1GB/TXXXXX.4—20XX海洋石油天然氣開采安全規程第4部分：灘海部分本文件規定了在灘海從事石油天然氣開采作業活動的安全生產要求。本文件適用于灘海石油天然氣開采。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。GB2894安全標志及其使用導則GB15599石油與石油設施雷電安全規范GB40554.1海洋石油天然氣開采安全規程第1部分：總則GB50057建筑物防雷設計規范GB50084自動噴水滅火系統設計規范GB50150電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準GB50151泡沫滅火系統設計規范GB50169電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規范GB50350油田油氣集輸設計規范GB50370氣體滅火系統設計驗收規范GB50974消防給水及消火栓系統技術規范3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。3.1石油人工島petroleumartificialisland在灘海水域內，以砂、石、混凝土等為主要材料建成的與陸地無連接的島式構筑物及與勘探開發配套的石油設施。3.2灘海通井路theroadtothebeachpetroleuminstallations在灘海區域內，修筑的陸地與灘海陸岸石油設施或灘海陸岸石油設施之間連接的通道。2GB/TXXXXX.4—20XX3.3灘海井臺beachplatform在灘海區域內，修筑的由灘海通井路與陸岸相連的無人駐守，只具備采油、注水等簡單功能的構筑物。4總體要求4.1作業者和承包者應將風險管理貫穿海洋石油天然氣開采全過程，通過持續開展風險識別評價、風險控制、風險監控，防止事故發生，確保風險處于可接受范圍。4.2灘海石油天然氣開采的安全生產要求除應符合本文件外，尚應符合《海洋石油天然氣開采安全規程第1部分：總則》GB40554.1的要求。4.3作業者應按照設施的平面布局、功能設定等劃分管理區域，分區管理。4.4作業者和承包者應具備相應的資質，作業人員應具備相應的安全資格。4.5作業者與承包者應簽訂安全合同或協議，明確雙方安全管理界面，落實風險分級管控、隱患排查治理和應急處置等措施。4.6兩個及以上生產作業單位在同一作業區域內進行可能危及對方安全的生產作業活動，應明確作業過程中各自的安全管理職責和應當采取的安全措施，并指定專職安全管理人員進行安全檢查與協調。4.7作業者組織生產設施發證檢驗工作，主要包括年度檢驗、定期檢驗、臨時檢驗。在下列情況下，應進行臨時檢驗：——發生事故或自然災害，對設施造成損害或影響安全；——設施結構、機電設備、容器儲罐等進行重大改造。4.8經發證檢驗機構認可的設施爆炸危險區域劃分圖、防火控制圖、逃生路線圖應張貼在設施明顯位置。4.9道路應設置限速、導向、限高、限寬等交通安全標志。灘海通井路路面有結冰、大量積雪的，能見度不足100米，路基掏空或路面積水對行車安全有影響的，漫水通井路周圍水位超過通行警戒水位的，禁止車輛駛入。4.10應建立門禁制度，對出入車輛、人員進行登記和安全告知。4.11灘海區域內的海上固定平臺、海洋石油作業設施應符合本系列標準淺海部分的相關規定。5海洋石油生產設施5.1灘海陸岸石油設施5.1.1方案與設計階段5.1.1.1應進行整體穩定性驗算及自身沉降量計算，并預留沉降量。5.1.1.2存在沖刷的灘海陸岸石油設施應進行護底設計。5.1.1.3設施迎浪面應采取消浪措施，周邊采取防沖刷措施。5.1.1.4灘海陸岸石油設施結構設計應符合：——明確抗震等級；——明確禁止取土（砂）的安全范圍。——根據使用要求、施工條件、環境條件和荷載條件等，采用適合海上環境的材料、結構和防護措施。5.1.1.5灘海陸岸石油設施總體布置設計應符合：3GB/TXXXXX.4—20XX——總平面設計環境重現期的選擇應與島體保持一致；——油氣開采、油氣處理、油氣輸送、配電、消防、控制室、生活設施等應分區布置；——火災危險類別相同的建（構）筑物和設備應集中布置，減少單體數量；——井口區的布置應滿足采油（氣）井口及配套設施和鉆（修）井設備設施布置的需要；——生活區應布置在全年最小頻率風向的下風側；——放空管或放空火炬應布置在全年最小頻率風向的上風側。5.1.1.6灘海通井路設計應符合：──灘海通井路的寬度應考慮油氣管道和車輛通行的需要，當采用單車道時，應設置錯車位；──灘海通井路路面應進行防滑處理；護坡應采取防水、防浪、防掏空等措施；──灘海漫水通井路路肩上應設置護輪坎和標志桿；──灘海漫水通井路應設置通行警戒水位標識。5.1.1.7油氣集輸工程設計應符合GB50350的規定。5.1.2工程建造階段5.1.2.1工程開工前應編制施工作業方案和安全技術措施，并由建設單位審批。5.1.2.2島體充（吹）填過程中應對填土高度、島壁內外水位、沉降進行觀測。5.1.2.3島體建設完工后應根據不同的使用需要進行地基處理，以滿足穩定性和承載力要求。5.1.2.4施工期間所在海域發布臺風、風暴潮等氣象預警時，作業單位應采取相應的應急措施。5.1.3試生產階段5.1.3.1作業者應組織編制試生產（投產）方案并經審查，方案應包括風險評估和控制措施。5.1.3.2作業者應對現場操作人員進行試生產安全技術交底和安全培訓。5.1.3.3作業者應記錄試生產情況并編制試生產安全生產情況報告。5.1.4生產階段5.1.4.1作業者應開展島體結構安全檢查，保持島體、靠船設施等結構完好。5.1.4.2作業者應定期開展沉降、位移檢測，形成分析報告。5.1.4.3氣舉采油井投產前應對氣舉系統進行強度性試壓和密封性試壓。5.1.4.4應定期對氣舉井口裝置和管線的腐蝕狀況、密封狀況進行檢測。5.1.4.5熱力采油井的地面注汽管道及設備應設置隔熱保護措施，地面注汽管道應采取消除張力影響的措施，并經試壓合格。5.1.4.6注入壓力不應超過井口和地下管柱設計壓力。5.1.4.7注入站、注入泵、注入管線等場所應設置高壓安全警示標識。5.1.4.8地下電纜、管道合理布置，并標識走向，標識應符合GB2894的規定。5.1.4.9管道應根據輸送介質的不同，涂以不同顏色的面漆或色環，并設置標明流向的標識。5.2石油人工島5.2.1方案與設計階段5.2.1.1應進行整體穩定性驗算及自身沉降量計算，并預留沉降量。5.2.1.2設施迎浪面應采取消浪措施，周邊采取防沖刷措施。5.2.1.3石油人工島島體結構設計應符合：4GB/TXXXXX.4—20XX——明確抗震等級；——明確禁止取土（砂）的安全范圍；——根據使用要求、施工條件、環境條件和荷載條件等，采用適合海上環境的材料、結構和防護措施；——圍堤的護面設計應分別計算護面塊體（塊石和人工塊體）的穩定重量和護面層的厚度；——島體頂面高程應高于極端高水位0.5m～1.0m。5.2.1.4石油人工島總體布置設計應符合：——總平面設計環境重現期的選擇應與島體保持一致；——油氣開采、油氣處理、油氣儲存、油氣輸送、配電、消防、控制中心、生活設施等應分區布置；——火災危險類別相同的廠房和設備應集中布置，減少單體數量；——生活區應布置在全年最小頻率風向的下風側；——放空管或放空火炬應布置在全年最小頻率風向的上風側。