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1、ICS13.100CCS09G目中华人民共和家标准GB/TXXXXX.220XX海洋石油天然气开采安全规程第2部分：海上部分Codeofsafetypracticeforoffshoreoil&gasexplorationandproductionPart2:Offshore（征求意见稿）20XX -XX-XX 实施20XX-XX-XX发布同家市场监督管理总局国家标准化管理委员会目次前言II引言III1范围12规范性引用文件13术语和定义14总体要求15海洋石油生产设施21.1 海上固定平台21.2 海底管道41.3 浮式生产储油装置56海洋石油作业设施76. 1物探船（气枪震源船）76.1
2、自升式钻（修）井平台76.2 半潜式钻井平台76.3 起重船86.4 铺管船86.5 海上生活作业支持类设施87作业管理97. 1物探作业97.1 钻完井作业107.2 井下作业127.3 海上安装137.4 弃置作业14参考文献15本文件按照GB/T1.1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件是GB40554海洋石油天然气开采安全规程的第2部分。GB40554已经发布了以下部分：第1部分：总则。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。本文件由中华人民共和国应急管理部提出。本文件由全国安全生产标准化技术委员会石油天然气开
3、采安全分技术委员会(SAC/TC288/SC10)归口。为了加强海洋石油安全管理工作，保障从业人员生命和财产安全，防止和减少海洋石油生产安全事故，根据中华人民共和国安全生产法等法律，制定本GB40554海洋石油天然气开采安全规程系列标准。GB40554旨在规定从事海洋石油天然气开采作业活动过程的安全要求，分为五个部分。第1部分:总则。目的在于规定适用于海洋石油天然气开采的安全生产通用要求。第2部分:海上部分。目的在于规定在海上（水深大于15m）进行海洋石油天然气开采作业活动过程的安全生产要求。一一第3部分:浅海部分。目的在于规定在浅海（水深5m15m）进行海洋石油天然气开采作业活动过程的安全生
4、产要求。一一第4部分:滩海部分。目的在于规定在滩海（水深小于5m）进行海洋石油天然气开采作业活动过程的安全生产要求。第5部分:陆岸终端部分。目的在于规定在陆岸终端进行海洋石油天然气开采作业活动过程的安全生产要求。本文件作为GB40554的第2部分，提出了海图水深超过15m的海域从事海洋石油天然气开采作业活动的安全生产要求，明确了海洋石油生产设施、海洋石油作业设施、作业管理的安全技术指标，用于规范海洋石油安全管理行为，固化成熟经验和技术，控制海上石油天然气开采作业活动风险，保障海上石油天然气开采从业人员生命和财产安全，防止和减少海洋石油生产安全事故，为海上石油天然气开采安全管理规范化、标准化提供
5、依据。海洋石油天然气开采安全规程第2部分：海上部分1范围本文件规定了在海上进行海洋石油天然气开采作业活动过程的安全生产要求。本文件适用于海上石油天然气开采。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。GB40554.1海洋石油天然气开采安全规程第1部分总则3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3. 1无人驻守平台unmannedpIatform指无人居住的平台。在日常生产情况下，平台上无人进行生产操作；在巡检检修、钻修井、应急处置.、访问
6、调查等情况下，允许人员登临。登平台人员不得在平台上过夜（恶劣天气、应急或险情处置、军事等不可抗力因素导致的情况除外）。3.2电力动力平台eIectricaIpowerpIatform通过栈桥与海上固定平台连接，由海上固定平台提供生活支持，为海洋石油天然气开采提供电力的海上固定式平台。3.3吊装Iifting导管架、模块等结构吊运安装的过程。来源：GB/T140902020,2.2.53.4海上生活作业支持设施offshoreIivingandoperationsupportfaciIities用于为海上作业人员提供生活、餐饮、娱乐和居住条件，同时可根据设施配置.，提供如外输供电、物料堆场、泥浆
