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1、ICS13.100CCS09G目中华人民共和家标准GB/TXXXXX.420XX海洋石油天然气开采安全规程第4部分：滩海部分Codeofsafetypracticeforoffshoreoil&gasexplorationandproductionPart4:Beachshallowwater（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25海洋石油生产设施25.1 滩海陆岸石油设施25.2 石油人工岛35.3 海底管道46设备管理56.1救逃生设备设施与消防设备
2、51.2 电气与安全仪表设备61.3 通信设备61.4 交通设备61.5 钻修井设备67 作业管理77 .1物探作业78 .2钻井作业79 .3录井作业810 4测井作业911 5井下作业912 6特殊作业118 应急管理128 .1一般要求129 .2防台风12,Z,A刖S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4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
3、由全国安全生产标准化技术委员会石油天然气开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、法规和标准，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
4、5m15m）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4部分，提出了海图水深小于5m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，明确了滩海石油生产设施、设备管理、作业管理、应急管理的安全技术指标，用于规范滩海石油安全管理行为，固化成熟经验和技术，控制滩海石油天然气开采作业活动风险，保障滩海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
5、全事故，为滩海石油天然气开采安全管理规范化、标准化提供依据。海洋石油天然气开采安全规程第4部分：滩海部分1范围本文件规定了在滩海从事石油天然气开采作业活动的安全生产要求。本文件适用于滩海石油天然气开采。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。GB2894安全标志及其使用导则GB15599石油与石油设施雷电安全规范GB40554.1海洋石油天然气开采安全规程第1部分：总则GB50057建筑物防雷设计规范GB50084自动喷水灭火系统设计规
6、范GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50151泡沫灭火系统设计规范GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50350油田油气集输设计规范GB50370气体灭火系统设计验收规范GB50974消防给水及消火栓系统技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3. 1石油人工岛petroleumartificialisIand在滩海水域内，以砂、石、混凝土等为主要材料建成的与陆地无连接的岛式构筑物及与勘探开发配套的石油设施。3.2滩海通井路theroadtothebeachpetroleuminstalIations在滩海区域内，修筑的陆地与滩海陆岸石油设施或滩
7、海陆岸石油设施之间连接的通道。1.1 3滩海井台beachpIatform在滩海区域内，修筑的由滩海通井路与陆岸相连的无人驻守，只具备采油、注水等简单功能的构筑物。4总体要求1.2 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。1.3 滩海石油天然气开采的安全生产要求除应符合本文件外，尚应符合海洋石油天然气开采安全规程第1部分：总则GB40554.1的要求。1.4 作业者应按照设施的平面布局、功能设定等划分管理区域，分区管理。1.5 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。1.
8、6 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、隐患排查治理和应急处置等措施。1.7 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。1.8 作业者组织生产设施发证检验工作，主要包括年度检验、定期检验、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：设施结构、机电设备、容器储罐等进行重大改造。1.9 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。1.10 道路应
9、设置限速、导向、限高、限宽等交通安全标志。滩海通井路路面有结冰、大量积雪的，能见度不足100米，路基掏空或路面积水对行车安全有影响的，漫水通井路周围水位超过通行警戒水位的，禁止车辆驶入。1.11 应建立门禁制度，对出入车辆、人员进行登记和安全告知。1.12 滩海区域内的海上固定平台、海洋石油作业设施应符合本系列标准浅海部分的相关规定。5海洋石油生产设施5.1 滩海陆岸石油设施5.1.1 方案与设计阶段5.1.1.1 应进行整体稳定性验算及自身沉降量计算，并预留沉降量。5.1.1.2 存在冲刷的滩海陆岸石油设施应进行护底设计。5.1.1.3 设施迎浪面应采取消浪措施，周边采取防冲刷措施。5.1.
