6.2.4.1安全防喷器组应包括但不限于全封闸板和半封闸板。一类井、二类井及天然气井安全防喷器 组应配套剪切闸板。 6.2.4.2安全防喷器应具有远程控制功能，控制阀应加装防误操作装置。 6.2.4.3半封闸板防喷器应与井内管柱规范相匹配，若井内管柱为组合管柱宜增加配备相应闸板防喷器。 6.2.4.4安全防喷器组下方宜安装试压四通。 6.2.4.5安全防喷器组和试压四通通径应满足悬挂器和井下工具通过要求。 6.2.4.6安全防喷器组压力等级不低于预计最大关井压力。

6.2.5液压控制装置

6.2.5.1液压控制装置应符合SY/T5053.2的要求。 6.2.5.2卡瓦、防喷器控制压力与加压液缸控制压力应采用不同压力系统。 6.2.5.3液压控制管线及其所有部件耐火应符合SY/T5053.2的要求。 6.2.5.4液压控制系统宜预留备用控制对象不少于2个

航空标准6.2.6辅助安全装置

6.2.6.1卡瓦、防喷器、液压缸等控制组件应配备锁定装置，上、下卡瓦应配备联锁装置。 6.2.6.2液压控制装置应配备压力警报装置。 6.2.6.3操作平台应配备安全可靠的地面逃生设施。逃生系统可选择逃生杆、逃生滑道、逃生带、载 人吊车等应急设施。

6.3管柱内压力控制工具准备

6.3.1管柱内压力控制工具包括堵塞器、单流阀、球座、桥塞、破裂盘等。 6.3.2管柱内压力控制工具应满足施工工艺需求，应根据管柱规范、内通径、工作压力、温 性质及不同工艺要求选择不同类型的压力控制工具，

6.3.3管柱内压力控制工具选取原则：

a）并内管柱带有坐放接头且完好情况下，优先选取与坐放接头匹配的堵塞器。 b）井内管柱无坐放接头或坐放接头失效的情况下，优先选取钢丝桥塞或电缆桥塞。 c）工作管柱宜选取两个单流阀作为内压力控制工具，单流阀应能满足施工工艺需要。 d）完井管柱宜下人坐放接头，优先选用盲堵工具或破裂盘

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e）水平井或大斜度井完井管柱宜在管柱底部筛管以上位置和造斜点以上位置处均配置至少 坐放接头。 3.4管柱内压力控制工具实际控制压力应不高于工具额定工作压力

7.1.1根据管柱规范、内通径和管柱内压力控制工具规范、外径选择合适通径规对管柱进行通径，通 径深度不小于设计封堵深度，如中途遇阻可进行清蜡、除垢。 7.1.2管柱内压力控制工具入井前应检验各部件完好、合格，测量工具钢体外径、长度，并绘制草图。 7.1.3管柱封堵可采用泵送、重力、小油管、钢丝、电缆、液压等方式将管柱内压力控制工具输送至 管柱内一定深度的机械式封堵；或采用注树脂、冷冻塞、液体桥塞等化学式封堵。封堵后承压能力应 不低于井筒压力的1.2倍。 7.1.4管柱封堵完成，逐次释放管柱内压力，每次压降不超过5MPa，间隔时间不少于15min，直至 压力落零，观察时间不少于30min，无溢流为封堵合格。 7.1.5管柱一次封堵不合格，应查明原因后可实施二次或多次封堵。 7.1.6核实封堵深度，并宜采用投放标尺的方式标注封堵位置，标尺长度不少于15m。 7.1.7管柱封堵完成，宜向管柱内灌入一定量的阻燃液体降低工具上、下压差，使工具工作压差不大 于额定压差。 7.1.8一类井、二类井及三类井管柱内压力控制工具设置应不少于2个，且工具应作用在同一根管柱 上，并可增加相应的安全辅助措施。 7.1.9有杆采油井带压作业施工应配套杆类带压作业井口装置，起出井内杆柱及附件后，再进行管柱 封堵。

