海洋石油设施未制定防台风应急预案，或不按照防台风应急预案进行安全处置和撤离。
海上石油作业设施（包括钻井平台、生产平台、FPSO、移动式平台等）未针对作业海域台风特点制定专项防台风应急预案；或在台风进入警戒区、平台进入抗台状态时，未按预案要求执行人员撤离、设备固定、井下安全阀关闭、压载调整等关键处置措施。
补充说明：台风应急预案应明确不同预警等级（蓝、黄、橙、红）下的响应程序、撤离时机、撤离路线及人员清点程序。预案应每年至少组织一次演练。
《海洋石油安全管理细则》；GB 40554.1-2021《海洋石油天然气开采安全规程 第1部分：总则》；AQ 2085-2025 第5.3.1条。
① 未制定防台风应急预案。
② 预案内容与实际不符（如撤离路线不可用、应急通讯失效）。
③ 台风来临时未按预案要求及时撤离非必要人员。
④ 未关闭井下安全阀或未固定关键设备。
⑤ 预案未按规定演练，或演练记录缺失。
・台风路径偏离、未进入警戒区，平台按正常作业程序应对的，不适用本条。
・预案已编制但个别细节需完善，且平台已采取有效应对措施的，可限期修订，不判定重大隐患。
台风袭击时，人员未及时撤离可能导致群死群伤；设备未固定或井下安全阀未关闭，可能导致井口失控、平台倾覆、油气泄漏等灾难性后果。
① 检查防台风应急预案文件及演练记录。
② 追溯台风过境期间作业记录，核实人员撤离情况。
③ 现场检查井下安全阀、设备固定措施是否到位。
① 立即编制或修订防台风应急预案，并按程序报备。
② 组织全员防台风培训和实战演练。
③ 台风季节前专项检查撤离设施和应急物资。
自升式钻井、修井平台插桩作业前，未根据地质调查资料或邻井资料进行风险分析并制定应急预案。
自升式平台在就位插桩前，未依据海底地质调查报告、邻近井场资料等对可能存在的浅层气、古河道、硬地层、滑坡等风险进行识别和分析；或未针对可能发生的桩腿刺穿、滑移、倾斜、拔桩困难等风险制定专项应急预案。
《海洋石油安全管理细则》；SY/T 6962《海洋钻井装置插桩作业规程》；AQ 2085-2025 第5.3.2条。
① 未收集或未分析作业海域地质资料。
② 未进行插桩风险分析，直接进行插桩作业。
③ 未制定插桩作业应急预案。
④ 预案内容未涵盖桩腿刺穿、滑移等关键风险。
⑤ 现场作业人员不熟悉应急预案内容。
・在已有成功插桩经验的成熟井场作业，且地质资料完整、风险评估确认无新增风险的，可简化分析流程，但必须有书面确认文件。
・仅为风险分析报告个别要素遗漏但不影响整体风险评估结论的，可限期补充，不判定重大隐患。
插桩时遭遇未预见的浅层气可引发井喷或火灾；遇特殊地层可能导致桩腿穿刺、平台倾斜甚至倾覆，造成人员伤亡和设备损毁。
① 查阅插桩前的风险分析报告和应急预案。
② 核对地质资料和邻井资料是否齐全。
③ 现场询问作业人员对应急预案的掌握情况。
① 立即停止插桩作业，补充风险分析并制定应急预案。
② 组织作业人员进行预案培训和演练。
③ 将插桩风险分析纳入平台动复员审批流程。
海上固定平台达到设计使用年限或可继续使用年限，未经主结构安全评估合格继续服役。
导管架式、桩基式等海上固定平台达到设计文件规定的使用年限，或经一次延寿评估后批准的可继续使用年限到期后，未委托有资质的机构对平台主结构（导管架、桩基、上部组块主梁）进行全面检测和安全评估，或评估结论为不合格、需降级使用但仍按原设计条件继续服役。
《海洋石油安全生产规定》；SY/T 10030《海上固定平台规划、设计和建造的推荐作法》；AQ 2085-2025 第5.3.3条。
① 平台超期服役，未进行延寿安全评估。
② 评估报告过期（超过批准的可继续使用年限）。
③ 评估发现的结构缺陷未按要求整改。
④ 评估结论要求降级使用（如限制载荷、减少人员）但未执行。
⑤ 评估报告未经发证检验机构审核认可。
・已委托评估，正在检测过程中且有书面证明的，可限期完成，不判定重大隐患。
・设计使用年限内，因工艺流程改变已停用的平台不适用本条。
超期服役的平台主结构可能存在疲劳损伤、腐蚀减薄、桩基冲刷等隐患，在极端环境荷载（台风、地震）下可能发生结构失稳或倒塌，造成灾难性后果。
