定《陸上石油天然

氣井下作業(yè)安全規(guī)程》總體框架，并成立了由20余名不同專業(yè)、

現(xiàn)場管理經(jīng)驗豐富的人員組成的標(biāo)準(zhǔn)工作組。

2023年5月7日，工作組與中國石油相關(guān)單位對井下作業(yè)

2

井控設(shè)備管理要求以及井下作業(yè)過程中的井控要求、防火防爆措

施、防硫化氫措施等內(nèi)容進行了討論，進一步完善整理標(biāo)準(zhǔn)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(nèi)

容進行了修改。

2023年9月8日，應(yīng)急管理部政策法規(guī)司下發(fā)《政法司關(guān)

于2023年申報立項的62項行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)項目綜合審核意見的函》，

本標(biāo)準(zhǔn)項目綜合審核意見為修改后同意立項。標(biāo)準(zhǔn)項目正式立項。

2023年10月15日，工作組完成對井下作業(yè)現(xiàn)場安全管理

現(xiàn)狀調(diào)研，征集到相關(guān)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(guān)理由，工作組進一步結(jié)合收到的意見

建議修改完善標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)容。

2023年11月29日，中國石油集團質(zhì)量安全環(huán)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(yè)

以及各井控應(yīng)急救援響應(yīng)中心等單位進行了標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)部評審會。渤

海鉆探職工教育培訓(xùn)分公司匯報了標(biāo)準(zhǔn)編制情況和主要文稿內(nèi)

容，與會專家代表充分討論。與會專家一致認(rèn)為本標(biāo)準(zhǔn)在總結(jié)陸

上石油天然氣井下作業(yè)現(xiàn)場經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，進一步明確了井下作

業(yè)現(xiàn)場井控安全管理要求、技術(shù)要求和風(fēng)險防控措施，對規(guī)范井

下作業(yè)現(xiàn)場井控安全工作具有重要意義。同時對標(biāo)準(zhǔn)具體內(nèi)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(guān)意見

建議進一步修訂完善標(biāo)準(zhǔn)文稿。

3

2023年11月30日～12月1日，分標(biāo)委在北京召開標(biāo)準(zhǔn)

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(biāo)準(zhǔn)初稿全文進行了討論，一致

認(rèn)為本標(biāo)準(zhǔn)充分考慮了陸上石油天然氣井下作業(yè)現(xiàn)場工作實際，

相關(guān)要求在借鑒現(xiàn)有國家標(biāo)準(zhǔn)和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上，總結(jié)了井下

作業(yè)現(xiàn)場多年來的良好實踐經(jīng)驗，具有陸上石油天然氣開采特色，

同時提出了初稿內(nèi)容進一步完善的相關(guān)意見和要求。

2024年1月11日～12日，分標(biāo)委在北京再次召開標(biāo)準(zhǔn)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(xué)（北京）和西南石油大學(xué)等單位。渤海鉆探職工教育培訓(xùn)分

公司代表工作組向與會專家代表再次匯報了標(biāo)準(zhǔn)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(nèi)部研討會，再

次審核討論了修改后的標(biāo)準(zhǔn)初稿內(nèi)容。至此，本標(biāo)準(zhǔn)初稿經(jīng)過多

輪評審、修改，最終形成征求意見稿。

二、標(biāo)準(zhǔn)編制原則、主要技術(shù)內(nèi)容及其確定依據(jù)

（一）標(biāo)準(zhǔn)編制原則

1.協(xié)調(diào)性

標(biāo)準(zhǔn)編制保證與現(xiàn)行法律法規(guī)、規(guī)章規(guī)范的協(xié)調(diào)性，目錄范

圍與《陸上石油天然氣開采安全規(guī)程》（GB42294-2022）相互銜

接，同時具體條款不能與上一級法規(guī)要求相沖突。

2.適用性

廣泛收集目前現(xiàn)行法律、法規(guī)、標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范中的相關(guān)要求，

充分調(diào)研了解陸上石油天然氣井下作業(yè)行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀，確保標(biāo)準(zhǔn)

4

條款與行業(yè)發(fā)展實際相結(jié)合，確保標(biāo)準(zhǔn)的適用性。

3.科學(xué)性

作為新制定的標(biāo)準(zhǔn)，借鑒了國家標(biāo)準(zhǔn)和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。標(biāo)準(zhǔn)編制

由渤海鉆探職工教育培訓(xùn)分公司牽頭，中國石油、中國石化、延

長石油等企業(yè)及部分石油類高等院校、科研院所共同參與，充分

吸收、總結(jié)陸上石油天然氣井下作業(yè)行業(yè)現(xiàn)行做法，保證標(biāo)準(zhǔn)的

科學(xué)性。

4.可執(zhí)行性

標(biāo)準(zhǔn)條款內(nèi)容將廣泛征求相關(guān)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(xué)合理的意見建議，