7、外输等工程支持的海上移动式生活作业支持船舶或平台。船舶可分为有动力和无动力；平台根据形式可分为坐底式、自升式和半潜式。注：海上生活作业支持设施包括：海上自升式生活作业支持平台、海上生活作业支持船。4总体要求4.1 作业者和承包者应将风险管理贯穿海洋石油天然气开采全过程，通过持续开展风险识别评价、风险控制、风险监控，防止事故发生，确保风险处于可接受范围。4.2 海上石油天然气开采的安全生产要求除应符合本文件外，还应符合GB40554.1的要求。4.3 作业者和承包者应具备相应的资质，作业人员应具备相应的安全资格。4.4 作业者与承包者应签订安全合同或协议，明确双方安全管理界面，落实风险分级管控、
8、隐患排查治理和应急处置等措施。4.5 海洋石油作业设施从事物探、钻（修）井、铺管、起重和生活支持等活动15日前，应向作业区域的海洋石油安全生产监督管理机构备案。4.6 两个及以上生产作业单位在同一作业区域内进行可能危及对方安全的生产作业活动，应明确作业过程中各自的安全管理职责和应当采取的安全措施，并指定专职安全管理人员进行安全检查与协调。4.7 经发证检验机构认可的设施爆炸危险区域划分图、防火控制图、逃生路线图应张贴在设施明显位置。4.8 海洋石油生产设施应设置可燃气体探测报警系统、有毒有害气体探测报警系统、火灾探测报警系统、应急关断系统，并保持系统功能有效。4.9 海洋石油生产设施和作业设施
9、应建立人员登离管理制度，对登设施人员进行登记和安全告知。4.10 作业者和承包者应根据作业类型建立并执行井控、硫化氢防护、变更管理等安全管理制度。4.11 作业者组织的生产设施发证检验工作，主要包括年度检验、定期检验和临时检验。在下列情况下，应进行临时检验：发生事故或自然灾害，对设施造成损害或影响安全；结构、机电设备等进行重大改造。5海洋石油生产设施5.1 海上固定平台5.1.1方案与设计阶段5.1.1.1 环境条件资料应由具备资格的单位提供。设计采用的环境条件重现期推算方法应是公认的。5.1.1.2 平台方位、尺度的确定，生产区、公用设施区、生活区的布置，应保证生产作业和人员安全。5. 1.
10、1.3平台方位应综合考虑风、浪、流等环境条件确定。5.4.4.4 平台总体布置应满足平台安全、防火、消防、人员逃生和救生的要求，应考虑下列因素：-危险区溢出的可燃或有毒气体扩散至生活区或公用设备区的可能性最低；火灾或爆炸产生的烟气或生产排烟扩散至生活区或公用设备区的可能性最低；所在海域供应船靠离泊；直升机起降。5.4.4.5 平台总体布置应满足钻井、修井及生产作业、海上安装的要求。5.4.4.6 新建平台临近已建设施时，应考虑新老设施的供应船停靠、直升机起降、作业设施就位、火炬/放空设施以及海底管道、海底电缆路由等因素的影响。5.4.4.7 海上天然气处理平台在设计阶段应进行火灾爆炸定量风险分
11、析，进行被动防火设计和防火墙抗爆设计。5.4.4.8 有人驻守平台（包括板桥相连组成的平台群）应设置水消防系统、泡沫灭火系统和气体灭火系统，并满足以下要求：平台应至少配备两台独立驱动的消防泵；一一消防泵的布置应能直接将海水抽入固定消防总管。消防泵的海水吸入口和动力源的布置应保证在平台上任何一个处所失火时，不致使所要求的两台泵都失去作用；一一对于有注水管线与供水平台相连的平台，如果供水平台所供的注水或消防水能可靠地用于本平台的消防，经技术论证，该平台可以不设消防泵；一一固定式泡沫灭火系统的主控制站应布置在被保护区域以外的安全地点；应根据使用处所的面积和特性选用炮式喷射器、泡沫喷枪和泡沫发生器来供
12、送所需的泡沫。在寒冷地区使用的泡沫液贮罐应有防冻措施；一一气体灭火系统应能以手动和自动两种方式释放，其管路和喷咀应能在规定的时间内将所需的灭火剂喷入被保护处所；一一气体灭火系统应设声、光报警装置及灭火剂释放延时装置，报警后应延时10-60s（可调）释放灭火剂，以便操作人员安全撤离。5.4.4.9 有人驻守平台（包括栈桥相连组成的平台群）应设置救生艇和救生筏，并满足以下要求：应配备救生艇装置，该装置包括刚性全封闭机动耐火救生艇、吊艇架、起艇机及登乘甲板等；一一配备的救生艇应能容纳其总人数，若总人数超过30人，所配备的救生艇装置不得少于2套；一一平台群中的生活平台应配备能容纳其总人数的救生艇。平台
