使用国家明令淘汰的危及生产安全的工艺、设备。
石油天然气开采企业在钻井、采油、集输、处理等生产环节中，使用已被国家有关部门列入《淘汰落后危险化学品安全生产工艺技术设备目录》《淘汰落后安全技术装备目录》或其他明令淘汰目录的工艺技术或设备设施，且在规定的淘汰期限届满后仍未停用或改造。
补充说明：依据应急管理部、国家能源局最新发布的《淘汰落后危险化学品安全生产工艺技术设备目录》《淘汰落后安全技术装备目录》，企业应定期对照自查。典型淘汰设备包括：敞开式离心机处理易燃易爆物料、采用明火加热的原油脱水装置、不符合爆炸危险区域防爆等级要求的电气设备、无安全保护装置的简易抽油机等。
《中华人民共和国安全生产法》第三十八条；《淘汰落后危险化学品安全生产工艺技术设备目录》（应急管理部发布）；《淘汰落后安全技术装备目录》（应急管理部、国家能源局发布）；AQ 2085-2025 第5.1.4条。
① 使用列入最新目录的工艺技术，且超过淘汰期限未改造。
② 使用列入最新目录的设备设施，仍在生产运行。
③ 新建、改建、扩建项目仍采用已明令淘汰的工艺或设备。
④ 淘汰设备仅简单停用但未拆除，仍可能被误启动。
⑤ 企业未对照最新淘汰目录进行排查，存在遗漏。
・企业已制定明确的淘汰改造计划、签订设备采购合同、完成方案设计，但在施工等待期内的，可暂不判定为重大隐患，但应限期完成改造。
・设备已停止使用、切断能源并挂牌“淘汰禁用”，且已列入拆除计划的，不判定为重大隐患。
・仅为未及时更新淘汰目录清单、排查记录不完整等管理缺陷，不纳入重大隐患。
淘汰工艺和设备本质安全水平低，存在设计缺陷和安全防护缺失，易引发火灾、爆炸、机械伤害、井喷失控等事故，且事故后果通常更为严重。
① 对照国家最新淘汰目录，逐项排查企业现有工艺路线和设备台账。
② 检查现场是否存在目录所列淘汰设备仍在运行或备用。
③ 核查改造计划及落实情况，确认淘汰设备是否已物理拆除或不可逆停用。
① 立即停止使用淘汰工艺和设备，切断动力源并悬挂禁用标识。
② 制定技术改造方案，在限期内完成设备更新或工艺升级。
③ 新建项目设计阶段严格审查，严禁选用淘汰工艺设备。
④ 将淘汰目录排查纳入年度安全评估和变更管理流程。
未按 GB 40554.1、GB 42294 的规定制定特殊作业许可管理制度，或许可管理制度未执行。
石油天然气开采企业未针对动火作业、受限空间作业、高处作业、吊装作业、临时用电作业、动土作业、断路作业等特殊作业制定书面许可管理制度，或制度内容严重缺失（如缺少风险识别、措施确认、分级审批、全程记录等），或虽有制度但在实际作业中未执行（如无票作业、审批人未到现场确认、安全措施未落实即签字等）。
补充说明：GB 40554.1-2021 和 GB 42294-2022 明确要求企业必须建立特殊作业许可管理制度。许可管理应涵盖作业申请、风险分析、措施确认、分级审批、现场监护、完工验收全流程。动火、受限空间等高风险作业必须执行“作业票”制度，严禁无票作业。
GB 40554.1-2021《海洋石油天然气开采安全规程 第1部分：总则》；GB 42294-2022《陆上石油天然气开采安全规程》；AQ 2085-2025 第5.1.5条。
① 企业未建立特殊作业许可管理制度文件。
② 制度内容严重缺失，缺少风险分析、气体检测、安全措施确认、作业人/监护人签字等关键要素。
③ 现场特殊作业无票证作业。
④ 审批人未到现场确认安全措施即签批作业票。
⑤ 气体检测不合格仍签批动火或受限空间作业票。
⑥ 作业票超期使用，特级、一级动火票超过 8 小时、二级动火票超过 72 小时未重新办理。
⑦ 夜间动火未提高一个等级管理。