① 核对平台设计年限和投产日期。
② 查阅延寿评估报告及发证检验机构审核意见。
③ 现场检查评估建议的整改措施落实情况。
① 立即停止平台作业，启动延寿安全评估程序。
② 根据评估结论进行结构加强、维修或降级使用。
③ 无法通过评估的，制定废弃拆除计划。
海上有人值守固定平台和浮式生产储油装置未按规定设置消防系统，或系统主要功能失效。
海上有人常驻的固定平台、FPSO等设施，未按设计及规范（如《国际海上人命安全公约》SOLAS、NFPA等）要求配备消防泵、消防管网、消火栓、水喷淋/水幕系统、泡沫灭火系统、气体灭火系统等，或上述系统因故障、维护不当导致主要功能（如无法启动消防泵、管网压力不足、保护区灭火剂无法释放）失效。
《海洋石油安全生产规定》；GB 40554.1-2021；国际海事组织（IMO）相关公约；AQ 2085-2025 第5.3.4条。
① 消防泵、稳压泵故障，无法自动或手动启动。
② 消防管网腐蚀穿孔、阀门锈死，无法正常供水。
③ 水喷淋/水幕系统喷头堵塞、控制阀失效。
④ 泡沫灭火系统泡沫液过期、比例混合器故障。
⑤ 气体灭火系统（如CO₂、七氟丙烷）储瓶压力不足或误释放。
⑥ 火灾探测报警系统与消防系统未联动或联动失效。
・单个保护区或单台设备故障，但平台整体消防能力仍能满足最低安全要求且有临时替代措施的，可限期整改，不判定重大隐患。
・消防系统计划性停用检修期间，有严密安全管控措施的，可暂不判定。
海上设施火灾扑救完全依赖自身消防系统，消防系统失效意味着在火灾初期无法有效控制和灭火，火势将迅速蔓延，导致平台烧毁、人员伤亡甚至弃平台。
① 对消防泵进行远程和就地启动功能测试。
② 检查消防管网最不利点压力和流量。
③ 抽查泡沫液质量和有效期，测试气体灭火系统压力。
④ 进行消防联动测试。
① 立即修复或更换故障的消防设备。
② 建立消防系统定期测试和维护保养制度。
③ 配备足够的移动式灭火器材作为临时补充。
海上固定平台和浮式生产储油装置未按规定设置救生艇（筏），或救生艇的释放、动力、供气功能失效。
海上有人设施未按定员人数和规范要求配备足够数量的全封闭救生艇、救助艇及气胀式救生筏；或救生艇的艇机无法启动、螺旋桨/舵失效、艇内供气系统（空气瓶）压力不足或泄漏；或重力式/自由降落式救生艇释放装置卡阻，无法在紧急状态下安全、快速释放艇筏。
《国际海上人命安全公约》（SOLAS）；《海洋石油安全生产规定》；AQ 2085-2025 第5.3.5条。
① 救生艇/筏数量或定员不足。
② 救生艇发动机无法启动或运行不稳。
③ 艇内供气系统空气瓶压力不足、管路漏气。
④ 释放装置锈蚀、卡阻，无法顺利脱钩。
⑤ 救生筏静水压力释放器过期或失效。
⑥ 未按规定周期进行救生演习和艇机测试。
・单台救生艇故障，但其余艇筏总容量仍满足全员逃生需求，且故障艇在48小时内可修复的，可限期整改，不判定重大隐患。
・设备正在年检维修且平台已采取临时撤离替代方案的，可暂不判定。
平台发生灾难性事故需要弃平台时，救生艇筏功能失效将导致人员无法安全撤离，造成大规模人员伤亡。
① 核对救生艇筏配备数量和定员。
② 进行救生艇艇机启动和正倒车测试。
③ 检查供气系统压力和释放装置状态。
④ 查阅救生演习和月度检查记录。
① 立即补充、维修或更换不满足要求的救生艇筏及部件。
② 严格执行SOLAS要求的周、月度检查和演习制度。
③ 建立救生设备备件库存和应急抢修机制。
气井、自喷井未按要求安装井下安全阀，或井下安全阀功能失效。
海洋石油气井、自喷生产井未按设计要求和行业规范在井下完井管柱中安装井下安全阀（SCSSV）；或安装的井下安全阀因故障、液压控制系统失效、长期未进行功能测试等原因，无法在地面远程控制关闭或自动（低压/高温易熔塞触发）关闭，失去紧急情况下切断井内油气流的功能。
《海洋石油安全管理细则》；API RP 14B《井下安全阀系统的设计、安装、修理和操作》；AQ 2085-2025 第5.3.6条。
① 未安装井下安全阀。
② 安全阀类型或压力等级不满足设计要求。