13、群中的其它平台可按各自实际的最多工作人数和平台特点，配置必要的逃生和救生装置；一一配备的气胀式救生筏应能容纳其总人数；一一平台群中的生活平台应配备能容纳其总人数的气胀式救生筏，平台群中的其它平台应按各自实际工作的最多人数和特点配备气胀式救生筏。无人驻守平台可按定员12人考虑。5.4.4.10 无人驻守平台应设置安全可靠的登平台设施，确保作业人员上下平台的安全。5.4.4.11 无人驻守平台应设置防止外部人员登上平台的装置。5.1,1.12稠油热采平台应在方案和设计阶段进行定量风险分析。1.1.1.13 稠油热采平台应在方案和设计阶段考虑设置高温流体泄漏探测报警装置。1.1.1.14 模块钻机、
14、修井机应满足6.2.2的要求，并应满足以下要求：一一应与所依托设施统筹考虑消防配置、救生逃生设施、紧急集合点；一一防喷器控制装置的动力源、应急关断等系统或设备，应考虑二级或三级保护，且按独立、功能相同、原理相异的原则设计；一一应配置正压式呼吸器、防护服等钻完井作业人员个人防护设备；一一设计中应考虑易燃、易爆、辐射源等危险品的存储和隔离；一一应采用自然或强制通风等手段，避免可燃气体聚集导致火灾和爆炸；一一应划分危险区域，设置逃生路线、紧急集合点、两个以上逃生出口。5.1.2 工程建造阶段5.1.2.1 海上安装和调试作业应由承包者制定作业计划，计划应覆盖全过程，并经作业者审批通过。5.1.2.2
15、 海上安装与调试作业前应制定应急预案或现场处置方案。5.1.2.3 海上安装前应对海底地形、地貌和水下结构（障碍）物进行调查。5.1.2.4 所有用于海上安装与调试作业的船舶均应具备有效的船舶证书。5.1.2.5 在临时中断海上作业期间，承包者应在未完成的安装结构上设置航行警告标志。5.1.2.6 平台结构物就位作业期间，应为作业人员设置工作平台，并按舷外作业管理。5.1.2.7 海上调试承包者应编制海上调试方案，制定相应的检查程序，报作业者批准并经发证检验机构认可。联合调试应进行风险评估，风险评估结果作为试生产方案的一部分。5.1.3 试生产阶段5.1.3.1 作业者应组织编制试生产方案和试
16、生产前安全分析报告并经审查，方案应包括风险评估和控制措施。5. 1.3.2作业者应对现场操作人员进行试生产安全技术交底和安全培训O6. 1.3.3试生产安全措施应至少包括：安全预评价和基本设计识别的主要风险和控制措施；生产井钻后对油藏新认识的影响及控制措施；设备设施的完工状态与设计差异导致的风险及控制措施。5.1.3.4作业者应记录试生产情况并编制试生产安全生产情况报告。5.1.4生产阶段5.1.4.1 作业者应在平台设计使用年限到期前2年内完成主结构安全评估工作。5. 1.4.2因事故、自然灾害或者其他原因造成主结构出现裂纹、变形、下沉、倾斜等情况，应进行评估并及时处理。6. 1.4.3平台
17、阴极保护应定期检测或监测。外加电流系统还应进行定期检查和维护，周期不应超过2个月。所有检测、检查和维护均应有完整的记录。7. 1.4.4采油（气）井的持续环空压力超过对应外层套管最小抗内压强度的80串应进行安全风险评估并采取有效控制措施。5.1.4.5可燃气体探测报警系统、有毒有害气体探测报警系统、火灾探测报警系统、应急关断系统的报警或联锁关断信号旁通应按程序进行管理。5.1.4.6油、气井应设置与油藏压力相适应的井口装置。5.1.4.7消防系统应进行维护保养和检测检验，保持系统功能有效。5.1.4.8 救生艇应进行维护保养和检测检验，保持其释放、动力、供气功能有效。5.1.4.9 稠油热采井
18、应监测井口抬升，并根据监测结果进行风险评估、制定控制措施。5.2海底管道5.2.1方案与设计阶段5.2.1.1管道路由应考虑对管道自身或其他设备破坏的风险。5.2.1.2新建管道与原有管道、其他海工结构物或海上设施应保持安全距离。5.2.1.3管道系统应根据输送介质设计相应的腐蚀防护措施。5.2.1.4布置于导管架外侧靠船侧的油气输送立管应采取防碰撞保护措施。5.2.2工程建造阶段5.2.2 .1应按照设计文件对应急关断系统、清管装置、压力监控仪表、温度监控仪表等系统及其他配套设备设施进行检查，确认其完工状态。5.2.3 .2应进行管道清洗、强度及严密性试验、通球和吹扫。5.2.3试生产阶段1