.1根据入井管柱组合、规范及施工工艺要求选择合适的管柱内压力控制工具实施管柱封堵， 和二类井管柱内压力控制工具配置应不少于2个。 .2油水井下人封堵管柱宜向管柱内灌注一定量的平衡液体气井下封堵管柱宜采用氮气或情 吹扫或采用液气置换的方式排出管柱内空气。

8.1管柱封堵合格，确定管柱内无溢流，拆除井口大四通上法兰以上部分。 8.2悬挂法兰式、偏心式井口宜采用冷冻技术、液体胶塞技术、过油管封堵技术等方式封堵油套环 空，合格后，拆除井口大四通上法兰以上部分，安装油管悬挂器或配套相应井口设施，满足带压作业 设备安装要求。 8.3套管头、套管短节或井口渗漏、腐蚀的井以及井内管柱窜出井口的井，应采取相应整改措施， 完善井口装置后方可施工。

9.1带压作业井口装置安装前应检查各部

带压作业井口装置安装前应检查各部件完好。

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9.2油管悬挂器上安装旋塞阀，并关闭。 9.3检查井口钢圈及钢圈槽完好，涂密封脂，放人钢圈。 9.4安装带压作业井口装置各部件，安装过程应有专人指挥，装置与井口大四通对中，螺栓安装齐 全，对角均匀紧固。 9.5连接、调整、固定带压作业井口装置，使游动卡瓦与井口轴线偏差不大于10mm。 9.6安装、连接各液控管线。 9.7装辅助设施，并逐项调试合格，

10带压作业设备调试试压

10.1液压控制系统启动前检查

10.1.1液压动力机启动前应检查完好。 10.1.2液压油箱液面处于标定位置。 10.1.3液控系统蓄能器充氮压力保持在7MPa土0.7MPa。 10.1.4环形防喷器配套的缓冲蓄能器充氨压力为液控压力的1/3～1/2

10.2带压作业设备调试

1 液压动力机启动运转正常，液压泵运转正常，各仪表指示正常。 .2蓄能器充压至工作压力，系统控制压力调整至额定工作压力，液控管线及各连接部位无渗氵 .3控制阀件操作灵活、控制对象响应正确、灵敏。 .4卡瓦及加压液缸应进行加载试验，试验载荷满足作业设计要求。

10.3.1安全防喷器组试压

10.3.1.1安全防喷器应有合格车间的检验报告和试压曲线。 10.3.1.2 试压时防喷器组与井筒应采取压力隔离，避免试压压力传递至井内管柱。 10.3.1.3 试压时排净密封腔内气体，由下至上逐台试压至额定工作压力，稳压不少于10min，压降不 大于0.7MPa为合格。 10.3.1.4试压介质宜采用清水。 10.3.1.5试压应有试压记录

3.2工作防喷器组试压

10.3.2.1试压时排净防喷器腔内气体，闸板防喷器试压至额定工作压力，稳压不少于10min，压降不 大于0.7MPa为合格。 10.3.2.2环形防喷器应做密封管柱状态下的密封压力检验，试压值为额定工作压力的70%，稳压不 少于10min，压降不大于0.7MPa为合格。 10.3.2.3试压介质宜采用清水。 10.3.2.4试压应按由下至上逐级试压，应有试压记录。

10.3.3平衡/泄压管汇试压

平衡／泄压管汇按闸板工作防喷器试压值试压，稳压不少于10min，压降不大于0.7MPa为合

10.3.5液压控制装置连接管线试压

装置及连接管线应按系统最高工作压力试压，开

11施工工序及技术要求

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11.1.1检查固定卡瓦、游动卡瓦、防喷器均处于打开状态，加压液缸处于低位。 11.1.2 下人提升短节，与悬挂器连接。 11.1.3 关闭环形防喷器，关闭游动卡瓦，下推液压缸给提升短节一定预压力。 11.1.4 退悬挂器顶丝到位。 11.1.5 操作加压液缸试提悬挂器，观察指重表，如负荷异常应停止操作，查明原因。 11.1.6 上提悬挂器至环形防喷器与半封闸板封防喷器之间。 11.1.7 关闭半封闸板防喷器，关闭平衡阀。 11.1.8 打开泄压阀，打开环形防喷器。 11.1.9 上提悬挂器至工作面，关闭固定卡瓦，打开游动卡瓦，卸悬挂器。

