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SY／T 6321-2022 浅海采油与井下作业安全规程.pdf5.2.1.1气井、自喷井和有自溢能力的无杆泵井应设井下安全阀和井口安全阀。井下安全阀应安装在 海床面30m以下。 5.2.1.2井下安全阀应定期进行现场试验，试验间隔不应超过6个月。新安装或者重新安装的也应进 行试验。 5.2.1.3油（气）井正常生产期间，安全阀应保持常开状态，不应随意关闭，液控系统应不渗不漏。
5.2.2.1井口安全阀、井下安全阀、易熔塞等应由安全阀控制盘统一控制，应有手动和自动控制两种 方式。手动应急关断开关应有醒目的标示和防止误操作的外壳。 5.2.2.2遇有以下情况时，应关闭井下安全阀： a）采油树泄漏或损坏、有毒有害气体出现； b）套管或检油管线础烈
a）采油树泄漏或损坏、有毒有害气体出现； b）套管或输油管线破裂； c）油气火灾的紧急情况。
5.3.1采油（气）树
水利枢纽工程石渣料开采爆破施工方案3.1.1采油（气）树的选择应符合以下要求： a）额定工作压力应比油藏压力高一个等级； b）浅海油井采油（气）树应具有井下安全控制系统的液控结构； c）应满足油气井生产和安全控制要求； d）应满足浅海采油环境、温度、测试等要求。 .3.1.2采油（气）树应定期进行检验。
5.3.2.1泵的选择应符合采油工程设计。
5.3.2.1泵的选择应符合采油工程设计。
a）采用具有缺相保护功能的防爆电控柜； b）地面驱动头应装有防反转装置，且具备方便、安全释放反扭矩的功能； c）光杆密封盒额定工作压力不小于6MPa。 5.3.2.3驱动装置应安装皮带罩和卡瓦护罩，应在适当位置标明输出轴的工作旋向或电动机旋转 方向。
5.3.3.1潜油电泵及辅助设备的选择应按GB/T16750的规定执行，造斜率大于3°/30m的油 加强电缆保护的措施。
a）应满足环境条件和电泵井的安装要求； b）采油树带有与其压力等级相匹配的电缆穿越密封装置。 5.3.3.3带电设备应有可靠接地。
5.3.4.1水力活塞泵及地面装置的配置应按SY/T5078的规定执行。 5.3.4.2地面高压控制管汇应采用防腐材料或做防腐处理，要求不渗漏、不锈蚀。 5.3.4.3联轴器和其他可能对人体产生伤害的运行零部件周围应有防护罩。 5.3.4.4水力活塞泵应配备安全阀、旁路阀、单向阀、减震器（或储能器），并配备泵出口超压保护 泵供液压力超值保护、润滑油油位（油温）超值保护等安全元件。
5.3.4.1水力活塞泵及地面装置的配置应按SY/T5078的规定执行。 5.3.4.2地面高压控制管汇应采用防腐材料或做防腐处理，要求不渗漏、不锈蚀。 5.3.4.3联轴器和其他可能对人体产生伤害的运行零部件周围应有防护罩。 5.3.4.4水力活塞泵应配备安全阀、旁路阀、单向阀、减震器（或储能器），并配备泵出口超压保护 泵供液压力超值保护、润滑油油位（油温）超值保护等安全元件。
5.3.5.1气举阀的性能要求应按SY/T6401的规定执行。 5.3.5.2气举阀的修理、测试和调节应按SY/T6450的规定执行。
5.3.6.2抽油机的刹车装置应灵活可靠。 5.3.6.3无游梁式抽油机整机应具有缺相保护功能、超载保护功能、失载保护功能。 5.3.6.4游梁式抽油机安全防护应符合SY/T6518的有关规定。
5.4.1.1开井前先倒好低压流程，然后依次打开井下安全阀、井口安全阀及采油树生产阀门，并注意 压力变化。 5.4.1.2关井时，先关闭采油树生产阀门，再关闭井口安全阀和井下安全阀，然后依次关闭流程 阀门。 5.4.1.3 3测压时应配备适用的井口测压防喷盒。 5.4.1.4自喷井清蜡作业时应安装防喷装置，并固定牢靠。 5.4.1.5自喷井生产过程中应测试分析产气量、含砂量，及时采取防砂、控砂措施。
5.4.2潜油电泵采油
5.4.2.1变压器至控制柜之间的连接电缆应使用电缆桥架或穿管保护，规范敷设，走向设标记牌。 5.4.2.2潜油电泵停机后，应先关闭生产阀门，再切断电泵电源。 5.4.2.3在测量电泵机组参数时，应把控制柜总电源断开，进行放电，并设置安全警示牌。 5.4.2.4电泵出现故障停机时，在没有查明原因排除故障前，不应二次启动。 5.4.2.5故障发生后应由专业人员排除故障。