10、1.4 滩海陆岸石油设施结构设计应符合： 明确抗震等级； 明确禁止取土（砂）的安全范围。 根据使用要求、施工条件、环境条件和荷载条件等，采用适合海上环境的材料、结构和防护措施。5.1.1.5滩海陆岸石油设施总体布置设计应符合：一总平面设计环境重现期的选择应与岛体保持一致；一油气开采、油气处理、油气输送、配电、消防、控制室、生活设施等应分区布置；一火灾危险类别相同的建（构）筑物和设备应集中布置，减少单体数量；一井口区的布置应满足采油（气）井口及配套设施和钻（修）井设备设施布置的需要；生活区应布置在全年最小频率风向的下风侧；一放空管或放空火炬应布置在全年最小频率风向的上风侧。5.1.1.6滩海通井
11、路设计应符合：滩海通井路的宽度应考虑油气管道和车辆通行的需要，当采用单车道时，应设置错车位；一一滩海通井路路面应进行防滑处理；护坡应采取防水、防浪、防掏空等措施；滩海漫水通井路路肩上应设置护轮坎和标志杆；滩海漫水通井路应设置通行警戒水位标识。5.1.1.7油气集输工程设计应符合GB50350的规定。5.1.2工程建造阶段5.1.2.1 工程开工前应编制施工作业方案和安全技术措施，并由建设单位审批。5.1.2.2岛体充（吹）填过程中应对填土高度、岛壁内外水位、沉降进行观测。5.1.2.3岛体建设完工后应根据不同的使用需要进行地基处理，以满足稳定性和承载力要求。5. 1.2.4施工期间所在海域发布
12、台风、风暴潮等气象预警时，作业单位应采取相应的应急措施。5.1.3试生产阶段5.1.3.1 作业者应组织编制试生产（投产）方案并经审查，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。5.1.3.3 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5.1.1.1 作业者应开展岛体结构安全检查，保持岛体、靠船设施等结构完好。5.1.1.2 作业者应定期开展沉降、位移检测，形成分析报告。5.1.1.3 气举采油井投产前应对气举系统进行强度性试压和密封性试压。5.1.1.4 应定期对气举井口装置和管线的腐蚀状况、密封状况进
13、行检测。5.1.1.5 热力采油井的地面注汽管道及设备应设置隔热保护措施，地面注汽管道应采取消除张力影响的措施，并经试压合格。5.1.4.6注入压力不应超过井口和地下管柱设计压力。5.1.4.7注入站、注入泵、注入管线等场所应设置高压安全警示标识。5.1.4,8地下电缆、管道合理布置，并标识走向，标识应符合GB2894的规定。5.1.4.9 管道应根据输送介质的不同，涂以不同颜色的面漆或色环，并设置标明流向的标识。5.1.4.10 生产运行参数应在设计参数范围内，运行过程中进行实时监视和控制。5.2石油人工岛5. 2.1方案与设计阶段5.2. 1,1应进行整体稳定性验算及自身沉降量计算，并预留
14、沉降量。5.2.1.2设施迎浪面应采取消浪措施，周边采取防冲刷措施。5.2.1.3石油人工岛岛体结构设计应符合： 明确抗震等级； 明确禁止取土（砂）的安全范围；根据使用要求、施工条件、环境条件和荷载条件等，采用适合海上环境的材料、结构和防护措施； 围堤的护面设计应分别计算护面块体（块石和人工块体）的稳定重量和护面层的厚度； 岛体顶面高程应高于极端高水位0.5m1.Omo5.2.1.4石油人工岛总体布置设计应符合： 总平面设计环境重现期的选择应与岛体保持一致； 油气开采、油气处理、油气储存、油气输送、配电、消防、控制中心、生活设施等应分区布置； 火灾危险类别相同的厂房和设备应集中布置，减少单体数
15、量； 生活区应布置在全年最小频率风向的下风侧； 放空管或放空火炬应布置在全年最小频率风向的上风侧。5.2.1.5靠船设施应根据环境条件、地质条件、承载力、靠泊要求选择结构型式、靠泊方式，并采取防碰撞措施。5.2,1.6连接通道（路、桥）应与岛体同时设计，通道顶面应设置排水孔和防止车辆坠海的防护措施。5.2.2工程建造阶段工程建造阶段应符合本文件5.1.2的要求。5.2.3 试生产阶段试生产运行阶段应符合本文件5.1.3的要求。5.2.4 生产阶段生产阶段应符合本文件5.1.4的要求。5.3海底管道5.3.1 方案与设计阶段5.3.1.1管道路由应考虑对管道自身或其他设备破坏的风险。5.3.1.