5.2.1.5靠船設施應根據環境條件、地質條件、承載力、靠泊要求選擇結構型式、靠泊方式，并采取防碰撞措施。5.2.1.6連接通道（路、橋）應與島體同時設計，通道頂面應設置排水孔和防止車輛墜海的防護措施。5.2.2工程建造階段工程建造階段應符合本文件5.1.2的要求。5.2.3試生產階段試生產運行階段應符合本文件5.1.3的要求。5.2.4生產階段生產階段應符合本文件5.1.4的要求。5.3海底管道5.3.1方案與設計階段5.3.1.1管道路由應考慮對管道自身或其他設備破壞的風險。5.3.1.2新建管道距原有管道、其他海工結構物或海上設施應保持安全距離。5.3.1.3海底管道應設置自動化監控、數據采集和緊急關斷系統。5.3.1.4管道系統應根據輸送介質設計相應的腐蝕防護措施。5.3.1.5油氣輸送立管應加裝保護套管和防碰裝置，不應安裝任何以立管為支撐的附件。5.3.2工程建造階段5.3.2.1應按照設計文件對緊急關斷裝置、清管裝置、壓力監控儀表、溫度監控儀表等系統及其他配套設備設施進行檢查，確認其完工狀態。5.3.2.2應進行管道吹掃、強度及嚴密性試驗和通球。5.3.3試生產階段5.3.3.1海底管道試生產應納入所連接的海洋石油生產設施管理。5.3.3.2試生產（投產）方案應包括管道熱運等操作流程和風險控制措施。5GB/TXXXXX.4—20XX5.3.3.3作業者應對現場操作人員進行操作流程培訓。5.3.3.4試生產過程應考慮泄漏、凍堵等異常工況的主要風險和控制措施。5.3.4生產階段5.3.4.1應建立海底管道運行管理、檢測、監測與評估制度。5.3.4.2作業者應制定海底管道因振動疲勞失效、內外腐蝕失效、受錨擊錨刮以及漁業作業等第三方破壞失效等事件的處置方案。處置方案中應明確調整運行參數、管線兩端隔離泄壓、事后勘察等處理措施的安全風險，并制定控制措施。5.3.4.3海底管道停輸、停注后再啟動前應進行調試，停輸、停注時間超過6個月再次投入使用的，應進行安全風險評估。5.3.4.4海底管道改變原設計用途應開展安全風險分析，制定控制措施，投入使用前經發證檢驗機構審核同意。5.3.4.5清管作業前應開展風險分析，并按審批通過的方案執行。6設備管理6.1救逃生設備設施與消防設備6.1.1石油人工島應設置應急避難房，應急避難房能夠容納設施全部人員，并儲備避難人員5天所需要的飲用水和食品。灘海陸岸石油設施（灘海井臺除外）應根據風險評估結論，按需設置應急避難房，設置的應急避難房應能夠容納設施全部人員，并儲備避難人員5天所需要的飲用水和食品。6.1.2石油人工島應根據設施所處海域的自然環境條件，選配直升機、救生艇、救生筏等救逃生設備中的至少一種，以滿足作業人員救逃生的需求。6.1.3有人值守的灘海陸岸石油設施應配備應急值班車。6.1.4石油人工島應具有基本醫療搶救條件，作業人員超過15人的，配備專職醫務人員；低于15人的，可配備兼職醫務人員。6.1.5逃生通道應暢通、逃生方向指示標識完整，照明良好。6.1.6石油人工島應按照作業人員數量的210%配備救生衣，灘海陸岸石油設施（灘海井臺除外）應按照作業人員數量的100%配備救生衣。6.1.7石油人工島、灘海陸岸石油設施（灘海井臺除外）應按照作業人員數量的100%配備保溫救生服。6.1.8石油人工島應至少配備8個救生圈，其中2個帶自亮浮燈、4個帶自亮浮燈和自發煙霧信號，每個帶自亮浮燈和自發煙霧信號的救生圈配備一根可浮救生索；有人值守的灘海陸岸石油設施應至少配備4個救生圈，每個救生圈上配備至少30米長的可浮救生索，其中2個帶自亮浮燈、2個帶自發煙霧信號和自亮浮燈。6.1.9所有救逃生設備都應標注設施的名稱，并按規定存放。6.1.10灘海井臺巡檢、作業時，應攜帶滿足全部人員使用的救生衣、救生圈等。6.1.11石油人工島、灘海陸岸石油設施設置的水消防系統、泡沫滅火系統、氣體滅火系統等固定滅火系統規模應分別滿足一次最大火災的需要。6.1.12消防泵應能夠手動和遠程啟動，備用消防泵與主消防泵采用不同的動力源驅動。消防水總管應滿足消防泵的壓力和最大出水量要求。灘海陸岸石油設施（灘海井臺除外）應配備移動式消防泵1臺。6.1.13建筑物內設置的消火栓應符合GB50974的規定。6.1.14泡沫滅火系統應符合GB50151的規定，氣體滅火系統應符合GB50370的規定，水幕系統應符合GB50084的規定。6GB/TXXXXX.4—20XX6.2電氣與安全儀表設備6.2.1電氣設備投產運行前應按照GB50150的規定試驗，電氣設備和電纜每年應進行絕緣電阻測試或耐壓試驗。6.2.2電氣設備接地應滿足GB50169的規定，因地質情況或潮汐影響導致接地電阻不滿足設計要求時，應采用降阻措施，接地裝置應定期進行檢測。6.2.3應急電源應符合：——容量、型式及自啟動時間應滿足應急負載要求；——與主電源應采取防止并列運行的措施；——安裝處所應與主電源和生產區域分開設置；——對應急照明、通信設備應能至少供電18h；——火災和可燃氣體探測報警系統、中控系統、應急關斷盤應由交流不間斷電源作為應急電源，供電時間至少為30min。6.2.4建筑物防雷應符合GB50057的規定；石油設施防雷應符合GB15599的規定。6.2.5過程控制系統和安全儀表系統的數據采集上傳、遠程控制、報警、聯鎖保護等功能應符合設計要求。應急關斷系統應能自動和手動關斷。可燃氣體和有毒氣體探測、報警系統的設計應符合GB50493的規定，與廣播系統和消防系統聯動。6.2.6視頻監視系統應覆蓋特殊作業現場和重要生產部位，具備采集、顯示、記錄與回放現場圖像功6.3通信設備6.3.1石油人工島、灘海陸岸石油設施的通信應能滿足應急通信需要。石油人工島的外部通信應滿足對岸、對船通信需要。設置直升機停機坪的石油人工島還應滿足對空通信需要。6.3.2石油人工島、灘海陸岸石油設施（灘海井臺除外）內部通信設備應滿足中控室與無線電室、辦公室、值班室、工作間、配電間、操作現場等處所的通信需要；廣播系統應覆蓋全設施，并能播放報警信號。6.3.3灘海井臺巡檢和檢維修期間，工作人員應攜帶應急通信設備。6.3.4通信設備應定期進行測試。6.4交通設備6.4.1進入油氣生產區域的燃油車輛應應配備車用阻火器（防火帽）。6.4.2用于油氣生產服務的船舶應取得相應資質。6.5鉆修井設備6.5.1鉆井設備6.5.1.1模塊鉆修一體化機、鉆機應至少設立兩套工作原理相異的防碰天車裝置，其中一套防碰天車裝置還應具有防止頓鉆的功能。6.5.1.2鉆機應安裝防噴器與鉆機提升系統聯動的防提斷安全裝置。6.5.1.3石油人工島鉆井期間應配備井控裝置附件應急庫房。6.5.2井下作業（試油、試氣）設備6.5.2.1修井機應至少設置兩套工作原理相異的防碰天車裝置。6.5.2.2根據井深井斜及管柱重量，選擇修井機械、井架和游動系統等配套設備。7GB/TXXXXX.4—20XX6.5.2.3鉆臺或修井機操作臺應滿足井控裝置安裝、起下鉆和井控操作要求。6.5.2.4安放鉆臺、修井機井架基礎及支腿支座的區域，地面承載能力不應小于產品使用說明書要求。6.5.2.5石油人工島井下作業（試油、試氣）期間應配備井控裝置附件應急庫房。7作業管理7.1物探作業7.1.1作業前應對水上、水下障礙物進行踏勘，對作業區域水深進行測量，制定安全措施。7.1.2作業單位應制定安全作業計劃，經審批后實施。