⑧ 监护人不在现场或监护人未经培训合格。
・制度内容完整，仅为个别票证填写不规范（如漏填时间、签字不清晰）但安全措施已落实的，不纳入重大隐患判定。
・企业正在修订制度文件，且现场作业已按原有效制度执行的，可限期整改。
・仅为一般管理缺陷、无直接事故风险的轻微偏差，不纳入重大隐患。
特殊作业涉及的高风险操作缺乏有效管控，极易引发火灾、爆炸、中毒窒息、高处坠落等重大事故。作业票制度的缺失意味着安全措施无人确认、风险无人把关，是事故发生的直接诱因。
① 查阅企业特殊作业许可管理制度文件，确认内容完整性。
② 随机抽查近 3 个月的特殊作业票证，核对审批流程、气体检测数据、监护人签字等是否符合要求。
③ 现场检查正在进行的特殊作业，核对票证、监护人、安全措施落实情况。
① 立即建立或修订特殊作业许可管理制度，明确各类作业审批权限、流程和安全要求。
② 对审批人、监护人、作业人员进行专项培训并考核。
③ 引入电子作业票系统，实现票证在线审批、实时监控。
④ 对无票作业、假票证等严重违规行为严肃追责。
未建立变更管理制度，或未履行变更管理制度。
石油天然气开采企业未建立涵盖工艺技术、设备设施、人员、管理等所有类型的变更管理制度，或虽已建立制度但未有效执行。具体表现为：涉及工艺参数调整、设备改造、材料替换、组织机构调整、关键人员变更等可能影响安全生产的变化，未履行变更申请、风险评估、审批、实施、验收、培训等管理流程。
补充说明：变更管理是过程安全管理的核心要素之一。任何偏离原设计或已批准文件的变动均应纳入变更管理。变更分为永久性变更与临时性变更，临时性变更应设定有效期限，到期后恢复原状或转为永久变更。
AQ 2083-2025《石油天然气开采过程安全管理规范》；AQ 2084-2025《石油天然气开采安全风险管理规范》；AQ 2085-2025 第5.1.6条。
① 企业无书面变更管理制度文件。
② 工艺参数（如温度、压力、流量）超出设计范围长期运行，未履行变更审批。
③ 擅自增加或拆除设备、管道、仪表，未进行风险评估和审批。
④ 更换设备材质、规格与设计不符，未走变更流程。
⑤ 关键岗位人员（如平台经理、钻井监督、安全总监）变更未进行安全交接和风险评估。
⑥ 变更后未更新操作规程、图纸、培训材料等相关文件。
⑦ 变更实施前未对受影响人员进行专项培训。
⑧ 临时性变更到期未恢复原状或补办永久变更手续，长期“临时”运行。
・企业已建立变更管理制度且有效执行，仅为单次变更记录不完备（如风险评估签字不全）但变更本身风险可控的，可限期整改，不判定重大隐患。
・微小变更（如同型号备件更换、非关键仪表校准），经风险评估确认不影响安全的，可简化流程。
・仅为制度文件版本老旧但内容完整、实际执行有效的，不纳入重大隐患。
未经评估和审批的变更可能引入新的风险，导致原有安全措施失效。例如擅自提高操作压力可能导致设备超压破裂，更换不合格材质可能引发腐蚀泄漏，人员变更未交接可能导致关键信息丢失。
① 查阅变更管理制度文件，确认覆盖范围、流程、职责划分是否明确。
② 抽查近 1 年的变更管理台账，核对每项变更是否完成风险评估、审批、实施、验收闭环。
③ 现场核查已实施的变更是否与实际相符，相关图纸、规程是否同步更新。
④ 询问相关人员是否了解变更管理流程及近期发生的变更情况。
① 建立或完善变更管理制度，明确变更分类、风险评估要求、审批权限、实施验收流程。
② 对已发生的未经审批变更进行全面排查，补办风险评估和审批手续，或恢复原状。
③ 将变更管理纳入安全培训内容，提高全员变更管理意识。
④ 建立变更管理电子化系统，实现变更申请、审批、跟踪、关闭的在线管理。