5.4.3.1启动螺杆泵前应按以下内容检查： a）密封盒齐全完好、密封可靠； b）驱动装置的螺栓及螺纹联结牢固； c）控制柜的电极性及设计保护器电流值应达到安全操作要求 d）电缆线及电机的绝缘性能可靠，接线盒及电机接地良好。 5.4.3.2开井时应注意井口压力及控制柜电压、电流的变化。 5.4.3.3在地面设备运转时，不应攀爬设备或在带轮侧工作
5.4.4水力活塞泵采油
5.4.4.1自动保护系统应灵敏可靠。 5.4.4.2投产前，应对地面流程进行试压，试验压力为最高工作压力的1.25倍，无渗漏为合格。流程 负载试运转时间应不小于60min。 5.4.4.3投沉没泵时，应使用防喷管，不应使用井口捕捉器。 5.4.4.4高压控制管汇和高压管线，应每6个月由具有资质的单位或部门进行探伤、试压、管壁测厚 及声发射检测。
5.4.5.1天然气气举采油应符合以下要求，
5.1天然气气举采油应符合以下要求： a）气举井、天然气压缩装置、配气橘之间的管线应安装单流阀，并无渗漏
b）天然气压缩装置向配气撬输送含水天然气时，应进行降低露点的预处理，在配气机管线上及 安装冷凝液分离器； c）天然气压缩装置到配气撬的输气管线应设置紧急放空； d）天然气压缩装置如向多个配气机分输时，则每个分支管线上应安装截止阀。 5.4.5.2气举井投产前应按照标准对气举系统干线、流程进行强度性试压和密封性试压。 5.4.5.3气举井清蜡应严格控制清蜡工具的下放上提速度，防止气顶。 5.4.5.4应定期对气举井口装置和管线的腐蚀性状况、密封性状况进行检测。 5.4.5.5连续气举井、间歇气举井的卸载、维护、故障诊断应按SY/T6484的规定执行。 5.4.5.6禁止用空气进行气举采油。
5.4.6抽油机井采油
5.4.6.1启动抽油机前，相关设备应符合以下要求： a）光杆卡子、光杆密封盒松紧合适，润滑油足够，悬绳器正常； b）刹车灵活可靠，应无自锁现象； c）各部螺栓、曲柄销及保险销应无松动现象； d）输出轴、减速箱、皮带轮、刹车轮的轴端压盖螺栓和键应无松动现象； e）配电箱各接点良好，应无松动、发热或烧坏现象。 5.4.6.2抽油机在使用中，发现异常响声、轴承过热及其他故障，应立即停机检查并排除故障。
6.1.1.1经过审批的地质设计、工程设计和施工设计中应明确相应的并控设计内容或开控要求，开付 合SY/T6690的相关规定。 6.1.1.2井下作业前，应进行井控、安全技术交底。
6.1.2.1浅海移动式、固定式井下作业设施井控装置的配备和组装试压应符合SY/T6432的相关规 定。人工岛井下作业配备与作业相适应的防喷器及其控制系统。 6.1.2.2防喷器、内防喷工具、压井与节流管汇、变径法兰、防喷管的额定工作压力应高于生产时预 计的最高关井井口压力或油气层最高地层压力。 6.1.2.3防喷器闸板应与井内管柱外径尺寸相匹配。若井内管柱与防喷器闸板尺寸不匹配时，油管架 上应备有与防喷器闸板尺寸相匹配的防喷单根或防喷短节及相应的变扣接头。 6.1.2.4井控装置现场安装后，应进行整体压力试验并符合以下规定： a）所有防喷器、内防喷工具及管汇进行高压试验之前，应做1.4MPa～2.1MPa的低压试验； b）闸板防喷器试压值应大于预测井口最大关井压力，小于套管最小抗内压强度80%及套管四通 额定工作压力、防喷器额定工作压力三者中的最小值进行高压试压； c）在不超过所下套管抗内压强度80%的情况下，环形防喷器封钻杆（油管）应按额定工作压力 70%进行高压试验； d）内防喷工具、防喷管线、压井和节流管汇试压至额定工作压力，放喷管线和分离器出口管线
试压值不小于10MPa； e）所有防喷器、内防喷工具及管汇试压稳压时间应均不少于15min，允许压降不超过0.7MPa。 6.1.2.5防喷器应每半年进行检验，并取得有效合格证书。 6.1.2.6防喷器应定期检查维护，半封闸板防喷器应每天活动一次，全封闸板防喷器在每次起完管柱 后活动一次（若每日多次起钻，只需开关活动一次），环形防喷器每周活动一次。 6.1.2.7远程控制台安装、使用应满足下列要求： a）安装在远离井口、人员易于到达的安全区内； b）远程控制台全封闸板应安装防误操作的防护罩，剪切闸板换向阀应安装防误操作的限位 装置； c）远程控制台电源应从配电箱总开关处用专线引出，并用单独的开关控制； d）启动远程控制台的电动泵，在15min内应使蓄能器的液压从7MPa±0.7MPa升至21MPa； e）安装后，应按正常开启和关闭压力对防喷器进行功能测试，防喷器能正常开启和关闭，且开 关状态应与操作手柄指示开关位置一致； f）应对远程控制台至防喷器的控制管线进行21MPa开启和关闭试验，稳压5min，检验控制管线 密封情况，无可见渗漏为合格。