7.1.3六級及以上大風、雷暴、大霧天氣應停止作業。7.1.4涉水作業、舷邊作業時，作業人員應穿戴救生衣。7.1.5物探鉆井作業前應確認埋地、水上、水下設施安全距離，不應在輸電線路下進行鉆井作業。根據水深設置水上鉆井平臺，平臺穩定平整。鉆井作業時，非作業人員不應進入作業區域。7.1.6氣槍震源激發應滿足以下要求：——起吊氣槍前，應檢查管線無相互纏繞，逐組起吊，其他人員不應在吊臂下方停留；——氣槍震源船到達激發點后，作業人員應確認激發點位置,確認施工區域內無其他船只和人員方可激發；——在甲板上試槍，要進行無壓試驗；氣槍在升、降過程中，在水面上、下1m范圍內，壓力應控制在3.45MPa(500psi)以下，提升至甲板前應排空高壓管匯和槍內的氣體，沉槍達到工作深度后，方可將氣壓調到工作壓力；并應設定警戒區，有聲音、燈光報警；——設備嚴禁帶壓拆卸。7.2鉆井作業7.2.1設計7.2.1.1地質設計7.2.1.1.1地質設計應根據地質資料進行風險評估并編制安全提示。7.2.1.1.2應提供區域地質資料、地層壓力、漏失壓力、破裂壓力、坍塌壓力、地層應力、地層流體性質、淺部斷層、淺層氣、古河道、海床陡坡等的預測及巖性剖面資料。7.2.1.1.3應提供鄰井的油、氣、水顯示和復雜情況資料，并注明含硫化氫、二氧化碳地層深度和預計含量；應提供已鉆井的測井解釋成果、地層測試及試油、氣資料。探井應提供相應的硫化氫、二氧化碳預測資料。7.2.1.1.4含硫化氫地層、嚴重坍塌地層、塑性泥巖層、嚴重漏失層、鹽膏層和暫不能建立壓力曲線圖的裂縫性地層、受老區注水井影響的調整井均應根據實際情況確定各層套管的必封點深度。7.2.1.2工程設計7.2.1.2.1工程設計應依據地質設計和鄰井鉆井有關資料編制，并應對地質設計中的風險評估、安全提示及所采用的工藝技術等制定相應的安全措施。7.2.1.2.2井身結構應符合以下安全技術要求：——隔水（防砂）導管下入深度應大于井架基礎樁以下10m，無基礎樁的井下隔水導管下入深度應大于島體充（吹）填深度以下5m。表層套管下深應能封隔淺部復雜層段，技術套管下深考慮防止噴、漏、塌、卡的需要；8GB/TXXXXX.4—20XX——套管柱強度設計應符合安全系數要求。根據地層壓力和井內流體介質性質選擇套管類型和性能指標；——各層套管固井水泥返高設計應符合安全要求。表層套管固井水泥應返至地面。7.2.1.2.3鉆井液應符合以下安全技術要求：——應根據地質資料和鉆井要求，設計鉆井液類型和性能指標；——應儲備一定數量的高密度鉆井液或加重材料，含硫化氫油氣井還應按設計儲備除硫劑。7.2.1.2.4叢式井應收集鄰井資料，進行碰撞風險分析，制定防碰控制措施。7.2.2施工作業7.2.2.1一般要求7.2.2.1.1井場應有足夠的抗壓強度，周圍排水設施應暢通，基礎平面應高于井場面100mm～200mm。在洪訊、潮汛季節應修筑防洪防潮堤壩和采用其他相應預防措施。7.2.2.1.2井場的布置，設備設施的擺放、安裝、使用和維護，應與作業條件和環境相適應。7.2.2.1.3開鉆前完成地質設計和工程設計，進行安全檢查和技術交底。7.2.2.1.4現場儲備足夠量的高密度鉆井液、重晶石和堵漏材料。石油人工島鉆井施工時應設置加重材料集中儲備庫，在設計之外額外儲備一定量的加重材料。7.2.2.1.5六級及以上大風、雷電或暴雨、霧、雪等能見度小于30m時，不應進行井架起放、設備吊裝、拆卸及高處作業。7.2.2.2鉆進、起下鉆和甩鉆具7.2.2.2.1應對異常情況進行監控并及時處置。7.2.2.2.2鉆進過程中根據井內溢流或漏失情況，調整鉆井液性能，平衡地層壓力。7.2.2.2.3鉆開油氣層前，應檢查或驗收合格，保證設備設施滿足施工要求。鉆開油氣層后要掌握鉆井參數、鉆井液變化情況及井下油氣上竄速度。7.2.2.2.4油氣層鉆進過程中加強油氣侵檢查,油氣上竄速度應滿足安全作業需要。7.2.2.2.5每個班次應檢查大繩、絞車、防碰裝置、剎車系統、井口工器具等關鍵設備設施和安全設施；7.2.2.2.6起下鉆應控制速度，起鉆過程應及時灌注鉆井液，減少壓力波動。七級及以上大風、雷電或暴雨、霧、雪等能見度小于30m時，不應進行起、下鉆作業。7.2.2.2.7應指定專人觀察和記錄循環罐（池）液面變化及起下鉆灌入或返出鉆井液情況。7.2.2.3下套管和固井7.2.2.3.1下套管和固井作業應根據施工內容開展風險辨識和分析，落實防噴措施。7.2.2.3.2下套管前要確認井筒條件，防止遇阻遇卡。7.2.2.3.3固井施工應設置隔離區域，擺放警示標識。固井設備、水泥漿性能滿足設計要求。7.3錄井作業7.3.1錄井儀器房應保持正壓，配備火災、可燃氣體、硫化氫等探測與報警裝置，具備聲光報警功能。7.3.2應配置氣侵、溢流監測報警系統，保持功能完好，不應擅自停用。7.3.3應與鉆井隊建立有效的應急聯動機制。7.3.4鉆開油氣層、含硫化氫地層前，應加強地層對比，持續監測氣測值、鉆井液性能、循環池液面和鉆井工程參數，發現油氣或異常及時向作業者、鉆井隊提出地質預報。9GB/TXXXXX.4—20XX7.4測井作業7.4.1下井儀器、射孔器材應符合設計要求。測井作業應配備符合安全要求的井口防噴裝置。測井作業前，按設計要求對防噴管匯進行壓力試驗。7.4.2射孔起爆裝置應有安全防護技術措施。7.4.3測井隊應與鉆井隊或井下作業隊建立有效的應急聯動機制，井口異常或發生井噴時應服從鉆井或井下作業隊伍統一指揮。7.4.4六級及以上大風、雷雨、大霧等惡劣天氣，應暫停施工作業，裸眼井測井作業時，應將儀器起入套管內；夜間不應進行射孔地面裝槍、拆槍和爆破作業；7.4.5鉆具輸送測井應針對儀器種類、儀器連接方式、鉆具輸送速度以及鉆具輸送過程制定落實風險管控措施。7.4.6帶壓作業或使用電纜防噴器施工時，打開井口閥門前應檢查井口防噴裝置的連接及密封狀況；手動開關閥門時應側身操作。7.4.7射孔槍組裝、拆卸時與井口應保持安全距離。油管傳輸射孔器總成與起爆裝置之間應有安全隔離裝置或空的槍段。7.4.8未引爆的射孔器應由專業人員在井口卸下起爆裝置，轉移至安全地點后再進行處理。7.4.9解卡作業時，除指揮人員和操作人員外，其他人員不應進入作業區域。7.4.10施工結束后，應及時下入管柱，不應空井等候。7.5井下作業7.5.1一般要求7.5.1.1施工作業前,應由作業者認可的單位編制完成地質設計和工程設計，并按審批程序審批。7.5.1.2設計應制定中毒、井噴、火災、爆炸等事故及復雜情況的預防措施。7.5.1.3大型壓裂施工現場應劃分工作界面、區域，明確安全責任及準入管理。7.5.1.4六級及以上大風、能見度小于井架高度的濃霧天氣、暴雨雷電天氣及設備運行不正常時，應停止起下作業。7.5.2設計7.5.2.1地質設計應根據風險評估結果編制安全提示。風險評估包括本井的地質、鉆完井資料、歷次井下作業情況、前期生產動態情況、鄰井情況、井場現狀等；安全提示包括鄰井或本區域的硫化氫、二氧化碳含量和異常高（低）壓情況等。7.5.2.2工程（工藝）設計應根據地質設計編制工程（工藝）設計，并根據地質設計中的風險評估、安全提示和工藝技術制定安全管控要求。明確作業井井控風險級別及含硫化氫、二氧化碳井的安全管控要求。7.5.2.3工程（工藝）設計應根據地質設計提供的地層壓力和流體性質，計算預測井口最大關井壓力，確定井控裝置壓力等級配套設計和修（壓）井液性能、類型、數量、壓井要求等。