19、.1.1.1 2.3.1海底管道试生产应纳入所连接的海洋石油生产设施管理。1.1.1.2 试生产过程应考虑泄漏、冻堵等异常工况的主要风险和控制措施。1.1.1.3 试生产方案应包括置换、预热等操作流程和风险控制措施。5.2.3.4作业者应对现场操作人员进行操作流程培训。5.2.3.5作业者应记录试生产情况并编制试生产安全生产情况报告。5.2.4生产阶段5.2.4.1 作业者应建立海底管道运行管理、检测、监测与评估相关制度，制定海底管道后停、置换等操作规程。5.2.4.2 作业者应制定海底管道因振动疲劳失效、内外腐蚀失效、受锚击锚刮以及渔业作业等第三方破坏失效等事件的处置方案。处置方案中应明确调
20、整运行参数、管线两端隔离泄压、事后勘察等处理措施的安全风险，并制定控制措施。5.2.4.3 海底管道停输、停注后再启动前应进行调试，停输、停注时间超过6个月再次投入使用的，应进行安全风险评估。5.2.4.4 海底管道改变原设计用途应开展安全风险评估，制定控制措施，投入使用前经发证检验机构审核同意。5.2.4.5 清管作业前应开展风险分析，并按审批通过的方案执行。5.3浮式生产储油装置5.3.1方案与设计阶段5.3.1.1环境条件资料应由具备资格的单位提供。设计采用的环境条件重现期推算方法应是公认的。5. 3.1.2浮式生产储油装置上居住模块、中央控制室、油气水处理模块、直升机甲板模块的布置，应
21、充分考虑生产作业和人员安全。5.3. 1.3浮式生产储油装置的总体布置应考虑风向：- 使危险区逸出的可燃气体进入含有引爆源的区域的可能性减至最低；- 使火炬燃烧产生的废气以及冷放空的可燃气体远离浮式生产储油装置；- 使火灾和爆炸产生的烟气进入居住区、撤离地点的可能性减至最低。5.3.1.4油气水处理设备应设在通风良好的开敞平台上，如设在围蔽处所，应进行火灾爆炸模拟计算，进行安全论证。5. 3.1.5浮式生产储油装置应设置水消防系统、泡沫灭火系统和气体灭火系统，并满足以下要求：浮式生产储油装置应至少设置两台独立驱动的消防泵，消防泵和动力源以及通海阀的布置，应保证当任何一个处所失火时不致使两台消防
22、泵都失效；一一消防总管应环行布置，其输水量及管内压力应保证由它供水的所有设备安全而有效地工作，消防总管不得有与消防无关的连接；一一固定式甲板泡沫灭火系统应能将泡沫输送到整个原油区域甲板及甲板以上的原油处理模块，并且能送入甲板已经破裂的任何原油舱内；一一直升机甲板固定式泡沫灭火系统应在直升机可作业的任何气候条件下按要求的喷射率向直升机甲板的各部位连续喷射泡沫溶液不少于5min；一一固定式气体灭火系统用于任何经常有人员在内工作或出入的处所，应设有释放灭火剂的自动声响报警装置及灭火剂释放延时装置，延时时间不应少于20s。5.3.1.6船型浮式生产储油装置应设置救生艇和救生筏，并满足以下要求：一一每舷
23、至少1艘耐火救生艇，每舷总容量应能容纳浮式生产储油装置人员总数；1只或多只气胀式或刚性救生筏，应存放在同一开敞甲板平面上并能方便地从一舷移至另一舷,其总容量应能容纳浮式生产储油装置人员总数。如果上述救生筏不是存放在同一开敞平面上且又不能方便地从一舷移至另一舷，则每舷可用的总容量应能足以容纳浮式生产储油装置人员总数；从船箱最前端或船能最末端至最近救生筏最近端的水平距离超过100m时，还应增配1只救生筏。5.3.1.7半潜式浮式生产储油装置应设置救生艇和救生筏，并满足以下要求：耐火救生艇应存放在两舷或两端至少两个相互远离的地点；救生艇的布置应在下述情况下足够容纳浮式生产储油装置人员总数：在任何一个
