ICS
75.020
CCS
E 10/19
DB50
重
庆 市 地 方 标 准
DB 50/T 1728—2024
页岩气井带压起下管柱作业规程
2024-11-27 发布
2025-02-27 实施
重庆市市场监督管理局 发 布
DB50/T 1728-2024
前
言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则
起草。
第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由重庆市应急管理局提出并归口。
本文件起草单位：中国石化西南油气分公司、重庆科技大学、中石油西南油气田分公司、重庆市安
全生产科学研究有限公司。
本文件主要起草人：杨功田、王东、刘殷韬、杨镰菠、赵祚培、任聪、唐鹏程、王萌、杨轲舸、张
国东、夏彪、高创波、蒋平、曲其勇、厉爽、苗智瑜、杨圆鉴、刘洪、余鹏、蒋勇、蒲麒兵、邓云川、
夏燕。
I
DB50/T 1728-2024
页岩气井带压起下管柱作业规程
1
范围
本文件规定了重庆市页岩气井采用带压作业机带压起下管柱作业的风险评估、一般要求、设备及工
具、施工作业、应急管理等安全技术要求。
本文件适用于重庆市页岩气井带压作业机起下管柱作业，常规气井带压起下管柱作业可参照执行。
2
规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，
仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本
文件。
GB 2894 安全标志及其使用导则
SY/T 5053.2 石油天然气钻采设备钻井井口控制设备及分流设备控制系统
SY/T 5225 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
SY/T 6160 防喷器检验、修理和再制造
SY/T 6690 井下作业井控技术规程
SY/T 6989 带压作业技术规范
3
术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
带压作业机
snubbing unit
在作业井口有压力的情况下起下管柱的作业设备，靠作用在液缸上的举升力或下压力平衡井内管柱
的重力或上顶力，安装在作业井口上，用于油套环空的压力控制和起下井内管柱等作业的装置。
带压作业
snubbing operation
井下作业施工中，利用专用设备和工具在井口压力受控条件下进行的作业施工方法（包括但不限于
带压作业机作业、连续油管作业和带压电缆及钢丝作业等）。
4
风险评估
根据施工井井口压力将带压起下管柱作业施工井分为一类井、二类井、三类井、四类井四种类型，
具体类型划分参见表 1。
井的分类 一类井 表 1 带压起下管柱作业施工井类型 四类井
二类井 三类井
井口压力 ≥35MPa 35MPa＞井口压力≥21MPa 21MPa＞井口压力≥7MPa ﹤7MPa
1
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带压作业井施工前应对不同类型井的施工环境、施工井况、施工工艺、施工人员素质、设备因素、
施工材料等方面进行风险分析、安全评估。风险评估考虑因素参见附录 A。
依据风险评估结果制订风险应对方案，满足施工条件方可施工。
5
一般要求
选井基本要求
5.1.1
井口应满足带压作业机的安装要求。
5.1.2
套管强度和井况应能满足施工要求。
作业队伍及人员要求
5.2.1
资质要求
带压作业队伍应取得相应企业施工资质。一类井的施工队伍宜具备甲级资质，一类、二类井的施工
队伍应具备乙级及以上资质。
5.2.2
人员素质要求
作业人员应接受带压作业专业技术培训，培训内容应包括理论知识培训与操作技能培训，具体如下：
a)
理论知识培训应主要包括带压作业专业技术知识、设备工作原理、安全管理基本知识、井控
安全技术等。
b)
操作技能培训应主要包括带压作业机操作程序、操作技能、井控操作和应急处置。
5.2.3
岗位及持证要求
5.2.3.1
带压作业队伍应设置管理岗位和操作岗位，具体如下。
a)