16、2新建管道距原有管道、其他海工结构物或海上设施应保持安全距离。5.3.1.3海底管道应设置自动化监控、数据采集和紧急关断系统。5. 3.1.4管道系统应根据输送介质设计相应的腐蚀防护措施。5.3. 1.5油气输送立管应加装保护套管和防碰装置，不应安装任何以立管为支撑的附件。5.3.2 工程建造阶段5.3.3 .1应按照设计文件对紧急关断装置、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。5.3.2.2应进行管道吹扫、强度及严密性试验和通球。5.3.3试生产阶段5.3.3.1海底管道试生产应纳入所连接的海洋石油生产设施管理.5.3.3.2试生产（投产）方案
17、应包括管道热运等操作流程和风险控制措施。5.3.3.3作业者应对现场操作人员进行操作流程培训。5.3.3.4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。5.3.4生产阶段5.3.4. 1应建立海底管道运行管理、检测、监测与评估制度。5.3.4.2 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。5.3.4.3 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。5.3.4.4 海底管
18、道改变原设计用途应开展安全风险分析，制定控制措施，投入使用前经发证检验机构审核同意。5.3.4.5 清管作业前应开展风险分析，并按审批通过的方案执行。6设备管理6.1 救逃生设备设施与消防设备6.1.1 石油人工岛应设置应急避难房，应急避难房能够容纳设施全部人员，并储备避难人员5天所需要的饮用水和食品。滩海陆岸石油设施（滩海井台除外）应根据风险评估结论，按需设置应急避难房，设置的应急避难房应能够容纳设施全部人员，并储备避难人员5天所需要的饮用水和食品。6.1.2 石油人工岛应根据设施所处海域的自然环境条件，选配直升机、救生艇、救生筏等救逃生设备中的至少一种，以满足作业人员救逃生的需求。6.1.
19、3有人值守的滩海陆岸石油设施应配备应急值班车。6.1.4石油人工岛应具有基本医疗抢救条件，作业人员超过15人的，配备专职医务人员；低于15人的，可配备兼职医务人员。6.1.5逃生通道应畅通、逃生方向指示标识完整，照明良好。6.1.6石油人工岛应按照作业人员数量的210%配备救生衣，滩海陆岸石油设施（滩海井台除外）应按照作业人员数量的100%配备救生衣。6.1.7 石油人工岛、滩海陆岸石油设施（滩海井台除外）应按照作业人员数量的100%配备保温救生服。6.1.8 石油人工岛应至少配备8个救生圈，其中2个带自亮浮灯、4个带自亮浮灯和自发烟雾信号，每个带自亮浮灯和自发烟雾信号的救生圈配备一根可浮救生
20、索；有人值守的滩海陆岸石油设施应至少配备4个救生圈，每个救生圈上配备至少30米长的可浮救生索，其中2个带自亮浮灯、2个带自发烟雾信号和自亮浮灯。6.1.9 所有救逃生设备都应标注设施的名称，并按规定存放。6.1.10 滩海井台巡检、作业时，应携带满足全部人员使用的救生衣、救生圈等。6.1.11 石油人工岛、滩海陆岸石油设施设置的水消防系统、泡沫灭火系统、气体灭火系统等固定灭火系统规模应分别满足一次最大火灾的需要。6.1.12 消防泵应能够手动和远程启动，备用消防泵与主消防泵采用不同的动力源驱动。消防水总管应满足消防泵的压力和最大出水量要求。滩海陆岸石油设施（滩海井台除外）应配备移动式消防泵1台
21、。6.1.13 建筑物内设置的消火栓应符合GB50974的规定。6.1.14泡沫灭火系统应符合GB50151的规定，气体灭火系统应符合GB50370的规定，水幕系统应符合GB50084的规定。6.2电气与安全仪表设备1.1.1 2.1电气设备投产运行前应按照GB50150的规定试验，电气设备和电缆每年应进行绝缘电阻测试或耐压试验。1.1.2 2.2电气设备接地应满足GB50169的规定，因地质情况或潮汐影响导致接地电阻不满足设计要求时，应采用降阻措施，接地装置应定期进行检测。1.1.3 应急电源应符合： 容量、型式及自启动时间应满足应急负载要求；与主电源应采取防止并列运行的措施； 安装处所应与