7.5.2.4工程（工藝）設計應根據井身結構、管柱質量、流體性質等，確定修井設備載荷、管柱性能和組合。7.5.2.5工程設計應根據地質設計的安全提示和工程（工藝）設計的安全管控要求，制定施工步驟、技術要求、井控設計。結合現場作業人員能力、裝備能力、工藝技術、作業工序，明確以下方面：——社會環境和自然環境因素引發的風險防控措施；——設備設施及其周圍建（構）筑物之間的安全距離；——設備設施搬遷、安裝的人身傷害防護措施；GB/TXXXXX.4—20XX——作業過程人身傷害防護措施。7.5.2.6壓裂、酸化作業應制定專項施工方案，明確高壓防護、酸性物質防護和消防措施。壓裂管匯元件應經檢測合格。7.5.3施工作業7.5.3.1一般要求7.5.3.1.1井場布置，設備設施擺放、安裝、使用和維護，應與作業條件和環境相符合。7.5.3.1.2施工作業前應進行開工驗收和技術交底。7.5.3.1.3打開油（氣）層前，作業者和承包者應當確認井控和防硫化氫措施的落實情況。7.5.3.2井控裝置7.5.3.2.1井控裝置應有專門機構管理，并由具有資質的單位進行維修和檢驗。進口井控裝置應經作業者確認后使用。7.5.3.2.2應配備液壓雙閘板防噴器（全封+半封）和一套遠程控制裝置。硫化氫含量不小于30g/m3的油氣井應增加剪切閘板防噴器組合。7.5.3.2.3防噴器、內防噴工具、壓井與節流管匯、變徑法蘭、防噴管的額定工作壓力應不小于施工層位預計最高關井井口壓力。7.5.3.2.4井控配套裝置安全距離如未達到標準要求，應進行專項安全評估，并采取或增加相應的安全保障措施，確保安全運行。7.5.3.2.5石油人工島和灘海陸岸井控管匯布置應考慮島體采油設施、風向等因素，放噴口和點火口設置在安全地帶，可采用集中放噴（含排氣）的方式，在放噴口設置放噴池或放噴罐。7.5.3.3硫化氫防護7.5.3.3.1每個井場至少配備2套正壓式空氣呼吸器。7.5.3.3.2已知含有或預測含有硫化氫地層進行作業前，應編制防硫化氫應急預案，確定油氣井點火程序和決策人，并按在崗人員數量100%配備正壓式空氣呼吸器，另配備20%的備用氣瓶。7.5.3.3.3含硫化氫氣體應急放空，具備條件的應采用燃燒方式。7.5.3.4起下管柱7.5.3.4.1起下作業前，作業人員應了解井下管柱結構、工具工作原理及與起下管柱有關的井下情況。7.5.3.4.2按照設計和操作規程進行洗、壓井作業，建立井筒內液柱壓力與地層壓力平衡。7.5.3.4.3起下油管前應檢查大繩、絞車、天車防碰裝置、剎車系統、動力鉗保護裝置等安全設施，避免單吊環、頂天車、溜鉆、頓鉆和人身傷害。起下管柱時，應監測井筒液面，控制起下速度，減少井內壓力波動，避免井內液柱壓力過低誘發井噴。7.5.3.4.47.5.3.4.57.5.3.4.6井控裝置應按設計安裝、試壓。起下抽油桿作業，應配套抽油桿防噴工具或簡易搶裝工具。起鉆時應及時灌注修（壓）井液，保持井筒壓力平衡。7.5.3.5測試7.5.3.5.1施工作業前應按設計要求安裝井控裝置并進行井控驗收。7.5.3.5.2地層測試應執行設計要求的壓力控制、測試工作制度，控制放噴壓力。7.5.3.6封層和完井GB/TXXXXX.4—20XX7.5.3.6.1封層作業前應對上部套管進行試壓，確認套管無漏失。封層后應驗證封隔質量。7.5.3.6.2完井作業應根據流體性質確定完井管柱、地面安全控制系統和井口測溫儀等裝置。7.5.3.7酸化壓裂7.5.3.7.1酸化壓裂的井口裝置的額定工作壓力應不小于工程設計的最高壓力，作業前應按照設計要求整體試壓，合格后才能使用。井口裝置應用鋼絲繩繃緊固定牢靠。7.5.3.7.2壓裂作業前應設置高壓區域，并擺放安全警示標志。對作業人員進行技術和安全交底，檢查設備設施、人員防護裝備和消防措施。7.5.3.7.3排液過程中應對出口進行有毒有害氣體監測，作業人員應落實安全防護措施。7.5.3.8其他作業7.5.3.8.1打開封閉地層前，應對井控裝置再次進行試壓。修（壓）井液性能應與封閉地層前所用修（壓）井液性能一致。7.5.3.8.2換井口裝置前，應確保井筒內已打開層位實施了有效封堵。更換完成后，壓力密封試驗應合格。7.5.3.8.3遇阻遇卡時提升拉力不應超過安全負荷，倒扣等旋轉作業時應做好安全防護工作，撈獲大直徑工具上提管柱時，應有防止管柱上頂的技術措施。7.6特殊作業7.6.1動火（熱工）作業、受限空間作業、高處作業、電力作業和管線打開作業等應符合GB40554.18.4相關要求。7.6.2動土作業應滿足以下要求：——作業前，應調查并確認地下隱蔽設施的分布情況。暴露后的地下隱蔽設施應及時予以確認，不能確認時，應立即停止作業。——基于對土質地基承載力的分析，履帶式挖掘機的履帶與工作面邊緣的距離應大于1m，輪胎式挖掘機的輪胎與工作面邊緣距離應大于1.5m。——多臺機械同時作業時，挖掘機間距應大于相鄰兩臺挖掘機旋轉半徑之和。人工挖掘基坑（槽）、管溝時，作業人員之間應保持2.5m以上的安全距離。——動土開挖時，應根據土壤類別、力學性質、開挖深度、荷載等因素采取防止滑坡和塌方措施。管溝開挖時，管溝溝壁及距管溝邊1m范圍內不應有浮石。——線纜、非油氣管道等地下隱蔽設施兩側2m范圍內應采用人工開挖。油氣輸送管道管溝動土時，在地下設施兩側5m范圍內應先采用人工探挖。——危及鄰近的建（構）筑物安全時，應對建（構）筑物采取支撐或其它保護措施。——挖出物或其它物料應至少距坑（槽）、管溝邊沿1m，堆積高度不應超過1.5m，坡度不大于1:1，不應堵塞下水道、窨井以及作業現場的逃生通道和消防通道。——開挖深度超過1.2m時，應設臨邊防護和安全梯道。安全梯道的間距不應超過25m。——不應在土壁上挖洞攀登，不應在坑（槽）內休息，不應在升降設備、挖掘設備下或坑（槽）上端邊沿站立、走動。——動土作業形成的坑（槽）符合受限空間危險特征的，應同時按照受限空間作業的要求執行。——暴雨天氣應停止露天動土作業。雨后復工，應確認土壁穩定或支撐等措施符合要求后方可作業。——施工結束時應及時回填土石，恢復地面設施。GB/TXXXXX.4—20XX8應急管理8.1一般要求8.1.1石油人工島、灘海陸岸石油設施的應急預案應明確可依托的外部應急救援資源。8.1.2灘海陸岸石油設施的安全風險和應急防范措施應告知周邊單位和人員。8.2防臺風8.2.1石油人工島、灘海陸岸石油設施的防臺風應急預案應明確安全撤離前鉆機、修井機等設備的處置要求。《海洋石油天然氣開采安全規程（征求意見稿）編制說明1一、工作簡況32項強制性國家標準制修訂計劃中，國家標準計劃《海洋石油天然氣開采安全中國的石油進口量為4.4億噸，同比增長11石油對外依存度升至69.8%,保證能源安全的重要指示。