未根据现场实际情况，编制火灾爆炸、弃平台、井喷失控、人员落水应急处置方案、硫化氢泄漏的专项应急预案或现场处置方案，或未按规定定期组织演练。
石油天然气开采企业未针对本企业可能发生的典型事故类型（火灾爆炸、井喷失控、硫化氢泄漏、弃平台、人员落水等），编制专项应急预案或现场处置方案，或预案内容与现场实际严重不符（如未明确应急组织机构、响应程序、处置措施、物资装备清单等），或未按规定频次组织应急演练，或演练走过场、无记录、未评估改进。
补充说明：GB 40554.1-2021 和 GB 42294-2022 对应急预案编制和演练均有明确要求。应急预案应基于风险评估结果，覆盖可能发生的各类事故场景。每半年至少组织一次专项预案演练，每年至少组织一次综合应急预案演练。演练可采用桌面推演、实战演练等形式，演练后应进行评估并修订完善预案。
《生产安全事故应急预案管理办法》（应急管理部令第2号）；GB 40554.1-2021《海洋石油天然气开采安全规程 第1部分：总则》；GB 42294-2022《陆上石油天然气开采安全规程》；AQ 2085-2025 第5.1.7条。
① 企业未编制针对性的专项应急预案或现场处置方案。
② 预案内容与现场实际严重脱节，如应急电话、逃生路线、物资清单与现场不符。
③ 预案未明确应急组织架构、各岗位应急职责、响应程序。
④ 未按规定频次组织演练（每半年至少一次专项预案演练，每年至少一次综合预案演练）。
⑤ 演练记录缺失、造假，或无演练评估报告。
⑥ 演练发现的问题未整改，预案未及时修订完善。
⑦ 应急物资、装备未按预案要求配备，或已失效不能使用。
・预案内容基本完整，仅为个别细节需完善（如部分联系电话更新不及时），且企业已开展演练的，可限期修订，不判定重大隐患。
・因生产任务紧张导致演练延期不超过 1 个月的，有书面计划并已安排补演的，可暂不判定。
・仅为演练记录不规范、评估报告不详细等管理瑕疵，不纳入重大隐患。
应急预案缺失或失效意味着企业在事故发生时无章可循，应急响应混乱，人员无法及时疏散，救援力量无法有效组织，极易导致事故扩大、伤亡增加。油气开采行业事故突发性强、后果严重，有效的应急准备是最后一道防线。
① 检查应急预案和现场处置方案文本是否齐全、内容是否与现场实际相符。
② 查阅近 2 年的演练计划、演练记录、签到表、照片、评估报告。
③ 现场抽查应急物资（正压式空气呼吸器、气体检测仪、救生衣、灭火器等）是否配备到位且在有效期内。
④ 随机询问现场人员是否熟悉本岗位应急职责和逃生路线。
① 立即组织修订应急预案和现场处置方案，确保针对性和可操作性。
② 制定年度应急演练计划并严格执行，保留完整演练记录和评估报告。
③ 根据演练评估结果及时修订完善预案。
④ 定期检查和维护应急物资装备，确保随时可用。
涉及可燃和有毒有害气体泄漏的场所，未按设计要求设置探测报警装置。
石油天然气开采企业在钻井、采油、集输、处理、储存等可能泄漏可燃气体（如天然气、原油蒸气）或有毒有害气体（如硫化氢、一氧化碳）的场所，未按照设计文件和国家标准设置固定式气体探测报警装置，或安装数量不足、覆盖范围不全、安装位置不当，导致泄漏无法被及时探测。
补充说明：气体探测报警装置的设置应依据 GB/T 50493《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计标准》。探测器覆盖半径一般不超过 10 米，应安装在释放源附近、人员活动区域、通风不良处等关键位置。探测器类型应与待测气体匹配（如测甲烷用催化燃烧式，测硫化氢用电化学式）。报警信号应接入 24 小时有人值守的控制室或值班室，与 DCS 系统联动。