6.1.3起下作业防喷要求
6.1.3.1拆井口前，应对油管、套管压力进行控制泄压至稳定状态，根据地层压力系数选择合适的修 井液进行压井，打开油、套阀门观察，观察时间应大于拆除换装井口装置施工时间。观察出口无溢流 后，方可拆卸井口，并及时安装井口防喷器试压调试合格。 6.1.3.2现场应备有与井下管柱连接扣型相匹配的旋塞阀等内防喷工具及变扣。 6.1.3.3起下作业时，应严格执行坐岗观察制度，观察出口及液面变化。应及时向井内灌注与井内液 性一致的修井液，灌注量应不少于起出管柱体积，以保持井筒液柱压力的平衡。下管柱的排出量应与 计算值相符，否则应采取措施。 6.1.3.4气井溢流压井后起管柱前，应观察一个施工周期无溢流，用同一密度修井液循环压井不少于 一周，再进行下步作业。 6.1.3.5起完管柱后应及时进行下一步作业，不应空井简停等。在等措施期间，下人不少于井深三分 之一的管柱，井深3000m以内的井下人管柱不少于1000m，关井并监测井口压力。若作业机（修井 机）出现问题，应及时安装简易并口或关闭全封防喷器。 6.1.3.6起完管柱或起下作业过程中发现溢流，应按照关井操作程序关井并采取防顶措施。 6.1.3.7起下抽油泵前应按SY/T5587.3的规定，压井后再进行施工。起下抽油杆作业，应安装使用 抽油杆防喷工具。 6.1.3.8起、下电泵机组时，现场应备有能与电泵机组连接的转换接头、防喷短节和剪断电缆的专用 剪断钳。 6.1.3.9起下封隔器等大直径工具时，应控制起下钻速度，避免产生过大的抽汲效应或压力激动。施 工过程应保持油套管连通，并及时向井内灌注修井液。
6.1.4冲砂作业防喷要求
1.4.1冲砂作业应使用性能符合设计及施工要求的修井液进行施工。 1.4.2方钻杆（冲砂单根）应安装上、下旋塞阀。 1.4.3冲开被砂埋的地层时应保持循环正常，发现出口排量大于进口排量时，应及时关井， 调查 液密度，按SY/T5587.3规定的压井程序进行下步施工。
4.4 2 高压自喷井冲砂时，应控制出口排量，保持与进口排量平衡，防止井喷。 4.5 2 连续油管带压冲砂时，地面应配套相应压力等级的节流管汇或除砂器，应进行回压控制 中砂前应先替出原油，再冲砂。
6.1.5钻磨套铣捞施工防喷要求
6.1.5.1钻磨水泥塞、桥塞、封隔器和套铣被卡落鱼等施工作业所用修井液性能应与封闭地层前所用 的修井液密度相一致。 6.1.5.2起管柱前，应充分循环修井液不少于一周半，且修井液进出口密度差小于或等于0.02g/cm3 停泵观察60min，井口无溢流后，方可进行下步施工。 6.1.5.3循环修井液时，如发现井漏失，应及时调整修井液密度，循环至进口、出口液量平衡时，方 可进行下步施工。 6.1.5.4捞获封隔器等大直径工具上提时，应注意观察悬重及井口液面的变化，起钻速度应控制在 0.5m/s以内，并有防止管柱上顶的技术措施。如果有异常情况，不应强行起管柱。施工要求应符合 6.1.3的规定。
6.1.6射孔作业防喷要求
6.1.6.1浅海井下作业射孔应优先选用油管（钻杆）传输射孔，若采用电缆射孔时，应选用适宜的修 井液和安全可靠的电缆防喷装置。现场储备足量的符合工程设计要求的修井液。 6.1.6.2射孔前园林水景施工组织设计(水池水景），采油（气）井口装置、套管、防喷器及电缆防喷装置、压井及放喷管线等应按设计 要求试压合格。
6.1.6.3油管传输射孔应满足以下要求
6.1.6.4电缆射孔作业应满足以下要
f）射孔结束后，应观察井口显示情况，确定无异常时，才能拆除电缆防喷器，并及时下管柱， 不应空井等候。 g）射孔过程中，发生井涌，视其情况采取相应措施。若电缆上提速度大于井筒液柱上顶速度， 则起出电缆，关防喷装置；若电缆上提速度小于井筒液柱上顶速度，则剪断电缆，关井，实 施压并作业。 h）在井口开放的情况下，不应进行负压条件下的电缆输送射孔施工作业
6.1.7其他作业防喷要求
6.1.7.1压裂、酸化的井口装置或加保护器后的井口装置的额定工作压力应大于或等于施工设计的最 高压力，作业前应按照设计要求整体试压，合格后方能使用。井口装置应固定牢靠。 6.1.7.2更换采油井口装置作业前，应采用封堵工具（或注塞材料）封堵已打开层位DB13／T 5218-2020 河道绿化设计规范.pdf，并对封堵效果 进行检验。更换完成后，压力密封试验应合格。
6.1.8.1施工时各道工序应衔接紧凑，尽量缩短施工时间，防止因停工等造成的井喷和对油层的