专职管理岗位包括队长、技术员。
b)
安全管理岗设置专职或兼职安全员。
c)
每班操作岗位包括主操、副操（辅助操作手）、机械师（液控操作手）和场地工岗位，岗位
设置要求能满足主、副操定期轮换作业。
d)
队长、技术员应由具有 10 口以上气井带压作业经验的人员担任；从事一类井主操应由具有 30
口以上气井带压作业经验且含不小于 5 口二类井的操作经验的人员担任。
5.2.3.2
所有作业人员应持井控证，队长、主操、副操等需上操作平台的作业人员应持高处作业证。
5.2.3.3
队长、技术员、主操、副操应经专业培训，并经施工单位培训考试合格方可上岗。
设计要求
5.3.1
气井带压作业设计包括地质设计、工程设计和施工设计。地质设计可单独成册或合并在工程设
计中。设计内容应符合 SY/T 6989 的要求。
5.3.2
一类井、二类井工程设计编制人员应具有 30 井次以上的带压作业经验或高级及以上技术职称；
三类井、四类井工程设计编制人员应具有中级及以上技术职称。
5.3.3
一类井、二类井施工设计编制人员应具有高级及以上技术职称或 5 年以上带压作业经验；三类
井、四类井施工设计编制人员应具有中级及以上技术职称或 3 年以上带压作业经验。
6
设备及工具
2
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提升装置
6.1.1
提升装置上提能力和下压能力应能满足施工要求，上提能力应不小于作业施工最大上提负荷的
1.4 倍，下压能力应不小于最大上顶力的 1.2 倍。
6.1.2
带压作业机卡瓦系统应至少包括 2 套固定防顶卡瓦或卡瓦夹接箍预警互锁联动系统。
6.1.3
独立式带压作业机桅杆和辅助式带压作业机配套修井机井架高度应满足起下管柱及工具要求。
6.1.4
卡瓦牙规格应与井内管柱相匹配，若井内为组合管柱应准备相应规格的卡瓦牙。
工作防喷器组
6.2.1
工作防喷器组包括环形防喷器、上半封闸板防喷器、下半封闸板防喷器、平衡/泄压阀和管汇、
四通等。
6.2.2
工作闸板防喷器额定压力级别应不小于预计最大施工压力的 1.25 倍。
6.2.3
防喷器内通径应大于油管悬挂器最大外径。
6.2.4
平衡泄压管汇所有部件的额定压力级别均应不小于最大施工压力的 1.25 倍；应配备至少 2 个手
动旋塞阀、2 个液控旋塞阀和 2 个针型节流阀。
6.2.5
半封闸板防喷器闸板规范应与井内管柱相匹配，若井内为组合管柱时应配套相应规范的防喷器、
变径闸板防喷器或相应闸板。
安全防喷器组
6.3.1
安全防喷器组应配备剪切、全封、半封闸板防喷器。
6.3.2
安全防喷器组额定压力级别应不小于最大关井井口压力的 1.25 倍。
6.3.3
半封闸板防喷器应与井内管柱规范相匹配。
6.3.4
若井内管柱为组合管柱宜增加配备相应闸板防喷器。
6.3.5
防喷器内通径应大于油管悬挂器最大外径。
6.3.6
防喷器组符合 SY/T 6160 的要求。井控装置管理和井控操作按照 SY/T 6690 的要求执行。
液压控制装置
6.4.1
井控远程控制装置和动力源应配备低压警报系统。
6.4.2
工作防喷器组和安全防喷器组均应独立配备控制系统，一套独立用于控制安全防喷器组，另一
套独立用于控制工作防喷器组。
6.4.3
液压控制装置的蓄能器组配备应满足当液压泵源发生故障时，储存压力在完成一个动密封闸板
防喷器、平衡/泄压旋塞阀开关一次动作后，或只关闭环形防喷器，观察 10 min 后蓄能器的压力至少保
持在 8.4 MPa 以上。
6.4.4
安全防喷器液压控制装置配置应符合 SY/T 5053.2 要求，摆放位置距离带压作业井至少 25 m，
若距离不足采取相应保护措施。
6.4.5
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。液压控制管线及所有部件耐
火应符合 SY/T 5053.2 的要求。
6.4.6
动力源距离井口≥10 m。
辅助配套装置
6.5.1
锁定装置
卡瓦组应配备互锁装置。安全防喷器应配备手动锁定装置，举升机和操作手柄应配备锁定装置。
3