2018年下半年，中國石油、中國石化、中國海油深扣完成2019-2025七年行動方案工作要求，各類石油天然氣開采工作量急劇上2（1）灘海石油天然氣開采生產作業主要以灘海石油人工島及灘海陸岸石油（2）現海洋石油天然氣開采作業活動的基本安全條件是由部門規章與制度34——2021年2月，向國標委非煤礦山分標委進行立項論證匯報，按照專家——2021年8月，海油安監辦中油分部組織中石油內部征求意見，反饋意——2021年9月，海油安監辦中油分部組織在北京進行專家審查，邀請行——2022年5月，按照應急管理部危化二司項目委托函要求進行了項目應5《第4部分灘海部分》制定工作以現行海（1）吸收目前現行法律、法規、標準、規范中與海洋石油安全技術相關的（2）各條款均為強制性條款，不能作為強制性條款的內容或者沒有必要強（3）能保持較長時間的時效性，既能反映當前技術發展的水平，又不限制（4）條款要立足于管控風險的需要綜合施策，不存在作業過程安全管理要積累了大量的寶貴的經驗，可以作為本部分（2）中國石油、中國石化作為灘海海域石油天然氣開發的主體單位，已經6（4）各階段章節中的具體內容應包括，該階段的作業活動，作業活動潛在7序號條款號條款內容依據15.1.35.1.3.1作業者應組織編制試生產（投產）方案并經審查，方案應包括風險評估和控制措施。1.依據試生產階段管理的通常做法。建造階段轉入試生產階段前，需根據建設項目情況，進行安全風險分析，操作流程梳理，制定風險管控措施、操作規程和操作步驟以及應急管控措施，形成方案并經審查通過。試生產結束前應根據試生產情況記錄，編制試生產安全生產情況報告，分析總結試階段安全生產運行管理情況，為安全竣工驗收提供可靠依據。2.參考《建設工程安全生產管理條例》（中華人民共和國國務院令第393號）第二十七條規定，作業者應組織試生產安全技術交底和安全培訓，向現場操作人員進行安全風險告知和有關操作技能培訓。5.1.3.2作業者應對現場操作人員進行試生產安全技術交底和安全培訓。5.1.3.3作業者應記錄試生產情況并編制試生產安全生產情況報告。25.3.3.15.3.3.1海底管道試生產應納入所連接的海洋石油生產設施管理。依據試生產階段管理的通常做法，結合行業內海底管道實際管理現狀，海底管道由其所連接的海洋石油生產設施一并進行管理。35.3.3.25.3.3.2試生產（投產）方案應包括管道熱運等操作流程和風險控制措施。依據海底管道投運的通常做法，投用前需對海管進行預熱，因此應在試生產（投產）方案中編寫管道熱運等操作流程和風險控制措施，確保海底管道安全投運。45.3.3.45.3.3.4試生產過程應考慮泄漏、凍堵等異常工況的主要風險和控制措施。依據海底管道投運的通常做法，結合行業內海底管道試生產期間的管理經驗，經分析認為海底管道的主要風險是泄漏、凍堵，應在試生產過程明確其具體的控制措施。56.5.2.1修井機應至少設立兩套工作原理相異的防碰天車裝置。1、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）5.4.1.2存在較大及以上風險的鉆井、修井、壓裂、高壓注入、天然氣壓縮等設備應具備報警、防護、聯鎖等相應安全功能。5.4.2.5設備設施的報警、防護、聯鎖等安全裝置應定期檢測、校驗或測試，不應擅自拆除或停用。2、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.2.1.6井下作業設備應設立工作原理相異的雙套防碰天車裝置。3、依據《灘海石油人工島安全規則》（SY/T6777-2017）7鉆（修）井系統7.7.2應至少配置兩套天車防碰裝置（一套重錘、一套電子）8序號條款號條款內容依據66.5.2.2根據井深井斜及管柱重量，選擇修井機械、井架和游動系統等配套設備。1、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）6.5.2.2工程設計應根據地質設計的安全提示和作業內容的風險識別，明確以下方面：b）修井機的載荷；2、依據《石油天然氣安全規程》（AQ2012-2007）5.5.4試油(氣)和井下作業地面設備5.5.4.1根據井深、井斜及管柱重量。選擇修井機械、井架和游動系統等配套設備。3、依據《常規修井作業規程第5部分：井下作業井筒準備》（SY/T5587.5-2018）4.2.2修井機、通井機能滿足施工提升負荷的技術要求。76.5.2.3鉆臺或修井機操作臺應滿足井控裝置安裝、起下鉆和井控操作要求。1、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）6.5.1.1根據井別、井深、井型、井下作業施工工藝技術、設備設施、作業周期、井內和地層流體性質、井口周邊地形地貌、地面基礎設施和地下隱蔽設施、人口密集區域、高危性場所分布、季節基礎類型、營房位置和井場布局等，分析社會環境和自然環境對安全生產的影響，制定防自然災害、防噴、防火防爆、防毒、防凍等安全措施。2012-2007）5.5.4試油(氣)和井下作業地面設備5.5.4.2鉆臺或修井操作臺應滿足井控裝置安裝、起下鉆和井控操作要求。86.5.2.4安放鉆臺、修井機井架基礎及支腿支座的區域，地面承載能力不應小于產品使用說明書要求。1、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）6.5.1.1根據井別、井深、井型、井下作業施工工藝技術、設備設施、作業周期、井內和地層流體性質、井口周邊地形地貌、地面基礎設施和地下隱蔽設施、人口密集區域、高危性場所分布、季節基礎類型、營房位置和井場布局等，分析社會環境和自然環境對安全生產的影響，制定防自然災害、防噴、防火防爆、防毒、防凍等安全措施。2、《石油鉆機和修井機使用與維護》（SY/T6117-2003）4.1.2安放鉆臺、井架基礎及支腿支座的區域，地面承載能力不應小于產品使用說明書要求。9序號條款號條款內容依據96.5.2.5石油人工島井下作業（試油、試氣）期間應配備井控裝置附件應急庫房。1、依據《灘海石油人工島安全規則》（SY/T6777-2017）7鉆（修）井系統7.3.4應配備井控裝備附件應急庫房（箱包括常用閘板芯子兩幅及常用配件等。2、《海洋石油天然氣開采安全規程第一部分總則》（GB40554.1-2021）9.1鉆完井作業前，作業者和承包者應落實以下措施，并審核通過井控方案和防井噴應急預案：防噴器所用的橡膠密封件應按廠商的技術要求進行維護和儲存，不允許將失效和技術條件不符的密封件安裝到防噴器中。7.5.1.1施工作業前，應由作業者認可的單位編制完成地質設計、工程設計和施工設計，并按審批程序審批。2012-2007）5.5.1.1設計應由認可的單位承擔，并按審批程序審批，如需變更，按變更審批程序審批。6293-2021）6.4.1.2勘探項目建設單位應負責編寫或委托具有設計資質的單位編寫試油地質設計，組織設計評審及設計的審核、審批。6.4.2.5勘探項目建設單位應負責編寫或委托具有設計資質的單位編寫試油工程設計，組織設計評審及設計的審核、審批。6.4.3.2試油施工設計由試油工程技術服務負責設計的審核、審批，報勘探項目建設單位備案。3、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.1.1.1經過審批的地質設計、工程設計和施工設計中應明確相應的井控設計或井控要求。4、依據《淺海石油作業井控規范》（SY/T6432-2019）7.1.1試油（氣）與井下作業前，經過審批的井下地質、工程、施工設計中應有井控設計的內容。5、依據《井下作業安全規程》（SY/T5727-2020）4.1.5應根據井下作業地質設計、工程設計編制施工設計，并按企業規定分級審批。7.5.1.2爆炸等事故及復雜情況的預防措施。