③ 安全阀地面控制面板液压油不足、压力失效。
④ 安全阀入井后未进行功能测试（如流入测试、泄漏测试）。
⑤ 未按规定周期（一般不超过6个月）进行定期功能测试。
⑥ 安全阀故障失效后，未在修井时及时更换。
・无自喷能力的机采井、注水井不适用本条。
・安全阀功能测试发现轻微泄漏但不影响紧急关断，且已列入修井更换计划的，可限期整改，不判定重大隐患。
井下安全阀是防止井喷失控的最后一道井下屏障。地面安全设施失效时，若井下安全阀也失效，将无法阻止油气从地层无控制地流出，导致灾难性井喷和海洋污染。
① 核对每口气井、自喷井的完井设计，确认是否安装井下安全阀。
② 检查地面控制面板状态和液压压力。
③ 查阅井下安全阀功能测试记录（流入测试、泄漏测试）。
④ 测试安全阀关闭功能（如有条件）。
① 立即对未安装或功能失效的安全阀进行整改，利用修井机会下入或更换。
② 建立严格的定期功能测试制度并记录。
③ 加强地面控制系统的维护和巡检。
靠船侧布置于导管架外侧的在役油气输送立管未采取防碰撞保护措施，或保护措施失效。
安装在导管架靠船侧（船舶停靠进行物资补给、人员倒班的一侧）外部的油气输送立管（Riser），未设置防船舶碰撞的保护结构（如立管护管、防撞桩、橡胶护舷、靠船件将立管包围保护等），或原有的保护结构因腐蚀、撞击损坏而失效，无法有效防止供应船直接撞击立管。
《海洋石油安全生产规定》；SY/T 10030；AQ 2085-2025 第5.3.7条。
① 靠船侧外挂立管未设置任何防碰撞保护结构。
② 保护结构严重腐蚀、变形或已断裂。
③ 保护结构设计高度和宽度不能覆盖立管受船舶撞击的风险区域。
④ 靠船件设计不合理，船舶正常靠泊时有刮碰立管风险。
・立管布置在导管架内侧或非靠船侧，且经评估无碰撞风险的，不适用本条。
・保护措施局部轻微损坏但不影响整体防护功能的，可限期修复，不判定重大隐患。
供应船在靠泊或系泊期间，因风浪或操作失误撞击无保护的立管，可能导致立管破裂、油气大量泄漏，引发火灾、爆炸及海洋环境污染。
① 现场检查靠船侧立管及其保护结构状况。
② 查阅设计文件，确认保护结构是否满足原设计要求。
③ 检查有无船舶碰撞事件记录及后续评估报告。
① 立即安装或修复立管防碰撞保护结构。
② 在靠泊操作规程中明确船舶接近速度和靠泊角度限制。
③ 定期对保护结构进行水下检测和维护。
浮式生产储油装置原油舱未设置超压、真空的两级保护，或两级保护未正常投用。
FPSO的原油货油舱未按规范（如船级社规范、OCIMF指南）设置防止超压和负压（真空）的两级独立保护装置（例如：一级为呼吸阀/PV阀，二级为紧急泄放阀/真空破除阀），或上述保护装置因故障、堵塞、检修等原因被旁路、隔离而未投用，或设定值不符合设计要求，导致油舱在装卸油、温度变化时可能承受过高正压或负压。
《国际海上人命安全公约》（SOLAS）；船级社规范（如CCS、ABS、DNV）；AQ 2085-2025 第5.3.8条。
① 未设置PV阀或PV阀数量、通径不足。
② 未设置独立的二级紧急泄放/真空破除装置。
③ PV阀或紧急泄放阀被盲板封堵、阀门关闭或检修旁路未恢复。
④ 保护装置设定压力错误，超过舱室设计压力。
⑤ 防火网或阻火器堵塞，导致呼吸不畅。
⑥ 惰气系统与油舱保护联锁失效。
・单个PV阀故障检修，但其他PV阀及二级保护仍有效，且检修期间有严格操作控制的，可限期整改，不判定重大隐患。
・洗舱、维修等特殊作业期间，经评估和审批后短暂旁路保护装置且有替代措施的，不判定重大隐患。
油舱超压可能导致舱壁破裂、油气泄漏甚至甲板爆炸；负压真空可能导致舱室结构失稳、内爆损坏。两级保护同时失效将直接导致灾难性结构损坏。
① 检查PV阀、紧急泄放阀的外观和铅封状态。
② 查阅保护装置校验记录，核对设定压力。
③ 检查防火网和阻火器是否清洁畅通。
④ 进行惰气系统联锁测试。
① 立即恢复被旁路的保护装置，更换故障阀门。
② 按规范要求增设或升级两级保护装置。
③ 建立严格的保护装置定期校验和维护制度。
④ 将油舱压力保护纳入中控报警和联锁。