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6.5.2
地面逃生装置
6.5.2.1
操作平台逃生装置的数量应满足左右两侧至少一套，满足 10 s 内安全逃生要求。逃生装置可
以选择逃生杆（使用高度不超过 7 m）、逃生带、逃生梯、载人吊车、高空逃生柔性滑道、柔性筒式逃
生带等防火应急逃生装置。井口到应急集合点的路线应保持畅通。
6.5.2.2
带压作业机应配备符合要求的梯子、栏杆、防坠器等防坠落设施，固定牢靠；井口各操作平
台有相应工作篮或稳固的脚手架。
6.5.3
视频监控及数据采集系统
6.5.3.1
应配备视频监控及数据采集系统，用于监控工作防喷器内压力、卡瓦开关位置、管柱状态、
防喷器闸板位置以及作业数据的采集等。推荐作业机配置接箍位置监测仪及报警装置。
6.5.3.2
工作平台等人员操作区域应配置实时传输视频监控；操作台上应配备至少一套报警装置。
井控管汇
6.6.1
节流、压井管汇压力等级不低于安全防喷器组压力等级。
6.6.2
现场应安装并固定至少一条节流泄压管线，泄压管线出口端宜处于井场下风或侧风方向。节流
泄压管线必须使用硬质管线连接并固定牢靠，接至放喷池；有试气测试流程，可作为节流泄压管线使用。
内防喷工具
6.7.1
根据管柱内通径、井内压力、温度和流体性质及工艺要求选择油管内压力控制工具，包括油管
堵塞器、电缆桥塞、钢丝桥塞、单流阀、破裂盘、盲堵等。
6.7.2
油管内压力控制工具的工作压差应不低于堵塞位置处压差的 1.25 倍。
6.7.3
一类井、二类井、三类井带压作业油管内应至少设置两个压力控制工具；四类井带压作业油管
内应至少设置一个压力控制工具。油管内压力控制工具应封堵在同一根油管上。
6.7.4
操作平台上应配备至少一套全通径旋塞阀和开关工具，全通径旋塞阀处于开位；地面上应配有
带全通径旋塞阀的防喷单根，全通径旋塞阀处于开位。
7
施工作业
接井
开工前应完成交接井程序。建设单位代表和施工单位代表共同确认井口情况、井场条件及井口周边
环境等，满足带压作业要求后，双方在交接井书上签字确认，完成交接井程序。
监督管理
7.2.1
带压作业现场应实行建设单位监督管理。监督人员应熟悉气井带压作业工艺技术原理、标准规
范、操作规程、施工工序。一类井、二类井应配备驻井监督、巡井监督，监督应具有 5 年以上井下作
业工作经验，并具备 21 MPa 以上气井的带压作业监督管理经验；三类井、四类井应配备巡井监督,监
督应具有 3 年以上井下作业工作经验，并具备带压作业监督管理经验。在设备吊装、试压、试座油管
悬挂器、起下轻管柱（管柱在井筒内的自重小于管柱截面力的管柱）、起下重管柱、起油管悬挂器、座
油管悬挂器、拆装井口、打破裂盘等关键工序应进行旁站监督。
7.2.2
严格执行干部值班制度，强化关键环节管控。
开工检查验收
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按照建设单位相关管理规定分级进行开工检查验收。
安全技术交底
7.4.1
建设单位应组织向带压作业队队长、技术员、安全员、主要操作人员、监督进行安全、技术交
底。
7.4.2
带压作业队队长（或技术员）应组织向施工队伍全体成员、监督进行安全、技术交底。
拆卸/安装采气树
拆卸/安装采气树前应首先进行安全评估、技术交底、班前安全教育及应急演练等工作，并对油管
头上部总阀关闭后的密封情况进行观察，时间应不少于拆装采气树和防喷器时间的1.5倍，确认安全后
方可进行施工。
作业机安装
7.6.1
安全防喷器组安装时，应自下而上安装全封、剪切、半封防喷器；安装完毕后，采用绷绳（井
口稳定器）固定牢固，绷绳外径应不小于φ19 mm。
7.6.2
安全防喷器、锁紧装置均应挂牌，并标明开关状态。其中，锁紧装置应标明开关方向和总圈数。
7.6.3
举升机安装完毕后，应从 4 个方向各安装 1 条紧固钢丝绷绳，并调节平衡、受力均匀。钢丝绳
外径应不小于φ19 mm。
7.6.4
举升机绷绳的固定地锚承受绷绳斜拉力应能满足设计要求，可使用水泥浇铸地锚、水箱地锚等，
不应使用井场设备、设施代替地锚。
7.6.5
平台井带压作业时，应对其它井口设置隔离措施。
试压
7.7.1