2012-2007）5.5.1.2設計的安全措施應能防止中毒、井噴、火災、爆炸等事故及復雜情況的發生。序號條款號條款內容依據2、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）5.1.1.1油氣井地質設計中應包括井控風險提示，工程設計應包括井控設計，施工設計（方案）應給出井控安全技術措施。5.5.2.1油氣井地質設計應明確含硫化氫地層深度、硫化氫含量預測，油氣井工程設計應制定防硫化氫安全措施。3、依據《井下作業井控技術規程》（SY/T6690-2016）4.3.1施工設計井控內容應包括壓井液或壓井材料準備，井控裝置配備與安裝示意圖，井控裝置調試與試壓方式，內防噴工具規格、型號、數量，起下管柱、旋轉作業（鉆、磨、套、銑等）、起下大直徑工具（鉆挺或封隔器等）、繩索作業和空井筒時的具體井控安全措施，施工作業過程中溢流關井方法的確定，環境保護、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，應急處置程序等。7.5.1.3大型壓裂施工現場應劃分工作界面、區域，明確安全責任及準入管理。1、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）6.5.1.5頁巖氣等大型壓裂施工現場應劃分工作界面、區域，明確安全責任及準入管理。2、《淺海油井壓裂設計、施工規范》（SY/T7493-2020）7.2.8地面流程承壓時，未經現場指揮批準，任何人員不應進入高壓危險3、依據《井下作業安全規程》（SY/T5727-2020）4.4.5.5以施工井井口10m為半徑，沿泵車出口至施工井井口地面流程兩側10m為邊界，設定為高壓危險區。高壓危險區使用專用安全警示線（帶）圍欄，高度宜為0.8m-1.2m。高壓危險區應設立醒目的安全標志和警句。4.4.5.11地面流程承壓時，任何人員不應進入高壓危險區，因需要進入高壓危險區時，應符合下列安全條件：a）經現場指揮允許；b）危險區以外有人監護；c）執行任務完畢迅速離開；d）操作人員未離開危險區時，不應變更作業內容。7.5.1.4六級及以上大風、能見度小于井架高度的濃霧天氣、暴雨雷電天氣及設備運行不正常時，應停止起下作業。2012-2007）5.5.7.3遇有六級及以上大風、能見度小于井架高度的濃霧天氣、暴雨雷電天氣及設備運行不正常時，應停止作業。序號條款號條款內容依據2.依據《井下作業安全規程》（SY/T5727-2020）4.2起下管柱4.2.8遇有6級（含6級）以上大風，能見度小于井架高度的濃霧天氣、暴雨雷電天氣及設備運行不正常時，應停止作業。42294-2022）6.5.1.4雷電、6級及以上大風、暴雨、霧、雪、沙塵暴等能見度小于30m時，不應進行井架起放、拆卸及高處作業等作業。7.5.2.1地質設計應根據風險評估結果編制安全提示。風險評估包括本井的地質、鉆完井資料、歷次井下作業情況、前期生產動態情況、鄰井情況、井場現狀等；安全提示包括鄰井或本區域的硫化氫、二氧化碳含量和異常高（低）壓情況等。1.《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）6.5.2.1地質設計應根據風險評估結果編制安全提示。風險評估包括本井的地質、鉆完井資料、歷次井下作業情況、安全提示包括鄰井或本區域的硫化氫、二氧化碳含量和異常高（低）壓情況等。5.1.1.1油氣井地質設計中應包括井控風險提示。5.2.2.1油氣井地質設計應明確含硫化氫地層深度、硫化氫含量預測。2.依據《石油天然氣安全規程》（AQ2012-2007）5.5.2.2應根據地質資料進行風險評估并編制安全提示。5.5.2.1應提供區域地質資料、鄰井試（油）氣作業資料，本井的地質資料、鉆完井基本數據、本井生產數據及流體特性等資料（探井應預測目的層的產量、壓力、溫度及流體性質），并應注明硫化氫及其他有毒有害氣體的含量、層間連通情況和異常高（低）壓地層壓力等數據。7.5.2.2工程（工藝）設計應根據地質設計編制工程（工藝）設計，并根據地質設計中的風險評估、安全提示和工藝技術制定安全管控要求。明確作業井井控風險級別及含硫化氫、二氧化碳井的安全管控要求。2012-2007）5.5.3.1應根據地質設計編制工程設計，并根據地質設計中的風險評估、安全提示及工程設計中采用的工藝技術制定相應的安全措施并明確作業井風險分級。5.5.3.4含硫化氫、二氧化碳的油(氣)井，應有抗硫化氫、防腐蝕措施。下井管柱應具有抗硫化氫、二氧化碳腐蝕的能力。42294-2022）6.5.2.1工程設計應根據地質設計的安全提示和作業內容的風險識別，明確以下方面：e）含硫化氫、二氧化碳井的安全管控要求。序號條款號條款內容依據5.1.1.1工程設計應包括井控設計。5.2.2.1油氣井工程設計應制定防硫化氫安全措施。3.依據《淺海石油作業井控規范》（SY/T6432-2019）7.1.2井控設計內容應包含但不限于以下內容：c）地層硫化氫及其他有毒有害氣體含量。7.5.2.3工程（工藝）設計應根據地質設計提供的地層壓力和流體性質，計算預測井口最大關井壓力，確定井控裝置壓力等級類型、數量、壓井要求等。1、《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）5.1.1.2井控裝置配套設計應基于地層壓力、流體性質、井別等因素的風險分析，并提出井控裝置試壓介質、試壓規則的具體要求。2、地層壓力和流體性質是井控的最關鍵基礎參數，工程設計必須根據上述兩個參數進行，包括計算井口最大關井壓力后，確定井控裝置配制和壓力等級，包括防噴器、旋塞閥、井控管匯（壓井管線、節流管線、防噴確定鉆修井液的類型、數量和壓井要求，包括；類型、儲備量、密度和壓井要求等。7.5.2.5施工設計應根據地質設計的安全提示和工程（工藝）設計的安全管控要求，制定施工步驟、技術要求、井控設計。結合現場作業人員能力、裝備能力、工藝技術、作業工序，明確以下方面：——社會環境和自然環境因素引發的風險防控措施；（構）筑物之間的安全距離；——設備設施搬遷、安裝的人身傷害防護措施；——作業過程人身傷害防護措施。1、《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）5.1.1.1施工設計（方案）應給出井控安全技術措施。6.5.2.3施工方案應根據地質設計的安全提示和工程設計的安全管控要求，結合現場作業人員能力、裝備能力、工藝技術、作業工序，明確以下方面：a)社會環境和自然環境因素引發的風險防控措施；b)設備設施及其周圍建（構）筑物之間的安全距離；c)設備設施搬遷、安裝的人身傷害防護措施；d)作業過程人身傷害防護措施。2、依據《井下作業井控技術規程》（SY/T6690-2016）4.3.1施工設計井控內容應包括壓井液或壓井材料準備，井控裝置配備與安裝示意圖，井控裝置調試與試壓方式，內防噴工具規格、型號、數量，起下管柱、旋轉作業（鉆、磨、套、銑等）、起下大直徑工具（鉆挺或封隔器等）、繩索作業和空井筒時的具體井控安全措施，施工作業過程中溢流關井方法的確定，環境保護、防火、防序號條款號條款內容依據爆和防硫化氫等有毒有害氣體的具體措施及器材準備，應急處置程序等。7.5.2.6壓裂、酸化作業應制定專項施工方案，明確高壓防護、酸性物質防護和消防措施。