11.2起、下管柱作业

2.1修井机起、下管柱

11.2.1.1起距平衡点100m以上管柱，下超过平衡点100m以上管柱，或静止悬重大于10kN时，宜 采用修井机起、下管柱，起、下管柱操作符合SY/T5587.5的规定。 11.2.1.2起、下管柱过程平稳操作，不应顿击井口，游动滑车不应大幅度摆动，不应用榔头等工具 敲击管柱。 11.2.1.3施工过程应随时观察指重表悬重和套压的变化，发生异常应停止施工，查明原因

11.2.2加压起、下管柱

11.2.2.1起距平衡点100m以下管柱，下距平衡点100m以下管柱，或静止悬重少于10kN时，宜采 用液压缸加压起、下管柱。 1.2.2.2用固定卡瓦、游动卡瓦交替控制管柱，用加压液缸加压举升或下压管柱、用环形防喷器 闸板防喷器或两组闸板防喷器交替密封油套压力，完成加压起、下管柱操作

11.2.3起、下管柱技术要求

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查明原因。 11.2.3.5管柱接箍及大直径工具通过环形防喷器、闸板防喷器时，应注意观察负荷变化，及时调整 液控压力及防喷器开、关。 11.2.3.6用环形防喷器密封管柱油、套环空压力进行起下管柱操作时，应及时调整环形防喷器控制 压力，使环形胶芯处于微渗状态。 11.2.3.7起管柱至压力控制工具位置应采用在防喷器组内倒起的方式，起出压力控制工具。 11.2.3.8下井管柱应无腐蚀、偏磨、弯曲、结垢，管柱卫生清洁，螺纹完好，逐根用标准规通过、 且耐压级别满足管柱内外压差要求。

11.3倒起、倒下大直径工具

11.3.1用上、下两级密封防喷器交替密封工具环空压力、用平衡/泄压系统实现上、下两级防喷器 之间密封腔的充压、放压，采取倒起、倒下方式实现天直径工具起出或下人井筒。 11.3.2起下大直径工具时，若工具串长度大于上密封防喷器与下密封防喷器之间的密封腔高度，可 采取加装升高密封短节、密封伸缩管、防喷管或逐级倒起、倒下方式，满足大直径工具起下要求。

11.4.1正冲砂管柱推荐组合（自下而上）依次为：冲砂工具+单流阀+安全接头+油管。 11.4.2反冲砂管柱推荐组合（自下而上）依次为：冲砂工具+压力控制工具+油管。压力控制工具 可优选井下控制阀、可回收式桥塞、可捞式堵塞器等。 11.4.3反循环冲砂前应打捞出管柱内压力控制工具或打开井下控制开关。 11.4.4反冲砂施工时接换单根管柱上下两端均应配套通径旋塞阀，或井内管柱配套相应正反转换冲 砂装置，实现反冲砂施工操作。 11.4.5冲砂过程应控制冲砂液出口排量，以不堵塞井口控制闸门为宜；气井冲砂，出口应安装滤砂 装置，冲砂液经过滤后进入气液分离器。 11.4.6冲砂作业施工参数应符合设计要求，质量控制应符合SY/T5587.5要求

11.5.1打捞推荐管柱组合（自下而上）依次为：打捞工具+震击器（可选）+单流阀+安全接头 油管（钻杆）。 11.5.2打捞工具宜选用可退式打捞工具，优选能密封落鱼鱼腔或落鱼本体的打捞工具， 11.5.3打捞方法、程序及质量控制符合SY/T5587.12的要求。

.1打捞推荐管柱组合（自下而上）依次为：打捞工具+震击器（可选）+单流阀+安全接头 （钻杆）。 .2打捞工具宜选用可退式打捞工具，优选能密封落鱼鱼腔或落鱼本体的打捞工具， .3打捞方法、程序及质量控制符合SY/T5587.12的要求。