GB/T 50493《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计标准》；AQ 2085-2025 第5.1.9条。
① 应设未设固定式气体探测器（如井口、分离器、压缩机房、储罐区、加药间等）。
② 探测器数量不足，覆盖半径超出 10 米。
③ 探测器安装位置错误（如比空气轻的气体安装在地面，比空气重的气体安装在屋顶）。
④ 探测器选型错误（如用可燃气体探测器检测硫化氢）。
⑤ 报警值设定不符合规范，一级报警值 ＞25% LEL 或二级报警值 ＞50% LEL。
⑥ 探测器每半年未标定一次，标定记录缺失。
⑦ 探测器失效（如传感器中毒、电路故障）未及时修复。
⑧ 报警信号未接入 24 小时有人值守的控制室或值班室。
・探测器已按设计安装，个别安装位置因现场条件限制稍有偏差但不影响检测效果的，可限期调整，不判定重大隐患。
・探测器故障报警期间，企业已采用便携式检测仪人工巡检替代，并已报修且修复期限明确的，可暂不判定。
・仅为报警值设定偏差、探测器数量足够但覆盖半径略有不足等轻微偏差，不纳入重大隐患。
气体泄漏不能第一时间被发现，可燃气体积聚达到爆炸极限遇点火源即发生爆炸，有毒气体聚集导致人员中毒伤亡。油气开采现场气体泄漏风险高，探测报警装置是预防事故的第一道防线。
① 对照设计图纸和 GB/T 50493，检查气体探测器点位、数量、安装位置是否满足要求。
② 核对探测器铭牌，确认检测气体种类与现场实际一致。
③ 检查报警值设定是否符合规范，报警信号是否接入控制室。
④ 查阅探测器标定记录（应每半年标定一次），检查传感器是否在有效期内。
① 立即补充安装缺失的气体探测器，调整安装位置或更换探测器类型。
② 重新设定报警值，确保符合标准要求。
③ 建立探测器定期标定和巡检制度，故障探测器 24 小时内修复。
④ 将气体报警系统接入中控室，实现集中监控。
擅自关闭油气生产现场的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、紧急关断系统，或系统主要功能失效。
石油天然气开采现场的可燃气体报警系统、有毒有害气体报警系统、火灾报警系统、紧急关断系统等安全仪表功能，在未履行正式审批手续、未采取有效替代措施的情况下被人为关闭、旁路、屏蔽，或系统因故障、维护不当等原因导致主要功能失效（如无法触发报警、无法执行关断动作），且未在规定时限内修复。
补充说明：安全仪表系统和火灾气体报警系统是油气开采现场的关键保护层。任何旁路操作必须经严格审批，限定旁路时间（一般不超过 8 小时）和范围，并采取加强巡检等替代措施。系统故障应在 24 小时内修复，无法立即修复的应采取人工监控等临时措施。
GB 40554.1-2021《海洋石油天然气开采安全规程 第1部分：总则》；GB 42294-2022《陆上石油天然气开采安全规程》；AQ 2085-2025 第5.1.10条。
① 人为关闭、屏蔽可燃/有毒气体报警系统，未履行审批手续。
② 火灾报警系统被人为静音、关闭，或探测器被遮挡。
③ 紧急关断系统的输入/输出信号被强制（旁路），导致无法自动或手动触发关断。
④ 系统主要部件（控制器、I/O卡件、探测器、执行元件）故障，导致系统整体功能失效。
⑤ 系统电源故障或冗余电源失效，系统处于瘫痪状态。
⑥ 系统故障超过 24 小时仍未修复，且无有效替代措施。
⑦ 旁路操作超过 8 小时未恢复，无记录、无审批。
・系统正常检修维护期间，经审批并采取替代监控措施的短暂旁路（不超过 8 小时），不判定重大隐患。