工作防喷器组应自下而上进行逐级清水试压，试压压力值应不低于最大施工压力的 1.25 倍（不
超过防喷器额定工作压力）；每次稳压时间不少于 10 min，压降应不大于 0.7 MPa，密封部件无渗漏为
合格。安装第一次试低压 1.4-2.1 MPa，每次稳压时间不少于 10 min，压降应不大于 0.07 MPa，密封
部件无渗漏为合格。
7.7.2
安全防喷器组试压压力值应不低于最大关井井口压力的 1.25 倍（不超过防喷器额定工作压力），
每次稳压时间不少于 10 min，压降应不大于 0.7 MPa，密封部件无渗漏为合格。安装第一次试低压 1.4-2.1
MPa，每次稳压时间不少于 10 min，压降应不大于 0.07 MPa，密封部件无渗漏为合格。
7.7.3
环形防喷器试压压力值应为额定压力的 70%或不低于最大施工压力的 1.25 倍，稳压时间不少于
10 min，压降应不大于 0.7 MPa，密封部件无渗漏为合格。
7.7.4
液压控制装置试压压力值应为额定工作压力。稳压时间应不少于 10 min，压降应不大于 0.7 MPa
且密封部件无渗漏为合格。
7.7.5
平衡泄压管汇、节流泄压管汇等井控管汇及其部件，均应按设计进行逐级试压。平衡泄压管汇
与工作防喷器组试压值和稳压时间一致。泄压管线试压 10 MPa，每次稳压时间应不少于 10 min，压降
应不大于 0.7 MPa，无渗漏为合格。
7.7.6
油管内压力控制工具下井前应检查、测量、试压，试压值应不低于堵塞位置处最大压力。每次
稳压时间应不少于 10 min，压降应不大于 0.7 MPa，无渗漏为合格。
7.7.7
试压过程应视频记录，其中工作防喷器组、安全防喷器组保留试压曲线。
起下管柱
7.8.1
作业前计算好管柱的无支撑长度，加压起下管柱时，加压液缸行程应不大于无支撑管柱长度的
5
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70%。下管柱前应先进行试坐油管悬挂器。
7.8.2
合理组织施工，油管下过中和点前宜连续作业。
7.8.3
轻管柱时，利用工作防喷器密封管柱，利用游动卡瓦（游动防顶卡瓦）和固定卡瓦（固定防顶
卡瓦）循环交替卡住管柱，通过液压缸循环举升和下压完成管柱的起下作业。
7.8.4
重管柱时，使用工作防喷器密封管柱，利用举升机起下管柱。
7.8.5
开关闸板前要利用平衡泄压管汇进行闸板上下压力腔的压力平衡。
7.8.6
油管可根据井口压力使用环形防喷器或者倒换工作防喷器组等方式起下，应根据油管接箍外径、
防喷器内压力、补偿压力等因素选择油管起下方式。工作防喷器组使用推荐做法参照 SY/T 6989 附录 D。
7.8.7
带压下油管要做好井口冰堵的预防及控制措施。
7.8.8
坐入油管悬挂器前，应检查悬挂器型号、质量和完好情况。
7.8.9
悬挂器座入油管头后，应将顶丝和压帽压紧。
7.8.10
悬挂器入座并上紧顶丝和压帽后，应打开平衡泄压管汇上的泄压阀泄掉压力。泄压操作应逐步
进行，直至为零；每次泄压幅度为 2-5 MPa，且泄压后观察时长不少于 15 min,以压力不升为合格，然
后进行再次泄压，泄压不合格时，应起出悬挂器重新检查。
7.8.11
起油管悬挂器前，应确认油管内堵工具密封有效。
7.8.12
起油管悬挂器时，应确认油管悬挂器顶丝旋进到位与旋出到位的长度。
7.8.13
试提油管悬挂器上提力应不大于管柱悬重的 1.1 倍，若油管无上行，应重新检查井口装置和
油管悬挂器顶丝状态。
7.8.14
严格执行安全防喷器远程控制装置坐岗制度，负责紧急关井。
7.8.15
当管柱处于中和点处正负 15 根油管时，应同时使用防顶卡瓦和承重卡瓦控制管柱。
7.8.16
施工单位应提供在不同井口压力下不同施工阶段时油管下放速度参数控制表，在下管柱过程中，
严格控制油管下放速度。第 1-15 根油管和中和点上下 15 根油管下放速度一、二类井不超过 3.0 m/min。
7.8.17
同平台采气站应与施工单位保持通讯畅通。采气站对作业井的关停、调整制度采气等作业之前，
应提前告知施工单位，在施工单位采取相应措施后，采气站方能进行相关操作。若采气站监测到压力异