24、地点的所有救生艇失掉或不能使用时；任何一舷，任何一端或任何一角的所有救生艇失掉或不能使用时；1只或多只气胀式或刚性救生筏应能容纳浮式生产储油装置人员总数，且有1只应存放在直升机甲板附近。5.3.1.8布置油气水处理设备设施的框架结构应设置有规避船（浮）体结构热胀冷缩的滑动补偿装置。5.3. 1.9注入、倒舱、外输以及驱气过程中的大量透气所引起的超压和真空应设有两级保护。5.3.1.10 在卸油控制站（室）内应有监控卸油操作、卸油关断及遥控应急解脱的措施。5.3.1.11 卸油系统应设有仪器仪表以连续监测卸油压力、软管连接状况以及连接处的张力，应有必要的连锁功能以避免溢油或误操作（如当软管断开时
25、关断整个系统），设有当软管被拆或破断时能自动关断油流的措施。5.3.1.12 系泊系统应设置在线监测系统，至少包括位移与系泊力的监测。5.3.2工程建造阶段5.3.2.1海上安装和调试作业应由承包者制定作业计划，计划应覆盖全过程，并经作业者审批通过。5.3.2.2海上安装与调试作业前应制定应急预案或现场处置方案。5.3.2.3所有用于海上安装与调试作业的船舶均应具备有效的船舶证书。5.3.2.4 在临时中断海上作业期间，承包者应在未完成的安装结构上设置航行警告标志。5.3.2.5 海上调试承包者应编制海上调试方案，制定相应的检查程序，报作业者批准并经发证检验机构认可。5.3.3试生产阶段5.3
26、.3.1浮式生产储油装置的试生产按照本文件5.1.3要求执行。5.3.3.2设施上应有经发证检验机构同意的操作手册。5.3.3.3 设施应制定进出泵房、充惰舱室及其他特殊区域的管理制度。5.3.3.4 开展首次外输作业前，作业方案应经作业者审查，确认提油轮及浮式生产储油装置的安全生产技术条件，操作规程与应急处置的要求，落实作业海域其他船舶航行情况及自然环境限制条件。5.3.4生产阶段5.3.4.1经过处理的原油应达到运输条件，其雷德蒸气压力应低于大气压力。1.3.4.2 原油舱应采取惰化保护，保持原油舱内任何部分的气体含氧量（以体积计）不超过8%,并处于正压状态。1.3.4.3 船形浮式生产储
27、油装置上应使用经发证检验机构认可的装载仪，进行稳性及总纵强度计算。1.3.4.4 避台期间连续生产的浮式设施应制定压载调载作业计划，并开展极端工况浮体平衡专项核算，明确极限作业工况。5. 3.4.5油轮首次到浮式生产储油装置提油作业前，应按照本文件5.3.3.4要求执行。5.1.1.1 原油外输作业过程中，提油轮应服从作业者指挥与检查。5.1.1.2 原油外输作业前应制定情性气体系统和透气系统操作程序，惰性气体系统和透气系统应有专人进行检查和维护。提油作业期间，所有货油舱、污油舱、含油的污水舱、非分隔的压载以及任何特定的应有惰性气体保护的舱室，应保持含氧量不超过5%的惰化状态并保持适当的正压。
28、5.1.1.3 应考虑环境对原油外输作业的影响，明确油轮与浮式生产储油装置连接和解脱的环境条件。5.1.1.4 浮式生产储油装置与软管之间、软管与软管之间、软管与油轮之间，应连续地保持导电连接。5.1.1.5 浮式生产储油装置在生产期间，未经现场主要负责人批准，不能给处于惰化条件的舱室除气，或进入上述舱室。5.1.1.6 清洗舱及除气作业应制定作业计划，评估火灾/爆炸、人员中毒、窒息等风险，采取相应的措施，人员进舱前应进行舱内气体检测。6海洋石油作业设施6. 1物探船（气枪震源船）6.1.1 物探船（包括气枪震源船）应取得相应船舶检验证书。物探船船长、轮机长、驾驶员、轮机员、水手和机工，应取得
29、海事部门颁发的适任证书。6.1.2 震源系统的主要压力容器和装置、震源的拖曳钢缆和绞车、电缆绞车等设备应定期进行安全检查。6.2自升式钻（修）井平台6.2.1一般要求6.2.1.1应取得相应船舶检验证书。6.2.1.2应设置航空障碍灯。6.2.2钻（修）井系统6.2.2.1钻机、修井机应至少设置两套独立的天车防碰装置。6.2.2.2钻台应设置至少两个安全逃生通道，未配置自动化排管系统的井架二层台应设置紧急逃生装置。6.2.2.3旋转系统应配置转盘锁紧和惯性制动装置。6.2.2.4 提升系统应满足以下要求：钢丝绳滑轮应设置防跳槽装置；应设置制动和防碰撞装置。6.2.2.5 循环系统应满足以下要求