・系统个别探测器故障，但其余探测器仍能覆盖关键区域，且故障探测器已在 24 小时内报修的，可限期整改。
・仅为系统报警记录不全、旁路审批单填写不规范等管理瑕疵，不纳入重大隐患。
安全仪表系统被人为旁路或功能失效，意味着在发生泄漏、火灾、超压等危险工况时，系统无法自动报警或执行关断保护，事故将迅速升级，导致严重的人员伤亡和设备损毁。
① 检查可燃/有毒气体报警系统、火灾报警系统、ESD系统的运行状态指示灯，确认无旁路、故障报警。
② 查阅系统旁路操作记录，核对审批手续、旁路时间、替代措施是否符合要求。
③ 对ESD系统进行功能测试，验证紧急关断按钮、过程变量触发关断功能是否正常。
④ 检查系统维护保养记录和故障修复记录。
① 立即恢复被旁路或关闭的安全仪表系统，对擅自旁路行为追责。
② 故障设备立即安排维修或更换，24 小时内恢复系统功能。
③ 建立严格的系统旁路审批管理制度，旁路期间采取有效的替代监控措施。
④ 定期对安全仪表系统进行功能测试和预防性维护。
爆炸性气体环境 0 区、1 区的生产作业场所，未按 GB 3836.15 的规定设置、使用防爆电气设备，或防爆性能失效。
石油天然气开采现场被划分为爆炸性气体环境 0 区（连续出现或长期出现爆炸性气体混合物的区域）、1 区（正常运行时可能出现爆炸性气体混合物的区域）的场所（如井口区、分离器区、油罐区、压缩机房、加药间等），未选用符合防爆等级要求的电气设备，或防爆电气设备安装不规范（如电缆引入口未密封、隔爆面锈蚀、紧固螺栓缺失），或防爆性能因维护不当已失效。
补充说明：爆炸危险区域的划分依据 GB 50058《爆炸危险环境电力装置设计规范》。0 区应选用本质安全型设备；1 区应选用隔爆型、本质安全型设备。防爆电气设备的安装和维护应严格按 GB 3836.15 执行，任何影响防爆完整性的改动或损伤均可能导致防爆性能失效。
GB 3836.15《爆炸性环境 第15部分：电气装置设计、选型、安装规范》；GB 50058《爆炸危险环境电力装置设计规范》；AQ 2085-2025 第5.1.11条。
① 0 区、1 区使用了非防爆电气设备（如普通开关、插座、电机、灯具）。
② 防爆设备选型与区域危险等级不匹配（如仅适用于 2 区的设备用于 1 区）。
③ 防爆电气设备电缆引入口未用防爆密封接头封堵，或封堵件缺失。
④ 隔爆型设备隔爆面间隙超标，不符合 GB 3836.2 要求。
⑤ 增安型设备外壳破损，或接线端子松动。
⑥ 本质安全电路与非本质安全电路未分开敷设，未采取屏蔽、隔离措施。
⑦ 防爆电气设备未经定期检查和维护，防爆标识模糊不清。
⑧ 擅自对防爆设备进行改造（如钻孔、更换非防爆部件）。
・个别防爆电气设备电缆引入口密封件老化但未造成明显缝隙，且已列入更换计划的，可限期整改，不判定重大隐患。
・已停用的非防爆设备已切断电源、挂牌禁用并列入拆除计划的，不判定重大隐患。
・仅为防爆检查记录不完整、防爆标识不清晰等管理瑕疵，不纳入重大隐患。
在爆炸性气体环境中使用非防爆或防爆失效的电气设备，电气火花或高温表面极易引燃泄漏的可燃气体，导致火灾、爆炸事故。油气开采现场存在大量可燃气体释放源，防爆电气是防止点火源的关键措施。
① 对照爆炸危险区域划分图，现场核查电气设备防爆等级是否匹配。
② 检查防爆电气设备外观是否完好，电缆引入口密封是否严密，紧固螺栓是否齐全。
③ 抽查防爆电气设备定期检查维护记录，是否按规定周期（一般不超过 3 年）进行专业防爆检查。
④ 检查是否存在擅自改装防爆设备的情况。
① 立即更换不符合防爆要求的电气设备，选用正确防爆等级的设备。
② 修复或更换防爆性能失效的设备，恢复防爆完整性。