11.6.1通井、刮削推荐管柱组合（自下而上）依次为：通井规（套管刮削器）+单流阀+油管 （钻杆）。 11.6.2通井、刮削方法、程序及质量控制应符合SY/T5587.5的要求，

11.7钻（套、磨）铣

11.7.1钻（套、磨）铣等旋转施工作业时，宜配套符合设计要求的主转盘、动力水龙头、 等旋转动力设备、 11.7.2根据井内工况选择钻（套、磨）铣工具，并在工具上部加装单流阀控制管柱内压力。 11.7.3循环作业时，根据泵压、排量配套符合要求的泵车、水龙带等设备。若采用主转盘

龙头旋转施工，工作防喷器组应配套旋转防喷器。 11.7.4循环用液进口、出口应加装过滤装置或颗粒物沉储装置。 11.7.5套（磨）铣方法、程序及质量控制应符合SY/T5587.11的要求。

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11.8.1选择合适方式及工具封堵井筒，封堵合格后， 缓慢释放井简压力至零，观察时间不少于 30min，无溢流或油气显示为封堵合格。 11.8.2拆卸带压作业井口装置。 11.8.3按SY/T5587.9的要求更换口装置，并试压合格。 11.8.4 按第9章的要求安装带压作业井口装置并试压合格。 11.8.5解除井筒封堵。

11.9.1悬挂器与井内管柱连接，下悬挂器至井口大四通内，紧固顶丝到位。 11.9.2缓慢泄掉悬挂器与上部防喷器密封腔内的压力，观察30min，无流体溢出为安装合 11.9.3打开密封防喷器，倒扣起出提升短节。

11.10.1按照设计要求下人完井管柱至设计深度，拆卸带压作业井口装置。 11.10.2安装采油树，连接生产流程。 11.10.3解除管柱封堵，完井。

2.1带压作业施工资料录取应符合SY/T6127

2除符合12.1要求外，带压作业施工还应录取但不限于以下资料： a）堵塞工具的名称、规范、型号及封堵方式、封堵时间、封堵参数、封堵深度、封堵次数、过 程描述。 b）起下管柱方式、起下单根数量、长度、管柱带液量、管柱灌液量、溢流量等。 c）液控压力、井口压力、加压施工参数、负荷变化等。 d）解除封堵方式、时间、施工参数及起出堵塞工具完好情况描述

13健康、安全、环境控制要求

13.1作业施工安全要求应符合SY/T5727的规定。 13.2防火防爆、防有毒有害气体及井喷失控的紧急处理应按SY/T5225、SY/T6610和SY/T6690 的规定执行。 13.3针对施工风险应编制应急预案，并进行应急预案演练。 13.4施工班组应定时、定人检查保养液控系统、防喷器系统、卡瓦系统、液压举升下压系统，各系 统正常、完好方可施工。 13.5施工前应检查闸板防喷器手动锁紧装置解锁到位，打开后应检查防喷器闸板全开到位。 13.6万能卡瓦手动锁紧后不应反转，打开时应先用液控关闭万能卡瓦，后手动解开锁紧装置，再打

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附录A （资料性附录） 带压作业施工井类型

带压作业施工井类型见表A.1。

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表A.1带压作业施工井类型

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B.1.1施工井的井场尺寸、位置、交叉作业等。 B.1.2施工井场周边环境（村庄、学校、地表水、海洋、山地、森林、植被等）。 B.1.3作业时的极端气候条件（大风、沙尘暴、雷电、暴风、雨、雪、大雾、极低温度、超高温度等）

B.2.1套管、油管的承压能力。 B.2.2地层出水、出砂情况。 B.2.3套管破损、缩径变形、井斜度、狗腿度等。 B.2.4油管内结垢、结蜡、腐蚀、漏失等情况。 B.2.5有毒有害气体含量。 B.2.6油气藏中流体含有挥发性或腐蚀性成分。 B.2.7地层压力和关井压力。 B.2.8井筒和地面设备内有爆炸性混合物。 B.2.9井下管柱组合、下入深度、工具串复杂程度。