壓裂管匯元件應經檢測合格。1、《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）6.5.2.4壓裂、酸化作業應制定專項施工方案，明確高壓防護、酸性物質防護和消防措施。壓裂管匯元件應經檢測合格。井場布置，設備設施擺放、安裝、使用和維護，應與作業條件和環境相符合。1、《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）6.2.1.5設備設施的擺放、安裝、使用和維護，應與作業條件和環境相適應。5.4.2.1設備設施的布局應充分考慮外部環境因素和其他設備設施，安全間距符合要求。施工作業前應進行開工驗收和技術交底。1、《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）6.5.3.1.3驗收合格后方可開工。6.5.3.2.2施工前應進行安全技術交底。5.5.7.2井場設備安裝完畢后應按設計及安全技術要求進行開工驗收，合格后方可開工。4.1.7按施工設計要求做好施工前準備，經開工驗收合格方可開工。4、《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.1.1.2井下作業前，應進行井控、安全技術交底。5、《淺海石油作業井控規范》（SY/T6432-2019）7.3.1井下作業前，應做好技術交底。打開油（氣）層前，作業者和承包者應當確認井控和防硫化氫措施的落實情況。1、《海洋石油安全生產規定》（第4號令）第二十三條打開油（氣）層前，作業者或者承包者應當確認井控和防硫化氫措施的落實情況。2、《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）6.5.3.2.3安裝、更換采油樹、防噴器前，應落實井控措施，并檢查絞車、剎車系統，避免井噴以及物體打擊、機械傷害、高處墜落、其他傷害。6.5.3.2.6含硫化氫井試油（氣）作業時，應檢查井場的硫化氫防護措施、地面流程和應急處置方案，并監測硫化氫濃度，當超過30mg/m3（20×10-6）時應佩戴正壓式空氣序號條款號條款內容依據呼吸器。井控裝置應有專門機構管理，并由具有資質的單位進行維修和檢驗。進口井控裝置應經作業者確認后使用。1、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）井控裝置應有專業機構管理，并由具有資質的單位進行檢驗和維修。6120-2013）6.1井控裝置由井控車間統一管理、維護和定期檢查。6.2井控車間應取得相應資質，配備必要的檢驗裝備與工具。6634-2022）5.6.3井控裝置應有專業機構管理，由具有資質的單位進行維修和檢驗。應配備液壓雙閘板防噴器（全封+半封）和一套遠程控制裝置。硫化氫含量不小于30g/m3的油氣井應增加剪切閘板防噴器組合。6634-2022）5.6.1鉆井、試油及井下作業應安裝液壓防噴裝置。2、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）人工島井下作業配備與作業相適應的防噴器及其控制裝置。4.2.1安裝自封、半封或組合防噴器，保證在起下管柱中能及時安全地封閉油套環形空間和整個套管空間。所有高壓油氣井應采用液壓封井器，配置遠程液壓控制臺和連接高壓節流管匯。遠程控制臺電源應從發電房內用專線引出并單獨設置控制開關。7.5.3.2防噴器、內防噴工具、壓井與節流管匯、變徑法蘭、防噴管的額定工作壓力應不小于施工層位預計最高關井井口壓力。1、依據《灘海石油人工島安全規則》（SY/T6777-2017）7.2.1設計防噴器組合壓力級別應高于所鉆地層預測的井口最高壓力。2、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.1.2.2防噴器、內防噴工具、壓井與節流管匯、變徑法蘭、防噴管的額定工作壓力應高于生產時預計的最高關井井口壓力或油氣層最高地層壓力。7.5.3.2井控配套裝置安全距離如未達到標準要求，應進行專項安全評估，并采取或增加相應的安全保障措施，確保安全運行。安全生產技術規程》（SY/T5225-2019）4.1.1如果遇到地形和井場條件不允許等特殊情況，應進行專項安全評價，并采取或增加相應的安全保障措施。7.5.3.2石油人工島和灘海陸岸井控管匯布置應考慮島體采油設施、風向等因素，放噴口和點火口設置在安全地帶，可采用1、《灘海石油人工島安全規則》（SY/T6777-2017）7.2.12放噴管線與排氣管線的安裝應符合下列要求：a）應采用修建集中放噴（含排氣）管線方式，集中放噴管線出序號條款號條款內容依據集中放噴（含排氣）的方式，在放噴口修建放噴池或放噴罐。口應至少設置在防浪墻邊緣的安全位置，排氣管線火炬高度應至少高于防浪墻3m，且四角用繃繩固定牢靠。7.5.3.3每個井場至少配備2套正壓式空氣呼吸器。1、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.4.2.5正壓式空氣呼吸器配備a）每個井場至少配備2套正壓式空氣呼吸器。7.5.3.3已知含有或預測含有硫化氫地層進行作業前，應編制防硫化氫應急預案，確定油氣井點火程序和決策人，并按在崗人員數量100%配備正壓式空氣呼吸器，另配備20%的備用氣瓶。2012-2007）4.5.6含硫化氫環境中生產作業時應制定防硫化氫應急預案，鉆井、井下作業防硫化氫預案中，應確定油氣井點火程序和決策人，2、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.4.2.5正壓式空氣呼吸器配備b）已知含有硫化氫，且預測超過閾限值的井場應按全員100%配備正壓式空氣呼吸器，另配20%備用氣瓶，空氣壓縮機1臺布置在安全區域內；3、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）5.2.3.6含硫化氫的井施工作業前，應制定并落實硫化氫防護措施和防硫化氫應急處置方案；鉆井、井下作業防硫化氫應急處置方案中，應明確油氣井井噴失控后的點火程序。7.5.3.3含硫化氫氣體應急放空應采用燃燒方式。1、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）5.2.3.7含硫化氫氣體應急放空應采用燃燒方式。7.5.3.4起下作業前，作業人員應了解井下管柱結構、工具工作原理及與起下管柱有關的井下情況。1、依據《井下作業井控技術規范》（Q/SY02553-2022）4.3.5.1起下作業前，作業人員應了解井下管柱結構、工具工作原理及與起下管柱有關的井下情況.7.5.3.4按照設計和操作規程進行洗、壓井作業，建立井筒內液柱壓力與地層壓力平衡。1、依據《井下作業井控技術規程》（SY/T6690-2016）6.1.2.1按設計要求壓井，現場儲備足量的符合工程設計要求的壓井液。2、依據《淺海石油作業井控規范》（SY/T6432-2019）7.4.2.6測試結束后，應先按設計要求壓井，循環至進出口液體密度一致，井口無異常時，方可起管柱。6690-2016）6.1.2.2c）射孔后起管柱前應按設計進行壓井，起管柱過程中保持井筒壓力平衡。