③ 建立防爆电气设备台账，制定定期检查维护计划并严格执行。
④ 对相关人员开展防爆电气选型、安装、维护专项培训。
石油钻机、修井机未配备天车防碰系统，或系统功能失效。
陆上和海洋石油钻井、修井作业使用的钻机、修井机，未安装天车防碰系统（包括机械防碰和电子防碰双重装置），或天车防碰系统因故障、维护不当、人为旁路等原因导致功能失效，无法在游车上升至设定高度时自动触发报警和紧急刹车。
补充说明：天车防碰系统是防止游车撞击天车的关键安全装置，应配备机械防碰与电子防碰双重装置，每班进行功能测试，测试记录存档备查。钻井、修井作业前，必须确认天车防碰系统已投用且功能完好。
SY/T 5974《钻井井场、设备、作业安全技术规程》；SY/T 6228《海洋石油钻井安全规程》；AQ 2085-2025 第5.1.12条。
① 钻机、修井机未安装天车防碰系统。
② 天车防碰系统的机械过卷阀、电子高度限位器故障或被短接、屏蔽。
③ 防碰系统刹车功能失效，无法在触发时有效制动。
④ 防碰系统设定高度低于天车实际安全高度。
⑤ 未按规定进行每班功能测试，或测试记录缺失。
⑥ 防碰系统报警装置失效，无法发出声光报警。
⑦ 游车大钩高度指示器未定期校准，司钻无法准确判断游车位置。
・防碰系统个别报警指示灯故障，但刹车功能仍正常，且已报修并在 24 小时内修复的，可限期整改，不判定重大隐患。
・作业前功能测试发现防碰系统故障，已立即停用设备并安排维修的，不判定重大隐患。
・仅为测试记录不完整、未签字等管理瑕疵，不纳入重大隐患。
天车防碰系统失效，司钻操作失误或注意力不集中时，游车可能撞击天车，导致钢丝绳断裂、游车坠落、井架倒塌等严重事故，造成人员伤亡和设备损毁。这是钻井修井作业中必须防范的顶级风险之一。
① 现场检查钻机、修井机是否配备天车防碰系统，包括机械和电子双重装置。
② 进行功能测试，验证防碰系统能否正常触发报警和刹车。
③ 查阅每班功能测试记录，确认测试频次和结果。
④ 检查游车大钩高度指示器是否定期校准、清晰可见。
① 立即安装或修复天车防碰系统，确保双重装置报警和刹车功能正常。
② 建立每班功能测试制度，测试记录存档备查。
③ 对司钻和操作人员进行天车防碰系统操作和应急处置培训。
④ 防碰系统故障未排除前，严禁进行起下钻作业。
未按设计要求配置安装、检修井控装置，安装完毕或更换承压部件后未进行试压。
石油天然气钻井、修井、压裂等作业中，未按照工程设计文件配置和安装井控装置（包括防喷器组、节流压井管汇、放喷管线、内防喷工具等），或井控装置的压力等级、规格组合、数量不满足设计和标准要求；井控装置安装完毕或更换承压部件（如闸板、密封件、四通、管线）后，未按规定进行压力试验，或试压不合格仍投入使用。
补充说明：井控装置是防止井喷的最后一道物理屏障，其配置必须严格依据地质设计和工程设计。试压应采用清水或钻井液，低压试验压力不低于额定工作压力的 50%，高压试验压力不低于额定工作压力，稳压时间不低于 10 分钟，压降不超过 0.05 MPa。试压应有书面记录，并存档备查。
SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》；SY/T 6426《钻井井控技术规程》；AQ 2085-2025 第5.1.13条。
① 防喷器组压力等级低于地层预测最高压力，或组合形式不满足设计要求。
② 节流压井管汇规格、数量、连接方式与设计不符。
③ 放喷管线未接出井口安全距离以外，或固定不牢。
④ 未安装内防喷工具（如旋塞、止回阀）。
⑤ 安装完毕后未进行试压，或试压压力未达到额定工作压力。
⑥ 试压记录造假，或试压不合格仍投入使用。