B.6.1管柱内压力控制工具安全性能。 B.6.2施工管材密封及耐压级别、弯曲载荷及抗力强度。

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上顶力、平衡点、最大举升力、最大下压力及管柱压曲载荷计算方法

C.1管柱封堵时，并内压力对管柱产生上顶力计算见公式（C.1）：

F:=元D’p×10

式中： F上一井内压力对井内管柱上顶力，单位为千牛（kN）； D一防喷器密封管柱位置外径，单位为毫米（mm）； p一井口压力，单位为兆帕（MPa）。 C.2平衡点位置以下井内管柱长度计算见公式（C.2）：

H平平衡点位置以下井内管柱长度，单位为米（m）； G自一—每米管柱在井内液体中的自重，单位为千牛每米（kN/m）； F上一一井内压力对井内管柱的上顶力，单位为千牛（kN)。 C.3加压举升管柱时升降液缸的最大举升力计算见公式（C.3）：

F举一加压举升管柱时升降液缸的最大举升力，单位为千牛（kN）； G自一管柱在井内液体中的自重，单位为千牛（kN）； F上一一井内压力对井内管柱最大上顶力，单位为千牛（kN）； F摩1—防喷器对管柱产生的摩擦力，单位为千牛（kN）； F2—井简对管柱的摩擦力，单位为千牛（kN)。 注1：摩擦力大小与防喷器类型和井口压力有关，通常取管柱上顶力的20%。 注2：在井斜不大于30°时，套管对管柱产生的摩擦力在工程计算中可忽略不计。 C.4加压下管柱时升降液缸的最大下压力计算见公式（C.4）：

式中： F压一 加压下管柱时升降液缸最大下压力，单位为千牛（kN）； F上 并内压力对并内管柱最大上顶力，单位为干牛（kN）； G 管柱在井内液体中的自重，单位为千牛（kN）； F1 防喷器对管柱产生的摩擦力，单位为千牛（kN）； F2 并简对管柱的摩擦力，单位为干牛（kN）。 注1：摩擦力大小与防喷器类型和井口压力有关，通常取管柱上顶力的20%。 注2：在并斜不大于30时，套管对管柱产生的摩擦力在工程计算中可忽略不计

给排水工艺、技术SY/T 69892018

式中： Feb一无支撑油管的临界弯曲力，单位为牛顿（N）； E—一油管的杨氏模量，单位为兆帕（MPa）； I—油管截面惯性矩，单位为（m*）； L一一油管的无支撑长度，单位为米（m）。 注1：杨氏模量是描述固体材料抵抗形变能力的物理量。 注2：截面惯性矩指截面各微元面积与各微元至截面上某一指定轴线距离二次方乘积的积分。 C.6无支撑油管的柔度小于油管临界柔度入.时，运用Johnson模型计算油管压曲力，见公式（C.6)：

(L/i) Fe =0,A, 2元号

式中： Feb一无支撑油管的临界弯曲力，单位为牛顿（N）； O，一油管屈服应力，单位为兆帕（MPa）； i一一油管惯性半径，单位为米（m）； L一一油管无支撑长度，单位为米（m）； 入。一油管细长比，与油管材质有关的常量； A一油管横截面积，单位为平方米（m）。 注1：钢级为J55时，0，=379MPa；钢级为N80时，0，=552MPa。 注2：油管屈服力是指油管在单向拉伸（或压缩）过程中，由于加工硬化，塑性流动所需的应力值随变形量增大 而增大。对应于变形过程某一瞬时进行塑性流动所需的真实应力叫做该瞬时的屈服应力。 注3：油管惯性半径是指油管微分质量假设的集中点到转动轴间的距离，它的大小等于转动惯量除总质量后再开 平方积的积分。 注4：油管细长比是指油管的计算长度与杆件截面的回转半径之比。

管柱接箍通过密封防喷器操作方式见表D.1

管柱接箍通过密封防喷器操作方式见表D.1

建筑安全管理SY/T 69892018

附录D （资料性附录） 管柱接箍通过密封防喷器操作方式

表D.1管柱接筛通过密封防喷器操作方式