常情况，应立即告知施工单位。
7.8.18
避免夜间进行作业（抢险作业除外），六级以上大风、能见度小于井架高度的浓雾、暴雨、雷
电、大雪等恶劣天气，应停止施工。
7.8.19
作业过程中应加强对可燃气体的监测。
暂停作业安全要求
7.9.1
在关闭卡瓦前，先调节液缸高度，使油管接箍处于合适位置，便于连接全通径旋塞阀等。
7.9.2
卡瓦系统的关闭要求。重管柱应关闭固定承重、游动承重、游动防顶；轻管柱应关闭固定防顶、
游动防顶、游动承重。
7.9.3
关安全防喷器半封闸板并锁定，开泄压阀泄掉工作防喷器组的压力；关泄压阀，关工作防喷器
并锁定，关闭平衡/泄压管汇上阀门。
7.9.4
在油管接箍上安装全通径旋塞阀和考克、压力表，全通径旋塞阀处于开位。
7.9.5
打开环形工作防喷器。
7.9.6
夜间停止施工期间，应关闭全部工作半封、安全半封防喷器并锁紧，做好夜间值班，确保井控
安全。
恢复作业安全要求
7.10.1
恢复作业前，检查防喷器之间的压力情况，确保防喷器无泄漏。
7.10.2
检查井口管柱全通径旋塞阀上的压力表，如有压力应分析原因，并进行处置，确保油管内无压
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力。
7.10.3
打开任何防喷器之前，防喷器上下压力应平衡，至少一组防顶卡瓦和一组承重卡瓦处于关闭状
态，且在打开安全半封闸板之前，关闭工作防喷器。
7.10.4
恢复管柱起下前，检查所有闸板处于正确的位置，且闸板位置指示器完全正常。
交井
完井与交井要求。施工结束后，作业井口恢复到接井状态或建设单位要求状态，双方共同签字确认，
完成交井程序，作业结束。
8
应急管理
现场应配备相应数量的防爆对讲机或具有同等功能的通讯设备、可燃气体检测仪等。
现场应配备小型急救包、血压计，每次主、副操换班工作前必须监测血压，保证在正常范围内。
防火防爆、消防器材配备和管理按照 SY/T 5225 的要求执行。
带压作业队应按 GB 2894 的规定在现场设置安全警示标识。
井场应设置逃生路线标志、紧急集合点和风向标，设有安全通道并保证畅通。设置不少于 2 个紧
急集合点。
现场作业中发现管线、阀门有水合物堵塞时，采用水合物抑制剂或加热方法清除，禁止采用敲打
方法清除。
带压作业队应按照“一井一案”原则编制现场应急处置方案，根据施工过程中可能出现的特殊复
杂情况制定相应处置程序，特殊复杂情况包括带压作业装置倾斜、井下管柱断脱、管柱上顶、井喷失控、
井下内防喷工具失效、油管丝扣密封失效、环形防喷器胶芯失效、工作防喷器组胶芯失效、起下过程中
提升设备故障等。带压作业队应制定应急关井程序与岗位分工，并定期开展应急处置程序的实操演练。
开工前应进行应急逃生演练，油管内泄漏、环空泄漏 2 种类型的应急演练每月不低于 1 次。
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附 A A A
录
（资料性）
风险评估考虑因素
带压起下管柱作业风险评估考虑因素见表A.1。
表 A.1 风险评估考虑因素
类别 具体内容
施工井的井场尺寸、位置、交叉作业等

环境因素 施工井周边环境（村庄、学校、地表水、山地、森林、植被等）
作业时的极端气候条件（大风、雷电、暴风、雨、雪、大雾、极低温度、超高温度等）
套管、油管的承压能力
地层出水、出砂情况
套管破损、缩径变形、井斜度、狗腿度等
油管内结垢、结蜡、腐蚀、漏失等情况

施工井井况 有毒有害气体含量
油气藏中流体含有挥发性或腐蚀性成分
地层压力和关井压力
井筒和地面设备内有爆炸性混合物
井下管柱组合、下入深度、工具串复杂程度
工艺技术的成熟情况

施工工艺 工艺技术的适用条件
施工过程的风险控制措施可靠程度
作业人员的素质和经验

人员因素 作业人员配备、人员状态
作业人员培训和持证情况
设备配置、设备载荷、设备性能
设备检测与认证
设备因素
地面设备安全隐患
设备配套的完整性
管柱内压力控制工具安全性能
材料因素
施工管材密封及耐压级别、弯曲载荷及抗力强度
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