確保標(biāo)準(zhǔn)內(nèi)容貼近行業(yè)實際需求，兼顧標(biāo)準(zhǔn)的可執(zhí)行性。

（二）標(biāo)準(zhǔn)主要技術(shù)內(nèi)容及確定依據(jù)

1.管理要求

規(guī)定了井控管理、井控培訓(xùn)、應(yīng)急管理的相關(guān)要求。

參照《安全生產(chǎn)法》等相關(guān)法律法規(guī)、規(guī)章規(guī)范等要求，規(guī)

定了企業(yè)井控第一責(zé)任人、井控管理機構(gòu)和人員配備、井控投入、

井控設(shè)備采購機制、井控管理制度、井控實施細(xì)則、風(fēng)險分級管

理及監(jiān)督監(jiān)管機制等內(nèi)容。同時為了確保井控費用投入和穩(wěn)定的

資金渠道，參照《安全生產(chǎn)法》關(guān)于安全生產(chǎn)投入相關(guān)要求，規(guī)

定各單位建立專門的井控費用投入制度性規(guī)定和資金渠道，保障

井控費用能夠滿足安全生產(chǎn)需要。

參照《石油天然氣鉆井井控技術(shù)規(guī)范》（GB31033-2014）、

《硫化氫環(huán)境井下作業(yè)場所作業(yè)安全規(guī)范》（SY/T6610-2017）

等標(biāo)準(zhǔn)，規(guī)定了相關(guān)從業(yè)人員培訓(xùn)和持證上崗要求；參照《生產(chǎn)

5

安全事故應(yīng)急預(yù)案管理辦法》（應(yīng)急管理部令第2號）、《陸上

石油天然氣開采安全規(guī)程》（GB42294-2022）等相關(guān)要求，規(guī)定

了發(fā)包單位和承包單位應(yīng)建立井控應(yīng)急預(yù)案體系，并對井控、硫

化氫演練和防噴演習(xí)的開展提出要求。

2.設(shè)計

參照《陸上石油天然氣開采安全規(guī)程》（GB42294-2022）、

《井下作業(yè)井控技術(shù)規(guī)程》（SY/T6690-2016）,并吸取“12·23”

等井噴事故經(jīng)驗教訓(xùn)，規(guī)定了設(shè)計單位及設(shè)計人員的能力要求，

設(shè)計管理流程及變更管理要求，以及地質(zhì)設(shè)計、工程設(shè)計以及施

工設(shè)計中應(yīng)包括的井控安全相關(guān)內(nèi)容及要求。

3.井控裝置

規(guī)定了井控裝置的安裝、試壓、使用等相關(guān)要求。

參照《井下作業(yè)井控技術(shù)規(guī)程》（SY/T6690-2016）、《鉆

井井控裝置組合配套、安裝調(diào)試與使用規(guī)范》（SY/T5964-2019）

等規(guī)定，并結(jié)合井下作業(yè)現(xiàn)場實際情況，對防噴器組、防噴器控

制系統(tǒng)、井控管匯（線）、內(nèi)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(xì)規(guī)范。

4.作業(yè)過程中的井控要求

規(guī)定了洗（壓）井作業(yè)，換裝井口作業(yè)，起、下作業(yè)，鉆、

磨、套、銑作業(yè)，射孔作業(yè)，誘噴、替噴作業(yè)，放噴、測試作業(yè)，

酸化壓裂作業(yè)，帶壓作業(yè)，連續(xù)油管作業(yè)，鋼絲(繩)、電纜作業(yè)

以及其他作業(yè)中的井控安全要求。

參照《井下作業(yè)井控技術(shù)規(guī)程》（SY/T6690-2016）、《常

規(guī)修井作業(yè)規(guī)程第9部分：換井控裝置》（SY/T5587.9-2021）、

6

《常規(guī)射孔作業(yè)技術(shù)規(guī)范》（SY/T5325-2021）、《電纜測井與

射孔帶壓作業(yè)技術(shù)規(guī)范》（SY/T6751-2016）等規(guī)定，并充分對

照了中國石油、中國石化和延長石油等企業(yè)在井下作業(yè)施工過程

中的安全管理要求，規(guī)定了井下作業(yè)各工藝過程的安全風(fēng)險管控

要求。

5.防火防爆措施

規(guī)定了井場布置、消防器材、監(jiān)測通風(fēng)裝置、動火作業(yè)管