30、：一封闭式泥浆舱应设置通风系统；高压软管两端应设置安全绳（链）。6.2.2.6 动力系统应满足以下要求：一一每台柴油机排气口应设置火花捕捉装置；一一电传动控制系统应具有系统故障报警指示并具备紧急关停功能。6. 2.2.7其它系统应满足以下要求：一一应配置气、液、电等控制系统的故障报警系统或装置；一一应配置内部通信系统和电视监控系统。一一火气系统应覆盖钻修井作业区域。6.3半潜式钻井平台6. 3.1一般要求6.3. 1.1应取得相应船舶检验证书。6.3.1.2应设置航空障碍灯。6.3.2 半潜式钻井平台应满足以下要求：平台载荷应满足稳性要求；钻具补偿器系统应配备速闭阀或者缓冲装置。6.3.3 钻
31、（修）井系统满足本文件6.2.2要求。6.3.4 水下井控系统应满足以下要求：水下井控系统应配置分流器、水下防喷器组、节流压井管汇等设施；水下防喷器组应包括防喷器和下部隔水管总成、隔水管及控制系统等；节流压井管汇应包括管汇、液气分离器及其控制系统等；深水（水深大于500m）钻井平台应包括防水合物装置；水下防喷器组应安装水下储能器，并设置互为备用的双控制盒系统；防喷器组及管汇系统安装好后应分别进行功能及压力测试。6.4起重船6.4.1起重船应取得相应船舶检验证书。起重船船长、轮机长、驾驶员、轮机员、水手和机工，应取得海事部门颁发的适任证书。6.4.2在起重机械的合适位置或工作区域设有以下可见的文
32、字安全警示标志： 起升物品下方严禁站人； 臂架下方严禁停留； 作业半径内注意安全； 未经许可不得入内。6. 4.3在起重机的危险部位，应有安全标志和危险图形符号。7. 4.4起重机械安全装置要求： 起升机构均应装设起升高度限位器； 运行方向装设运行行程限位器； 极限位置处设臂架低位置和高位置的幅度限位器； 起重机应设有超负荷保护；具有变幅机构的起重机械，应装设幅度指示器（或臂架仰角指示器）。1.1.5 应制定起重设备的台账和管理规定。按规定对起重设备进行维护保养，保证刹车、限位、起重负荷指示、报警等装置齐全、准确、灵敏（灵活）、可靠。1.1.6 对起重设备进行维护、保养和检查，维护、保养应作好
33、记录，维持其适合的工况和运转条件。6.5 铺管船6.5.1 铺管船应取得相应船舶检验证书。铺管船船长、轮机长、驾驶员、轮机员、水手和机工，应取得海事部门颁发的适任证书。6.5.2 铺管作业前，应对托管架、张紧器及其控制系统、管线收放绞车进行安全检查，并按照操作维护规程使用和维护。6.6 海上生活作业支持设施6. 6.1海上生活作业支持设施应取得相应船舶检验证书。动力/无动力船船长、轮机长等应取得海事部门颁发的适任证书。7. 6.2作业前，作业者应与生活作业支持设施管理单位进行安全交底，交底应至少包括以下内容： 风险提示及海区水上水下设施/管线/电缆情况； 被服务设施的技术参数及靠泊（就位）要求
34、； 海区自然环境条件和地质调查资料： 就位方案、作业船舶资料、拖航方案和应急预案； 应急预案桥接文件，双方现场负责人沟通联络机制。6.6.3海上生活作业支持设施应根据被服务设施要求，明确本方甲板禁止动火区域，并告知全体员工。6. 6.4海上生活作业支持设施应配备安全设施，且至少满足如下要求： 水消防系统、泡沫灭火系统、气体灭火系统和干粉灭火系统等灭火设备和装置，并具有发证检验机构或专业设备检测检验机构检验合格证书；一一设置自动和手动火灾、可燃和有毒有害气体探测报警系统，总控制室内设总的报警和控制系统；一一配备不少于4套消防员装备，包括隔热防护服、消防靴和手套、头盔、正压式空气呼吸器、消防斧以及
35、可以连续使用3个小时的手提式安全灯；一一所有的消防设备都存放在易于取用的位置，并定期检查，保持完好状态。检查应有记录； 配备刚性全封闭耐火救生艇，数量应满足船级社的要求。配备气胀式救生筏，放置位置应满足距水面高度要求，且数量满足设施最大居住人数； 配备不少于8个救生圈，其中至少应有2个带自亮浮灯、4个带自亮浮灯及自发烟雾信号。每个带自亮浮灯和自发烟雾信号的救生圈配备1根可浮救生索，可浮救生索的长度为从救生圈的存放位置至最低天文潮位水面高度的L5倍，并至少长30m； 配备普通救生衣，数量满足设施最大居住人数的210%,人员居住处所配备100%,救生艇集合点处配备100%，平台甲板和人员常驻工作区