7.5.3.4起下油管前應檢查大繩、絞1、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》序號條款號條款內容依據動力鉗保護裝置等安全設施，避免單吊環、頂天車、溜鉆、頓鉆和人身傷害。起下管柱時，應監測井筒液面，控制起下速度，減少井內壓力波動，避免井內液柱壓力過低誘發井噴。（GB42294-2022）6.5.3.2.4起下油管前應檢查大繩、絞車、天車防碰裝置、剎車系統、動力鉗保護裝置等安全設施，避免單吊環、頂天車、溜鉆、頓鉆和人身傷害。起下管柱時，應監測井筒液面，控制起下速度，減少井內壓力波動，避免井內液柱壓力過低誘發井噴。7.5.3.4井控裝置應按設計安裝、試壓。1、依據《淺海石油作業井控規范》（SY/T6432-2019）7.2.5.2試壓4）海上井組施工時，每施工一口井，防噴器應重新試壓；更換井控裝備部件后，應重新試壓。2、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.1.2.4井控裝置現場安裝后，應進行整體壓力試驗。3、依據《石油天然氣鉆井、開發、儲運防4.2.3井控裝置(除自封或環形封井器外)、變徑法蘭、高壓防噴管的壓力等級:應大于生產時預計的最高關井井口壓力，或大于油氣層最高地層壓力，按試壓規定試壓合格。7.5.3.4起下抽油桿作業，應配套抽油桿防噴工具或簡易搶裝工具。1、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.1.3.7起下抽油桿作業，應安裝使用抽油桿防噴工具。2、依據《井下作業井控技術規程》（SY/T6690-2016）6.4.9起下抽油桿作業，應配備好抽油桿簡易防噴裝置。7.5.3.4起鉆時應及時灌注修（壓）井液，保持井筒壓力平衡。1、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.1.3.3起下作業時，應嚴格執行坐崗觀察制度，觀察出口及液面變化。應及時向井內灌注與井內液性一致的修井液，灌注量應不少于起出管柱體積，以保持井筒液柱壓力的平衡。下管柱的排出量應與計算值相符，否則應采取措施。2、依據《淺海石油作業井控規范》（SY/T6432-2019）7.4.1.7起下管柱時應符合以下要求：b）起下作業時，應及時向井內灌注與井內液性一致的修井液，灌注量應不少于起出管柱體積，以保持井筒液柱壓力的平衡。3、依據《井下作業井控技術規程》（SY/T6690-2016）6.10.3施工作業過程中，應保持井內液柱壓力與地層壓力的平衡。序號條款號條款內容依據7.5.3.5施工作業前應按設計要求安裝井控裝置并進行井控驗收。5727-2020）4.3.1施工前應按設計要求安裝防噴裝置并進行井控驗收。2、依據《陸上石油天然氣開采安全規程》（GB42294-2022）5.1.2.1按工程設計要求配備井控裝置，并進行日常維護保養。5.1.2.2現場按技術規范安裝、使用井控裝置，安裝完畢或更換部件后應進行試壓。6.5.3.2.3安裝、更換采油樹、防噴器前，應落實井控措施，并檢查絞車、剎車系統，避免井噴以及物體打擊、機械傷害、高處墜落、其他傷害。令）第二十三條打開油（氣）層前，作業者或者承包者應當確認井控和防硫化氫措施的落實情況。7.5.3.5地層測試應執行設計要求的壓力控制、測試工作制度，控制放噴壓力。2012-2007）5.9.1測試時，執行設計中的壓力控制、測試工作制度。2、依據《石油天然氣鉆井、開發、儲運防火防爆安全生產技術規程》（SY/T5225-2019）4.3.10放噴時應根據井口壓力和地層壓力，采用相應的油嘴或針形閥進行節流控制放噴。7.5.3.6封層作業前應對上部套管進行試壓，確認套管無漏失。封層后應驗證封隔質量。塞》（SY/T5587.14-2013）5.5.1注塞之前，按設計要求對上部套管進行試壓，確保套管無漏失。6293-2021）7.7.2封層后要進行實探和驗封，確保封隔質量。7.5.3.7酸化壓裂的井口裝置的額定工作壓力應不小于施工設計的最高壓力，作業前應按照設計要求整體試壓，合格后才能使用。井口裝置應用鋼絲繩繃緊固定牢靠。1、依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.1.7.1壓裂、酸化的井口裝置或加保護器后的井口裝置的額定工作壓力應大于或等于施工設計的最高壓力，作業前應按照設計要求整體試壓，合格后方能使用。井口裝置應固定牢靠。2012-2007）5.5.13.4壓裂施工時，井口裝置應用鋼絲繩繃緊固定。3、依據《石油天然氣鉆井、開發、儲運防火防爆安全生產技術規程》（SY/T5225-2019）4.3.15高壓井施工應注意以下序號條款號條款內容依據事項:a)高壓施工中的井口壓力大于35MPa時，井口裝置應用鋼絲繩繃緊固定。407.5.3.7壓裂作業前應設置高壓區域，并擺放安全警示標志。對作業人員進行技術和安全交底，檢查設備設施、人員防護裝備和消防措施。5727-2020）4.4.5.5以施工井井口10m為半徑，沿泵車出口至施工井井口地面流程兩側10m為邊界，設定為高壓危險區。高壓危險區使用專用安全警示線（帶）圍欄，高度宜為0.8m-1.2m。高壓危險區應設立醒目的安全標志和警句。4.4.4.1壓裂施工隊伍施工前應按設計要求進行準備，并應做好下列工作：b）對所用設備、配件、工具進行檢查、維護。C）對施工人員進行技術和安全教育。2.依據《油、氣、水井壓裂設計與施工及效果評估方法》（SY/T5289-2016）5.2.1施工前應進行設計交底，按壓裂工藝設計內容要求分工。417.5.3.7排液過程中應對出口進行有毒有害氣體監測，作業人員應落實安全防護措施。5727-2020）4.4.6.3查看出口噴勢和噴出物前，應進行有毒有害氣體的檢測，施工人員應位于上風處。通風條件較差或無風時，應選擇地勢較高的位置。4.4.6.4計量液位的人員到罐口應有安全防護措施。2.依據《石油天然氣鉆井、開發、儲運防火防爆安全生產技術規程》（SY/T5225-2019）4.3.13量油測氣及施工作業需要照明時，應采用防爆燈具或防爆手電照明。427.5.3.8打開封閉地層前，應對井控裝置再次進行試壓。修（壓）井液性能應與封閉地層前所用修（壓）井液性能一致。1.依據《井下作業井控技術規程》（SY/T6690-2016）6.1.2.2b）井口裝置換裝后應按要求試壓合格。6.1.2.3常規電纜射孔作業應滿足以下要求：a)射孔前，應安裝射孔閘閥（防噴器）及壓井、放噴管線，試壓合格。2.依據《電纜測井與射孔帶壓作業技術規范》（SY/T6751-2016）7.4.1電纜防噴裝置安裝完畢后進行試壓合格。3.依據《淺海采油與井下作業安全規程》（SY/T6321-2022）6.1.5.1鉆磨水泥塞、橋塞、封隔器和套銑被卡落魚等施工作業所用修井液性能應與封閉地層前所用的修井液密度相一致。4.依據《硫化氫環境井下作業場所作業安全規范》（SY/T6610-2017）7.3.1鉆塞施工序號條款號條款內容依據所有壓井液性能要與封閉地層前所用壓井液性能一致。437.5.3.8換井口裝置前，應確保井筒內已打開層位實施了有效封堵。更換完成后，壓力密封試驗應合格。1.依據《灘海石油人工島安全規則》（SY/T6777-2017）7