⑦ 更换承压部件后未重新试压即投入使用。
⑧ 试压盲板未拆除即开工作业。
・试压中发现轻微泄漏，经紧固后重新试压合格的，不判定重大隐患。
・试压记录个别数据填写不全但试压实际已合格，且可补充完善的，不纳入重大隐患。
・仅为试压程序细节不规范（如稳压时间略短），但不影响试压结论可靠性的，可限期整改。
井控装置配置不足或未试压，在发生溢流、井涌时可能因设备承压能力不足或密封失效而无法有效关井，导致井喷失控，造成人员伤亡、环境灾难和巨大财产损失。
① 对照工程设计文件，现场核查井控装置的配置是否齐全、规格是否匹配。
② 检查试压记录，核对试压压力、稳压时间、压降值是否符合标准。
③ 观察井控装置各连接部位有无渗漏，压力表是否在有效期内。
④ 检查内防喷工具是否处于待命状态，远程控制台功能是否正常。
① 立即按照设计要求补充或更换井控装置，确保配置完整、压力等级达标。
② 对安装完毕或更换承压部件后的井控装置重新进行试压，合格后方可投入使用。
③ 建立井控装置安装试压管理台账，记录装置编号、试压日期、试压结果。
④ 加强井控装置安装和试压过程的监督验收。
地质录井使用的综合录井仪、气测录井仪及其他探测与报警装置主要功能失效，或擅自停用。
石油天然气钻井过程中，用于监测钻井参数、气测值、工程异常的地质录井设备（综合录井仪、气测录井仪、硫化氢探测报警装置等），其主要功能（如全烃、组分检测、钻井液池体积监测、出口流量监测、泵冲监测等）因故障、维护不当或人为关闭而失效，无法及时发现溢流、井涌、有毒气体泄漏等异常征兆。
补充说明：综合录井仪和气测录井仪是钻井过程中发现溢流和井涌的第一道监测防线。全烃、组分含量升高、池体积增加、出口流量增大等是溢流的重要预兆。硫化氢探测报警装置应与录井系统联动，异常时自动报警。录井设备应保持连续运行，任何功能的停用或旁路必须经钻井监督批准，并采取替代监测措施。
SY/T 6243《油气探井录井技术规范》；SY/T 5974《钻井井场、设备、作业安全技术规程》；AQ 2085-2025 第5.1.15条。
① 综合录井仪全烃、组分检测功能失效，无法检测关键参数。
② 硫化氢探测报警装置未与录井系统联动，异常时未自动报警。
③ 钻井液池体积传感器、出口流量计失效，无法监测液位和流量变化。
④ 泵冲传感器失效，无法计算钻井液泵入量。
⑤ 擅自关闭或旁路录井报警功能。
⑥ 录井数据未实时传输至司钻控制台和值班室，司钻无法实时查看关键参数。
⑦ 录井设备故障超过 24 小时未修复，替代监测手段未人工加密测量，记录缺失。
・录井设备个别非关键功能（如辅助计算模块）失效，但不影响溢流、有毒气体监测主要功能的，可限期修复，不判定重大隐患。
・设备计划性检修期间，已采用人工加密监测并记录，且检修时间不超过 8 小时的，不判定重大隐患。
・仅为录井数据记录不全、报警阈值设定偏差等管理瑕疵，不纳入重大隐患。
录井监测功能失效，意味着钻井现场失去了对溢流、井涌、有毒气体泄漏的早期预警能力。等到地面发现异常时，井筒内可能已大量涌入地层流体，关井难度和压井风险成倍增加，极易导致井喷失控或硫化氢中毒事故。
① 现场检查综合录井仪、气测录井仪的运行状态，各传感器是否正常工作。
② 进行功能测试（如通入标准气体验证检测器响应），确认报警功能正常。
③ 检查录井数据是否实时传输至司钻房和值班室。
④ 查阅录井设备维护保养记录和故障修复记录。
① 立即修复或更换失效的录井传感器和功能模块，恢复全部监测功能。
② 故障期间采用人工加密测量和巡检作为临时替代措施，记录完整。
③ 建立录井设备日常检查和定期标定制度。
④ 对录井操作人员和钻井监督进行设备功能及异常响应培训。