22、主电源和生产区域分开设置.； 对应急照明、通信设备应能至少供电18h； 火灾和可燃气体探测报警系统、中控系统、应急关断盘应由交流不间断电源作为应急电源，供电时间至少为30mino1.1.4 建筑物防雷应符合GB50057的规定；石油设施防雷应符合GB15599的规定。1.1.5 过程控制系统和安全仪表系统的数据采集上传、远程控制、报警、联锁保护等功能应符合设计要求。应急关断系统应能自动和手动关断。可燃气体和有毒气体探测、报警系统的设计应符合GB50493的规定，与广播系统和消防系统联动。1.1.6 视频监视系统应覆盖特殊作业现场和重要生产部位，具备采集、显示、记录与回放现场图像功能。6. 3通
23、信设备6.3. 1石油人工岛、滩海陆岸石油设施的通信应能满足应急通信需要。石油人工岛的外部通信应满足对岸、对船通信需要。设置直升机停机坪的石油人工岛还应满足对空通信需要。6. 3.2石油人工岛、滩海陆岸石油设施（滩海井台除外）内部通信设备应满足中控室与无线电室、办公室、值班室、工作间、配电间、操作现场等处所的通信需要：广播系统应覆盖全设施，并能播放报警信号。6.3.3 滩海井台巡检和检维修期间，工作人员应携带应急通信设备。6.3.4 通信设备应定期进行测试。6.4交通设备6.4.1 进入油气生产区域的燃油车辆应应配备车用阻火满（防火帽）。6.4.2 用于油气生产服务的船舶应取得相应资质。6.5
24、钻修井设备6.5.1钻井设备6.5.1.1模块钻修一体化机、钻机应至少设立两套工作原理相异的防碰天车装置，其中一套防碰大车装置还应具有防止顿钻的功能。6. 5.1.2钻机应安装防喷器与钻机提升系统联动的防提断安全装置。6.5. 1.3石油人工岛钻井期间应配备井控装置附件应急库房。6.5.2井下作业（试油、试气）设备6.5.2.1修井机应至少设置两套工作原理相异的防碰天车装置。1.5.2.2 根据井深井斜及管柱重量，选择修井机械、井架和游动系统等配套设备。1.5.2.3 钻台或修井机操作台应满足井控装置安装、起下钻和井控操作要求。1.5.2.4 安放钻台、修井机井架基础及支腿支座的区域，地面承载
25、能力不应小于产品使用说明书要求。6. 5.2.5石油人工岛井下作业（试油、试气）期间应配备井控装置附件应急库房。7作业管理6.1 物探作业6.1.1 作业前应对水上、水下障碍物进行踏勘，对作业区域水深进行测量，制定安全措施。6.1.2 作业单位应制定安全作业计划，经审批后实施。6.1.3 六级及以上大风、雷暴、大雾天气应停止作业。6.1.4 涉水作业、舷边作业时，作业人员应穿戴救生衣。6.1.5 物探钻井作业前应确认埋地、水上、水下设施安全距离，不应在输电线路下进行钻井作业。根据水深设置水上钻井平台，平台稳定平整。钻井作业时.，非作业人员不应进入作业区域。6.1.6 气枪震源激发应满足以下要求
26、：一一起吊气枪前，应检查管线无相互缠绕，逐组起吊，其他人员不应在吊臂下方停留：一一气枪震源船到达激发点后，作业人员应确认激发点位置，确认施工区域内无其他船只和人员方可激发：一一在甲板上试枪，要进行无压试验；气枪在升、降过程中，在水面上、下Im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；一一设备严禁带压拆卸。7. 2钻井作业7.2.1设计7.2.1.1地质设计7.2.1.1.1 地质设计应根据地质资料进行风险评估并编制安全提示。7.2.1.1.2 应提供区域地质资料、
27、地层压力、漏失压力、破裂压力、坍塌压力、地层应力、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。7.2.1.1.3 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。7.2.1.1.4 含硫化氢地层、严重切塌地层、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、受老区注水井影响的调整井均应根据实际情况确定各层套管的必封点深度。7.2.1.1.5 2.1.2工程设计7.2.1.2.1工程设计应依据地质设计和邻井钻井有关资料编
28、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。7.2.1.2.2井身结构应符合以下安全技术要求：隔水（防砂）导管下入深度应大于井架基础桩以下IOm,无基础桩的井下隔水导管下入深度应大于岛体充（吹）填深度以下5m。表层套管下深应能封隔浅部复杂层段，技术套管下深考虑防止喷、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地面。7.2.1.2.3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，设计钻井液类型和性能指标；应储备一定数量的高密度