36、配备10%o在寒冷海域配备防寒救生衣，数量应满足设施最大居住人数的100$; 所有的救生设施都应按规定定期检查，始终保持设施及附件的完好可用状态。检查应有记录； 配备应急发电机，应设置在破损水线以上，在主电源供电失效（包括生产设施反送电）45秒内能自动启动，并自动连接至应急配电板/盘，应急发电机功率应满足平台全部应急设备所需功率；如无应急发电机，也可配备应急电源，当主电源的供电失效时，能自动连接至应急配电板/盘，电压变化应保持在额定电压的12%范围内；一一配备逃生软梯，并确保软梯长度满足设置位置至最低天文潮位水面的高度。逃生梯/登乘梯应满足相关规范要求。7作业管理7. 1物探作业7.1.1 应
37、制定气枪震源船震源系统的操作维护规程，至少包括空压机、气枪及控制系统、高压管系等部分。7.1.2 物探作业前应对工区进行踏勘，分析作业风险，制定相应控制措施和应急预案。7.1.3 应对气枪震源船的震源系统进行开工前安全检查，并按照操作维护规程使用和维护。7.1.4 气枪震源高压系统内的高压软管应根据产品的使用周期，按时进行更换。7.1.5 物探船进入作业海域后，应针对气枪震源作业高压伤害现场处置方案进行演练。7.1.6 气枪震源作业应满足下列要求：气枪震源船上的高压作业区域设置隔离警示；-高压管路两侧设置防护栏，防护距离不少于1m；一拖缆作业震源周围5km之内不得进行潜水作业；震源周围5km-
38、30km之内，应经评估或计算潜水作业是安全的，才可进行潜水作业；在甲板上试枪，要进行无压试验；气枪在升、降过程中，在水面上、下InI范围内，压力应控制在3.45MPa（500psi）以下，提升至甲板前应排空高压管汇和枪内的气体，沉枪达到工作深度后，方可将气压调到工作压力；并应设定警戒区，有声音、灯光报警； 气枪激发时，应确认附近无相关人员和挂碰气枪管路的障碍物，吊臂下严禁站人； 浪高超过4.5m不得开展震源激发作业； 设备严禁带压拆卸。7.2钻井作业7.2.1 钻（修）井平台就位7.2.1.1 自升式平台插桩作业前应根据海洋工程地质调查资料或邻井资料进行风险分析并完成应急预案。7.2.1.2
39、自升式平台下放桩腿前应清理升降装置周围的障碍物，确认桩靴注满海水、解锁锁紧装置。7.2.1.3 1.3半潜式平台确定井位后，对就位区域的海底管线、电缆和生产设施做好摸排，确保就位过程中保持足够的安全距离。7.2.1.4 1.4半潜式平台进场之前，考虑井场海况包括海流、风向、风速等因素，确定进场方向以及布锚顺序。7.2.1.5 半潜式平台就位艄向选择时，需要考虑季风对平台的影响，同时兼顾拖轮靠平台以及起降直升飞机等辅助工作，还需要确保生活区处于上风或侧风一侧。7.2.1.6 自升式平台插桩与压载应按照操船手册执行。7.2.2钻井7.2.2.1地质设计7.2.2.1.1地质设计应根据地质资料进行风
40、险评估并编制安全提示。7.2.2.1.2地质设计应提供区域地质资料、地层压力、漏失压力、破裂压力、坍塌压力、地层流体性质、浅部断层、浅层气、古河道、海床陡坡等的预测及岩性剖面资料。7.2.2.1.3地质设计应提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料，并注明含硫化氢、二氧化碳地层深度和预计含量；应提供已钻井的测井解释成果、地层测试及试油、气资料。探井应提供相应的硫化氢、二氧化碳预测资料。7.2.2.1.4含硫化氢地层、严重坍塌地层、塑性泥岩层、严重漏失层、盐膏层和暂不能建立压力曲线图的裂缝性地层、受老区回注井（包括注水、注热、注气和注聚）影响的调整井均应根据实际情况确定各层套管的应封点深度。7.2
41、.2.2工程设计7.2.2.2.1工程设计应依据地质设计和邻井钻井有关资料编制，并应对地质设计中的风险评估、安全提示及所采用的工艺技术等制定相应的安全措施。1 .2.2.2.2井身结构应符合以下安全技术要求： 应根据土壤力学数据结构分析结果或邻井资料，确定隔水套管最小入泥深度。表层套管下深应能封隔浅部复杂层段，技术套管下深应考虑防止喷、漏、塌、卡的需要； 套管柱强度设计应符合安全系数要求。根据地层压力和井内流体介质性质选择套管类型和性能指标； 各层套管固井水泥返高设计应符合安全要求。表层套管固井水泥应返至泥线。7 .2.2.2.3钻井液应符合以下安全技术要求：应根据地质资料和钻井要求，设计钻井