29、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。7.2.1.2.4丛式井应收集邻井资料，进行碰撞风险分析，制定防碰控制措施。7.2.2施工作业7.2.2.1一般要求7.2.2.1.1井场应有足够的抗压强度，周围排水设施应畅通，基础平面应高于井场面100mm20OnInU在洪讯、潮汛季节应修筑防洪防潮堤坝和采用其他相应预防措施。7.2.2.1.2井场的布置，设备设施的摆放、安装、使用和维护，应与作业条件和环境相适应。7.2.2.1.3开钻前完成地质设计和工程设计，进行安全检查和技术交底。7.2.2.1.4现场储备足够量的高密度钻井液、重晶石和堵漏材料。石油人工岛钻井施工时应设置加重材料集中
30、储备库，在设计之外额外储备一定量的加重材料。7.2.2.1.5六级及以上大风、雷电或暴雨、雾、雪等能见度小于30m时，不应进行井架起放、设备吊装、拆卸及高处作业。7.2.2.2钻进、起下钻和甩钻具7.2.2.2.1应对异常情况进行监控并及时处置。7.2.2.2.2钻进过程中根据井内溢流或漏失情况，调整钻井液性能，平衡地层压力。7.2.2.2.3钻开油气层前，应检查或验收合格，保证设备设施满足施工要求。钻开油气层后要掌握钻井参数、钻井液变化情况及井下油气上窜速度。7.2.2.2.4油气层钻进过程中加强油气侵检查，油气上窜速度应满足安全作业需要。7.2.2.2.5 每个班次应检查大绳、绞车、防碰装
31、置、刹车系统、井口工器具等关键设备设施和安全设施；7.2.2.2.6 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。七级及以上大风、雷电或暴雨、雾、雪等能见度小于30m时，不应进行起、下钻作业。7.2.2.2.7 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。72.2.3下套管和固井7.2.2.2.8 2.2.3.1下套管和固井作业应根据施工内容开展风险辨识和分析，落实防喷措施。7.2.2.3.2 下套管前要确认井筒条件，防止遇阻遇卡。7.2.2.3.3 固井施工应设置隔离区域，摆放警示标识。固井设备、水泥浆性能满足设计要求。7.3 录井作业7.3.1 录井
32、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。7.3.2 应配置气侵、溢流监测报警系统，保持功能完好，不应擅自停用。7.3.3 应与钻井队建立有效的应急联动机制。7.3.4 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。7.4 测井作业7.4.1 下井仪器、射孔器材应符合设计要求。测井作业应配备符合安全要求的井口防喷装置。测井作业前，按设计要求对防喷管汇进行压力试验。7.4.2射孔起爆装置应有安全防护技术措施。7.4.3 测井队应与钻井队或井下作业队建立有效的应
33、急联动机制，井口异常或发生井喷时应服从钻井或井下作业队伍统一指挥。7.4.4 六级及以上大风、雷雨、大雾等恶劣天气，应暂停施工作业，裸眼井测井作业时，应将仪器起入套管内；夜间不应进行射孔地面装枪、拆枪和爆破作业；7.4.5 4.5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。7.4.6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；手动开关阀门时应侧身操作。7.4.7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。7.4.8未引爆的射孔器应由专业人员在井口卸下起爆
34、装置，转移至安全地点后再进行处理。7.4.9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. 4.10施工结束后，应及时下入管柱，不应空井等候。7.5井下作业7. 5.1一般要求7.5. 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。7.6. 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。7.7. 1.3大型压裂施工现场应划分工作界面、区域，明确安全责任及准入管理。7.8. 1.4六级及以上大风、能见度小于井架高度的浓雾天气、暴雨雷电天气及设备运行不正常时，应停止起下作业。7.5.2设计1.1.1.1 1地质设计应根据
35、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、井场现状等；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工程（工艺）设计，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 2.3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（工艺）设计应根据井身
36、结构、管柱质量、流体性质等，确定修井设备载荷、管柱性能和组合。1.1.1.5 工程设计应根据地质设计的安全提示和工程（工艺）设计的安全管控要求，制定施工步骤、技术要求、井控设计。结合现场作业人员能力、装备能力、工艺技术、作业工序，明确以下方面： 社会环境和自然环境因素引发的风险防控措施； 设备设施及其周围建（构）筑物之间的安全距离； 设备设施搬迁、安装的人身伤害防护措施； 作业过程人身伤害防护措施。7.5.2.6压裂、酸化作业应制定专项施工方案，明确高压防护、酸性物质防护和消防措施。压裂管汇元件应经检测合格。2 .5.3施工作业7 .5.3.1一般要求7.5.3.1.1井场布置，设备设施摆放、
37、安装、使用和维护，应与作业条件和环境相符合。7.5.3.1.2施工作业前应进行开工验收和技术交底。7. 5.3.1.3打开油（气）层前，作业者和承包者应当确认井控和防硫化氢措施的落实情况。7.5. 3.2井控装置1.1.1.1.1 5.3.2.1井控装置应有专门机构管理，并由具有资质的单位进行维修和检验。进口井控装置应经作业者确认后使用。1.1.1.1.2 应配备液压双闸板防喷器（全封+半封）和一套远程控制装置。硫化氢含量不小于30g/的油气井应增加剪切闸板防喷器组合。1.1.1.1.3 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不小于施工层位预计最高关井井口压力。1
38、.1.1.1.4 井控配套装置安全距离如未达到标准要求，应进行专项安全评估，并采取或增加相应的安全保障措施，确保安全运行。1.1.1.1.5 石油人工岛和滩海陆岸井控管汇布置应考虑岛体采油设施、风向等因素，放喷口和点火口设置在安全地带，可采用集中放喷（含排气）的方式，在放喷口设置放喷池或放喷罐。7.5.3.3硫化氢防护7. 5.3.3.1每个井场至少配备2套正压式空气呼吸器。7.1. 3.3.2已知含有或预测含有硫化氢地层进行作业前，应编制防硫化氢应急预案，确定油气井点火程序和决策人，并按在岗人员数量100%配备正压式空气呼吸器，另配备20%的备用气瓶。7.5. 3.3.3含硫化氢气体应急放空
39、，具备条件的应采用燃烧方式。7.6. 3.4起下管柱7.5.3.4.1起下作业前，作业人员应了解井下管柱结构、工具工作原理及与起下管柱有关的井下情况。7.5.3.4.2 按照设计和操作规程进行洗、压井作业，建立井筒内液柱压力与地层压力平衡。7.5.3.4.3 起下油管前应检查大绳、绞车、天车防碰装置、刹车系统、动力钳保护装置等安全设施，避免单吊环、顶天车、溜钻、顿钻和人身伤害。起下管柱时，应监测井筒液面，控制起下速度，减少井内压力波动，避免井内液柱压力过低诱发井喷。7.5.3,4.4井控装置应按设计安装、试压。7.5.3.4.5起下抽油杆作业，应配套抽油杆防喷工具或简易抢装工具。7.5.3.4
40、.6起钻时应及时灌注修（压）井液，保持井筒压力平衡。7.5.3.5测试7.5.3.5.1施工作业前应按设计要求安装井控装置并进行井控验收。7.5.3.5.2地层测试应执行设计要求的压力控制、测试工作制度，控制放喷压力。7.5.3.6 封层和完井7.5.3.6.1 封层作业前应对上部套管进行试压，确认套管无漏失。封层后应验证封隔质量。7.5.3.6.2 完井作业应根据流体性质确定完井管柱、地面安全控制系统和井口测温仪等装置。7.5.3.7 酸化压裂7.5.3.7.1酸化压裂的井口装置的额定工作压力应不小于工程设计的最高压力，作业前应按照设计要求整体试压，合格后才能使用。井口装置应用钢丝绳绷紧固定
41、牢靠。7.5.3.7.2压裂作业前应设置高压区域，并摆放安全警示标志。对作业人员进行技术和安全交底，检查设备设施、人员防护装备和消防措施。7.5.3.7.3排液过程中应对出口进行有毒有害气体监测，作业人员应落实安全防护措施。7.5.3.8其他作业1.1.1.1.1 1打开封闭地层前，应对井控装置再次进行试压。修（压）井液性能应与封闭地层前所用修（压）井液性能一致。1.1.1.1.2 换井口装置前，应确保井筒内已打开层位实施了有效封堵。更换完成后，压力密封试验应合格。1.1.1.1.3 遇阻遇卡时提升拉力不应超过安全负荷，倒扣等旋转作业时应做好安全防护工作，捞获大直径工具上提管柱时，应有防止管柱