42、液类型和性能指标；应储备一定数量的高密度钻井液或加重材料，含硫化氢油气井还应按设计储备除硫剂。7.2.2.2.4应收集丛式井的邻井资料，进行碰撞风险分析，制定防碰措施。7.2.2.3钻进、起下钻和甩钻具7.2.2.3.1开钻前完成地质设计、工程设计，进行安全检查和技术交底。7.2.2.3.2 应对异常情况进行监控并及时处置。7.2.2.3.3 每个班次应检查大绳、绞车、防碰装置、刹车系统、井口工器具等关键设备设施和安全设施。7.2.2.3.4 钻进作业期间，应注意观察井内溢流及漏失情况，做好井控工作。钻进过程中根据井内溢流或漏失情况，调整钻井液性能。7.2.2.3.5 油气层钻进过程中加强油气
43、侵检查，控制油气上窜速度满足安全作业需要；7.2.2.3.6 起下钻应控制速度，起钻过程应及时灌注钻井液，减少压力波动。7.2.2.3.7 应指定专人观察和记录循环罐（池）液面变化及起下钻灌入或返出钻井液情况。7.2.2.4钻开油气层7.2.2.4.1钻开油气层前，应现场组织钻开油气层前检查或验收工作，并符合以下要求：一一应按钻井设计确认井控和防硫化氢措施的落实情况；一一应确认井控装置符合钻井设计要求，性能可靠：一一钻具组合符合井控要求； 按设计要求进行套管压力试验、地层破裂压力试验或地层完整性试验； 应储备充足的井控应急物资； 钻开油气层前，应进行检查验收，保证设备设施满足施工要求。7.2.
44、2.4.2 区域探井和高压、高含硫、高产油气井钻井作业应经开工检查或验收合格，钻开油气层或打（射）开目的层应经作业者批准；现场配制的钻井液密度和PH值及储备加重钻井液、加重剂应符合设计要求。7.2.2.4.3 钻开油气层后应执行以下规定：一一起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不大于002gc11进行可燃气体的监测和火源、热源的管理：一一下套管时，应注意观察钻井液的返出情况，根据井下情况采取相应的处理措施；一要掌握钻井参数、钻井液变化情况及井下油气上窜速度。7.2.3录井7.2.3.1录井仪器房应保持正压，配备火灾、可燃气体、硫化氢等探测与报警装置，具备声光报警功能。7.2.3
45、.2应配置气侵、溢流监测报警系统，保持功能完好，不应擅白停用。7.2.3.3钻开油气层、含硫化氢地层前，应加强地层对比，持续监测气测值、钻井液性能、循环池液面和钻井工程参数，发现油气或异常及时向作业者、钻井队提出地质预报。7. 2.4测井7.2. 4.1下井仪器、射孔器材应符合设计要求。测井作业前，应确认已安装防喷器且已通过压力测试。7.2.4.2射孔起爆装置应有安全防护技术措施。7.2.4.3 钻具输送测井应针对仪器种类、仪器连接方式、钻具输送速度以及钻具输送过程制定落实风险管控措施。7.2.4.4 带压作业或使用电缆防喷器施工时，打开井口阀门前应检查井口防喷装置的连接及密封状况；手动开关阀
46、门时应侧身操作。7.2.4.5 射孔枪组装、拆卸时与井口应保持安全距离。油管传输射孔器总成与起爆装置之间应有安全隔离装置或空的枪段。7.2.4.6 未引爆的射孔器应由专业人员在井口卸下起爆装置，转移至安全地点后再进行处理。7.2.4.7 2.4.7解卡作业时，除指挥人员和操作人员外，其他人员不应进入作业区域。7.2.4.8施工结束后，应及时下入管柱，不应空井等候。7.3井下作业7.3.1一般要求7.3.1.1施工作业前，应由作业者认可的单位编制完成地质设计和工程设计，并按审批程序审批。7.3.1.2设计应制定中毒、井喷、火灾、爆炸等事故及复杂情况的预防措施。7.3.2设计1.1.1.1 1地质设计应根据风险评估结果编制安全提示。风险评估包括本井的地质、钻完井资料、历次井下作业情况、前期生产动态情况、邻井情况等：安全提示包括邻井或本区域的硫化氢、二氧化碳含量和异常高（低）压情况等。1.1.1.2 工程（工艺）设计应根据地质设计编制，并根据地质设计中的风险评估、安全提示和工艺技术制定安全管控要求。明确作业井井控风险级别及含硫化氢、二氧化碳井的安全管控要求。1.1.1.3 工程（工艺）设计应根据地质设计提供的地层压力和流体性质，计算预测井口最大关井压力，确定井控装置压力等级配套设计和修（压）井液性能、类型、数量、压井要求等。1.1.1.4 工程设计应根