42、上顶的技术措施。7.6特殊作业7. 6.1动火（热工）作业、受限空间作业、高处作业、电力作业和管线打开作业等应符合GB40554.18. 4相关要求。7. 6.2动土作业应满足以下要求：一一作业前，应调查并确认地下隐蔽设施的分布情况。暴露后的地下隐蔽设施应及时予以确认，不能确认时，应立即停止作业。一一基于对土质地基承载力的分析，履带式挖掘机的履带与工作面边缘的距离应大于1m,轮胎式挖掘机的轮胎与工作面边缘距离应大于1.5mo多台机械同时作业时，挖掘机间距应大于相邻两台挖掘机旋转半径之和。人工挖掘基坑（槽）、管沟时，作业人员之间应保持2.5m以上的安全距离。一一动土开挖时，应根据土壤类别、力学性
43、质、开挖深度、荷载等因素采取防止滑坡和塌方措施。管沟开挖时，管沟沟壁及距管沟边Im范围内不应有浮石。一一线缆、非油气管道等地下隐蔽设施两侧2m范围内应采用人工开挖。油气输送管道管沟动土时，在地下设施两侧5m范围内应先采用人工探挖。一一危及邻近的建（构）筑物安全时，应对建（构）筑物采取支撑或其它保护措施。挖出物或其它物料应至少距坑（槽）、管沟边沿1m,堆积高度不应超过1.5m,坡度不大于1:1,不应堵塞下水道、窖井以及作业现场的逃生通道和消防通道。一一开挖深度超过1.2m时，应设临边防护和安全梯道。安全梯道的间距不应超过25m。不应在土壁上挖洞攀登，不应在坑（槽）内休息，不应在升降设备、挖掘设备
44、下或坑（槽）上端边沿站立、走动。一动土作业形成的坑（槽）符合受限空间危险特征的，应同时按照受限空间作业的要求执行。暴雨天气应停止露天动土作业。雨后复工，应确认土壁稳定或支撑等措施符合要求后方可作业。施工结束时应及时何填土石，恢复地面设施。8应急管理8. 1一般要求8. 1.1石油人工岛、滩海陆岸石油设施的应急预案应明确可依托的外部应急救援资源。8. 1.2滩海陆岸石油设施的安全风险和应急防范措施应告知周边单位和人员。8. 2防台风8.2. 1石油人工岛、滩海陆岸石油设施的防台风应急预案应明确安全撤离前钻机、修井机等设备的处置要求。海洋石油天然气开采安全规程第4部分：滩海部分（征求意见稿）编制说
45、明标准编制工作组二o二三年十二月一、工作简况（一）任务来源国家标准化管理委员会下达电动自行车用锂离子蓄电池安全技术规范等32项强制性国家标准制修订计划中，国家标准计划海洋石油天然气开采安全规程第4部分：滩海部分制定计划号为20221475-Q-450o由应急管理部海油安监办组织起草，委托TC288SC10（全国安全生产标准化技术委员会石油天然气开采安全分会）执行。（二）起草单位主要起草单位：中国石油天然气集团有限公司、中国石油天然气集团有限公司冀东油田分公司、中国石油化工集团有限公司、中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司、中国船级社、中国石化胜利海上工程技术检验有限公司、中国化学品安全协会、
46、中国石油大学（北京）、应急管理部上海消防研究所。（三）标准制订的目的及意义本部分围绕满足经济社会发展需要、符合强制性国家标准制定范围、能够产生重大经济社会效益等方面论证立项必要性。过去十几年以来，我国石油天然气的自持保障能力一直在下降，油气的进口依存度越来越高。2014年中国原油对外依存度达到了59.6%o2014年6月13日，中央召开财经领导小组第六次会议研究国家能源安全战略，习近平总书记强调，能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。同时，就推动能源生产和消费革命，习近平总书记提出五点要求（“四个革命，一个合作”）。但我国国民经济的蓬渤发展,2018年中国的石油进口量为4.4亿吨，同比增长11%,石油对外依存度升至69.8%,2019年更是达到了72%02018年7月21日，习近平总书记提出了大力提升勘探开发力度，力争增储上产，保证能源安全的重要指示。2018年下半年，中国石油、中国石化、中国海油深入学习贯彻习近平总书记有关保障我国能源安全讲话精神和重要批示精神。2019年伊始，我国各大石油企业将大力提升油气勘探开发各项工作落到实处，不折不扣完成2019-2025七年行动方案工作要求，各类石油天然气开采工作量急剧上I升。近年来，国内陆地油气重大勘探发现日渐减少，海洋油气探明
